一种基于平衡单元的电力系统平衡优化方法与流程

1.本发明涉及电力系统控制技术领域，尤其涉及一种基于平衡单元的电力系统平衡优化方法。


背景技术：

2.目前，随着我国新能源发电大规模入网，发电和用电两端的强随机性和强分散性使电力系统保障发用电平衡的难度增加，进而导致电力系统平衡成本增加，传统的电力系统平衡方法已无法有效缩减电力系统平衡成本。
3.近年来，全球能源匮乏以及环境污染等问题日渐严重，同时随着国民经济的不断发展以及人们生活水平的不断提高，对于电能方面的需求和要求也越来越高，同时对电力系统的平稳运行也提出了更高更多的要求。
4.现有技术中，一个平衡单元通常由同一个输电系统控制区内的多个市场主体组成，如发电商、售电商和终端用户，同一个平衡单元的所有内部成员需隶属于同一个调度区域，不能跨区域形成平衡单元，从而增加了电力系统的平衡成本，同时也带来了更大的电网运行压力，无法保证电网的稳定运行，因此，本发明提出一种基于平衡单元的电力系统平衡优化方法以解决现有技术中存在的问题。


技术实现要素：

5.针对上述问题，本发明的目的在于提出一种基于平衡单元的电力系统平衡优化方法，解决现有的电力系统平衡优化方法不能跨区域形成平衡单元，从而增加了电力系统的平衡成本，并带来更大的电网运行压力的问题。
6.为了实现本发明的目的，本发明通过以下技术方案实现：一种基于平衡单元的电力系统平衡优化方法，包括以下步骤：
7.步骤一：由平衡责任主体收集平衡单元内市场主体的发电信息和用电信息，用电信息为平衡单元内市场主体用电量的预测值；
8.步骤二：待发电信息和用电信息收集完毕后，由平衡责任主体以电力系统运营总成本最小为目标建立平衡单元电力系统平衡运行模型，测算在电力系统运营成本最小时发电侧的出力情况；
9.步骤三：由发电侧的出力情况的测算结果计算平衡单元内部功率平衡约束，并根据计算结果判断是否进行单元间的电力交换；
10.步骤四：待步骤三中判断结果表示进行单元间的电力交换时，由省级输电系统运营商组织省内平衡单元进行电力交换或由省级平衡服务提供商向省级平衡区提供平衡服务，以此实现发用电平衡；
11.步骤五：当步骤四中的电力交换无法实现发用电平衡时，由区域输电系统运营商组织省间平衡单元进行电力交换或由区域平衡服务商向区域平衡区提供平衡服务，以此实现发用电平衡。
12.进一步改进在于：所述步骤一中，发电信息包括机组发电成本、弃风光成本、备用成本、负荷调节成本和区域平衡成本组成，电量的预测值采用用电侧的日平均用量。
13.进一步改进在于：所述步骤二中，电力系统发电侧包括火力电机组、风电场和光伏电站，其中火电机组的出力成本用二次函数表示：
[0014][0015]
式中，n
a1
为火电机组数目，为第i个火电机组在t时刻的实际出力，ai、bi、ci为第i个火电机组的发电成本系数，α、β分别为风电、光伏的单位发电成本系数，n
a2
、n
a3
分别为风电、光伏的数量，分别为第j个风电场、第k个光伏电站在t时段的实际出力，μ、v分别为风电场和光伏电站的单位弃风、弃光成本，n
b1
和n
b2
分别是风电站和光伏电站数目，分别为第j个风电场、第k个光伏电站在t时刻的预测最大出力，电力系统备用成本包括正备用成本和负备用成本且由火电机组提供,c
+
和c-分别为正备用补偿费用和负备用补偿费用，τ1和τ2分别为正备用成本和负备用成本占区域负荷l
t
的比例，和分别为正备用成本和负备用成本实际出力，负荷调节成本由需求响应产生，为响应量，为负荷调节补偿价格，为平衡服务成本。
[0016]
进一步改进在于：所述步骤三中，平衡单元内部功率平衡约束计算公式如下：
[0017][0018]
式中，为单元发电侧总发电，为单元内正备用实际出力，为平衡单元g与其他平衡单元的电力交换总量，l
g,t
为用电侧系统总负荷，为负荷调节量。
[0019]
进一步改进在于：所述步骤三中，判断是否进行单元间的电力交换时，若单元发电量等于单元用电量时，则不进行电力交换。
[0020]
进一步改进在于：所述步骤三中，判断是否进行单元间的电力交换时，若单元发电量和单元用电量不相等，产生平衡需求，则进行电力交换。
[0021]
进一步改进在于：所述步骤四中，平衡单元平衡成本由省内平衡单元之间的电力交换成本和省级平衡服务提供商提供的平衡服务成本构成，如下式所示：
[0022][0023]
式中，为平衡单元省内平衡服务成本，为t时段省内电力交换单位成本，为t时段省内平衡单元之间电力交换总量，为t时段省级平衡服务提供商提供的电力总量，为t时段省级平衡服务提供商提供的电力单位成本，当平衡单元选择由省级输电系统运营商组织省内电力交换时，m＝1，当平衡单元选择省级平衡服务提供商提供平衡服务时，m＝0。
[0024]
进一步改进在于：所述步骤五中，单元平衡服务成本由省间平衡单元之间的电力交换成本和区域平衡服务提供商提供的平衡服务成本构成，如下式所示：
[0025][0026]
式中，为省间平衡单元平衡服务成本，为省内平衡单元平衡服务成本，为t时段省间电力交换单位成本，为t时段省间平衡单元之间电力交换总量，为t时段区域平衡服务提供商提供的电力总量，为t时段区域平衡提供上提供的电力单位成本，当平衡单元选择由区域输电系统运营商组织省内电力交换时，n＝1，当平衡单元选择区域平衡服务提供商提供平衡服务时，n＝0。
[0027]
本发明的有益效果为：本发明通过平衡单元开展分级分层管理，充分考虑发电侧、输电侧、用电侧多元主体的发用电、调节、电力交换等系统平衡成本，首先进行区域内发用电自平衡，若存在不平衡的部分，则通过跨区电力交换实现发用电平衡，通过这种方法能跨区域形成平衡单元，能够有效降低电力系统平衡难度，进而缩减电力系统平衡成本，同时有助于提高新能源的消纳水平，减少电网运行压力，保障电网安全稳定运行。
附图说明
[0028]
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0029]
图1是本发明实施例一的电力系统平衡优化方法流程示意图；
[0030]
图2是本发明实施例一的电力系统平衡优化方法结构示意图；
[0031]
图3是本发明实施例二的风光出力预测曲线示意图；
[0032]
图4是本发明实施例二的负荷预测及负荷调节申报量示意图；
[0033]
图5是本发明实施例二的传统模式下区域电力系统运行结果示意图；
[0034]
图6是本发明实施例二的传统模式下区域电力系统弃风光情况示意图；
[0035]
图7是本发明实施例二的区域内平衡单元结构划分示意图；
[0036]
图8是本发明实施例二的平衡单元运营模式下区域电力系统运行结果示意图；
[0037]
图9是本发明实施例二的平衡单元模式下区域弃风光及区域内平衡单元之间电力交换情况示意图。
具体实施方式
[0038]
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
[0039]
实施例一
[0040]
本实施例中涉及到的市场主体包括：
[0041]
(1)平衡责任主体：负责收集对应平衡单元内市场主体的发用电信息，预测对应平衡单元内部的发用电情况，通过调控平衡单元内部发用电情况，实现平衡单元内部平衡；
[0042]
(2)省级输电系统运营商：负责省级平衡区的平衡调节；
[0043]
(3)区域输电系统运营商：负责区域平衡区的平衡调节；
[0044]
(4)省级平衡服务提供商：通过调控储能、虚拟电厂、快速启停机组等灵活资源，向省级平衡区提供平衡服务；
[0045]
(5)区域平衡服务提供商：通过调控储能、虚拟电厂、快速启停机组等灵活资源，向区域平衡区提供平衡服务。
[0046]
参见图1、图2，本实施例提供了一种基于平衡单元的电力系统平衡优化方法，包括以下步骤：
[0047]
步骤一：由平衡责任主体收集平衡单元内市场主体的发电信息和用电信息，其中发电信息由机组发电成本、弃风光成本、备用成本、负荷调节成本和区域平衡成本等数据组成，用电信息为平衡单元内市场主体用电量的预测值，电量的预测值采用用电侧的日平均用量；
[0048]
步骤二：待发电信息和用电信息收集完毕后，由平衡责任主体以电力系统运营总成本最小为目标建立平衡单元电力系统平衡运行模型，测算在电力系统运营成本最小时发电侧的出力情况，电力系统发电侧包括火力电机组、风电场和光伏电站，其中火电机组的出力成本用二次函数表示：
[0049]
[0050]
式中，n
a1
为火电机组数目，为第i个火电机组在t时刻的实际出力，ai、bi、ci为第i个火电机组的发电成本系数，新能源出力无边际成本，考虑到电网向新能源发电商购电会形成一定的成本价格，α、β分别为风电、光伏的单位发电成本系数，n
a2
、n
a3
分别为风电、光伏的数量，分别为第j个风电场、第k个光伏电站在t时段的实际出力，弃风、弃光成本中，μ、v分别为风电场和光伏电站的单位弃风、弃光成本，n
b1
和n
b2
分别是风电站和光伏电站数目，分别为第j个风电场、第k个光伏电站在t时刻的预测最大出力，电力系统备用成本包括正备用成本和负备用成本且由火电机组提供,c
+
和c-分别为正备用补偿费用和负备用补偿费用，τ1和τ2分别为正备用成本和负备用成本占区域负荷l
t
的比例，和分别为正备用成本和负备用成本实际出力，按照火电机组发电成本函数计算，存在平衡控制的单元的系统，每个平衡单元实际备用出力之和为系统备用实际出力，负荷调节成本由需求响应产生，为响应量，为负荷调节补偿价格，为平衡服务成本；
[0051]
步骤三：由发电侧的出力情况的测算结果计算平衡单元内部功率平衡约束，并根据计算结果判断是否进行单元间的电力交换，判断是否进行单元间的电力交换时，若单元发电量等于单元用电量时，则不进行电力交换，若单元发电量和单元用电量不相等，产生平衡需求，则进行步骤四的电力交换，平衡单元内部功率平衡约束计算公式如下：
[0052][0053]
式中，为单元发电侧总发电，为单元内正备用实际出力，为平衡单元g与其他平衡单元的电力交换总量，l
g,t
为用电侧系统总负荷，为负荷调节量；
[0054]
步骤四：待步骤三中判断结果表示进行单元间的电力交换时，由省级输电系统运营商组织省内平衡单元进行电力交换或由省级平衡服务提供商向省级平衡区提供平衡服务，以此实现发用电平衡，平衡单元平衡成本由省内平衡单元之间的电力交换成本和省级平衡服务提供商提供的平衡服务成本构成，如下式所示：
[0055][0056]
式中，为平衡单元省内平衡服务成本，为t时段省内电力交换单位成本，为t时段省内平衡单元之间电力交换总量，为t时段省级平衡服务提供商提供的电力总量，为t时段省级平衡服务提供商提供的电力单位成本，当平衡单元选择由省级输电系统运营商组织省内电力交换时，m＝1，当平衡单元选择省级平衡服务提供商提供平衡服务时，m＝0；
[0057]
步骤五：当步骤四中的电力交换无法实现发用电平衡时，由区域输电系统运营商组织省间平衡单元进行电力交换或由区域平衡服务商向区域平衡区提供平衡服务，以此实现发用电平衡，单元平衡服务成本由省间平衡单元之间的电力交换成本和区域平衡服务提
供商提供的平衡服务成本构成，如下式所示：
[0058][0059]
式中，为省间平衡单元平衡服务成本，为省内平衡单元平衡服务成本，为t时段省间电力交换单位成本，为t时段省间平衡单元之间电力交换总量，为t时段区域平衡服务提供商提供的电力总量，为t时段区域平衡提供上提供的电力单位成本，当平衡单元选择由区域输电系统运营商组织省内电力交换时，n＝1，当平衡单元选择区域平衡服务提供商提供平衡服务时，n＝0。
[0060]
实施例二
[0061]
参见图3、图4、图5、图6、图7、图8、图9，本实施例中，区域电力系统由5台350mw火电机组、5台150mw火电机组、1个200mw风电站、2个100mw光伏电站，以及大规模居民负荷集群构成，设置系统正备用、负备用需求分别为区域负荷预测的5％、3％。
[0062]
风电、光伏电站单位发电成本系数α、β分别为200元/mwh和300元/mwh，单位弃风光成本μ、v均为100元/mwh，系统正备用和负备用补偿费用，c
+
和c-分别为10元/mwh和5元/mwh。
[0063]
设备参数如下表1所示，时段划分及分时电价如下表2所示，风电场和光伏电站预测出力曲线如下图3所示，预测负荷及负荷调节申报量如下图4所示，实际负荷在
±
5％范围内随机波动。
[0064]
表1火电机组参数
[0065][0066]
表2分时段电价情况(元/mwh)
[0067][0068]
以24小时为系统运行周期，1小时为一个时段，以运营成本最小化为目标，利用gurobi求解器对模型求解，当系统不存在平衡单元时，区域平衡优化结果如图5所示，弃风光情况如图6所示。
[0069]
在01:00～09:00时段火电实际发电小于计划发电，负备用出力弥补负荷波动。该时段负荷水平低，光伏出力能力欠佳，风电出力可与之互补，但由于火电度电成本低，由火电出力调节系统平衡，系统存在弃风。在09:00～16:00，负荷先峰后平，光伏大发，风电在一
定区间内波动，同时需要包括备用资源在内的火电机组投入系统平衡调节。其中，10:00～11:00时段负荷较高，发电资源不足，备用明显出力，且需要从外区域购电实现平衡；而13:00～16:00时段，负荷需求降低，光伏发电较多，因此存在弃光。在17:00～24:00时段普遍存在负荷调节，负荷逐步从高峰降到低谷，光伏出力降低，风电持续出力。17:00～21:00的峰时段，存在区域发电不足，系统弃风弃光量小，火电仍以较大功率参与调节，同时提供正备用并对外购电。21:00～24:00时段对备用资源利用减少，负荷降低存在弃风。综上，传统模式下系统存在低谷时段弃风弃光，平时段弃光，高峰时段发电不足等问题。
[0070]
基于平衡单元的区域系统平衡模式如图7所示，将区域内资源划分为三个平衡单元，正备用资源由火电机组a1-a3提供，负备用资源平均分布在三个负荷集群中，在平衡单元内发用平衡的基础上优化区域平衡，平衡单元的平衡优先级为单元1先于单元2先于单元3，优化结果如图8、图9所示。
[0071]
对比图5、图8，备用出力和区域电力交换增加，平衡调节更加精细化，风光出力占比更高。对比图6、图9可以发现弃风弃光有明显缓解，主要集中在9:00-16:00时，且最高弃风光约为50mw，为传统模式下的三分之一左右。平衡单元为实现自身平衡在区域内的电力交换普遍存在于峰平时段。平衡单元1发电资源较丰富，以向其他单元提供电力为主，平衡单元2、3间以及平衡单元1、3间的电力交换频率基本相当。区域间平衡服务电量较频繁时，区域内单元间电力交换频率也较高。在18:00～21:00时段，区域发电资源不足，平衡单元3在本单元供小于需的情况下优先向平衡单元2提供电力，实现平衡单元2的平衡，同时该区域获得其他区域单元提供的平衡服务。通过以上分析可以发现，平衡单元模式下，平时段平衡单元间电力交换更为频繁，平衡单元之间电力交换以及跨区域平衡服务使电力调节更加精准。
[0072]
不同运营模式下电力系统运营成本对比如下表3所示：
[0073]
表3不同运营模式下电力系统运营成本对比
[0074][0075]
从表3可以看出，平衡单元运营模式下的电力系统运营成本更低。在平衡单元模式下，各类发电成本提高，弃风光成本降低。两种模式下备用成本相近，平衡单元模式下负荷调节成本远大于传统模式，但平衡成本远小于传统模式。从成本占比来看，两种模式下的主要成本都来自于发电。传统模式下平衡成本大于备用成本，且二者显著大于负荷调节成本。而平衡单元模式下备用成本大于负荷调节成本，且二者显著大于平衡成本，二者呈现相反的情况。可见平衡单元模式由于其分层调节特点，能够发挥火电机组、可调负荷的调节作
用，虽增加了调节成本，但也更精细化平衡区域电网风电、光伏出力的波动，使平衡成本比传统模式显著降低，有助于系统更经济的实现平衡。
[0076]
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，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。

技术特征：
1.一种基于平衡单元的电力系统平衡优化方法,其特征在于，包括以下步骤：步骤一：由平衡责任主体收集平衡单元内市场主体的发电信息和用电信息，用电信息为平衡单元内市场主体用电量的预测值；步骤二：待发电信息和用电信息收集完毕后，由平衡责任主体以电力系统运营总成本最小为目标建立平衡单元电力系统平衡运行模型，测算在电力系统运营成本最小时发电侧的出力情况；步骤三：由发电侧的出力情况的测算结果计算平衡单元内部功率平衡约束，并根据计算结果判断是否进行单元间的电力交换；步骤四：待步骤三中判断结果表示进行单元间的电力交换时，由省级输电系统运营商组织省内平衡单元进行电力交换或由省级平衡服务提供商向省级平衡区提供平衡服务，以此实现发用电平衡；步骤五：当步骤四中的电力交换无法实现发用电平衡时，由区域输电系统运营商组织省间平衡单元进行电力交换或由区域平衡服务商向区域平衡区提供平衡服务，以此实现发用电平衡。2.根据权利要求1所述的一种基于平衡单元的电力系统平衡优化方法，其特征在于：所述步骤一中，发电信息包括机组发电成本、弃风光成本、备用成本、负荷调节成本和区域平衡成本组成，电量的预测值采用用电侧的日平均用量。3.根据权利要求1所述的一种基于平衡单元的电力系统平衡优化方法，其特征在于：所述步骤二中，电力系统发电侧包括火力电机组、风电场和光伏电站，其中火电机组的出力成本用二次函数表示：式中，n
a1
为火电机组数目，为第i个火电机组在t时刻的实际出力，a
i
、b
i
、c
i
为第i个火电机组的发电成本系数，α、β分别为风电、光伏的单位发电成本系数，n
a2
、n
a3
分别为风电、光伏的数量，分别为第j个风电场、第k个光伏电站在t时段的实际出力，μ、v分别为风电场和光伏电站的单位弃风、弃光成本，n
b1
和n
b2
分别是风电站和光伏电站数目，分别为第j个风电场、第k个光伏电站在t时刻的预测最大出力，电力系统备用成本包括正备用成本和负备用成本且由火电机组提供,c
+
和c-分别为正备用补偿费用和负备用补偿费用，τ1和τ2分别为正备用成本和负备用成本占区域负荷l
t
的比例，和
分别为正备用成本和负备用成本实际出力，负荷调节成本由需求响应产生，为响应量，为负荷调节补偿价格，为平衡服务成本。4.根据权利要求1所述的一种基于平衡单元的电力系统平衡优化方法，其特征在于：所述步骤三中，平衡单元内部功率平衡约束计算公式如下：式中，为单元发电侧总发电，为单元内正备用实际出力，为平衡单元g与其他平衡单元的电力交换总量，l
g,t
为用电侧系统总负荷，为负荷调节量。5.根据权利要求1所述的一种基于平衡单元的电力系统平衡优化方法，其特征在于：所述步骤三中，判断是否进行单元间的电力交换时，若单元发电量等于单元用电量时，则不进行电力交换。6.根据权利要求1所述的一种基于平衡单元的电力系统平衡优化方法，其特征在于：所述步骤三中，判断是否进行单元间的电力交换时，若单元发电量和单元用电量不相等，产生平衡需求，则进行电力交换。7.根据权利要求1所述的一种基于平衡单元的电力系统平衡优化方法，其特征在于：所述步骤四中，平衡单元平衡成本由省内平衡单元之间的电力交换成本和省级平衡服务提供商提供的平衡服务成本构成，如下式所示：式中，为平衡单元省内平衡服务成本，为t时段省内电力交换单位成本，为t时段省内平衡单元之间电力交换总量，为t时段省级平衡服务提供商提供的电力总量，为t时段省级平衡服务提供商提供的电力单位成本，当平衡单元选择由省级输电系统运营商组织省内电力交换时，m＝1，当平衡单元选择省级平衡服务提供商提供平衡服务时，m＝0。8.根据权利要求1所述的一种基于平衡单元的电力系统平衡优化方法，其特征在于：所述步骤五中，单元平衡服务成本由省间平衡单元之间的电力交换成本和区域平衡服务提供商提供的平衡服务成本构成，如下式所示：式中，为省间平衡单元平衡服务成本，为省内平衡单元平衡服务成本，为t时段省间电力交换单位成本，为t时段省间平衡单元之间电力交换总量，为t时段区域平衡服务提供商提供的电力总量，为t时段区域平衡提供上提供的
电力单位成本，当平衡单元选择由区域输电系统运营商组织省内电力交换时，n＝1，当平衡单元选择区域平衡服务提供商提供平衡服务时，n＝0。

技术总结
本发明公开一种基于平衡单元的电力系统平衡优化方法，包括收集本平衡单元内市场主体的发用电信息，测算在系统运营成本最小时发电侧的出力情况，判断是否需要进行单元间进行电力交换，平衡单元根据市场环境优化选择运营策略，再次根据市场环境优化选择运营策略；本发明通过平衡单元开展分级分层管理，充分考虑发电侧、输电侧、用电侧多元主体的发用电、调节、电力交换等系统平衡成本，首先进行区域内发用电自平衡，若存在不平衡的部分，则通过跨区电力交换实现发用电平衡，通过这种方法能跨区域形成平衡单元，能有效降低电力系统平衡难度，进而缩减电力系统平衡成本，同时有助于提高新能源的消纳水平，减少电网运行压力，保障电网安全稳定运行。安全稳定运行。安全稳定运行。


技术研发人员：刘敦楠 加鹤萍 韩雅萱 马乾鑫 张显 李竹 王宣元 徐玉杰
受保护的技术使用者：北京电力交易中心有限公司 国网冀北电力有限公司
技术研发日：2023.04.24
技术公布日：2023/8/24