李穎毅，王 超，文福拴

(1.浙江省電力公司，浙江 杭州 310007;2.浙江大學電氣工程學院，浙江 杭州 310027)

0 引言

伴隨著化石能源的逐步枯竭與環(huán)境污染的趨于嚴重，我國逐步制定和實施了節(jié)能、環(huán)保和經(jīng)濟調度方面的政策與措施，如與電力行業(yè)密切相關的《節(jié)能發(fā)電調度辦法》和《電網(wǎng)企業(yè)全額收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》。這些辦法的相繼出臺，給電力系統(tǒng)的調度運行提出了新的問題，也為電力系統(tǒng)的運營帶來了經(jīng)濟風險。隨著建設資源節(jié)約型、環(huán)境友好型社會的進一步推進，電力系統(tǒng)經(jīng)濟風險的范圍和內容也會隨之更加豐富。

不確定性因素導致風險。只要存在不確定性因素，風險就不能完全避免，只能管理和限制。所謂的風險管理就是通過認識風險的性質、類型及可能帶來的后果和損失，使決策者增強對風險的感知和識別能力，提前做好應對措施。具體到電力系統(tǒng)，由于存在很多不確定性因素，如負荷預測誤差、發(fā)電機組強迫停運、線路停運、突發(fā)事件等，電力系統(tǒng)運行既存在安全風險，也同樣存在經(jīng)濟風險。在這種情況下，調度員需要及時分析風險涉及的范圍和程度，制定風險管理方案，來規(guī)避風險的發(fā)生或將風險可能帶來的損失降低。

為更好地促進電力系統(tǒng)的健康運行，充分行使電網(wǎng)公司在電力系統(tǒng)調度運行中的主導地位和作用，提高電力系統(tǒng)運行的效率，改善電力系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性，電網(wǎng)公司有必要在風險管理基礎理論的指導下對其在電力系統(tǒng)調度運行中面臨的各種經(jīng)濟風險進行系統(tǒng)分析，并積極研究解決相關風險的措施。分析電網(wǎng)公司當前面臨的環(huán)境可知，開展與節(jié)能調度相結合的經(jīng)濟預警和管理策略研究，以提高電力系統(tǒng)安全運行前提下的經(jīng)濟預警與風險管理水平就具有現(xiàn)實意義。

在上述背景下，遵循國家能源政策，結合“節(jié)能降耗”的要求，針對我國省級電網(wǎng)公司的實際情況，在保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行和社會效益的前提下，構建“經(jīng)濟風險預控”模型，以改善電網(wǎng)公司經(jīng)濟效益。具體地講，從電網(wǎng)公司的角度對其所面臨的經(jīng)濟風險進行深入剖析，采用“經(jīng)濟風險識別→分析→評估→預控”的思路實現(xiàn)電網(wǎng)經(jīng)濟風險管理。設計了在線/離線兩種經(jīng)濟風險預警模式，在線經(jīng)濟風險作為輔助調度員決策的有力工具，服務于系統(tǒng)的實時調度運行，以降低電網(wǎng)調度運行中潛在的經(jīng)濟風險;離線經(jīng)濟風險評估為系統(tǒng)不斷逼近安全、經(jīng)濟和環(huán)保協(xié)調優(yōu)化運行提供指導性的建議。研究內容符合當今社會發(fā)展需要，為我國省級電網(wǎng)的安全、優(yōu)質、經(jīng)濟運行提供理論支持，具有現(xiàn)實意義和應用價值。

1 電網(wǎng)經(jīng)濟風險管理研究概述

在電力工業(yè)改革的環(huán)境下，電網(wǎng)公司扮演著多重角色，既承擔一定的政府職能，更承擔著相應的市場職能，如供電商、交易機構、調度機構和電網(wǎng)運營商。由于這些角色所承擔的職能不同，因而相關的風險也就各異［1］。到目前為止，我國的區(qū)域電力市場仍屬于計劃與市場混合模式，與競爭的電力市場還有很大距離。針對我國省級電力系統(tǒng)所處的這個特殊市場環(huán)境，本文重點討論與調度機構相關的經(jīng)濟風險。

風險的評估主要由兩部分組成:一是不希望發(fā)生的事件出現(xiàn)的概率;二是一旦該事件發(fā)生，其后果的嚴重程度或導致的損失的大小。這樣，為了評估風險，就需要對未來結果的嚴重程度及其發(fā)生的概率有一個比較準確的估計。然而，在現(xiàn)實世界中，可能發(fā)生的事件的危害嚴重程度及其概率特征常常是無法準確得知的，一般需要進行估計。

需要指出，風險并不是降低的越小越好，因為降低風險是要付出代價的。無論是減少事件發(fā)生的概率還是通過采取防范措施使事件發(fā)生后造成的損失最小，都要付出相應的成本。因此，理性的做法是在收益和風險之間取得某種平衡。

傳統(tǒng)上主要采用收益期望值的標準差 (或方差)來度量風險。標準差是對期望收益率的分散度或偏離度的衡量，是方差的平方根。標準差之所以能表示風險的大小，是由于風險來源于對未來的不確定性，而這種不確定性產(chǎn)生預期收益的變動性。變動性越大，不確定性也就越大;變動性越小，就比較容易確定其價值，標準差的作用在于度量一個數(shù)量系列變動性的平均大小。收益的標準差越大，風險也越大。也可用收益的標準差除以收益的期望值得到變異系數(shù)，采用這個相對指標來比較風險程度。

風險價值 (Value at Risk，VaR)是近年來應用比較多的風險分析方法。在本文所構造的方法框架中，也采用了這種方法。本文后面會對這種方法做更詳細些的介紹。

2 電網(wǎng)經(jīng)濟風險管理策略研究的基本思路

明晰電網(wǎng)經(jīng)濟風險的概念是準確識別/分析電網(wǎng)經(jīng)濟風險的前提。在此基礎上，結合在線/離線經(jīng)濟風險預警模式的不同特點，構建相應的評估模型。

有別于常規(guī)的系統(tǒng)運行風險評估［2～4］，與電力系統(tǒng)運行有關的經(jīng)濟風險評估需確定一個參照對象以度量風險值。因此，為實現(xiàn)電網(wǎng)的經(jīng)濟風險預警，首先必須求取系統(tǒng)的一個最優(yōu)調度方案作為衡量經(jīng)濟風險的參照標準。需要指出，最優(yōu)調度方案必須滿足系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的要求，因此就引出了計及安全約束的機組組合(security constrained unit commitment， SCUC) 問 題［5，6］。SCUC問題在求解調度方案時考慮了若干網(wǎng)絡安全約束，包括斷面/線路潮流及節(jié)點電壓幅值約束等，能夠滿足經(jīng)濟風險評估的要求。在SCUC問題中，機組發(fā)電計劃要求滿足電網(wǎng)安全約束，而電網(wǎng)安全約束則必須通過機組出力計劃才能計算出支路潮流，兩者之間形成互為因果的關系，不能完全解耦分別求解。然而，從工程計算的復雜性和計算效率考慮，將兩者解耦處理有可能取得更好的效果。建議應用 Bender’s分解原理［7～9］，將 SCUC解耦為“機組出力安排”主問題和“系統(tǒng)安全校核”子問題。現(xiàn)有的機組最優(yōu)組合(unit commitment，UC)算法研究往往是在犧牲精確性(即不進行安全校核或只進行直流安全校核)來保證其高效性，由于SCUC問題的約束、離散變量和連續(xù)變量的數(shù)目均隨著系統(tǒng)規(guī)模的增大而急劇增加，因此常常以犧牲計算精度(如采用直流潮流校核或只計及部分網(wǎng)絡安全約束等)的做法來保證問題求解的高效性，減少計算時間。為保證所發(fā)展的模型和算法的有效性和實用價值，建議采用交流潮流進行安全校核。

綜上，基于SCUC問題對我國省級電力系統(tǒng)的在線/離線經(jīng)濟風險預警系統(tǒng)進行設計，由“求取滿足系統(tǒng)安全約束下的最優(yōu)發(fā)電調度方案”和“構建電網(wǎng)經(jīng)濟風險評估模型”兩個主要模塊組成。主要研究內容可總結如下:

(1)電網(wǎng)經(jīng)濟風險識別與分析。

(2)計及節(jié)能減排因素的系統(tǒng)最優(yōu)調度:a.構建 SCUC 模型;b.開發(fā)求解算法［10～12］;c.求取最優(yōu)日前發(fā)電計劃。

(3)在線經(jīng)濟風險預控。

(4)借鑒美國 PJM(Pennsylvania－New Jersey－Maryland)電力市場“完美調度”(perfect dispatch，PD)的理念進行離線經(jīng)濟風險預警。

所構造的基本研究框架如圖1所示。

上述研究內容可以概述如下。

基于預先確定的系統(tǒng)96點運行方式，開展經(jīng)濟風險評估，形成風險等級表，并提出相應的預防控制措施。運行方式確定就是基于電網(wǎng)當前運行狀態(tài)，結合超短期負荷預測、發(fā)電和輸電檢修計劃，自動生成96點運行方式。

(1)構建基于最優(yōu)調度方案的經(jīng)濟風險評估?；谠诰€最優(yōu)調度方案，結合系統(tǒng)的日前調度計劃，求取各項經(jīng)濟風險的后果值及概率值，從而得到風險值。

節(jié)能減排因素的納入進一步豐富了系統(tǒng)運行經(jīng)濟性的含義。在建設資源節(jié)約型、環(huán)境友好型社會的大背景下，可以在常規(guī)指標的基礎上發(fā)展新的描述系統(tǒng)經(jīng)濟性的指標，總體上可分為節(jié)能效益評價指標和減排效益評價指標。實質上，以上兩類指標就是衡量發(fā)電能源利用率、環(huán)保貢獻率的經(jīng)濟性，與當前節(jié)能減排的主題密切結合。通過實時評估系統(tǒng)任一運行狀態(tài)的經(jīng)濟性，為調度人員提供預警信息輔助調度決策。

圖1 電網(wǎng)公司經(jīng)濟風險研究框架Fig.1 A research framework for the economic risk of a power grid company

(2)確定風險警戒線?？梢圆捎?種方法來確定風險警戒線:a.結合電力系統(tǒng)專家意見和系統(tǒng)調度運行歷史數(shù)據(jù)，模擬確定不同等級的風險警戒閾值，根據(jù)經(jīng)濟風險值的大小進行不同級別的風險預警;b.基于風險價值(VaR)的經(jīng)濟風險預警。首先計算出每個時段系統(tǒng)潛在的經(jīng)濟風險水平，運用VaR理論，采用歷史模擬法，根據(jù)不同的置信水平確定各級風險的警戒線。

(3)形成下一個調度周期的經(jīng)濟風險水平曲線。

(4)風險預控策略。根據(jù)不同的經(jīng)濟風險等級，制定相應的預防/控制策略。

(5)基于“完美調度”的離線經(jīng)濟風險預警。借鑒美國PJM電力市場“完美調度”這一電力系統(tǒng)優(yōu)化調度的新理念，設計離線經(jīng)濟風險預警機制。通過實現(xiàn)對系統(tǒng)前一天運行狀態(tài)的“再調度”，獲取最優(yōu)調度方案并與實際運行方案進行比較，通過數(shù)據(jù)分析，評估實際運行中損失的經(jīng)濟效益并分析原因所在，進而制定改善電力系統(tǒng)運行經(jīng)濟性的策略或建議。

3 省級電網(wǎng)經(jīng)濟風險識別與分析

從營銷的角度看，我國省級電網(wǎng)公司面臨的主要經(jīng)濟風險包括:

(1)購售電價風險。

(2)自備電廠風險。

(3)大用戶直購電風險。

(4)跨區(qū)跨省購售電風險。

(5)電費結算風險。

(6)政策性風險(如能源政策、節(jié)能調度政策等)。

從調度的角度看，我國省級電網(wǎng)公司面臨的主要經(jīng)濟風險包括:

(1)網(wǎng)損風險。

(2)日前調度經(jīng)濟性差的風險。

(3)實時調度經(jīng)濟性差的風險。

4 電網(wǎng)經(jīng)濟風險預警體系

經(jīng)濟風險預警就是根據(jù)科學性和全面性原則、針對性和代表性原則、定性指標與定量指標相結合原則建立風險評估綜合指標體系，在充分掌握各類經(jīng)濟風險信息的基礎上，對可能發(fā)生的經(jīng)濟風險事件提前給予報警，并采取相應的防范與調整措施進行補救或者提出合理有效的解決方案，是監(jiān)控經(jīng)濟風險水平的有效手段和工具，為電網(wǎng)公司及時、準確規(guī)避風險提供完善和全面的決策依據(jù)［13］。

預警系統(tǒng)的基本結構包括指標體系［14～17］、預警界限、警報信號顯示和風險規(guī)避策略4部分組成。一般而言，構建整個預警系統(tǒng)的基本順序:

(1)建立一套能夠科學反映風險狀況的監(jiān)測指標體系。電網(wǎng)經(jīng)濟風險內容豐富，且每個經(jīng)濟風險因素的產(chǎn)生，一般是由某幾個參數(shù)、狀態(tài)突出地先行失衡，進而引發(fā)系統(tǒng)指標的失衡，最終導致經(jīng)濟損失甚至危機。然而，與電網(wǎng)經(jīng)濟風險相關的指標數(shù)量繁多，而且某些指標難以定量分析，因此有必要根據(jù)如下原則進行篩選:a.各指標在危機發(fā)生前的行為具有可比性;b.可以定量分析指標預見危機的能力;c.指標在歷次危機中的預警表現(xiàn)良好。

(2)確定各指標的預警界限值。預警界限指能標示危機指標的數(shù)據(jù)變化達到可預兆發(fā)生危機的這一水平。

(3)風險水平預報。求取各項經(jīng)濟風險指標值，實時監(jiān)控指標的異動情況，跟蹤某個時期各項預警指標的數(shù)值變化，形成各類經(jīng)濟風險的風險水平曲線，并根據(jù)預警界限值判定各類經(jīng)濟風險的等級，制作相應的預警指標信號圖，方便地可觀測到電網(wǎng)經(jīng)濟運行的風險來源及其變化。

(4)風險規(guī)避策略。根據(jù)不同等級的風險水平，提供相應的風險規(guī)避策略或提出行之有效的解決方案。

為實現(xiàn)電網(wǎng)經(jīng)濟風險的過程監(jiān)控，電網(wǎng)經(jīng)濟風險預警的框架如圖2所示。

圖2 電網(wǎng)經(jīng)濟風險預警的框架Fig.2 A framework for the economic risk prewarning of a power grid company

4.1 基于VaR的風險預警界線設定

VaR方法是一種用于度量和管理市場風險的有力工具，已為國際金融監(jiān)管機構認可和接受。VaR的確切定義是:在正常的市場條件和一定置信水平下，某一特定的資產(chǎn)組合在未來特定時間段內的最大可能損失。定義電力市場價格風險的表達式為

式中:Pr為概率統(tǒng)計值;ΔP為金融資產(chǎn)或證券組合在持有期Δt內的損失;VaR為置信水平α下處于風險中的價值。

式(1)表示在Δt內金融資產(chǎn)或證券組合的損失大于VaR的概率為1－α，即Δt內金融資產(chǎn)或證券組合的損失不大于VaR的概率為α。

基于VaR可制定不同置信度水平下的風險價值作為經(jīng)濟風險預警的警戒線:

式中:VaRi(i=1，2，3，4) 為經(jīng)濟風險指標警戒級別評估閾值。

可以利用VaR歷史模擬法［18］，考察歷史某一段周期內觀測到的經(jīng)濟風險系數(shù)R，畫出其概率分布曲線，進而得到不同置信度水平下的VaR(假設有100個觀測樣本，置信度95%下的風險價值VaR對應為降序排列的第6個經(jīng)濟風險系數(shù)R)，以此作為經(jīng)濟風險預警不同警戒級別的警戒線。

為了直觀地預報不同類型的警情，采用不同顏色的警報信號來區(qū)分風險等級。按照國際慣例，各級別對應警戒色為{紅，橙，黃，藍，綠}，分別對應電力系統(tǒng)經(jīng)濟風險水平的{高，較高，中，較低，低}，按風險水平由高到低劃分為 I，II，III，IV和V 5級風險。其中，綠色信號狀態(tài)正常(無警)，表示比較保守，風險小，但相應地可能會喪失一些收益機會;藍色信號代表低度風險警戒(輕警)，表示風險小，在可以接受的范圍內，此時靜態(tài)監(jiān)控即可;黃色信號代表中度風險警戒(中警)，表示已經(jīng)出現(xiàn)一定的風險，而電網(wǎng)的相關監(jiān)管機構需要提高監(jiān)控力度，采取動態(tài)監(jiān)控，及時反饋信息，并采取一定措施，盡可能地化解風險;橙色信號代表高警，表示電網(wǎng)的經(jīng)濟風險比較高，應及時采取措施規(guī)避;紅色信號代表重警，表示電網(wǎng)運行的經(jīng)濟風險水平非常高，此時應采取一級警戒監(jiān)控，決策者必須采取強有力的措施，提防隨時可能出現(xiàn)的可以嚴重影響電網(wǎng)經(jīng)濟運行的事件。

參照文獻［19］中圖3所示方法，設走電網(wǎng)經(jīng)濟風險警戒級別。當經(jīng)濟風險水平Rt超出閾值時做出5級預警{紅、橙、黃、藍、綠}，并按照風險預案及時做出反應。具體細節(jié)如下所述。

(1)當調度經(jīng)濟風險的警戒級別達到橙色及以上，說明計劃的電力系統(tǒng)運行方式存在較大的經(jīng)濟效益挖掘空間，原發(fā)電計劃的安排過于保守，應通過適當調整發(fā)電機組的出力安排，爭取獲得更大的經(jīng)濟利益。

(2)當電網(wǎng)損耗率的警戒級別超過橙色及以上，說明電網(wǎng)運行方式的安排使得電網(wǎng)損耗率與可實現(xiàn)的最優(yōu)運行方式安排下的網(wǎng)損率的偏差超過了一定的閾值，這不僅會降低系統(tǒng)的運行效率，也給電網(wǎng)公司造成潛在的經(jīng)濟損失。應及時調整電力系統(tǒng)運行方式的安排，在充分利用線路輸電能力的前提下，修正運行方式安排，通過投切線路、更改發(fā)電機組出力等措施消除相關經(jīng)濟風險。

(3)當損失負荷的風險警戒級別超過橙色及以上，說明在計劃的電力系統(tǒng)運行方式及發(fā)電機組的出力安排下，系統(tǒng)失負荷風險高，應當采取更改發(fā)電計劃、運行方式安排等措施，規(guī)避經(jīng)濟風險。

(4)跨省區(qū)購售電經(jīng)濟風險。應根據(jù)具體的購電情況進行適當模擬，具體的風險模擬方法與上述類似。

(5)大用戶直購電經(jīng)濟風險。應根據(jù)具體的大用戶直購電情況進行適當模擬，具體的風險模擬方法與上述類似。

(6)自備電廠經(jīng)濟風險。應根據(jù)系統(tǒng)內大型負荷所擁有的自備電廠情況進行適當模擬，具體的風險模擬方法與上述類似。

4.2 預警策略

預警系統(tǒng)除了給出風險等級的警報信號，還能夠自動生成風險防范策略。

4.2.1 在線風險預警

在線風險預警思路如圖3所示。圖中，“計劃方案是否可行”的判斷依據(jù)是該方案與節(jié)能發(fā)電調度方案間經(jīng)濟指標的差距是否在可接受的范圍內，預警的目的是服務于調度員的實時調度決策。本文主要比較4個經(jīng)濟指標，包括網(wǎng)損、購電成本以及衡量發(fā)電資源是否達到優(yōu)化配置的兩個指標，即節(jié)能效益和減排效益。對于火電廠而言，主要側重于減排效益，而接近零污染的水電廠，則主要側重于節(jié)能效益(如棄水量等)。

節(jié)能發(fā)電調度主要考慮機組的能耗指標與污染物排放指標，從而確定機組發(fā)電計劃方案。

4.2.2 離線風險預警

離線經(jīng)濟風險預警與在線經(jīng)濟風險預警有著本質的區(qū)別，前者的核心是實現(xiàn)對系統(tǒng)過去某一調度時段的“再調度”，而衡量實際運行方案與離線優(yōu)化方案之間的差距便是評估系統(tǒng)運行經(jīng)濟風險的手段。這里建議借助美國PJM電力市場的完美調度理念進行離線預警。下面的第5先介紹PJM電力市場“完美調度”的理念，在此基礎上第6節(jié)給出了離線經(jīng)濟風險預警的具體思路、實現(xiàn)方法和具體過程。

圖3 在線經(jīng)濟風險預警框架Fig.3 A framework for prewarning the on－line economic risks

5 PJM電力市場完美調度概述

5.1 完美調度的基本概念

完美調度(PD)方案實質上就是一個滿足安全約束的機組最優(yōu)組合和經(jīng)濟調度策略，是一種基于若干假設的理想調度方案，是對前一天24個h系統(tǒng)運行的“再調度”和“反思”［20］。PD的思路可以用圖4來描述。

圖4 完美調度的流程Fig.4 Procedure of perfect dispatch

從數(shù)學角度講，PD可以用優(yōu)化模型來描述;即以基于報價的總的發(fā)電成本也即購電成本(bidbased production cost，BPC)最小為目標函數(shù)，約束條件則包括發(fā)電機組技術約束和系統(tǒng)安全約束?！巴昝勒{度方案”是以下述假設為基礎的:

(1)系統(tǒng)運行條件已知，這包括負荷需求、網(wǎng)絡拓撲結構、機組性能參數(shù)、區(qū)域間交換電力/電量和輸電線路功率極限等。

(2)機組報價已知。

(3)發(fā)電機組能夠按照所申報的爬坡速率理想地響應發(fā)電調度信號。

PJM電力市場每天運行完美調度系統(tǒng)?；趯嶋H的負荷數(shù)據(jù)、區(qū)域間交換電力/電量、系統(tǒng)拓撲結構及潮流約束等來回顧前一天的系統(tǒng)運行情況。以系統(tǒng)總發(fā)電成本最小為優(yōu)化目標，完美調度系統(tǒng)自動生成前一天24個h的最優(yōu)調度方案，能比較任一個30 min時段內機組的實時運行性能與完美調度方案中的理想運行性能之間的差距。

完美調度回顧前一天系統(tǒng)的實際運行情況，在滿足系統(tǒng)安全約束的前提下做出以發(fā)電成本或購電成本最小化為目標的調度方案。采用每個時段的實際負荷數(shù)據(jù)和網(wǎng)絡拓撲模型，并考慮影響調度成本的關鍵因素、系統(tǒng)可靠性模型和實時調度約束等，由此得到的調度方案被認為是“完美調度方案”［21］。完美調度的基本步驟可總結如下:

(1)應用離線軟件系統(tǒng)回顧前一天24 h的系統(tǒng)運行情況，生成“完美”調度方案。

(2)計算“完美”/理想方案下既定的參數(shù)/指標，根據(jù)實際運行結果計算同樣的參數(shù)/指標。

(3)比較實際運行結果與“完美”/理想方案兩者的計算結果之間的差異，分析導致系統(tǒng)運行成本差異的關鍵因素。

(4)制定改善系統(tǒng)運行經(jīng)濟性的策略，為調度部門提供反饋意見。

在上述4個基本步驟中，對影響系統(tǒng)運行成本差異的因素進行歸類分析、制定改進策略(即步驟4)是PD的關鍵所在。這個核心工作又可細化為以下4 個步驟［21］:

(1)根據(jù)已知的網(wǎng)絡拓撲及系統(tǒng)運行數(shù)據(jù)，運行PD軟件系統(tǒng)，確定最優(yōu)調度方案。

(2)根據(jù)預測的每一個調度時段的區(qū)域間交換電力/電量再次運行PD軟件系統(tǒng);由于考慮了交換電力/電量的可變動性，得到的是一個非最優(yōu)調度方案。

(3)采用從機組性能監(jiān)視器上獲取的機組性能參數(shù)，再一次運行PD軟件系統(tǒng)，得到基于機組實際響應的非最優(yōu)調度方案。

(4)比較上述步驟所得到的數(shù)據(jù)，分析因考慮區(qū)域間交換電力/電量的變動和機組的響應偏差而得到的計算方案非最優(yōu)的原因。

5.2 PD的宗旨

PJM建設完美調度系統(tǒng)的初衷有兩個:一是為評估實時市場運營效率和系統(tǒng)調度性能提供一個客觀的衡量基準;二是通過PD系統(tǒng)向實時調度反饋意見，以不斷改善系統(tǒng)調度和市場運營。PD是基于假定場景下得到的理想調度方案，在實際運行中一般難以實現(xiàn)，因此從這個層面上講完美調度方案是一種“事后”調度方案。最大限度地降低購電成本是PD的主要目標之一，除此之外，PD還能帶來一系列附加效益，如降低發(fā)電機組污染/廢棄物的排放、實現(xiàn)PJM區(qū)域發(fā)電資源的優(yōu)化配置、提高機組的發(fā)電效率并減少磨損等。完美調度最終的目標在于提供強有力的調度決策，在保證系統(tǒng)安全運行的前提下，改善系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性，使系統(tǒng)調度與市場運營逐步趨于最優(yōu)。

在實際系統(tǒng)運行過程中，可能受到一些限制，如:

(1)調度員實時調度依據(jù)的是預測的負荷和區(qū)域間交換電力/電量等，而這些數(shù)據(jù)與實際運行數(shù)據(jù)并不完全一致。

(2)調度員對于機組跟蹤調度信號準確程度的預測與實際情況存在偏差。

(3)調度員必須以保證系統(tǒng)安全運行為首要準則，允許因操作偏差導致調度電量富余，反之則不允許。

因此，實際調度方案與理想方案總存在一定的偏差。因為系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性存在改進的空間，所以通過分析實際運行結果與完美調度方案間的差異來制定改善系統(tǒng)運行的措施就顯得尤為重要。

5.3 完美調度的數(shù)學模型

前已述及，完美調度本質上就是求解滿足各類約束條件下的、使購電成本或發(fā)電成本最小的機組最優(yōu)組合和經(jīng)濟調度問題。在不同的電力市場中，一般采用兩種不同的方法來描述PD的建模問題:一是計及系統(tǒng)安全約束的機組最優(yōu)組合，即前述的SCUC;二是計及系統(tǒng)安全約束的最優(yōu)潮流(security－constrained optimal power flow，SCOPF)。文獻［22］介紹了PJM所采用的SCUC的數(shù)學模型。

無論是SCUC還是SCOPF，國際上均已作過較多的研究，有些調度自動化軟件中也有相應的功能模塊。從完美調度的基本概念可知，PD并沒有對這些算法提出新要求，因此可以充分利用已有實時成本計算平臺來完成完美調度方案的計算，無需開發(fā)新的調度自動化軟件，只需處理輸入/輸出數(shù)據(jù)流及數(shù)據(jù)接口等問題，工作量不大。計算每一個調度時段的完美調度成本與實際成本的不同在于:實際成本計算時依據(jù)的是預測負荷數(shù)據(jù)、預定的聯(lián)絡線交換功率和預想事故等，而計算完美調度成本時采用的是事后實際數(shù)據(jù)。PD系統(tǒng)的植入有利于充分發(fā)揮原有的計算平臺，最小化購電成本，由此得到的系統(tǒng)理想運行方案可以為分析系統(tǒng)實際運行狀態(tài)與期望的最優(yōu)運行狀態(tài)之間的差距提供參照標準。

6 基于“完美調度”理念的離線經(jīng)濟預警

PJM以戰(zhàn)略的眼光審視其未來的發(fā)展，提出并實現(xiàn)了“完美調度”這一先進理念，電力系統(tǒng)安全與經(jīng)濟得到了適當?shù)膮f(xié)調優(yōu)化。這對我國電力調度系統(tǒng)的創(chuàng)新與發(fā)展具有重要的借鑒意義。

實施完美調度的主要目的是通過事后調度數(shù)據(jù)回顧和技術指標分析，采取適當措施使系統(tǒng)不斷逼近最優(yōu)調度。PD作為PJM尋求最優(yōu)調度的一個新理念具有前瞻性，代表了尋求電力系統(tǒng)運行安全性與經(jīng)濟性一體化的新思路，完美調度已成為系統(tǒng)運行與市場運營的一個發(fā)展方向。PJM完美調度具有下述鮮明特點:

(1)PD的運作是以健全的市場機制為基礎的。

(2)PD基于若干假設得到理想調度方案，以此作為衡量實際系統(tǒng)運行狀態(tài)與期望的最優(yōu)運行狀態(tài)之間差距的參照基準。

(3)PD的思路決定了其只能是一種離線模式。

實施PD可以帶來顯著的經(jīng)濟效益。然而，完美調度并不是字面所描述的那么“完美”，仍然有改善的空間，如:

(1)為使系統(tǒng)運行盡可能貼近完美調度方案，避免機組性能對運行成本的負面影響，必須使參與競價的發(fā)電公司所提交的機組性能參數(shù)盡可能逼近實際運行情況。為此，可以考慮采用合適的獎懲措施。

(2)系統(tǒng)實際運行過程中的不確定性因素尚無法在完美調度中合理體現(xiàn)。

(3)衡量系統(tǒng)調度結果和市場效益的量化指標體系有進一步完善和發(fā)展的空間。PJM的PD只采用了成本指標來衡量實際運行與期望的完美運行之間的差距，可考慮構建能夠適當反映系統(tǒng)安全性與經(jīng)濟性之間協(xié)調程度的指標，以更全面的衡量系統(tǒng)運行情況。

由于電力工業(yè)的發(fā)展歷史、背景和整個經(jīng)濟與社會環(huán)境的不同，我國的電力調度系統(tǒng)可以選擇性地吸收或借鑒PD的思想，在這方面還有很多問題值得深入研究。到目前為止，就我們所知，在我國六大區(qū)域電力系統(tǒng)中只有華北電網(wǎng)公司對PJM的完美調度做過系統(tǒng)的調研，尚未見到借鑒PD方面的報道。事實上，國內在PD系統(tǒng)的研究方面也鮮有報道。

在充分研究PJM完美調度的基礎上，結合我國當前電力調度系統(tǒng)的現(xiàn)狀，下面提出一些建議:

(1)直接借鑒PD的做法，對現(xiàn)有調度自動化系統(tǒng)中經(jīng)濟調度、節(jié)能調度等模塊進行適當改進和擴充。與PJM的PD一樣，也采取“事后”計算模式。

(2)基于現(xiàn)有的調度方法，把完美調度作為實現(xiàn)系統(tǒng)優(yōu)化運行的新思路，通過事后采用實際數(shù)據(jù)，可以得到與實際調度結果對應的完美調度方案。這種方式更容易實現(xiàn)。

離線經(jīng)濟預警模塊可以借鑒美國PJM電力市場“完美調度”的理念，采用SCUC問題的求解思路對系統(tǒng)過去某一調度周期的機組啟停及發(fā)電計劃進行優(yōu)化，調度員通過比較最優(yōu)調度方案與實際方案之間的差異(著重經(jīng)濟效益方面)，分析數(shù)據(jù)、查明原因，進而為系統(tǒng)如何逼近最優(yōu)運行提供反饋意見，輔助調度人員編制合理而經(jīng)濟的日調度計劃，改善系統(tǒng)運行效率。

7 結論

在復雜多變的經(jīng)濟環(huán)境和政策環(huán)境下，電網(wǎng)公司面臨的不確定性因素很多，風險的范圍廣且程度大。作為國有企業(yè)，電網(wǎng)公司既要承擔社會責任，又要承擔為國有資產(chǎn)保值和增值的重任，這樣就需要對運營風險進行識別、預警和適當管理。本文對相關的一些重要問題做了研究，概述了我國省級電網(wǎng)公司經(jīng)濟風險管理研究的意義與相關問題，提出了基本研究思路;識別和分析了我國省級電網(wǎng)面對的經(jīng)濟風險，構建了電網(wǎng)經(jīng)濟風險預警體系，概述了美國PJM電力市場采用的完美調度方法，系統(tǒng)的分析了完美調度與離線經(jīng)濟預警之間的關系。

［1］康重慶，白利超，夏清，等.電力市場中發(fā)電商的風險決策.中國電機工程學報，2004，24(8):1－6.

［2］NI M，McCALLEY J D，VITTAL V，et al.On－line risk－based security assessment.IEEE Trans on Power Systems，2003，18(1):58－65.

［3］DAS D，WOLLENBERG B F.Risk assessment of generators bidding in day－ahead market.IEEE Trans on Power Systems，2005，20(1):416－423.

［4］周明，聶艷麗，李庚銀，等.電力市場下長期購電方案及風險評估.中國電機工程學報，2006，26(6):116－122.

［5］MONTICELLI A，PEREIRA M V F，GRANVILLE S.Security constrained optimal power flow with post－contingency corrective scheduling.IEEE Trans on Power Systems，1987，2(1):175－182.

［6］PINTO H，MAGNAGO F，BRIGNONE S，et al.Security constrained unit commitment:network modeling and solution issues.In:Proceedings of IEEE PES Power Systems Conference and Exposition，2006，1759 －1766.

［7］BENDERS J F.Partitioning procedures for solving mixed variables programming problems.Numerische Mathematik，1962，4(1):238－252.

［8］GEOFFRION A M，GRAVES G W.Muticommodity distribution system design by Benders’decomposition.Management Science，1974，20(5):822－844.

［9］SHAHIDEHPOUR M，F(xiàn)U Y.Benders Decomposition:Applying Benders Decomposition to Power Systems.IEEE Power and Energy Magazine，2005，3(2):20－

［10］SHAHIDEHPOUR M，TINNEY W，F(xiàn)U Y.Impact of security on power systems operation.Proc.IEEE，Vol.93，No.11，Nov.2005，pp.2013－2025.

［11］WANG S，SHAHIDEHPOUR M，KIRSCHEN D，et al.Short－term generation scheduling with transmission and environmental constraints using an augmented Lagrangian relaxation.IEEE Trans.Power Syst.，1995，10(3):1294－1301.

［12］MA H，SHAHIDEHPOUR S M.Unit commitment with transmission security and voltage constraints.IEEE Trans on Power Systems，1999，14(2):757－764.

［13］李文沅.電力系統(tǒng)安全經(jīng)濟運行—模型與方法.重慶大學出版社，1989年3月.

［14］趙楠，何光宇，劉敦楠，等.考慮風險效用的多市場發(fā)電交易策略.電力系統(tǒng)自動化，2006，30(11):24－28.

［15］周浩，康建偉，韓禎祥，等.利用系統(tǒng)剩余容量評估電力市場短期金融風險.電力系統(tǒng)自動化，2004，28(23):6－11.

［16］徐瑋，夏清，康重慶.基于序列運算理論的購售電主體市場風險評估.電力系統(tǒng)自動化，2008，32(4):15－19，97.

［17］王成亮，趙淵，周家啟，等.基于日發(fā)電計劃的電力系統(tǒng)運行風險概率評估.電力系統(tǒng)自動化，2008，32(4):6－10.

［18］羅正清，溫博慧.以VaR為核心的虛擬經(jīng)濟風險預警系統(tǒng)研究.西安電子科技大學學報，2008，18(6):44－49.

［19］黃仁輝，張集，張粒子，等.整合GARCH和VaR的電力市場價格風險預警模型.中國電機工程學報，2009，29(19):85－91.

［20］CHEN H.Balance economic efficiency and operation risk［C］.IEEE PES General Meeting，Calgary，AB，Canada，2009.

［21］PJM.Perfect dispatch status update ［EB/OL］.http://www.pjm.com/Search%20Results.aspx?q=perfect%20dispatch，2007－08－29.

［22］CHEN H，BRESLER F S.Practices on real－time market operation evaluation［J］.IET Generation，Transmission＆ Distribution，2010，4(2):324－332.