耦合水电弃能消纳的日前现货市场多阶段出清方法EI北大核心CSCD

如何破解梯级上下游电站报价不匹配导致的竞争性弃水,是高比例水电现货市场出清中的基础性理论和实践难题。为此,基于节点电价出清机制,从弃水原因出发,提出一种耦合水电弃能消纳的多阶段日前现货市场出清方法。该方法第一阶段引入弃能电站报价修正策略,通过等比例调减弃能电站报价,实现市场优先出清;第二阶段引入上游电站电量控制策略,利用下游电站弃能反向推算上游电站应削减电量,构建了多时段耦合电量控制约束,通过减少上游放水削减下游弃能;第三阶段引入上游电站出力控制策略,考虑梯级滞时精细化推算上游电站各时段出力上限,构建了出力控制约束,进一步调减弃能;最后基于“谁获利、谁负责”的公平性原则,构建了多阶段结算补偿策略。实例分析表明,提出的方法能够有效协调上下游电站出清电量,避免报价不匹配导致的竞争性弃水,为高比例水电市场现货交易提供了新的思路。     

基于需求响应的用户侧综合能源系统分布式博弈均衡策略

用户侧综合能源系统是未来能源消费方式的重要发展方向,实现用户侧综合能源系统的运行优化可以提高其经济效益和环境效益.为此,建立了由多个分布式能源站和多个能源用户组成的用户侧综合能源系统能源交易模型,提出了基于需求响应的用户侧综合能源系统分布式博弈均衡策略.分布式能源站最大化各自收益,能源用户则以各自效用最大化为目标,首先...     

适应不同优化模型的水电梯级系统短期调度算法EI北大核心CSCD

短期水电系统的发电优化调度是非线性离散优化问题。随着水电系统规模的增大,该问题的求解也变得更加困难。结合考虑约束条件的优先级别,建立了适应弃水量最小、发电效益/电量最大、调峰电量最大和发电趋势吻合4个调度目标的数学模型,采用分级求解结合局部搜索的方法解决大规模水电系统短期联合优化调度问题。通过在包含45个水库的水电系统优化调度中的应用,并比较不同目标下优化结果的差异,结果表明了上述模型和方法的有效性。     

考虑多地区互相关性的小水电群发电能力模拟预测方法

针对小水电数量多、分布广、信息采集差、不确定性强、管理区划与流域交叉重叠等特点,提出一种考虑多地区互相关性的小水电群发电能力模拟预测方法。该方法以地区小水电群整体为研究对象,分析地区间小水电群发电能力的互相关性并构建Copula相关性函数,在此基础上选取代表地区构建基于Copula函数的地区权重发电能力预测模型,同时结合历史出力趋势对模拟预测值进行重构,使其满足实际出力特性,并以云南省地区小水电群为例验证了该方法的有效性。结果表明,云南省15个地区的小水电发电群预测值合格率均大于70%,合格率较高。该研究方法可为小水电的后期应用提供指导。     

多运营主体梯级水电站参与的日前市场出清模型

中国普遍存在梯级水电上、下游电站隶属不同运营主体的现象,各电站独立参与现货市场竞价时,调节性能欠佳的下游电站可发电量由上游电站中标电量决定,面临中标电量与实发电量匹配失衡的问题,导致交易结果难以执行,不利于市场稳定和水电资源利用。为此,文中研究了多运营主体流域梯级水电站参与的日前市场出清模型,下游电站作为价格接受者,无需申报电量,其电量通过上、下游电站水力耦合关系,表示为关于上游电站申报电量的线性函数,嵌入日前出清优化模型,实现上、下游电站联合出清。重点探讨上、下游电站之间水流时滞对下游电站运行的影响,并在日前市场出清中予以考虑。最后,以包含6家发电商和8家购电商的系统为例,模拟日前市场竞价场景,结果表明:该出清模型能有效缓解下游电站独立参与电力市场面临的发电量匹配失衡问题。     

计及电价风险和差价合同的梯级水电站日前市场竞价模型

在电力现货市场试点建设的背景下,如何紧密结合市场模式及交易规则决策市场交易是梯级水电站亟待解决的问题。针对集中式电力市场,提出了一种计及电价风险和差价合同的梯级水电站日前市场阶梯报价模型。该竞价模型耦合于梯级水电站的短期优化调度,考虑了梯级水电站短期运行约束以及阶梯报价曲线要求。基于差价合同的结算规则决策日前电能量市场竞价,以充分发挥差价合同规避风险的作用。采用随机电价场景模拟日前市场电价的不确定性,并引入条件风险价值作为风险评估指标,以梯级水电站风险和收益的综合效用最大化为目标,通过风险偏好因子实现两者的协调考量。最后,以某梯级水电站进行模拟仿真,算例结果及分析验证了所提模型的合理性和有效性。     

耦合日合同分解及日前市场竞价的梯级水电站短期鲁棒优化调度

电力现货市场环境的建立,将给梯级水电站的短期调度带来诸多挑战。考虑到日前市场电价不确定性分布难以准确获取以及日合同分解对于日前市场竞价空间的影响,提出了一种耦合日合同分解及日前市场竞价的梯级水电站短期鲁棒优化调度方法。首先,以梯级水电站总收益最大为目标,考虑梯级水电站各项短期运行约束和日电量合同分解要求,建立了确定性的水电短期优化调度模型;然后,在此基础上运用信息间隙决策理论将确定性短期优化调度模型转化为考虑电价不确定的鲁棒调度模型,使决策解在日前市场预估价格信息间隙范围内均能满足最低收益要求;再采用混合整数非线性规划方法予以求解;最后以北盘江梯级水电站为例验证所提方法的合理性和有效性。     

电力现货市场中的发电成本核算方法研究

发电成本是指电源在生产电能时所发生的各种费用的综合,在世界各国的电力市场设计中,对机组的发电成本进行核算是预防市场力操控市场的重要手段,并且可为各类电源形成基于成本的报价提供参考。因此,对发电机组进行合理、有效的发电成本核算是电力市场高效运行的基础。目前我国的发电公司大多根据电力产品成本开支范围,按照财务部门传统的成本核算方法计算发电成本,无法满足现货市场中对于判别市场力、修正不合理报价的需要。本文对国外典型电力市场中的成本核算机制进行分析,并为我国电力现货市场下的发电成本核算提出建议。     

基于区块链和市场机制的新能源消纳优化调度策略

为充分发挥市场调节能力,顾及电力交易规模大、频率高、参与主体类型多以及交易需求多样的特点,提出一种基于区块链和市场机制的新能源消纳优化调度策略。对基于区块链的电力市场交易机制框架进行说明,分时段对供电电源主体从发电类型、价格和输电损耗3个方面进行评估,依据评估结果结合发电特性对各类电源进行分时段调度,确保新能源的优先消纳;在新能源大发阶段通过电网价格调节手段激励用电负荷积极参与新能源消纳;同时电源和负荷主体都可以响应电网调频调压需求并提出相应报价,协同电力市场交易各方积极参与电网的稳定控制。仿真实验表明提出的新能源消纳优化调度策略可促进新能源的消纳,促进电网短期电力调度与新能源波动性的结合,助力能源系统升级。     

适应云南电力市场的火电搁置成本补贴机制

电力市场改革过程中,部分发电机组会产生成本搁置问题,制定科学合理的搁置成本补贴机制对于促进发电企业公平竞争具有重要意义。为缓解云南火电机组从计划向市场转型过程中产生的搁置成本问题,本文设计了适应云南火电机组的搁置成本补贴机制。立足于国内外对于搁置成本的研究成果,首先给出了搁置成本的定义并对搁置成本进行分类;其次,对云南火电的搁置成本补贴的必要性进行分析;再次,对搁置成本的核算和回收方式进行了梳理;最后,设计了云南火电机组的搁置成本补贴机制。