关于可中断负荷参与系统备用的评述

讨论可中断负荷(IL)市场的经济补偿模型及报价清算规则,指出参与系统备用服务的IL市场与发电侧备用市场之间的协调对于发电充裕性的重要性。将IL的市场引导方式分为2类,即用户接受停电概率换取的折扣电价补偿与在实际停电后按合约赔偿。两者都可按竞价的市场方式运作,并都在容量事故发生后实施负荷的中断。但前者对应于日常的低代价,且像支付发电侧备用的容量费那样,与停电是否实际发生无关;而后者则对应于小概率的高代价,且像支付发电侧备用的电量费那样,只有在实际停电后才支付。两者的经济特性不同,故具有协调空间。强调以量化指标统一反映系统备用的充裕水平与风险代价,兼顾发电备用的经济性和可靠性。     

微电网发电备用配置优化问题

作为反映微电网发电容量充裕性的重要指标,微电网不可再生分布式发电备用(简称发电备用)配置与微电网运行可靠性与运营经济性密切相关。针对微电网中可再生分布式发电与负荷需求的高度不确定性,将微电网备用分为外部与内部两类备用,前者为大电网参与微电网备用(简称大电网事故支持备用),而后者则包括发电备用、储能、低电价与高赔偿两种可中断负荷。为兼顾微电网运行可靠性与运营经济性,提出微电网发电备用配置优化问题,并从模型建立与求解两个方面对该问题进行较为全面的评述。强调为提高微电网发电备用配置的经济性,需要充分利用微电网各类备用之间的经济互补特性,以量化指标反映微电网各类备用的配置成本与调度风险,并以两者之和最小为目标函数来优化发电备用配置。     

综合资源规划下发电容量充裕度的优化设计方法

分析了电力市场中影响发电容量充裕度的因素,将区域外购电和需求侧响应作为备用容量资源,用于协调可用发电容量,并据此定义发电容量充裕度,给出了一种发电容量充裕度评估方法,用以量化评估系统充裕度,从而达到监控及保证发电容量充裕性的目的.并通过算例验证了所提方法的有效性,为电力系统规划、运营以及监管提供参考.     

低电价与高赔偿2种可中断负荷的协调

可以按对用户的补偿方式，将可中断负荷（IL———interruptible load）分为停电前低电价补偿和停电后高赔偿2类。迄今为止，对低电价IL与高赔偿IL的研究一直是孤立的。为有效遏制用户侧的市场力，提高备用容量配置和稳定控制的经济性，应充分利用这2种方式的不同经济特性及其互补性。为此，从风险管理观点提出这2种IL的协调模型和优化算法，使对低电价IL的确定性补偿与对高赔偿IL的风险补偿之和最小，其中暂不涉及与发电侧备用市场的协调。仿真验证该模型的合理性和算法的有效性。     

计及风险因素的事故备用容量购买决策模型研究

针对电力系统中事故发生概率不同,通过购买需求侧低电价和高赔偿事故备用容量,并与发电侧备用容量优化组合,在取得经济性的同时,也带来了一定的风险性.基于经济学中的效用和风险理论,同时考虑备用容量和电量价格波动以及事故发生带给供电公司的风险性,建立了考虑经济性和风险性的最优事故备用容量购买模型.并利用蒙特卡洛方法对一个研究时段内的最优备用容量分配进行了仿真求解.结果表明,所建模型能为电力公司购买事故备用容量提供一定的风险决策依据.     

基于事故风险的日常限电容量配置决策

从发电容量充裕性控制的角度考虑,将需求侧日常限电措施视为预防控制,将事故后停电措施视为事故后控制(包括紧急控制、校正控制).为了使日常限电容量配置的经济性达到最优,可以用事故后控制代价来反映配置风险,并充分利用预防控制与事故后控制之间的技术与经济互补特性.基于风险管理观点与协调优化理论,以预防控制代价与事故后控制代价之和最小为目标函数,建立了优化日常限电容量配置的决策模型,并采用数值灵敏度技术的寻优算法来求取最优的配置量.仿真结果表明,基于事故风险优化日常限电容量配置能够有效地提高发电容量充裕性控制在需求侧实施的经济性.     

系统备用容量优化问题综述

从应对系统可能出现的多种容量事故角度，发电侧备用容量(reserve capacity of generation side，RCGS)与需求侧可中断负荷(interruptible load，IL)容量都可作为系统备用容量。为有效提高备用容量配置和稳定控制的经济性，以及抑制RCGS在备用容量市场上的市场力，应充分利用各类备用手段的经济互补性，从风险管理的角度对其加以协调。文中在建立市场环境下系统备用容量体系的基础上，基于风险管理与协调优化的观点，对目前系统备用容量优化方面的问题进行了综述。     

计及风险因素的事故备用容量购买决策模型研究

针对电力系统中事故发生概率不同,通过购买需求侧低电价和高赔偿事故备用容量,并与发电侧备用容量优化组合,在取得经济性的同时,也带来了一定的风险性。基于经济学中的效用和风险理论,同时考虑备用容量和电量价格波动以及事故发生带给供电公司的风险性,建立了考虑经济性和风险性的最优事故备用容量购买模型。并利用蒙特卡洛方法对一个研究时段内的最优备用容量分配进行了仿真求解。结果表明,所建模型能为电力公司购买事故备用容量提供一定的风险决策依据。     

市场环境下分时电价对系统最优负荷备用容量的影响

电力市场采用分时电价后,每个时段的负荷量将发生变化,同时会对负荷缺电成本以及可中断负荷赔偿费用产生影响,进而影响系统可靠性以及备用购买情况。针对分时电价对负荷缺电成本以及可中断负荷赔偿费用的影响,以每个时段的购买备用容量社会成本最小为目标,采用概率方法建立了计及分时电价影响的系统动态负荷备用购买模型,并通过算例对不同时...     

发电容量充裕度的风险模型与分析

将可用发电容量的取值范围划分为静态不充裕、动态风险充裕和动态充裕3个区间，分别定义静态充裕度和动态充裕度指标，并分析静态和动态容量扰动的影响。在由静态充裕度、动态充裕度及经济代价组成的三维空间中分析发电容量风险。将可中断负荷视为一种紧急备用容量资源，协调备用容量的发电侧决策与需求侧决策，计算最优风险不中断负荷。将发电成本、备用成本、限电损失及停电风险统一表达为货币形式，以协调可靠性与经济性。仿真结果表明了所提出方法的有效性。     

市场环境下发电侧与需求侧备用资源联合优化

在双侧开放的市场环境下,发电侧备用容量和需求侧可中断负荷都可作为系统的备用容量。建立电网公司或独立系统运营商(independent system operator,ISO)最优潮流和备用市场的联合优化模型,引入了电量不足期望值(expected energy not supplied,EENS)的发电系统可靠性指标,同时考虑了备用响应时间对系统可靠性指标的影响。在满足一定的EENS指标、保证系统可靠性的前提下,实现了系统的总运行费用最小化,有效协调了系统的安全性和经济性。算例表明,多种备用资源参与备用市场有利于能源的合理利用、备用容量的优化配置以及市场运营效率的提高。     

计及可中断负荷的旋转备用容量机会约束规划模型

针对电力系统备用容量的获取如何兼顾系统运行的可靠性和经济性的问题,将可中断负荷作为一种备用资源参与发电侧备用市场竞争,引入机会约束规划方法确定系统所需的备用容量。在计及发电机组强迫停运和负荷预测误差等不确定性因素的影响下,以最小化旋转备用容量的购买成本为目标,构造了可中断负荷参与旋转备用容量优化的数学模型,并采用基于蒙特卡罗随机模拟的遗传算法求解模型。对所提出的模型进行仿真,验证了利用该模型的有效性。     

双侧开放市场中能量与备用容量的联合优化

为缓解系统中有限装机容量与一定的备用容量要求之间的矛盾,根据电力用户可以采取积极措施主动进行负荷管理而为系统提供备用容量的思想,提出一种基于最优潮流的能量和备用容量市场联合优化模型;研究在双侧开放的电力市场环境中,用户主动参与备用容量服务对市场运营效益的影响。IEEE 30节点系统算例表明,用户进入旋转备用容量市场,成为系统备用容量的新供应者,可使全系统的运营效益有较大提高,减少了系统备用容量购买支出,降低了各节点上的电价水平和系统备用价格。     

备用容量服务市场的风险决策

电力市场的备用服务决策一般采用确定性方法，即使计及事件概率，也由于未考虑相关损失而难以体现风险理念，不能优化各类备用的组合。为有效协调安全性和经济性，应将安全性用货币来量化，并用广义的经济利益最大化作为技术决策的准则。文中采用风险管理和协调优化的观点，结合电力可靠性与可中断负荷价值化理念，提出一种基于风险量化的优化决策方法，对各类备用资源实现优化组合。仿真结果表明了方法的有效性。     

需求价格弹性对发电侧备用容量配置的影响

需求价格弹性PED (price elasticity of demand)通过影响可中断负荷IL (interruptible load)成本进而影响到发电侧备用容量RCGS (reserve capacity of generation side)的配置,然而迄今为止,从风险角度有关量化PED对RCGS配置影响方面的研究一直被长期忽视。为此,在基于微观经济学消费者剩余理论建立IL成本的基础上,将PED引入到IL停电赔偿风险中,并基于风险管理与协调优化观点提出了市场环境下配置RCGS的数学模型,通过仿真量化分析了PED对RCGS配置的影响。仿真结果表明了增加PED将有利于减少RCGS的最优配置量以及为此所付出的代价。     

最优潮流框架下基于影子价格的可中断负荷最优调度模型

在最优潮流框架下,以实施可中断负荷管理为目的,提出了基于影子价格的可中断负荷最优调度模型。该模型以系统总成本最小为目标函数,采用模拟可中断电价的方法,得出不同可中断电价下系统的最优负荷中断量以及系统总成本。结果显示,可中断电价小于影子价格时,系统总成本较高是因为发电成本较高,可中断电价大于影子价格时,系统成本较高是因为中断补偿成本过大,发电成本和中断补偿成本此消彼长。当可中断电价与影子价格相等时,发电成本和中断补偿成本恰好达到动态均衡,系统总成本也达到最小,此时的负荷中断量也是最优的负荷中断量。据此,可中断电价小于影子价格时应增加负荷中断量以降低系统总成本,可中断电价大于影子价格时应增加发电出力以降低系统总成本。IEEE30节点系统的仿真试验,证明了该模型的正确性和合理性。     

考虑源荷双侧预测误差的实时发电计划闭环控制模型

针对源荷双侧不确定性对电网实时调度运行的影响,提出了模糊信息粒与机会约束目标规划相结合的建模求解方法,建立了实时发电计划与自动发电控制(AGC)闭环控制模型,动态优化系统的可调备用容量。针对服从不同概率分布函数的随机预测误差,引入模糊信息粒理论对可中断负荷切负荷率、负荷预测和风电出力的预测误差进行模糊粒子化,应用机会约束目标规划构建系统备用偏差量约束。在闭环控制过程中,通过动态调整机组的控制模式实现可调备用在不同类型机组间的合理分配,在目标函数中引入风险成本和机组模式转换成本,实现了满足安全备用需求条件下的经济最优性。最后,利用算例验证了模型的有效性和实用性。     

基于可再生能源不确定性的电力系统双侧备用容量优化

在全球能源互联网背景下,以风电为代表的新能源入网给电力系统安全稳定运行带来新的挑战,同时也对备用容量配置提出了更高的要求,为此提出以双侧备用成本期望最小为目标函数的备用容量优化模型。在考虑需求侧响应中的可中断负荷,以及风速预测偏差和负荷预测偏差等不确定性因素的基础上,建立了满足经济性和可靠性要求的备用容量配置原则。并基于蒙特卡罗随机模拟的遗传算法对改进10机测试系统进行了求解,经过算例求解得到考虑需求侧响应的备用容量优化决策的经济性更好。与以往传统的备用容量配置相比,双侧备用容量配置能够在系统整体内实现资源的优化分配,同时也可以提高风电消纳能力,实现电力系统安全性和经济性最优。