考虑调度措施的地区电网多风险场景柔性水平评价模型

新能源大量接入地区电网导致地区电网潮流和电压波动增大,设备重过载风险增加。面向新能源功率的强不确定性,快速准确地识别设备重过载风险场景,优化调用源-网-荷三方柔性资源消除潜在运行风险,是高比例新能源地区电网安全运行的迫切需求。文中首先提出柔性需求指数、柔性裕度指数和柔性资源利用率等面向地区电网柔性运行水平的定量评估指标,可以全面衡量地区电网的运行灵活性需求、柔性资源配置和运行调控水平;其次,以柔性评价指标为目标,提出考虑多风险场景的柔性资源优化调度数学模型和计算方法,模型考虑了地区电网运行方式和开环点灵活设置的调度措施;最后,与传统边界场景分析方法进行对比,验证文中所提柔性评价模型和方法的有效性和优越性。结果表明,文中所提指标、模型和算法可以全面反映地区电网的柔性运行需求和能力,考虑的风险场景丰富,应对风险的柔性资源调度方案能兼顾调度措施的经济性和全面性。

含跨省区输电价格及网损率的区域电力现货市场出清模型

为了解决区域电力现货市场协调跨省区送受电优先计划和跨省区中长期交易体系等难题,使区域电力现货市场出清结果可真实反映事先核定的跨省区输电价格和网损率,提出了一种含跨省区输电网损偏差修正的区域电力现货市场出清模型。首先,以中国南方区域电力市场为例,分析了跨省区送受电交易主体和交易体系。其次,提出了一种同时考虑交易成分和物理潮流的网损偏差修正方法,并基于该方法构造了跨省区送受电物理潮流与交易成分相耦合的区域电力现货市场出清模型。最后,采用9节点系统和中国南方电网模拟系统开展仿真验证。仿真结果表明,采用所提的网损偏差修正方法和区域电力现货市场出清模型,可确保在满足系统安全运行约束的前提下,将跨省区输电价格和网损率反映在现货市场出清电价中,有效协调了跨省区送受电优先计划和跨省区中长期交易体系。

区域电力现货市场差异化出清模型研究

区域电力市场建设是发挥市场力量在更大范围内优化配置资源、推动区域电力高质量发展的最有效举措之一。南方电网联系紧密,具备互联互通、自由流动的物理条件,具有区域市场一体化运作的独特优势。分别构建了面向区域电力现货市场的一级出清和两级出清模型,研究了差异化出清模型下省间联络线功率的功能定位和优化方法。然后,基于南方电网典型日96时段的实际运行数据,构建了南方区域电力现货市场出清模拟算例,并通过电力市场模拟运行软件量化分析结果,论证了一级出清模型在南方区域现货市场出清中的优势,包括出清流程简约、经济性最优等,同时也揭示了两级出清模型在南方区域现货市场中的运营风险和安全运行风险等。

基于最优场景集的含多类型电源鲁棒调度

为应对大规模风电并网给电网调度决策带来的不确定性影响,提出电力系统鲁棒调度的概念和实施框架,构建了含多类型电源的鲁棒调度模型,模型考虑了抽水蓄能的工况转换和核电机组的降出力工作模式。在此基础上,明确了调度计划中运行成本、弃风成本和切负荷成本的计算方法,并以总成本最优为目标对不确定集进行了寻优。以某省电网为算例,验证了鲁棒调度在减少切负荷和提高风电利用率方面的优势,验证了不确定集寻优的经济效益。

含高渗透率风电的微网系统鲁棒经济调度方法

微网中可再生能源比重通常较大,其固有的间歇性和随机性给微网调度带来困难.为应对可再生能源的出力波动,本文综合考虑风、柴、燃料电池、蓄电池等机组运行特性,建立了基于极限场景法的微网日前鲁棒经济调度模型;通过将调度计划的弃风及切负荷电量转化为经济成本,提出了使调度计划发电成本和风险成本(弃风、切负荷成本之和)综合最优的误差边界优化方法.从风电预测精度、蓄电池容量及切负荷价格3方面分析了鲁棒经济调度在微网中的适应性.结果表明:微网鲁棒经济调度在发电成本上稍显劣势,但在减少弃风、切负荷的电量方面具有明显优势,并且在风电预测精度低、蓄电池容量不足以及切负荷价格较高的微网地区更适合采用鲁棒经济调度方法.

消纳大规模风电的电力系统源荷协同调度

大规模风电接入电网将给传统调度体系带来新的挑战,充分利用负荷侧的可调度资源能缓解电网的调度压力。为了使发电侧和用电侧均参与电网的经济调度,对可中断负荷和可转移负荷进行建模,建立了含多种可控负荷的源荷协同调度模型;采用极限场景法处理风电的波动场景并调用CPLEX求解器进行计算。算例结果表明:源荷协同调度方式能使峰谷差下降389 MW,并提高电网的风电接纳能力,使最大能接纳的风电渗透率由11%上升至21%。

清洁能源消纳政策下含水电的现货市场出清模型

鉴于水电运行的复杂特性以及我国清洁能源的优先消纳政策要求,到目前为止尚缺乏一套切实可行的水电参与现货市场交易的技术体系。基于此,探讨了水电参与现货市场的交易模式,并提出清洁能源消纳政策下含水电的现货市场出清模型。首先在目标函数中考虑了弃水惩罚项,随着弃水罚因子的增大,发电成本也逐步变大,弃水电量逐步减小,当弃水罚因子增加到一定程度时,出清结果不再变化,此时为系统的最小弃水量;继而增加了水电的水位、库容等复杂运行约束。最后通过云南电网算例可知:该方法相应降低了来水不足的机组的中标电量,并同时增加了来水过剩的机组的中标电量,通过牺牲部分发电成本避免了弃水现象和缺水现象,更符合实际应用需求。

考虑间歇性新能源的电源-负荷协同调度模型与策略

随着负荷峰谷差的增大和大规模间歇性新能源的接入,仅靠电源侧的调度可能无法满足系统的调峰要求,采用电源-负荷协同调度是可行的解决方法。从含风、水、火、气多类型能源的传统调度模型出发,建立了电源-负荷协同调度模型。模型考虑了可调度负荷的上下限约束和日停电电量约束,并采用内点法求解该模型。算例计算表明,电源-负荷协同调度方式可以有效地提高电网接纳新能源的能力。

南方(以广东起步)电力现货市场双边交易仿真分析研究

需求侧参与竞价有利于发挥需求侧资源的调节能力,削减高峰负荷,提升电网运行的经济性。研究按增量报价和按容量报价这2种双边竞价模式,分别搭建2种模式下的电力现货市场出清模型。基于南方(以广东起步)电力现货市场实际运行数据开展仿真分析,结果表明:2种双边竞价模式均能在一定程度上起到削峰填谷、降低购电成本、提升系统调节能力的作用;按容量报价模式下的电价预测曲线严重偏离原电价曲线;按增量报价模式基于负荷预测值建模,电价预测曲线与原电价曲线较为接近,只是高峰电价略有下降、低估电价略有上升。因此,为保证广东电力现货市场的平稳推进,建议广东电力现货市场优先采用按增量报价模式,市场成熟后可逐渐转变为按容量报价模式。

考虑柔性负荷的电能量和备用辅助服务联合市场出清模型

随着现货市场的不断推进,现货规则日益完善,柔性负荷参与现货市场和辅助服务市场的条件逐步具备,市场逐步向"发电侧报量报价、用户侧报量报价"(双边报价)模式及电能量和辅助服务联合出清阶段过渡,因此有必要对双边报价模式下、柔性负荷参与联合出清背景下的国内电力市场展开研究。针对柔性负荷参与联合市场的情况,基于广东省电能量市场和备用辅助服务市场出清规则,搭建了可转移负荷、可中断负荷以及可平移负荷在双边报价模式下联合电力市场环境中的数学模型,建立了考虑柔性负荷的电能量市场和备用辅助服务市场联合出清模型。最后,以某地区电网为例,基于CPLEX平台对柔性负荷参与电能量和备用辅助服务联合市场前后的场景进行了仿真对比分析,验证了所提模型的有效性。2种场景下柔性负荷的收益、系统负荷峰谷差、社会福利等参数变化的对比结果表明:柔性负荷参与电能量和备用辅助服务联合市场有助于降低自身用电成本,降低系统峰谷差,提高柔性负荷自身收益及社会福利,对于系统稳定经济运行具有重要意义。

现货市场下计及风光联合预测误差的经济调度

基于历史数据,对风电及光伏在不同出力水平下预测误差的分布进行正态拟合,并引入Spearman相关系数分季节描述风光预测误差的互补性,从而得到风光联合预测误差分布模型。接着,考虑风光联合预测误差所引起的调度成本的变化,并分别引入到日前及实时市场调度模型目标函数中,从而得到统计意义上更为合理的现货市场经济调度模型。通过算例分析预测误差成本、预测误差互补性以及风光预测误差分布系数取值对调度结果的影响,验证该模型的合理性和有效性。

多主体梯级水电参与日前市场的联盟竞价策略与收益分配

中国河流流域梯级水电众多,且存在同一流域上下游电站所属发电集团不同的情况。由于梯级上下游电站间的耦合关系复杂,当多主体梯级水电分别参与日前市场竞价时,可能会使上下游出清结果不匹配,导致水电收益降低、弃水增加。通过联盟竞价,联盟体充分考虑上下游电站的水力耦合关系,提交相匹配的投标决策,能够提高梯级水电参与日前市场的收益,减少弃水流量。为此,文中提出了梯级联盟投标策略优化模型,将梯级联盟最优投标和日前市场优化出清分别作为模型的上、下层,再利用KKT(karush-kuhntucker)条件和对偶理论将双层模型化为单层混合整数线性规划模型;采用沙普利值(shapley value)方法对多主体梯级水电的联盟竞价收益进行分配;通过算例仿真验证了该模型的有效性和合理性。

考虑预测误差的风电场电量投标博弈分析

随着电力市场化改革的深入发展,风电等新能源需要逐步与火电等其他传统电源进行竞争,同时风电等新能源出力的不确定性也增加了其在市场上博弈的复杂性。文中针对现货市场中风电场采用电量投标模式下的利益博弈问题,考虑风电出力的不确定性及预测误差,基于日前、日内2级现货市场出清模型,推导了风电场在不同投标组合情形下市场博弈均衡点的解析式,并采用实际风电出力及预测数据进行了仿真验证。对市场均衡下的风电投标结果进行分析,结果表明:在风电场电量投标模式下,风电场的博弈策略与风电出力预测值及预测误差有关,风电场可通过提高预测精度降低其投标收益风险;同时,此投标模式下风电场的投标策略出现了日前电量持留,加剧了风电场的投机行为,增加了市场运行风险。

电力现货市场节点电价关键影响因素研究

随着市场化改革的逐步深入,电力现货市场建设进程已步入关键阶段,亟需对影响市场出清价格的关键因素进行深入研究。节点电价是电力现货市场的核心,分析节点电价的影响因素对电力现货市场建设至关重要。为此,首先对影响电力现货市场节点电价的关键因素进行了初步分析,然后依托南方电网科学研究院电力市场仿真平台,基于IEEE 39节点系统和数值摄动灵敏度分析法,定量分析机组申报容量、机组申报价格、用户实际用电负荷、系统负荷预测、线路传输容量等交易指标变化对于市场出清的影响。研究成果可为现货市场交易规则和边界条件设置提供量化决策依据,加快电力现货市场的建设进程。

南方区域统一现货市场出清计算仿真分析

适应南方区域市场发展趋势的电力现货市场的模拟和分析研究是南方区域电力市场建设的重要目标。目前南方区域电网规模庞大,现货市场集中出清的计算规模远超省级市场,求解难度较大,计算效率较低。基于2020年某日南方电网实际运行数据构建了云南贵州广东电能量市场出清算例;通过仿真模拟,量化分析了优化求解器、断面约束裕度、达界断面、全网负荷对于出清仿真系统计算效率、优化目标结果等的影响。仿真结果表明,随着断面潮流约束的收紧,模拟出清仿真的优化时间大幅增加,除去原有的达界断面约束可明显提升出清程序的计算速度,达界断面约束是影响程序计算速度的重要因素。

考虑火电深度调峰的可再生能源市场化消纳策略

如何通过市场机制促进可再生能源的高效消纳,是当前电力市场机制设计所面临的新挑战。为此,提出一种考虑火电深度调峰的可再生能源市场化消纳策略,通过火电深度调峰提升系统调节能力,从而促进可再生能源的消纳。设计了考虑火电深度调峰的日前市场机制,根据电能申报数据进行日前市场预出清,计算深度调峰需求量,然后根据深度调峰申报数据,求解深度调峰与电能市场联合出清模型,获得所有机组的发电计划以及火电机组的深度调峰量。算例分析表明,所提策略通过火电深度调峰降低了发电成本以及弃水电量,同时火电可以获得额外补偿,以激励火电机组进行灵活性改造,从而提升系统调节能力。