多投资主体合作的增量配网差异化运营策略

为解决增量配网园区试点在逐步推进过程中产生的问题,提出多投资主体合作的增量配网差异化运营策略.基于增量配网差异化运营模型,分析影响收益分配的4个因素:投资额、风险承担程度、贡献程度和合同履行程度.引入合作博弈的粒子群优化算法进行收益分配方案的求解,并以4家典型地市级的增量配网园区进行算例分析.算例结果表明,饱和与后快速增长阶段的增量配网园区对节能服务需求多;快速增长阶段的园区则对个性化套餐及综合能源服务需求多.     

基于工程量清单计价模式的输变电工程造价风险评估模型

在工程量清单计价模式下,由于招标工程量与竣工工程量存在差异,投标单位采用不平衡报价,导致建设管理单位存在超概算的风险。在深入分析投标单位投标策略的基础上,构建不平衡最优报价模型,得出投标单位的最优报价;然后采用蒙特卡罗模拟法,构建了输变电工程造价风险评估模型,对建设管理单位所面临的风险进行了度量,并根据风险大小采取适当措施,尽量减少超概算情况的发生。研究结果对工程造价管理具有一定指导意义,可以规范招投标规则,使输变电工程建设健康、合理、可持续地发展。     

“风、光、火、蓄、储”多能源互补优化调度方法研究

高比例可再生能源并网是全球能源战略发展的必然趋势。为了应对未来大规模具有随机波动特性的可再生能源并网,一方面须要推进灵活性储能与可再生能源联合互补运行,另一方面须要对常规机组运行新工况加以考虑,以实现高比例可再生能源安全经济并网。文章提出了考虑常规机组低负荷运行和爬坡工况的发电成本计算模型,建立了"风、光、火、蓄、储"多能源互补优化调度模型,并提出用动态惯性权值粒子群算法求解,以实现系统总运行成本最小的优化目标。算例分析表明,引入爬坡成本与低负荷运行成本能够真实反映常规机组在平衡大规模风、光电波动性时所增加的成本,并在调度过程中充分权衡弃风弃光损失和平衡波动性所增加的发电成本,为高比例可再生能源并网情况下电力系统多能源互补运行决策提供了支撑。     

我国城市化与电力消费水平的动态关系分析

借助协整理论、误差修正模型、Granger因果检验、脉冲响应及方差分解等计量方法,对改革开放以来中国城市化与电力消费水平在长期与短期内相互影响的动态关系进行分析。结果表明,中国城市化与电力消费水平之间存在长期稳定的均衡关系,但二者相互作用的短期效应和长期效应并不一致,在长期内二者互为Granger原因,但均不构成对方的短期Granger原因。且二者相互影响的效应存在明显的差异,电力消费对城市化有较大的作用强度,而城市化对电力消费的冲击作用不大。上述结论表明,电力是城市化的基础,推进城市化要坚持“电力发展既要有一定的超前性,又要保持均衡发展”的原则。     

分形VaR风险度量下的购电组合模型及实证分析

针对市场环境下供电公司的购电策略进行研究.介绍了分形理论,并给出其特征函数的表达式;根据风险价值的定义和性质,推导出分形分布下VaR风险度量的计算公式;在传统投资组合模型的基础上,构建供电公司的购电组合优化模型,通过求解可得出供电公司的最优购电策略;以美国加州电力市场上网电价的实际数据为基础,运用Stable程序对其分形特征函数的参数进行估算,并采用K-S法对其拟合程度进行检验,结果表明上网电价服从分形分布.算例表明,本文构建的模型是可行的,可为供电公司购电策略提供一定的参考.     

基于分形条件风险价值的供电公司动态购电组合模型

电力市场实际上网电价并不一定满足正态分布,因此,有必要对供电公司在多交易市场、多阶段条件下的购电策略进行研究。文中首先采用极大似然估计法对美国PJM电力市场实际上网电价数据的分形分布特征参数进行了估计,并运用柯尔莫哥洛夫拟合检验（K-S）法对其拟合效果进行检验;市场用电量利用均值回复的AR（1）模型进行描述,美国PJM电力市场的实际用电量数据验证了该模型的有效性。根据上网电价服从分形分布的特性推导出了评估供电公司动态购电组合风险的计算公式。在此基础上构建了基于投资组合理论的供电公司动态购电组合模型,并利用等价原理将该模型转化为线性规划模型进行求解。算例表明所构建的供电公司动态购电组合模型能真实地反映供电公司所面临的风险情况。     

稳定分布理论下可容许均值–刻度参数的购电组合模型

以上网电价服从稳定分布为前提条件,研究供电公司在多个交易市场中的购电策略。首先,根据上网电价的特征属性,分析其概率分布;其次,构建协变化系数度量各上网电价之间的相关性,并从理论上证明其合理性;再次,推导出多个服从稳定分布的不独立随机变量的联合特征函数,并证明以购电组合的刻度参数作为风险度量因子的合理性,从而解决稳定分布理论在投资组合中运用的2个大难题;然后,为解决参数估计存在偏差的问题,提出可容许均值和可容许风险的概念,并构建基于稳定分布理论下供电公司的可容许均值–刻度参数购电组合模型。算例表明,美国PJM电力市场的上网电价数据服从稳定分布,采用所构建的模型能更好地反映它的风险特性,为供电公司提供更准确的购电决策。     

基于动态综合模糊评估的增量配网合作模式

由于新增配网的投资建设存在多主体问题,同时各主体之间的合作模式尚未明确.因此,进行了增量配网与供电公司合作模式的研究,首先基于显著性—冗余分析构建评价指标体系;其次,为保证赋权的准确性,结合客观法与主观法构建了基于熵权法修正的层次分析法指标赋权模型;然后,基于变化速度状态模型与变化速度趋势预测模型,构建增量配网合作模式动态综合模糊评估模型;最后,设置供电公司绝对控股、供电公司相对控股、供电公司参股、供电公司不参股4种情景进行算例分析.算例结果表明,动态综合评估模型相对于静态评估模型更能反映成效的真实水平.     

分时电价体制下的供电企业购售电风险控制模型

在考虑了用户需求弹性、现货市场和合同市场的购电成本以及对用户的补偿等因素的基础上，建立了分时电价体制下供电企业购售电风险控制模型。采用该优化模型可使供电公司制定出使企业效益和社会效益均得到提高的分时电价，并能有效地进行削峰填谷，使供电公司承担最小的风险并获得最大的利润。算例仿真结果表明了该模型的有效性。     

发电侧与供电侧峰谷分时电价联动的分级优化模型

实施峰谷分时电价,可以改变用户的用电特性,达到移峰填谷、降低发供电成本、提高能源使用效率的目的,但同时也带来供电公司收益减少的风险.为此,提出了发电侧与供电侧分时电价联动的2级优化模型.该模型分2级进行优化:首先基于用户价格反应度矩阵,对供电侧峰谷电价进行优化,使其负荷曲线达到最优;然后对发电侧峰谷电价进行优化,以平衡发电公司与供电公司之间的成本效益,达成发电侧与供电侧价格联动.算例表明,所建立的分级优化模型能合理地分配发、供电实施峰谷分时电价的利益和风险,促进这项措施的顺利实施.