分区核仁法分摊多区域互联输电网固定成本

探讨了电力市场环境下多区域互联电网固定成本的分摊问题.给出固定成本分摊的合作博弈模型,采用分区核仁算法求解.将多区域互联电网拆分为各个区域电网,固定成本根据区域间等值双边交易的比例分摊,再用核仁算法分区求得区域内部各用户承担的固定成本.此方法减小了将多区域互联电网作为一个整体求核仁解的计算量,并且保持了合作博弈模型原本给出的经济信号.IEEE14节点3区域系统的仿真算例验证了该方法的有效性.     

考虑输电阻塞的电网固定成本分摊核仁法

探讨了电力市场环境下多区域互联电网固定成本的分摊问题,给出了固定成本分摊的合作博弈模型。针对输电固定成本分配的核仁模型未考虑输电阻塞的情况,提出了一种区域核仁算法。首先根据系统潮流分布情况确定出现阻塞的线路,再根据节点边际价格的差异将输电网划分成多个输电区域,每个输电区域所有节点边际价格基本一致,区域内部线路没有阻塞;然后采用等值双边交易法将输电固定成本分配给各输电区域;最后在区域内部采用核仁模型将成本分配到用户。该方法考虑了阻塞并减小了将多区域互联电网作为一个整体求核仁解时的计算量。以IEEE14节点系统为例的仿真结果表明了该方法的可行性。     

多种交易模式下核仁解分摊输电网固定成本

探讨了电力市场多种交易模式下输电网固定成本的分摊问题。提出将双边交易转换成等效的联营交易的概念与方法，给出了固定成本在等值联营模式下分配的核仁模型。运用合作博弈理论的核仁解先将固定成本预分配给各负荷联营交易，再将该预分配成本平均分配给该负荷和向它供电的 所有电源。向某个负荷供电的所有电源按各自对该负荷贡献功率的大小成正比分配成本。该文方法适用于混合交易模式的电力市场。它既满足电网的物理特性，又给出了良好的经济信号。IEEE14节点系统的仿真算例验证了该方法的有 效性。     

基于核仁的输电网固定成本分摊对用户的经济激励

探讨了电力市场环境下输电网固定成本分摊对用户的经济激励性。合作博弈在输电网固定成本分摊中的应用能给出反映用户负荷差异的经济信号,激励用户合理选择获得电能的方式。在合作博弈论的多种解的概念中,核仁解以其独特的唯一确定性与必定存在性确定了每个用户承担的输电网固定成本值,其经济背景同时明确了用户的责任,并且用户选择不同的供电方所承担的固定成本也不同,由此激励用户对供电方做出经济合理的选择。5节点系统算例验证了基于核仁的固定成本分摊对用户的经济激励的有效性。     

互联电网的直流最优潮流分解算法研究

研究了大系统互联电网的最优潮流优化策略,基于部分对偶理论分析了电网分区的分解协调模型,提出了一种基于直流最优潮流模型的互联电网多区域分解最优潮流并行求解算法,将一个大的电网互联系统分解成多个区域子问题,每个区域子问题是个典型的二次规划问题,使用直流最优潮流模型来求解互联电网的最优潮流分布,讨论了分区优化收敛条件。通过交换输出电价和边界节点相位角,完成区域间的信息交换。使用上述分解算法对IEEERTS-96算例的多个互联区域进行了分析,结果表明本文算法是一种有效的求解算法,适合大区电网互联后在线分布式动态OPF计算。在电力系统有极大的应用前景。     

输电固定成本分配的合作博弈

电力市场环境下,传统的输电固定成本分配方法难以从经济的角度说明电网用户之间的利益关系,合作博弈则是可以协调用户之间经济利益关系的数学方法,并且有利于实现输电资源的优化配置。基于对传统的成本分配方法的分析,进一步系统阐述了合作博弈算法分配输电固定成本的优势,详细分析了输电固定成本分配的多种合作博弈模型和博弈算法及其特点。     

输电固定成本分配的合作博弈

电力市场环境下,传统的输电固定成本分配方法难以从经济的角度说明电网用户之间的利益关系,合作博弈则是可以协调用户之间经济利益关系的数学方法,并且有利于实现输电资源的优化配置.基于对传统的成本分配方法的分析,进一步系统阐述了合作博弈算法分配输电固定成本的优势,详细分析了输电固定成本分配的多种合作博弈模型和博弈算法及其特点.     

基于动态博弈理论的多区域电压协同控制方法

随着互联电网的快速发展,区域电网间的无功耦合越来越强,区域间电压控制的协调问题日益突出。通过引入动态博弈理论来解决区域电压控制多个控制主体间的协调冲突问题,提出了多区域电压协同控制方法。首先采用非零和、非合作、非线性二次型博弈类型,建立多区域电压协同控制的动态博弈模型,然后利用基于原对偶内点法的两层迭代算法求得纳什均衡解,并通过Ward等值方法,以有限的区域间信息交换,实现各电压控制分区的分散协调计算,最后在新英格兰10机39节点系统中进行了算例分析,计算结果显示了所提电压协同控制方法的有效性和优越性。     

计及用户需求响应的区域电网多主体优化运行策略

为提高百色区域电网运营效益和降低能耗用户的用电成本，促进可再生能源的消纳，提出一种计及能耗用户需求响应的区域电网双层优化调度策略。首先，分别以区域电网运营效益最大和能耗用户总用电成本最低为上下层优化目标，并通过上下层的迭代求得运营商最大收益和能耗用户最低用电成本；然后，基于合作博弈理论，采用核仁效益分摊法分配区域电网运营商收益；最后利用区域电网典型运行数据作为算例验证所提优化模型和效益分摊方法的有效性。     

基于合作博弈理论的互联电网AGC协调控制

为保证频率和联络线功率的控制效果及合理利用全网的AGC调节资源,提出了一种基于合作博弈理论的互联电网AGC协调控制。根据频率偏差绝对值的大小对系统运行状态进行等级划分,等级不同控制区频率偏差系数的设定方式不同,实现区域电网间AGC控制的协调配合。建立了AGC协调控制中各控制区收益的数学模型,包括互为备用少设置AGC调节容量所节省的费用模型和承担控制区之外调频责任所花费的费用模型,当系统处于联合调频区时,采用合作博弈的Shapley值和核仁模型对各控制区的收益通过周期性改变频率偏差系数的方法调整承担调频责任所花费的费用,实现各控制区收益的优化分配。采用三控制区互联电力系统进行仿真,结果验证了基于合作博弈理论的互联电网AGC协调控制的有效性。     

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。     

考虑交换功率费用的多区互联电热联合系统协调消纳弃风分析

随着风电并网容量及弃风量的增加,远距离、大容量异地消纳风电已成为降低弃风率的有效策略.针对区域间以特高压直流为主要输送通道的发展格局,建立了区域间直流联络线模型;在考虑各区域电热联合系统信息保密及调度独立性的前提下,基于目标级联分析法,将调度问题分为上级优化主问题和下级优化子问题,并以联络线功率为协调变量,建立了考虑联...     

基于目标级联分析法的输电网结构优化

为了充分利用可再生能源,增强电力系统各区域间的互联协调能力,提出了一种基于目标级联分析(ATC)法的输电网结构优化模型。首先,利用母线撕裂法将电力系统解耦为多区域互联系统;其次,建立含可再生能源发电的输电网结构优化模型,在此基础上,进行多区域互联电力系统的统一分析和决策;再次,采用ATC法将模型分解为主问题和子问题进行并行计算,实现源网荷协同的输电网结构优化。最后,通过对IEEE 14节点及IEEE 118节点系统的测试分析,验证了所提模型可有效协调互联电网的运行,提高电力系统运行的经济性。     

多区域互联电力系统的基于长期边际成本的输电定价

基于长期边际成本的输电定价是基于未来负荷和供给增长的预想峰值,寻求确定未来投资的当前值,该投资应能满足系统中不同位置负荷的边际增长。输电网的用户支付一笔与其在输电网中位置有关的费用给服务的提供者。在一个多区域互联的电力系统中,一个区域的长期边际转运成本为由于系统内2母线间单位交易量而导致该区域的投资成本增加量。提出了一个灵敏度分析的方法来计算各个区域之间的长期边际输电成本。     

Multi-area power systems economic dispatch using nonlinear convex network flow programming

This paper presents a new nonlinear convex network flow programming (NLCNFP) model and algorithm for solving the security-constrained multi-area economic dispatch (MAED) problem. The tie-line security and transfer constraints in each area are considered in the MAED model. A simple analysis of a buying and selling contract in a multi-area environment is also made. The NLCNFP model of security-constrained multi-area economic dispatch was set up and solved by using a combined method of quadratic programming (QP) and network flow programming (NFP). The concept of maximum basis in the network flow graph was introduced to change the constrained model into an unconstrained QP model, which was easily solved by the reduced gradient method. The proposed approach is tested on a system of four interconnected areas with satisfactory results.     

基于云神经网络自适应逆系统的电力系统负荷频率控制

针对区域互联电力系统受到风电及负荷扰动后,系统频率会出现大幅度波动的问题,提出一种基于云神经网络自适应逆系统的多区域互联电力系统负荷频率控制方法。在分析单一区域电力系统有功输出特性的基础上,建立计及多区域有功输出的互联电力系统负荷频率控制模型。采用自适应逆控制有效解决系统响应和扰动抑制的矛盾。将云模型引入自适应逆系统构建云神经网络辨识器。利用云模型在处理模糊性和随机性等不确定性方面的优势,进一步提高神经网络的辨识能力。仿真结果表明,所设计的云神经网络自适应逆系统不仅可以得到好的动态响应,还可以使风电及负荷引起的扰动减小到最小。     

Long-run marginal cost based pricing of interconnected system wheeling

Each utility in an interconnected system has an obligation to guarantee sufficient transmission capability to maintain an efficient, economical, reliable and secure system during peak scenarios. Security is an important consideration underlying network investment. The standards of service have a direct impact on investment burdens and therefore definition and consensus among participants in respect of security standards are necessary. Charging for transmission services, ensuring the investment levels and recovery of sunk capital are new problems now receiving attention in the context of electricity supply industry unbundling. In this paper a method for long run marginal cost (LRMC) based pricing in multi-area interconnected system, based on the incremental use of each area's transmission network at times of peak flow, is proposed. The LRMC of transmission capacity is based on long term costs of transmission investment requirements. The marginal wheeling costs, with security taking into account, are computed using the sensitivities of the MW-mile of each area with respect to the bus power demand. These sensitivities are calculated using a linear expansion of the Kuhn–Tucker conditions of the investment cost optimization problem. Contingency ranking method is used to speed up the computation.