一种考虑容量补偿的独立储能参与日前电力市场出清方法与流程

本发明属于电力调度；尤其涉及一种考虑容量补偿的独立储能参与日前电力市场出清方法。

背景技术：

1、随着风电、光伏等新能源快速发展，电网调度运行所需要的灵活调节电源需求更加迫切。电储能作为一种调节性能优于常规电源的灵活调节电源，近年来在电网中发展迅速。适应电储能的市场交易机制也成为该领域研究的重点。

2、当前独立储能主要以自调度模式参与日前电力市场交易。自调度模式下，独立储能基于调度机构披露的用电负荷预测、新能源发电出力预测等基本信息自行预测日前电力市场出清价格，并据此制定充放电计划曲线；由调度机构根据独立储能充放电计划曲线评估其运行效益，若有助于缓解调峰压力、促进新能源消纳，则优先出清。

3、自调度模式具有实施流程简单、易于开展的优点，但也面临如下问题：

4、(1)独立储能建设成本难以回收。自调度模式未考虑容量成本，独立储能所申报的自调度成本中既包含其调用产生的运行费用，也包含其建设成本在该运行日的分摊值，同时还将考虑一定的收益。由于不同发展阶段、不同投运周期的独立储能建设成本回收情况差别较大，投运周期较短的独立储能由于建设成本往往尚未回收，将抑制电储能建设发展；

5、(2)独立储能电能量计划交易收益难以保障。自调度模式下独立储能交易价格由其他市场成员交易决定，独立储能作为价格接受者，不能保障其收益满足运行要求。

6、针对以上两方面问题，当前已开展一定研究。

7、其一，针对独立储能建设成本回收问题，已有独立储能容量补偿机制研究，其主要做法是核准补偿价格，对已建成的独立储能给与定额补偿，以保障其收回投资成本；

8、其二，针对独立储能自调度模式下收益难以保障的问题，已有研究提出采用理想调度模式、市场价值分配机制等方法评估独立储能参与交易下的定价问题。

9、从现有的研究来看，当前独立储能参与市场交易尚面临如下问题：

10、(1)容量补偿有待完善，未建立与市场运行贡献度相关的容量补偿机制。现有的容量补偿机制未考虑或对独立储能运行效益的充分评估，未加区别的对所有建成独立储能均给与容量补偿。独立储能运营商可能因此蓄意“粗制滥造”，换取容量补偿收益；

11、(2)尚未建立统筹考虑容量补偿和电能量交易费用的多个独立储能优化竞争方法。当引入容量补偿后，独立储能交易费用包括容量补偿费用、电能量交易费用两部分。当前尚缺乏充分考虑以上两方面费用的竞价排序策略，不能保障调用经济性。

技术实现思路

1、本发明要解决的技术问题是：提供一种考虑容量补偿的独立储能参与日前电力市场出清方法，以解决现有技术未加区别的对所有建成独立储能均给与容量补偿。独立储能运营商可能因此蓄意“粗制滥造”，换取容量补偿收益；；未建立统筹考虑容量补偿和电能量交易费用的多个独立储能优化竞争方法。当引入容量补偿后，独立储能交易费用包括容量补偿费用、电能量交易费用两部分。当前尚缺乏充分考虑以上两方面费用的竞价排序策略，不能保障调用经济性等技术问题。

2、本发明的技术方案是：

3、一种考虑容量补偿的独立储能参与日前电力市场出清方法，所述方法包括：

4、步骤1、根据独立储能差异化容量，构建差异化的独立储能容量补偿价格；

5、步骤2、构建独立储能电能量交易申报函数，用于评估电能量交易费用；

6、步骤3、测算独立储能综合费用和替代费用，并排序；

7、步骤4、采用试探法构建独立储能参与日前电力市场出清模型，并求解；

8、步骤5、判断出清所得的是否满足收敛要求；若不满足判断条件，则进一步转入步骤4，按照步骤3中已有排序选择下一个独立储能纳入出清模型，否则表明已达到最优独立储能出清结果，出清结束。

9、差异化独立储能容量补偿价格为调用评价系数、溢价系数和建设投入核准价格三者乘积，调用评价系数为根据独立储能调用情况制定的评价函数；溢价系数为独立储能在建设投入核准价格基础上自行决策制定的容量补偿价格调整系数；建设投入核准价格为根据工程结算价格在统一的折旧算法基础上分摊至各运行日的建设投入成本；差异化独立储能容量补偿价格表示为：

10、fsc＝f(γs)(1+λs)cs                           (1)

11、式中，fsc为独立储能s容量补偿价格；f(γs)为独立储能调用评价系数函数，γs为该运行日是否调用的状态变量；λs为独立储能自行决策申报的溢价系数，取值范围为-0.1至0.1；cs为独立储能s建设投入核准价格；

12、独立储能调用评价系数可表示为：

13、f(γs)＝α1γs+α2(1-γs)                         (2)

14、式中，α1、α2分别为调用补偿系数和未调用补偿系数，且应满足α1≥α2；

15、电储能年度建设投入成本平均分摊至各运行日，表示为：

16、

17、式中，分别为电储能年度建设投入成本及当年各运行日建设投入成本；nyd为全年天数。

18、独立储能电能量交易费用用于解决电储能提供充放电服务过程中设备维护及材料耗费可变成本，采用电储能分段申报模式，解决电储能电能量交易申报价格问题；电储能申报价格表示为：

19、

20、式中，为电储能s电能量交易申报价格。fso,1、fso,2、……、fso,n为由低到高不同充电量下电储能s电能量交易申报价格；为分段1至分段n的充电量；n为交易规则规定的充电量划分段；其中即为电储能s最大充电量。

21、测算独立储能综合费用和替代费用，并排序的方法包括：采用综合费用优先、替代费用次之的排序原则，综合费用即为独立储能调用情况下的容量补偿费用与电能量预期交易费用之和，替代费用是指独立储能由调用转为未调用时所产生的费用差。

22、独立储能综合费用定义为调用情况下的容量补偿费用与最大充电量下的电能量交易申报价格之和，表示为：

23、

24、式中，为独立储能s综合费用；

25、由调用状态转为未调用状态时，独立储能s的交易费用变化体现在容量补偿费用由调用状态下容量补偿费用转为未调用状态容量补偿费用，为此独立储能替代费用表示为：

26、

27、式中，fssu为独立储能s替代费用。

28、构建独立储能参与日前电力市场出清模型，并求解的方法包括：独立储能参与的日前电力市场出清模型中，优化目标包括常规电源电能量成本及弃风弃光惩罚费用，表示为：

29、

30、g为出清模型优化目标项；nt、δt分别为优化时段数、时间间隔；ng为常规电源机组数量；为常规电源机组g时段t发电出力；为常规电源g申报价格函数；ptn,a为时段t弃风弃光功率；αg、αn依次为常规电源电能量成本及弃风弃光惩罚费用优化目标项权重系数；优化目标项权重系数满足αg＜＜αn。

31、独立储能参与日前电力市场出清模型的约束条件包括电网运行约束、常规电源运行约束、新能源运行约束和电储能运行约束；电网运行约束包括电力平衡约束，要求任一时刻电力供需平衡，表示为：

32、

33、式中，为电储能s时段t净放电功率；ptn,g为时段t新能源发电出力；ptpl为时段t用电负荷；

34、常规电源运行约束包括发电能力约束和爬坡能力约束，表示为：

35、

36、

37、式中，分别为常规电源机组g最大、最小发电出力；分别为常规电源机组g最大、最小爬坡能力；

38、新能源运行约束主要为弃风弃光功率约束，表示为：

39、ptn,a+ptn,g＝ptn,f                       (11)

40、式中，ptn,f为新能源时段t预测发电出力；

41、独立储能运行约束包括充放电功率约束、放电功率限值约束、充电功率限值约束、储电量限值约束、充电量约束、充放电状态约束、放电状态转换约束、充电状态转换约束和充放电次数约束，表示为：

42、

43、

44、

45、

46、

47、

48、

49、

50、

51、式中，分别为电储能s时段t的充电功率、放电功率；为独立储能s时段t充电状态变量、放电状态变量；pssdmax、pssdmin为独立储能s最大、小充电功率；psscmax、psscmin为独立储能s最大、最小放电功率；为独立储能s最大、最小储电量；为独立储能s初始储电量；为独立储能s折算至充电侧的损耗系数；为独立储能s充电状态起始状态变量和终止状态变量；为独立储能s放电状态起始状态变量和终止状态变量。

52、判断是否满足收敛条件的方法为：收敛条件采用试探法纳入日前电力市场交易的独立储能满足市场交易要求，即引入该独立储能能够提升电力市场运行效益，该出清要求等效于独立储能引入后所增加的运行成本不超过步骤四中优化目标较该独立储能未参与前的优化目标增量，表示为：

53、

54、式中，表示引入日前电力市场出清模型的独立储能s按照步骤四出清结果中充电量对应的申报电能量交易费用，g(-s)、g(s)分别为独立储能s引入日前电力市场出清模型前后步骤四中优化目标；独立储能容量补偿费用不纳入出清评估；

55、若不满足式(21)的判断条件，则进一步转入步骤4，按照步骤3中已有排序选择下一个独立储能纳入出清模型，否则表明已达到最优独立储能出清结果，出清结束。

56、本发明有益效果：

57、本发明提出了独立储能差异化容量补偿价格，充分考虑容量补偿价格引入的综合费用和是否调用下的替代费用，提出了综合费用优先、替代费用次之的排序方法。在此基础上，通过试探法，优化决策得到独立储能最优交易量和充放电计划，实现多个独立储能参与日前电力市场的协调优化。

58、解决了现有技术未加区别的对所有建成独立储能均给与容量补偿。独立储能运营商可能因此蓄意“粗制滥造”，换取容量补偿收益；；未建立统筹考虑容量补偿和电能量交易费用的多个独立储能优化竞争方法。当引入容量补偿后，独立储能交易费用包括容量补偿费用、电能量交易费用两部分。当前尚缺乏充分考虑以上两方面费用的竞价排序策略，不能保障调用经济性等技术问题。