节点电价与对偶乘子的内在关联分析与扩展

电价的科学性和合理性对电力市场的调节配置至关重要。作为常用的边际定价形式,节点电价表达为对偶乘子的线性函数。基于基本的定价原理,文中梳理了节点电价的物理内涵,说明了基于边际定价原理推导的节点电价与系统稀缺资源价格之间的内在联系,并论证了其合理性。基于此,提出了具有可扩展性的统一电价表达式,将电价扩展为对偶乘子和转移分布因子的一般函数形式。以线路越限造成价格尖峰为典型应用场景,建立了以电价为优化变量的定价模型,在IEEE30节点系统及波兰2383节点系统中验证了所提电价机制的实际应用价值。     

基于多智能体强化学习的电力现货市场定价机制研究(二):结合理论与仿真的定价机制决策框架

该文研究了电力现货市场定价机制的选择和设计问题。首先,初步分析系统边际电价、节点边际电价和分区边际电价等3种定价机制的适用性,提出理论分析和市场仿真相结合的电力现货市场定价机制决策框架。理论分析方面,梳理了电力现货市场定价机制的理论和国际实践,给出3种定价机制的出清模型和电价计算方式,基于安全约束经济调度模型建立兼容性再调度模型;从价格信号作用、对中长期市场交易开展的影响、市场监管和配套机制需求等多个维度,对3种定价机制的特点进行对比分析,并探讨定价机制与市场模式的配合关系和我国定价机制设计中需要考虑的关键问题。市场仿真方面,基于3种定价机制下的发电商报价双层优化模型,对IEEE 39系统进行仿真计算。最后,综合分析仿真结果和定价机制特点,为算例系统选择合适的定价机制,验证了所提电力现货市场定价机制决策框架的有效性。2篇论文共同解决了定价机制设计与发电商报价策略的嵌套难题。     

含分布式电源的配电网节点电价计算方法北大核心CSCD

节点电价作为重要的价格信号,对量化分布式电源的贡献和指导配电网的规划建设有着重要作用。以光伏为例,从分布式电源提高供电可靠性的角度出发,基于长期增量成本法提出了计及分布式电源的配电网节点电价计算方法。该方法以初始节点电价作为孤岛划分原则,并根据具体用户类型,采用序贯蒙特卡洛模拟法对负荷点可靠性指标和单位停电损失进行同步求解。针对经济寿命超过物理寿命的情况,对元件投资时间进行了修正,保证投资成本的有效回收。通过RBTS-BUS6系统算例分析表明,所得节点电价能够反映节点供电可靠性水平以及用户类型,基于节点电价的孤岛划分原则更能发挥分布式电源的作用,减少节点电价的同时平衡区域电网发展。     

基于功率分布的节点电价修正方法

对于开放的电力市场,输电网损耗的经济信号对引导电力市场参与者合理配置资源有着不容忽视的影响。在仅考虑输电损耗的前提下,发电厂的售电收入应与用户端的支出相等,在此基础上,基于功率分布方法提出了节点电价修正新方法。功率分布方法可给出电源提供的功率分量在线路传输功率、线路损耗和负荷中分布的解析表达式。模型可考虑电源位置、电源供电路径和电源输电损耗对节点电价的影响。最后以IEEE30节点系统算例验证了所述方法的可行性。     

含分布式电源的配电网节点电价计算方法

节点电价作为重要的价格信号,对量化分布式电源的贡献和指导配电网的规划建设有着重要作用。以光伏为例,从分布式电源提高供电可靠性的角度出发,基于长期增量成本法提出了计及分布式电源的配电网节点电价计算方法。该方法以初始节点电价作为孤岛划分原则,并根据具体用户类型,采用序贯蒙特卡洛模拟法对负荷点可靠性指标和单位停电损失进行同步求解。针对经济寿命超过物理寿命的情况,对元件投资时间进行了修正,保证投资成本的有效回收。通过RBTS-BUS6系统算例分析表明,所得节点电价能够反映节点供电可靠性水平以及用户类型,基于节点电价的孤岛划分原则更能发挥分布式电源的作用,减少节点电价的同时平衡区域电网发展。     

考虑多市场主体参与的气电区域综合能源系统市场定价策略

随着多市场主体接入,如何管理系统中的分布式资源成为气电区域综合能源系统的核心问题。从激励价格角度出发,建立含商业楼宇和分布式电源2类市场主体的区域综合能源系统日前市场出清模型,综合考虑节点净有功负荷、净无功负荷和天然气负荷对系统运行的影响,通过引入多类灵敏度因子线性化潮流约束和稳态气流约束;进一步地,将出清的节点边际价格分为有功基础电价、无功基础电价、阻塞管理电价、电压支撑电价、网损边际电价、基础气价和气压支撑价格7类,通过不同价格信号引导促使市场主体调节自身运行方式支撑系统运行。基于改进的IEEE 33节点配电网和24节点气网构成的区域综合能源系统的仿真结果验证了所提出的基于节点边际价格分解的定价策略的有效性和合理性。     

考虑输电网络损耗的节点电价计算方法

提出了一种考虑网络损耗的节点电价计算方法。节点电价包含能量的生产成本、输电阻塞成本以及网损成本。网损成本与前两者相比所占比例不大,通常在节点电价中可忽略,而采用其他方法分摊给各市场参与者。文中根据经典实时电价理论推导出节点电价的网损修正公式,从中定义了网损修正系数,并基于直流潮流模型和交流潮流模型提出了2种计算网损修正系数的方法。通过RTS-24系统算例仿真表明,考虑网损之后的价格信号能有效地引导市场成员合理配置资源,协助调度中心降低系统的网络损耗,提高能量传输效率。     

考虑输电网络损耗的节点电价计算方法

提出了一种考虑网络损耗的节点电价计算方法。节点电价包含能量的生产成本、输电阻塞成本以及网损成本。网损成本与前两者相比所占比例不大，通常在节点电价中可忽略，而采用其他方法分摊给各市场参与者。文中根据经典实时电价理论推导出节点电价的网损修正公式，从中定义了网损修正系数，并基于直流潮流模型和交流潮流模型提出了2种计算网损修正系数的方法。通过RTS-24系统算例仿真表明，考虑网损之后的价格信号能有效地引导市场成员合理配置资源，协助调度中心降低系统的网络损耗，提高能量传输效率。     

计及用户响应的实时电价模型及其内点法实现

实时电价（spot price）是电力市场中的重要概念。为准确地对实时电价进行计算、预测和分析，在实时电价的计算方法中考虑负荷的价格响应模型是至关重要的。文中在基于内点法最优潮流的实时电价算法的基础上，进一步建立了负荷与实时电价的互动模型。该方法避免了引入新的未知量，仅通过对扩展海森矩阵对角元素的修改即可实现。而且，为了考虑跨时段负荷转移的作用，文中把该方法进一步扩展到多时段负荷价格响应模型。IEEE 30节点算例表明了该方法的有效性。     

统一结算点电价机制下金融输电权的交易模拟与结算风险评估

基于节点边际电价构建的电力市场体系通常开设金融输电权(FTR)市场,为市场成员提供规避空间价格风险的金融工具。市场建设初期,广东电力现货市场用户侧在统一结算点电价机制下进行结算,和传统节点边际电价机制下的FTR市场相比,可能导致结算环节存在资金不平衡的风险。为此,文中首先对比分析了传统节点边际电价和统一结算点电价这2种机制下FTR结算的异同,构建了FTR结算的数学模型。然后,理论推导了2种电价机制下FTR收益的差异,提出了FTR的交易模拟与同时可行性检验方法。基于IEEE 30节点系统开展FTR交易模拟,分析了2种电价机制下FTR收益差形成的原因,并对FTR市场交易收支不平衡风险进行了评估分析。最后,为统一结算点电价机制下开展FTR市场建设提出了相关建议。     

计及可中断负荷的电力系统可用输电能力计算

为分析需求响应对系统可用输电能力的影响,提出一种开放电力市场环境下可用输电能力的计算方法。以可中断负荷这一典型的需求响应资源作为研究对象,构建考虑负荷服务实体和独立系统运营商不同利益需求的双层优化模型:上层模型以负荷服务实体的成本最小为目标,确定参与需求响应的用户;下层模型以发电总报价最小为目标确定节点边际电价,同时实现经济调度。将根据需求响应和发电机组报价分配的有功功率作为基态,在此基础上计算区域间可用输电能力。求解双层模型时,运用下层经济调度模型的KKT条件可将双层优化问题转化为均衡约束数学规划问题,根据强对偶理论消除约束中的非线性项,将原模型转化成混合整数线性规划模型。最后,在GAMS环境下调用CPLEX求解化简后的数学模型。通过对PJM-5节点、IEEE 30节点、IEEE118节点和IEEE 300节点系统的仿真计算,验证了所提方法的可行性和有效性,以及在可用输电能力计算中计及需求响应的必要性。     

基于原–对偶内点法的节点边际电价计算

节点边际电价在电力交易和处理输电阻塞中具有重要作用。文中建立了计算节点边际电价的线性规划模型，分析了利用传统线性规划方法求解节点电价存在的困难，提出了基于原–对偶内点法的节点边际电价计算方法。对典型的6节点电力系统进行了计算验证，结果表明，所提出的方法计算结果符合理论要求，计算速度快，收敛性好。     

基于改进的整数规划法结合零注入节点的PMU优化配置方法

为了提高同步相量测量装置的优化速度并利用最少数量的相量量测单元(PMU),结合零注入节点的特性,提出了基于整数规划算法的PMU优化配置算法。根据电力系统全网的可观测性建立其数学模型,并考虑了零注入节点的相关特点,求解系统模型获得PMU的优化位置。对IEEE-14节点、IEEE-18节点、IEEE-30节点以及IEEE-118节点系统分别进行了实验仿真,并利用Matlab以及Lingo工具对所提改进的整数规划法进行了验证,对约束方程进行优化,获得了PMU的数量和位置。将该算法与整数规划算法、模拟退火法以及改进过的遗传算法相比较,该算法可以用更少数量的PMU设备使全网可观,验证了该方法的有效性和优越性。     

Locating series FACTS devices for congestion management in deregulated electricity markets

This paper proposes two new methodologies for the placement of series FACTS devices in deregulated electricity market to reduce congestion. Similar to sensitivity factor based method, the proposed methods form a priority list that reduces the solution space. The proposed methodologies are based on the use of LMP differences and congestion rent, respectively. The methods are computationally efficient, since LMPs are the by-product of a security constrained OPF and congestion rent is a function of LMP difference and power flows. The proposed methodologies are tested and validated for locating TCSC in IEEE 14-, IEEE 30- and IEEE 57-bus test systems. Results obtained with the proposed methods are compared with that of the sensitivity method and with exhaustive OPF solutions. The overall objective of FACTS device placement can be either to minimize the total congestion rent or to maximize the social welfare. Results show that the proposed methods are capable of finding the best location for TCSC installation, that suite both objectives.     

利用差价合同和金融输电权的组合规避电力市场风险

CfD和FIR是典型的金融工具，CfD主要用于规避随机电价风险，而FIR主要规避由于阻塞带来的风险。该文通过二者的组合来规避随机电价和阻塞风险，并在此基础上提出了市场参与者在实时市场最优调度模型下的收入最低裕度限制约束条件，从而较好地解决了电网及市场参与者在风险与利润之间的平衡问题。IEEE30节点系统的详细计算和分析论证了上述方法。     

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。     

Probabilistic LMP Forecasting Considering Load Uncertainty

In power market studies, the forecast of locational marginal price (LMP) relies on the load forecasting results from the viewpoint of planning. It is well known that short-term load forecasting results always carry certain degree of errors mainly due to the random nature of the load. At the same time, LMP step changes occur at critical load levels (CLLs). Therefore, it is interesting to investigate the impact of load forecasting uncertainty on LMP. With the assumption of a certain probability distribution of the actual load, this paper proposes the concept of probabilistic LMP and formulates the probability mass function of this random variable. The expected value of probabilistic LMP is then derived, as well as the lower and upper bound of its sensitivity. In addition, two useful curves, alignment probability of deterministic LMP versus forecasted load and expected value of probabilistic LMP versus forecasted load, are presented. The first curve is designed to identify the probability that the forecasted price in a deterministic LMP matches the actual price at the forecasted load level. The second curve is demonstrated to be smooth and therefore eliminates the step changes in deterministic LMP forecasting. This helps planners avoid the possible sharp changes during decision-making process. The proposed concept and method are illustrated with a modified PJM five-bus system and the IEEE 118-bus system.      

Distributed generation placement for congestion management considering economic and financial issues

Congestion management is one of the most important functions of independent system operator (ISO) in the restructured power system. This paper presents two new methodologies for optimal sitting and sizing of distributed generations (DGs) in the restructured power systems for congestion management. The proposed methodologies are based upon locational marginal price (LMP) and congestion rent that forms a priority list of candidate buses to reduce the solution space. The proposed priority list facilitates the optimal placement as well as the level of output power of DGs. The proposed methods are implemented on the IEEE 14-bus and IEEE 57-bus test systems to illustrate their effectiveness. An economic consideration of DG placement and its operation is also studied. Simulation studies and results analysis show that the proposed methodologies are capable of finding the best location and optimal size for DGs, which can alleviate congestion in transmission systems.     

考虑输电容量约束的发电公司竞价策略的不确定规划方法

在基于估计竞争对手的报价系数来构造发电公司最优竞价策略的问题中,综合使用历史数据和专家经验能为决策者提供更为科学的决策依据。本文在不确定理论框架内,提出了能够同时支持使用历史数据和专家经验的考虑输电容量约束的发电公司竞价策略方法,给出了由市场清除问题和最优报价策略问题组成的两层不确定约束规划模型,设计了一种由神经网络和改进遗传算法组成的混合求解算法。用3节点系统和IEEE 30节点系统对所提出的模型和算法进行了计算分析,结果表明本文的方法是可行和有效的。