考虑DR和灵活性供需平衡的源荷储联合调度方法及系统

技术特征：
1.一种考虑dr和灵活性供需平衡的源荷储联合调度方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤s1：导入风光荷场景初始数据、设置基准电价；根据电力系统中日负荷曲线的波动规律，划分低谷时段、腰荷时段以及高峰时段，并在售电策略上推行峰谷分时电价；步骤s2：建立机组、储能以及电力系统灵活性量化模型,包括：t时刻火电机组允许提供的上、下调灵活性和储能装置允许提供的上、下调灵活性和电力系统上、下调灵活性需求和步骤s3：由式(1)和式(2)建立电力系统灵活性供需平衡指标：步骤s3：由式(1)和式(2)建立电力系统灵活性供需平衡指标：式中：和分别表示t时刻上、下调灵活性供需平衡指标；步骤s4：由式(3)和式(4)计算实时灵活性不足率：步骤s4：由式(3)和式(4)计算实时灵活性不足率：式中：f
tu
和f
td
分别表示t时刻上、下调实时灵活性不足率；δp
tu
和δp
td
分别表示t时刻向上、下负荷功率波动量。步骤s5：建立“源荷储”协同优化调度模型并求解得到最优调度方案；步骤s6：判断是否达到收敛条件，若是则求解完毕，否则执行步骤s7；步骤s7：基于弹性负荷曲线的阶梯式模型，求出价格率与期望负荷响应率的对应关系：实施电价型dr策略后，电网有功负荷如式(5)：式中：为t时刻计及电价型需求响应策略前的有功负荷，即基准负荷；p
load,t
为t时刻实施电价型需求响应策略后的有功负荷；η
kt
为t时刻k档位下的期望负荷响应率；ρ
t
为t时刻实施电价型需求响应策略后的电力价格；ρ
0,t
为t时刻峰谷分时电价，即基准电价；α
kt
为t时刻k档位下的价格率；β
kt
为电价型需求响应策略的档位标志；通过调整电力价格实现用户用电行为的调节，引导其形成符合系统调度要求的用电行为，调整电力系统灵活性需求，优化灵活性供给；之后返回步骤s4。
2.根据权利要求1所述的考虑dr和灵活性供需平衡的源荷储联合调度方法，其特征在于：步骤s2具体为：步骤s21：建立机组灵活性量化模型，其上、下调灵活性量化模型分别为：量化模型，其上、下调灵活性量化模型分别为：式中：和分别表示t时刻火电机组允许提供的上、下调灵活性；p
gmax
为调度日火电机组的最大输出功率；p
gmin
为火电机组的最小输出功率；和分别表示t时刻火电机组的上、下爬坡速率；p
g,t
为t时刻火电机组的输出功率；δt为调度时间间隔；步骤s22：建立储能灵活性量化模型，其上、下调灵活性量化模型分别为：步骤s22：建立储能灵活性量化模型，其上、下调灵活性量化模型分别为：式中：和分别表示t时刻储能装置允许提供的上、下调灵活性；p
r,t
和p
d,t
分别表示t时刻储能装置的充电功率和放电功率；e
t
为t时刻储能装置存储的电量；e
max
和e
min
分别表示储能装置允许存储电量的上、下限；步骤s23：建立电力系统灵活性量化模型，其上、下调灵活性量化模型分别为：步骤s23：建立电力系统灵活性量化模型，其上、下调灵活性量化模型分别为：式中：和分别表示t时刻电力系统上、下调灵活性需求；和分别表示t 1时刻典型日中风电、光伏输出功率；ζ
load
为负荷预测误差系数；ζ
w
为风电输出功率的不确定系数；ζ
pv
为光伏输出功率的不确定系数；p
load,t 1
和p
load,t
分别表示t 1和t时刻系统运行实际有功负荷值。3.根据权利要求1所述的考虑dr和灵活性供需平衡的源荷储联合调度方法，其特征在于：步骤s5具体包括：所述“源荷储”协同优化调度模型的目标函数为：f
eco
＝f1 f
2-f3ꢀꢀ
(13)式中：f
eco
为系统综合运行成本；为总运行成本的上界；为总运行成本的下限；为灵活性不足率的上限；为灵活性不足率的下限；μ为权重系数；f1为火电机组成
本；f2为经济惩罚成本和储能运行成本；f3为电转气设备运行成本；f4为综合灵活性不足率；其中火电机组的运行成本f1包括热备用成本和燃料发电成本，其计算方式为：其中：其中：s
r,t
＝p
gmax-p
g,t
ꢀꢀ
(17)式中：c
g
(p
g,t
)为机组燃料发电成本；为机组热备用成本；a、b和c为机组燃料发电成本系数；s
r,t
为机组热备用容量；c
s,t
为机组热备用成本系数；基于热备用容量的成本建模方法，得到机组热备用成本系数c
s,t
和电力价格ρ
t
之间的关系，如式(18)所示：目标函数f2计算方式为：f2＝f
res
f
load
f
ess
ꢀꢀ
(19)其中：其中：其中：式中：f
res
为系统弃风弃光成本；f
load
为失负荷成本；f
ess
为储能装置的运行成本；c
w
、c
pv
与c
load
分别表示系统弃风成本系数、弃光成本系数与失负荷成本系数；分别表示系统弃风成本系数、弃光成本系数与失负荷成本系数；和分别表示系统弃风、弃光和切负荷功率；电能与天然气之间的关系模型如式(23)所示：式中：v
p2g,t
为t时刻电转气设备转化出的天然气量；p
p2g,t
为t时刻电转气设备的输入功率；ω
p2g
为电转气设备的生产效率；l
gas
为天然气的低热值；目标函数f3表示售卖天然气产生的收益；其计算方式为：式中：c
gas
为天然气的售卖单价；
对于综合灵活性不足率f4，基于t时刻的δp
tu
和δp
td
，引入权重系数θ，将f
tu
或f
td
转化为综合灵活性不足率f4，其计算方式为：其中：目标函数minf的约束条件包括：用户用电量约束用于在实施电价型需求响应后，维持电力系统安全稳定运行，而控制用户用电总量的变化：储能装置充放电约束储能装置充放电约束储能装置充放电约束e
min
≤e
t
≤e
max
ꢀꢀ
(31)式中：为储能装置允许的充放电最大功率；e0为储能装置初始电量；功率平衡约束p
w,t
p
pv,t
p
g,t
＝p
load,t
p
d,t
p
r,t
p
p2g,t
ꢀꢀ
(32)式中：p
w,t
和p
pv,t
分别表示t时刻风电、光伏输出功率的实际值；p
w,t
为t时刻负荷实际值；火电出力约束p
gmin
≤p
g,t
≤p
gmax
ꢀꢀ
(33)(33)式中：为火电机组装机容量总和；电力系统灵活性指标约束电力系统灵活性指标约束式中：n1为电力系统灵活性指标的安全边际；
电转气设备输入功率限制约束式中：和分别为电转气设备输入功率的最小值、最大值；可中断负荷约束0≤p
load,t
≤p
load,t
ꢀꢀ
(39)风光运行约束风光运行约束。4.一种考虑dr和灵活性供需平衡的源荷储联合调度系统，其特征在于：基于如权利要求1-3其中任一所述的考虑dr和灵活性供需平衡的源荷储联合调度方法及计算机程序系统，包括：数据导入模块，用于导入风光荷场景数据，并设置基准电价；数据和模型存储模块，用于存储机组、储能以及电力系统灵活性量化模型，电力系统灵活性供需平衡指标，以及“源荷储”协同优化调度模型；求解及输出模块，用于计算实时灵活性不足率、求解“源荷储”协同优化调度模型，并输出最佳调度方案。

技术总结
本发明公开了一种考虑DR和灵活性供需平衡的源荷储联合调度方法及系统，步骤S1：导入风光荷场景数据，并设置基准电价；步骤S2：建立机组、储能以及电力系统灵活性量化模型；步骤S3：建立电力系统灵活性供需平衡指标；步骤S4：计算实时灵活性不足率；步骤S5：建立“源荷储”协同优化调度模型并求解；步骤S6：判断是否达到收敛条件，若是则求解完毕，否则执行步骤S7；步骤S7：基于电价型需求响应，调整电力系统灵活性需求、优化电力系统灵活性供给，之后返回步骤S4。本发明能够提升电力系统灵活性的充裕度，同时提升系统运行的经济性，保障电力系统供需平衡。供需平衡。供需平衡。


技术研发人员：刘丽军 徐韩伟 陈俊生 陈昌
受保护的技术使用者：福州大学
技术研发日：2022.09.23
技术公布日：2022/11/18