CN107730308A - 一种与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法 - Google Patents

一种与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法 Download PDF

Info

Publication number
CN107730308A
CN107730308A CN201710908192.XA CN201710908192A CN107730308A CN 107730308 A CN107730308 A CN 107730308A CN 201710908192 A CN201710908192 A CN 201710908192A CN 107730308 A CN107730308 A CN 107730308A
Authority
CN
China
Prior art keywords
mrow
msub
msubsup
peak
mtd
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN201710908192.XA
Other languages
English (en)
Inventor
李娜
刘树勇
刘丽霞
刘忠义
王磊
宣文博
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
State Grid Corp of China SGCC
State Grid Tianjin Electric Power Co Ltd
Original Assignee
State Grid Corp of China SGCC
State Grid Tianjin Electric Power Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by State Grid Corp of China SGCC, State Grid Tianjin Electric Power Co Ltd filed Critical State Grid Corp of China SGCC
Priority to CN201710908192.XA priority Critical patent/CN107730308A/zh
Publication of CN107730308A publication Critical patent/CN107730308A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q30/00—Commerce
    • G06Q30/02—Marketing; Price estimation or determination; Fundraising
    • G06Q30/0283—Price estimation or determination
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Energy or water supply
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S50/00—Market activities related to the operation of systems integrating technologies related to power network operation or related to communication or information technologies
    • Y04S50/14—Marketing, i.e. market research and analysis, surveying, promotions, advertising, buyer profiling, customer management or rewards

Landscapes

  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • Development Economics (AREA)
  • Economics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • Finance (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • Accounting & Taxation (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • Entrepreneurship & Innovation (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Game Theory and Decision Science (AREA)
  • Coloring Foods And Improving Nutritive Qualities (AREA)

Abstract

一种与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法。其包括：定义社会峰谷分时电价需求响应函数，利用该函数得到销售侧峰谷分时平均销售电价及对应负荷；利用得到的销售侧峰谷分时平均销售电价及对应负荷，构建与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型；求解与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型等步骤。本发明提供的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法的有益效果：经本方法求得的峰谷分时电价可行方案既可充分发挥峰谷分时电价“削峰填谷”的效果，又通过维护相关主体利益保证了电价方案实施的可持续性，有利于发挥长期、显著的节能减排效果，对于相关电价制定与管理工作者制定优化的峰谷分时电价具有重要指导意义。

Description

一种与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法
技术领域
本发明属于电力营销技术领域，特别是涉及一种与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法。
背景技术
峰谷分时电价是需求侧管理中一种有效的经济手段，合理科学地设计峰谷分时电价，通过运用价格信号有效调整电力用户的用电习惯和用电计划，对提高资源利用率、优化资源配置、实现削峰填谷、降低发电成本、促进电源与电网的协调发展以及推动整个电力行业健康发展起着决定性的作用。
当前，我国峰谷分时电价只是在销售侧实施，而发电侧未实施联动的峰谷分时电价。在电网统购统销模式依然存在的交易模式下，仅在销售侧单侧实施峰谷分时电价可能带来发电、电网、用户等相关利益方的不公平。因此，有必要采用科学合理的方法制定发电侧与销售侧联动的峰谷分时电价。
已有方法或是只追求社会成本最小化(等价于最大限度对负荷曲线削峰填谷)目标的实现而忽略了发电、电网及用户之间利益分配的公平性(如单侧峰谷分时电价优化模型)，或是只考虑发电、电网及用户之间利益分配的公平性，因此难以保证社会成本最小化目标的实现(从发电成本向售电侧方向建模、从销售价格向发电成本建模)。但上述方法未能同时兼顾长期的电力系统效率和短期内各方主体利益公平。
发明内容
为了解决上述问题，本发明的目的在于提供一种与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法。
为了达到上述目的，本发明提供的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法包括按顺序进行的下列步骤：
步骤1)定义社会峰谷分时电价需求响应函数，利用该函数得到销售侧峰谷分时平均销售电价及对应负荷；
步骤2)利用步骤1)得到的销售侧峰谷分时平均销售电价及对应负荷，构建与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型；
步骤3)求解上述与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型，得到与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价可行方案。
在步骤1)中，所述的定义社会峰谷分时电价需求响应函数，利用该函数得到销售侧峰谷分时平均销售电价及对应负荷的具体步骤如下：
假设待研究地区日峰、平、谷各时段已经划分完毕，定义社会峰谷分时电价需求响应函数如式(1)所示：
其中：Pp,Pf,Pv分别表示该地区所考察周期内峰、平、谷各时段的平均销售电价，元/kWh，该平均销售电价为各类用户相同时段价格的算数平均值；Lp，Lf，Lv分别表示所考察周期内峰、平、谷各时段的平均负荷，kW，具体为：
其中：np’nf’nv分别表示所考察周期内峰、平、谷各时段所采集的代表性时点个数。
在步骤2)中，所述的利用步骤1)得到的销售侧峰谷分时平均销售电价及对应负荷，构建与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型的具体步骤如下：
步骤2.1)计算电力用户因实施或调整峰谷分时电价而产生的购售电增量利益，方法如下：
电力用户因实施或调整峰谷分时电价而产生的购售电增量利益△CR按照式(5)计算：
△CR＝△CI-△CC (5)
其中：
△CI为电力用户售电收入增量；
△CC为电力用户购电成本增量；
步骤2.2)计算第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在所考察周期内的利润增量，方法如下：
第i(i＝1,2,…,N)类发电单元因实施或调整峰谷分时电价而产生的利润增量△PRi按照式(6)计算：
其中：
△PIti(t＝p,f,v)为第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在对应时段t的售电收入增量；
△PCti(t＝p,f,v)为第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在对应时段t的发电成本增量；
步骤2.3)计算电网公司在所考察周期内的利润增量，方法如下：
电网公司因实施或调整峰谷分时电价而产生的利润增量△GR按照式(7)计算：
其中：
△GIt(t＝p,f,v)为电网公司在对应时段t的售电收入增量；
△GCt(t＝p,f,v)为电网公司在对应时段t的购电成本增量；
步骤2.4)利用步骤1)得到的销售侧峰谷分时平均销售电价及对应负荷及步骤2.1)至步骤2.3)的结果，构建与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型：
以“削峰填谷”效果最大化为目标，以发电、电网、用户三方利益均不受损、且联动后的峰谷分时电价不使峰谷时段倒置为约束，构建与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型；
其中：
△CR为电力用户在所考察周期内因实施或调整峰谷分时电价而产生的购售电增量利益；
△PRi为第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在所考察周期内因实施或调整峰谷分时电价而产生的利润增量；本模型根据原上网标杆电价的差别将电网调度口径内各发电机组分类，将原来实施同一类标杆电价的发电机组归为一类，设这样共产生N类群体，称每类群体为一个发电单元；
△GR为电网公司在所考察周期内因实施或调整峰谷分时电价的利润增量。
在步骤2.1)中，所述的电力用户购电成本增量计算方法为：
设在售电侧调整或实施峰谷分时电价前所采用的各时段平均销售电价为：
该地区所考察周期内峰、平、谷各时段总用电量为：
其中：各时段平均销售电价P(0)中的三个分量按照待研究地区的具体情况，可能相等，亦可能不等；售电侧调整峰谷分时电价后平均销售电价如式(1)所示；
所考察周期内实施或调整峰谷分时电价所引起的用户购电成本增量为：
△CC＝P·TF(P)-P(0)·(Q(0))T (11)
其中：
Tp、Tf、Tv分别表示所考察周期内，峰、平、谷各时段的时长，h。
在步骤2.1)中，所述的电力用户售电收入增量计算方法为：
因实施或调整峰谷分时电价而产生的售电收入增量：
△CI＝0 (13)。
在步骤2.2)中，所述的发电单元售电收入增量计算方法为：
设第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在实施及调整峰谷分时电价前后，峰时段售电收入增量：
第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在实施及调整峰谷分时电价前后，平时段售电收入增量：
第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在实施及调整峰谷分时电价前后，谷时段售电收入增量：
其中：
αp,αf,αv分别表示电网峰、平、谷各时段的平均线损率；
表示第i类发电单元内所有机组在用户对峰谷分时电价响应前的周期调度安排中各时段发电量之和在调度口径内周期总发电量(考虑线损因素)中所占的比重，即
λi(i＝1,2,…,N)表示第i类发电单元内所有机组在用户对峰谷分时电价响应后周期调度安排中各时段发电量之和在调度口径内周期总发电量(考虑线损因素)中所占的比重，即该比重的取值是在一定的范围内随机分布的，在理想状态下(期望值)近似等于第i类发电单元内所有机组年计划发电量之和占调度口径内所有机组年计划发电量之和的比例；
ppi,pfi,pvi分别表示第i(i＝1,2,…,N)类发电单元峰、平、谷各时段的上网电价。
在步骤2.2)中，所述的发电单元发电成本增量计算方法为：
设第i(i＝1,2,…,N)类发电单元内共含有ni(ni为正整数)个机组，其中第j(j＝1,2,…,ni)个机组在峰、平、谷各时段的平均单位发电成本分别为其年计划发电量在本发电单元内所占比例为λi (j)，且有：
第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在峰、平、谷各时段的平均单位发电成本可近似表示为：
则第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在电力系统内实施或调整峰谷分时电价前后，各时段发电成本增量分别如(21)、(22)、(23)所示：
峰时段发电成本增量：
平时段发电成本增量：
谷时段发电成本增量：
在步骤2.3)中，所述的电网公司售电收入增量核算方法为：
实施或调整峰谷分时电价前后，电网公司峰时段售电收入增量：
实施或调整峰谷分时电价前后，电网公司平时段售电收入增量：
实施或调整峰谷分时电价前后，电网公司谷时段售电收入增量：
在步骤2.3)中，所述的电网公司购电成本增量计算方法为：
设第i(i＝1,2,…,N)类发电单元上网电价分时调整前后的电价分别为：pi；其中向量pi为：
pi＝(ppi,pfi,pvi) (27)
其中：ppi,pfi,pvi分别表示第i(i＝1,2,…,N)类发电单元峰、平、谷各时段的上网电价；
实施或调整峰谷分时电价前后，电网公司各时段购电成本增量如(28)、(29)、(30)所示；
峰时段购电成本增量：
平时段购电成本增量：
谷时段购电成本增量：
在步骤3)中，所述的求解上述与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型，得到与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价可行方案的方法是：利用步骤2)得到的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型，基于MATLAB平台编制求解代码，采用迭代算法求解得到与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价可行方案。
本发明提供的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法的有益效果：经本方法求得的峰谷分时电价可行方案既可充分发挥峰谷分时电价“削峰填谷”的效果，又通过维护相关主体利益保证了电价方案实施的可持续性，有利于发挥长期、显著的节能减排效果，对于相关电价制定与管理工作者制定优化的峰谷分时电价具有重要指导意义。
附图说明
图1为本发明提供的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法流程图。
图2为发电侧峰谷分时电价可行方案求解流程图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明提供的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法进行详细说明。
如图1所示，本发明提供的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法包括按顺序进行的下列步骤：
步骤1)定义社会峰谷分时电价需求响应函数，利用该函数得到销售侧峰谷分时平均销售电价及对应负荷；
具体步骤如下：
假设待研究地区日峰、平、谷各时段已经划分完毕，定义社会峰谷分时电价需求响应函数如式(1)所示：
其中：Pp,Pf,Pv分别表示该地区所考察周期内峰、平、谷各时段的平均销售电价，元/kWh，该平均销售电价为各类用户相同时段价格的算数平均值；Lp，Lf，Lv分别表示所考察周期内峰、平、谷各时段的平均负荷，kW，具体为：
其中：np，nf，nv分别表示所考察周期内峰、平、谷各时段所采集的代表性时点个数。
步骤2)利用步骤1)得到的销售侧峰谷分时平均销售电价及对应负荷，构建与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型；
具体步骤如下：
步骤2.1)计算电力用户因实施或调整峰谷分时电价而产生的购售电增量利益，方法如下：
电力用户因实施或调整峰谷分时电价而产生的购售电增量利益△CR按照式(5)计算：
△CR＝△CI-△CC (5)
其中：
△CI为电力用户售电收入增量；
△CC为电力用户购电成本增量；
步骤2.2)计算第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在所考察周期内的利润增量，方法如下：
第i(i＝1,2,…,N)类发电单元因实施或调整峰谷分时电价而产生的利润增量△PRi按照式(6)计算：
其中：
△PIti(t＝p,f,v)为第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在对应时段t的售电收入增量；
△PCti(t＝p,f,v)为第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在对应时段t的发电成本增量；
步骤2.3)计算电网公司在所考察周期内的利润增量，方法如下：
电网公司因实施或调整峰谷分时电价而产生的利润增量△GR按照式(7)计算：
其中：
△GIt(t＝p,f,v)为电网公司在对应时段t的售电收入增量；
△GCt(t＝p,f,v)为电网公司在对应时段t的购电成本增量；
步骤2.4)利用步骤1)得到的销售侧峰谷分时平均销售电价及对应负荷及步骤2.1)至步骤2.3)的结果，构建与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型：
以“削峰填谷”效果最大化为目标，以发电、电网、用户三方利益均不受损、且联动后的峰谷分时电价不使峰谷时段倒置为约束，构建与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型；
其中：
△CR为电力用户在所考察周期内因实施或调整峰谷分时电价而产生的购售电增量利益；
△PRi为第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在所考察周期内因实施或调整峰谷分时电价而产生的利润增量；本模型根据原上网标杆电价的差别将电网调度口径内各发电厂(机组)分类，将原来实施同一类标杆电价的发电厂(机组)归为一类，设这样共产生N类群体，为叙述方便，称每类群体为一个发电单元；
△GR为电网公司在所考察周期内因实施或调整峰谷分时电价的利润增量。
在步骤2.1)中，所述的电力用户购电成本增量计算方法为：
设在售电侧调整或实施峰谷分时电价前所采用的各时段平均销售电价为：
该地区所考察周期内峰、平、谷各时段总用电量为：
其中：P(0)中的三个分量按照待研究地区的具体情况，可能相等，亦可能不等；售电侧调整峰谷分时电价后平均销售电价如式(1)所示；
所考察周期内实施或调整峰谷分时电价所引起的用户购电成本增量为：
△CC＝P·TF(P)-P(0)·(Q(0))T (11)
其中：
Tp、Tf、Tv分别表示所考察周期内，峰、平、谷各时段的时长，h。
在步骤2.1)中，所述的电力用户售电收入增量计算方法为：
由于中国大多数地区目前尚未出现独立运营的售电公司，因此，为简化起见，同时不失去分析的意义，这里认为社会上各类用户均为电能的终端消费者，不存在售电收益，其因实施或调整峰谷分时电价而产生的售电收入增量：
△CI＝0 (13)
在步骤2.2)中，所述的发电单元售电收入增量计算方法为：
设第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在实施及调整峰谷分时电价前后，峰时段售电收入增量：
第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在实施及调整峰谷分时电价前后，平时段售电收入增量：
第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在实施及调整峰谷分时电价前后，谷时段售电收入增量：
其中：
αp,αf,αv分别表示电网峰、平、谷各时段的平均线损率；
表示第i类发电单元内所有机组在用户对峰谷分时电价响应前的周期调度安排中各时段发电量之和在调度口径内周期总发电量(考虑线损因素)中所占的比重，即
λi(i＝1,2,…,N)表示第i类发电单元内所有机组在用户对峰谷分时电价响应后周期调度安排中各时段发电量之和在调度口径内周期总发电量(考虑线损因素)中所占的比重，即该比重的取值是在一定的范围内随机分布的，在理想状态下(期望值)近似等于第i类发电单元内所有机组年计划发电量之和占调度口径内所有机组年计划发电量之和的比例；
ppi,pfi,pvi分别表示第i(i＝1,2,…,N)类发电单元峰、平、谷各时段的上网电价。
在步骤2.2)中，所述的发电单元发电成本增量计算方法为：
设第i(i＝1,2,…,N)类发电单元内共含有ni(ni为正整数)个机组，其中第j(j＝1,2,…,ni)个机组在峰、平、谷各时段的平均单位发电成本分别为其年计划发电量在本发电单元内所占比例为λi (j)，且有：
第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在峰、平、谷各时段的平均单位发电成本可近似表示为：
则第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在电力系统内实施或调整峰谷分时电价前后，各时段发电成本增量分别如(21)、(22)、(23)所示：
峰时段发电成本增量：
平时段发电成本增量：
谷时段发电成本增量：
在步骤2.3)中，所述的电网公司售电收入增量核算方法为：
实施或调整峰谷分时电价前后，电网公司峰时段售电收入增量：
实施或调整峰谷分时电价前后，电网公司平时段售电收入增量：
实施或调整峰谷分时电价前后，电网公司谷时段售电收入增量：
在步骤2.3)中，所述的电网公司购电成本增量计算方法为：
设第i(i＝1,2,…,N)类发电单元上网电价分时调整前后的电价分别为：pi；其中向量pi为：
pi＝(ppi,pfi,pvi) (27)
其中：ppi,pfi,pvi分别表示第i(i＝1,2,…,N)类发电单元峰、平、谷各时段的上网电价；
实施或调整峰谷分时电价前后，电网公司各时段购电成本增量如(28)、(29)、(30)所示；
峰时段购电成本增量：
平时段购电成本增量：
谷时段购电成本增量：
步骤3)求解上述与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型，得到与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价可行方案：
利用步骤2)得到的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型，基于MATLAB平台编制求解代码，采用迭代算法求解得到与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价可行方案。
如图2所示，所述的峰谷分时电价可行方案，即为销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型所输出的峰谷分时电价体系可行方案集H；可行方案集H中元素可数(列)或不可数(列)，每1个元素具有如下结构：
p＝(pp1,pf1,pv1,...,ppi,pfi,pvi,...,ppN,pfN,pvN) (31)
其中，N为发电单元个数。

Claims (10)

1.一种与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法，其特征在于：所述的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法包括按顺序进行的下列步骤：
步骤1)定义社会峰谷分时电价需求响应函数，利用该函数得到销售侧峰谷分时平均销售电价及对应负荷；
步骤2)利用步骤1)得到的销售侧峰谷分时平均销售电价及对应负荷，构建与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型；
步骤3)求解上述与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型，得到与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价可行方案。
2.根据权利要求1所述的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法，其特征在于：在步骤1)中，所述的定义社会峰谷分时电价需求响应函数，利用该函数得到销售侧峰谷分时平均销售电价及对应负荷的具体步骤如下：
假设待研究地区日峰、平、谷各时段已经划分完毕，定义社会峰谷分时电价需求响应函数如式(1)所示：
<mrow> <mtable> <mtr> <mtd> <mrow> <msub> <mi>L</mi> <mi>p</mi> </msub> <mo>=</mo> <msub> <mi>F</mi> <mi>p</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> </mrow> </mtd> </mtr> <mtr> <mtd> <mrow> <msub> <mi>L</mi> <mi>f</mi> </msub> <mo>=</mo> <msub> <mi>F</mi> <mi>f</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> </mrow> </mtd> </mtr> <mtr> <mtd> <mrow> <msub> <mi>L</mi> <mi>v</mi> </msub> <mo>=</mo> <msub> <mi>F</mi> <mi>v</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> </mrow> </mtd> </mtr> <mtr> <mtd> <mrow> <mi>P</mi> <mo>=</mo> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>P</mi> <mi>p</mi> </msub> <mo>,</mo> <msub> <mi>P</mi> <mi>f</mi> </msub> <mo>,</mo> <msub> <mi>P</mi> <mi>v</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> </mrow> </mtd> </mtr> </mtable> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
其中：Pp,Pf,Pv分别表示该地区所考察周期内峰、平、谷各时段的平均销售电价，元/kWh，该平均销售电价为各类用户相同时段价格的算数平均值；Lp，Lf，Lv分别表示所考察周期内峰、平、谷各时段的平均负荷，kW，具体为：
<mrow> <msub> <mi>L</mi> <mi>p</mi> </msub> <mo>=</mo> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>L</mi> <mrow> <mi>p</mi> <mn>1</mn> </mrow> </msub> <mo>,</mo> <msub> <mi>L</mi> <mrow> <mi>p</mi> <mn>2</mn> </mrow> </msub> <mo>,</mo> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <mo>,</mo> <msub> <mi>L</mi> <mi>pi</mi> </msub> <mo>,</mo> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <mo>,</mo> <msub> <mi>L</mi> <msub> <mi>pn</mi> <mi>p</mi> </msub> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>2</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
<mrow> <msub> <mi>L</mi> <mi>f</mi> </msub> <mo>=</mo> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>L</mi> <mrow> <mi>p</mi> <mn>1</mn> </mrow> </msub> <mo>,</mo> <msub> <mi>L</mi> <mrow> <mi>p</mi> <mn>2</mn> </mrow> </msub> <mo>,</mo> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <mo>,</mo> <msub> <mi>L</mi> <mi>pi</mi> </msub> <mo>,</mo> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <mo>,</mo> <msub> <mi>L</mi> <msub> <mi>pn</mi> <mi>f</mi> </msub> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>3</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
<mrow> <msub> <mi>L</mi> <mi>v</mi> </msub> <mo>=</mo> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>L</mi> <mrow> <mi>p</mi> <mn>1</mn> </mrow> </msub> <mo>,</mo> <msub> <mi>L</mi> <mrow> <mi>p</mi> <mn>2</mn> </mrow> </msub> <mo>,</mo> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <mo>,</mo> <msub> <mi>L</mi> <mi>pi</mi> </msub> <mo>,</mo> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <mo>,</mo> <msub> <mi>L</mi> <msub> <mi>pn</mi> <mi>v</mi> </msub> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>4</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
其中：np，nf，nv分别表示所考察周期内峰、平、谷各时段所采集的代表性时点个数。
3.根据权利要求1所述的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法，其特征在于：在步骤2)中，所述的利用步骤1)得到的销售侧峰谷分时平均销售电价及对应负荷，构建与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型的具体步骤如下：
步骤2.1)计算电力用户因实施或调整峰谷分时电价而产生的购售电增量利益，方法如下：
电力用户因实施或调整峰谷分时电价而产生的购售电增量利益ΔCR按照式(5)计算：
ΔCR＝ΔCI-ΔCC (5)
其中：
ΔCI为电力用户售电收入增量；
ΔCC为电力用户购电成本增量；
步骤2.2)计算第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在所考察周期内的利润增量，方法如下：
第i(i＝1,2,…,N)类发电单元因实施或调整峰谷分时电价而产生的利润增量ΔPRi按照式(6)计算：
<mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;PR</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>=</mo> <munder> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>t</mi> <mo>=</mo> <mi>p</mi> <mo>,</mo> <mi>f</mi> <mo>,</mo> <mi>v</mi> </mrow> </munder> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;Delta;PI</mi> <mrow> <mi>t</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;Delta;PC</mi> <mrow> <mi>t</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>6</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
其中：
ΔPIti(t＝p,f,v)为第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在对应时段t的售电收入增量；
ΔPCti(t＝p,f,v)为第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在对应时段t的发电成本增量；
步骤2.3)计算电网公司在所考察周期内的利润增量，方法如下：
电网公司因实施或调整峰谷分时电价而产生的利润增量ΔGR按照式(7)计算：
<mrow> <mi>&amp;Delta;</mi> <mi>G</mi> <mi>R</mi> <mo>=</mo> <munder> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>t</mi> <mo>=</mo> <mi>p</mi> <mo>,</mo> <mi>f</mi> <mo>,</mo> <mi>v</mi> </mrow> </munder> <mrow> <mo>(</mo> <msub> <mi>&amp;Delta;GI</mi> <mi>t</mi> </msub> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;Delta;GC</mi> <mi>t</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>7</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
其中：
ΔGIt(t＝p,f,v)为电网公司在对应时段t的售电收入增量；
ΔGCt(t＝p,f,v)为电网公司在对应时段t的购电成本增量；
步骤2.4)利用步骤1)得到的销售侧峰谷分时平均销售电价及对应负荷及步骤2.1)至步骤2.3)的结果，构建与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型：
以“削峰填谷”效果最大化为目标，以发电、电网、用户三方利益均不受损、且联动后的峰谷分时电价不使峰谷时段倒置为约束，构建与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型；
<mrow> <mtable> <mtr> <mtd> <mi>min</mi> </mtd> <mtd> <mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;L</mi> <mn>1</mn> </msub> <mo>=</mo> <msub> <mi>F</mi> <mi>p</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> <mo>-</mo> <msub> <mi>F</mi> <mi>v</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> </mrow> </mtd> </mtr> <mtr> <mtd> <mi>min</mi> </mtd> <mtd> <mrow> <msub> <mi>F</mi> <mi>p</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> </mrow> </mtd> </mtr> <mtr> <mtd> <mrow> <mi>s</mi> <mo>.</mo> <mi>t</mi> <mo>.</mo> </mrow> </mtd> <mtd> <mrow> <mi>&amp;Delta;</mi> <mi>C</mi> <mi>R</mi> <mo>&amp;GreaterEqual;</mo> <mn>0</mn> </mrow> </mtd> </mtr> <mtr> <mtd> <mrow></mrow> </mtd> <mtd> <mtable> <mtr> <mtd> <mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;PR</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>&amp;GreaterEqual;</mo> <mn>0</mn> </mrow> </mtd> <mtd> <mrow> <mo>&amp;ForAll;</mo> <mi>i</mi> </mrow> </mtd> </mtr> </mtable> </mtd> </mtr> <mtr> <mtd> <mrow></mrow> </mtd> <mtd> <mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;GR</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>&amp;GreaterEqual;</mo> <mn>0</mn> </mrow> </mtd> </mtr> <mtr> <mtd> <mrow></mrow> </mtd> <mtd> <mrow> <msub> <mi>F</mi> <mi>p</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> <mo>-</mo> <msub> <mi>F</mi> <mi>v</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> <mo>&amp;GreaterEqual;</mo> <mn>0</mn> </mrow> </mtd> </mtr> </mtable> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>8</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
其中：
ΔCR为电力用户在所考察周期内因实施或调整峰谷分时电价而产生的购售电增量利益；
ΔPRi为第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在所考察周期内因实施或调整峰谷分时电价而产生的利润增量；本模型根据原上网标杆电价的差别将电网调度口径内各发电机组分类，将原来实施同一类标杆电价的发电机组归为一类，设这样共产生N类群体，称每类群体为一个发电单元；
ΔGR为电网公司在所考察周期内因实施或调整峰谷分时电价的利润增量。
4.根据权利要求3所述的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法，其特征在于：在步骤2.1)中，所述的电力用户购电成本增量计算方法为：
设在售电侧调整或实施峰谷分时电价前所采用的各时段平均销售电价为：
<mrow> <msup> <mi>P</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msup> <mo>=</mo> <mfenced open = "(" close = ")"> <mtable> <mtr> <mtd> <msubsup> <mi>P</mi> <mi>p</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> </mtd> <mtd> <msubsup> <mi>P</mi> <mi>f</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> </mtd> <mtd> <msubsup> <mi>P</mi> <mi>v</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> </mtd> </mtr> </mtable> </mfenced> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>9</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
该地区所考察周期内峰、平、谷各时段总用电量为：
<mrow> <msup> <mi>Q</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msup> <mo>=</mo> <mfenced open = "(" close = ")"> <mtable> <mtr> <mtd> <msubsup> <mi>Q</mi> <mi>p</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> </mtd> <mtd> <msubsup> <mi>Q</mi> <mi>f</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> </mtd> <mtd> <msubsup> <mi>Q</mi> <mi>v</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> </mtd> </mtr> </mtable> </mfenced> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>10</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
其中：各时段平均销售电价P(0)中的三个分量按照待研究地区的具体情况，可能相等，亦可能不等；售电侧调整峰谷分时电价后平均销售电价如式(1)所示；
所考察周期内实施或调整峰谷分时电价所引起的用户购电成本增量为：
ΔCC＝P·TF(P)-P(0)·(Q(0))T (11)
其中：
<mrow> <mi>T</mi> <mi>F</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> <mo>=</mo> <mfenced open = "[" close = "]"> <mtable> <mtr> <mtd> <mrow> <msub> <mi>T</mi> <mi>p</mi> </msub> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <msub> <mi>F</mi> <mi>p</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> </mrow> </mtd> </mtr> <mtr> <mtd> <mrow> <msub> <mi>T</mi> <mi>f</mi> </msub> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <msub> <mi>F</mi> <mi>f</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> </mrow> </mtd> </mtr> <mtr> <mtd> <mrow> <msub> <mi>T</mi> <mi>v</mi> </msub> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <msub> <mi>F</mi> <mi>v</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> </mrow> </mtd> </mtr> </mtable> </mfenced> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>12</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
Tp、Tf、Tv分别表示所考察周期内，峰、平、谷各时段的时长，h。
5.根据权利要求3所述的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法，其特征在于：在步骤2.1)中，所述的电力用户售电收入增量计算方法为：
因实施或调整峰谷分时电价而产生的售电收入增量：
ΔCI＝0 (13)。
6.根据权利要求3所述的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法，其特征在于：在步骤2.2)中，所述的发电单元售电收入增量计算方法为：
设第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在实施及调整峰谷分时电价前后，峰时段售电收入增量：
<mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;PI</mi> <mi>p</mi> </msub> <mo>=</mo> <msub> <mi>p</mi> <mrow> <mi>p</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <msub> <mi>T</mi> <mi>p</mi> </msub> <msub> <mi>F</mi> <mi>p</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;alpha;</mi> <mi>p</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <msub> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>-</mo> <msubsup> <mi>p</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msubsup> <mi>Q</mi> <mi>p</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;alpha;</mi> <mi>p</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <msubsup> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>14</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在实施及调整峰谷分时电价前后，平时段售电收入增量：
<mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;PI</mi> <mi>f</mi> </msub> <mo>=</mo> <msub> <mi>p</mi> <mrow> <mi>f</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <msub> <mi>T</mi> <mi>f</mi> </msub> <msub> <mi>F</mi> <mi>f</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;alpha;</mi> <mi>f</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <msub> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>-</mo> <msubsup> <mi>p</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msubsup> <mi>Q</mi> <mi>f</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;alpha;</mi> <mi>f</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <msubsup> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>15</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在实施及调整峰谷分时电价前后，谷时段售电收入增量：
<mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;PI</mi> <mi>v</mi> </msub> <mo>=</mo> <msub> <mi>p</mi> <mrow> <mi>v</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <msub> <mi>T</mi> <mi>v</mi> </msub> <msub> <mi>F</mi> <mi>v</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;alpha;</mi> <mi>v</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <msub> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>-</mo> <msubsup> <mi>p</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msubsup> <mi>Q</mi> <mi>v</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;alpha;</mi> <mi>v</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <msubsup> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>16</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
其中：
αp,αf,αv分别表示电网峰、平、谷各时段的平均线损率；
λi (0)(i＝1,2,…,N)表示第i类发电单元内所有机组在用户对峰谷分时电价响应前的周期调度安排中各时段发电量之和在调度口径内周期总发电量(考虑线损因素)中所占的比重，即
λi(i＝1,2,…,N)表示第i类发电单元内所有机组在用户对峰谷分时电价响应后周期调度安排中各时段发电量之和在调度口径内周期总发电量(考虑线损因素)中所占的比重，即该比重的取值是在一定的范围内随机分布的，在理想状态下(期望值)近似等于第i类发电单元内所有机组年计划发电量之和占调度口径内所有机组年计划发电量之和的比例；
ppi,pfi,pvi分别表示第i(i＝1,2,…,N)类发电单元峰、平、谷各时段的上网电价。
7.根据权利要求3所述的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法，其特征在于：在步骤2.2)中，所述的发电单元发电成本增量计算方法为：
设第i(i＝1,2,…,N)类发电单元内共含有ni(ni为正整数)个机组，其中第j(j＝1,2,…,ni)个机组在峰、平、谷各时段的平均单位发电成本分别为其年计划发电量在本发电单元内所占比例为λi (j)，且有：
<mrow> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>j</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <msub> <mi>n</mi> <mi>i</mi> </msub> </munderover> <msubsup> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mi>j</mi> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <mo>=</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>17</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在峰、平、谷各时段的平均单位发电成本可近似表示为：
<mrow> <msub> <mi>c</mi> <mrow> <mi>p</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <mo>=</mo> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>j</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <msub> <mi>n</mi> <mi>i</mi> </msub> </munderover> <msubsup> <mi>c</mi> <mrow> <mi>p</mi> <mi>i</mi> </mrow> <mrow> <mo>(</mo> <mi>j</mi> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msubsup> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mi>j</mi> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>18</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
<mrow> <msub> <mi>c</mi> <mrow> <mi>f</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <mo>=</mo> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>j</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <msub> <mi>n</mi> <mi>i</mi> </msub> </munderover> <msubsup> <mi>c</mi> <mrow> <mi>f</mi> <mi>i</mi> </mrow> <mrow> <mo>(</mo> <mi>j</mi> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msubsup> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mi>j</mi> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>19</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
<mrow> <msub> <mi>c</mi> <mrow> <mi>v</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <mo>=</mo> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>j</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <msub> <mi>n</mi> <mi>i</mi> </msub> </munderover> <msubsup> <mi>c</mi> <mrow> <mi>v</mi> <mi>i</mi> </mrow> <mrow> <mo>(</mo> <mi>j</mi> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msubsup> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mi>j</mi> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>20</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
则第i(i＝1,2,…,N)类发电单元在电力系统内实施或调整峰谷分时电价前后，各时段发电成本增量分别如(21)、(22)、(23)所示：
峰时段发电成本增量：
<mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;PC</mi> <mrow> <mi>p</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <mo>=</mo> <msub> <mi>c</mi> <mrow> <mi>p</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <msub> <mi>T</mi> <mi>p</mi> </msub> <msub> <mi>F</mi> <mi>p</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;alpha;</mi> <mi>p</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <msub> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>-</mo> <msub> <mi>c</mi> <mrow> <mi>p</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <msubsup> <mi>Q</mi> <mi>p</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;alpha;</mi> <mi>p</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <msubsup> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>21</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
平时段发电成本增量：
<mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;PC</mi> <mrow> <mi>f</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <mo>=</mo> <msub> <mi>c</mi> <mrow> <mi>f</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <msub> <mi>T</mi> <mi>f</mi> </msub> <msub> <mi>F</mi> <mi>f</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;alpha;</mi> <mi>f</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <msub> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>-</mo> <msub> <mi>c</mi> <mrow> <mi>f</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <msubsup> <mi>Q</mi> <mi>f</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;alpha;</mi> <mi>f</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <msubsup> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>22</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
谷时段发电成本增量：
<mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;PC</mi> <mrow> <mi>v</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <mo>=</mo> <msub> <mi>c</mi> <mrow> <mi>v</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <msub> <mi>T</mi> <mi>v</mi> </msub> <msub> <mi>F</mi> <mi>v</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;alpha;</mi> <mi>v</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <msub> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>-</mo> <msub> <mi>c</mi> <mrow> <mi>v</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <msubsup> <mi>Q</mi> <mi>v</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;alpha;</mi> <mi>v</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <msubsup> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>23</mn> <mo>)</mo> </mrow> <mo>.</mo> </mrow>
8.根据权利要求3所述的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法，其特征在于：在步骤2.3)中，所述的电网公司售电收入增量核算方法为：
实施或调整峰谷分时电价前后，电网公司峰时段售电收入增量：
<mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;GI</mi> <mi>p</mi> </msub> <mo>=</mo> <msub> <mi>P</mi> <mi>p</mi> </msub> <msub> <mi>T</mi> <mi>p</mi> </msub> <msub> <mi>F</mi> <mi>p</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>p</mi> <mo>)</mo> </mrow> <mo>-</mo> <msubsup> <mi>P</mi> <mi>p</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msubsup> <mi>Q</mi> <mi>p</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>24</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
实施或调整峰谷分时电价前后，电网公司平时段售电收入增量：
<mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;GI</mi> <mi>f</mi> </msub> <mo>=</mo> <msub> <mi>P</mi> <mi>f</mi> </msub> <msub> <mi>T</mi> <mi>f</mi> </msub> <msub> <mi>F</mi> <mi>f</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> <mo>-</mo> <msubsup> <mi>P</mi> <mi>f</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msubsup> <mi>Q</mi> <mi>f</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>25</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
实施或调整峰谷分时电价前后，电网公司谷时段售电收入增量：
<mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;GI</mi> <mi>v</mi> </msub> <mo>=</mo> <msub> <mi>P</mi> <mi>v</mi> </msub> <msub> <mi>T</mi> <mi>v</mi> </msub> <msub> <mi>F</mi> <mi>v</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> <mo>-</mo> <msubsup> <mi>P</mi> <mi>v</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msubsup> <mi>Q</mi> <mi>v</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>26</mn> <mo>)</mo> </mrow> <mo>.</mo> </mrow>
9.根据权利要求3所述的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法，其特征在于：在步骤2.3)中，所述的电网公司购电成本增量计算方法为：
设第i(i＝1,2,…,N)类发电单元上网电价分时调整前后的电价分别为：pi；其中向量pi为：
pi＝(ppi,pfi,pvi) (27)
其中：ppi,pfi,pvi分别表示第i(i＝1,2,…,N)类发电单元峰、平、谷各时段的上网电价；
实施或调整峰谷分时电价前后，电网公司各时段购电成本增量如(28)、(29)、(30)所示；
峰时段购电成本增量：
<mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;GC</mi> <mi>p</mi> </msub> <mo>=</mo> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>N</mi> </munderover> <mo>&amp;lsqb;</mo> <msub> <mi>p</mi> <mrow> <mi>p</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <msub> <mi>T</mi> <mi>p</mi> </msub> <msub> <mi>F</mi> <mi>p</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;alpha;</mi> <mi>p</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <msub> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>-</mo> <msubsup> <mi>p</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msubsup> <mi>Q</mi> <mi>p</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;alpha;</mi> <mi>p</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <msubsup> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <mo>&amp;rsqb;</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>28</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
平时段购电成本增量：
<mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;GC</mi> <mi>f</mi> </msub> <mo>=</mo> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>N</mi> </munderover> <mo>&amp;lsqb;</mo> <msub> <mi>p</mi> <mrow> <mi>f</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <msub> <mi>T</mi> <mi>f</mi> </msub> <msub> <mi>F</mi> <mi>f</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;alpha;</mi> <mi>f</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <msub> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>-</mo> <msubsup> <mi>p</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msubsup> <mi>Q</mi> <mi>f</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;alpha;</mi> <mi>f</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <msubsup> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <mo>&amp;rsqb;</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>29</mn> <mo>)</mo> </mrow> </mrow>
谷时段购电成本增量：
<mrow> <msub> <mi>&amp;Delta;GC</mi> <mi>v</mi> </msub> <mo>=</mo> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>i</mi> <mo>=</mo> <mn>1</mn> </mrow> <mi>N</mi> </munderover> <mo>&amp;lsqb;</mo> <msub> <mi>p</mi> <mrow> <mi>v</mi> <mi>i</mi> </mrow> </msub> <msub> <mi>T</mi> <mi>v</mi> </msub> <msub> <mi>F</mi> <mi>v</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>P</mi> <mo>)</mo> </mrow> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;alpha;</mi> <mi>v</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <msub> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> </msub> <mo>-</mo> <msubsup> <mi>p</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msubsup> <mi>Q</mi> <mi>v</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>&amp;alpha;</mi> <mi>v</mi> </msub> <mo>)</mo> </mrow> <mrow> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </msup> <msubsup> <mi>&amp;lambda;</mi> <mi>i</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mn>0</mn> <mo>)</mo> </mrow> </msubsup> <mo>&amp;rsqb;</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mo>-</mo> <mrow> <mo>(</mo> <mn>30</mn> <mo>)</mo> </mrow> <mo>.</mo> </mrow>
10.根据权利要求1所述的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法，其特征在于：在步骤3)中，所述的求解上述与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型，得到与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价可行方案的方法是：利用步骤2)得到的与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价模型，基于MATLAB平台编制求解代码，采用迭代算法求解得到与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价可行方案。
CN201710908192.XA 2017-09-29 2017-09-29 一种与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法 Pending CN107730308A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201710908192.XA CN107730308A (zh) 2017-09-29 2017-09-29 一种与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201710908192.XA CN107730308A (zh) 2017-09-29 2017-09-29 一种与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN107730308A true CN107730308A (zh) 2018-02-23

Family

ID=61209084

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201710908192.XA Pending CN107730308A (zh) 2017-09-29 2017-09-29 一种与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN107730308A (zh)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110070387A (zh) * 2019-03-19 2019-07-30 武汉华中思能科技有限公司 一种基于边际成本的电力调频报价方法及系统
CN110729768A (zh) * 2019-10-09 2020-01-24 南方电网能源发展研究院有限责任公司 一种分布式电源出力特性的增量配电网分时配电方法
CN111242702A (zh) * 2020-02-29 2020-06-05 贵州电网有限责任公司 一种考虑系统峰谷差最小的电网峰谷分时电价的制定方法

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110070387A (zh) * 2019-03-19 2019-07-30 武汉华中思能科技有限公司 一种基于边际成本的电力调频报价方法及系统
CN110729768A (zh) * 2019-10-09 2020-01-24 南方电网能源发展研究院有限责任公司 一种分布式电源出力特性的增量配电网分时配电方法
CN111242702A (zh) * 2020-02-29 2020-06-05 贵州电网有限责任公司 一种考虑系统峰谷差最小的电网峰谷分时电价的制定方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Naval et al. A virtual power plant optimal dispatch model with large and small-scale distributed renewable generation
Tan et al. Multi-scenario operation optimization model for park integrated energy system based on multi-energy demand response
CN109389327B (zh) 基于风光不确定性的多虚拟电厂时前合作方法
CN110516855A (zh) 一种面向负荷聚合商的分布式储能控制权优化调度方法
CN107730308A (zh) 一种与销售侧联动的发电侧峰谷分时电价定价方法
CN112952908B (zh) 一种多合作微电网主体分布式协调交易方法
CN113722882B (zh) 一种考虑多盈利模式的园区电网储能优化配置方法及系统
CN110245839A (zh) 基于能源共享的主动配电网电力市场双层交易方法
Dou et al. A decentralized multi-energy resources aggregation strategy based on bi-level interactive transactions of virtual energy plant
CN115689166A (zh) 一种区域分布式能源资源聚合利用方法及系统
CN107392353A (zh) 基于优化用电排名发放差额化补贴的用户响应激励方法
CN106709611A (zh) 全寿命周期框架下的微电网优化配置方法
CN115829142A (zh) 一种工业企业综合能源系统优化规划方法
Li et al. Collaborative operation optimization and benefit-sharing strategy of rural hybrid renewable energy systems based on a circular economy: A Nash bargaining model
CN115423260A (zh) 一种电力市场及政策服务新能源利用的量化分析方法
CN110021932B (zh) 双边参与的调峰辅助服务容量选取和经济模型构建方法
CN106056264A (zh) 一种考虑负荷发展的分时电价优化方法
Scheller et al. Effects of implementing decentralized business models at a neighborhood energy system level: A model based cross-sectoral analysis
CN109256797B (zh) 一种考虑市场交易的含风光储的局域电网优化方法
Wang et al. Analysis of carbon electricity coupled market modeling method based on carbon credit trading mechanism
CN116452331A (zh) 一种碳-绿证联合交易与月度集中竞价交互的优化方法
CN114936672A (zh) 一种基于纳什谈判法的多虚拟电厂联合调度方法
CN114463130A (zh) 基于梯型碳交易机制和需求响应的能源系统调度方法
CN109948879B (zh) 一种电力市场环境下支路潮流越限指标的分摊方法
CN111754076A (zh) 一种适用于电力批发市场模式评估的方法及设备

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
RJ01 Rejection of invention patent application after publication
RJ01 Rejection of invention patent application after publication

Application publication date: 20180223