CN117937617A - 一种用于能源站的运行状态控制方法、装置、介质及设备 - Google Patents

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Abstract

本申请公开了一种用于能源站的运行状态控制方法、装置、介质及设备。其中，方法包括：基于目标能源站的第一参数，确定目标能源站对应的第一运行约束条件；基于各非目标能源站的第二参数、以及目标能源站与各非目标能源站的关联关系，确定各非目标能源站对应的第二运行约束条件及与电能交易市场对应的第三运行约束条件；基于第一运行约束条件、第二运行约束条件、第三运行约束条件、各非目标能源站的最大出力、及各时段的负荷需求，利用预定的电能差价收益计算公式，计算获得目标能源站的最大电能差价收益；基于最大电能差价收益确定目标能源站的目标运行策略，以对所述目标能源站进行控制。本申请能够使得对目标能源站的控制更加合理、准确。

Description

一种用于能源站的运行状态控制方法、装置、介质及设备
技术领域
本发明涉及储能电站运行优化技术领域，特别涉及一种用于能源站的运行状态控制方法、装置、介质及设备。
背景技术
抽水蓄能是一种安全、经济、高效的电能存储技术，在电力系统中新能源渗透率日益提高的今天，能够有效平抑新能源电源带来的系统能量波动，有效提高系统运行稳定性、并提高新能源电能的消纳能力，因此建设了大量的抽水蓄能电站。在抽水蓄能电站运行过程中，运行策略的确定至关重要。
然而，目前抽水蓄能电站运行策略的确定存在不准确、不合理的问题，进而导致针对抽水蓄能电站的控制不够合理、准确。
发明内容
有鉴于此，本发明提供了一种用于能源站的运行状态控制方法、装置、介质及设备，主要目的在于解决目前存在抽水蓄能电站运行策略的确定存在不准确、不合理的问题。
为解决上述问题，本申请提供一种用于能源站的运行状态控制方法，包括：
基于目标能源站的第一参数，确定与目标能源站对应的第一运行约束条件；
基于各非目标能源站的第二参数、以及电能交易市场中目标能源站与各非目标能源站的关联关系，确定与各非目标能源站对应的第二运行约束条件以及与电能交易市场对应的第三运行约束条件；
基于所述第一运行约束条件、第二运行约束条件、第三运行约束条件、各所述非目标能源站的最大出力、以及各时段的负荷需求，利用预定的电能差价收益计算公式，计算获得目标能源站的最大电能差价收益；
基于所述最大电能差价收益确定目标能源站的目标运行策略，以基于所述目标运行策略对所述目标能源站进行控制。
可选的，所述目标能源站为抽水蓄能电站；
所述第一参数包括如下任意一种或几种：抽水蓄能电站用于参与现货市场的第一容量、电网购买的抽水蓄能电站的第二容量、抽水蓄能电站的装机容量、抽水蓄能电站在目标时段内的发电状态、以及抽水蓄能电站在目标时段内的抽水状态、抽水蓄能电站发电转换效率、抽水蓄能电站抽水转换效率以及预定的库容限制值。
可选的，所述基于目标能源站的第一参数，确定与目标能源站对应的第一运行约束条件，具体包括：
基于所述第一参数中的所述第一容量、所述第二容量以及所述装机容量，确定所述抽水蓄能电站水力发电功率对应的第一水力发电功率范围、以及抽水功率对应的第一抽水功率范围；
基于所述第一参数中的所述装机容量、抽水蓄能电站在目标时段内的发电状态、以及抽水蓄能电站在目标时段内的抽水状态，确定所述抽水蓄能电站水力发电功率对应的第二水力发电功率范围、以及抽水功率对应的第二抽水功率范围；
基于所述第一参数中的所述发电转换效率、抽水转换效率以及所述预定的库容限制值，确定水力发电功率与抽水功率的限制范围；
基于所述第一水力发电功率范围、第一抽水功率范围、第二水力发电功率范围、第二抽水功率范围、以及水力发电功率与抽水功率的限制范围中的任意一种或几种，构建获得所述第一运行约束条件。
可选的，各非目标能源站包括如下任意一种或几种：火力发电站以及新能源发电站；所述新能源发电站包括风力发电站和/或光伏发电站；
所述第二参数包括如下任意一种或几种：火力发电站的最大出力、火力发电站的启停状态、光伏发电站的最大出力、风力发电站的最大出力以及电能交易市场中的负荷需求；
可选的，所述基于各非目标能源站的第二参数、以及电能交易市场中目标能源站与各非目标能源站的关联关系，确定与各非目标能源站对应的第二运行约束条件以及与电能交易市场对应的第三运行约束条件，具体包括：
基于所述第二参数中的火力发电站的最大出力以及所述火力发电站的启停状态，确定火力发电站对应的火力发电功率范围，以获得与火力发电站对应的第二运行约束条件；
基于所述第二参数中的光伏发电站的最大出力以及风力发电站的最大出力，确定新能源发电站的最大出力，并基于所述新能源发电站的最大出力以及弃风弃光功率范围，以获得与所述新能源发电站对应的第二运行约束条件；
基于所述第二参数中的电能交易市场中的负荷需求，以及火力发电站的火力发电功率、新能源发电站的新能源发电功率、抽水蓄能电站水力发电功率与抽水功率的关联关系，建立功率平衡条件，以获得所述第三运行约束条件。
可选的，所述预定的目标电能差价收益计算公式为：
其中，λt表示第t个时段出清电价；
Ppump,m,t表示第t个时段抽水蓄能电站的抽水功率；
Pgene,m,t表示第t个时段抽水蓄能电站的水力发电功率；
表示火力发电站的最大出力；
表示新能源发电站的最大出力；
为对偶变量；
cfire,m,t表示第t个时段火力发电站的发电报价；
cgreen,m,t表示第t个时段新能源发电站的发电报价；
Pfire,m,t表示第t个时段火力发电站的输出功率；
Pgreen,m,t表示第t个时段新能源发电站的输出功率；
N表示时段的总数。
可选的，所述基于所述最大电能差价收益确定目标能源站的目标运行策略，具体包括：
将所述最大电能差价收益所对应的目标能源站在各时段的运行数据，作为所述目标能源站的目标运行策略；所述运行数据包括水力发电功率以及抽水功率。
为解决上述问题，本申请提供一种用于能源站的运行状态控制装置，包括：
第一确定模块，用于基于目标能源站的第一参数，确定与目标能源站对应的第一运行约束条件；
第二确定模块，用于基于各非目标能源站的第二参数、以及电能交易市场中目标能源站与各非目标能源站的关联关系，确定与各非目标能源站对应的第二运行约束条件以及与电能交易市场对应的第三运行约束条件；
计算模块，用于基于所述第一运行约束条件、第二运行约束条件、第三运行约束条件、各所述非目标能源站的最大出力、以及各时段的负荷需求，利用预定的电能差价收益计算公式，计算获得目标能源站的最大电能差价收益；
控制模块，用于基于所述最大电能差价收益确定目标能源站的目标运行策略，以基于所述目标运行策略对所述目标能源站进行控制。
为解决上述问题，本申请提供一种存储介质，所述存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述任一项所述用于能源站的运行状态控制方法的步骤。
为解决上述问题，本申请提供一种电子设备，至少包括存储器、处理器，所述存储器上存储有计算机程序，所述处理器在执行所述存储器上的计算机程序时实现上述任一项所述用于能源站的运行状态控制方法的步骤。
本申请中一种用于能源站的运行状态控制方法、装置、介质及设备，通过确定目标能源站的第一运行约束条件、各非目标能源站的第二运行约束条件以及电能交易市场对应的第三运行约束条件，后续就可以利用预定的电能差价收益计算公式结合各运行约束条件，确定最大电能差价收益下、各能源站的运行数据，由此获得目标能源站在最大电能差价收益下的目标运行策略，使得目标能源站运行策略的确定更加、合理、准确。进而后续就可以根据目标运行策略对目标能源站进行控制，实现目标能源站能够达到最大收益。也即，采样本申请中所确定的目标运行策略，可以最大化抽水蓄能电站在电能现货交易过程中的经济效益，提升现货市场中可再生能源的消纳能力。
上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本发明的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本发明的具体实施方式。
附图说明
通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。而且在整个附图中，用相同的参考符号表示相同的部件。在附图中：
图1为本申请实施例一种用于能源站的运行状态控制方法的流程图；
图2为本申请另一实施例中参与电能现货交易的可再生电能机组的最大出力以及负荷需求；
图3为本申请另一实施例中抽水蓄能发电站、火力发电站以及新能源发电站的运行策略；
图4另一实施例中电能现货市场出清价格；
图5为本申请另一实施例一种用于能源站的运行状态控制装置的结构框图；
图6为本申请另一实施例一种电子设备的结构框图。
具体实施方式
此处参考附图描述本申请的各种方案以及特征。
应理解的是，可以对此处申请的实施例做出各种修改。因此，上述说明书不应该视为限制，而仅是作为实施例的范例。本领域的技术人员将想到在本申请的范围和精神内的其他修改。
包含在说明书中并构成说明书的一部分的附图示出了本申请的实施例，并且与上面给出的对本申请的大致描述以及下面给出的对实施例的详细描述一起用于解释本申请的原理。
通过下面参照附图对给定为非限制性实例的实施例的优选形式的描述，本申请的这些和其它特性将会变得显而易见。
还应当理解，尽管已经参照一些具体实例对本申请进行了描述，但本领域技术人员能够确定地实现本申请的很多其它等效形式。
当结合附图时，鉴于以下详细说明，本申请的上述和其他方面、特征和优势将变得更为显而易见。
此后参照附图描述本申请的具体实施例；然而，应当理解，所申请的实施例仅仅是本申请的实例，其可采用多种方式实施。熟知和/或重复的功能和结构并未详细描述以避免不必要或多余的细节使得本申请模糊不清。因此，本文所申请的具体的结构性和功能性细节并非意在限定，而是仅仅作为权利要求的基础和代表性基础用于教导本领域技术人员以实质上任意合适的详细结构多样地使用本申请。
本说明书可使用词组“在一种实施例中”、“在另一个实施例中”、“在又一实施例中”或“在其他实施例中”，其均可指代根据本申请的相同或不同实施例中的一个或多个。
本申请实施例提供一种用于能源站的运行状态控制方法，具体可以应用于终端、服务器等电子设备，如图1所示，本实施例中的方法包括如下步骤：
步骤S101，基于目标能源站的第一参数，确定与目标能源站对应的第一运行约束条件；
本步骤中，目标能源站具体为抽水蓄能电站。第一参数具体可以是目标能源站的设备相关的参数，即与抽水蓄能电站设备相关的数据，例如可以是：抽水蓄能电站用于参与现货市场的第一容量、电网购买的抽水蓄能电站的第二容量、抽水蓄能电站的装机容量、抽水蓄能电站在目标时段内的发电状态、以及抽水蓄能电站在目标时段内的抽水状态、抽水蓄能电站发电转换效率、抽水蓄能电站抽水转换效率以及预定的库容限制值等等参数。
其中第一运行约束条件可以理解为是用于约束目标能源站运行的条件，具体可以是抽水蓄能电子的抽水功率范围、水力发电功率范围、抽水功率与发电功率的限制范围等等。
步骤S102，基于各非目标能源站的第二参数、以及电能交易市场中目标能源站与各非目标能源站的关联关系，确定与各非目标能源站对应的第二运行约束条件以及与电能交易市场对应的第三运行约束条件；
本步骤中，非目标能源站与目标能源站类型不同，非目标能源站可以是火力发电站和/或新能源发电站；所述新能源发电站具体还可以包括风力发电站和/或光伏发电站。
其中，第二参数具体可以是非目标能源站的设备相关的参数，即与火力发电站设备相关的数据以及与新能源发电站设备相关的数据。
步骤S103，基于所述第一运行约束条件、第二运行约束条件、第三运行约束条件、各所述非目标能源站的最大出力、以及各时段的负荷需求，利用预定的电能差价收益计算公式，计算获得目标能源站的最大电能差价收益；
本步骤中，在获得用于约束目标能源站运行的第一约束条件，即获得用于约束目标能源站运行策略的第一约束条件、用于约束各非目标能源站运行策略的第二约束条件以及电能交易市场的第三约束条件，就可以利用预定的电能差价收益公式，确定满足约束条件的目标能源站运行策略以及非目标能源站运行策略所对应的最大电能差价收益。
也就是说，由于目标能源站的满足第一约束条件的第一运行策略有多种可能，与各第一运行策略对应的、满足第二约束条件以及第三约束条件的各非目标能源站的第二运行策略，也会有多种可能，由此就可以根据各第一运行策略以及对应的第二运行策略计算出相应的电能差价收益，从而获得各种运行策略下的电能差价收益，最后就可以从各电能差价收益中确定出最大的电能差价收益。
步骤S104，基于所述最大电能差价收益确定目标能源站的目标运行策略，以基于所述目标运行策略对所述目标能源站进行控制。
本步骤中，在确定出最大电能差价收益之后，就可以将用于计算该最大电能差价收益的目标能源站的运行策略作为目标运行策略。以目标能源站为抽水蓄能电站为例，其目标运行策略中可以包括水力发电功率以及抽水功率。
本实施例中的一种用于能源站的运行状态控制方法，通过确定目标能源站的第一运行约束条件、各非目标能源站的第二运行约束条件以及电能交易市场对应的第三运行约束条件，后续就可以利用预定的电能差价收益计算公式结合各运行约束条件，确定最大电能差价收益下、各能源站的运行数据，由此获得目标能源站在最大电能差价收益下的目标运行策略，使得目标能源站运行策略的确定更加、合理、准确。进而后续就可以根据目标运行策略对目标能源站进行控制，实现目标能源站能够达到最大收益。也即，采样本申请中所确定的目标运行策略，可以最大化抽水蓄能电站在电能现货交易过程中的经济效益，提升现货市场中可再生能源的消纳能力。
在上述实施例的基础上，本申请另一实施例提供一种用于能源站的运行状态控制方法，以目标能源站为抽水蓄能电站，非目标能源站为火力发电站以及新能源发电站(包括风力发电站和光伏发电站)为例，对本申请中的方法进行详细说明，具体可以包括如下步骤：
步骤一、预先确定目标电能差价收益计算公式；
本本步骤中目标电能差价收益计算公式具体为最大电能差价收益计算公式，可以通过如下过程推导获得：
(1)描述抽水蓄能电站电能现货交易策略优化模型：
在电能现货交易过程中，抽水蓄能电站可以改变能量和价格的竞标值，利用市场博弈平衡原理，影响市场的出清结果。所述模型服从Stackelberg博弈模型。其中，主问题目标为最大化抽水蓄能电站的收益；从问题目标为市场博弈平衡原理的最大化市场出清过程的社会效益。
所述模型考虑时序，以t表示出清时段序数、Δt表示时间颗粒度大小，研究目标时间范围T内现货交易市场运行情况。由此，可以根将T/Δt作为总时段数N，即N＝T/Δt，t表示N个时段内的第t个时段。
主问题目标函数为：
主问题目标函数为：
式中，Pgene,m,t表示抽水蓄能电站在第t个时段的水力发电功率；Ppump,m,t抽水蓄能电站在第t个时段的抽水功率；λt为t时段出清电价，也是市场出清问题等式约束的对偶变量。
从问题考虑市场出清过程，以最大化社会效益为目标，其目标函数为：
min(-swt)＝cfire,m,tPfire,t+cgreen,m,tPgreen,m,t+cgene,m,tPgene,m,t
-cpump,m,tPpump,m,t-cload,m,tPload,m,t
式中，swt表示第t个时段的社会效益；cfire,m,t表示表示火力发站在第t个时段的发电报价；cgreen,m,t表示新能源发电站在第t个时段的发电报价；cgene,m,t表示抽水蓄能电站在第t个时段的发电报价；cpump,m,t表示抽水蓄能电站在第t个时段的购电报价；cload,m,t表示负荷在t时段的购电报价；Pfire,m,t表示第t个时段火力发电站的输出功率；Pgreen,m,t表示第t个时段新能源发电站的输出功率；Pgene,m,t表示第t个时段抽水蓄能电站的水力发电功率；Ppump,m,t表示第t个时段抽水蓄能电站的抽水功率；Pload,m,t表示第t个时段现货市场中的负荷需求。
(2)利用KKT条件和强对偶理论，将抽水蓄能电站参与电能现货交易Stackelberg博弈模型的双层优化问题，转换成易于求解的单层混合整数线性规划问题，化简过程如下。
首先，利用KKT条件，将主问题目标函数中的λi变量代换。
式中，μ gene，t、 μ pump，t、/>为对偶变量。
然后，利用强对偶理论，将从问题目标函数min(-swt)转换为对偶函数。
将对偶函数代入主问题目标函数。
式中，为对偶变量。
利用互补松弛条件化简上式，得到单层问题目标函数，即获得本申请中的如下目标电能差价收益计算公式：
其中，λt表示第t个时段出清电价；Ppump,m,t表示第t个时段抽水蓄能电站的抽水功率；Pgene,m,t表示第t个时段抽水蓄能电站的水力发电功率；表示火力发电站的最大出力；/>表示新能源发电站的最大出力；/>为对偶变量；cfire,m,t表示第t个时段火力发电站的发电报价；cgreen,m,t表示第t个时段新能源发电站的发电报价；Pfire,m,t表示第t个时段火力发电站的输出功率；Pgreen,m,t表示第t个时段新能源发电站的输出功率；N表示时段的总数。
步骤二、基于目标能源站的第一参数，确定与目标能源站对应的第一运行约束条件。即，第一运行约束条件可以采用如下方式来确定：
(1)基于所述第一参数中的所述第一容量、所述第二容量以及所述装机容量，确定所述抽水蓄能电站水力发电功率对应的第一水力发电功率范围、以及抽水功率对应的第一抽水功率范围；
也就是说，可以基于抽水蓄能电站的容量覆盖范围，来确定抽水蓄能电站的处理范围，即获得第一水力发电功率范围、以及抽水功率对应的第一抽水功率范围。
抽水蓄能容量覆盖范围为：
抽水蓄能电站出力范围为：
0≤Pgene,m,t≤PRL,m,t
0≤Ppump,m,t≤PRL,m,t
其中，PRL,m,t表示第t个时段抽水蓄能电站用于参与现货市场的第一容量，PRL,d,t表示t时段区域电网购买的抽水蓄能电站的第二容量，二者之和不超过抽水蓄能电站的装机容量Ppump,m,t表示第t个时段抽水蓄能电站的抽水功率；Pgene,m,t表示第t个时段抽水蓄能电站的水力发电功率/输出功率。
(2)基于所述第一参数中的所述装机容量、抽水蓄能电站在目标时段内的发电状态、以及抽水蓄能电站在目标时段内的抽水状态，确定所述抽水蓄能电站水力发电功率对应的第二水力发电功率范围、以及抽水功率对应的第二抽水功率范围；
式中，Bgene,t、Bpump,t分别表示抽水蓄能电站第t个时段处于发电、抽水状态。在这里，抽水蓄能电站参与电力现货市场时的工况由电网运营商在优化调度问题中进行决策。因此，在市场出清问题中，抽水蓄能机组的工况视为常量。表示抽水蓄能电站的装机容量。
(3)基于所述第一参数中的所述发电转换效率、抽水转换效率以及所述预定的库容限制值(库容限制区间)，确定水力发电功率与抽水功率的限制范围。也就是，可以根据能量转换与库容变化关系以及预定的库容限制区间，确定水力发电功率与抽水功率的限制条件：
具体的，能量转换与库容变化关系可以采用如下公式表示，即抽水、放水量与抽水功率、发电功率相关，可由水泵、水轮机组能量转换效率计算表示之间的关系：
Δvm,24＝Δvm,0＝0
式中，Δvm,t表示在优化调度问题中，截至t时段的库容变化量(相对于初始时刻)，t∈{1,2,…,24}；ηgene表示抽水蓄能电站的发电时能量转换效率，ηpump表示水蓄能电站抽水时能量转换效率；Ppump,m,t表示第t个时段抽水蓄能电站的抽水功率；Pgene,m,t表示第t个时段抽水蓄能电站的水力发电功率/输出功率。
库容限制(库容限制值/库容限制区间)为：
式中，Δvm、分别表示参与现货市场时，相对于初始时刻的抽水蓄能允许库容偏差上、下界。
由此，通过上述两个公式，即可获得抽水蓄能电站水力发电功率与抽水功率的限制范围/约束关系。
本步骤中，在获得上述的第一水力发电功率范围、第一抽水功率范围、第二水力发电功率范围、第二抽水功率范围、以及水力发电功率与抽水功率的限制范围之后，就可以根据上述这些范围中的任意一种或几种，构建获得所述第一运行约束条件。
步骤三、基于各非目标能源站的第二参数、以及电能交易市场中目标能源站与各非目标能源站的关联关系，确定与各非目标能源站对应的第二运行约束条件以及与电能交易市场对应的第三运行约束条件。第二运行约束条件以及第三运行约束条件可以采用如下方式来确定：
(1)基于所述第二参数中的火力发电站的最大出力以及所述火力发电站的启停状态，确定火力发电站对应的火力发电功率范围，以获得与火力发电站对应的第二运行约束条件；
式中，表示现货市场火力发电站的最大出力/最大输出功率，Bfire,m,t表示第t个时段现货市场火力发电机组的启停状态；Pfire,m,t表示第t个时段火力发电站的输出功率。
(2)基于所述第二参数中的光伏发电站的最大出力以及风力发电站的最大出力，确定新能源发电站的最大出力，并基于所述新能源发电站的最大出力以及弃风弃光功率范围，以获得与所述新能源发电站对应的第二运行约束条件；
式中，Pabandon,m,t为现货市场新能源发电站的弃风弃光功率；表示光伏发电站的最大出力/最大发电功率；/>表示风力发电站的最大出力/最大发电功率；Pgreen,m,t表示第t个时段新能源发电站的输出功率，也即，第t个时段光伏发电站的发电功率与风力发电站发电功率之和。即第t个时段风电、光伏出力之和为：/>
(3)基于所述第二参数中的电能交易市场中的负荷需求，以及火力发电站的火力发电功率、新能源发电站的新能源发电功率、抽水蓄能电站水力发电功率与抽水功率的关联关系，建立功率平衡条件，以获得所述第三运行约束条件；
-Pfire，m，t-Pgreen，m，t-Pgene，m，t+Ppump，m，t+Pload，m，t＝0：λt
式中，Pfire，m，t表示第t个时段火力发电站的发电功率；Pgreen,m,t表示第t个时段新能源发电站的输出功率/发电功率；Pgene，m，t表示第t个时段现抽水蓄能电站的输出功率/水力发电功率；Ppump,m,t表示第t个时段抽水蓄能电站的抽水功率；Pload,m,t表示第t个时段现货市场中的负荷需求；Pabandon,m,t表示第t个时段新能源发电站的弃风弃光功率；0：λt表示对偶。
通过上述功率平衡条件，可以进一步对各能源站运行数据进行相互关联、形成相互约束关系，为后续基于各能源站功率之间的约束关系进行最大电能差价收益奠定了基础。
步骤四、基于所述第一运行约束条件、第二运行约束条件、第三运行约束条件，利用预定的电能差价收益计算公式，计算获得目标能源站的最大电能差价收益；
步骤五、基于最大电能差价收益确定目标能源站的目标运行策略，以基于所述目标运行策略对所述目标能源站进行控制。
本实施例中的方法，通过以提高抽水蓄能电站在电能现货交易过程中的收益为目的，确定抽水蓄能电站最大化收益时各时段所对应的抽水功率、水力发电功率为抽水蓄能电站的目标抽水功率以及目标水力发电功率，从而获得目标运行策略，由此能够使得目标运行策略的确定更加合理、准确。
在上述实施例的基础上，具体可以以一小时为时间颗粒度(即为Δt)，以二十四小时为目标时间范围T。参与电能交易的风力发电站的最大发电功率、光伏电站的最大发电功率、各时段的负荷需求量如图2所示。抽水蓄能电站的相关参数以及与火力发电站的有关参数如表1所示。
表1：
在将上述数据(表1以及图2中的数据)作为输入数据，基于本申请提出的方法，调用Gurobi求解器基于建立第一运行约束条件、第二运行约束条件第三运行约束条件，最后再调用目标电能差价收益计算公式结合各运行约束条件进行求解，即可得到抽水蓄能电站在电能现货交易过程中的最优策略。在现货市场中，出清结果如图3、图4所示。
在本实例下，未采用本申请所提供的博弈模型时，抽水蓄能电站在现货市场中的电能差价收益为7155.96元。采用本申请所提供的博弈模型时，抽水蓄能电站电能差价收益为12449.66元，收益提升约为74.0％。进而可以将电能差价收益12449.66元所对应的运行策略作为抽水蓄能电站的目标运行策略。
此外，在对同一实例进行求解时，采用本发明所提方法，求解计算时间约为7秒，与常用的迭代计算方法(求解计算时间约为24秒)相比明显缩短。
通过本实施例可以看出，本申请中的方法所确定的目标运行策略，可以最大化抽水蓄能电站在电能现货交易过程中的经济效益，提升现货市场中可再生能源的消纳能力；本申请采用的Stackelberg博弈模型问题化简方法，能够有效降低问题求解过程的复杂度，提高求解效率。
本申请另一实施例提供一种用于能源站的运行状态控制装置，如图5所示，包括：
第一确定模块11，用于基于目标能源站的第一参数，确定与目标能源站对应的第一运行约束条件；
第二确定模块12，用于基于各非目标能源站的第二参数、以及电能交易市场中目标能源站与各非目标能源站的关联关系，确定与各非目标能源站对应的第二运行约束条件以及与电能交易市场对应的第三运行约束条件；
计算模块13，用于基于所述第一运行约束条件、第二运行约束条件、第三运行约束条件、各所述非目标能源站的最大出力、以及各时段的负荷需求，利用预定的电能差价收益计算公式，计算获得目标能源站的最大电能差价收益；
控制模块14，用于基于所述最大电能差价收益确定目标能源站的目标运行策略，以基于所述目标运行策略对所述目标能源站进行控制。
本实施例在具体实施过程中，所述目标能源站为抽水蓄能电站；所述第一参数包括如下任意一种或几种：抽水蓄能电站用于参与现货市场的第一容量、电网购买的抽水蓄能电站的第二容量、抽水蓄能电站的装机容量、抽水蓄能电站在目标时段内的发电状态、以及抽水蓄能电站在目标时段内的抽水状态、抽水蓄能电站发电转换效率、抽水蓄能电站抽水转换效率以及预定的库容限制值。
本实施例在具体实施过程中，所述第一确定模块具体用于：基于所述第一参数中的所述第一容量、所述第二容量以及所述装机容量，确定所述抽水蓄能电站水力发电功率对应的第一水力发电功率范围、以及抽水功率对应的第一抽水功率范围；
基于所述第一参数中的所述装机容量、抽水蓄能电站在目标时段内的发电状态、以及抽水蓄能电站在目标时段内的抽水状态，确定所述抽水蓄能电站水力发电功率对应的第二水力发电功率范围、以及抽水功率对应的第二抽水功率范围；
基于所述第一参数中的所述发电转换效率、抽水转换效率以及所述预定的库容限制值，确定水力发电功率与抽水功率的限制范围；
基于所述第一水力发电功率范围、第一抽水功率范围、第二水力发电功率范围、第二抽水功率范围、以及水力发电功率与抽水功率的限制范围中的任意一种或几种，构建获得所述第一运行约束条件。
本实施例在具体实施过程中，各非目标能源站包括如下任意一种或几种：火力发电站以及新能源发电站；所述新能源发电站包括风力发电站和/或光伏发电站；所述第二参数包括如下任意一种或几种：火力发电站的最大出力、火力发电站的启停状态、光伏发电站的最大出力、风力发电站的最大出力以及电能交易市场中的负荷需求；
本实施例在具体实施过程中，所述第二确定模块具体用于：
基于所述第二参数中的火力发电站的最大出力以及所述火力发电站的启停状态，确定火力发电站对应的火力发电功率范围，以获得与火力发电站对应的第二运行约束条件；
基于所述第二参数中的光伏发电站的最大出力以及风力发电站的最大出力，确定新能源发电站的最大出力，并基于所述新能源发电站的最大出力以及弃风弃光功率范围，以获得与所述新能源发电站对应的第二运行约束条件；
基于所述第二参数中的电能交易市场中的负荷需求，以及火力发电站的火力发电功率、新能源发电站的新能源发电功率、抽水蓄能电站水力发电功率与抽水功率的关联关系，建立功率平衡条件，以获得所述第三运行约束条件。
本实施例在具体实施过程中，所述预定的目标电能差价收益计算公式为：
其中，λt表示第t个时段出清电价；Ppump,m,t表示第t个时段抽水蓄能电站的抽水功率；Pgene,m,t表示第t个时段抽水蓄能电站的水力发电功率；表示火力发电站的最大出力；/>表示新能源发电站的最大出力；/>为对偶变量；cfire,m,t表示第t个时段火力发电站的发电报价；cgreen,m,t表示第t个时段新能源发电站的发电报价；Pfire,m,t表示第t个时段火力发电站的输出功率；Pgreen,m,t表示第t个时段新能源发电站的输出功率；N表示时段的总数。
本实施例在具体实施过程中，所述控制模块具体用于：将所述最大电能差价收益所对应的目标能源站在各时段的运行数据，作为所述目标能源站的目标运行策略；所述运行数据包括水力发电功率以及抽水功率。
本实施例中的用于能源站的运行状态控制装置，通过确定目标能源站的第一运行约束条件、各非目标能源站的第二运行约束条件以及电能交易市场对应的第三运行约束条件，后续就可以利用预定的电能差价收益计算公式结合各运行约束条件，确定最大电能差价收益下、各能源站的运行数据，由此获得目标能源站在最大电能差价收益下的目标运行策略，使得目标能源站运行策略的确定更加、合理、准确。进而后续就可以根据目标运行策略对目标能源站进行控制，实现目标能源站能够达到最大收益。也即，采样本申请中所确定的目标运行策略，可以最大化抽水蓄能电站在电能现货交易过程中的经济效益，提升现货市场中可再生能源的消纳能力。
本申请另一实施例提供一种存储介质，所述存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现如下方法步骤：
步骤一、基于目标能源站的第一参数，确定与目标能源站对应的第一运行约束条件；
步骤二、基于各非目标能源站的第二参数、以及电能交易市场中目标能源站与各非目标能源站的关联关系，确定与各非目标能源站对应的第二运行约束条件以及与电能交易市场对应的第三运行约束条件；
步骤三、基于所述第一运行约束条件、第二运行约束条件、第三运行约束条件、各所述非目标能源站的最大出力、以及各时段的负荷需求，利用预定的电能差价收益计算公式，计算获得目标能源站的最大电能差价收益；
步骤四、基于所述最大电能差价收益确定目标能源站的目标运行策略，以基于所述目标运行策略对所述目标能源站进行控制。
上述方法步骤的具体实施过程可参见上述任意能源站的运行状态控制方法的实施例，本实施例在此不再重复赘述。
本申请中的存储介质，通过通过确定目标能源站的第一运行约束条件、各非目标能源站的第二运行约束条件以及电能交易市场对应的第三运行约束条件，后续就可以利用预定的电能差价收益计算公式结合各运行约束条件，确定最大电能差价收益下、各能源站的运行数据，由此获得目标能源站在最大电能差价收益下的目标运行策略，使得目标能源站运行策略的确定更加、合理、准确。进而后续就可以根据目标运行策略对目标能源站进行控制，实现目标能源站能够达到最大收益。也即，采样本申请中所确定的目标运行策略，可以最大化抽水蓄能电站在电能现货交易过程中的经济效益，提升现货市场中可再生能源的消纳能力。
本申请另一实施例提供一种电子设备，如图6所示，至少包括存储器1、处理器2，所述存储器1上存储有计算机程序，所述处理器2在执行所述存储器1上的计算机程序时实现如下方法步骤：
步骤一、基于目标能源站的第一参数，确定与目标能源站对应的第一运行约束条件；
步骤二、基于各非目标能源站的第二参数、以及电能交易市场中目标能源站与各非目标能源站的关联关系，确定与各非目标能源站对应的第二运行约束条件以及与电能交易市场对应的第三运行约束条件；
步骤三、基于所述第一运行约束条件、第二运行约束条件、第三运行约束条件、各所述非目标能源站的最大出力、以及各时段的负荷需求，利用预定的电能差价收益计算公式，计算获得目标能源站的最大电能差价收益；
步骤四、基于所述最大电能差价收益确定目标能源站的目标运行策略，以基于所述目标运行策略对所述目标能源站进行控制。
上述方法步骤的具体实施过程可参见上述任意能源站的运行状态控制方法的实施例，本实施例在此不再重复赘述。
本申请中的存储介质，通过通过确定目标能源站的第一运行约束条件、各非目标能源站的第二运行约束条件以及电能交易市场对应的第三运行约束条件，后续就可以利用预定的电能差价收益计算公式结合各运行约束条件，确定最大电能差价收益下、各能源站的运行数据，由此获得目标能源站在最大电能差价收益下的目标运行策略，使得目标能源站运行策略的确定更加、合理、准确。进而后续就可以根据目标运行策略对目标能源站进行控制，实现目标能源站能够达到最大收益。也即，采样本申请中所确定的目标运行策略，可以最大化抽水蓄能电站在电能现货交易过程中的经济效益，提升现货市场中可再生能源的消纳能力。
以上实施例仅为本申请的示例性实施例，不用于限制本申请，本申请的保护范围由权利要求书限定。本领域技术人员可以在本申请的实质和保护范围内，对本申请做出各种修改或等同替换，这种修改或等同替换也应视为落在本申请的保护范围内。

Claims (10)

1.一种用于能源站的运行状态控制方法，其特征在于，包括：
基于目标能源站的第一参数，确定与目标能源站对应的第一运行约束条件；
基于各非目标能源站的第二参数、以及电能交易市场中目标能源站与各非目标能源站的关联关系，确定与各非目标能源站对应的第二运行约束条件以及与电能交易市场对应的第三运行约束条件；
基于所述第一运行约束条件、第二运行约束条件、第三运行约束条件、各所述非目标能源站的最大出力、以及各时段的负荷需求，利用预定的电能差价收益计算公式，计算获得目标能源站的最大电能差价收益；
基于所述最大电能差价收益确定目标能源站的目标运行策略，以基于所述目标运行策略对所述目标能源站进行控制。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述目标能源站为抽水蓄能电站；
所述第一参数包括如下任意一种或几种：抽水蓄能电站用于参与现货市场的第一容量、电网购买的抽水蓄能电站的第二容量、抽水蓄能电站的装机容量、抽水蓄能电站在目标时段内的发电状态、以及抽水蓄能电站在目标时段内的抽水状态、抽水蓄能电站发电转换效率、抽水蓄能电站抽水转换效率以及预定的库容限制值。
3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述基于目标能源站的第一参数，确定与目标能源站对应的第一运行约束条件，具体包括：
基于所述第一参数中的所述第一容量、所述第二容量以及所述装机容量，确定所述抽水蓄能电站水力发电功率对应的第一水力发电功率范围、以及抽水功率对应的第一抽水功率范围；
基于所述第一参数中的所述装机容量、抽水蓄能电站在目标时段内的发电状态、以及抽水蓄能电站在目标时段内的抽水状态，确定所述抽水蓄能电站水力发电功率对应的第二水力发电功率范围、以及抽水功率对应的第二抽水功率范围；
基于所述第一参数中的所述发电转换效率、抽水转换效率以及所述预定的库容限制值，确定水力发电功率与抽水功率的限制范围；
基于所述第一水力发电功率范围、第一抽水功率范围、第二水力发电功率范围、第二抽水功率范围、以及水力发电功率与抽水功率的限制范围中的任意一种或几种，构建获得所述第一运行约束条件。
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，各非目标能源站包括如下任意一种或几种：火力发电站以及新能源发电站；所述新能源发电站包括风力发电站和/或光伏发电站；
所述第二参数包括如下任意一种或几种：火力发电站的最大出力、火力发电站的启停状态、光伏发电站的最大出力、风力发电站的最大出力以及电能交易市场中的负荷需求。
5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述基于各非目标能源站的第二参数、以及电能交易市场中目标能源站与各非目标能源站的关联关系，确定与各非目标能源站对应的第二运行约束条件以及与电能交易市场对应的第三运行约束条件，具体包括：
基于所述第二参数中的火力发电站的最大出力以及所述火力发电站的启停状态，确定火力发电站对应的火力发电功率范围，以获得与火力发电站对应的第二运行约束条件；
基于所述第二参数中的光伏发电站的最大出力以及风力发电站的最大出力，确定新能源发电站的最大出力，并基于所述新能源发电站的最大出力以及弃风弃光功率范围，以获得与所述新能源发电站对应的第二运行约束条件；
基于所述第二参数中的电能交易市场中的负荷需求，以及火力发电站的火力发电功率、新能源发电站的新能源发电功率、抽水蓄能电站水力发电功率与抽水功率的关联关系，建立功率平衡条件，以获得所述第三运行约束条件。
6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述预定的目标电能差价收益计算公式为：
其中，λt表示第t个时段出清电价；
Ppump,m,t表示第t个时段抽水蓄能电站的抽水功率；
Pgene,m,t表示第t个时段抽水蓄能电站的水力发电功率；
表示火力发电站的最大出力；
表示新能源发电站的最大出力；
为对偶变量；
cfire,m,t表示第t个时段火力发电站的发电报价；
cgreen,m,t表示第t个时段新能源发电站的发电报价；
Pfire,m,t表示第t个时段火力发电站的输出功率；
Pgreen,m,t表示第t个时段新能源发电站的输出功率；
N表示时段的总数。
7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于所述最大电能差价收益确定目标能源站的目标运行策略，具体包括：
将所述最大电能差价收益所对应的目标能源站在各时段的运行数据，作为所述目标能源站的目标运行策略；所述运行数据包括水力发电功率以及抽水功率。
8.一种用于能源站的运行状态控制装置，其特征在于，包括：
第一确定模块，用于基于目标能源站的第一参数，确定与目标能源站对应的第一运行约束条件；
第二确定模块，用于基于各非目标能源站的第二参数、以及电能交易市场中目标能源站与各非目标能源站的关联关系，确定与各非目标能源站对应的第二运行约束条件以及与电能交易市场对应的第三运行约束条件；
计算模块，用于基于所述第一运行约束条件、第二运行约束条件、第三运行约束条件、各所述非目标能源站的最大出力、以及各时段的负荷需求，利用预定的电能差价收益计算公式，计算获得目标能源站的最大电能差价收益；
控制模块，用于基于所述最大电能差价收益确定目标能源站的目标运行策略，以基于所述目标运行策略对所述目标能源站进行控制。
9.一种存储介质，其特征在于，所述存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述权利要求1-7任一项所述用于能源站的运行状态控制方法的步骤。
10.一种电子设备，其特征在于，至少包括存储器、处理器，所述存储器上存储有计算机程序，所述处理器在执行所述存储器上的计算机程序时实现上述权利要求1-7任一项所述用于能源站的运行状态控制方法的步骤。
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