一种以消纳受阻新能源激励电价为引导的储能响应控制方法

1.本发明属于电力市场交易领域，尤其涉及一种以消纳受阻新能源激励电价为引导的储能响应控制方法。


背景技术：

2.近年来，我国新能源装机容量进一步扩大，电力供应能力总体富余，但常规电源比重下降，电网调峰能力不足致使新能源的消纳问题凸显，造成了大量的弃风弃光。与此同时大容量储能电站优异的充放电特性使其拥有较强的新能源消纳能力能促进新能源进一步消纳。如何利用电价主动引导储能电站积极且公平的参与受阻新能源的消纳是亟待解决的问题。
3.大容量储能电站可采取电价引导的形式消纳受阻新能源，达到双边公平盈利的目标。新能源消纳需求方与储能电站以商定的价格进行用电交易是当前电力市场改革的可行方向之一。然而，目前研究多集中于以集中竞价的形式进行供需双方的交易，该形式下所得的激励电价较为主观，客观公平性有所欠缺。也有研究在技术层面实现了储能电站以最大能力消纳新能源，但未计及电价对储能及新能源消纳方双边的影响，只有在合适的电价引导下储能电站才能提供有效的新能源消纳服务。
4.综上所述，本发明在现有研究基础上，提出一种以消纳受阻新能源激励电价为引导的储能响应控制方法，引入纳什均衡理论建立激励电价引导的储能与新能源消纳需求方双边博弈决策模型，在新能源受阻的各个时段制定激励电价以引导储能积极的参与新能源消纳的同时保障双方利益均衡，新能源消纳服务市场的公平性得以保障。


技术实现要素：

5.针对现有技术的不足,本发明的目的是提供一种以消纳受阻新能源激励电价为引导的储能响应控制方法，用于解决以电价主动引导储能电站积极且公平的参与受阻新能源的消纳问题。
6.s1：获取新能源富集区域风电光伏日前96点运行数据及负荷预测数据；
7.s2：获取新能源消纳需求方及储能电站运行参数信息、可调容量及相关发电成本电价；
8.s3：计算各时段消纳新能源受阻电量需求；
9.s4：建立新能源消纳需求方及储能电站收益模型；
10.s5：建立激励电价引导的储能与新能源消纳需求方双边博弈决策模型；
11.s6：求解博弈决策模型，输出新能源消纳需求方及储能电站各时段下的消纳电量、激励电价及收益均衡解。
12.2.所述s1包括以下步骤：
13.s101：获取新能源富集区域风电日前96点运行数据p
w.f
、光伏日前96点运行数据p
pv.f
及负荷日前预测数据；
14.3.所述s2包括以下步骤：
15.s201:获取储能电站装机容量、最大充放电容量及充放电成本；
16.s202：获取新能源消纳需求方新能源企业相关成本电价。
17.4.所述s3包括以下步骤：
18.s301：将新能源日前96点运行曲线等分为t个时段；
19.s302:利用分段积分计算各时段消纳新能源受阻电量需求；
20.5.所述s4包括以下步骤：
21.s401：储能电站通过在新能源受阻时段充电、在其他时段放电获得收益，以此建立储能电站收益模型；
22.s402：新能源企业通过向电网购买辅助调峰电量来消纳受阻新能源获得收益，以此建立新能源消纳需求方即新能源企业收益模型；
23.6.所述s5包括以下步骤：
24.s501：建立电价引导响应的储能与新能源消纳需求方双边收益模型；
25.s502：引入纳什均衡理论，建立激励电价引导的储能与新能源消纳需求方双边博弈决策模型；
26.7.根据权利要求1所述的一种以消纳受阻新能源激励电价为引导的储能响应控制方法，其特征在于所述s6包括以下步骤：
27.s601：采取迭代搜索法求解激励电价引导的储能与新能源消纳需求方双边博弈决策模型；
28.s602：输出储能电站的充放电差价及调峰充放电容量均衡解、新能源发电企业购买新能源消纳服务的激励电价和消纳电量均衡解、以及各方在均衡态下的最大收益；
29.本发明通过引入纳什均衡理论，制定各时段激励电价以引导储能电站积极消纳新能源，促进电力交易市场的公平进行，为当前所实行的电力交易市场化改革提供一种可行的参考。
附图说明
30.下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。
31.图1是本发明提供的一种以消纳受阻新能源激励电价为引导的储能响应控制方法流程图；
32.图2是含风电场、光伏电站、常规电源及储能电站集中接入的新能源富集区域电网示意图；
33.图3是区域电网风电光伏日前96点运行曲线；
34.图4是区域电网负荷预测曲线；
具体实施方式
35.为了清楚了解本发明的技术方案，将在下面的描述中提出其详细的结构。显然，本发明实施例的具体施行并不足限于本领域的技术人员所熟习的特殊细节。本发明的典型实施例详细描述如下，除详细描述的这些实施例外，还可以具有其他实施方式。
36.下面结合附图和实施例对本发明做进一步详细说明。
37.实施例1
38.图1是本发明提供的一种以消纳受阻新能源激励电价为引导的储能响应控制方法流程图。图1中，本发明提供的一种以消纳受阻新能源激励电价为引导的储能响应控制方法流程图包括：
39.s1：获取新能源富集区域风电光伏日前96点运行数据及负荷预测数据；
40.s2：获取新能源消纳供需各方主体运行参数信息、可调容量及相关发电成本电价；
41.s3：计算各时段新消纳能源受阻电量需求；
42.s4：建立新能源消纳供需各方主体收益模型；
43.s5：建立源-荷-储电价引导响应的博弈决策模型；
44.s6：求解博弈决策模型，输出新能源消纳需求方及储能电站各时段下的消纳电量、激励电价及收益均衡解。
45.2.所述s1包括以下步骤：
46.s101：获取新能源富集区域风电日前96点运行数据p
w.f
、光伏日前96点运行数据p
pv.f
及负荷日前预测数据；
47.3.所述s2包括以下步骤：
48.s201：获取储能电站装机容量、最大充放电容量及充放电成本；
49.s202：获取新能源消纳需求方新能源企业上网电价及单位发电成本。
50.4.所述s3包括以下步骤：
51.s301：将新能源日前96点运行曲线等分为24个时段,每个时段时长为1小时；
52.s302:根据新能源日前96点运行曲线，分别对24个时段进行分段积分得到新能源预测电量
53.s303：在计及常规电源调峰能力约束的条件下，充分利用其调节能力，以新能源消纳电量最大为目标制定常规电源发电计划，得到新能源计划消纳电量
[0054][0055]
其次判断风电预测电量和计划消纳电量的关系，当时，新能源预测电量因常规电源调峰能力不足而难以全部消纳，该时段出现新能源发电受阻现象，将两者差值定义为风电受阻电量即新能源消纳需求电量:
[0056][0057]
5.所述s4包括以下步骤：
[0058]
s401：储能电站通过在新能源发电受阻时段充电、在其他时段放电获得收益，以此建立储能电站收益模型如下：
[0059][0060]
式中：为时段t内储能电站的收益；为储能电站的调峰充放电容量；为调峰充放电差价，等于标准放电电价减去调峰充电电价；为储能电站的充放电成本。
[0061]
s402：新能源企业通过向电网购买辅助调峰电量来消纳受阻新能源获得收益，以
此建立新能源消纳需求方即新能源企业收益模型如下：
[0062][0063]
式中：为时段t内新能源电场的收益；为增发的受阻新能源电量，即购买的调峰服务电量；为新能源发电企业的上网电价；c
w0
为新能源发电企业单位发电量的成本；为新能源发电企业向电网支付的调峰激励电价；为新能源发电企业支付给电网公司的过网费。
[0064]
6.所述s5包括以下步骤：
[0065]
s501：建立电价引导响应的储能与新能源消纳需求方双边收益模型，该模型是关于各方调峰激励电价和调峰容量的函数，可简写为：
[0066][0067]
其中存在等量关系如下：
[0068][0069][0070]
该模型中供给方和需求方的收益均受到调峰激励电价和调峰容量的影响，不能独立求解，而确定量价关系是多边议价经济问题的核心，博弈论是解决这一问题的有效办法。
[0071]
s502：引入纳什均衡理论，建立激励电价引导的储能与新能源消纳需求方双边博弈决策模型。储能电站消纳受阻新能源是一个双边收益相互关联和制约的博弈过程，应用纳什均衡原理来分析该过程如下。
[0072]
新能源发电企业以其支付的调峰激励电价和调峰容量作为其策略，以其收益作为其支付函数、储能电站以其充放电差价和调峰充放电容量作为其策略，以其收益作为其支付函数。双方均根据其他方的策略，以自身收益最大为原则，不断调整对策，反复对弈，直到达到纳什均衡为止。在均衡态下，得到最优调峰电量，电价及最大收益。
[0073]
根据博弈过程分析，建立激励电价引导的储能与新能源消纳需求方双边博弈决策模型如下：
[0074]
决策者集合新能源发电企业及储能电站进行双边博弈；
[0075]
决策者支付函数集合新能源发电企业及储能电站的经济收益；
[0076]
决策变量新能源发电企业向储能电站购买调峰容量及储能调峰激励电价；
[0077]
均衡方程为：
[0078][0079]
7.根据权利要求1所述的一种以消纳受阻新能源激励电价为引导的储能响应控制
方法，其特征在于所述s6包括以下步骤：
[0080]
s601：采取迭代搜索法求解激励电价引导的储能与新能源消纳需求方双边博弈决策模型，具体步骤如下：
[0081]
①
建立双方的收益模型。获取新能源发电企业及储能电站的相关参数，计算各时段各主体的收益
[0082]
②
设置初始值。令迭代标志k＝0，设置新能源发电企业购买的深度调峰容量初始值购买的储能电站充放电容量初始值取随机数；
[0083]
③
计算各储能激励电价。针对新能源企业消纳供给的储能电站提出对策以自身收益最大化为目标，优化计算生成对策
[0084]
④
判断是否达到均衡态。将代入式(11)，若该式成立，则达到均衡，转至
⑥
；若不成立，转至
⑤
；
[0085]
⑤
迭代求解。令k＝k 1,新能源企业针对储能电站上一轮迭代所产生的储能电站调峰充放电差价以自身收益最大化为目标，优化计算生成对策转至
③
，迭代计算；
[0086]
⑥
输出调峰充放电差价均衡解和调峰充放电容量均衡解
[0087]
⑦
计算新能源发电企业购买调峰服务的电价与电量均衡解。根据等量关系与等价关系，计算出新能源发电企业的调峰服务的激励电价均衡解与调峰容量均衡解
[0088]
⑧
计算均衡态下的最大收益
[0089]
s602：输出储能电站的充放电差价及调峰充放电容量均衡解、新能源发电企业购买新能源消纳服务的激励电价和消纳电量均衡解、以及双方在均衡态下的最大收益；
[0090]
实施例2
[0091]
图2为某个含风电场、光伏电站、常规电源及储能电站集中接入的新能源富集区域电网，其中常规电源不响应电价引导。以此为例,本发明提供的一种以消纳受阻新能源激励电价为引导的储能响应控制方法:
[0092]
s1：获取新能源富集区域风电光伏日前96点运行数据及负荷预测数据；
[0093]
该新能源富集区域电网中风电光伏日前96点运行曲线如附图3所示，负荷预测数据如附图4所示。
[0094]
s2：获取新能源消纳需求方及储能电站运行参数信息、可调容量及相关发电成本电价；
[0095]
该区域电网中光伏电站装机容量6230mw，风电装机容量9490mw，常规电源装机容量11648mw，储能电站120mw/480wmh，储能电站充放电容量约480mwh。新能源发电企业及储能电站相关成本电价如下表所示：
[0096][0097]
s3:计算各时段消纳新能源受阻电量需求
[0098]
计算得到新能源受阻时段及对应时段消纳新能源受阻电量需求电量如下表所示：
[0099][0100]
s4：建立新能源消纳供需及储能电站收益模型；
[0101]
以在新能源受阻时段充电、在其他时段放电获得收益建立储能电站收益模型；以向电网购买辅助调峰电量来消纳受阻新能源获得收益建立新能源消纳需求方即新能源发电企业收益模型，模型中所涉及参数如步骤s2中成本电价表所示。
[0102]
s5：建立激励电价引导的储能与新能源消纳需求方双边博弈决策模型；
[0103]
引入纳什均衡理论，在新能源消纳基础上保障双方收益均衡，建立激励电价引导的储能与新能源消纳需求方双边博弈决策模型。
[0104]
s6：求解博弈决策模型，输出新能源消纳需求方及储能电站各时段下的消纳电量、激励电价及收益均衡解。
[0105]
求解模型得到储能电站的充放电差价(激励电价)及调峰充放电容量均衡解、新能源发电企业购买新能源消纳服务的支付电价和消纳电量均衡解、以及双方在均衡态下的最大收益；
[0106][0107]
由上表可知，通过求解激励电价引导的储能与新能源消纳需求方双边博弈决策模型得到了储能电站及新能源企业关于供需容量、激励电价及收益的均衡解。不同受阻时段内的双方激励电价及容量在模型求解下均不相同，且电价越高，各方主体可参与消纳的容量越大，起到了电价引导响应的作用效果。其中储能参与电价引导后，新增新能源消纳量为456mwh，未能达到技术上可消纳新能源的最大值，但双方利益均得到了保障，各方收益均为正值且相对均衡，保证了双方参与消纳受阻新能源的积极性，证明了本方法的有效性。
[0108]
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的权利要求保护范围之内。