负荷率与线损的定量关系及其在分时电价成本效益分析中的应用

通过理论分析和公式推导给出了用电负荷率与电网线损率之间的定量关系.线损率随负荷率的提高有不断下降的趋势,这种趋势的量化为电价设计及成本效益分析提供了依据.以某地区10 kV配电网为例,验证了线损与用电负荷率量化关系的正确性.详细介绍了该研究成果在分时电价成本效益分析中的应用,给出了计及电网损耗变化的电网企业成本效益分析模型,为需求侧管理提供了参考.     

用电负荷率同供电煤耗关系的定量分析

用电负荷率和供电煤耗可直接反映电网企业的生产运营情况.通过对用电负荷率和发/供电煤耗间关系的推导和示例分析，得出了两者间的定量关系.研究结果表明用电负荷率同供电煤耗呈非线性变化关系，用电负荷率提高，供电煤耗呈下降趋势.在给定地区、给定用电负荷数据情况下这种关系可以量化，且量化结果具有较强的规律性.本分析结果可为电网企业分析负荷管理发挥的效益提供理论依据，为优化电力企业生产运营提供参考。     

营口地区调整大工业电价政策探讨

营口地区现行大工业电价的不完善使特殊行业用电负荷曲线出现大峰谷差、低负荷率的现象。按需求侧管理理念,针对营口地区电熔镁用电负荷在现行大工业电价引导下形成的低负荷率、大峰谷差问题进行了分析,提出调整大工业电价政策的设想,包括提高基本电价比例和增加负荷率调整电费。通过调整大工业电价,旨在以电价政策为引导,以经济利益为杠杆,调整电力负荷峰谷差,促进电网和国民经济健康、协调发展。     

基于用户成本选择用户范围的分时电价最优策略

传统的分时电价政策忽略了用户参与分时电价政策的意愿,且用户电价电量响应行为建模未考虑用户调整用电行为成本,为此提出基于用户成本选择用户范围的分时电价最优策略。分析用户改变用电行为所产生的调整成本与节省用电费用的关系,推导分时电价机制下用户电价电量响应行为模型。当用户改变用电行为后,其生产成本高于实行分时电价前的电费,则对用户参与分时电价政策的意愿评估为零,不纳入分时电价实施范围。仿真及实验结果显示,与不选择用户范围的传统分时电价模型相比,该模型能够反映用户调整用电行为过程,科学选择参与分时电价政策的用户范围,实现电网和用户的总效益最优。     

基于用户成本选择用户范围的分时电价最优策略

传统的分时电价政策忽略了用户参与分时电价政策的意愿,且用户电价电量响应行为建模未考虑用户调整用电行为成本,为此提出基于用户成本选择用户范围的分时电价最优策略。分析用户改变用电行为所产生的调整成本与节省用电费用的关系,推导分时电价机制下用户电价电量响应行为模型。当用户改变用电行为后,其生产成本高于实行分时电价前的电费,则对用户参与分时电价政策的意愿评估为零,不纳入分时电价实施范围。仿真及实验结果显示,与不选择用户范围的传统分时电价模型相比,该模型能够反映用户调整用电行为过程,科学选择参与分时电价政策的用户范围,实现电网和用户的总效益最优。     

计及负荷率分档的峰谷分时电价定价模型

针对大中工商业用户负荷率电价与峰谷电价的配合问题,结合我国电力体制和电价制度环境,基于消费者需求和供电成本异质性,构造了负荷率分档用户的用电消费细分市场,建立了各档用户的边际供电成本模型及需求价格弹性模型。应用边际成本定价理论,构建了计及负荷率分档的峰谷分时电价模型。该模型采用分层协调优化的方法:第一层深入分析每一负荷率档位用户的边际电量成本和边际容量成本,应用密度聚类技术及两部制定价理论,建立了每一负荷率档位及其两部制平均电价水平的制定方法。第二层以各档平均电度电价水平为约束,以削峰填谷为目标,基于电量电价弹性矩阵构建了负荷率峰谷分时电价协调优化模型。该模型综合协调了效率、公平和削峰填谷多重目标,算例验证了其合理性和有效性。     

居民用电实行峰谷电价的试点分析

对居民用电实行峰谷电价是拓宽电力市场的一条重要途径。通过推行峰谷电价 ,鼓励广大居民多用低谷电力 ,用电价的杠杆作用转移高峰负荷 ,实现削峰填谷 ,提高负荷率和电网的经济运行水平。通过对实行峰谷电价前后的居民小区负荷实测及居民用电情况分析 ,证明居民用电实行峰谷电价 ,对供需双方都有利。     

宁波居民实行峰谷电价试点分析

对居民用电实行峰谷电价是拓宽电力市场的一条重要途径 ,通过推行峰谷分时电价 ,鼓励广大居民消费低谷电力 ,广泛使用洁净能源 ,提高居民生活质量 ,用价格的杠杆作用推动电力工业的加速发展 ,同时能使电网有效地转移高峰负荷 ,实现削峰填谷 ,提高负荷率和电网的经济运行水平。对实行峰谷电价前后的宁波居民小区负荷实测及居民用电情况进行了分析     

用微机控制电炉冲击负荷,调整峰谷电量

1 引言为了促进用户合理用电,提高用电的负荷率,发挥电网最大经济效益,上海地区实行峰谷分时电价。区分用电高峰和低谷时间的电价,拉开差价,这对用户自觉调整用电负荷是一个有效的经济措施。我厂用微机控制十台电弧炉用电冲击负荷,提高负荷率,降低最大需量(以下简称MD),减少电能损耗,减少高峰时段用电量,提高低谷时段的用电负荷,实现自动调负     

唐山地区执行峰谷电价效益分析

以唐山地区为例,介绍峰谷电价政策在该地区的执行范围显著扩大,价格杠杆作用及转移高峰负荷作用明显。该地区执行峰谷电价后,降低了用户用电成本,提高了电网经济运行水平,减少或延缓了电源及电网投资,产生了良好的综合效益。     

运用电价政策调整电力负荷

针对电熔镁用电负荷在现行大工业电价引导下形成的低负荷率,大峰谷差问题,提出应调整大工业电价政策。以电价政策为引导。以经济利益为杠杆,调整电力负荷峰谷差。促进电网和国民经济健康协调发展。     

关于负荷率与供求关系问题的分析

电网负荷率是描述电力负荷特性的重要指标．是电网中各类用户不同用电特性叠加后的集中反映：为此,从负荷率的概念出发,分析了在不同供电形势下．负荷率变化所引发的结果,特别是通过负荷率与最高负荷及日电量的灵敏度分析结果．得出负荷率不能作为考察供电量的指标的结论．期望能从理论的角度．为用电需求侧管理提供参考。     

台湾实施可中断电价进行削峰填谷的需求响应策略及其成本效益分析

为给能源价格改革和组合电价机制的进一步推进提供现实路径参考,首先梳理台湾电力工业的管理体制、市场模式和电价体系,重点分析可中断电价的实施策略及其包含的削峰填谷思想。其次,在分析电网企业、发电企业、电力用户和政府等可中断电价参与方的成本与效益的基础上,引入可靠性效益概念,构建各参与方的成本效益模型,从而为核算可中断电价机制的实施效益提供有效方法。最后,算例对台湾可中断电价的实施效益进行实证分析,测算出保证可中断电价各参与方盈利的临界值,并对广东省某市153家大工业用户的典型日负荷进行模拟分析,验证了可中断电价的合理性和成本效益模型及其算法的可行性和有效性。研究表明,实施可中断电价可以有效地控制电网峰谷差,为各参与方带来直接经济利益和社会效益。     

微电网与配电网的成本效益关系及交互电量定价方法

为研究微电网上网电价与配网售电电价的交互关系,实现二者交互电量的合理定价,提出了一种实现微电网和配电网双方效益最大化的电价制定方法。通过探讨微电网建设运营对配电网和微电网运营商带来的影响,建立微电网的成本效益模型和配电网的综合效益模型,对各项成本效益做出量化评估;然后将各项成本效益划分为容量类成本效益与电量类成本效益,分别建立微电网与配电网的最优效益模型;最后通过求解最优模型,得到微电网网内售电电价对微电网和配电网最优效益的影响,并通过具体的微电网算例,对比分析不同微电网网内售电电价下微电网与配电网交互电价的合理范围,验证了所提模型的可行性。     

清洁供暖电能替代方案经济性分析

对直热式电锅炉、蓄热式电锅炉、量子能锅炉、空气热泵的技术特点进行分析,对供暖成本进行了对比分析.研究表明,蓄热式电锅炉具备储热装置,可以改变采暖用户用电特性,降低采暖用电成本,但储热装置的配置与峰谷电价政策密切相关.通过设置采暖峰谷电价政策,可以引导负荷在新能源大发时段多用电,提高电网消纳能力,研究成果可以为我国北方地区清洁供暖提供参考.     

计及输电网络时空风险的动态电价模型

开展大用户直购电能够激发电力市场的潜力,是中国电力市场化改革的突破口,其中的输电定价方法是影响电力市场发展的关键因素。已有的输配电价年度成本核算方法不能灵活反映用户选择不同购电对象、不同用电方式对输电成本的影响。为此提出基于输电网络时空风险因素的大用户直购电动态电价模型,用以反映用户从不同电源点购电以及不同时间段用电带来的输电成本的变化。将输电成本分解为反映输电网络受气象环境时空变化特征的故障风险成本和不随时空关系变化的固定成本两类,由此确定按月计算的动态电价核定方法。通过构建动态电价模型可以引导用户根据自身特点选择低风险月份多用电、高风险月份少用电的用电模式,降低电网高风险时间段的输电压力,提高电网可靠性。算例给出了大用户从不同空间位置的电厂以及在不同月份购电的风险成本及价格差异,验证了所提模型的有效性和实用性,可为政府核定输配电电价提供借鉴。     

基于MOEA的智能电网需求侧管理分时电价优化方案

本文为降低分时电价方案中电力客户的用电成本并减少用电设备的平均延时,提出一种基于多目标进化算法的智能电网需求侧管理分时电价优化方案。首先简要介绍了分时电价方案及其优势;其次重点阐述了多目标进化算法评估用电成本和设备延时的具体实现方法,并给出了目标函数;最后,以Matlab/Simulink软件为平台对所提出的方法进行建模与仿真。结果表明,优化后的方案能显著降低用电成本并使用电设备正常运行的等待时间最小化。因此,对用户需求侧管理具有一定的参考意义。     

负荷率电价的选择性证明及实用化选项设计方法

以国家销售电价改革为背景,对我国销售电价市场化改革背景下的负荷率电价如何适应电力市场进行深入研究,发现对于电力市场化条件下,负荷率电价如何与电力用户交互、为电力用户提供选择权的研究鲜少,且极少有详明理论。通过对负荷率电价和可选择电价两种电价制度的研究,对负荷率电价的实用化选项设计方法进行探究,并从理论上证明负荷率电价具备可选择性,为制定可选择负荷率电价提供理论依据。最后,通过算例分析验证了负荷率电价的可选择性及其实用化选项设计方法的合理性。     

一种基于电网特征差异的线损水平评价方法

线损水平与电网类型密切相关,单纯以实际线损率作为考核标准来评价不同电网的线损水平有失科学性。为了建立科学合理的线损水平评价方法,构建了考虑电网结构、设备参数、电网运行和用电结构等电网特征的线损评价指标体系,建立了所有指标的数学模型。在各个底层指标评价值的基础上采用层次分析法分析得到线损评价综合值。对电网线损评价值与实际线损率分别进行排序,通过分析排序的差异客观评价地区电网的线损水平。通过IEEE-14算例仿真分析了典型指标对线损率的影响;以江苏电网为例进行了线损水平评价。结果表明：所提出的典型指标能够反映不同电网特征对地区电网线损的影响,该方法为电网线损水平评估提供了量化计算依据,可广泛应用于评估各省、市或县级电网的线损现状,解决评估降损空间这一难题。     

线损结构分析及其应用

通过对过网电量、电源及负荷结构等因素对线损影响的分析，探讨线损评价中损耗的分解方法。提出线损评价指标“可控线损率”的概念，揭示线损率结构变化与电网企业效益的关系，为电网企业的有关决策提供参考。