基于可中断负荷的阻塞管理研究

随着电力市场的逐步完善,将可中断负荷引入输电阻塞管理成为缓解阻塞和消除市场力的有效手段。提出通过潮流优化并将可中断负荷引入输电阻塞管理,提出潮流优化与可中断负荷联合调度模型解决输电阻塞问题。对该模型以及IEEE 6节点仿真表明,在电力市场下,采用潮流优化与可中断负荷联合调度模型,可以有效缓解输电阻塞。     

一种激励相容的输电阻塞管理模型

基于激励相容的可中断负荷管理机制,提出一种新的解决电力市场环境下输电阻塞问题的模型。该模型涉及两个问题,可中断负荷的选取问题和经济补偿问题。可中断负荷的选取通过一个两层优化模型实现。在经济补偿问题上,针对市场环境下信息的不对称性,设计了激励相容的补偿机制,使用户在上报真实缺电成本信息时获得最大利润,鼓励其上报真实缺电成本,积极参与阻塞管理,从而实现电力资源的有效利用。采用非线性互补方法及蒙特卡罗模拟方法进行模型求解,并通过一个修改的IEEE30节点系统验证了模型和方法的有效性。     

可中断负荷参与阻塞管理模型与特性分析

确定用户中断损失是可中断负荷参与电力市场运行的难点。提出基于投入产出的中断损失评价方法,指出每单位负荷的价值是不同的,中断损失应根据电力边际价值评价,并通过两种电力需求曲线量化分析。Pool模式下,以阻塞成本最小为目标,构建协调机组出力调整与可中断负荷调度的直流最优潮流模型,该模型为一个二次规划问题,求解方便,降低了阻塞管理的复杂性。最后,IEEE-14节点算例验证模型有效性,并给出可中断负荷参与电力市场运行几点建议。     

基于FD-Monte Carlo混合法的节点电价和节点可靠性指标评估

电力市场环境下,节点电价和节点可靠性指标能提供系统运行的经济信息和风险信息。为研究市场条件下元件随机故障和计划检修对节点电价和节点可靠性指标的影响,在应用Monte Carlo法模拟系统状态转移的过程中,采用Frequency-Duration Time(FD)法解析地计算确定性事件和随机事件发生后状态的期望持续时间。考虑到可中断负荷缓解系统阻塞和抑制节点电价的作用,设计了一个2层优化模型来确定节点电价和负荷中断量,并提出了一种启发式算法进行求解。最后以一个6节点的可靠性测试系统(RBTS)为例对所提模型和算法进行了说明。     

电力市场下实时阻塞管理研究

提出了实时电力市场中基于调整报价的计及可中断负荷的阻塞管理模型,该模型将电力市场下的实时阻塞管理问题描述为调整费用最小的非线性规划问题,其特点是方法简单可靠.可中断负荷的引入,增加了一种处理实时紧急情况的手段,使实时阻塞管理更加灵活,采用该模型对IEEE30节点系统进行阻塞管理仿真计算,并与未考虑可中断负荷阻塞管理模型的计算结果进行比较分析,结果表明所提出的模型在消除网络阻塞的同时可以大大减小调整费用并确保电力系统安全稳定运行.     

基于FD—MonteCarlo混合法的节点电价和节点可靠性指标评估

电力市场环境下,节点电价和节点可靠性指标能提供系统运行的经济信息和风险信息。为研究市场条件下元件随机故障和计划检修对节点电价和节点可靠性指标的影响,在应用MonteCarlo法模拟系统状态转移的过程中,采用Frequency—DurationTime（FD）法解析地计算确定性事件和随机事件发生后状态的期望持续时间。考虑到可中断负荷缓解系统阻塞和抑制节点电价的作用,设计了一个2层优化模型来确定节点电价和负荷中断量,并提出了一种启发式算法进行求解。最后以一个6节点的可靠性测试系统（RBTS）为例对所提模型和算法进行了说明。     

基于可中断负荷和分布式发电机的配电公司多时段能量获取模型

基于分布式发电机和可中断负荷,建立了配电公司(Disco)在竞争的日前市场下的多时段能量获取模型.假设各发电公司和其他Disco的费用信息能够得到,Disco之间的竞争用一个两层优化问题描述.外层子问题代表Disco的优化决策,目标为自身利润最大化;里层子问题为独立系统运行人考虑安全约束的能量出清模型,目标为最小化购电成本及中断补偿费用.非线性互补方法及改进的Levenberg-Marquardt算法用来求解两层模型.8节点算例验证了模型和算法的有效性,算例同时分析了分布式发电机和可中断负荷在输电阻塞中的作用.     

电力市场下实时阻塞管理研究

提出了实时电力市场中基于调整报价的计及可中断负荷的阻塞管理模型,该模型将电力市场下的实时阻塞管理问题描述为调整费用最小的非线性规划问题,其特点是方法简单可靠。可中断负荷的引入,增加了一种处理实时紧急情况的手段,使实时阻塞管理更加灵活。采用该模型对IEEE30节点系统进行阻塞管理仿真计算,并与未考虑可中断负荷阻塞管理模型的计算结果进行比较分析。结果表明所提出的模型在消除网络阻塞的同时可以大大减小调整费用并确保电力系统安全稳定运行。     

计及可中断负荷影响的阻塞管理定价模型研究

在电力市场环境下,利用可中断负荷参与阻塞管理能有效缓解阻塞和消除市场力,合理的定价是有效利用可中断负荷的关键.作者指出,利用负荷需求的弹性特点并将可中断负荷参与到阻塞管理机制中,通过市场供需关系确定电价可显著减轻阻塞.文中提出了一种定价模型,在此基础上给出了两种定价方法,即节点定价法和分摊定价法,并比较了两种定价方法的特点.最后对两种定价方法进行了仿真,并讨论了电价与负荷弹性的关系,算例结果说明,所提出的定价模型正确合理、简单、实用.     

电力市场高峰时段可中断负荷优化购买模型

可中断负荷是需求侧参与初期电力市场运行的主要方式.文中探讨了电力市场初期实施可中断负荷管理的市场运作方法,提出一种与高峰有功调度相结合的购买可中断负荷的优化模型,模型以网损最小为目标,不仅考虑可中断负荷自身特性对购买方案的影响,还考虑了不同地理位置的负荷中断对网损的影响,模型采用排队法求解.通过IEEE30节点算例表明,所建模型能够适应电力市场初期可中断负荷参与电网高峰调度的需要.     

半无限优化的光滑化拟Newton法及其在最优潮流中的应用

提出求解半无限优化(SIP)问题的一类新算法—光滑化拟Newton法.基于非线性互补函数(non linearcomp lem entary prob lem-NCP function),转化SIP问题的KKT系统为非光滑方程组,设计光滑化拟Newton法求解该方程系统.该方法的特点是在每步迭代中只需求解一个线性方程组系统,且算法具有较好的全局与局部超线性收敛性.利用该方法求解电力系统暂态稳定约束的最优潮流(optim al power flows w ith transient stab ility constraints-OTS)问题,计算结果显示该算法的有效性.     

Oligopolistic equilibrium analysis for electricity markets: a nonlinear complementarity approach

Oligopolistic equilibrium models are widely used in electricity market analysis, among which the supply function equilibrium model has been chosen as the basis of many power market models. A nonlinear complementarity approach has been proposed in this paper to calculate the Nash supply function equilibrium for a bid-based-pool generation market with a dc transmission model. A mixed nonlinear complementarity problem (NCP) is presented by combining the Karush-Kuhn-Tucker conditions of all strategic generating firms. Using a special nonlinear complementarity function, the mixed NCP is reformulated as a set of nonlinear algebraic equations and thus can be solved by an inexact Levenberg-Marquardt algorithm. Numerical examples are presented to verify the effectiveness of the proposed method. The results show that the generating firms could exercise their market power by over-production under congestion, or by capacity withholding in case of power shortage. The approach developed in this paper provides an efficient way to the solution of large-scale, complicated equilibrium models for electricity markets.     

求解电力市场均衡模型的非线性互补方法

建立了一个能考虑输电网络约束的电力市场线性供应函数均衡模型,并针对模型求解中可能出现的非线性互补问题,采用有关非线性互补方法,把求解非线性互补问题转化为一组非线性代数方程的求解,然后用改进的Levenberg—Marquardt算法对其求解,为求解大规模复杂电力市场均衡模型提供了一条有效的途径。算例分析表明了该方法的有效性。     

Security constrained optimal bidding strategy of GenCos in day ahead oligopolistic power markets: a Cournot-based model

Restructured electricity markets may provide opportunities for producers to exercise market power, maintaining prices in excess of competitive levels. In this paper a Cournot equilibrium model is proposed to obtain generation companies’ (GenCos’) optimal bidding strategies in a day ahead oligopoly market, considering elasticity of demand, market power and transmission security constraints. In order to consider network constraints, a multiperiod auction framework is addressed to simulate market clearing mechanism by means of social welfare maximization, in which the behaviors of market participants are modeled through piecewise block curves. Impact of transmission security constraints on participants’ market power is presented. A mixed integer linear programming is employed to solve the problem, resulting supply-demand satisfaction as well as market clearing prices at each hour. A novel methodology is presented for security constrained optimal bidding strategy of GenCos through introducing heuristic effective-supply curves. Subsequently, impact of GenCos’ power exertion on market characteristics and corresponding payoffs is studied. A 9-bus IEEE test system is used to implement the proposed methodology while simulation results demonstrate the effectiveness of the framework.     

Analysis of Probabilistic Optimal Power Flow Taking Account of the Variation of Load Power

This paper presents a probabilistic optimal power flow (POPF) algorithm taking account of the variation of load power. In the algorithm, system load is taken as a random vector, which allows us to consider the uncertainties and correlations of load. By introducing the nonlinear complementarity problem (NCP) function, the Karush–Kuhn–Tucker (KKT) conditions of POPF system are transformed equivalently into a set of nonsmooth nonlinear algebraic equations. Based on a first-order second-moment method (FOSMM), the POPF model which represents the probabilistic distributions of solution is determined. Using the subdifferential, the model which includes nonsmooth functions can be solved by an inexact Levenberg–Marquardt algorithm. The proposed algorithm is verified by three test systems. Results are compared with the two-point estimate method (2PEM) and Monte Carlo simulation (MCS). The proposed method requires less computational burden and shows good performance when no line current is at its limit.      

基于纳什均衡理论的电力市场动态投标分析

为准确模拟电力市场参与者的动态决策过程,基于供给函数和纳什(Nash)均衡理论,考虑输电网固有的特性,提出计及输电网约束的电力市场动态供应函数模型。新模型由一差分动态系统和由非线性互补函数转换的半光滑方程系统构成,参与者策略报价的决策变量考虑为供应函数的线性和二次项系数。基于此两参数投标模型,以3个节点组成的电力市场为例,分析在不同市场参数和不同输电网运行状态(阻塞和不阻塞)下,市场的Nash均衡状况和均衡点的局部稳定性;通过数值仿真探讨不同市场参数对市场的动态行为及局部稳定性的影响;并与古诺(Cournot)模型进行仿真比较,仿真结果显示了供应函数模型更符合电力市场的运营情况。     

市场环境下分布式光伏协调售电交易机制及策略

推进分布式电源参与电力市场交易是能源发展与市场发展的必然要求,而分布式电源可通过售电公司代理的方式参与市场。在现货市场背景下,以分布式光伏为例,针对协调售电的模式,提出了以售电公司购电成本最小化为目标的交易决策模型。设计了代理双方“双价格”的合约定价机制,分别基于预测电价及实际电价确定优化决策价格和结算价格,前者用于模型优化,后者用于合约结算,从而实现代理双方的利益平衡,为售电公司代理并管理分布式光伏发电从而促进市场环境下分布式光伏的有效利用提供思路,也为售电公司在新的代理关系下参与现货市场申报提供依据。     

电力备用市场的竞价模型

当前对备用市场的研究大多基于备用容量为给定的这一个前提，其核心是求解如何以最小的费用去购买这个预定的容量，文中提出弹性备用需求的概念，即在备用竞价过程中，通过对备用购买成本和系统可靠性效益的分析，同时确定发电系统的最优备用容量及中标的发电厂商，结合可靠性评估，文中对备用市场最优容量需求和竞价出清模型进行了深入的探讨，给出了基于Pool结构的备用市场竞价模型，文中采用启发式算法求解，简便实用，实际系统的数字仿真结果证明所提模型对于备用市场的竞价是有效的。     

对电力大用户定价模式的研究

针对云南省某地区大用户从供电公司购电的现状,提出为大用户提供合同和实时市场两种购买渠道,并分别确定了最优电价.合同采用分类丰枯一峰谷电价的形式,将大用户按不同需求价格弹性进行分类,建立多目标数学规划模型确定各类用户的丰枯-峰谷电价比.实时市场用于平衡大用户实际用电量与合同分解电量的差值,建立基于条件风险价值(conditional value at risk)最小为目标的数学模型.分析供电公司的策略对大用户购电成本的影响.最后仿真验证两个模型的合理性,并证明此模式可以解决目前大用户购电中存在的部分问题.