CN109861289B - 一种基于含储能单元的电力系统可用传输容量的控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种基于含储能单元的电力系统可用传输容量的控制方法，属于电力系统规划与运行控制技术领域。本发明方法首先获取电力系统中储能单元、发电机组、输电线路的数据，建立两阶段的电力系统可用传输容量计算模型，进而对模型各阶段依次迭代求解。第一阶段建立电力系统日前市场模型，求解得到系统中各发电机组的启停计划和电能外送计划；第二阶段建立电力市场实时市场模型，迭代求解每小时发电机组出力与储能单元充放电功率，最终得到电力系统中发电机组、储能单元的调度运行方案。本发明通过迭代计算确定发电机组与储能单元的运行方案，使储能单元的调节作用得到充分利用，进而精准控制与提升电力系统可用传输容量。

Description

一种基于含储能单元的电力系统可用传输容量的控制方法

技术领域

本发明涉及一种基于含储能单元的电力系统可用传输容量的控制方法，属于电力系统规划与运行控制技术领域。

背景技术

电力系统的可用传输容量(Available Transfer Capability，ATC)，是指在既有输电计划的基础上，输电线路所剩余的电能传输能力，是电力市场中保障电力自由可靠交易的一个重要因素。随着化石燃料短缺和环境污染等问题的日益严重，可再生能源发电机组正大量接入电力系统。由于风电、太阳能等可再生能源与负荷中心的地域分布不同，电能跨区交易的需求不断增加，对电力系统的可用传输容量提出了更高的要求，例如我国已建成多条高压直流输电线路以满足西南地区水电外送、西北地区风电外送等输电需求。

传统的电力系统可用传输容量的计算方法，通常只考虑固定负荷与发电机组的影响。随着储能与分布式电源等技术的高速发展，储能单元等需求侧灵活响应资源的调节能力不断提升，采用传统方法计算电力系统可用传输容量将出现较大偏差，影响电网规划，增加输电成本。因此，充分利用电力系统中储能单元的调节能力，实现发电机组与储能单元的协同运行，才能精准控制和提升电力系统的可用传输容量。

发明内容

本发明的目的是提出一种基于含储能单元的电力系统可用传输容量的控制方法，通过建立两阶段的电力系统数学模型和迭代计算方法，确定发电机组与储能单元的协同运行方案，精准控制和提升电力系统可用传输容量，用于优化发电机组与储能单元的运行。

本发明提出的基于含储能单元的电力系统可用传输容量的控制方法，包括以下步骤：

(1)从电力系统控制中心获取电力系统中储能单元、发电机组及输电线路的参数，储能单元参数分别包括：最大充电功率、最大放电功率、容量、充电效率、放电效率、最大充电状态和最小充电状态，发电机组参数分别包括：所有发电机组的装机容量、火电机组的煤耗成本、火电机组的最小运行时间和火电机组的最小冷却时间，输电线路参数包括：电力系统的输电线路传输容量，电能外送线路的最大传输功率，电能外送线路的最小传输容量和节点负荷；

(2)建立一个电力系统日前市场模型，并求解，得到各发电机组的启停计划，具体过程如下：

(2-1)建立电力系统日前市场模型的目标函数，表达式如下：

其中，

表示火电机组运行与启停的总成本；

表示电能外送的总收益，Φ表示集合，上标S、T、G、I分别表示电力系统运行场景、控制时段、火电机组和电力系统外送输电线路，Φ^T，Φ^c和Φ^I分别从电力系统控制中心获取，γ_s为电力系统运行场景s的权重，Φ^S和γ_s从电力系统控制中心获取，

为第g个火电机组在第s个电力系统运行场景下第t控制时段的输出功率，Y_g，t为第g个火电机组在第t控制时段的启动状态值，若火电机组在第t-1控制时段为关闭，在第t控制时段为运行，则Y_g，t为1，若火电机组在第t-1控制时段为运行，在第t控制时段为关闭，则Y_g，t为0，若火电机组在第t-1控制时段为运行，在第t控制时段仍为运行，则Y_g，t为0，若火电机组在第t-1控制时段为关闭，在第t控制时段仍为关闭，则Y_g，t为0；Z_g，t为第g个火电机组在第t控制时段的关机状态值，若火电机组在第t-1控制时段为运行，在第t控制时段为关闭，则Z_g，t为1，若火电机组在第t-1控制时段为关闭，在第t控制时段为运行，则Z_g，t为0，若火电机组在第t-1控制时段为运行，在第t控制时段仍为运行，则Z_g，t为0，若火电机组在第t-1控制时段为关闭，在第t控制时段仍为关闭，则Z_g，t为0；

为第g个火电机组在第s个电力系统运行场景下第t控制时段的运行成本，

为第g个火电机组在第t控制时段的启动成本，

为第g个火电机组在第t控制时段的关机成本，

为电力系统第i条电能外送线路在第t控制时段的传输功率，

为第i条电能外送线路在第t控制时段电能外送的单位收益；

(2-2)建立电力系统日前市场模型的约束条件，具体如下：

(2-2-1)电力系统火电机组的功率约束如下：

其中，

和

分别为设定的第g个火电机组的最小功率限制和最大功率限制，U_g，t为第g个火电机组在第t控制时段的运行状态值，若火电机组在第t控制时段运行，则U_g，t为1，若火电机组在第t控制时段关机，则U_g，t为0；

(2-2-2)电力系统火电机组工作状态的逻辑约束，即在第t控制时段火电机组g只能处于运行或关机状态中的一种，表达式如下：

(2-2-3)电力系统火电机组的启动和关机时间约束为：

其中，

表示第g个火电机组连续开机的最少时间，

表示第g个火电机组保持关机状态最少时间；

(2-2-4)电力系统中可再生能源发电机组的功率约束，表达式为：

其中，上标R表示可再生能源发电机组，

为第r个可再生能源发电机组第s个电力系统运行场景下在第t控制时段的最大输出功率的预测值，

为第r个可再生能源发电机组第s个电力系统运行场景下在第t控制时段的输出功率；

(2-2-5)电力系统可再生能源的消纳率约束，表达式为：

其中，R^A为设定的可再生能源消纳率的约束下限，Φ^R为可再生能源的发电机组集合；

(2-2-6)电力系统有功功率平衡约束为：

其中，上标D表示电力系统节点负荷，上标CHA表示电力系统储能单元充电，上标DIS表示储能单元放电，上标ES表示储能单元，Φ^D和Φ^ES分别为节点负荷集合和储能单元集合，

为电力系统中节点b处第s个场景下第t控制时段的负荷，

表示第j个储能单元在第s个电力系统运行场景下第t个控制时段的充电功率，

表示第j个储能单元在第s个电力系统运行场景下第t个控制时段的放电功率；

(2-2-7)电力系统直流潮流约束，，表达式为：

其中，L表示电力系统中的输电线路，

为电力系统中第l条输电线路在第s个电力系统运行场景下第t控制时段的传输功率，F_l-b表示第l条输电线路对第b个节点的发电转移分布因子，F_l-b从电力系统控制中心获取，

和

分别为电力系统的第b节点处火电机组、可再生能源发电机组、功率外送线路和储能单元的集合；

(2-2-8)电力系统线路功率约束；

其中，

为电力系统第l条输电线路的传输容量；

(2-2-9)电力系统电能外送线路功率约束；

其中，

为电力系统第i条电能外送线路的最大传输功率，

为电力系统第i条电能外送线路的最小传输功率；

(2-2-10)电力系统储能单元的运行约束为；

其中，储能单元的充放电功率需满足其最大功率约束为：

储能单元运行状态的逻辑约束，表达式为：

储能单元的电量与充放电功率之间的关系约束为：

储能单元的电量需满足其最大、最小充电状态的约束为：

储能单元每日开始与结束时的电量需保持相等，以保证储能单元的长期稳定运行，表达式为：

其中，

为第j个储能单元在第s个电力系统运行场景下第t控制时段的充电/放电功率，

为第j个储能单元在第s个电力系统运行场景下第t控制时段充电/放电状态值，若储能单元处于充电状态，则

为1，

为0，若储能单元处于放电状态，则

为0，

为1，若储能单元处于既不充电又不放电状态，则

为0，

为0；

为第j个储能单元的最大输出功率，E_j，s，t为第j个储能单元在第s个电力系统运行场景下第t控制时段所存储的能量，η_j为第j个储能单元的充电效率或放电效率，E_j，max为第j个储能单元的电能容量，SOC_j,min/max为第j个储能单元的最小/最大充电状态；

(2-3)利用混合整数规划求解方法，求解由上述目标函数和约束条件组成的电力系统日前市场模型，得到电力系统火电机组的启停计划和电能外送计划，即电力系统火电机组的启动状态值

火电机组的关机状态值

火电机组的运行状态值

和电能外送功率

(3)根据步骤(2-3)的电力系统火电机组的启动状态值

火电机组的关机状态值

火电机组的运行状态值

和电能外送功率

建立电力系统实时市场模型，并求解，得到发电机组与储能单元各小时的运行功率，包括以下步骤：

(3-1)建立电力系统实时市场模型的目标函数，表达式如下：

其中，上标-RT表示实时市场，

表示电力系统实时市场模型中第i条电能外送线路第t控制时段的输电功率，

表示日前市场模型计算得到的第i条电能外送线路第t控制时段传输功率，

表示电力系统中第i条电能外送线路在第t控制时段的可用传输容量；

(3-2)构建电力系统实时市场模型的约束条件，具体如下：

(3-2-1)电力系统火电机组的功率约束，表达式为：

其中，

为电力系统日前市场模型求解得到的第g个火电机组在第t控制时段运行的状态值，若火电机组在第t时段运行，

为1，若火电机组在第t时段关闭，

为0，

为电力系统实时市场模型中第g个火电机组第t控制时段的功率；

(3-2-2)电力系统可再生能源发电机组的功率约束，表达式为：

其中，

为电力系统实时市场模型中第r个可再生能源发电机组第t控制时段的最大输出功率，

为电力系统实时市场模型中第r个可再生能源发电机组在第t控制时段的输出功率；

(3-2-3)电力系统可再生能源的消纳率约束：

(3-2-4)电力系统功率平衡约束：

其中，

为电力系统实时市场模型中节点b处在第t控制时段的节点负荷，

为电力系统实时场景下第j个储能单元在第t控制时段的充电/放电功率；

(3-2-5)电力系统直流潮流约束，表达式为：

其中，

表示电力系统实时市场模型中第l条输电线路在第t控制时段的传输功率；

(3-2-6)电力系统线路功率约束，表达式为：

(3-2-7)储能单元的运行约束：

其中，储能单元的充放电功率需满足的最大功率约束为：

储能单元运行状态的逻辑约束，表达式为：

储能单元的电量与充电、放电功率之间的关系约束为：

储能单元的电量需满足最大充电状态和最小充电状态的约束为：

储能单元每日开始与结束时的电量需保持相等，以保证储能单元的长期稳定运行，表达式为：

其中，

为电力系统实时市场模型中第j个储能单元第t控制时段充电/放电的状态值，若储能单元处于充电状态，则

为1，

为0，若储能单元处于放电状态，则

为0，

为1，储能单元处于既不充电也不放电的状态，则

为0，

为0；

为电力系统实时市场模型中第j个储能单元在第t控制时段所存储的能量。

(3-3)采用混合整数规划的求解方法，求解由步骤(3-1)的目标函数和步骤(3-2)的约束条件组成的电力系统实时市场模型，确定火电机组在每个控制时段的输出功率

储能单元每个控制时段的充电功率

和储能单元每个控制时段的放电功率

实现基于含储能单元的电力系统可用传输容量的控制。

本发明提出的基于含储能单元的电力系统可用传输容量的控制方法，其特点和优点是：

本发明方法首先获取电力系统中储能单元、发电机组、输电线路的数据，进而建立两阶段的电力系统数学模型，通过迭代计算方法确定发电机组与储能单元的协同运行方案，即第一阶段在日前市场中求解得到系统中各发电机组的启停计划，第二阶段在实时市场中迭代求解每小时发电机组出力与储能单元充放电功率，最终得到系统中各发电机组、储能单元的调度运行方案。本发明综合考虑电力系统运行成本控制与可用传输容量评估，充分利用储能单元“削峰填谷”的调节作用，在一定程度上减轻电网规划压力，延缓新建输电线路，实现电网资产的高效利用。本发明充分利用已有储能单元的调节作用，确定发电机组与储能单元的协同运行方案，使电网规划更加科学合理，降低电网规划与系统运行的成本。

附图说明

图1是本发明的一种基于含储能单元的电力系统可用传输容量的控制方法的流程框图。

具体实施方式

本发明提出的基于含储能单元的电力系统可用传输容量的控制方法，其流程框图如图1所示，特征在于该方法包括以下步骤：

(1)从电力系统控制中心获取电力系统中储能单元、发电机组及输电线路的参数，储能单元参数分别包括：最大充电功率、最大放电功率、容量、充电效率、放电效率、最大充电状态和最小充电状态，发电机组参数分别包括：所有发电机组的装机容量、火电机组的煤耗成本、火电机组的最小运行时间和火电机组的最小冷却时间，输电线路参数包括：电力系统的输电线路传输容量，电能外送线路的最大传输功率，电能外送线路的最小传输容量和节点负荷；

本发明中建立的电力系统可用传输容量评估模型分为两阶段，第一阶段是日前市场模型，求解系统中各发电机组的启停计划；第二阶段是实时市场模型，求解每小时发电机组出力与储能单元充放电功率。

(2)建立一个电力系统日前市场模型，并求解，得到各发电机组的启停计划，具体过程如下：

(2-1)建立电力系统日前市场模型的目标函数，表达式如下：

该目标函数表示使电力系统发电总成本最小化，其中发电总成本为火电机组的运行及启停总成本减去电能外送的总收益；

其中，

表示火电机组运行与启停的总成本；

表示电能外送的总收益，Φ表示集合，上标S、T、G、I分别表示电力系统运行场景、控制时段、火电机组和电力系统外送输电线路，Φ^T，Φ^G和Φ^I分别从电力系统控制中心获取，γ_s为电力系统运行场景s的权重，本发明采用已有的聚类算法，对电力系统的日负荷及风电、光伏、水电等可再生能源出力曲线进行聚类，得到Φ^S个聚类中心和每个电力系统运行场景的权重γ_s，Φ^S和γ_s从电力系统控制中心获取，

为第g个火电机组在第s个电力系统运行场景下第t控制时段的输出功率，Y_g，t为第g个火电机组在第t控制时段的启动状态值，若火电机组在第t-1控制时段为关闭，在第t控制时段为运行，则Y_g，t为1，若火电机组在第t-1控制时段为运行，在第t控制时段为关闭，则Y_g，t为0，若火电机组在第t-1控制时段为运行，在第t控制时段仍为运行，则Y_g，t为0，若火电机组在第t-1控制时段为关闭，在第t控制时段仍为关闭，则Y_g，t为0；Z_g，t为第g个火电机组在第t控制时段的关机状态值，若火电机组在第t-1控制时段为运行，在第t控制时段为关闭，则Z_g，t为1，若火电机组在第t-1控制时段为关闭，在第t控制时段为运行，则Z_g，t为0，若火电机组在第t-1控制时段为运行，在第t控制时段仍为运行，则Z_g，t为0，若火电机组在第t-1控制时段为关闭，在第t控制时段仍为关闭，则Z_g，t为0；

为第g个火电机组在第s个电力系统运行场景下第t控制时段的运行成本，

为第g个火电机组在第t控制时段的启动成本，

为第g个火电机组在第t控制时段的关机成本，

为电力系统第i条电能外送线路在第t控制时段的传输功率，

为第i条电能外送线路在第t控制时段电能外送的单位收益；

(2-2)建立电力系统日前市场模型的约束条件，具体如下：

(2-2-1)电力系统火电机组的功率约束如下：

其中，

和

分别为设定的第g个火电机组的最小功率限制和最大功率限制，U_g，t为第g个火电机组在第t控制时段的运行状态值，若火电机组在第t控制时段运行，则U_g，t为1，若火电机组在第t控制时段关机，则U_g，t为0；

(2-2-2)电力系统火电机组工作状态的逻辑约束，即在第t控制时段火电机组g只能处于运行或关机状态中的一种，表达式如下：

(2-2-3)电力系统火电机组的启动和关机时间约束为：

其中，

表示第g个火电机组连续开机的最少时间，

表示第g个火电机组保持关机状态最少时间；

(2-2-4)电力系统中可再生能源发电机组的功率约束，该约束表示第r个可再生能源发电机组输出功率受到电力系统控制中心给出的预测值的约束，表达式为：

其中，上标R表示可再生能源发电机组，

为第r个可再生能源发电机组第s个电力系统运行场景下在第t控制时段的最大输出功率的预测值，

为第r个可再生能源发电机组第s个电力系统运行场景下在第t控制时段的输出功率；

(2-2-5)电力系统可再生能源的消纳率约束，该约束表示可再生能源的消纳率需高于所设定的约束下限，表达式为：

其中，R^A为设定的可再生能源消纳率的约束下限，Φ^R为可再生能源的发电机组集合；

(2-2-6)电力系统有功功率平衡约束为：

其中，上标D表示电力系统节点负荷，上标CHA表示电力系统储能单元充电，上标DIS表示储能单元放电，上标ES表示储能单元，Φ^D和Φ^ES分别为节点负荷集合和储能单元集合，

为电力系统中节点b处第s个场景下第t控制时段的负荷，

表示第j个储能单元在第s个电力系统运行场景下第t个控制时段的充电功率，

表示第j个储能单元在第s个电力系统运行场景下第t个控制时段的放电功率；

(2-2-7)电力系统直流潮流约束，该约束以电力系统直流潮流的形式表示输电线路满足的电路潮流约束，表达式为：

其中，L表示电力系统中的输电线路，

为电力系统中第l条输电线路在第s个电力系统运行场景下第t控制时段的传输功率，F_l-b表示第l条输电线路对第b个节点的发电转移分布因子(generation shift distribution factor，GSDF)，F_l-b从电力系统控制中心获取，

和

分别为电力系统的第b节点处火电机组、可再生能源发电机组、功率外送线路和储能单元的集合；

(2-2-8)电力系统线路功率约束；

其中，

为电力系统第l条输电线路的传输容量；该约束表示输电线路输电功率受其传输容量的限制；

(2-2-9)电力系统电能外送线路功率约束；

其中，

为电力系统第i条电能外送线路的最大传输功率，

为电力系统第i条电能外送线路的最小传输功率；该约束表示电能外送线路的传输功率受所设定的传输功率上下限的限制；

(2-2-10)电力系统储能单元的运行约束为；

其中，储能单元的充放电功率需满足其最大功率约束为：

储能单元运行状态的逻辑约束，即在同一电力系统运行场景同一控制时段下储能单元只能处于充电

放电

或既不充电也不放电

状态中的一种，表达式为：

储能单元的电量与充放电功率之间的关系约束为：

储能单元的电量需满足其最大、最小充电状态的约束为：

储能单元每日开始与结束时的电量需保持相等，以保证储能单元的长期稳定运行，表达式为：

其中，

为第j个储能单元在第s个电力系统运行场景下第t控制时段的充电/放电功率，

为第j个储能单元在第s个电力系统运行场景下第t控制时段充电/放电状态值，若储能单元处于充电状态，则

为1，

为0，若储能单元处于放电状态，则

为0，

为1，若储能单元处于既不充电又不放电状态，则

为0，

为0；

为第j个储能单元的最大输出功率，E_j，s，t为第j个储能单元在第s个电力系统运行场景下第t控制时段所存储的能量，η_j为第j个储能单元的充电效率或放电效率，E_j，max为第j个储能单元的电能容量，SOC_j,min/max为第j个储能单元的最小/最大充电状态，例如SOC_j,min＝5％，SOC_j,max＝95％，则表示第j个储能单元的最低可放电至剩余电量为容量的5％，最高可充电至电量为容量的95％。

(2-3)利用混合整数规划求解方法，求解由上述目标函数和约束条件组成的电力系统日前市场模型，得到电力系统火电机组的启停计划和电能外送计划，即电力系统火电机组的启动状态值

火电机组的关机状态值

火电机组的运行状态值

和电能外送功率

(3)根据步骤(2-3)的电力系统火电机组的启动状态值

火电机组的关机状态值

火电机组的运行状态值

和电能外送功率

建立电力系统实时市场模型，并求解，得到发电机组与储能单元各小时的运行功率，包括以下步骤：

(3-1)建立电力系统实时市场模型的目标函数，表达式如下：

该目标函数表示电力系统功率外送线路的可用传输容量总和最大化；

其中，上标-RT表示实时市场，

表示电力系统实时市场模型中第i条电能外送线路第t控制时段的输电功率，

表示日前市场模型计算得到的第i条电能外送线路第t控制时段传输功率，

表示电力系统中第i条电能外送线路在第t控制时段的可用传输容量；

(3-2)构建电力系统实时市场模型的约束条件，具体如下：

(3-2-1)电力系统火电机组的功率约束，该约束表示火电机组的实时运行功率需满足功率上下限约束，表达式为：

其中，

为电力系统日前市场模型求解得到的第g个火电机组在第t控制时段运行的状态值，若火电机组在第t时段运行，

为1，若火电机组在第t时段关闭，

为0，

为电力系统实时市场模型中第g个火电机组第t控制时段的功率；

(3-2-2)电力系统可再生能源发电机组的功率约束，该约束表示可再生能源发电机组输出功率受到其最大输出功率的约束，表达式为：

其中，

为电力系统实时市场模型中第r个可再生能源发电机组第t控制时段的最大输出功率，

为电力系统实时市场模型中第r个可再生能源发电机组在第t控制时段的输出功率；

(3-2-3)电力系统可再生能源的消纳率约束：

该约束表示可再生能源的消纳率需高于所设定的约束下限；

(3-2-4)电力系统功率平衡约束：

其中，

为电力系统实时市场模型中节点b处在第t控制时段的节点负荷，

为电力系统实时场景下第j个储能单元在第t控制时段的充电/放电功率；

(3-2-5)电力系统直流潮流约束，该约束以直流潮流的形式表示电力系统输电线路满足的电路潮流约束，表达式为：

其中，

表示电力系统实时市场模型中第l条输电线路在第t控制时段的传输功率；

(3-2-6)电力系统线路功率约束，该约束表示输电线路输电容量受传输功率上限的限制，表达式为：

(3-2-7)储能单元的运行约束：

其中，储能单元的充放电功率需满足的最大功率约束为：

储能单元运行状态的逻辑约束，即在同一电力系统运行场景同一控制时段下储能单元只能处于充电

放电

或既不充电也不放电

状态中的一种，表达式为：

储能单元的电量与充电、放电功率之间的关系约束为：

储能单元的电量需满足最大充电状态和最小充电状态的约束为：

储能单元每日开始与结束时的电量需保持相等，以保证储能单元的长期稳定运行，表达式为：

其中，

为电力系统实时市场模型中第j个储能单元第t控制时段充电/放电的状态值，若储能单元处于充电状态，则

为1，

为0，若储能单元处于放电状态，则

为0，

为1，储能单元处于既不充电也不放电的状态，则

为0，

为0；

为电力系统实时市场模型中第j个储能单元在第t控制时段所存储的能量。

(3-3)采用混合整数规划的求解方法，求解由步骤(3-1)的目标函数和步骤(3-2)的约束条件组成的电力系统实时市场模型，确定火电机组在每个控制时段的输出功率

储能单元在每个控制时段的充电功率

和储能单元在每个控制时段的放电功率

实现基于含储能单元的电力系统可用传输容量的控制。

根据日前市场与实时市场的两阶段模型的优化结果，确定外送线路的输电计划，确定发电机组与储能单元的运行方案，计算得到电力系统可用传输容量结果。至此，本发明所提方法实施完毕。以上实施步骤仅用以说明而非限制本发明的技术方案。不脱离本发明精神和范围的任何修改或局部替换，均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (1)

1.一种基于含储能单元的电力系统可用传输容量的控制方法，其特征在于该方法包括以下步骤：

(1)从电力系统控制中心获取电力系统中储能单元、发电机组及输电线路的参数，储能单元参数分别包括：最大充电功率、最大放电功率、容量、充电效率、放电效率、最大充电状态和最小充电状态，发电机组参数分别包括：所有发电机组的装机容量、火电机组的煤耗成本、火电机组的最小运行时间和火电机组的最小冷却时间，输电线路参数包括：电力系统的输电线路传输容量，电能外送线路的最大传输功率，电能外送线路的最小传输容量和节点负荷；

(2)建立一个电力系统日前市场模型，并求解，得到各发电机组的启停计划，具体过程如下：

(2-1)建立电力系统日前市场模型的目标函数，表达式如下：

其中，

表示火电机组运行与启停的总成本；

表示电能外送的总收益，Φ表示集合，上标S、T、G、I分别表示电力系统运行场景、控制时段、火电机组和电力系统外送输电线路，Φ^T,Φ^G和Φ^I分别从电力系统控制中心获取，γ_s为电力系统运行场景s的权重，Φ^s和γ_s从电力系统控制中心获取，

为第g个火电机组在第s个电力系统运行场景下第t控制时段的输出功率，Y_g,t为第g个火电机组在第t控制时段的启动状态值，若火电机组在第t-1控制时段为关闭，在第t控制时段为运行，则Y_g,t为1，若火电机组在第t-1控制时段为运行，在第t控制时段为关闭，则Y_g,t为0，若火电机组在第t-1控制时段为运行，在第t控制时段仍为运行，则Y_g,t为0，若火电机组在第t-1控制时段为关闭，在第t控制时段仍为关闭，则Y_g,t为0；Z_g,t为第g个火电机组在第t控制时段的关机状态值，若火电机组在第t-1控制时段为运行，在第t控制时段为关闭，则Z_g,t为1，若火电机组在第t-1控制时段为关闭，在第t控制时段为运行，则Z_g,t为0，若火电机组在第t-1控制时段为运行，在第t控制时段仍为运行，则Z_g,t为0，若火电机组在第t-1控制时段为关闭，在第t控制时段仍为关闭，则Z_g,为0；

为第g个火电机组在第s个电力系统运行场景下第t控制时段的运行成本，

为第g个火电机组在第t控制时段的启动成本，

为第g个火电机组在第t控制时段的关机成本，

为电力系统第i条电能外送线路在第t控制时段的传输功率，

为第i条电能外送线路在第t控制时段电能外送的单位收益；

(2-2)建立电力系统日前市场模型的约束条件，具体如下：

(2-2-1)电力系统火电机组的功率约束如下：

其中，

和

分别为设定的第g个火电机组的最小功率限制和最大功率限制，U_g,t为第g个火电机组在第t控制时段的运行状态值，若火电机组在第t控制时段运行，则U_g,t为1，若火电机组在第t控制时段关机，则U_g,t为0；

(2-2-2)电力系统火电机组工作状态的逻辑约束，即在第t控制时段火电机组g只能处于运行或关机状态中的一种，表达式如下：

(2-2-3)电力系统火电机组的启动和关机时间约束为：

其中，

表示第g个火电机组连续开机的最少时间，

表示第g个火电机组保持关机状态最少时间；

(2-2-4)电力系统中可再生能源发电机组的功率约束，表达式为：

其中，上标R表示可再生能源发电机组，

为第r个可再生能源发电机组第s个电力系统运行场景下在第t控制时段的最大输出功率的预测值，

为第r个可再生能源发电机组第s个电力系统运行场景下在第t控制时段的输出功率；

(2-2-5)电力系统可再生能源的消纳率约束，表达式为：

其中，R^A为设定的可再生能源消纳率的约束下限，Φ^R为可再生能源的发电机组集合；

(2-2-6)电力系统有功功率平衡约束为：

其中，上标D表示电力系统节点负荷，上标CHA表示电力系统储能单元充电，上标DIS表示储能单元放电，上标ES表示储能单元，Φ^D和Φ^ES分别为节点负荷集合和储能单元集合，

为电力系统中节点b处第s个场景下第t控制时段的负荷，

表示第j个储能单元在第s个电力系统运行场景下第t个控制时段的充电功率，

表示第j个储能单元在第s个电力系统运行场景下第t个控制时段的放电功率；

(2-2-7)电力系统直流潮流约束，表达式为：

其中，L表示电力系统中的输电线路，

为电力系统中第l条输电线路在第s个电力系统运行场景下第t控制时段的传输功率，F_l-b表示第l条输电线路对第b个节点的发电转移分布因子，F_l-b从电力系统控制中心获取，

和

分别为电力系统的第b节点处火电机组、可再生能源发电机组、功率外送线路和储能单元的集合；

(2-2-8)电力系统线路功率约束；

其中，

为电力系统第l条输电线路的最大传输容量；

(2-2-9)电力系统电能外送线路功率约束；

其中，

为电力系统第i条电能外送线路的最大传输功率，

为电力系统第i条电能外送线路的最小传输功率；

(2-2-10)电力系统储能单元的运行约束为；

其中，储能单元的充放电功率需满足其最大功率约束为：

储能单元运行状态的逻辑约束，表达式为：

储能单元的电量与充放电功率之间的关系约束为：

储能单元的电量需满足其最大、最小充电状态的约束为：

储能单元每日开始与结束时的电量需保持相等，以保证储能单元的长期稳定运行，表达式为：

其中，

为第j个储能单元在第s个电力系统运行场景下第t控制时段的充电/放电功率，

为第j个储能单元在第s个电力系统运行场景下第t控制时段充电/放电状态值，若储能单元处于充电状态，则

为1，

为0，若储能单元处于放电状态，则

为0，

为1，若储能单元处于既不充电又不放电状态，则

为0，

为0；

为第j个储能单元的最大输出功率，E_j,s,t为第j个储能单元在第s个电力系统运行场景下第t控制时段所存储的能量，η_j为第j个储能单元的充电效率或放电效率，E_j,max为第j个储能单元的最大电能容量，SOC_j,min/max为第j个储能单元的最小/最大充电状态；

(2-3)利用混合整数规划求解方法，求解由上述目标函数和约束条件组成的电力系统日前市场模型，得到电力系统火电机组的启停计划和电能外送计划，即电力系统火电机组的启动状态值

火电机组的关机状态值

火电机组的运行状态值

和电能外送功率

(3)根据步骤(2-3)的电力系统火电机组的启动状态值

火电机组的关机状态值

火电机组的运行状态值

和电能外送功率

建立电力系统实时市场模型，并求解，得到发电机组与储能单元各小时的运行功率，包括以下步骤：

(3-1)建立电力系统实时市场模型的目标函数，表达式如下：

其中，上标-RT表示实时市场，

表示电力系统实时市场模型中第i条电能外送线路第t控制时段的输电功率，

表示日前市场模型计算得到的第i条电能外送线路第t控制时段传输功率，

表示电力系统中第i条电能外送线路在第t控制时段的可用传输容量；

(3-2)构建电力系统实时市场模型的约束条件，具体如下：

(3-2-1)电力系统火电机组的功率约束，表达式为：

其中，

为电力系统日前市场模型求解得到的第g个火电机组在第t控制时段运行的状态值，若火电机组在第t时段运行，

为1，若火电机组在第t时段关闭，

为0，

为电力系统实时市场模型中第g个火电机组第t控制时段的功率；

(3-2-2)电力系统可再生能源发电机组的功率约束，表达式为：

其中，

为电力系统实时市场模型中第r个可再生能源发电机组第t控制时段的最大输出功率，

为电力系统实时市场模型中第r个可再生能源发电机组在第t控制时段的输出功率；

(3-2-3)电力系统可再生能源的消纳率约束：

(3-2-4)电力系统功率平衡约束：

其中，

为电力系统实时场景下第j个储能单元在第t控制时段的充电/放电功率；

(3-2-5)电力系统直流潮流约束，表达式为：

其中，

表示电力系统实时市场模型中第l条输电线路在第t控制时段的传输功率；

(3-2-6)电力系统线路功率约束，表达式为：

(3-2-7)储能单元的运行约束：

其中，储能单元的充放电功率需满足的最大功率约束为：

储能单元运行状态的逻辑约束，表达式为：

储能单元的电量与充电、放电功率之间的关系约束为：

储能单元的电量需满足最大充电状态和最小充电状态的约束为：

储能单元每日开始与结束时的电量需保持相等，以保证储能单元的长期稳定运行，表达式为：

其中，

为电力系统实时市场模型中第j个储能单元第t控制时段充电/放电的状态值，若储能单元处于充电状态，则

为1，

为0，若储能单元处于放电状态，则

为0，

为1，储能单元处于既不充电也不放电的状态，则

为0，

为0；

为电力系统实时市场模型中第j个储能单元在第t控制时段所存储的能量；

(3-3)采用混合整数规划的求解方法，求解由步骤(3-1)的目标函数和步骤(3-2)的约束条件组成的电力系统实时市场模型，确定火电机组在每个控制时段的输出功率

储能单元在每个控制时段的充电功率

和储能单元在每个控制时段的放电功率

实现基于含储能单元的电力系统可用传输容量的控制。

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