本发明涉及电力行业，尤其涉及一种考虑储能参与市场的规划态电力系统运行模拟方法及装置。
背景技术：
1、规划态电力系统运行模拟一直是电力行业的关键领域，当前的规划态的电力系统运行模拟技术通常是利用潮流计算和电力电量平衡方法，用于计算电力系统中各节点的电压、电流和功率分布，以确保系统在正常运行条件下的稳定性，规划电力设备的容量和位置，并确保足够的发电能力来满足负荷需求。
2、随着电力现货市场改革深入，电力市场开放发、用电侧竞争交易，电力市场出清结果将决定调度计划，而调度计划将决定机组开停机状态和中标出力，在电力市场的作用下，电力系统规划结果将受到电力现货市场化的干扰。电力市场受政策、技术和环境因素等多种因素影响，若电力系统规划模拟不考虑市场化因素，可能导致电力系统无法适应市场变化，出现资源配置不高效、供需不平衡甚至资源浪费问题，规划者可能会过度或不足地投资于某些发电资源，导致资源配置不高效，甚至导致不必要的资源浪费，包括过多的发电设施、不必要的输电线路和设备。这可能会导致不必要的成本上升或资源浪费。
3、储能在电力系统中被广泛认可为解决尖峰需求、整合可再生能源、提高电力系统稳定性和灵活性的关键因素，是未来新型电力系统的核心组成部分，然而，在现有规划态电力系统运行模拟技术和方法中，常常没有充分考虑储能参与市场的潜力和应用。
4、规划态电力系统模拟方法一直是电力领域的核心工具，用于设计、优化和管理电力系统，以满足不断增长的电力需求和提高能源效率。虽然规划态电力系统模拟方法在多个方面取得了显著进展，但一些现有的方法仍然专注于技术和工程考虑因素，相对较少考虑市场化因素的影响，并且，现有规划方法未将储能未来大量参与市场因素纳入考虑。这些方法背后有一些明显的特征和问题：传统规划方法未将储能系统纳入考虑，也未曾考虑储能系统在市场中充分发挥的作用，导致浪费资源的情况发生。
5、传统的规划态电力系统模拟方法通常以技术和工程为重点，侧重于电力设备、电网拓扑结构和能源源头的选择。这些方法通常假设电力市场是固定的或次要的，忽略了市场机制对电力系统规划和运行的重要影响。由于缺乏市场化因素的综合考虑，传统规划优化模拟仅考虑燃料成本、运营成本、不同能源类型的投建成本等经济参数，但实际市场运行中，规划态的电力系统运行没有考虑储能参与市场的充、放电影响，模拟优化出来的规划方案与实际市场运行存在一定的偏离，这可能导致规划结果导致实际运行存在经济性和可持续性方面的亏损。
技术实现思路
1、本发明目的在于克服上述现有技术的不足，提供了一种考虑储能参与市场的规划态电力系统运行模拟方法，具体由以下技术方案实现：
2、所述考虑储能参与市场的规划态电力系统运行模拟方法，包括如下步骤：
3、步骤1)建立电力系统的包括电源、电网、储能设备、负荷、联络线各种设备的物理模型，用于模拟电力系统包括电流、电压、功率流动的物理行为；
4、步骤2)制定包含电力系统运行的规则模型，包括运行时段、出清依据、价格规则、报价方式、报价上下限的规则参数，对所述配置参数进行组合使用，支持模拟不同地区的电力系统运行规则机制；
5、步骤3)对包含电力系统运行的天气状况、供电可用性、输电能力的边界条件进行建模，配置参数数据；
6、步骤4)基于配置的市场主体参与市场类型和参与方式进行报价，配置包括价格和容量的申报数据，包括火电机组申报、新能源机组申报、储能充放电曲线申报、用户申报数据；
7、步骤5)在scuc/sced算法模型基础上，基于储能参与市场的充、放电约束构建形成规划模型，并对所述数据模型进行出清计算，基于前序步骤输入实际生产的电力系统模型、规则模型、运行边界条件数据和申报数据，确定并运行scuc/sced算法模型；输出市场出清结果，得到实际规划模型下的节点电价情况、线路负载情况和主体中标情况作为实际生产的电力系统运行情，并输出模拟结果。
8、所述考虑储能参与市场的规划态电力系统运行模拟方法的进一步设计在于，电源类型包括传统电源、新能源和储能机组。
9、所述考虑储能参与市场的规划态电力系统运行模拟方法的进一步设计在于，所述步骤3)中参数数据包括规划态电力负荷、新能源出力、非市场机组计划出力、储能充放电计划、设备停运检修计划、断面传输约束的数据。
10、所述考虑储能参与市场的规划态电力系统运行模拟方法的进一步设计在于，所述步骤4)中市场主体包括传统市场主体和新型市场主体；传统市场主体包括火电、水电等机组类型，新型市场主体包括：风电、光伏、储能等机组类型；市场类型包括：电力现货市场、辅助服务市场、中长期市场；参与方式包括：报量报价、报量不报价、双边协商、挂牌交易。
11、所述考虑储能参与市场的规划态电力系统运行模拟方法的进一步设计在于，在本步骤5)中，对于储能参与市场进行规划模型建模具体为：
12、基于购电成本最小化根据式(1)构建市场出清scuc的目标函数：
13、
14、式(1)中，n表示传统机组的总台数；e表示储能单元的个数；t表示所考虑的总时段数，假设一天考虑96时段，则t为96；pi,t表示机组i在t时段的出力；ci,t(pi,t)、分别为机组i在时段t的运行费用、启动费用，其中机组运行费用ci,t(pi,t)是与机组申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数；为储能优化单元e在时段t的运行费用，是与储能优化单元申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数；m为用于市场出清优化的网络潮流约束松弛罚因子，scuc中该值为1×108；分别为线路l的正、反向潮流松弛变量；nl为线路总数；分别为断面s的正、反向潮流松弛变量；ns为断面总数；
15、基于购电成本最小化根据式(2)构建市场出清sced的目标函数，
16、
17、式(2)中，n表示传统机组的总台数；e表示储能单元的个数；t表示所考虑的总时段数，假设一天考虑96时段，则t为96；pi,t表示机组i在t时段的出力；ci,t(pi,t)分别为机组i在时段t的运行费用，机组运行费用ci,t(pi,t)是与机组申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数；为储能优化单元e在时段t的运行费用，是与储能优化单元申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数；m为用于市场出清优化的网络潮流约束松弛罚因子；分别为线路l的正、反向潮流松弛变量；nl为线路总数；分别为断面s的正、反向潮流松弛变量；ns为断面总数；
18、根据式(3)对于每个时段t构建负荷平衡约束：
19、
20、式(3)中，pi,t表示传统机组i在t时段的出力，tj,t表示联络线j在时段t的计划功率，nt为联络线总数，dt为t时段的系统负荷，和为储能单元e在t时段充、放电功率，e表示储能单元的个数，ch是储能充电，dis是指储能放电。
21、本发明还提供了一种考虑储能参与市场的规划态电力系统运行模拟装置，包括：
22、电力系统规划模型模块，建立电力系统的包括电源、电网、储能设备、负荷、联络线各种设备的物理模型，用于模拟电力系统包括电流、电压、功率流动的物理行为；
23、制定包含电力系统运行的规则模型，包括市场类型、交易机制、市场时段、价格形成规则、报价方式、报价上下限的市场参数，对所述配置参数进行组合使用，支持模拟不同地区的规则机制；
24、电力市场规则模块，制定包含电力系统运行的规则模型，包括市场类型、交易机制、市场时段、价格形成规则、报价方式、报价上下限的市场参数，对所述配置参数进行组合使用，支持模拟不同地区的规则机制；
25、边界条件配置模块，对包含电力系统运行的天气状况、供电可用性、输电能力的边界条件进行建模，配置参数数据；
26、交易主体申报模块，配置包括价格和容量的申报数据，包括火电机组申报、新能源机组申报、储能充放电曲线申报、用户申报数据；
27、出清计算及结果查看模块，在scuc/sced算法模型基础上，基于储能参与市场的充、放电约束构建形成规划模型，并对所述数据模型进行出清计算，基于前序步骤输入实际生产的电力系统模型、规则模型、运行边界条件数据和申报数据，确定并运行scuc/sced算法模型；输出市场出清结果，得到实际规划模型下的节点电价情况、线路负载情况和主体中标情况作为实际生产的电力系统运行情况。
28、所述考虑储能参与市场的规划态电力系统运行模拟装置的进一步在于，报价仿真模块对于储能参与市场进行规划模型建模具体为：
29、基于购电成本最小化根据式(4)构建市场出清scuc的目标函数：
30、
31、式(4)中，n表示传统机组的总台数；e表示储能单元的个数；t表示所考虑的总时段数，假设一天考虑96时段，则t为96；pi,t表示机组i在t时段的出力；ci,t(pi,t)、分别为机组i在时段t的运行费用、启动费用，其中机组运行费用ci,t(pi,t)是与机组申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数；为储能优化单元e在时段t的运行费用，是与储能优化单元申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数；m为用于市场出清优化的网络潮流约束松弛罚因子，scuc中该值为1×108；分别为线路l的正、反向潮流松弛变量；nl为线路总数；分别为断面s的正、反向潮流松弛变量；ns为断面总数；
32、基于购电成本最小化根据式(5)构建市场出清sced的目标函数，
33、
34、式(5)中，n表示传统机组的总台数；e表示储能单元的个数；t表示所考虑的总时段数，假设一天考虑96时段，则t为96；pi,t表示机组i在t时段的出力；ci,t(pi,t)分别为机组i在时段t的运行费用，机组运行费用ci,t(pi,t)是与机组申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数；为储能优化单元e在时段t的运行费用，是与储能优化单元申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数；m为用于市场出清优化的网络潮流约束松弛罚因子；分别为线路l的正、反向潮流松弛变量；nl为线路总数；分别为断面s的正、反向潮流松弛变量；ns为断面总数；
35、根据式(6)对于每个时段t构建负荷平衡约束：
36、
37、式(6)中，pi,t表示传统机组i在t时段的出力，tj,t表示联络线j在时段t的计划功率，nt为联络线总数，dt为t时段的系统负荷，和为储能单元e在t时段充、放电功率，e表示储能单元的个数，ch是储能充电，dis是指储能放电。
38、本发明的优点如下：
39、本发明的考虑储能参与市场的规划态电力系统运行模拟方法区别于传统的电力系统规划模拟只对传统发电厂模型、负荷模型、变压器模型、线路模型进行建模，而是完全将规划的电力拓扑考虑在电力市场环境下进行优化模拟，并考虑了未来将大规模并入电力系统的新型主体，即储能系统，其参与电力市场优化的情景。考虑储能参与市场的规划可以帮助规划者更好地了解储能在电力系统中的潜在作用，从而更有效地规划未来电力系统的发展和升级。
40、本发明的考虑储能参与市场的规划态电力系统运行模拟评估装置的模块共同构成了市场化的电力系统运行模拟方法，可以帮助决策者和参与者更好地理解电力市场的运行情况，根据模拟结果优化市场规则和资源配置，以实现电力系统的高效运行和市场的可持续发展。
41、本发明的考虑储能参与市场的规划态电力系统运行模拟方法及装置实现了电力系统规划的市场化模拟，使得规划结果更加贴近于实际电力市场运行情况，考虑了不同发电资源(如化石燃料、可再生能源等)的市场价格和可用性，从而帮助规划者优化电力系统中各种资源的配置，以满足电力需求的同时提高经济效益。