CN110889540A - 电力市场环境下系统备用需求的优化方法及装置 - Google Patents

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Abstract

本申请公开了一种电力市场环境下系统备用需求的优化方法及装置，所述方法包括：获取电力系统的预设备用需求；建立电能量时长和备用时长的联合出清模型，根据该模型获取电力市场的出清结果；根据出清结果，获取用电系统的总风险成本；计算电力市场的综合成本；在综合成本未达到预设的收敛条件时，根据当前综合成本得到的寻优方向调整预设备用需求，重新调整联合出清模型以调整当前综合成本，直至调整后的当前综合成本达到预设的收敛条件，输出与达到收敛条件的当前综合成本对应的预设备用需求。与现有技术相比，本申请通过联合出清模型的出清结果来对备用需求进行调整，以使最终得到的备用需求在满足成本控制的同时，能够提高电力系统的安全性。

Description

电力市场环境下系统备用需求的优化方法及装置
技术领域
本申请涉及电力调度技术领域，尤其涉及一种电力市场环境下系统备用需求的优化方法及装置。
背景技术
电力系统中往往需要预留一定的备用容量来应对电网运行中出现的随机扰动，因此如何对电力系统的备用容量进行配置时一个十分关键的问题。随着大规模风电的并网，风电的不可调度性和出力的波动性，使得系统的备用需求难以确定。现有的备用容量的确定，通常直接将备用需求取值为负荷的一定比例，该方法简单易行，但主观性太强，若备用需求配置过多，则成本过高；相反，若备用需求配置过少，则会使得电力系统的安全性过低。
发明内容
本申请实施例所要解决的技术问题在于，提供一种电力市场环境下系统备用需求的优化方法及装置，在控制成本的同时，提高电力系统的安全性。
为解决上述问题，本申请实施例提供一种电力市场环境下系统备用需求的优化方法，至少包括如下步骤：
获取电力系统的预设备用需求；其中，所述预设备用需求为所述电力系统在任一时段产生的负荷的1％～10％；
根据所述预设备用需求和所述系统中各设备的输出功率，建立电能量时长和备用时长的联合出清模型；
根据所述联合出清模型，获取所述电力市场的出清结果；
根据所述出清结果，获取用电系统的总风险成本；
根据所述总风险成本，和基于用电系统的负荷以及所述负荷的电能出清价格得到的电能购电成本，获取电力市场的当前综合成本；
在所述当前综合成本未达到预设的收敛条件时，根据所述当前综合成本计算寻优方向后，根据所述寻优方向调整所述预设备用需求，并根据调整后的所述预设备用需求，重新调整所述联合出清模型以调整所述当前综合成本，直至调整后的所述当前综合成本达到预设的收敛条件后，输出与达到收敛条件的当前综合成本对应的预设备用需求；其中，所述收敛条件为所述当前综合成本无寻优方向，或所述预设备用需求的更新次数达到预定次数。
进一步的，所述联合出清模型包括约束模型和目标模型，所述约束模型包括功率平衡约束、备用平衡约束、线路潮流约束、功率上下限约束、功率爬坡速率约束、备用上下限约束、功率与备用的关联约束、最小开停机时间约束和水电机组日发电量约束，所述目标模型为在满足所述约束模型的约束下，使总运行最小的模型。
进一步的，所述根据所述联合出清模型，获取所述电力市场的出清结果，包括：
调用CPLEX求解器，对所述联合出清模型进行处理，获取电力系统中各发电机组在任一时段下的输出功率、各发电机组在任一时段下的功率上限、各发电机组在任一时段下的备用上限、各所述发电机组在任一用电场景的任一时段下的输出功率、电力市场在任一时段下的电能出清价格、电力市场在任一的备用出清价格。
进一步的，所述根据所述出清结果，获取用电系统的总风险成本，包括：
根据各所述发电机组在任一时段下的输出功率、各所述发电机组在任一时段下的功率上限、各所述发电机组在任一时段下的备用上限，获取所述电力系统的上调能力，并根据各所述发电机组在任一用电场景的任一时段下的输出功率及对应的负荷，获取所述发电机组在任一电力场景的任意时段下的功率缺额后，根据所述上调能力和所述功率缺额，获取所述电力系统的总风险成本。
进一步的，所述预设备用需求在调整时采用遗传算法进行调整。
进一步的，还提供一种电力市场环境下系统备用需求的优化装置，包括：
备用需求预设模块，用于获取电力系统的预设备用需求；其中，所述预设备用需求为电力系统在任一时段产生的负荷的1％～10％；
出清模型建立模块，用于根据所述预设备用需求和所述系统中各设备的输出功率，建立电能量时长和备用时长的联合出清模型；
出清结果获取模块，用于根据所述联合出清模型，获取所述电力市场的出清结果；
总风险成本获取模块，用于根据所述出清结果，获取用电系统的总风险成本；
综合成本获取模块，用于根据所述总风险成本，和基于用电系统的负荷以及所述负荷的电能出清价格得到的电能购电成本，获取电力市场的当前综合成本；
备用需求优化模块，用于在所述当前综合成本未达到预设的收敛条件时，根据所述当前综合成本计算寻优方向后，根据所述寻优方向调整所述预设备用需求，并根据调整后的所述预设备用需求，重新调整所述联合出清模型以调整所述当前综合成本，直至调整后的所述当前综合成本达到预设的收敛条件后，输出与达到收敛条件的当前综合成本对应的预设备用需求；其中，所述收敛条件为所述当前综合成本无寻优方向，或所述预设备用需求的更新次数达到预定次数。
进一步的，所述出清结果获取模块具体用于：
调用CPLEX求解器，对所述联合出清模型进行处理，获取电力系统中各发电机组在任一时段下的输出功率、各发电机组在任一时段下的功率上限、各发电机组在任一时段下的备用上限、各所述发电机组在任一用电场景的任一时段下的输出功率、电力市场在任一时段下的电能出清价格、电力市场在任一的备用出清价格。
进一步的，所述总风险成本获取模块具体用于：
根据各所述发电机组在任一时段下的输出功率、各所述发电机组在任一时段下的功率上限、各所述发电机组在任一时段下的备用上限，获取所述电力系统的上调能力，并根据各所述发电机组在任一用电场景的任一时段下的输出功率及对应的负荷，获取所述发电机组在任一电力场景的任意时段下的功率缺额后，根据所述上调能力和所述功率缺额，获取所述电力系统的总风险成本。
实施本申请实施例，具有如下有益效果：
本申请实施例提供的一种电力市场环境下系统备用需求的优化方法及装置，所述方法包括：获取电力系统的预设备用需求；建立电能量时长和备用时长的联合出清模型，根据该模型获取电力市场的出清结果；根据出清结果，获取用电系统的总风险成本；计算电力市场的综合成本；在综合成本未达到预设的收敛条件时，根据当前综合成本计算寻优方向后，根据寻优方向调整预设备用需求，并根据调整后的预设备用需求，重新调整联合出清模型以调整当前综合成本，直至调整后的当前综合成本达到预设的收敛条件后，输出与达到收敛条件的当前综合成本对应的预设备用需求。与现有技术相比，本申请通过联合出清模型的出清结果来对备用需求进行调整，以使最终得到的备用需求在满足成本控制的同时，能够提高电力系统的安全性。
附图说明
图1是本申请的一个实施例提供的电力市场环境下系统备用需求的优化方法的流程示意图；
图2是本申请的一个实施例提供的电力市场环境下系统备用需求的优化装置的结构示意图。
具体实施方式
下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请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申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
参见图1，是本申请的一个实施例提供的电力市场环境下系统备用需求的优化方法的流程示意图，包括：
步骤S11，获取电力系统的预设备用需求。
预设备用需求为电力系统在任一时段产生的负荷的1％～10％。
在本实施例中，定义电力系统在时段t的备用需求为R(t)，对R(t)赋值为负荷的某个比例，即R(t)＝a×D(t)，其中，D(t)为时段t的负荷，a为常数，a可取值为1％～10％之间的任意数值。
步骤S12，根据预设备用需求和系统中各设备的输出功率，建立电能量时长和备用时长的联合出清模型。
在本实施例中，联合出清模型包括约束模型和目标模型，约束模型包括功率平衡约束、备用平衡约束、线路潮流约束、功率上下限约束、功率爬坡速率约束、备用上下限约束、功率与备用的关联约束、最小开停机时间约束和水电机组日发电量约束，目标模型为在满足约束模型的约束下，使总运行最小的模型。
在本实施例中，为了使得模型具有普遍适用性，模型考虑了煤电、气电、水电、核电、风电五种常见电源类型，其中C、G、H、N、W分别为煤电机组台数、气电机组台数、水电机组台数、核电机组台数、风电场个数，定义T为调度周期。
具体的，功率平衡约束可表示为：
Figure BDA0002273657320000051
其中，pc(c,t)、pg(g,t)、ph(h,t)、pn(n,t)、pw(w,t)分别为煤电机组c、气电机组g、水电机组h、核电机组n、风电场w在时段t下的输出功率。
对于时段t下的线路l，备用平衡约束可表示为：
Figure BDA0002273657320000052
其中，
Figure BDA0002273657320000053
为线路l的潮流传输极限；Gl-c、Gl-g、Gl-h、Gl-n、Gl-w分别为煤电机组c、气电机组g、水电机组h、核电机组n、风电场w所在节点对线路l的功率转移因子。
以煤电机组为例，功率上下限约束可表示为
Figure BDA0002273657320000061
其中，
Figure BDA0002273657320000062
分别为煤电机组c的最大技术出力和最小技术出力；Uc(c,t)为煤电机组c在时段t下的启停状态，其中“1”表示开机状态，“0”表示停机状态。
以煤电机组为例，功率爬坡速率约束可表示为：
Figure BDA0002273657320000063
Figure BDA0002273657320000064
其中，
Figure BDA0002273657320000065
分别为煤电机组c的每分钟的向上、向下爬坡速率，τ为调度时段间隔。
需要说明的是，电力系统中，只有煤电、气电、核电三种电源需要考虑爬坡速率约束。
以煤电机组为例，功率与备用的关联约束可表示为：
Figure BDA0002273657320000066
需要说明的是，电力系统中，风电电源无需考虑功率与备用的关联约束。
以煤电机组为例，最小开停机时间约束可表示为：
Figure BDA0002273657320000067
Figure BDA0002273657320000068
其中，TU(c)、TD(c)分别为煤电机组c的最小连续开机时间和最小连续停机时间。
需要说明的是，电力系统中，只有煤电、气电、核电三种电源需要考虑最小开停机时间约束。
水电机组日发电量约束可以表示为：
Figure BDA0002273657320000069
其中，
Figure BDA00022736573200000610
为风电场w在时段t下的预测出力。
在本实施例中，目标模型可表示为：
min fG+fR
其中，fG为所有发电机组的电能报价函数之和，fR为所有发电机组的备用报价函数之和。
步骤S13，根据联合出清模型，获取电力市场的出清结果。
具体的，调用CPLEX求解器，对联合出清模型进行处理，获取电力系统中各发电机组在任一时段下的输出功率、各发电机组在任一时段下的功率上限、各发电机组在任一时段下的备用上限、各发电机组在任一用电场景的任一时段下的输出功率、电力市场在任一时段下的电能出清价格、电力市场在任一的备用出清价格。
步骤S14，根据出清结果，获取用电系统的总风险成本。
具体的，根据各发电机组在任一时段下的输出功率、各发电机组在任一时段下的功率上限、各发电机组在任一时段下的备用上限，获取电力系统的上调能力，并根据各发电机组在任一用电场景的任一时段下的输出功率及对应的负荷，获取发电机组在任一电力场景的任意时段下的功率缺额后，根据上调能力和功率缺额，获取电力系统的风险成本。
在本实施例中，系统的上调能力计算如下：
Figure BDA0002273657320000071
在本实施例中，电力场景根据负荷和风电的概率密度函数生成，共有N个，分别为场景s1,s2,...,si,...,sN，相应的概率分别为
Figure BDA0002273657320000072
定义
Figure BDA0002273657320000073
为场景si在时段t的负荷。定义
Figure BDA0002273657320000074
为场景si下风电场w在时段t的输出功率；则对于场景si，时段t下的功率缺额
Figure BDA0002273657320000075
计算如下：
Figure BDA0002273657320000076
从而可得场景si在时段t下的风险成本为：
Figure BDA0002273657320000081
其中，price1(t)为t时段的备用出清价格；price2为临时调用没有中标机组的备用补偿价格，为给定的常数；price3为单位切负荷成本，一般情况下，有price3>price2>price1。
进而可得电力系统的总风险成本为
Figure BDA0002273657320000082
步骤S15，根据总风险成本，和基于用电系统的负荷以及负荷的电能出清价格得到的电能购电成本，获取电力市场的当前综合成本。
在本实施例中，电能购电成本可表示为：
Figure BDA0002273657320000083
其中，price(t)为时段t下电能出清价格。
步骤S16，在当前综合成本未达到预设的收敛条件时，根据当前综合成本计算寻优方向后，根据寻优方向调整预设备用需求，并根据调整后的预设备用需求，重新调整联合出清模型以调整当前综合成本，直至调整后的当前综合成本达到预设的收敛条件后，输出与达到收敛条件的当前综合成本对应的预设备用需求。
其中，收敛条件为当前综合成本无寻优方向，或预设备用需求的更新次数达到预定次数。
在本实施例中，收敛条件包含了两个：其一综合成本达到最优，其二迭代次数达到指定次数。满足其中一个条件即可。如果满足收敛条件，则输出优化后的备用需求，如果不满足收敛条件，根据综合成本计算寻优方向，根据寻优方向调整备用需求，并返回步骤S12重新建立联合出清模型，从而重新调整当前综合成本，直至调整后的当前综合成本达到收敛条件。
需要说明的是，更新备用需求主要采用智能算法，包括遗传算法、粒子群算法等算法。比如说采用遗传算法，则通过选择、交叉、变异的操作来更新备用需求。
与现有技术相比，本实施例通过联合出清模型的出清结果来对备用需求进行调整，以使最终得到的备用需求在满足成本控制的同时，能够提高电力系统的安全性。
进一步的，参见图2，是本申请的一个实施例提供的电力市场环境下系统备用需求的优化装置的结构示意图。包括：
备用需求预设模块101，用于获取电力系统的预设备用需求。
其中，预设备用需求为系统在任一时段产生的负荷的1％～10％。
出清模型建立模块102，用于根据预设备用需求和系统中各设备的输出功率，建立电能量时长和备用时长的联合出清模型。
出清结果获取模块103，用于根据联合出清模型，获取电力市场的出清结果。
在本实施例中，出清结果获取模块103具体用于，调用CPLEX求解器，对联合出清模型进行处理，获取电力系统中各发电机组在任一时段下的输出功率、各发电机组在任一时段下的功率上限、各发电机组在任一时段下的备用上限、各发电机组在任一用电场景的任一时段下的输出功率、电力市场在任一时段下的电能出清价格、电力市场在任一的备用出清价格。
总风险成本获取模块104，用于根据出清结果，获取用电系统的总风险成本。
在本实施例中，总风险成本获取模块104具体用于，根据各发电机组在任一时段下的输出功率、各发电机组在任一时段下的功率上限、各发电机组在任一时段下的备用上限，获取电力系统的上调能力，并根据各发电机组在任一用电场景的任一时段下的输出功率及对应的负荷，获取发电机组在任一电力场景的任意时段下的功率缺额后，根据上调能力和功率缺额，获取电力系统的总风险成本。
综合成本获取模块105，用于根据总风险成本，和基于用电系统的负荷以及负荷的电能出清价格得到的电能购电成本，获取电力市场的当前综合成本。
备用需求优化模块106，用于在当前综合成本未达到预设的收敛条件时，根据当前综合成本计算寻优方向后，根据寻优方向调整预设备用需求，并根据调整后的预设备用需求，重新调整联合出清模型以调整当前综合成本，直至调整后的当前综合成本达到预设的收敛条件后，输出与达到收敛条件的当前综合成本对应的预设备用需求。
其中，收敛条件为当前综合成本无寻优方向，或预设备用需求的更新次数达到预定次数。
与现有技术相比，本实施例通过联合出清模型的出清结果来对备用需求进行调整，以使最终得到的备用需求在满足成本控制的同时，能够提高电力系统的安全性。
以上所述是本申请的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本申请原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也视为本申请的保护范围。
本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分流程，是可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的程序可存储于一计算机可读取存储介质中，该程序在执行时，可包括如上述各方法的实施例的流程。其中，所述的存储介质可为磁碟、光盘、只读存储记忆体(Read-Only Memory，ROM)或随机存储记忆体(Random AccessMemory，RAM)等。

Claims (8)

1.一种电力市场环境下系统备用需求的优化方法，其特征在于，包括：
获取电力系统的预设备用需求；其中，所述预设备用需求为所述电力系统在任一时段产生的负荷的1％～10％；
根据所述预设备用需求和所述系统中各设备的输出功率，建立电能量时长和备用时长的联合出清模型；
根据所述联合出清模型，获取所述电力市场的出清结果；
根据所述出清结果，获取用电系统的总风险成本；
根据所述总风险成本，和基于用电系统的负荷以及所述负荷的电能出清价格得到的电能购电成本，获取电力市场的当前综合成本；
在所述当前综合成本未达到预设的收敛条件时，根据所述当前综合成本计算寻优方向后，根据所述寻优方向调整所述预设备用需求，并根据调整后的所述预设备用需求，重新调整所述联合出清模型以调整所述当前综合成本，直至调整后的所述当前综合成本达到预设的收敛条件后，输出与达到收敛条件的当前综合成本对应的预设备用需求；其中，所述收敛条件为所述当前综合成本无寻优方向，或所述预设备用需求的更新次数达到预定次数。
2.根据权利要求1所述的电力市场环境下系统备用需求的优化方法，其特征在于，所述联合出清模型包括约束模型和目标模型，所述约束模型包括功率平衡约束、备用平衡约束、线路潮流约束、功率上下限约束、功率爬坡速率约束、备用上下限约束、功率与备用的关联约束、最小开停机时间约束和水电机组日发电量约束，所述目标模型为在满足所述约束模型的约束下，使总运行最小的模型。
3.根据权利要求1所述的电力市场环境下系统备用需求的优化方法，其特征在于，所述根据所述联合出清模型，获取所述电力市场的出清结果，包括：
调用CPLEX求解器，对所述联合出清模型进行处理，获取电力系统中各发电机组在任一时段下的输出功率、各发电机组在任一时段下的功率上限、各发电机组在任一时段下的备用上限、各所述发电机组在任一用电场景的任一时段下的输出功率、电力市场在任一时段下的电能出清价格、电力市场在任一的备用出清价格。
4.根据权利要求3所述的电力市场环境下系统备用需求的优化方法，其特征在于，所述根据所述出清结果，获取用电系统的总风险成本，包括：
根据各所述发电机组在任一时段下的输出功率、各所述发电机组在任一时段下的功率上限、各所述发电机组在任一时段下的备用上限，获取所述电力系统的上调能力，并根据各所述发电机组在任一用电场景的任一时段下的输出功率及对应的负荷，获取所述发电机组在任一电力场景的任意时段下的功率缺额后，根据所述上调能力和所述功率缺额，获取所述电力系统的总风险成本。
5.根据权利要求1所述的电力市场环境下系统备用需求的优化方法，其特征在于，所述预设备用需求在调整时采用遗传算法进行调整。
6.一种电力市场环境下系统备用需求的优化装置，其特征在于，包括：
备用需求预设模块，用于获取电力系统的预设备用需求；其中，所述预设备用需求为电力系统在任一时段产生的负荷的1％～10％；
出清模型建立模块，用于根据所述预设备用需求和所述系统中各设备的输出功率，建立电能量时长和备用时长的联合出清模型；
出清结果获取模块，用于根据所述联合出清模型，获取所述电力市场的出清结果；
总风险成本获取模块，用于根据所述出清结果，获取用电系统的总风险成本；
综合成本获取模块，用于根据所述总风险成本，和基于用电系统的负荷以及所述负荷的电能出清价格得到的电能购电成本，获取电力市场的当前综合成本；
备用需求优化模块，用于在所述当前综合成本未达到预设的收敛条件时，根据所述当前综合成本计算寻优方向后，根据所述寻优方向调整所述预设备用需求，并根据调整后的所述预设备用需求，重新调整所述联合出清模型以调整所述当前综合成本，直至调整后的所述当前综合成本达到预设的收敛条件后，输出与达到收敛条件的当前综合成本对应的预设备用需求；其中，所述收敛条件为所述当前综合成本无寻优方向，或所述预设备用需求的更新次数达到预定次数。
7.根据权利要求6所述的电力市场环境下系统备用需求的优化装置，其特征在于，所述出清结果获取模块具体用于：
调用CPLEX求解器，对所述联合出清模型进行处理，获取电力系统中各发电机组在任一时段下的输出功率、各发电机组在任一时段下的功率上限、各发电机组在任一时段下的备用上限、各所述发电机组在任一用电场景的任一时段下的输出功率、电力市场在任一时段下的电能出清价格、电力市场在任一的备用出清价格。
8.根据权利要求6所述的电力市场环境下系统备用需求的优化装置，其特征在于，所述总风险成本获取模块具体用于：
根据各所述发电机组在任一时段下的输出功率、各所述发电机组在任一时段下的功率上限、各所述发电机组在任一时段下的备用上限，获取所述电力系统的上调能力，并根据各所述发电机组在任一用电场景的任一时段下的输出功率及对应的负荷，获取所述发电机组在任一电力场景的任意时段下的功率缺额后，根据所述上调能力和所述功率缺额，获取所述电力系统的总风险成本。
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