基于火电、自备电厂和储能的电力系统调峰方法及装置与流程

1.本技术属于电力系统技术领域，具体涉及一种基于火电、自备电厂和储能的电力系统调峰方法及装置。


背景技术：

2.中国碳中和目标的提出将进一步加速推动可再生能源占比的提升，新能源的跨越式发展将使新能源消纳问题愈加严峻。由于新能源发电的不确定性、风电的反调峰特性等都对电网调峰能力提出了巨大挑战。我国现有电力系统调峰资源仍以火电为主，为减少弃风、弃光等问题，在新能源发电高峰时段火电机组需降低自身机组出力甚至停机来消纳新能源发电。由于火电机组参加调峰降低机组出力会带来经济损失、且新型电力系统建设对新能源装机与出力提出了新的要求，传统的电力系统调度很难满足未来电力系统调峰需求。将调峰服务纳入电力辅助服务市场后，参与调峰的机组降低出力导致的利益损失可以通过新能源让利进行弥补，甚至额外获得调峰收益。调峰市场通过市场化的行为鼓励机组参与调峰，以此促进新能源消纳达到双赢局面。调峰主体一般包括抽水蓄能机组、火电机组，当基本调峰服务已经用尽且新能源预计将出现弃风、弃光时，通过减少愿意提供深度调峰服务的火电机组实时出力，进一步让出新能源消纳空间。但该调峰方法下，深度调峰全部由火电机组承担，调峰压力大且缺乏灵活性。


技术实现要素：

3.为至少在一定程度上克服通过减少火电机组实时出力进一步让出新能源消纳空间造成火电机组调峰压力大且缺乏灵活性的问题，本技术提供一种基于火电、自备电厂和储能的电力系统调峰方法及装置。
4.第一方面，本技术提供一种基于火电、自备电厂和储能的电力系统调峰方法，包括：
5.获取电力系统调峰参与方申报数据，所述电力系统调峰参与方包括储能、自备电厂和公用火电；
6.以市场调峰成本最低为目标函数建立调峰市场竞价出清模型；
7.以电力系统调峰参与方申报数据作为模型参数；
8.设置约束条件，基于所述模型参数和所述约束条件求解所述调峰市场竞价出清模型，得到电力系统调峰出清数据。
9.进一步的，所述调峰出清数据包括调峰成本、调峰市场的边际出清价格、储能中标调峰功率、公用火电中标调峰功率和自备电厂的中标调峰功率，所述以市场调峰成本最低为目标函数建立调峰市场竞价出清模型，包括：
10.调峰市场竞价出清模型为：
11.其中：c
v
为调峰成本；t
v
为调峰时段总数；s
t
′
为t时段调峰市场的边际出清价格；
p
i,t
、p
j,t
、p
k,t
分别为第i家储能、第j家公用火电和第k家自备电厂在t时段的中标调峰功率；δt为一个调度时段的时长。
12.进一步的，所述约束条件，包括：
13.调峰需求约束、储能相关约束、公用火电相关约束和自备电厂相关约束中的至少一种。
14.进一步的，所述调峰需求约束，包括：
15.其中，为t时段的中标容量,r
t
为t时段的系统调峰需求。
16.进一步的，所述储能相关约束，包括：
17.储能功率约束：
[0018][0019]
其中，p
i,t
为中标功率，为储能充电功率上限,为申报容量下限，为申报容量上限，δt为调度时段时长；
[0020]
和/或，充放电约束：储能不能同时充放电；
[0021]
和/或，服务可持续性约束：
[0022][0023]
其中，为储能在每日初始时刻的荷电状态，为储能在每日结束时刻的荷电状态。
[0024]
进一步的，所述公用火电相关约束包括：
[0025]
公用火电功率约束：
[0026][0027]
其中，α
j
为火电机组j在时段t的运行状态，为0/1的二值变量，为0时表示机组位于停机状态，为1时表示机组位于开机状态；分别为机组j在t时段的最大出力、最小出力；
[0028]
和/或，机组爬坡约束
[0029][0030][0031]
其中，为机组j最大上爬坡速率，为机组j的最大下爬坡速率。
[0032]
进一步的，所述自备电厂相关约束包括：
[0033]
自备电厂功率约束：
[0034][0035]
其中，α
k
为自备电厂k在时段t的运行状态，为0/1的二值变量，为0时表示自备电厂位于停机状态，为1时表示自备电厂位于开机状态；位于停机状态，为1时表示自备电厂位于开机状态；分别为自备电厂k在t时段的
最大出力、最小出力；
[0036]
和/或，机组爬坡约束
[0037][0038][0039]
其中，为自备电厂k最大上爬坡速率，为自备电厂k的最大下爬坡速率；
[0040]
和/或，电网安全约束，具体包括：
[0041]
线路潮流约束：
[0042][0043]
其中，为线路l的潮流传输极限，g
l
‑
i
为机组i所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子，g
l
‑
m
为联络线m所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子，n为系统的节点数量，g
l
‑
n
为节点n对线路l的发电机输出功率转移分布因子，d
n,t
为节点n在t时段的母线负荷值，分别为线路l的正、反向潮流松弛变量；
[0044]
和/或，
[0045]
断面潮流约束：
[0046][0047]
其中，分别为断面s的潮流传输极限，g
s
‑
i
为机组i所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子，g
s
‑
m
为联络线m所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子，g
s
‑
n
为节点n对断面s的发电机输出功率转移分布因子，分别为断面s的正、反向潮流松弛变量。
[0048]
进一步的，还包括：
[0049]
计算调峰收益，所述调峰收益包括储能收益、公用火电收益和自备电厂收益中的至少一种；
[0050]
所述储能收益为
[0051]
其中，f
es
为储能调峰日收益，t
dis
为在调度周期内储能放电的时段，为储能放电功率，p
t
为调度周期t内的电价，c
loss
为电池损耗费用，s
t
′
为t时段调峰市场的边际出清价格，t
v
为调峰时段总数；
[0052]
公用火电收益为
[0053]
其中，f
th
为公用火电调峰日收益；
[0054]
自备电厂收益为
[0055]
其中，f
zb
为自备电厂调峰日收益。
[0056]
进一步的，所述电力系统调峰参与方申报数据包括：
[0057]
储能参与调峰市场申报、自备电厂申报和公用火电申报；
[0058]
储能参与调峰市场申报包括调峰报价s
es
、调峰容量上下限：最大充放电功率：充放电效率：
[0059]
自备电厂申报包括：容量分档、容量各档上下限：第m档容量上下限自备电厂申报包括：容量分档、容量各档上下限：第m档容量上下限各档报价：第m档报价为s
zb,m
；
[0060]
公用火电申报包括火电机组按最大调峰能力进行分档申报，各档报价：第m档报价为s
th,m
。
[0061]
第二方面，本技术提供一种基于火电、自备电厂和储能的电力系统调峰装置，包括：
[0062]
获取模块，用于获取电力系统调峰参与方申报数据，所述电力系统调峰参与方包括储能、自备电厂和公用火电；
[0063]
建立模块，用于以市场调峰成本最低为目标函数建立调峰市场竞价出清模型；
[0064]
参数确定模块，用于以电力系统调峰参与方申报数据作为模型参数；
[0065]
求解模块，用于设置约束条件，基于所述模型参数和所述约束条件求解所述调峰市场竞价出清模型，得到电力系统调峰出清数据。
[0066]
本技术的实施例提供的技术方案可以包括以下有益效果：
[0067]
本发明实施例提供的基于火电、自备电厂和储能的电力系统调峰方法，通过获取电力系统调峰参与方申报数据，该电力系统调峰参与方包括储能、自备电厂和公用火电，以市场调峰成本最低为目标函数建立调峰市场竞价出清模型，以电力系统调峰参与方申报数据作为模型参数，设置约束条件，基于模型参数和约束条件求解所述调峰市场竞价出清模型，得到电力系统调峰出清数据，通过公用火电、自备电厂以及独立储能共同参与调峰市场，自备电厂和独立储能的参与能缓解火电机组调峰压力，有效避免因火电机组调峰容量不足、新能源超短期发电量增大等原因造成的弃风弃光，促进新能源消纳。
[0068]
应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，并不能限制本技术。
附图说明
[0069]
此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本技术的实施例，并与说明书一起用于解释本技术的原理。
[0070]
图1为本技术一个实施例提供的一种基于火电、自备电厂和储能的电力系统调峰方法的流程图。
[0071]
图2为本技术另一个实施例提供的一种基于火电、自备电厂和储能的电力系统调峰方法的流程图。
[0072]
图3为本技术一个实施例提供的一种基于火电、自备电厂和储能的电力系统调峰出清方法的流程图。
[0073]
图4为本技术一个实施例提供的一种基于火电、自备电厂和储能的电力系统调峰
装置的功能结构图。
具体实施方式
[0074]
为使本技术的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本技术的技术方案进行详细的描述。显然，所描述的实施例仅仅是本技术一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本技术中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所得到的所有其它实施方式，都属于本技术所保护的范围。
[0075]
图1为本技术一个实施例提供的基于火电、自备电厂和储能的电力系统调峰方法的流程图，如图1所示，该基于火电、自备电厂和储能的电力系统调峰方法，包括：
[0076]
s11：获取电力系统调峰参与方申报数据，该电力系统调峰参与方包括储能、自备电厂和公用火电；
[0077]
s12：以市场调峰成本最低为目标函数建立调峰市场竞价出清模型；
[0078]
s13：以电力系统调峰参与方申报数据作为模型参数；
[0079]
s14：设置约束条件，基于模型参数和约束条件求解所述调峰市场竞价出清模型，得到电力系统调峰出清数据。
[0080]
传统电力系统调峰方法通过减少愿意提供深度调峰服务的火电机组实时出力，进一步让出新能源消纳空间。但该调峰方法下，深度调峰全部由火电机组承担，调峰压力大且缺乏灵活性。
[0081]
本实施例中，获取电力系统调峰参与方申报数据，该电力系统调峰参与方包括储能、自备电厂和公用火电，以市场调峰成本最低为目标函数建立调峰市场竞价出清模型，以电力系统调峰参与方申报数据作为模型参数，设置约束条件，基于模型参数和约束条件求解所述调峰市场竞价出清模型，得到电力系统调峰出清数据，通过公用火电、自备电厂以及独立储能共同参与调峰市场，自备电厂和独立储能的参与能缓解火电机组调峰压力，有效避免因火电机组调峰容量不足、新能源超短期发电量增大等原因造成的弃风弃光，促进新能源消纳。
[0082]
图2为本技术另一个实施例提供的一种基于火电、自备电厂和储能的电力系统调峰方法的流程图，如图2所示，该基于火电、自备电厂和储能的电力系统调峰方法，包括：
[0083]
s21：获取电力系统调峰参与方申报数据，该电力系统调峰参与方包括储能、自备电厂和公用火电；
[0084]
一些实施例中，电力系统调峰参与方申报数据包括：
[0085]
储能参与调峰市场需要申报、自备电厂申报和公用火电申报；
[0086]
储能参与调峰市场需要申报包括调峰报价s
es
、调峰容量上下限：、调峰容量上下限：最大充放电功率：充放电效率：
[0087]
自备电厂参与调峰市场采用阶梯式报价方式和价格机制，自备电厂按最大调峰能力进行分档申报，分档数量和各档上下限由自备电厂自行申报。自备电厂申报包括：容量分档、容量各档上下限：第m档容量上下限档、容量各档上下限：第m档容量上下限各档报价：第m档报价为s
zb,m
；
[0088]
公用火电参与调峰市场采用阶梯式报价方式和价格机制，火电机组按最大调峰能力进行分档申报，以额定容量的100％
‑
70％为一档，70％以下每10％为一档报价，按照价格
递增方式逐档申报，每一档全天报价相同。公用火电申报包括火电机组按最大调峰能力进行分档申报，各档报价：第m档报价为s
th,m
。
[0089]
以公用火电机组举例说明：公用火电会对每一个容量空间报价，例如，其40％
‑
50％的容量段，申报价格为100元/mw，其30％
‑
40％的容量段，申报价格为300元/mw。在出清的时候，需要根据它当前出力来判断其用于出清的容量段和申报价格，例如，当前一台1000mw的机组，出力为500mw，那么它在400
‑
500mw这段的价格为100元/mw。如果此时它的出力为400mw，那么它的价格就是300元/mw。系统出清时，根据市场主体申报的服务价格，从低到高进行出清，以确定中标容量。且出清时需要满足市场主体性能、电网安全等其他约束。
[0090]
需要说明的是，储能、自备电厂、公用火电参与调峰市场申报形式包括但不限于以上提供的报量报价的形式。
[0091]
s22：根据电力系统调峰参与方申报数据建立调峰市场竞价出清模型；
[0092]
一些实施例中，调峰出清数据包括调峰成本、调峰市场的边际出清价格、储能中标调峰功率、公用火电中标调峰功率和自备电厂的中标调峰功率，根据电力系统调峰参与方申报数据建立调峰市场竞价出清模型，具体包括：
[0093]
调峰市场竞价出清模型为：
[0094]
其中：c
v
为调峰成本；t
v
为调峰时段总数；s
t
′
为t时段调峰市场的边际出清价格；p
i,t
、p
j,t
、p
k,t
分别为第i家储能、第j家公用火电和第k家自备电厂在t时段的中标调峰功率；δt为一个调度时段的时长。
[0095]
目标函数为调峰总成本最小，当各厂商基于成本报价时生产电能消耗总成本最小。
[0096]
中标机组/储能设施/自备电厂将会按照中标调峰功率进行实际的响应：例如，对于下一个15分钟，调峰需求有100mw，此时出清结果是公用火电机组中标了20mw，储能设备中标了40mw，自备电厂中标了40mw，那么在下一个15分钟开始时，公用火电机组需要按20mw的容量降出力，储能需要按40mw的容量进行充电，自备电厂需要按20mw的容量降出力。
[0097]
s23：设置调峰需求约束、储能相关约束、公用火电相关约束和自备电厂相关约束中的至少一种约束条件，根据约束条件求解所述调峰市场竞价出清模型得到电力系统调峰出清数据。
[0098]
一些实施例中，调峰需求约束，包括：
[0099]
其中，为t时段的中标容量,r
t
为t时段的系统调峰需求。
[0100]
一些实施例中，储能相关约束，包括：
[0101]
储能功率约束：
[0102][0103]
其中，p
i,t
为中标功率，为储能充电功率上限,为申报容量下限，为申报容量上限，δt为调度时段时长；该约束是指：储能每时段中标功率需在充电功率上限内，
且中标功率位于申报容量上下限与调度时段时长的比值之内。
[0104]
和/或，充放电约束：储能不能同时充放电；
[0105]
和/或，服务可持续性约束：
[0106][0107]
其中，为储能在每日初始时刻的荷电状态，为储能在每日结束时刻的荷电状态。该约束是指为保证储能电站提供调峰服务的可持续性，在实时调度过程中考虑储能在每日初始时刻和结束时刻的soc相同。
[0108]
一些实施例中，公用火电相关约束包括：
[0109]
公用火电功率约束：
[0110][0111]
其中，α
j
为火电机组j在时段t的运行状态，为0/1的二值变量，为0时表示机组位于停机状态，为1时表示机组位于开机状态；分别为机组j在t时段的最大出力、最小出力；
[0112]
和/或，机组爬坡约束
[0113][0114][0115]
其中，为机组j最大上爬坡速率，为机组j的最大下爬坡速率。
[0116]
一些实施例中，自备电厂相关约束包括：
[0117]
自备电厂功率约束：
[0118][0119]
其中，α
k
为自备电厂k在时段t的运行状态，为0/1的二值变量，为0时表示自备电厂位于停机状态，为1时表示自备电厂位于开机状态；位于停机状态，为1时表示自备电厂位于开机状态；分别为自备电厂k在t时段的最大出力、最小出力；
[0120]
和/或，机组爬坡约束
[0121][0122][0123]
其中，为自备电厂k最大上爬坡速率，为自备电厂k的最大下爬坡速率；
[0124]
和/或，电网安全约束，具体包括：
[0125]
线路潮流约束：
[0126][0127]
其中，为线路l的潮流传输极限，g
l
‑
i
为机组i所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子，g
l
‑
m
为联络线m所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子，n为
系统的节点数量，g
l
‑
n
为节点n对线路l的发电机输出功率转移分布因子，d
n,t
为节点n在t时段的母线负荷值，分别为线路l的正、反向潮流松弛变量；
[0128]
和/或，
[0129]
断面潮流约束：
[0130][0131]
其中，分别为断面s的潮流传输极限，g
s
‑
i
为机组i所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子，g
s
‑
m
为联络线m所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子，g
s
‑
n
为节点n对断面s的发电机输出功率转移分布因子，分别为断面s的正、反向潮流松弛变量。
[0132]
s24：计算调峰收益，调峰收益包括储能收益、公用火电收益和自备电厂收益中的至少一种；
[0133]
所述储能收益为
[0134]
其中，f
es
为储能调峰日收益，t
dis
为在调度周期内储能放电的时段，为储能放电功率，p
t
为调度周期t内的电价，c
loss
为电池损耗费用，s
t
′
为t时段调峰市场的边际出清价格，t
v
为调峰时段总数；
[0135]
公用火电收益为
[0136]
其中，f
th
为公用火电调峰日收益；
[0137]
自备电厂收益为
[0138]
其中，f
zb
为自备电厂调峰日收益。
[0139]
收益计算为调峰市场整个运行中的最终闭环，完成完整电力系统调峰任务，电力系统调峰出清流程如图3所示。
[0140]
例如：假定有n
es
家储能、n
th
家公用火电、n
zb
家自备电厂参加调峰市场。实时出清模型中在调峰时刻前25分钟开始出清计算，前15分钟发布出清结果。例如11：00的出清结果在10：45发布，在10：35开始计算。
[0141]
调峰市场出清时，根据最新的调频需求进行计算。调频需求更新的时间越近，越贴近最新的实时运行状态，系统总调峰成本越贴近对应时段的调峰成本。但同时，因为需要出清计算，计算获得发电计划/充放电计划下发后需要厂家进行响应，需要预留一些时间，因此现实情况是会提前25分钟开始计算，提前15分钟发布出清结果。
[0142]
光伏发电的特点是日中达到发电高峰，而中午12点是用电负荷小低谷，此时为了消纳光伏发电，根据调峰市场出清结果，自备电厂和火电机组降低出力让出新能源发电空间或储能作为负荷充电吸收光伏发电量。出清结果即该时段具体哪一台机组降出力、具体哪一台储能充电、机组出力调整到哪个档位等调度细节，均可通过调峰市场竞价出清模型
及约束条件进行出清结果计算得到。
[0143]
本实施例中，建立了公用火电、自备电厂和独立储能共同参与调峰市场时，以调峰成本最小为优化目标的出清模型。通过市场化的行为鼓励自备电厂和独立储能机组参与调峰市场，促进新能源消纳，避免由于调峰容量不足导致的弃风、弃光现象等。
[0144]
本发明实施例提供一种基于火电、自备电厂和储能的电力系统调峰装置，如图4所示的功能结构图，该电力现货市场输入数据的数据校验装置包括：
[0145]
获取模块41，用于获取电力系统调峰参与方申报数据，电力系统调峰参与方包括储能、自备电厂和公用火电；
[0146]
建立模块42，用于以市场调峰成本最低为目标函数建立调峰市场竞价出清模型；
[0147]
参数确定模块43，用于以电力系统调峰参与方申报数据作为模型参数；
[0148]
求解模块44，用于设置约束条件，基于模型参数和约束条件求解所述调峰市场竞价出清模型，得到电力系统调峰出清数据。
[0149]
本实施例中，通过获取模块获取电力系统调峰参与方申报数据，电力系统调峰参与方包括储能、自备电厂和公用火电，建立模块以市场调峰成本最低为目标函数建立调峰市场竞价出清模型，参数确定模块以电力系统调峰参与方申报数据作为模型参数，求解模块设置约束条件，基于模型参数和约束条件求解所述调峰市场竞价出清模型，得到电力系统调峰出清数据，通过公用火电、自备电厂以及独立储能共同参与的调峰市场出清模型，自备电厂和独立储能的参与能缓解火电机组调峰压力，有效避免因火电机组调峰容量不足等原因造成的弃风弃光，促进新能源消纳。
[0150]
可以理解的是，上述各实施例中相同或相似部分可以相互参考，在一些实施例中未详细说明的内容可以参见其他实施例中相同或相似的内容。
[0151]
需要说明的是，在本技术的描述中，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。此外，在本技术的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是指至少两个。
[0152]
流程图中或在此以其他方式描述的任何过程或方法描述可以被理解为，表示包括一个或更多个用于实现特定逻辑功能或过程的步骤的可执行指令的代码的模块、片段或部分，并且本技术的优选实施方式的范围包括另外的实现，其中可以不按所示出或讨论的顺序，包括根据所涉及的功能按基本同时的方式或按相反的顺序，来执行功能，这应被本技术的实施例所属技术领域的技术人员所理解。
[0153]
应当理解，本技术的各部分可以用硬件、软件、固件或它们的组合来实现。在上述实施方式中，多个步骤或方法可以用存储在存储器中且由合适的指令执行系统执行的软件或固件来实现。例如，如果用硬件来实现，和在另一实施方式中一样，可用本领域公知的下列技术中的任一项或他们的组合来实现：具有用于对数据信号实现逻辑功能的逻辑门电路的离散逻辑电路，具有合适的组合逻辑门电路的专用集成电路，可编程门阵列(pga)，现场可编程门阵列(fpga)等。
[0154]
本技术领域的普通技术人员可以理解实现上述实施例方法携带的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件完成，所述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，该程序在执行时，包括方法实施例的步骤之一或其组合。
[0155]
此外，在本技术各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理模块中，也可以
是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个模块中。上述集成的模块既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能组件的形式实现。所述集成的模块如果以软件功能组件的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，也可以存储在一个计算机可读取存储介质中。
[0156]
上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。
[0157]
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本技术的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。
[0158]
尽管上面已经示出和描述了本技术的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本技术的限制，本领域的普通技术人员在本技术的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。
[0159]
需要说明的是，本发明不局限于上述最佳实施方式，本领域技术人员在本发明的启示下都可得出其他各种形式的产品，但不论在其形状或结构上作任何变化，凡是具有与本技术相同或相近似的技术方案，均落在本发明的保护范围之内。