可中断负荷（精选五篇）
可中断负荷 篇1
在我国,“十一五”规划把积极推动、鼓励可再生能源发展作为重点发展战略之一。《可再生能源中长期发展规划》[1]中提出,到2020年,中国的可再生能源消费量将达到能源消费总量的15%,其中电力的20%将来自于可再生能源。
可再生能源具有清洁、高效、无污染的特点,存在巨大发展机遇的同时也给电力系统带来了一系列挑战。一方面随着规模扩大,系统有功功率不平衡的现象大为增加,需要更多的可控备用进行调度;另一方面,可再生能源以多样化分布式电源(Distributed Generation,DG)为载体接入电网,需要与各种资源协调优化,尽可能实现安全经济运行。未来电力系统仅仅依靠对电源的调度和控制无法保证可再生能源安全经济有效运用,还必须借助智能电网和市场机制使电力用户自愿参与到实时电力平衡中来,以应对可再生能源入网对电网安全的冲击[2],实现电力工业“开源节流”。
作为需求侧管理中的一项重要措施,可中断负荷(Interruptible Load,IL)具有较快的响应速度,能有效调动用户互动积极性,参与到含可再生能源系统调控中来,实现以较小的经济代价维持有功供需平衡。较于传统IL研究集中于系统调峰备用、阻塞管理,未来智能电网建设中,由于可再生能源的加入及其相关技术的研发,扩充了负荷的概念,某些载体在时间或空间上具备了可中断的性质,这种新型的IL成为一种经济节能的调度手段,进一步深化了能源结构,同时也促进了电力市场建设。
本文对IL的基本概念、主要特性和国内外的研究现状进行概括和总结,特别介绍了大规模风电接入、微网双向控制、移动式可中断负荷、分布式能源优化下IL的概念扩充、参与形式、应用研究方法和问题。最后,对能源大规模集中接入和分散接入下IL市场设计、备用框架、继保配合、电能质量控制、风险评估等方面进行了分析,并对未来发展研究进行了展望。
1 可中断负荷固有本质
IL是指那些在特定时段允许有条件停电,并给予一定补偿的特殊负荷。一般说来,这些负荷本身对供电可靠性的要求不是太高,在一定的经济补偿下,对小概率的停电事故可以容忍[3]。
IL通过合同或竞价的形式,围绕着电价,在电力市场开展实施[4]。文献[5]中列举了几种典型的IL合同,虽然各地实施方式不尽相同,但其内容大都包括了合同有效期、提前通知时间、最小中断量、中断持续时间、补偿费用等。一般说来,持续时间越长、中断量越大、中断频率越高、提前通知时间越短,IL补偿优惠越大。我国部分省市实施过IL,其对象主要是钢铁等工业大用户[6],如2003年河北省曾提出实施IL补偿办法,在夏季高峰时期,根据调峰需要鼓励适合的大用户(用电量在2万k W以上)实施负荷中断:负荷每中断1万k W累计停1h补贴1万元[7]。
自引入IL概念以来,国内外学者对其进行了大量的研究[8,9,10,11,12,13,14,15,16],其基本模型可简单描述为
其中:C反映了IL的中断成本,这与市场模式、实时电价、激励方式、合同内容密切相关;P则代表了具体网架结构下负荷中断量值;t反映了时序关系;而式(2)、式(3)分别体现了实施IL下的能量平衡及合同内容限制约束,如中断最小时间间隔、中断持续时间等。用户愿意实施IL的可能性在于电力公司对用户的激励程度和补偿价格。文献[17]根据公司风险偏好设计了一种基于用户类型的可中断合同以鼓励用户上报真实缺电成本。文献[18]采用博弈论指出了IL补偿定价应满足个人理性约束和激励相容约束。文献[19]则引入停电阈值价格概念,实现了补偿和利润的联动机制,按阈值价格由低到高的先后顺序调用IL。这些方面大多是以经济杠杆确定(1)中C值的大小,进而有序调用IL。而具体到IL常规应用,如阻塞管理[20,21]、调峰备用[22,23]等,则需要将基本模型进行迁移,综合考虑具体场景下机组响应、网络阻断、发电成本、网损、电压水平等多方面因素。此外,文献[24]引入了秒级可中断负荷(Seconds Level Interruptible Load,SIL)的概念,考虑系统突发扰动后,通过市场手段激励SIL参与秒级调频备用,保持频率稳定,有一定借鉴意义。
随着智能电网概念的提出,在大量间歇性能源接入系统的新形势下,IL主要特性及其应用研究如图1所示,其智能化调度管理的过程是机遇亦是挑战。
1)计及IL的混合模型朝着随机化、多目标化、多维化方向延伸,如同时考虑发电侧电源和需求侧负荷的不确定性等,以及由此带来的大型非线性系统求解问题。
2)IL概念有了新的拓展,如微网整体作为“虚拟负荷”接受主网供电、移动式负荷等中存在的中断机制、技术实现及补偿方法设计问题。
3)集中式或分散式多种能源框架下实施IL的激励方式、协调配合及风险评估问题。
2 可再生能源接入下新型可中断负荷研究
全球性能源短缺促使各国加强了对可再生能源的应用研究和开发,如欧盟出台了加快可再生能源发展的白皮书,美国推出了抢占科技主导地位的绿色电力计划,我国“863”、“973”等国家重点研究发展规划也开始立项。在含可再生能源系统中实施IL实为一种低碳化的调控手段,通过需求侧响应的方式构建能源间歇性消纳及能量优化框架,在Con Edison、EDF、PJM智能电网示范工程[25]中有了一定的尝试和效果。本文主要从大规模风电接入、微网双向控制、移动式负荷中断、分布式能源优化四个方面探讨新型IL的研究和发展。
2.1 大规模风电接入
在我国,大量风电机组集中并网,形成容量几十万甚至上百万千瓦的风电场,使得传统以火电、水电为主的电力系统成为多种能源混合系统。
由于在风电中广泛应用的双馈感应电机不能有效进行快速调峰调频[26],现实中反调峰出现的概率也较大,考虑将IL作为调峰备用手段,为缓解大规模风电调峰压力开辟了一条市场化新道路[27]。其优点在于:
1)减少或避免发电侧扩建投资巨额成本;
2)快速响应实时跟踪风功率变化;
3)体现不同用户的互动意愿,引导科学用电;
4)反映节能减排的低碳调度模式。
故而有必要研究计及IL下如何确定风电系统最优备用及其经济调度策略。目前在风电规划调度中主要是基于确定性备用的方法,增加与风电等容的调峰备用,但这种方式难以反映风电功率的物理实质,不太经济科学。文献[28]提出了一种随机备用标准下的概率模型,考虑风电出力预测误差及其旋转备用和IL的竞价,模拟机组Markov过程,建立以机组、线路停运率的场景概率模型,通过仿真得出了随机备用模型优于确定性模型的结论。配合用电激励措施,文献[29]在风电经济调度中模型中同时融入IL和用电激励机制,减少了低谷时段弃风量,降低了高峰时段购电费用。
值得注意的是,市场环境下,经济性服务于可靠性[30]。在加入IL进行风电随机模拟生产计算中需要注意可靠性效益问题,应结合机组的强迫停运率、负荷和风电出力预测偏差等不确定因素,建立综合可靠性评估指标体系。而具体研究IL中断位置及量值问题时,传统方法主要通过建立灵敏度指标实现,式中η代表场景目标参考值(文献[31]取的是峰荷时段有功缺额,文献[5]取的是有功网损),μ代表对应系统变化量,一般可取为节点注入有功功率。若区分负荷重要程度进行选择时,可通过数学、管理学科决策分析方法,如模糊聚类、层次分析等实现;若考虑到网络攻击下系统安全性时,可从脆弱性[32]角度进行IL调用,η取为系统安全水平能量差值;若考虑到能源出力网络分布时,可根据供电路径[33]进行节点负荷中断操作。
2.2 微网双向控制
微网中的能量多为可再生能源,以DG和储能装置形式,联合向负荷供电,其本身对外表现为一个整体,通过电力电子设备与主网相连。
结合微网双向控制特性,这里对其负荷中断形式和方法分别进行讨论。
1)考虑微网孤岛运行时负荷控制问题。根据不同供电质量要求,微网中的负荷可以分为敏感负荷、可调节负荷、以及IL三种[34]。这里IL一般指的是那些非敏感的负荷,当微网遭受到异常情况时,可通过切除连接IL的馈线来维持自身的正常运行[35]。研究IL过程中涉及到如何选择对微网能量流动起较大作用且对电力公司利益最优化的用户签约。然而在对申报用户评估过程中存在各种不确定性因素,目前主要采取概率论、模糊理论、粗糙集理论等方法,文献[36]提出将D-S证据理论用于其中,考虑到政策变动、技术实施、违约诚信、用户行业类型等风险指标以及可避免成本、用户生产经营等收益指标进行分层推理。
2)微网本身可以看作是与主网相连的“虚拟负荷”,需要与主网电力公司签订电力供应和中断合同,明确中断持续时间、中断补偿方式等信息,规定在主网电力供应紧张而微网中电力富余情况下中断其“负荷”特性,部分DG机群和储能装置及时响应外界控制信号,进行“功率圆”[37]邻近供电,微网侧获得补偿费用或主网电价优惠,从而保障整个电力网络安全经济运作。
对于我国而言,微网是促进农村多能互补的有效形式。在中国农村适合的地区,考虑以户、村为单位,建立沼气发电池、小水电、小型风电、家用光伏等设施构建微网运行管理体系,在村委会办公地建立通信控制室,在与每户明确中断协议的前提下,通过电力计量装置实时监测,前期运作时采取在负荷高峰时段人工通知手动中断方式,调控负荷曲线满足人均用电需求,并逐步完善和发展。
2.3 移动式可中断负荷
移动式负荷是目前新兴的一类负荷概念,利用其分布式储能技术,作为接收可再生能源电力的可控负荷。电动汽车入网(Vehicle to grid,V2G)[38],即是作为与电网之间双向互动和能量交换的移动式负荷新技术,改善能源结构的同时也减少了碳排放机会。
这里构想的新型负荷中断方式,一般针对已经注册签订合同的私人电动汽车[39],从调度模式上,分为“负荷流中断”和“状态中断”两类。
1)“负荷流中断”主要通过时间或空间上负荷流的转移来体现中断的概念。通过对城市中电动汽车编号并加装计量设备,统计地区大量历史数据,大致得到时间层次上不同编号电动汽车大致地理分布情况和规律,如图2中电动汽车a按统计值分区在某时段应在S1充电站(或换流站)充电(或换电池)。然而通过实时负荷预测,该时段需要暂停S1的充电业务以缓解区域电力供应紧张状况。考虑通过电价激励的方式,调高C1,降低C2、C3,并提前通知电动车a最新价格信息和推荐充电站距离信息D2、D3,通过用户综合考虑优化选择,完成负荷流的时间和空间转移,平衡地区负荷,实现中断。
2)“状态中断”是指电动汽车在低谷时段充电,当用电高峰来临时,通过DC/AC变换器等装置,暂时中断其“负荷”角色,充当电网临时“电源”的特性。这里考虑以充电站(换电站)为单位实施。调度中心结合地区负荷高峰、地理位置、时间预测,通过计算充电站等效节点灵敏度或考虑区域负荷重要程度等因素,确定某时段中断实施的充电站,提前通知该站中断“负荷”状态(即放电)的开始时间和持续时间,并按常规电动车电池放电速度将持续时间分段。考虑电动车电池放电存在阈值,即用于缓解电网电力供应紧张状况的电量不能超过事先规定的电池容量百分比,以实际电动车放电时间长短落在某个时间区段进行补偿。这里的补偿主要可以考虑充电时的电价优惠。
值得注意的是,实施的过程依赖于电力电子设备、继电保护装置和智能化计量设备的及时响应和控制,具体流程机制还有待完善和改进。
2.4 分布式能源优化
从广义上来讲,DG相当于用户侧的发电系统,可以在用户选择的时间段运行,与IL联合应用,能够实现资源优化配置,给电力系统提供了一种较有前景的能量管理模式。
文献[40]建立了配电公司(Distribution Company,Disco)控制下DG和IL选择性获取能量最优的市场结构和模型。当节点电价高于某阈值时调用IL,IL和发电公司同时参与日常市场竞价确定节点电价信息,之后由ISO出清结算。Disco则根据利润最大化安排DG量以获得能量最优模型。仿真结果显示该模型同时结合了DG和IL的效用,使得购电方案更加合理高效。文献[41]则提出了一种融合DG和IL的新方法,建立反映Disco到输电系统连接点处的集中经济模型,以实现能源和备用市场的有效交易。此外,考虑到市场环境中的风险问题,文献[42]考虑需求响应和价格不确定性,提出了基于a-CVa R条件风险约束下随机规划的方法。文献[43]则基于CVa R提出了一个含DG的负荷服务实体采购模型,对不同场景下的情况进行了分析。
从上述分析可以发现,联合能量优化需要一定的电力市场开放和配置条件,如在北美地区,大用户和Disco本身就占有了约占负荷增长量的25%的DG。由于我国电力工业目前尚未进行输配分离,文献[44]建议可进行大用户,尤其是有条件的县供电公司(包括地方电力公司)参与竞价试点,逐渐积累经验。
3 研究展望
随着近年来可再生能源的大力规划发展,一方面虽然在能源并网过程中可以进行用电资源调度、实施高效的电力市场机制[29],但其中仍存在着备用协调、继保配合等难题;另一方面在分布式能源发展、智能化水平加深的背景下一些新型IL的概念及所包含的技术还有待进一步完善,故而很有必要对新环境下IL应用发展及其带来的一系列问题进行深入研究。
1)大规模集中式风电、光伏等可再生能源并网发电给大电网带来诸多影响,如其自身存在的随机性、波动性、间歇性一定程度上威胁着系统的安全可靠水平。市场环境下IL的参与和特性融合提供了一种新的备用思路,但由于IL控制精度不高,不适合于频繁动作的场合,如何结合当地经济和负荷需求、能源政策等建立数学模型,进一步研究IL与发电侧备用(Reserve Capacity of Generation Side,RCGS)、各种储能设备的调度策略以及实施过程中系统频率、电压等的变化和控制问题,建立如图3所示的备用框架,亟待研究和解决。
2)分散式可再生能源接入后,进一步扩展了IL的概念:移动式负荷下“负荷流中断”、“状态中断”等现象的出现,微网多电源系统中断控制等,其中涉及的实施机制、技术等有待明确和完善。此外,需要根据不同类型微网分别建立数学模型进行分析,协调DG和IL的优化配合,由此可延伸到含DG的配电网紧张状态和故障恢复状态下如何优化进行负荷中断的问题。
实施IL会影响到系统电能质量,可能产生频率偏移、瞬时供电中断等现象,很有必要在独立运行模式和并网运行模式下分别仿真负荷中断操作前后系统电压、频率波动变化情况,研究其控制策略。
此外,与负荷中断操作配合的继电保护是另一难题。针对DG保护、交流微网保护和直流微网保护[45]不同场景,其中涉及诸如电流故障切除与负荷切除时限如何配合以及负荷如何有效恢复的设计与仿真等问题,有待进一步研究。
3)IL的实现依赖于用户的响应程度以及有效的补偿机制方案,需要针对不同区域不同种类能源利用场景设计备用市场结构、电价激励机制、电力公司用电调度方案、中断用户选取策略等。
我国正处于电力市场的过渡阶段,在实施IL的过程中存在着观念、机制、技术设备上的障碍[4],需要逐步克服。在一些适合的地区,可以结合当地自然条件、经济发展、网架建设、负荷特性等,以“先试行后推广”[6]的方式实施IL,逐步完善调用补偿机制。
4)实施IL具有一定风险,以单一指标来衡量实施IL后系统风险和效益是不科学的,需要建立起多维多层次评估体系。综合指标的表达式可简单表述如下
其中,ρ1代表实施IL的安全性,主要考察系统电压、频率稳定情况;ρ2代表实施IL的经济性,以反映市场架构、设计机制和效益问题;ρ3代表实施IL的可靠性,主要反映系统对质量标准以及不间断供应的度量,通常与系统充裕度有关;ρ4代表实施IL的环保性,以此反映节能减排下的等效碳效益;代表各种指标相互作用运算符,通常采用多目标决策分析的方法。
4 结语
本文对IL的主要特性和应用研究进行了较为全面的综述,并特别探讨了可再生能源接入下,IL参与系统调峰备用、能量优化等情况,以及其中涉及的微网双向控制中断、移动式负荷中断等新兴概念。IL的特性融合和协调调度有利于增强用电灵活性,提高系统可控备用容量,通过与发电侧资源、储能技术等协调配合,建立起有效的能量消纳框架和科学的风险评估体系,为改善能源结构、促进市场化建设提供了新的思路。
含可再生能源系统环境下新型IL研究涉及到市场结构设计、规划、调度等各个环节,其具体实施过程还与电价激励策略、电能质量控制、继保配合、计量设备研发等密切相关。因此,如何进一步完善概念、机制和技术问题,充分发挥IL的效益,还需要深入研究。
摘要：对可中断负荷(IL)的基本概念、主要特性、激励补偿机制和应用研究进行了阐述。大量多样化可再生能源接入系统带来一系列机遇和挑战,IL的特性融合和协调调度为其发展提供了新的思路,一些新的概念和问题也随之产生。主要从大规模风电接入、微网双向控制、移动式负荷中断、分布式能源优化四个方面对IL概念扩充、参与形式、应用研究方法和问题等进行了探讨。最后,对能源集中接入和分散接入下IL市场设计、备用框架、继保配合、电能质量控制、综合指标评估等方面进行了分析,并对未来发展研究进行了展望。
可中断负荷期权合约及交易研究 篇2
关键词：可中断负荷,期权,合约,交易
0前言
可中断负荷管理是通过电网公司与用户签订合同, 在电网调峰及电网运行特殊情况时按照预先合同约定暂时中断用户全部或部分负荷。它是电力市场环境下需求侧管理的重要组成部分, 也是在市场环境下用市场工具控制负荷的有效管理措施。可中断负荷管理对提高系统可靠性、削减高峰电价、减少系统发电备用成本等方面具有明显效益。电力体制改革的顶层框架为积极利用电力市场工具, 进一步研究和实施可中断负荷管理提供了较好的制度环境。
实施可中断负荷管理, 能够为电网运行提供灵活、高效的负荷侧控制工具。对用户而言, 可中断负荷的经济补偿改变了目前的单一供电可靠性电价标准, 供电可靠性要求较低用户可通过积极参与可中断负荷交易获得额外收益。不同用户根据对供电可靠性的不同要求, 灵活参与可中断负荷交易, 实现了对不同供电可靠性用户的市场化分级定价。
1 国内外研究及实践情况
近年来, 国内外学者已经对可中断负荷管理进行了大量研究[1,2,3], 从可中断负荷的成本效益、定价方法、交易机制、合约设计、系统安全、阻塞管理等多角度进行了研究。其中, 文献[4]对可中断负荷定价及合同机制设计进行了研究。文献[5-6]提出了具体的可中断负荷合同模型及其求解方法。文献[7]提出了可中断负荷电价模型。文献[8]分析了可中断负荷的成本效益及前景分析。
目前, 对于可中断负荷的合约设计和交易机制研究主要集中在远期双边合同及其交易机制方面, 而对实时交易市场的期权及其标准化合约交易研究较少。远期双边合同可由电网公司与用户协商确定, 合同具有较大灵活性, 协议期较长, 主要针用电负荷较大用户。然而此种方式主要基于中长期发供电平衡预测来解决负荷控制问题, 对于短期负荷控制以及用电负荷规模较小用户参与交易缺乏灵活性。实施基于标准化合约的可中断负荷期权交易是解决短期发供电平衡及调度运行中实时负荷控制需求的有效措施。
2 可中断负荷期权
文中对基于标准化合约的可中断负荷期权实时交易模式进行初步探索, 主要针对可中断负荷的优势进行分析并提出合约的设计思路, 同时也对电网及用户在可中断负荷期权市场的交易策略进行简要分析。
可中断负荷是电网对对用户中断供电的选择权。目前采用较多的运作方式是通过电网与用户签订双边合同, 双方依据合同规定在电网运行需要时执行可中断负荷。双边合同可实现电网公司与大用户之间签订贴近用户实际需求的合同, 适用于针对大用户的中长期可中断负荷管理。但是这种模式难以适应中小用户的可中断负荷管理, 也不能够适应动态变化的电网实时需求。
在成熟的电力市场中, 可中断负荷作为一种变相增加电能的方式, 既可以参加电能市场交易, 也可以参加备用市场交易。我国电力市场还在起步阶段, 应研究符合我国国情的可中断负荷交易机制。利用期权工具, 采用标准化的期权合约并建立可中断负荷期权交易市场, 能够调动更广大用户的参与积极性, 为可中断负荷市场提供更加充裕的流动性以满足电网短期负荷管理的需求。
基于标准化期权合约的实时交易具有交易高效、执行便捷等特点, 能够将更多中小用户纳入可中断负荷交易体系。利用实时交易系统, 用户通过便捷的交易机制能够灵活管理自身用电计划。用户卖出可中断负荷给电网公司后, 因用电计划发生变化, 希望收回卖出的全部或部分期权时, 用户可以在市场上通过向其他用户买入或向电网公司买回相应容量的可中断负荷期权合约, 就可以进行期权反向平仓, 实现了向电网公司回收期权或将可中断负荷期权义务转移给其他用户。对于电网公司, 可以对负荷期权进行短期滚动调整, 根据电网运行情况动态管理可中断负荷期权持仓量。必要时电网可将部分可中断负荷期权卖出给需要回收期权的用户以实现减少期权持仓量、降低成本的目的。
3 可中断负荷期权合约构建
3.1 期权交易
与金融市场一般期权相比, 可中断负荷期权具有执行时间和执行次数不确定的特点。本文采用参考美式期权合约设计, 提出连续实时交易的可中断负荷期权交易。
可中断负荷期权交易依据市场成员实时报价进行连续竞价交易。期权定价方式与金融类期权市场模式类似, 即首先由市场成员进行期权买入、卖出报价, 交易系统自动撮合交易。交易过程中, 电网公司是期权市场主要的买方, 用户是主要的卖方。但在市场交易活跃, 期权合约流动性较好的条件下, 电网公司和用户可以实现进行反向平仓交易。
3.2 合约设计
构建标准化可中断负荷期权合约需兼顾电网和用户双方的权利和义务, 确保合约具有较好的通用性, 才能购调动电网和用户双方参与交易的积极性, 提高交易的参与度, 进而满足电网运行对可中断负荷的要求。表1中给出了现行电力市场中断可中断负荷合同内容[5]。
可中断负荷期权合约应包括:合约期限、行权时间、提前通知时间、中断持续时间、期权费、中断电价、行权次数、负荷中断量、负荷节点等要素, 下面将对合约内容进行分类讨论。
合约期限:合约期限应能够满足电网运行及用户侧用电的的动态变化, 可设定多个不同合约期限以供选择, 因此可设置两个期限合约, 包括本月、下月。电网和用户根据自身需要选择交易相应期限的期权合约。
行权时间:因电网运行状况动态变化, 无法在合约中固定行权时间, 因此采用美式期权行权方法, 电网公司在合约到期日前的任意时间执行期权, 电网公司行权后, 用户在经合约允许的延时内按照中断负荷期权合约要求执行削减负荷。
提前通知时间:根据电网控制负荷紧急程度的不同, 提前通知时间分为10分钟预通知、1小时预通知、1天预通知负荷控制期权三个类别。在实际市场交易中, 提前通知时间越短, 用户停电成本越高, 对应期权价格越高, 电网更倾向于尽可能采用提前通知时间较长的期权合约以降低成本。
中断持续时间:因用户自身的复杂性, 用户停电损失与停电时间的关系难以量化分析, 但绝大多数用户停电损失将随停电时间的延长呈非线性加速增长。从我国和发达国家调查数据显示, 4小时是单位停电损失的转折点[9]。从电网执行可中断负荷期权的需求来看, 一般情况下, 引发供电失衡引起的错峰和因事故引起的限电持续时间较少超过4小时。因此可设定中断持续时间按不超过4小时设置。
期权费:即期权价格, 通过市场竞价形成, 它是用户赋予电网公司可中断负荷选择权的补偿。根据期权合约提前通知时间、期权期限等因素的差异而不同。
中断电价:电网执行可中断负荷期权后, 依据中断期间所产生的实际累积中断电量进行补偿, 该补偿电价事先在合约中约定, 用来补偿在期权执行期间所产生的损失。
行权限制:在期权合约期限内, 对电网执行期权的次数和时间需要进行限制, 以避免期权被无限制过度执行, 给用户带来难以预期损失。
中断容量:用户在可中断负荷报价时须同时申报可中断负荷容量, 电网公司执行期权时, 用户需按要求减少不低于中断容量的负荷, 为方便标准化合约的交易, 取1 MW作为中断容量申报的最小交易单位。
负荷节点:为实现可中断负荷的分区精确控制, 需对用户按所接入电网的节点进行标识。在需要执行特定区域限负荷以解决网络阻塞或电网事故条件下设备过载等问题时。电网公司可指定买入特定节点可中断负荷期权。不同网络节点负荷所面临的可中断执行概率是不同的, 执行概率较高的节点在市场竞价过程中将会体现出相对更高的期权价格。
4 交易策略分析
4.1 电网交易策略
电网根据运行需要, 预先买入可中断负荷期权来维持一定数量的可中断负荷备用, 期权到期后滚动买入新期限的期权以满足电网运行需要。电网日常运行中, 调度机构对发供电平衡及断面约束进行日前和实时校核评估, 并通过可中断负荷期权的交易和执行来满足电网运行要求。根据可中断负荷期权合约提前通知期限的不同, 电网交易策略包括日前平衡、实时平衡、紧急情况三种类型。
电网日前平衡。调度机构进行日前进行发供电平衡评估及断面受限校核评估。若次日发电能力不足或存在断面受限, 即在日前执行所持有的1天提前通知的可中断负荷期权。若可中断负荷期权不足, 进入交易市场买入期权以补充缺额, 可中断负荷存在较多富裕时, 也可将持有的部分期权进行卖出平仓以降低持有成本。
实时平衡:电网实时运行中, 根据短期负荷预测及实时的电网约束校核评估确定当日内发供电平衡及断面约束。若短期发电能力不足, 则可执行1小时预通知可中断负荷期权, 可中断负荷期权不足时进入交易市场买入并执行期权。
紧急情况:电网事故情况下, 调度员可根据事故影响范围有针对性的迅速对特定范围内网络节点执行10分钟预通知可中断负荷期权, 期权不足时进入交易市场购入10分钟预通知可中断负荷期权并执行。
4.2 用户交易策略
用户根据对自身用电可靠性及用电计划, 在交易系统中选择符合自身负荷特性的期权进行报价, 参与可中断负荷期权交易。
若用户用电计划临时改变, 对供电可靠性的要求增加, 用户可在交易市场上对已卖出的期权进行反向平仓操作。
卖出期权后, 电网发出执行期权指令, 用户需按合约要求在不超过期权预通知时间范围内主动将负荷控制到位, 否则将面临违约惩罚。
5 结束语
文中讨论了利用市场手段, 实现基于标准化合约的可中断负荷期权实时交易。可中断负荷期权提高了可中断负荷期权的用户参与范围, 简化了交易程序, 为用户提供了灵活的用电管理工具, 也有效扩充了可中断负荷备用容量。。用户通过灵活安排生产能够获得额外收益, 对于供电可靠性要求不高的用户, 期权工具能够有效提高综合效益。同时, 可中断负荷期权为电网公司提供了灵活的控制负荷工具。电网公司通过日前及实施评估, 动态管理可中断负荷期权持仓, 实现负荷控制成本的最优化。可中断负荷期权通过按节点分类, 能够迅速按节点控制负荷, 能够有效有针对性的进行局部限负荷。可中断负荷为事故处理提供新的限负荷工具。
随着电力改革和电力市场的逐步推进, 可中断负荷作为电力市场中的重要负荷管理工具, 其重要性也将日益显现。本文仅对可中断负荷期权交易方式及合约构建进行了初步分析和研究, 对于可中断负荷期权的合约设计、期权定价等诸多问题还需要进一步研究和实践。
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[8]赵俏姿, 陈海焱, 丁会凯.华中电网实时可中断负荷的成本效益及前景分析[J].上海电力学院学报, 2006, 22 (2) :171-175.
可中断负荷 篇3
在世界范围的电力工业市场化改革和风电等间歇性新能源迅猛发展背景下,电力需求响应(Demand Response,DR)已获得广泛关注和应用[1,2,3],并成为当今智能电网建设的重要组成部分[4,5,6]。作为DR的重要措施之一,可中断负荷管理利用用户的用电灵活性,通过电力公司与用户签订可中断负荷合同,实现在批发市场价格较高时或系统供电紧急状态下,用户按合同规定中断或削减用电负荷,从而降低供电公司购电成本风险或缓解系统供电紧张状况,并避免或减少昂贵的旋转备用和满足用电需求增长而需要的发电容量投资[7,8]。可中断负荷合同中通常需要规定:用户提供的可中断负荷量;负荷中断时给予用户的中断经济补偿;在何种条件下实施负荷中断;等。本文假设当电力批发价格高于某一敲定价格(以下称为中断阈值价格)时,执行负荷中断[9]。
电力市场具有寡头竞争特性,发电商具有较强的通过策略性行为来操纵市场价格的能力(即市场力),这会严重影响电力市场的整体效率和安全可靠性。因此,有关发电商的策略性行为和市场力问题,已成为电力市场的研究热点之一[10,11]。其中,基于寡头竞争均衡理论的发电商策略性行为和市场力分析已得到广泛的研究,而且大多基于古诺(Cournot)竞争模型[12,13,14]或供应函数(supply function)竞争模型[15,16,17]。然而,现有有关电力市场的均衡分析很少考虑可中断负荷合同对市场均衡结果的影响。
本文在电力批发市场古诺竞争的假设条件下,研究可中断负荷合同对电力市场均衡结果的影响。通过一个计入可中断负荷合同的电力市场需求模型,来建立考虑可中断负荷合同的批发市场古诺均衡模型。针对计入可中断负荷合同后电力需求曲线的非光滑性,研究该均衡模型的求解方法。最后给出算例分析来验证模型方法的合理性,其中考虑需求不确定性并采用蒙特卡罗模拟技术来处理,并研究可中断负荷量、中断阈值价格等因素对市场均衡结果的影响。
1 计入可中断负荷合同的市场需求模型
当不考虑可中断负荷合同时,电力市场均衡模型中对于某时段T(1 h)的负荷需求D,大都采用式(1)的线性需求曲线来描述。
其中:p为该时段的批发市场价格;A为非负常数;b为描述需求价格弹性大小的参数,取为非负常数,b越大,表示需求价格弹性越大。该需求曲线可用图1中的线段1和2表示。
假设在T时段的电力市场中存在可中断负荷合同,其中可中断负荷量为Q,中断阈值价格为k0,即当现货市场价格大于k0时,合同中规定的可中断用户将被中断供电负荷量Q,同时被中断供电的用户将获得一定的经济补偿。
考虑该可中断负荷合同后,当现货市场价格p小于中断阈值价格k0时,将不执行可中断负荷合同,因而不影响市场需求(表示为图1中的线段1)。当现货市场价格p大于中断阈值价格k0时,将执行可中断负荷合同,因而市场需求将减少Q(表示为图1中的线段4)。由图1可知,当现货市场价格p等于中断阈值价格k0时,无论选择中断全部可中断负荷或选择不中断负荷,都会产生在k0点处非光滑的需求曲线,由此可能导致市场不存在均衡状态。为了避免这种情况,本文假设当p=k0时,可选择中断部分可中断负荷,即实际中断负荷量V满足0
2 考虑可中断负荷合同的电力市场古诺均衡模型
假设某电力批发市场在未来某时段T(1 h)存在可中断负荷合同,该时段的负荷需求D表示为式(2)。该电力批发市场有n个策略性发电商,发电商i具有如式(3)二次发电成本函数。
其中:qi为发电商i的发电出力;ci和ai为大于零的成本系数。
发电商以古诺竞争模式参与批发市场竞争,即每个发电商在给定其他发电商出力不变的情况下,通过决策其发电出力以获取最大利润。忽略发电商的发电出力限制以及输电网络约束,发电商i(i=1,2,…,n)在批发市场上的决策问题可以描述为如式(4)利润最大化问题。
以上n个发电商的优化问题组成计入可中断负荷合同的批发市场古诺均衡模型。由于该模型中需求曲线D(p)在中断阈值价格k0点处的非光滑性,因而难以直接采用常规解析法求解该均衡问题。
3 求解方法
由式(2)可知,批发市场价格p与中断阈值价格k0之间的不同关系,导致了考虑可中断负荷合同后市场需求曲线D(p)的分段线性特征。本文根据批发市场价格p与中断阈值价格k0之间的不同关系,按三种情况分别处理来求解该均衡问题。
3.1 情况1
假设批发市场价格p小于k0,即p
即
由供需平衡条件可得
则均衡市场价格为
代入式(6),可得各发电商的均衡发电出力为
如果获得的均衡市场价格小于k0,即市场均衡结果满足假设条件p
3.2 情况2
假设批发市场价格p大于k0时,即p>k0,则需求曲线为D=(A-Q)-bp。类似于情况1,可求出相应的市场均衡结果。均衡市场价格和各发电商的均衡发电出力分别为
如果获得的均衡市场价格大于k0,即市场均衡结果满足假设条件p>k0,则此均衡结果即为均衡问题的解,此时可中断负荷合同会影响市场均衡结果。
如果在批发市场价格大于k0的假设条件下,获得的均衡市场价格p
3.3 情况3
假设批发市场价格p等于k0,此时可选择中断部分可中断负荷,即实际中断负荷量V满足0
由供需平衡约束可得负荷中断量V为
4 算例仿真
假设某电力批发市场中有三个策略性发电商参与竞争,各发电商的发电成本系数如表1所示。考虑该市场在未来某时段(1 h)存在可中断负荷合同,可中断负荷量为Q,中断阈值价格为k0。该时段的市场需求存在不确定性,假设需求函数式(2)中的A服从均值为200 MW,标准差为δ的正态分布。本文采用蒙特卡罗模拟技术来处理该需求不确定性,样本规模为5 000。
4.1 可中断负荷量对市场均衡结果的影响
设中断阈值价格k0=100.0$/MWh,图2和图3分别给出了市场价格均值及其标准差随可中断负荷量变化的曲线,其中考虑了不同需求不确定性(δ)和不同需求弹性(b)的影响。可以看出,引入一定数量的可中断负荷合同可以有效降低市场价格及其波动性,特别是当需求不确定性相对较大时,由于可中断负荷合同执行的可能性较大,因而这种效果更明显。而且,当市场需求弹性相对较小时,可中断负荷合同降低市场价格及其波动性的效果越明显。
4.2 中断阈值价格对市场均衡结果的影响
设可中断负荷量Q=20 MW,需求函数式(2)中的弹性参数b=0.925(MW)2h/$,需求标准差δ=10,图4给出了发电商1的均衡出力与利润随中断阈值价格变化的曲线。从图中可以看出,随着中断阈值价格的增加,由于可中断负荷合同执行的可能性减少,相当于发电商面对的电力需求将增加,因而发电商将增加发电出力,其利润也相应增加。当中断阈值价格增加到一定程度时,可中断负荷合同执行的可能性将趋向于0,因而将不影响发电商出力及其利润。
取Q=20 MW,b=0.925(MWh)2/$,图5和图6分别给出了市场价格均值及其标准差随中断阈值价格变化的曲线,其中考虑了需求不确定性(δ)的影响。可以看出,随着中断阈值价格的减少,由于可中断负荷合同执行的可能性增加,因而市场价格均值及其标准差都呈下降趋势。对于具有较大需求不确定性的情况,由于可中断负荷合同执行的可能性相对较大,这种效果更明显。当中断阈值价格增加到一定程度时,可中断负荷合同执行的可能性趋向于0,因而将不影响均衡市场价格。
5 结论
本文在电力批发市场古诺竞争的假设下,通过建立计入可中断负荷合同的市场需求模型,给出了考虑可中断负荷合同的电力市场古诺均衡模型,并针对计入可中断负荷合同后电力需求曲线的非光滑性,提出了该均衡模型的一种求解方法。算例分析中考虑了需求不确定性并采用蒙特卡罗模拟技术来处理,不仅验证了模型方法的合理性,并且表明:(1)引入可中断负荷合同可以有效降低批发市场价格及其波动性,特别是当需求不确定性相对较大或需求价格弹性相对较小时,这种效果更明显。这对于需求弹性相对较小,且由于大规模新能源并网而导致不确定性增加的电力市场,具有现实意义。(2)中断阈值价格对市场均衡结果具有重要影响,较小的中断阈值价格有利于降低市场价格及其波动性。因此在可中断负荷合同中需要合理选取中断阈值价格,以达到降低市场价格及其波动性的目标。
摘要：作为电力需求响应的重要措施之一,可中断负荷管理在电力市场中已得到广泛应用。为了研究可中断负荷管理对电力市场均衡结果的影响问题,首先,给出了一个计入可中断负荷合同的电力市场需求模型。然后,建立了考虑可中断负荷合同的电力批发市场古诺均衡模型,并针对计入可中断负荷合同后均衡模型的非光滑性,提出了一种求解方法。最后,给出的算例分析来验证了模型方法的合理性,其中考虑了需求不确定性。研究表明,可中断负荷合同可以有效降低均衡市场价格及其波动性,特别是当需求不确定性相对较大或市场需求弹性相对较小时,这种效果更明显。而且可中断负荷合同中的中断阈值价格需要合理选取,以达到降低市场价格及其波动性的目标。
可中断负荷 篇4
20世纪70年代石油危机爆发，电力需求侧管理开始成为电力系统倍加重视的课题。可中断负荷管理(ILM)是其中的重要组成部分，不同于传统的拉闸限电，它将负荷作为消费电力产品的用户，电力公司在综合考虑用户用电效益、停电意愿情况后，与用户签订可中断负荷合同，在电力需求紧张时按合同中断对用户的电力供应并给予一定经济补偿。
由于可中断负荷对电力公司具有经济性、消除阻塞、维护系统稳定等优点，近年来人们对可中断负荷，尤其是电力公司与用户签订可中断负荷合同的决策问题[1,2,3]，进行了大量研究并取得了很大进展。然而电力公司在与用户签订可中断负荷合同的决策中，存在大量的不确定性因素，不仅直接影响电力公司的经济收益，同时会对其造成风险损失。综合考虑这些不确定性因素，从而对电力公司的风险和收益进行正确评估，将更有利于做出最佳决策。而现有的文献中，这样的研究很少。
不确定性风险收益研究已在管理、金融等领域得到了广泛的发展[4]。本文尝试将其引入电力系统ILM中，采用证据理论结合模糊层次分析法建立可中断负荷不确定性风险收益评估模型，并对其在ILM决策中的应用作了说明，最后用一个简单算例验证其可行性，并提出了模型改进的建议。
1 证据理论基本原理概述
证据理论[5,6,7,8,9]由上世纪60年代Dempster提出，后由G.Shafer在1976年出版的《证据的数学理论》专著中建立。它作为一种不确定推理方法，能很好地处理决策中证据不完备、不直接、模糊性等情况，将人们“很多、较高、很低”等对不确定性因素的判断语言量化，并给出多个因素评价结果合成的方法，最终确定最佳决策方案。因此证据理论已发展成一类重要的不确定处理方法，成为设计专家系统的标准工具。以下对其重要概念进行介绍：
定义1设Θ是决策者能认识到的所有可能结果的识别框，m是基于一项证据从识别框对应命题域2Θ映射到[0,1]上的函数，满足(1)m(Φ)=0;(2)对∀A∈2Θ,m(A)≥0且，则m(A)为命题A的基本概率赋值BPA，是决策者对证据能为命题提供支持程度的主观判断。
定义2设m1,m2是同一识别框Θ上基于两个独立证据的BPA函数，X和Y分别为m1和m2函数对应的命题，通过Dempster合成规则，可以定义下列函数：(1)m12(Φ)=0(2)其中为不同证据的冲突因子，则m12(A)表示m1与m2对应独立证据对命题A联合支持程度。
证据理论的明显优势是不确定性问题的定量表示，但由于理论上的局限性，也存在着一些制约着实际使用的问题。例如证据理论对证据的要求十分严格，判断不同因素的证据必须是相互独立的，不能使用相互关联的证据。考虑到这样的限制，本文下面在对影响可中断负荷风险收益的不确定性因素进行划分时，尽量使不同因素间的支持证据能够保持独立性。电力部门在使用证据进行判断时，有些支持证据实在无法解除关联性的，应只用于最相关因素的判断，而不能同时对多个不确定性因素提供支持。
2 影响可中断负荷风险收益的不确定性因素分析
2.1 影响可中断负荷收益的不确定性因素
电力公司运营的成本主要有两部分：一部分是发电侧实时市场的购电费用，另一部分是输配电设备容量投资和运行成本。
在用电高峰时，系统发电侧的实时市场电能供应紧张，电价高于正常价格，甚至产生严重的价格尖锋;而考虑到社会和经济影响，电力公司配电侧的售电价格则基本保持平稳，因此电力公司在购电成本上可能损失巨大[10]。若电力公司采用ILM模式，则可避免实时市场高价电的购买，成本将大幅降低，节省的高价电费(Pm-Ps)*c应视为实施ILM的收益，Pm为市场清算电价，Ps为售电价格，c为某用户可中断负荷容量。由于Pm和Ps存在一定的波动性，因此在决策时刻各用户将为电力公司在购电费用上带来的收益具有不确定性。本文将售电收入损失的风险已计入购电费用收益的不确定性中。
采用ILM还能减少电力公司输配电扩容投资和送电运行成本，也是ILM收益的一部分。该收益由负荷需求预测下可避免投资成本的估算和经济调度运行模拟下可避免运行成本的估算组成，是扣除了ILM相关设备的投资维护费用、中断补偿费用等成本后的净收益。由于在负荷预测、经济调度运行模拟、ILM设备管理维护中存在大量不确定性因素，因此可避免投资成本和可避免运行成本的收益是一种“事先”不确定性的估算。通常，中断补偿费用(即用户中断成本)也会受到提前通知时间、停电持续时间、停电发生时间、用户缺电比率等多种不确定性因素影响。但根据我国实际情况，ILM的实施可以采用一种较为简单的形式[1]：由愿意参与ILM的用户申报中断补偿费用和容量，再由电力公司对他们进行风险收益评估，最终签订中断合同，因此本文未将中断补偿费用的成本作为影响收益的主要不确定性因素。
此外，ILM还可减少因中断负荷与用户发生的法律纠纷和经济赔偿;相当于增加备用机组，可减少未来维护系统稳定的费用等，这些都将是ILM给电力公司带来潜在资金节约的收益。
2.2 影响可中断负荷风险的不确定性因素
风险是由于未来决策及客观条件的不确定性导致的实际与预期结果的偏差，是未来不确定性产生利益损失的可能。电力公司实施ILM的风险主要有三方面：用户违约风险、技术政策风险和其他因素引发风险。
在电力市场环境下，可中断负荷应建立在用户自觉履行与电力公司签订的ILM合同中断负荷的基础上[11]。若其违约，电力公司可能遭受重新购买高价电、输配电耗费、网络稳定性维护等惨重损失。电力公司一旦与用户签订ILM合同，就要承担用户违约风险，因此在签订合同的决策时，应充分考虑违约风险的影响。影响用户违约风险的不确定性子因素主要有用户生产经营状况、经营者素质和IL合同相关内容的影响三个方面。电力公司一般可通过对用户生产效率、调整能力、恢复时间、电力在生产中的基础效用等证据资料对用户生产经营状况进行考察。经营者素质是对经营者诚信度的考察，电力公司可以依据用户商业银行信用、偿债记录、支付电费情况等证据。IL合同相关内容的影响是指合同中有关停电时间、提前通知时间、停电持续时间、违约罚款等条款对用户违约产生的影响。
其次，未来向不同用户实施ILM时技术水平、相关政策法规调整等因素，也存在一定的风险损失。此外，电力公司进行可中断负荷操作实施的毕竟是人，人类的非理性行为不可避免，还可能突发一些意外的失误或者不利因素，这都是其他一些引发可中断负荷风险的不确定性因素。
3 基于证据理论的可中断负荷不确定性风险收益评估模型及决策中的应用
通过上述分析可知，电力公司与用户签订ILM合同前，应全面考虑各种不确定性因素，对不同用户给电力公司可能带来的风险和收益进行评估，从而做出最佳决策。
3.1 基于证据理论模型设计整体思路
证据理论允许将整个不确定性推理问题分解成若干层次分析，对每个层次子因素做出处理的基础上，利用证据合成法则得到目标问题的解，因此本文将可中断负荷不确定性风险收益评估模型设计成一种层次推理模型。由前面对ILM不确定性因素分析，将模型分成四个层次：目标层即可中断负荷不确定性风险收益的综合评估;在指标层将目标问题分为风险和收益两个指标;在因素和子因素层对两个指标进一步细化精炼，形成树状结构的层次推理模型，见图1。模型的每个底层因素直接通过外部获得的独立证据进行判断处理，并作为支持上层因素或指标的证据，利用证据合成法则进行多次合成后得到上层因素的判断结果，以此类推计算出顶层目标的BPA值，最终由合适的决策规则得到IL不确定性风险收益评估结果。
3.2 模型影响因素权重的确定
考虑到确定权重时，决策者往往思维带有模糊不确定性，采用基于三角模糊数互补判断矩阵的层次分析法对权重赋值[12]。分别将模型各层次相关因素两两比较，构造各因素权重的三角模糊数互补判断矩阵，其中三角模糊数的和分别表示因素si与sj进行重要性比较，决策者给出的si相对sj最悲观、最可能和最乐观估计。由矩阵S，求得模糊权重向量
建立可能度矩阵,并通过可能度矩阵排序公式得到权重值wi:
其中:
3.3 模型底层因素确信度评定的模糊等级法[13]
电力公司可以直接通过外部获取的相互独立证据，做出模型底层因素对风险收益指标作用大小的判断(即确信度)。采用模糊等级法，将“很多、较高、很低”等对不确定性因素的模糊判断评语转换为确信度值。表1为不确定因素的模糊推断评语集，将该评语映射到表2的模糊特征评语集，定量刻画出电力公司对模型底层因素的确信度。
若电力公司对底层因素si的模糊推断评语为us，则其对因素si关于模糊特征评语Hι的确信度为：
归一化处理后得到m(Hι),记为,满足
3.4 模型各因素基本概率赋值确定及其合成
根据各影响因素的权重和确信度，利用重要度定义，就可以得到各因素的基本概率赋值。
定义3根据决策者给出的各因素权重wi，因素si的重要度为：
其中：折扣因子为影响因素的个数;µsi∈[0.9,1]为si的修正系数，其取值与决策者对该因素影响大小的经验、偏好等有关。
电力公司对模型各因素关于Hι的基本概率赋值BPA为[13]：
首先可以得到模型底层因素BPA值，作为支持上层因素的证据，利用Dempster证据合成规则合成后，即为上层因素的确信度。以风险因素x11和x12合成为例：
其中：冲突因子K。同理合成x11x12与x13得，得到风险因素x1确信度结合重要度求出。以此类推，计算出风险指标x和收益指标y的确信度和。通过特征评语集的效用值集U(Ω)={u(H1),u(H2),u(H3),u(H4),u(H5)}0≤u(Hι)≤1，得到最终目标值：
其中:分别为风险和收益指标的大小;i(=1,2,…,N)为愿意参与ILM的用户;λ为电力公司对风险的态度系数。
3.5 评估模型在决策中的应用
由上述讨论建立了ILM不确定性风险收益评估模型，就可以在电力公司与用户签订ILM合同的决策中加以应用。首先由大用户对中断容量及补偿费用报价，然后电力公司可建立如下决策模型,目标函数为：
其中：N为愿意参与ILM的用户;Vi,Ri分别为电力公司根据用户i中断容量ci及补偿费用申报，由不确定性风险收益评估模型，得到的用户i可能带来的收益和风险评估值;Ui为0和1的随机变量，表示用户i是否被选中参与ILM。基本约束条件为：
其中：∆L为系统容量缺额，还可根据需要加入潮流、中断时间等约束条件。可以看出，决策模型就是建立在图1模型基础上并满足一定约束条件的应用问题。
4 算例分析
假设有三个用户参与ILM申报，则电力公司根据用户中断容量和补偿费用的申报及获取的独立证据进行分析。表3为电力公司对模型各影响因素权重和重要度的确定，表4为电力公司根据获得的独立证据给出的模型底层因素的模糊推断评语。
假设U(Ω)={u(H1),u(H2),u(H3),u(H4),u(H5)}={1,0.8,0.5,0.3,0.1}，则电力公司可以通过求解图1模型，得到各用户不确定性风险收益评估结果见表5，从而确定优先签约对象。
由表5可以看到，虽然用户2带给电力公司的收益小于用户1，但其相对风险也较小，电力公司在权衡比较收益和风险后，得到综合评估结果为：用户2>用户1>用户3，即电力公司在满足各项约束条件的情况下，应首先考虑与用户2签约。
5 结论
可中断负荷 篇5
关键词：可中断负荷,分布式发电,条件风险价值,配电公司,购电组合,遗传算法
0 引言
电价的剧烈波动给电力市场参与者带来了巨大的风险,对电力市场的正常运营造成了不良影响。特别是加州的电力危机,使越来越多的市场参与者认识到了电力市场风险管理的重要性[1]。为规避风险,远期合同、可中断负荷IL(interruptible load)、分布式发电DG(distributed generation)等逐步引入了电力市场,如何使用这些工具消除或降低风险是各市场参与者共同关心的重要问题。
可中断负荷(IL)作为用户侧参与市场竞争的一种有效手段,可以改善需求侧的用电弹性,缓解输电网络阻塞,抑制发电商的市场力,降低现货电价水平。文献[2]提出了一种IL对电力系统短期运行影响的评估方法。文献[3]提出了一种评估IL实施效果的可免新增发电容量指标。文献[4]将IL视为一种ISO(independent system operator)可选择的备用服务,建立了一个IL参与二级备用市场竞争的ISO备用优化获取模型,结果表明IL可以有效地降低系统对旋转备用的需求。
分布式发电(DG)是指直接连接在低电压等级就地向用户或配电网供电的发电机组。虽然DG在市场中的份额较小,却发挥着重要作用:如提高系统的可靠性、作为紧急情况下的备用、缓解输电阻塞、延缓高昂的输电网扩建投资等。现有的DG技术主要包括燃汽轮机、往复式发动机、微汽轮机、燃料电池、风力发电和光伏系统。文献[5]建立了一个拥有DG的配电公司现货市场能量获取模型,使用基于序列二次规划的分枝定界法进行了求解,表明DG和IL可有效地降低配电公司的购电成本。文献[6]建立了一个两层的配电公司多时段能量获取模型,该模型的外层是各个配电公司的利润最大化问题,内层是ISO现货市场出清问题,分析了DG和IL对缓解网络阻塞的作用。
本文基于资产组合投资理论,将条件风险价值CVa R(conditional value at risk)作为风险度量因子,建立了配电公司在现货、远期、IL和DG等市场以最小化售电损失为目标的多市场能量获取模型。该模型将IL和DG视作与日前现货等价的能量资源,考虑了不同的IL类型和DG技术对配电公司购电组合风险收益的影响,结果表明IL和DG可有效地降低配电公司的售电损失,减少市场风险。
1 条件风险价值
常用的风险度量因子包括收益-方差、风险价值Va R(Value at Risk)和条件风险价值CVa R。方差关于平均收益是对称的,高于平均值的收益也被计为风险,但风险应该是针对利润低于预期的情况,因此用方差计量风险存在较大的局限性。Va R是指在给定的置信水平下,投资组合在未来一段时间内可能遭受的最大损失,是当今国际上主流的金融风险计量方法,其概念简单,易于理解,能直接比较面临不同风险的不同工具之间的相对风险度。但Va R只能考虑某一分位点的损失,且当投资回报不满足正态分布时,Va R缺乏次可加性和对尾部损失测量的充分性。为克服Va R的这些缺陷,Rockafeller[7]等学者提出了CVa R的概念。
设f(X,Y)是一个与投资组合向量X(X∈Rn)和市场随机因素Y(Y∈Rm)相关的损失函数。若随机向量Y的联合概率密度函数为p(Y),则对于固定的X,f(X,Y)关于Y的不超过某一持有水平α的概率为:
其中
则称αβ(X)和φβ(X)分别为置信水平β∈(0,1)下的Va R和CVa R。可以看出,CVa R是在Va R的基础上定义的。如果概率密度函数p(Y)的解析式不可得或式(3)不易求解,则式(3)可用式(4)近似:
式中:表示βφ(X)的近似值,(f(X,Y k)-α)+表示取0和f(X,Y k)-α中的较大值,Y1,Y 2,,Yl为由历史数据或蒙特卡洛法模拟的l个样本数据。
2 购电组合模型
2.1 日前现货市场
现货市场价格剧烈波动是导致电力市场风险的重要因素,其具有均值回复、尖峰跳跃和周期性的特点。现货市场电价并不满足正态分布,特别是在负荷高峰时段,具有明显的右偏峰和狭峰特性[8]。若预测的某一时段的现货市场电价为ps0,则实际的现货市场电价可用预测值ps0加上一个随机波动表示,即ps=ps0+ζ,其中ζ为一个均值为0的随机变量[9]。设配电公司在日前现货市场的购电量为qs,则其现货市场的购电费用为:
2.2 远期合同市场
远期合同是电力市场参与者规避市场风险的重要工具之一,目前电力市场中常用的远期合同主要包括物理合同和差价合同。双向差价合同等价于一个合同价格为敲定价的固定远期合同,被国内外大多数电力市场所采用。设合同价格为fp,合同电量为qf,则配电公司在远期合同市场的购电费用为:
2.3 可中断负荷市场
在系统用电高峰或紧急状态下,配电公司可依据与用户签订的IL合同中断或削减用户的部分或全部负荷。本文将IL看作是与现货或远期完全等同的电力资源,共同组成配电公司的购电组合。
从金融期权的角度来看,IL是一种单边可选择远期合同,其执行与否取决与现货市场电价是高于还是低于IL补偿价格。若用户i的可中断电量为qil,i,则当现货市场电价sp高于IL补偿价格pil,i时,配电公司将中断或削减用户负荷,支付用户i中断补偿费用pil,i qil,i,而当现货市场电价sp低于IL补偿价格pil,i时,配电公司将向用户供电,支付购电费用ps qil,i[10]。设配电公司共与n个用户签订了IL合同,则其实施IL管理的成本为:
2.4 分布式发电市场
在电力市场环境中,DG通常不由ISO调度,而是被配电公司或大用户直接调度。当现货市场电价较高或出现输电网络阻塞时,配电公司将通过DG向终端用户供电,以避免高额的现货市场购电成本。若DG的发电成本可用二次函数adg,i q2dg,i+bdg,i qdg,i表示[6],则配电公司在DG市场的购电费用为:
式中:qdg,i为分布式发电机组i的发电量,adg,i(>0)和bdg,i为分布式发电机组i的生产成本系数,m表示配电公司拥有的分布式发电机组数。
2.5 购电组合模型
配电公司向终端用户收取的零售价格一般是由电力监管机构核定的、在一段时间内相对不变,设其为rp。若配电公司的总购电量固定为Q,则配电公司的售电收益为:
若将损失定义为收益的负值,则该购电组合的损失函数可表示为:
为了数学上的处理方便,本文使用式(4)来计算配电公司的CVa R。若用q表示配电公司在各市场的购电量组合(q s,q f,qil,1,,qil,n,qdg,1,,qdg,m),则以最小化风险为目标的购电组合决策模型为:
式中:CVa R为条件风险价值,B为期望收益,0B为期望的最小收益,l为样本数据的个数,Fk为各市场价格第k个样本数据下的购电组合损失。决策变量为各市场的购电量组合q和风险价值α。
3 模型求解方法
由式(11)~(16)可见,该购电组合优化模型的目标函数和约束条件中含有非线性函数和分段函数,使用常规的优化方法求解较为困难,本文采用遗传算法GA(genetic algorithm)进行求解。GA算法的核心是交叉、变异、选择等遗传运算,遗传算子的选取对GA的搜索能力和执行效率有着显著的影响。为了提高GA算法的性能,本文采用十进制编码技术对决策变量进行编码,并设计了与之相适应的交叉和变异算子,构造出了一种改进的GA算法。
3.1 编码方法
标准GA通常采用二进制编码,但二进制编码存在Hamming悬崖,而且在求解高维优化问题时,编码长度与求解精度之间的矛盾更加突出,导致GA搜索空间急剧增大,降低了算法的执行效率[11]。为克服二进制编码的缺点,本文采用浮点数编码方法。针对多市场购电组合优化问题的特点,用各市场的购电量组合q和风险价值α作为决策变量对其直接编码,即将q和α按顺序连接起来组成一个染色体,每个染色体对应一个购电方案。
3.2 选择算子
标准GA常采用轮盘赌选择方法,但该方法在进化过程中可能会引发超级个体和相似个体,使GA在搜索过程中出现“早熟现象”,难以找到全局最优解。为此,本文采用锦标赛选择法,即每次从群体中随机选取两个个体加以比较,适应度较大的个体获胜,若两个个体的适应度相等,则任选其一。该选择法避免了个体被选择的概率与其适应度直接成比例,同时又能保证被选中的个体具有较大的适应度。
3.3 交叉概率与交叉算子
个体之间的交叉运算是随机的,不同的父代个体通过交叉产生的子代个体是不同的。为使交叉后产生的子代个体具有优良的性能,本文设计了一种可变交叉概率计算方法:当种群中个体的差异度较小时,采用较大的交叉概率,而当种群中个体的差异度较大时,采用较小的交叉概率,这有助于在保证种群稳定的前提下,增加种群的多样性,避免陷入局部最优解。交叉概率cp计算公式如式(17):
式中:cpmin为最小交叉概率,为最大适应度fmax与平均适应度f之差,1k、k2、3k、k4是根据求解问题的特点选定的常数。
设在第t代进化过程中两个父代个体分别为x1t和x2t,则按下列法则生成两个子代个体:
式中:u为位于[0,1]之间的随机数。
3.4 变异概率与变异算子
随着进化过程的不断进行,群体的多样性逐渐减少,为防止和克服“早熟现象”的发生,维持和加强群体的多样性,本文设计了一种可变变异概率计算方法,以保证当种群中个体的差异度较小时,采用较大的变异概率,而当种群中个体的差异度较大时,采用较小的变异概率。变异概率mp的计算公式如式(19):
式中:mpmin为最小变异概率,为最大适应度fmax与平均适应度之差,k5、k6、k7、k9为根据求解问题的特点选定的常数。
浮点数编码与二进制编码的变异不同,变异不再是发生在个体的某一位上,而是以参数为单位进行。若父代个体为x,变异后产生的子代个体为y,则按下列法则生成子代个体:
式中:xmax表示x的最大值,u为位于[0,1]间的随机数,t为当前遗传代数,T为总的遗传代数,δ为不一致因子,可根据待解问题的特征进行选择。
3.5 约束条件的处理
对配电公司在各市场的购电量,由于直接采用浮点数编码,在随机产生初始群体时,可在其取值变化范围内取值;在进化过程中,由于按所设计的交叉和变异算子产生的子代个体均被限制在其取值范围内,因而约束条件(14)~(16)自动满足。对其他约束条件,采用罚函数进行处理,这样便可将有约束优化问题转化为无约束优化问题。对约束条件处理后可得如下新的目标函数:
式中:ψ(∆qt)和ψ(∆Bt)分别表示与电量平衡约束式(12)和期望收益约束式(13)相对应的惩罚函数,µ为惩罚因子,t为当前遗传代数。这样选择惩罚函数可保证在遗传初期种群中个体的多样性,而在遗传后期确保最优个体满足问题的约束条件。
在构造的新的目标函数的基础上,定义如下的适应度函数:
式中:CVa R'max和CVa R'min分别为修正后的目标函数的最大值和最小值。
4 算例分析
以美国PJM市场为例,采用2007年7月1日至2008年6月30日的8784个日前现货市场边际电价的历史数据来模拟现货市场电价,现货电价的平均值取为这12个月历史数据的平均值。设远期合同价格服从均值为66.732$/MWh、标准差为2.163$/MWh的正态分布,并设零售电价为68$/MWh,期望的最小收益0B=1 000$,总的购电量Q=1000 MWh。IL和DG参数分别如表1和表2所示。
4.1 IL和DG对购电组合的影响
表3给出了置信水平为99%、配电公司参与IL和DG市场和不参与IL和DG市场时购电组合的CVa R。从表3中可以看出,配电公司只参与现货和远期合同交易时的CVa R为5 084.9$,而同时参与现货、远期、IL和DG交易时的CVa R为1 440$,有较大幅度的下降。这表明,在期望的最小收益给定的前提下,配电公司参与IL和DG市场交易可以有效地降低市场风险。
4.2 IL补偿价格对购电组合的影响
设配电公司仅与用户签订一种IL合同,图1给出了置信水平为99%或95%时,购电组合的期望收益和CVa R随IL补偿价格的变化情况。从图中可以看出,随着IL补偿价格的升高,配电公司的期望收益逐渐下降,CVa R逐渐增加。这说明随着IL实施成本的增加,IL对配电公司市场交易风险的规避作用逐渐减弱,因此配电公司应采取措施鼓励低中断成本的用户积极参与IL管理程序。
4.3 DG成本系数对购电组合的影响
设配电公司仅拥有一种类型的分布式发电机组,其成本系数a=0.19$/MWh2固定不变,图2给出了置信水平为99%或95%时,购电组合的期望收益和CVa R随发电成本系数b的变化情况。从图中可以看出,随着发电成本系数b的增加,配电公司的期望收益逐渐下降,CVa R逐渐增加。这表明低成本的DG可以有效地规避市场购电风险,配电公司应该加大低成本DG的安装力度。
5 结论
使用CVa R作为风险度量工具,建立了电力市场环境下配电公司的多市场购电组合模型,使用改进的GA算法对模型进行了求解,分析了IL和DG对配电公司在日前现货和远期合同市场之间购电决策的影响。结果表明,IL和DG可以有效地降低配电公司的购电风险;IL补偿价格和DG发电成本对配电公司的购电组合策略有显著的影响,随着IL实施成本和DG发电成本的增加,IL和DG对配电公司市场交易风险的规避作用逐渐减弱;CVa R作为一致性的风险测量工具,可较好地应用于电力市场的风险管理。另外,在本文的模型中没有考虑IL和DG对现货市场电价的影响,这也是下一步要做的工作。
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