CN105608633A - 多时间尺度的大用户直接交易电力市场模拟仿真方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种多时间尺度的大用户直接交易电力市场模拟仿真方法：月初采集大用户用电特性信息、发电厂商机组报价曲线以及电网传输数据，对多大用户及多发电厂商参与的直接交易长期市场进行撮合；利用长期合同分解算法，得到大用户参与直接交易的日用电负荷；建立并且求解月度容量市场交易模型，得到各发电厂商发电机组每小时的容量上限以及月度可能的开机计划；提前一天滚动求解日前市场交易模型，完成发电厂商与大用户之间日前交易，得到发电商机组出力曲线以及大用户日用电需求。本发明可以将发电厂商与大用户之间的长期交易市场与日前交易市场有效的结合，模拟仿真发电厂商与大用户直接交易，实现了多时间尺度用户直接交易市场模拟仿真。

Description

多时间尺度的大用户直接交易电力市场模拟仿真方法

技术领域：

本发明涉及大用户直接交易电力市场模拟仿真方法。

背景技术：

我国自从改革电力投融资体制和实施集资办电政策以来，电力工业得到迅速发展，吸引各种资金集资办电，改变了过去电厂只由国家投资建设的情况，形成“多家办电”的局面，出现许多独立发电厂，缓解了电力短缺的状况。独立发电厂与电网公司没有直接的利益关系，在电力短缺时电网公司可以保证独立发电厂商一定的机组利用小时数；在电力富裕的情况下，电网公司则优先考虑与自身利益有关的电厂，导致机组调度不公正，新建独立发电厂的高效低污染大容量机组得不到充分运行，与电网有利益关联的老电厂的低效高污染机组反而满负荷运行；同时电网公司优先考虑与自己有利益关联的火电厂上网，导致独立水电站因负荷轻，出现丰水时节弃水现象，形成水、火电调度冲突。所以为了消化富裕发电能力，独立发电厂必然希望开发用电空间，向大用户直接供电。大用户用电量大、负荷均衡，其作为电力产业的一个终端，对电网的稳定及安全运行是有很大贡献的。但工业用电电价高于居民生活电价；因此大用户为了降低生产成本，也有向发电厂直接购电的要求。电力体制改革的目标是使电网公司退出电力交易，只负责输电服务，用户和发电厂商可以直接见面交易，也可以通过售电商或电力经纪人委托交易。无论是现行电力体制存在的问题，还是电力体制改革的需要都在呼唤大用户直接交易的出现，为此本发明提出了一种多时间尺度的大用户直接交易电力市场仿真方法，为实现大用户直接交易市场建立提供依据。

发明内容：

本发明的目的在于提供一种多时间尺度的大用户直接交易电力市场模拟仿真方法，该方法将多时间尺度的电力市场相结合，并为每个市场提供相应的交易模型或算法，从而实现了多尺度电力市场的协同配合。

本发明月初采集大用户用电特性信息、发电厂商机组报价曲线以及电网传输数据，对多大用户及多发电厂商参与的直接交易长期市场进行撮合，完成发电厂商与大用户之间的长期市场交易，得到发电厂商与大用户之间的长期供需关系；利用长期合同分解算法，将大用户长期用电总量进行分解，得到大用户参与直接交易的日用电负荷；建立并且求解月度容量市场交易模型，得到各发电厂商发电机组每小时的容量上限以及月度可能的开机计划；提前一天滚动求解日前市场交易模型，完成发电厂商与大用户之间日前交易，得到发电商机组出力曲线以及大用户日用电需求。

为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

多时间尺度的大用户直接交易电力市场模拟仿真方法，包括如下步骤：

1)、在月初采集大用户月度市场负荷报价、发电厂商机组月度报价、电网发电机最大最小值、发电机类型、传输线容量限制、电压等级、电网连接关系数据，其中参与市场交易的大用户个数为m，发电厂商个数为n；

2)、以社会收益最大化目标，满足负荷需求平衡约束和电网约束，建立直接交易长期电能市场撮合模型，求解得到发电厂商与大用户之间的月度交易电量；

3)、根据步骤2)得到的发电厂商与大用户之间的月度交易电量，从大用户角度出发，以大用户用电成本最小化为目标，建立大用户月度合同分解模型，将月度总量合同分解到小时级用电量；

4)、根据步骤3)得到的大用户小时级的用电情况，电网公司以成本最小化为目标，满足负荷平衡约束以及电网传输约束，建立月度容量市场交易模型，求解得到全系统机组容量出清价格与各个火电机组的中标容量、各个火电机组的月度发电量计划、中标的火电机组在月内每一天可能的开机方式，为日前调度提供依据；

5)、该月当天开始时，收集大用户用电负荷预测数据；

6)、基于步骤4)月初发电厂商制定的发电机组的中标容量，以电力市场购电成本最小化为目标建立日前市场交易模型，得到发电厂商一天各小时的出力计划、大用户实际用电负荷以及发电厂商与大用户之间电能的交易价格，完成日前交易；

7)、判断日前交易是否为该月最后一天，若未到月末则重复5)步骤继续进行下一天日前交易，若到达月末，则返回步骤1)进行下一个月月度和日前交易。

进一步的，所述步骤2)中采用多大用户及多发电厂商参与的直接交易月度市场进行撮合模型，该模型以社会效益最大化为目标，目标函数如下；

$\underset{d_m^L,p_n^L,p_{s,k}^L,p_s^L}{\max }\left(\underset{m=1}{\overset{M}{\Σ}}{\mathrm{\μ}}_m^L{d}_m^L-\underset{n=1}{\overset{N}{\Σ}}{\mathrm{\λ}}_n^L{p}_n^L-\underset{k=1}{\overset{S}{\Σ}}\underset{s=1}{\overset{S}{\Σ}}{\mathrm{\δ}}_{s,k}^L{p}_{s,k}^L-\underset{s=1}{\overset{S}{\Σ}}{\mathrm{\δ}}_s^L{p}_s^L\right)$

其中，m为大用户编号，n为发电厂编号，k为向外传输省编号，s为所有参与长期市场交易省编号，为大用户m在长期市场的报价，为大用户m在长期市场预计的需求，发电厂n在长期市场的报价，为发电厂n在长期市场预计的出力，为k省到s省的省间传输费用，为s省省内传输费用，p^L _s,k为k省向s省的省间传输电量，p^L _s为s省的省内传输电量，目标函数中第一部分为大用户总需求成本，第二部分为发电厂总发电成本，第三部分为省间传输总成本，第四部分为省内传输总成本。

进一步的，所述步骤3)中，采用大用户月度合同分解模型对大用户月度电能合同中的用电总量进行分解，该模型从大用户角度出发，以大用户用电成本最小化为目标，满足生产约束以及负荷平衡约束为前提，目标函数如下；

$\underset{Q_{d,h},P_{d,h}}{\min }\underset{d=1}{\overset{30}{\Σ}}\underset{h=0}{\overset{23}{\Σ}}{Q}_{d,h}\×P_{d,h}+\underset{d=1}{\overset{30}{\Σ}}\[\underset{h\∈T_{on}}{\Σ}{Q}_{on}^{\′}\×\left(P_{on}^{\′}-P_{d,h}\right)+\underset{h\∈T_{off}}{\Σ}{Q}_{off}^{\′}\×\left(P_{off}^{\′}-P_{d,h}\right)\]$

其中，该模型的调度周期为1个月，时间粒度为1小时，式中Q_d,h为大用户第d天第h小时的电量，P_d,h为第d天第h小时的电价，Q′_on合约中在高峰时段的合约电量，P′_on为合约在高峰时段的合约电价，Q′_off为合约在用电低谷时段的合约电量，P′_off为合约在用电低谷时段的合约电价；目标函数中第一部分为大用户实时用电总成本，第二部分为大用户差价合约总支出。

进一步的，所述步骤4)中，电网公司以成本最小化为目标，建立月度容量市场交易模型，该模型成本包含两部分竞标容量成本和月度发电量成本，目标函数如下：

$J=\underset{{\mathrm{\μ}}^{CM},v_i,z_{i,t},{\mathrm{\ρ}}_i,p_{i,t}}{\min }\left(\underset{i=1}{\overset{I}{\Σ}}{h}_i\left({\mathrm{\μ}}^{CM}\right)+\underset{i=1}{\overset{I}{\Σ}}{G}_i\left({\mathrm{\ρ}}_i\right)\right)$

其中，h_i(μ^CM)机组i在容量出清价格为μ^CM时的容量费用，为机组月度发电量总成本；v_i为第i个火电机组的中标容量，z_i,t表示第i个火电机组在第t时段是否投入发电，若是，则z_i,t＝1，否则为0，ρ_i第i个火电机组的月度发电合同量，p_i,t火电机组i在第t时段的出力值。

进一步的，所述步骤6)中，以电力市场购电成本最小化为目标建立日前市场交易模型，购电成本包括发电成本，发电侧备用成本，需求侧备用成本；目标函数如下：

$Min\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\left(\underset{i=1}{\overset{U}{\Σ}}\left({\mathrm{\λ}}_{i,t}^U{p}_{i,t}^U+s_{i,t}\right)+\underset{i=1}{\overset{U}{\Σ}}{\mathrm{\λ}}_{i,t}^{RU}\left(r_{i,t}^{U+}+r_{i,t}^{U-}\right)+\underset{m=1}{\overset{M}{\Σ}}{\mathrm{\λ}}_{m,t}^{RD}{r}_{m,t}^D\right)$

式中，U为机组个数，U为机组个数，为机组出力，为发电成本系数，为发电成本，包括燃料费用和开机成本s_i,t；为发电测备用成本，包括正备用和负备用为备用价格；为需求侧备用成本，M为大用户个数，为需求侧备用价格，为需求侧备用总量。

相对于现有技术，本发明具有以下有效果：本发明提出了一种多时间尺度的市场模拟仿真方法，将月度电力市场与日前市场相结合，为发电厂商和大用户提供月度交易电量、日前交易电量、交易价格，便于电力市场各参与者之间的长期与短期结算。

附图说明：

图1为多时间尺度的大用户直接交易电力市场模拟仿真方法框图；

图2(a)为机组i在容量出清价格为μ^CM时的容量费用示意图；

图2(b)为机组月度发电量总成本示意图。

具体实施方式：

请参阅图1所示，为本发明多时间尺度的大用户直接交易电力市场模拟仿真方法包括以下步骤：

1)、在月初采集大用户月度市场负荷报价、发电厂商机组月度报价、电网发电机最大最小值、发电机类型、传输线容量限制、电压等级、电网连接关系数据，其中参与市场交易的大用户个数为m，发电厂商个数为n；

2)、以社会收益最大化目标，满足负荷需求平衡约束和电网约束，建立直接交易长期电能市场撮合模型，求解得到发电厂商与大用户月度电能供需关系，即发电厂商与大用户之间的月度交易电量；目标函数如下；

$\underset{d_m^L,p_n^L,p_{s,k}^L,p_s^L}{\max }\left(\underset{m=1}{\overset{M}{\Σ}}{\mathrm{\μ}}_m^L{d}_m^L-\underset{n=1}{\overset{N}{\Σ}}{\mathrm{\λ}}_n^L{p}_n^L-\underset{k=1}{\overset{S}{\Σ}}\underset{s=1}{\overset{S}{\Σ}}{\mathrm{\δ}}_{s,k}^L{p}_{s,k}^L-\underset{s=1}{\overset{S}{\Σ}}{\mathrm{\δ}}_s^L{p}_s^L\right)$

其中，m为大用户编号，n为发电厂编号，k为向外传输省编号，s为所有参与长期市场交易省编号，为大用户m在长期市场的报价，为大用户m在长期市场预计的需求，发电厂n在长期市场的报价，为发电厂n在长期市场预计的出力，为k省到s省的省间传输费用，为s省省内传输费用，p^L _s,k为k省向s省的省间传输电量，p^L _s为s省的省内传输电量，目标函数中第一部分为大用户总需求成本，第二部分为发电厂总发电成本，第三部分为省间传输总成本，第四部分为省内传输总成本。

3)、根据步骤2)得到的发电厂商与大用户之间的月度交易电量，从大用户角度出发，以大用户用电成本最小化为目标，建立大用户月度合同分解模型，将月度总量合同分解到小时级用电量。目标函数如下；

$\underset{Q_{d,h},P_{d,h}}{\min }\underset{d=1}{\overset{30}{\Σ}}\underset{h=0}{\overset{23}{\Σ}}{Q}_{d,h}\×P_{d,h}+\underset{d=1}{\overset{30}{\Σ}}\[\underset{h\∈T_{on}}{\Σ}{Q}_{on}^{\′}\×\left(P_{on}^{\′}-P_{d,h}\right)+\underset{h\∈T_{off}}{\Σ}{Q}_{off}^{\′}\×\left(P_{off}^{\′}-P_{d,h}\right)\]$

其中，该模型的调度周期为1个月，时间粒度为1小时，式中Q_d,h为大用户第d天第h小时的电量，P_d,h为第d天第h小时的电价，Q′_on合约中在高峰时段的合约电量，P′_on为合约在高峰时段的合约电价，Q′_off为合约在用电低谷时段的合约电量，P′_off为合约在用电低谷时段的合约电价；目标函数中第一部分为大用户实时用电总成本，第二部分为大用户差价合约总支出。

4)、根据步骤3)得到的大用户小时级的用电情况，电网公司以成本最小化为目标，满足负荷平衡约束以及电网传输约束，建立月度容量市场交易模型，求解得到全系统机组容量出清价格与各个火电机组的中标容量、各个火电机组的月度发电量计划、中标的火电机组在月内每一天可能的开机方式，为日前调度提供依据。目标函数如下：

$J=\underset{{\mathrm{\μ}}^{CM},v_i,z_{i,t},{\mathrm{\ρ}}_i,p_{i,t}}{\min }\left(\underset{i=1}{\overset{I}{\Σ}}{h}_i\left({\mathrm{\μ}}^{CM}\right)+\underset{i=1}{\overset{I}{\Σ}}{G}_i\left({\mathrm{\ρ}}_i\right)\right)$

其中，h_i(μ^CM)机组i在容量出清价格为μ^CM时的容量费用，为机组月度发电量总成本。v_i为第i个火电机组的中标容量，z_i,t表示第i个火电机组在第t时段是否投入发电，若是，则z_i,t＝1，否则为0，ρ_i第i个火电机组的月度发电合同量，p_i,t火电机组i在第t时段的出力值。两者均为分段函数，分别如下图2(a)和图2(b)所示；

5)、该月当天开始时，收集大用户用电负荷预测数据；

6)、基于步骤4)月初发电厂商制定的发电机组的中标容量，以电力市场购电成本最小化为目标建立日前市场交易模型，购电成本包括发电成本，发电侧备用成本，需求侧备用成本。目标函数如下：

$Min\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\left(\underset{i=1}{\overset{U}{\Σ}}\left({\mathrm{\λ}}_{i,t}^U{p}_{i,t}^U+s_{i,t}\right)+\underset{i=1}{\overset{U}{\Σ}}{\mathrm{\λ}}_{i,t}^{RU}\left(r_{i,t}^{U+}+r_{i,t}^{U-}\right)+\underset{m=1}{\overset{M}{\Σ}}{\mathrm{\λ}}_{m,t}^{RD}{r}_{m,t}^D\right)$

式中，U为机组个数，为机组出力，为发电成本系数，为发电成本，包括燃料费用和开机成本s_i,t；为发电测备用成本，包括正备用和负备用为备用价格；为需求侧备用成本，M为大用户个数，为需求侧备用价格，为需求侧备用总量。

7)、判断日前交易是否为该月最后一天，若未到月末则重复5)步骤继续进行下一天日前交易，若到达月末，则返回步骤1)进行下一个月月度和日前交易；

由此，完成了一个月发电厂商与大用户直接交易的多时间尺度的电力市场模拟仿真过程。

Claims (5)

1.多时间尺度的大用户直接交易电力市场模拟仿真方法，其特征在于，包括如下步骤：

1)、在月初采集大用户月度市场负荷报价、发电厂商机组月度报价、电网发电机最大最小值、发电机类型、传输线容量限制、电压等级、电网连接关系数据，其中参与市场交易的大用户个数为m，发电厂商个数为n；

2)、以社会收益最大化目标，满足负荷需求平衡约束和电网约束，建立直接交易长期电能市场撮合模型，求解得到发电厂商与大用户之间的月度交易电量；

3)、根据步骤2)得到的发电厂商与大用户之间的月度交易电量，从大用户角度出发，以大用户用电成本最小化为目标，建立大用户月度合同分解模型，将月度总量合同分解到小时级用电量；

4)、根据步骤3)得到的大用户小时级的用电情况，电网公司以成本最小化为目标，满足负荷平衡约束以及电网传输约束，建立月度容量市场交易模型，求解得到全系统机组容量出清价格与各个火电机组的中标容量、各个火电机组的月度发电量计划、中标的火电机组在月内每一天可能的开机方式，为日前调度提供依据；

5)、该月当天开始时，收集大用户用电负荷预测数据；

6)、基于步骤4)月初发电厂商制定的发电机组的中标容量，以电力市场购电成本最小化为目标建立日前市场交易模型，得到发电厂商一天各小时的出力计划、大用户实际用电负荷以及发电厂商与大用户之间电能的交易价格，完成日前交易；

7)、判断日前交易是否为该月最后一天，若未到月末则重复5)步骤继续进行下一天日前交易，若到达月末，则返回步骤1)进行下一个月月度和日前交易。

2.根据权利要求1所述的多时间尺度的大用户直接交易电力市场模拟仿真方法，其特征在于，所述步骤2)中采用多大用户及多发电厂商参与的直接交易月度市场进行撮合模型，该模型以社会效益最大化为目标，目标函数如下；

$\underset{d_m^L,d_n^L,d_{s,k}^L,d_s^L}{max}(\underset{m=1}{\overset{M}{\Σ}}{\mathrm{\μ}}_m^L{d}_m^L-\underset{n=1}{\overset{N}{\Σ}}{\mathrm{\λ}}_n^L{p}_n^L-\underset{k=1}{\overset{S}{\Σ}}\underset{s=1}{\overset{S}{\Σ}}{\mathrm{\δ}}_{s,k}^L{p}_{s,k}^L-\underset{s=1}{\overset{S}{\Σ}}{\mathrm{\δ}}_s^L{p}_s^L)$

其中，m为大用户编号，n为发电厂编号，k为向外传输省编号，s为所有参与长期市场交易省编号，为大用户m在长期市场的报价，为大用户m在长期市场预计的需求，发电厂n在长期市场的报价，为发电厂n在长期市场预计的出力，为k省到s省的省间传输费用，为s省省内传输费用，p^L _s,k为k省向s省的省间传输电量，p^L _s为s省的省内传输电量，目标函数中第一部分为大用户总需求成本，第二部分为发电厂总发电成本，第三部分为省间传输总成本，第四部分为省内传输总成本。

3.根据权利要求1所述的多时间尺度的大用户直接交易电力市场模拟仿真方法，其特征在于，所述步骤3)中，采用大用户月度合同分解模型对大用户月度电能合同中的用电总量进行分解，该模型从大用户角度出发，以大用户用电成本最小化为目标，满足生产约束以及负荷平衡约束为前提，目标函数如下；

$\underset{Q_{d,h},P_{d,h}}{\min }\underset{d=1}{\overset{30}{\mathrm{\Σ}}}\underset{h=0}{\overset{23}{\mathrm{\Σ}}}{Q}_{d,h}\×P_{d,h}+\underset{d=1}{\overset{30}{\mathrm{\Σ}}}\[\underset{h\∈T_{on}}{\mathrm{\Σ}}{Q}_{on}^{\′}\×(P_{on}^{\′}-P_{d,h})+\underset{h\∈T_{off}}{\mathrm{\Σ}}{Q}_{off}^{\′}\×(P_{off}^{\′}-P_{d,h})\]$

其中，该模型的调度周期为1个月，时间粒度为1小时，式中Q_d,h为大用户第d天第h小时的电量，P_d,h为第d天第h小时的电价，Q′_on合约中在高峰时段的合约电量，P′_on为合约在高峰时段的合约电价，Q′_off为合约在用电低谷时段的合约电量，P′_off为合约在用电低谷时段的合约电价；目标函数中第一部分为大用户实时用电总成本，第二部分为大用户差价合约总支出。

4.根据权利要求1所述的多时间尺度的大用户直接交易电力市场模拟仿真方法，其特征在于，所述步骤4)中，电网公司以成本最小化为目标，建立月度容量市场交易模型，该模型成本包含两部分竞标容量成本和月度发电量成本，目标函数如下：

$J=\underset{{\mathrm{\μ}}^{CM},v_i,z_{i,t},{\mathrm{\ρ}}_i,p_{i,t}}{min}(\underset{i=1}{\overset{I}{\Σ}}{h}_i\left({\mathrm{\μ}}^{CM}\right)+\underset{i=1}{\overset{I}{\Σ}}{G}_i({\mathrm{\ρ}}_i\left)\right)$

其中，h_i(μ^CM)机组i在容量出清价格为μ^CM时的容量费用，为机组月度发电量总成本；v_i为第i个火电机组的中标容量，z_i,t表示第i个火电机组在第t时段是否投入发电，若是，则z_i,t＝1，否则为0，ρ_i第i个火电机组的月度发电合同量，p_i,t火电机组i在第t时段的出力值。

5.根据权利要求1所述的多时间尺度的大用户直接交易电力市场模拟仿真方法，其特征在于，所述步骤6)中，以电力市场购电成本最小化为目标建立日前市场交易模型，购电成本包括发电成本，发电侧备用成本，需求侧备用成本；目标函数如下：

$Min\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\left(\underset{i=1}{\overset{U}{\Σ}}\right({\mathrm{\λ}}_{i,t}^U{p}_{i,t}^U+s_{i,t})+\underset{i=1}{\overset{U}{\Σ}}{\mathrm{\λ}}_{i,t}^{RU}\left(r_{i,t}^{U+}+r_{i,t}^{U-}\right)+\underset{m=1}{\overset{M}{\Σ}}{\mathrm{\λ}}_{m,t}^{RD}{r}_{m,t}^D)$

式中，U为机组个数，为机组出力，为发电成本系数，为发电成本，包括燃料费用和开机成本s_i,t；为发电测备用成本，包括正备用和负备用 为备用价格；为需求侧备用成本，M为大用户个数，为需求侧备用价格，为需求侧备用总量。