申请/专利权人：华北电力大学

申请日：2021-12-21

公开（公告）日：2024-06-28

公开（公告）号：CN114266391B

主分类号：G06Q10/04

分类号：G06Q10/04;G06Q10/0631;G06Q50/06;G06N3/126;G06N5/04;G06N7/01;H02J3/00;H02J3/46;H02J3/14

优先权：

专利状态码：有效-授权

法律状态：2024.06.28#授权;2022.04.19#实质审查的生效;2022.04.01#公开

摘要：本发明涉及一种考虑网络成本的综合能源系统多主体调控方法及装置，属于综合能源系统技术领域，首先构建考虑电热耦合的综合能量成本模型和综合网络成本模型，并考虑光伏出力的不确定性，基于条件风险价值理论，构建基于条件风险价值的产消者能量管理优化模型，然后构建综合能源系统中产消者之间的非合作博弈模型及博弈互动机制，最后依照非合作博弈模型及博弈互动机制，采用基于差分进化的对角化算法对基于条件风险价值的产消者能量管理优化模型进行求解，获得每个产消者的非合作博弈的最优均衡策略。本发明在电热联合的综合能源系统中考虑网络成本与光伏不确定性，实现了综合能源系统整体的最优能量调控。

主权项：1.一种考虑网络成本的综合能源系统多主体调控方法，其特征在于，所述方法包括：构建考虑电热耦合的综合能量成本模型；利用长期增量成本定价方法建立综合网络成本模型；根据综合能量成本模型和综合网络成本模型，考虑光伏出力的不确定性，并基于条件风险价值理论，构建基于条件风险价值的产消者能量管理优化模型；构建综合能源系统中产消者之间的非合作博弈模型及博弈互动机制；所述博弈互动机制为综合能源运营商对每一位产消者依次进行寻优迭代直至每一位产消者的策略收敛；根据待调控的综合能源系统的基础参数，依照基于条件风险价值的产消者能量管理优化模型及博弈互动机制，采用基于差分进化的对角化算法对非合作博弈模型进行求解，获得每个产消者的非合作博弈的最优均衡策略；所述最优均衡策略为使每个产消者在一天内用能成本最小的电力负荷和热力负荷；所述构建考虑电热耦合的综合能量成本模型，具体包括：建立综合能源运营商平衡系统内负荷需求时总成本的二次函数为式中，为总成本，a0～a5分别为第一至第五成本系数，Et和Ht分别为t时刻综合能源运营商供给的电力功率总量和热力功率总量；根据所述总成本的二次函数，确定每个时刻综合能源运营商根据边际成本对产消者制定的电力价格和热力价格分别为和式中，为t时刻的电力价格，为t时刻的热力价格，κ、γ、μ分别为第一、第二、第三能源价格参数，κ＝2a3、γ＝2a4、μ＝a5；根据综合能源系统中产消者的可调控负荷，确定每个产消者在每个时刻的电力负荷和热力负荷；基于光伏发电设备均在最大功率点跟踪的控制下运行原则，确定每个产消者在每个时刻的实际光伏出力；根据所述电力价格、所述热力价格、每个产消者在每个时刻的电力负荷、热力负荷以及实际光伏出力，确定考虑电热耦合的综合能量成本模型为式中，Ci为产消者i一天的综合能量成本，为产消者i在t时刻的电力负荷，为产消者i在t时刻的实际光伏出力，Rt为实际光伏出力总量，为产消者i在t+τdi时刻消耗的热力功率，τdi为产消者i的热力负荷距离热源的时间延迟，T表示一天；所述利用长期增量成本定价方法建立综合网络成本模型，具体包括：利用公式确定能源管网流过的峰值功率；所述能源管网为电力管网或热力管网，当所述能源管网为电力管网时，Dl表示能源管网l流过的峰值电力功率，分别表示1、T时刻的电力功率；当所述能源管网为热力管网时，Dl表示能源管网l流过的峰值热力功率，分别表示1、T时刻的热力功率；根据能源管网流过的峰值功率，确定能源管网进行投资扩建所需的投资费用折现到当前的价值为式中，nl为能源管网l截止到需要投资扩建时的使用年限，Cl为能源管网l的输送容量，r为规划中管网的负荷容量年增长率，PVl为nl年后能源管网l的投资费用折现到当前的价值，Al为nl年后能源管网扩建需要的投资费用，d为资金折现率；根据能源管网流过的峰值功率，确定能源管网负荷发生变化后进行投资扩建所需的投资费用折现到当前的价值为式中，为能源管网l负荷发生变化后截止到需要投资扩建时的使用年限，ΔPl为能源管网l发生变化的负荷，为年后能源管网l的投资费用折现到当前的价值；根据能源管网负荷发生变化前、后进行投资扩建所需的投资费用折现到当前的价值，利用公式ICl＝δ确定能源管网应收取的增量网络费用；式中，ICl为能源管网l应收取的增量网络费用，δ为时间系数；根据能源管网应收取的增量网络费用，确定综合网络成本模型为式中，LRICi为产消者i一天需要支付的网络成本，LRICe,i、LRICh,i分别为产消者i的电力网络成本、热力网络成本，ICel、IChl分别为能源管网l应收取的增量电力、热力网络费用，分别为节点n的电力、热力变化功率；所述根据综合能量成本模型和综合网络成本模型，考虑光伏出力的不确定性，并基于条件风险价值理论，构建基于条件风险价值的产消者能量管理优化模型，具体包括：根据综合能量成本模型和综合网络成本模型，确定每个产消者一天的用能成本模型为Ui＝Ci+LRICi；式中，Ui为产消者i一天的用能成本；考虑光伏出力预测的误差，将每个产消者一天的用能成本模型转化为由策略变量和光伏出力集合表示的用能成本模型Uiθi,R；其中，θi为一天内产消者i的策略向量，分别为1、t、T时刻产消者i的策略集合，和为产消者i在t时刻的电力负荷和热力负荷，R为所有产消者考虑了光伏出力预测的误差的光伏出力集合，R＝[R1,...,RN]，R1、RN分别为产消者1、N考虑了光伏出力预测的误差的光伏出力，为产消者i在t时段的光伏出力的实际值，为t时段产消者i的光伏出力的预测值，为产消者i的光伏出力的预测偏差量，为偏差系数，服从方差特定的正态分布；根据由策略变量和光伏出力集合表示的用能成本模型，基于条件风险价值理论，利用蒙特卡洛法构建基于条件风险价值的产消者能量管理优化模型为约束条件为其中，为产消者i的用能成本条件风险值，α为风险价值，β为置信度，K为用蒙特卡洛法对光伏的预测误差进行抽样的次数，分别为产消者i在t时刻的固定电力负荷、固定热力负荷，N为产消者数量，和分别为产消者i在t时刻的初始电力负荷和热力负荷，和分别表示产消者i在t时刻的初始可平移电力负荷和可平移热力负荷，αe、αh分别为电力系数和热力系数，Ppq为节点p与节点q之间线路上传输的有功功率，为节点p与节点q之间线路的最大容量，为考虑时间延迟τbl后的热力管网hl流过的热功率，为热力管网hl的容量上限，K′为热力管网数量。

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百度查询： 华北电力大学 一种考虑网络成本的综合能源系统多主体调控方法及装置

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