技术领域
[0001] 本
发明属于大规模风电并网后的电
力市场运营与管理领域，尤其涉及一种蓄热电锅炉负荷参与风电消纳的日前市场交易方法。
背景技术
[0002] 随着电力系统中清洁电源所占比例急剧增加，风电出力随机
波动对
电网调峰容量的影响不容忽视。
[0003] 目前针对风
电场/群接入电网引起系统调峰容量不足问题,国内外学者在
需求侧响应机制设计方面已经做了很多研究,例如通过峰谷分时电价引导可调节负荷在负荷低谷时多用电，负荷高峰时多用电，达到
移峰填谷的效果，但是由于负荷预测
精度较高峰谷时段的划分往往较为单一，不足以应对风电出力的不确定性。此外，风电企业和用电企业参与中长期双边交易，可充分发挥发电企业预测精度高和用电企业生产计划灵活的优势，电网企业也能获得对大功率可调负荷的直接调度权，接纳风电的同时缓解系统的调峰压力，但是这种方式不利于发现市场价格，对用电企业参与调峰的激励效果有限。因此，还需要进一步研究“集中竞价，统一出清”方式下的日前交易办法，对用电单元在日前现货交易和调峰辅助服务交易中的作用和地位作进一步的说明。
发明内容
[0004] 针对现有市场机制的不足,本发明的目的是提供一种蓄热电锅炉负荷参与风电消纳的日前市场交易方法，用于解决风电大规模接入电网调峰容量不足的问题,为电网调度与市场运营提供参考。为实现上述目的，本发明提供的技术方案是，一种蓄热电锅炉负荷参与风电消纳的日前市场交易方法，其特征是所述方法包括：
[0005] 1.一种蓄热电锅炉负荷参与风电消纳的日前市场交易方法，其特征在于,所述交易办法包括以下步骤:
[0006] S1:在日前市场开市前，调度中心发布相关运行信息，发电企业报量、报价，蓄热电锅炉企业上报用电计划；
[0007] S2:调度中心执行常规日前电
能量市场出清过程，得到日前机组组合方案、风电计划出力及分时电价情况；
[0008] S3:交易中心统计并发布受阻风电情况，风电企业调整报价，蓄热电锅炉企业根据电价变化调整用电计划；
[0009] S4:调度中心执行蓄热电锅炉负荷参与消纳受阻风电的日前调峰辅助服务市场出清过程；
[0010] S5:交易中心发布出清及调峰补偿结果，并出具日前市场结算依据。
[0011] 2.所述S1包括以下步骤：
[0012] S101:在日前市场开市前，风电场向调度中心上报次日风电出力预测曲线PWm，t，调度中心发布次日负荷预测曲线Pload，t；
[0013] S102:根据系统负荷预测信息，参考峰谷平时段划分F＝{(Tf，Tp，Tg)|Tf+Tp+Tg＝24}，其中Tf、Tp以及Tg分别表示系统用电的峰时段、平时段和谷时段；
[0014] S103:风电企业采用零报价，电网企业按标杆上网电价对实际并网风电量进行收购，常规发电企业按照发电的边际成本Cgi(PGi，t)报量、报价，各交易时段上报的价量对为[0015] S104:为了降低用能成本，结合供热负荷需求，蓄热电锅炉企业申报次日的计划用电曲线
[0016] 3.所述S2包括以下步骤：
[0017] S201:调度中心综合风电出力、负荷预测以及蓄热电锅炉企业的计划用电曲线，执行常规日前
电能量市场出清过程。出清过程的归一化模型可以表示为：
[0018]
[0019] 式中，f(X)为目标函数；X表示由各常规发
电机组日前计划启停状态xGi，t和计划出力大小PGi，t构成的待优化决策向量，gi和hi分别表示出清模型中由于技术经济条件限制，各常规机组出力满足的等式约束和不等式约束。
[0020] S202:根据求解结果，形成日前机组组合方案{xGi，t，PGi，t；…；xGN，t，PGN，t｝、风电计划出力PWp，t、分时统一出清电价πt情况。
[0021] 4.所述S3包括以下步骤:
[0022] S301:交易中心统计并发布受阻风电情况，若存在风电受阻情况，风电企业适时更新受阻风电时段TW的报价RWi，t；
[0023] S302:交易中心发布风电受阻时段的电价优惠办法πt*，激励蓄热电锅炉企业在风电受阻时段提高用电功率；
[0024] S303:基于受阻风电时段的电价优惠办法，蓄热电锅炉企业调整用电计划，并上报可
时移负荷曲线ΔPeb，t.
[0025] 5.所述S4包括以下步骤:
[0026] S401:调度中心综合受阻风电、可时移负荷信息，执行蓄热电锅炉负荷参与消纳受阻风电的日前调峰辅助服务市场出清过程，出清过程的归一化模型与步骤201中模型类似，目标函数为系统调峰成本Fs最小，约束条件涉及对象包括参与调峰的常规机组和蓄热电锅炉负荷。
[0027] S402:根据求解结果，形成日前风电调度出力PWf，t、蓄热电锅炉企业接受调度后的计划用电功率Peb，t、受阻风电时段参与调峰的常规电源最终计划出力PGi，t.
[0028] 6.所述S5包括以下步骤:
[0029] S501:基于受阻风电消纳效益和潜在调峰电量效益，给予蓄热电锅炉企业一定额度的调峰补偿，由受益的常规电源企业和风电企业进行分摊，单位电量补偿价格为μ；
[0030] S502:发布交易出清结果，向企业反馈补偿情况，将日前市场数据存档作为事后交易结算的依据。
[0031] 本发明公开了一种蓄热电锅炉负荷参与风电消纳的日前市场交易方法，包括：在日前市场开市前，调度中心发布相关运行信息，发电企业报量、报价，蓄热电锅炉企业上报用电计划；调度中心执行常规日前电能量市场出清过程，得到日前机组组合方案、风电计划出力及分时电价情况；交易中心统计并发布受阻风电情况，风电企业调整报价，蓄热电锅炉企业根据电价变化调整用电计划；调度中心执行蓄热电锅炉负荷参与消纳受阻风电的日前调峰辅助服务市场出清过程；交易中心发布出清及调峰补偿结果，并出具日前市场结算依据。本发明提供一种蓄热电锅炉负荷参与风电消纳的日前市场交易方法，在日前市场“集中竞价，统一出清”的前提下，充分利用蓄热电锅炉负荷的可时移特性，进一步解决风电大规模接入电网后消纳受阻的问题，对提高系统的调峰容量和风电的并网消纳
水平具有重要意义。
附图说明
[0032] 下面通过附图和
实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。
[0033] 图1是本发明提供的一种蓄热电锅炉负荷参与风电消纳的日前市场交易方法
流程图。
具体实施方式
[0034] 为了清楚了解本发明的技术方案，将在下面的描述中提出其详细的结构。显然，本发明实施例的具体施行并不足限于本领域的技术人员所熟习的特殊细节。本发明的典型实施例详细描述如下，除详细描述的这些实施例外，还可以具有其他实施方式。
[0035] 下面结合附图和实施例对本发明做进一步详细说明。
[0036] 实施例1
[0037] 图1是蓄热电锅炉负荷参与风电消纳的日前市场交易方法的流程图。图1中，本发明提供的一种蓄热电锅炉负荷参与风电消纳的日前市场交易方法，内容包括：
[0038] S1:在日前市场开市前，调度中心发布相关运行信息，发电企业报量、报价，蓄热电锅炉企业上报用电计划；
[0039] S2:调度中心执行常规日前电能量市场出清过程，得到日前机组组合方案、风电计划出力及分时电价情况；
[0040] S3:交易中心统计并发布受阻风电情况，风电企业调整报价，蓄热电锅炉企业根据电价变化调整用电计划；
[0041] S4:调度中心执行蓄热电锅炉负荷参与消纳受阻风电的日前调峰辅助服务市场出清过程；
[0042] S5:交易中心发布出清及调峰补偿结果，并出具日前市场结算依据。
[0043] 2.根据
权利要求1所述的一种蓄热电锅炉负荷参与风电消纳的日前市场交易方法,其特征在于,所述S1包括以下步骤:
[0044] S101:在日前市场开市前，风电场向调度中心上报次日风电出力预测曲线PWm，t，调度中心发布次日负荷预测曲线Pload，t；
[0045] S102:根据系统负荷预测信息，参考峰谷平时段划分F＝{(Tf，Tp，Tg)|Tf+Tp+Tg＝24}，其中Tf、Tp以及Tg分别表示系统用电的峰时段、平时段和谷时段；
[0046] S103:风电企业采用零报价，电网企业按标杆上网电价对实际并网风电量进行收购，常规发电企业按照发电的边际成本Cgi(PGi，t)报量、报价，各交易时段上报的价量对为满足下列等式：
[0047]
[0048] 式中，Cgi和Csi分别表示常规电源企业的发电成本和启停成本；xGi，t表示各常规
发电机组日前计划启停状态系数；ai、bi以及ei等系数表示各常规发电机组上报的技术经济参数。为简化分析，近似认为报价恒定。
[0049] S104:为了降低用能成本，结合供热时段的热负荷需求，蓄热电锅炉企业申报次日的计划用电曲线 计划用电功率满足下列算式确定：
[0050]
[0051] 式中，ceb表示蓄热电锅炉设备的电热转换系数；Hload，t表示t时段内蓄热电锅炉系统热负荷需求功率；Qmax和Qeb，t分别表示蓄热电锅炉的最大蓄
热容量和t时段的起始蓄热量。
[0052] 3.根据权利要求1所述的一种蓄热电锅炉负荷参与风电消纳的日前市场交易方法，其特征在于，所述S2包括以下步骤：
[0053] S201:调度中心综合风电出力、负荷预测以及蓄热电锅炉企业的计划用电曲线，执行常规日前电能量市场出清过程。忽略风电企业的发电成本，出清模型的目标函数为系统常规电源的发电成本最小，不等式约束包括常规电源的调节性能约束、系统的备用约束，等式约束即系统功率平衡约束。
[0054] 1)常规电源的调节性能约束包括出力约束、最小启停时间约束和爬坡速度约束。出力约束如下式所示：
[0055]
[0056] 式中： 和 分别表示第i台常规机组的输出功率的上下限，PGi，t表示第i台常规机组在t时段的日前计划输出功率。
[0057] 2)系统的备用约束系统的备用约束分为风电接入前应对负荷功率预测偏差的备用RL和风电接入后应对风电功率波动的备用RW两部分，由常规机组调整其出力提供，即：
[0058]
[0059] 式中： 表示第i台常规机组在t时段可调功率的上下限；表示t时段系统应对负荷功率偏差的正、负旋转备用容量； 表示t时段系统应
对风电出力波动的正、负旋转备用容量。
[0060] 3)功率平衡等式约束可以表示为：
[0061]
[0062] 式中：PWp，t表示风电计划出力，N表示参与竞价上网的常规发电企业数目。
[0063] 出清过程的数学模型属于单目标非线性优化模型，化为标准形式可表示为：
[0064]
[0065] 式中，f(X)为目标函数；X表示由各常规发电机组日前计划启停状态xGi，t和计划出力大小PGi，t构成的待优化决策向量，gi和hi分别表示出清模型中由于技术经济条件限制，各常规机组出力满足的不等式约束和等式约束。
[0066] S202:根据求解结果，形成日前机组组合方案{xGi，t，PGi，t；...；xGN，t，PGN，t}、风电计划出力PWp，t、分时统一出清电价πt情况。
[0067] 4.根据权利要求1所述的一种蓄热电锅炉负荷参与风电消纳的日前市场交易方法,其特征在于,所述S3包括以下步骤:
[0068] S301:交易中心统计并发布受阻风电情况，若存在风电受阻情况，风电企业适时更新受阻风电时段TW的报价RWi，t；
[0069] S302:激励蓄热电锅炉企业在风电受阻时段提高用电功率，交易中心发布风电受阻时段的电价优惠办法，电价优惠程度与风电受阻程度保持一致，即受阻风电时段电价变动满足：
[0070]
[0071] 式中，πt*表示风电受阻时段的优惠电价，PWb，t表示受阻风电功率。为简化分析，近似认为上网电价等于销售电价。
[0072] 同时，为稳定整体电价水平，需要在部分时段适当升高电价，各时段电价关系满足：
[0073]
[0074] S303:基于受阻风电时段的电价优惠办法，蓄热电锅炉企业调整用电计划，并上报可时移负荷曲线ΔPeb，t.
[0075] 5.根据权利要求1所述的一种蓄热电锅炉负荷参与风电消纳的日前市场交易方法，其特征在于，所述S4包括以下步骤：
[0076] S401:调度中心综合受阻风电、可时移负荷信息，执行蓄热电锅炉负荷参与消纳受阻风电的日前调峰辅助服务市场出清过程。出清过程的归一化模型与步骤201中模型类似，目标函数为系统调峰成本Fs最小，约束条件涉及对象包括参与调峰的常规机组和蓄热电锅炉负荷。功率平衡等式约束条件可以表示为：
[0077]
[0078] S402:根据求解结果，形成日前风电调度出力PWf，t、蓄热电锅炉企业接受调度后的计划用电功率Peb，t、受阻风电时段参与调峰的常规电源最终计划出力PGi，t.
[0079] 6.根据权利要求1所述的一种蓄热电锅炉负荷参与风电消纳的日前市场交易方法，其特征在于，所述S5包括以下步骤：
[0080] S501:基于受阻风电消纳效益和潜在调峰电量效益，遵循“谁受益，谁付费”的市场公平性原则，给予蓄热电锅炉企业一定额度的调峰补偿，由受益的常规电源企业和风电企业进行分摊，单位电量补偿价格为μ，可通过下列等式进行计算：
[0081]
[0082] S502:发布交易出清结果，向企业反馈补偿情况，将日前市场数据存档作为事后交易结算的依据。
[0083] 实施例2：
[0084] 北方某城市建有单机容量为2MW、总装机容量为100MW的风电场；蓄热电锅炉企业的最大用电功率为50MW，计划为十万平米的居民小区供热；火电企业的总装机容量为2×120MW，在风电功率不足时提供调峰功能，单台机组的相关技术参数及市场报价情况如表1所示。标杆上网电价取520元/MWh，风电企业的平均发电成本约为253元/MWh.
[0085]
[0086] 表1常规发电机组技术参数及市场报价表
[0087] 调度中心发布次日风电出力和系统负荷的功率预测结果，作为出清调度计划的依据。次日整时的预测数据如下表所示：
[0088]
[0089] 表2风电功率与综合负荷的日前预测值
[0090] 以此为例，本发明提供的一种蓄热电锅炉负荷参与风电消纳的日前市场交易方法包括：
[0091] S1：在日前市场开市前，调度中心发布相关运行信息，发电企业报量、报价，蓄热电锅炉企业上报用电计划；
[0092] 日前市场开市，结合负荷预测信息，调度中心发布峰谷时段划分办法为：峰时段，7:00～11:00，17:00～21:00；平时段，12:00～16:00；谷时段，23:00～6:00。
[0093] 风电企业计划发电量按标杆上网电价收购，常规电源企业按照发电成本上报价量对。结合供热负荷需求，蓄热电锅炉企业申报次日的计划用电情况，如下表所示：
[0094]
[0095] 表3蓄热电锅炉企业的计划用电情况表S2：调度中心执行常规日前电能量市场出清过程，得到日前机组组合方案、风电计划出力及分时电价情况；
[0096] 出清后，分时出清电价近似等于常规发电企业的平均报价380元/MWh，日前各时段的机组开停方案和风电计划出力值如下表所示：
[0097]
[0098] 表4常规日前电能量市场出清结果S3：交易中心统计并发布受阻风电情况，风电企业调整报价，蓄热电锅炉企业根据电价变化调整用电计划；
[0099] 将表2与表4对照可知，受阻风电时段及受阻风电功率为：
[0100]
[0101] 表5风电受阻时段及受阻风电功率值
[0102] 为了给蓄热电锅炉企业和常规发电企业让利，风电企业调整风电时段的报价，即按照边际发电成本报价，电网企业发布电价优惠办法，即风电受阻时段用电给予优惠电价。基于此，蓄热电锅炉企业调整其用电计划如下表所示：
[0103]
[0104] 表6蓄热电锅炉企业的计划用电调整表S4：调度中心执行蓄热电锅炉负荷参与消纳受阻风电的日前调峰辅助服务市场出清过程；
[0105] 出清后，日前各时段的火电调峰出力和风电调度出力值如下表所示：
[0106]
[0107] 表7蓄热电锅炉负荷参与消纳受阻风电的日前调峰辅助服务市场出清结果
[0108] 对照表4和表7数据可以看出，只有在12:00～14:00时间段需要火电机组调峰，求得系统最小调峰成本为11.288万元。
[0109] S5：交易中心发布出清及调峰补偿结果，并出具日前市场结算依据。
[0110] 利用式(9)可以计算蓄热电锅炉企业的单位调峰电量补偿价格为49.70元/MWh.[0111] 对照表4和表7可知，如果只考虑峰谷时段划分办法，电网存在较大的下调峰缺口，如果不采取相应的激励措施，将被迫弃风以保障电网的稳定运行。考虑蓄热电锅炉负荷参与消纳受阻风电之后，风电消纳水平明显提高，系统调峰成本得到了良好的控制。说明考虑在电力市场背景下调度蓄热电锅炉负荷参与系统调峰，有利于风电的大规模友好并网。因此，证明了本文所提的一种蓄热电锅炉负荷参与风电消纳的日前市场交易方法的有效性。
[0112] 最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员依然可以对本发明的具体实施方式进行
修改或者等同替换，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在
申请待批的权利要求保护范围之内。
