CN114429370A - 电力现货市场下的光-储联合电站报价方法 - Google Patents

电力现货市场下的光-储联合电站报价方法 Download PDF

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蒋传文
华文
马骏超
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Abstract

本发明公开了一种电力现货市场下的光‑储联合电站报价方法。本发明采用的技术方案包括：建立储能单元三种运行模式；构建光‑储联合电站偏差考核成本计算模型和储能单元运行成本计算模型；根据储能单元的三种运行模式，考虑储能单元运行成本以及光‑储联合电站偏差考核，以光‑储联合电站市场收益最优为目标函数，建立光‑储联合电站参与电力现货市场的报价策略模型；构建报价策略模型的约束条件；对报价策略模型进行求解，获得储能单元优化参数。本发明在减少新能源出力波动误差，提高新‑储电站跟踪日前调度计划的同时，有效提高新‑储电站参与电力市场的收益水平。

Description

电力现货市场下的光-储联合电站报价方法
技术领域
本发明涉及电力市场竞价领域，具体地说是一种电力现货市场下的光-储联合电站报价方法。
背景技术
随着“碳达峰、碳中和”目标的提出，加快电源结构转型升级，实现能源可持续化发展逐渐成为社会的共识，在此背景下，以风电、光伏为主的高比例可再生能源发电并网体系将成为未来新型电力系统发展的必然趋势。然而，电力现货市场的科学有效运行受制于电力供需情况、电源结构、电网特点、负荷特性、灵活调节资源不足问题。
储能是高比例新能源并网环境下解决可再生能源并网问题的有效手段，是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备。在电力现货市场机制尚未成熟的情形下，储能在电力市场中的收益模式尚处于探索阶段，因此新能源电站配置储能项目的经济性存在不确定。随着电力市场化改革的推进，探索储能与可再生能源的新的运行方式、在保证电网安全的同时提高新-储联合电站参与电力市场的收益具有巨大的现实意义。
发明内容
本发明的目的在于针对光-储联合电站参与电力现货市场收益水平有限的问题，提供一种电力现货市场下的光-储联合电站报价方法，其可发挥储能设备对光伏机组出力波动的有效补偿，提高光-储联合电站跟踪日前调度计划的同时，有效提高光-储联合电站参与电力现货市场的收益水平。
为此，本发明的技术方案是这样实现的：电力现货市场下的光-储联合电站报价策略，其包括以下步骤：
步骤1：建立光-储联合电站参与电力现货市场时储能单元的三种运行模式；
步骤2：构建光-储联合电站参与电力现货市场的偏差考核成本计算模型和储能单元运行成本计算模型；
步骤3：根据储能单元的三种运行模式，考虑储能单元运行成本以及光-储联合电站偏差考核，以光-储联合电站市场收益最优为目标函数，建立电力市场报价策略模型；
步骤4：构建光-储联合电站参与电力市场报价策略模型的约束条件；
步骤5：对所述电力市场报价策略模型进行求解，获得储能单元优化参数。
进一步地，所述步骤1的具体内容为：
光-储联合电站参与电力现货市场时储能单元三种运行模式包括：
调频模式：储能单元参与调频辅助服务市场；
主能量模式：储能单元参与主能量市场；
平滑模式：储能单元通过充、放电运行方式用以应对电站光伏系统向上、向下波动过大的情况，以保持光-储联合电站的波动在电网许可范围内，包括平滑充电模式和平滑放电模式。
在构建光-储联合电站的电力市场报价策略模型时，通过在电力市场报价策略模型中引入0-1辅助决策变量确定储能单元所处的运行模式，具体的辅助决策变量包括：
Figure BDA0003500683610000021
取值为1时表示储能单元处于调频模式；
Figure BDA0003500683610000022
取值为1时表示储能单元处于平滑(充电)模式；
Figure BDA0003500683610000023
取值为1时表示储能单元可自行选择处于平滑或者主能量模式；
Figure BDA0003500683610000024
取值为1时表示储能单元处于主能量模式；
Figure BDA0003500683610000025
取值为1时表示储能单元处于平滑(放电)模式。
进一步地，所述步骤2的具体内容为：考虑储能单元运行所产生的成本对其参与市场的收益所产生的影响，并将成本模型进行线性简化处理，以应用到市场优化模型，储能单元运行成本
Figure BDA0003500683610000026
的计算模型为：
Figure BDA0003500683610000027
式中，N表示储能单元的总数；Soct,n表示t时刻储能单元n的荷电状态；a、b、c、d表示储能单元运行成本计算模型的系数；Dcr表示电池的放电效率，物理含义表现为两个时刻之间的SOC变化量。
储能设备能够提高光伏机组的可调度性，光-储联合电站配置的储能设备能够通过充、放电调整新能源机组实际出力与日前预测的偏差，由此可减少由于光伏出力偏差产生的偏差考核成本。
光-储联合电站的偏差考核成本
Figure BDA0003500683610000028
的计算模型为：
Figure BDA0003500683610000029
式中，πpe为固定出力机组发电计划执行偏差考核比例系数；σpe为考核价格的下限，λt E为日前主能量市场的节点电价；Pt S为光-储联合电站日前申报发电量，Pt ems为光-储联合电站实际上网参与主能量市场电量；μpe为固定出力机组发电计划执行偏差容许裕度。
进一步地，所述光-储联合电站的偏差考核成本计算模型中，光-储联合电站日前申报发电量Pt S取光-储联合电站日前光伏预测出力Pt solar_da，即：
Pt S＝Pt solar_da，
光-储联合电站实际上网参与主能量市场电量Pt ems为：
Pt ems＝Pt solar_rt-Pt pe++Pt pe-，
式中，Pt solar_rt表示光-储联合电站实时光伏出力；Pt pe+表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的充电容量；Pt pe-表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的放电容量。
进一步地，所述步骤3中的电力现货市场报价策略模型，以光-储联合电站市场收益最优为目标函数，具体公式为：
Figure BDA0003500683610000031
式中，T表示市场时间尺度；
Figure BDA0003500683610000032
表示日前主能量市场的节点电价，
Figure BDA0003500683610000033
表示调频市场容量价格，
Figure BDA0003500683610000034
表示调频市场里程价格；Pt E表示t时刻储能单元参与主能量市场的容量，Pt F表示t时刻储能单元参与调频市场的容量，
Figure BDA0003500683610000035
表示调频市场调用比例；
Figure BDA0003500683610000036
表示储能单元运行成本，
Figure BDA0003500683610000037
表示光-储联合电站的偏差考核成本。
进一步地，所述步骤4包括：
步骤41：构建SOC范围约束条件；
Figure BDA0003500683610000038
Figure BDA0003500683610000039
式中，Soct,n表示t时刻储能单元n的荷电状态；Soclb表示储能单元运行模式切换的SOC水平下限，Socub表示储能单元运行模式切换的SOC水平上限；
Figure BDA0003500683610000041
为辅助决策的0-1变量，以保证SOC范围的唯一性。
步骤42：构建储能设备主能量模式运行时功率约束条件；
Figure BDA0003500683610000042
式中，Pt E表示t时刻储能单元在主能量市场提供的容量；erated表示储能单元的额定容量；ηdc表示储能放电效率；Pmin和Pmax分别表示储能单元有功功率的最小和最大值；
Figure BDA0003500683610000043
为辅助决策的0-1变量；Soct,n表示t时刻储能单元n的荷电状态；Δt表示一个放电间隔时段。
步骤43：构建储能设备调频模式运行时功率约束条件；
Figure BDA0003500683610000044
式中，Pt F表示t时刻储能单元在调频市场提供的容量；erated表示储能单元的额定容量；ηdc表示储能放电效率；ηch表示储能充电效率；Pmin和Pmax分别表示储能单元有功功率的最小和最大值；
Figure BDA0003500683610000045
为辅助决策的0-1变量；Soct,n表示t时刻储能单元n的荷电状态；Δt表示一个放电间隔时段。
步骤44：构建储能设备平滑模式运行时功率约束条件；
当储能单元通过充电平滑光伏出力波动时：
Figure BDA0003500683610000046
当储能单元通过放电平滑光伏出力波动时：
Figure BDA0003500683610000047
当储能单元SOC值较大时，可自由选择处于平滑或者主能量市场运行模式：
Figure BDA0003500683610000048
式中，Pt pe+表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的充电容量；Pt pe-表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的放电容量；erated表示储能单元的额定容量；ηdc表示储能放电效率；ηch表示储能充电效率；Pmin和Pmax分别表示储能单元有功功率的最小和最大值；
Figure BDA0003500683610000051
为辅助决策的0-1变量；Soct,n表示t时刻储能单元n的荷电状态；Δt表示一个放电间隔时段。
进一步地，所述步骤5中对电力市场报价策略模型进行求解时，计算所获得的优化参数为：
Figure BDA0003500683610000052
其中，0，1为储能运行模式的选择，obj为光-储联合电站参与电力现货市场的总体收益值。
本发明具有的有益效果如下：本发明使储能系统在电力现货市场中根据其自身运行状态选择不同的运行模式，能够发挥储能设备对光伏机组出力波动的有效补偿，提高光-储联合电站跟踪日前调度计划，并且所提出的光-储联合电站的报价策略能够有效提高其参与电力现货市场的收益水平。
附图说明
图1是本发明光-储联合电站的报价方法示意图；
图2是本发明光-储联合电站储能单元三种运行模式示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的技术方案作进一步描述。
如图1所示，本发明为一种电力现货市场下的光-储联合电站报价方法，其步骤为：
步骤1：光-储联合电站参与电力现货市场时储能单元三种运行模式的建立；具体实施过程为：储能系统根据其荷电状态(State of charge，SOC)调整其参与电力现货市场期间的运行模式，如图2所示，具体包括：
调频模式：储能单元参与调频辅助服务市场；
主能量模式：储能单元参与主能量市场；
平滑模式：储能单元通过充、放电运行方式用以应对电站光伏系统向上、向下波动过大的情况，以保持光-储联合电站的波动在电网许可范围内。
在构建光-储联合电站的电力市场报价策略模型时，通过在电力市场报价策略模型中引入0-1辅助决策变量确定储能单元所处的运行模式，具体的辅助决策变量包括：
Figure BDA0003500683610000061
取值为1时表示储能单元处于调频模式；
Figure BDA0003500683610000062
取值为1时表示储能单元处于平滑(充电)模式；
Figure BDA0003500683610000063
取值为1时表示在储能单元SOC水平较高时可自行选择处于平滑或者主能量模式；
Figure BDA0003500683610000064
取值为1时表示储能单元处于主能量模式；
Figure BDA0003500683610000065
取值为1时表示储能单元处于平滑(放电)模式。
步骤2：构建光-储联合电站参与电力现货市场的偏差考核成本计算模型和储能单元运行成本计算模型；具体实施过程为：储能单元运行所产生的损耗成本会对光-储联合电站参与电力现货市场的总体收益产生较大的影响，将储能成本模型进行线性简化处理，应用到市场优化模型，储能单元运行成本
Figure BDA0003500683610000066
的计算模型为：
Figure BDA0003500683610000067
式中，N表示储能单元的总数；Soct,n表示t时刻储能单元n的荷电状态；a、b、c、d表示储能单元运行成本计算模型的系数；Dcr表示电池的放电效率，物理含义表现为两个时刻之间的SOC变化量。
储能设备能够提高光伏机组的可调度性，光-储联合电站配置的储能设备能够通过充、放电调整新能源机组实际出力与日前预测的偏差，由此可减少由于光伏出力偏差产生的偏差考核成本。光-储联合电站的偏差考核成本
Figure BDA0003500683610000068
的计算模型为：
Figure BDA0003500683610000069
式中，πpe为固定出力机组发电计划执行偏差考核比例系数；σpe为考核价格的下限，
Figure BDA00035006836100000610
为日前主能量市场的节点电价；Pt S为光-储联合电站日前申报发电量，Pt ems为光-储联合电站实际上网参与主能量市场电量；μpe为固定出力机组发电计划执行偏差容许裕度。
所述光-储联合电站的偏差考核成本计算模型中，光-储联合电站日前申报发电量Pt S取光-储联合电站日前光伏预测出力Pt solar_da，即：
Pt S＝Pt solar_da，
光-储联合电站实际上网参与主能量市场电量Pt ems为：
Pt ems＝Pt solar_rt-Pt pe++Pt pe-，
式中，Pt solar_rt表示光-储联合电站实时光伏出力；Pt pe+表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的充电容量；Pt pe-表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的放电容量。
步骤3：根据储能单元的三种运行模式以及所建立的储能单元运行成本和光-储联合电站偏差考核成本，以光-储联合电站市场收益最优为目标函数，建立电力市场报价策略模型；具体实施过程为：建立光-储联合电站参与电力现货市场报价策略模型，具体公式为：
Figure BDA0003500683610000071
式中，T表示市场时间尺度；
Figure BDA0003500683610000072
表示日前主能量市场的节点电价，
Figure BDA0003500683610000073
表示调频市场容量价格，
Figure BDA0003500683610000074
表示调频市场里程价格；Pt E表示t时刻储能单元参与主能量市场的容量，Pt F表示t时刻储能单元参与调频市场的容量，
Figure BDA0003500683610000075
表示调频市场调用比例；
Figure BDA0003500683610000076
表示储能单元运行成本，
Figure BDA0003500683610000077
表示光-储联合电站的偏差考核成本。
步骤4：构建光-储联合电站参与电力市场报价策略模型的约束条件；具体实施过程为：光-储联合电站参与电力现货市场报价策略模型需满足以下约束条件：
步骤41：构建SOC范围约束条件；
Figure BDA0003500683610000078
Figure BDA0003500683610000079
式中，Soct,n表示t时刻储能单元n的荷电状态；Soclb表示储能单元运行模式切换的SOC水平下限，Socub表示储能单元运行模式切换的SOC水平上限；
Figure BDA00035006836100000710
为辅助决策的0-1变量，以保证SOC范围的唯一性。
步骤42：构建储能设备主能量模式运行时功率约束条件；
Figure BDA00035006836100000711
式中，Pt E表示t时刻储能单元在主能量市场提供的容量；erated表示储能单元的额定容量；ηdc表示储能放电效率；Pmin和Pmax分别表示储能单元有功功率的最小和最大值；
Figure BDA00035006836100000712
为辅助决策的0-1变量；Soct,n表示t时刻储能单元n的荷电状态；Δt表示一个放电间隔时段。
步骤43：构建储能设备调频模式运行时功率约束条件；
Figure BDA0003500683610000081
式中，Pt F表示t时刻储能单元在调频市场提供的容量；erated表示储能单元的额定容量；ηdc表示储能放电效率；ηch表示储能充电效率；Pmin和Pmax分别表示储能单元有功功率的最小和最大值；
Figure BDA0003500683610000082
为辅助决策的0-1变量；Soct,n表示t时刻储能单元n的荷电状态；Δt表示一个放电间隔时段。
步骤44：构建储能设备平滑模式运行时功率约束条件；
当储能单元通过充电平滑光伏出力波动时：
Figure BDA0003500683610000083
当储能单元通过放电平滑光伏出力波动时：
Figure BDA0003500683610000084
当储能单元SOC值较大时，可自由选择处于平滑或者主能量市场运行模式：
Figure BDA0003500683610000085
式中，Pt pe+表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的充电容量；Pt pe-表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的放电容量；erated表示储能单元的额定容量；ηdc表示储能放电效率；ηch表示储能充电效率；Pmin和Pmax分别表示储能单元有功功率的最小和最大值；
Figure BDA0003500683610000086
为辅助决策的0-1变量；Soct,n表示t时刻储能单元n的荷电状态；Δt表示一个放电间隔时段。
步骤5：对所述电力市场报价策略模型进行求解，获得储能单元优化参数。具体实时过程为：选择合适的编程语言对所述电力市场报价策略模型进行编程，并运用商业求解器求解，计算所获得的优化参数为：
Figure BDA0003500683610000091
其中，0，1为储能运行模式的选择，obj为光-储联合电站参与电力现货市场的总体收益值。
以上所述仅为结合附图对本发明的具体实施过程进行描述，上述的具体实施方式并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.电力现货市场下的光-储联合电站报价方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1：建立光-储联合电站参与电力现货市场时储能单元的三种运行模式；
步骤2：构建光-储联合电站参与电力现货市场的偏差考核成本计算模型和储能单元运行成本计算模型；
步骤3：根据储能单元的三种运行模式，考虑储能单元运行成本以及光-储联合电站偏差考核，以光-储联合电站市场收益最优为目标函数，建立电力市场报价策略模型；
步骤4：构建光-储联合电站参与电力市场报价策略模型的约束条件；
步骤5：对所述电力市场报价策略模型进行求解，获得储能单元优化参数。
2.根据权利要求1所述的电力现货市场下的光-储联合电站报价方法，其特征在于，所述步骤1中，光-储联合电站参与电力现货市场时储能单元的三种运行模式包括：
调频模式：储能单元参与调频辅助服务市场；
主能量模式：储能单元参与主能量市场；
平滑模式：储能单元通过充、放电运行方式用以应对光-储联合电站光伏系统向上、向下波动过大的情况，以保持光-储联合电站的波动在电网许可范围内，储能单元的平滑模式具体包括平滑充电模式和平滑放电模式；
引入0-1辅助决策变量来确定各个储能单元所处的运行模式，具体包括：
Figure FDA0003500683600000011
取值为1时表示储能单元n在t时刻处于调频模式；
Figure FDA0003500683600000012
取值为1时表示储能单元n在t时刻处于平滑充电模式；
Figure FDA0003500683600000013
取值为1时表示储能单元n在t时刻可自行选择处于平滑模式或者主能量模式；
Figure FDA0003500683600000014
取值为1时表示储能单元n在t时刻处于主能量模式；
Figure FDA0003500683600000015
取值为1时表示储能单元n在t时刻处于平滑放电模式。
3.根据权利要求1所述的电力现货市场下的光-储联合电站报价方法，其特征在于，所述步骤2的具体内容为：
储能单元运行成本
Figure FDA0003500683600000016
计算模型为：
Figure FDA0003500683600000017
式中，N表示储能单元的总数；Soct,n表示t时刻储能单元n的荷电状态；a、b、c、d表示储能单元运行成本计算模型的系数；Dcr表示电池的放电效率，物理含义表现为两个时刻之间的SOC变化量；
光-储联合电站的偏差考核成本
Figure FDA0003500683600000021
的计算模型为：
Figure FDA0003500683600000022
式中，πpe为固定出力机组发电计划执行偏差考核比例系数；σpe为考核价格的下限，λt E为日前主能量市场的节点电价；Pt S为光-储联合电站日前申报发电量，Pt ems为光-储联合电站实际上网参与主能量市场电量；μpe为固定出力机组发电计划执行偏差容许裕度。
4.根据权利要求3所述的电力现货市场下的光-储联合电站报价方法，其特征在于，所述的偏差考核成本计算模型中，
光-储联合电站日前申报发电量Pt S取光-储联合电站日前光伏预测出力Pt solar_da，即：
Pt S＝Pt solar_da，
光-储联合电站实际上网参与主能量市场电量Pt ems为：
Pt ems＝Pt solar_rt-Pt pe++Pt pe-，
式中，Pt solar_rt表示t时刻光-储联合电站实时光伏出力；Pt pe+表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的充电容量；Pt pe-表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的放电容量。
5.根据权利要求1所述的电力现货市场下的光-储联合电站报价方法，其特征在于，所述步骤3中，电力市场报价策略模型以光-储联合电站市场收益最优为目标函数，具体公式为：
Figure FDA0003500683600000023
式中，T表示市场时间尺度；λt E表示日前主能量市场的节点电价，
Figure FDA0003500683600000024
表示调频市场容量价格，
Figure FDA0003500683600000025
表示调频市场里程价格；Pt E表示t时刻储能单元参与主能量市场的容量，Pt solar_rt表示光t时刻光-储联合电站实时光伏出力，Pt F表示t时刻储能单元参与调频市场的容量，
Figure FDA0003500683600000031
表示调频市场调用比例；
Figure FDA0003500683600000032
表示储能单元运行成本，
Figure FDA0003500683600000033
表示光-储联合电站的偏差考核成本。
6.根据权利要求1所述的电力现货市场下的光-储联合电站报价方法，其特征在于，所述步骤4包括：
步骤41：构建SOC范围约束条件；
步骤42：构建储能单元主能量模式运行时功率约束条件；
步骤43：构建储能单元调频模式运行时功率约束条件；
步骤44：构建储能单元平滑模式运行时功率约束条件。
7.根据权利要求6所述的电力现货市场下的光-储联合电站报价方法，其特征在于，所述构建SOC范围约束条件的具体公式为：
Figure FDA0003500683600000034
Figure FDA0003500683600000035
式中，Soct,n表示t时刻储能单元n的荷电状态；Soclb表示储能单元运行模式切换的SOC水平下限，Socub表示储能单元运行模式切换的SOC水平上限；
Figure FDA0003500683600000036
为辅助决策的0-1变量，以保证SOC范围的唯一性。
8.根据权利要求6所述的电力现货市场下的光-储联合电站报价方法，其特征在于，所述构建储能设备主能量模式运行时功率约束条件的具体公式为：
Figure FDA0003500683600000037
式中，Pt E表示t时刻储能单元在主能量市场提供的容量；erated表示储能单元的额定容量；ηdc表示储能放电效率；Pmin和Pmax分别表示储能单元有功功率的最小和最大值；
Figure FDA0003500683600000038
为辅助决策的0-1变量；Soct,n表示t时刻储能单元n的荷电状态；Δt表示一个放电间隔时段。
9.根据权利要求6所述的电力现货市场下的光-储联合电站报价方法，其特征在于，所述构建储能设备调频模式运行时功率约束条件的具体公式为：
Figure FDA0003500683600000039
式中，Pt F表示t时刻储能单元在调频市场提供的容量；erated表示储能单元的额定容量；ηdc表示储能放电效率；ηch表示储能充电效率；Pmin和Pmax分别表示储能单元有功功率的最小和最大值；
Figure FDA0003500683600000041
为辅助决策的0-1变量；Soct,n表示t时刻储能单元n的荷电状态；Δt表示一个放电间隔时段。
10.根据权利要求6所述的电力现货市场下的光-储联合电站报价方法，其特征在于，所述构建储能设备平滑模式运行时功率约束条件的具体公式为：
当储能单元通过充电平滑光伏出力波动时：
Figure FDA0003500683600000042
当储能单元通过放电平滑光伏出力波动时：
Figure FDA0003500683600000043
当储能单元SOC值较大时，可自由选择处于平滑或者主能量市场运行模式：
Figure FDA0003500683600000044
式中，Pt pe+表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的充电容量；Pt pe-表示光-储联合电站储能单元在平滑模式时提供的放电容量；erated表示储能单元的额定容量；ηdc表示储能放电效率；ηch表示储能充电效率；Pmin和Pmax分别表示储能单元有功功率的最小和最大值；
Figure FDA0003500683600000045
为辅助决策的0-1变量；Soct,n表示t时刻储能单元n的荷电状态；Δt表示一个放电间隔时段。
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* Cited by examiner, † Cited by third party
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CN115102231A (zh) * 2022-08-10 2022-09-23 华北电力大学 一种多尺度电-碳模式下风光储场站优化控制方法和系统
CN115619441A (zh) * 2022-12-20 2023-01-17 合肥华思系统有限公司 一种储能电站参与日前电力交易的申报方法及系统

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