CN103824235A - 一种基于竞价上网的新能源电站电量消纳方案制定方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及新能源发电技术领域中的方法，一种基于竞价上网的新能源电站电量消纳方案制定方法，包括下述步骤：A、发布次日负荷预测和新能源发电可接纳容量；B、新能源电站提交次日竞价时段的上网电量和电价；C、根据各个新能源电站提交的上网电量和电价对电站进行排序，并确定次日相应时段的购电计划及电价；D、各新能源电站根据购电计划制定相应时段的发电计划。使用本发明方法进行新能源竞价上网，使整个发电计划周期内的购电成本最低，且能避免新能源电站的恶性竞争，实现新能源发电的最大消纳和经济运行。

Description

一种基于竞价上网的新能源电站电量消纳方案制定方法

技术领域

本发明涉及新能源发电技术领域中的方法，具体涉及一种基于竞价上网的新能源电站电量消纳方案制定方法。

背景技术

近几年的新能源运行数据显示，受电源结构和大规模新能源发电的波动性影响，“三北”地区出现了较大规模的弃风/弃光现象，新能源发电企业争发电量的情况较为严重。同时风电机组功率由风速决定，光伏发电单元由光照等影响，功率变化速率较快，难以像常规电源一样对风电场/光伏电站等新能源电站制定和实施准确的发电计划，需要系统为之提供足够快的调峰速率，增大了系统调峰难度，增加了系统运行成本。如何运用市场手段实现新能源电站的“公平、公正、公开”消纳，避免新能源发电企业恶性竞争，降低运行成本，提高全社会最大效益，是摆在政策决策者和科研人员面前的当务之急。在电力市场环境下的合理而有效的上网竞价方式对新能源电站的效益起到至关重要的作用。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明的目的是提供一种基于竞价上网的新能源电站电量消纳方案制定方法，该方法能够提高新能源并网运行的整体经济性，为新能源参与竞价上网提供可参考的市场交易框架。

本发明的目的是采用下述技术方案实现的：

本发明提供一种基于竞价上网的新能源电站电量消纳方案制定方法，其改进之处在于，所述方法包括下述步骤：

A、发布次日负荷预测和新能源发电可接纳容量；

B、新能源电站提交次日竞价时段的上网电量和电价；

C、根据各个新能源电站提交的上网电量和电价对电站进行排序，并确定次日相应时段的购电计划及电价；

D、各新能源电站根据购电计划制定相应时段的发电计划。

进一步地，所述步骤A中，所述新能源发电可接纳容量是基于连续时间序列的生产模拟方法进行新能源消纳分析得出的。

进一步地，所述新能源发电可接纳容量由电网调峰容量决定，所述电网调峰容量受到网内常规机组最小技术出力、系统备用容量、电网结构、负荷水平及联络线输送能力的限制；确定某时段的新能源发电可接纳容量的表达式如下：

P_t ^Rbal＝P_t ^Sbal-P^Reserve-＝P_t ^G.real-P_t ^G.low-P^Spin-   <1>；

其中，电力系统实时调峰容量，

P_t ^Sbal＝P_t ^G.real-P^G.low   <2>；

系统实时发电出力，

P_t ^G.real＝P_t ^Load+P_t ^Trans+P_t ^Loss+K_G×P^G.open   <3>；

系统开机容量，

P^G.open＝P^G.max ₊P^Reserve+   <4>；

系统正的备用容量，

P^Reserve+＝P^Spin++P^Cont   <5>；

系统负的备用容量，

P^Reserve-＝P^Spin-   <6>；

其中：P_t ^Rbal为t时刻新能源发电可接纳容量，P_t ^Sbal为t时刻系统调峰容量，P^G.open为系统开机容量，P^G.max为系统最大发电负荷，P^G.low为电网某个运行方式最小技术出力，P_t ^G.real为t时刻发电负荷，P^Reserve+和P^Reserve-为系统正负备用容量，P^Spin+和P^Spin-分别为系统正负负荷备用容量，P^Cont为系统事故备用容量；P_t ^Loss为t时刻电网用电负荷，P_t ^Trans为t时刻联络线功率，P_t ^Loss为网损，K_G为平均厂用电率；任何时刻，常规机组最高出力都小于相应开机方式下的开机容量，机组最小风电出力都小于包含联络线净功率系统的用电负荷，约束条件如下：

P^G.open≥P_t ^G.real+P^Cont+P^Spin+   <7>；

P_t ^G.low≤P_t ^G.real-P^Spin-   <8>；

常规机组爬坡率约束条件如下：

$p_{i,\max }^{\mathrm{down}}\&le;\mathrm{\&Delta;}{p}_{i,t}\&le;p_{i,\max }^{\mathrm{up}},p_{i,t}^{\mathrm{down}}\&le;p_{i,\max }^{\mathrm{down}}---<9>;$

其中，Δp_i,t为第i台机组t时刻功率变化率，

第i台机组向上爬坡率极值，

第i台机组向下爬坡率极值；

系统预测负荷与最小技术出力之差即为新能源可接纳容量，当新能源可接纳容量大于新能源实际出力时，新能源出力完全被系统接纳；当新能源实时出力高于可用调节容量时，超出的发电功率将被限制；系统实际消纳容量和受限容量计算公式如下：

如果P_t ^R≤P_t ^Rb _a ^l，

P_t ^R.real＝P_t ^R   <10>；

ΔP_t ^R＝0   <11>；

如果P_t ^R≥P_t ^Rbal，

P_t ^R.real＝P_t ^Rbal   <12>；

ΔP_t ^R＝P_t ^R-P_t ^Rbal   <13>；

其中：P_t ^R为t时刻新能源最大发电能力，P_t ^Rbal为t时刻系统新能源发电可接纳容量，P_t ^R.real为t时刻新能源实际发电功率，ΔP_t ^R为t时刻系统新能源发电受限容量。

进一步地，所述步骤B中，所述竞价时段采用15min为竞价时段单位。

进一步地，所述步骤C中，新能源电站提交的上网电量和电价对电站进行排序，并确定次日相应时段的购电计划及电价包括下述步骤：

（1）首先安排投标电价最低的新能源电站发电，并判断是否满足负荷需求或新能源发电接纳空间；

（2）若竞价最低新能源电站以最大发电能力运行时仍不满足负荷需求，安排投标价次低的新能源电站发电，以此类推，直至购买电量满足负荷需求为止；

（3）最后一个确定发电的新能源电站视为边际电站，其相应申报电价为系统的边际新能源电价，系统所购电量按边际新能源电价结算；

购电计划的目标是整个发电计划周期内的购电成本最低，系统的购电成本基于各个时段的系统边际发电价格确定，购电成本数学模型为：

$\min \underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\&Sigma;}}}\&lsqb;\underset{i}{\max }\left(I_{t,i}f\left(P_{t,i}\right)\right)\&CenterDot;\left(\underset{i\&Element;N}{\mathrm{\&Sigma;}}{I}_{t,i}{P}_{t,i}\right)\&rsqb;---<14>;$

式中，I_t,i为新能源电站i的运行状态，I_t,i＝1表示新能源电站并网发电，I_t,i＝0表示新能源电站未发电；f(P_t,i)为新能源电站i在发电时段t的出力，t为竞价时段，T为总发电时段，总发电时段以天为单位。

进一步地，所述步骤D中，中标新能源电站根据调度机构下达的购电计划调整次日发电计划曲线，尤其是最后一个中标电站需重新评估并制定新的发电计划，以满足实时负荷需求；新能源电站发电计划调整过程如下：

$P_{i,T}^{\mathrm{RGP}}{|}_{i\&NotEqual;I}=P_{i,T}^{\mathrm{RGB}}---<15>;$

$P_{i,T}^{\mathrm{RGP}}{|}_{i=1}=P_T^{\mathrm{Rbal}}-\underset{i=1}{\overset{I-1}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{i,T}^{\mathrm{RGB}}---<16>;$

式中，I为新能源电站数量，

为第i个电站上报的T时段计划发电功率，

为第i个电站在T时段调整后的计划发电功率，P_T ^Rbal为T时段系统新能源发电可接纳容量。

与现有技术比，本发明达到的有益效果是：

1、本发明提供了一种基于竞价上网的新能源电站电量消纳分配方案制定方法，使用本发明方法进行新能源竞价上网，能避免新能源电站的恶性竞争，实现新能源发电的最大消纳和经济运行。

2、本发明构建了基于竞价上网的新能源消纳机制，提出了基于竞价上网的新能源消纳分析模型和计算方法，在优先最大限度的消纳新能源的原则基础上，实现新能源并网发电的“三公”调度和新能源整体运行的经济性，为新能源发电参与竞价上网提供可参考的市场交易框架。

附图说明

图1是本发明提供的基于竞价上网的新能源电站电量消纳分配方案制定方法的流程图；

图2是本发明提供的负荷和风电波动曲线图；

图3是本发明提供的步骤a中用于调峰容量计算的电网简化示意图；

图4是本发明提供的步骤a中风电实时出力与可用调节容量对比图；

图5是本发明提供的步骤a中风电消纳能力计算图；

图6是本发明提供的步骤b、c中根据各个风电场提交的上网电量和电价对风电场进行排序，并确定次日相应时段的购电计划及电价的示意图；

图7是本发明提供的具体实施例中风电次日发电计划图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。

本发明提供一种基于竞价上网的新能源电站电量消纳分配制定方法，其流程图如图1所示，包括如下步骤：

A、发布次日电价预测、负荷预测以及新能源发电可接纳容量；所述的电价预测参考前一竞价时段或前一日的交易曲线，新能源可接纳容量是基于连续时间序列的生产模拟方法进行新能源消纳分析得出的。

参照图2，说明风电出力特性。图中为某一电网中风电出力和负荷以及等效负荷的实际波动曲线，由图可以看出，风电呈反调节特性，导致等效负荷峰谷差变大，增大了系统备用需求。

参照图3，说明新能源发电可接纳容量的计算。所述新能源发电可接纳容量由电网调峰容量决定。电网调峰容量主要受到网内常规机组最小技术出力及系统备用容量的限制，另外，电网结构、负荷水平及联络线输送能力也是重要约束。实际运行中，电网负荷和运行方式时刻变化，可用于平衡功率波动的电网调峰容量对于电网的不同运行方式和不同的负荷水平都是不同的。确定某时段的新能源发电可接纳容量的表达式如下：

P_t ^Rbal＝P_t ^Sbal-P^Reserve-＝P_t ^G.real-P_t ^G.low-P^Spin-   <1>；

其中，电力系统实时调峰容量，

P_t ^Sbal＝P_t ^G.real-P^G.low   <2>；

系统实时发电出力，

P_t ^G.real＝P_t ^Load+P_t ^Trans+P_t ^Loss+K_G×P^G.open   <3>；

系统开机容量，

P^G.open＝P^G.max+P^Reserve+   <4>；

系统正的备用容量，

P^Reserve+＝P^Spin++P^Cont   <5>；

系统负的备用容量，

P^Reserve-＝P^Spin-   <6>；

其中：P_t ^Rbal为t时刻新能源发电可接纳容量，P_t ^Sbal为t时刻系统调峰容量，P^G.open为系统开机容量，P^G.max为系统最大发电负荷，P^G.low为电网某个运行方式最小技术出力，P_t ^G.real为t时刻发电负荷，P^Reserve+和P^Reserve-为系统正负备用容量，P^Spin+和P^Spin-分别为系统正负负荷备用容量，P^Cont为系统事故备用容量；P_t ^Loss为t时刻电网用电负荷，P_t ^Trans为t时刻联络线功率，P_t ^Loss为网损，K_G为平均厂用电率。

任何时刻，常规机组最高出力都小于相应开机方式下的开机容量，机组最小风电出力都小于包含联络线净功率系统的用电负荷，约束条件如下：

P^G.open≥P_t ^G.real+P^Cont+P^Spin+   <7>；

P_t ^G.low≤P_t ^G.real-P^Spin-   <8>；

常规机组爬坡率约束条件如下：

$p_{i,\max }^{\mathrm{down}}\&le;\mathrm{\&Delta;}{p}_{i,t}\&le;p_{i,\max }^{\mathrm{up}},p_{i,t}^{\mathrm{down}}\&le;p_{i,\max }^{\mathrm{down}}---<9>;$

其中，Δp_i,t为第i台机组t时刻功率变化率，

第i台机组向上爬坡率极值，

第i台机组向下爬坡率极值。

系统预测负荷与最小出力之差即为新能源可接纳容量，当新能源可接纳容量大于新能源实际出力时，新能源出力完全被系统接纳；当新能源实时出力高于可用调节容量时，超出的发电功率将被限制。系统实际消纳容量和受限容量计算公式如下：

如果P_t ^R≤P_t ^Rb _a ^l，

P_t ^R _. ^real＝P_t ^R   <10>；

ΔP_t ^R＝0   <11>；

如果P_t ^R≥P_t ^Rbal，

P_t ^R.real＝P_t ^Rbal   <12>；

ΔP_t ^R＝P_t ^R-P_t ^Rbal   <13>；

其中：P_t ^R为t时刻新能源最大发电能力，P_t ^Rbal为t时刻系统新能源发电可接纳容量，P_t ^R.real为t时刻新能源实际发电功率，ΔP_t ^R为t时刻系统新能源发电受限容量。

参照图4，说明风电的实际出力情况。其中虚线为电网可用调节容量，实线为风电实时出力。当可用调节容量大于风电出力时，风电出力可以完全被系统接纳；当风电实时出力高于可用调节容量时，超出的风电功率将被限制而弃风。功率与横轴围成的区域面积即为风电电量。

参照图5，说明风电消纳能力的计算。实曲线同样代表可用调节容量，方格阴影区域为系统实际接纳的风电电量，虚点阴影区域为限制风电电量（即为弃风电量），两者面积之和为风电理论发电量。

B、新能源电站提交次日竞价时段的上网电量和电价；所述的竞价时段一般采用15min为竞价时段单位。

C、根据各个新能源电站提交的上网电量和电价对电站进行排序，并确定次日相应时段的购电计划和电价；包括下述步骤：

（1）首先安排投标电价最低的新能源电站发电，并判断是否满足负荷需求（新能源发电接纳空间）；

（2）若竞价最低电站以最大发电能力运行时仍不满足负荷需求，安排投标价次低的电站发电，以此类推，直至购买电量满足负荷需求为止；

（3）最后一个确定发电的电站视为边际新能源电站，其相应申报电价为系统的边际新能源电价。系统所购电量按边际新能源电价结算。

参照图6，说明根据各个风电场提交的上网电量和电价对风电场进行排序，并确定次日相应时段的购电计划及电价的过程。根据风电场投标电价由低到高的顺序，依次安排风电场发电，直至带满风电可接纳空间负荷。

市场一般采用15min为竞价时段单位，公布次日的电价预测、负荷预测、风电可接纳容量，并每小时刷新一次，风电场必须提前一天申报次日15min上网电量和电价，确定次日相应时段的购电计划及电价。

由于各风电场/风电机组的经济性能不同，或者风电场采用灵活的报价策略，通常各机组的申报电价是不同的。在安排购电计划时，为了满足购电成本最低的目标，首先安排报价低的风电场发电，然后安排报价高的风电场发电，直至购买电量满足预测负荷需求为止。最后一个确定发电的风电场可成为边际风电场，其相应申报电价为系统的边际风电电价。在电力市场中，系统对所购电量按系统的边际电价结算。这一循环结束后，交易中心公布该时段的交易曲线，作为风电场后一时段或次日的报价参考。电力市场中，购电计划追求的目标是整个发电计划周期内的购电成本最低，而系统的购电成本主要基于各个时段的系统边际发电价格，数学模型为：

$\min \underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\&Sigma;}}}\&lsqb;\underset{i}{\max }\left(I_{t,i}f\left(P_{t,i}\right)\right)\&CenterDot;\left(\underset{i\&Element;N}{\mathrm{\&Sigma;}}{I}_{t,i}{P}_{t,i}\right)\&rsqb;---<14>;$

式中，I_t,i为风电场i的运行状态，I_t,i＝1表示风电场并网发电，I_t,i＝0表示风电场未发电；f(P_t,i)为风电场i在发电时段t的风电出力，t为时段，T为总发电时段。其中，竞价的时间段可由电网企业与风电企业自行协商，总发电时段一般以天为单位。

D、各新能源电站根据公布的购电计划安排相应时段的发电计划。中标新能源电站根据调度机构下达的购电计划调整次日发电计划曲线，尤其是最后一个中标电站需重新评估并制定新的发电计划，以满足实时负荷需求。新能源电站发电计划调整过程如下：

$P_{i,T}^{\mathrm{RGP}}{|}_{i\&NotEqual;I}=P_{i,T}^{\mathrm{RGB}}---<15>;$

$P_{i,T}^{\mathrm{RGP}}{|}_{i=1}=P_T^{\mathrm{Rbal}}-\underset{i=1}{\overset{I-1}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{i,T}^{\mathrm{RGB}}---<16>;$

式中，I为新能源电站数量，

为第i个电站上报的T时段计划发电功率，

为第i个电站在T时段调整后的计划发电功率，P_T ^Rbal为T时段系统新能源发电可接纳容量。

实施例

假设某地区电网中有4个风电场，风电场1装机100MW、风电场2装机60MW、风电场3装机120MW、风电场4装机150MW，参与日前竞价申报（分别为p₁、p₂、p₃和p₄），各时段的申报上网电价排序如表1所示。次日电网负荷预测最大值640MW，最低390MW，根据基于连续时间序列的风电接纳能力计算方法得出次日系统可用于接纳风电的负荷空间，即图7中风电可接纳容量曲线。根据风电场功率预测曲线、风电参与竞价上网数学模型和风电接纳能力计算，可得出4个风电场次日发电排序计划，如图7所示。

表1风电场日前报价

可见，0～9时，系统可接纳风电空间较小，而此时段风电出力较大，弃风将比较严重。9～20时，用于风电的可接纳空间大于4个风电场的预测总出力，系统可以完全消纳风电出力。在0～4时，风电场1投标电价最低，优先发电，满足负荷需求，但只能发出部分出力，而其他3个风电场将完全限电，电网收购电价即为风电场1的报价p₁。4～8时，风电场4投标电价最低，优先发电；7～8时，接纳空间开始增大，而风电场4出力略有降低，其他3个风电场也将参与发电。各时段内风电上网电价及风电总体消纳情况如表2所示。不同时段，根据申报电价高低，较低的风电场优先安排发电，较高者次之，直至满足负荷需求或风电满发。次日风电总发电量预计为2965MWh，弃风电量约为2014MWh，弃风比例约为40%。

在竞价上网机制下，各风电场运行情况如表3所示。4个风电场发电量分别为1040MWh、355MWh、299MWh和1271MWh，弃风电量分别为509MWh、332MWh、647MWh和526MWh，弃风比例分别为33%、48%、68%和29%。各风电场发电量结算结果如表4所示。

表2各时段电价及风电总体消纳情况

表3各风电场消纳情况

表4风电发电量结算情况

本发明人依靠扎实的专业知识和丰富的研究经验，积极探索和创新，提供了一种基于竞价上网的新能源电站电力消纳分配方案制定方法，以解决目前存在的问题，实现新能源的竞价上网和促使新能源电站的经济运行。

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应当理解：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，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (6)

1.一种基于竞价上网的新能源电站电量消纳方案制定方法，其特征在于，所述方法包括下述步骤：

A、发布次日负荷预测和新能源发电可接纳容量；

B、新能源电站提交次日竞价时段的上网电量和电价；

C、根据各个新能源电站提交的上网电量和电价对电站进行排序，并确定次日相应时段的购电计划及电价；

D、各新能源电站根据购电计划制定相应时段的发电计划。

2.如权利要求1所述的制定方法，其特征在于，所述步骤A中，所述新能源发电可接纳容量是基于连续时间序列的生产模拟方法进行新能源消纳分析得出的。

3.如权利要求2所述的制定方法，其特征在于，所述新能源发电可接纳容量由电网调峰容量决定，所述电网调峰容量受到网内常规机组最小技术出力、系统备用容量、电网结构、负荷水平及联络线输送能力的限制；确定某时段的新能源发电可接纳容量的表达式如下：

P_t ^Rbal＝P_t ^Sbal-P^Reserve-＝P_t ^G.real-P_t ^G.low-P^Spin-   <1>；

其中，电力系统实时调峰容量，

P_t ^Sbal＝P_t ^G.real-P^G.low   <2>；

系统实时发电出力，

P_t ^G.real＝P_t ^Load+P_t ^Trans+P_t ^Loss+K_G×P^G.open   <3>；

系统开机容量，

P^G.open＝P^G.max+P^Reserve+   <4>；

系统正的备用容量，

P^Reserve+＝P^Spin++P^Cont   <5>；

系统负的备用容量，

P^Reserve-＝P^Spin-   <6>；

其中：P_t ^Rbal为t时刻新能源发电可接纳容量，P_t ^Sbal为t时刻系统调峰容量，P^G.open为系统开机容量，P^G.max为系统最大发电负荷，P^G.low为电网某个运行方式最小技术出力，P_t ^G.real为t时刻发电负荷，P^Reserve+和P^Reserve-分别为系统正负总备用容量，P^Spin+和P^Spin-分别为系统正负负荷备用容量，P^Cont为系统事故备用容量；P_t ^Loss为t时刻电网用电负荷，P_t ^Trans为t时刻联络线功率，P_t ^Loss为网损，K_G为平均厂用电率；任何时刻，常规机组最高出力都小于相应开机方式下的开机容量，机组最小技术出力应满足最低负荷时负的负荷备用需求，约束条件如下：

P^G.open≥P_t ^G.real+P^Cont+P^Spin+   <7>；

P_t ^G.low≤P_t ^G.real-P^Spin-   <8>；

常规机组爬坡率约束条件如下：

$p_{i,\max }^{\mathrm{down}}\&le;\mathrm{\&Delta;}{p}_{i,t}\&le;p_{i,\max }^{\mathrm{up}},p_{i,t}^{\mathrm{down}}\&le;p_{i,\max }^{\mathrm{down}}---<9>;$

其中，Δp_i,t为第i台机组t时刻功率变化率，

第i台机组向上爬坡率极值，

第i台机组向下爬坡率极值；

系统预测负荷与最小技术出力之差即为新能源可接纳容量，当新能源可接纳容量大于新能源实际出力时，新能源出力完全被系统接纳；当新能源实时出力高于可用调节容量时，超出的发电功率将被限制；系统实际消纳容量和受限容量计算公式如下：

如果P_t ^R≤P_t ^Rbal，

P_t ^R.real＝P_t ^R   <10>；

ΔP_t ^R＝0   <11>；

如果P_t ^R≥P_t ^Rbal，

P_t ^R.real＝P_t ^Rbal   <12>；

ΔP_t ^R＝P_t ^R-P_t ^Rbal   <13>；

其中：P_t ^R为t时刻新能源最大发电能力，P_t ^Rbal为t时刻系统新能源发电可接纳容量，P_t ^R.real为t时刻新能源实际发电功率，ΔP_t ^R为t时刻系统新能源发电受限容量。

4.如权利要求1所述的制定方法，其特征在于，所述步骤B中，所述竞价时段采用15min为竞价时段单位。

5.如权利要求1所述的制定方法，其特征在于，所述步骤C中，新能源电站提交的上网电量和电价对电站进行排序，并确定次日相应时段的购电计划及电价包括下述步骤：

（1）首先安排投标电价最低的新能源电站发电，并判断是否满足负荷需求或新能源发电接纳空间；

（2）若竞价最低新能源电站以最大发电能力运行时仍不满足负荷需求，安排投标价次低的新能源电站发电，以此类推，直至购买电量满足负荷需求为止；

（3）最后一个确定发电的新能源电站视为边际电站，其相应申报电价为系统的边际新能源电价，系统所购电量按边际新能源电价结算；

购电计划的目标是整个发电计划周期内的购电成本最低，系统的购电成本基于各个时段的系统边际发电价格确定，购电成本数学模型为：

$\min \underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\&Sigma;}}}\&lsqb;\underset{i}{\max }\left(I_{t,i}f\left(P_{t,i}\right)\right)\&CenterDot;\left(\underset{i\&Element;N}{\mathrm{\&Sigma;}}{I}_{t,i}{P}_{t,i}\right)\&rsqb;---<14>;$

式中，I_t,i为新能源电站i的运行状态，I_t,i＝1表示新能源电站并网发电，I_t,i＝0表示新能源电站未发电；f(P_t,i)为新能源电站i在发电时段t的发电出力，t为竞价时段，T为总发电时段，总发电时段以天为单位。

6.如权利要求1所述的制定方法，其特征在于，所述步骤D中，中标新能源电站根据调度机构下达的购电计划调整次日发电计划曲线，尤其是最后一个中标电站需重新评估并制定新的发电计划，以满足负荷需求；新能源电站发电计划调整过程如下：

$P_{i,T}^{\mathrm{RGP}}{|}_{i\&NotEqual;I}=P_{i,T}^{\mathrm{RGB}}---<15>;$

$P_{i,T}^{\mathrm{RGP}}{|}_{i=1}=P_T^{\mathrm{Rbal}}-\underset{i=1}{\overset{I-1}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{i,T}^{\mathrm{RGB}}---<16>;$

式中，I为新能源电站数量，

为第i个电站上报的T时段计划发电功率，

为第i个电站在T时段调整后的计划发电功率，P_T ^Rbal为T时段系统新能源发电可接纳容量。

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