電力市場(chǎng)環(huán)境下源-網(wǎng)-荷多主體協(xié)調(diào)互動(dòng)規(guī)劃

康一鳴,秦文萍,姚宏民,邢亞虹,胡迎迎,賈杏平

(1. 國(guó)網(wǎng)山西省電力公司營(yíng)銷服務(wù)中心,太原市 030032;2.太原理工大學(xué)電氣與動(dòng)力工程學(xué)院, 太原市 030600;3.國(guó)網(wǎng)山西省電力公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院,太原市 030000)

0 引 言

加快建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一的電力市場(chǎng)體系是對(duì)未來(lái)多年我國(guó)電力市場(chǎng)改革的重要部署和構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要舉措[1-3]。新型電力系統(tǒng)規(guī)劃作為引領(lǐng)電力系統(tǒng)綠色低碳發(fā)展及電力市場(chǎng)改革的重要技術(shù)前提[4-5],在完成傳統(tǒng)規(guī)劃的同時(shí),還需統(tǒng)籌考慮源-荷強(qiáng)不確定性、各利益主體與電力市場(chǎng)的耦合性對(duì)規(guī)劃的影響。

電力市場(chǎng)是建設(shè)新型電力系統(tǒng)、實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的基礎(chǔ)市場(chǎng)[6]。因此,探討在售電側(cè)以及增量配電網(wǎng)放開前提下的源-網(wǎng)-荷集成互補(bǔ),協(xié)調(diào)配電網(wǎng)的發(fā)展,滿足市場(chǎng)化改革條件下的持續(xù)可靠供電是配電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計(jì)工作中必須加以考量的重要因素[7]。已有不少學(xué)者在規(guī)劃中考慮電力市場(chǎng)的影響。文獻(xiàn)[8]建立售電市場(chǎng)環(huán)境下的配電網(wǎng)雙層規(guī)劃模型,上層模型確定網(wǎng)架初始規(guī)劃方案,下層模型將配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商的盈利來(lái)源分為直接售電收入和向售電公司收取的過(guò)網(wǎng)費(fèi),以其利益最大為目標(biāo)函數(shù),確定日最優(yōu)調(diào)度方案。最后通過(guò)算例仿真表明,在開放售電環(huán)境下,配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商在降低網(wǎng)架投資運(yùn)維成本的同時(shí),還應(yīng)提升服務(wù)質(zhì)量以適應(yīng)激烈的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)。文獻(xiàn)[9]針對(duì)電力市場(chǎng)價(jià)格的不確定性,提出一種基于場(chǎng)景驅(qū)動(dòng)的多階段決策規(guī)劃模型。模型首先確定規(guī)劃期內(nèi)電力批發(fā)市場(chǎng)場(chǎng)景,以電網(wǎng)總成本最小為目標(biāo)函數(shù)完成電網(wǎng)設(shè)施配置和容量的初始決策,然后在零售用戶的競(jìng)價(jià)空間上尋找滿足可靠性的最優(yōu)供電場(chǎng)景,通過(guò)迭代得到最終規(guī)劃方案。然而,現(xiàn)有研究考慮電力市場(chǎng)影響的規(guī)劃往往從配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商的角度出發(fā),缺乏對(duì)該環(huán)境下涌現(xiàn)的其他市場(chǎng)主體的考量。

在配電網(wǎng)規(guī)劃領(lǐng)域,隨著以分布式電源(distributed generation, DG)為代表的擁有合法售電資質(zhì)的用戶側(cè)新型主體大量涌現(xiàn),對(duì)配電網(wǎng)各主體單獨(dú)規(guī)劃的規(guī)劃方法已經(jīng)無(wú)法適應(yīng)新型電力系統(tǒng)復(fù)雜多變的互動(dòng)響應(yīng)關(guān)系[10-13]。因此,在配電網(wǎng)規(guī)劃時(shí),需要設(shè)計(jì)更合理的規(guī)劃方案,力求保證配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商投資經(jīng)濟(jì)性的同時(shí),兼顧系統(tǒng)中各主體的利益。文獻(xiàn)[14]針對(duì)分布式發(fā)電在不同階段可能存在的不同分布式電源投資主體,即配電運(yùn)營(yíng)商和用戶,分別建立DG優(yōu)化配置模型;文獻(xiàn)[15]提出一種兼顧配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商、DG運(yùn)營(yíng)商和用戶三者利益的主動(dòng)配電網(wǎng)三層規(guī)劃模型,通過(guò)將規(guī)劃變量轉(zhuǎn)化為層間傳遞介質(zhì)的方式保證求解結(jié)果的有效性。上述文獻(xiàn)雖然考慮了不同主體的利益,但是在建模時(shí)弱化了電力市場(chǎng)對(duì)規(guī)劃結(jié)果的影響。

多主體規(guī)劃是一個(gè)多目標(biāo)優(yōu)化問題,求解難度較大[16],大部分研究均通過(guò)單目標(biāo)轉(zhuǎn)化法實(shí)現(xiàn)問題的簡(jiǎn)化。文獻(xiàn)[17]分別建立各主體優(yōu)化模型,求解時(shí)通過(guò)線性加權(quán)法將多目標(biāo)函數(shù)轉(zhuǎn)化為單目標(biāo)函數(shù);文獻(xiàn)[18]采用優(yōu)劣解距離法,將源、網(wǎng)、荷三個(gè)不同的目標(biāo)函數(shù)變?yōu)閱文繕?biāo)函數(shù)。上述求解方法雖然降低了求解難度,但是求解過(guò)程帶有一定的主觀性,且各個(gè)主體的利益存在沖突,與實(shí)際情況大相徑庭。

綜上,現(xiàn)階段的配電網(wǎng)規(guī)劃研究中,普遍缺乏對(duì)各利益主體與市場(chǎng)耦合關(guān)系的考慮。在此背景下,本文首先分析了電力市場(chǎng)對(duì)源、網(wǎng)、荷三者的影響,在此基礎(chǔ)上,提出一種基于博弈論的源-網(wǎng)-荷多主體協(xié)調(diào)互動(dòng)的規(guī)劃模型,并通過(guò)迭代搜索法和改進(jìn)的粒子群算法(particle swarm optimization, PSO)對(duì)模型進(jìn)行求解。最后,通過(guò)改進(jìn)的IEEE 33節(jié)點(diǎn)與實(shí)際9節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)算例與實(shí)際9節(jié)點(diǎn)系統(tǒng),驗(yàn)證所提模型的可行性與有效性,為電力市場(chǎng)開放環(huán)境下多決策主體利益博弈的規(guī)劃問題提供思路和建議。

1 配電網(wǎng)中各主體的市場(chǎng)關(guān)系分析

峰谷電價(jià)機(jī)制是在傳統(tǒng)管制下負(fù)荷管理的產(chǎn)物[19]。這種電價(jià)機(jī)制在時(shí)空上均無(wú)法滿足新型配電系統(tǒng)的需求:從時(shí)間上看,由于其時(shí)段固定,難以適應(yīng)新能源的波動(dòng)性[20-21];從空間上看,缺乏對(duì)資源稀缺地域性的考量,與阻塞管理相關(guān)度小。在此背景下,分析現(xiàn)行電力市場(chǎng)電價(jià)機(jī)制,激勵(lì)并引導(dǎo)用戶積極參與市場(chǎng)交易,對(duì)消納新能源、緩解電網(wǎng)阻塞具有重要意義。

電力交易是一個(gè)不斷選擇的過(guò)程,在哪個(gè)交易批次交易成本最小是電力用戶做交易策略的邏輯?，F(xiàn)行電力市場(chǎng)規(guī)則中,中長(zhǎng)期合同受很多市場(chǎng)規(guī)則、市場(chǎng)環(huán)境參數(shù)的影響,主要包含年、多月、月、旬等多個(gè)品種。在本文中,配電網(wǎng)規(guī)劃中的利益主體主要包括DG運(yùn)營(yíng)商、配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商及電力用戶,源-網(wǎng)-荷各主體的市場(chǎng)關(guān)系如圖1所示。為降低計(jì)算量、剔除低相關(guān)度變量,在圖中對(duì)市場(chǎng)環(huán)境參數(shù)進(jìn)行了簡(jiǎn)化與假設(shè)。

圖1 配電網(wǎng)中源-網(wǎng)-荷各主體的市場(chǎng)關(guān)系Fig.1 The market relationship of source-network-load in distribution network

DG運(yùn)營(yíng)商以上網(wǎng)電價(jià)將電量賣給配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商或者用戶獲得收益。配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商從上級(jí)電網(wǎng)或者DG運(yùn)營(yíng)商處購(gòu)電,若參與傳統(tǒng)電力市場(chǎng)交易,其收益為用戶占用輸配電線路而支付的輸配電價(jià)[22]。若參與分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易,收益則為“過(guò)網(wǎng)費(fèi)”,是源-荷所處電壓等級(jí)輸配電價(jià)的差值[23]。

假設(shè)用戶側(cè)所有用戶均參與電力市場(chǎng),且均為零售商,當(dāng)其與配電網(wǎng)交易時(shí),會(huì)形成統(tǒng)一的零售電價(jià)。本文采用節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)(distribution locational marginal price,DLMP)描述這種在零售交易時(shí)形成的零售電價(jià)。文獻(xiàn)[24]中證明在統(tǒng)一價(jià)格出清模式下,DLMP 與零售商的購(gòu)電量呈現(xiàn)強(qiáng)線性相關(guān)性,因此,引入一次函數(shù)描述DLMP以簡(jiǎn)化復(fù)雜的電力市場(chǎng)出清問題。具體公式如下:

(1)

2 源-網(wǎng)-荷主體博弈關(guān)系分析

博弈是指若干決策主體,在一定的約束條件下,依靠自身掌握的信息,一次或者多次選擇最優(yōu)策略,最終取得最佳收益的過(guò)程。一個(gè)博弈格局通常由參與者、策略、支付(收益)及均衡四個(gè)要素構(gòu)成[25-27],表1所示為各要素的定義。

表1 博弈要素的定義Table 1 Definition of game elements

在電力市場(chǎng)環(huán)境下,DG運(yùn)營(yíng)商等主體并存地追求各自利益最大化,構(gòu)成多個(gè)主體的博弈關(guān)系。其中DG運(yùn)營(yíng)商、配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商要在掌握彼此全部策略信息的基礎(chǔ)上,制定滿足各自利益的規(guī)劃方案。因此,這兩個(gè)主體間的博弈格局為完全信息靜態(tài)的非合作博弈[28]。而電力用戶在追求自身利益時(shí)不會(huì)受到配電網(wǎng)規(guī)劃結(jié)果的直接影響,在本文中不被視為博弈的參與者[29]。

DG運(yùn)營(yíng)商、配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商的博弈策略在優(yōu)化模型中體現(xiàn)為各自的決策變量,分別記作DG待接入節(jié)點(diǎn)XD、DG安裝數(shù)量N以及待建線路XG。其策略空間受到經(jīng)濟(jì)、政策等因素的影響,表述為式(2)和式(3):

(2)

XG∈{QG=[XG1,XG2,…,XGp]}

(3)

式中:QD、QG分別表示兩者的策略空間;(XDk,Nk)表示DG的第k種規(guī)劃策略;XGp表示線路的第p種規(guī)劃策略。顯然策略空間是有限的,由表1可知,該博弈必然至少存在一個(gè)Nash均衡解。

DG運(yùn)營(yíng)商、配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商的收益函數(shù)CD、CG分別為各自規(guī)劃模型中的目標(biāo)函數(shù),計(jì)算公式詳見第4節(jié)。

3 基于用戶效用的需求側(cè)響應(yīng)模型

本文使用基于用戶效用的需求側(cè)響應(yīng)模型[21]表征電價(jià)等環(huán)境變量對(duì)電能需求的影響情況。電力用戶的效用可定義[30-31]為:用戶通過(guò)消費(fèi)電能而獲得的心理滿足感,而效用函數(shù)Φ[P(t)+B(t)]則是描述兩者之間定量關(guān)系的函數(shù)。本文使用文獻(xiàn)[32]所提的二次效用函數(shù),它具有非減且邊際效益非增的特性[33]:

(4)

式中:P(t)、B(t)分別為第t時(shí)刻需求側(cè)響應(yīng)負(fù)荷以及原負(fù)荷;α、β為衡量用戶單位效應(yīng)函數(shù)的時(shí)變系數(shù)。實(shí)際上,時(shí)變系數(shù)反映的是環(huán)境變量對(duì)電力需求的影響,因此,通過(guò)改變其值的大小可以捕捉到用戶需求的動(dòng)態(tài)變化。

4 源-網(wǎng)-荷協(xié)調(diào)互動(dòng)的規(guī)劃模型

4.1 模型概述

本文所述模型由博弈層和模擬層構(gòu)成。博弈層基于斯塔克爾伯格博弈理論,建立源-網(wǎng)規(guī)劃模型。其中源側(cè)以最大化DG運(yùn)營(yíng)商的收益為目標(biāo),以DG接入位置、數(shù)量以及容量為決策變量;網(wǎng)側(cè)以最小化配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商年綜合值為目標(biāo),以網(wǎng)架結(jié)構(gòu)為決策變量。模擬層考慮第1節(jié)所述源-網(wǎng)-荷多主體電價(jià)互動(dòng)關(guān)系,建立荷側(cè)規(guī)劃模型。荷側(cè)以最大化用戶收益為目標(biāo),以需求側(cè)響應(yīng)電量為決策變量,各主體協(xié)調(diào)互動(dòng)關(guān)系如圖2所示。

圖2 源-網(wǎng)-荷協(xié)調(diào)互動(dòng)規(guī)劃模型關(guān)系圖Fig.2 Source-network-load coordinated interactive planning model diagram

4.2 源側(cè)模型

4.2.1 目標(biāo)函數(shù)

源側(cè)模型以最大化DG運(yùn)營(yíng)商收益為目標(biāo)函數(shù),如式(5)所示,確定分布式電源的位置和數(shù)量。

(5)

各成本費(fèi)用計(jì)算公式如下:

(6)

(7)

DG運(yùn)營(yíng)商投資成本如式(8)所示。

(8)

(9)

DG運(yùn)營(yíng)商運(yùn)維成本如式(10)所示。

(10)

4.2.2 約束條件

1)分布式電源約束。

(11)

(12)

(13)

2)網(wǎng)損減少約束。

當(dāng)配電網(wǎng)接入DG后可能會(huì)使系統(tǒng)網(wǎng)損增加,因此,為了提升系統(tǒng)整體經(jīng)濟(jì)性,需要設(shè)置式(14)所示的網(wǎng)損減少約束。

(14)

4.3 網(wǎng)側(cè)模型

4.3.1 目標(biāo)函數(shù)

網(wǎng)側(cè)以最小化配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商年綜合值為目標(biāo)函數(shù)。

(15)

(16)

(17)

(18)

(19)

2)配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商的網(wǎng)損CLOSS。

(20)

3)配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商的故障成本CFAIL。

(21)

(22)

4)配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商的碳排放成本CCO2。

(23)

5)實(shí)施需求側(cè)響應(yīng)項(xiàng)目的管理費(fèi)用CDR。

(24)

(25)

(26)

4.3.2 約束條件

1)支路潮流約束。

(27)

2)安全約束。

(28)

4.4 用戶側(cè)模型

4.4.1 目標(biāo)函數(shù)

根據(jù)文獻(xiàn)[34],定義在一個(gè)時(shí)間周期中用戶效用與用戶支付的差值為用戶收益。

(29)

式中:Φκ、Φλ分別為用戶參與可轉(zhuǎn)移負(fù)荷、可中斷負(fù)荷的效用函數(shù);Φn為普通用戶的效用函數(shù);ΩTL、ΩIL分別為可轉(zhuǎn)移負(fù)荷、可中斷負(fù)荷的節(jié)點(diǎn)集合;ΩO為普通負(fù)荷的集合。

各收益計(jì)算公式如下:

1)用戶參與可轉(zhuǎn)移負(fù)荷響應(yīng)的負(fù)荷效用Φκ。

(30)

2)可中斷負(fù)荷效用Φλ。

用戶參與可中斷負(fù)荷的負(fù)荷效用可以看做是特殊的可轉(zhuǎn)移負(fù)荷響應(yīng)的效用,故效用函數(shù)如下:

(31)

3)普通用戶效用Φn。

本文定義Φn為用戶在時(shí)間t內(nèi)得到的效用,用以表征消耗的電能為用戶帶來(lái)的實(shí)用價(jià)值。

(32)

4)用戶的購(gòu)電費(fèi)用CBUY。

(33)

4.4.2 約束條件

1)需求側(cè)響應(yīng)運(yùn)行約束。

(34)

(35)

5 模型求解

由第2節(jié)可知,博弈優(yōu)化問題并不是一個(gè)整體優(yōu)化問題,實(shí)際上每個(gè)參與者都要獨(dú)自優(yōu)化以達(dá)到各自利益最大化。對(duì)本文所提優(yōu)化模型,采用基于粒子群算法的迭代搜索法求解均衡點(diǎn)[34],具體求解流程如圖3所示,詳細(xì)步驟如下:

圖3 博弈模型求解流程圖Fig.3 Game model solving flow chart

1)輸入數(shù)據(jù)與算法參數(shù)。清洗原始數(shù)據(jù):剔除重復(fù)值異常值,并通過(guò)機(jī)器學(xué)習(xí)方法預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)中的缺失值;輸入數(shù)據(jù)處理后的新能源出力參數(shù)、相關(guān)負(fù)荷數(shù)據(jù)以及日前市場(chǎng)電價(jià)參數(shù);采用場(chǎng)景分析法生成場(chǎng)景,確定PSO算法的相關(guān)算法參數(shù)。

2)建立博弈模型。按照第4節(jié)模型設(shè)計(jì)思路,建立源-網(wǎng)-荷協(xié)調(diào)互動(dòng)規(guī)劃模型。

3)平衡點(diǎn)初始化。分別在DG運(yùn)營(yíng)商、配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商各自策略空間中隨機(jī)選取一組值(XD0,N0)、XG0作為迭代初始值。

4)源-網(wǎng)獨(dú)立優(yōu)化。記博弈中各參與者第k輪優(yōu)化結(jié)果為(XDk,Nk)、XGk,具體的,在第k輪優(yōu)化時(shí),各參與者根據(jù)上一輪優(yōu)化結(jié)果(XD(k-1),N(k-1))、XG(k-1),通過(guò)PSO得到最優(yōu)的策略組合(XDk,Nk)、XGk,此時(shí)應(yīng)當(dāng)滿足:

(36)

(37)

基于PSO的優(yōu)化流程參考文獻(xiàn)[4]。在優(yōu)化前,按照文獻(xiàn)[24]所提DLMP的求解方法擬合每個(gè)時(shí)間斷面的DLMP函數(shù),并結(jié)合購(gòu)電量得到各個(gè)時(shí)刻的DLMP后,再進(jìn)行后續(xù)計(jì)算。

5)判斷是否找到Nash均衡點(diǎn)。若各個(gè)博弈者相鄰兩次得到的最優(yōu)解相同,即:

(38)

則表明博弈達(dá)到平衡點(diǎn),在該博弈中的任何參與者都不能獨(dú)立優(yōu)化獲得更多的收益,博弈優(yōu)化達(dá)到Nash均衡;反之,若沒有達(dá)到Nash均衡,則返回步驟4)。

6 算例分析

6.1 測(cè)試算例分析

6.1.1 參數(shù)設(shè)置

為驗(yàn)證本文所提協(xié)調(diào)互動(dòng)模型的有效性,首先采用改進(jìn)的IEEE 33節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)進(jìn)行算例仿真。仿真參數(shù)如表2所示。

表2 仿真參數(shù)Table 2 Simulation parameters

DG考慮風(fēng)電、光伏發(fā)電,DG相關(guān)數(shù)據(jù)來(lái)源于文獻(xiàn)[4],DG與線路擬規(guī)劃位置如圖4所示,節(jié)點(diǎn)34-37為新增負(fù)荷節(jié)點(diǎn),虛線為待選新建線路。新增負(fù)荷節(jié)點(diǎn)以及線路數(shù)據(jù)詳見文獻(xiàn)[8],典型光伏、風(fēng)電以及負(fù)荷出力的時(shí)序特性詳見文獻(xiàn)[2]。

圖4 IEEE 33節(jié)點(diǎn)配網(wǎng)Fig.4 IEEE 33-node distribution network

本文所提日前價(jià)格采用某地批發(fā)市場(chǎng)一季度分時(shí)段限價(jià)的參考價(jià)[35],峰谷電價(jià)數(shù)據(jù)、峰谷平時(shí)段劃分見文獻(xiàn)[4],電價(jià)變化曲線如圖5所示。

圖5 電價(jià)變化曲線Fig.5 Electricity price change curve

6.1.2 不同電價(jià)機(jī)制對(duì)需求側(cè)響應(yīng)的影響分析

由第1節(jié)可知,本文通過(guò)電價(jià)機(jī)制以夏季場(chǎng)景為例,使用第4.3節(jié)所提用戶側(cè)模型實(shí)現(xiàn)典型日用戶負(fù)荷調(diào)度模擬,得到某用戶在不同電價(jià)機(jī)制下的需求側(cè)響應(yīng)負(fù)荷曲線,如圖6所示。

圖6 典型日負(fù)荷曲線比較圖Fig.6 Comparison chart of typical daily load curve

由圖6可知,在引入基于峰谷電價(jià)的需求側(cè)響應(yīng)時(shí),00:00-7:00為電價(jià)谷時(shí)段,用戶通過(guò)增加用電獲得峰谷價(jià)差收益。在12:00-17:00時(shí),用戶結(jié)合自身滿意度以及電費(fèi)支出情況,通過(guò)負(fù)荷中斷獲得可中斷負(fù)荷補(bǔ)貼。在08:00-11:00、17:00-23:00時(shí),用戶通過(guò)減少用電減少峰時(shí)電費(fèi)支出。

對(duì)比圖5、圖6可知,在不同電價(jià)機(jī)制下,電價(jià)曲線變化較大,而負(fù)荷曲線變化較小,這是因?yàn)榉骞榷涡枨髠?cè)響應(yīng)電量均達(dá)到最大值。在13:00-17:00時(shí),日前電價(jià)下的負(fù)荷均略低于峰谷電價(jià)下的負(fù)荷,這說(shuō)明在峰谷電價(jià)的平時(shí)段引入日前電價(jià)機(jī)制,能提高用戶響應(yīng)的積極性。

表3為典型日三種電價(jià)機(jī)制下DR管理費(fèi)用以及用戶的購(gòu)電費(fèi)用的變化情況。根據(jù)第4節(jié)所述模型,使用日前電價(jià)時(shí),DR管理費(fèi)用更高,需求側(cè)響應(yīng)電量更大,用戶響應(yīng)更積極。同時(shí),表2也表明使用日前電價(jià)時(shí),用戶會(huì)減少購(gòu)電,通過(guò)改變用電習(xí)慣獲得收益,表明電力市場(chǎng)對(duì)需求側(cè)響應(yīng)的增益作用。

表3 典型日某節(jié)點(diǎn)費(fèi)用情況Table 3 The bus cost situation of the typical day 元

由表3可知,使用DLMP時(shí), DR管理費(fèi)用以及用戶購(gòu)電費(fèi)用均高于使用日前電價(jià)時(shí)的費(fèi)用,這是因?yàn)镈LMP具有的邊際遞增效應(yīng)使其電價(jià)略高于日前電價(jià)。

6.1.3 規(guī)劃結(jié)果分析

1)源-網(wǎng)-荷協(xié)調(diào)互動(dòng)模型的有效性分析。

為驗(yàn)證本文所提模型的有效性,設(shè)計(jì)以下三種情形并進(jìn)行仿真驗(yàn)證。

情形1：不考慮源-網(wǎng)-荷博弈關(guān)系,各主體獨(dú)立優(yōu)化;

情形2：使用文獻(xiàn)[4]所提雙層模型,DG運(yùn)營(yíng)商與配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商整體優(yōu)化;

情形3：考慮源-網(wǎng)-荷博弈關(guān)系,使用本文所提源-網(wǎng)-荷協(xié)調(diào)互動(dòng)模型。

3種情形下得到的規(guī)劃結(jié)果見表4,表中給出3種情形下配電網(wǎng)規(guī)劃方案,表中三種情形下光伏的安裝數(shù)量普遍低于風(fēng)電安裝數(shù)量,這是因?yàn)楣夥雇沓隽?,出力變化過(guò)大,容易產(chǎn)生供電缺口。

表4 不同規(guī)劃模型的規(guī)劃結(jié)果Table 4 The planning results of different planning models

各情形下DG運(yùn)營(yíng)商的投資如表5所示。由表5可知,情形1、2、3中DG 運(yùn)營(yíng)商的各項(xiàng)成本以及收益依次遞增,DG安裝總數(shù)按照三種情形的順序依次為26、28、29。

表5 DG運(yùn)營(yíng)商費(fèi)用Table 5 DG investment operator fees 萬(wàn)元

出現(xiàn)這種規(guī)劃結(jié)果的原因是,在考慮源-網(wǎng)整體利益后,能夠激發(fā)源-網(wǎng)整體與用戶側(cè)的互動(dòng)響應(yīng),進(jìn)而提升需求側(cè)響應(yīng)能力,促進(jìn)新能源消納;在考慮源-網(wǎng)-荷協(xié)調(diào)互動(dòng)響應(yīng)后,DG的并網(wǎng)容量進(jìn)一步增加,使得投資成本增加,同時(shí),DG出力的增加使得各項(xiàng)成本收益均增加。

表6為三種情形下配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商的年化成本變化情況。情形2、3與情形1相比,雖然需求側(cè)管理費(fèi)用略有增加,但是網(wǎng)損成本、線路投資成本、碳排放懲罰費(fèi)用均降低。這說(shuō)明當(dāng)考慮源-網(wǎng)共同利益或者源-網(wǎng)主體博弈時(shí),能夠進(jìn)一步挖掘用戶的需求側(cè)響應(yīng)潛力,積極響應(yīng)電價(jià)變化,進(jìn)而達(dá)到延緩線路投資的目的。同時(shí),情形2、3中故障成本以及向主網(wǎng)的購(gòu)電成本均降低,這說(shuō)明當(dāng)考慮源-網(wǎng)共同利益或者源-網(wǎng)主體博弈時(shí),均可使DG出力增加,使得故障時(shí)可供電量增多,電量不足期望值減少。此外,由于電網(wǎng)中總負(fù)荷需求一致,因此DG出力的增加勢(shì)必導(dǎo)致主網(wǎng)購(gòu)電的減少。

表6 配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商費(fèi)用Table 6 Distribution network operator fees 萬(wàn)元

情形2與情形3相比,情形3之所以線路投資費(fèi)用增加,是因?yàn)镈G運(yùn)營(yíng)商和配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商通過(guò)博弈追求各自利益最大化,配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商需要犧牲一部分自身的利益以保證DG運(yùn)營(yíng)商的利益,因此這種規(guī)劃方法能夠保證各自利益達(dá)到均衡,在現(xiàn)行電力市場(chǎng)化交易的大環(huán)境下具有較強(qiáng)的適應(yīng)性。

2)電力市場(chǎng)因素對(duì)規(guī)劃結(jié)果的影響分析。

為驗(yàn)證不同電價(jià)機(jī)制對(duì)規(guī)劃結(jié)果的影響,設(shè)計(jì)以下三種情形并進(jìn)行仿真驗(yàn)證。

情形4：采用傳統(tǒng)峰谷電價(jià)的配電網(wǎng)源-網(wǎng)-荷協(xié)調(diào)互動(dòng)規(guī)劃;

情形5：采用日前電價(jià)的配電網(wǎng)源-網(wǎng)-荷協(xié)調(diào)互動(dòng)規(guī)劃;

情形6：采用節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)的配電網(wǎng)源-網(wǎng)-荷協(xié)調(diào)互動(dòng)規(guī)劃。

3種情形下得到的規(guī)劃結(jié)果見表7。由表7可知,情形5、情形6的規(guī)劃結(jié)果完全相同。情形4與情形5、6相比,規(guī)劃結(jié)果略有不同:新增DG數(shù)量減少1臺(tái),同時(shí)35負(fù)荷節(jié)點(diǎn)的連接點(diǎn)由24變?yōu)?5。

表7 基于不同電價(jià)機(jī)制的規(guī)劃結(jié)果Table 7 Planning results based on different electricity price mechanisms

圖7為配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商費(fèi)用情況。在情形4中主網(wǎng)購(gòu)電費(fèi)用較情形5、6高,這是因?yàn)榉骞入妰r(jià)均值較之日前電價(jià)高,從主網(wǎng)的購(gòu)電費(fèi)用會(huì)相應(yīng)增大。

圖7 配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商費(fèi)用變化情況Fig.7 The fees changes of distribution network operator

由此可見,當(dāng)引入市場(chǎng)電價(jià)機(jī)制后,配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商花費(fèi)降低,體現(xiàn)了市場(chǎng)因素的積極作用。情形5、情形6中新能源購(gòu)電費(fèi)用、DR管理費(fèi)均大于情形4,而網(wǎng)損以及線路投資均減小,這說(shuō)明在考慮市場(chǎng)因素后,能夠達(dá)到挖掘用戶需求側(cè)響應(yīng)潛力、延緩線路投資的目的。

對(duì)比情形5、情形6可知,當(dāng)使用DLMP后,并不會(huì)影響電網(wǎng)的規(guī)劃結(jié)果,但是由于計(jì)及配電網(wǎng)中的邊際成本遞增效應(yīng),各項(xiàng)成本費(fèi)用均提升,但仍小于原峰谷電價(jià)時(shí)的總費(fèi)用成本。

6.2 實(shí)際算例分析

6.2.1 參數(shù)設(shè)置

以山西某地10 kV電網(wǎng)為實(shí)際算例,驗(yàn)證模型的有效性與實(shí)用性。該電網(wǎng)區(qū)域平均負(fù)荷為1.36 MW,最大負(fù)荷為3.54 MW,最大負(fù)載率為45%,最大負(fù)荷利用小時(shí)數(shù)為3 285 h。該實(shí)際算例的算例節(jié)點(diǎn)圖如圖8所示。各負(fù)荷節(jié)點(diǎn)參數(shù)、運(yùn)行參數(shù)、待接入線路參數(shù)詳見附錄A。新增負(fù)荷節(jié)點(diǎn)為10、11、12、13,分布式光伏待接入位置為節(jié)點(diǎn)2、3、4、5、6,其余參數(shù)均與測(cè)試算例一致。

圖8 山西省某地9節(jié)點(diǎn)配網(wǎng)系統(tǒng)(算例節(jié)點(diǎn)圖)Fig.8 A 9-bus distribution network system in Shanxi province (example bus diagram)

6.2.2 規(guī)劃結(jié)果分析

1)源-網(wǎng)-荷協(xié)調(diào)互動(dòng)模型的有效性分析。

為驗(yàn)證所建模型在實(shí)際配電網(wǎng)規(guī)劃中的有效性,設(shè)置如6.1.2節(jié)第一部分的三種規(guī)劃情形并仿真驗(yàn)證。三種情形下得到的規(guī)劃結(jié)果見表8。在該算例中,已確定線路安裝位置,故無(wú)需再次制定線路規(guī)劃方案。由表8可知,三種不同規(guī)劃模型下,光伏的安裝數(shù)量依次為17、18、20,這說(shuō)明當(dāng)考慮源-網(wǎng)兩者或者源-網(wǎng)-荷三者利益時(shí),會(huì)刺激利益主體增設(shè)更多的DG以保證自身獲得更高的收益。

表8 9節(jié)點(diǎn)實(shí)際配網(wǎng)系統(tǒng)使用不同規(guī)劃模型的規(guī)劃結(jié)果Table 8 The planning results of different planning models in the 9-bus actual distribution network system

各情形下DG運(yùn)營(yíng)商的投資情況如表9所示。三種情形下DG運(yùn)營(yíng)商的投資費(fèi)用、賣電費(fèi)用、運(yùn)維費(fèi)用依次增加,出現(xiàn)這種情況的原因是隨著DG運(yùn)營(yíng)商在模型中角色的轉(zhuǎn)變,會(huì)選擇通過(guò)增設(shè)DG獲取政府補(bǔ)貼以及賣電的方式獲得更高的收益。此外,DG運(yùn)營(yíng)商的總收益在三種情形下依次增加,這說(shuō)明考慮DG運(yùn)營(yíng)商自身的收益時(shí),能獲得比各自優(yōu)化更大的收益,符合電力市場(chǎng)環(huán)境下各主體追求各自利益最大化的實(shí)際情況。

表9 9節(jié)點(diǎn)實(shí)際配網(wǎng)系統(tǒng)使用不同規(guī)劃模型時(shí)的DG運(yùn)營(yíng)商費(fèi)用Table 9 DG investment operator fees in the 9-bus actual distribution network system 萬(wàn)元

圖9為三種情形下配電網(wǎng)投資運(yùn)營(yíng)商的年化成本變化情況。配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商在線路規(guī)劃方案已經(jīng)確定的前提下會(huì)選擇通過(guò)增加DR減少購(gòu)電的方式減少其年化成本。情形2、3與情形1相比,DR管理費(fèi)用略有增加,而表征配電網(wǎng)社會(huì)或者環(huán)境效益的網(wǎng)損成本以及碳排放懲罰費(fèi)用等均降低,這說(shuō)明當(dāng)考慮源-網(wǎng)共同利益或者源-網(wǎng)主體博弈時(shí),能夠提升用戶參與DR的積極性,積極響應(yīng)電價(jià)變化。

圖9 不同規(guī)劃模型的配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商費(fèi)用變化情況Fig.9 The fees changes of distribution network operators with different planning models

算例顯示,當(dāng)使用源-網(wǎng)-荷協(xié)調(diào)互動(dòng)模型時(shí),接入DG總?cè)萘繛? MW,最小年化成本為630.2萬(wàn)元。

2)電力市場(chǎng)因素對(duì)規(guī)劃結(jié)果的影響分析。

按照6.1.2節(jié)第二部分所述,在實(shí)際算例驗(yàn)證不同電價(jià)機(jī)制對(duì)配電網(wǎng)規(guī)劃的影響。規(guī)劃結(jié)果如表10所示。

表10 9節(jié)點(diǎn)實(shí)際配網(wǎng)系統(tǒng)使用不同電價(jià)機(jī)制的規(guī)劃結(jié)果Table 10 Planning results based on different electricity price mechanisms in the 9-bus actual distribution network system

由表10可知,情形5、情形6的規(guī)劃結(jié)果完全相同。情形4與情形5、6相比,規(guī)劃結(jié)果略有不同:新增DG數(shù)量減少1臺(tái)。

圖10為三種情形下配電網(wǎng)投資運(yùn)營(yíng)商的年化成本變化情況。由圖10可知,情形4中主網(wǎng)購(gòu)電費(fèi)用較情形5、6高約25萬(wàn)元,這是因?yàn)榉骞入妰r(jià)均值較之日前電價(jià)高,從主網(wǎng)的購(gòu)電費(fèi)用會(huì)相應(yīng)增大。

圖10 不同電價(jià)機(jī)制下配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商費(fèi)用變化情況Fig.10 The fees changes of distribution network operators under different electricity price mechanism

7 結(jié) 論

本文針對(duì)電力市場(chǎng)環(huán)境下配電網(wǎng)中各主體互動(dòng)響應(yīng)關(guān)系復(fù)雜,追求自身利益最大化的問題,提出一種基于博弈論的源-網(wǎng)-荷協(xié)調(diào)互動(dòng)規(guī)劃模型,并采用基于改進(jìn)粒子群算法的迭代搜索法求解,研究結(jié)果表明:

1)源-網(wǎng)-荷協(xié)調(diào)互動(dòng)規(guī)劃使配電網(wǎng)中各個(gè)主體均能綜合各方信息,通過(guò)博弈不斷優(yōu)化自身決策,實(shí)現(xiàn)分布式電源、網(wǎng)架合理規(guī)劃,提高用戶側(cè)電能使用效率,在電力市場(chǎng)環(huán)境下具有較強(qiáng)的適應(yīng)性;

2)在源-網(wǎng)-荷協(xié)調(diào)互動(dòng)規(guī)劃中采用日前電價(jià),較之峰谷電價(jià)能降低配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商的購(gòu)電費(fèi)用,挖掘用戶的需求側(cè)響應(yīng)潛力,達(dá)到延緩線路和分布式電源投資的目的;

3)在源-網(wǎng)-荷協(xié)調(diào)互動(dòng)規(guī)劃中采用節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)時(shí),由于邊際遞增效應(yīng)的存在會(huì)導(dǎo)致配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商購(gòu)電成本增加,但仍小于未進(jìn)入市場(chǎng)前的花費(fèi)。

在本文所述方法中,主要考慮日前電價(jià)對(duì)規(guī)劃結(jié)果的影響,在實(shí)際中還面臨批發(fā)市場(chǎng)中現(xiàn)貨與中長(zhǎng)期比例的變化、用戶側(cè)多零售主體博弈等的挑戰(zhàn),在后續(xù)規(guī)劃研究中,還需要建立更為精確的電力市場(chǎng)模型。

致 謝

本文得到了國(guó)網(wǎng)山西省電力公司科技項(xiàng)目(520533230001)的資助,在此表示感謝。

附錄A

該配電示范區(qū)建設(shè)采取漸進(jìn)過(guò)渡式的發(fā)展進(jìn)程,分兩期進(jìn)行:

第一期建設(shè):計(jì)劃新建及改造線路3.5 km,其中2.5 km采用LGJ-150型架空絕緣導(dǎo)線,1 km采用LGJ-240型架空絕緣導(dǎo)線,新增線路如圖8中虛線表示。同時(shí),規(guī)劃中計(jì)劃完成整村屋頂光伏發(fā)電項(xiàng)目建設(shè)。根據(jù)屋頂面積及條件,總裝機(jī)容量不超過(guò)5 MW。

第二期建設(shè):聚合用戶側(cè)靈活性資源,參與需求側(cè)響應(yīng)服務(wù),加強(qiáng)源荷互動(dòng),促進(jìn)新能源消納。

綜上,該實(shí)際算例需要設(shè)計(jì)線路以及分布式光伏的規(guī)劃方案,并在此基礎(chǔ)上聚合9節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)靈活資源,提升系統(tǒng)靈活性,可以進(jìn)行仿真算例分析。

新增負(fù)荷節(jié)點(diǎn)為10、11、12、13,各負(fù)荷節(jié)點(diǎn)參數(shù)如表A1所示。

表A1 9節(jié)點(diǎn)配網(wǎng)系統(tǒng)負(fù)荷節(jié)點(diǎn)參數(shù)Table A1 9-bus distribution network system load node parameters

根據(jù)實(shí)際算例概況,新建線路已經(jīng)確定,無(wú)需再次規(guī)劃,運(yùn)行以及待接入線路參數(shù)如表A2、A3所示。表中R為線路電阻,X為線路電抗。

表A2 9節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)Table A2 9-bus distribution network system operating parameters

分布式光伏待接入位置為節(jié)點(diǎn)2、3、4、5、6,其余參數(shù)均與測(cè)試算例相同。