电力市场辅助服务的综合竞价模型研究

在基于电力市场辅助服务模式的基础上,提出一种新的电力市场辅助服务的综合竞价模型,该竞价模型可以同时考虑电能和AGC以及旋转备用等多项辅助服务功能.实例计算表明,该竞价模型是可行的.     

电量和有功备用辅助服务联合优化模型和算法的研究

在电力市场和有功备用辅助服务市场中,AGC服务、旋转备用和有功电量具有较强的耦合性,即AGC容量和旋转备用容量直接关系到电量市场波动,故电量、AGC和旋转备用统一决策是辅助服务中的一项重要内容。首先研究了电量、AGC和旋转备用联合优化的可行性,说明了该优化方式和现行市场运营模式相适应。建立了以社会效益最大化为目标的最优备用数学模型,考虑到备用约束,机组爬坡速率以及系统安全性约束,运用自适应免疫遗传算法求解模型。对电力系统进行仿真计算,验证了该模型是兼顾经济性和可靠性的最优电量、AGC和旋转备用的获取方案,为所倡导的电量市场和有功备用辅助服务市场联营机制的设计和优化提供了借鉴。     

计及输电约束的发电商主辅市场联合竞价策略

随着新一轮电改的进行,电能市场和辅助服务市场的建设也提上了日程。由于电能和备用的特殊耦合关系,电能和备用市场的联合竞价与出清是下一步的发展方向。基于线性供应函数和统一市场出清模型,考虑输电线路阻塞,提出了发电商在电能与备用联合市场中的最优竞价策略。发电商在电能和备用联合市场上的最优竞价是一个双层优化问题,上层采用粒子群算法搜寻解空间,下层采用路径跟踪内点法进行市场出清。采用IEEE 30节点网络对发电商竞价策略进行了仿真分析,结果表明:该方法能有效求解发电商在联合市场上的最优策略;同时输电阻塞的存在会使得发电商行使市场力以牟取暴利,进行合理的阻塞管理和提高用户需求弹性是抑制发电商市场力的有效措施。     

考虑间歇式电源与储能的随机柔性优化调度方法

分析和测算了间歇式电源的自动发电控制(AGC)容量求,运用拉丁超立方抽样生成风电场景并进行削减,基于马尔可夫链对系统N-1故障的不确定性概率进行预测。在此基础上,兼顾机组组合、机组功率分配以及AGC与备用容量分层协调优化配置等问题,建立了考虑间歇式电源与储能的随机柔性优化调度模型。所提方法与模型综合考虑了系统N-1故障和间歇式电源的不确定性概率与严重性、系统AGC与备用容量辅助服务成本、储能系统剩余可充放电能力以及网络约束的影响。针对该模型的复杂性,将其线性化后采用商用混合整数线性规划求解器CPLEX进行求解。通过IEEE6节点和IEEE39节点系统算例验证了所提方法的有效性。     

考虑电能与备用联合出清的日前调度优化方法

为解决电力现货市场与辅助服务市场改革不断深入带来的日前调度计划编制模式转变问题,提出了一种考虑电能与备用辅助服务联合出清的日前调度优化方法。首先,剖析了电能与备用辅助服务之间的耦合关系,从机组运行特性和电网承载能力两个维度出发,明确了电能与备用联合出清中需要考虑的运行约束项。接着,以综合购电成本最低为优化目标,全面考虑电网运行、电力平衡、机组运行等三方面约束条件,构建了电能与备用辅助服务联合出清下的日前调度优化模型。并根据模型特点,明确了求解方法。最后基于我国某省区电网实际数据构造的算例表明,该方法能够有效提升发电资源调用效率,避免由于备用均摊等方式造成的发电机组中标量超过系统承载能力或发电机组发电能力的问题。     

含高比例风电系统随机备用调度研究

高比例风电并网对电力系统备用容量调节能力提出极大的挑战。为弥补风电场计划出力与实际出力之间的偏差，电力调度须额外预留上、下旋转备用容量。利用随机机会约束优化理论，计及违反安全约束风险，提出了一种考虑风电出力不确定性与自动发电控制(automatic generation control,AGC)机组出力特性的日前随机备用调度模型。首先，基于马尔可夫链蒙特卡洛(Markov chains Monte Carlo,MCMC)法生成风电出力场景，并利用违反机会约束的概率及置信参数自动确定所需生成场景数量。其次，全面考虑了AGC机组备用出力特性及运行约束，并将备用成本纳入目标函数，可同时得到常规机组最优出力计划与AGC机组备用容量的最优分配系数。最后，将所构造的随机备用调度模型等效为半定规划(semidefiniteprogramming,SDP)问题进行直接求解。通过IEEE 30节点系统进行算例分析，验证了所构造的随机备用调度模型的有效性。     

唯一电力市场环境下的联合调度模型研究

提出了一种新的唯一电力市场环境下的联合调度模型,该模型将备用与电能协调考虑,在不同的运行模式下自动为电力需求波动或预想事故所造成的供需失衡配置合理的AGC备用与旋转备用,协调了系统的安全性与经济性。讨论了不考虑网络阻塞情况下关键事件机组特征问题,明确了备用配置的责任。构造了一个简单系统,并利用多个算例进行了分析验证,结果表明了所提出模型的合理性与所指出关键事件机组特征的正确性。     

需求侧参与下电网公司购电的离散混合优化模型

如果电力系统的备用容量完全由发电机组来承担,可能会产生长期"备而不用"的问题,这不仅会造成资源的浪费,也会导致电网公司购电成本的增加.通过综合考虑电能市场和备用市场的电力交易,研究了需求侧用户以可中断负荷的方式和发电侧共同参与备用市场的问题,建立了电网公司购买电能和备用容量的离散混合优化模型,给出了详细的求解算法.通过求解该模型可给出电能市场和备用市场的交易价格及中标机组或用户的交易量.算例结果表明本模型可为电网公司寻求最优购买方案提供辅助决策支持.     

电力市场环境下考虑系统可靠性的备用调度

电力系统的可靠性与备用辅助服务紧密相关,旋转备用是备用辅助服务的重要组成部分.以旋转备用的需求为例,以系统旋转备用的社会效益最大来确定最优备用容量.在竞价出清的模型中加入了可靠性约束,使得备用容量在满足安全性要求的基础上达到了最优的经济性.文中采用启发式算法求解,给出了算例及结果,而且还分析了对可靠性水平影响的一些因素.     

基于主辅联合分析的竞价电能分配方法

在电力市场多级多元化的背景下, 随着各种电力辅助服务市场的开放, 研究机组所涵盖的有功、无功、备用等多种电力交易商品如何在多个市场中实现最优分配意义重大。从发电厂的角度, 考虑到主能量市场和辅助服务市场的不同特性以及市场流程的层次性, 将机组在两个市场的总收益最大的总体目标分解成为两个市场阶段收益最大的子目标, 分步骤地进行电能有功和无功联合分析, 以及有功电能与备用电能联合分析, 实现了多种电力交易商品的市场联动, 并探讨了基于主辅联合分析的竞价电能多市场最优分配比例。最后以实际机组为例, 通过计算机模拟, 对机组所涵盖的多种电力商品参与多个竞争市场的配额分配进行了分析研究, 给出了联合竞价的策略。     

Energy and reserve dispatch in a multi-zone electricity market

Competitive bidding for ancillary services (A/S), in addition to bidding for energy, is increasingly recognized as an important part of electricity markets. In this paper, an LP-based approach is presented for solving the multi-product (i.e. energy and A/S products), multi-zone/area physical market dispatch problem. The approach can explicitly represent various constraints, such as reserve requirement constraints, network security limits, and sharing of constrained resource capacity (e.g. maximum unit generation) between energy and reserve. The joint dispatch method, which dispatches energy and reserve market concurrently, is extended to allow inter-zonal reserve trading in a multi-zone competitive pool. Numerical examples are included to demonstrate the salient characteristics of the joint dispatch solution     

发电厂热备用容量的优化分配和成本分析

在竞争的发电市场环境下，备用作为一种重要的辅助服务，其成本分析是一个急待解决的问题，对发电厂热备用容量进行优化分配和成本分析，采用电能收益和备用容量收益总和最大化的目标函数。解算方法首先是根据发电厂总的发电负荷约束获得机组的经济组合，其次是将负荷在各机组间进行经济分配实现热备用容量的优化分配，热备用容量的成本采用其机会成本等值，方法简单，计算结果符合工程实际，研究结果表明，发电厂在计及备用收益和满足发电机组最低出力约束的条件下开机台数越多总收益也越大；在给定的时段和相应的电能电价下，备用容量成本随发电厂出力的增加而增加，在给定的时段和相应的发电出力下，备用容量成本随电价的增加而有较大的增加。     

GENCO's Risk-Based Maintenance Outage Scheduling

This paper presents a stochastic model for the optimal risk-based generation maintenance outage scheduling based on hourly price-based unit commitment in a generation company (GENCO). Such maintenance outage schedules will be submitted by GENCOs to the ISO for approval before implementation. The objective of a GENCO is to consider financial risks when scheduling its midterm maintenance outages. The GENCO also coordinates its proposed outage scheduling with short-term unit commitment for maximizing payoffs. The proposed model is a stochastic mixed integer linear program in which random hourly prices of energy, ancillary services, and fuel are modeled as scenarios in the Monte Carlo method. Financial risks associated with price uncertainty are considered by applying expected downside risks which are incorporated explicitly as constraints. This paper shows that GENCOs could decrease financial risks by adjusting expected payoffs. Illustrative examples show the calculation of GENCO's midterm generation maintenance schedule, risk level, hourly unit commitment, and hourly dispatch for bidding into energy and ancillary services markets.     

旋转备用辅助服务的需求与调度

备用辅助服务关系到电力系统的安全运行和可靠性。旋转备用与能量市场有很强的耦合关系,其容量需求和调度分配受到了人们的广泛关注。该文采用和能量市场解耦的旋转备用辅助服务模式,提出了以系统旋转备用社会效益最大的最优备用容量确定原则和基于竞争的备用分配调度模型。文中采用启发式算法求解,算例的仿真结果说明了该方法的有效性。     

一种适用于径流式水电厂的AGC程序

葛洲坝大江电厂是一座典型的径流式水电厂 ,作者根据其特点开发了计算机监控系统的自动发电控制 (AGC)程序。文中介绍了 AGC程序可实现的 2种运行方式 ,即功率控制方式和调频运行方式 ,并就调节死区、旋转备用容量及其他辅助功能的软件设计进行了阐述。该 AGC程序已实际运行 2年 ,效果良好。     

Energy and ancillary service dispatch through dynamic optimal power flow

This paper presents an approach based on dynamic optimal power flow (DOPF) to clear both energy and spinning reserve day-ahead markets. A competitive environment is assumed, where agents can offer active power for both demand supply and ancillary services. The DOPF jointly determines the optimal solutions for both energy dispatch and reserve allocation. A non-linear representation for the electrical network is employed, which is able to take transmission losses and power flow limits into account. An attractive feature of the proposed approach is that the final optimal solution will automatically meet physical constraints such as generating limits and ramp rate restrictions. In addition, the proposed framework allows the definition of multiple zones in the network for each time interval, in order to ensure a more adequate distribution of reserves throughout the power system.     

适应辅助服务市场化的自动发电控制调频容量实时计算方法

针对辅助服务市场化后自动发电控制(AGC)调频容量计算必须满足实时精细化的要求,从省级电网发用电平衡出发,通过分析影响调频容量需求的各种因素,提出了综合考虑负荷、新能源功率波动、联络线交换计划、机组发电计划及相关性能评价标准的AGC调频容量实时计算方法,并以华北某电网为例进行了算例分析,计算出该电网所需的AGC调频容量与电网实际运行情况相吻合,结果验证了该方法的有效性。     

我国备用辅助服务市场设计及交易决策研究

随着我国电力市场的快速发展,作为电力系统重要成分之一的备用辅助服务仍有一系列问题亟待解决,如备用辅助服务的市场组织、指标量化和费用结算等。如何运用经济手段来运行备用辅助服务市场成为重中之重。基于此,在竞争电力市场环境下对备用辅助服务市场的实时运行设计方法和交易决策机制进行了系统研究和量化分析。首先,基于备用辅助服务市场与传统能量市场结算的分离,建立独立于能量市场的备用辅助服务市场结算模型和报价体系。此外,考虑完全竞争市场和不完全竞争市场,结合CIGRE32母线测试系统进行了情景模拟,进而检验正常和紧急状况下备用辅助服务市场结算模式和合同计划的适用性和合理性。