初级电力市场环境下机组检修计划的实用模型

在初级电力市场环境下,计划部门如何保证系统可靠性前提下,平衡各发电公司检修要求,公平,合理地制订检修计划,是一个值得深入探讨的问题,文中建立了一个多目标检修计划优化模型,模型中考虑系统等备用和发电公司之间的公平性２个目标,算例表明该模型与算法的有效性和实用性。     

发电机组检修市场的初步设计

电力市场环境下调度部门如何在保证系统可靠性的同时保证调度的公平性,这是一个亟待解决的问题.设计了一种新的发电机组检修计划制定模型:首先由各发电公司根据机组的检修周期、运行情况、对未来电价水平的预测和调度部门公布的未来各时段的最大检修容量,在规定的时间内上报机组的检修起始时间、检修持续时间、检修容量和检修报价;然后调度部门根据各发电公司的报价,对能够满足系统可靠性要求的检修机组按照报价从高到低的顺序安排检修,并收取相应的费用,而其余检修机组则按照等备用原则进行安排;最后调度部门将所收取的费用按照类似并联电路电流分配原则返还给各发电公司,从而确保其非盈利性.文中所提出的模型,既充分体现了发电公司的检修自主权,又保证了系统的安全可靠和调度的公平性.     

电力市场下发电机组计划检修模型

发电机组的计划检修作为防止机组老化失效的主要方法，在确保电力系统可靠运行方面起着重要作用。文中对市场环境下机组检修策略模型及算法进行了综述，并提出了进一步研究的问题。在市场环境下，制定机组检修计划时应当考虑系统运行的可靠性和发电公司的经济利益2个方面。通常，首先由发电公司确定本公司机组的计划检修时段，然后由独立系统运营商（ISO）考虑系统可靠性充裕度后按一定的原则调整机组检修计划;前者确保了发电公司的经济利益，体现了其独立的经济实体地位，后者保证了系统的安全可靠运行。对于该优化问题，一般采用遗传算法、模拟退火算法等启发式方法或者整数规划法、Benders解耦法等数学规划方法加以求解。     

市场环境下中长期发输电协调检修计划优化

根据电力市场环境中检修计划的特点,建立了协调市场各方利益的发输电一体化检修计划优化的数学模型,该模型综合考虑电力系统安全经济性和电力市场公平性,并考虑机组检修和输电设备检修之间的相互关联关系.针对该优化模型的求解,利用遗传算法(GA)和粒子群优化(PSO)算法相似的优化框架和优化流程,提出一种充分结合GA和PSO算法各自优点的混合智能算法,该算法将群体分成2个子群,分别采用GA和PSO算法进行演化,并充分交换2种算法所获取的优化信息,形成一个紧密耦合的、新型的遗传粒子群优化算法.算例证明,该算法在求解发电、输电设备检修协调优化这样的大规模复杂优化问题时,在全局搜索和局部搜索方面都表现出了良好的均衡性.     

电力市场环境下发电机组检修计划调整机制初探

电力市场环境下发电机组检修计划的安排与传统电力工业运行管理体制下有很大的不同。由系统调度机构统一安排发电机组的检修计划与电力市场机制并不吻合,而由发电公司自主确定其所拥有的发电机组的检修计划则可能会对系统的安全可靠运行构成威胁。因此,研究适当的市场机制,在必要时对发电公司申报的检修计划进行调整以确保系统安全可靠运行,同时保证对所有的发电公司公平,是一个亟待解决的重要问题。文中对系统运行机构（如ISO）调整发电公司申报的机组检修计划的机制进行了较系统的研究。所提出的机制通过引入发电公司对维持其所申报的检修计划不被ISO调整的意愿支付(willingness-to-pay),可以同时保证系统的安全可靠性和发电公司间的公平性,易于被发电公司接受。最后用一个算例说明了该方法的基本特征。     

基于节能发电调度的机组中长期检修计划研究

节能发电调度对机组检修计划编排提出了新的要求,在新的调度模式下,应以能耗最低为原则寻求机组检修计划方案。建立了节能发电调度下机组检修计划模型,以系统在整个规划周期内总发电能耗最小为目标,保证各机组检修启动时段控制在可调整范围内,同时满足负荷及备用要求并考虑网络约束。给出了检修机会成本的概念,将能耗最低问题转化为检修机会成本最低问题,从而降低了原问题的求解难度。对标准遗传算法加以改进,较好解决了早熟等不足。通过对实际系统的仿真验证了模型和算法的有效性。     

电力市场环境下计及风险的发电公司中期运行规划

在电力市场环境下,发电公司需要对中期运行进行合理规划,以最大化其售电收益.在进行中期规划时,需要综合考虑其在现货市场和合约市场的售电策略,以及检修计划的合理安排,并采用适当方法管理风险.通过采用条件风险价值(CVaR)模型度量售电收益风险,并在计及输电阻塞对合约交易的影响下,为发电公司构造了一种兼顾期望利润最大化和CVaR风险值最小化的中期运行规划模型.将年度发电计划转化为计及机组物理约束的日发电计划,并提出了结合遗传算法和蒙特卡罗方法的求解方法.最后用算例说明了该方法的基本特征,并分析了合约参数、置信度等相关因素对发电公司决策效用的影响.     

考虑梯级水电耦合特性的水火电联合检修优化

新形势下,发电机组检修计划编制需要在保证系统稳定运行的前提下最大化发电商经济效益,并兼顾市场公平性。为提高清洁能源利用率,检修规划和系统运行需要同时考虑梯级电站运行的耦合特性,对此,基于当前我国电力市场建设情况,提出一种考虑梯级水电耦合特性的年度水火电联合检修优化模型编制模式。首先,基于发电商申报的检修信息,设计适用于市场环境的机组检修计划编制模式;然后,考虑梯级水库上下游电站的水力电力耦合关系对检修计划的影响,并联合电网线路潮流、系统可靠性等约束条件,以最大化发电商经济效益为主要优化目标建立模型;最后对某省实际电网进行仿真测算,验证所提模型的有效性和适用性。     

电力市场环境下的发电机组检修问题

传统的发电机组检修计划安排在电力市场环境下面临着新的问题和挑战。文中对国内外此领域的研究工作进行了简要而系统的综述。重点论述了下述几个问题：机组检修计划的安排方式,即应由调度机构集中确定还是由发电公司自主确定;检修协调机制;机组检修计划对系统可靠性的影响;发电公司最优机组检修策略;机组检修安排与市场模式、输电设备检修安排和发电容量充裕性等问题的关系。     

基于月度滚动修正的合同电量分解算法与应用

在电力工业市场化的过程中,省级电力市场普遍采用中长期合同的交易方式.在年度合同电量交易完成后,需要在月市场中将月度合同电量分解到本月各日.分解结果直接影响系统的安全经济运行以及日前市场的电量交易.针对该问题,提出了一种切实可行的火电机组月度合同电量分解算法.该方法兼顾了电网调度的公平性和经济性,综合考虑了机组月度检修计划调整、合同电量的滚动修正、发电与负荷之间的平衡、最大/最小发电量约束等因素.以该算法为核心成功地开发了电网经济调度系统,并且利用甘肃电网数据验证了其实用性和有效性.     

基于可靠性和气象因素的配电网短期维修决策方法

配电系统可靠性受气象因素的影响很大,为提高配电网在整个维修期间的可靠性,同时综合考虑被维修设备和其他设备所在的气象条件对维修风险带来的影响,提出一种计及可靠性和气象因素的配电网短期维修决策方法。与传统的配电网维修计划优化相比,该方法建立了不同气象条件下配电设备故障率及其修复时间计算模型。在计及维修规程约束、维修能力约束和电网结构约束的前提下,以可靠性指标损失最小为优化目标,建立了反映配电网期望停电持续时间和期望缺电量的系统风险综合指标。采用遗传优化算法,搜寻整个维修周期内系统综合风险指标最小的最佳维修计划。     

含风电机组的电力系统动态经济排放调度研究

为了解决风电接入后的电力系统动态经济排放调度问题,首先提出了风电机组的出力模型,并结合风电前期投资和后期维护成本折算的风电发电成本,风电的波动引起的系统的备用容量补偿成本,火电机组的发电成本和排污导致的环境补偿成本模型,建立了满足各种约束条件下的动态经济排放调度模型,然后针对标准差分算法易陷入局部最优解的问题,利用了一种约束满足度来进行解的比较的水平比较差分进化算法来求取系统最小运行费用,最后通过了IEEE 39节点算例验证所提出模型和算法的正确性。     

Transmission constrained maintenance scheduling of generatingunits: a stochastic programming approach

This paper presents a new methodology for maintenance scheduling that takes into account inter-area transfer limitations and stochastic reliability constraints. The optimization model is based on the Benders decomposition technique. The objective of this model is to determine a minimum cost maintenance schedule, subject to technological and system reliability constraints. The model may also be used to assess the adequacy of existing transmission limits under a given set of planned outages of generating units. Case studies with a realistic three-area power system are presented and discussed     

基于备用安全的含风电场的电力系统经济调度

随着风电在电网中渗透功率的持续增加,风电的不确定性给系统的备用决策和发电调度带来新的难题。为保障含风电场电力系统的安全运行,本文结合风电预测误差的概率密度函数,提出了一种系统运行安全性指标——备用安全可信度,并以备用安全可信度最大化和火电机组运行费用最小化作为优化目标函数,建立了含风电场的电力系统经济调度模型。针对寻优效率,本文采用了一种将优先顺序法和内点法相结合的优化方法对机组组合问题求解。算例分析证明了所提模型和解法的可行性和合理性。     

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.     

Clonal selection algorithm for power generators maintenance scheduling

This paper introduces a technique based on the one of the artificial immune system (AIS) technique known as the clonal selection algorithm (CSA) to obtain the optimal maintenance schedule outage of generating units. Based on a weekly load profile, the proposed technique provides the optimal maintenance window and calculates the optimal output power from each generator over a one year horizon. The maintenance scheduling problem is decoupled into two interrelated sub-problems namely, the maintenance scheduling and the power system sub-problems. The CSA is used to solve the maintenance scheduling subproblem to obtain the optimal maintenance outage of each unit. Based on the schedule generated by the CSA, the economic dispatch iterative lambda technique is used to find the optimal output power from each unit. Due to the search nature of the CSA, infeasible solutions may be introduced during the solution process. Therefore, a local search technique is used to watch the feasibility of the new solutions. The paper reports test results of the proposed algorithm to find the optimal maintenance schedule of the IEEE 30 bus system with 6 generating units and the IEEE 118 bus system with 33 generating units. Results are compared against the results obtained by complementary decision variables structure (CDV) and the evolutionary programming based techniques. Results are encouraging and indicate the viability of the proposed CSA technique.     

考虑两级协调和分区备用的多区域输电检修计划

互联电网中各区域分别编制检修计划的模式易影响区域间的新能源输送和备用互济,多区域一体化检修的需求愈发强烈。为此,设计了一种两级协调的输电网检修计划新模式。首先,各区域对中长期预测数据和机组成本信息进行整合上报;然后,上级调度基于各区域上报信息建立考虑新能源输送、负荷供应和备用互济的多区域联络线检修计划模型;最后,各区域基于上级调度的联络线检修计划结果进行区域内检修计划编制,并满足分区备用需求。通过IEEE 118节点算例分析以及某实际区域电网测试证明了所提方法的正确性和有效性。     

Optimal generation scheduling with ramping costs

In this paper, a decomposition method is proposed which relates the unit ramping process to the cost of fatigue effect in the generation scheduling of thermal systems. The objective of this optimization problem is to minimize the system operation cost, which includes the fuel cost for generating the required electrical energy and starting up decommitted units, as well as the rotor depreciation during ramping processes, such as starting up, shutting down, loading, and unloading. According to the unit fatigue index curves provided by generator manufacturers, fixed unit ramping-rate limits, which have been used by previous studies, do not reflect the physical changes of generator rotors during the ramping processes due to the fatigue effect. By introducing ramping costs, the unit on/offstates can be determined more economically by the proposed method. The Lagrangian relaxation method is proposed for unit commitment and economic dispatch, in which the original problem is decomposed into several subproblems corresponding to the optimization process of individual units. The network model is employed to represent the dynamic process of searching for the optimal commitment and generation schedules of a unit over the entire study time span. The experimental results for a practical system demonstrate the effectiveness of the proposed approach in optimizing the power system generation schedule     

基于可靠性经济分析的继电保护最优检修间隔时间研究

继电保护是可修复系统，合理的预防性检修是提高保护可靠性的有效措施。该文从可靠性经济的角度研究继电保护系统最优检修间隔时间。提出并定义保护年均经济损失、保护误动年均经济损失、保护拒动年均经济损失和保护年均检修费用；分析保护各经济损失分量的定量求解方法。建立单一保护和双重化保护动作的状态空间模型，以保护年均经济损失最小为目标，求解最优预防性检修间隔时间。该方法对各种保护检修策略的制定具有一定的指导意义。     

基于改进遗传算法的工业园区综合能源系统能量管理方法

针对现有工业园区综合能源系统能量管理协调性和经济性较差的问题,文章提出了考虑供能可靠性的综合能源系统能量管理方法。首先,构建了综合能源系统的典型运营模式,建立了系统中主要元件的效能与经济模型;其次,考虑了设备的运行维护成本、园区与主网的能量交互成本,构建了以综合发电成本为目标函数,以冷/热/电负荷平衡、机组爬坡功率、供能可靠性为约束条件的综合能源系统经济调度模型;然后,针对能量管理时序问题改进了遗传算法的编码方式,提出了新的优化算法;最后,通过算例验证了文章所述方法的有效性和实用性。