發(fā)布時間：2021-01-11 21:42

　　為增強(qiáng)需求側(cè)資源參與日前調(diào)度計(jì)劃的效果,針對不同類型需求側(cè)資源的響應(yīng)機(jī)理進(jìn)行精細(xì)化描述,分別構(gòu)建了分時電價（time-of-use,TOU）的不確定響應(yīng)機(jī)理模型和考慮時間響應(yīng)特性的可中斷負(fù)荷（interruptible load,IL）機(jī)理模型。考慮不確定性的影響,采用模糊參量對TOU實(shí)施背景下的日前負(fù)荷進(jìn)行擬合,并將IL作為虛擬機(jī)組融入日前調(diào)度計(jì)劃,由此構(gòu)建基于模糊機(jī)會約束的日前調(diào)度計(jì)劃模型。根據(jù)不確定規(guī)劃理論將可信性機(jī)會約束轉(zhuǎn)化為清晰等價類,結(jié)合混合整數(shù)規(guī)劃方法進(jìn)行求解。通過算例分析了TOU和IL在日前調(diào)度計(jì)劃編制中發(fā)揮的效果,并驗(yàn)證了用戶響應(yīng)不確定性對日前調(diào)度計(jì)劃的影響。 

【文章來源】：電網(wǎng)技術(shù). 2014,38(10)北大核心

【文章頁數(shù)】：7 頁

【部分圖文】：

基于消費(fèi)者心理學(xué)模型的峰谷用電轉(zhuǎn)移不確定性機(jī)理Fig.1Uncertaintyofshiftfrompeaktooff-peakbasedontheconsumerpsychologymodeling

Tab.2ContentsofILcontractsIL合同編號中斷量MW補(bǔ)償價格/(元/MWh)單次持續(xù)最大時長/h累計(jì)最大時長/h110602421080353181003842020045530300553.2算例結(jié)果采用梯形隸屬度函數(shù)表達(dá)日前擬合負(fù)荷的模糊屬性。依據(jù)上文內(nèi)容構(gòu)建日前調(diào)度計(jì)劃模型，備用容量取實(shí)時負(fù)荷的10%，將可信性約束設(shè)置為0.9。1）需求響應(yīng)參與日前調(diào)度計(jì)劃的情況分析。由圖3流程求解得到調(diào)度成本最小時對應(yīng)的峰平谷電價分別為1.28元/kWh，0.8元/kWh，0.32元/kWh。在該電價方案下，由TOU不確定性響應(yīng)機(jī)理擬合的日前負(fù)荷如圖4所示，IL調(diào)用情況如圖5所示。圖4日前負(fù)荷擬合曲線Fig.4Fittingcurvesofday-aheadload對比TOU實(shí)施前后的日前擬合曲線可知，TOU的實(shí)施能夠起到明顯的削峰填谷效果，但是考慮用戶響應(yīng)的不確定性條件下，擬合的日前負(fù)荷是介于響應(yīng)情況樂觀估計(jì)和悲觀估計(jì)之間的一個斷量中MW/圖5可信性約束0.9條件下日前IL調(diào)用情況Fig.5Day-aheadschedulingofILwithcredibilityconstraintsbeing0.9區(qū)間帶，由此給日前調(diào)度計(jì)劃的決策帶來一定的模糊屬性。據(jù)圖4和圖5可知，在日內(nèi)負(fù)荷曲線較高的階段，部分IL資源被調(diào)用。在符合IL時間響應(yīng)特性約束的情況下，購價越低的IL資源在供電緊張的時段優(yōu)先被調(diào)用，替代了部分高價的調(diào)峰機(jī)組的作用。2）日前調(diào)度計(jì)劃結(jié)果對比分析。為驗(yàn)證將TOU和IL融入日前調(diào)度計(jì)劃帶來的效果，分別設(shè)置：情形A(無DR)、情形B(僅包括TOU，可信度約束為0.9)、情形C(同時包括TOU和IL，可信度約束為0.9)。對比各情形下機(jī)組計(jì)劃安排和調(diào)度成本分別如圖6和表3所示。運(yùn)機(jī)組數(shù)在/臺圖6各情形下機(jī)組計(jì)劃安排對比Fig.6Comparisonofgenerationplanningunderdifferentscenarios據(jù)圖6，情形A下由于既

ntractsIL合同編號中斷量MW補(bǔ)償價格/(元/MWh)單次持續(xù)最大時長/h累計(jì)最大時長/h110602421080353181003842020045530300553.2算例結(jié)果采用梯形隸屬度函數(shù)表達(dá)日前擬合負(fù)荷的模糊屬性。依據(jù)上文內(nèi)容構(gòu)建日前調(diào)度計(jì)劃模型，備用容量取實(shí)時負(fù)荷的10%，將可信性約束設(shè)置為0.9。1）需求響應(yīng)參與日前調(diào)度計(jì)劃的情況分析。由圖3流程求解得到調(diào)度成本最小時對應(yīng)的峰平谷電價分別為1.28元/kWh，0.8元/kWh，0.32元/kWh。在該電價方案下，由TOU不確定性響應(yīng)機(jī)理擬合的日前負(fù)荷如圖4所示，IL調(diào)用情況如圖5所示。圖4日前負(fù)荷擬合曲線Fig.4Fittingcurvesofday-aheadload對比TOU實(shí)施前后的日前擬合曲線可知，TOU的實(shí)施能夠起到明顯的削峰填谷效果，但是考慮用戶響應(yīng)的不確定性條件下，擬合的日前負(fù)荷是介于響應(yīng)情況樂觀估計(jì)和悲觀估計(jì)之間的一個斷量中MW/圖5可信性約束0.9條件下日前IL調(diào)用情況Fig.5Day-aheadschedulingofILwithcredibilityconstraintsbeing0.9區(qū)間帶，由此給日前調(diào)度計(jì)劃的決策帶來一定的模糊屬性。據(jù)圖4和圖5可知，在日內(nèi)負(fù)荷曲線較高的階段，部分IL資源被調(diào)用。在符合IL時間響應(yīng)特性約束的情況下，購價越低的IL資源在供電緊張的時段優(yōu)先被調(diào)用，替代了部分高價的調(diào)峰機(jī)組的作用。2）日前調(diào)度計(jì)劃結(jié)果對比分析。為驗(yàn)證將TOU和IL融入日前調(diào)度計(jì)劃帶來的效果，分別設(shè)置：情形A(無DR)、情形B(僅包括TOU，可信度約束為0.9)、情形C(同時包括TOU和IL，可信度約束為0.9)。對比各情形下機(jī)組計(jì)劃安排和調(diào)度成本分別如圖6和表3所示。運(yùn)機(jī)組數(shù)在/臺圖6各情形下機(jī)組計(jì)劃安排對比Fig.6Comparisonofgenerationplanningunderdifferentscenarios據(jù)圖6，情形A下由于既沒有TOU的削峰填谷效

【參考文獻(xiàn)】：
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博士論文
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本文編號：2971523