电力现货市场下的光-储联合电站报价方法

1.本发明涉及电力市场竞价领域，具体地说是一种电力现货市场下的光-储联合电站报价方法。


背景技术：

2.随着“碳达峰、碳中和”目标的提出，加快电源结构转型升级，实现能源可持续化发展逐渐成为社会的共识，在此背景下，以风电、光伏为主的高比例可再生能源发电并网体系将成为未来新型电力系统发展的必然趋势。然而，电力现货市场的科学有效运行受制于电力供需情况、电源结构、电网特点、负荷特性、灵活调节资源不足问题。
3.储能是高比例新能源并网环境下解决可再生能源并网问题的有效手段，是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备。在电力现货市场机制尚未成熟的情形下，储能在电力市场中的收益模式尚处于探索阶段，因此新能源电站配置储能项目的经济性存在不确定。随着电力市场化改革的推进，探索储能与可再生能源的新的运行方式、在保证电网安全的同时提高新-储联合电站参与电力市场的收益具有巨大的现实意义。


技术实现要素：

4.本发明的目的在于针对光-储联合电站参与电力现货市场收益水平有限的问题，提供一种电力现货市场下的光-储联合电站报价方法，其可发挥储能设备对光伏机组出力波动的有效补偿，提高光-储联合电站跟踪日前调度计划的同时，有效提高光-储联合电站参与电力现货市场的收益水平。
5.为此，本发明的技术方案是这样实现的：电力现货市场下的光-储联合电站报价策略，其包括以下步骤：
6.步骤1：建立光-储联合电站参与电力现货市场时储能单元的三种运行模式；
7.步骤2：构建光-储联合电站参与电力现货市场的偏差考核成本计算模型和储能单元运行成本计算模型；
8.步骤3：根据储能单元的三种运行模式，考虑储能单元运行成本以及光-储联合电站偏差考核，以光-储联合电站市场收益最优为目标函数，建立电力市场报价策略模型；
9.步骤4：构建光-储联合电站参与电力市场报价策略模型的约束条件；
10.步骤5：对所述电力市场报价策略模型进行求解，获得储能单元优化参数。
11.进一步地，所述步骤1的具体内容为：
12.光-储联合电站参与电力现货市场时储能单元三种运行模式包括：
13.调频模式：储能单元参与调频辅助服务市场；
14.主能量模式：储能单元参与主能量市场；
15.平滑模式：储能单元通过充、放电运行方式用以应对电站光伏系统向上、向下波动过大的情况，以保持光-储联合电站的波动在电网许可范围内，包括平滑充电模式和平滑放电模式。
16.在构建光-储联合电站的电力市场报价策略模型时，通过在电力市场报价策略模型中引入0-1辅助决策变量确定储能单元所处的运行模式，具体的辅助决策变量包括：
17.取值为1时表示储能单元处于调频模式；
18.取值为1时表示储能单元处于平滑(充电)模式；
19.取值为1时表示储能单元可自行选择处于平滑或者主能量模式；
20.取值为1时表示储能单元处于主能量模式；
21.取值为1时表示储能单元处于平滑(放电)模式。
22.进一步地，所述步骤2的具体内容为：考虑储能单元运行所产生的成本对其参与市场的收益所产生的影响，并将成本模型进行线性简化处理，以应用到市场优化模型，储能单元运行成本的计算模型为：
[0023][0024]
式中，n表示储能单元的总数；soc
t,n
表示t时刻储能单元n的荷电状态；a、b、c、d表示储能单元运行成本计算模型的系数；dcr表示电池的放电效率，物理含义表现为两个时刻之间的soc变化量。
[0025]
储能设备能够提高光伏机组的可调度性，光-储联合电站配置的储能设备能够通过充、放电调整新能源机组实际出力与日前预测的偏差，由此可减少由于光伏出力偏差产生的偏差考核成本。
[0026]
光-储联合电站的偏差考核成本的计算模型为：
[0027][0028]
式中，π
pe
为固定出力机组发电计划执行偏差考核比例系数；σ
pe
为考核价格的下限，λ
te
为日前主能量市场的节点电价；p
ts
为光-储联合电站日前申报发电量，p
tems
为光-储联合电站实际上网参与主能量市场电量；μ
pe
为固定出力机组发电计划执行偏差容许裕度。
[0029]
进一步地，所述光-储联合电站的偏差考核成本计算模型中，光-储联合电站日前申报发电量p
ts
取光-储联合电站日前光伏预测出力p
tsolar_da
，即：
[0030]
p
ts
＝p
tsolar_da
，
[0031]
光-储联合电站实际上网参与主能量市场电量p
tems
为：
[0032]
p
tems
＝p
tsolar_rt-p
tpe
p
tpe-，
[0033]
式中，p
tsolar_rt
表示光-储联合电站实时光伏出力；p
tpe
表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的充电容量；p
tpe-表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的放电容量。
[0034]
进一步地，所述步骤3中的电力现货市场报价策略模型，以光-储联合电站市场收益最优为目标函数，具体公式为：
[0035][0036]
式中，t表示市场时间尺度；表示日前主能量市场的节点电价，表示调频市
场容量价格，表示调频市场里程价格；p
te
表示t时刻储能单元参与主能量市场的容量，p
tf
表示t时刻储能单元参与调频市场的容量，表示调频市场调用比例；表示储能单元运行成本，表示光-储联合电站的偏差考核成本。
[0037]
进一步地，所述步骤4包括：
[0038]
步骤41：构建soc范围约束条件；
[0039][0040][0041]
式中，soc
t,n
表示t时刻储能单元n的荷电状态；soc
lb
表示储能单元运行模式切换的soc水平下限，soc
ub
表示储能单元运行模式切换的soc水平上限；为辅助决策的0-1变量，以保证soc范围的唯一性。
[0042]
步骤42：构建储能设备主能量模式运行时功率约束条件；
[0043][0044]
式中，p
te
表示t时刻储能单元在主能量市场提供的容量；e
rated
表示储能单元的额定容量；η
dc
表示储能放电效率；p
min
和p
max
分别表示储能单元有功功率的最小和最大值；为辅助决策的0-1变量；soc
t,n
表示t时刻储能单元n的荷电状态；δt表示一个放电间隔时段。
[0045]
步骤43：构建储能设备调频模式运行时功率约束条件；
[0046][0047]
式中，p
tf
表示t时刻储能单元在调频市场提供的容量；e
rated
表示储能单元的额定容量；η
dc
表示储能放电效率；η
ch
表示储能充电效率；p
min
和p
max
分别表示储能单元有功功率的最小和最大值；为辅助决策的0-1变量；soc
t,n
表示t时刻储能单元n的荷电状态；δt表示一个放电间隔时段。
[0048]
步骤44：构建储能设备平滑模式运行时功率约束条件；
[0049]
当储能单元通过充电平滑光伏出力波动时：
[0050][0051]
当储能单元通过放电平滑光伏出力波动时：
[0052][0053]
当储能单元soc值较大时，可自由选择处于平滑或者主能量市场运行模式：
[0054][0055]
式中，p
tpe
表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的充电容量；p
tpe-表示
光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的放电容量；e
rated
表示储能单元的额定容量；η
dc
表示储能放电效率；η
ch
表示储能充电效率；p
min
和p
max
分别表示储能单元有功功率的最小和最大值；为辅助决策的0-1变量；soc
t,n
表示t时刻储能单元n的荷电状态；δt表示一个放电间隔时段。
[0056]
进一步地，所述步骤5中对电力市场报价策略模型进行求解时，计算所获得的优化参数为：
[0057][0058]
其中，0，1为储能运行模式的选择，obj为光-储联合电站参与电力现货市场的总体收益值。
[0059]
本发明具有的有益效果如下：本发明使储能系统在电力现货市场中根据其自身运行状态选择不同的运行模式，能够发挥储能设备对光伏机组出力波动的有效补偿，提高光-储联合电站跟踪日前调度计划，并且所提出的光-储联合电站的报价策略能够有效提高其参与电力现货市场的收益水平。
附图说明
[0060]
图1是本发明光-储联合电站的报价方法示意图；
[0061]
图2是本发明光-储联合电站储能单元三种运行模式示意图。
具体实施方式
[0062]
下面结合附图对本发明的技术方案作进一步描述。
[0063]
如图1所示，本发明为一种电力现货市场下的光-储联合电站报价方法，其步骤为：
[0064]
步骤1：光-储联合电站参与电力现货市场时储能单元三种运行模式的建立；具体实施过程为：储能系统根据其荷电状态(state of charge，soc)调整其参与电力现货市场期间的运行模式，如图2所示，具体包括：
[0065]
调频模式：储能单元参与调频辅助服务市场；
[0066]
主能量模式：储能单元参与主能量市场；
[0067]
平滑模式：储能单元通过充、放电运行方式用以应对电站光伏系统向上、向下波动过大的情况，以保持光-储联合电站的波动在电网许可范围内。
[0068]
在构建光-储联合电站的电力市场报价策略模型时，通过在电力市场报价策略模型中引入0-1辅助决策变量确定储能单元所处的运行模式，具体的辅助决策变量包括：取值为1时表示储能单元处于调频模式；取值为1时表示储能单元处于平滑(充电)模式；取值为1时表示在储能单元soc水平较高时可自行选择处于平滑或者主能量模式；取值为1时表示储能单元处于主能量模式；取值为1时表示储能单元处于平滑(放电)模式。
[0069]
步骤2：构建光-储联合电站参与电力现货市场的偏差考核成本计算模型和储能单元运行成本计算模型；具体实施过程为：储能单元运行所产生的损耗成本会对光-储联合电站参与电力现货市场的总体收益产生较大的影响，将储能成本模型进行线性简化处理，应用到市场优化模型，储能单元运行成本的计算模型为：
[0070][0071]
式中，n表示储能单元的总数；soc
t,n
表示t时刻储能单元n的荷电状态；a、b、c、d表示储能单元运行成本计算模型的系数；dcr表示电池的放电效率，物理含义表现为两个时刻之间的soc变化量。
[0072]
储能设备能够提高光伏机组的可调度性，光-储联合电站配置的储能设备能够通过充、放电调整新能源机组实际出力与日前预测的偏差，由此可减少由于光伏出力偏差产生的偏差考核成本。光-储联合电站的偏差考核成本的计算模型为：
[0073][0074]
式中，π
pe
为固定出力机组发电计划执行偏差考核比例系数；σ
pe
为考核价格的下限，为日前主能量市场的节点电价；p
ts
为光-储联合电站日前申报发电量，p
tems
为光-储联合电站实际上网参与主能量市场电量；μ
pe
为固定出力机组发电计划执行偏差容许裕度。
[0075]
所述光-储联合电站的偏差考核成本计算模型中，光-储联合电站日前申报发电量p
ts
取光-储联合电站日前光伏预测出力p
tsolar_da
，即：
[0076]
p
ts
＝p
tsolar_da
，
[0077]
光-储联合电站实际上网参与主能量市场电量p
tems
为：
[0078]
p
tems
＝p
tsolar_rt-p
tpe
p
tpe-，
[0079]
式中，p
tsolar_rt
表示光-储联合电站实时光伏出力；p
tpe
表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的充电容量；p
tpe-表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的放电容量。
[0080]
步骤3：根据储能单元的三种运行模式以及所建立的储能单元运行成本和光-储联合电站偏差考核成本，以光-储联合电站市场收益最优为目标函数，建立电力市场报价策略模型；具体实施过程为：建立光-储联合电站参与电力现货市场报价策略模型，具体公式为：
[0081][0082]
式中，t表示市场时间尺度；表示日前主能量市场的节点电价，表示调频市场容量价格，表示调频市场里程价格；p
te
表示t时刻储能单元参与主能量市场的容量，p
tf
表示t时刻储能单元参与调频市场的容量，表示调频市场调用比例；表示储能单元运行成本，表示光-储联合电站的偏差考核成本。
[0083]
步骤4：构建光-储联合电站参与电力市场报价策略模型的约束条件；具体实施过程为：光-储联合电站参与电力现货市场报价策略模型需满足以下约束条件：
[0084]
步骤41：构建soc范围约束条件；
[0085][0086][0087]
式中，soc
t,n
表示t时刻储能单元n的荷电状态；soc
lb
表示储能单元运行模式切换的soc水平下限，soc
ub
表示储能单元运行模式切换的soc水平上限；为辅助决策的0-1变量，以保证soc范围的唯一性。
[0088]
步骤42：构建储能设备主能量模式运行时功率约束条件；
[0089][0090]
式中，p
te
表示t时刻储能单元在主能量市场提供的容量；e
rated
表示储能单元的额定容量；η
dc
表示储能放电效率；p
min
和p
max
分别表示储能单元有功功率的最小和最大值；为辅助决策的0-1变量；soc
t,n
表示t时刻储能单元n的荷电状态；δt表示一个放电间隔时段。
[0091]
步骤43：构建储能设备调频模式运行时功率约束条件；
[0092][0093]
式中，p
tf
表示t时刻储能单元在调频市场提供的容量；e
rated
表示储能单元的额定容量；η
dc
表示储能放电效率；η
ch
表示储能充电效率；p
min
和p
max
分别表示储能单元有功功率的最小和最大值；为辅助决策的0-1变量；soc
t,n
表示t时刻储能单元n的荷电状态；δt表示一个放电间隔时段。
[0094]
步骤44：构建储能设备平滑模式运行时功率约束条件；
[0095]
当储能单元通过充电平滑光伏出力波动时：
[0096][0097]
当储能单元通过放电平滑光伏出力波动时：
[0098][0099]
当储能单元soc值较大时，可自由选择处于平滑或者主能量市场运行模式：
[0100][0101]
式中，p
tpe
表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的充电容量；p
tpe-表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的放电容量；e
rated
表示储能单元的额定容量；η
dc
表示储能放电效率；η
ch
表示储能充电效率；p
min
和p
max
分别表示储能单元有功功率的最小和最大值；为辅助决策的0-1变量；soc
t,n
表示t时刻储能单元n的荷电状态；δt表示一个放电间隔时段。
[0102]
步骤5：对所述电力市场报价策略模型进行求解，获得储能单元优化参数。具体实时过程为：选择合适的编程语言对所述电力市场报价策略模型进行编程，并运用商业求解
器求解，计算所获得的优化参数为：
[0103][0104]
其中，0，1为储能运行模式的选择，obj为光-储联合电站参与电力现货市场的总体收益值。
[0105]
以上所述仅为结合附图对本发明的具体实施过程进行描述，上述的具体实施方式并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。