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申请/专利权人：天津大学;国网天津市电力公司

摘要：本发明涉及电力系统能源调度技术领域，特别涉及基于多元博弈的综合能源系统能－碳互动调度方法及装置。本发明中综合能源系统中多聚合商－多产消者构成合作博弈，建立考虑多能－碳互动及低碳机制的多聚合商－多产消者合作博弈模式；考虑电能、热能、碳排放权共享，建立多产消者与多聚合商的合作博弈模型及特征函数。提出基于多主体参与贡献度的双层收益分配方法，保证了分配的公平性。本发明引入多元和灵活的互动模式和多能－碳交易策略，构建多能源市场协同的能－碳耦合互动模式，改善了系统负荷特性，促进可再生能源消纳及多能互济，实现多AOP及多产消者运行的灵活性、低碳性、安全性。

主权项：1.基于多元博弈的综合能源系统能-碳互动调度方法，其特征在于，所述方法包括：建立多聚合商-多产消者的综合能源系统低碳共享框架和运行策略；其中，共享框架，包括：多能源产消者聚合商AOP、多能源产消者、碳市场、大电网；其中，AOP中包括CHP系统、电储能及热储能；AOP用于协调电能、热能及碳配额的共享，其兼具碳运营商、能量共享服务商、储电、储热运营商和CHP运营商多重身份；依据多聚合商-多产消者的综合能源系统低碳共享框架和运行策略，考虑电能、热能、碳排放权共享，建立包括多产消者目标函数和多聚合商AOP目标函数的合作博弈模型；针对多聚合商-多产消者构成的合作博弈模型，采用分布式优化算法ADMM进行优化并求解，包括：考虑电-碳耦合，并结合用能偏好及用能成本，各光伏产消者决策出热、电负荷需求、期望从AOP购电量、期望向AOP售电量、售热量；计算光伏用户集群期望AOP供应的电、热、碳总量，并上传至AOP；结合光伏产消者集群的用能需求，并综合考虑储电、储热、与大电网交易，AOP动态选择CHP的运行策略，并决策向产消者供应的电能、热能及从产消者购买的电能；根据光伏产消者的电、热、碳期望值及AOP的电、热、碳供应值，对拉格朗日乘子向量进行更新并不断迭代；基于ADMM的分布式迭代优化，得到各光伏产消者及各AOP的优化策略；根据优化策略，针对多聚合商-多产消者中的参与主体，采用基于多主体参与贡献度的双层收益分配进行分配调度；多产消者目标函数，包括：分别建立固定电负荷、可平移电负荷、用电效用、用户固定热负荷、可增加削减热负荷、热的不舒适度、考虑光伏核证自愿减排量CCER的碳减排模型；各时间段的固定电负荷为： 式中：为产消者n的在时刻t的固定电负荷；T为时段的时间长度；各时刻的可平移电负荷满足如下约束： 式中：分别为产消者n的在时刻t的可平移电负荷的最小值和最大值；[an,bn]是产消者n中可平移电负荷可选择的时间段；ALn为产消者n在所有时间段的可平移电负荷总和；各产消者调节电负荷，产消者n的用电效用Ent表示为： 式中：χn为产消者n在时刻t的用电偏好系数，由用户设定；χn越大，用电效用越高；用户固定热负荷为不随调度策略改变的负荷，表示为： 式中：为产消者n在时刻t的固定热负荷；各产消者具有热需求响应能力，其可增加削减热负荷表示为： 式中：产消者n在时刻t的可增加削减热负荷；产消者n的热的不舒适度成本为： 式中：Dnt为产消者n在时刻t热的不舒适度成本；为产消者n在时刻t的初始热负荷；ξn为产消者n在时刻t热的不舒适度的灵敏系数，表征产消者作出热负荷调整的意愿程度；采用基准线法对初始碳配额进行免费分配，从电网购电无偿碳排放配额分别为： 式中：EgridL,nt为产消者n在时刻t从大电网购电的碳排放配额；γ为单位发电量碳排放份额；电网购电实际碳排放量为： 式中：EgridP,nt为电网购电的实际碳排放量；α为电网购电的碳排放系数；各产消者均安装光伏发电装置，其光伏减排CCER抵消一定比例的经核查排放量，其余部分通过CCER交易获取收益；基于碳交易机制模式，AOP通过汇聚各分布式光伏用户零散的CCER资产，协助各用户进行CCER委托核证，实现碳交易区域供方市场的聚合，形成可交易的碳资产，产生额外效益；若光伏产消者在某特定时段为买方，即其净负荷大于0，则碳交易包含两部分：购买电能碳排放成本和CCER收益，考虑光伏核证自愿减排量CCER的碳减排模型表示如下： 式中：μ为从能源产消者聚合商购买碳排放权的折扣；ρC为碳价；λ为CCER抵减碳排放配额的比例；ρCCER为CCER价格；ω为电网基准排放因子；q为光伏产消者委托AOP出售CCER的折扣；若光伏产消者在某特定时段为卖方，即其净负荷小于0，则无需购买碳排放权，其碳交易的收益为CCER减排收益，则考虑光伏核证自愿减排量CCER的碳减排模型表示如下：Cnt＝-q·ρCCER·ω·PVnt计算各光伏产消者净负荷功率，根据净负荷功率是否大于0，分别建立考虑可平移电负荷、碳减排及电、热需求响应的多产消者目标函数，包括：若该产消者净负荷功率大于0，其目标函数为： 式中：为产消者n的在时刻t的固定电负荷；为产消者n的在时刻t的可平移电负荷；pas为AOP售电给产消者的价格；hs为AOP售热给产消者的价格；为产消者n在时刻t的固定热负荷；产消者n在时刻t的可增加或削减负荷；PVnt产消者n的在时刻t的光伏功率；χn为产消者n在时刻t的用电偏好系数；ξn为产消者n在时刻t热的不舒适度的灵敏系数；EgridL,nt为产消者n在时刻t从大电网购电的碳排放配额；γ为单位发电量碳排放份额；EgridP,nt为电网购电的实际碳排放量；α为电网购电的碳排放系数；μ为从能源产消者聚合商购买碳排放权的折扣；ρC为碳价；λ为CCER抵减碳排放配额的比例；ρCCER为CCER价格；ω为电网基准排放因子；q为光伏产消者委托AOP出售CCER的折扣；若该产消者净负荷功率小于0，其目标函数为： 式中：pab为AOP从产消者购电的价格；其中，可平移电负荷约束如下： 式中：分别为产消者n的在时刻t的可平移电负荷的最小值和最大值；[an,bn]是产消者n中可平移电负荷可选择的时间段；ALn为产消者n在所有时间段的可平移电负荷总和；多产消者共享碳交易权，将零散的CCER资产汇聚起来委托AOP核证；考虑多能源及碳共享，建立多产消者构成的目标函数： 式中：N1为净负荷功率大于0产消者的数量；N2为净负荷功率小于0产消者的数量；多聚合商AOP目标函数，包括：AOP配置电储能系统，电能损耗在充电、放电过程中体现，用状态方程表示为： SOCmin≤SOCt≤SOCmax 式中：SOCt为t时刻AOP电储能的荷电状态SOC；为时刻t储能的充、放电功率；表明时刻t储能处于充电状态；反之，储能处于放电状态；ηec和ηedisc分别为储能系统的充电、放电效率；Δt为优化周期的时段长度；SOCmin和SOCmax分别为电储能SOC的最小值、最大值；和分别为电储能放电、充电的最大功率；AOP配置热储能系统，当AOP产生过剩的热能，多余的热能存储在热储能中；当AOP供应的热能不足时，通过热储能放热；热储能的热损耗在储热、放热过程中体现，用状态方程表示为： 式中：为t时刻热储能的容量；σac为衰减系数；ηin和ηdr分别为热储能的储热、放热效率；为t时刻储热、放热功率；表明t时刻处于储热状态；反之处于放热状态；和分别为电储能放电、充电的最大功率；CHP系统为用户同时提供电力及热力供应，其成本函数为： 式中：为AOPi中CHP在时刻t的燃料成本；Cgas为天然气价格；Δt为优化周期的时段长度；LHVNG为天然气低热值；CHP碳交易成本如下：将CHP系统发电量折算成供热量，并根据总的等效发热量分配碳排放配额，即： 式中：为AOPi中CHP在时刻t的碳排放配额；ξ为单位供热量碳排放配额；ωeh为发电量折算成供热量的折算系数；CHP系统的碳交易成本计算模型为： 式中：为AOPi中CHP在时刻t的碳交易成本；ρc为碳价；为AOPi中CHP在时刻t的碳排放量；AOP与大电网交易的碳成本为： 式中：为时刻tAOP与大电网交易的碳成本；为AOPi在时刻t从大电网购买的电能；AOP的CCER收益为： 式中：为时刻tAOP的CCER收益；为AOPi在时刻t向光伏产消者供应的电能；AOP向光伏产消者出售碳排放权的收益为： 式中：为时刻tAOP向光伏产消者出售碳排放权的收益；AOP与大电网交易的电能收益为： 式中：为时刻tAOP与大电网交易的电能收益；根据电储能系统和热储能系统，建立考虑电、热储能的CHP混合运行模式模型如下： 式中：I为AOP的数目；N为产消者的数目；分别为AOPi中CHP的发电量及产热量；ηchpi为CHPi的发电效率；δheat为供热系数；ηL为散热损失率；为时刻t储能的充、放电功率；为时刻t储能的储热、放热功率；AOP用于为产消者提供电力及热力供应，并协调微网中的电能、热能及碳排放权的共享；AOP集群目标函数及约束为： 式中：为AOPi在时刻t从大电网购买的电能；分别为AOPi在时刻t向光伏产消者供应的电能及热能；AOPi为第i个AOP；分别为时刻t大电网的售电电价及购电电价；AOPit为第i个AOP在时刻t的收益；合作博弈模型，包括：多产消者与多聚合商AOP构成合作博弈，其特征函数形式的合作博弈表示为包括博弈方集合和博弈特征函数v；多聚合商AOP-多产消者的电-热-碳低碳共享优化目标为： 式中：COAt为在时刻t合作模式下多聚合商AOP-多产消者的系统目标值；则博弈特征函数为：v＝COAt-INDt式中：INDt为在时刻t独立模式下多运营商-多产消者的系统总运行成本；基于多主体参与贡献度的双层收益分配，包括：第一层：参与合作博弈的成员中包含两种类型：AOP集群及产消者集群，其贡献来自于参与多AOP及多产消者构成的联盟的电、热、碳共享；首先基于夏普利值对AOP集群及产消者集群进行收益分配： 式中：S′表示集合中所有包含AOP集群及光伏产消者集群的子集，|S′|表示子集S′中包含的成员个数；WS′为联盟S′出现的概率；N′为联盟中的成员个数；第二层：对AOP集群及光伏产消者集群中的成员分别进行收益分配；对第m个AOP而言，其加入多AOP及多产消者构成的联盟后对收益的贡献值为： 式中：EAOPm为AOPm加入多AOP及多产消者构成的联盟后的所有产消者总收益的变化；为AOPm加入多AOP及多产消者构成的联盟时其余成员组成联盟的总成本；为AOPm独立运行的收益；由于合作博弈收益函数超可加，AOPm加入多AOP及多产消者构成的联盟后对收益的贡献值EAOPm大于0；根据每个AOP的加入多AOP及多产消者构成的联盟的贡献值确定其贡献权重ζm： 式中：M为AOP的个数；则AOPm的收益分配表示为：vAOPm＝ζmφAOP式中：φAOP为第一层分配中AOP集群的收益分配结果；比照贡献权重ζm的计算过程，得到光伏产消者n的收益分配结果为：vpron＝θnφpro式中：θn为每个产消者加入多AOP及多产消者构成的联盟的贡献权重；φpro为为第一层分配中产消者集群的收益分配结果。

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