CN114243709A - 一种需求侧可调节资源分层分级的调度运行方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种需求侧可调节资源分层分级的调度运行方法，包括：电网运行控制系统获取电网网络拓扑等信息，获取电力市场交易系统的市场主体等信息，获取需求侧管理系统中需求侧可调节资源的台账等信息；对所述需求侧可调节资源进行动态集群划分，形成虚拟聚合群集；分析所述虚拟聚合群集规模和接入的电压等级等因素，并分别设置为接受省级调度或/地市级调度控制，形成广域虚拟电厂；省地级调控中心根据广域虚拟电厂的边界条件制定上层调度计划，并发送下层运行主体。下层的各运行主体根据上层的调度指令，根据各需求侧可调节资源的实际运行情况，制定各设备的具体调度计划，从而实现需求侧可调节资源分层分级的调度运行控制和电力市场交易。
Description
技术领域
本发明涉及电网运行技术领域，尤其涉及一种需求侧可调节资源分层分级的调度运行方法。
背景技术
传统电力系统中，调度运行控制只调控发电侧和电网侧，需求侧一直处于粗犷式管理模式。新型电力系统建设成为必然趋势，在新型电力系统中，需求侧可调节资源将大规模出现，配电网中也已出现了可控负荷节点，改变了传统的单向潮流结构和配电网的电压水平，部分负荷也能够根据激励或者电价调节自身的用电需求，配电网传统的被动式单向供电模式受到了巨大挑战。其次，需求侧可调节资源在配电网接入呈现点多面广渗透率高，在无管控的情况下配电网的安全时刻受到威胁，而传统调度运行方法无法适应区域内大量可调节资源的优化运行管理和控制，更无法应对主动负荷的出力不确定性，在时间尺度上也无法满足可控负荷出力快速调整的需要，无法满足协调优化调度的需要。
另一方面，当大规模的集中式风力发电和分散式光伏发电等间歇式能源同时接入主、配网两端后，势必对电网的整体调度运行带来较大影响，表现在功率潮流、电压水平、系统稳定性以及电能质量等等。为了提高电网对以风力发电、光伏发电等为代表的间歇式能源接入及消纳能力，亟需将需求侧可调节资源纳入电力系统统一调度运行管理和控制，针对间歇式能源的随机性和波动性，在此基础上充分利用发电侧和负荷侧的充裕性可调节资源，实现绿色清洁能源的最大消纳及电网的安全稳定运行。
发明内容
本发明目的在于，提供一种需求侧可调节资源分层分级的调度运行方法，实现海量需求侧可调节资源分层分级的调度运行管理和控制，解决现有电力系统调度运行控制模式和方法无法直接管理控制海量用户侧分布式对象的难题。
为实现上述目的，本发明实施例提供一种需求侧可调节资源分层分级的调度运行方法和系统，应用于电网运行控制系统、电力市场交易系统、需求侧管理系统的需求侧可调节资源分层分级的调度运行管理和电力市场交易，所述方法包括：
电网运行控制系统获取电网网络拓扑信息、用户侧负荷功率信息、日前和实时发电计划信息，获取电力市场交易系统的市场主体信息、日前和实时的交易出清信息，获取需求侧管理系统中需求侧可调节资源的台账信息、配电网络信息、运行特性分类信息；
对所述需求侧可调节资源进行动态集群划分，形成虚拟聚合群集；
分析所述虚拟聚合群集规模和接入的电压等级等因素，形成各运行主体的可调特性边界，分别设置为接受省级调度或/地市级调度控制，形成广域虚拟电厂，采用省地协调调度模式进行调度运行管理；
省级和地市级调控中心根据广域虚拟电厂的边界条件制定上层调度计划，并发送给下层运行主体。下层的各运行主体根据上层的调度指令，根据各需求侧可调节资源的实际运行情况，制定各设备的具体调度和交易计划，从而实现需求侧可调节资源分层分级的调度运行控制和电力市场交易。
优选地，所述需求侧可调节资源包括分布式储能、分布式光伏、可调节充电桩、可调节负荷。
优选地，所述对需求侧可调节资源进行动态集群划分，是对配网中接入380V 和10kV两个电压等级的需求侧可调节对象进行分类，不同电压等级的需求侧可调节对象适合用不同的调度模式进行管理，形成不同的虚拟聚合群集，380V接入的需求侧可调节对象形成低压虚拟聚合群集，10kV接入的需求侧可调节对象形成中压虚拟聚合群集。
对于接入380V的需求侧可调节对象，其主要特点是容量小数量大，并且种类繁多，导致了对其进行集中控制负担重、难度大，因此，在本地聚合形成低压虚拟聚合群集，然后再接入调控中心进行统一调度运行管理、控制或市场化交易；
对于接入10kV的需求侧可调节对象，往往以工业设备居多，其容量大、数量少且易于协调，因此采用单个对象直接接入地市级调控中心，在地市级调控中心聚合形成中压虚拟聚合群集，采用直接控制方式进行调度运行管理。
优选地，所述虚拟聚合群集形成的方法，是针对具体的可调控资源，分别分析其内部特性、使用特性及具体约束，评估控制潜力，构建基于时间、空间、特性三个维度的子群多元聚合方法。空间上以可调控资源的电气距离为指标，优先将同一区域的设备划入一个子群以方便考虑本地约束；时间上以设备调控参与时段为依据划分子群以方便多时段调控；特性上以可调控资源的设备类型和关键参数为依据，通过聚类等方法划分子群，以降低子群聚合建模复杂性。构建体现集群性能的综合指标，对划分子群的灵活和平衡性进行评估，在此基础上建立新入网设备的动态归群方法。
优选地，所述省地协调调度模式，分为直接调度模式和基于电价的调度模式，其中中压虚拟聚合群集采用直接调度模式，低压虚拟聚合群集采用基于电价的调度模式。
直接控制模式是将各可调控对象和设备的自身调控信息传输至省/地/配调度中心，各级调度中心进行统一的信息收集、计算和指令下发，实现快速、准确的调度和控制，直接控制模式下针对中压虚拟聚合群集调控行为补偿通过采用签订合约的方式。
基于电价的调度模式通过价格信号，间接引导低压虚拟聚合群集合理调节和改善用电结构和用电方式，电价引导分三种：日前分时电价、实时电价和尖峰电价。日前分时电价是在日前或更早时间尺度上制定电价计划并发布，低压虚拟聚合群集有充分的时间合理安排用电计划。实时电价是调度机构根据电网实时运行情况，基于边际成本理论每15分钟计算未来一小时内的电价并发布，实时反映的是各时刻供应与需求的变化关系。尖峰电价是在分时基础上叠加尖峰费率而形成的一种动态电价机制，可有效降低系统尖峰时段的负荷。低压虚拟聚合群集内的用户无需向电网调度部门申报自身的个体信息，也无需投入额外成本构建信息通道和平台。
优选地，所述制定各设备的具体调度和交易计划，按时间尺度，分为“日前阶段”、“日内阶段”、“实时阶段”三阶段调度。
在日前阶段，借助5G网络、光纤通信等高速通信手段，需求侧可调节资源参与到电力市场的日前能量市场与辅助市场中。首先通过本地的需求侧对象可调能力的聚合，形成日前聚合模型上报给广域虚拟电厂，广域虚拟电厂需要考虑自身内部各可调资源、常规负荷、主动负荷处理等情况以及预测未来系统的变化情况实时制定购电计划以追求自身收益最大化，并向日前能量市场申报电量与价格。能量市场向各虚拟电厂发布出清电量与出清价格以引导各负荷在用电低谷安排用电计划。在辅助市场中，虚拟发电厂上报容量和对应价格，辅助市场向虚拟发电厂下发预出清容量与预出清价格，虚拟发电厂制定预调度计划下发给的虚拟聚合群集的可调节对象。
在日内阶段，实时能量市场接收各广域虚拟电厂的发用电计划，结合区域内常规负荷的预测信息，实时调整动态电价信息并再次下发至各广域虚拟电厂。各虚拟发电厂接收到电价信息后，可根据自身情况，以成本最低作为优化计算目标，制定发用电计划并上传至实时能量市场。以此往复循环，实现日内功率的实时平衡。辅助市场直接向广域虚拟电厂下发出清容量和出清容量价格，广域虚拟电厂根据价格及时响应，并制定总控制策略，虚拟聚合群集制定实时控制策略给下层可调节对象。
在实时阶段，通过超短期负荷预测结合、负荷的在线辨识对未来15分钟的调度计划进行调整，用以消除超短时(15分钟内)的不确定因素带来的影响。在实时调度阶段，由于调度周期较短，应该主要考虑需求侧可调节对象以辅助服务的方式参与到辅助市场中，以系统安全性为主要目标。辅助市场依据区域控制偏差形成发电调节指令，并下发调频功率与调频里程价格给广域虚拟电厂；广域虚拟电厂完成可调能力的评估聚合以及对上级平台的指令跟踪。经过发电指令分配得到需求侧可调节对象的调控指令。
附图说明
为了更清楚地说明本发明的技术方案，下面将对实施方式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方式，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是本发明某一实施例提供的一种需求侧可调节资源分层分级的调度运行方法的流程示意图；
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他实施例，都属于本发明保护的范围。
应当理解，文中所使用的步骤编号仅是为了方便描述，不作为对步骤执行先后顺序的限定。
应当理解，在本发明说明书中所使用的术语仅仅是出于描述特定实施例的目的而并不意在限制本发明。如在本发明说明书和所附权利要求书中所使用的那样，除非上下文清楚地指明其它情况，否则单数形式的“一”、“一个”及“该”意在包括复数形式。
术语“包括”和“包含”指示所描述特征、整体、步骤、操作、元素和/或组件的存在，但并不排除一个或多个其它特征、整体、步骤、操作、元素、组件和/ 或其集合的存在或添加。
术语“和/或”是指相关联列出的项中的一个或多个的任何组合以及所有可能组合，并且包括这些组合。
请参阅图1，本发明提供的一种需求侧可调节资源分层分级的调度运行方法，应用于电网运行控制系统、电力市场交易系统、需求侧管理系统的需求侧可调节资源分层分级的调度运行管理和电力市场交易，所述方法包括：
步骤S10：电网运行控制系统获取电网网络拓扑信息、用户侧负荷功率信息、日前和实时发电计划信息，获取电力市场交易系统的市场主体信息、日前和实时的交易出清信息，获取需求侧管理系统中需求侧可调节资源的台账信息、配电网络信息、运行特性分类信息，详见步骤S11-13：
步骤S11：电网运行控制系统通过E格式文件的数据交互方式，向电网数据采集与监视控制系统(Supervisory Control And Data Acquisition，SCADA系统) 发送数据获取请求，获取电力系统状态估计数据和基础电网信息，具体包括：电网所有发电机的状态和出力、电网网络拓扑数据、线路和变压器的状态和潮流值、电网设备元件的阻抗、导纳数据、用户侧负荷功率信息、日前和实时发电计划信息；
步骤S12：电网运行控制系统通过E格式文件的数据交互方式，向电力市场交易系统获取市场主体信息、日前和实时的交易出清信息；
步骤S13：电网运行控制系统通过E格式文件的数据交互方式，向需求侧管理系统获取可调节资源台账数据、配电网络信息、运行特性分类信息。
步骤S20：对需求侧可调节资源进行动态集群划分，形成虚拟聚合群集，详见步骤S21-22；
步骤S21：对接入380V的需求侧可调节对象，在本地聚合形成低压虚拟聚合群集，然后再接入调控中心进行统一调度运行管理、控制或市场化交易；
步骤S22：对接入10kV的需求侧可调节对象，往往以工业设备居多，其容量大、数量少且易于协调，采用单个对象直接接入地市级调控中心，在地市级调控中心聚合形成中压虚拟聚合群集，采用直接控制方式进行调度运行管理；
步骤S30：分析所述虚拟聚合群集规模和接入的电压等级等因素，分别分析其内部特性、使用特性及具体约束，评估控制潜力，构建基于时间、空间、特性三个维度的子群多元聚合方法，形成各运行主体的可调特性边界，分别设置为接受省级调度或/地市级调度控制，形成广域虚拟电厂，采用省地协调调度模式进行调度运行管理，详见步骤S31-33；
步骤S31：空间上以可调控资源的电气距离为指标，优先将同一区域的设备划入一个子群以方便考虑本地约束；
步骤S32：时间上以设备调控参与时段为依据划分子群以方便多时段调控；
步骤S33：特性上以可调控资源的设备类型和关键参数为依据，通过聚类等方法划分子群，以降低子群聚合建模复杂性。
步骤S40：省级和地市级调控中心根据广域虚拟电厂的边界条件制定上层调度计划，并发送给下层运行主体，详见步骤S41-43；
步骤S41：在日前阶段，电能量市场向各广域虚拟电厂发布出清电量与出清价格以引导各负荷在用电低谷安排用电计划。在辅助市场中，虚拟发电厂上报容量和对应价格，电力辅助市场向广域虚拟电厂下发预出清容量与预出清价格。
步骤S42：在日内阶段，实时能量市场接收各广域虚拟电厂的发用电计划，结合区域内常规负荷的预测信息，实时调整动态电价信息并再次下发至各广域虚拟电厂。
步骤S43：在实时阶段，上层调控中心通过超短期负荷预测结合、负荷的在线辨识对未来15分钟的调度计划进行调整，并以系统安全性为主要目标，依据区域控制偏差形成发用电调节指令，并下发调频功率与调频里程价格给广域虚拟电厂；
步骤S50：下层的各运行主体根据上层的调度指令，根据各需求侧可调节资源的实际运行情况，制定各设备的具体调度和交易计划，从而实现需求侧可调节资源分层分级的调度运行控制和电力市场交易；
步骤S51：在日前阶段，聚合本地需求侧对象可调能力，形成日前聚合模型，广域虚拟电厂考虑自身内部各可调资源、常规负荷、主动负荷处理等情况以及预测未来系统的变化情况实时制定发购电计划以追求自身收益最大化，并将制定的调度计划以预调控指令的形式下发给虚拟聚合群集的可调节对象。
步骤S52：在日内阶段，各虚拟发电厂接收到电价信息后，根据自身情况，以成本最低作为优化计算目标，制定发用电计划并上传至实时能量市场。
步骤S53：在实时阶段，广域虚拟电厂完成可调能力的评估聚合以及对上级平台的指令跟踪，经过发电指令分配得到需求侧可调节对象的调控指令。
以上所述是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也视为本发明的保护范围。
Claims (10)
1.一种需求侧可调节资源分层分级的调度运行方法，应用于电网运行控制系统、电力市场交易系统、需求侧管理系统的需求侧可调节资源分层分级的调度运行管理，其特征在于，所述方法包括：
电网运行控制系统获取电网网络拓扑信息、用户侧负荷功率信息、日前和实时发电计划信息，获取电力市场交易系统的市场主体信息、日前和实时的交易出清信息，获取需求侧管理系统中需求侧可调节资源的台账信息、配电网络信息、运行特性分类信息；并需求侧可调节资源进行动态集群划分，形成虚拟聚合群集。
2.根据权利要求1所述的需求侧可调节资源分层分级的调度运行方法，其特征在于，所述需求侧可调节资源包括分布式储能、分布式光伏、可调节充电桩、可调节负荷，这类可调节资源通过380V和10kV两个电压等级接入配网运行。
3.根据权利要求1所述的需求侧可调节资源分层分级的调度运行方法，其特征在于，所述需求侧可调节资源进行动态集群划分的步骤，包括：对配网中接入380V和10kV两个电压等级的需求侧可调节对象进行分类，不同电压等级的需求侧可调节对象适合用不同的调度模式进行管理，形成不同的虚拟聚合群集，380V接入的需求侧可调节对象形成低压虚拟聚合群集，10kV接入的需求侧可调节对象形成中压虚拟聚合群集；
对于接入380V的需求侧可调节对象，其特点是容量小数量大，并且种类繁多，导致了对其进行集中控制负担重、难度大，因此，在本地聚合形成低压虚拟聚合群集，然后再接入调控中心进行统一调度运行管理、控制或市场化交易；
对于接入10kV的需求侧可调节对象，往往以工业设备居多，其容量大、数量少且易于协调，因此采用单个对象直接接入地市级调控中心，在地市级调控中心聚合形成中压虚拟聚合群集，采用直接控制方式进行调度运行管理。
4.根据权利要求1所述的需求侧可调节资源分层分级的调度运行方法，其特征在于，所述虚拟聚合群集形成的方法，包括：针对具体的可调控资源，分别分析其内部特性、使用特性及具体约束，评估控制潜力，构建基于时间、空间、特性三个维度的子群多元聚合方法；空间上以可调控资源的电气距离为指标，将同一区域的设备划入一个子群以方便考虑本地约束；时间上以设备调控参与时段为依据划分子群以方便多时段调控；特性上以可调控资源的设备类型和关键参数为依据，通过聚类划分子群，以降低子群聚合建模复杂性；构建体现集群性能的综合指标，对划分子群的灵活和平衡性进行评估，在此基础上建立新入网设备的动态归群方法，形成各运行主体的可调特性边界，分别设置为接受省级调度或地市级调度控制，形成广域虚拟电厂，采用省地协调调度模式进行调度运行管理。
5.根据权利要求4所述的需求侧可调节资源分层分级的调度运行方法，其特征在于，所述省地协调调度模式分为直接调度模式和基于电价的调度模式，其中中压虚拟聚合群集采用直接调度模式，低压虚拟聚合群集采用基于电价的调度模式；省级和地市级调控中心根据不同的调度模式，制定上层调度计划，并发送给下层运行主体；下层的各运行主体根据上层的调度指令，根据各需求侧可调节资源的实际运行情况，制定各设备的具体调度和交易计划，从而实现需求侧可调节资源分层分级的调度运行控制和电力市场交易。
6.根据权利要求5所述的需求侧可调节资源分层分级的调度运行方法，其特征在于，所述直接控制模式是将各可调控对象和设备的自身调控信息传输至省/地配调度中心，各级调度中心进行统一的信息收集、计算和指令下发，实现快速、准确的调度和控制，直接控制模式下针对中压虚拟聚合群集调控行为补偿通过采用签订合约的方式。
7.根据权利要求5所述的需求侧可调节资源分层分级的调度运行方法，其特征在于，所述基于电价的调度模式通过价格信号，间接引导低压虚拟聚合群集合理调节和改善用电结构和用电方式，电价引导分三种：日前分时电价、实时电价和尖峰电价；日前分时电价是在日前或更早时间尺度上制定电价计划并发布，低压虚拟聚合群集有充分的时间合理安排用电计划；实时电价是调度机构根据电网实时运行情况，基于边际成本理论每15分钟计算未来一小时内的电价并发布，实时反映的是各时刻供应与需求的变化关系；尖峰电价是在分时基础上叠加尖峰费率而形成的一种动态电价机制，可有效降低系统尖峰时段的负荷；低压虚拟聚合群集内的用户无需向电网调度部门申报自身的个体信息，也无需投入额外成本构建信息通道和平台。
8.根据权利要求5所述的需求侧可调节资源分层分级的调度运行方法，其特征在于，所述制定各设备的具体调度和交易计划是按时间尺度，分别制定“日前阶段”、“日内阶段”、“实时阶段”三阶段的调度和交易计划。
9.根据权利要求8所述的需求侧可调节资源分层分级的调度运行方法，其特征在于，所述日前阶段调度和交易计划是，借助5G网络、光纤通信的高速通信手段，需求侧可调节资源参与到电力市场的日前能量市场与辅助市场中；首先通过本地的需求侧对象可调能力的聚合，形成日前聚合模型上报给广域虚拟电厂，广域虚拟电厂需要考虑自身内部各可调资源、常规负荷、主动负荷处理的情况以及预测未来系统的变化情况实时制定购电计划以追求自身收益最大化，并向日前能量市场申报电量与价格；能量市场向各虚拟电厂发布出清电量与出清价格以引导各负荷在用电低谷安排用电计划；在辅助市场中，虚拟发电厂上报容量和对应价格，辅助市场向虚拟发电厂下发预出清容量与预出清价格，虚拟发电厂制定预调度计划下发给的虚拟聚合群集的可调节对象。
10.根据权利要求8所述的需求侧可调节资源分层分级的调度运行方法，其特征在于，所述日内阶段调度和交易计划是，实时能量市场接收各广域虚拟电厂的发用电计划，结合区域内常规负荷的预测信息，实时调整动态电价信息并再次下发至各广域虚拟电厂；各虚拟发电厂接收到电价信息后，可根据自身情况，以成本最低作为优化计算目标，制定发用电计划并上传至实时能量市场；以此往复循环，实现日内功率的实时平衡；辅助市场直接向广域虚拟电厂下发出清容量和出清容量价格，广域虚拟电厂根据价格及时响应，并制定总控制策略，虚拟聚合群集制定实时控制策略给下层可调节对象。
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