一种抽蓄电站向电网提供多时间尺度备用的优化建模方法与流程

1.本发明涉及电力系统运行领域，尤其涉及电力系统中抽蓄电站参与电网备用辅助服务问题。


背景技术：

2.在“碳达峰、碳中和”发展背景下，我国电源结构与电网运行特征将发生深刻变革。新能源发电在电源侧的比重将越来越高，该趋势增加了电网运行的功率平衡难度，提高了不同时间尺度上的备用辅助服务需求。
3.我国新型电力系统建设和新能源发电的发展增加了系统各个时间尺度上的备用需求。电网层面上，我国电网形成了特高压交、直流互联结构，直流闭锁故障将造成严重的功率不平衡问题，对各区域的秒级至分钟级的快速备用需求提出了巨大挑战。新能源的大量接入，其间歇性与波动性使得电网分钟级、小时级、以及数小时级的备用需求增加。早期的电网备用主要由各类发电厂提供。然而，随着电网备用需要的增加，单一的电源侧备用已难以满足未来电网运行需求。因此，储能与需求侧的备用潜力受到了越来越多的重视。
4.抽蓄电站作为较为成熟的储能方式之一，国内外针对抽蓄电站提供辅助服务问题已开展了较多的研究，但主要针对抽蓄电站提供旋转备用问题展开研究。然而，未来高比例新能源电力系统对一次、二次、三次等备用资源均有较大的需求。抽蓄电站将为电网提供不同时间尺度上的备用支撑，然而，其参与电能量市场与辅助服务市场的决策问题具有高度的耦合关系。
5.为了解决抽蓄电站参与多类市场的优化决策问题，本专利建立了抽蓄电站参与电能量市场与、并提供多时间尺度备用的优化运行模型。


技术实现要素：

6.为解决现有技术中存在的不足，本发明的目的在于：提供建立了抽蓄电站参与电能量市场与、并提供多时间尺度备用的优化运行模型，提出了储能在不确定性电价和不同备用补偿价格下的优化决策方法，获得抽蓄电站的优化调度结果、实现其总收益最大化，同时丰富电网的备用资源，提高电网运行的安全性。
7.本发明采用如下的技术方案：
8.一种抽蓄电站向电网提供多时间尺度备用的优化建模方法，包括以下步骤：
9.s1、获取抽蓄电站运行参数、电网电能量市场的日前电价信息、电网备用服务的补偿电价信息；
10.s2、建立抽蓄电站在电能量市场中的运行边界模型和购/售电收益函数；
11.s3、建立抽蓄电站提供单一备用的运行边界模型；
12.s4、建立抽蓄电站提供多时间尺度备用的耦合约束模型；
13.s5、根据所述运行边界模型、所述抽蓄电站提供单一备用的运行边界模型和所述抽蓄电站提供多时间尺度备用的耦合约束模型，同时考虑抽蓄电站的购/售电收益与备用
收益，建立抽蓄电站参与电能量市场、并提供多时间尺度备用服务的优化模型。
14.进一步的，所述抽蓄电站在电能量市场中的运行边界模型约束条件包括：抽蓄电站的发电功率约束，抽蓄电站的抽水功率约束，抽蓄电站的抽水、放电状态互斥约束，抽蓄电站的蓄水池库容约束，抽蓄电站库容状态与抽水、放电功率的关联约束，抽蓄库容的周期性约束。
15.进一步的，所述抽蓄电站在电能量市场中购/售电收益函数为：
[0016][0017]
其中，n
s
为场景个数；λ
s,t
为场景s中t时刻的电价，π
s
为每个场景的权重，取值为场景数的倒数，p
dch,t
为抽蓄的发电功率，p
ch,t
为抽蓄电站的抽水功率，每个场景下有一组抽水功率、放电功率、库容状态变量{p
ch,t,s
，p
dch,t,s
，e
t
，t＝1,2,
…
,n}。
[0018]
进一步的，所述抽蓄电站提供多时间尺度备用的耦合约束模型约束为：
[0019][0020]
其中，j＝1,2,3,4，r
j,up
、r
j,dn
表示抽蓄电站申报的向上、向下备用容量，e
max
为抽蓄电站的最大库容；τ
j
为各类备用所要求的持续提供时间。
[0021]
进一步的，所述抽蓄电站参与电能量市场、并提供多时间尺度备用服务的优化模型的目标函数为：
[0022][0023][0024]
进一步的，根据所述抽蓄电站参与电能量市场、并提供多时间尺度备用服务的优化模型的目标函数，获得抽蓄电站的优化调度结果，所述抽蓄电站的优化调度结果包括：接下来一天内各时段的抽水功率、发电功率、及所提供的各时间尺度的备用容量。
[0025]
本发明的有益效果是：
[0026]
1、本发明提供了一种抽蓄电站向电网提供多时间尺度备用的优化建模方法，建立了抽蓄电站参与电能量市场与、并提供多时间尺度备用的优化运行模型，提出了储能在不确定性电价和不同备用补偿价格下的优化决策方法，获得抽蓄电站的优化调度结果、实现其总收益最大化，同时丰富电网的备用资源，提高电网运行的安全性。
[0027]
2、对于抽蓄电站，本发明能够充分利用其调节容量，最大化其收益；对于电网，备用的增加能够提高电网运行的可靠性与安全性；对于发电侧，利用抽蓄电站的备用调节容量能够促进可再生能源发电的消纳，从而降低电力系统碳排放。
附图说明
[0028]
图1为本发明的流程示意图。
具体实施方式
[0029]
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于
本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
[0030]
本发明采用如下的技术方案：
[0031]
一种抽蓄电站向电网提供多时间尺度备用的优化建模方法，包括以下步骤：
[0032]
s1、获取抽蓄电站运行参数、电网电能量市场的日前电价信息、电网备用服务的补偿电价信息；
[0033]
s2、建立抽蓄电站在电能量市场中的运行边界模型和购/售电收益函数，其中：
[0034]
运行边界模型约束包括：
[0035]
a、抽蓄电站的发电功率约束：
[0036]
0≤p
dch,t
≤b
dch,t
p
dch,max
ꢀꢀꢀ
(1)
[0037]
式中，p
dch,t
为抽蓄的发电功率；p
dch,max
为抽蓄的最大发电功率；b
dch,t
表示抽蓄放电状态的0
‑
1变量；
[0038]
b、抽蓄电站的抽水功率约束：
[0039]
0≤p
ch,t
≤b
ch,t
p
ch,max
ꢀꢀꢀ
(2)
[0040]
式中，p
ch,t
为抽蓄电站的抽水功率；p
ch,max
为抽蓄的最大抽水功率；b
ch,t
表示抽蓄电站抽水状态的0
‑
1变量；
[0041]
c、抽蓄电站的抽水、放电状态互斥约束：
[0042]
b
ch,t
b
dch,t
≤1
ꢀꢀꢀ
(3)
[0043]
d、抽蓄电站的蓄水池库容约束：
[0044]
0≤e
t
≤e
max
ꢀꢀꢀ
(4)
[0045]
式中，e
t
为水库当前的库容状态；e
max
为抽蓄电站的最大库容；
[0046]
e、抽蓄电站库容状态与抽水、放电功率的关联约束：
[0047]
e
t
＝e
t
‑1 p
ch,t
η
ch
t
‑
p
dch,t
/η
dch
t
ꢀꢀꢀ
(5)
[0048]
式中，η
ch
为抽水效率；η
dch
为发电效率，t为单步调度或市场步长。
[0049]
f、抽蓄库容的周期性约束，即要求每日末尾的库容状态等于起始时刻容量，即：
[0050]
e1＝e
n
ꢀꢀꢀ
(6)
[0051]
抽蓄电站在电能量市场中购/售电收益函数为：
[0052][0053]
考虑电能量市场日前电价的不确定性，建立抽蓄电站的收益多场景期望收益模型，式中，n
s
为场景个数；λ
s,t
为场景s中t时刻的电价，π
s
为每个场景的权重，取值为场景数的倒数。每个场景下有一组抽水功率、放电功率、库容状态变量{p
ch,t,s
，p
dch,t,s
，e
t
，t＝1,2,
…
,n}，且须满足约束条件(1～6)。
[0054]
s3、建立抽蓄电站提供单一备用的运行边界模型；具体包括：
[0055]
各场景的发电功率与申报的向上备用容量之和应小于最大发电功，即：
[0056]
0≤p
dch,t,s
r
j,up
≤p
dch,max
ꢀꢀꢀ
(8)
[0057]
抽水功率和申报的向下备用容量之和应小于最大抽水功率，即：
[0058]
0≤p
ch,t,s
r
j,dn
≤p
ch,max
ꢀꢀꢀ
(9)
[0059]
备用容量约束：
[0060]
0≤r
j,up
≤r
j,upmax
ꢀꢀꢀ
(10)
[0061]
0≤r
j,dn
≤r
j,dnmax
ꢀꢀꢀ
(11)
[0062]
式中，r
j,up
、r
j,dn
表示抽蓄电站申报的向上、向下备用容量，。各场景下，抽蓄电站仍需满足抽水、放电状态互斥约束，即：
[0063]
b
ch,t,s
b
dch,t,s
≤1
ꢀꢀꢀ
(12)
[0064]
考虑提供备用后，抽蓄电站库容状态的上、下限约束应更新为：
[0065]
r
j,up
τ
j
≤e
t,s
≤e
max
‑
r
j,dn
τ
j
ꢀꢀꢀ
(13)
[0066]
式中，j＝1,2,3,4，τ
j
为各类备用所要求的持续提供时间。各场景下抽蓄电站库容状态与抽水、放电功率的关联约束、库容的周期性约束可表示：
[0067]
e
t,s
＝e
t
‑
1,s
p
ch,t,s
η
ch
‑
p
dch,t,s
/η
dch
ꢀꢀꢀ
(14)
[0068]
e
1,s
＝e
n,s
ꢀꢀꢀ
(15)
[0069]
s4、建立抽蓄电站提供多时间尺度备用的耦合约束模型，如下：
[0070][0071]
s5、根据所述运行边界模型、所述抽蓄电站提供单一备用的运行边界模型和所述抽蓄电站提供多时间尺度备用的耦合约束模型，同时考虑抽蓄电站的购/售电收益与备用收益，建立其参与电能量市场、并提供多时间尺度备用服务的优化模型，目标函数为：
[0072][0073][0074]
其中，ρ
j,up
为申报的向上备用价格，ρ
j,dn
为申报的向下备用价格。
[0075]
约束条件包括：公式(8～12)、(14～16)。
[0076]
最后，根据目标函数得出抽蓄电站的优化调度结果、实现总收益最大化，抽蓄电站的优化调度结果包括：接下来一天内各时段的抽水功率、发电功率、及所提供的各时间尺度的备用容量。
[0077]
为了印证本发明技术方案的可靠性，本发明采用以下案例分析：1)参与电能市场下的运行结果
[0078]
设抽蓄电站的参数为：最大放电功率和最大抽水功率为20mw，库存容量为100mwh，抽水蓄能电站的效率为75％。本研究所采用的多场景能量电价如表1所示，夜间电价相对较低，中午和傍晚电价相对较高。
[0079]
表120个场景下的电价表
[0080][0081][0082]
当不考虑抽蓄提供备用时，其在不同电价场景下的抽水、发电情况如表2所示，正值表示发电功率，负值表示抽水功率。抽蓄电站主要在夜间抽水，中午和傍晚负荷电价较高时段发电，从而利用电价差异获利，一天内的总获利期望为8357元。一天内出现的最大抽水、放电功率均为20wm，蓄水容量最大、最小状态限分别是100和0mwh，说明抽蓄电站容量得到了完全利用。
[0083]
表2不同电价场景下的抽水、发电情况
[0084][0085][0086]
2)提供备用时的运行决策
[0087]
当仅考虑抽蓄电站提供一种备用时，例如只提供一次调频备用、持续时间不低于一分钟(备用类型1)，并设备用容量上限为3mw，在不同备用补偿价格下，抽蓄电站申报的备用容量与收益等情况如表3所示。当备用补偿价格较低时，抽蓄电站仍然将所用容量用于参
与电能量市场，当备用补偿价格高于0.012元/h时，抽蓄电站会尽可能将容量用于提供备用，从而获得更多收益，该价格下，抽蓄电站总收益可达8835元，高于电能市场中的总期望收益，即为8357元。与仅参与电能市场情况相比，提供备用后的总期望收益增加5.72％。
[0088]
表3备用类型1的不同补偿价格下，抽蓄电站运行决策结果
[0089][0090]
当考虑抽蓄提供分钟级备用、持续时间10分钟(备用类型2)、备用容量上限为10mw时，在不同备用补偿价格下，抽蓄电站申报的备用容量与收益等情况如表4所示。当备用补偿价格高于0.0064元/小时后，抽蓄电站开始通过提供备用获取更多收益。当备用补偿价格为0.0128元/h时，抽蓄电站申报的向上、向下备用容量为10mw，即达到最大可申报的备用容量，此时，在电能量市场中的最大可用容量为10mw，此时，电能量市场各场景下的抽蓄电站运行状态如表5所示。并且该备用补偿价格下，抽蓄电站总期望收益可达10324元，与仅参与电能市场情况相比，提供备用后总期望收益增加23.54％。
[0091]
表4备用类型2的不同补偿价格下，抽蓄运行决策结果
[0092][0093][0094]
表5电能量市场各场景下的抽蓄电站运行状态
[0095]
[0096][0097]
当考虑抽蓄提供10分钟备用、持续时间2小时(备用类型3)、备用容量上限为20mw时，在不同备用补偿价格下，抽蓄电站申报的备用容量与收益等情况如表6所示。当备用补偿价格低于0.0048元/h时，抽蓄电站不提供备用辅助服务。当备用补偿价格高于0.096元/h时，抽蓄电站全部容量均用于提供备用，即20mw，可获得更多收益，此时总收益为9216元，与仅参与电能市场情况相比，提供备用的总收益增加10.28％。
[0098]
表6备用类型3的不同补偿价格下，抽蓄运行决策结果
[0099][0100]
当考虑抽蓄电站可以同时申报四种备用辅助服务时，其最优市场策略如表7最后一列所示，设四种备用的补偿价格分别为0.01、0.008、0.006、0.005元/h，此时抽蓄的最优申报策略为：秒级的一次调频备用容量为3mw，1分钟备用容量为10mw，30分钟备用容量为10mw。此时，抽蓄的总收益为12340元。在同样的价格下，抽蓄电站提供单一备用的收益分别是8632、8510、8359、8357元。可见，当抽蓄电站同时提供不用时间尺度的备用时，其库容、功率容量都将得到充分的利用，并且总收益也显著增加。
[0101]
表7提供不同备用时的运行决策与收益对比
[0102]