响应负荷调峰需求的电力交易出清方法及装置与流程

1.本发明属于电力交易方法技术领域，尤其涉及响应负荷调峰需求的电力交易出清方法及装置。


背景技术：

2.随着居民生活水平和“再电气化率”的持续提升，尤其是空调等制冷制热设备的广泛应用，我国用电负荷特性变化显著：负荷峰谷差不断增大、高峰负荷不断增加、尖峰负荷甚至出现电力缺口问题。另一方面，随着风电、广泛等间歇性资源的大规模并网，发电出力不可靠性增加。
3.如何更好激励发电机组与用电主体参与调峰调频等辅助服务，是电力现货市场交易机制设计的重要内容。在现有的现货市场出清方法中，单纯按照市场主体申报的电量(功率)和电价进行“高低匹配”撮合交易，无法体现出各市场主体对调峰填谷的作用和价值，未对发用电企业削峰填谷和调峰调频给予适当的补偿，不利于激励发电企业，尤其是风电光伏等间歇能源，主动配置相应的储能系统、优化控制机组出力，也不利于激励用电主体主动参与需求响应、优化用电行为。


技术实现要素：

4.本发明针对现有电力市场出清方法无法有效激励发电主体和用电主体主动调整发用电行为的问题，提出了一种响应负荷调峰需求的电力交易出清方法，将发用电主体申报的发电出力、用电功率变化与负荷峰平谷变化相统一，充分考虑申报功率变化对负荷调峰的作用，并将其反映到申报电价中，作为市场出清的依据。
5.本发明解决其技术问题是采取以下技术方案实现的：
6.响应负荷调峰需求的电力交易出清方法，包括如下步骤：
7.获取电力交易地区典型日的负荷数据，根据负荷变化规律，确定负荷峰平谷时段划分，并获取典型日的负荷均值
8.获取电力交易地区市场主体申报的发、用电交易数据，包括：发电主体的申报电价p
s,i,j
、申报功率q
s,i,j
及相应的响应时间，购电主体的申报电价p
b,i,j
、申报功率q
b,i,j
及相应的响应时间；需要说明的是，获取的电力交易地区市场主体申报的发、用电交易数据可以是当日或未来任意时段的数据，本发明主要针对现货交易市场，一般是对各交易主体申报的实时数据(未来几分钟、几小时或未来一天)进行优化；
9.根据获得的负荷数据及市场主体申报的发、用电交易数据，确定发电主体申报电价折算值、用电主体申报电价折算值：
10.根据发电主体申报电价折算值、用电主体申报电价折算值，按照高低匹配原则，进行电力市场出清，并进行安全校核；
11.根据电力市场出清结果，得到各市场主体各时段出清电量与统一出清价格，并以此进行市场结算。
12.进一步的，按照如下公式获取发电主体申报电价折算值：
[0013][0014]
其中：p
′
s,i,j
为发电主体申报电价折算值；qs为参照对象，为典型日的负荷qi或发电主体机组装机容量；αi为负荷峰平谷不同时段价格折算判断标准；β
s,i
表示发电机组深度调峰激励系数；
[0015]
其中，负荷峰平谷不同时段价格折算判断标准αi如下：
[0016][0017]
θ1、θ2为负荷峰谷判断阈值上下限。
[0018]
进一步的，按照如下公式获取用电主体申报电价折算值：
[0019][0020]
其中：p
′
b,i,j
为用电主体申报电价折算值；qb为参照对象，为典型日的负荷qi或用电主体历史最大用电负荷；αi为负荷峰平谷不同时段价格折算判断标准；β
b,i
表示用电主体深度参与需求响应的激励系数。
[0021]
进一步的，按照高低匹配原则，进行电力市场出清的方法，包括如下步骤：
[0022]
1)将发电主体申报电价折算值按由小到大的顺序进行排序，形成供给曲线；将用电主体申报电价折算值按由大到小的顺序进行排序形成需求曲线，获取若干对应时刻的需求曲线与供给曲线之间的差值δp，得到一系列价差组合；
[0023]
2)按照差值δp从大到小进行电力成交，δp＜0的不成交；
[0024]
3)当差值δp相等时，则：
[0025]
若一个发电主体与多个用电主体差值相同，当发电主体申报功率≥用电主体申报功率之和时，按用电主体申报功率成交；当发电主体申报功率＜用电主体申报功率之和时，用电主体按照申报功率比例分配发电主体申报功率；
[0026]
若一个用电主体与多个发电主体差值相同，当用电主体申报功率≥发电主体申报功率之和时，按发电主体申报功率成交；当用电主体申报功率＜发电企业申报功率之和时，发电主体按照申报功率比例分配用电主体申报功率；
[0027]
若多个用电主体与多个发电主体差值相同，当发电主体申报功率之和≥用电主体申报功率之和时，发电主体按申报功率比例分配用电主体申报功率；当发电主体申报功率之和＜用电主体申报功率之和时，用电主体按申报功率比例分配发电主体申报功率；
[0028]
4)在某一组可成交价差下，若发电主体和用电主体申报功率不同，则会产生剩余待成交功率，剩余功率可继续参与其他价差组功率匹配；
[0029]
5)以此类推，得到全天的成交结果。
[0030]
进一步的，所述典型日的负荷数据可以使用交易日负荷预测数据或交易日前一日的负荷数据。
[0031]
通过下式获取典型日的负荷均值
[0032][0033]
qi为典型日的第i时段负荷。
[0034]
响应负荷调峰需求的电力交易出清装置，包括：
[0035]
第一获取模块，用于获取电力交易地区典型日的负荷数据，根据负荷变化规律，确定负荷峰平谷时段划分，并获取典型日的负荷均值
[0036]
第二获取模块，用于获取电力交易地区市场主体申报的发、用电交易数据，包括：发电主体的申报电价p
s,i,j
、申报功率q
s,i,j
及相应的响应时间，购电主体的申报电价p
b,i,j
、申报功率q
b,i,j
及相应的响应时间；
[0037]
电价折算值获取模块，用于根据获得的负荷数据及市场主体申报的发、用电交易数据，确定发电主体申报电价折算值、用电主体申报电价折算值：
[0038]
电力市场出清模块，用于根据发电主体申报电价折算值、用电主体申报电价折算值，按照高低匹配原则，进行电力市场出清，并进行安全校核；
[0039]
电力市场结算模块，用于根据电力市场出清结果，得到各市场主体各时段出清电量与统一出清价格，并以此进行市场结算。
[0040]
一种电子设备，包括：至少一个处理器；以及，与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的指令，所述指令被所述至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器能够执行所述的响应负荷调峰需求的电力交易出清方法。
[0041]
一种计算机可读存储介质，存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现所述的响应负荷调峰需求的电力交易出清方法。
[0042]
本发明的优点和积极效果是：
[0043]
本发明将发、用电主体对调峰填谷的作用和价值转化为申报电价，作为电力市场出清的价格依据，有助于激励发电企业，尤其是风电光伏等间歇性新能源，主动配置相应的储能系统、优化控制机组出力，也有利于引导用电主体主动优化用电行为，参与需求响应。
附图说明
[0044]
以下将结合附图和实施例来对本发明的技术方案作进一步的详细描述，但是应当知道，这些附图仅是为解释目的而设计的，因此不作为本发明范围的限定。此外，除非特别指出，这些附图仅意在概念性地说明此处描述的结构构造，而不必要依比例进行绘制。
[0045]
图1为本发明实施例提供的响应负荷调峰需求的电力交易出清方法的流程示意图；
具体实施方式
[0046]
首先，需要说明的是，以下将以示例方式来具体说明本发明的具体结构、特点和优点等，然而所有的描述仅是用来进行说明的，而不应将其理解为对本发明形成任何限制。此
外，在本文所提及各实施例中予以描述或隐含的任意单个技术特征，或者被显示或隐含在各附图中的任意单个技术特征，仍然可在这些技术特征(或其等同物)之间继续进行任意组合或删减，从而获得可能未在本文中直接提及的本发明的更多其他实施例。
[0047]
需要说明的是，在不冲突的情况下，本技术中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
[0048]
如图1，本实施例提供的响应负荷调峰需求的电力交易出清方法，包括如下步骤：
[0049]
(1)获取电力交易地区典型日的负荷数据，根据负荷变化规律，确定负荷峰平谷时段划分，并获取典型日的负荷均值
[0050]
所述典型日的负荷数据可以使用交易日负荷预测数据或交易日前一日的负荷数据；并通过下式获取典型日的负荷均值
[0051][0052]
为典型日的第i时段负荷，i＝1,2,3,
……
n，n为典型日时段数，一般取24或96；
[0053]
(2)获取电力交易地区市场主体申报的发、用电交易数据，包括：发电主体的申报电价p
s,i,j
、申报功率q
s,i,j
及相应的响应时间，购电主体的申报电价p
b,i,j
、申报功率q
b,i,j
及相应的响应时间；需要说明的是，获取的电力交易地区市场主体申报的发、用电交易数据可以是当日或未来任意时段的数据，本发明主要针对现货交易市场，一般是对各交易主体申报的实时数据(未来几分钟、几小时或未来一天)进行优化；
[0054]
(3)考虑负荷调峰需求，获取发电主体申报电价折算值：
[0055]
根据典型日负荷调峰需求，以激励发电企业在负荷高峰期多发电、负荷低谷期少发电为目标，计算发电企业申报电价的折算值，作为电力市场交易撮合匹配的依据；发电企业申报电价折算值的计算方法如下：
[0056][0057]
其中：p
′
s,i,j
为发电主体申报电价折算值；qs为参照对象，为典型日的负荷qi或发电主体机组装机容量；αi为负荷峰平谷不同时段价格折算判断标准；β
s,i
表示发电机组深度调峰激励系数，取正值，可人为制定，主要取决于本地区调峰资源富裕程度、负荷峰谷水平等。
[0058]
其中，负荷峰平谷不同时段价格折算判断标准αi如下：
[0059][0060]
θ1、θ2为负荷峰谷判断阈值上下限，可人为制定或借助数学概率统计等方法确定，主要取决于本地区调峰资源富裕程度、负荷峰谷水平等。
[0061]
可定义为发电机组深度调峰电价折算系数，其基本原理是：当第i时段负荷超过峰谷判断阈值上限时，认为该时刻为负荷高峰(甚至尖峰)，应激励发电机组多出力，此时，申报发电功率越高，折算后的申报电价越低，越容易交易匹配成交，反之则相反；当第i时段负荷低于峰谷判断阈值下限时，认为该时刻为负荷低谷，应激励发电机组少出力，此时，申报发电功率越高，折算后的申报电价越高，越难以交易匹配成交，反之则相反；当第i时段负荷介于峰谷判断阈值上下限时，认为该时刻为负荷平段，调峰需求低，折算系数取0。
[0062]
(4)考虑负荷调峰需求，获取用电主体申报电价折算值：
[0063]
根据典型日负荷调峰需求，以激励用电主体在负荷高峰期少用电、负荷低谷期多用电为目标，计算用电主体申报电价的折算值，作为电力市场交易撮合匹配的依据。用电主体申报电价折算值的计算方法如下：
[0064][0065]
其中：p
′
b,i,j
为用电主体申报电价折算值；qb为参照对象，为典型日的负荷qi或用电主体历史最大用电负荷；αi为负荷峰平谷不同时段价格折算判断标准；β
b,i
表示用电主体深度参与需求响应的激励系数，取正值，可人为制定，主要取决于本地区调峰资源富裕程度、负荷峰谷水平等。
[0066]
可定义为用电主体深度参与需求响应的电价折算系数，其基本原理是：当第i时段负荷超过峰谷判断阈值上限时，认为该时刻为负荷高峰(甚至尖峰)，应激励用电主体少用电，此时，申报用电功率越高，折算后的申报电价越低，越难以交易匹配成交，反之则相反；当第i时段负荷低于峰谷判断阈值下限时，认为该时刻为负荷低谷，应激励用电主体多用电，此时，申报用电功率越高，折算后的申报电价越高，越容易交易匹配成交，反之则相反；当第i时段负荷介于峰谷判断阈值上下限时，认为该时刻为负荷平段，调峰需求低，折算系数取0；
[0067]
(5)根据发电主体申报电价折算值、用电主体申报电价折算值，按照高低匹配原则，进行电力市场出清，并进行安全校核；其中，需要说明的是，安全校核包括通道输电能力限制、机组发电能力限制、机组辅助服务限制等内容，若安全校核不通过，则需要削减相应时段成交电量，此过程属于本领域技术人员所熟知的内容，在此不再赘述；
[0068]
(6)根据电力市场出清结果，得到各市场主体各时段出清电量与统一出清价格，并以此进行市场结算。
[0069]
需要说明的是，β
s,i
、β
b,i
可以取不同的系数，也可以取相同的系数，取决于对发电主体和用电主体参与负荷调峰的激励程度和目标要求。。
[0070]
具体的，按照高低匹配原则，进行电力市场出清的方法，包括如下步骤：
[0071]
1)在某一时段下，发电主体申报电价折算值按由小到大的顺序进行排序，形成供给曲线；用电主体申报电价折算值按由大到小的顺序进行排序形成需求曲线，获取若干对应时刻的需求曲线与供给曲线之间的差值δp，得到一系列价差组合；
[0072]
2)按照差值δp从大到小进行电力成交，δp＜0的不成交；
[0073]
3)当差值δp相等时，则：
[0074]
若一个发电主体与多个用电主体差值相同，当发电主体申报功率≥用电主体申报功率之和时，按用电主体申报功率成交；当发电主体申报功率＜用电主体申报功率之和时，用电主体按照申报功率比例分配发电主体申报功率；
[0075]
若一个用电主体与多个发电主体差值相同，当用电主体申报功率≥发电主体申报功率之和时，按发电主体申报功率成交；当用电主体申报功率＜发电企业申报功率之和时，发电主体按照申报功率比例分配用电主体申报功率；
[0076]
若多个用电主体与多个发电主体差值相同，当发电主体申报功率之和≥用电主体申报功率之和时，发电主体按申报功率比例分配用电主体申报功率；当发电主体申报功率之和＜用电主体申报功率之和时，用电主体按申报功率比例分配发电主体申报功率；
[0077]
4)在某一组可成交价差下，若发电主体和用电主体申报功率不同，则会产生剩余待成交功率，剩余功率可继续参与其他价差组功率匹配；
[0078]
5)以此类推，得到全天的成交结果。
[0079]
作为举例，在本实施例中，以某交易中心组织的电力现货市场交易数据为例，验证本发明方法的有效性。为简化计算，本实施例选取3家发电主体和4家用电主体的申报数据，以3:00-4:00和11:00-12:00两个时段为研究对象，每15分钟申报一次，确定市场出清结果，基础数据及参数如表1、表2和表3所示，根据历史负荷数据变化规律，令θ1＝1.04、θ2＝0.97。
[0080]
表1典型日的负荷数据
[0081][0082]
表2市场交易日发、用电主体申报数据
[0083][0084]
表3市场主体典型信息
[0085][0086][0087]
本实施例中，qs、qb分别取发电主体机组装机容量和用电主体历史最大用电负荷，计算得到发用电主体申报电价的折算值，如表4所示。
[0088]
表4
[0089][0090]
按照高低匹配原则，确定市场出清结果，如表5所示：
[0091]
表5
[0092]
[0093][0094]
与常规出清方法相比，本发明提出的响应负荷调峰需求的市场出清方法，将发用电主体申报电量与负荷变化趋势相统一，计算得到响应负荷调控的申报电价折算值，作为市场出清的依据。实施例优化结果表明，在负荷低谷期，与自身装机容量或历史最大用电负荷相比，申报出力功率低的发电主体、申报用电负荷高的用电主体更容易成交；相反，在负荷高峰期，与自身装机容量或历史最大用电负荷相比，申报出力功率高的发电主体、申报用电负荷低的用电主体更容易成交；在负荷平段，市场出清结果不受影响。
[0095]
如在时段3:15负荷低谷期，发电主体1和2申报电价一致，按比例确定成交结果分别为252mw和168mw，优化后，发电主体1折算电价略低于发电主体2，优先成交，其成交结果分别为300mw和120mw；在时段11:30负荷高峰期，用电主体2和3申报电价一致，按比例确定成交结果分别为127.1mw和263.9mw，优化后，用电主体2折算电价为324.13元/mw，用电主体3折算电价为324.1元/mw，导致发电主体1无法成交(此时，发电主体1折算电价为324.36元/mw)，用电主体成交结果分别为71mw和0mw。
[0096]
本发明将发用电主体对调峰填谷的作用和价值转化为申报电价，作为电力市场出清的价格依据，有助于激励发电企业，尤其是风电光伏等间歇性新能源，主动配置相应的储能系统、优化控制机组出力，也有利于引导用电主体主动优化用电行为，参与需求响应。
[0097]
实施例2
[0098]
基于同样的发明构思，本技术实施例还提供了响应负荷调峰需求的电力交易出清装置，包括：
[0099]
第一获取模块，用于获取电力交易地区典型日的负荷数据，根据负荷变化规律，确定负荷峰平谷时段划分，并获取典型日的负荷均值
[0100]
第二获取模块，用于获取电力交易地区市场主体申报的发、用电交易数据，包括：发电主体的申报电价p
s,i,j
、申报功率q
s,i,j
及相应的响应时间，购电主体的申报电价p
b,i,j
、申报功率q
b,i,j
及相应的响应时间；
[0101]
电价折算值获取模块，用于根据获得的负荷数据及市场主体申报的发、用电交易数据，确定发电主体申报电价折算值、用电主体申报电价折算值：
[0102]
电力市场出清模块，用于根据发电主体申报电价折算值、用电主体申报电价折算值，按照高低匹配原则，进行电力市场出清，并进行安全校核；
[0103]
电力市场结算模块，用于根据电力市场出清结果，得到各市场主体各时段出清电量与统一出清价格，并以此进行市场结算
[0104]
基于同样的发明构思，本技术实施例还提供了一种电子设备，包括：至少一个处理器；以及，与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的指令，所述指令被所述至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器能够执行上述的响应负荷调峰需求的电力交易出清方法；需要说明的是，电子设备可包括但不仅限于处理单元、存储单元；本领域技术人员可以理解，电子设备包括处理单元、存储单元并不构成对计算设备的限定，可以包括更多的部件，或者组合某些部件，或者不同的部件，例如电子设备还可以包括输入输出设备、网络接入设备、总线等。
[0105]
一种计算机可读存储介质，存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述的响应负荷调峰需求的电力交易出清方法；需要说明的是，可读存储介质例如可以是，但不限于，电、磁、光、电磁、红外线、或半导体的系统、装置或器件，或者任意以上的组合；可读介质上包含的程序可以用任何适当的介质传输，包括，但不限于无线、有线、光缆，rf等等，或者上述的任意合适的组合。例如，可以以一种或多种程序设计语言的任意组合来编写用于执行本发明操作的程序代码，所述程序设计语言包括面向对象的程序设计语言，诸如java，c 等，还包括常规的过程式程序设计语言，诸如c语言或类似的程序设计语言。程序代码可以完全地在用户计算设备上执行、部分地在用户设备上执行、作为一个独立的软件包执行，或者完全在远程计算设备或服务器上执行。在涉及远程计算设备的情形中，远程计算设备可以通过任意种类的网络——包括局域网(lan)或广域网(wan)连接到用户计算设备，或者，可以连接到外部计算设备(例如利用因特网服务提供商来通过因特网连接)。
[0106]
以上实施例对本发明进行了详细说明，但所述内容仅为本发明的较佳实施例，不能被认为用于限定本发明的实施范围。凡依本发明申请范围所作的均等变化与改进等，均应仍归属于本发明的专利涵盖范围之内。