考虑微网源荷不确定性的旋转备用容量优化

电力市场环境下,为应对微网源荷波动和可控机组随机故障,提升其供电可靠性,提出了一种考虑微网源荷不确定性的旋转备用容量优化方法。计及日前预测误差,采用序列理论对源荷随机概率性序列以及可控机组随机故障序列进行离散化处理,生成微网综合不确定性离散分布模型;在此基础上,以微网运行成本、备用成本和停电损失的总成本最小为目标函数,建立旋转备用容量优化模型,并结合蒙特卡罗与粒子群算法对该模型进行求解,获得各时段的旋转备用优化配置容量。以某地微网系统为例,仿真验证了所提方法的有效性和合理性。     

考虑分布式发电的配电网CPS可靠性评估

未来配电网将集成大量分布式发电(DG)和信息通信体系,但DG出力的不确定性和信息系统的不确定性会对电网安全可靠运行带来负面影响。提出一种考虑DG的配电网信息物理系统(CPS)可靠性评估方法。首先,面向故障后场景研究信息系统的支撑作用及其失效影响;然后,针对微网离网运行的过程,构建考虑信息系统影响的离网失效故障树模型;计及DG的不确定性,采用序贯蒙特卡洛方法模拟系统时序过程,并评估信息系统失效对配电网CPS的影响;最后,针对DG不同渗透率进行对比分析。算例结果验证了所提方法的有效性,可通过增大DG容量能改善系统可靠性。     

含微网的新型配电网可靠性分析

大量的分布式电源接入配电网会对配电网的可靠性带来深刻的影响。提出以分布式电源、负荷所组成的微网为分析对象,从微网的角度分析微网对配电网可靠性的影响。提出发电负荷率(GLR)的概念,通过序贯的蒙特卡洛模拟算法,考虑发电负荷率的因素,分别分析微网内部分布式电源类型、容量以及微网运行方式对配电网可靠性的影响。算例结果表明,微网能够提高配电网的可靠性,且不同类型的微网对其可靠性影响程度不同。     

计及“源-网-荷”影响的主动配电网可靠性评估

为解决分布式电源、配网自动化系统及柔性负荷等广泛接入后的故障恢复和可靠性计算复杂问题,提出了计及“源-网-荷”影响的主动配电网可靠性计算方法。源侧考虑分布式电源作用,建立了以最大化恢复等值负荷为目标的孤岛划分模型。网侧分析了配网自动化系统对网架联络、负荷转供的影响,并提出了基于浴盆曲线的设备故障率模型。荷侧考虑柔性负载,引入弹性系数矩阵对电价激励型柔性负载进行精确建模。最后,通过对传统可靠性计算的最小路法进行改进,提出了计及“源-网-荷”影响的主动配电网可靠性计算方法。通过仿真分析,说明了所提模型和方法的有效性。     

源网荷储协调参与的运行备用容量分配策略及优化模型

为提升高比例新能源电力系统备用充裕性和实现大规模新能源高效消纳,将备用资源来源拓展至源网荷储,从调节方向、参与方式等方面量化源网荷储灵活调节资源可提供的运行备用水平。进而,根据“常规时段同步机组承担、特殊时段多类型资源分摊”的调控思路,提出了源网荷储协调参与的运行备用容量分配策略,构建了纳入多类型异质资源的备用分布优化模型,实现各类型备用资源在“全网-同类资源-机组/场站”的逐级精细化分配。基于某省级电网开展算例测试,与现有运行备用分配准则进行比较,验证了所提策略的有效性。     

基于蒙特卡洛模拟的分布式风光蓄发电系统可靠性评估

为了计及蓄电池对分布式发电系统可靠性的影响,应用铅酸蓄电池两池模型,提出了一种更加精确的分布式风光蓄发电系统可靠性评估的蒙特卡洛模拟方法。首先针对提出的3种不同充电策略,建立了考虑外部系统容量限制下蓄电池荷电状态的时序变化模型。其次,采用状态持续时间序贯抽样方法,模拟分布式发电系统各元件的时序状态,进而计算相应的可靠性指标。通过算例分析,验证了该方法的有效性和实用性,并详细分析了外部系统容量、分布式电源容量、蓄电池容量以及蓄电池充电策略对分布式发电系统可靠性水平的影响。     

参与双重市场的区域综合能源系统日前优化调度

分布式新能源和电负荷等不确定变量是区域综合能源系统(RIES)安全稳定运行面临的巨大挑战之一。根据不确定变量的概率分布,运用场景分析技术生成典型场景拟合次日运行工况及其发生概率。在此基础上考虑不同供能系统间的互补特性,同时参与能量市场和旋转备用市场,建立日前优化调度模型。模型评估RIES各时段备用资源潜力和成本,以调度方案成本和调整成本期望值之和最低为目标函数,制定运行计划和安排备用资源。结合粒子群算法和内点法对模型进行求解。算例表明,该模型通过发挥RIES多能互补优势和合理安排备用资源应对源荷波动,提高了能源供应的经济性和可靠性。     

基于联合时序场景和源网荷协同的分布式光伏与储能优化配置

主动配电网可通过协同调度灵活性资源促进分布式光伏（DPV）电量消纳,为此提出基于联合时序场景和源-网-荷协同的DPV与储能系统（ESS）联合优化配置方法。基于动态弯曲时间特性提出光-荷联合时序场景生成方法,处理源-荷不确定性和时序相关性;建立源、网、荷、储灵活性资源数学模型;以DPV全年总发电量最大为目标,兼顾配电网经济性,建立DPV与ESS联合优化配置的混合整数线性规划模型。以某51节点标准测试系统为例验证所提方法的有效性,量化分析不同灵活性资源对DPV消纳的提升效果。     

含风光储的微网对配电网可靠性的影响

针对风力、光伏发电输出功率随机特性,计及储能与系统协调运行策略,建立含风光储的微网可靠性评估模型。配电网故障后,微网孤岛运行,考虑微网内电力功率是否平衡,并在发电不足时切负荷;微网非电源元件故障,阐述故障模式与后果分析(FMEA)过程,在此基础上,给出了模型的序贯蒙特卡洛评估流程。算例仿真结果表明,含风光储的微网能有效提高配电网可靠性水平,微网的接入位置、协调运行策略、容量配置和成本效益对配电网的可靠性产生很大影响。     

面向“源-网-荷-储”的主动配电网优化重构及协调调度研究

针对面向"源-网-荷-储"的主动配电网(active distribution network,ADN)的协调优化运行问题,首先提出了考虑分布式电源(distributed generation,DG)、电池储能系统(battery energy storage system,BESS)接入下的主动配电网日前协调优化运行模型。模型以1天24 h内的网络损耗为优化目标,考虑DG、BESS等的时序特性,基于多时段配电网络重构及BESS运行优化达到"源-网-荷-储"的协调优化。之后采用二阶锥规划(second order cone programming,SOCP)方法对模型进行求解。最后采用IEEE 33节点算例进行验证,分析了不同DG、BESS接入容量下,ADN协调优化运行结果。结果表明所提的协调优化运行模型能大幅降低系统网络损耗、提高系统的运行特性。     

多主体利益制衡的综合能源系统日前-实时出清方法

为解决现货市场和配售侧放开环境下综合能源系统与外部电网联合出清问题,提出一种多主体利益互相制衡的日前-实时两阶段出清方法。该方法考虑日前出清阶段驱动各方利益,实施多轮迭代竞价,并将互保、备用、移峰等因素纳入竞价过程中;实时出清阶段统筹内、外备用,细化供能和利益分配,形成产能商、上级电网、旋转备用服务商三联供能体系。分别构建了产能商、运营商、负荷聚合商的出清决策模型,最后通过算例仿真分析了需求响应、互保合同以及旋转备用市场对移峰和内、外备用的有效作用,表明该方法可以实现供需平衡和各主体利益均衡。     

考虑不确定性的火电发电商现货-深度调峰市场优化决策

针对电力现货市场与深度调峰市场联合运行背景下发电商电能量利润空间压缩、深度调峰功能亟待拓展等问题,提出考虑不确定性的发电商现货-深度调峰市场优化策略。基于Stackelberg博弈,构建兼顾联合市场利润和风险的发电商日前报价策略双层优化模型。在上层模型中,以发电商联合市场利润最大化为目标,对发电商分段报价进行优化;在下层模型中,考虑竞争对手报价场景的不确定性,提出电力现货-深度调峰市场联合出清模型。针对净负荷不确定性,引入波动不确定度参数,将双层模型转换为基于信息间隙决策理论的发电商现货-深度调峰市场决策模型。基于安徽省实际市场数据进行仿真验证,得到适应不同负荷场景的发电商联合市场日前报价策略,结果表明考虑不确定性的联合优化决策能够有效规避负荷不确定性带来的利润波动风险。     

微网功率不确定性模型及其在旋转备用优化中的应用

微网运行中存在发电单元故障停运以及可再生能源发电单元出力和负荷的波动性,从而合理安排旋转备用容量是维持微网安全、经济运行的重要环节。基于风电出力、光伏出力和负荷日前预测误差模型,利用全概率公式分别构建了综合预测误差及故障停运的风电和光伏出力不确定性分布模型,通过离散化风光出力和负荷不确定性分布与可调度机组停运概率分布联合生成微网功率不确定性离散分布模型,进而提出了计及微网功率不确定性以微网运行成本最小化为目标函数的微网最优旋转备用计算模型并考虑了微网向主网提供旋转备用。最后通过一个微网系统算例,采用混合整数遗传算法优化求解微网最优旋转备用值,验证了所建模型的合理性。     

考虑备用服务的电动汽车代理商竞价与定价联合优化

电动汽车代理商(EVA)的出现有望改善电网与大规模电动汽车的互动用电问题。以EVA为研究对象,分析其运营过程中的购、售电市场行为,提出其参与备用服务市场后的竞价与定价联合优化方法,以提高代理商在参与电网能量交易中的经济收益并降低电动汽车的充电成本。在建立日前能量市场和备用服务市场的统一出清模型的基础上,考虑EVA与车主的主从博弈,建立EVA的竞价与定价策略的双层优化模型,得到EVA在日前市场的最优竞价策略和充电费用的制定策略。通过算例分析表明所提模型的有效性,验证所提策略的经济性和灵活性。     

发电负荷双侧报价的日前电能市场出清模型及其定价分析

在发电单侧报价的日前电能市场中,负荷侧市场主体缺少主动参与定价的能力,随着我国各试点省现货市场建设的推进,下一步将建设发电、负荷双侧参与报价的电能市场.由于电力资源的特殊性,双侧报价的优势仍须进行定量分析.文章分析了电能现货市场中发电、负荷双侧报价的国内外研究现状,面对负荷侧统一电价、放开市场化的比例以及虚拟投标等问题...     

考虑源荷相关性的独立微电网日前风险调度策略

随着微电网内分布式可再生能源的渗透率提升,灵活资源调度不足导致的弃光和失负荷会对微电网运行造成较大的影响。通过充分调度各类分布式灵活资源,提出一种计及源荷相关性的微电网日前风险调度策略。在考虑灵活资源的独立微电网调控架构下,采用考虑相关性的拉丁超立方抽样方法处理分布式光伏及负荷的不确定性,分析相关性影响下的微电网期望调度成本、弃光与失负荷损失成本及条件风险成本,构建总调度成本期望值最小的日前优化调度模型。仿真结果表明,所提策略通过合理调度灵活资源及预留备用容量,能够有效平衡微电网运行经济性及运行风险。     

面向多级市场出清的负荷聚合商联合交易策略

在以新能源为主体的新型电力系统发展模式下,电网将面临灵活性资源严重不足的问题,亟需引导用户侧可调控资源主动参与系统的平衡调节服务。提出一种考虑日前主能量市场、日前备用市场及实时平衡市场的多级市场衔接框架,基于负荷聚合商引导终端用户参与至多级耦合市场的市场化调度中。在日前主能量市场与备用市场,提出负荷聚合商可调节负荷状态感知模型及日前电能量与备用联合市场的竞价模型,系统运营商实现日前主辅能量市场的阶段性出清。在实时平衡市场,提出负荷聚合商基于用户侧富余可调节资源的实时平衡市场竞标模型,系统运营商基于实际系统运行需求实现平衡资源的出清与备用资源的调度。最后基于 IEEE 30 节点系统验证了所提出市场框架可有效激励用户侧主动响应电网调控需求、降低系统供需不平衡风险。     

计及CVaR的负荷聚合商双重市场投标策略

需求侧资源的不确定性给负荷聚合商在双重市场(日前电能市场和日前备用市场)的投标带来了困难。首先分析需求侧资源的不确定性,建立负荷聚合商在双重市场的投资分配和利润模型,该模型以最大化负荷聚合商日利润为目标,并应用粒子群优化算法以及MATLAB调用YALMIP、CPLEX工具箱进行求解。进一步考虑需求侧资源不确定性引起的负荷聚合商利润的风险,分析随着风险偏好系数的改变利润与风险值之间的动态关系以及可中断负荷在双重市场的投标量分配,讨论日前电能市场投标约束对负荷聚合商投标策略和总体利润的影响。算例分析验证了负荷聚合商基于风险的投资策略的有效性。     

多虚拟电厂参与日前电力市场的鲁棒竞标博弈方法EI北大核心CSCD

针对风电出力的不确定性和多元决策主体间的复杂博弈关系对虚拟电厂(VPP)参与日前电力市场的竞标方案的影响,提出了一种基于非合作博弈理论和鲁棒优化思想的多VPP参与日前市场的竞标博弈方法。设计了多VPP同时参与能量市场和调峰市场的非合作博弈框架和相应的交易流程。建立了各VPP在其余竞标主体报价方案的基础上,聚合多种分布式能源参与市场交易的非合作博弈竞标模型。计及风电出力不确定性对VPP运营的影响,通过强对偶理论和鲁棒优化方法将确定性竞标模型扩展为鲁棒优化模型,并在模型中引入了鲁棒调节系数来灵活调整VPP竞标方案的保守性。通过重复执行多轮竞标博弈的求解策略,直至各市场主体均不能从单方面改变投标方案中获利后,确定各VPP在日前市场中的综合出清方案。算例分析表明,所提方法给出了VPP在能量市场和调峰市场的投标优化方案,可为VPP最优参与电力市场多类型交易产品提供参考。