Mô hình lập trình ngẫu nhiên cho vấn đề đấu thầu thị trường điện tối ưu với hợp đồng song phương cho các đơn vị nhiệt và chu trình hỗn hợp

Springer Science and Business Media LLC - Tập 193 - Trang 107-127 - 2011
F.-Javier Heredia1, Marcos J. Rider1, Cristina Corchero1
1Group on Numerical Optimization and Modeling, Statistics and Operations Research Department, Universitat Politècnica de Catalunya, Barcelona, Spain

Tóm tắt

Bài báo này phát triển một mô hình lập trình ngẫu nhiên tích hợp các quy định mới nhất của hệ thống bán đảo Tây Ban Nha cho các hợp đồng song phương trong vấn đề đấu thầu tối ưu trước ngày. Mô hình của chúng tôi cho phép một công ty phát điện là người tiếp nhận giá quyết định cam kết đơn vị của các đơn vị phát điện nhiệt và chu trình kết hợp, phân bổ kinh tế hợp đồng song phương giữa tất cả các đơn vị lập trình và đấu thầu bán tối ưu bằng cách tuân thủ quy định của bán đảo Tây Ban Nha. Mô hình đã được giải quyết bằng cách sử dụng dữ liệu thực tế của một công ty phát điện điển hình và một tập hợp các kịch bản cho giá thị trường Tây Ban Nha. Các kết quả được báo cáo và phân tích.

Từ khóa

#lập trình ngẫu nhiên #hợp đồng song phương #đấu thầu điện #đơn vị nhiệt #chu trình kết hợp

Tài liệu tham khảo

Anderson, E. J., & Philpott, A. B. (2002). Optimal offer construction in electricity markets. Mathematics of Operations Research, 27(1), 82–100. Anderson, E. J., & Philpott, A. B. (2003). Using supply functions for offering market generation into an electricity market. Operations Research, 50(3), 477–489. Bachmann, R., Nielsen, H., Warner, J., & Kehlhofer, R. (1999). Combined cycle gas & steam turbine power plants (2nd edn.). Tulsa: PennWell. Birge, J. R., & Louveaux, F. (1997). Introduction to stochastic programming. New York: Springer. Bjelogrlic, M. R. (2000). Inclusion of combined cycle plants into optimal resource scheduling. In Proc. 2000 IEEE PES summer meeting (pp. 189–195). Carrion, A. J. M. M. (2006). A computationally efficient mixed-integer linear formulation for the thermal unit commitment problem. IEEE Transactions on Power Systems, 21(3), 1371–1378. CESUR (2011) Spain cesur bilateral contracts auctions. http://www.subastascesur.omel.es/. Accessed 27 January 2011 Conejo, N. F. J. A. J., & Arroyo, J. M. (2002). Price-taker bidding strategy under price uncertainty. IEEE Transactions on Power Systems, 17(4), 1081–1088. Corchero, C., & Heredia, F.-J. (2011). A stochastic programming model for the thermal optimal day-ahead bid problem with physical futures contracts. Computers and Operations Research. doi:10.1016/j.cor.2011.01.008. CPLEX (2008). CPLEX. optimization subroutine library guide and reference. Version, 11, 0 CPLEX Division, ILOG Inc., Incline Village, NV, USA. Fourer, R., Gay, D. M., & Kernighan, B. W. (2003). AMPL: a modeling language for mathematical programming (2nd edn.). Brooks/Cole-Thomson Learning. Gountis, V. P., & Bakirtzis, A. G. (2004). Bidding strategies for electricity producers in a competitive electricity marketplace. IEEE Transactions on Power Systems, 19, 356–365. Gröwe-Kuska, N., Heitsch, H., & Römisch, W. (2003). Scenario reduction and scenario tree construction for power management problems. In Proc. IEEE PowerTech 3, Bologna, Italy. Heredia, F. J., Rider, M. J., & Corchero, C. (2010). Optimal bidding strategies for thermal and generic programming units in the day-ahead electricity market. IEEETransactions on Power Systems, 25(3), 1504–1518. Li, T., & Shahidehpour, M. (2005). Price-based unit commitment: a case of lagrangian relaxation versus mixed integer programming. IEEE Transactions on Power Systems, 20(4), 2015–2025. Lu, B., & Shahidehpour, M. (2004). Short-term scheduling of combined cycle units. IEEE Transactions on Power Systems, 19(3), 1616–1625. MEFF (2011) Spain virtual power plant auctions. https://www.subasta-epe.com/. Accessed 27 January 2011. Nabona, N., & Pages, A. (2007). A three-stage short-term electric power planning procedure for a generation company in a liberalized market. International Journal of Electric Power Systems, 29(5), 408–421. Neame, P., Philpott, A. B., & Pritchard, G. (2003). Offer stack optimisation in electricity pool markets. Operations Research, 51(3), 397–408. Ni, E., Luh, P. B., & Rourke, S. (2004). Optimal integrated generation bidding and scheduling with risk management under a deregulated power market. IEEE Transactions on Power Systems, 19(1), 600–1088. Nowak, M., Schultz, R., & Westphalen, M. (2005). A stochastic integer programming model for incorporating day-ahead trading of electricity into hydro-thermal unit commitment. Optimization and Engineering, 6, 163–176. OMEL (2011) Market operator of the electricity market of mainland Spain. http://www.omel.es/. Accessed 27 January 2011. Shresta, G. B., Kai, S., & Goel, L. (2004). An efficient stochastic self-scheduling technique for power producers in the deregulated power market. Electric Power Systems Research, 71, 91–98. Triki, C., Beraldi, P., & Gross, G. (2005). Optimal capacity allocation in multi-auction electricity markets under uncertainty. Computers & Operations Research, 32(2), 201–217.