基於市場利益的能效電廠優化配置與廠網協調規劃方法與流程

2023-09-23 01:34:55 1

本發明涉及電力市場規劃領域，尤其是涉及一種基於市場利益的基於市場利益的能效電廠優化配置與廠網協調規劃方法。

背景技術：

在電力系統中，通常把超過系統安全性限制的狀態稱為輸電阻塞，這些安全性限制包括系統正常運行狀態和非正常運行狀態下的各種約束，如輸電線路或變壓器有功潮流熱容量限制，節點電壓限制，系統穩定限制等。為消除阻塞,應採取一系列的技術、經濟措施，使系統運行於一定的安全和可靠性水平內，維持電力市場的有效運行，這一過程稱為阻塞管理。

在壟斷的體制下，系統調度、各發電廠和輸電網同屬一個經濟實體，阻塞管理只需由調度員向各個電廠發出調度指令，根據需要調節機組出力，同時採取其它調度手段，如斷開過負荷線路、調節變壓器抽頭或移相器、投入無功補償設備、停止供應可中斷負荷等，直至電力系統運行在安全性限制之內。但是在電力市場環境下，輸電網和發電廠是獨立的各具經濟利益的實體，負責系統運行的獨立系統調度員，必須平等對待各個市場成員，在社會效益最大化或購電成本最小化等目標下尋求合理的阻塞管理方法，並準確計算阻塞成本，為網絡規劃提供經濟信號，促進系統在長期內穩定、健康地發展同時應將阻塞成本分攤至引起阻塞的市場參與者，為系統短期運行提供激勵。

隨著輸電網絡的開放，雙邊交易的參與者及交易電量迅速增多。在這種趨勢下，如何有效地緩解阻塞並實現阻塞成本的快速分配成為電力市場研究的重要內容之一。

技術實現要素：

本發明的目的就是為了克服上述現有技術存在的缺陷而提供一種有效地緩解阻塞、實現阻塞成本的快速分配、方法簡單、實用性強的基於市場利益的能效電廠優化配置與廠網協調規劃方法。

本發明的目的可以通過以下技術方案來實現：

一種基於市場利益的能效電廠優化配置與廠網協調規劃方法，包括以下步驟：

1)根據靈敏度計算雙邊交易分攤的阻塞成本；

2)對基於市場利益的含能效電廠的廠網協調規劃構建三層規劃模型；

3)採對三層規劃模型進行求解，獲取電廠優化配置與廠網協調規劃最優方案，並對方案進行連通性校驗，確保最優方案不存在孤島網架。

所述的步驟1)中，雙邊交易分攤的阻塞成本f的表達式為：

f＝ct·at·diag(b)/(atb)·diag(c)·d·diag(e)

其中，diag(·)表示以矩陣元素為對角元的對角矩陣，a為系統阻塞成本對阻塞線路功率的靈敏度，b為阻塞線路過負荷量，c為以阻塞線路功率倒數為元素的矩陣，d為阻塞線路功率對雙邊交易功率的靈敏度，e為實際的雙邊交易功率，ct為全網阻塞成本。

所述的步驟2)具體包括以下步驟：

21)以阻塞成本和投資成本之和最小作為目標函數構建上層規劃模型；

22)以投資成本最小為目標函數建立中層規劃模型，投資成本包括輸電線路投資成本、常規電廠投資成本、epp投資成本以及切負荷懲罰費用；

23)以電廠的投資成本最小為目標函數建立下層規劃模型，電廠投資成本包括新建常規電廠建設成本、新建能效電廠建設成本及運行維修成本。

所述的步驟21)中，上層規劃模型的目標函數為：

min{f1+ct,1,f2+ct,2,...,fh+ct,h,...,fh+ct,h}

其中，f1、f2…fh...fh分別為第1、2…h…h種情形的各雙邊交易的分攤結果，ct,1、ct,2…ct,h、ct,h分別為第1、2…h…h種情形的全網阻塞成本，h為基於下層電源規劃結果的新增電源節點配置情形種類總數，t為階段總數，y為第t階段包含的年數，為第i個發電機增投標報價，為第i個發電機第t階段第y年第h種情形下的增發出力，為第j個發電機減投標報價，為第i個發電機第t階段第y年第h種情形下的減發出力，th為年最大運行小時數；

所述的步驟21)中，上層規劃模型的約束條件為：

其中，為第t階段第y年第h種情形下的發電功率向量，為第t階段第y年第h種情形下的負荷功率向量，為第t階段第y年第h種情形下的系統節點導納矩陣，為第t階段第y年第h種情形下的電壓相角向量，分別為第i個發電機增投標功率的下限和上限，為發電機減投標功率的下限和上限，分別為第t階段發電機的功率下限向量和上限向量，為第t階段第y年第h種情形下線路ij的傳輸功率，為第t階段第h種情形下線路ij的最大傳輸功率。

所述的步驟22)中，中層規劃模型的目標函數為：

其中，fh為第h種情形的中層目標值，r為貼現率，1/(1+r)(t-1)y為資金的折算係數，ω為節點的集合，為第t階段節點i到j的輸電線路單位投資費用，lij為節點i到j之間輸電線路的長度，為第h種情形下第t階段節點i到j之間新建輸電線路回數，gt為電廠的投資成本，為第t階段新建常規電廠投資成本，為第t階段新建能效電廠投資成本，為第t階段常規電廠的運行維修費用，為第h種情形下第t階段n、n-1網絡安全下的切負荷懲罰費用之和，為第h種情形下第t階段正常運行狀態下節點i的切負荷量，為第h種情形下第t階段第s條線路斷開的n-1運行狀態下節點i的切負荷量，a、b為正常狀態下的切負荷懲罰係數和n-1狀態下的切負荷懲罰係數，i為節點數，s為線路迴路數，y為第t階段包含的年數。

所述的步驟22)中，中層規劃模型的約束條件包括正常運行狀態下潮流約束、線路有功潮流約束、n-1運行狀態下潮流約束、線路有功潮流約束以及輸電線路約束。

所述的步驟23)中，下層規劃模型的目標函數為：

其中，gt為電廠的投資成本，為第t階段常規電廠的建設成本，為第t階段能效電廠的建設成本，為第t階段電廠的運行維修費用，m為常規電廠機組類型數，cg,m為新建常規發電機組類型為m的單位容量投資成本，pg,m為m型常規機組的容量，為第t階段新建m型常規機組的臺數，k為能效電廠機組類型數，ce,k為新建能效電廠類型為k的單位容量投資成本，pe,k為k型能效電廠的容量，為第t階段新建k型能效電廠的臺數，n為第t階段包含所選擇的待建常規電廠的常規機組數目，y為第t階段包含的年數，為第t階段第n個常規電廠機組的容量，iom&e,n為第n個常規電廠機組的單位運行維修費用，為第t階段第n個常規電廠機組第y年的運行小時數，l為第t階段包含所選擇的待建能效電廠的能效電廠數目，為第t階段第l個能效電廠機組的容量，iom,l為第l個能效電廠的單位運行費用，為第t階段第l個能效電廠機組第y年的運行小時數。

所述的下層規劃模型的約束條件包括：

機組備用容量約束、電量約束、系統中能效電廠的容量約束、常規電廠運行時間約束、能效電廠運行時間約束、新建常規電廠機組臺數約束、新建能效電廠機組臺數約束。

所述的步驟3)中，採用自適應遺傳算法對上層決策變量進行求解，並且採用原始-對偶內點法對中層和下層進行快速求解。

與現有技術相比，本發明具有以下優點：

本發明中充分考慮在隨著輸電網絡的開放，雙邊交易的參與者及交易電量迅速增多的趨勢下，有效地緩解阻塞並實現阻塞成本的快速分配的重要性，本發明基於市場利益以能效電廠優化配置與廠網協調規劃問題為出發點，通過建立模型和有效算法計算，得出最優規劃方案具有方法簡單、實用性強的優點。

附圖說明

圖1為本發明的發明流程圖。

圖2為本發明混合算法求解廠網協調規劃流程圖。

圖3為實施例的ieee-rts24系統網絡結構圖。

圖4市場利益下不考慮epp的廠網協調規劃階段一規劃方案。

圖5市場利益下不考慮epp的廠網協調規劃階段二規劃方案。

圖6市場利益下不考慮epp的廠網協調規劃階段三規劃方案。

圖7市場利益下考慮epp的廠網協調規劃階段一規劃方案。

圖8市場利益下考慮epp的廠網協調規劃階段二規劃方案。

圖9市場利益下考慮epp的廠網協調規劃階段三規劃方案。

具體實施方式

下面結合附圖和具體實施例對本發明進行詳細說明。

實施例

如圖1所示，本發明提供一種基於市場利益的基於市場利益的能效電廠優化配置與廠網協調規劃方法，包括以下步驟：

s1根據靈敏度計算雙邊交易分攤的阻塞成本，步驟s1中根據靈敏度計算雙邊交易分攤的阻塞成本，其具體步驟為：

步驟s11：生成以矩陣形式表達的雙邊交易分攤的阻塞成本，其中各阻塞線路的阻塞成本cij由下式確定：

式中，ct為全網阻塞成本；分數項表示線路i-j上單位功率所引起的阻塞成本，δpij為線路i-j的過負荷量。

從m點到n點的雙邊交易在阻塞線路i-j中分攤的阻塞成本為：

式中，pij為線路i-j的功率，pij,mn為阻塞線路i-j中由m點到n點的雙邊交易引起的功率，這一項可以通過下式來計算：

式中，表示在m點注入單位功率從n點流出單位功率時線路i-j中的功率變化量；tmn為雙邊交易實際交易功率。

從m點到n點的雙邊交易在全部阻塞線路中所分攤的阻塞成本為：

變形後可得：

式中，表示線路i-j單位功率所引起的阻塞成本；表示單位雙邊交易在線路i-j中引起的功率變化量；二者之積表示單位交易功率所引起的阻塞成本。δpij/pij是一個係數，表示阻塞成本應由線路中過負荷的部分承擔，而不是由全部的功率承擔。

假設系統在某時段存在t個雙邊交易，l條線路發生阻塞。各線路的首末節點分別用i、j表示，各雙邊交易的功率注入點和接收點分別用m、n表示。那麼，對於這個時段產生的阻塞成本，各雙邊交易的分攤結果可用矩陣表示為：

f＝at·diag(b)·diag(c)·d·diag(e)

式中各矩陣分別為：

其中，diag(·)表示以矩陣元素為對角元的對角矩陣。以上各矩陣中，矩陣a為系統阻塞成本對阻塞線路功率的靈敏度，b為阻塞線路過負荷量；c為以阻塞線路功率倒數為元素的矩陣；d為阻塞線路功率對雙邊交易功率的靈敏度；e為實際的雙邊交易功率；f為雙邊交易分攤的阻塞成本。其中，矩陣e可以根據計算條件確定，b、c可以根據潮流計算獲得。

步驟s12：計算靈敏度矩陣，其中阻塞線路最終分攤的成本為：

式中，cij為各阻塞線路的阻塞成本；c′ij為線路l最終分攤的阻塞成本。用矩陣表示的各雙邊交易的分攤結果可修改為：

f＝ct·at·diag(b)/(atb)·diag(c)·d·diag(e)

矩陣d為線路功率對雙邊交易功率的靈敏度，可以藉助於線路功率對節點注入功率的靈敏度來獲得。將雙邊交易分解成兩個子交易：從功率注入點到參考節點的交易與從參考節點到功率接收點的交易。這兩個交易的合成作用與雙邊交易的作用相當。線路功率對雙邊交易功率的靈敏度就等於線路功率對這兩個子交易所對應的功率注入點的靈敏度之差。

線路i-j對雙邊交易的靈敏度kij,mn為：

式中，kij,m、kij,n分別為線路i-j對m、n兩點功率的靈敏度；

s2採用三層規劃方法對基於市場利益的含能效電廠的廠網協調規划進行建模，具體步驟為：

步驟s21：以阻塞成本(即發電機再調度成本)和投資成本之和最小為目標函數建立上層規劃模型，上層目標函數如下：

s＝min{f1+ct,1,f2+ct,2,...,fh+ct,h,...,fh+ct,h}

阻塞成本函數表示如下：

約束條件表示如下：

約束條件包括潮流約束、發電機的增、減投標容量約束、發電機出力約束、線路輸電容量約束。

以上步驟s21式中，h為基於下層電源規劃結果的h種新增電源節點配置情形；ct,h為第h種情形的全網阻塞成本；th為年最大運行小時數；分別為第i個發電機增投標報價及第t階段第y年第h種情形下的增發出力；分別為第j個發電機減投標報價及第t階段第y年第h種情形下的減發出力；分別為發電機增投標功率的下限和上限；分別為發電機減投標功率的下限和上限；為第t階段第y年第h種情形下的發電功率向量；為第t階段第y年第h種情形下的負荷功率向量；為第t階段第y年第h種情形下的系統節點導納矩陣；為第t階段第y年第h種情形下的電壓相角向量；分別為第t階段發電機的功率下限向量和上限向量；為第t階段第y年第h種情形下線路ij的傳輸功率；為第t階段第h種情形下線路ij的最大傳輸功率。

步驟s22：以投資成本最小為目標函數建立中層規劃模型，投資成本包括輸電線路投資成本、電廠(常規電廠和epp)投資成本以及切負荷懲罰費用，中層目標函數如下：

電源規劃的投資運行模型如下：

n、n-1網絡安全下的切負荷懲罰費用之和表示如下：

正常運行狀態下潮流約束、線路有功潮流約束表示如下：

n-1運行狀態下潮流約束、線路有功潮流約束表示如下：

輸電線路約束條件表示如下：

以上步驟s22各式中，i為節點數；s為線路迴路數；t為規劃周期包含的階段數；fh為第h種情形的中層目標值；r為貼現率(％)，1/(1+r)(t-1)y為資金的折算係數；y為第t階段包含的年數；ω為節點的集合；為第t階段節點i到j的輸電線路單位投資費用(萬元/km)；lij為節點i到j之間輸電線路的長度；為第h種情形下第t階段節點i到j之間新建輸電線路回數；為第t階段新建常規電廠投資成本；為第t階段新建能效電廠投資成本；為第t階段常規電廠的運行維修費用；為第h種情形下第t階段n、n-1網絡安全下的切負荷懲罰費用之和；為第h種情形下第t階段正常運行狀態下節點i的切負荷量，為其列向量；為第h種情形下第t階段第s條線路斷開的n-1運行狀態下節點i的切負荷量；a、b分別為正常狀態下的切負荷懲罰係數和n-1狀態下的切負荷懲罰係數；為第h種情形下第t階段系統節點導納矩陣；為第h種情形下第t階段節點相角列向量；為第h種情形下第t階段常規電廠節點出力列向量，分別為第t階段常規電廠節點出力最小值和最大值的列向量；為第h種情形下第t階段能效電廠節點出力列向量；為第h種情形下第t階段節點負荷列向量；為第h種情形下第t階段節點i到節點j之間原有的線路迴路數；xij為節點i到j之間單條輸電線路的電抗；為第h種情形下第t階段節點i到節點j之間輸電線路上的總潮流；為第t階段節點i到節點j之間單條迴路容量上限；為第t階段節點i到j之間新建輸電線路回數上限。公式中上標有「∧」符號的均代表線路n-1條件下的網絡參數及對應的潮流。

步驟s23：以電廠的投資成本最小為目標函數建立下層規劃模型，電廠投資成本包括新建常規電廠建設成本、新建能效電廠建設成本及運行維修成本，下層目標函數表示如下：

第t階段常規電廠的建設成本表示如下：

第t階段能效電廠的建設成本表示如下：

第t階段電廠的運行維修費用表示如下，包括常規電廠的燃料成本、環境成本和維修費用以及能效電廠的運行維修費用。

各約束條件表示如下，依次為機組備用容量約束、電量約束、系統中能效電廠的容量約束、常規電廠運行時間約束、能效電廠運行時間約束、新建常規電廠機組臺數約束、新建能效電廠機組臺數約束。

以上步驟s23各式中m為常規電廠機組類型數；k為能效電廠機組類型數；n為第t階段包含所選擇的待建常規電廠的常規機組數目；l為第t階段包含所選擇的待建能效電廠的能效電廠數目；cg,m為新建常規發電機組類型為m的單位容量投資成本；pg,m為m型常規機組的容量；為第t階段新建m型常規機組的臺數；ce,k為新建能效電廠類型為k的單位容量投資成本；pe,k為k型能效電廠的容量；為第t階段新建k型能效電廠的臺數；為第t階段第n個常規電廠機組的容量；iom&e,n為第n個常規電廠機組的單位運行維修費用，包括常規電廠的燃料成本、環境成本及維修費用；為第t階段第n個常規電廠機組第y年的運行小時數；為第t階段第l個能效電廠機組的容量；iom,l為第l個能效電廠的單位運行費用；為第t階段第l個能效電廠機組第y年的運行小時數；th為年最大運行小時數；r為機組的備用容量係數；為第t階段的最大負荷；α為能效電廠與負荷的最小比值；β為能效電廠與負荷的最大比值；為第t階段第y年的負荷；為第t階段新建m型常規機組的最大臺數；為第t階段新建k型能效電廠的最大臺數。

步驟s24：對所生成的方案進行連通性校驗，以確保求得的最優方案不存在孤島網架。對存在孤島的網架，通過隨機選擇孤島與網架中節點的待架線路來消除孤島，實現網架連通；對存在獨立小網的不連通的網架，通過隨機選擇獨立小網中節點與網架節點間的待架線路來消除獨立小網，實現網架連通，最終保證了最優規劃方案的網架連通性要求；

s3採用自適應遺傳算法和原始-對偶內點法的混合算法對三層規劃模型進行求解，具體步驟為：

步驟s31：採用自適應遺傳算法對上層決策變量進行求解，並進行全局尋優；

步驟s32：採用原始-對偶內點法對中層和下層進行快速求解，並反饋至上層；

基於阻塞成本和投資成本最小的混合算法求解廠網協調規劃流程圖如圖2所示，具體步驟如下：

(1)輸入節點負荷數據、已有機組數據、待建機組數據、待建epp數據等原始參數，令階段計數器t＝1；

(2)計算該階段末的最大負荷和每一年末的負荷；

(3)隨機生成初始種群，遺傳代數計數器gen＝1；

(4)判斷個體是否滿足備用容量約束和epp容量約束，若滿足，計算常規電廠和epp的建設費用，並以各個機組運行小時數為變量，使用內點法計算機組的運行維修費用，將建設費用和運行維修費用的總和設為下層目標函數值，若不滿足，將該個體下層目標函數值置0；

(5)計算下層初始種群的目標函數值和適應度值，根據適應度值進行選擇、交叉和變異操作，產生新個體；

(6)將子代作為新的原始種群，並計算子代的目標函數值和適應度值；

(7)判斷遺傳代數gen是否達到最大值，若達到最大值，則輸出最優解及新建機組的節點配置集合，若沒有達到最大值，遺傳代數計數器gen＝gen+1，返回步驟(4)；

(8)給節點配置集合編號，取節點配置情況h＝1，進入中層電網規劃階段；

(9)隨機生成初始種群，遺傳代數計數器gen＝1；

(10)對個體進行連通性校驗及修正，計算線路建設費用，並用內點法計算切負荷懲罰費用；

(11)計算上層初始種群的目標函數值和適應度值，根據適應度值進行選擇、交叉和變異操作，產生新個體；

(12)將子代作為新的原始種群，並計算子代的目標函數值和適應度值；

(13)判斷遺傳代數gen是否達到最大值，若達到最大值，則輸出最優解並存儲，若沒有達到最大值，遺傳代數計數器gen＝gen+1，返回步驟(10)；

(14)判斷h是否達到最大值，若達到最大值，則按照中層規劃目標函數值由小到大進行排序，輸出前m個解及對應規劃方案，若沒有達到最大值，h＝h+1，返回步驟(9)；

(15)給規劃方案集合編號，取規劃方案n＝1，進入上層規劃階段；

(16)利用內點法計算最優潮流，並計算出發電機增發出力或減發出力；

(17)根據發電機的增投標或減投標報價計算方案n的阻塞成本及上層目標函數值；

(18)判斷n是否達到最大值m，若達到最大值，則輸出最優解及最優規劃方案，若沒有達到最大值，n＝n+1，返回步驟(16)；

(19)判斷t是否達到最大值，若達到最大值，則結束運算，若沒有達到最大值，t＝t+1，返回步驟(2)。

實施例網絡結構圖如圖3所示，為ieee-rts系統，該系統現有24個節點，基礎總負荷為5700mw，圖中實線為現有輸電線路，虛線為待選輸電線路。本算例中，將規劃周期分為三個階段，每個階段為5年，負荷按每年6％的速度增長。輸電線路單位投資成本均取200萬元/千米，年最大運行小時數取5500小時；正常運行狀態下的切負荷懲罰係數α和n-1運行狀態下的切負荷懲罰係數β均取100萬元/mw，中心參數σ取0.1，對偶間隙取10-7，貼現率為0.08，在matlab2014a平臺上進行編程實現。

分析市場利益下不考慮能效電廠的廠網協調規劃和考慮能效電廠的廠網協調規劃兩種情況。兩種情況下各階段廠網協調規劃情況如表1、表2所示。

表1市場利益下不考慮epp的廠網協調規劃數據

表2市場利益下考慮epp的廠網協調規劃數據

由表1可知，不考慮epp的廠網協調規劃第一階段節點3新增300mw和600mw燃煤機組各1臺，節點6新增300mw燃煤機組1臺，節點18新增600mw燃煤機組2臺，新增線路76條，靜態投資成本為570.403億元，動態投資成本為570.403億元，so2排放量為57.05萬噸，nox排放量為19.99萬噸，co2排放量為8078.15萬噸；第二階段節點13新增300mw和600mw燃煤機組各1臺，節點15新增1000mw燃煤機組1臺，節點19新增600mw燃煤機組2臺，新增線路35條，靜態投資成本為664.3867億元，動態投資成本為452.1704億元，so2排放量為92.66萬噸，nox排放量為31.91萬噸，co2排放量為12134.97萬噸；第三階段節點6新增600mw燃煤機組1臺，節點7新增390mw和220mw燃氣機組各1臺，節點13新增300mw燃煤機組1臺，節點15新增300mw燃煤機組2臺，節點19新增1000mw燃煤機組1臺，節點20新增1000mw核電機組1臺，新增線路15條，靜態投資成本為868.7347億元，動態投資成本為402.3923億元，so2排放量為129.97萬噸，nox排放量為44.74萬噸，co2排放量為17013.27萬噸。三個階段的靜態投資總成本為2103.5244億元，動態投資總成本為1424.9657億元，so2排放總量為279.68萬噸，nox排放總量為96.64萬噸，co2排放總量為37226.39萬噸。規劃結果如圖4、圖5、圖6所示。

由表2可知，考慮epp的廠網協調規劃第一階段節點7新增60mw的epp1，節點9新增90mw的epp1，節點13新增70mw的epp1和70mw的epp3，節點14新增50mw的epp1，節點15新增80mw的epp1和80mw的epp3，節點18新增90mw的epp1；節點6新增600mw燃煤機組各1臺，節點15新增600mw燃煤機組1臺，節點18新增600mw燃煤機組1臺，新增線路78條，靜態投資成本為507.6063億元，動態投資成本為507.6063億元，so2排放量為52.15萬噸，nox排放量為18.29萬噸，co2排放量為7277.07萬噸；第二階段節點2新增45mw的epp3，節點3新增100mw的epp4，節點6新增70mw的epp1，節點8新增80mw的epp4，節點18新增90mw的epp4；節點13新增600mw燃煤機組各1臺，節點15新增300mw燃煤機組2臺，節點19新增600mw和1000mw燃煤機組各1臺，新增線路54條，靜態投資成本為632.1017億元，動態投資成本為430.1978億元，so2排放量為85.51萬噸，nox排放量為29.47萬噸，co2排放量為11213.05萬噸；第三階段節點1新增50mw的epp2，節點5新增50mw的epp2，節點10新增50mw的epp1和50mw的epp5，節點16新增50mw的epp3；節點3新增600mw燃煤機組1臺，節點6新增600mw燃煤機組1臺，節點7新增220mw燃氣機組各2臺，節點13新增300mw燃煤機組2臺，節點18新增1000mw燃煤機組1臺，節點20新增1000mw核電機組1臺，新增線路14條，靜態投資成本為822.2234億元，動態投資成本為380.8485億元，so2排放量為126.16萬噸，nox排放量為43.33萬噸，co2排放量為16376.83萬噸。三個階段的靜態投資總成本為1961.9314億元，動態投資總成本為1318.6526億元，so2排放總量為263.82萬噸，nox排放總量為91.09萬噸，co2排放總量為34866.95萬噸。規劃結果如圖7、圖8、圖9所示。