夏季尖峰电价启动条件优化研究

分时电价是电力系统开展需求响应、削减夏季空调负荷所造成负荷尖峰的重要手段。为协调各方利益、达成削峰填谷和压减电网尖峰负荷的目的,需要挖掘分析用户用电数据,优化分时电价的实施方案。提出基于余弦相似度的用户需求响应参与度的峰段负荷转移系数指标。应用该指标分行业地进行某省会电网峰段负荷转移评估,发现除充换电等行业响应积极外,大量行业用户因行业和负荷特性等原因难以参与需求响应。针对在整个夏季启动尖峰电价将会增大实体企业用电成本的问题,结合历史气象和负荷数据进行夏季尖峰电价日启动条件设置分析,发现将气温在35℃及以上的工作日设置为尖峰电价日,可在精准削减尖峰负荷的同时明显降低用户用能成本。

考虑源网荷效益的峰谷电价与峰谷时段双层优化模型

用户响应行为测算需求解峰谷时段与峰谷电价之间的双线性项,目前仅考虑负荷曲线的数值大小对峰谷时段进行单独划分,分时电价实行效果受限。提出峰谷时段与峰谷电价的双层优化模型,考虑风电不确定性下的规划成本与发电成本,反映分时电价的实际经济效用;考虑用户响应的不确定性,保证分时电价实行后的源网荷效益在一定范围内变化;峰谷时段划分与峰谷电价设计均以系统成本最低为目标优化得到,充分考虑峰谷时段划分、峰谷电价设计和用户响应行为之间的交互机理。仿真结果表明,与单独划分峰谷时段的模型相比,所提模型能够制定更优、科学性更强的峰谷时段和峰谷电价,进一步降低系统总成本。

基于负荷转移的售电公司分时电价优化策略

随着电价新政的发布,电力市场将进一步开放,同时目录电价的取消将加快分时电价机制的建立,在此背景下售电公司如何针对电力用户采取有效的分时电价措施是亟需解决的问题。为此在分析湖南省钢铁、电石等高能耗工业用户用电特性的基础上,结合售电公司、工业用户的成本及收益构建了售电公司成本收益模型、工业用户负荷转移成本模型,进一步提出了售电公司峰谷分时电价双层优化模型,上层模型优化目标为售电公司收益最大,下层模型优化目标为工业用户用电成本最小,以此确定峰谷分时电价套餐。以钢铁、电石等高能耗工业用户数据为例的仿真测算结果表明通过双层优化模型所得的峰谷分时电价套餐能够保证双方的利益,并有效引导工业用户合理用电、削峰填谷。

峰谷分时电价调整对夏季高温负荷影响分析

研究峰谷分时电价调整对湖北省夏季高温负荷的影响。在抽取分时电价调整前后的夏季典型高温日负荷曲线数据基础上,建立了分时电价对负荷影响分析测算模型,开展了湖北省2021年以来二次峰谷分时电价调整对总体用电、不同用电类别及工业重点行业用电负荷影响的定量分析,为峰谷分时电价的进一步调整优化提供了参考依据。

基于模型预测控制的冰蓄冷空调系统优化控制策略研究

在峰谷电价背景下,冰蓄冷空调系统可以利用谷值电价进行蓄冷,在电价较高时段释放蓄冷量,从而减少峰值用电量。为此,提出一种基于模型预测控制(MPC)的冰蓄冷空调系统优化控制策略,目标是系统能耗成本最低,同时解决传统运行策略不当而导致的冰槽使用效率低下问题。基于参照建筑搭建TRNSYS-Python联合模拟仿真平台,采用极端梯度提升(XGBoost)算法构建建筑未来24h逐时冷负荷预测模型,运用模型预测控制理论,考虑建筑负荷预测偏差,逐时滚动求解冰蓄冷空调系统蓄放冷最优控制策略,在保证全天冷量合理分配的同时,实现峰谷电价背景下系统运行能耗成本最低。与传统规则策略相比,优化控制策略可以针对不同冷负荷需求采取灵活的控制措施,在冷负荷需求较高时,将有限的冷量优先用在电价高峰期,有效规避高额电费支出,降低能耗成本;在冷负荷需求较低时,通过精准预测,仅储存必要冷量,确保冰量在一天中被完全利用,提升冰蓄冷系统效率。在基于设计日负荷100%、75%、50%三种工况下,优化控制策略比传统规则策略分别可节约能耗成本7.95%、12.64%和10.18%。

计及复合碳泄漏效应的电力系统双层规划

“双碳”目标下,不对称碳监管政策在电力行业低碳转型路径中引发的强、弱复合碳泄漏效应需要引起关注。针对单边碳减排政策在电力系统中的影响,结合边际电价理论构建了考虑输电网级能源网架扩展与配电网级能源枢纽负荷行为的电力系统双层规划模型。首先,在上层能源网架规划中分析线路扩展带来的弱碳泄漏效应,通过拉格朗日乘子求解电网边际电价,在此基础上计及强碳泄漏效应影响下的负荷转移行为,建立下层能源枢纽经济规划模型;其次,分析碳泄漏的成因并提出缓和手段,建立对应模型;然后,提出电力系统双层低碳规划的求解流程,并设计提升双层规划收敛性的二分启发式方法;最后,在改进的IEEE 12节点系统与改进的IEEE 236节点系统中进行仿真,分析碳价格与碳泄漏缓和手段对碳泄漏效应的影响,算例结果验证了碳泄漏的形成渠道与影响。分析免费碳配额或碳排放关税对碳泄漏效应的缓和作用与风险,同时,研究双层规划模型收敛性,可为电力系统低碳转型路径中开展合理碳监管提供参考。

基于多维价格弹性系数的分时电价对负荷特性影响机理

基于23个省级电力公司经营区各行业固定用户群负荷曲线,测算多维价格弹性系数评估分时电价调整对各地区各行业峰谷时段用电的影响,并分析峰谷段电力需求对多维价格指标的敏感性。利用多维价格弹性系数定量评估各地区各行业降低峰段电量、提升谷段电量、缩小负荷峰谷差率三维电力电量指标对提高高峰时段电价、降低低谷时段电价、拉大峰谷电价比三维价格指标的敏感性。根据多维价格弹性系数分析结果可针对不同地区、行业、时段提出分时电价优化调整策略。

基于源网荷态势的光伏微电网需求侧响应调度方法

为满足光伏微电网用电需求、缓解供电压力,对基于源网荷态势的光伏微电网需求侧响应调度方法进行了研究。首先,根据光伏微电网的结构、运行状态、源网荷互动关系,建立电源和负荷需求侧响应模型,用于平衡峰谷负荷的差异;其次,以微电网最小运行成本和交换电量为目标函数,结合功率平衡、充放电功率、荷电态势和线路功率等约束条件,建立光伏微电网需求侧响应调度模型;最后,基于非支配排序遗传(NSGA-Ⅱ)算法求解模型,获取最优的调度结果。结果表明:应用该方法后,微电网电源出力更加合理,运行总成本明显下降,负荷峰谷差由480 kW下降到220 kW。该方法能够合理调度光伏微电网的需求侧响应,缓解了配电网运行压力,且在节能方面的表现较为突出。

考虑风电消纳的峰谷分时电价模型研究

在充分发挥电力可靠性管理在电力供应保障工作中的基础性作用目标大背景下,考虑我国部分区域风电消纳不足和调峰能力有限所导致的电力结构不稳定,构建发电侧与需求侧联动的峰谷分时电价模型,探索出一种电网向发电企业收取“过网费”、需求侧与发电侧直接交易的新模式。该模型根据电力需求价格弹性矩阵计算实施峰谷分时电价后的电力负荷,构建发电侧与需求侧约束条件,以火电机组平均发电成本为目标函数,综合考虑风电消纳影响,采用粒子群算法进行模型求解,并通过输配电价连接上网电价和用户电价,输电损耗电量连接发电量与用电量,达到发电侧与需求侧的联动。算例分析表明,所建立的模型能更好地消纳风电,同时也提高了火电机组发电功率的稳定性和经济性。

分时电价引导电解铝负荷参与百色区域电网调峰研究

随着并网风电装机容量越来越大,现有的调度模式难以应对风电出力的随机性,为提高区域电网调峰和消纳风电的能力,提出利用分时电价引导电解铝负荷参与火力发电机组调峰的联合优化调度模型,模型以系统总的发电成本最小为目标,以区域电网运行数据为算例进行仿真验证,结果表明所提模型能够提高系统运行经济性和风电消纳能力。

考虑独立型源网荷储一体化系统成本的峰谷电价优化模型

为解决用电尖峰负荷不断提升、能源电力保供困难等问题,我国正在积极推动峰谷分时电价引导用户削峰填谷。合理设置用户侧峰谷电价有利于保障独立型源网荷储一体化项目的基本收益。采用调整峰谷电价的方法对该类项目进行成本疏导,既可以完善用户侧峰谷分时电价,又可以促进该类项目的发展。基于峰谷电价信号,建立了该系统进行柔性负荷激励响应和绿证交易的典型日经济效益模型;在兼顾其他用户及电网效益的基础上,以保障系统经济效益为目标,对用户侧峰谷电价提出了优化方法。算例分析表明,重新测算的峰谷电价使夏季典型日成本削减136.87万元,并在冬季典型日盈利9.17万元;此外,峰谷电价使一般工商业的整体最大净负荷减少近1%,净负荷峰谷差减少近2%。

基于高峰负荷定价理论的运行备用获取和定价

在以“厂网分开、竞价上网”为主要特征的电力市场环境下 ,如何在兼顾经济性和运行可靠性的前提下获取适当的运行备用容量以及如何确定其价格成为十分重要的问题。文中对传统的高峰负荷定价理论在电力工业中的应用进行了扩展 ,提出了一种新的运行备用定价机制。该定价机制与现行的市场运营模式相适应 ,在假设电力市场运营机构能够准确评估事故成本和发电公司自愿申报其提供备用容量的真实成本的前提下 ,可以获得兼顾电力市场运营经济性和运行可靠性的最优运行备用的获取和定价方案 。

需求侧竞价对高峰电价影响的成本效益分析

建立了系统高峰时段单独由调峰火电机组担任调峰任务时系统电价的数学模型,建立了需求侧竞价参与系统调峰时综合考虑用户类型、提前通知时间、负荷恢复时间和缺电电量等因素下的综合缺电成本模型,得到需求侧竞价参与系统调峰时系统电价的数学模型。对二者进行比较可知,当需求侧竞价参与调峰时,可避免运行成本较高的调峰机组投入,而且其调节方式灵活,没有最低出力限制,对缓解系统高峰时段可能出现的电力系统阻塞现象有抑制作用,因此需求侧竞价参与调峰时可以降低系统高峰电价,缓解供电不足的矛盾,提高电力系统运行的可靠性。

激励CCHP参与需求侧管理双向峰谷定价模型

削峰填谷是需求侧管理的主要目标,而峰谷电价是激励用户参与削峰填谷的有效措施。由于冷热电联供系统的运行特点,针对其制定双向峰谷定价将更为有效,激励其获取良好经济性,改变其供能方案和购售电交易计划,从而改变其接入电网母线的日负荷曲线。通过基于最小二乘法的误差相对值刻画日负荷与其均值的偏离程度,定义该误差值的变化率作为负荷曲线满意度;统一电价和峰谷电价条件下,比较联供系统经济性差异,定义冷热电联供系统满意度。为了综合考虑联供系统的调节效果,建立联供系统与负荷曲线的联合满意度为目标的峰谷定价模型。仿真结果表明,双向计量峰谷电价的合理定价,可促使联供系统调整调度方案,并获取改善的母线负荷曲线。均衡权重的联合满意度模型所定峰谷电价比不同权重的更能使联供系统积极响应,削峰填谷效果更优。

基于峰荷责任的输配电价定价方法

合理的输配电价是建设和推进售电市场的重要基础。电力市场化改革中,适合于中国国情的输配电价定价方法亟待研究。在总结归纳输配电成本分摊和定价方法研究现状和发展动态的基础上,针对峰荷责任法在国内输配电价定价应用时可能面临的数据缺失问题,提出数据不完整条件下的解决方案,并使用算例验证其可行性。研究成果表明,所提出的方法能够保证输配电总成本的回收,同时能较好地在价格上反映不同用户占用输配电资源的差异,且解决了该方法应用时可能面临的数据不完整的情形。

基于电力需求容量成本分摊的峰荷定价模型

基于电力需求容量成本分摊的峰荷定价机制能有效避免交叉补贴的现象,有利于实现系统负荷容量的公平分摊。阐述了该机制的基本原理,构建了以社会净福利最大化为目标的目标函数,利用Kuhn-Tucker最优条件对模型求解,确定了使社会福利最优的用户可接受价格。通过算例验证了模型的合理性及算法的有效性。

考虑风电消纳能力的高载能用户错峰峰谷电价研究

提出了一种通过需求侧管理激励负荷侧的高载能企业参与调峰,提高系统风电消纳能力的错峰峰谷分时电价机制。考虑了高载能企业转移负荷能力差的特点及其对峰谷分时电价时段连续划分的诉求,建立了相应的峰谷时段连续划分的错峰用电模型,并以提高系统谷时风电消纳能力为目标建立了错峰峰谷电价决策模型。通过解耦时段划分与电价优化,设计了2步优化方法求解峰谷时段与电价综合优化模型。错峰峰谷电价避免了传统多峰时段峰谷电价对用户的频繁扰动,更加适合高载能企业等大用户的生产特点。通过协调各用户的峰谷时段划分,减少峰时段时长,减轻了高载能企业电力成本压力,提高了参与调峰的积极性。

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。

用户用电需求动态模型与供电企业盈亏模型及其应用

基于智能电网下需求侧响应的完善和智能电能表使用的普及,提出了一种居民峰荷定价的新方法,该方法介绍了当前峰荷定价的发展定位及与其他分时电价的区别,引入电费回扣作为激励措施,并在实施电费回扣的CPP机制下,构建了用户用电需求动态模型和供电企业盈亏模型,推导出电费回扣价格的最优值。算例分析结果表明,该模型经济、有效。

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。