《表2 风电、光伏和微型燃气轮机数据Tab.2 Wind power, photovoltaic and micro-gas turbine data》

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《基于电价型需求响应的微电网两阶段随机调度方法》

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为验证模型的有效性，本文以IEEE 33节点放射形配电网[17]为基础，按照文献[18]中的方法，将其改造为微电网，包括8个不可控微源及4个可控微源，不可控微源为4个风电和4个光伏，可控微源为4个微燃机，如表2所示。线路数据及节点负荷比例由文献[17]获得，并假设每个节点的功率因素固定，电压参考值为12.66 k V，电压允许偏差量为0.05 p.u.，微电网所需的正负旋转备用设为风光总出力预测值的10%，微燃机最小启停机时间均为3 h，爬坡、滑坡速率为额定功率的50%。24小时日前有功负荷预测值如图1所示，无功负荷可根据每个节点固定的功率因素获得。调度周期内的日前电力市场电价如图2所示，即为微电网从主网的购电价cbuy，而微电网向主网的售电价csell设为购电价的30%，微电网的原始售电价c0设为60$/MWh，微燃机的运维成本系数与第二阶段微燃机的功率调整成本系数均为0.023$/k W·h。假设8个不可控微源的预测误差均服从正态分布，且预测误差标准差为预测值的10%，对每个不可控微源分别产生20个出力场景，并按本文的场景缩减方法将总场景数缩减至20个，则对应的风光出力场景组合如图3所示。