CN106844916A - 一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开的基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法，根据电力用户提交的C－G直接交易合同的日交割曲线和调峰用电曲线以及风电企业、火电机组的申报，构建了包括电力用户调峰辅助的市场出清模型，进行市场出清后获得各低谷调峰时段的调峰用电曲线，最后，再按照潜在可调峰电量的火电机组、弃风电量减少的风电机组分别的潜在可调峰电量和弃风减少电量分摊补偿价格，解决了现有电力用户－发电机组直接交易模式缺少用户侧参与调峰辅助、中断负荷调峰涉及面窄的问题，能够在常规电能市场交易的基础上，让电力用户参与调峰辅助服务市场，激发用户侧的调峰潜力，降低全网弃风电量。

Description

一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法及装置

技术领域

本发明涉及电力市场领域，尤其涉及一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法及装置。

背景技术

纵观国外电力系统的风电消纳经验，利用基于价格或激励机制的需求响应资源参与风电消纳是其中一种重要的解决思路。如今，在智能电网环境下，需求响应已成为各国促进风电消纳的重要手段。国内外学者在利用需求侧响应促进风电消纳方面已经开展了大量研究工作，需求侧响应机制主要包括基于价格机制、激励机制和将二者相配合使用三种类型，上述需求侧响应计划被应用于考虑大规模风电接入的日前调度优化决策、期货市场、日前市场出清、系统运行模拟等工作当中。

随着电力用户－发电机组(C－G)直接交易量的不断扩大，交易能够最大程度地降低对电网安全的影响，将成为未来我国售电侧市场发展的重要方向。然而，现有的基于现货市场的C－G直接交易仅作为一种双边交易模式，是市场成员锁定成交价格、规避风险的交易品种，而忽略了蕴藏在用户侧的调峰潜力。另一方面，在调峰辅助服务市场中，首先考虑可中断负荷调峰此交易品种。中断负荷在市场初期暂定义为具有蓄能设施，主要在电网低谷负荷时段用电，可在负荷侧为电网提供调峰辅助服务的用电负荷项目，交易周期为月度及以上，交易模式为双边交易和集中交易。但其涉及面较窄，大量无蓄能设施、无法灵活中断负荷的大工业用户，虽然可以通过用电负荷平移等方式提供电网调峰服务，却无法参与到调峰辅助服务市场，为电网提供调峰辅助服务。

发明内容

本发明实施例的目的是提供一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法及装置，能有效解决现有电力用户－发电机组直接交易模式缺少用户侧参与调峰辅助、中断负荷调峰涉及面窄的问题，适用的范围更广，更有利于调动电力用户参与调峰辅助的积极性。

为实现上述目的，本发明实施例提供了一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法，包括步骤：

根据系统风功率预测信息和负荷预测信息，接收电力用户提交的日交割曲线、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格；

执行常规的电力市场出清后生成第一出清结果，若所述第一出清结果存在弃风电量，统计风电机组的日弃风电量和弃风时段；

若所述风电机组的日弃风电量大于零，则根据所述弃风时段、日交割曲线、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格，分别计算每一所述调峰用电曲线的平均调峰补偿价格；

根据每一所述调峰用电曲线的平均调峰补偿价格、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格，执行电力用户参与调峰辅助服务的电力市场出清后生成第二出清结果；其中，所述第二出清结果包括若干发电机组的发电计划和成交价格、每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果；

根据第二出清结果，计算火电机组的潜在可调峰电量和风电机组的弃风电量减少量；

根据所述火电机组的潜在可调峰电量和风电机组的弃风电量减少量，计算用户调峰补偿价格；

根据所述火电机组的潜在可调峰电量、风电机组的弃风电量减少量和用户调峰补偿价格，分别计算所述火电机组的用户调峰补偿成本和所述风电机组的用户调峰补偿成本；

将所述若干发电机组的发电计划和成交价格、所述火电机组的用户调峰补偿成本、所述风电机组的用户调峰补偿成本发送至各发电企业，将每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果和所述用户调峰补偿价格发送至所述电力用户。

与现有技术相比，本发明公开的基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法通过接收电力用户提交的日交割曲线、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格，先执行常规的电力市场出清后生成第一出清结果，若所述第一出清结果存在弃风电量，根据所述弃风时段、日交割曲线、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格，执行电力用户参与调峰辅助服务的电力市场出清后生成第二出清结果，从而获得每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果；同时，根据第二出清结果，计算用户调峰补偿价格、火电机组的用户调峰补偿成本和所述风电机组的用户调峰补偿，最后将所述若干发电机组的发电计划和成交价格、所述火电机组的用户调峰补偿成本、所述风电机组的用户调峰补偿成本发送至各发电企业，将每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果和所述用户调峰补偿价格发送至所述电力用户，解决现有电力用户－发电机组直接交易模式缺少用户侧参与调峰辅助、中断负荷调峰涉及面窄的问题，能够在常规电能市场交易的基础上，让电力用户参与调峰辅助服务市场，激发用户侧的调峰潜力，降低全网弃风电量，促进消纳风电以进一步增加电网的有效调峰资源，减轻系统的调峰压力，适用的范围更广，更有利于调动电力用户参与调峰辅助的积极性。

作为上述方案的改进，所述若干调峰用电曲线由用户根据自身的用电计划、移峰能力提交；所述相应的调峰补偿价格由用户根据倒班成本、储能装置电能损耗、自备电厂发电成本提交。

作为上述方案的改进，通过以下公式计算每一所述调峰用电曲线的平均调峰补偿价格：

其中，λ_j,p为电力用户j所提交调峰用电曲线p的平均调峰补偿价格，为电力用户j提交的日交割曲线在时段t的用电功率；为电力用户j提交的调峰用电曲线p在时段t的用电功率，为电力用户j提交的调峰用电曲线p所对应的调峰补偿价格，T_W为弃风时段，T为交易出清总时段数。

作为上述方案的改进，通过电力用户所在的母线的用电负荷模型获取每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果，其中所述电力用户所在的母线的用电负荷模型具体为：

其中，I_j，p为电力用户j第p条调峰用电曲线的调用变量，为0/1整数变量，为电力用户j提交的日交割曲线在时段t的用电功率，为电力用户j提交的调峰用电曲线p在时段t的用电功率，K为电力用户提交的调峰用电曲线的最大允许条数，T为交易出清总时段数。

作为上述方案的改进，通过电力用户参与调峰辅助服务的出清模型执行电力用户参与调峰辅助服务的电力市场出清，其中，所述出清模型包括目标函数，所述目标函数具体为：

其中，为火电机组i在时段t的有功出力，N_G为总的火电机组数，β_i,t、γ_i,t分别为火电机组i在时段t的开、停机变量，ε_k,t为风电机组k在时段t的弃风电量，为火电机组i的发电成本函数且C_U,i(β_i,t,γ_i,t)＝u_iβ_i,t+v_iγ_i,t为火电机组i的启停成本函数，u_i、v_i分别为火电机组i的启停成本系数，为电力用户j提交的调峰补偿成本，N_D为总的电力用户数，K为电力用户提交的调峰用电曲线的最大允许条数，为全网弃风电量，M1、M2均为罚因子。

作为上述方案的改进，所述目标函数包括若干相关的约束条件，其中，所述若干相关的约束条件包括：

系统负荷平衡约束条件，具体为：

系统备用约束条件，具体为：

线路有功潮流约束条件，具体为：

电力用户调峰性能约束条件，具体为：

调峰补偿价格上限约束条件，具体为：

λ_j,pI_j,p≤χ^max

其中，为风电机组k在时段t的风功率预测值，为火电机组i在时段t的有功出力，N_G为总的火电机组数，N_D为总的电力用户数，N_d为总的节点数，N_w为总的风电机组数，ε_k,t为风电机组k在时段t的弃风电量，D_d,t为节点d在时段t的有功负荷，为电力用户j所提交调峰用电曲线p在时段t的用电功率，分别为火电机组i的出力上、下限，分别为系统在时段t的正、负备用率， 分别为节点i、j、k、d对线路l的节点输出功率转移分布因子，和分别为线路l的有功潮流上、下限，K为电力用户提交的调峰用电曲线的最大允许条数，I_j,p为电力用户j提交的第p条调峰用电曲线的调用变量且I_j,p为0/1整数变量，χ^max为所有风电企业申报的可接受调峰补偿价格的最大值，λ_j,p为电力用户j提交的调峰用电曲线p的平均调峰补偿价格。

作为上述方案的改进，分别通过以下公式计算所述火电机组的潜在可调峰电量、所述风电机组的弃风电量减少量：

其中，为所述火电机组i在时段t的有功出力，为所述火电机组i的潜在可调峰电量，T_W为弃风时段，为风电机组k在时段t的弃风电量减少值。

作为上述方案的改进，分别通过以下公式计算所述用户调峰补偿价格、所述火电机组的调峰补偿成本和所述风电机组的调峰补偿成本：

其中，μ为所述用户调峰补偿价格、f_G,i、f_W,k为分别为所述火电机组i、风电机组k的用户调峰补偿成本，Ψ为交易出清计算得到的全网电力用户调峰补偿总成本，为风电机组k在时段t的弃风电量减少值，为所述火电机组i的潜在可调峰电量，T_W为弃风时段，N_g为总的火电机组数，N_w为总的风电机组数。

作为上述方案的改进，所述方法还包括步骤：

根据所述若干发电机组的发电计划和成交价格、所述火电机组的调峰补偿成本、所述风电机组的调峰补偿成本和用户调峰补偿价格，对所述电力用户和若干发电机组的交易进行清算并存档。

本发明实施例还提供了一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织装置，包括：

接收模块，用于根据系统风功率预测信息和负荷预测信息，接收电力用户提交的日交割曲线、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格；

第一出清模块，用于执行常规的电力市场出清后生成第一出清结果，若所述第一出清结果存在弃风电量，统计风电机组的日弃风电量和弃风时段；

第一计算模块，用于若所述风电机组的日弃风电量大于零，则根据所述弃风时段、日交割曲线、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格，分别计算每一所述调峰用电曲线的平均调峰补偿价格；

第二出清模块，用于根据每一所述调峰用电曲线的平均调峰补偿价格、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格，执行电力用户参与调峰辅助服务的电力市场出清后生成第二出清结果；其中，所述第二出清结果包括若干发电机组的发电计划和成交价格、每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果；

第二计算模块，用于根据第二出清结果，计算火电机组的潜在可调峰电量和风电机组的弃风电量减少量；

第三计算模块，用于根据所述火电机组的潜在可调峰电量和风电机组的弃风电量减少量，计算用户调峰补偿价格；

第四计算模块，用于根据所述火电机组的潜在可调峰电量、风电机组的弃风电量减少量和用户调峰补偿价格，分别计算所述火电机组的用户调峰补偿成本和所述风电机组的用户调峰补偿成本；

发送模块，用于将所述若干发电机组的发电计划和成交价格、所述火电机组的用户调峰补偿成本、所述风电机组的用户调峰补偿成本发送至各发电企业，将每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果和所述用户调峰补偿价格发送至所述电力用户。

与现有技术相比，本发明公开的基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织装置根据电力用户提交的C－G直接交易合同的日交割曲线和调峰用电曲线以及风电企业、火电机组的申报，构建了包括电力用户调峰辅助的市场出清模型，进行市场出清后获得各低谷调峰时段的调峰用电曲线，最后，再按照潜在可调峰电量的火电机组、弃风电量减少的风电机组分别的潜在可调峰电量和弃风减少电量分摊补偿价格，现有电力用户－发电机组直接交易模式缺少用户侧参与调峰辅助、中断负荷调峰涉及面窄的问题，能够在常规电能市场交易的基础上，让电力用户参与调峰辅助服务市场，激发用户侧的调峰潜力，降低全网弃风电量，促进消纳风电以进一步增加电网的有效调峰资源，减轻系统的调峰压力，适用的范围更广，更有利于调动电力用户参与调峰辅助的积极性，调度及电力交易部门可根据本发明组织电力用户参与调峰辅助服务市场。

附图说明

图1是本发明实施例中一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法的流程示意图。

图2是本发明实施例中一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法的流程示意图。

图3是本发明实施例中一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织装置的结构示意图。

具体实施方式

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作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。

参见图1，是本发明实施例1提供的一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法的流程示意图，包括步骤：

S1、根据系统风功率预测信息和负荷预测信息，接收电力用户提交的日交割曲线、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格；

S2、执行常规的电力市场出清后生成第一出清结果，若所述第一出清结果存在弃风电量，统计风电机组的日弃风电量和弃风时段；

S3、若所述风电机组的日弃风电量大于零，则根据所述弃风时段、日交割曲线、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格，分别计算每一所述调峰用电曲线的平均调峰补偿价格；

S4、根据每一所述调峰用电曲线的平均调峰补偿价格、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格，执行包括电力用户参与调峰辅助服务的电力市场出清后生成第二出清结果；其中，所述第二出清结果包括若干发电机组的发电计划和成交价格、每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果；

S5、根据第二出清结果，计算火电机组的潜在可调峰电量和风电机组的弃风电量减少量；

S6、根据所述火电机组的潜在可调峰电量和风电机组的弃风电量减少量，计算用户调峰补偿价格；

S7、根据所述火电机组的潜在可调峰电量、风电机组的弃风电量减少量和用户调峰补偿价格，分别计算所述火电机组的用户调峰补偿成本和所述风电机组的用户调峰补偿成本；

S8、将所述若干发电机组的发电计划和成交价格、所述火电机组的用户调峰补偿成本、所述风电机组的用户调峰补偿成本发送至各发电企业，将每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果和所述用户调峰补偿价格发送至所述电力用户。

参见图2，是本发明实施例2提供的一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法的流程示意图，实施例2的基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法在实施例1的基础上，还包括步骤：

S9、根据所述若干发电机组的发电计划和成交价格、所述火电机组的调峰补偿成本、所述风电机组的调峰补偿成本和用户调峰补偿价格，对所述电力用户和若干发电机组的交易进行清算并存档。

具体实施时，电力用户在市场开市前，除申报一条C－G直接交易合同的日交割曲线外，应结合自身次日的用电计划、移峰能力申报一条或多条调峰用电曲线。考虑到电力用户的生产班制特性、用电设备特性及储能设备运行要求，应充分尊重直接交易电力用户用电行为的分散决策要求，因此，这类电力用户参与调峰辅助服务的调峰用电曲线为固定型，而非由交易中心根据系统调峰需求确定其调峰用电曲线，这是区别于水、火电机组与一般需求侧响应用户的主要特征。对应各条调峰用电曲线，电力用户还应申报相应的调峰补偿价格，该费用反映了用户为了参与调峰辅助服务而改变用电行为所需支付的成本，通常包括支付工人倒班成本、储能装置电能损耗、自备电厂发电成本等费用。

接着，为了衡量电力用户参与调峰为系统带来的风电消纳效益，应首先开展常规的电能市场出清得到第一出清结果，出清后若存在弃风电量，则再执行电力用户参与调峰辅助服务的电力市场出清，根据交易出清结果，统计风电机组的日弃风电量△Q_W、弃风时段{T_W}。

若△Q_W＝0，则交易出清结果作为市场交易结果发布，不再执行电力用户参与调峰辅助服务的电力市场出清Π。

若△Q_W＞0，以电力用户提交的调峰用电曲线、调峰补偿价格将作为基础数据，执行电力用户参与调峰辅助服务的电力市场出清得到第二出清结果Π；则常规的电力市场的交易出清结果仅为Π结算提供相关基础数据，不作为常规电源的发电计划下发，以第二出清结果Π的交易出清结果作为最终的发电计划、电力用户调峰计划下发。可以理解的，根据全网最小弃风电量的目标，第二出清结果Π包括各低谷调峰时段的调峰用电曲线，即每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果。而且，根据第二出清结果，可进一步计算火电机组的潜在可调峰电量和风电机组的弃风电量减少量；再根据所述火电机组的潜在可调峰电量和风电机组的弃风电量减少量，计算用户调峰补偿价格；接着，根据所述火电机组的潜在可调峰电量、风电机组的弃风电量减少量和用户调峰补偿价格，分别计算所述火电机组的用户调峰补偿成本和所述风电机组的用户调峰补偿成本。

最后，将所述若干发电机组的发电计划和成交价格、所述火电机组的用户调峰补偿成本、所述风电机组的用户调峰补偿成本发送至各发电企业，将每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果和所述用户调峰补偿价格发送至所述电力用户。各发电企业根据发电计划安排发电，各电力用户根据每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果安排生产，并根据成交价格、所述火电机组的用户调峰补偿成本、所述风电机组的用户调峰补偿成本和用户调峰补偿价格进行清算并存档。

优选地，通过以下公式计算每一所述调峰用电曲线的平均调峰补偿价格：

其中，λ_j,p为电力用户j所提交调峰用电曲线p的平均调峰补偿价格，为电力用户j提交的日交割曲线在时段t的用电功率；为电力用户j提交的调峰用电曲线p在时段t的用电功率，为电力用户j提交的调峰用电曲线p所对应的调峰补偿价格，T_W为弃风时段，T为交易出清总时段数。

优选地，上述实施例通过电力用户参与调峰辅助服务的出清模型执行电力用户参与调峰辅助服务的电力市场出清，其中，所述电力用户参与调峰辅助服务的出清模型包括目标函数，所述目标函数具体为：

其中，为火电机组i在时段t的有功出力，N_G为总的火电机组数，β_i,t、γ_i,t分别为火电机组i在时段t的开、停机变量，ε_k,t为风电机组k在时段t的弃风电量，为火电机组i的发电成本函数且C_U,i(β_i,t,γ_i,t)＝u_iβ_i,t+v_iγ_i,t为火电机组i的启停成本函数，u_i、v_i分别为火电机组i的启停成本系数，为电力用户j提交的调峰补偿成本，N_D为总的电力用户数，K为电力用户提交的调峰用电曲线的最大允许条数，为全网弃风电量，M1、M2均为罚因子。其中，只要M2的数量级远大于M1，即可优先保障全网弃风电量最小。在本方案算例中，M1取值为103，M2取值为108。

可以理解的，λ_j,p用于在市场出清模型中剔除报价过高的调峰用电曲线。

因此，上述方案通过用户在申报直接交易合同的日交割曲线的基础上考虑自身需求多申报的固定型调峰用电曲线和调峰补偿价格，满足电力用户用电行为的分散决策要求；以弃风减少电量作为目标，通过筛选出出清模型目标函数中全网弃风电量最小的情况，执行电力用户参与调峰辅助服务的电力市场出清，调用合理的调峰用电曲线，激发用户侧的调峰潜力，降低全网弃风电量，促进消纳风电以进一步增加电网的有效调峰资源，有效提升市场风电消纳的效率，减轻系统的调峰压力。

进一步地，为了获得通过获得调峰用电曲线的是/否调用结果，在上述电力用户参与调峰辅助服务的出清模型中引入电力用户所在的母线的用电负荷模型，具体为：

其中，I_j，p为电力用户j第p条调峰用电曲线的调用变量，为0/1整数变量，为电力用户j提交的日交割曲线在时段t的用电功率，为电力用户j提交的调峰用电曲线p在时段t的用电功率，K为电力用户提交的调峰用电曲线的最大允许条数，T为交易出清总时段数。电力用户参与调峰辅助服务的调峰电曲线为固定型，上式反映了调用各调峰用电曲线对电力用户所在母线负荷的影响，即当I_j,p＝1 时，有当I_j,p＝0时，则有

电力用户的交易出清结果为调峰用电曲线被调用或未被调用，若为前者则需按中标的调峰用电曲线安排次日的生产计划；若为后者则表明该用户无需参与系统调峰，按原计划安排生产即可。

为了对所述电力用户参与调峰辅助服务的出清模型进行求解，需考虑多个相关的约束条件，包括：

系统负荷平衡约束条件，具体为：

系统备用约束条件，具体为：

线路有功潮流约束条件，具体为：

电力用户调峰性能约束条件，具体为：

调峰补偿价格上限约束条件，具体为：

λ_j,pI_j,p≤χ^max

其中，为风电机组k在时段t的风功率预测值，为火电机组i在时段t的有功出力，N_G为总的火电机组数，N_D为总的电力用户数，N_d为总的节点数，N_w为总的风电机组数，ε_k,t为风电机组k在时段t的弃风电量，D_d,t为节点d在时段t的有功负荷，为电力用户j所提交调峰用电曲线p在时段t的用电功率，分别为火电机组i的出力上、下限，分别为系统在时段t的正、负备用率， 分别为节点i、j、k、d对线路l的节点输出功率转移分布因子，和分别为线路l的有功潮流上、下限，K为电力用户提交的调峰用电曲线的最大允许条数，I_j,p为电力用户j提交的第p条调峰用电曲线的调用变量且I_j,p为0/1整数变量，χ^max为所有风电企业申报的可接受调峰补偿价格的最大值，λ_j,p为电力用户j提交的调峰用电曲线p的平均调峰补偿价格。

此外，可通过以下公式分别计算所述火电机组的潜在可调峰电量、所述风电机组的弃风电量减少量：

其中，为所述火电机组i在时段t的有功出力，为所述火电机组i的潜在可调峰电量，T_W为弃风时段，为风电机组k在时段t的弃风电量减少值。

可以理解的，可通过以下公式计算所述用户调峰补偿价格、所述火电机组的调峰补偿成本和所述风电机组的调峰补偿成本：

其中，μ为所述用户调峰补偿价格、f_G,i、f_W,k为分别为所述火电机组i、风电机组k的用户调峰补偿成本，Ψ为交易出清计算得到的全网电力用户调峰补偿总成本，为风电机组k在时段t的弃风电量减少值，为所述火电机组i的潜在可调峰电量，T_W为弃风时段，N_g为总的火电机组数，N_w为总的风电机组数。

本发明实施例还提供了一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织装置，如图3所示，包括：

接收模块101，用于根据系统风功率预测信息和负荷预测信息，接收电力用户提交的日交割曲线、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格；

第一出清模块102，用于执行常规的电力市场出清后生成第一出清结果，若所述第一出清结果存在弃风电量，统计风电机组的日弃风电量和弃风时段；

第一计算模块103，用于若所述风电机组的日弃风电量大于零，则根据所述弃风时段、日交割曲线、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格，分别计算每一所述调峰用电曲线的平均调峰补偿价格；

第二出清模块104，用于根据每一所述调峰用电曲线的平均调峰补偿价格、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格，执行电力用户参与调峰辅助服务的电力市场出清后生成第二出清结果；其中，所述第二出清结果包括若干发电机组的发电计划和成交价格、每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果；

第二计算模块105，用于根据第二出清结果，计算火电机组的潜在可调峰电量和风电机组的弃风电量减少量；

第三计算模块106，用于根据所述火电机组的潜在可调峰电量和风电机组的弃风电量减少量，计算用户调峰补偿价格；

第四计算模块107，用于根据所述火电机组的潜在可调峰电量、风电机组的弃风电量减少量和用户调峰补偿价格，分别计算所述火电机组的用户调峰补偿成本和所述风电机组的用户调峰补偿成本；

发送模块108，用于将所述若干发电机组的发电计划和成交价格、所述火电机组的用户调峰补偿成本、所述风电机组的用户调峰补偿成本发送至各发电企业，将每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果和所述用户调峰补偿价格发送至所述电力用户。

本发明实施例提供的基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织装置的工作过程可参考上述提供的基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织的具体描述，在此不再赘述。

综上，本发明公开的基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法通过接收电力用户提交的日交割曲线、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格，先执行常规的电力市场出清后生成第一出清结果，若所述第一出清结果存在弃风电量，根据所述弃风时段、日交割曲线、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格，执行电力用户参与调峰辅助服务的电力市场出清后生成第二出清结果，从而获得每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果；同时，根据第二出清结果，计算用户调峰补偿价格、火电机组的用户调峰补偿成本和所述风电机组的用户调峰补偿，最后将所述若干发电机组的发电计划和成交价格、所述火电机组的用户调峰补偿成本、所述风电机组的用户调峰补偿成本发送至各发电企业，将每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果和所述用户调峰补偿价格发送至所述电力用户，解决现有电力用户－发电机组直接交易模式缺少用户侧参与调峰辅助、中断负荷调峰涉及面窄的问题，能够在常规电能市场交易的基础上，让电力用户参与调峰辅助服务市场，激发用户侧的调峰潜力，降低全网弃风电量，促进消纳风电以进一步增加电网的有效调峰资源，减轻系统的调峰压力，适用的范围更广，更有利于调动电力用户参与调峰辅助的积极性。

以上所述是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也视为本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法，其特征在于，包括步骤：

根据系统风功率预测信息和负荷预测信息，接收电力用户提交的日交割曲线、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格；

执行常规的电力市场出清后生成第一出清结果，若所述第一出清结果存在弃风电量，统计风电机组的日弃风电量和弃风时段；

若所述风电机组的日弃风电量大于零，则根据所述弃风时段、日交割曲线、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格，分别计算每一所述调峰用电曲线的平均调峰补偿价格；

根据每一所述调峰用电曲线的平均调峰补偿价格、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格，执行电力用户参与调峰辅助服务的电力市场出清后生成第二出清结果；其中，所述第二出清结果包括若干发电机组的发电计划和成交价格、每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果；

根据第二出清结果，计算火电机组的潜在可调峰电量和风电机组的弃风电量减少量；

根据所述火电机组的潜在可调峰电量和风电机组的弃风电量减少量，计算用户调峰补偿价格；

根据所述火电机组的潜在可调峰电量、风电机组的弃风电量减少量和用户调峰补偿价格，分别计算所述火电机组的用户调峰补偿成本和所述风电机组的用户调峰补偿成本；

将所述若干发电机组的发电计划和成交价格、所述火电机组的用户调峰补偿成本、所述风电机组的用户调峰补偿成本发送至各发电企业，将每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果和所述用户调峰补偿价格发送至所述电力用户。

2.如权利要求1所述的一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法，其特征在于，所述若干调峰用电曲线由用户根据自身的用电计划、移峰能力提交；所述相应的调峰补偿价格由用户根据倒班成本、储能装置电能损耗、自备电厂发电成本提交。

3.如权利要求1所述的一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法，其特征在于，通过以下公式计算每一所述调峰用电曲线的平均调峰补偿价格：

其中，λ_j,p为电力用户j所提交调峰用电曲线p的平均调峰补偿价格，为电力用户j提交的日交割曲线在时段t的用电功率；为电力用户j提交的调峰用电曲线p在时段t的用电功率，为电力用户j提交的调峰用电曲线p所对应的调峰补偿价格，T_W为弃风时段，T为交易出清总时段数。

4.如权利要求1所述的一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法，其特征在于，通过电力用户所在的母线的用电负荷模型获取每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果，其中所述电力用户所在的母线的用电负荷模型具体为：

$L_{j,t}^D=\underset{p=1}{\overset{K}{\mathrm{\Σ}}}{L}_{j,p}^t{I}_{j,p}+L_{j,0}^t(1-\underset{p=1}{\overset{K}{\mathrm{\Σ}}}{I}_{j,p}),t=1,...,T$

其中，I_j，p为电力用户j第p条调峰用电曲线的调用变量，为0/1整数变量，为电力用户j提交的日交割曲线在时段t的用电功率，为电力用户j提交的调峰用电曲线p在时段t的用电功率，K为电力用户提交的调峰用电曲线的最大允许条数，T为交易出清总时段数。

5.如权利要求1所述的一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法，其特征在于，通过电力用户参与调峰辅助服务的出清模型执行电力用户参与调峰辅助服务的电力市场出清，其中，所述电力用户参与调峰辅助服务的出清模型包括目标函数，所述目标函数具体为：

$Min\left\{\begin{array}{c}\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}\[C_i^G\left(P_{i,t}^G\right)+C_{U,i}({\mathrm{\β}}_{i,t},{\mathrm{\γ}}_{i,t})\]\\ +M_1\×\underset{j=1}{\overset{N_D}{\Σ}}{C}_j^D\left(I_{j,p}\right)+M_2\×W\left(\mathrm{\ϵ}\right)\end{array}\right\}$

其中，为火电机组i在时段t的有功出力，N_G为总的火电机组数，β_i,t、γ_i,t分别为火电机组i在时段t的开、停机变量，ε_k,t为风电机组k在时段t的弃风电量，为火电机组i的发电成本函数且C_U,i(β_i,t,γ_i,t)＝u_iβ_i,t+v_iγ_i,t为火电机组i的启停成本函数，u_i、v_i分别为火电机组i的启停成本系数，为电力用户j提交的调峰补偿成本，N_D为总的电力用户数，K为电力用户提交的调峰用电曲线的最大允许条数，为全网弃风电量，M1、M2均为罚因子。

6.如权利要求5所述的一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法，其特征在于，所述目标函数包括若干相关的约束条件，其中，所述若干相关的约束条件包括：

系统负荷平衡约束条件，具体为：

$\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{P}_{i,t}^G+\underset{k=1}{\overset{N_w}{\Σ}}({\hat{w}}_{k,t}-{\mathrm{\ϵ}}_{k,t})=\underset{d=1}{\overset{N_d}{\Σ}}{D}_{d,t}+\underset{j=1}{\overset{N_D}{\Σ}}{L}_{j,t}^D$

系统备用约束条件，具体为：

$\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{\mathrm{\α}}_{i,t}{P}_i^{\max }\≥r_t^{+}(\underset{d=1}{\overset{N_d}{\Σ}}{D}_{d.t}+\underset{j=1}{\overset{N_D}{\Σ}}{L}_{j,t}^D)$

$\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{\mathrm{\α}}_{i,t}{P}_i^{\min }\≤r_t^{-}(\underset{d=1}{\overset{N_d}{\Σ}}{D}_{d.t}+\underset{j=1}{\overset{N_D}{\Σ}}{L}_{j,t}^D)$

线路有功潮流约束条件，具体为：

$\underset{i=1}{\overset{N_G}{\mathrm{\Σ}}}{G}_i^l{P}_{i,t}^G-\underset{j=1}{\overset{N_D}{\mathrm{\Σ}}}{G}_j^l{L}_{j,t}^D\≤f_l^{\max }+\underset{d=1}{\overset{N_d}{\mathrm{\Σ}}}{G}_d^l{D}_{d,t}-\underset{k=1}{\overset{N_w}{\Σ}}{G}_k^l({\hat{w}}_{k,t}-{\mathrm{\ϵ}}_{k,t})$

$-\underset{i=1}{\overset{N_G}{\mathrm{\Σ}}}{G}_i^l{P}_{i,t}^G+\underset{j=1}{\overset{N_D}{\mathrm{\Σ}}}{G}_j^l{L}_{j,t}^D\≤-f_l^{\min }-\underset{d=1}{\overset{N_d}{\mathrm{\Σ}}}{G}_d^l{D}_{d,t}+\underset{k=1}{\overset{N_w}{\Σ}}{G}_k^l({\hat{w}}_{k,t}-{\mathrm{\ϵ}}_{k,t})$

电力用户调峰性能约束条件，具体为：

$\underset{p=1}{\overset{K}{\Σ}}{I}_{j,p}\≤1$

调峰补偿价格上限约束条件，具体为：

λ_j,pI_j,p≤χ^max

其中，为风电机组k在时段t的风功率预测值，为火电机组i在时段t的有功出力，N_G为总的火电机组数，N_D为总的电力用户数，N_d为总的节点数，N_w为总的风电机组数，ε_k,t为风电机组k在时段t的弃风电量，D_d,t为节点d在时段t的有功负荷，为电力用户j所提交调峰用电曲线p在时段t的用电功率，P_i ^max、P_i ^min分别为火电机组i的出力上、下限，r_t ⁺、r_t ^-分别为系统在时段t的正、负备用率， 分别为节点i、j、k、d对线路l的节点输出功率转移分布因子，f_l ^max和f_l ^min分别为线路l的有功潮流上、下限，K为电力用户提交的调峰用电曲线的最大允许条数，I_j,p为电力用户j提交的第p条调峰用电曲线的调用变量且I_j,p为0/1整数变量，χ^max为所有风电企业申报的可接受调峰补偿价格的最大值，λ_j,p为电力用户j提交的调峰用电曲线p的平均调峰补偿价格。

7.如权利要求1所述的一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法，其特征在于，分别通过以下公式计算所述火电机组的潜在可调峰电量、所述风电机组的弃风电量减少量：

$Q_i^G=\underset{t\∈\left\{T_W\right\}}{\Σ}{P}_{i,t}^G$

$\underset{t\∈\left\{T_w\right\}}{\Σ}{Q}_{k,t}^W$

其中，为所述火电机组i在时段t的有功出力，为所述火电机组i的潜在可调峰电量，T_W为弃风时段，为风电机组k在时段t的弃风电量减少值。

8.如权利要求1所述的一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法，其特征在于，分别通过以下公式计算所述用户调峰补偿价格、所述火电机组的调峰补偿成本和所述风电机组的调峰补偿成本：

$\mathrm{\μ}=\frac{\mathrm{\Ψ}}{\underset{i=1}{\overset{N_g}{\Σ}}{Q}_i^G+\underset{k=1}{\overset{N_w}{\Σ}}\underset{t\∈\left\{T_W\right\}}{\Σ}{Q}_{k,t}^W}$

$f_{G,i}=\mathrm{\μ}\×Q_i^G$

$f_{W,k}=\mathrm{\μ}\×\underset{t\∈\left\{T_W\right\}}{\Σ}{Q}_{k,t}^W$

其中，μ为所述用户调峰补偿价格、f_G,i、f_W,k为分别为所述火电机组i、风电机组k的用户调峰补偿成本，Ψ为交易出清计算得到的全网电力用户调峰补偿总成本，为风电机组k在时段t的弃风电量减少值，为所述火电机组i的潜在可调峰电量，T_W为弃风时段，N_g为总的火电机组数，N_w为总的风电机组数。

9.如权利要求1所述的一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织方法，其特征在于，所述方法还包括步骤：

根据所述若干发电机组的发电计划和成交价格、所述火电机组的调峰补偿成本、所述风电机组的调峰补偿成本和用户调峰补偿价格，对所述电力用户和若干发电机组的交易进行清算并存档。

10.一种基于调峰辅助服务市场的发电和用电组织装置，其特征在于，包括：

接收模块，用于根据系统风功率预测信息和负荷预测信息，接收电力用户提交的日交割曲线、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格；

第一出清模块，用于执行常规的电力市场出清后生成第一出清结果，若所述第一出清结果存在弃风电量，统计风电机组的日弃风电量和弃风时段；

第一计算模块，用于若所述风电机组的日弃风电量大于零，则根据所述弃风时段、日交割曲线、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格，分别计算每一所述调峰用电曲线的平均调峰补偿价格；

第二出清模块，用于根据每一所述调峰用电曲线的平均调峰补偿价格、若干调峰用电曲线及相应的调峰补偿价格，执行用户参与调峰辅助服务的电力市场出清后生成第二出清结果；其中，所述第二出清结果包括若干发电机组的发电计划和成交价格、每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果；

第二计算模块，用于根据第二出清结果，计算火电机组的潜在可调峰电量和风电机组的弃风电量减少量；

第三计算模块，用于根据所述火电机组的潜在可调峰电量和风电机组的弃风电量减少量，计算用户调峰补偿价格；

第四计算模块，用于根据所述火电机组的潜在可调峰电量、风电机组的弃风电量减少量和用户调峰补偿价格，分别计算所述火电机组的用户调峰补偿成本和所述风电机组的用户调峰补偿成本；

发送模块，用于将所述若干发电机组的发电计划和成交价格、所述火电机组的用户调峰补偿成本、所述风电机组的用户调峰补偿成本发送至各发电企业，将每一所述调峰用电曲线的是/否调用结果和所述用户调峰补偿价格发送至所述电力用户。