一种新的两部制无功定价方法

提出了一种新的两部制无功定价方法.其中以无功电量成本最优为目标函数,以潮流方程为等式约束,以运行及安全约束尾部等式约束.所建议的无功电价模型的核心想法为:一方面提出电力市场下无功源以电量成本参与竞争,以解决现有的一部制电价对无功的运行成本补偿不足的问题;另一方面提出一种新的无功容量电价分解方案解决现有的一部制电价对无功投资成本回收不明确的问题.电量电价加容量电价形成了一种新的两部制无功电价.IEEE-30母线系统算例验证了该无功价格模型的有效性和实用性.     

电力市场初期两部制无功定价方法

提出了一种电力市场初期的两部制无功定价方法,以有功电能成本和无功电量成本最优为目标函数,以潮流方程为等式约束,以运行及安全约束为不等式约束。建议的内点非线性规划法原理简单、计算量小。所提两部制无功电价模型的核心想法为:一方面,提出电力市场下无功源以运行成本参与竞争,以解决现有的一部制电价对无功的运行成本补偿不足的问题;另一方面,提出一种新的无功容量电价分解方案,以解决现有的一部制电价对无功投资成本回收不明确的问题。电量电价加容量电价形成了建议的两部制无功电价。IEEE-30节点系统算例验证了建议的无功优化算法和无功价格模型的有效性和实用性。     

基于潮流组成分析及成本分摊的无功功率电价

无功功率实时电价具有丰富的系统边际成本信息,是计算电力市场下的无功功率价格的一种较好的方法。但是实时电价的缺点是对系统参数和结构变化较敏感,不易实时计算,且不能准确回收系统的投资和运行成本。文中在潮流组成分析的基础上,对联营模式的电力市场中基于综合成本分摊的无功功率价格进行了研究,提出了一种实用的计算方法。基于综合成本分摊的无功功率电价包括2个部分：无功功率的发电成本和无功功率的输电成本。以IEEE-14节点系统为例对无功功率成本电价进行了仿真计算,计算结果表明了该方法的可行性及合理性。     

基于最优潮流的实时无功辅助服务定价分析

从发电机的功率运行极限出发,分析无功功率的生产费用曲线。基于最优潮流以有功功率和无功功率生产费用最小为模型、以IEEE30节点系统为算例,总结出无功电价与无功负荷大小并不呈正比关系,而是受无功源距离远近的影响,验证该定价方法能够在比较合理的电价水平上保证有功功率和无功功率生产投资费用的有效回收。在概括国内外研究成果的基础上提出无功定价的研究方向。     

计及无功电价波动的综合输电权拍卖及其内点法实现

节点实时电价反映了电能的边际成本，有功实时电价或无功实时电价的波动都会给用户带来金融风险，只有相对稳定的有功及无功价格才会给用户带来相对稳定的收益。在现有有功输电权概念的基础上，增加了无功功率部分，即文中所提出的综合输电权，可以更全面地规避实时电价波动造成的风险。并且，在远期能量市场上，把综合输电权与远期能量一起拍卖，然后利用基于内点法的最优潮流方法实现了该拍卖的计算，为高效解算交流模型下的输电权问题提供了解算基础。IEEE 9节点算例证明了该方法的有效性。     

基于潮流组成成分析及成本分摊的无功功率电价

无功功率实时电价具有丰富的系统边际成本信息,是计算电力市场下的无功功率价格的一种较好的方法。但是实时电价的缺点是对系统参数和结构变化较敏感,不易实时计算,且不能准确回收系统的投资和运行成本。文中在潮流组成分析的基础上,对联营模式的电力市场中基于综合成本分摊的无功功率价格进行了研究,提出了一种实用的计算方法。基于综合成一分摊的无功功率电价包括２个部分：无功功率的发电成本和无功功率的输电成本。以ＩＥＥ     

基于最优潮流的无功定价方法探讨

电力市场环境下精确可行的无功服务定价是近年来研究的热点问题。将无功发电机会成本和无功补偿设备的投资加入到最优潮流的目标函数中,并考虑旋转备用的重要性,加入旋转备用约束条件,提出了新的基于最优潮流的无功功率实时定价模型。并对IEEE4-57节点系统进行了测试,所得的无功电价既能涵盖大部分的无功生产费用,又能提供足够的经济信息。     

基于最优潮流的无功定价方法探讨

电力市场环境下精确可行的无功服务定价是近年来研究的热点问题.将无功发电机会成本和无功补偿设备的投资加入到最优潮流的目标函数中,并考虑旋转备用的重要性,加入旋转备用约束条件,提出了新的基于最优潮流的无功功率实时定价模型.并对IEEE4-57节点系统进行了测试,所得的无功电价既能涵盖大部分的无功生产费用,又能提供足够的经济信息.     

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。     

基于线性松弛最优潮流的电力市场日前出清及节点电价分解

基于交流最优潮流的电力市场日前出清能够提升安全性,并给出无功配置结果。目前的线性化最优潮流存在较大误差,为提高其准确性,将潮流方程中网络损耗的非线性部分分解为电压幅值部分和相角部分,分别松弛为线性不等式组,提出一种线性松弛的交流最优潮流模型(linear relaxation-based alternating current optimal power flow model,LR-ACOPF),以此模型建立了考虑无功约束和输电网费率的日前市场出清模型。并通过Karush-Kuhn-Tucker(KKT)条件实现了电价分解,将KKT条件等价变形为节点电价为变量的线性方程组,常数项由发电、输电成本及网络约束的对偶变量组成,对不同对偶变量分别求解,提供了有助于阻塞管理、电压支撑分析的价格信号。最后,通过IEEE算例及西北电网算例验证了所提方法的有效性。     

基于最优潮流的实时电价及其遗传算法实现

基于分布式母线的解耦最优潮流（OPF）问题推导出一种新的实时电价模型,并用遗传算法解最优潮流问题,用扩展拉格朗日乘子法把最优潮流无约化,扩展拉格朗日乘子法可以把最倨潮流问题的等式约束和不等式约束与原目标函数集成起来,并且拉格朗日乘子含有丰富的经济意义。通过它们可以把各种约束因素转化成电价分量。然后由遗传算法对拉格朗日函数进行运算,求出最优潮流问题的解,最终根据实时电价模型求出各母线处的电价。另一个重要工作就是应用潮流分解计算每个母线的注入功率在输电网络中引起的实际潮流分布,根据其实际分布来分摊网络输电固定费用。在14母线IEEE标准系统上对所提出的模型进行了测试,表明了该模型具有良好性能和实用价值。     

计及可靠性的电力市场分时定价方法

发电上网分时电价与当时的发电燃料边际成本及供电风险密切相关,随机生产模拟计算可以给出系统的最优发电方式、燃料费用、边际发电成本及系统可靠性指标。在随机生产模拟计算的基础上,提出了3种既考虑电能成本又考虑风险成本（可靠性成本）的分时电价制定方案,并以某实际系统为例计算出典型日运行方式下每种方案的分时电价,同时统计出该运行方式下的峰、腰、谷分时电价比,为电网实现分时电价提供了参考和依据。     

基于OPF的实时无功电价及其分析

提出一种新的计算无功价格模型。在模型中引入静止无功补偿器(SVC)的生产成本,以丰富模型涵盖的经济信息。采用互补条件形成新的无功电价模型的Lagrange函数,详细分解实时电价模型,全面分析La-grange乘子λp、λq的经济意义,揭示出无功生产费用和经典经济调度的关联性。在IEEE-14节点系统上,针对不同负荷进行数字仿真,结果表明:SVC对系统无功定价产生积极影响,这说明所提模型的有效性。在更为广泛的系统IEEE-4—IEEE-118上的数字仿真表明:运用原始-对偶内点法(PD IPM)求解无功价格具有良好的鲁棒性。     

A study of reactive power marginal price in electricity market

Developing an accurate and feasible method for reactive power pricing is significant in the electricity market. The reactive power price cannot be obtained accurately by conventional optimal power flow models which usually ignore the production cost of reactive power. In this paper, the authors include the production cost of reactive power into the objective function of the optimal power flow problem, and use sequential quadratic programming method to solve the optimization problem and obtain reactive power marginal price accordingly. A five-bus test system is used for computer study. The results from eight study cases show clearly the effects of various factors on reactive power marginal price.     

基于最优潮流与合作博弈理论的互联电网经济效益分析

实施输电网络开放、促进区间经济功率交换,是电力市场化的重要内容。中以最优潮流和节点电价作为分析工具,基于合作博弈理论中的核仁,提出了多区域电力系统互联运行的成本和利润分配方法。对IEEE30节点系统的分析计算结果表明,与基于Shapley值的分配相比较,所提出的方法实现了系统互联运行成本和利润在市场参与之间的合理分配,既满足个体理性,也满足集体理性,保证了联盟结构稳定。     

目标级联分析法在完全竞争发电市场迭代竞价机制中的应用

采用迭代竞价机制可以促进发电商经济、合理地上报电价和组织生产,同时能赋予购买者议价的能力,促使电力市场协调、高效地运作。但现有的迭代竞价方法主要采用按报价支付或按统一边际出清价进行结算的方式,很少采用按节点边际电价进行结算,并且可能出现迭代次数过多而难以应用的情况。为此,提出了一种基于目标级联分析理论的发电市场迭代竞价模型。将发电商与独立系统运营商作为不同的利益主体,分别以生产效益最优和购电成本最小为目标,通过发电功率进行联络以实现2个优化模型的解耦与并行求解。该模型考虑了网络约束的影响,能有效激励发电商上报其真实成本,有利于社会资源的优化配置。基于IEEE 39节点系统和IEEE 118节点系统的算例表明,目标级联分析法应用于完全竞争的发电市场迭代竞价机制可行,且收敛性和计算效率都能满足要求。     

考虑负荷需求弹性的输电阻塞管理

在输电阻塞管理中考虑负荷的需求弹性(load demand elasticity),并研究不同需求弹性对系统阻塞程度、节点需求电价和系统网损的影响.文中的模型是以社会收益最优为目标函数,考虑负荷需求弹性以及各种系统约束条件,通过路径跟踪内点算法求解最优潮流(OPF),利用电价经济杠杆调节用户用电.通过IEEE-14母线...     

考虑网损的配电节点电价模型及迭代计算方法

在分布式电源装机容量快速增长的背景下，建立本地电力市场可促进分布式机组出力的消纳和配电网的优化运行。文章提出了适用于本地市场竞价出清的配电节点电价（distribution locational marginal pricing，DLMP）模型，将其分解为有功价格分量、无功价格分量、网损价格分量、电压支撑价格分量以及阻塞价格分量，可量化各分量对节点电价的贡献。同时采用迭代算法对该模型进行求解，通过市场出清模型与交流潮流的迭代计算克服线性化节点电价模型对预设网损因子的依赖。通过对IEEE 33节点配电系统的仿真分析，验证了所提模型的有效性和所提算法的准确性。     

Nodal price volatility reduction and reliability enhancement of restructured power systems considering demand–price elasticity

With the development of restructured power systems, the conventional “same for all customers” electricity price is getting replaced by nodal prices. Electricity prices will fluctuate with time and nodes. In restructured power systems, electricity demands will interact mutually with prices. Customers may shift some of their electricity consumption from time slots of high electricity prices to those of low electricity prices if there is a commensurate price incentive. The demand side load shift will influence nodal prices in return. This interaction between demand and price can be depicted using demand–price elasticity. This paper proposes an evaluation technique incorporating the impact of the demand–price elasticity on nodal prices, system reliability and nodal reliabilities of restructured power systems. In this technique, demand and price correlations are represented using the demand–price elasticity matrix which consists of self/cross-elasticity coefficients. Nodal prices are determined using optimal power flow (OPF). The OPF and customer damage functions (CDFs) are combined in the proposed reliability evaluation technique to assess the reliability enhancement of restructured power systems considering demand–price elasticity. The IEEE reliability test system (RTS) is simulated to illustrate the developed techniques. The simulation results show that demand–price elasticity reduces the nodal price volatility and improves both the system reliability and nodal reliabilities of restructured power systems. Demand–price elasticity can therefore be utilized as a possible efficient tool to reduce price volatility and to enhance the reliability of restructured power systems.