CN112766695B - 一种负荷聚集主体参与下的主辅联合系统的均衡运行方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开的负荷聚集主体参与下的主辅联合系统的均衡运行方法，主辅联合系统接入可调负荷资源，各市场主体依据市场均衡解来调节各自的机组出力和可调负荷资源使得主辅联合系统均衡运行；以负荷聚集主体为对象，通过主辅联合市场模拟分析，对其市场运营能力进行探索；先建立负荷聚集主体参与下的电能量市场和调频辅助服务市场交易框架，分析负荷聚集主体参与市场方式及各市场主体的成本，基于博弈均衡理论建立负荷聚集主体参与下的市场多时段均衡模型求得衡模型的均衡解；令负荷聚集主体参与主辅市场竞争，对负荷及有功电价均有“削峰填谷”的作用，使系统调频容量电价均有所下降，且下调容量电价下降更为明显；降低系统调频服务的购买成本。

Description

一种负荷聚集主体参与下的主辅联合系统的均衡运行方法
技术领域
本发明涉及市场能源分配技术领域，具体涉及一种负荷聚集主体参与下的主辅联合系统的均衡运行方法。
背景技术
随着环境问题的加剧以及需求侧响应技术的发展，未来大量需求侧负荷资源将加入市场进行交易，大规模中小负荷的参与将对电网运行提出更大的挑战。利用负荷侧资源分布广泛、快速响应的特点，负荷聚集主体(Load Aggregator，LA)可以对包括中小型用户资源、储能资源、电动汽车等负荷侧资源进行统一控制，并参与现货市场竞争。通过一定的调控策略，LA不仅能够抑制、消除不确定性负荷对电网带来的不利影响，还能利用负荷侧可调资源提供调频、调峰等辅助服务。
LA作为运营主体，在现货市场竞标中主要包括两方面策略，其一是各类型负荷每个时段的用电需求及报价，不同的市场策略将对市场出清电价及自身收益造成影响；另一方面，每个时段的电量和电价确定以后，各类负荷的可调容量也将确定，如何利用此部分可调容量参与辅助服务市场将决定LA的另一部分收益。LA作为新的市场主体参与到现货市场竞争中，对主、辅市场出清结果及各方市场主体收益带来的影响值得深入研究。
目前国内外在这方面有一些初步的研究工作。在资源控制策略研究方面，有学者从负荷聚集主体角度、投资者角度提出了响应的调度、收益模型，并证明可调负荷资源可以很好的满足调频需求，并且对电网安全稳定有着积极的作用；在电力市场竞争方面，有学者运用寡头博弈均衡理论研究各类市场行为对各市场参与者收益及市场经济效率的影响，分析了负荷聚集主体作为价格接受者和价格影响者参与电力市场的情况，以及风电主体和负荷聚集主体以VPP合作模式参与投标竞争的电力市场多时段随机博弈模型。但目前的研究中，负荷聚集主体仅作为价格接受方，并未考虑大量可调负荷资源接入后对其他市场主体策略及整个现货市场带来的影响，市场框架只包含电能量市场，而实际现货市场必定是主辅联合市场，因此无法全面体现负荷侧对现货市场带来的影响。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明基于寡头竞争的博弈均衡理论，研究负荷聚集主体作为市场主体同时参加主辅现货市场下的均衡结果，首先建立主辅联合现货市场交易框架并对各市场主体参与调频市场的成本建模分析，在此基础上建立负荷聚集主体参与下的能量和调频市场多时段均衡模型，通过算例仿真比较有、无负荷聚集主体的参与对现货市场出清结果及各方收益的影响，并对可调负荷的调节性能进行定量灵敏度分析。
本发明通过下述技术方案实现：
本方案提供一种负荷聚集主体参与下的主辅联合系统的均衡运行方法，所述主辅联合系统为电能量市场和调频辅助服务市场联合系统，所述主辅联合系统接入可调负荷资源，电能量市场和调频辅助服务市场的市场主体均包括负荷聚集主体和传统发电主体，电能量市场和调频辅助服务市场的市场主体依据市场均衡解来调节可调负荷资源使得主辅联合系统均衡运行，
所述电能量市场和调频辅助服务市场的市场主体依据市场均衡解调节可调负荷资源具体方法包括：
S1.建立负荷聚集主体参与下的电能量市场和调频辅助服务市场的交易框架；
S2.在S1的交易框架下确定负荷聚集主体参与主辅联合系统的方式，并依据市场主体交易成本模型对各市场主体的成本进行分析；
S3.基于S1和S2以及寡头竞争的博弈均衡理论，建立负荷聚集主体参与下的主辅联合系统的均衡模型；
S4.应用非线性互补方法求解均衡模型得到市场均衡解；
S5.各市场主体按照市场均衡解统一调度可调负荷资源出力和各市场主体的机组出力。
所述可调负荷资源包括：用户负荷资源、储能负荷资源及电动汽车负荷资源。
进一步优化方案为，负荷聚集主体参与下的电能量市场和调频辅助服务市场的交易框架，具体为：
电能量市场和调频辅助服务市场的各市场主体以古诺竞争方式参与；
参与主辅联合系统中的各市场主体按自身策略分别向交易中心上报其在电能量市场、调频辅助服务市场中的竞争策略；
交易中心对上报的竞争策略进行检验，并给出电能量市场、调频辅助服务市场的出清结果和中标容量；
电能量市场、调频辅助服务市场均以出清结果及各主体中标容量进行结算。
市场均衡解包括：中标市场主体，各中标市场主体在电能市场的中标容量，各中标市场主体在调频辅助服务市场的上调或下调容量；
假定某初期日前现货市场有电能量市场和调频辅助服务市场两部分。市场中存在n个传统发电主体和1个负荷聚集主体，各市场主体以古诺竞争方式参与现货市场，按自身策略分别上报在主、辅市场中的竞争容量及报价，所上报的两部分容量需满足基本物理约束。交易中心将对上报容量进行检验并对主、辅市场进行出清。
各市场主体按照市场均衡解统一调度可调负荷资源出力和各市场主体的机组出力具体过程为：
调频辅助服务市场中的中标市场主体，在运行时段接收到上调(下调)指令后，提供上调(下调)容量的传统发电主体应增大(减少)机组出力，提供上调(下调)容量的负荷聚集主体应控制负荷资源进行出力增加或削减。
进一步优化方案为，电能量市场和调频辅助服务市场均采用独立出清方式。
调频市场已在欧美等成熟电力市场开展多年，市场出清规则主要以辅助服务购买成本最低为主，但出清方式主要存在独立出清和主-辅市场统一出清两种方式。就日前现货市场而言，美国PJM电力市场中，调频市场与电能量市场独立出清；美国加州电力市场中，主-辅市场实行统一出清。主-辅统一出清方式下，系统总购电成本最低，但市场规则复杂、出清结果不透明，对市场运营要求较高。独立出清方式下，市场规则简单、透明度高，适合于建设初期的日前现货市场，目前我国各区域辅助服务市场试运行规则以独立出清为主，因此本方案采用独立出清方式。
主(电能量市场)、辅(调频辅助服务市场)市场均以出清结果电价及各主体中标容量进行结算，且调频容量结算时，会考虑中标机组的调频性能。本发明调频市场结算不考虑里程收益，因参与调频而产生的能量交换按中标时段能量市场电价进行结算。
进一步优化方案为，市场主体交易成本模型包括：传统发电主体的发电成本可用出力模型，传统发电主体参与调频辅助服务市场带来的附属成本模型、调频辅助服务市场中负荷聚集主体调频容量的成本模型、电能量市场中负荷聚集主体的出力模型。
进一步优化方案为，传统发电主体的发电成本可出力模型具体为：
传统发电主体i(i＝1,2,…,n)在t时段的发电成本可用出力的二次函数表示为：
Figure GDA0003946222730000031
式中：Pi,t为t时段第i个传统发电主体的有功出力，ai、bi为该传统发电主体的成本系数；
当传统发电主体参与调频时，机组运行过程中将不断接收调频信号并调整出力，由此造成的热效率损失成本较难核算[19]，在一个长期稳定的电力系统中，这部分热效率损失成本可在实测数据的基础上对成本曲线进行拟合。因此在不考虑投资成本的情况下，传统发电主体参与调频辅助服务市场带来的附属成本也可拟合为调频容量的二次函数。
传统发电主体参与调频辅助服务市场带来的附属成本模型具体为：
传统发电主体参与调频辅助服务市场带来的附属成本拟合为调频容量的二次函数：
Figure GDA0003946222730000041
式中：
Figure GDA0003946222730000042
为第i个传统发电主体的上、下调频容量，
Figure GDA0003946222730000043
为第i个传统发电主体的上、下调频成本系数；
负荷聚集主体参与现货市场的成本主要包括负荷用电带来的电量成本、负荷削减带来的机会成本、资源调用带来的损耗成本以及储能、电动汽车中SOC偏移带来的电池老化成本[21]，由于本文模型中不考虑单量电动汽车的充放电模型，且模型中电动汽车调频容量相较于电池容量较小，SOC偏移成本对出清结果分析和最终结论不造成影响，因此不考虑SOC偏移成本调频辅助服务市场中负荷聚集主体调频容量的成本模型表示为：
负荷聚集主体上调频容量的成本模型：
Figure GDA0003946222730000044
负荷聚集主体下调频容量的成本模型：
Figure GDA0003946222730000045
式(3)中，第一、二项分别为调用上调容量时产生的损耗成本及电量结算成本；式(4)为调用下调容量产生的电量结算成本；其中，
Figure GDA0003946222730000046
为t时段系统上、下调频调用率，c为资源调用的老化成本。
在电能量市场中，负荷聚集主体须通过购电满足所辖负荷次日的用电需求，同时可利用其代理的电动汽车、储能等系统的剩余容量在负荷低谷时段(电价较低)进行储能，在负荷高峰时段(电价较高)进行放电，在完成充放电套利的同时，对系统负荷也有削峰填谷的作用。
电能量市场中负荷聚集主体的出力模型表示为：
Figure GDA0003946222730000047
式中：
Figure GDA0003946222730000048
Lt分别为第t个时段负荷聚集主体的套利充、放电量及为满足负荷的需求电量。
进一步优化方案为，所述多时段均衡模型考虑将一天分为24个时段，主要包括市场出清规则模型和市场主体决策模型。
由市场供需平衡条件可得，t时段电能量市场出清规则如式(6)所示，根据每个时段传统发电主体和负荷聚集主体的决策功率决定能量市场出清电价及出清电量。
进一步优化方案为，市场出清规则模型有：
t时段电能量市场出清规则模型表示为：
Figure GDA0003946222730000049
其中有：
Dt＝αt-βtλt (7)
式中Dt为第t个时段的电力需求，αt、βt为大于零的常数，λt为t时段有功电价；
调频辅助服务市场以购买成本最小进行出清，根据每个传统发电主体的决策报价确定调频市场出清价格和出清电量，t时段调频辅助服务市场出清规则模型为：
Figure GDA0003946222730000051
式(8)对应的约束条件为：
Figure GDA0003946222730000052
Figure GDA0003946222730000053
Figure GDA0003946222730000054
Figure GDA0003946222730000055
Figure GDA0003946222730000056
Figure GDA0003946222730000057
式中：下标t均表示在t时段的变量；
Figure GDA0003946222730000058
为负荷聚集主体的上、下调频容量，
Figure GDA0003946222730000059
Figure GDA00039462227300000510
分别为第i个传统发电主体及负荷聚集主体的上、下调频容量策略报价，Pi max、Pi min分别为第i个传统发电主体的出力上下限，
Figure GDA00039462227300000511
为负荷聚集主体的最大充放电功率，δ为调频需求容量占负荷量的比例系数[15]；式(9)、(10)的拉格朗日乘子
Figure GDA00039462227300000512
分别为上、下调频容量的出清电价；
市场主体决策模型有：
传统发电主体i(i＝1,2,…,n)决策模型表示为：
Figure GDA00039462227300000513
式(15)约束条件为式(7)～(17)
Figure GDA00039462227300000514
Figure GDA00039462227300000515
式(15)中，第一项为能量市场及调频辅助服务市场的电量结算收益，第二项为调频辅助服务市场的容量收益，第三、四项分别为发电成本及调频成本，其中，Ai为传统发电主体i的调频性能指标，式(16)、(17)为传统发电主体i的爬坡约束，
Figure GDA0003946222730000061
分别为机组上、下爬坡速率；
负荷聚集主体的决策模型表示为：
Figure GDA0003946222730000062
式(18)的约束条件为：式(7)～(14)及
Figure GDA0003946222730000063
Figure GDA0003946222730000064
式(18)中，第一项为能量市场及调频辅助服务市场的电量结算收益，第二项为套利放电引起的损耗成本，第三项为调频辅助服务市场的容量收益，第四项、第五项为上、下调频成本；其中：ALA为负荷聚集主体的调频性能指标；式(19)表示负荷用电需求平衡；式(20)表示用于套利及辅助服务的充放电量应始终保持在负荷资源有效容量之内；其中：η为充放电转换系数，
Figure GDA0003946222730000065
为负荷资源有效容量。
虽然主辅市场独立出清，但是传统发电主体和负荷聚集主体需要对两个市场的投标决策进行取舍，两个市场的出清结果将同时影响市场主体的最终收益，因此两类市场主体的决策模型中，两个市场的出清规则都需考虑在约束条件中。
进一步优化方案为，应用非线性互补方法求解多时段均衡模型得到市场均衡解具体步骤为：
S41.列出电能量市场出清规则模型和调频辅助服务市场出清规则模型的KKT条件；
S42.将S41所得KKT条件作为约束条件加入到各个市场主体决策模型中，再次列出各个市场主体决策模型的KKT条件；
S43.联立所有市场主体的KKT条件并用非线性互补函数处理其中的互补条件，得到一个非线性方程组；
S44.运用Levenberg-Marquardt算法对非线性方程组进行求解得到市场均衡解。
本方案运用改进的Levenberg-Marquardt算法对非线性方程组进行求解，该算法为基于次梯度的半光滑的Newton算法，只需求解线性系统解就可确定搜索方向，在大规模系统求解中可快速收敛。
本发明与现有技术相比，具有如下的优点和有益效果：
本发明提出的负荷聚集主体参与下的主辅联合系统的均衡运行方法，以负荷聚集主体为对象，通过主辅联合市场模拟分析，对其市场运营能力进行探索；首先建立负荷聚集主体参与下的电能量市场和调频辅助服务市场交易框架，对负荷聚集主体参与市场方式及各市场主体的成本进行分析，然后基于寡头竞争的博弈均衡理论，建立负荷聚集主体参与下的电能量市场和调频市场多时段均衡模型；最后，应用非线性互补方法对均衡模型进行求解，使负荷聚集主体参与主辅市场竞争，对负荷及有功电价均有“削峰填谷”的作用，使得系统上、下调频容量电价均有所下降，且下调容量电价下降更为明显；系统调频服务购买成本有所降低，且整日用户利润和社会福利均将增加。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本发明实施例的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明实施例的限定。
图1为负荷聚集主体参与下的市场框架示意图；
图2为求解多时段均衡模型流程图；
图3为有、无负荷聚集主体参与下的电能量市场均衡价格示意图；
图4为有、无负荷聚集主体参与下的调频辅助服务市场均衡价格示意图；
图5为传统发电主体和负荷聚集主体中标有功出力示意图；
图6为各市场主体中标的上调频容量示意图；
图7为传统发电主体和负荷聚集主体下调容量示意图；
图8为社会福利随可调容量的变化示意图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施例和附图，对本发明作进一步的详细说明，本发明的示意性实施方式及其说明仅用于解释本发明，并不作为对本发明的限定。
实施例1
一种负荷聚集主体参与下的主辅联合系统的均衡运行方法，所述主辅联合系统为电能量市场和调频辅助服务市场联合系统，所述主辅联合系统接入可调负荷资源，电能量市场和调频辅助服务市场的市场主体均包括负荷聚集主体和传统发电主体，电能量市场和调频辅助服务市场的市场主体依据市场均衡解来调节可调负荷资源使得主辅联合系统均衡运行，
所述电能量市场和调频辅助服务市场的市场主体依据市场均衡解调节可调负荷资源具体方法包括：
S1.建立负荷聚集主体参与下的电能量市场和调频辅助服务市场的交易框架；
S2.在S1的交易框架下确定负荷聚集主体参与主辅联合系统的方式，并依据市场主体交易成本模型对各市场主体的成本进行分析；
S3.基于S1和S2以及寡头竞争的博弈均衡理论，建立负荷聚集主体参与下的主辅联合系统的均衡模型；
S4.应用非线性互补方法求解均衡模型得到市场均衡解；
S5.各市场主体按照市场均衡解统一调度可调负荷资源出力和各市场主体的机组出力。
所述可调负荷资源包括：用户负荷资源、储能负荷资源及电动汽车负荷资源。
负荷聚集主体参与下的电能量市场和调频辅助服务市场的交易框架，具体为：
电能量市场和调频辅助服务市场的各市场主体以古诺竞争方式参与；
参与主辅联合系统中的各市场主体按自身策略分别向交易中心上报其在电能量市场、调频辅助服务市场中的竞争策略；
交易中心对上报的竞争策略进行检验，并给出电能量市场、调频辅助服务市场的出清结果和中标容量；
电能量市场、调频辅助服务市场均以出清结果及各主体中标容量进行结算。
市场均衡解包括：中标市场主体，各中标市场主体在电能市场的中标容量，各中标市场主体在调频辅助服务市场的上调或下调容量；
各市场主体按照市场均衡解统一调度可调负荷资源出力和各市场主体的机组出力具体过程为：
调频辅助服务市场中的中标市场主体在运行时段接收到上调或下调指令后，提供上调或下调容量的传统发电主体增大或减少机组出力，提供上调或下调容量的负荷聚集主体调度负荷资源进行出力增加或削减。
电能量市场和调频辅助服务市场均采用独立出清方式。
市场主体交易成本模型包括：传统发电主体的发电成本可用出力模型，传统发电主体参与调频辅助服务市场带来的附属成本模型、调频辅助服务市场中负荷聚集主体调频容量的成本模型、电能量市场中负荷聚集主体的出力模型。
传统发电主体的发电成本可出力模型具体为：
传统发电主体i(i＝1,2,…,n)在t时段的发电成本可用出力的二次函数表示为：
Figure GDA0003946222730000091
式中：Pi,t为t时段第i个传统发电主体的有功出力，ai、bi为该传统发电主体的成本系数；
传统发电主体参与调频辅助服务市场带来的附属成本模型具体为：
传统发电主体参与调频辅助服务市场带来的附属成本拟合为调频容量的二次函数：
Figure GDA0003946222730000092
式中：
Figure GDA0003946222730000093
为第i个传统发电主体的上、下调频容量，
Figure GDA0003946222730000094
为第i个传统发电主体的上、下调频成本系数；
调频辅助服务市场中负荷聚集主体调频容量的成本模型表示为：
负荷聚集主体上调频容量的成本模型：
Figure GDA0003946222730000095
负荷聚集主体下调频容量的成本模型：
Figure GDA0003946222730000096
式(3)中，第一、二项分别为调用上调容量时产生的损耗成本及电量结算成本；式(4)为调用下调容量产生的电量结算成本；其中，
Figure GDA0003946222730000097
为t时段系统上、下调频调用率，c为资源调用的老化成本；
电能量市场中负荷聚集主体的出力模型表示为：
Figure GDA0003946222730000098
式中：
Figure GDA0003946222730000099
Lt分别为第t个时段负荷聚集主体的套利充、放电量及为满足负荷的需求电量。
所述多时段均衡模型考虑将一天分为24个时段，主要包括市场出清规则模型和市场主体决策模型。
市场出清规则模型有：
t时段电能量市场出清规则模型表示为：
Figure GDA00039462227300000910
其中有：
Dt＝αt-βtλt (7)
式(6)中Dt为第t个时段的电力需求，αt、βt为大于零的常数，λt为t时段有功电价；t时段调频辅助服务市场出清规则模型为：
Figure GDA0003946222730000101
式(8)对应的约束条件为：
Figure GDA0003946222730000102
Figure GDA0003946222730000103
Figure GDA0003946222730000104
Figure GDA0003946222730000105
Figure GDA0003946222730000106
Figure GDA0003946222730000107
式中：下标t均表示在t时段的变量；
Figure GDA0003946222730000108
为负荷聚集主体的上、下调频容量，
Figure GDA0003946222730000109
Figure GDA00039462227300001010
分别为第i个传统发电主体及负荷聚集主体的上、下调频容量策略报价，Pi max、Pi min分别为第i个传统发电主体的出力上下限，
Figure GDA00039462227300001011
为负荷聚集主体的最大充放电功率，δ为调频需求容量占负荷量的比例系数[15]；式(9)、(10)的拉格朗日乘子
Figure GDA00039462227300001012
分别为上、下调频容量的出清电价；
市场主体决策模型有：
传统发电主体i(i＝1,2,…,n)决策模型表示为：
Figure GDA00039462227300001013
式(15)约束条件为式(7)～(17)
Figure GDA00039462227300001014
Figure GDA00039462227300001015
式(15)中，第一项为能量市场及调频辅助服务市场的电量结算收益，第二项为调频辅助服务市场的容量收益，第三、四项分别为发电成本及调频成本，其中，Ai为传统发电主体i的调频性能指标，式(16)、(17)为传统发电主体i的爬坡约束，
Figure GDA00039462227300001016
分别为机组上、下爬坡速率；
负荷聚集主体的决策模型表示为：
Figure GDA0003946222730000111
式(18)的约束条件为：式(7)～(14)及
Figure GDA0003946222730000112
Figure GDA0003946222730000113
式(18)中，第一项为能量市场及调频辅助服务市场的电量结算收益，第二项为套利放电引起的损耗成本，第三项为调频辅助服务市场的容量收益，第四项、第五项为上、下调频成本；其中：ALA为负荷聚集主体的调频性能指标；式(19)表示负荷用电需求平衡；式(20)表示用于套利及辅助服务的充放电量应始终保持在负荷资源有效容量之内；其中：η为充放电转换系数，
Figure GDA0003946222730000114
为负荷资源有效容量。
应用非线性互补方法求解多时段均衡模型得到市场均衡解具体步骤为：
S41.列出电能量市场出清规则模型和调频辅助服务市场出清规则模型的KKT条件；
S42.将S41所得KKT条件作为约束条件加入到各个市场主体决策模型中，再次列出各个市场主体决策模型的KKT条件；
S43.联立所有市场主体的KKT条件并用非线性互补函数处理其中的互补条件，得到一个非线性方程组；
S44.运用Levenberg-Marquardt算法对非线性方程组进行求解得到市场均衡解。
本实施例使用非线性互补方法求解，求解流程如图2所示。首先列出主、辅助市场出清模型(式(7)～(14))的KKT条件，由于KKT条件中有形如：a≥0，b≥0，ab＝0的互补条件，利用非线性互补函数ψ(a,b)等效替换该互补条件。ψ(a,b)表达式为：
Figure GDA0003946222730000115
然后将所得KKT条件作为约束条件，加入到各个市场主体决策模型中，再次列出所有传统发电主体决策模型的KKT条件，联立所有传统发电主体的KKT条件并用同样的非线性互补函数处理其中的互补条件，得到一个非线性方程组，通过求解该非线性方程组得到市场的均衡解。
本文运用改进的Levenberg-Marquardt算法对非线性方程组进行求解，该算法为基于次梯度的半光滑的Newton算法，只需求解线性系统解就可确定搜索方向，在大规模系统求解中可快速收敛。
另外，由于在理论上很难保证电力市场博弈问题均衡解的唯一性，本文算例所求得的均衡可能只是所有均衡解中的一个。
实施例2
为验证实施例1所给出的针对负荷聚集主体参与下的主辅联合市场的均衡分析方法的有效性，本实施例采用以下算例进行分析。
一、场景描述
考虑某日前现货市场中存在2个传统发电主体(G1，G2)和1个负荷聚集主体，且均同时参与现货市场中的电能量市场和调频辅助服务市场。传统发电主体的参数如表1所示。假设某日中长期电量分解后，现货市场需求约为总负荷的十分之一，假设能量市场线性需求函数Dt＝αt-βtλt中，各时段βt取恒定值0.6MW/USD，αt如表2所示。负荷总需求Ld为20MW·h，负荷资源有效容量
Figure GDA0003946222730000121
为80MW·h，每个时段的充放电限度为20MW，充放电转换系数η为0.85，单位放电老化成本系数c为60USD/(MW·h)。
辅助服务上、下调频容量需求量占负荷量的比例系数δ取4％，系统上、下调频容量调用率
Figure GDA0003946222730000122
均取0.2。G1、G2、LA的调频性能指标均为1。
表1传统发电主体的参数
Figure GDA0003946222730000123
表2各时段需求函数参数αt
Figure GDA0003946222730000124
二、优化结果
1.不同情况下电能量市场均衡价格
图3给出了有、无负荷聚集主体参与下的电能量市场均衡价格。可以看出：电能量市场均衡价格变化趋势与负荷变化趋势一致；负荷聚集主体的参与对有功电价具有削峰填谷的作用，这是由于负荷聚集主体在夜间充电增加了负荷量，在日间放电增加了供电量。
2.不同情况下调频辅助服务市场均衡价格
图4给出了有、无负荷聚集主体参与下的调频辅助服务市场均衡价格。首先，由于传统发电主体的上、下调频成本参数相同，在没有负荷聚集主体参与现货市场时，调频市场上、下调频容量出清电价相同；当负荷聚集主体参与现货市场时，系统上、下调频容量电价在各时段均有所下降，这是由于负荷聚集主体的加入削减了传统发电主体在调频辅助服务市场中的市场力；由于电量结算对调频成本的影响，负荷聚集主体上调容量成本更低，市场竞争力更强，对市场价格的降低效果更为明显，因而上调容量电价低于下调容量电价。
3.各市场主体中标容量
图5给出了传统发电主体和负荷聚集主体中标有功出力。可以看出：有功出力方面，负荷聚集主体在夜间充电，日间放电，较无序充电情况，对总负荷具有削峰填谷的作用。
图6给出了各市场主体中标的上调频容量。夜间阶段，负荷聚集主体中标上调容量高于传统发电主体，且负荷聚集主体中标容量的上升速度高于传统发电主体，这是由于上调容量带来的电量结算降低了负荷聚集主体的上调成本，而传统发电主体随着上调容量的增加，热效率损失更大，竞争力更低。高峰负荷阶段，由于LA套利放电，受物理约束限制，所能提供的上调容量有限，因此传统发电主体的中标容量上升明显。
图7给出了各市场主体中标的下调频容量。由于电量结算导致下调频容量成本较高，负荷聚集主体在下调频容量市场竞争力不如上调频容量市场，夜间阶段，由于套利充电，负荷聚集主体下调容量为满足物理约束的最大值；日间阶段，由于负荷聚集主体竞争力不足，中标上调容量少于传统发电主体。
4.各市场主体收益分析
表3给出了市场成员利润及社会福利结果。可以看出：负荷聚集主体“底充高发”，并利用可调容量参与调频，可以抑制传统发电主体在现货市场中的市场力，使其利润下降，并降低了系统调频服务购买成本；另一方面，负荷聚集主体对有功电价具有削峰填谷的作用，使用户利润在低谷时段有所下降、高峰时段有所增加，但整日用户利润和社会福利均有所增加。
表3市场成员利润及社会福利结果
Figure GDA0003946222730000131
Figure GDA0003946222730000141
5.负荷可调容量灵敏度分析
图8给出了负荷可调容量变化对社会福利影响的曲线。可以看出，随着负荷可调容量的增加，社会福利逐渐增加，但速度逐渐放缓；当容量大于160MW·h后，增长几乎停止。这是因为，系统充放电套利机会有限，当容量增大到一定值后，市场出清结果将不再变化，社会福利也将停止增长。
本实施例基于寡头竞争的博弈均衡理论，建立了负荷聚集主体参与下的能量和调频市场多时段均衡模型，通过算例分析，比较研究了负荷聚集主体的参与对现货市场均衡结果的影响，所得结论如下：
1)负荷聚集主体“低充高放”的套利充放电行为对系统负荷有削峰填谷的作用，同时也将使低谷时段电价有所上升，高峰时段电价有所下降。
2)负荷聚集主体利用剩余容量参与调频辅助服务市场，使系统上、下调频容量电价均有所下降。由于负荷聚集主体上调容量成本低于下调容量成本，负荷聚集主体中标的上调容量整体高于下调容量，对系统上调容量电价的降低作用也更为明显。
3)负荷聚集主体参与现货市场将有效削弱其他市场成员的市场力，使传统发电主体的利润有所下降，同时系统的调频服务购买成本也将降低；用户利润在低谷时段有所下降、高峰时段有所增加，且整日用户利润和社会福利均将增加。
4)负荷可调容量的增加将促进社会福利进一步增长，但增长趋势逐步放缓，最终趋于稳定。
以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种负荷聚集主体参与下的主辅联合系统的均衡运行方法，所述主辅联合系统为电能量市场和调频辅助服务市场联合系统，其特征在于，所述主辅联合系统接入可调负荷资源，电能量市场和调频辅助服务市场的市场主体均包括负荷聚集主体和传统发电主体，电能量市场和调频辅助服务市场的市场主体依据市场均衡解来调节可调负荷资源使得主辅联合系统均衡运行，
所述电能量市场和调频辅助服务市场的市场主体依据市场均衡解调节可调负荷资源具体方法包括：S1.建立负荷聚集主体参与下的电能量市场和调频辅助服务市场的交易框架；S2.在S1的交易框架下确定负荷聚集主体参与主辅联合系统的方式，并依据市场主体交易成本模型对各市场主体的成本进行分析；S3.基于S1和S2以及寡头竞争的博弈均衡理论，建立负荷聚集主体参与下的主辅联合系统的均衡模型；S4.应用非线性互补方法求解均衡模型得到市场均衡解；S5.各市场主体按照市场均衡解统一调度可调负荷资源出力和各市场主体的机组出力；
市场主体交易成本模型包括：传统发电主体的发电成本可用出力模型，传统发电主体参与调频辅助服务市场带来的附属成本模型、调频辅助服务市场中负荷聚集主体调频容量的成本模型、电能量市场中负荷聚集主体的出力模型；
传统发电主体的发电成本可出力模型具体为：
传统发电主体i；i=1,2,…,n；在t时段的发电成本可用出力的二次函数表示为：
Figure 595333DEST_PATH_IMAGE001
式中：
Figure 607414DEST_PATH_IMAGE002
为t时段第i个传统发电主体的有功出力，a i 、b i 为该传统发电主体的成本系数；
传统发电主体参与调频辅助服务市场带来的附属成本模型具体为：
传统发电主体参与调频辅助服务市场带来的附属成本拟合为调频容量的二次函数：
Figure 183889DEST_PATH_IMAGE003
式中：
Figure 47940DEST_PATH_IMAGE004
和
Figure 455787DEST_PATH_IMAGE005
为第i个传统发电主体的上、下调频容量，
Figure 12670DEST_PATH_IMAGE006
表示第i个传统发电主体的上调频成本系数；
Figure 873179DEST_PATH_IMAGE007
表示第i个传统发电主体的下调频成本系数；
调频辅助服务市场中负荷聚集主体调频容量的成本模型表示为：
负荷聚集主体上调频容量的成本模型：
Figure 540921DEST_PATH_IMAGE008
负荷聚集主体下调频容量的成本模型：
Figure 508002DEST_PATH_IMAGE009
式中
Figure 94841DEST_PATH_IMAGE010
为负荷聚集主体上调频容量的成本；
Figure 318012DEST_PATH_IMAGE011
为负荷聚集主体的调用下调容量产生的电量结算成本；
Figure 914078DEST_PATH_IMAGE012
为t时段系统上、下调频调用率，c为资源调用的老化成本；
Figure 906305DEST_PATH_IMAGE013
为t时段有功电价；
Figure 929625DEST_PATH_IMAGE014
为负荷聚集主体的上调频容量；
Figure 469453DEST_PATH_IMAGE015
为负荷聚集主体的下调频容量； 电能量市场中负荷聚集主体的出力模型表示为：
Figure 213418DEST_PATH_IMAGE016
式中：
Figure 450364DEST_PATH_IMAGE017
为负荷聚集主体的出力；
Figure 519951DEST_PATH_IMAGE018
分别为第t个时段负荷聚集主体的套利充、放电量及为满足负荷的需求电量。
2.根据权利要求1所述的一种负荷聚集主体参与下的主辅联合系统的均衡运行方法，其特征在于，负荷聚集主体参与下的电能量市场和调频辅助服务市场的交易框架，具体为：电能量市场和调频辅助服务市场的各市场主体以古诺竞争方式参与；参与主辅联合系统中的各市场主体按自身策略分别向交易中心上报其在电能量市场、调频辅助服务市场中的竞争策略；交易中心对上报的竞争策略进行检验，并给出电能量市场、调频辅助服务市场的出清结果和中标容量；电能量市场、调频辅助服务市场均以出清结果及各主体中标容量进行结算。
3.根据权利要求2所述的一种负荷聚集主体参与下的主辅联合系统的均衡运行方法，其特征在于，电能量市场和调频辅助服务市场均采用独立出清方式。
4.根据权利要求1所述的一种负荷聚集主体参与下的主辅联合系统的均衡运行方法，其特征在于，均衡模型考虑将一天分为24个时段，主要包括市场出清规则模型和市场主体决策模型。
5.根据权利要求4所述的一种负荷聚集主体参与下的主辅联合系统的均衡运行方法，其特征在于，市场出清规则模型有： t时段电能量市场出清规则模型表示为：
Figure 842348DEST_PATH_IMAGE019
其中有：
Figure 717901DEST_PATH_IMAGE020
式中Dt为第t个时段的电力需求，
Figure 684720DEST_PATH_IMAGE021
为大于零的常数； t时段调频辅助服务市场出清规则模型为：
Figure 31867DEST_PATH_IMAGE022
式（8）对应的约束条件为式（9）~（14）
Figure 841560DEST_PATH_IMAGE023
Figure 192907DEST_PATH_IMAGE024
式中：
Figure 138866DEST_PATH_IMAGE025
分别为第i个传统发电主体的上、下调频容量策略报价；
Figure 550256DEST_PATH_IMAGE026
分别为负荷聚集主体的上、下调频容量策略报价；
Figure 581666DEST_PATH_IMAGE004
和
Figure 300485DEST_PATH_IMAGE005
为第i个传统发电主体的上、下调频容量；
Figure 241897DEST_PATH_IMAGE014
为负荷聚集主体的上调频容量；
Figure 948821DEST_PATH_IMAGE015
为负荷聚集主体的下调频容量；
Figure 342894DEST_PATH_IMAGE002
为t时段第i个传统发电主体的有功出力；
Figure 426256DEST_PATH_IMAGE027
分别为第i个传统发电主体的出力上下限，
Figure 956595DEST_PATH_IMAGE028
为负荷聚集主体的最大充放电功率，
Figure 834421DEST_PATH_IMAGE029
为调频需求容量占负荷量的比例系数；
式（9）、（10）中的拉格朗日乘子
Figure 715789DEST_PATH_IMAGE030
分别为上、下调频容量的出清电价；
市场主体决策模型有： 传统发电主体i（i=1,2,…,n）决策模型表示为：
Figure 41991DEST_PATH_IMAGE031
式（15）约束条件为式（16）~（17）
Figure 817048DEST_PATH_IMAGE032
其中， A i 为传统发电主体i的调频性能指标，
Figure 475563DEST_PATH_IMAGE033
分别为机组上、下爬坡速率；
Figure 234440DEST_PATH_IMAGE034
为t时段系统上、下调频调用率；
Figure 597289DEST_PATH_IMAGE030
分别为上、下调频容量的出清电价；
Figure 633378DEST_PATH_IMAGE035
为t时段的发电成本可用出力的二次函数表示；
Figure 88892DEST_PATH_IMAGE036
为传统发电主体参与调频辅助服务市场带来的附属成本拟合为调频容量的二次函数；
负荷聚集主体的决策模型表示为：
Figure 944853DEST_PATH_IMAGE037
式（18）的约束条件为： 式（19）~（20）
Figure 376971DEST_PATH_IMAGE038
其中：c为资源调用的老化成本；ALA为负荷聚集主体的调频性能指标；
Figure 64304DEST_PATH_IMAGE039
为充放电转换系数，
Figure 454834DEST_PATH_IMAGE040
为负荷资源有效容量；
Figure 532512DEST_PATH_IMAGE018
分别为第t个时段负荷聚集主体的套利充、放电量及为满足负荷的需求电量；
Figure 800944DEST_PATH_IMAGE010
为负荷聚集主体上调频容量的成本；
Figure 546046DEST_PATH_IMAGE011
为负荷聚集主体的调用下调容量产生的电量结算成本。
6.根据权利要求1所述的一种负荷聚集主体参与下的主辅联合系统的均衡运行方法，其特征在于，应用非线性互补方法求解均衡模型得到市场均衡解具体步骤为：S41. 列出电能量市场出清规则模型和调频辅助服务市场出清规则模型的KKT条件；S42. 将S41所得KKT条件作为约束条件加入到各个市场主体决策模型中，再次列出各个市场主体决策模型的KKT条件；S43.联立所有市场主体的KKT条件并用非线性互补函数处理其中的互补条件，得到一个非线性方程组；S44.运用 Levenberg-Marquardt算法对非线性方程组进行求解得到市场均衡解。
7.根据权利要求2所述的一种负荷聚集主体参与下的主辅联合系统的均衡运行方法，其特征在于，市场均衡解包括：中标市场主体，各中标市场主体在电能市场的中标容量，各中标市场主体在调频辅助服务市场的上调或下调容量；各市场主体按照市场均衡解统一调度可调负荷资源出力和各市场主体的机组出力具体过程为：调频辅助服务市场中的中标市场主体在运行时段接收到上调或下调指令后，提供上调或下调容量的传统发电主体增大或减少机组出力，提供上调或下调容量的负荷聚集主体调度负荷资源进行出力增加或削减。
8.根据权利要求1所述的一种负荷聚集主体参与下的主辅联合系统的均衡运行方法，其特征在于，所述可调负荷资源包括：用户负荷资源、储能负荷资源及电动汽车负荷资源。
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