动态划分负荷的多目标日发电计划

利用负荷曲线的单调性及广义粒子群算法动态划分出负荷的子时间段落,并运用能量轨迹的方法融合子段落,求取特征断面,从而较为细致地描述了系统负荷曲线攀峰降谷的过程,更能表征出系统的实际负荷水平。建立了兼顾节能环保的多目标日发电计划模型,结合最优潮流并引入基于满意度和贴近度将多目标转化为单目标优化模型求解,并可根据决策者的主观愿望对目标满意度进行调整,制定出以经济成本低并兼顾污染气体排放量少为目标的日发电计划。IEEE30机算例证实了方法的可行性。     

基于用户行为的分时电价时段划分和价格制定

以往分时电价的时段划分仅考虑负荷曲线的数值变化,忽视了时段划分对分时电价的制定和对用户行为的影响,使得分时电价优化受限,需求侧响应不能达到最优的效果。为此提出了基于用户行为的分时电价时段划分和价格制定模型,首先通过模糊聚类法初步制定峰段、平段、谷段,然后将峰谷时段的起始时间和终止时间设为待优化的变量,并根据消费者心理学建立用户电价电量响应行为模型,最后以用户满意度和电网收益最大化为目标,同时对分时电价和时段划分进行优化。仿真结果显示,与直接根据FCM模糊聚类分析方法划分时段相比,该模型更能针对负荷特性激励用户响应分时电价,促使用户响应曲线更加平滑,进一步降低调峰成本,验证了该模型通过优化时段划分方法提高社会福利的有效性。     

光伏发电接入电网后的分时电价优化策略研究

为了提升电力系统消纳光伏发电的能力,本文通过采用分时电价措施调整负荷曲线,同时兼顾优化光伏消纳和负荷曲线的削峰填谷,提出将负荷曲线减去光伏曲线所得的等效负荷曲线作为分时电价的优化对象,采用模糊聚类方法对等效负荷曲线进行时段划分,建立并求解了分时电价优化模型。优化后等效负荷曲线的负荷率升高,峰谷差降低,同时负荷曲线与光伏发电曲线相关性也有明显提升。最后,通过算例验证了提出的模型优化等效负荷曲线的效果。     

基于信息熵时段划分的主动配电网动态重构

针对风力、光伏等分布式发电(DG)和电动汽车(EV)高渗透率下主动配电网的动态重构问题,提出一种基于信息熵时段划分的主动配电网动态重构方法。首先采用蒙特卡洛模拟法,结合日负荷曲线、风/光发电曲线、电动汽车充电曲线,形成电源?负荷等效日负荷曲线,提出基于信息熵时段划分的等效日负荷曲线分段方法;其次建立了以日损失费用最低为目标的动态重构模型,对主动配电网分时段重构;然后在杂草算法的基础上引入遗传算法的交叉和变异操作,提出基于十进制编码的改进杂草混合算法求解该模型。IEEE 33节点算例仿真结果表明,所提方法能够自动划分出符合曲线变化趋势的分段方案,动态重构后日损失费用明显降低。     

苏州地区纺织行业尖峰负荷时段划分研究

科学合理的电力负荷时段划分对于电网的移峰填谷具有重要的意义。根据苏州地区收集到的典型纺织企业的逐时电力负荷数据,分析了典型日负荷曲线的变化规律,研究了典型月的日峰谷差、日负荷率以及日最小负荷率等指标的特点,并针对这些指标的变化情况阐明了对现行的江苏省工业用户负荷高峰时段进行优化调整的必要性,最后采用统计学方法来确定时段区间。研究结果发现苏州地区典型纺织企业的实际尖峰负荷时段确实与现行的江苏省工业用户高峰时段出现偏差,建议将4:00~5:00、22:00~23:00划分到高峰时段,可为需求侧管理以及为相关部门在划分时段方案时提供参考。     

基于负荷轴工况划分的发电厂关键设备非平稳状态监测

在发电厂热力系统实际运行过程中,发电机负荷的频繁变化会使得热力系统关键设备部分运行参数随时间发生改变,存在明显的非平稳特性,由此导致设备的变工况问题非常普遍,故障特征很容易被非平稳趋势所掩盖,给及时检测设备异常带来较大困难。针对该问题,对步进有序时段划分算法进行推广,提出了一种基于负荷轴的工况划分算法,准确自动划分火电关键设备负荷信号,从而识别出不同的工况。基于划分出的不同工况,分别建立主元分析监测模型,在应用时根据新来样本的负荷调用相应的监测模型,从而实现对非平稳过程的状态监测。所提出的划分方法以监测模型的性能优劣来指示工况划分,相比一般基于聚类算法的工况划分方法更具有合理性。该算法的有效性已在某发电厂一次风机的故障案例得到验证。     

利用成本-时间曲线进行分时电价最优时段划分

分时电价是实现电力需求侧管理的一项重要举措。提出一种新的按照成本-时间曲线划分时段的方法,即将成本函数曲线与负荷曲线拟合,得到一条反映电网公司成本随时间变换关系的曲线。在用三角形隶属度函数进行时段划分时,将产生多组划分方案。为寻求最佳方案,基于边际成本理论建立了考虑电价弹性系数的分时电价模型,并以电网公司利润最大化为目标寻求最优的时段划分方案。通过算例进行数据仿真,结果证明了该方法的合理性,为电网公司制定分时电价提供理论依据。     

考虑源网荷效益的峰谷电价与峰谷时段双层优化模型

用户响应行为测算需求解峰谷时段与峰谷电价之间的双线性项,目前仅考虑负荷曲线的数值大小对峰谷时段进行单独划分,分时电价实行效果受限。提出峰谷时段与峰谷电价的双层优化模型,考虑风电不确定性下的规划成本与发电成本,反映分时电价的实际经济效用;考虑用户响应的不确定性,保证分时电价实行后的源网荷效益在一定范围内变化;峰谷时段划分与峰谷电价设计均以系统成本最低为目标优化得到,充分考虑峰谷时段划分、峰谷电价设计和用户响应行为之间的交互机理。仿真结果表明,与单独划分峰谷时段的模型相比,所提模型能够制定更优、科学性更强的峰谷时段和峰谷电价,进一步降低系统总成本。     

含风电电网晚高峰期临时启机并网策略

负荷与风电变化的不确定性可使电网在运行日晚高峰期间面临巨大的调峰压力。为此,提出一种晚高峰期净负荷攀升时临时启动小机组的调度策略。首先在晚高峰到来前设置观测点。当发现观测点之前多个时段净负荷预测偏差较大,则对后续净负荷预测曲线进行修正,并按修正后净负荷预测曲线对发电计划进行更新。若新发电计划中负荷量在安全限值内,则依然维持原日前机组组合方案不变。反之若优化结果存在超越安全限值的限负荷量,则判断电网需临时启动小机组,再根据越限的限负荷值确定小机组容量及并网运行时间。最后根据小机组较为特殊的物理特性,建立晚高峰期含小机组并网的发电计划模型。模型充分考虑小机组从冷启动到退出过程的出力特性,并借用原发电计划信息对优化变量和安全约束进行简化,以提高模型计算效率。算例表明所提小机组临时启机并网策略正确可行。     

基于量子粒子群算法多目标优化的配电网动态重构

为保证配电网动态重构后系统安全稳定的运行,提出了以网损和节点电压稳定性为目标函数的量子粒子群算法的配电网动态重构。针对配电网动态重构过程中时段划分问题,提出以负荷曲线的单调性和幅值变化大小为依据初步划分时间段落。采用整数型量子粒子群算法进行动态重构,重构过程中以相邻时段的网损变化值的关系获取最佳重构段落,然后综合考虑配电网网损最小和节点电压值最大且波动最小为目标寻找最佳重构结构。以IEEE33配电系统为例验证了所提方法的有效性和实用性。     

Dual programming methods for large-scale thermal generationscheduling

The problem of thermal generation scheduling is considered in the framework of the short-term hydro-thermal coordination problem. Dual programming methods are applied to the large-scale problem deriving from a fine subdivision of the daily optimization horizon for networks with hundreds of thermal units. The starting point for the dual approach is obtained from the solution of a thermal scheduling problem with discarded generation ramp-rate constraints. The relaxed daily scheduling decouples into as many smaller dispatch problems as the number of subintervals. Two dual programming methods are implemented: the former is the dual active set algorithm by Goldfarb and Idnani while the latter is based on the application of continuation method techniques. These approaches are extensively tested with reference to both a small sample system and to the daily thermal generation scheduling of the Italian (ENEL) system (over 100 thermal units and 96 quarter hour subintervals). Incorporating the dual programming approach within the ENEL hydro-thermal coordination procedure is also considered     

Day-ahead optimal charging/dischargingscheduling for electric vehicles inmicrogrids

Microgrid as an important part of smart grid comprises distributed generators (DGs), adjustable loads, energy storage systems (ESSs) and control units. It can be operated either connected with the external system or islanded with the support of ESSs. While the daily output of DGs strongly depends on the temporal distribution of natural resources such as wind and solar, unregulated electric vehicle (EV) charging demand will deteriorate the unbalance between the daily load curve and generation curve. In this paper, a statistic model is presented to describe daily EV charging/discharging behaviors considering the randomness of the initial state of charge (SOC) of EV batteries. The optimization problem is proposed to obtain the economic operation for the microgrid based on this model. In dayahead scheduling, with the estimated power generation and load demand, the optimal charging/discharging scheduling of EVs during 24 h is achieved by serial quadratic programming. With the optimal charging/discharging scheduling of EVs, the daily load curve can better track the generation curve. The network loss in grid-connected operation mode and required ESS capacity in islanded operation mode are both decreased.     

基于代理技术的广域源-荷双层递阶协同优化调度模型

广域民用负荷参与需求响应目前已成为促进风电消纳的新途径,然而广域民用负荷的调节时序特性复杂,使其在电网层的优化调度中难以对广域民用负荷进行直接调度.为此,提出了一种基于代理技术的广域源-荷双层递阶协同优化调度模型.在负荷代理分区聚合广域民用负荷的基础上,上层(电网调度层)模型基于负荷代理内聚合负荷的简化调节能力,考虑负...     

分时电价下的高耗能企业发用电响应

高耗能企业通常是所在地区的用电大户,具备一定量可调度负荷,许多高耗能企业还建设有自备电厂。针对分时电价下高耗能企业发用电响应问题,讨论了各时段之间的价格关系对高耗能企业发用电响应行为的影响,进而建立了高耗能企业自发电调度和负荷转移一体化调度模型。针对案例企业情况,讨论了不同价格信号下企业的发用电决策,并讨论了能够促使企业将用电向谷时转移并在峰时多发电的电价信号。研究表明,电网在制定基于价格的需求响应机制时如果充分考虑企业的自发电成本、负荷转移成本等信息,电网可以通过价格手段引导高耗能企业的发用电决策,从而实现电网和企业的双赢。     

计及源荷区间不确定性的电力系统日前优化调度

由于缺乏数据或统计规律复杂,调度决策时常难以确知新能源及负荷的概率分布,为此提出了计及源荷区间不确定性的电力系统日前优化调度方法。首先,基于预测误差建立风、光及各类负荷的区间数模型;接着,以日综合运行费用为目标函数,考虑发电机、储能以及正负备用等约束条件,构建区间优化调度问题数学模型;然后,应用区间优化理论,在一定的区间可能度下将区间优化问题转化为确定性问题求解,获取区间优化调度方案;最后,将区间优化调度方法应用于修改后的IEEE10机39节点系统,验证了其有效性。该方法决策灵活,通过调节区间可能度,可较好地平衡调度方案的经济性与安全性,其计算量小,特别适用于仅掌握变量变化范围时的调度问题。     

Central versus localized optimization-based approaches to power management in distribution networks with residential battery storage

In this paper we propose two optimization-based algorithms for coordinating residential battery storage when solar photovoltaic (PV) generation in excess of load is compensated via net metering. Our objective is to balance increases in daily operational savings that accrue to customers with the management of reverse power flows and/or peak loads approaching a network capacity. To achieve this objective we present a central quadratic program (QP)-based algorithm, where residential customers implement a distributor-specified day-ahead battery schedule. We also present a local QP-based algorithm, where each residential customer implements a day-ahead battery schedule subject to three distributor-specified weights. To complete our assessment of the distributor benefit, both QP-based scheduling algorithms are applied to measured load and generation data from 145 residential customers located in an Australian distribution network. The results of this case study confirm both QP-based scheduling algorithms manage reverse power flow and peak loads within a distribution network. In the context of net metering, all customers exhibit the same operational savings when implementing the central QP-based algorithm, while the local QP-based algorithm disproportionately penalizes some customers.     

计及电量分解的高比例水电电网短期调度方法

中长期交易电量与短期发电计划衔接不当是引发结构性弃水或缺电的关键问题之一,如何分解交易电量96点曲线对于高比例水电电网发电计划编制至关重要.本文依托云南电网实际工程,提出计及电量曲线分解的短期发电调度方法,引入电站分类策略以贯序确定标准负荷曲线,兼顾公平性提出耦合标准负荷曲线的日电量分解方法,并以交易电量完成度相对偏差...     

高比例新能源接入下计及工业负荷特性的电网需求响应调控策略

为挖掘需求侧调节潜力,提出一种高比例新能源接入下计及工业负荷特性的电网需求响应调控策略。设计一种基于工业负荷需求响应的滚动调度框架,通过分析不同类型工业负荷的生产特性,挖掘工业负荷的需求响应潜力;针对新能源和负荷的不确定性,提出一种结合特征损失的条件深度卷积生成对抗网络场景生成方法,为系统调控提供不同时间尺度下的典型场景集;基于生成的场景集,以系统总运行成本最小为目标,提出多场景随机规划结合随机模型预测控制方法,构建多时间尺度滚动调度优化模型,求得不同阶段工业负荷需求响应的最优策略。改进IEEE 30和IEEE 118节点系统的仿真结果验证了所提模型及策略的适用性和有效性。     

考虑源荷协调的含储热光热电站和风电系统的日前-日内调度策略

为提高电力系统风电消纳能力,结合源荷两侧的可调节资源,提出含储热光热电站和风电系统的日前-日内调度策略。首先,根据含储热光热电站能量时移特性以及居民用电负荷响应时间长的特点,结合价格型需求响应,以系统运行成本以及日前弃风量最小为目标,构建日前调度模型;其次,根据考虑含储热光热电站的灵活调节能力以及高载能负荷响应时间短的特点,结合日前调度计划与日内风电预测,以系统日内调节成本与日内弃风量最小为目标,构建日内调度模型。算例结果表明：本文所提调度策略能够充分利用现有源荷两侧可调节资源及其特点,在促进系统风电消纳的同时,降低了系统成本。     

基于熵理论的电力系统最优潮流均衡度分析

现代电力系统呈现出多种复杂特性,加之新形势下电网互动运行成为热点,如何提高系统在众多复杂运行特性中的安全运行水平成为研究的重点和难点。针对此问题,提出基于熵理论的电力系统潮流均衡度分析方法,通过研究潮流变化特性,探索提高系统安全运行水平的新方法。首先,从负荷变化对系统潮流变化的影响机理出发,建立基于信息熵的潮流转移熵指标,描述系统支路潮流变化的均衡程度。进一步以潮流转移熵为目标函数建立电力系统最优潮流均衡度模型,优化系统运行方式,提高系统安全负荷裕度。在IEEE 300节点系统下设置常规运行方式及源荷互动运行方式,通过算例分析验证了所述潮流转移熵指标及所建立最优潮流均衡度模型的有效性。算例同时表明,所述方法与直接以负荷裕度为目标的优化方法相比速度大为提高,为电力系统日内及日前发电计划的优化调整提供了参考。