一种面向电力市场多时间尺度场景的风储系统调度方法

1.本发明涉及能源管理领域，尤其涉及一种面向电力市场多时间尺度场景的风储系统调度方法。


背景技术：

2.目前风电、光伏等清洁能源在电力系统中的比重逐渐增加，但风电在减少碳排放的同时，存在易受环境因素影响、出力波动性大、“反调峰”特性等固有问题。随着风电在新型电力系统中占比不断提高，若风电的不利影响得不到解决，不仅会加剧弃风现象，降低风电场收益，更会严重威胁电力系统安全稳定运行。
3.储能因能暂时储存电能，可在负荷低谷时段吸纳新能源电能，有效减少弃风、弃光现象，同时具备平滑新能源出力能力，利于电力系统安全。因此，在风电大规模并网背景下，配套风电场构建风储系统已成为解决风电不利特性的有效途径。
4.然而，针对风储系统运营调度问题，现有研究多只考虑风储系统参与单一应用场景情况。但目前储能投资及运维成本相对较高，单一场景应用使得风储系统面临获利场景单一、经济收益有限、成本回收周期长的经济困境。
5.专利cn111769602a公开了一种多时间尺度风储系统优化调度方法，在考虑电网通道阻塞的基础上，优化风储联合系统收益，既能大大降低弃风率，提升风电场收益，又能保证电网安全稳定运行。但是只分析了电能量市场，且其所考虑的三种收益类型本质上均是电能量市场的向电网卖电收益，只针对单一应用场景在不同阶段进行优化。
6.综合来看，基于电力市场建设初期的现实情况，目前针对风储系统参与两种以上应用场景方面的研究有限，缺乏有效的多场景运行盈利策略。且现阶段对于多场景应用的研究多聚焦在同一调用时间尺度下的场景应用，针对类似小时和分钟级别的不同调用时间尺度耦合的场景间协同优化策略研究尚存在不足。此外，现有的多时间尺度研究，也多指单一应用场景的日前、日内不同优化阶段，而非调用时间尺度不同的不同场景之间的兼容性及协同性研究。以上研究的不足均影响了风储系统营收场景选择的灵活性，不利于风储系统参与多样化组合场景拓宽营收渠道。因此，亟需研究电力市场环境下风储系统不同调用时间尺度的多场景之间协同运行优化调度策略，增加营收场景的同时增强运营灵活性，最大化风储系统在电力市场环境下的经济收益。


技术实现要素：

7.本发明要解决的技术问题就在于：针对现有技术存在的技术问题，本发明提供一种面向电力市场多时间尺度场景的风储系统调度方法，实现风储系统参与不同调用时间尺度的场景应用间协同优化，既进行短时风功率波动平抑，又进一步参与电能量市场及小时级调用尺度的备用辅助服务市场获得经济收益。
8.为解决上述技术问题，本发明提出的技术方案为：
9.一种面向电力市场多时间尺度场景的风储系统调度方法，包括以下步骤：
10.获取目标参数，根据目标参数和预先生成的风电预测出力场景集、电能量市场预测电价场景集和备用辅助服务市场预测电价场景集构建日前出力调度模型的目标函数，并描述平抑风功率波动场景和电能量市场场景的第一调用时间尺度，与备用辅助服务市场场景的第二调用时间尺度的关联关系；
11.根据目标参数、第一调用时间尺度和第二调用时间尺度，建立日前出力调度模型的约束条件，所述约束条件包括多调用时间尺度耦合约束以及所述风储系统参与平抑风功率波动场景、电能量市场场景和备用辅助服务市场场景的约束；
12.求解日前出力调度模型，得到风储系统参与平抑风功率波动和电能量市场日前第一调用时间尺度的储能充放电功率序列、参与备用辅助服务市场日前第二调用时间尺度的储能备用容量预留量序列，风储系统根据所述储能充放电功率序列及备用容量预留量序列执行日前出力计划。
13.进一步的，所述目标函数表达式如下：
[0014][0015]
其中，第1项为风储系统参与电能量市场获得的经济收益；第2项为风储系统参与备用辅助服务市场获得的经济收益；i和j分别为电能量市场预测电价场景集和备用辅助服务市场预测电价场景集；t为风储系统参与平抑风功率波动场景及电能量市场场景时调度周期内第一调用时间尺度的任意时段；t
′
为风储系统参与备用辅助服务市场场景时调度周期内第二调用时间尺度的任意时段；t为调度周期内第一调用时间尺度的时段集合；t
′
为调度周期内第二调用时间尺度的时段集合；δt为第一时间间隔；δt
′
为第二时间间隔；w为风电预测出力场景集；πi和πj分别为电能量市场预测电价场景i和备用辅助服务市场预测电价场景j的概率参数；πw为风电预测出力场景w的概率参数；为在风电预测出力场景w下第一调用时间尺度时段t时的风储系统预测并网功率变量；为日前电能量市场第一调用时间尺度时段t时的预测电价参数；和分别为日前备用辅助服务市场第二调用时间尺度时段t
′
时的上调备用和下调备用的预测电价参数；和分别为风储系统参与备用辅助服务市场第二调用时间尺度时段t
′
时的上调备用容量变量和下调备用容量变量。
[0016]
进一步的，所述风储系统参与平抑风功率波动场景和电能量市场场景的第一调用时间尺度，与参与备用辅助服务市场场景的第二调用时间尺度的关联关系描述如下：
[0017]
6t
′‑
5≤t≤6t
′
[0018]
其中，t为风储系统参与平抑风功率波动场景及电能量市场场景时调度周期内第一调用时间尺度的任意时段；t
′
为风储系统参与备用辅助服务市场场景时调度周期内第二调用时间尺度的任意时段。
[0019]
进一步的，所述第一调用时间尺度为10min，所述第二调用时间尺度为1h，所述多调用时间尺度耦合约束包括：1h时间尺度内预留的备用容量最大值为该1h内6个10min时间尺度时段中可用备用容量的最小值，描述如下：
[0020]
[0021][0022]
其中，分别为风储系统中储能在第一调用时间尺度时段t时的未来10min，20min，30min，40min，50min可用的上调备用容量最大值变量；段t时的未来10min，20min，30min，40min，50min可用的上调备用容量最大值变量；分别为风储系统中储能在第一调用时间尺度时段t时的未来10min，20min，30min，40min，50min可用的下调备用容量最大值变量；和分别为风储系统参与备用辅助服务市场时在第二调用时间尺度时段t
′
时的上调备用容量变量和下调备用容量变量。
[0023]
进一步的，所述风储系统参与平抑风功率波动场景、电能量市场场景和备用辅助服务市场场景的约束包括风储系统参与平抑风功率波动约束，包括：判断风电输出功率波动是否越限决定储能是否进行平抑动作、风电输出功率应为非负值、风储系统预测并网功率等于风电预测出力与储能计划出力之和、若进行平抑动作则对平抑后的风储系统并网功率限定在并网标准内，描述如下：
[0024][0025]
p
w,g,t
≥0
[0026][0027][0028]
其中，和分别为储能在第一调用时间尺度时段t时的充、放电状态0-1变量；和分别为储能在第一调用时间尺度时段t时的充、放电功率变量；m为一个极大值参数；p
w,g,t
为在风电预测出力场景w下第一调用时间尺度时段t时的风电预测输出功率变量；p
w,g,t-δt
为在风电预测出力场景w下第一调用时间尺度时段t时的的前一第一时间间隔风电预测输出功率变量；为在风电预测出力场景w下第一调用时间尺度时段t时的风储系统预测并网功率变量；为在风电预测出力场景w下第一调用时间尺度时段t时的风储系统前一第一时间间隔预测并网功率变量；p
δ
为第一调用时间尺度内风电功率允许的最大波动幅值参数。
[0029]
进一步的，所述风储系统参与平抑风功率波动场景、电能量市场场景和备用辅助服务市场场景的约束包括风储系统参与平抑风功率波动及电能量市场时储能功率约束，包括：储能充放电功率不允许超过额定值、不允许同时充放电，描述如下：
[0030][0031][0032][0033]
其中，和分别为储能在第一调用时间尺度时段t时的充、放电状态0-1变量；和分别为储能在第一调用时间尺度时段t时的充、放电功率变量；为储能的额定
充放电功率参数。
[0034]
进一步的，所述风储系统参与平抑风功率波动场景、电能量市场场景和备用辅助服务市场场景的约束包括风储系统参与平抑风功率波动及电能量市场时储能能量约束，包括：储能在任意时刻能量值不应超过其额定值、储能某一时刻的能量值等于其前一时刻的能量值加上间隔时间段内的能量变化量、为保证下一调度周期内储能被顺利调度储能在每个调度周期末能量值需回到设定的初始能量值，描述如下：
[0035][0036][0037]ee,144
＝e
e,0
[0038]
其中，e
e,t
为储能在第一调用时间尺度时段t时的能量值变量；e
e,t-1
为储能在第一调用时间尺度时段t时的前一第一时间间隔能量值变量；为储能的额定容量参数；η
ch
和η
dis
分别为储能充电和放电效率参数；e
e,0
为储能每个调度周期初始能量值参数；e
e,144
为储能每个调度周期末尾能量值变量。
[0039]
进一步的，所述风储系统参与平抑风功率波动场景、电能量市场场景和备用辅助服务市场场景的约束包括风储系统参与备用辅助服务市场时可用容量约束，包括：在放电状态增加放电功率、在充电状态减小充电功率或转为放电状态提供上调备用；在充电状态增加充电功率、在放电状态减小出力或转为充电状态提供下调备用，描述如下：
[0040][0041][0042]
其中，和分别为风储系统中储能在第一调用时间尺度时段t时的可用的上调备用容量最大值变量和下调备用容量最大值变量；和分别为储能在第一调用时间尺度时段t时的充、放电状态0-1变量；和分别为储能在第一调用时间尺度时段t时的充、放电功率变量；为储能的额定充放电功率参数。
[0043]
进一步的，所述风储系统参与平抑风功率波动场景、电能量市场场景和备用辅助服务市场场景的约束包括风储系统参与备用辅助服务市场时能量约束，包括：风储系统中储能应满足4小时连续调用、在某一时刻可参与上调备用的能量不超过当前时刻储能所储存的能量值、可参与下调备用的能量空间与当前时刻储能所储存的能量之和应不超过储能额定能量值，描述如下：
[0044][0045][0046]
[0047][0048]
其中，和分别为确保备用容量在被连续调用时可行而在第二调用时间尺度时段t
′
时预留的上调时储能能量空间的最大值变量和下调时储能能量空间的最大值变量；为风储系统参与备用辅助服务市场时第二调用时间尺度时段t
′
后的第i个时段的上调备用容量变量；为风储系统参与备用辅助服务市场时第二调用时间尺度时段t
′
后的第i个时段的下调备用容量变量；i∈{0,1,2,3}用于索引从第二调用时间尺度时段t
′
起的连续4个第二时间间隔的备用；e
e,t
为储能在第一调用时间尺度时段t时的能量值变量；δt
′
为第二时间间隔。
[0049]
进一步的，获取目标参数之前，还包括风电预测出力、电能量市场预测电价及备用辅助服务市场预测电价不确定性场景集生成的步骤，包括：利用风电出力、电能量市场电价及备用辅助服务市场电价的历史数据通过蒙特卡洛法生成描述风电预测出力数据、电能量市场预测电价数据及备用辅助服务市场预测电价数据不确定性的场景集，再通过距离缩减法得到风电预测出力场景集、电能量市场预测电价场景集、备用辅助服务市场预测电价场景集，以及缩减结果中对应场景出现的概率。
[0050]
与现有技术相比，本发明的优点在于：
[0051]
本发明针对不同场景的多调用时间尺度耦合问题，考虑不同调用时间尺度耦合的应用场景之间的协同性，对不同调用时间尺度耦合的场景进行同步优化，构建综合考虑风储系统特点和场景运行约束的日前出力调度模型，能够在满足风储系统运行特性的前提下，形成风储系统日前调度计划，指导风储系统在电力市场环境下参与多调用时间尺度下的多应用场景，增加营收场景的同时增强运营灵活性，最大化风储系统在电力市场环境下的经济收益。
附图说明
[0052]
图1为本发明实施例风储系统的结构示意图。
[0053]
图2为本发明实施例方法的基本流程图。
具体实施方式
[0054]
以下结合说明书附图和具体优选的实施例对本发明作进一步描述，但并不因此而限制本发明的保护范围。
[0055]
如图1所示，风储系统的结构风储系统包括风电场、储能、集电母线，风储系统通过输电线路与外部电网相连进行能量传递。风储系统中风电场及储能均与集电母线相连进行能量传递，其中，储能可实现与外部电网能量的双向传递。
[0056]
我们针对风储系统的调度提出两种时间尺度，风储系统参与平抑风功率波动场景及参与电能量市场场景时的调用时间尺度为第一调用时间尺度，均以10min为时段间隔；风储系统参与备用辅助服务市场场景时的调用时间尺度为第二调用时间尺度，以1h为时段间隔。因此，两种时间尺度下的一个典型日分别包含144个时段和24个时段。
[0057]
基于上述两种时间尺度，本实施例提出一种面向电力市场多时间尺度场景的风储
系统调度方法，如图2所示，包括以下步骤：
[0058]
步骤一：构建日前出力调度模型的目标函数，获取目标参数，根据目标参数和预先生成的不确定性场景集(包括风电预测出力场景集、电能量市场预测电价场景集和备用辅助服务市场预测电价场景集)构建日前出力调度模型的目标函数，本实施例中以风储系统参与多调用时间尺度耦合的多应用场景经济收益最大为目标函数，并描述风储系统参与平抑风功率波动场景和电能量市场场景的第一调用时间尺度，与参与备用辅助服务市场场景的第二调用时间尺度的关联关系，从而给出调用时间尺度不同的平抑风功率波动、电能量市场与备用辅助服务市场场景调用时间尺度之间关联关系；
[0059]
步骤二：建立日前出力调度模型的约束条件，根据目标参数、第一调用时间尺度和第二调用时间尺度，建立日前出力调度模型的约束条件，日前出力调度模型的约束条件包括多调用时间尺度耦合约束，还包括风储系统参与平抑风功率波动场景、电能量市场场景和备用辅助服务市场场景的约束，是综合考虑风储系统运行特点和场景特点的约束条件；
[0060]
步骤三：对日前出力调度模型优化求解，得到风储系统参与平抑风功率波动和电能量市场日前第一调用时间尺度的充放电功率序列、参与备用辅助服务市场日前第二调用时间尺度的备用容量预留量序列、及参与平抑风功率波动场景、电能量市场场景和备用辅助服务市场场景这3种应用场景的预期总收益，充放电功率序列和备用容量预留量序列即为风储系统日前出力计划；此时针对电能量市场已经求解出了一天24小时第一调用时间尺度(本实施例以10min时间尺度作为第一调用时间尺度)的储能充放电功率计划，该计划是综合考虑了负荷需求及预测风功率波动后得出的，故届时只需要按照该优化求解的各时段储能出力计划进行动作即可。而对于备用辅助服务市场，优化求解出的是一天24小时第二调用时间尺度(本实施例以1h时间尺度作为第二调用时间尺度)的储能预留容量计划，届时按照计划进行储能功率预留即可。此时建立的风储系统日前出力计划即为最优调度策略。
[0061]
为体现风电预测出力、电能量市场预测电价及备用辅助服务市场预测电价的随机性，本实施例的步骤一之前，还包括风电预测出力、电能量市场预测电价及备用辅助服务市场预测电价不确定性场景集生成的步骤：利用风电出力、电能量市场电价及备用辅助服务市场电价的历史数据通过蒙特卡洛法生成大量描述风电预测出力数据、电能量市场预测电价数据及备用辅助服务市场预测电价数据不确定性的场景集，再通过距离缩减法得到几种风电预测出力场景、电能量市场预测电价场景、备用辅助服务市场预测电价场景及缩减结果中对应场景出现的概率，这些概率用概率参数表示，相关场景生成和确定的具体实施过程是本领域的常规技术方案，且不是本方案的重点，在此不再赘述。
[0062]
需要说明的是，后文在对每个公式的参量说明中，为参数的是已知量，即步骤一中所获取的目标参数；为变量的是决策变量，决策变量需要对其进行优化求解。
[0063]
本实施例的步骤一中，构建目标函数具体是以风储系统参与多调用时间尺度耦合的多应用场景经济收益最大为日前出力调度模型的目标函数，在日前优化调度中，风储系统基于日前风电功率预测、储能能量状态和充放电特性、电能量市场预测电价及备用辅助服务市场预测电价最大化系统经济收益，与之对应的，所构建的目标函数表达式如下：
[0064][0065]
其中，第1项为风储系统参与电能量市场获得的经济收益，电能量市场经济收益既
包括低储高发通过电价差获得的经济收益，也包括直接向电网出售风电获得的经济收益；第2项为风储系统参与备用辅助服务市场获得的经济收益；i和j分别为电能量市场预测电价场景集和备用辅助服务市场预测电价场景集；t为风储系统参与平抑风功率波动场景及电能量市场场景时调度周期内第一调用时间尺度(即以10min为时间尺度)的任意时段，取值为1,2,3
…
144；t
′
为风储系统参与备用辅助服务市场场景时调度周期内第二调用时间尺度(即以1h为时间尺度)的任意时段，取值为1,2,3
…
24；t为调度周期内以10min为时间尺度的时段集合；t
′
为调度周期内以1h为时间尺度的时段集合；δt为第一时间间隔，本实施例中第一时间间隔为10min；δt
′
为第二时间间隔，本实施例中为第二时间间隔为1h；w为风电预测出力场景集；πi和πj分别为电能量市场预测电价场景i和备用辅助服务市场预测电价场景j的概率参数；πw为风电预测出力场景w的概率参数；为在风电预测出力场景w下第一调用时间尺度时段t时的风储系统预测并网功率变量；为日前电能量市场第一调用时间尺度时段t时的预测电价参数；和分别为日前备用辅助服务市场第二调用时间尺度时段t
′
时的上调备用和下调备用的预测电价参数；和分别为风储系统参与备用辅助服务市场第二调用时间尺度时段t
′
时的上调备用容量变量和下调备用容量变量。
[0066]
在步骤一中，风储系统参与平抑风功率波动场景及电能量市场场景时的调用时间尺度均为10min，参与备用辅助服务市场场景的调用时间尺度为1h，参与不同场景调用时间尺度的关联关系描述如下：
[0067]
6t
′‑
5≤t≤6t
′
(2)
[0068]
其中，t为风储系统参与平抑风功率波动场景及电能量市场场景时调度周期内以10min为时间尺度的任意时段，取值为1,2,3
…
144；t
′
为风储系统参与备用辅助服务市场场景的调度周期内以1h为时间尺度的任意时段，取值为1,2,3
…
24。
[0069]
本实施例的步骤二中，日前出力调度模型的约束条件包括：
[0070]
(1)风储系统参与平抑风功率波动约束，对风功率波动是否越限进行判断，当风电输出功率波动越限时储能再进行平抑动作，且风电输出功率应为非负值，风储系统预测并网功率等于风电预测出力与储能计划出力之和，若储能发生平抑动作还应对平抑后的风储系统并网功率进行限定使其满足并网标准，描述如下：
[0071][0072]
p
w,g,t
≥0(4)
[0073][0074][0075]
其中，和分别为储能在第一调用时间尺度时段t时的充、放电状态0-1变量；和分别为储能在第一调用时间尺度时段t时的充、放电功率变量；m为一个极大值参数；p
w,g,t
为在风电预测出力场景w下第一调用时间尺度时段t时的风电预测输出功率变量；p
w,g,t-δt
为在风电预测出力场景w下第一调用时间尺度时段t时的前一10min时段风电预测输出功率变量；为在风电预测出力场景w下第一调用时间尺度时段t时的风储系统预测
并网功率变量；为在风电预测出力场景w下风储系统前一10min时段预测并网功率变量；p
δ
为10min时间尺度内风电功率允许的最大波动幅值参数。
[0076]
(2)风储系统参与平抑风功率波动及电能量市场时储能功率约束，风储系统参与平抑风功率波动和电能量市场时均涉及储能充放电动作，对两种场景下的储能充放电动作可整体对待，且储能充放电功率不允许超过额定值、不允许同时充放电，整体描述如下：
[0077][0078][0079][0080]
其中，和分别为储能在第一调用时间尺度时段t时的充、放电状态0-1变量；和分别为储能在第一调用时间尺度时段t时的的充、放电功率变量；为储能的额定充放电功率参数。
[0081]
(3)风储系统参与平抑风功率波动及电能量市场时储能能量约束，储能在任意时刻能量值不应超过其额定值，储能某一时刻的能量值等于其前一时刻的能量值加上间隔时间段内的能量变化量，且为保证下一调度周期内储能被顺利调度，还应令储能在每个调度周期末能量值回到设定的初始能量值，描述如下：
[0082][0083][0084]ee,144
＝e
e,0
(12)
[0085]
其中，e
e,t
为储能在第一调用时间尺度时段t时的能量值变量；e
e,t-1
为储能在第一调用时间尺度时段t时的前一10min时间间隔能量值变量；为储能的额定容量参数；η
ch
和η
dis
分别为储能充电和放电效率参数；e
e,0
为储能每个调度周期初始能量值参数；e
e,144
为储能每个调度周期末尾能量值变量，使其与e
e,0
相等，目的在于保证每个调度周期末，储能回到设定的初始能量值，确保下一周期调度的顺利进行。
[0086]
(4)风储系统参与备用辅助服务市场时可用容量约束，风储系统参与备用辅助服务市场时可通过调整储能运行状态提供备用容量，在放电状态增加放电功率、在充电状态减小充电功率或转为放电状态可提供上调备用，而在充电状态增加充电功率、在放电状态减小出力或转为充电状态可提供下调备用，约束推导结果描述如下：
[0087][0088][0089]
其中，和分别为风储系统中储能在第一调用时间尺度时段t时的可用的上调备用容量最大值变量和下调备用容量最大值变量；和分别为储能在第一调用时间尺度时段t时的充、放电状态0-1变量；和分别为储能在第一调用时间尺度时段t时的
充、放电功率变量；为储能的额定充放电功率参数。
[0090]
(5)多调用时间尺度耦合约束，为解决不同应用场景同步优化调度时多调用时间尺度耦合问题，保证既不影响10min调用时间尺度的电能量调用，又能提供1h调用时间尺度的容量备用，1h时间尺度内预留的备用容量最大值和应为该1h内6个10min时间尺度时段中可用备用容量的最小值，描述如下：
[0091][0092][0093]
其中，分别为风储系统中储能在第一调用时间尺度时段t时的未来10min，20min，30min，40min，50min可用的上调备用容量最大值变量；段t时的未来10min，20min，30min，40min，50min可用的上调备用容量最大值变量；分别为风储系统中储能在第一调用时间尺度时段t时的未来10min，20min，30min，40min，50min可用的下调备用容量最大值变量；和分别为风储系统参与备用辅助服务市场时在第二调用时间尺度时段t
′
时的上调备用容量变量和下调备用容量变量。
[0094]
(6)风储系统参与备用辅助服务市场时能量约束，按照部分省市有关规定，风储系统中储能应满足4小时连续调用，且在某一时刻可参与上调备用的能量应不超过当前时刻储能所储存的能量值，可参与下调备用的能量空间与当前时刻储能所储存的能量之和应不超过储能额定能量值，描述如下：
[0095][0096][0097][0098][0099]
其中，和分别为确保备用容量在被连续调用时可行而在第二调用时间尺度时段t
′
时预留的上调时储能能量空间的最大值变量和下调时储能能量空间的最大值变量；为风储系统参与备用辅助服务市场时第二调用时间尺度时段t
′
后的第i个时段的上调备用容量变量；为风储系统参与备用辅助服务市场时第二调用时间尺度时段t
′
后的第i个时段的下调备用容量变量；i∈{0,1,2,3}用于索引从第二调用时间尺度时段t
′
起的连续4h的备用；e
e,t
为储能在第一调用时间尺度时段t时的能量值变量；δt
′
为1h时间间隔。
[0100]
上述约束中，风储系统参与平抑风功率波动约束、风储系统参与平抑风功率波动及电能量市场时储能功率约束、风储系统参与平抑风功率波动及电能量市场时储能能量约束、风储系统参与备用辅助服务市场时可用容量约束和风储系统参与备用辅助服务市场时能量约束均属于风储系统参与平抑风功率波动场景、电能量市场场景和备用辅助服务市场场景的约束。
[0101]
本实施例的步骤三中，利用求解器来对日前出力调度模型进行求解，所使用的求解器可以为成熟的商业软件，如gurobi。相关求解器的使用为本领域所熟知的技术手段，也不是本方案所要保护的重点，在此不再赘述。
[0102]
通过上述步骤，本实施例所提出的面向电力市场多时间尺度场景的风储系统调度方法实现风储系统参与不同调用时间尺度的场景应用间协同优化，既进行短时风功率波动平抑，又进一步参与电能量市场及小时级调用尺度的备用辅助服务市场获得经济收益。针对不同场景的多调用时间尺度耦合问题，构建综合考虑风储系统特点和场景运行约束的日前出力调度模型，能够在满足风储系统运行特性的前提下，形成风储系统日前调度计划，指导风储系统在电力市场环境下参与多调用时间尺度下的多应用场景，增加营收场景的同时增强运营灵活性，最大化风储系统在电力市场环境下的经济收益。
[0103]
上述只是本发明的较佳实施例，并非对本发明作任何形式上的限制。虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明。因此，凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明技术实质对以上实施例所做的任何简单修改、等同变化及修饰，均应落在本发明技术方案保护的范围内。