CN113344641A - 一种运行备用辅助服务市场交易成本分摊方法 - Google Patents

一种运行备用辅助服务市场交易成本分摊方法 Download PDF

Info

Publication number
CN113344641A
CN113344641A CN202110751976.2A CN202110751976A CN113344641A CN 113344641 A CN113344641 A CN 113344641A CN 202110751976 A CN202110751976 A CN 202110751976A CN 113344641 A CN113344641 A CN 113344641A
Authority
CN
China
Prior art keywords
running
auxiliary service
standby
market
electricity consumption
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN202110751976.2A
Other languages
English (en)
Other versions
CN113344641B (zh
Inventor
黄康乾
黄靖茵
胡鑫
向德军
蔡嘉荣
占力超
刘珍珍
周睿
黄志生
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Guangdong Electric Power Transaction Center Co ltd
Guangdong Electric Power Information Technology Co Ltd
Original Assignee
Guangdong Electric Power Transaction Center Co ltd
Guangdong Electric Power Information Technology Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Guangdong Electric Power Transaction Center Co ltd, Guangdong Electric Power Information Technology Co Ltd filed Critical Guangdong Electric Power Transaction Center Co ltd
Priority to CN202110751976.2A priority Critical patent/CN113344641B/zh
Publication of CN113344641A publication Critical patent/CN113344641A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN113344641B publication Critical patent/CN113344641B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q30/00—Commerce
    • G06Q30/02—Marketing; Price estimation or determination; Fundraising
    • G06Q30/0201—Market modelling; Market analysis; Collecting market data
    • G06Q30/0203—Market surveys; Market polls
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q40/00—Finance; Insurance; Tax strategies; Processing of corporate or income taxes
    • G06Q40/04—Trading; Exchange, e.g. stocks, commodities, derivatives or currency exchange
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Systems or methods specially adapted for specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Electricity, gas or water supply
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/50—Systems or methods supporting the power network operation or management, involving a certain degree of interaction with the load-side end user applications
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S50/00—Market activities related to the operation of systems integrating technologies related to power network operation or related to communication or information technologies
    • Y04S50/14—Marketing, i.e. market research and analysis, surveying, promotions, advertising, buyer profiling, customer management or rewards

Abstract

本发明涉及一种运行备用辅助服务市场交易成本分摊方法，该方法通过缺省场景下运行备用辅助服务市场交易成本测算与正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本测算，计算各不确定性因素对运行备用辅助服务市场交易成本的边际贡献率，以此将总交易成本在各不确定性因素分摊，计算各不确定性因素所应承担的运行备用辅助服务市场交易成本。由于各不确定性因素考虑了当前市场用电主体分类，实现了运行备用辅助服务市场交易成本分摊对象与实际收益方匹配；由于分摊计算依据的是各不确定性因素对运行备用辅助服务市场交易成本的边际贡献率，实现了分摊标准与运行备用收益程度匹配，用户体验度好、满意度高。

Description

一种运行备用辅助服务市场交易成本分摊方法
技术领域
本发明涉及电力市场与调度运行技术领域，具体涉及一种运行备用辅助服务市场交易成本分摊方法。
背景技术
随着我国电力市场改革的不断深入，特别是电力现货市场试点建设深化推进，运行备用、电力调频等辅助服务品种成为市场建设的重要内容，由此产生了辅助服务市场交易成本合理分摊的问题。其中，由于运行备用辅助服务是当前市场建设的重要内容，其市场交易成本分摊是该领域研究的重点。
所谓运行备用是一种预留在发电侧的备用发电能力，以应对实际运行过程中用电负荷预测偏差、事故损失负荷等不确定性因素。运行备用一般由常规电源发电机组承担，由于电能量与运行备用间的耦合关系，承担运行备用辅助服务，意味着常规电源发电机组在电能量现货市场中损失了该部分发电能力。因此，运行备用辅助服务补偿实际上是对上述发电机组由于承担运行备用职责，而在电能量市场中机会成本的损失而进行补偿。
传统模式下，市场运营机构主要按照“三公调度”原则，采用等备用率方式安排运行备用容量，即根据常规电源发电机组最大技术出力，将系统所需要的运行备用容量尽可能均等分配给所有发电主体。该情况下发电主体分配运行备用容量的比例系数即为备用率，等备用率方式下发电主体的运行备用与其最大技术出力比例尽可能相同。等备用率方式不能充分挖掘发电主体发电能力的优势，不利于资源优化配置，为此近年来运行备用辅助服务市场成为研究的重点，其主要实施特点在于通过组织发电主体申报运行备用价格，由报价低的发电主体优先提供运行备用，从而降低整个运行备用补偿费用。
无论传统等备用率方式，还是转入运行备用市场，运行备用补偿费用分摊均是需要解决的关键问题。市场环境下运行备用补偿费用实际上就是运行备用辅助服务市场交易成本，是用于对运行备用辅助服务中标的发电主体预留运行备用进行补偿的费用。目前一般由其他未提供运行备用辅助服务的发电主体根据其发电量分摊，可表示为：
Figure BDA0003145057960000021
其中，
Figure BDA0003145057960000022
为未提供运行备用辅助服务的发电主体g所应分摊的运行备用辅助服务市场交易成本，
Figure BDA0003145057960000023
为该发电主体的发电量，FRT为运行备用辅助服务市场交易成本，g∈NR表示未提供运行备用辅助服务的所有发电主体。
以上分摊方法存在以下两方面问题：
(1)分摊对象与运行备用实际收益方并不对应，未能体现“谁收益、谁分摊”的市场设计原则。预留运行备用的目的在于应对实时运行过程中负荷、新能源预测偏差等不确定性因素。而当前运行备用辅助服务市场交易成本分摊方法仅在发电主体范围内分摊，未考虑负荷波动等因素而匹配的运行备用。因此，当前的分摊方法在分摊对象上与运行备用预留的初衷并不匹配；
(2)分摊标准与运行备用收益程度并不匹配，未能准确量化不同类型市场主体在运行备用中的影响程度。当前运行备用辅助服务市场交易成本分摊以发电主体的发电量作为分摊标准，发电量越高，所承担的分摊费用越高，然而发电量的多少与其所需要预留运行备用之间并没有直接的对应关系。因此发电量作为分摊标准并不能准确量化不同类型发用电主体对运行备用所造成的影响。
以上两方面原因导致运行备用市场交易容易出现价格失真，不能充分激励市场主体不断改进其运行控制特性，以降低运行备用需求，提高电网运行整体效益。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种运行备用辅助服务市场交易成本分摊方法，以解决现有技术中运行备用辅助服务市场交易成本分摊方法分摊对象与运行备用实际收益方不匹配，分摊标准与运行备用收益程度不匹配的问题。
为实现以上目的，本发明采用如下技术方案：
根据本发明实施例的第一方面，提供一种运行备用辅助服务市场交易成本分摊方法，包括：
步骤S1、不确定性因素分类：根据待分析区域电网运行特点，确定其影响运行备用容量的不确定性因素，并根据历史数据统计不确定性因素的分布概率；
步骤S2、正常场景下运行备用容量统计；
步骤S3、正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本测算：将正常场景下运行备用容量作为约束条件，构建运行备用市场出清模型，求解所述运行备用市场出清模型，得到正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本；
步骤S4、缺省场景下运行备用容量统计；
步骤S5、缺省场景下运行备用辅助服务市场交易成本测算：将缺省场景下运行备用容量作为约束条件，构建运行备用市场出清模型，求解所述运行备用市场出清模型，得到各缺省场景下运行备用辅助服务市场交易成本；
步骤S6、计算边际贡献率：根据正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本，及，缺省场景下运行备用辅助服务市场交易成本，计算各不确定性因素对应的边际贡献率；
步骤S7、运行备用辅助服务市场交易成本分摊：根据所述边际贡献率及正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本，计算各不确定性因素所应承担的运行备用辅助服务市场交易成本。
优选地，所述根据历史数据统计不确定性因素的分布概率，包括：
假设所述不确定性因素包括：居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电、常规电源发电；
获取各不确定性因素至少三年的历史数据；
对于居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电，分别统计各自逐时段的预测误差率，及，预测误差分布概率；
对于常规电源发电，将全网常规电源平均故障率作为各常规电源故障发生概率。
优选地，所述步骤S2，包括：
分别求解居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电、常规电源发电各不确定因素下的运行备用容量；
将各不确定因素下的运行备用容量相加，得到正常场景下系统运行备用容量。
优选地，所述求解各不确定因素下的运行备用容量，具体为：
对于居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电，运行备用容量为待评估日预测最大值与预测误差值的乘积；
对于常规电源发电，因故障停运而需要预留的运行备用容量根据其可信出力统计计算得到。
优选地，所述步骤S3，包括：
以电能量与运行备用联合出清模型作为运行备用市场出清模型；
该模型以电能量和运行备用综合购电成本最低为优化目标，考虑电力平衡、网络传输、常规电源出力限制、爬坡能力、系统运行备用容量限值、发电能力耦合特性约束；
求解该模型，其中运行备用综合购电成本部分为正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本。
优选地，所述步骤S4，包括：
分别求解居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电、常规电源发电各不确定因素下的运行备用容量；
去除Qi的运行备用容量，将剩余的不确定因素下的运行备用容量相加，得到缺省Qi场景下系统运行备用容量；i＝1时，Q1为居民用电；i＝2时，Q2为商业用电；i＝3时，Q3为第一产业用电；i＝4时，Q4为第二产业用电；i＝5时，Q5为第三产业用电；i＝6时，Q6为新能源发电；i＝7时，Q6为常规电源发电。
优选地，所述步骤S6，具体为：
各不确定性因素在运行备用辅助服务市场交易成本的边际贡献率为该不确定性因素缺省场景下的交易成本变化与正常场景下交易成本的比值。
优选地，所述步骤S7，具体为：
各类型不确定性因素所应分摊的运行备用辅助服务市场交易成本为其边际贡献率在总边际贡献率中的比值，与，正常场景下交易成本的乘积。
本发明采用以上技术方案，至少具备以下有益效果：
通过缺省场景下运行备用辅助服务市场交易成本测算与正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本测算，计算各不确定性因素对运行备用辅助服务市场交易成本的边际贡献率，以此将总交易成本在各不确定性因素分摊，计算各不确定性因素所应承担的运行备用辅助服务市场交易成本。由于各不确定性因素考虑了当前市场用电主体分类，实现了运行备用辅助服务市场交易成本分摊对象与实际收益方匹配；由于分摊计算依据的是各不确定性因素对运行备用辅助服务市场交易成本的边际贡献率，实现了分摊标准与运行备用收益程度匹配，用户体验度好、满意度高。
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为本发明一实施例提供的一种运行备用辅助服务市场交易成本分摊方法的流程图；
图2为本发明一实施例提供的各不确定性因素的预测误差分布直方图；
图3为本发明一实施例提供的常规电源发电的可信出力分布图。
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。
下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。
实施例一
参见图1，根据本发明一实施例提出的一种运行备用辅助服务市场交易成本分摊方法，包括：
步骤S1、不确定性因素分类：根据待分析区域电网运行特点，确定其影响运行备用容量的不确定性因素，并根据历史数据统计不确定性因素的分布概率；
步骤S2、正常场景下运行备用容量统计；
步骤S3、正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本测算：将正常场景下运行备用容量作为约束条件，构建运行备用市场出清模型，求解所述运行备用市场出清模型，得到正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本；
步骤S4、缺省场景下运行备用容量统计；
步骤S5、缺省场景下运行备用辅助服务市场交易成本测算：将缺省场景下运行备用容量作为约束条件，构建运行备用市场出清模型，求解所述运行备用市场出清模型，得到各缺省场景下运行备用辅助服务市场交易成本；
步骤S6、计算边际贡献率：根据正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本，及，缺省场景下运行备用辅助服务市场交易成本，计算各不确定性因素对应的边际贡献率；
步骤S7、运行备用辅助服务市场交易成本分摊：根据所述边际贡献率及正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本，计算各不确定性因素所应承担的运行备用辅助服务市场交易成本。
优选地，所述根据历史数据统计不确定性因素的分布概率，包括：
假设所述不确定性因素包括：居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电、常规电源发电；
获取各不确定性因素至少三年的历史数据；
对于居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电，分别统计各自逐时段的预测误差率，及，预测误差分布概率；
对于常规电源发电，将全网常规电源平均故障率作为各常规电源故障发生概率。
优选地，所述步骤S2，包括：
分别求解居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电、常规电源发电各不确定因素下的运行备用容量；
将各不确定因素下的运行备用容量相加，得到正常场景下系统运行备用容量。
优选地，所述求解各不确定因素下的运行备用容量，具体为：
对于居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电，运行备用容量为待评估日预测最大值与预测误差值的乘积；
对于常规电源发电，因故障停运而需要预留的运行备用容量根据其可信出力统计计算得到。
优选地，所述步骤S3，包括：
以电能量与运行备用联合出清模型作为运行备用市场出清模型；
该模型以电能量和运行备用综合购电成本最低为优化目标，考虑电力平衡、网络传输、常规电源出力限制、爬坡能力、系统运行备用容量限值、发电能力耦合特性约束；
求解该模型，其中运行备用综合购电成本部分为正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本。
优选地，所述步骤S4，包括：
分别求解居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电、常规电源发电各不确定因素下的运行备用容量；
去除Qi的运行备用容量，将剩余的不确定因素下的运行备用容量相加，得到缺省Qi场景下系统运行备用容量；i＝1时，Q1为居民用电；i＝2时，Q2为商业用电；i＝3时，Q3为第一产业用电；i＝4时，Q4为第二产业用电；i＝5时，Q5为第三产业用电；i＝6时，Q6为新能源发电；i＝7时，Q6为常规电源发电。
优选地，所述步骤S6，具体为：
各不确定性因素在运行备用辅助服务市场交易成本的边际贡献率为该不确定性因素缺省场景下的交易成本变化与正常场景下交易成本的比值。
优选地，所述步骤S7，具体为：
各类型不确定性因素所应分摊的运行备用辅助服务市场交易成本为其边际贡献率在总边际贡献率中的比值，与，正常场景下交易成本的乘积。
可以理解的是，本实施例提供的技术方案，通过缺省场景下运行备用辅助服务市场交易成本测算与正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本测算，计算各不确定性因素对运行备用辅助服务市场交易成本的边际贡献率，以此将总交易成本在各不确定性因素分摊，计算各不确定性因素所应承担的运行备用辅助服务市场交易成本。由于各不确定性因素考虑了当前市场用电主体分类，实现了运行备用辅助服务市场交易成本分摊对象与实际收益方匹配；由于分摊计算依据的是各不确定性因素对运行备用辅助服务市场交易成本的边际贡献率，实现了分摊标准与运行备用收益程度匹配，用户体验度好、满意度高。
实施例二
根据本发明另一实施例提出的一种运行备用辅助服务市场交易成本分摊方法，包括：
(一)不确定性因素分类
电网运行备用预留的目的在于应对实时运行中负荷预测偏差、新能源预测波动和常规电源随机故障等不确定性因素。不同区域电网中负荷类型不同，负荷计量水平也不尽相同。
考虑到我国各省区普遍实际，不失一般性，本实施例将用电负荷划分为居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电五类，电源划分为新能源及常规电源两大类。本实施例将不确定性因素确定为：居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电及常规电源发电。
在明确不确定性因素的基础上，还需要进一步统计其不确定性分布概率。从预留运行备用的角度出发，各类型用电负荷和新能源发电主要考虑其预测偏差影响，而常规电源发电则主要考虑其故障率影响。
对于居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电，统计不少于三年的历史数据，根据如下公式(1)统计逐时段(例如以每15分钟为一时段)预测误差率。
Figure BDA0003145057960000091
式(1)中，
Figure BDA0003145057960000092
为时刻t的预测误差率，
Figure BDA0003145057960000093
分别为该时刻居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电等不确定性因素的预测值和实际值。
按照从小到大的顺序依次排列，绘制预测误差分布直方图(参见图2)。直方图中横坐标为预测误差分布，以历史数据中最大预测误差、最小预测误差为上、下限值，划分为多个区间；纵坐标为历史预测误差在各预测区间的统计次数，以该次数发生概率作为预测误差分布概率，可表示为：
Figure BDA0003145057960000094
式(2)中，
Figure BDA0003145057960000101
为预测误差在直方图中第n个区间的发生概率，
Figure BDA0003145057960000102
为该区间预测误差统计次数，
Figure BDA0003145057960000103
为历史数据总次数，即为所统计历史数据中数据样本数(例如，若以15分钟为时段间隔统计，则每年的样本数为35040，统计3年的样本数即为105120)。不失一般性，规定居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电等各类型不确定性因素的预测误差分布概率函数以序号区分，依次为f1,F、f2,F、f3,F、f4,F、f5,F、f6,F。
而对于常规电源则重点统计其历史故障率。考虑到同一区域电网中常规电源运维水平一般比较接近，以全网常规电源平均故障率来评估各常规电源故障发生概率，在基础数据较好的地区，可考虑精细化评估各台常规电源发电机组的故障发生概率。全网常规电源平均故障率为全网常规电源发电机组故障停运时间与正常运行时间的比值，可表示为：
Figure BDA0003145057960000104
式(3)中，rA为全网常规电源平均故障率，NG为常规电源发电机组台数，
Figure BDA0003145057960000105
分别为历史统计周期内常规电源发电机组g故障停运时间和正常运行时间。
需要说明的是，式(1)-(3)的目的在于统计各类不确定性因素的预测误差分布特性，运行备用预留的目的在于满足各类不确定性因素预测误差影响，式(1)-(2)所得到的直方图主要用于下面式(5)中置信水平下预测误差确定。
(二)正常场景下运行备用容量统计
该步骤的目的在于充分考虑以上各不确定性因素，统计正常场景下的运行备用容量。运行备用所预留的备用容量需要能够满足一定可信概率下预测偏差。考虑到以上各不确定性因素均可视为独立不相关事件，在满足一定置信概率下，系统需要预留的运行备用容量可表示为：
RSN＝RR+RC+R1I+R2I+R3I+RN+RG (4)
式(4)中，RSN为正常场景下系统运行备用容量，RR、RC、R1I、R2I、R3I、RN、RG依次为居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电、常规电源发电场景下所需的运行备用容量。
居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电场景下所需的运行备用容量由其预测误差分布特性确定，以横坐标起始位置“0”向正方向延伸至预测误差累积概率恰达到置信概率位置所对应的预测误差水平。如图2所示，至虚线截止处，预测误差累积概率恰达到置信概率要求，则该处对应的预测误差即为满足置信概率下的预测误差分布，以上条件可表示为：
Figure BDA0003145057960000111
式(5)中，fF为居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电等各类型不确定性因素根据历史数据统计得到的预测误差分布概率函数，即步骤(一)中所述的f1,F、f2,F、f3,F、f4,F、f5,F、f6,F，fc为系统运行要求的置信概率，rc为满足置信概率要求的预测误差值。
则居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电场景下所需的运行备用容量为待评估日预测最大值与预测误差值的乘积，可表示为：
RR＝(1+rcR)PRLmax (6)
RC＝(1+rcC)PCLmax (7)
R1I＝(1+rc1I)P1ILmax (8)
R2I＝(1+rc2I)P2ILmax (9)
R3I＝(1+rc3I)P3ILmax (10)
RN＝(1+rcN)PNLmax (11)
式(6)-(11)中，RR、RC、R1I、R2I、R3I、RN分别为居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电场景下所需的运行备用容量，rcR、rcC、rc1I、rc2I、rc3I、rcN分别为居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电场景下的置信预测误差，PRLmax、PCLmax、P1ILmax、P2ILmax、P3ILmax、PNLmax分别为居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电待评估日的预测最大值。
常规电源发电因故障停运而需要预留的运行备用根据其可信出力统计计算得到，所谓可信出力是指在考虑一定故障发生概率下系统开机容量对应的可信出力，可表示为：
Figure BDA0003145057960000121
式(12)中，rA为全网常规电源平均故障率，g'为设定的发生故障停运的常规电源发电机组集合中机组台数，rAg'为故障机组发生概率，
Figure BDA0003145057960000122
为该故障场景下的可信出力，
Figure BDA0003145057960000123
为未发生故障的剩余常规电源发电机组总装机。
根据实际开机计划，统计所有故障组合方式下的可信出力，对于任一故障组合，在可信出力分布图上，可确定该故障场景的故障-概率分布位置，该位置横坐标即为上述可信出力，纵坐标为对应发生概率，可表示为：
Figure BDA0003145057960000124
式(13)中，
Figure BDA0003145057960000125
为故障组合下的发生概率。
根据上述横纵坐标分布，可确定各故障组合下的分布位置，特别的若出现两个及以上故障组合的可信出力相同，则其纵坐标为可信出力相同的所有发生概率之和，可表示为：
Figure BDA0003145057960000131
式(14)中，g'∈PCon为可信容量均为的故障组合场景，
Figure BDA0003145057960000132
为以上故障组合对应可信出力均为的发生概率。
可以理解的是，式(12)给出了不同机组故障场景下的可信出力计算方法，式(13)给出了故障组合下的发生概率。根据故障组合方式、可信出力、发生概率可进一步将具有相同可信出力、但是故障组合方式不同的场景合并，式(14)即是完成上述任务。
根据以上故障组合及其发生概率分布位置，可在可信出力分布图上确定一系列分布位置，以直线将其顺序相连，即可以得到常规电源可信出力分布图(如图3所示)。则满足规定置信概率要求的可信出力其累计概率，满足如下条件：
Figure BDA0003145057960000133
式(15)中，f为常规电源可信出力分布图中可信出力分布概率，Pc为满足置信概率要求的可信出力值，fc为系统运行要求的置信概率。
则所需要预留的运行备用为常规电源开机容量与满足置信概率要求的可信出力之差，可表示为：
RG＝PS-Pc (16)
式(16)中，PS为常规电源开机容量，RG为常规电源发电场景下满足置信概率要求所需的运行备用容量。由式(4)、(6)-(11)及(16)即可求解得到正常场景下的运行备用。
(三)正常场景下市场交易成本测算
不同市场模式下运行备用出清机制设计不同，考虑到当前运行备用市场建设往往与电力现货市场建设同步，不失一般性，本方法中以电能量与运行备用联合出清模型作为运行备用市场出清模型。该模型以电能量和运行备用综合购电成本最低为优化目标，考虑电力平衡、网络传输、常规电源出力限制、爬坡能力、运行备用限制、发电能力耦合特性等约束，可表示为：
Figure BDA0003145057960000141
Figure BDA0003145057960000142
Figure BDA0003145057960000143
Figure BDA0003145057960000144
Figure BDA0003145057960000145
Figure BDA0003145057960000146
Figure BDA0003145057960000147
其中，式(17)为优化目标，式(18)-(23)为约束条件，NG、NN、NB、NT分别为电网中常规电源发电机组台数、新能源电站数、负荷节点数和优化时段数，ΔT为优化时段间隔，
Figure BDA0003145057960000148
分别为常规电源发电机组g时段t电力计划和运行备用计划，
Figure BDA0003145057960000149
分别为常规电源g电力现货市场和运行备用市场申报价格函数，不同申报模式下不同电力出清结果、运行备用出清结果对应价格不同，
Figure BDA00031450579600001410
为新能源电站n时段t的发电功率预测，
Figure BDA00031450579600001411
为负荷节点b时段t的负荷需求预测，Gos,g、Gos,n、Gos,b分别为常规电源发电机组g、新能源电站n、负荷节点b与运行断面os的功率转移分布因子，
Figure BDA00031450579600001412
分别为运行断面os的传输能力上、下限，
Figure BDA00031450579600001413
分别为常规电源发电机组g的发电能力上、下限，
Figure BDA00031450579600001414
分别为常规电源发电机组g的爬坡能力上、下限，RSN为电网运行备用容量限值。该模型本质上为混合整数规划问题，可采用分支定界法或调用Cplex等商用规划软件包求解，不影响本发明主要创新，不赘述其求解过程。
求解该模型，其中，运行备用综合购电成本即为本发明待求解的运行备用辅助服务市场交易成本，可表示为：
Figure BDA0003145057960000151
式(24)中，FRN即为正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本。
(四)缺省场景下运行备用容量统计
该步骤的实施目的在于评估居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电、常规电源发电等不确定性因素缺省下的运行备用变化。参照式(4)，任一不确定性因素缺省下的运行备用容量为去除该式中该因素不确定性影响运行备用的剩余运行备用容量，可表示为：
RSN-R＝RC+R1I+R2I+R3I+RN+RG (25)
RSN-C＝RR+R1I+R2I+R3I+RN+RG (26)
RSN-1I＝RR+RC+R2I+R3I+RN+RG (27)
RSN-2I＝RR+RC+R1I+R3I+RN+RG (28)
RSN-3I＝RR+RC+R1I+R2I+RN+RG (29)
RSN-N＝RR+RC+R1I+R2I+R3I+RG (30)
RSN-G＝RR+RC+R1I+R2I+R3I+RN (31)
式(25)-(31)中，RSN-R、RSN-C、RSN-1I、RSN-2I、RSN-3I、RSN-N、RSN-G分别为缺省居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电、常规电源发电下的运行备用容量。缺省情况下，不影响其他不确定性因素所需要运行备用的统计，以上各缺省场景下的运行备用容量统计可以参考(二)正常场景下运行备用容量统计。
(五)缺省场景下市场交易成本测算
该步骤的实施目的在于根据缺省场景下的运行备用容量，测算其运行备用辅助服务市场交易成本。缺省场景下系统运行备用容量改变，但并不改变运行备用辅助服务市场出清机制。参照式(17)-(23)所示的运行备用备用出清模型，以电能量与运行备用综合购电成本最低为目标，并以各缺省场景下的运行备用容量替代式(22)中的运行备用容量限值，求解得到各缺省场景下的运行备用辅助服务市场交易成本。缺省居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电、常规电源发电下的运行备用辅助服务市场交易成本分别记为FRN-R、FRN-C、FRN-1I、FRN-2I、FRN-3I、FRN-N、FRN-G。
(六)计算边际贡献率
根据正常场景及缺省场景下运行备用辅助服务市场交易成本变化，统计各不确定性因素对运行备用辅助服务市场交易成本的边际影响程度，即边际贡献率。各不确定性因素在运行备用辅助服务市场交易成本的边际贡献率为该不确定性因素缺省场景下的交易成本变化与正常场景下交易成本的比值，可表示为：
Figure BDA0003145057960000161
Figure BDA0003145057960000162
Figure BDA0003145057960000163
Figure BDA0003145057960000164
Figure BDA0003145057960000165
Figure BDA0003145057960000166
Figure BDA0003145057960000167
式(32)-(38)中，bR、bC、b1I、b2I、b3I、bN、bG分别为居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电、常规电源发电等不确定性因素对应的边际贡献率。
(七)运行备用辅助服务市场交易成本分摊
边际贡献率反映了以上各不确定性因素在运行备用辅助服务市场交易成本中的边际影响变化，本实施例以各不确定性因素的边际贡献率在总边际贡献率中的比值为标准，对运行备用辅助服务市场交易成本进行分摊，可表示为：
Figure BDA0003145057960000171
Figure BDA0003145057960000172
Figure BDA0003145057960000173
Figure BDA0003145057960000174
Figure BDA0003145057960000175
Figure BDA0003145057960000176
Figure BDA0003145057960000177
式(39)-(45)中，FR、FC、F1I、F2I、F3I、FN、FG为居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电、常规电源发电等不确定性因素所应承担的运行备用辅助服务市场交易成本。
可以理解的是，本实施例提供的技术方案，通过缺省场景下运行备用辅助服务市场交易成本测算与正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本测算，计算各不确定性因素对运行备用辅助服务市场交易成本的边际贡献率，以此将总交易成本在各不确定性因素分摊，计算各不确定性因素所应承担的运行备用辅助服务市场交易成本。由于各不确定性因素考虑了当前市场用电主体分类，实现了运行备用辅助服务市场交易成本分摊对象与实际收益方匹配；由于分摊计算依据的是各不确定性因素对运行备用辅助服务市场交易成本的边际贡献率，实现了分摊标准与运行备用收益程度匹配，用户体验度好、满意度高。
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。术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。术语“多个”指两个或两个以上，除非另有明确的限定。

Claims (8)

1.一种运行备用辅助服务市场交易成本分摊方法，其特征在于，包括：
步骤S1、不确定性因素分类：根据待分析区域电网运行特点，确定其影响运行备用容量的不确定性因素，并根据历史数据统计不确定性因素的分布概率；
步骤S2、正常场景下运行备用容量统计；
步骤S3、正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本测算：将正常场景下运行备用容量作为约束条件，构建运行备用市场出清模型，求解所述运行备用市场出清模型，得到正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本；
步骤S4、缺省场景下运行备用容量统计；
步骤S5、缺省场景下运行备用辅助服务市场交易成本测算：将缺省场景下运行备用容量作为约束条件，构建运行备用市场出清模型，求解所述运行备用市场出清模型，得到各缺省场景下运行备用辅助服务市场交易成本；
步骤S6、计算边际贡献率：根据正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本，及，缺省场景下运行备用辅助服务市场交易成本，计算各不确定性因素对应的边际贡献率；
步骤S7、运行备用辅助服务市场交易成本分摊：根据所述边际贡献率及正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本，计算各不确定性因素所应承担的运行备用辅助服务市场交易成本。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据历史数据统计不确定性因素的分布概率，包括：
假设所述不确定性因素包括：居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电、常规电源发电；
获取各不确定性因素至少三年的历史数据；
对于居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电，分别统计各自逐时段的预测误差率，及，预测误差分布概率；
对于常规电源发电，将全网常规电源平均故障率作为各常规电源故障发生概率。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述步骤S2，包括：
分别求解居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电、常规电源发电各不确定因素下的运行备用容量；
将各不确定因素下的运行备用容量相加，得到正常场景下系统运行备用容量。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述求解各不确定因素下的运行备用容量，具体为：
对于居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电，运行备用容量为待评估日预测最大值与预测误差值的乘积；
对于常规电源发电，因故障停运而需要预留的运行备用容量根据其可信出力统计计算得到。
5.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述步骤S3，包括：
以电能量与运行备用联合出清模型作为运行备用市场出清模型；
该模型以电能量和运行备用综合购电成本最低为优化目标，考虑电力平衡、网络传输、常规电源出力限制、爬坡能力、系统运行备用容量限值、发电能力耦合特性约束；
求解该模型，其中运行备用综合购电成本部分为正常场景下运行备用辅助服务市场交易成本。
6.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述步骤S4，包括：
分别求解居民用电、商业用电、第一产业用电、第二产业用电、第三产业用电、新能源发电、常规电源发电各不确定因素下的运行备用容量；
去除Qi的运行备用容量，将剩余的不确定因素下的运行备用容量相加，得到缺省Qi场景下系统运行备用容量；i＝1时，Q1为居民用电；i＝2时，Q2为商业用电；i＝3时，Q3为第一产业用电；i＝4时，Q4为第二产业用电；i＝5时，Q5为第三产业用电；i＝6时，Q6为新能源发电；i＝7时，Q6为常规电源发电。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤S6，具体为：
各不确定性因素在运行备用辅助服务市场交易成本的边际贡献率为该不确定性因素缺省场景下的交易成本变化与正常场景下交易成本的比值。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤S7，具体为：
各类型不确定性因素所应分摊的运行备用辅助服务市场交易成本为其边际贡献率在总边际贡献率中的比值，与，正常场景下交易成本的乘积。
CN202110751976.2A 2021-07-02 2021-07-02 一种运行备用辅助服务市场交易成本分摊方法 Active CN113344641B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110751976.2A CN113344641B (zh) 2021-07-02 2021-07-02 一种运行备用辅助服务市场交易成本分摊方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110751976.2A CN113344641B (zh) 2021-07-02 2021-07-02 一种运行备用辅助服务市场交易成本分摊方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN113344641A true CN113344641A (zh) 2021-09-03
CN113344641B CN113344641B (zh) 2023-04-07

Family

ID=77482331

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202110751976.2A Active CN113344641B (zh) 2021-07-02 2021-07-02 一种运行备用辅助服务市场交易成本分摊方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN113344641B (zh)

Citations (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107507078A (zh) * 2017-07-12 2017-12-22 天津大学 一种基于讨价还价博弈的分布式能源收益分配策略
CN107506855A (zh) * 2017-08-04 2017-12-22 国电南瑞科技股份有限公司 一种过渡期电力市场下的调频辅助服务交易出清方法
CN109559040A (zh) * 2018-11-29 2019-04-02 广东电网有限责任公司 一种辅助服务和电能量市场的顺次出清方法
CN110852535A (zh) * 2018-07-24 2020-02-28 华北电力大学 一种考虑中长期交易和风电不确定性的日前市场出清模型
CN111242517A (zh) * 2020-03-17 2020-06-05 广东电网有限责任公司电力调度控制中心 一种电网备用容量调整方法、系统以及设备
CN111509700A (zh) * 2020-04-03 2020-08-07 南方电网科学研究院有限责任公司 一种基于电价预测的电网运行管理方法及装置
CN112072636A (zh) * 2020-07-24 2020-12-11 国网天津市电力公司电力科学研究院 基于源网荷不确定因素的电力现货市场运营方法
CN112232716A (zh) * 2020-11-19 2021-01-15 国网上海市电力公司 一种考虑调峰辅助服务的智慧园区优化决策方法
CN112348274A (zh) * 2020-11-17 2021-02-09 国家电网有限公司 考虑调峰的电力现货市场出清方法、系统、设备及介质
CN112699333A (zh) * 2019-10-22 2021-04-23 华东电力试验研究院有限公司 合作博弈下计及风光出力不确定性的多主体利润分配方法
CN112865101A (zh) * 2021-04-13 2021-05-28 东南大学 一种考虑可再生能源出力不确定性的线性化交易方法
CN112967085A (zh) * 2021-02-20 2021-06-15 天津大学 日前市场节点边际电价的确定方法及其确定系统
US20210203159A1 (en) * 2019-12-27 2021-07-01 North China Electric Power University Power load forecasting method in multi-energy coupling mode

Patent Citations (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107507078A (zh) * 2017-07-12 2017-12-22 天津大学 一种基于讨价还价博弈的分布式能源收益分配策略
CN107506855A (zh) * 2017-08-04 2017-12-22 国电南瑞科技股份有限公司 一种过渡期电力市场下的调频辅助服务交易出清方法
CN110852535A (zh) * 2018-07-24 2020-02-28 华北电力大学 一种考虑中长期交易和风电不确定性的日前市场出清模型
CN109559040A (zh) * 2018-11-29 2019-04-02 广东电网有限责任公司 一种辅助服务和电能量市场的顺次出清方法
CN112699333A (zh) * 2019-10-22 2021-04-23 华东电力试验研究院有限公司 合作博弈下计及风光出力不确定性的多主体利润分配方法
US20210203159A1 (en) * 2019-12-27 2021-07-01 North China Electric Power University Power load forecasting method in multi-energy coupling mode
CN111242517A (zh) * 2020-03-17 2020-06-05 广东电网有限责任公司电力调度控制中心 一种电网备用容量调整方法、系统以及设备
CN111509700A (zh) * 2020-04-03 2020-08-07 南方电网科学研究院有限责任公司 一种基于电价预测的电网运行管理方法及装置
CN112072636A (zh) * 2020-07-24 2020-12-11 国网天津市电力公司电力科学研究院 基于源网荷不确定因素的电力现货市场运营方法
CN112348274A (zh) * 2020-11-17 2021-02-09 国家电网有限公司 考虑调峰的电力现货市场出清方法、系统、设备及介质
CN112232716A (zh) * 2020-11-19 2021-01-15 国网上海市电力公司 一种考虑调峰辅助服务的智慧园区优化决策方法
CN112967085A (zh) * 2021-02-20 2021-06-15 天津大学 日前市场节点边际电价的确定方法及其确定系统
CN112865101A (zh) * 2021-04-13 2021-05-28 东南大学 一种考虑可再生能源出力不确定性的线性化交易方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN113344641B (zh) 2023-04-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9300141B2 (en) Virtual power plant system and method incorporating renewal energy, storage and scalable value-based optimization
Tan et al. Optimization and evaluation of a dispatch model for an integrated wind-photovoltaic-thermal power system based on dynamic carbon emissions trading
CN102074954A (zh) 一种城乡配电网综合节能评估与决策方法
CN110852519A (zh) 一种考虑多类型负荷的售电公司最优盈利方法
CN109936130B (zh) 一种负荷动态控制方法
CN107730076B (zh) 一种区域配电网设备综合利用效率分析方法
CN108960741B (zh) 一种核电站群厂备件库存管理系统
CN114240225A (zh) 源网荷储多元协同互动下的电力系统运行评价方法和系统
CN111049193A (zh) 一种风电系统多调度场景的备用需求动态评估方法
CN110674452A (zh) 发电机组年度基础电量的分解方法和装置
CN113205252A (zh) 基于需求侧负荷调峰潜力参数预测的聚合负荷调度方法
CN111382935A (zh) 调峰辅助服务调节方法、装置及系统
CN113765105A (zh) 基于动态随机模型的微电网群能量管理方法
CN113344641B (zh) 一种运行备用辅助服务市场交易成本分摊方法
CN113112136A (zh) 一种配电网可靠性综合评估方法及系统
CN112634074A (zh) 中长期市场和现货市场衔接方法、装置、设备和存储介质
CN112396303B (zh) 发电调度评价方法、装置及设备
CN113887902A (zh) 基于调度电量比例的风电集群电量分配方法
Farsi et al. The economies of scale in the French power distribution utilities
CN113488998A (zh) 跨区备用辅助服务市场日前调度方法、系统、设备及介质
Wang et al. Bi-level Optimization Based Electricity Selling Strategy for an Inter-Provincial Trader Considering the Uncertainty of Renewable Energy
Jin et al. The International practice and enlightenment of capacity compensation mechanism
CN113162083B (zh) 一种考虑储能系统运行状态的两阶段协调优化方法
Fedotova et al. Optimisation of reliability of power supply to consumers
CN110516852A (zh) 一种基于用户体验改善的计划停电时间优化方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant