CN114037505B - 一种适用于配电网产消者就近交易的新能源就地消纳系统 - Google Patents

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Abstract

本发明公开一种适用于配电网产消者就近交易的新能源就地消纳系统，其特征在于，所述新能源就地消纳系统包括以下步骤：拥有常规负荷、空调、分布式光伏发电的产消者市场准入；获准进入市场的产消者电量电价投标决策；基于产消者电量电价投标的多轮出清方法，形成市场交易结果；基于交易结果执行偏差的偏差惩罚方法；基于第一轮偏差校核的市场结算；促进偏差就地平衡的共享储能机制；基于共享储能交易结果与第二轮偏差校核的第二轮市场结算。本发明新能源就地消纳系统实现了配电网产消者在分布式交易市场中的自动报量电量电价投标决策，促进了能量的就近交易和新能源的就地消纳，实现了个体效益和系统效益的激励相容。

Description

一种适用于配电网产消者就近交易的新能源就地消纳系统
技术领域
本发明涉及电力分布式交易技术领域，具体是一种适用于配电网产消者就近交易的新能源就地消纳系统。
背景技术
在建设以新能源为主体的新型电力系统的背景下，分布式光伏、风电获得了快速发展，使得配电网侧的不确定性进一步增强。同时，高比例分布式新能源电源的广泛接入使得传统的配电网电力终端用户从单一的电力消费者变为生产、消费一体者，具有广阔的调节弹性和调节潜力以待挖掘。然而，在“自发自用，余量上网”的现有机制下，配电网的不确定性进一步汇聚至主网，严重影响系统的供需平衡。此外，电力系统固有的层级结构使得终端产消者与上层市场信号绝缘，且终端用户缺乏足够的专业知识与风险承受能力，以应对市场交易复杂的规则和波动的价格风险。在现有的研究中，缺乏一种激励配电网终端产消者自动化、高频化实现就近交易的市场机制和交易系统，以实现新能源的就地消纳。
发明内容
本发明的目的在于提供一种适用于配电网产消者就近交易的新能源就地消纳系统，实现了配电网产消者在分布式交易市场中的自动电量电价投标决策，并提出了配电网分布式交易市场的市场规则、基于多轮双边拍卖机制出清流程和偏差惩罚机制。针对各产消者因新能源出力波动和预测精度缺陷产生的偏差，基于共享储能机制设计消除方法。并针对上述交易机制设计系统结算方法和流程。在确保各方收益的同时，促进了能量的就近交易和新能源的就地消纳，有助于实现个体效益和系统效益的激励相容。
本发明的目的可以通过以下技术方案实现：
一种适用于配电网产消者就近交易的新能源就地消纳系统，所述新能源就地消纳系统包括以下步骤：
S1:拥有常规负荷、空调、分布式光伏发电的产消者市场准入；
S2:获准进入市场的产消者电量电价投标决策；
S3:基于产消者电量电价投标的多轮出清方法，形成市场交易结果；
S4:基于交易结果执行偏差的偏差惩罚方法；
S5:基于第一轮偏差校核的市场结算；
S6:促进偏差就地平衡的共享储能机制；
S7:基于共享储能交易结果与第二轮偏差校核的第二轮市场结算；
通过设计包括配电网侧分布式交易多轮出清和结算机制与流程，在保障多元产消者利益的同时，促进新能源就地消纳，实现个体效益和系统效益的激励相容。
进一步的，所述S1具体包括：
配电网产消者提交系统注册申请，提交申请的产消者需满足以下要求：
1)参与分布式交易的产消者需满足国家发展和改革委员会《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》的资质要求；
2)参与分布式交易的产消者在同一时刻市场只能选择买方或卖方一种身份参与交易；
3)市场交易采用多轮双边拍卖机制，每5-15分钟进行一次，成交电量由系统自动结算；
4)过网费等于买方电压等级对应的输配电价与卖方交易涉及的最高电压等级的输配电价之差；若在同一电压等级下，则无需支付过网费；
5)提交注册申请的产消者需缴纳一定数量的交易保证金。
进一步的，所述S2具体包括：
S21:产消者市场交易身份确认
在交易前，获准进入市场的产消者进行自身光伏出力预测与负荷预测，以此确定即将参与市场的买方或卖方身份；
S22:产消者电价投标本地优化决策
在交易前，产消者结合自身期望收益率与市场历史出清价格，确定t1时刻市场的第一轮投标电价 应介于光伏上网电价与用户用电电价之间；
S23:产消者电量投标本地优化决策
定义产消者使用空调的效用函数：
式中，为空调在t时刻的用电功率；ω、α为用户自己决定的参数，ω表示用户认为的电能所具有的价值，更大的ω会带来更大的用电效用；
基于式(1)，定义产消者的自主优化模型目标函数：
式中，表示在t时刻对应市场的投标电量，/>表示产消者为卖方，反之为买方；
在交易前，产消者电量投标本地优化应满足以下约束条件：
其中，式(3)为产消者功率平衡约束，式(4)-(7)为空调运行特性约束；式中，描述空调的荷电状态；/>为空调在t时刻的充放电功率，充电为正；
产消者形成下一时刻的负荷预测、光伏出力预测数据确定模型中空调特性参数求解模型(1)-(7)，计算/>
进一步的，所述S3具体包括：
S31:第一轮市场集中出清
在交易前，产消者需要在时间限制内在系统内提交投标电量和第一轮投标电价/>交易开始后，基于双边拍卖机制，系统对卖方的投标电价按从低到高进行排序，对买方的投标电量按从高到低进行排序，绘制供应和需求曲线，两条曲线交点即为本轮交易的出清点；其中，与横轴交点为本轮出清的市场出清价格MCP，与纵轴交点为本轮出清的市场成交量MCQ；
S32:多轮市场集中出清
使产消者达成就近交易，以实现促进新能源就近消纳的目标，采取多轮出清的方法，对产消者的报价进行自动更新；
S33:重复出清直至停止；将各产消者未成交电量与更新后的投标电价按S31、S32的出清过程再次进行出清，重复S31、S32的出清过程直至停止，停止判据设置为第k轮出清中的买方投标电价最大值>卖方投标电价的最小值，或手动设置出清轮数；出清停止后本时刻市场交易结束，形成各产消者各轮出清成交电量与价格，以及未成交电量。
进一步的，所述S32具体包括：
S321:系统获取未出清产消者的前一轮出清结束后的未成交部分的投标电量与投标电价；
S322:计算信心函数，以表示产消者愿意放弃部分内心期望收益从而获取更高的成交概率；信心函数的定义如式(8)所示：
式中，Q(k-1)表示前几轮一共已经成交的电量，Qw表示市场初期所有产消者的投标电量之和，为卖方和买方投标电量中的较小值；
S323:系统自动更新上一轮未出清产消者的投标电价；上一轮未出清电量自动成为下一轮待交易电量，卖方和买方的投标电价更新方式分别如式(9)-(10)所示：
式中，是t1时刻第k轮出清中产消者的报价，c、l分别为新能源上网电价和配电网用电电价。
进一步的，所述S4具体包括：
执行偏差指买卖双方在交易校核时，实际发、用电量与市场出清结束后中标电量的差额；具体的执行偏差惩罚计算方法如下：
S41:对于执行电量满足市场中标电量95％-105％之间时，盈余电量按新能源上网电价上网处理，缺额电量按配电网用电电价补齐差额，在市场中仍以中标电量和出清价格进行结算，不进行偏差惩罚，惩罚费用计算方法如式(11)所示；
Wpun＝0,(0.95Pclear≤Pexe≤1.05Pclear) (11)
式中，Wpun表示产消者需支付的偏差惩罚费用，Pexe表示产消者实际执行电量，Pclear表示产消者市场中标电量；
S42:对于执行电量满足市场中标电量80％-95％或105％-120％时，盈余电量按新能源上网电价上网处理，缺额电量按配电网用电电价补齐差额，在市场中仍以中标电量进行结算，除此以外，执行电量在市场中标电量80％-95％或105％-120％之间的部分，按当期省内燃煤机组平均基准价的5％收取额外偏差惩罚费用，惩罚费用计算方法如式(12)(13)所示；
Wpun＝0.05Pbas·(0.95Pclear-Pexe),(0.8Pclear≤Pexe≤0.95Pclear) (12)
Wpun＝0.05Pbas·(Pexe-1.05Pclear),(1.05Pclear≤Pexe≤1.2Pclear) (13)
式中，Pbas表示当期省内燃煤机组平均基准价；
S43:对于执行电量低于市场中标电量80％或高于市场中标电量120％时，盈余电量按新能源上网电价上网处理，缺额电量按配电网用电电价补齐差额，在市场中仍以中标电量进行结算，除此以外，执行电量低于中标电量80％或高于市场中标电量120％的部分，按当期省内燃煤机组平均基准价的10％收取额外偏差惩罚费用，执行电量在市场中标电量80％-95％或105％-120％之间的部分，按当期省内燃煤机组平均基准价的5％收取额外偏差惩罚费用，惩罚费用计算方法如式(14)(15)所示；
Wpun＝0.05Pbas·0.15Pclear+0.1Pbas·(0.8Pclear-Pexe),(0≤Pexe≤0.8Pclear) (14)
Wpun＝0.05Pbas·0.15Pclear+0.1Pbas·(Pexe-1.2Pclear),(Pexe≥1.2Pclear) (15)
进一步的，所述S5具体包括：
S51:产消者本地智能终端第一轮偏差校核
市场出清完成后，各中标产消者在规定时间内按出清结果执行交易，执行完成后由本地智能终端自动进行第一轮执行电量校核，并将执行偏差返回至系统，由系统基于S4计算偏差惩罚；
S52:市场集中出清结果统一结算
根据多轮集中出清的结果，系统按各产消者各轮中标电量和出清价格进行统一自动结算，未成交产消者按新能源上网电价或配电网购电电价进行结算；
S53:第一轮执行偏差结算
对于存在执行偏差的产消者，由产消者根据自身偏好自主决定是否接受S51的偏差惩罚，对于选择接受偏差惩罚的产消者，系统按S51计算所得的偏差惩罚费用与电网运营商自动执行偏差惩罚结算；对于不接受偏差惩罚的产消者，应在规定时间内由自身额外发用电能力或与共享储能交易以消除偏差，以减少自身发用电波动对配电网的影响。
进一步的，所述S6具体包括：
共享储能指拥有集中式储能电站的运营商，或拥有多分布式储能及其控制权、运营权的聚合商主体；共享储能在系统注册，并与产消者进行交易获利，同时消除产消者因执行偏差面临的惩罚风险；根据需要向电网以新能源上网电价与配电网用电电价购售电；
S61:产消者向共享储能提交交易申请
对于S53中不接受偏差惩罚且自身额外发用电能力不足的产消者，向共享储能提出交易申请，包括交易电量 即为市场主体i在市场中的偏差，若/>为向共享储能购买电能，反之则向共享储能出售电能；产消者向共享储能售电价格为新能源上网电价与当轮市场出清价格的平均值，产消者向共享储能购电价格为配电网购电电价与当轮市场出清价格的平均值，结算价格计算方法如式(16)(17)所示：
式中，分别为产消者向共享储能的购、售电价格；πren为新能源上网电价；πgrid为配电网购电电价；
S62:共享储能本地安全校核
在规定时间内所有产消者提交交易申请完成后，共享储能计算所有产消者交易需求净功率，计算方法如式(18)所示：
式中，ΔPESS即为共享储能需要执行的充放电量，其中ΔPESS＞0为放电，反之为充电；
共享储能基于自身储能特性对需执行的ΔPESS进行安全校核；由共享储能运营商智能终端输入当前储能荷电状态SOC，需要执行的总充放电功率ΔPESS；校核规则如下：
校核充放电功率ΔPESS约束，即ΔPESS的取值应满足储能充放电功率的限制，如式(19)所示：
式中，分别为储能的最大放、充电功率；
校核电池荷电状态SOC约束，即储能的荷电状态应满足储能最大最小容量的限制，如式(20)所示：
式中，Emax为储能容量；为上一时刻储能的荷电状态，为上一时刻储能电量与Emax的比值；SOCmin、SOCmax为储能的最小、最大荷电状态；
S63:不满足共享储能运行约束的处理方法
若共享储能无法完成需执行的充放电功率ΔPESS，若ΔPESS＞0，储能放电，则以“时间优先”原则，取消最后提交产消者的交易，若仍不满足约束限制，再取消倒数第二个提交/>的交易，直至满足约束为止，反之同理；未被取消的交易全部达成，共享储能执行所有达成交易的充放电净功率。
进一步的，所述S7具体包括：
S71:共享储能本地智能终端第二轮偏差校核
产消者与共享储能交易完成后，共享储能在规定时间内按出清结果执行交易，具有额外发用电能力的产消者自行发用电消除偏差，执行完成后由本地智能终端自动进行第二轮执行电量校核，并将执行偏差返回至系统，由系统基于S4计算偏差惩罚；
S72:产消者与共享储能交易结算
产消者按S61的交易申请电量与价格由系统与共享储能进行自动结算；
S73:第二轮执行偏差结算
对于依靠自身额外发用电能力消除偏差的产消者，以及共享储能的应执行电量，若存在偏差，应进行偏差惩罚，惩罚费用的计算方法与S4相同。
本发明的有益效果：
本发明新能源就地消纳系统实现了配电网产消者在分布式交易市场中的自动报量电量电价投标决策，并提出了配电网分布式交易市场的市场规则、基于多轮双边拍卖机制的出清模型和偏差惩罚机制。针对各产消者因新能源出力波动和预测精度缺陷产生的偏差，基于共享储能机制设计消除方法。并针对上述交易设计系统结算方法和流程。在确保各方收益的同时，促进了能量的就近交易和新能源的就地消纳，实现了个体效益和系统效益的激励相容。
附图说明
下面结合附图对本发明作进一步的说明。
图1是本发明新能源就地消纳系统流程图；
图2是本发明S2流程图；
图3是本发明S3流程图；
图4是本发明S31出清模型的示意图；
图5是本发明S5流程图；
图6是本发明S6流程图；
图7是本发明S7流程图。
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它实施例，都属于本发明保护的范围。
如图1所示为一种适用于配电网产消者就近交易的新能源就地消纳系统，下面就各个步骤加以具体说明
S1：拥有常规负荷、空调、分布式光伏发电的产消者市场准入。
配电网产消者可自愿提交系统注册申请，提交申请的产消者需同意以下规则和要求：
1)参与分布式交易的产消者需满足国家发展和改革委员会《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》的资质要求；
2)参与分布式交易的产消者在同一时刻市场只能选择买方或卖方一种身份参与交易；
3)市场交易采用多轮双边拍卖机制，每5-15分钟进行一次，成交电量由系统自动结算；
4)过网费等于买方电压等级对应的输配电价与卖方交易涉及的最高电压等级的输配电价之差。若在同一电压等级下，则无需支付过网费；
5)提交注册申请的产消者需缴纳一定数量的交易保证金。
S2：获准进入市场的产消者电量电价投标决策。
如附图2所示，获准进入市场的产消者电量电价投标决策包括以下步骤：
S21:产消者市场交易身份确认
在交易前，获准进入市场的产消者进行下一时刻自身光伏出力预测与负荷预测，以此确定即将参与市场的买方或卖方身份，若光伏出力预测值大于负荷预测值，则产消者在下一时刻市场中作为卖方参与交易，反之则作为买方；
S22:产消者电价投标本地优化决策
在交易前，产消者本地智能终端结合自身期望收益率与市场历史出清价格，确定t1时刻市场的第一轮投标电价 应介于光伏上网电价与用户用电电价之间。
S23:产消者电量投标本地优化决策
定义产消者使用空调的用电效用函数：
式中，为空调在t时刻的用电功率；ω、α为用户自己决定的参数，ω表示用户认为的电能所具有的价值，更大的ω会带来更大的用电效用。
基于式(1)，定义产消者自主优化模型目标函数：
式中，表示在t时刻对应市场的投标电量，/>表示产消者为卖方，反之为买方。
在交易前，产消者电量投标本地优化应满足以下约束条件：
其中，式(3)为产消者功率平衡约束，式(4)-(7)为空调运行特性约束。式中，描述空调的荷电状态；/>为空调在t时刻的充放电功率，充电为正。
产消者形成下一时刻的负荷预测、光伏出力预测数据确定模型中空调特性参数/>由本地智能终端自动求解模型(1)-(7)，计算/>
S3：基于产消者电量电价投标的多轮出清方法。
在接收各市场主体的报量报价后，系统分布式交易市场基于各产消者的电量电价投标执行市场出清，具体流程如附图3所示。市场出清流程按以下步骤进行：
S31:第一轮市场集中出清
1)在交易前，产消者需要在时间限制内在系统内提交投标电量和第一轮投标电价/>
2)对分布式发电的报价按从低到高进行排序，对电力用户的报价按从高到低进行排序，绘制报价和需求曲线，具体如附图4所示。两条曲线交点即为本轮交易的出清点。其中，与横轴交点为本轮交易的市场出清价格MCP，与纵轴交点为本轮交易的全部市场成交量MCQ。附图4中共有4名卖方和4名买方参与市场，各产消者的电量电价投标情况如附图4所示，其中，对卖方的电价投标按从低到高进行排序，对买方的电价投标按从高到低进行排序，绘制报价和需求曲线，两条曲线交点即为市场出清点。其中，竖直虚线以左为成交区域，以左功率为成交功率，统一按市场统一出清价格MCP进行结算。以附图4为例，对于买方，买方1中标电量为80MW，买方2中标电量为80MW，买方3中标电量为60MW；对于卖方，卖方1中标电量为100MW，卖方2中标电量为100MW，卖方3中标电量为20MW。且以上所有中标产消者均将按MCP＝15元/MW的价格进行结算。例如，卖方1可获得的收入为15*100＝1500元；买方1需支付80*15＝1200元；竖直虚线以右为未成交区域，其中的电量未在本轮出清中成交，在自动更新报价后，自动进入下一轮出清；
S32:多轮市场集中出清
为尽可能地使产消者达成就近交易，以实现促进新能源就近消纳的目标，采取多轮交易的方法，对产消者的报价进行自动更新，以提高产消者未中标电量达成交易的概率。具体流程如附图4所示。市场出清流程按以下步骤进行：
S321:系统获取未出清产消者的前一轮出清结束后的未成交部分的投标电量与投标电价，以附图4为例，当轮市场各未成交产消者的电量和电价分别如下。卖方3：40MW、15元/MW；卖方4：60MW、22元/MW；买方4：80MW、12元/MW；
S322:计算信心函数，信心函数表示参与交易的产消者对于成交概率的信心，随着交易轮次的递进而改变，与前几轮已交易的电量与市场中的待交易总电量有关。在交易开始的初始阶段，市场中有大量的待交易电量，因此产消者对交易持乐观态度，会以获得较大收益为目标，而不会担心成交的概率问题，通常倾向于以观望态度来参与市场交易，初始报价为其初始目标价格以获得较大利润率。随着交易的多轮开展，待交易电量在不断减少，市场环境逐渐趋于紧张，此时未成交的产消者经过前期观望及市场成交环境的变化会加快报价调整进度，综合考虑收益和成交概率调整报价，以尽可能在交易市场成交获得更大收益。信心函数的定义如式(8)所示：
式中，Q(k-1)表示前几轮一共已经成交的电量，Qw表示市场初期所有产消者的报量之和，为卖方投标电量和买方投标电量中的较小值。可以看出，信心函数值在(0,1)之间，且随着交易的推进在不断地改变，在所有交易开始前为1，在所有交易终止接近或等于0。
S323:系统自动更新上一轮未出清产消者的投标电价。上一轮未出清电量自动成为下一轮待交易电量，卖方和买方的投标电价更新方式分别如式(9)-(10)所示：
式中，是t1时刻第k轮出清中产消者的投标电价，c、l分别为新能源上网电价和用户的用电电价。随着市场交易多轮的进行，未成交产消者的成交信心逐渐下降，卖方会逐渐降低投标电价，买方会逐渐提升投标电价，以提升成交的机会，直至分别达到c、l为止。
S33:重复出清直至停止。将各产消者未成交电量与更新后的投标电价按S31、S32的出清过程再次进行出清，重复S31、S32的出清过程直至停止，停止判据可以设置为第k轮出清中的买方投标电价最大值>卖方投标电价的最小值，或依据市场交易的时间尺度要求手动设置出清轮数限制。出清停止后本时刻市场交易结束，系统形成各产消者各轮出清成交电量与价格，以及未成交电量。
S4：基于交易结果执行偏差的偏差惩罚方法。
执行偏差指买方和卖方在交易校核时，实际发、用电量与市场出清结束后中标电量的差额。此部分差额应采取相应惩罚机制，以激励产消者履行合约，降低配电网侧波动对电网的影响，促进新能源的就地消纳。具体的分布式交易市场偏差惩罚按以下规则进行：
S41:对于执行电量满足市场中标电量95％-105％之间时，盈余电量按新能源上网电价上网处理，缺额电量按配电网用电电价补齐差额，在市场中仍以中标电量和出清价格进行结算，不进行偏差惩罚，惩罚费用计算方法如式(11)所示；
Wpun＝0,(0.95Pclear≤Pexe≤1.05Pclear) (11)
式中，Wpun表示产消者需支付的偏差惩罚费用，Pexe表示产消者实际执行电量，Pclear表示产消者市场中标电量。
S42:对于执行电量满足市场中标电量80％-95％或105％-120％时，盈余电量按新能源上网电价上网处理，缺额电量按配电网用电电价补齐差额，市场中仍以中标电量进行结算，除此以外，执行电量在市场中标电量80％-95％或105％-120％之间的部分，按当期省内燃煤机组平均基准价的5％收取额外偏差惩罚费用，惩罚费用计算方法如式(12)(13)所示；
Wpun＝0.05Pbas·(0.95Pclear-Pexe),(0.8Pclear≤Pexe≤0.95Pclear) (12)
Wpun＝0.05Pbas·(Pexe-1.05Pclear),(1.05Pclear≤Pexe≤1.2Pclear) (13)
式中，Pbas表示当期省内燃煤机组平均基准价。
S43:对于执行电量低于市场中标电量80％或高于市场中标电量120％时，盈余电量按新能源上网电价上网处理，缺额电量按配电网用电电价补齐差额，在市场中仍以中标电量进行结算，除此以外，执行电量低于中标电量80％或高于市场中标电量120％的部分，按当期省内燃煤机组平均基准价的10％收取额外偏差惩罚费用，执行电量在市场中标电量80％-95％或105％-120％之间的部分，按当期省内燃煤机组平均基准价的5％收取额外偏差惩罚费用，惩罚费用计算方法如式(14)(15)所示；
Wpun＝0.05Pbas·0.15Pclear+0.1Pbas·(0.8Pclear-Pexe),(0≤Pexe≤0.8Pclear) (14)
Wpun＝0.05Pbas·0.15Pclear+0.1Pbas·(Pexe-1.2Pclear),(Pexe≥1.2Pclear) (15)
S5：基于第一轮偏差校核的市场结算。
市场结算由系统自动进行集中结算，第一轮结算主体包括参与市场交易的产消者和电网运营商。如附图5所示，第一轮结算流程按以下步骤进行：
S51:产消者本地智能终端第一轮偏差校核
市场出清完成后，各中标产消者在规定时间内按出清结果执行交易，执行完成后由本地智能终端自动进行第一轮执行电量校核。考虑不同产消者是发、用电一体者，根据基尔霍夫定律，仅对各主体应履行的净功率进行偏差考核。并将执行偏差返回至系统，由系统基于S4的规则计算偏差惩罚；
S52:市场集中出清结果统一结算
根据多轮集中出清的结果，系统按各产消者各轮中标电量和出清价格进行统一自动结算，未成交产消者按新能源上网电价或配电网购电电价与电网运营商进行结算；
S53:第一轮执行偏差结算
对于存在执行偏差的产消者，由产消者根据自身偏好自主决定是否接受S51的偏差惩罚，对于选择接受偏差惩罚的产消者，系统按S51计算所得的偏差惩罚费用与电网运营商自动执行偏差惩罚结算；对于不接受偏差惩罚的产消者，应在规定时间内由自身额外发用电能力或与共享储能交易以消除偏差，以减少自身发用电波动对配电网的影响。
S6：促进偏差就地平衡的共享储能机制。
共享储能主要指拥有集中式储能电站的运营商，或拥有多分布式储能及其控制权、运营权的聚合商主体。共享储能可以在系统注册，并与产消者进行交易获利，同时消除产消者因执行偏差面临的惩罚风险。共享储能可结合产消者交易需求和自身储能设备的实际需要直接向电网售电或购买电能，与电网交易的结算价格为新能源上网电价与配电网用电电价。
产消者基于S2的电量电价投标决策方法，参与市场交易可能因预测精度不足而承担偏差惩罚的巨大风险，此时可直接与共享储能运营商买卖电能，消除不平衡量以规避风险。同时，共享储能运营商可基于“共享”特性，例如储能设备同时充放电，相当于储能不动作，从而从中获利。在规避风险的同时促进新能源的就地消纳。如附图6所示，促进偏差就地平衡的共享储能机制按以下步骤进行：
S61:产消者向共享储能提交交易申请
对于S53中不接受偏差惩罚且自身额外发用电能力不足的产消者，可以向共享储能提出交易申请，包括交易电量 即为市场主体i在市场中的偏差，若/>为向共享储能购买电能，反之则向共享储能出售电能。出于简化考虑，产消者向共享储能售电价格为新能源上网电价与当轮市场出清价格的平均值，产消者向共享储能购电价格为配电网购电电价与当轮市场出清价格的平均值，结算价格计算方法如式(16)(17)所示：
式中，分别为产消者向共享储能的购、售电价格；πren为新能源上网电价；πgrid为配电网购电电价。
S62:共享储能本地安全校核
在规定时间内所有产消者提交交易申请完成后，共享储能计算所有产消者交易需求净功率，计算方法如式(18)所示：
式中，ΔPESS即为共享储能需要执行的充放电量，其中ΔPESS＞0为放电，反之为充电；
共享储能基于自身储能特性对需执行的ΔPESS进行安全校核。由共享储能运营商智能终端输入当前储能荷电状态SOC，需要执行的总充放电功率ΔPESS。校核规则如下：
校核充放电功率ΔPESS约束，即ΔPESS的取值应满足储能充放电功率的限制，如式(19)所示：
式中，分别为储能的最大放、充电功率。
校核电池荷电状态SOC约束，即储能的荷电状态应满足储能最大最小容量的限制，如式(20)所示：
式中，Emax为储能容量；为上一时刻储能的荷电状态，为上一时刻储能电量与Emax的比值；SOCmin、SOCmax为储能的最小、最大荷电状态。
S63:不满足共享储能运行约束的处理方法
若共享储能无法完成需执行的充放电功率ΔPESS，若ΔPESS＞0，储能放电，则以“时间优先”原则，取消最后提交产消者的交易，若仍不满足约束限制，再取消倒数第二个提交/>的交易，直至满足约束为止；若ΔPESS＜0，储能放电，则以“时间优先”原则，取消最后提交/>产消者的交易，若仍不满足约束限制，再取消倒数第二个提交的交易，直至满足约束为止。未被取消的交易全部达成，共享储能执行所有达成交易的充放电净功率。
S7：基于共享储能交易结果与第二轮偏差校核的第二轮市场结算。
如附图7所示，基于共享储能交易结果与第二轮偏差校核的第二轮市场结算按以下步骤进行：
S71:共享储能本地智能终端第二轮偏差校核
产消者与共享储能交易完成后，共享储能在规定时间内按出清结果执行交易，具有额外发用电能力的产消者自行发用电消除偏差，执行完成后由本地智能终端自动进行第二轮执行电量校核，并将执行偏差返回至系统，由系统基于S4计算偏差惩罚；
S72:产消者与共享储能交易结算
产消者按S61的交易申请电量与价格由系统与共享储能进行自动结算；
S73:第二轮执行偏差结算
对于依靠自身额外发用电能力消除偏差的产消者，以及共享储能的应执行电量，若存在偏差，应进行偏差惩罚，惩罚费用的计算方法与S4相同。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“示例”、“具体示例”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。
以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。

Claims (7)

1.一种适用于配电网产消者就近交易的新能源就地消纳系统，其特征在于，所述新能源就地消纳系统包括以下步骤：
S1:拥有常规负荷、空调、分布式光伏发电的产消者市场准入；
S2:获准进入市场的产消者电量电价投标决策；
S3:基于产消者电量电价投标的多轮出清方法，形成市场交易结果；
S4:基于交易结果执行偏差的偏差惩罚方法；
S5:基于第一轮偏差校核的市场结算；
S6:促进偏差就地平衡的共享储能机制；
S7:基于共享储能交易结果与第二轮偏差校核的第二轮市场结算；
通过设计包括配电网侧分布式交易多轮出清和结算机制与流程，在保障多元产消者利益的同时，促进新能源就地消纳，实现个体效益和系统效益的激励相容；
所述S2具体包括：
S21:产消者市场交易身份确认
在交易前，获准进入市场的产消者进行自身光伏出力预测与负荷预测，以此确定即将参与市场的买方或卖方身份；
S22:产消者电价投标本地优化决策
在交易前，产消者结合自身期望收益率与市场历史出清价格，确定t1时刻市场的第一轮投标电价 应介于光伏上网电价与用户用电电价之间；
S23:产消者电量投标本地优化决策
定义产消者使用空调的效用函数：
式中，为空调在t时刻的用电功率；ω、α为用户自己决定的参数，ω表示用户认为的电能所具有的价值，更大的ω会带来更大的用电效用；
基于式(1)，定义产消者的自主优化模型目标函数：
式中，表示在t时刻对应市场的投标电量，/>表示产消者为卖方，反之为买方；
在交易前，产消者电量投标本地优化应满足以下约束条件：
其中，式(3)为产消者功率平衡约束，式(4)-(7)为空调运行特性约束；式中，描述空调的荷电状态；Ps t为空调在t时刻的充放电功率，充电为正；
产消者形成下一时刻的负荷预测、光伏出力预测数据确定模型中空调特性参数/>Ps min、Ps max、/>求解模型(1)-(7)，计算
所述S6具体包括：
共享储能指拥有集中式储能电站的运营商，或拥有多分布式储能及其控制权、运营权的聚合商主体；共享储能在系统注册，并与产消者进行交易获利，同时消除产消者因执行偏差面临的惩罚风险；根据需要向电网以新能源上网电价与配电网用电电价购售电；
S61:产消者向共享储能提交交易申请
对于S53中不接受偏差惩罚且自身额外发用电能力不足的产消者，向共享储能提出交易申请，包括交易电量ΔPi ESS，ΔPi ESS即为市场主体i在市场中的偏差，若ΔPi ESS＞0为向共享储能购买电能，反之则向共享储能出售电能；产消者向共享储能售电价格为新能源上网电价与当轮市场出清价格的平均值，向共享储能购电价格为配电网购电电价与当轮市场出清价格的平均值，结算价格计算方法如式(16)(17)所示：
式中，分别为产消者向共享储能的购、售电价格；πren为新能源上网电价；πgrid为配电网购电电价；
S62:共享储能本地安全校核
在规定时间内所有产消者提交交易申请完成后，共享储能计算所有产消者交易需求净功率，计算方法如式(18)所示：
式中，ΔPESS即为共享储能需要执行的充放电量，其中ΔPESS＞0为放电，反之为充电；
共享储能基于自身储能特性对需执行的ΔPESS进行安全校核；由共享储能运营商智能终端输入当前储能荷电状态SOC，需要执行的总充放电功率ΔPESS；校核规则如下：
校核充放电功率ΔPESS约束，即ΔPESS的取值应满足储能充放电功率的限制，如式(19)所示：
式中，分别为储能的最大放、充电功率；
校核电池荷电状态SOC约束，即储能的荷电状态应满足储能最大最小容量的限制，如式(20)所示：
式中，Emax为储能容量；为上一时刻储能的荷电状态，为上一时刻储能电量与Emax的比值；SOCmin、SOCmax为储能的最小、最大荷电状态；
S63:不满足共享储能运行约束的处理方法
若共享储能无法完成需执行的充放电功率ΔPESS，若ΔPESS＞0，储能放电，则以“时间优先”原则，取消最后提交ΔPi ESS＞0产消者的交易，若仍不满足约束限制，再取消倒数第二个提交ΔPi ESS＞0的交易，直至满足约束为止，反之同理；未被取消的交易全部达成，共享储能执行所有达成交易的充放电净功率。
2.根据权利要求1所述的一种适用于配电网产消者就近交易的新能源就地消纳系统，其特征在于，所述S1具体包括：
配电网产消者提交系统注册申请，提交申请的产消者需满足以下要求：
1)参与分布式交易的产消者需满足国家发展和改革委员会《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》的资质要求；
2)参与分布式交易的产消者在同一时刻市场只能选择买方或卖方一种身份参与交易；
3)市场交易采用多轮双边拍卖机制，每5-15分钟进行一次，成交电量由系统自动结算；
4)过网费等于买方电压等级对应的输配电价与卖方交易涉及的最高电压等级的输配电价之差；若在同一电压等级下，则无需支付过网费；
5)提交注册申请的产消者需缴纳一定数量的交易保证金。
3.根据权利要求1所述的一种适用于配电网产消者就近交易的新能源就地消纳系统，其特征在于，所述S3具体包括：
S31:第一轮市场集中出清
在交易前，产消者需要在时间限制内在系统内提交投标电量和第一轮投标电价交易开始后，基于双边拍卖机制，系统对卖方的投标电价按从低到高进行排序，对买方的投标电量按从高到低进行排序，绘制供应和需求曲线，两条曲线交点即为本轮交易的出清点；其中，与横轴交点为本轮出清的市场出清价格MCP，与纵轴交点为本轮出清的市场成交量MCQ；
S32:多轮市场集中出清
使产消者达成就近交易，以实现促进新能源就近消纳的目标，采取多轮出清的方法，对产消者的报价进行自动更新；
S33:重复出清直至停止；将各产消者未成交电量与更新后的投标电价按S31、S32的出清过程再次进行出清，重复S31、S32的出清过程直至停止，停止判据设置为第k轮出清中的买方投标电价最大值>卖方投标电价的最小值，或手动设置出清轮数；出清停止后本时刻市场交易结束，形成各产消者各轮出清成交电量与价格，以及未成交电量。
4.根据权利要求3所述的一种适用于配电网产消者就近交易的新能源就地消纳系统，其特征在于，所述S32具体包括：
S321:系统获取未出清产消者的前一轮出清结束后的未成交部分的投标电量与投标电价；
S322:计算信心函数，以表示产消者愿意放弃部分内心期望收益从而获取更高的成交概率；信心函数的定义如式(8)所示：
式中，Q(k-1)表示前几轮一共已经成交的电量，Qw表示市场初期所有产消者的投标电量之和，为卖方和买方投标电量中的较小值；
S323:系统自动更新上一轮未出清产消者的投标电价；上一轮未出清电量自动成为下一轮待交易电量，卖方和买方的投标电价更新方式分别如式(9)-(10)所示：
式中，是t1时刻第k轮出清中产消者的报价，c、l分别为新能源上网电价和配电网用电电价。
5.根据权利要求1所述的一种适用于配电网产消者就近交易的新能源就地消纳系统，其特征在于，所述S4具体包括：
执行偏差指买卖双方在交易校核时，实际发、用电量与市场出清结束后中标电量的差额；具体的执行偏差惩罚计算方法如下：
S41:对于执行电量满足市场中标电量95％-105％之间时，盈余电量按新能源上网电价上网处理，缺额电量按配电网用电电价补齐差额，在市场中仍以中标电量和出清价格进行结算，不进行偏差惩罚，惩罚费用计算方法如式(11)所示；
Wpun＝0,(0.95Pclear≤Pexe≤1.05Pclear) (11)
式中，Wpun表示产消者需支付的偏差惩罚费用，Pexe表示产消者实际执行电量，Pclear表示产消者市场中标电量；
S42:对于执行电量满足市场中标电量80％-95％或105％-120％时，盈余电量按新能源上网电价上网处理，缺额电量按配电网用电电价补齐差额，在市场中仍以中标电量进行结算，除此以外，执行电量在市场中标电量80％-95％或105％-120％之间的部分，按当期省内燃煤机组平均基准价的5％收取额外偏差惩罚费用，惩罚费用计算方法如式(12)(13)所示；
Wpun＝0.05Pbas·(0.95Pclear-Pexe),(0.8Pclear≤Pexe≤0.95Pclear) (12)
Wpun＝0.05Pbas·(Pexe-1.05Pclear),(1.05Pclear≤Pexe≤1.2Pclear) (13)
式中，Pbas表示当期省内燃煤机组平均基准价；
S43:对于执行电量低于市场中标电量80％或高于市场中标电量120％时，盈余电量按新能源上网电价上网处理，缺额电量按配电网用电电价补齐差额，在市场中仍以中标电量进行结算，除此以外，执行电量低于中标电量80％或高于市场中标电量120％的部分，按当期省内燃煤机组平均基准价的10％收取额外偏差惩罚费用，执行电量在市场中标电量80％-95％或105％-120％之间的部分，按当期省内燃煤机组平均基准价的5％收取额外偏差惩罚费用，惩罚费用计算方法如式(14)(15)所示；
Wpun＝0.05Pbas·0.15Pclear+0.1Pbas·(0.8Pclear-Pexe),(0≤Pexe≤0.8Pclear) (14)
Wpun＝0.05Pbas·0.15Pclear+0.1Pbas·(Pexe-1.2Pclear),(Pexe≥1.2Pclear) (15)。
6.根据权利要求1所述的一种适用于配电网产消者就近交易的新能源就地消纳系统，其特征在于，所述S5具体包括：
S51:产消者本地智能终端第一轮偏差校核
市场出清完成后，各中标产消者在规定时间内按出清结果执行交易，执行完成后由本地智能终端自动进行第一轮执行电量校核，并将执行偏差返回至系统，由系统基于S4计算偏差惩罚；
S52:市场集中出清结果统一结算
根据多轮集中出清的结果，系统按各产消者各轮中标电量和出清价格进行统一自动结算，未成交产消者按新能源上网电价或配电网购电电价进行结算；
S53:第一轮执行偏差结算
对于存在执行偏差的产消者，由产消者根据自身偏好自主决定是否接受S51的偏差惩罚，对于选择接受偏差惩罚的产消者，系统按S51计算所得的偏差惩罚费用与电网运营商自动执行偏差惩罚结算；对于不接受偏差惩罚的产消者，应在规定时间内由自身额外发用电能力或与共享储能交易以消除偏差，以减少自身发用电波动对配电网的影响。
7.根据权利要求1所述的一种适用于配电网产消者就近交易的新能源就地消纳系统，其特征在于，所述S7具体包括：
S71:共享储能本地智能终端第二轮偏差校核
产消者与共享储能交易完成后，共享储能在规定时间内按出清结果执行交易，具有额外发用电能力的产消者自行发用电消除偏差，执行完成后由本地智能终端自动进行第二轮执行电量校核，并将执行偏差返回至系统，由系统基于S4计算偏差惩罚；
S72:产消者与共享储能交易结算
产消者按S61的交易申请电量与价格由系统与共享储能进行自动结算；
S73:第二轮执行偏差结算
对于依靠自身额外发用电能力消除偏差的产消者，以及共享储能的应执行电量，若存在偏差，应进行偏差惩罚，惩罚费用的计算方法与S4相同。
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