CN101794424A

CN101794424A - 自适应的统一电力市场交易方法

Info

Publication number: CN101794424A
Application number: CN201010102584A
Authority: CN
Inventors: 杨立兵; 刘福斌; 洪元瑞; 李�灿; 承林
Original assignee: SHANGHAI DONGYUN INFORMATION TECHNOLOGY DEVELOPMENT Co Ltd; East China Grid Co Ltd
Current assignee: Shanghai Huadong Electrojet Energy Information Co., Ltd.; East China Grid Co Ltd
Priority date: 2010-01-29
Filing date: 2010-01-29
Publication date: 2010-08-04

Abstract

本发明涉及一种自适应的统一电力市场交易方法，包括以下步骤：A、电能交易配置，在市场主体提交完交易需求后，由市场组织者对本次交易的一些信息进行配置；B、市场出清计算，以社会福利最大化为目标函数，网络约束取决于交易配置环节中的配置信息，利用成熟的线性规划算法进行优化求解；C、优化算法细节设计，设定并折算售电和购电的费用。本发明以电力交易原型为基类，通过派生和继承的理念，根据交易品种灵活定制电力市场交易支持系统，可以在交易规则变化时快速地调整或定制对应的算法，能够适应电力交易品种的多样性和交易规则的频繁变化。本发明构建统一的算法库，进而形成了电力市场出清计算的统一核心算法，增强了市场交易支持系统对不同交易品种的适应性，提高了利用率。

Description

自适应的统一电力市场交易方法

技术领域

本发明涉及电力市场出清计算的交易方法，特别涉及一种基于面向对象的设计思想，构建统一算法库，以福利最大化为目标函数进行优化求解，在电力交易中进行可配置的自适应的统一电力市场交易方法。

背景技术

目前，电力市场改革有助于打破垄断、解除管制、引入竞争，以更合理地配置资源，提高资源利用率，促进电力工业与社会、经济、环境的协调发展。当前，许多国家的电力工业都已经或正在进行电力市场改革。在我国，按照2002年出台的国务院电力体制改革文件的指导精神，2003年，国家电力监管委员会启动了东北、华东区域电力市场建设。2006年10月，国家电网公司组建了国家、区域、网省三级电力交易中心，电力交易所涵盖的地域范围不断扩大，交易品种不断增多，交易电量不断增加。2008年国家电力市场交易电量同比增加24％，完成发电权交易同比增加85％，实现节约标煤900多万吨。2009年前三季度，国家电力市场累计完成交易电量2199.46亿千瓦时，同比增加13.06％。电力市场在国家整个电力工业中的作用越来越重要。

电力市场交易需要通过“电力市场交易运营系统”进行，一般来说，交易运营系统根据客户的需求而定制开发，只能支持一个或有限几个交易品种。随着电力市场化改革工作的逐步深入，电力交易的形式越来越丰富，品种也越来越多，按交易时间跨度可分为长期、中期、短期和实时交易等；按交易实现方式可分为计划交易、双边交易、挂牌交易和集中交易等；按交易结算机制可分为按报价结算(PAB)、按边际电价结算(MCP)、或按预定比例分配盈余模式结算。2003年起出现了区域平台统一组织的月度、日前集中竞价交易，后来出现了诸如跨区挂牌交易、跨区集中竞价、跨省集中竞价等新交易品种。近期，国家正在积极推进大用户直购电方面的改革。可以预见，电力交易的品种和交易形式会越来越多样化。并且，每种交易中，输变电价和网损收取模式也有多种形式，输变电价可分为固定费率、浮动费率和按成本分摊等；网损分摊可分为平均网损分摊方法、潮流跟踪方法和基于边际网损系数的分摊方法等。每次交易时，对电网运行和机组运行的物理约束的考虑也不尽相同。

近两年，国家大力推进节能减排工作，在电力行业出台了节能发电调度等办法，基本原则是省内排序、区域优化、跨区协调，通过开放省级电力市场、建立区域电力市场以促进更大范围的资源优化。结合国家加大规范“三公”调度交易管理的力度，电力市场交易份额会持续增加，交易的品种、形式和约束条件也越来越多样化，而电力交易的复杂性要求必须规范电力市场交易运营系统业务流程并构建统一的核心算法库，提高运营支持系统的利用率、可扩展性以及运行的稳定性。

为了尽快适应国家政策、法律法规、市场规则的变化，有效应对日益丰富的交易品种，适应各种输电费用、输电网损等收取办法，迫切需要一套自适应的统一电力市场交易算法库，它能适应不同层次、不同地区电力市场的需求，同时能够适应市场规则快速变化的运营支持系统。

对于电力市场交易运营系统而言，核心是电力市场出清计算，主要是根据购电、售电报价考虑经济约束、物理约束后确定各市场主体的中标(结算)电量和中标(结算)电价的过程。电力市场出清计算中，不仅要考虑限制市场主体行使市场力的经济约束，还要考虑保证系统安全运行的物理约束，而后者在某些条件下优先权更大。因此，电力市场出清计算相当复杂，其核心算法一直是电力市场中亟待研究和解决的问题之一。市场出清具体可分为出清数据准备、优化计算、电价确定三个环节。对于不同的交易品种，不同地体现在电价确定环节，而出清数据准备和优化计算两个环节是统一的。这为统一电力市场交易核心算法和业务流程提供了条件。

有鉴于此，本发明旨在提供一种在电力交易中进行可配置的自适应的统一电力市场交易方法。

发明内容

本发明针对电力市场交易品种的多样性和市场规则频繁变化导致的运营支持系统的适应性问题，以及优化目标及边界条件的多样性引起的市场出清计算方法的复杂性问题，提供一种自适应的统一电力市场交易方法。

本发明的目的之一是：基于面向对象的设计理念，建立电能交易的基类，引入派生、继承的概念进行系统的灵活设计和构建，根据交易品种灵活定制支持系统，并且在交易规则变化时可以快速地调整或定制对应的算法，以适应电力交易品种的多样性和交易规则的频繁变化。

本发明的目的之二是：在电力市场各交易品种具有共同的业务流程的基础上，构建统一的算法库，对交易运营支持系统的核心部分，如报价的折算和出清价的还原等电力市场出清算法进行统一的设计，增强市场交易支持系统对不同交易品种的适应性，使业务人员不受多变的市场规则的影响，提高技术支持系统的利用率。

本发明的技术解决方案如下：

一种自适应的统一电力市场交易方法，包括以下步骤：

A、电能交易配置，在市场主体提交完交易需求后，由市场组织者对本次交易的一些信息进行配置；

B、市场出清计算，以社会福利最大化为目标函数，网络约束取决于交易配置环节中的配置信息，利用成熟的线性规划算法进行优化求解；

C、优化算法细节设计，设定并折算售电和购电的费用。

所述步骤A包括以下步骤：

A1、配置竞价主体，定制参与竞价的市场主体，包括区内外电网公司、发电企业、大用户；

A2、配置输电网损，配置省市及区域电网的网损模式，包括固定费率或网损百分比模式、网损因子模式；

A3、配置输变电价，配置区域及省市电网的输变电价，作为后续的市场出清中对市场主体报价进行统一折算的依据；

A4、配置市场报价，定制电量报价还是电力报价；

A5、配置节能折算系数，配置脱硫、脱硝、碳排放和供电煤耗因子在电价中的折算系数，对各竞价主体折算系数分别独立配置，不配置则设定为系统默认值；

A6、配置交易规则，配置由高到低或由低到高的排序规则，对需求和供给配置不同的排序方法；

A7、配置约束条件，配置控制区约束、联合约束以及阻塞区约束。

所述步骤C包括以下步骤：

C1、参数定义，将单一的报价单位统设为报价单元；

C2、设定售电方报价以及购电方报价；

C3、售电报价折算以及购电侧报价折算；

C4、市场出清计算，根据各市场主体的报价折算，考虑各种约束条件，按数学模型进行计算，确定各市场主体的中标电量；

C5、确定各主体中标电价；

C6、信息发布，根据各市场主体的中标情况，将成交结果按照预先设定的信息发布范围，发布给相应市场主体和省或市电力公司。

所述步骤C1包括：

设定售电方报价单元：I个，其中，市场成员、交易单元或者统调机组；

购电方报价单元：M个，其中，电网公司、交易单元，统调机组；

交易时段：J个，其中，峰、腰、谷或者24点、96点；

购电报价段数：K个；

售电报价段数：Q个。

所述步骤C2包括：

设定售电方报价，售电侧第i个报价单元，第j个时段，第q段报价的报价为S(i，j，q)，申报电量为Qs(i，j，q)，成交电量为X(i，j，q)，其中成交电量为变量，由线性规划程序求解；

设定购电方报价，购电侧第m个报价单元，第j个时段，第k段报价的报价为B(m，j，k)，申报电量为Qb(m，j，k)，成交电量为Y(i，j，q)，其中成交电量为变量，由线性规划程序求解。

所述步骤C3包括：

售电报价折算：售电侧第i个报价单元，第j个时段，第q段报价S(i，j，q)的报价折算方法如下：

省市侧折算：区外主体、国网公司、区域公司以及省市电力公司作为报价单元，不参与省市侧折算；其中，网损折算：固定费率模式的折算公式为S(i，j，q)+SSloss；百分比费率模式的折算公式为S(i，j，q)×(1+SSlossrate)；网损因子模式的折算公式为S(i，j，q)/Lossfactor(i)；输配电价折算：固定费率模式的折算公式为S(i，j，q)+SSTrassrate；百分比费率模式的折算公式为S(i，j，q)×(1+SSTrassratefatcor)；售电报价单元省市侧折算后的电价为：S1(i，j，q)；

区域侧折算：区外主体、国网公司以及区域公司不参与区域侧折算；其中，固定费率模式的折算公式为S1(i，j，q)+Hdloss；百分比费率模式的折算公式为S1(i，j，q)×(1+HDlossrate)；网损因子模式的折算公式为S1(i，j，q)/HDLossfactor(i)；输配电价折算：固定费率模式的折算公式为S1(i，j，q)+HDTrass_rate；百分比费率模式的折算公式为S1(i，j，q)×(1+HDTrassratefatcor)；售电报价单元区域侧折算后的电价为：S2(i，j，q)；

购电侧报价折算：购电侧第m个报价单元，第j个时段，第k段报价的报价为B(m，j，k)的折算方法为：

省市侧折算：区外主体、国网公司、区域公司以及省市电力公司作为报价单元，不参与省市侧折算；其中，网损折算：固定费率模式的折算公式为B(m，j，k)-Ssloss；百分比费率模式的折算公式为B(m，j，k)/(1+SSlossrate)；网损因子模式的折算公式为B(m，j，k)×Lossfactor(i)；输配电价折算：固定费率模式的折算公式为B(m，j，k)-SSTrassrate；百分比费率模式的折算公式为B(m，j，k)/(1+SSTrassratefatcor)；报价单元省市侧折算后的电价为：B1(m，j，k)；

区域侧折算：区外主体、国网公司以及区域公司不参与区域侧折算；对于省市电力公司，如果是跨省交易，也不参与区域侧折算；网损折算：固定费率模式的折算公式为B1(m，j，k)-Hdloss；百分比费率模式的折算公式为B1(m，j，k)/(1+HDlossrate)；网损因子模式的折算公式为B1(m，j，k)×HDLossfactor(i)；输配电价折算：固定费率模式的折算公式为B1(m，j，k)-HDTrassrate；百分比费率模式的折算公式为B1(m，j，k)/(1+HDTrassratefatcor)；区域侧折算后的购电报价为B2(m，j，k)。

所述步骤C4包括：

根据各市场主体的报价折算，考虑各种约束条件，按以下数学模型进行计算，确定各市场主体的中标电量；

目标函数为：

\max = Σ_{m = 1}^{M} Σ_{j = 1}^{J} Σ_{k = 1}^{K} B_{2} (m, j, k) * Y (m, j, k) - Σ_{i = 1}^{I} Σ_{j = 1}^{J} Σ_{q = 1}^{Q} S_{2} (i, j, q) * X (i, j, q);

约束方程为：

电量约束：

购电电量＝售电电量

Σ_{m = 1}^{M} Σ_{j = 1}^{J} Σ_{k = 1}^{K} Y (m, j, k) = Σ_{i = 1}^{I} Σ_{j = 1}^{J} Σ_{q = 1}^{Q} X (i, j, q);

X(i，j，q)＜＝Qs(i，j，q)........(f＝1....I，j＝1.....J，q＝1.......Q)

Y(m，j，k)＜＝Qb(m，j，k)........(m＝1....M，j＝1.....J，k＝1.......K)：

爬坡率约束：

本约束仅对于开展24点、96点电力竞价，且售电报价单元是机组的竞价模式有效；

| Σ_{q = 1}^{Q - 1} X (i, j, q) - X (i, j + 1, q) | < = ramprate (i) . . . . . . (i = 1 . . . . . . I, j = 1 . . . . . . J - 1) .

所述步骤C5包括：

MCP：Market Clearing Price市场出清价格，即市场出清价格作为所有参与者的结算价格。

所述步骤C5包括：

PAB：Pay-as-bid Settlement按报价结算，即市场参与者报价作为该参与者交易的结算价格。

所述步骤C5包括：

差价空间分摊法：根据交易配置时对差价空间分摊的比例来确定发电企业、送出省电力公司、受进省电力公司、购电主体和区域电网公司的电价空间；

电厂分摊比例为a％，送出省分摊比例为b％，购电省分摊比例为c％，区域电网公司分摊比例为d％，购电主体的网损比例为e％，其中a％+b％+c％+d％+e％＝1，送出省的网损为loss1，区域电网的网损为loss2，受进省的网损为loss3，购电方和售电方的差价为Δ；

a、当Δ＝(B(m，j，k)-S(i，j，q))≤(loss1+loss2+loss3)时，则无差价分摊，差价空间用来支付送出省网损和区域电网网损；

成交电厂的结算价格＝S(i，j，q)；

送出省的结算价格＝S(i，j，q)+Δ×loss1/(loss1+loss2+loss3)；

受进省的结算价格＝B(m，j，k)-Δ×loss3/(loss1+loss2+loss3)；

购电主体的结算价格＝S(i，j，q)+Δ；

b、当Δ＝(B(m，j，k)-S(i，j，q))＞(loss1+loss2+loss3)时，有差价分摊的空间；

电厂分摊的差价为：Δ1＝(Δ-loss1-loss2-loss3)×a％；

送出省分摊的差价为：Δ2＝(Δ-loss1-loss2-loss3)×b％；

购电主体分摊的差价为：Δ3＝(Δ-loss1-loss2-loss3)×c％；

区域公司分摊的差价为：Δ4＝(Δ-loss1-loss2-loss3)×d％；

受进省分摊的差价为：Δ5＝(Δ-loss1-loss2-loss3)×e％；

其中：

Δ＝Δ1+Δ2+Δ3+Δ4+Δ5；

成交电厂的结算价格＝S(i，j，q)+Δ1；

送出省的结算价格＝S(i，j，q)+Δ1+Δ2

购电主体的结算价格＝B(m，j，k)-Δ3；

受进省的结算价格＝S(i，j，q)+Δ1+Δ2+Δ4。

本发明由于采用了以上技术方案，使之与现有技术相比，本发明具有以下优点：

本发明以电力交易原型为基类，通过派生和继承的理念，根据交易品种灵活定制电力市场交易支持系统，可以在交易规则变化时快速地调整或定制对应的算法，能够适应电力交易品种的多样性和交易规则的频繁变化。本发明构建统一的算法库，进而形成了电力市场出清计算的统一核心算法，增强了市场交易支持系统对不同交易品种的适应性，使业务人员不受多变的市场规则的影响，可以提高技术支持系统的利用率。

附图说明

图1为本发明的一种自适应的统一电力市场交易方法的流程图。

图2为本发明中的电力交易的基本流程示意图。

图3为本发明中的统一交易原型示意图。

图4为本发明中的面向对象的电能交易建模示意图。

图5为本发明中的竞价主体配置的示意图。

图6为本发明中的网损因子配置的示意图。

图7为本发明中的输电价配置示意图。

图8为本发明中的市场报价配置示意图。

图9为本发明中的节能折算系数配置示意图。

图10为本发明中的交易规则配置示意图。

图11为本发明中的网络约束配置示意图。

图12为本发明中的出清算法示意图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明作详细说明。

本发明的自适应的统一电力市场交易方法采用了面向对象的电能交易建模，引入派生、继承的概念进行系统的灵活设计，根据不同的交易品种灵活定制支持系统；按照业务流程，构建电力市场交易的统一算法库，对电力市场出清的核心算法进行统一的设计，增强市场交易支持系统对不同交易品种的适应性。

参看图1，本发明的一种自适应的统一电力市场交易方法包括以下步骤：

C、优化算法细节设计，设定并折算售电和购电的费用。

参看图2和图3，根据电力市场交易的基本流程，建立统一交易原型，并作为电力市场所有电能交易品种的基类，所有的电能交易品种如跨区集中竞价、发电权交易等都由原型交易派生。每一种具体的交易品种(交易原型的子类)都继承电能交易原型的属性(数据模型)和方法(业务流程)，同时又可根据特定交易品种的特点，创建本交易品种特有的属性和方法。既可以在统一交易原型的基础上创建交易实例，也可以在子类交易品种的基础上创建交易实例。参看图4，图中显示了基于此理念的电能交易模型设计。

根据统一交易原型的基本步骤，构建统一算法库，形成电力市场出清计算的统一核心算法，即图3中所示虚线框内的部分。具体有以下步骤：

1、电能交易配置。

在市场主体提交完交易需求后，由市场组织者对本次交易的一些信息进行配置。交易实例的灵活配置是实现交易可定制的基础，配置的内容包括以下几项：

a.配置竞价主体。定制参与竞价的市场主体，包括区内外电网公司、发电企业、大用户等；配置哪些主体可以提交购电报价，哪些主体可提交售电报价，哪些可同时提交购电报价和售电报价；定制发电企业参与竞价的级别，如市场成员、交易单元或竞价机组，并能够根据节能减排的煤耗以及脱硫信息进行筛选和过滤。参看图5，图中显示了竞价主体配置情况。

b.配置输电网损。配置省市及区域电网的网损模式，包括固定费率或网损百分比模式、网损因子模式。可对市场主体的网损模式进行批量修改，也可以分别定制。对于网损因子模式，可以自动获取相关注册数据，并可根据实际情况对数据进行调整。参看图6，图中显示了网损因子配置情况。

c.配置输变电价。配置区域及省市电网的输变电价，是后续的市场出清中对市场主体报价进行统一折算的依据。输电价模式包括统一模式和细分模式，能够对市场主体的输电价进行批量修改。参看图7，图中显示了输电价配置情况。

d.配置市场报价。定制电量报价还是电力报价，可设定是否含税，可定制多段报价，报价段数及各段购电百分比均可灵活设定。参看图8，图中显示了市场报价配置情况。

e.配置节能折算系数。配置脱硫、脱硝、碳排放和供电煤耗因子等在电价中的折算系数，对各竞价主体折算系数可分别独立配置，不配置则设定为系统默认值。参看图9，图中显示了节能折算系数配置情况。

f.配置交易规则。可以配置由高到低或由低到高的排序规则，对需求和供给可配置不同的排序方法；可以配置电价结算规则，包括MCP方式、PAB方式、集中竞价算法、跨区交易算法等，并可根据特殊需求采用其他算法模型或计算公式进行灵活设定。在选择PAB方式的结算规则时，可以灵活设定差价空间分摊比例。参看图10，图中显示了交易规则配置情况。

g.配置约束条件。可以配置控制区约束、联合约束以及阻塞区约束。控制区约束可细分至各输电断面的稳定限额约束、竞价机组的技术约束(如最大最小电力、爬坡率)等；可以灵活添加或删除联合约束；阻塞区约束可以细分至该阻塞区下的所有机组。参看图11，图中显示了网络约束配置情况。

2、市场出清计算。

以社会福利最大化为目标函数，网络约束取决于交易配置环节中的配置信息，利用成熟的线性规划算法进行优化求解。

计算过程中，首先将所有市场主体的报价按照两级网损和输配电价折算到区域电网的虚拟点上，形成区域电网折算报价，然后购电折算报价按照由高到低的顺序排列，售电报价按照由低到高的顺序排列，再根据约束条件进行出清。其中，需要根据网损和输配电的配置形式，采用不同的公式进行售电报价和购电报价的折算计算。定价规则可以采用MCP、PAB以及预定社会福利分配等方式，如选用MCP方式，则需要进行报价还原，还原方式是折算方式的逆方式。参看图12，图中显示了出清算法过程。

3、优化算法细节设计。

(1)参数定义。

无论是电网公司、发电企业、交易单元、机组进行集中报价，对单一的报价单位统称为报价单元。

售电方报价单元：I个(市场成员、交易单元或者统调机组)；

购电方报价单元：M个(电网公司、交易单元，统调机组等)；

交易时段：J个(峰、腰、谷或者24点、96点)；

购电报价段数：K个；

售电报价段数：Q个；

以上参数均在交易配置环节生成。

(2)市场报价。

a.售电方报价：

售电侧第i个报价单元，第j个时段，第q段报价的报价为S(i，j，q)，申报电量(电力)为Qs(i，j，q)，成交电量(电力)为X(i，j，q)。其中成交电量(电力)为变量，由线性规划程序求解。

b.购电方报价：

购电侧第m个报价单元，第j个时段，第k段报价的报价为B(m，j，k)，申报电量(电力)为Qb(m，j，k)，成交电量(电力)为Y(i，j，q)。其中成交电量(电力)为变量，由线性规划程序求解。

(3)报价折算。

a.售电报价折算：

售电侧第i个报价单元，第j个时段，第q段报价S(i，j，q)的报价折算方法如下：

省市侧折算：区外主体、国网公司、华东公司以及省市电力公司作为报价单元，不参与省市侧折算。

网损折算：

网损模式	有关参数	折算公式
网损模式	有关参数	折算公式	固定费率模式	费率SSloss	S(i，j，q)+SSloss
百分比费率模式	SSlossrate	S(i，j，q)×(1+SSlossrate)	固定费率模式	费率SSloss	S(i，j，q)+SSloss
百分比费率模式	SSlossrate	S(i，j，q)×(1+SSlossrate)	网损因子模式	SSLossfactor(i)	S(i，j，q)/Lossfactor(i)

输配电价折算：

输配电价模式	有关参数	折算公式
输配电价模式	有关参数	折算公式	固定费率模式	SSTrassrate	S(i，j，q)+SSTrassrate
百分比费率模式	SSTrassratefatcor	S(i，j，q)×(1+SSTrassratefatcor)	固定费率模式	SSTrassrate	S(i，j，q)+SSTrassrate

售电报价单元省市侧折算后的电价为：S1(i，j，q)。

华东侧折算：区外主体、国网公司以及华东公司不参与华东侧折算。

网损折算：

网损模式	有关参数	折算公式
网损模式	有关参数	折算公式	固定费率模式	费率HDloss	S1(i，j，q)+HDloss
百分比费率模式	HDlossrate	S1(i，j，q)×(1+HDlossrate)	固定费率模式	费率HDloss	S1(i，j，q)+HDloss
百分比费率模式	HDlossrate	S1(i，j，q)×(1+HDlossrate)	网损因子模式	HDLossfactor(i)	S1(i，j，q)/HDLossfactor(i)

输配电价折算：

输配电价模式	有关参数	折算公式
输配电价模式	有关参数	折算公式	固定费率模式	HDTrassrate	S1(i，j，q)+HDTrass_rate
百分比费率模式	HDTrassratefatcor	S1(i，j，q)×(1+HDTrassratefatcor)	固定费率模式	HDTrassrate	S1(i，j，q)+HDTrass_rate

售电报价单元华东侧折算后的电价为：S2(i，j，q)。

b.购电侧报价折算：

购电侧第m个报价单元，第j个时段，第k段报价的报价为B(m，j，k)的折算方法如下：

网损折算：

网损模式	有关参数	折算公式
网损模式	有关参数	折算公式	固定费率模式	费率SSloss	B(m，j，k)-SSloss
百分比费率模式	SSlossrate	B(m，j，k)/(1+SSlossrate)	固定费率模式	费率SSloss	B(m，j，k)-SSloss
百分比费率模式	SSlossrate	B(m，j，k)/(1+SSlossrate)	网损因子模式	SSLossfactor(i)	B(m，j，k)×Lossfactor(i)

输配电价折算：

输配电价模式	有关参数	折算公式
输配电价模式	有关参数	折算公式	固定费率模式	SSTrassrate	B(m，j，k)-SSTrassrate

输配电价模式	有关参数	折算公式
输配电价模式	有关参数	折算公式	百分比费率模式	SSTrassratefatcor	B(m，j，k)/(1+SSTrassratefatcor)

报价单元省市侧折算后的电价为：B1(m，j，k)

华东侧折算：区外主体、国网公司以及华东公司不参与华东侧折算。对于省市电力公司，如果是跨省交易，也不参与华东侧折算。

网损折算：

网损模式	有关参数	折算公式
网损模式	有关参数	折算公式	固定费率模式	费率HDloss	B1(m，j，k)-HDloss
百分比费率模式	HDlossrate	B1(m，j，k)/(1+HDlossrate)	固定费率模式	费率HDloss	B1(m，j，k)-HDloss
百分比费率模式	HDlossrate	B1(m，j，k)/(1+HDlossrate)	网损因子模式	HDLossfactor(i)	B1(m，j，k)×HDLossfactor(i)

输配电价折算：

输配电价模式	有关参数	折算公式
输配电价模式	有关参数	折算公式	固定费率模式	HDTrassrate	B1(m，j，k)-HDTrassrate
百分比费率模式	HDTrassratefatcor	B1(m，j，k)/(1+HDTrassratefatcor)	固定费率模式	HDTrassrate	B1(m，j，k)-HDTrassrate

华东侧折算后的购电报价为B2(m，j，k)。

(4)市场出清计算。

根据各市场主体的报价折算，考虑各种约束条件，按以下数学模型进行计算，确定各市场主体的中标(结算)电量。

①目标函数：

\max = Σ_{m = 1}^{M} Σ_{j = 1}^{J} Σ_{k = 1}^{K} B_{2} (m, j, k) * Y (m, j, k) - Σ_{i = 1}^{I} Σ_{j = 1}^{J} Σ_{q = 1}^{Q} S_{2} (i, j, q) * X (i, j, q)

②约束方程：

电量(电力)约束：

购电电量＝售电电量

Σ_{m = 1}^{M} Σ_{j = 1}^{J} Σ_{k = 1}^{K} Y (m, j, k) = Σ_{i = 1}^{I} Σ_{j = 1}^{J} Σ_{q = 1}^{Q} X (i, j, q)

X(i，j，q)＜＝Qs(i，j，q)........(i＝1....I，j＝1.....J，q＝1.......Q)

Y(m，j，k)＜＝Qb(m，j，k)........(m＝1....M，j＝1.....J，k＝1.......K)

爬坡率约束：

本约束仅对于开展24点、96点电力竞价，且售电报价单元是机组的竞价模式有效。

| Σ_{q = 1}^{Q - 1} X (i, j, q) - X (i, j + 1, q) | < = ramprate (i) . . . . . . (i = 1 . . . . . . I, j = 1 . . . . . . J - 1)

(5)确定各主体中标(结算)电价。

①MCP：Market Clearing Price市场出清价格，即市场出清价格作为所有参与者的结算价格。

②PAB：Pay-as-bid Settlement按报价结算，即市场参与者报价作为该参与者交易的结算价格。

③差价空间分摊法：

根据交易配置时对差价空间分摊的比例来确定发电企业、送出省电力公司、受进省电力公司、购电主体和区域电网公司的电价空间。

电厂分摊比例为a％，送出省分摊比例为b％，购电省分摊比例为c％，华东电网公司分摊比例为d％，购电主体的网损比例为e％，其中a％+b％+c％+d％+e％＝1，送出省的网损为loss1，区域电网的网损为loss2，受进省的网损为loss3，购电方和售电方的差价为Δ。

a、当Δ＝(B(m，j，k)-S(i，j，q))≤(loss1+loss2+loss3)时，则无差价分摊，差价空间用来支付送出省网损和区域电网网损。

成交电厂的结算价格＝S(i，j，q)；

送出省的结算价格＝S(i，j，q)+Δ×loss1/(loss1+loss2+loss3)；

受进省的结算价格＝B(m，j，k)-Δ×loss3/(loss1+loss2+loss3)；

购电主体的结算价格＝S(i，j，q)+Δ。

b、当Δ＝(B(m，j，k)-S(i，j，q))＞(loss1+loss2+loss3)时，有差价分摊的空间。

电厂分摊的差价为：Δ1＝(Δ-loss1-loss2-loss3)×a％；

送出省分摊的差价为：Δ2＝(Δ-loss1-loss2-loss3)×b％；

购电主体分摊的差价为：Δ3＝(Δ-loss1-loss2-loss3)×c％；

区域公司分摊的差价为：Δ4＝(Δ-loss1-loss2-loss3)×d％；

受进省分摊的差价为：Δ5＝(Δ-loss1-loss2-loss3)×e％。

其中：

Δ＝Δ1+Δ2+Δ3+Δ4+Δ5；

成交电厂的结算价格＝S(i，j，q)+Δ1；

送出省的结算价格＝S(i，j，q)+Δ1+Δ2

购电主体的结算价格＝B(m，j，k)-Δ3；

受进省的结算价格＝S(i，j，q)+Δ1+Δ2+Δ4。

(6)信息发布。

根据各市场主体的中标情况，将成交结果按照预先设定的信息发布范围，发布给相应市场主体和省(市)电力公司。

本发明在电力市场交易支持系统的设计中采用面向对象的设计理念，构建统一的交易原型并作为电能交易的基类，引入派生、继承的概念进行系统的灵活设计和构建，可根据电力交易的不同品种对运营支持系统进行灵活定制。根据电力市场各交易品种具有共同业务流程的特性，通过构建统一的算法库，形成电力市场出清计算的统一核心算法，对各交易品种的核心业务环节进行统一管理、统一设计。

综上所述，本发明以电力交易原型为基类，通过派生和继承的理念，根据交易品种灵活定制电力市场交易支持系统，可以在交易规则变化时快速地调整或定制对应的算法，能够适应电力交易品种的多样性和交易规则的频繁变化。本发明构建统一的算法库，进而形成了电力市场出清计算的统一核心算法，增强了市场交易支持系统对不同交易品种的适应性，使业务人员不受多变的市场规则的影响，可以提高技术支持系统的利用率。

当然，本技术领域内的一般技术人员应当认识到，上述实施例仅是用来说明本发明，而并非用作对本发明的限定，只要在本发明的实质精神范围内，对上述实施例的变化、变型等都将落在本发明权利要求的范围内。

Claims

1.一种自适应的统一电力市场交易方法，其特征在于，包括以下步骤：

C、优化算法细节设计，设定并折算售电和购电的费用。

2.根据权利要求1所述的自适应的统一电力市场交易方法，其特征在于，所述步骤A包括以下步骤：

A4、配置市场报价，定制电量报价还是电力报价；

3.根据权利要求1所述的自适应的统一电力市场交易方法，其特征在于，所述步骤C包括以下步骤：

C1、参数定义，将单一的报价单位统设为报价单元；

C2、设定售电方报价以及购电方报价；

C3、售电报价折算以及购电侧报价折算；

C5、确定各主体中标电价；

4.根据权利要求3所述的自适应的统一电力市场交易方法，其特征在于，所述步骤C1包括：

交易时段：J个，其中，峰、腰、谷或者24点、96点；

购电报价段数：K个；

售电报价段数：Q个。

5.根据权利要求3所述的自适应的统一电力市场交易方法，其特征在于，所述步骤C2包括：

6.根据权利要求3所述的自适应的统一电力市场交易方法，其特征在于，所述步骤C3包括：

区域侧折算：区外主体、国网公司以及区域公司不参与区域侧折算；对于省市电力公司，如果是跨省交易，也不参与区域侧折算；网损折算：固定费率模式的折算公式为B1(m，j，k)-Hdloss；百分比费率模式的折算公式为B 1(m，j，k)/(1+HDlossrate)；网损因子模式的折算公式为B 1(m，j，k)×HDLossfactor(i)；输配电价折算：固定费率模式的折算公式为B 1(m，j，k)-HDTrassrate；百分比费率模式的折算公式为B 1(m，j，k)/(1+HDTrassratefatcor)；区域侧折算后的购电报价为B2(m，j，k)。

7.根据权利要求3所述的自适应的统一电力市场交易方法，其特征在于，所述步骤C4包括：

目标函数为：

\max = Σ_{m = 1}^{M} Σ_{j = 1}^{J} Σ_{k = 1}^{K} B_{2} (m, j, k) * Y (m, j, k) - Σ_{i = 1}^{I} Σ_{j = 1}^{J} Σ_{q = 1}^{Q} S_{2} (i, j, q) * X (i, j, q);

约束方程为：

电量约束：

购电电量＝售电电量

\max = Σ_{m = 1}^{M} Σ_{j = 1}^{J} Σ_{k = 1}^{K} Y (m, j, k) = Σ_{i = 1}^{I} Σ_{j = 1}^{J} Σ_{q = 1}^{Q} X (i, j, q);

X(i，j，q)＜＝Qs(i，j，q)........(i＝1....I，j＝1....J，q＝1.......Q)

Y(m，j，k)＜＝Qb(m，j，k)........(m＝1....M，j＝1....J，k＝1.......K)；

爬坡率约束：

| Σ_{q = 1}^{Q - 1} X (i, j, q) - X (i, j + 1, q) | < = ramprate (i) . . . . . . (i = 1 . . . . . I, j = 1 . . . . . . J - 1) .

8.根据权利要求3所述的自适应的统一电力市场交易方法，其特征在于，所述步骤C5包括：

9.根据权利要求3所述的自适应的统一电力市场交易方法，其特征在于，所述步骤C5包括：

10.根据权利要求3所述的自适应的统一电力市场交易方法，其特征在于，所述步骤C5包括：

a、当Δ＝(B(m，j，k)-S(i，j，q))≤(loss 1+loss2+loss3)时，则无差价分摊，差价空间用来支付送出省网损和区域电网网损；

成交电厂的结算价格＝S(i，j，q)；

送出省的结算价格＝S(i，j，q)+Δ×loss1/(loss1+loss2+loss3)；

受进省的结算价格＝B(m，j，k)-Δ×loss3/(loss1+loss2+loss3)；

购电主体的结算价格＝S(i，j，q)+Δ；

电厂分摊的差价为：Δ1＝(Δ-loss1-loss2-loss3)×a％；

送出省分摊的差价为：Δ2＝(Δ-loss1-loss2-loss3)×b％；

购电主体分摊的差价为：Δ3＝(Δ-loss 1-loss2-loss3)×c％；

区域公司分摊的差价为：Δ4＝(Δ-loss 1-loss2-loss3)×d％；

受进省分摊的差价为：Δ5＝(Δ-loss1-loss2-loss3)×e％；

其中：

Δ＝Δ1+Δ2+Δ3+Δ4+Δ5；

成交电厂的结算价格＝S(i，j，q)+Δ1；

送出省的结算价格＝S(i，j，q)+Δ1+Δ2

购电主体的结算价格＝B(m，j，k)-Δ3；

受进省的结算价格＝S(i，j，q)+Δ1+Δ2+Δ4。