CN113780620B - 一种点对点平台与综合能源运营商协同运行调度方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种点对点平台与综合能源运营商协同运行调度方法，建立综合能源运营商与点对点平台的协同运行模型，用以实现区域综合能源系统之间的能量共享。该模型应用能量产消者的概念，对大量涌现的分布式能源进行充分利用，考虑点对点平台与综合能源运营商的自身特性，建立基于点对点平台的分布式能量共享模型。通过点对点平台与综合能源运营商的协同运行，使得能量共享满足系统网络的结构约束。本发明能够求得符合综合能源运营商与分布式产消者利益的最优能量共享方案，从而实现社会福利的最大化，具有一定的经济效益。

Description

一种点对点平台与综合能源运营商协同运行调度方法

技术领域

本发明属于能源运营调度领域，特别涉及一种点对点平台与综合能源运营商协同运行调度方法。

背景技术

近年来大量分布式资源接入配电网，如分布式光伏、储能资源、P2G等。由于微型燃气轮机组和P2G的渗透，区域电力系统与区域燃气系统的合作更加紧密，多能源互补的区域综合能源系统受到广泛关注。区域综合能源系统通常结合各种电气和供热组件，如可再生能源、储能和热电联产装置，有效地提高了两个能源系统的可靠性和利用效率。随着分布式能源的快速发展，区域综合能源系统需要构建新的交易策略，以更好地实现系统的经济运行和分布式能源资源的有效消纳。

随着柔性资源产消者概念的提出，区域综合能源系统的交易机制正在由集中式向分布式转变。然而，产消者通常分布在系统结构的底层，用电量小，管理的灵活性和资源的灵活性不足以达到参与电力市场的门槛。但我们注意到，点对点能量共享架构可以促进分布式能源的就近交易，充分调动供需双方的灵活性，实现能源的就近供需平衡。因此，点对点能量共享平台的发展引起了人们越来越多的兴趣，点对点能量共享平台的决策有助于匹配消费者之间的交易。目前区域综合能源系统的研究普遍局限于集中式调度，不能适应分布式能源接入的新环境。其次，目前对点对点能量共享的研究主要集中在电力系统领域，而没有解决多能源耦合的问题。因此，研究一种能够实现区域综合能源系统分散式的协同优化调度方法具有重要意义。

发明内容

发明目的：本发明的目的在于针对现有技术的不足，提供了一种点对点平台与综合能源运营商协同运行调度方法，用以实现区域综合能源系统之间的能量共享。

技术方案：本发明提出一种点对点平台与综合能源运营商协同运行调度方法，该方法包括以下步骤：

步骤1：根据分布式能源产消者的需求特性，建立基于点对点平台的能量共享匹配模型，得出点对点产消者之间的能量共享匹配方案；

步骤2：基于点对点产消者之间的能量共享匹配方案，同时根据不同能源系统特性，建立区域综合能源系统协同运行模型；

步骤3：采用交替迭代方式求解点对点平台与综合能源运营商协同运行模型，得到调度方案，输出结果。

进一步的，所述步骤1建立点对点平台的能量共享匹配模型为：

点对点交易匹配过程将实现所有产消者收益最优作为目标，以此实现最优点对点能量共享匹配策略，该模型包括目标函数、产消者约束和能量共享量约束3个部分：

1)目标函数

目标函数为最小化生产者成本与消费者收益的差值，具体目标函数如下：

式中：为生产者成本函数，/>为产消者η的售电量，/>为消费者收益函数；/>为产消者η的购电量，N^s为产消者中生产者对应的集合，N^b为产消者中消费者对应的集合；

2)产消者约束

生产者与消费者都满足出力或者购电量的限制，具体约束如下：

式中：分别为生产者的售电量和消费者的购电量，分别为售电量和购电量的上、下限；

3)能量共享量约束

一组完成匹配的能量共享ω的共享量应为生产者出力的总和，同时也应该是生产者购电量的总和，具体能量共享量模型如下：

式中：T_ω为对应能量共享ω的共享量，Ω为能量共享匹配结果的集合，Ω_η为与产消者η对应的能量共享匹配结果集合，N^s为产消者中生产者对应的集合，N^b为产消者中消费者对应的集合。

进一步的，所述步骤2建立区域综合能源系统协同优化模型：

综合能源运营商获得点对点平台的能量共享匹配结果，并对剩余资源进行统一协调调度，保证能量共享能够满足系统结构约束，同时向产消者收取网络使用费，该模型包括目标函数、区域配电系统约束、区域配气系统约束与网络收费4个部分；

1)目标函数

目标函数分别为区域配电系统和区域配气系统的运行成本，以最小化系统运行成本为目标：

式中：C_G,i、C_η,j分别为上级电网节点i对应的机组G的电价与电网节点j对应的点对点能量共享电价；N_G、N_e分别为机组G所在的发电机节点集合与普通电力产消者节点集合；C_S,m、C_η,n分别为上级气网节点m对应的气源点S的气价与气网节点n对应的点对点能量共享气价；N_s、N_r分别为气源点S所在的气源点集合与普通天然气产消者节点集合；P_G,i为上级电网节点i对应的机组G的电价有功出力，为电网节点j对应的点对点能量共享功率；f_S,m为上级气网节点m对应的气源点S的天然气出力，/>气网节点n对应的点对点能量共享天然气出力；

2)区域配电系统约束

式中：P_G,j与Q_G,j为上级电网节点j对应的机组G注入区域配电系统的有功、无功功率；P_ij、Q_ij为线路ij上的有功、无功传输功率；P_jl、Q_jl为流出电网节点j的线路jl上的有功、无功功率；P_L,j、Q_L,j为节点j的有功、无功负荷；为电网节点j对应点对点能量共享的购电量；U_i、U_j为i、j节点电压；r_ij、x_ij、l_ij为线路ij上的电阻、电抗和电流；/>分别为节点i的电压幅值的上、下限；/> 为支路ij的有功、无功功率的上、下限；/>和/>分别为上级电网注入节点j的有功、无功功率的上、下限；λ_α为燃气轮机节点α的转换效率；Ψ_α为配电网与配气网燃气轮机耦合节点集合；/>为气网节点m对应的点对点能量共享购气量；

3)区域配气系统约束

(f_mn)²/(C_mn)²＝(π_m)²-(π_n)²

τ_k＝C_kf_Ck

式中：f_S,m为m节点对应的上级气源S的出力；为气网节点m的点对点能量共享购气量；f_L,m为m节点负荷；τ_k为加压站k的损耗；f_mn为天然气管道mn流量；f_Ck为流过加压站k的流量；GC(m)为注入节点为m的加压站的集合；GN(m)为与m节点相连的节点的集合，C_mn为管道mn的韦茅斯系数；π_m、π_n为m、n节点气压，/>分别为节点m的气压上、下限；分别为节点m注入功率上、下限；τ_k为加压站k的损耗；C_k为加压站k的损耗系数，λ_β为电转气节点β的转换效率；Ψ_β为配电网与配气网的P2G耦合节点集合；/>为电网节点j对应的点对点能量共享购电量；

4)网络收费

通过将购电侧电价与售电侧电价差值除以2，得到网络使用费用，并将网络使用费平分给买卖双方，这样一种平分收费的策略可以激励买卖双方平等地使用配电或配气网并从点对点能量共享中获益：

式中：分别为对应能量共享ω的购电侧b与售电侧s的边际电价，/>为能量共享ω的网络收费。

进一步的，所述步骤3采用交替迭代方式求解点对点平台与综合能源运营商协同运行模型，得到调度方案，输出结果。该交替迭代协同优化过程包括如下步骤：

步骤1：点对点平台生成一组潜在能量共享集合Ω，建立生产者与消费者的点对点能量共享联系；

步骤2：点对点平台匹配产消者之间的能量共享，形成一组新的能量共享集合Ω^*；

步骤3：综合能源运营商根据点对点平台传达的能量共享集合Ω^*，进行最优潮流运行调度；

步骤4：通过判断能量共享集合Ω^*是否发生变化，若未发生变化则迭代，进入步骤8，否则进入下一步；

步骤5：根据节区域配电系统与区域配气系统的运行约束，计算节点价格

步骤6：计算网络收费

步骤7：更新能量共享成本并进入步骤2；

成本函数与利益函数更新如下:

式中：分别为对应能量共享ω的购电侧b与售电侧s的边际电价，/>为能量共享ω的网络收费；

步骤8：输出能量共享结果与协同运行优化调度结果。

有益效果：与现有技术相比，本发明的技术方案具有以下有益技术效果：

本发明建立了综合能源运营商与点对点平台的协同运行模型，以保证能源系统的运行约束得到满足。综合能源运营商调度与点对点平台的分布式协作保证了点对点能量共享能够满足网络的物理约束。此外，还引入了网络使用费来鼓励点对点能量共享，以提高分布式系统的整体性能。本发明能够求得符合综合能源运营商与分布式产消者利益的最优能量共享调度方案，从而实现社会福利的最大化，具有一定的工程实用价值。

附图说明

图1为区域综合能源系统结构图；

图2为电力能量共享结果图；

图3是本发明方法的流程图。

具体实施方式

下面结合附图介绍本发明的一个具体实施例。应理解这些实施例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围，在阅读了本发明之后，本领域技术人员对本发明的各种等价形式的修改均落于本申请所附权利要求所限定的范围。

本发明提出一种点对点平台与综合能源运营商协同运行调度方法，该方法包括以下步骤：

步骤1：根据分布式能源产消者的需求特性，建立基于点对点平台的能量共享匹配模型，得出点对点产消者之间的能量共享匹配方案；

步骤2：基于点对点产消者之间的能量共享匹配方案，同时根据不同能源系统特性，建立区域综合能源系统协同运行模型；

步骤3：采用交替迭代方式求解点对点平台与综合能源运营商协同运行模型，得到调度方案，输出结果。

所述步骤1建立点对点平台的能量共享匹配模型为：

点对点交易匹配过程将实现所有产消者收益最优作为目标，以此实现最优点对点能量共享匹配策略，该模型包括目标函数、产消者约束和能量共享量约束3个部分：

1)目标函数

目标函数为最小化生产者成本与消费者收益的差值，具体目标函数如下：

式中：为生产者成本函数，/>为产消者η的售电量，/>为消费者收益函数；/>为产消者η的购电量，N^s为产消者中生产者对应的集合，N^b为产消者中消费者对应的集合；

2)产消者约束

生产者与消费者都满足出力或者购电量的限制，具体约束如下：

式中：分别为生产者的售电量和消费者的购电量，分别为售电量和购电量的上、下限；

3)能量共享量约束

一组完成匹配的能量共享ω的共享量应为生产者出力的总和，同时也应该是生产者购电量的总和，具体能量共享量模型如下：

式中：T_ω为对应能量共享ω的共享量，Ω为能量共享匹配结果的集合，Ω_η为与产消者η对应的能量共享匹配结果集合，N^s为产消者中生产者对应的集合，N^b为产消者中消费者对应的集合。

所述步骤2建立区域综合能源系统协同优化模型：

综合能源运营商获得点对点平台的能量共享匹配结果，并对剩余资源进行统一协调调度，保证能量共享能够满足系统结构约束，同时向产消者收取网络使用费，该模型包括目标函数、区域配电系统约束、区域配气系统约束与网络收费4个部分；

1)目标函数

目标函数分别为区域配电系统和区域配气系统的运行成本，以最小化系统运行成本为目标：

式中：C_G,i、C_η,j分别为上级电网节点i对应的机组G的电价与电网节点j对应的点对点能量共享电价；N_G、N_e分别为机组G所在的发电机节点集合与普通电力产消者节点集合；C_S,m、C_η,n分别为上级气网节点m对应的气源点S的气价与气网节点n对应的点对点能量共享气价；N_s、N_r分别为气源点S所在的气源点集合与普通天然气产消者节点集合；P_G,i为上级电网节点i对应的机组G的电价有功出力，为电网节点j对应的点对点能量共享功率；f_S,m为上级气网节点m对应的气源点S的天然气出力，/>气网节点n对应的点对点能量共享天然气出力；

2)区域配电系统约束

式中：P_G,j与Q_G,j为上级电网节点j对应的机组G注入区域配电系统的有功、无功功率；P_ij、Q_ij为线路ij上的有功、无功传输功率；P_jl、Q_jl为流出电网节点j的线路jl上的有功、无功功率；P_L,j、Q_L,j为节点j的有功、无功负荷；为电网节点j对应点对点能量共享的购电量；U_i、U_j为i、j节点电压；r_ij、x_ij、l_ij为线路ij上的电阻、电抗和电流；/>分别为节点i的电压幅值的上、下限；/> 为支路ij的有功、无功功率的上、下限；/>和/>分别为上级电网注入节点j的有功、无功功率的上、下限；λ_α为燃气轮机节点α的转换效率；Ψ_α为配电网与配气网燃气轮机耦合节点集合；/>为气网节点m对应的点对点能量共享购气量；

3)区域配气系统约束

(f_mn)²/(C_mn)²＝(π_m)²-(π_n)²

τ_k＝C_kf_Ck

式中：f_S,m为m节点对应的上级气源S的出力；为气网节点m的点对点能量共享购气量；f_L,m为m节点负荷；τ_k为加压站k的损耗；f_mn为天然气管道mn流量；f_Ck为流过加压站k的流量；GC(m)为注入节点为m的加压站的集合；GN(m)为与m节点相连的节点的集合，C_mn为管道mn的韦茅斯系数；π_m、π_n为m、n节点气压，/>分别为节点m的气压上、下限；分别为节点m注入功率上、下限；τ_k为加压站k的损耗；C_k为加压站k的损耗系数，λ_β为电转气节点β的转换效率；Ψ_β为配电网与配气网的P2G耦合节点集合；/>为电网节点j对应的点对点能量共享购电量；

4)网络收费

通过将购电侧电价与售电侧电价差值除以2，得到网络使用费用，并将网络使用费平分给买卖双方，这样一种平分收费的策略可以激励买卖双方平等地使用配电或配气网并从点对点能量共享中获益：

式中：分别为对应能量共享ω的购电侧b与售电侧s的边际电价，/>为能量共享ω的网络收费。

所述步骤3采用交替迭代方式求解点对点平台与综合能源运营商协同运行模型，得到调度方案，输出结果。该交替迭代协同优化过程包括如下步骤：

步骤1：点对点平台生成一组潜在能量共享集合Ω，建立生产者与消费者的点对点能量共享联系；

步骤2：点对点平台匹配产消者之间的能量共享，形成一组新的能量共享集合Ω^*；

步骤3：综合能源运营商根据点对点平台传达的能量共享集合Ω^*，进行最优潮流运行调度；

步骤4：通过判断能量共享集合Ω^*是否发生变化，若未发生变化则迭代，进入步骤8，否则进入下一步；

步骤5：根据节区域配电系统与区域配气系统的运行约束，计算节点价格

步骤6：计算网络收费

步骤7：更新能量共享成本并进入步骤2；

成本函数与利益函数更新如下:

式中：分别为对应能量共享ω的购电侧b与售电侧s的边际电价，/>为能量共享ω的网络收费；

步骤8：输出能量共享结果与协同运行优化调度结果。

下面以改进的IEEE33节点区域配电系统和20节点区域配气系统构成的区域综合能源系统为例介绍本发明：

配电网节点5配置了容量为0.6M分布式光伏，节点15,23则配置了容量为1MW的燃气轮机。同时配电网可以从节点1向上级电网购电。配气网节点8，11配置了容量分别为40kcf/h,10kcf/h的气源，节点20配置了容量为30kcf/h的电转气，具体结构如图1所示。

表1为不同方案下，电力系统和天然气系统的成本结果，通过比较传统的综合能源系统优化调度与考虑点对点能量共享的优化调度，可以看到考虑点对点能量共享后，电力系统和天然气系统的运行成本都得到了一定程度的降低。说明所提分散式点对点能量共享方法具有良好的经济性。

表1传统方式和考虑能量共享运行调度对比

图2分别展示了分散式与集中式电力点对点能量共享结果，可以看到分散式能量共享为了保证各个产消者的利益，不会存在共享量为零的情况，而集中式则较为极端，为了实现最优经济运行策略，会出现能量共享量较高的产消者与能量共享量为零的情况。说明所提分散式能量共享更具有社会效益。

以上仿真结果验证了本发明所构模型有效性和实用性。说明通过该点对点平台与综合能源运营商协同运行调度方法，能够合理地实现分布式资源之间进行直接性的能量共享，且能保证满足综合能源系统约束与优化调度，从而促进分布式能源的有效消纳，具有良好经济效益。

Claims (1)

1.一种点对点平台与综合能源运营商协同运行调度方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1：根据分布式能源产消者的需求特性，建立基于点对点平台的能量共享匹配模型，得出点对点产消者之间的能量共享匹配方案；

步骤2：基于点对点产消者之间的能量共享匹配方案，同时根据不同能源系统特性，建立区域综合能源系统协同运行模型；

步骤3：采用交替迭代方式求解点对点平台与综合能源运营商协同运行模型，得到调度方案，输出结果；

所述步骤1建立点对点平台的能量共享匹配模型为：

点对点交易匹配过程将实现所有产消者收益最优作为目标，以此实现最优点对点能量共享匹配策略，该模型包括目标函数、产消者约束和能量共享量约束3个部分：

1)目标函数

目标函数为最小化生产者成本与消费者收益的差值，具体目标函数如下：

式中：为生产者成本函数，/>为产消者η的售电量，/>为消费者收益函数；为产消者η的购电量，N^s为产消者中生产者对应的集合，N^b为产消者中消费者对应的集合；

2)产消者约束

生产者与消费者分别满足出力和购电量的限制，具体约束如下：

式中：分别为生产者的售电量和消费者的购电量，/>分别为售电量和购电量的上、下限；

3)能量共享量约束

一组完成匹配的能量共享ω的共享量为生产者出力的总和，同时也是生产者购电量的总和，具体能量共享量模型如下：

式中：T_ω为对应能量共享ω的共享量，Ω为能量共享匹配结果的集合，Ω_η为与产消者η对应的能量共享匹配结果集合，N^s为产消者中生产者对应的集合，N^b为产消者中消费者对应的集合；

所述步骤2建立区域综合能源系统协同优化模型：

综合能源运营商获得点对点平台的能量共享匹配结果，并对剩余资源进行统一协调调度，保证能量共享能够满足系统结构约束，同时向产消者收取网络使用费，该模型包括目标函数、区域配电系统约束、区域配气系统约束与网络收费4个部分；

1)目标函数

目标函数分别为区域配电系统和区域配气系统的运行成本，以最小化系统运行成本为目标：

式中：C_G,i、C_η,j分别为上级电网节点i对应的机组G的电价与电网节点j对应的点对点能量共享电价；N_G、N_e分别为机组G所在的发电机节点集合与普通电力产消者节点集合；C_S,m、C_η,n分别为上级气网节点m对应的气源点S的气价与气网节点n对应的点对点能量共享气价；N_s、N_r分别为气源点S所在的气源点集合与普通天然气产消者节点集合；P_G,i为上级电网节点i对应的机组G的电价有功出力，为电网节点j对应的点对点能量共享功率；f_S,m为上级气网节点m对应的气源点S的天然气出力，/>气网节点n对应的点对点能量共享天然气出力；

2)区域配电系统约束

式中：P_G,j与Q_G,j为上级电网节点j对应的机组G注入区域配电系统的有功、无功功率；P_ij、Q_ij为线路ij上的有功、无功传输功率；P_jl、Q_jl为流出电网节点j的线路jl上的有功、无功功率；P_L,j、Q_L,j为节点j的有功、无功负荷；为电网节点j对应点对点能量共享的购电量；U_i、U_j为i、j节点电压；r_ij、x_ij、l_ij为线路ij上的电阻、电抗和电流；/>分别为节点i的电压幅值的上、下限；/> 为支路ij的有功、无功功率的上、下限；/>和/>分别为上级电网注入节点j的有功、无功功率的上、下限；λ_α为燃气轮机节点α的转换效率；Ψ_α为配电网与配气网燃气轮机耦合节点集合；/>为气网节点m对应的点对点能量共享购气量；

3)区域配气系统约束

(f_mn)²/(C_mn)²＝(π_m)²-(π_n)²

τ_k＝C_kf_Ck

式中：f_S,m为m节点对应的上级气源S的出力；为气网节点m的点对点能量共享购气量；f_L,m为m节点负荷；τ_k为加压站k的损耗；f_mn为天然气管道mn流量；f_Ck为流过加压站k的流量；GC(m)为注入节点为m的加压站的集合；GN(m)为与m节点相连的节点的集合，C_mn为管道mn的韦茅斯系数；π_m、π_n为m、n节点气压，/>分别为节点m的气压上、下限；/>分别为节点m注入功率上、下限；τ_k为加压站k的损耗；C_k为加压站k的损耗系数，λ_β为电转气节点β的转换效率；Ψ_β为配电网与配气网的P2G耦合节点集合；/>为电网节点j对应的点对点能量共享购电量；

4)网络收费

通过将购电侧电价与售电侧电价差值除以2，得到网络使用费用，并将网络使用费平分给买卖双方，这样一种平分收费的策略可以激励买卖双方平等地使用配电或配气网并从点对点能量共享中获益：

式中：分别为对应能量共享ω的购电侧b与售电侧s的边际电价，/>为能量共享ω的网络收费；

所述步骤3采用交替迭代方式求解点对点平台与综合能源运营商协同运行模型，得到调度方案，输出结果，该交替迭代协同优化过程包括如下步骤：

步骤1：点对点平台生成一组潜在能量共享集合Ω，建立生产者与消费者的点对点能量共享联系；

步骤2：点对点平台匹配产消者之间的能量共享，形成一组新的能量共享集合Ω^*；

步骤3：综合能源运营商根据点对点平台传达的能量共享集合Ω^*，进行最优潮流运行调度；

步骤4：通过判断能量共享集合Ω^*是否发生变化，若未发生变化则迭代，进入步骤8，否则进入下一步；

步骤5：根据节区域配电系统与区域配气系统的运行约束，计算节点价格

步骤6：计算网络收费

步骤7：更新能量共享成本并进入步骤2；

成本函数与利益函数更新如下:

式中：分别为对应能量共享ω的购电侧b与售电侧s的边际电价，/>为能量共享ω的网络收费；

步骤8：输出能量共享结果与协同运行优化调度结果。