随着风电并网规模的不断扩大以及现代社会对系统可靠性要求的不断提高,如何实现最优的电力系统旋转备用配置对电力系统可靠经济运行具有重要意义。本文在电力市场背景下,充分考虑预测不确定性(包括负荷预测不确定性和风电出力不确定性)、系统故障(发电机组故障和传输线路故障)对电力系统运行的影响,提出了基于期望成本的联合调度模型,并给出了相应的最优旋转备用配置策略,从而实现电力系统的可靠性和经济性的平衡与统一。本文首先提出了基于修正后ARIMA-GARCH模型的风电场风速模型,进而对风电出力预测的不确定性进行了详细分析。并考虑到影响电力系统可靠性的负荷预测不确定性、机组故障和线路故障,建立了系统综合风险指标。最后,以最小化总期望成本为目标函数,建立了发电出力计划和旋转备用配置的联合调度模型。其中,利用直流潮流法与补偿法进行支路开断模拟,阐述了线路故障对线路潮流约束的影响。本文证明了该模型目标函数的Hessian阵是半正定的,从而验证了该模型实质上是一个线性约束下的凸规划问题。它能够快速定位全局最优解,在电力系统规划调度中具有较高的应用价值。文章通过PJM-5节点的算例分析,验证了模型的凸性质以及所提方法的有效性。