一種基于網絡安全約束的雙邊協商交易仿真方法與流程

本發明涉及電力交易仿真領域，尤其是涉及一種基于網絡安全約束的雙邊協商交易仿真方法。

背景技術：

目前國內外電力市場的競價交易機制一般分為雙邊交易和撮合交易兩種模式。

雙邊交易是指購售雙方直接協商，確定交易電量、交易曲線以及交易價格，經電力調度交易機構安全校核確認后，雙方簽訂雙邊交易合同的交易方式。

撮合交易是指購電方或售電方申報電量(或電力)和對應電價，購電方按照報價由高到低進行優先級排序，售電方按照折算排序價由低到高進行優先級排序，在滿足一定的網絡約束條件下，通過交易算法撮合購售雙方成交的交易方式。一般分為單買(或單賣)的單邊撮合交易和多買多賣的雙邊撮合交易兩種形式。

目前現有技術中直接交易仿真方法有個共同的缺陷，就是沒有考慮網絡安全約束。本質上，電力直接交易僅考慮電量平衡，缺乏電力實時平衡機制，無法真正滿足電力發、輸、配、用實時平衡的物理屬性要求，這也正是目前我國電力直接交易電量占比不高、安全校核難以真正有效展開的主要原因。

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基于網絡安全約束的雙邊協商交易仿真方法。本發明針對目前電力直接交易仿真領域存在各種問題，提出考慮網絡安全約束、適用于不同交易模式的電力雙邊協商交易仿真方法，為理論分析電力直接交易提供了有效工具。在雙邊協商交易仿真過程中，通過隨機建立、刪除交易方式模擬交易過程的不確定性；為了滿足潮流約束，通過用戶負荷曲線及電網潮流轉移分布因子予以考慮。此外，本文還證明了所提雙邊協商仿真方法的收斂性，確保了所提方法對大規模直接交易模擬的適應性。

本發明的目的可以通過以下技術方案來實現：

一種基于網絡安全約束的雙邊協商交易仿真方法，所述的雙邊協商交易仿真通過隨機建立、刪除交易方式滿足網絡安全約束條件，所述的雙邊協商交易仿真方法包括以下步驟：

s1、隨機選取一對發電商和用戶，計數時間段累加單位時間；

s2、判斷發電商和用戶是否建立直接交易，若為是，則進行步驟s3，若為否，則進行步驟s4；

s3、求解以發電商為主動方進行刪除交易的優化計算模型，判斷是否存在可行解，若存在則更新數據后返回s1，若不存在則進行步驟s5；

s4、求解以發電商為主動方進行建立交易的優化計算模型，判斷是否存在可行解，若存在則更新數據后返回s1，若不存在則進行步驟s5；

s5、求解以用戶為主動方進行建立交易的優化計算模型，判斷是否存在可行解，若存在則更新數據后返回s1，若不存在則進行步驟s6；

s6、判斷計數時間段是否大于設定值，若為否則返回s1，若為是則仿真結束輸出仿真結果。

s3中以發電商為主動方進行刪除交易的優化計算模型的目標函數為：

滿足約束條件：

其中，ρm為發電商成本報價，γn’為刪除交易過程中用戶報價；

h折算到小時的直接交易周期；

g^t為時刻t的交易網絡；

t為政府核定的輸配電價；

δmn′為發電商與用戶之間進行刪除交易的交易量；

δmn為發電商與用戶之間的交易電量；

為發電商m出力pm的下限；

為發電商m出力pm的上限；

為發電商m在時段h對應的售電量；

為建立交易過程中的電量分解系數；

為刪除交易過程中的電量分解系數；

為發電商m與用戶n已建立的交易量；

為用戶n’負荷qn，的最大值；

為用戶n’在時段h對應的售電量。

以發電商為主動方進行刪除交易的優化計算模型的目標函數還滿足網絡安全約束條件：

其中，jlm、jln、jln’分別為線路l對發電商m、用戶n、用戶n’所在母線節點的潮流轉移分布因子ptdf；

fl為安全絕對值；

為建立交易過程中的電量分解系數；

為發電商m與用戶n已建立的交易量；

fl^h,t為線路l在時段h的潮流；

為刪除交易過程中的電量分解系數；

δmn′為發電商與用戶之間進行刪除交易的交易量；

l為線路總數；

h為折算到小時的直接交易周期。

s4中以發電商為主動方進行建立交易的優化計算模型的目標函數為：

滿足約束條件：

(1/2·t-αmn)δmn≤0

其中，αmn＝(ρm+γn)/2-ρm＝γn-(ρm+γn)/2，ρm為發電商成本報價，γn為建立交易過程中用戶報價；

δmn為發電商與用戶之間的交易量；

t為政府核定的輸配電價；

為發電商m出力pm的下限；

為發電商m出力pm的上限；

為發電商m在時段h對應的售電量；

為建立交易過程中的電量分解系數；

為用戶n負荷qn的最大值；

為用戶n在時段h對應的售電量；

h為折算到小時的直接交易周期；

g^t+1為時刻t+1的交易網絡。

以發電商為主動方進行建立交易的優化計算模型的目標函數還滿足網絡安全約束條件：

其中，jlm、jln分別為線路l對發電商m、用戶n所在母線節點的潮流轉移分布因子ptdf；

fl為安全絕對值；

fl^h,t為線路l在時段h的潮流；

為建立交易過程中的電量分解系數；

l為線路總數；

h為折算到小時的直接交易周期；

g^t+1為時刻t+1的交易網絡；

δmn為發電商與用戶之間的交易電量。

與現有技術相比，本發明具有以下優點：

1)首次提出了考慮交易對象、交易次序不確定性的雙邊協商電力直接交易仿真方法；

2)首次將網絡安全約束納入直接交易市場出清約束條件中，有助于解決目前我國電力直接交易安全校核難以有效開展等問題，為直接交易規模進一步擴大做了理論儲備；

3)為市場監管者、市場個體深入分析研究雙邊協商交易提供了有效仿真工具。

附圖說明

圖1為直接交易網絡圖；

圖2為雙邊協商交易仿真算法流程圖；

圖3為4節點網絡接線圖；

圖4為負荷曲線圖。

具體實施方式

下面將結合本發明實施例中的附圖，對本發明實施例中的技術方案進行清楚、完整地描述，顯然，所描述的實施例是本發明的一部分實施例，而不是全部實施例。基于本發明中的實施例，本領域普通技術人員在沒有做出創造性勞動的前提下所獲得的所有其他實施例，都應屬于本發明保護的范圍。

實施例

1雙邊協商交易仿真

1.1基本假設

雙邊協商交易是指發電企業和電力用戶通過雙邊協商確定直接交易意向，并經調度機構安全校核，同時向電網支付相關輸電費用的交易方式。與集中撮合交易不同，雙邊協商交易模擬的最大難點在于需要考慮交易對象和交易順序的不確定性。

為此，本文對雙邊協商交易仿真做如下假設：1)、假設市場個體都是理性趨利個體，通過建立或刪除雙邊交易方式實現自身收益最大化；2)、假設每次雙邊協商交易過程在隨機選取的發電商-用戶對之間進行；3)、在雙邊交易建立過程中，需要保證交易雙方至少一方獲利，另一方不受損；4)、在雙邊交易刪除過程中，只需保證交易刪除主動方(通過刪除直接交易并增加其他相關直接交易量方式)效益增加即可；5)、假設雙邊協商交易演化過程沒有時間限制，當任意發電商-用戶對無法通過建立或刪除直接交易增加其自身收益時交易結束。

1.2基本概念

1.2.1直接交易網絡

為了直觀表達雙邊協商交易情況，采用圖1所示g表示直接交易網絡。圖中節點1、3和節點2、4分別代表發電商和用戶，各條邊代表直接交易，邊的權值代表直接交易電量。另外，為了形象模擬雙邊協商交易演化過程，通過對直接交易網絡的加邊(建立交易)、減邊(刪除交易)操作加以實現。

1.2.2市場個體收益函數

假設市場中有m個發電商,n個用戶：其中發電商m(m＝1,2,…，m)的成本報價為ρm，用戶n(n＝1,2,...,n)的報價為γn；假設在任意演化時刻t，發電商m與用戶n之間的直接交易電量為價格等于買賣雙方報價的平均值，即(ρm+γn)/2；假設政府核定的輸配電價為t，輸配電成本由買賣雙方平均承擔。于是，直接交易網絡g^t對應發電商m與用戶n的收益函數um^t、un^t分別為：

其中，αmn＝(ρm+γn)/2-ρm＝γn-(ρm+γn)/2。

此外，為便于分析，定義直接交易網絡g^t對應的收益函數u(g^t)等于所有發電商和用戶收益函數之和，即

1.2.3電量分解

為考慮網絡安全約束，在對直接交易進行仿真之前，還需要根據用戶提供的負荷曲線把雙邊協商交易合同電量分解到每個小時。對于任意交易xmn^t，假設直接交易為年度交易，則分解到時段h的電量為fn^h·xmn^t(fn^h為電量分解系數，σh∈hfn^h＝1，h為折算到小時的直接交易周期)。

于是，對演化時刻t形成的直接交易網絡g^t來說，發電商m和用戶n在時段h對應的售電量xm^h,t和購電量xn^h,t分別為：

1.3建立交易過程

假設演化時刻t的直接交易網絡為g^t，發電商m(主動方)欲與用戶n建立交易量為δmn的直接交易，如果交易成功，則在t+1時刻發電商m的交易量為xm^t+1：

對于用戶n來說，其交易量xn^t+1為：

于是，在直接交易網絡g^t+1下，線路l在時段h的潮流為：

其中，jlm、jln分別為線路l對發電商m、用戶n所在母線節點的潮流轉移分布因子ptdf^[14]。

假設發電商m出力pm的上下限分別為和用戶n負荷qn最大值為則以發電商m為建立交易主動方的目標函數為：

(1/2·t-αmn)δmn≤0(16)

式(14)表示發電商m追求其自身收益最大化；式(15)表示發電商m收益在交易建立過程中有正增量；式(16)表示用戶n收益在交易建立過程中不減少；式(17)、(18)分別表示發電出力限制和最大負荷限制；式(19)表示網絡安全校核。

同理，當用戶n為主動方時，也有類似式(14-19)的優化模型。

1.4刪除交易過程

假設某演化時刻t的金融網絡為g^t，發電商m(主動方)欲刪除與用戶n已建立的交易量為的雙邊交易，則其最優交易模型為(注：省去了公式推導)：

其中，ρm為發電商成本報價，γn’為刪除交易過程中用戶報價；

t為政府核定的輸配電價；

δmn，為發電商與用戶之間進行刪除交易的交易量；

jlm、jln、jln’分別為線路l對發電商m、用戶n、用戶n’所在母線節點的潮流轉移分布因子ptdf；

fl為安全絕對值；

為發電商m與用戶n已建立的交易量；

fl^h,t為線路l在時段h的潮流；

為刪除交易過程中的電量分解系數；

δmn，為發電商與用戶之間進行刪除交易的交易量；

為用戶n’負荷qn，的最大值；

為用戶n’在時段h對應的購電量。

式(20)表示發電商m追求其自身收益最大化；式(21)表示主動方收益在交易刪除過程中有正增量；式(22)、(23)分別表示發電出力限制和最大負荷限制；式(24)表示網絡安全校核。

同理，當用戶n為主動方時，也有類似式(20-24)的優化模型。

1.5雙邊協商交易仿真流程圖

上述雙邊協商交易仿真過程通過隨機選取發電商和用戶對，對其進行合同建立或刪除操作，逐步形成均衡直接交易網絡，其仿真流程圖如圖2所示。

1.6雙邊協商交易仿真方法的收斂性

顯然，雙邊協商交易仿真模型是一個不斷演化的隨機過程，那么這個演化過程是否一定會收斂？

結論1：任何建立交易或刪除交易的操作過程都會增加的直接交易網絡效益

證明：首先證明當以發電商m為主動方在任意t+1時刻與用戶n建立δmn的雙邊交易后，由式(5-12)可以得到直接交易網絡收益的變化量δu^t(g)為：

同時，考慮到建立δmn的雙邊交易過程中的約束(15)需成立，所以直接交易網絡的網絡效益在建立δmn之后是增加的，且是發電商m收益增量的兩倍。同理，還證明當用戶n為主動方在任意t+1時刻與發電商m建立δmn的雙邊交易以及刪除雙邊交易操作時均有類似結論。

結論2：本文提出的集中撮合交易模型計算得到的直接交易網絡是均衡直接交易網絡

證明：采用反證法，假如由上節所提集中撮合交易模型得到的直接交易網絡g不是均衡直接交易網絡，說明存在某個建立(或刪除)交易操作，使g演化到別的直接交易網絡g’。由結論1可知，u(g’)大于u(g)，這與g是集中撮合交易出清模型的最優解相矛盾，所以g是均衡直接交易網絡，證畢。

結論3：本文提出的雙邊協商交易模擬方法是收斂的，即通過有限長的改進路徑可以達到某個均衡直接交易網絡。

證明：考慮以演化路徑上各直接交易金融網絡效益組成的序列u(g¹),u(g²),u(g³),…，由結論1得知該序列是遞增數列，由結論2得知該序列有上界，為集中撮合模型得到的直接交易網絡收益，又因為單調有界數列必收斂，所以該序列收斂，收斂后對應的直接交易網絡即為均衡直接交易網絡，證畢。

2算例分析

以4節點系統(見圖3)為例，系統中所有支路電抗均為1，潮流約束均為10mw；該系統中有三個發電商(分別位于節點1、2、3)和四個用戶(分別位于節點1、2、3、4)，其他參數見表1。選num為300次，輸配電價為2$/mw。

表1發電商和用戶參數

2.1單時段算例

2.1.2雙邊協商交易仿真結果

考慮到交易選擇的隨機性，對算例進行了1000次仿真，獲得了82個不同的均衡直接交易網絡，其中有39個與集中撮合交易仿真結果具有相同的市場個體交易量(即xm、xn相同，但xmn卻不盡相同)，其他均衡直接交易網絡收益均小于925$。下面通過2個仿真得到的均衡直接交易網絡進一步說明雙邊協商交易的特點。

表2單時段典型均衡直接交易網絡

1)、與集中撮合交易結果pws1不同，表2中psw2并沒有按照買賣價差對由大到小進行撮合，但卻具有最大收益。

2)、受到了諸如潮流越限、發電容量以及最大負荷等約束的限制，雖然表2中pws3的收益小于最大收益，但它仍然是均衡直接交易網絡。

2.2多時段算例

本文假設時段集合為h＝{1,2,…,24}，用戶l1、l2、l3和l4的負荷曲線如圖4所示。

2.2.2雙邊協商交易仿真結果

類似單時段情況，對算例進行了1000次仿真，獲得了99個不同的均衡直接交易網絡，其中有16個同集中撮合交易仿真結果具有相同的市場個體交易量，其他83個均衡直接交易網絡的收益均小于最大收益18719$。下面通過3個仿真得到的均衡直接交易網絡進一步說明多時段雙邊協商交易的特點：

1)、與集中撮合交易結果pws4不同，表3中psw5并沒有按照買賣價差對由大到小進行撮合，但卻具有相同的收益。

2)、均衡直接交易網絡pws6具有與pws4完全一樣的直接交易總量和用戶收益，但對應效益卻較pws4少，這主要是由直接交易量在發電側的不同分配所致。

3)、受到了諸如潮流越限、發電容量以及最大負荷等約束的限制，雖然pws7對應收益小于pws4對應收益，但它仍然是均衡直接交易網絡。

表3多時段典型均衡直接交易網絡

3結論

在雙邊協商交易仿真程中，通過隨機建立、刪除交易方式模擬交易過程的不確定性；為了滿足潮流約束，通過用戶提交的負荷曲線及電網潮流轉移分布因子予以考慮。此外，還證明了所提雙邊協商交易仿真方法的收斂性，為進一步應用該方法提供了理論保障。算例表明，本發明所提方法可以真實的反映交易隨機性和網絡安全約束對電力直接交易的各種影響，計及了交易過程中的各種不確定性以及網絡安全等實際約束。

仿真結果表明，雙邊協商交易在交易網絡演化過程中很容易收斂到多個不同的均衡直接交易網絡，這主要是由于交易對象和交易次序的無序性導致某些約束率先達到了限制，從而導致市場效率的降低，甚至整體社會收益減少。

本文所提仿真方法具有如下意義：1)、首次提出了考慮交易對象、交易次序不確定性的雙邊協商電力直接交易仿真方法；2)、首次將網絡安全約束納入直接交易市場出清約束條件中，有助于解決目前我國電力直接交易安全校核難以有效開展等問題，為直接交易規模進一步擴大做了理論儲備；3)、為市場監管者、市場個體深入分析研究雙邊協商交易提供了有效仿真工具。

以上所述，僅為本發明的具體實施方式，但本發明的保護范圍并不局限于此，任何熟悉本技術領域的技術人員在本發明揭露的技術范圍內，可輕易想到各種等效的修改或替換，這些修改或替換都應涵蓋在本發明的保護范圍之內。因此，本發明的保護范圍應以權利要求的保護范圍為準。