CN111382935B - 调峰辅助服务调节方法、装置及系统 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种电力调峰辅助服务调节方法、装置及系统，属于供电技术领域，该方法通过获取用电信息；根据用电信息，确定调峰机组群，调峰机组群包括无偿调峰机组和有偿调峰机组；根据预设交易规则和结算规则，在无偿调峰机组和有偿调峰机组中确定目标调峰机组；基于预设规则，对目标调峰机组，进行调用。建立了辅助服务分担共享新机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进清洁能源消纳，保障电力系统安全、优质、经济运行。

Description

调峰辅助服务调节方法、装置及系统
技术领域
本发明属于供电技术领域，具体涉及一种调峰辅助服务调节方法、装置及系统。
背景技术
调峰是指由于用电负荷是不均匀的。在用电高峰时，电网往往超负荷。此时需要投入在正常运行以外的发电机组以满足需求。这些发电机组称调峰机组。因为他用于调节用电的高峰，所以称调峰机组。调峰机组的要求是启动和停止方便快捷，并网时的同步调整容易。一般调峰机组有燃气轮机机组和抽水蓄能机组等。调峰辅助服务是指并网发电机组能够根据电网的调峰需求而有计划的、按照一定调节速度调节发电出力、改变机组运行状态所提供的调节服务。
目前，在现有技术中，随着清洁能源的不断增加，辅助服务的共享制度已经无法满足调峰辅助的需求。
发明内容
为了至少解决现有技术存在的上述问题，本发明提供了一种电力调峰辅助服务调节方法、装置及系统。
本发明提供的技术方案如下：
一方面，一种电力调峰辅助服务调节方法，包括：
获取用电信息；
根据所述用电信息，确定调峰机组群，所述调峰机组群包括无偿调峰机组和有偿调峰机组；
根据预设交易规则和结算规则，在所述无偿调峰机组和所述有偿调峰机组中确定目标调峰机组；
基于预设规则，对所述目标调峰机组，进行调用。
可选地，所述有偿调峰机组，用于进行有偿调峰辅助交易；
所述有偿调峰辅助交易，包括：机组实时深度调峰和机组启停调峰；
所述机组实时深度调峰，包括：按照预设规则调节机组平均负荷率；
所述机组启停调峰，包括：根据调度指令，使得机组在日内进行启停。
可选地，所述根据预设交易规则和结算规则，在所述无偿调峰机组和所述有偿调峰机组中确定目标调峰机组，包括：
获取发电企业按照机组额定容量对应的启停调峰辅助服务报价区间提出的报价；
根据所述报价，在所述调峰机组中确定目标调峰机组。
可选地，所述机组实时深度调峰，具体用于：在运行机组在系统调峰困难时段主动调减出力，使运行机组平均负荷率小于有偿调峰基准；在所述机组平均负荷率大于等于所述有偿调峰基准时，由调度机构根据系统运行需要无偿调用。
可选地，所述运行机组平均负荷率为统计周期内的单位时刻发电功率之和与若干时刻数量的机组容量的比值的百分数。
可选地，还包括：
根据目标调峰机组和所述用电信息，获取有偿调峰电量；
根据交易时段，获取机组出清价格；
根据所述有偿调峰电量和所述出清价格，获取深度调峰补偿费用；
根据所述深度调峰补偿费用，对所述目标调峰机组进行费用补偿。
可选地，所述根据所述深度调峰补偿费用，对所述目标调峰机组进行费用补偿，包括：
根据所述深度调峰补偿费用和第一预设基准，对煤电机组进行补偿；和/或，
根据所述深度调峰补偿费用和第二预设基准，对气电机组、水电机组、风电机组、光伏机组进行补偿；和/或，
根据所述深度调峰补偿费用和第三预设基准，对核电厂机组进行补偿。
可选地，还包括：在所述深度调峰补偿费用达到预设阈值时，对深度调峰成本进行分摊；
所述对深度调峰成本进行分摊，包括：从当日深度调峰服务总成本中扣除达到分摊金额预设阈值机组需支付的费用，剩余机组按各自发电量占总分摊电量之比对剩下的深度调峰服务成本进行分摊；所述预设阈值包括上限值。
又一方面，一种电力调峰辅助服务调节装置，包括：获取模块、确定模块、判断模块和调用模块；
所述获取模块，用于获取用电信息；
所述确定模块，用于根据所述用电信息，确定调峰机组群，所述调峰机组群包括无偿调峰机组和有偿调峰机组；
所述判断模块，用于根据预设交易规则和结算规则，在所述无偿调峰机组和所述有偿调峰机组中确定目标调峰机组；
所述调用模块，用于基于预设规则，对所述目标调峰机组，进行调用。
又一方面，一种电力调峰辅助服务调节系统，总调度控制中心、并网发电机组、电力用户；
所述并网发电机组、所述电力用户分别与所述总调度控制中心相连；
所述总调度控制中心按照上述任一所述的电力调峰辅助服务调节方法对所述并网发电机组、所述电力用户进行电力调峰辅助服务。
本发明的有益效果为：
本发明实施例提供的电力调峰辅助服务调节方法、装置及系统，通过获取用电信息；根据用电信息，确定调峰机组群，调峰机组群包括无偿调峰机组和有偿调峰机组；根据预设交易规则和结算规则，在无偿调峰机组和有偿调峰机组中确定目标调峰机组；基于预设规则，对目标调峰机组，进行调用。建立了辅助服务分担共享新机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进清洁能源消纳，保障电力系统安全、优质、经济运行。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例提供的一种电力调峰辅助服务调节方法流程示意图；
图2为本发明实施例提供的一种电力调峰辅助服务调节装置结构示意图；
图3为本发明实施例提供的一种电力调峰辅助服务调节系统结构示意图。
附图标记：
21-获取模块；22-确定模块；23-判断模块；24-调用模块；31-总调度控制中心；32-并网发电机组；33-电力用户。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明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，都属于本发明所保护的范围。
实施例：
为了解决本发明中提出的技术问题，本发明实施例提供一种调峰辅助服务调节方法。
图1为本发明实施例提供的一种调峰辅助服务调节方法流程示意图，请参阅图1，本发明实施例提供的调峰辅助服务调节方法，可以包括以下步骤：
S11、获取用电信息。
具体地，可以根据机组的申报，来获取目标区域的用电信息。例如，可以依海南为例，定义海南为目标区域，获取其用电信息，用电信息包括当日用电量，次日用电量等。值得说明的是，此处对海南只是列举，并不是限定。
S12、根据用电信息，确定调峰机组群，调峰机组群包括无偿调峰机组和有偿调峰机组。
S13、根据预设交易规则和结算规则，在无偿调峰机组和有偿调峰机组中确定目标调峰机组。
S14、基于预设规则，对目标调峰机组，进行调用。
本实施例中，可以定义目标区域为目标调峰区域，例如，本实施例中，可以定义海南为目标调峰区域，进行海南区域的调峰辅助服务调节方法为例，进行说明。值得说明的是，此处的海南只是列举，并不是限定。海南电网电力调度控制中心直接调度并网发电厂、获得准入的电力用户等开展的辅助服务交易行为。
辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外的市场化辅助服务。
在本发明实施例中，电力调峰辅助服务的市场成员，具体可以包括：市场运营机构和市场主体。在进行电力调峰辅助服务的调节过程中，可以在市场成员中获取目标调峰机组，目标调峰机组可以包括无偿调峰机组和低价调峰机组。
依旧以海南为例，其中，市场运营机构，可以包括：海南电网电力调度控制中心、海南电力交易中心。海南电网电力调度控制中心，可以用于：建设和维护调峰市场交易技术支持系统；依据市场规则组织交易，按照交易结果进行调用；向海南电力交易中心提供调峰市场出清结果；发布、报送市场信息；掌握市场运行状态，定期对市场规则查漏补缺，根据海南电力工业发展及用户构成变化，对市场规则提出修改建议；紧急情况下及时暂停或中止市场运行，保障系统安全运行；依法依规实施有关电力调度工作等。海南电力交易中心，可以用于：负责市场交易主体的注册管理；负责提供电力交易结算依据及相关服务；发布、报送有关市场信息等；贯彻本方案及指导市场成员行为，及时指正偏离市场目的交易行为；负责开展市场主体信用评价等；其他法律法规规定的权利和义务。
市场主体，可以包括：海南电网电力调度控制中心统调的并网发电厂(包括煤电、气电、抽水蓄能、风电、光伏、水电、核电、生物质)，发电机组参与范围见表1：
表1参与调峰辅助服务市场主体
类型 备注
煤电 按机组参与市场
气电 按机组参与市场
抽水蓄能 按机组参与市场
风电 按电厂参与市场
光伏 按电厂参与市场
水电 仅在丰水期按机组参与市场
核电 按机组参与市场
参见表1，示意了参与调峰辅助服务的市场主体及其参与方式。海南电网电力调度控制中心统调的并网发电厂，用于：按要求提供基础技术参数以确定调峰服务的能力，或提供有资质的单位出具的辅助服务能力测试报告；负责电力设备的运行与维护，确保能够根据电网调度指令提供符合规定标准的调峰辅助服务；按规则参与调峰市场交易，根据电网调度指令提供辅助服务；按规则参与电力辅助服务市场结算；及时获取电力辅助服务交易相关信息；其他法律法规所赋予的权利和责任。
调峰辅助服务是指并网发电机组能够根据电网的调峰需求而有计划的、按照一定调节速度调节发电出力、改变机组运行状态所提供的调节服务。
可选地，海南电力调峰辅助服务(以下简称调峰辅助服务)可以分为基本调峰辅助服务和有偿调峰辅助服务，有偿调峰辅助服务在海南电力调峰辅助服务市场中交易，可以包括机组实时深度调峰和机组启停调峰。
调峰交易不影响发电企业的年度电量计划，现阶段由调度机构通过滚动的方式实现年度电量计划的执行。
本实施例中，机组实时深度调峰交易是指运行机组在系统调峰困难时段主动调减出力，使机组平均负荷率小于有偿调峰基准，以机组调减出力为标的，同时包含调用抽蓄机组抽水，使得全网负荷升高，从而达到调峰目标的交易。平均负荷率大于等于有偿调峰基准的调峰服务属于机组承担的基本义务，由调度机构根据系统运行需要无偿调用。
可选地，本实施例中，交易开展初期，卖方可以为煤电、核电、抽蓄机组，买方可以为调峰交易时段运行的煤电、核电、水电、风电、光伏、气电机组。
平均负荷率是指煤电、核电机组在交易统计周期内单位时刻负荷率的平均值。平均负荷率小于有偿调峰基准时获得辅助服务补偿。
平均负荷率＝统计周期内的单位时刻发电功率之和/(时刻数量×机组容量)×100％
单位统计周期是交易量计算的基本时间单位，例如，可以以15分钟为一个周期进行统计，在每个统计周期中计算调峰辅助服务买卖双方收支费用。深度调峰交易实行日清月结。
可选地，本实施例提供煤电、核电有偿调峰基准，如表2所示，值得说明的是，表2仅仅是对煤电、核电有偿调峰基准的示例，并不是限定。
表2煤电、核电机组有偿调峰基准
类型 有偿调峰基准
煤电 负荷率50％
核电 负荷率75％
可选地，相关监管部可以根据市场活跃程度及市场运行情况调整有偿调峰基准，由市场运营机构公布。
实时深度调峰交易中的煤电、核电机组采用“阶梯式”报价方式和价格机制，发电企业在规定各档内分别报价，例如，具体分档及报价上下限可以参见表3、表4；抽蓄机组，即抽水蓄能机组可以采用单一报价方式，报价范围为0-250元/MWh，抽蓄机组报价与实时深度调峰机组的报价统一排序。
表3煤电机组分档报价范围
表4核电机组分档报价范围
可选地，可以按照“按需调用，按序调用”原则，由调度机构在负荷下降过程中，优先降低报价低的机组出力；在系统负荷爬坡过程中，优先加大报价高的机组出力；相同报价的按报价时间先后顺序调用，优先降低报价时间早的机组，优先加大报价时间晚的机组。
调用抽蓄机组抽水造成其他机组出力提升，优先加大报价高的机组出力，相同报价的，优先加大报价时间晚的机组。在各机组负荷率均达到有偿基准负荷率后，若还需提升机组出力，由煤电机组平均加大出力。
机组深度调峰交易按照有偿调峰电量及市场出清价格进行结算。其中，有偿调峰电量是指发生调峰的单位统计周期内，煤电、核电机组在调峰分档区间内平均负荷率低于有偿调峰基准而形成的未发积分电量和抽蓄机组有偿抽水积分电量。其中，有偿抽水电量指抽蓄机组根据实际调峰需要而产生的抽水电量。若抽蓄机组被调用时，因其自身运行特性造成抽水电量超出实际调峰需求的部分不予补偿；同时，煤电机组出力提升后，煤电有偿调峰电量按照被调用的调峰档位最低负荷率计算。
煤电、核电档内市场出清价格是指交易时段内煤电、核电同一档内实际调用到的最后一台调峰机组的报价；抽蓄出清价格是指调峰交易时段内调用到的最后一台抽水蓄能机组的报价。深度调峰补偿费用为单位统计周期内各类机组补偿费用之和，公式如下：
深度调峰补偿费用由调峰交易时段运行的煤电、核电、水电、风电、光伏、气电机组分摊。
可选地，根据补偿费用和第一预设基准，对煤电机组进行补偿可以为：
在煤电机组负荷率≤50％时
机组分摊费用＝[各机组实际积分发电量/全部分摊机组(电厂)实际分摊量之和]*全部补偿费用
在50％＜煤电机组负荷率≤60％时
在60％＜煤电机组负荷率≤80％时
在煤电机组负荷率>80％时
根据补偿费用和第二预设基准，对气电机组、水电机组、风电机组、光伏机组进行补偿可以为：
各机组(电厂)分摊费用＝[机组(电厂)实际积分发电量/全部分摊机组(电厂)实际分摊量之和]*全部补偿费用
可选地，根据补偿费用和第三预设基准，对核电厂机组进行补偿可以为：
可选地，考虑特殊时期可能出现个别机组分摊的深度调峰服务成本相对其发电受入占比太高的情况，对机组设定分摊金额上限，计算公式可以为：
机组分摊上限＝当日全网深度调峰分摊总费用*0.2
当机组计算得出的分摊费用大于分摊金额上限，按上限进行支付。
当出现上述中支付费用达到上限情况，需要重新进行深度调峰成本分摊。首先从当日深度调峰服务总成本中扣除达到分摊金额上限机组需支付的费用，然后剩余机组按各自发电量占总分摊电量之比对剩下的深度调峰服务成本进行分摊。
对已出清且在实际运行中无法提供相应深度调峰服务的机组，根据计费周期内机组的中标调峰电量和实际调峰电量计算电量偏差。
电量偏差＝(中标调峰电量-实际调峰电量)/中标调峰电量
如果电量偏差率小于2.5％，并且实际调峰电量大于中标调峰电量，机组深度调峰服务费按照实际调峰电量和中标电价结算；如果实际调峰电量小于中标调峰电量时，机组深度调峰服务费按照实际调峰电量和实际出力对应的档位报价结算。
如果电量偏差率大于2.5％，除了按上述原则结算外，还可以进行违约考核收取违约金：
违约金＝单位计费周期内中标调峰电量*市场平均出清价格*0.2
调峰产生的总违约金纳入深度调峰总补偿费用。
对由于开机、停机，非停或机组自身原因影响出力至有偿调峰基准以下的机组，不视为提供深度调峰服务，不予补偿，调度机构及电厂应将原因详细记录备案。
为保证电网稳定运行，调度机构可以每日调用一定台数机组用于AGC调频(跟踪联络线模式)和消除日内计划与实际负荷之间的偏差，被调用机组不参与深度调峰交易市场。
机组启停调峰交易是指根据调度指令，机组在日内通过启停以缓解电网调峰压力的交易。在本实施例中，出让方可以为气电、燃煤、核电机组，受让方可以为当日非启停的运行机组。
发电企业按照机组额定容量对应的启停调峰辅助服务报价区间浮动报价，各级别机组的报价上限见表5、表6：
表5煤电、核电机组启停报价范围
表6气电机组启停报价范围
启停调峰交易由电力调度机构按照电网安全运行实际需要，根据日前报价由低到高依次安排调用。报价相同时优先调用大容量机组。
启停调峰交易根据各级别机组日前报价按台次结算。
可选地，启停调峰补偿费用可以按照各机组(电厂)当日发电量的比例进行分摊。
例如：各机组(电厂)分摊费用＝[各机组(电厂)当日发电量/各机组当日发电量之和]*机组启停调峰补偿总费用
可选地，在市场组织与竞价时，可以每日10～11时，有意愿提供机组深度调峰辅助服务的煤电、核电和抽蓄机组通过交易平台申报次日报价及机组有功出力可调区间。每日10～11时，有意愿提供机组启停调峰辅助服务的煤电、核电、气电通过交易平台申报次日机组启停报价。调度机构每日17时前发布安全校核通过后的次日机组/电厂的日发电计划曲线。该结果作为预调度依据，不作为结算依据。
可选地，交易执行时，可以在保障电网安全运行前提下，按照节能发电调度原则，充分消纳清洁能源，对调峰辅助服务交易按照经济性原则调用，即优先调用无偿及有偿调峰机组，在获取到有偿调峰机组后，按照有偿价格，选择低价调峰机组。
为保证电网安全运行，调度机构可以设置为有权在特殊情况下根据电网调峰需求采取临时增加运行机组调峰或安排机组启停调峰等措施。
在电网非调峰时段或由于自身原因影响出力导致负荷率在有偿调峰基准以下，不视为提供有偿调峰服务，不参与交易计算，由调度机构记录详细原因备查。
可选地，在计量与结算时，电网企业按照调度管辖范围记录所辖并网发电厂辅助服务交易、调用、计算和结算等情况。调度机构按市场实际交易情况，通过技术支持系统记录各市场主体的计算电量和出清价格，并按照计算规则进行交易费用的计算。辅助服务交易计算的数据依据包括调度指令、调度自动化系统数据。机组实时深度调峰、启停调峰辅助服务交易费用采用日清月结的方式结算。每日计算各市场成员交易金额，每月形成辅助服务交易结算单，在下月电费基础上增减相应的辅助服务交易金额，与下月电费一同进行资金结算。辅助服务费用按照专门记账、收支平衡的原则，实行专项管理，单独建立辅助服务市场结算台账，在调度管辖范围内统一结算。
可选地，信息发布时，辅助服务市场运营机构应建立辅助服务市场技术支持系统，发布辅助服务市场相关信息。调峰辅助服务市场信息分为实时信息、日信息及月度信息，内容包括调度管辖范围内市场主体的调峰辅助服务补偿和分摊对象、时段、电力、电量、价格、费用等。
当日信息由辅助服务市场运营机构在下一个工作日12时前发布。各市场主体如对日信息有异议，应于发布之日的15时前向市场运营机构提出核对要求。市场运营机构每日17时前发布确认后的统计结果。市场运营机构应在每月第10个工作日前发布上月辅助服务市场月度信息。
本发明实施例提供的电力调峰辅助服务调节方，通过获取用电信息；根据用电信息，确定调峰机组群，调峰机组群包括无偿调峰机组和有偿调峰机组；根据预设交易规则和结算规则，在无偿调峰机组和有偿调峰机组中确定目标调峰机组；基于预设规则，对目标调峰机组，进行调用。建立了辅助服务分担共享新机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进清洁能源消纳，保障电力系统安全、优质、经济运行。
可选地，为了保证市场的正常运行，可以设立市场监管及干预。例如，可以设置南方能源监管局对辅助服务市场运行进行监督管理。辅助服务市场运营机构应将辅助服务交易情况、交易合同等信息报南方能源监管局。南方能源监管局可采取现场或非现场方式对本方案实施情况开展检查，对市场主体和市场运营机构违反有关规定的依法依规进行处理。南方能源监管局可以根据辅助服务市场运行情况调整包括有偿调峰基准、补偿档位、报价限值等在内的市场运行参数，提前一个月向市场公布。
可选地，可以设置南方能源监管局可对市场进行干预，也可授权海南电网电力调度控制中心、海南电力交易中心进行临时干预的异常情况，可以包括：市场主体滥用市场力、串谋及其他严重违约等情况导致市场秩序受到严重扰乱；电力系统或交易平台发生故障，导致市场无法正常进行时；因电网故障需要紧急调整机组出力，导致市场交易无法正常进行时；因恶劣天气、节假日、特殊保电、孤网等原因造成负荷突变、电网运行方式发生变化，市场交易无法正常进行时；因“三公”进度需要，需要对调峰市场机组进行限定时等。
可选地，市场干预的主要方法，可以包括：调整有偿调峰基准；调整市场限价；暂停市场交易，处理和解决问题后重新启动。中止市场后，辅助服务调用可以依据《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》与《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》执行。
实施例：
基于一个总的发明构思，本发明实施例还提供一种电力调峰辅助服务调节装置。
图2为本发明实施例提供的一种电力调峰辅助服务调节装置结构示意图，请参阅图2，本发明实施例提供的电力调峰辅助服务调节装置，可以包括：获取模块21、确定模块22、判断模块23和调用模块24；
获取模块21，用于获取用电信息；
确定模块22，用于根据用电信息，确定调峰机组群，调峰机组群包括无偿调峰机组和有偿调峰机组；
判断模块23，用于根据预设交易规则和结算规则，在无偿调峰机组和有偿调峰机组中确定目标调峰机组；
调用模块24，用于基于预设规则，对目标调峰机组，进行调用。
关于上述实施例中的装置，其中各个模块执行操作的具体方式已经在有关该方法的实施例中进行了详细描述，此处将不做详细阐述说明。
本发明实施例提供的电力调峰辅助服务调节装置，通过获取用电信息；根据用电信息，确定调峰机组群，调峰机组群包括无偿调峰机组和有偿调峰机组；根据预设交易规则和结算规则，在无偿调峰机组和有偿调峰机组中确定目标调峰机组；基于预设规则，对目标调峰机组，进行调用。建立了辅助服务分担共享新机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进清洁能源消纳，保障电力系统安全、优质、经济运行。
实施例：
基于一个总的发明构思，本发明实施例还提供一种电力调峰辅助服务调节系统。
图3为本发明实施例提供的一种电力调峰辅助服务调节系统结构示意图，请参阅图3，本发明实施例提供的电力调峰辅助服务调节系统，可以包括：总调度控制中心31、并网发电机组32、电力用户33；
并网发电机组32、电力用户33分别与总调度控制中心31相连。总调度控制中心31按照上述任一实施例记载的电力调峰辅助服务调节方法对并网发电机组、电力用户进行电力调峰辅助服务。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，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以所述权利要求的保护范围为准。
可以理解的是，上述各实施例中相同或相似部分可以相互参考，在一些实施例中未详细说明的内容可以参见其他实施例中相同或相似的内容。
需要说明的是，在本发明的描述中，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。此外，在本发明的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是指至少两个。
流程图中或在此以其他方式描述的任何过程或方法描述可以被理解为，表示包括一个或更多个用于实现特定逻辑功能或过程的步骤的可执行指令的代码的模块、片段或部分，并且本发明的优选实施方式的范围包括另外的实现，其中可以不按所示出或讨论的顺序，包括根据所涉及的功能按基本同时的方式或按相反的顺序，来执行功能，这应被本发明的实施例所属技术领域的技术人员所理解。
应当理解，本发明的各部分可以用硬件、软件、固件或它们的组合来实现。在上述实施方式中，多个步骤或方法可以用存储在存储器中且由合适的指令执行系统执行的软件或固件来实现。例如，如果用硬件来实现，和在另一实施方式中一样，可用本领域公知的下列技术中的任一项或他们的组合来实现：具有用于对数据信号实现逻辑功能的逻辑门电路的离散逻辑电路，具有合适的组合逻辑门电路的专用集成电路，可编程门阵列(PGA)，现场可编程门阵列(FPGA)等。
本技术领域的普通技术人员可以理解实现上述实施例方法携带的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件完成，所述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，该程序在执行时，包括方法实施例的步骤之一或其组合。
此外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理模块中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个模块中。上述集成的模块既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能模块的形式实现。所述集成的模块如果以软件功能模块的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，也可以存储在一个计算机可读取存储介质中。
上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。
尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。

Claims (8)

1.一种电力调峰辅助服务调节方法，其特征在于，包括：
获取用电信息；
根据所述用电信息，确定调峰机组群，所述调峰机组群包括无偿调峰机组和有偿调峰机组；
根据预设交易规则和结算规则，在所述无偿调峰机组和所述有偿调峰机组中确定目标调峰机组；
基于预设规则，对所述目标调峰机组，进行调用；
还包括：
根据目标调峰机组和所述用电信息，获取有偿调峰电量；
根据交易时段，获取机组出清价格；
根据所述有偿调峰电量和所述出清价格，获取深度调峰补偿费用；
根据所述深度调峰补偿费用，对所述目标调峰机组进行费用补偿，包括：根据所述深度调峰补偿费用和第一预设基准，对煤电机组进行补偿；根据所述深度调峰补偿费用和第二预设基准，对气电机组、水电机组、风电机组、光伏机组进行补偿；和/或，根据所述深度调峰补偿费用和第三预设基准，对核电厂机组进行补偿；
其中，深度调峰补偿费用为单位统计周期内各类机组补偿费用之和，公式如下：
深度调峰补偿费用= （煤电第i档有偿调峰电量×第i档出清价格）+/>（核电第i档有偿调峰电量×第i档出清价格）+抽蓄有偿抽水电量×抽蓄出清价格；
深度调峰补偿费用由调峰交易时段运行的煤电、核电、水电、风电、光伏、气电机组分摊；
根据补偿费用和第一预设基准，对煤电机组进行补偿可以为：
在煤电机组负荷率≤50%时，
机组分摊费用=[各机组实际积分发电量∕全部分摊机组实际分摊量之和]*全部补偿费用；
在50%＜煤电机组负荷率≤60%时，
机组分摊费用=[｛(机组实际出力－50%机组额定容量）*1.5+50%机组额定容量｝∕全部分摊机组实际分摊量之和]*全部补偿费用；
在60%＜煤电机组负荷率≤80%时，
机组分摊费用=[｛(机组实际出力－60%机组额定容量）*2+(机组实际出力－50%机组额定容量）*1.5+50%机组额定容量｝∕全部分摊机组实际分摊量之和]*全部补偿费用；
在煤电机组负荷率>80%时，
机组分摊费用=[｛(机组实际出力－80%机组额定容量）*2.5+(机组实际出力－60%机组额定容量）*2+(机组实际出力－50%机组额定容量）*1.5+50%机组额定容量｝∕全部分摊机组实际分摊量之和]*全部补偿费用；
根据补偿费用和第二预设基准，对气电机组、水电机组、风电机组、光伏机组进行补偿为：
各机组分摊费用=[机组实际积分发电量∕全部分摊机组实际分摊量之和]*全部补偿费用；
根据补偿费用和第三预设基准，对核电厂机组进行补偿为：
核电分摊费用=[｛(机组实际出力－75%机组额定容量）*1.5+75%机组额定容量｝∕全部分摊机组实际分摊量之和]*全部补偿费用；
其中，机组为电厂。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述有偿调峰机组，用于进行有偿调峰辅助交易；
所述有偿调峰辅助交易，包括：机组实时深度调峰和机组启停调峰；
所述机组实时深度调峰，包括：按照预设规则调节机组平均负荷率；
所述机组启停调峰，包括：根据调度指令，使得机组在日内进行启停。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述根据预设交易规则和结算规则，在所述无偿调峰机组和所述有偿调峰机组中确定目标调峰机组，包括：
获取发电企业按照机组额定容量对应的启停调峰辅助服务报价区间提出的报价；
根据所述报价，在所述调峰机组中确定目标调峰机组。
4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述机组实时深度调峰，具体用于：在运行机组在系统调峰困难时段主动调减出力，使运行机组平均负荷率小于有偿调峰基准；在所述机组平均负荷率大于等于所述有偿调峰基准时，由调度机构根据系统运行需要无偿调用。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述运行机组平均负荷率为统计周期内的单位时刻发电功率之和与若干时刻数量的机组容量的比值的百分数。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括：在所述深度调峰补偿费用达到预设阈值时，对深度调峰成本进行分摊；
所述对深度调峰成本进行分摊，包括：从当日深度调峰服务总成本中扣除达到分摊金额预设阈值机组需支付的费用，剩余机组按各自发电量占总分摊电量之比对剩下的深度调峰服务成本进行分摊；所述预设阈值包括上限值。
7.一种电力调峰辅助服务调节装置，其特征在于，包括：获取模块、确定模块、判断模块和调用模块；
所述获取模块，用于获取用电信息；
所述确定模块，用于根据所述用电信息，确定调峰机组群，所述调峰机组群包括无偿调峰机组和有偿调峰机组；
所述判断模块，用于根据预设交易规则和结算规则，在所述无偿调峰机组和所述有偿调峰机组中确定目标调峰机组；
所述调用模块，用于基于预设规则，对所述目标调峰机组，进行调用；还用于根据目标调峰机组和所述用电信息，获取有偿调峰电量；
根据交易时段，获取机组出清价格；
根据所述有偿调峰电量和所述出清价格，获取深度调峰补偿费用；
根据所述深度调峰补偿费用，对所述目标调峰机组进行费用补偿，包括：根据所述深度调峰补偿费用和第一预设基准，对煤电机组进行补偿；根据所述深度调峰补偿费用和第二预设基准，对气电机组、水电机组、风电机组、光伏机组进行补偿；和/或，根据所述深度调峰补偿费用和第三预设基准，对核电厂机组进行补偿；
其中，深度调峰补偿费用为单位统计周期内各类机组补偿费用之和，公式如下：
深度调峰补偿费用= （煤电第i档有偿调峰电量×第i档出清价格）+/>（核电第i档有偿调峰电量×第i档出清价格）+抽蓄有偿抽水电量×抽蓄出清价格；
深度调峰补偿费用由调峰交易时段运行的煤电、核电、水电、风电、光伏、气电机组分摊；
根据补偿费用和第一预设基准，对煤电机组进行补偿可以为：
在煤电机组负荷率≤50%时，
机组分摊费用=[各机组实际积分发电量∕全部分摊机组实际分摊量之和]*全部补偿费用；
在50%＜煤电机组负荷率≤60%时，
机组分摊费用=[｛(机组实际出力－50%机组额定容量）*1.5+50%机组额定容量｝∕全部分摊机组实际分摊量之和]*全部补偿费用；
在60%＜煤电机组负荷率≤80%时，
机组分摊费用=[｛(机组实际出力－60%机组额定容量）*2+(机组实际出力－50%机组额定容量）*1.5+50%机组额定容量｝∕全部分摊机组实际分摊量之和]*全部补偿费用；
在煤电机组负荷率>80%时，
机组分摊费用=[｛(机组实际出力－80%机组额定容量）*2.5+(机组实际出力－60%机组额定容量）*2+(机组实际出力－50%机组额定容量）*1.5+50%机组额定容量｝∕全部分摊机组实际分摊量之和]*全部补偿费用；
根据补偿费用和第二预设基准，对气电机组、水电机组、风电机组、光伏机组进行补偿为：
各机组分摊费用=[机组实际积分发电量∕全部分摊机组实际分摊量之和]*全部补偿费用；
根据补偿费用和第三预设基准，对核电厂机组进行补偿为：
核电分摊费用=[｛(机组实际出力－75%机组额定容量）*1.5+75%机组额定容量｝∕全部分摊机组实际分摊量之和]*全部补偿费用；
其中，机组为电厂。
8.一种电力调峰辅助服务调节系统，其特征在于，包括：总调度控制中心、并网发电机组、电力用户；
所述并网发电机组、所述电力用户分别与所述总调度控制中心相连；
所述总调度控制中心按照权利要求1-6任一所述的电力调峰辅助服务调节方法对所述并网发电机组、所述电力用户进行电力调峰辅助服务。
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