一种考虑电储能参与的电能量现货日前出清方法与流程

1.本技术属于电力市场与调度运行交叉技术领域，具体涉及一种考虑电储能参与的电能量现货日前出清方法。


背景技术：

2.近年来，随着电能量现货市场的建设，多个省区电网已启动电能量现货市场长周期结算试运行。一些省区作为第二批试点也启动了电能量现货市场建设。这个过程中，电能量现货市场所产生的分时电价为电储能、虚拟电厂等能源新业态提供了新的商业途径，部分省区已有独立电储能参与电能量现货市场的实施案例。在此背景下，如何具体实现考虑电储能参与的电能量现货市场出清，以基于电储能运行特性，最大限度发挥电储能削峰填谷、响应灵活的运行优势，促进新能源消纳，提升电网运行效益，成为了本技术领域的一个新的现实需求。
3.目前已有一些省区电网采用自调度模式设计独立电储能参与的电能量现货市场出清方法，如附图1所示，自调度模式下该种考虑电储能参与的电能量现货市场出清要点包括：
4.步骤一：电储能申报自调度计划，该计划本质上为电储能运营商根据其所在节点分时电价预测结果，以预期收益最大为目标制定的充放电功率计划；
5.步骤二：不考虑电储能参与下的电能量现货市场出清，出清得到电储能未参与下的节点分时电价、全网弃风弃光计划等；
6.步骤三：确认出清结果并发布，具体的，步骤三中是根据电储能申报自调度计划和步骤二所得的出清结果，评估电储能按照其自调度计划运行对全网新能源消纳的促进作用，若有助于新能源消纳，则以电储能申报的自调度计划作为其出清计划，而以步骤二所得的节点分时电价作为出清价格；否则电储能自调度计划未出清，不进行调用。
7.对于该种方法，在电储能发展之初，电储能规模较小，对电网运行无显著影响下，采用自调度模式开展电储能参与电能量现货市场出清具有的优点：一是实施流程相对简单，与已有出清算法兼容性好，步骤二所述的出清模型与传统出清模型一致，降低了出清方法的复杂度；二是电储能企业具有更大灵活性，由于电储能企业运行成本与其充放电次数、充放电容量关系较大，电储能企业自行制定自调度计划，有助于其更充分的考虑其运行计划对运行成本的影响。
8.但是，随着电储能快速发展，电储能规模增大，对电网运行影响日益提升，上述以自调度模式开展电储能参与电能量现货市场出清的弊端暴露凸显起来，主要来说有两个方面：一是对电网运行优化而言，电储能运营商制定其运行计划，压缩了全网优化空间，不利于充分挖掘全网灵活性调节资源潜力，最大限度提升整体运行效益；二是对电储能企业而言，若其节点分时电价预测偏差较大，则可能面临较高运行风险，不利于保障电储能企业合理收益。


技术实现要素：

9.为至少在一定程度上克服相关技术中存在的问题，本技术提供一种考虑电储能参与的电能量现货日前出清方法，更好的解决了当前电能量现货市场的建设过程中，如何实现电能量现货市场的出清的技术问题。
10.为实现以上目的，本技术采用如下技术方案：
11.本技术提供一种考虑电储能参与的电能量现货日前出清方法，该电能量现货日前出清方法包括：
12.以机会成本最小为优化目标，考虑电储能有无参与的情况，分别对电能量现货市场出清模型进行求解，得到有电储能参与情况下的第一出清结果和机会成本的第一优化值，以及得到无电储能参与情况下的第二出清结果和机会成本的第二优化值；
13.根据所述第一优化值与所述第二优化值确定有电储能参与情况下的运行效益评估值；
14.将所述运行效益评估值与电储能运营商申报的预期收益值进行比较，在所述运行效益评估值超出所述预期收益值时，确定所述第一出清结果为最终出清结果，否则确定所述第二出清结果为最终出清结果。
15.可选地，所述机会成本由购电成本、弃风弃光电量两方面构成，采用权重系数综合的方式确定机会成本的电能量现货市场出清优化目标。
16.可选地，所述电能量现货市场出清优化目标，基于以下表达式表示：
[0017][0018][0019]
其中，g表示电能量现货市场出清优化目标，
[0020]nt
、δt分别表示优化时段数和时间间隔，
[0021]
ng、nn分别表示常规电源机组台数和新能源电站数，
[0022]
分别表示常规电源g时段t发电计划和发电成本函数，
[0023]
分别表示新能源电站n时段t发电计划和弃风弃光功率，
[0024]
pn为新能源电站购电成本，α1、α2分别表示购电成本、弃风弃光电量的优化目标权重。
[0025]
可选地，
[0026]
对电能量现货市场出清模型进行求解的过程中，有电储能参与情况下和无电储能参与情况下的模型求解约束条件，均包括：电力平衡约束、运行备用约束、网络传输约束、常规电源发电能力约束、常规电源爬坡约束、新能源弃风弃光约束；
[0027]
对电能量现货市场出清模型进行求解的过程中，有电储能参与情况下的模型求解约束条件，还包括：电储能净交换功率约束、充电功率约束、放电功率约束、储电量约束、充放电状态变量约束、放电状态切换关系约束、充电状态切换关系约束、充放电次数约束。
[0028]
可选地，
[0029]
所述电储能净交换功率约束具体表示为：
[0030]
所述充电功率约束具体表示为：
[0031]
所述放电功率约束具体表示为：
[0032]
所述储电量约束具体表示为：
[0033]
所述充放电状态变量约束具体表示为：
[0034]
所述放电状态切换关系约束具体表示为：
[0035]
所述充电状态切换关系约束具体表示为：
[0036]
所述充放电次数约束具体表示为：
[0037][0038]
其中，
[0039]
分别为电储能时段t的净交换功率、放电功率、充电功率，
[0040]
分别为电储能放电状态下最大、最小功率限值、
[0041]
分别为电储能充电状态下最大、最小功率限值，
[0042]
分别为电储能时段t的放电、充电状态变量，
[0043]
依次为电储能时段t放电起始状态变量、放电终止状态变量、充电起始状态变量、充电终止状态变量，
[0044]
分别为电储能储电量上、下限值，为起始储电量，为折算至充电侧的损耗系数，ns为电储能装置申报的最大充放电次数。
[0045]
可选地，所述根据所述第一优化值与所述第二优化值确定电储能参与情况下的运行效益评估值，具体为：
[0046]
计算所述第二优化值与所述第一优化值的差值，将所述差值作为所述运行效益评估值。
[0047]
可选地，所述电储能运营商申报的预期收益值，基于电储能不同充电次数下的可变成本确定。
[0048]
本技术采用以上技术方案，至少具备以下有益效果：
[0049]
本技术的技术方案中，以机会成本最小为优化目标，考虑电储能有无参与的情况，分别对电能量现货市场出清模型进行求解，得到有电储能参与情况下的第一出清结果和机会成本的第一优化值，以及得到无电储能参与情况下的第二出清结果和机会成本的第二优化值；进而根据第一优化值与第二优化值确定有电储能参与情况下的运行效益评估值；基于运行效益评估值与电储能运营商申报的预期收益值的比较来选择最终出清结果。该出清方法，是通过对比考虑电储能参与或不参与两种场景下电网运行效益变化，来评估电储能
参与电能量现货市场交易价值的机制，其整体实施流程简单，能够更充分的挖掘电储能市场出清效益，提升整体运行效益。
[0050]
本发明的其他优点、目标，和特征在某种程度上将在随后的说明书中进行阐述，并且在某种程度上，基于对下文的考察研究对本领域技术人员而言将是显而易见的，或者可以从本发明的实践中得到教导。
附图说明
[0051]
附图用来提供对本技术的技术方案或现有技术的进一步理解，并且构成说明书的一部分。其中，表达本技术实施例的附图与本技术的实施例一起用于解释本技术的技术方案，但并不构成对本技术技术方案的限制。
[0052]
图1为自调度模式下进行电储能参与的电能量现货市场出清方法的实施流程示意说明图；
[0053]
图2为本技术一个实施例中考虑电储能参与的电能量现货日前出清方法的流程示意说明图；
[0054]
图3为本技术一个实施例中考虑电储能参与的电能量现货日前出清方法的实施流程示意说明图。
具体实施方式
[0055]
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。
[0056]
如背景技术中所述，随着电储能快速发展，电储能规模增大，对电网运行影响日益提升，上述以自调度模式开展电储能参与电能量现货市场出清的弊端暴露凸显起来，主要来说有两个方面：一是对电网运行优化而言，电储能运营商制定其运行计划，压缩了全网优化空间，不利于充分挖掘全网灵活性调节资源潜力，最大限度提升整体运行效益；二是对电储能企业而言，若其节点分时电价预测偏差较大，则可能面临较高运行风险，不利于保障电储能企业合理收益。
[0057]
针对于此，本技术提出一种考虑电储能参与的电能量现货日前出清方法，更好的解决了当前电能量现货市场的建设过程中，如何实现电能量现货市场的出清的技术问题。
[0058]
本技术技术方案的技术思路，是以无电储能参与的出清情况为对照标准，来评估电储能参与对电网运行效益产生的影响，进而基于评估结果与电储能运营商的预期收益的比对情况作为出清结果的决策依据，再进而确定最终的出清结果的。
[0059]
基于该技术思路，如图2所示，在一实施例中，本技术提出的考虑电储能参与的电能量现货日前出清方法包括：
[0060]
步骤s110，以机会成本最小为优化目标，考虑电储能有无参与的情况，分别对电能量现货市场出清模型进行求解，得到有电储能参与情况下的第一出清结果和机会成本的第一优化值，以及得到无电储能参与情况下的第二出清结果和机会成本的第二优化值。
[0061]
这里需要说明的是，本技术中是以机会成本的变化来表征有电储能参与情况下对
电网运行效益的影响的，因此在步骤s110，需确定两种情况的机会成本，且容易理解的是，出于出清优化的考虑，这两种情况下，均需以机会成本最小为优化目标。
[0062]
基于对本技术实际应用场景的分析考量，具体的，本技术中的机会成本由购电成本、弃风弃光电量两方面构成(其中，购电成本需要综合考虑常规电源购电成本和新能源购电成本)，并且这两方面由于数学量纲不同，在优化中需要以权重系数综合，或者说采用权重系数综合的方式确定机会成本的电能量现货市场出清优化目标；
[0063]
作为一种具体的实施方式，本技术中的电能量现货市场出清优化目标，基于以下表达式表示：
[0064][0065]
表达式(1)中，g表示电能量现货市场出清优化目标，
[0066]nt
、δt分别表示优化时段数和时间间隔，
[0067]
ng、nn分别表示常规电源机组台数和新能源电站数，
[0068]
分别表示常规电源g时段t发电计划和发电成本函数，
[0069]
分别表示新能源电站n时段t发电计划和弃风弃光功率，
[0070]
pn为新能源电站购电成本，α1、α2分别表示购电成本、弃风弃光电量的优化目标权重。
[0071]
步骤s110中，还涉及到的两种情况下对电能量现货市场出清模型的求解，本领域技术人员容易理解的是，求解的模型本质上为非线性规划问题，通过获取实际场景下电网配置等参数数据，可利用cplex等商用软件直接求解得到；而这两种情况下求解的主要区别是模型求解约束条件的不同，约束条件的差异实际上反映了物理问题的差异。
[0072]
具体的，对电能量现货市场出清模型进行求解的过程中，有电储能参与情况下和无电储能参与情况下的模型求解约束条件，均包括：电力平衡约束、运行备用约束、网络传输约束、常规电源发电能力约束、常规电源爬坡约束、新能源弃风弃光约束，且容易理解的是，这些共有的约束条件即是现有技术中无电储能参与情况下的模型求解约束条件，这些约束条件的表达式形式具体如下：
[0073][0074][0075][0076][0077]
[0078][0079]
表达式(2)至(7)中，
[0080]
nb为负荷节点数，ng、nn分别表示常规电源机组台数和新能源电站数，
[0081]
为常规电源时段发电计划，为新能源电站时段发电计划，为负荷节点b时段t的用电负荷，
[0082]
分别为常规电源机组g的发电能力上、下限值，r
t
为时段t的系统运行备用，
[0083]
分别为常规电源机组g的爬坡能力上、下限值，
[0084]
分别为运行断面s的传输能力上、下限，分别为常规电源机组g的发电能力上、下限值，
[0085]gg,s
、g
n,s
、g
b,s
依次为常规电源机组、新能源电站、负荷节点与运行断面的转移分布因子，
[0086]
为新能源电站n时段t的发电功率预测；
[0087]
并且在本技术中，对电能量现货市场出清模型进行求解的过程中，有电储能参与情况下的模型求解约束条件，还包括：电储能净交换功率约束、充电功率约束、放电功率约束、储电量约束、充放电状态变量约束、放电状态切换关系约束、充电状态切换关系约束、充放电次数约束，具体的，这些约束条件的表达式形式如下：
[0088]
电储能净交换功率约束具体表示为：
[0089]
充电功率约束具体表示为：
[0090]
放电功率约束具体表示为：
[0091]
储电量约束具体表示为：
[0092]
充放电状态变量约束具体表示为：
[0093]
放电状态切换关系约束具体表示为：
[0094]
充电状态切换关系约束具体表示为：
[0095]
充放电次数约束具体表示为：
[0096][0097]
表达式(8)至(15)中，
[0098]
分别为电储能时段t的净交换功率、放电功率、充电功率，
[0099]
分别为电储能放电状态下最大、最小功率限值，
[0100]
分别为电储能充电状态下最大、最小功率限值，
[0101]
分别为电储能时段t的放电、充电状态变量，
[0102]
依次为电储能时段t放电起始状态变量、放电终止状态变量、充电起始状态变量、充电终止状态变量，
[0103]
分别为电储能储电量上、下限值，为起始储电量，为折算至充电侧的损耗系数，ns为电储能装置申报的最大充放电次数。
[0104]
此外需要说明的是，步骤s110中第一、二出清结果均包括常规电源机组发电出力计划、弃风弃光功率计划及该情况下的节点分时电价等，而得到的第一优化值用gb表示，第二优化值用g
n,b
表示。
[0105]
继续回到图2，步骤s110后，进行步骤s120，根据第一优化值与第二优化值确定有电储能参与情况下的运行效益评估值；
[0106]
具体的，该步骤中，计算第二优化值g
n,b
与所述第一优化值gb的差值，将该差值作为运行效益评估值。
[0107]
最后进行出清判断，即进行步骤s130，将运行效益评估值(即g
n,b-gb)与电储能运营商申报的预期收益值进行比较，在运行效益评估值超出预期收益值时，表明电储能参与电能量现货市场交易提升了全网整体运行效益(即综合考虑了电网侧和电储能运营商侧)，确定第一出清结果为最终出清结果，否则表明电储能不参与调用出清，有助于提升全网整体运行效益，这时确定第二出清结果为最终出清结果，具体的，步骤s130上述判断过程可用如下的数学形式来表述：
[0108][0109]
表达式(16)中，e
e,1
、e
e,2
、
……ee,n
分别为充放电次数为1次、2次、
……
n次下的电储能装置预期收益需求，换言之，针对申报中不同充放电次数的情况，在之前步骤中需针对性进行出清求解。
[0110]
这里还需要说明的是，基于对电储能运行实际情况的分析研究，本技术中认为电储能运行成本包括固定成本和可变成本两部分，而可变成本与充放电次数关系紧密，因此步骤s130中提到的电储能运营商申报的预期收益值，基于电储能不同充电次数下的可变成本确定。
[0111]
具体而言，即在明确充放电次数的前提下，电储能运营商可直接测算得到其不同充放电次数下的可变成本，在此基础上考虑一定预期收益要求即可评估得到其最低收益限值，据此来制定预期收益需求值。
[0112]
此外，在当前电储能技术水平下，电储能装置日最大充放电次数一般不超过2次，否则将影响其使用寿命，即实际中最多只需考虑充放电次数两次的情况。
[0113]
本技术提出的技术方案，通过对比考虑电储能参与或不参与两种场景下电网运行效益变化，来评估电储能参与电能量现货市场交易价值的机制。该方法实施流程简单，且能够更充分的挖掘电储能市场出清效益，满足实际应用需求，提升了整体运行效益。
[0114]
图3为本技术的技术方案在一实施例中的实施流程示意说明图。
[0115]
如图3所示，基于前文的实施例介绍，本技术的技术方案在实际实施中，相关方需
组织电储能运营商申报其日内可充放电次数及对应预期收益要求(图3中“电储能申报预期收益需求”环节)以获取相关出清判断所需数据，图3中上层出清和下层出清环节对应于前文实施例的步骤s110，而图3中的“出清判断”环节及后续环节对应与前文实施例中的步骤s120和步骤s130，该实施例中的具体实现方法已在前文实施例进行了介绍，这里就不进行赘述了。
[0116]
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉该技术的人员在本发明所揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。