CN113609439B - 一种考虑发电侧同报价比例出清的现货市场出清方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种考虑发电侧同报价比例出清的现货市场出清方法及装置，根据基础数据求解现货市场出清模型，得到固定各时段机组组合；根据固定各时段机组组合求解考虑同报价比例出清的现货市场出清模型，得到各时段机组出清的机组出力；根据各时段机组出清的机组出力求解节点价格计算模型，得到拉格朗日乘子，根据拉格朗日乘子结合节点n在时段t的节点价格计算公式，计算节点价格；将固定各时段机组组合、各时段机组出清的机组出力发送至AGC跟踪执行；将能量价格、阻塞价格和节点价格发送至交易中心。本发明体现了市场出清的公平性和公正性，符合市场激励相容理性原理，为现货市场长期稳定运行提供了强有力的核心算法支撑。

Description

一种考虑发电侧同报价比例出清的现货市场出清方法及装置

技术领域

本发明涉及一种考虑发电侧同报价比例出清的现货市场出清方法及装置，属于电网调度自动化技术领域。

背景技术

目前，国内8个电力现货试点单位先后完成了长周期不间断结算试运行，试运行进一步检验了市场规则和技术支持系统的完整性和适应性，培育了市场主体意识，为后期现货市场正式运行积累了宝贵经验。

由于国内现货市场处于平稳起步阶段，各现货试点均采用发电侧单边市场竞价出清模式，明确规定了发电主体的申报信息，要求发电主体报价曲线单调非递减，从最小技术出力到最大技术出力进行分段报价，限定了最大报价段数和最小报价段长度。

市场交易方式中规定了市场出清方式，一般均基于发电主体报价构建全网购电成本最低的优化目标，综合考虑统调负荷预测、母线负荷预测、外送电力曲线、机组出力曲线、机组检修计划、输变电设备检修计划、机组运行约束条件、电网安全运行约束条件等因素，采用安全约束机组组合和安全约束经济调度算法，出清得到机组启停、发电出力曲线及分时出清价格。

市场模式下，不同发电主体边际成本存在相似的可能性，使得其申报价格可能相同，特别是新能源参与市场竞价出清的试点单位，新能源机组固定成本高、可变成本低的特点使得其报价趋于相同，因此，市场出清中难免存在同报价的发电主体。为了体现市场机制的公平和公正，对于发电主体同报价的机组，可以按照机组类型，综合考虑环保指标、能耗水平、机组容量等信息确定的顺序表(由政府相关部门核定)安排机组中标的执行顺序。然而，对于同一顺序机组，若报价相同时，则应按照一定的比例进行出清，充分体现市场的公平和公正，保证电力现货市场的稳定运行。因此，亟需提出一种考虑发电侧同报价比例出清的现货市场出清方法及装置。

现有技术虽给出了发电侧单边竞价的现货市场出清模型，但未对发电主体同报价比例出清进行建模，导致同报价边际机组出力存在随机性，无法体现市场调控的公平和公正，不利于现货市场的顺利实施和稳定运行。

发明内容

目的：为了克服现有技术中存在的同报价发电主体随机出清的问题，本发明提供一种考虑发电侧同报价比例出清的现货市场出清方法及装置。

技术方案：为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案为：

一种考虑发电侧同报价比例出清的现货市场出清方法，包括如下步骤：

根据电力现货市场基础数据求解预构建的现货市场出清模型，得到各时段机组组合；

根据各时段机组组合求解预构建的考虑同报价比例出清的现货市场出清模型，得到各时段机组出清的机组出力；

根据各时段机组出清的机组出力求解预构建的节点价格计算模型，得到各时段系统负荷平衡约束、线路/断面潮流约束的拉格朗日乘子，根据拉格朗日乘子结合节点n在时段t的节点价格计算公式，计算节点价格；所述拉格朗日乘子包括：能量价格、阻塞价格；

将各时段机组组合、各时段机组出清的机组出力发送至AGC跟踪执行；将能量价格、阻塞价格和节点价格发送至交易中心。

一种考虑发电侧同报价比例出清的现货市场出清装置，包括：

机组组合获取模块：根据电力现货市场基础数据求解预构建的现货市场出清模型，得到各时段机组组合；

机组出力获取模块：根据各时段机组组合求解预构建的考虑同报价比例出清的现货市场出清模型，得到各时段机组出清的机组出力；

价格计算模块：根据各时段机组出清的机组出力求解预构建的节点价格计算模型，得到各时段系统负荷平衡约束、线路/断面潮流约束的拉格朗日乘子，根据拉格朗日乘子结合节点n在时段t的节点价格计算公式，计算节点价格；所述拉格朗日乘子包括：能量价格、阻塞价格；

电网控制模块：将各时段机组组合、各时段机组出清的机组出力发送至AGC跟踪执行；将能量价格、阻塞价格和节点价格发送至交易中心。

作为优选方案，所述基础数据包括：1)系统数据：时段信息、系统负荷、系统备用要求；2)机组数据：机组基本信息、机组计算参数、机组能量报价、机组初始状态、机组电力约束、机组爬坡速率；3)联络线计划数据：联络线基本信息、联络线计划功率；4)负荷数据：母线负荷预测；5)机组群：机组群功率限值、机组群电量限值；6)灵敏度数据：机组、负荷注入功率对线路、断面潮流的发电转移分布因子。

作为优选方案，所述现货市场出清模型计算公式如下：

式中：N表示机组的总台数；T表示总时段数；P_i,t表示机组i在t时段的中标出力；C_i,t(P_i,t)为机组i在时段t的运行费用；为机组i在时段t的启机费用；M_b表示用于市场出清优化的发用电平衡约束的惩罚因子；/>分别表示发用电平衡约束时段t的正向松弛变量、反向松弛变量；M_r表示用于市场出清优化的系统备用需求约束的惩罚因子；分别表示系统正备用需求约束时段t的松弛变量、负备用需求约束时段t的松弛变量；M_l表示用于市场出清优化线路l的网络潮流约束的惩罚因子；/>分别表示线路l的正向潮流松弛变量、反向潮流松弛变量；NL为线路总数；M_s表示用于市场出清优化断面s的网络潮流约束的惩罚因子；/>分别表示断面s的正向潮流松弛变量、反向潮流松弛变量；NS表示断面总数。

作为优选方案，所述考虑同报价比例出清的现货市场出清模型计算公式如下：

其中，F是现货市场出清模型的优化目标，a_i,t表示机组i在t时段同报价机组比例出清系数；b_i,t表示机组i在t时段同报价机组优先次序出清系数，N表示机组的总台数；T表示总时段数；P_i,t表示机组i在t时段的中标出力。

作为优选方案，所述节点价格计算模型公式如下：

其中：N表示机组的总台数；T表示总时段数；P_i,t表示机组i在t时段的中标出力；C_i,t(P_i,t)为机组i在时段t的运行费用；M_b表示用于市场出清优化的发用电平衡约束的惩罚因子；分别表示发用电平衡约束时段t的正、反向松弛变量；M_r表示用于市场出清优化的系统备用需求约束的惩罚因子；/>分别表示系统正、负备用需求约束时段t的松弛变量；M_l表示用于市场出清优化线路l的网络潮流约束的惩罚因子；/>分别表示线路l的正、反向潮流松弛变量；NL为线路总数；M_s表示用于市场出清优化断面s的网络潮流约束的惩罚因子；/>分别表示断面s的正、反向潮流松弛变量；NS表示断面总数。

作为优选方案，所述节点价格计算公式如下：

其中：λ_t表示时段t系统负荷平衡约束的拉格朗日乘子；为线路l在时段t最大正向潮流约束的拉格朗日乘子，当线路潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；/>为线路l在时段t最大反向潮流约束的拉格朗日乘子，当线路潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；/>为断面s在时段t最大正向潮流约束的拉格朗日乘子，当断面潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；/>为断面s在时段t最大反向潮流约束的拉格朗日乘子，当断面潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；G_l-n为节点n对线路l的发电机输出功率转移分布因子；G_s-n为节点n对断面s的发电机输出功率转移分布因子，NL为线路总数，NS表示断面总数。

作为优选方案，所述现货市场出清模型的约束条件包括：系统发用电平衡约束、系统备用需求约束、机组运行约束、机组费用约束、机组群约束和网络安全约束。

作为优选方案，所述考虑同报价比例出清的现货市场出清模型的约束条件包括：系统发用电平衡约束、系统备用需求约束、机组出力上下限约束、机组爬坡滑坡约束、机组出力约束、机组运行费用约束、机组群出力约束、机组群电量约束、线路潮流约束和断面潮流约束。

作为优选方案，所述节点价格计算模型的约束条件包括：系统发用电平衡约束、系统备用需求约束、机组出力上下限约束、机组爬坡滑坡约束、机组出力约束、机组运行费用约束、机组群出力约束、机组群电量约束、线路潮流约束和断面潮流约束。

有益效果：本发明提供的一种考虑发电侧同报价比例出清的现货市场出清方法及装置，与现有技术相比，本发明深入分析了同报价机组引入二次项系数实现比例出清、一次项系数实现有限次序出清的技术原理，提出了构造增量费用函数的原则和方法，介绍了增量费用引入后同报价比例出清模型类型和优化算法的转变。

另外，从优化计算效率和实用化运行要求角度考虑，提出了先市场出清确定机组组合、再同报价比例出清确定机组出力、最后节点价格计算确定出清价格的三步制优化方法，使得考虑同报价比例出清的优化算法切实可行，成功应用于现货试点单位。经过现货试点单位长周期结算试运行，充分证明了同报价比例出清结果的合理性和有效性，体现了市场出清的公平性和公正性，符合市场激励相容理性原理，为现货市场长期稳定运行提供了强有力的核心算法支撑。

附图说明

图1为本发明的方法流程图。

具体实施方式

下面结合附图1对本发明实施方式做进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。

如图1所示，本发明实施方式包括以下步骤：

步骤S1，获取现货市场基础数据；

步骤S2，建立符合现货市场规则的现货市场出清模型；

步骤S3，根据基础数据求解现货市场出清模型，得到各时段机组组合；

步骤S4，固定各时段机组组合，建立考虑同报价比例出清的现货市场出清模型并求解，得到各时段机组出清的机组出力；

步骤S5，根据各时段机组出清的机组出力建立节点价格计算模型并求解；

步骤S6，输出各时段机组组合、机组出力、边际机组、阻塞情况和节点价格。

本实施方案从优化计算效率和实用化运行要求角度考虑，对原有现货市场出清、节点价格计算的两步制优化方法进行改造，提出了先市场出清确定机组组合、再同报价比例出清确定机组出力、最后节点价格计算确定出清价格的三步制优化方法，使得考虑同报价比例出清的优化方法切实可行。

步骤S1中的基础数据包括：1)系统数据：时段信息、系统负荷、系统备用要求；2)机组数据：机组基本信息、机组计算参数、机组能量报价、机组初始状态、机组电力约束、机组爬坡速率；3)联络线计划数据：联络线基本信息、联络线计划功率；4)负荷数据：母线负荷预测；5)机组群：机组群功率限值、机组群电量限值；6)灵敏度数据：机组、负荷注入功率对线路、断面潮流的发电转移分布因子。

灵敏度数据是获取最新电网物理模型和实时运行方式数据，采用PQ解耦法计算得到。

步骤S2所述现货市场出清模型的目标函数为：

式中：N表示机组的总台数；T表示总时段数；P_i,t表示机组i在t时段的中标出力；C_i,t(P_i,t)为机组i在时段t的运行费用；/>为机组i在时段t的启机费用；M_b表示用于市场出清优化的发用电平衡约束的惩罚因子；/>分别表示发用电平衡约束时段t的正向松弛变量、反向松弛变量；M_r表示用于市场出清优化的系统备用需求约束的惩罚因子；/>分别表示系统正备用需求约束时段t的松弛变量、负备用需求约束时段t的松弛变量；M_l表示用于市场出清优化线路l的网络潮流约束的惩罚因子；/>分别表示线路l的正向潮流松弛变量、反向潮流松弛变量；NL为线路总数；M_s表示用于市场出清优化断面s的网络潮流约束的惩罚因子；/>分别表示断面s的正向潮流松弛变量、反向潮流松弛变量；NS表示断面总数。

步骤S2所述现货市场出清模型的约束条件包括：系统发用电平衡约束、系统备用需求约束、机组运行约束、机组费用约束、机组群约束和网络安全约束。

所述系统发用电平衡约束为：

式中：T_j,t表示联络线j在时段t的计划功率；NT为联络线总数；D_t为t时段的系统负荷；

所述系统备用需求约束包括正备用、负备用，表达式为：

其中，ΔP_i ^U为机组i最大上爬坡速率，ΔP_i ^D为机组i最大下爬坡速率； 分别是机组i在t+1时段的最大出力、最小出力；/>分别为t时段上调旋转备用要求、下调旋转备用要求。

所述机组运行约束包括机组出力上下限约束、机组最大开停机次数约束、机组最小开停机时间约束和机组爬坡滑坡约束；

所述机组出力上下限约束为：

其中：α_i,t表示机组i在时段t的运行状态，为0/1变量；若机组是停机状态，则α_i,t＝0，通过该约束条件可以将机组出力限定为0；若机组是开机状态，则α_i,t＝1，该约束条件为常规的出力上下限约束；分别是机组i在t时段的最大出力、最小出力。

机组最大开停机次数约束为：

其中，分别为机组i的最大启动次数和停机次数；η_i,t为机组i在t时段是否切换到启动状态，0/1变量，0代表未进行启机切换，1代表启机切换；γ_i,t表示机组i在t时段是否切换到停机状态，0/1变量，0代表未进行停机切换，1代表停机切换；。

机组最小开停机时间约束为：

其中，T_U、T_D为机组的最小连续开机时间和最小连续停机时间，α_i,k表示机组i在时段k的运行状态。

机组爬坡滑坡约束为：

其中，ΔP_i ^U为机组i最大上爬坡速率，ΔP_i ^D为机组i最大下爬坡速率，P_i,t-1是机组i在t-1时段的出力。

机组费用约束包括机组出力约束、机组运行费用约束、机组启停费用约束、机组停机费用约束；

机组出力约束表达式为:

其中，M为机组报价总段数，P_i,t,m为机组i在t时段第m个出力区间中的中标电力，分别为机组i申报的第m个出力区间上、下界。

机组运行费用约束表达式为：

其中，M为机组报价总段数，C_i,t,m为机组i在t时段申报的第m个出力分段对应的能量价格。

机组启机费用约束表达式为：

其中，为机组i的单次启动费用,/>为机组i在时段t的停机费用。

机组停机费用约束表达式为：

其中，为机组i的单次停机费用，/>为机组i在时段t的停机费用。

机组群约束包括机组群出力约束和机组群电量约束；

机组群出力约束为：

其中，为机组群j在时段t的最大、最小出力。

机组群电量约束为：

其中，为机组群j在出清日的电量上限。

所述网络安全约束包括线路潮流约束和断面潮流约束；

所述线路潮流约束为：

其中，P_l ^max为线路l的潮流传输极限；G_l-i为机组i所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；G_l-j为联络线j所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；K为系统的节点数量；G_l-k为节点k对线路l的发电机输出功率转移分布因子；D_k,t为节点k在t时段的母线负荷值；

所述断面潮流约束为：

其中，P_s ^min、P_s ^max分别为断面s的潮流的最小传输极限和最大传输极限；G_s-i为机组i所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子；G_s-j为联络线j所在节点对断面s的发电机输出功率转移分布因子；G_s-k为节点k对断面s的发电机输出功率转移分布因子。

步骤S3读取步骤S1中基础数据，采用商用优化引擎求解步骤S2构建的现货市场出清模型，得到各时段机组组合和出力计划。

步骤S4固定各时段机组组合，建立考虑同报价比例出清的现货市场出清模型。考虑同报价比例出清的现货市场出清模型的优化目标为：

其中，F是步骤S2现货市场出清模型的优化目标，详见式(1)，由于该模型中机组组合已固定，故启机成本为已知量；a_i,t表示机组i在t时段同报价机组比例出清系数；b_i,t表示机组i在t时段同报价机组优先次序出清系数；F₁表示考虑同报价比例出清的现货市场出清模型的优化目标，相比现货市场出清模型增加了比例出清和优先次序出清的费用。

考虑同报价比例出清的现货市场出清模型构建的难点在于其优化目标中二次项系数和一次项系数的构造方法及实现比例出清的技术原理。

首先介绍二次项系数实现比例出清的技术原理。从市场出清模型的目标表达式(1)可知，购电费用最小的优化目标决定了无网络约束情况下机组出清顺序就是其报价从小到大的顺序，最后一台中标机组报价即为出清价格，即边际价格，也可以理解为费用对出力的导数。为方便说明，假设机组#1和机组#2同报价并且市场出清价格等于两台机组报价，则两台机组均为边际机组，其报价为边际价格。由于两台机组报价相同，若系统用电需求增加1MW，则任意一台机组发电带来的费用增量相同，故机组#1和机组#2出力增量存在随机组合的问题，也就是所说的同报价边际机组随机出清。为实现两台机组比例出清，需进一步引入增量费用，假设机组#1增量费用表达式为a₁(P₁)²+b₁P₁，机组#2增量费用表达式为a₂(P₂)²+b₂P₂，此处可设置b₁＝b₂＝0。由于机组#1和机组#2均为边际机组，若系统用电需求增加1MW，则机组1和机组2需增发1MW，增发费用函数在增发量处对出力的导数应该相同，即边际费用相同a₁P₁＝a₂P₂，进而得到至此可知，通过引入增量费用函数，可以实现机组#1和机组#2比例出清的目的。

接下来介绍一次项系数实现同报价机组优先次序出清的原理。一次项系数作为增量费用，相当于对原始报价的平移，通过平移大小的不同实现同报价机组的优先次序出清。

最后介绍二次项系数和一次项系数构造方法。同报价机组通过引入增量费用实现了同报价机组的比例出清或优先次序出清，其基本前提是同报价机组引入增量费用后的总费用不能高于原始报价比其高的机组，同时不能低于原始报价比其低的机组，具体构造方法可以根据实际情况有所不同。

考虑同报价比例出清的现货市场出清模型的约束条件包括(2)～(5)、(9)～(13)、(16)～(19)，由于此模型中机组组合为已知量，故机组最小开停机时间、最大启机次数、最小启机次数等约束不再考虑。

步骤S4考虑同报价比例出清的现货市场出清模型引入了含有二次项系数的增量费用函数，在机组组合已知并固定情况下，模型类型从线性规划模型(LP)转化为二次规划模型(QP)，求解算法从对偶单纯型法转化为内点法，采用成熟的商用求解器CPLEX进行优化计算，计算效率满足实用化运行要求。

步骤S3通过求解步骤S2构建的市场出清模型确定机组组合，在固定机组组合的情况下，步骤S4构建考虑同报价比例出清的市场出清模型，分两步进行市场出清的原因在于同报价比例出清引入了二次增量费用函数，使得优化模型类型发生变化。若直接基于步骤S2的市场出清模型引入二次增量费用函数，则模型类型从MIP(混合整数线性规划)变为MIQP(混合整数二次规划)，使得求解效率异常低下。为了提升计算效率，满足现货市场出清的实际运行要求，本发明首先构建步骤S2的市场出清模型(模型类型为MIP)，求解机组组合，然后固定机组组合，构建步骤S4的同报价比例出清模型(模型类型为QP)，通过调用内点法实现快速求解。综上所述，通过步骤S2市场出清模型(MIP)和步骤S4同报价比例出清模型(QP)两步制优化策略，实现了对MIQP的拆分，提升了计算效率，满足了现货市场出清的实用化运行要求。

步骤S5节点价格计算模型优化目标表达式为：

式中：N表示机组的总台数；T表示总时段数；P_i,t表示机组i在t时段的中标出力；C_i,t(P_i,t)为机组i在时段t的运行费用；M_b表示用于市场出清优化的发用电平衡约束的惩罚因子；/>分别表示发用电平衡约束时段t的正、反向松弛变量；M_r表示用于市场出清优化的系统备用需求约束的惩罚因子；/>分别表示系统正、负备用需求约束时段t的松弛变量；M_l表示用于市场出清优化线路l的网络潮流约束的惩罚因子；/>分别表示线路l的正、反向潮流松弛变量；NL为线路总数；M_s表示用于市场出清优化断面s的网络潮流约束的惩罚因子；/>分别表示断面s的正、反向潮流松弛变量；NS表示断面总数。

节点价格计算模型和市场出清模型优化目标基本相同，其区别在于：1)由于节点价格计算模型中机组组合已确定，故优化目标中不再考虑启机和停机成本；2)出清模型和节点价格计算模型的松弛惩罚因子量级不同，市场出清环节为保证电网安全稳定运行，网络约束惩罚因子量级设置很高，但不能用于阻塞价格计算，故在定价环节惩罚因子大小会有所区别。

节点价格计算模型约束条件包括(2)～(5)、(9)～(13)、(16)～(19)，由于此模型中机组组合为已知量，约束条件与虑同报价比例出清的现货市场出清模型相同。二者的区别是边界条件，由于节点价格计算环节基于同报价比例出清的机组出力，故节点价格计算环节设置机组出力调整范围为基于出清出力的微小带宽。

步骤S5求解节点价格计算模型，得到各时段系统负荷平衡约束、线路/断面潮流约束的拉格朗日乘子，根据拉格朗日乘子结合节点n在时段t的节点价格计算公式，计算节点价格。所述拉格朗日乘子包括：能量价格、阻塞价格。节点价格计算公式为：

其中：λ_t表示时段t系统负荷平衡约束的拉格朗日乘子；为线路l在时段t最大正向潮流约束的拉格朗日乘子，当线路潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；/>为线路l在时段t最大反向潮流约束的拉格朗日乘子，当线路潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；/>为断面s在时段t最大正向潮流约束的拉格朗日乘子，当断面潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；/>为断面s在时段t最大反向潮流约束的拉格朗日乘子，当断面潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；G_l-n为节点n对线路l的发电机输出功率转移分布因子；G_s-n为节点n对断面s的发电机输出功率转移分布因子。

步骤S6输出步骤S2市场出清的机组组合和考虑同报价比例出清的机组出力，发送至AGC跟踪执行；输出节点价格计算模型计算的能量价格、阻塞价格和节点价格，发送至交易中心，为市场计算提供依据。

本发明方法适用于实时市场电能和辅助服务联合出清与节点价格计算，具有计算强度低、适应性强的特点。本发明技术方案在某些省级电力现货市场试点单位得到应用，应用效果符合预期。以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变型，这些改进和变型也应视为本发明的保护范围。

实施例1：

机组组合获取模块：根据电力现货市场基础数据求解预构建的现货市场出清模型，得到各时段机组组合；

机组出力获取模块：根据各时段机组组合求解预构建的考虑同报价比例出清的现货市场出清模型，得到各时段机组出清的机组出力；

价格计算模块：根据各时段机组出清的机组出力求解预构建的节点价格计算模型，得到各时段系统负荷平衡约束、线路/断面潮流约束的拉格朗日乘子，根据拉格朗日乘子结合节点n在时段t的节点价格计算公式，计算节点价格；所述拉格朗日乘子包括：能量价格、阻塞价格；

电网控制模块：将各时段机组组合、各时段机组出清的机组出力发送至AGC跟踪执行；将能量价格、阻塞价格和节点价格发送至交易中心。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出：对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (5)

1.一种考虑发电侧同报价比例出清的现货市场出清方法，其特征在于：包括如下步骤：

根据电力现货市场基础数据求解预构建的现货市场出清模型，得到各时段机组组合；

根据各时段机组组合求解预构建的考虑同报价比例出清的现货市场出清模型，得到各时段机组出清的机组出力；

根据各时段机组出清的机组出力求解预构建的节点价格计算模型，得到各时段系统负荷平衡约束、线路/断面潮流约束的拉格朗日乘子，根据拉格朗日乘子结合节点价格计算公式，计算节点价格；所述拉格朗日乘子包括：能量价格、阻塞价格；

将各时段机组组合、各时段机组出清的机组出力发送至AGC跟踪执行；将能量价格、阻塞价格和节点价格发送至交易中心；

所述基础数据包括：1)系统数据：时段信息、系统负荷、系统备用要求；2)机组数据：机组基本信息、机组计算参数、机组能量报价、机组初始状态、机组电力约束、机组爬坡速率；3)联络线计划数据：联络线基本信息、联络线计划功率；4)负荷数据：母线负荷预测；5)机组群：机组群功率限值、机组群电量限值；6)灵敏度数据：机组、负荷注入功率对线路、断面潮流的发电转移分布因子；

所述现货市场出清模型计算公式如下：

式中：N表示机组的总台数；T表示总时段数；P_i,t表示机组i在t时段的中标出力；C_i,t(P_i,t)为机组i在时段t的运行费用；为机组i在时段t的启机费用；M_b表示用于市场出清优化的发用电平衡约束的惩罚因子；/>分别表示发用电平衡约束时段t的正向松弛变量、反向松弛变量；M_r表示用于市场出清优化的系统备用需求约束的惩罚因子；/>分别表示系统正备用需求约束时段t的松弛变量、负备用需求约束时段t的松弛变量；M_l表示用于市场出清优化线路l的网络潮流约束的惩罚因子；/>分别表示线路l的正向潮流松弛变量、反向潮流松弛变量；NL为线路总数；M_s表示用于市场出清优化断面s的网络潮流约束的惩罚因子；/>分别表示断面s的正向潮流松弛变量、反向潮流松弛变量；NS表示断面总数；

所述考虑同报价比例出清的现货市场出清模型计算公式如下：

其中，F是现货市场出清模型的优化目标，a_i,t表示机组i在t时段同报价机组比例出清系数；b_i,t表示机组i在t时段同报价机组优先次序出清系数，N表示机组的总台数；T表示总时段数；P_i,t表示机组i在t时段的中标出力；

所述节点价格计算模型公式如下：

其中：N表示机组的总台数；T表示总时段数；P_i,t表示机组i在t时段的中标出力；C_i,t(P_i,t)为机组i在时段t的运行费用；M_b表示用于市场出清优化的发用电平衡约束的惩罚因子；分别表示发用电平衡约束时段t的正、反向松弛变量；M_r表示用于市场出清优化的系统备用需求约束的惩罚因子；/>分别表示系统正、负备用需求约束时段t的松弛变量；M_l表示用于市场出清优化线路l的网络潮流约束的惩罚因子；/>分别表示线路l的正、反向潮流松弛变量；NL为线路总数；M_s表示用于市场出清优化断面s的网络潮流约束的惩罚因子；/>分别表示断面s的正、反向潮流松弛变量；NS表示断面总数；

所述节点价格计算公式如下：

其中：λ_t表示时段t系统负荷平衡约束的拉格朗日乘子；为线路l在时段t最大正向潮流约束的拉格朗日乘子，当线路潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；/>为线路l在时段t最大反向潮流约束的拉格朗日乘子，当线路潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；/>为断面s在时段t最大正向潮流约束的拉格朗日乘子，当断面潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；/>为断面s在时段t最大反向潮流约束的拉格朗日乘子，当断面潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；G_l-n为节点n对线路l的发电机输出功率转移分布因子；G_s-n为节点n对断面s的发电机输出功率转移分布因子，NL为线路总数，NS表示断面总数。

2.根据权利要求1所述的一种考虑发电侧同报价比例出清的现货市场出清方法，其特征在于：所述现货市场出清模型的约束条件包括：系统发用电平衡约束、系统备用需求约束、机组运行约束、机组费用约束、机组群约束和网络安全约束。

3.根据权利要求1所述的一种考虑发电侧同报价比例出清的现货市场出清方法，其特征在于：所述考虑同报价比例出清的现货市场出清模型的约束条件包括：系统发用电平衡约束、系统备用需求约束、机组出力上下限约束、机组爬坡滑坡约束、机组出力约束、机组运行费用约束、机组群出力约束、机组群电量约束、线路潮流约束和断面潮流约束。

4.根据权利要求1所述的一种考虑发电侧同报价比例出清的现货市场出清方法，其特征在于：所述节点价格计算模型的约束条件包括：系统发用电平衡约束、系统备用需求约束、机组出力上下限约束、机组爬坡滑坡约束、机组出力约束、机组运行费用约束、机组群出力约束、机组群电量约束、线路潮流约束和断面潮流约束。

5.一种考虑发电侧同报价比例出清的现货市场出清装置，其特征在于：包括：

机组组合获取模块：根据电力现货市场基础数据求解预构建的现货市场出清模型，得到各时段机组组合；

机组出力获取模块：根据各时段机组组合求解预构建的考虑同报价比例出清的现货市场出清模型，得到各时段机组出清的机组出力；

价格计算模块：根据各时段机组出清的机组出力求解预构建的节点价格计算模型，得到各时段系统负荷平衡约束、线路/断面潮流约束的拉格朗日乘子，根据拉格朗日乘子结合节点n在时段t的节点价格计算公式，计算节点价格；所述拉格朗日乘子包括：能量价格、阻塞价格；

电网控制模块：将各时段机组组合、各时段机组出清的机组出力发送至AGC跟踪执行；将能量价格、阻塞价格和节点价格发送至交易中心；

所述基础数据包括：1)系统数据：时段信息、系统负荷、系统备用要求；2)机组数据：机组基本信息、机组计算参数、机组能量报价、机组初始状态、机组电力约束、机组爬坡速率；3)联络线计划数据：联络线基本信息、联络线计划功率；4)负荷数据：母线负荷预测；5)机组群：机组群功率限值、机组群电量限值；6)灵敏度数据：机组、负荷注入功率对线路、断面潮流的发电转移分布因子；

所述现货市场出清模型计算公式如下：

式中：N表示机组的总台数；T表示总时段数；P_i,t表示机组i在t时段的中标出力；C_i,t(P_i,t)为机组i在时段t的运行费用；为机组i在时段t的启机费用；M_b表示用于市场出清优化的发用电平衡约束的惩罚因子；/>分别表示发用电平衡约束时段t的正向松弛变量、反向松弛变量；M_r表示用于市场出清优化的系统备用需求约束的惩罚因子；/>分别表示系统正备用需求约束时段t的松弛变量、负备用需求约束时段t的松弛变量；M_l表示用于市场出清优化线路l的网络潮流约束的惩罚因子；/>分别表示线路l的正向潮流松弛变量、反向潮流松弛变量；NL为线路总数；M_s表示用于市场出清优化断面s的网络潮流约束的惩罚因子；/>分别表示断面s的正向潮流松弛变量、反向潮流松弛变量；NS表示断面总数；

所述考虑同报价比例出清的现货市场出清模型计算公式如下：

其中，F是现货市场出清模型的优化目标，a_i,t表示机组i在t时段同报价机组比例出清系数；b_i,t表示机组i在t时段同报价机组优先次序出清系数，N表示机组的总台数；T表示总时段数；P_i,t表示机组i在t时段的中标出力；

所述节点价格计算模型公式如下：

其中：N表示机组的总台数；T表示总时段数；P_i,t表示机组i在t时段的中标出力；C_i,t(P_i,t)为机组i在时段t的运行费用；M_b表示用于市场出清优化的发用电平衡约束的惩罚因子；分别表示发用电平衡约束时段t的正、反向松弛变量；M_r表示用于市场出清优化的系统备用需求约束的惩罚因子；/>分别表示系统正、负备用需求约束时段t的松弛变量；M_l表示用于市场出清优化线路l的网络潮流约束的惩罚因子；/>分别表示线路l的正、反向潮流松弛变量；NL为线路总数；M_s表示用于市场出清优化断面s的网络潮流约束的惩罚因子；/>分别表示断面s的正、反向潮流松弛变量；NS表示断面总数；

所述节点价格计算公式如下：

其中：λ_t表示时段t系统负荷平衡约束的拉格朗日乘子；为线路l在时段t最大正向潮流约束的拉格朗日乘子，当线路潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；/>为线路l在时段t最大反向潮流约束的拉格朗日乘子，当线路潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；/>为断面s在时段t最大正向潮流约束的拉格朗日乘子，当断面潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；/>为断面s在时段t最大反向潮流约束的拉格朗日乘子，当断面潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因子；G_l-n为节点n对线路l的发电机输出功率转移分布因子；G_s-n为节点n对断面s的发电机输出功率转移分布因子，NL为线路总数，NS表示断面总数。