考虑多市场主体参与的气电区域综合能源系统市场定价策略

2022-09-14柯德平孙元章王晶晶吴煜晖魏聪颖

电力自动化设备 2022年9期

王俊，徐箭，柯德平，孙元章，王晶晶，吴煜晖，魏聪颖

（1. 武汉大学电气与自动化学院，湖北武汉 430072；2. 国家电网公司华中分部，湖北武汉 430072）

0 引言

近年来，随着能源领域市场化进程的不断加快，以及以光伏、微型燃气机组为主的分布式供能技术日趋成熟，用户在能源市场中扮演的角色逐步从被动的能量接受者转变为主动的市场参与者［1］。

在能源市场中，综合能源系统内分布式资源的调控权往往归属于不同的利益主体，系统调度人员不能对分布式资源进行直接控制，但可以通过价格激励用户调节分布式资源的运行方式以响应系统需求［2］。在该机制下，价格信号的制定应充分反映系统需求，同时还需协调系统中各类市场主体的利益关系。目前能源市场中针对激励价格信号的制定方法较多，最为成熟的是电力系统中的节点边际价格LMP（Locational Marginal Price）［3］以及在此基础上衍生出的考虑配电网内部网络约束的适用于配电网的节点边际价格DLMP（Distribution Locational Marginal Price）。文献［4］提出一种考虑分布式电源DG（Distributed Generator）接入配电网后给系统运行带来影响的DLMP 计算方法；文献［5］则采用DLMP 实现对配电网中电动汽车充电方式的管理，并通过求解含机会约束的非线性规划得到DLMP；文献［6］提出了一种基于DLMP 的不平衡配电网需求响应和DG 管理方法。上述DLMP 定价策略能够有效缓解配电网络阻塞，但大多针对电动汽车的需求响应管理，没有考虑其他类型的分布式资源。

然而，随着能源领域市场改革的推进，未来区域综合能源系统中将会出现大量独立的市场主体，现有的含多市场主体参与的市场定价策略的研究主要集中在不同市场主体的价格响应特性以及市场主体与系统运营商之间的协同方面。文献［7］考虑分布式新能源、电池储能等，提出了一种基于边际价格的日前市场出清模型，但采用的是固定费率对需求响应资源进行补偿；文献［8］在LMP 的基础上提出了一种调频备用边际价格用于系统运营商平抑新能源功率的随机波动；文献［9］针对含储能的电力零售商提出了基于置信水平区间的两阶段价格型需求响应模型，并通过价格-需求弹性系数矩阵来刻画负荷对价格的响应行为；文献［10］以调峰定价为背景考虑价格型需求响应资源在峰谷平不同时段具有不同的自弹性系数和互弹性系数，并基于火电与储能的成本特性给出了火储深度调峰定价策略；文献［11］则基于电热综合需求响应提出了一种考虑日前市场价格波动的零售电价动态定价策略；部分学者提出基于分布式深度强化学习和长短期记忆神经网络等训练得到负荷的价格响应特性［12-13］。这类文献的模型从数学本质角度看采用的是分段线性函数或数据驱动的方式来刻画价格与负荷需求之间的关系。另一方面，由于系统运营商与市场主体之间的交易属于一种博弈，部分文献基于博弈论和双层优化的思想刻画系统运营商的动态定价过程［14-17］，如文献［15］、［16］分别研究了计及商业楼宇和虚拟电厂的配电侧市场交易策略，构建了一种用于动态定价和市场出清的双层优化模型；文献［17］则针对点对点的交易模式提出了一种基于主从博弈理论和局部实用性拜占庭容错算法的交易定价策略，上述定价策略大多针对电力系统，且未考虑定价策略与电压无功优化的融合。目前较少有直接针对气电区域综合能源系统的市场激励价格制定方法的相关研究，部分学者提出了面向其他类型综合能源系统的边际价格计算理论和市场出清策略［18-21］。文献［19］针对区域热电联供系统提出了节点边际热价的概念，进一步考虑了配电网中的网络损耗和供热管道中的热损耗，基于管道损耗方程分析了节点边际热价的分布规律；文献［20-21］阐述了多能源系统日前市场的基本交易机制，构建了电热联合市场出清模型并提出不同能源类型负荷响应市场出清信号的控制策略。

本文针对气电区域综合能源系统建立了含商业楼宇和DG 2 类市场主体的日前市场出清模型和框架，综合考虑节点净有功负荷、净无功负荷和天然气负荷对系统运行的影响，通过引入网损灵敏度因子、电压灵敏度因子、气压灵敏度因子等，将区域综合能源系统的非线性潮流约束和稳态气流约束转化为线性约束，并求得相应LMP 的解析表达式；进一步地，根据边际价格的物理意义，基于所提市场出清模型将节点边际电价分为有功基础电价、无功基础电价、阻塞管理电价、电压支撑电价、网损边际电价、基础气价和气压支撑价格7 类。基于改进的IEEE 33 节点配电网和24 节点辐射形气网构成的区域综合能源系统进行仿真分析，结果表明，所提基于LMP 分解的定价策略能够对市场主体提供的不同辅助服务类型进行合理的补偿，通过市场主体对不同价格信号的响应促使其根据系统需求调节运行方式以支撑系统运行。

1 市场参与者建模

随着能源领域市场化进程的加快以及分布式新能源渗透率的不断提高，未来的区域综合能源系统运营商管辖范围内会出现越来越多独立的市场主体，本文提出了如图1 所示的区域综合能源系统市场框架。

图1 区域综合能源系统市场框架Fig.1 Market framework of regional integrated energy system

为了更高效地管理这些市场主体，区域综合能源系统运营商通常会为市场主体的接入设置相应的容量准入门槛，大量分布式光伏可以聚合形式参与市场交易，含有多能转化设备的商业楼宇建筑等也可作为独立的市场主体参与到区域综合能源系统市场中。在所提市场框架中，综合能源系统运营商接收来自各市场主体的报价并与批发侧市场互动，计及运营区域内相应安全约束完成市场出清。考虑到无功功率对于系统电压影响较大，本文将无功功率也作为一种标的物，同时出清有功LMP和无功LMP，并针对配气网引入节点边际气价，将不同价格信号同时传递给区域内的市场主体，不同市场主体根据各自并网节点价格信号调节自身运行方式以支撑区域综合能源系统运行。

1.1 商业楼宇

对于区域综合能源系统中的商业楼宇建筑，既可以通过调节室内设定温度改变自身购电曲线，同时其含有的热电联产系统CHP（Combined Heat and Power system）等多能转化设备又可以使其作为气电耦合单元提供综合需求响应。因此，本文考虑含气电耦合设备的商业楼宇建筑作为独立的市场主体参与市场投标，选用以天然气为燃料的微型燃气轮机作为发电设备，模型如式（1）、（2）所示。

1.2 DG

对于配电网中的DG，通常可以聚合形式参与市场需求响应。配电网中的DG 可以分为逆变器型和同步机型2 类，对于逆变器型DG，如风机和光伏，其通过控制逆变器既可以从系统吸收无功功率又能够向系统输送无功功率，本文重点考虑逆变器型DG 这一类市场主体。上级能源运营商通常会对DG 的并网设置最小功率因数要求，DG 可以通过控制逆变器来调节自身功率因数。根据DG 并网标准［22］，本文设置DG并网相应的功率因数范围要求为［-0.95，0.95］，建立如式（3）、（4）所示的聚合DG 等效模型。

2 区域综合能源系统运营商优化模型

为充分引导多市场主体用户根据系统需求调节分布式资源运行方式，本节建立了计及配电网网损和配气网双重约束、以系统总运行成本最小化为目标函数的区域综合能源系统运营商多能流优化模型。

2.1 目标函数——系统总运行成本最小化

考虑到市场出清的根本目的在于实现系统整体利益的最优化，因此模型的目标函数为最小化系统的总运行成本，包括运营商从批发市场购买有功功率成本、从辅助服务市场购买无功功率成本、商业楼宇购气成本以及DG 的发电成本。理论上，目标函数中购气成本项应由基础用气负荷和商业楼宇的微型燃气轮机气负荷构成，由于基础用气负荷气流量无法改变，在优化问题中为恒定值，因此目标函数中购气成本项只考虑了商业楼宇内微燃机气负荷。目标函数表达式为：

2.2 多能流双重约束

1）节点功率平衡。

对于区域综合能源系统中配电网侧而言，不同市场主体接入的位置以及线路的网损对于运营商有功、无功购电量的影响都是不可忽略的，因此本文选用Distflow 模型来刻画配电网的交流潮流。为方便表述，本文约定线路l=(i，j)指以节点i为首端、节点j为末端的输电线路，线路传输功率指线路首端的传输功率。

5）气流平衡约束。

由于区域综合能源系统运营商的日前市场出清通常在小时级的时间尺度，因此可采用如下稳态气流方程来描述配气网的状态。

3 模型的转化与处理

区域综合能源系统日前市场出清的一个重要目的是为各类市场主体制定具有时空差异性的电价，即DLMP。各市场主体依据DLMP完成日前结算，进一步地，本节将DLMP 分为有功基础电价、无功基础电价、电压支撑价格、阻塞管理电价、网损边际电价、基础气价以及气压支撑价格7 类边际价格，通过多类型市场主体对不同边际价格信号的响应为区域综合能源系统提供电压支撑和气压支撑。

由于第2 节中介绍的运营商出清优化模型中多个约束条件为非凸约束，属于非凸规划问题，因此上述模型不能直接用于计算DLMP，需要进一步转化为凸优化问题。

3.1 基于网损灵敏度的潮流方程线性化

进一步地，通过分别求取式（10）和式（11）对节点净负荷的偏导，可得到配电网支路l有功网损和无功网损与节点j净负荷的关系，即网损灵敏度因子。

3.2 节点电压线性化

根据相关标准，正常情况下配电网中节点电压范围通常在［0.95，1.05］p.u.，因此可假设节点电压运行在1.0 p.u.附近，从而有：

同时考虑到节点电压计算式（12）中非线性部分的数值远小于线性部分，本文首先忽略式（12）中的非线性项，并将式（31）代入式（12）中，有：

3.3 支路潮流约束线性化

由于支路潮流传输容量约束式（14）刻画的可行域为圆的内部，本文采用如附录A 图A1所示的多边形近似的方法对其进行线性化处理［22］，由于正多边形的顶点都位于圆周上，因此可以得到线性化后的相应系数。

3.4 气压约束线性化

由于配气网一般采用辐射形结构，调压站一般为配气网中气压最高的节点，网络末端为气压最低的节点，因此只要网络末端节点的气压高于系统气压下限，即可满足气压约束。同样借助3.1节中定义的功率转移矩阵H，可将管道气流量表示成与节点基础气负荷及微型燃气轮机气负荷有关的形式，具体如下：

3.5 LMP的分解

在区域综合能源系统中，DLMP 可作为激励用户及分析系统运行状态的有效手段。传统的DLMP定价方法在求解时，由于拉格朗日函数中仅功率平衡约束项中存在节点净负荷变量，而节点电压等未转化为节点净负荷的显函数，因此仅功率平衡约束项对应的乘子被反映在最终的边际价格里；在气电区域综合能源系统中，LMP 同时受限于多类能源网约束，传统DLMP 方法无法分析是由哪类能源系统导致价格变化，因此，本文首先借助第3 节中的各类灵敏度因子将节点电压、气压、支路潮流等变量转化为节点净负荷的显函数，将LMP 表达为系统各项约束对偶乘子的线性函数，计算得到各节点整体的边际价格，然后对其进行分解得到每类约束对价格的贡献值。通过对DLMP 的分解，市场运营商可以为市场主体提供的不同调节服务提供针对性的补偿，进一步地，可根据市场主体对不同价格信号的响应促使其按照相应价格信号调节自身运行方式，支撑系统运行。

至此，在电压支撑电价和气压支撑价格的激励下，不同市场主体可以调节自身的运行方式从而支撑系统运行。

4 算例分析

4.1 系统数据

4.2 LMP及其分解

本节主要验证价格信号对分布式资源的激励作用，不同市场主体根据系统运营商下发的不同价格信号，采取自身利益最大化为目标的手段调控分布式资源的运行方式，并假设系统内所有市场主体按照边际成本进行交易。区域综合能源系统运营商日前市场出清的有功节点边际电价、无功节点边际电价如图2所示。

图2 区域综合能源系统节点边际电价出清结果Fig.2 Market clearing results of locational marginal price for regional integrated energy system

由图2（a）可知，有功节点边际电价随时间的变化趋势和系统运营商的有功基础购电价格相似，说明该价格是影响有功节点边际电价的主要因素；进一步，沿y轴节点编号方向分析，为更直观显示，附录C 图C3 给出了14:00 时配电网各节点的有功边际电价，由图可知节点有功边际电价在节点18 处发生突变，进一步分析14:00时配电网节点18与节点19、2 的有功边际电价和无功边际电价各分量的对比情况，如附录C 图C4 所示，可见节点18 与节点19、2 的各分量的差异集中在电压支撑分量和网损电价分量上，这是由于节点18 处于配电网络支路末端，而节点19、2 临近变压器节点，靠近支路首端，导致节点18 对应的网损增大，相应网损电价分量也有所提高，同时由于节点18 是分布式光伏接入节点，系统运营商需要制定相应的电压支撑电价以维持系统电压在正常水平。

由图2（b）可知，在［10:00，16:00］时段时，无功节点边际电价出现负值，正好对应光伏有功出力高峰时段，这是因为当光伏向系统输送有功功率时会抬升并网点电压，此时需要其吸收部分无功功率以降低节点电压，因此综合能源系统运营商需要制定负的电压支撑电价以激励DG 吸收部分无功功率以维持系统电压在正常水平，这在附录C 图C5 所示的配电网中各节点电压分布图中可进一步得到验证，由图可知，配电网节点18 在［10:00，16:00］时段的电压均达到系统电压上限值12.66 kV。

为进一步说明节点边际电价各分量对市场主体的激励作用，根据光伏出力曲线特征选取若干典型时刻得到配电网节点18、2 的边际电价在所选时刻各分量的分解结果分别如表1 和附录C 表C1 所示，附录C 图C6 展示了配电网节点18 的边际电价与基础电价的差异对比。当阻塞管理电价和电压支撑电价为正值时，表明相应节点处的市场主体如果增加功率输出则可以缓解线路阻塞和系统低电压状态；反之，当阻塞管理电价和电压支撑电价为负值时，表明相应节点处的市场主体如果降低功率输出则可以缓解线路阻塞和系统过电压水平。

表1 配电网节点18的边际电价分解结果Table 1 DLMP and its components at Node 18

区域综合能源系统运营商日前市场出清的配气网节点3、4、7、22 的边际气价如图3 所示，由于配气网中气流量守恒，因此所有节点的基础购气价格相同。由图可知，节点3、4、7、22 在16:00 和21:00 时刻的气压支撑价格出现正值。

图3 区域综合能源系统气压支撑价格出清结果Fig.3 Market clearing results of node pressure support price for regional integrated energy system

配气网各节点的气压分布如附录C 图C7 所示。由图可知，配气网节点11、24 在16:00 和21:00 时刻的气压均接近系统气压下限0.2 MPa，此时若连接在同一支路上的商业楼宇内微型燃气轮机满负荷运行，则系统末端节点的气压将低于系统气压下限，因此系统运营商通过提高商业楼宇接入节点3、4、7、22 的气压支撑价格，促使商业楼宇内的微型燃气轮机降低输出电功率和天然气耗量，从而保证系统运行安全。

4.3 不同定价策略机制的对比

为进一步验证综合能源系统运营商采用基于LMP 的市场定价策略的优越性，设置2 种方案（方案1为采用本文提出的LMP分解定价策略；方案2为采用批发侧市场出清的节点边际电价作为基准电价）进行比较，以分析不同定价策略机制对综合能源系统运营商辖区内配电网节点电压以及配气网节点气压的影响。

2 种方案中，各市场主体以价格接受者的形式响应不同的价格信号，在第1 节介绍的相应运行约束下，以自身利益最大化为目标调节运行方式；当各市场主体的运行状态确定后可进一步确定综合能源系统内节点电压和节点气压的分布情况。附录C 图C8 给出了不同方案下分布式光伏出力情况对比。可以看出：在方案1 下，由于节点14、18 的有功和无功节点边际电价的差异性，分别接在节点14、18 的分布式光伏会根据相应节点边际电价调节自身出力，从而导致其有功出力值的不同；而在方案1 统一的基准电价下，不同节点处的分布式光伏对价格信号的响应并无明显区别，其对系统的影响可通过图4 所示的某一时刻2 种方案下配电网节点电压和配气网节点气压的对比得到进一步说明。

由图4 可知：在方案1 下，系统各节点的电压和气压均能维持在正常范围内，这是因为在方案1 下，12:00 时配电网节点14、18 处的无功节点边际电价为负值，促使该节点处的分布式光伏吸收部分无功功率以降低系统电压水平；对于配气网而言，在方案1 下，21:00 时商业楼宇的接入节点3、4、7、22 的节点边际气价为正值，促使商业楼宇内微型燃气轮机减少耗气量来降低输出电功率从而提高配气网节点气压。这进一步验证了本文所提基于LMP 分解的定价策略的有效性。