本發(fā)明涉及電力市場分析領(lǐng)域，特別是一種評估含風(fēng)電的省級電網(wǎng)多類市場購電風(fēng)險(xiǎn)的方法。

背景技術(shù)：

在新的電力市場環(huán)境下風(fēng)電大量接入，增加了省級電網(wǎng)購電決策的難度。目前，許多文獻(xiàn)對電力市場中如何在多個(gè)市場進(jìn)行購電量分配的問題進(jìn)行了研究，且其研究成果在傳統(tǒng)的電力市場環(huán)境中取得了廣泛的應(yīng)用，但是沒有考慮風(fēng)電不確定性對省級電網(wǎng)購電決策的影響。而針對風(fēng)電并網(wǎng)，考慮風(fēng)電不確定性研究風(fēng)電對省級電網(wǎng)購電決策影響的文獻(xiàn)較少。省級電網(wǎng)作為購電決策者，在滿足負(fù)荷電量需求且售電收入一定的情況下，希望投入更少的購電成本以提高購電效益，同時(shí)希望省級電網(wǎng)遭受損失的風(fēng)險(xiǎn)最?。凰?，在購電成本和風(fēng)險(xiǎn)之間存在優(yōu)化的空間，特別是風(fēng)電的加入增加購電市場的不確定性。因此，在新的電力市場環(huán)境下如何在各市場中進(jìn)行購電量分配，使其購電成本最小和可能遭受損失的風(fēng)險(xiǎn)最小，是一個(gè)值得重視的問題，具有實(shí)際意義。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

有鑒于此，本發(fā)明的目的是提出一種評估含風(fēng)電的省級電網(wǎng)多類市場購電風(fēng)險(xiǎn)的方法，更直觀地描述期望購電成本和風(fēng)險(xiǎn)之間關(guān)系，為省級電網(wǎng)購電決策提供參考，實(shí)現(xiàn)期望購電成本和風(fēng)險(xiǎn)的最小化。

本發(fā)明采用以下方案實(shí)現(xiàn)：一種評估含風(fēng)電的省級電網(wǎng)多類市場購電風(fēng)險(xiǎn)的方法，包括以下步驟：

步驟S1：提取遠(yuǎn)期合約市場和日前現(xiàn)貨市場下常規(guī)發(fā)電市場和風(fēng)力發(fā)電市場的電價(jià)和電量、所述電價(jià)和電量的均值和標(biāo)準(zhǔn)差信息；提取售電電價(jià)和負(fù)荷電量預(yù)測數(shù)據(jù)；

步驟S2：建立最小的省級電網(wǎng)期望購電成本模型：省級電網(wǎng)從電力市場中購電，以1h為分析對象，將省級電網(wǎng)期望購電成本用數(shù)學(xué)函數(shù)表述如下：

minE[F(t)]＝E[C_M(t)]+E[C_N(t)]+E[C_R(t)]；

其中，E[F(t)]為省級電網(wǎng)在t時(shí)段的購電成本均值；E[C_M(t)]、E[C_N(t)]、E[C_R(t)]分別為在t時(shí)段從遠(yuǎn)期合約市場、日前現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場的購電成本均值；

步驟S3：建立最小的損失風(fēng)險(xiǎn)模型：采用CVaR度量省級電網(wǎng)購電損失的風(fēng)險(xiǎn)；

步驟S4：求解期望購電成本、風(fēng)險(xiǎn)和在各市場的購電量分配。

進(jìn)一步地，所述步驟S2具體包括以下步驟：

步驟S21：將遠(yuǎn)期合約市場分為常規(guī)發(fā)電市場和風(fēng)力發(fā)電市場，計(jì)算省級電網(wǎng)t時(shí)段在遠(yuǎn)期合約市場的購電成本C_M(t)為：

C_M(t)＝Q_m(t)q_m(t)+Q_W1(t)q_W1(t)；

其中，上式第一項(xiàng)為遠(yuǎn)期合約市場中常規(guī)發(fā)電市場的購電成本；第二項(xiàng)為遠(yuǎn)期合約市場中風(fēng)力發(fā)電市場的購電成本；Q_m(t)、q_m(t)分別為t時(shí)段在遠(yuǎn)期合約市場從常規(guī)發(fā)電市場購買的電量和電價(jià)；Q_W1(t)、q_W1(t)分別為t時(shí)段在遠(yuǎn)期合約市場從風(fēng)力發(fā)電市場購買的電量和電價(jià)；

步驟S22：將日前現(xiàn)貨市場分為常規(guī)發(fā)電市場和風(fēng)力發(fā)電市場，計(jì)算省級電網(wǎng)t時(shí)段在日前現(xiàn)貨市場的購電成本C_N(t)為：

C_N(t)＝Q_n(t)q_n(t)+Q_W2(t)q_W2(t)；

其中，Q_n(t)、q_n(t)分別為t時(shí)段在日前現(xiàn)貨市場從常規(guī)發(fā)電市場購買的電量和電價(jià)；Q_W2(t)、q_W2(t)分別為t時(shí)段在日前現(xiàn)貨市場從風(fēng)力發(fā)電市場購買的電量和電價(jià)；其中q_W2(t)等于q_n(t)；

步驟S23：計(jì)算省級電網(wǎng)t時(shí)段在輔助服務(wù)市場的購電成本C_R(t)為：

C_R(t)＝Q_R(t)q_R(t)；

其中，Q_R(t)、q_R(t)分別為t時(shí)段在輔助服務(wù)市場購買的電量和電價(jià)；

其中，Q_R(t)等于負(fù)荷電量預(yù)測值的5％～10％與日前現(xiàn)貨市場風(fēng)電購電量的10％～20％之和，即：

Q_R(t)＝10％L(t)+20％Q_W1(t)；

其中，L(t)為t時(shí)段負(fù)荷電量預(yù)測值；

步驟S24：省級電網(wǎng)期望購電成本函數(shù)服從N[μ_f,σ_f²]的正態(tài)分布，則：

其中，μ_W1(t)為t時(shí)段在遠(yuǎn)期合約市場從風(fēng)力發(fā)電市場購買的電量；μ_n(t)為t時(shí)段在日期現(xiàn)貨市場從常規(guī)發(fā)電市場購電的電價(jià)均值，μ_W2(t)為t時(shí)段在日期現(xiàn)貨市場從風(fēng)力發(fā)電市場購電的電價(jià)均值。

進(jìn)一步地，所述步驟S3具體包括以下步驟：

步驟S31：將省級電網(wǎng)購電損失風(fēng)險(xiǎn)的CVaR值用數(shù)學(xué)函數(shù)表示：

其中，S(t)為省級電網(wǎng)的購電損失函數(shù)；p(y)為損失函數(shù)S(t)的概率密度；β∈(0,1)為置信水平，表示1-β的概率下，投資者允許其投資組合策略可能遭受的損失為某一風(fēng)險(xiǎn)水平；α_β(Q)為各市場購電量分配下?lián)p失函數(shù)S(t)的累積分布函數(shù)大于β值的最小限值；

其中，省級電網(wǎng)的購電損失函數(shù)為：

S(t)＝-R(t)＝-(L(t)q_s(t)-F(t))＝F(t)-L(t)q_s(t)；

其中，R(t)為省級電網(wǎng)在t時(shí)段的購電效益；q_s(t)為在t時(shí)段的售電電價(jià)；

步驟S32：省級電網(wǎng)的購電損失函數(shù)服從的正態(tài)分布，即：

μ_s＝μ_f-μ_L(t)q_s(t)；

其中，μ_L(t)為t時(shí)段負(fù)荷電量預(yù)測的均值。

進(jìn)一步地，所述步驟S4中包括的約束條件有：供需平衡約束、各市場購電量約束；

所述供需平衡約束用數(shù)學(xué)函數(shù)表示為：

L(t)＝Q_m(t)+Q_W1(t)+Q_n(t)+Q_W2(t)；

所述各市場購電量約束用數(shù)學(xué)函數(shù)表示為；

其中，分別為t時(shí)段在遠(yuǎn)期合約市場從風(fēng)力發(fā)電市場購買的最大和最小電量；分別為t時(shí)段在日前現(xiàn)貨市場從風(fēng)力發(fā)電市場購買的最大和最小電量。

進(jìn)一步地，所述步驟S4以期望購電成本最小和風(fēng)險(xiǎn)最小為多目標(biāo)模型，通過多目標(biāo)粒子群優(yōu)化算法和模糊集理論求得最優(yōu)折中解，得到最優(yōu)期望購電成本、風(fēng)險(xiǎn)，以及在各市場的購電量分配。

與現(xiàn)有技術(shù)相比，本發(fā)明有以下有益效果：本發(fā)明考慮負(fù)荷電量、風(fēng)電購電量和日前現(xiàn)貨市場電價(jià)的不確定性，以及省級電網(wǎng)的損失風(fēng)險(xiǎn)建立多目標(biāo)模型，通過該模型反映出新的電力市場環(huán)境下風(fēng)電參與交易對期望購電成本和損失風(fēng)險(xiǎn)的影響。并通過多目標(biāo)粒子群優(yōu)化算法和模糊集理論求解，得到最優(yōu)期望購電成本、風(fēng)險(xiǎn)和在各市場的購電量分配。本發(fā)明提出的一種評估含風(fēng)電省級電網(wǎng)多類市場購電風(fēng)險(xiǎn)的方法，反映出風(fēng)電參與市場交易對期望購電成本和損失風(fēng)險(xiǎn)的影響，以及風(fēng)電電價(jià)對省級電網(wǎng)購電的影響；更直觀地描述期望購電成本和風(fēng)險(xiǎn)之間關(guān)系，為省級電網(wǎng)購電決策提供參考，實(shí)現(xiàn)期望購電成本和風(fēng)險(xiǎn)的最小化。

附圖說明

圖1為本發(fā)明的原理流程示意圖。

具體實(shí)施方式

下面結(jié)合附圖及實(shí)施例對本發(fā)明做進(jìn)一步說明。

如圖1所示，本實(shí)施例提供了一種評估含風(fēng)電的省級電網(wǎng)多類市場購電風(fēng)險(xiǎn)的方法，包括以下步驟：

步驟S1：提取遠(yuǎn)期合約市場和日前現(xiàn)貨市場下常規(guī)發(fā)電市場和風(fēng)力發(fā)電市場的電價(jià)和電量、所述電價(jià)和電量的均值和標(biāo)準(zhǔn)差信息；提取售電電價(jià)和負(fù)荷電量預(yù)測數(shù)據(jù)；

步驟S2：建立最小的省級電網(wǎng)期望購電成本模型(定義該模型：在新的電力市場環(huán)境下，風(fēng)電參與到遠(yuǎn)期合約市場和日前現(xiàn)貨市場交易中。)：省級電網(wǎng)從電力市場中購電，以1h為分析對象，將省級電網(wǎng)期望購電成本用數(shù)學(xué)函數(shù)表述如下：

minE[F(t)]＝E[C_M(t)]+E[C_N(t)]+E[C_R(t)]；

其中，E[F(t)]為省級電網(wǎng)在t時(shí)段的購電成本均值；E[C_M(t)]、E[C_N(t)]、E[C_R(t)]分別為在t時(shí)段從遠(yuǎn)期合約市場、日前現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場的購電成本均值；

步驟S3：建立最小的損失風(fēng)險(xiǎn)模型：采用CVaR度量省級電網(wǎng)購電損失的風(fēng)險(xiǎn)；

步驟S4：求解期望購電成本、風(fēng)險(xiǎn)和在各市場的購電量分配。

在本實(shí)施例中，所述步驟S2具體包括以下步驟：

步驟S21：將遠(yuǎn)期合約市場分為常規(guī)發(fā)電市場和風(fēng)力發(fā)電市場，雖然遠(yuǎn)期合約市場按合同規(guī)定的電量和電價(jià)進(jìn)行交易，但由于風(fēng)電的波動性，且為了促進(jìn)風(fēng)電的消納水平，允許實(shí)際成交的風(fēng)電電量在其合約電量的基礎(chǔ)上服從正態(tài)分布進(jìn)行波動。計(jì)算省級電網(wǎng)t時(shí)段在遠(yuǎn)期合約市場的購電成本C_M(t)為：

C_M(t)＝Q_m(t)q_m(t)+Q_W1(t)q_W1(t)；

其中，上式第一項(xiàng)為遠(yuǎn)期合約市場中常規(guī)發(fā)電市場的購電成本；第二項(xiàng)為遠(yuǎn)期合約市場中風(fēng)力發(fā)電市場的購電成本；Q_m(t)、q_m(t)分別為t時(shí)段在遠(yuǎn)期合約市場從常規(guī)發(fā)電市場購買的電量和電價(jià)；Q_W1(t)、q_W1(t)分別為t時(shí)段在遠(yuǎn)期合約市場從風(fēng)力發(fā)電市場購買的電量和電價(jià)；

步驟S22：將日前現(xiàn)貨市場分為常規(guī)發(fā)電市場和風(fēng)力發(fā)電市場，日前現(xiàn)貨市場價(jià)格不確定，價(jià)格波動將導(dǎo)致風(fēng)險(xiǎn)的發(fā)生，假設(shè)其價(jià)格的波動性服從正態(tài)分布。由于日前風(fēng)電預(yù)測較準(zhǔn)確，實(shí)際電量按計(jì)劃電量成交，即電量保持不變。計(jì)算省級電網(wǎng)t時(shí)段在日前現(xiàn)貨市場的購電成本C_N(t)為：

C_N(t)＝Q_n(t)q_n(t)+Q_W2(t)q_W2(t)；

其中，Q_n(t)、q_n(t)分別為t時(shí)段在日前現(xiàn)貨市場從常規(guī)發(fā)電市場購買的電量和電價(jià)；Q_W2(t)、q_W2(t)分別為t時(shí)段在日前現(xiàn)貨市場從風(fēng)力發(fā)電市場購買的電量和電價(jià)；其中q_W2(t)等于q_n(t)；

步驟S23：本實(shí)施例中的輔助服務(wù)市場主要是備用量的購買，計(jì)算省級電網(wǎng)t時(shí)段在輔助服務(wù)市場的購電成本C_R(t)為：

C_R(t)＝Q_R(t)q_R(t)；

其中，Q_R(t)、q_R(t)分別為t時(shí)段在輔助服務(wù)市場購買的電量和電價(jià)；

其中，Q_R(t)等于負(fù)荷電量預(yù)測值的5％～10％與日前現(xiàn)貨市場風(fēng)電購電量的10％～20％之和，即：

Q_R(t)＝10％L(t)+20％Q_W1(t)；

其中，L(t)為t時(shí)段負(fù)荷電量預(yù)測值；

步驟S24：風(fēng)電預(yù)測偏差和日前現(xiàn)貨市場電價(jià)偏差都服從正態(tài)分布，且假設(shè)它們相互獨(dú)立；根據(jù)統(tǒng)計(jì)學(xué)原理，省級電網(wǎng)期望購電成本函數(shù)服從的正態(tài)分布，則：

其中，μ_W1(t)為t時(shí)段在遠(yuǎn)期合約市場從風(fēng)力發(fā)電市場購買的電量；μ_n(t)為t時(shí)段在日期現(xiàn)貨市場從常規(guī)發(fā)電市場購電的電價(jià)均值，μ_W2(t)為t時(shí)段在日期現(xiàn)貨市場從風(fēng)力發(fā)電市場購電的電價(jià)均值。

在本實(shí)施例中，所述步驟S3具體包括以下步驟：

步驟S31：將省級電網(wǎng)購電損失風(fēng)險(xiǎn)的CVaR值用數(shù)學(xué)函數(shù)表示：

其中，S(t)為省級電網(wǎng)的購電損失函數(shù)；p(y)為損失函數(shù)S(t)的概率密度；β∈(0,1)為置信水平，表示1-β的概率下，投資者允許其投資組合策略可能遭受的損失為某一風(fēng)險(xiǎn)水平；α_β(Q)為各市場購電量分配下?lián)p失函數(shù)S(t)的累積分布函數(shù)大于β值的最小限值；

其中，省級電網(wǎng)的購電損失函數(shù)為：

S(t)＝-R(t)＝-(L(t)q_s(t)-F(t))＝F(t)-L(t)q_s(t)；

其中，R(t)為省級電網(wǎng)在t時(shí)段的購電效益；q_s(t)為在t時(shí)段的售電電價(jià)；

步驟S32：在一定時(shí)期內(nèi)，假設(shè)省級電網(wǎng)以固定電價(jià)售電，負(fù)荷電量預(yù)測偏差服從正態(tài)分布。同理，根據(jù)統(tǒng)計(jì)學(xué)原理，省級電網(wǎng)的購電損失函數(shù)服從的正態(tài)分布，即：

μ_s＝μ_f-μ_L(t)q_s(t)；

其中，μ_L(t)為t時(shí)段負(fù)荷電量預(yù)測的均值。

在本實(shí)施例中，所述步驟S4中包括的約束條件有：供需平衡約束、各市場購電量約束；

所述供需平衡約束用數(shù)學(xué)函數(shù)表示為：

L(t)＝Q_m(t)+Q_W1(t)+Q_n(t)+Q_W2(t)；

所述各市場購電量約束用數(shù)學(xué)函數(shù)表示為；

其中，分別為t時(shí)段在遠(yuǎn)期合約市場從風(fēng)力發(fā)電市場購買的最大和最小電量；分別為t時(shí)段在日前現(xiàn)貨市場從風(fēng)力發(fā)電市場購買的最大和最小電量。為了促進(jìn)風(fēng)電消納，規(guī)定省級電網(wǎng)必須從風(fēng)電中購買一定電量。

在本實(shí)施例中，所述步驟S4以期望購電成本最小和風(fēng)險(xiǎn)最小為多目標(biāo)模型，通過多目標(biāo)粒子群優(yōu)化算法和模糊集理論求得最優(yōu)折中解，得到最優(yōu)期望購電成本、風(fēng)險(xiǎn)，以及在各市場的購電量分配。

以上所述僅為本發(fā)明的較佳實(shí)施例，凡依本發(fā)明申請專利范圍所做的均等變化與修飾，皆應(yīng)屬本發(fā)明的涵蓋范圍。