[发明专利]一种约束条件弹性化的电力日前市场出清方法

摘要

本发明涉及一种约束条件弹性化的电力日前市场出清方法，属于电力系统调度和电力市场交易技术领域，包括构建约束条件弹性化的电力日前市场出清数学模型，计算得到约束条件弹性化日前市场出清结果，构建不考虑深度调峰的可再生能源均匀削减模型，计算得到可再生能源均匀削减结果，计算深度调峰出清价格和避免削减出清价格。本方法提出了约束条件弹性化的火电机组和可再生能源建模方法、火电深度调峰与可再生能源削减相权衡的建模方法，以及可再生能源均匀削减的模型，为考虑火电深度调峰和可再生能源有序削减的约束条件弹性化日前市场出清或日前计划安排提供技术支撑，解决了日前市场中火电与可再生能源协调互置的难题，促进了可再生能源的消纳。

主权项

1.一种约束条件弹性化的电力日前市场出清方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：1)构建由目标函数和约束条件组成的约束条件弹性化的电力日前市场出清的数学模型，其中涉及的能源有两种形式，分别为火电和可再生能源，可再生能源包括不可控可再生能源和调节式水电两种形式，其中不可控可再生能源分别为径流式水电、风电和光伏，具体过程如下；1‑1)构建一个约束条件弹性化的电力日前市场出清数学模型的目标函数如下：该目标函数表示在可再生能源消纳最大的情况下电力系统总运行成本最小，其中，上标th表示火电，上标r表示不可控可再生能源，上标h表示调节式水电，为火电机组k第n个能量报价段的价格，该价格为参与日前市场的火电机组向电力交易机构上报的第二日第n个能量报价段对应的单位千瓦时电量的价格，为火电机组k第n个能量报价段在时段t的中标量，为火电机组k在时段t的启动成本，M为权重系数，M的取值范围为为不可控可再生能源k在时段t的第n段避免削减报价，为参与日前市场的不可控可再生能源向电力交易机构上报的第二日分段避免削减申报量对应的避免削减价格，为不可控可再生能源k在时段t的第n段避免削减申报量的削减量，为调节式水电k在时段t的第n段避免削减报价，为参与日前市场的调节式水电向电力交易机构上报的第二日分段避免削减申报量对应的避免削减价格，为调节式水电k在时段t的第n段避免削减申报量的削减量，为火电机组k在时段t的第n段深度调峰报价，为参与日前市场的火电机组向电力交易机构上报的第二日分段深度调峰容量对应的单位千瓦时让出电量的价格，为火电机组k在时段t的第n段深度调峰的调用量；1‑2)构建约束条件弹性化的电力日前市场出清数学模型的约束条件，表达式分别如下：1‑2‑1)电力系统约束条件：其中，表示对于所有的(·)成立，为不可控可再生能源k在时段t的出力，为调节式水电k在时段t的出力，D_t为时段t的电力系统总负荷，为电力调度机构采用预测的方法得到的第二日各时段电力系统总负荷需求预测值，P_Lmax为线路L的最大有功传输功率，为调度机构给出的第二日各线路最大有功传输功率，G为电力系统的发电机输出功率转移分布因子矩阵，为调度机构给出的各节点对每条输电线路的发电机输出功率转移分布因子数据，G_r‑k,L为不可控可再生能源k所在节点到线路L的发电机输出功率转移分布因子，下标中r表示不可控可再生能源，G_h‑k,L为调节式水电k所在节点到线路L的发电机输出功率转移分布因子，下标中h表示调节式水电，G_th‑k,L为火电机组k所在节点到线路L的发电机输出功率转移分布因子，下标中th表示火电，G_b,L为节点b到线路L的发电机输出功率转移分布因子，D_b,t为节点b在时段t的负荷，为电力调度机构采用预测的方法得到的第二日各时段各节点电力负荷需求预测值，B为总节点数，为调度机构给出的电力网络节点总数；公式(2)为电力系统负荷平衡约束，表示电力系统在各时段总发电量等于电力系统总负荷；公式(3)为网络约束，表示各线路有功传输功率不得超过其有功传输容量；1‑2‑2)不可控可再生能源约束条件：其中，为不可控可再生能源k在时段t的预测出力，为各不可控可再生能源预测的第二日各时段出力预测值，为不可控可再生能源k在时段t的第n段避免削减申报量，为参与日前市场的不可控可再生能源向电力交易机构上报的第二日分段避免削减申报量；该约束条件组表示不可控可再生能源k在时段t的中标出力、削减量之和应等于其在时段t的预测出力，且各时段每段避免削减申报量的削减量应不高于可再生能源在该时段的该段避免削减申报量；1‑2‑3)调节式水电线性化约束条件其中，为调节式水电k第c条出力曲线适用蓄水量范围的下限，为调节式水电k第c条出力曲线适用蓄水量范围的上限，为调节式水电k在时段t的蓄水量，为表示适用线性段的整数变量，若调节式水电k在时段t处于第c条出力曲线第w段放水量范围内，则若调节式水电k在时段t不处于第c条出力曲线第w段放水量范围内，则为调节式水电k的第c条出力曲线第w段放水量范围的放水量下限，为调节式水电k的第c条出力曲线第w段放水量范围的放水量上限，为调节式水电k在时段t的放水量，为调节式水电k的放水量在其第c条出力曲线第w段放水量范围内所处的位置比例，为调节式水电k的放水量在其第c条出力曲线第w段放水量下限时的出力，为调节式水电k的放水量在其第c条出力曲线第w段放水量上限时的出力，和为水电机组向调度机构申报的不同蓄水量段内不同放水量对应的机组出力，为分段线性函数；此约束条件组是将水电非线性非凸的出力曲线进行了线性化处理，近似得到水电出力与水电放水量和蓄水量之间的关系；1‑2‑4)调节式水电约束条件：其中，和分别为调节式水电k的最小和最大蓄水量，为水电机组上报的最大/最小蓄水量约束，为调节式水电k在时段t的预测来水量，为水电机组向调度机构申报的第二日来水预测数据，为调节式水电k在时段t的弃水量，为流域p的第i个水电站，为水电站在时段的来水量，水电站在时段的预测自然来水量，为水电站在时段t的放水量，为水电站在时段t的弃水量，为水流从水电站流到下游水电站的时间，和为调度机构获取的梯级水电站数据，为调节式水电k在时段t的第n段避免削减申报量，为参与日前市场的调节式水电向电力交易机构上报的第二日分段避免削减申报量；此约束条件组反映了调节式水电的运行约束，其中公式(13)为水电站蓄水量约束，公式(14)为水库动态平衡方程约束，公式(15)为上下游水电站耦合约束，公式(16)为调节式水电站出力约束，公式(17)为调节式水电站若不弃水的出力约束，公式(18)为每段避免削减申报量的削减量约束；1‑2‑5)火电机组约束条件：其中，为火电机组k的最小出力，若火电机组不是必开机组，则其为由火电机组向电力调度机构上报的最小经济出力，若火电机组是必开机组，则其为调度机构将火电机组物理合同电量分解到第二日各时段的出力，为火电机组k的机组容量，为由火电机组向电力调度机构上报的机组容量，为火电机组开机状态整数变量，若火电机组k处于开机状态，若火电机组k不处于开机状态，为火电机组k的最大爬坡速率，为火电机组向调度机构上报的机组最大爬坡速率约束，为火电机组启动整数变量，若火电机组k在时段t启动，若火电机组k在时段t不启动，为火电机组关停整数变量，若火电机组k在时段t关停，若火电机组k在时段t不关停，为火电机组k的最小开机状态持续时间，为火电机组k的最小停机状态持续时间，为火电机组k一天内的最大启动次数，为火电机组k的启动成本，和为火电机组向调度机构上报的火电机组最小开机状态持续时间、最小停机状态持续时间、一天内的最大启动次数、启动成本数据，为火电机组k的必开约束参数，为调度机构确定火电机组是否为必开机组的信息，若火电机组k为必开机组，若火电机组k不是必开机组，为火电机组k第n个能量报价段的出力申报值，为参与日前市场的火电机组向电力交易机构上报的第二日分段出力；此约束条件组反映了火电机组的运行约束，公式(19)和(20)为火电机组出力范围约束，公式(19)中体现了火电机组的深度调峰，公式(21)为火电机组爬坡速率约束，公式(22)为火电机组最小开机状态持续时间约束，公式(23)为火电机组最小停机状态持续时间约束，公式(24)为火电机组最大启动次数约束，公式(25)和(26)为整数变量之间关系约束，公式(27)为火电机组启动成本约束，公式(28)为必开机组约束，公式(29)为火电机组每个能量报价段的中标出力约束；1‑3)构建不考虑约束条件弹性化的均匀削减的电力日前市场出清的数学模型，表达式分别如下：1‑3‑1)不考虑约束条件弹性化的均匀削减的电力日前市场出清数学模型的目标函数：其中，和分别是和的权重系数，且随着n的增大，和也不断增大，为不可控可再生能源k在时段t的第n段削减段的均匀削减量，为调节式水电k在时段t的第n段削减段的均匀削减量；目标函数表明，在电力系统无法消纳可再生能源时，可再生能源进行均匀削减；1‑3‑2)不考虑约束条件弹性化的均匀削减的电力日前市场出清数学模型的变量约束条件：N足够大使得不可控可再生能源k在时段t的预测出力和调节式水电k在时段t的出力可以被分得足够小，使得可再生能源可以被均匀削减；1‑3‑3)不考虑约束条件弹性化的均匀削减的电力日前市场出清数学模型的电力系统约束条件，与上述步骤1‑2‑1)的所有约束条件相同；1‑3‑4)不考虑约束条件弹性化的均匀削减的电力日前市场出清数学模型的径流式水电、风电、光伏等不可控可再生能源约束条件，与上述步骤1‑2‑2)的所有约束条件相同；1‑3‑5)不考虑约束条件弹性化的均匀削减的电力日前市场出清数学模型的调节式水电线性化约束条件，和上述步骤1‑2‑3)的所有约束条件相同；1‑3‑6)不考虑约束条件弹性化的均匀削减的电力日前市场出清数学模型的调节式水电约束条件，在上述步骤1‑2‑4)的所有约束条件的基础上，再增加以下约束条件：其中，为步骤1‑2)的约束条件弹性化的日前市场中调节式水电k在时段t的放水量计算结果，为步骤1‑2)的约束条件弹性化的日前市场中调节式水电k在时段t的弃水量计算结果；1‑3‑7)不考虑约束条件弹性化的均匀削减的电力日前市场出清数学模型的火电机组约束条件：其中，和分别为步骤1‑2)的约束条件弹性化的日前市场中火电机组k在时段t的出力和深度调峰量计算结果；此约束条件使得火电机组不再刻意进行深度调峰，并将出力固定在了约束条件弹性化的日前市场出清结果或最小出力上；2)采用混合整数规划求解方法，求解上述步骤1‑2)的约束条件弹性化的电力日前市场出清数学模型，得到约束条件弹性化的电力日前市场出清结果，出清结果包括各火电机组在各时段各报价段的中标出力各不可控可再生能源在各时段的出力各调节式水电在各时段的出力各不可控可再生能源在各时段各报价段的削减量各不可控可再生能源在各时段的削减量各调节式水电在各时段各报价段的削减量各调节式水电在各时段的削减量各火电机组在各时段各报价段的中标深度调峰量3)采用混合整数规划求解方法，求解上述步骤1‑3)的不考虑约束条件弹性化的均匀削减的电力日前市场出清数学模型，得到不考虑约束条件弹性化的均匀削减的电力日前市场出清结果，出清结果包括各不可控可再生能源在各时段各削减段的均匀削减量各不可控可再生能源在各时段的均匀削减量各调节式水电在各时段各削减段的均匀削减量各调节式水电在各时段的均匀削减量4)根据上述步骤1)中的各火电机组在各时段的各段报价和上述步骤2)中的各火电机组在各时段各报价段的中标深度调峰量将该时段所有火电机组的中标的深度调峰报价段中深度调峰的最高报价作为深度调峰出清价格；5)计算可再生能源避免削减出清价格，包括：5‑1)根据上述步骤2)中的各不可控可再生能源在各时段的削减量各调节式水电在各时段的削减量各不可控可再生能源在各时段的均匀削减量以及上述步骤3)中的各调节式水电在各时段的均匀削减量将各可再生能源在步骤3)中的各时段均匀削减量减去各可再生能源在步骤2)中的各时段削减量，得到各可再生能源各时段应弃未弃的量；5‑2)根据上述步骤1)中的各不可控可再生能源在各时段的各段避免削减报价步骤1)中的各调节式水电在各时段的各段避免削减报价步骤2)中得到的各不可控可再生能源在各时段的削减量步骤2)中得到的各调节式水电在各时段的削减量步骤5‑1)中得到的各可再生能源应弃未弃的量，对可再生能源在该时段的应弃未弃量进行判断，若可再生能源在该时段的应弃未弃量为正，则将该可再生能源在步骤2)中得到的与该时段削减量相对应的避免削减报价作为该可再生能源在该时段起作用的避免削减报价，若可再生能源在该时段的应弃未弃量不为正，则该可再生能源在该时段内不存在起作用的避免削减报价；5‑3)根据上述步骤5‑2)中得到的各可再生能源在各时段起作用的避免削减报价，将各时段各可再生能源起作用的避免削减报价中的最低报价作为该时段电力系统的避免削减出清价格，实现约束条件弹性化的电力日前市场的出清。