CN115860163B - 基于系统运行指标的新能源发电偏差评估方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明提出了基于系统运行指标的新能源发电偏差评估方法及系统，基于历史运行数据，确定每月电力系统正向偏差和负向偏差市场价格；根据日前市场出清结果，获取新能源场站中标出力曲线与出清价格；根据实际运行情况，获取电网实际负荷曲线与新能源场站实际出力曲线；根据获取到的预测曲线与实际曲线，计算得到电力系统负荷偏差与新能源场站发电出力偏差；当电力系统负荷偏差与新能源场站发电出力偏差的偏差趋势相反时，对相应的新能源场站进行考核。本公开在偏差考核模型的构建加入偏差趋势的对比，考核费用关联电力系统实际调度情况，避免了对新能源场站的过度惩罚，使得新能源场站可以合理的分摊系统调度成本。
Description
技术领域
本发明属于电力市场技术领域，尤其涉及基于系统运行指标的新能源发电偏差评估方法及系统。
背景技术
本部分的陈述仅仅是提供了与本发明相关的背景技术信息，不必然构成在先技术。
随着新能源并网比例的不断升高，新能源消纳的保障性收购政策面临难以调和的电源调度矛盾和大幅上涨的消纳成本。为实现资源的优化配置，电力市场建设正在逐步推进，新能源消纳难题也必将通过市场机制的完善加以解决。由于新能源具有间歇、波动和不确定性等特点，当新能源直接参与电力市场时，在全额消纳的前提下，其实际出力很难与投标出力保持一致，出现大幅偏差的几率很高，严重影响电力系统功率平衡，造成昂贵的调频调峰成本。
偏差电量的出现不可避免，但可以通过考核机制的建立起到激励偏差缩小和分摊调度成本的作用。当偏差考核费用较高时，新能源场站会主动改进预测技术，提高预测准确度，从而减小投标偏差；或者，他们可以在辅助服务市场、需求响应市场中购售电以修正投标偏差。
在电力市场建设初期，市场交易品种有限，要真正消除投标偏差对电力系统运行的影响，主要还是靠电力系统运行机构运用各种调度手段，这必然会产生较高的实时调度成本。
现有的偏差电量考核机制，如文献“孙波,李思敏,樊亚南,李志恒.电力市场环境下风-储混合发电商的偏差电量考核模型[J].电力建设,2019,40(07):107-114.”所示，多为结果考核，即设置正负免考核区间，当新能源场站的偏差电量超过限值时，对免考核部分与越限部分分别以一定的价格进行惩罚。但是由于未考虑偏差对电力系统整体的影响，该种考核方式下可能产生不合理甚至过高的考核费用。
因此，在存在上述偏差电量的情况下，如何优化控制使得新能源场站在内的市场参与者均能够合理的参与到电力系统的运行是本申请所要解决的技术问题。
发明内容
为克服上述现有技术的不足，本发明提供了基于系统运行指标的新能源发电偏差评估方法，考虑新能源发电偏差与电力系统实时运行过程中的负荷偏差之间的关系，使得新能源场站在内的市场参与者均能够合理的参与到电力系统中。
为实现上述目的，本发明的一个或多个实施例提供了如下技术方案：
第一方面，公开了基于系统运行指标的新能源发电偏差评估方法，包括：
根据次日电网负荷预测曲线、市场主体申报的容量-价格曲线和电力系统安全约束，完成日前市场出清；
根据日前市场出清结果，获取新能源场站中标出力曲线与出清价格；
在电力系统实际运行结束后，获取电网实际负荷曲线与新能源场站实际出力曲线；
根据获取到的预测曲线与实际曲线，计算得到电力系统负荷偏差与新能源场站发电出力偏差；
判断电力系统负荷偏差与新能源场站发电出力偏差的偏差趋势，当二者的趋势相反时，对偏差进行评估。
作为进一步的技术方案，还包括：基于历史运行数据，确定每月电力系统正向偏差和负向偏差市场价格；
正向偏差价格为购买超出调度计划的额外发电量所需的价格，其值应高于出清电价；负向偏差价格为降低出力的发电商需要返还的价格，其值应低于出清电价。
作为进一步的技术方案，采用安全约束机组组合SCUC程序计算运行日的96点机组开机组合以及进行可靠性机组组合校验；
采用安全约束经济调度SCED程序计算运行日的96点机组出力曲线以及分时节点电价。
作为进一步的技术方案，日前市场出清SCUC的约束条件包括系统负荷平衡约束，系统正负备用容量约束，系统旋转备用约束，机组出力上下限约束，机组爬坡约束，机组最小连续开停时间约束，机组最大启停次数约束，支路潮流约束，断面潮流约束，新能源电站出力约束；
日前市场出清SCED的约束条件包括系统负荷平衡约束，系统旋转备用约束，机组出力上下限约束，机组爬坡约束，支路潮流约束，断面潮流约束，新能源电站出力约束。
作为进一步的技术方案，获取新能源场站中标出力曲线的步骤为：
获取新能源场站在日前市场出清得到的次日96点功率值与分时出清价格，两调度点之间采用线性插值法，从而得到出力曲线。
作为进一步的技术方案，在每日的系统运行结束后，电力系统运营商统计得到该日系统总的实际负荷曲线以及各新能源场站实际出力曲线。
作为进一步的技术方案，根据对应的负荷曲线和新能源场站出力曲线，通过积分得到电力系统在t时段的实际负荷量ER(t)、预测负荷量EB(t)以及新能源场站在t时段中标电量Qi,B(t)、实际发电量Qi,R(t)；
电力系统在t时段的负荷偏差量为：ΔE(t)＝ER(t)-EB(t)；
新能源场站在t时段的偏差电量为：ΔQi(t)＝Qi,R(t)-Qi,B(t)。
作为进一步的技术方案，当新能源投标偏差与电力系统整体偏差趋势相同，即(ΔE(t)＞0，ΔQi(t)＞0)或(ΔE(t)＜0,ΔQi(t)＜0)时，新能源场站不需要接受考核；
若新能源投标偏差与电力系统整体偏差趋势相反，当出现(ΔE(t)＞0，ΔQi(t)＜0)时，该偏差考核费用的计算公式为：
当出现(ΔE(t)＜0,ΔQi(t)＞0)时，该偏差考核费用的计算公式为：
式中，为正向偏差价格，其值高于t时段出清电价p(t)；/>为负向偏差价格，其值低于t时段出清电价p(t)。
第二方面，公开了基于系统运行指标的新能源发电偏差评估系统，包括：
偏差定价模块：被配置为基于历史运行数据，确定每月电力系统正向偏差和负向偏差市场价格；
出清模块：被配置为根据次日电网负荷预测曲线、市场主体申报的容量-价格曲线和电力系统安全约束，完成日前市场出清；
第一获取模块：被配置为根据日前市场出清结果，获取新能源场站中标出力曲线与出清价格；
第二获取模块：被配置为在实际运行结束后，获取电网实际负荷曲线与新能源场站实际出力曲线；
偏差计算模块：被配置为根据获取到的预测曲线与实际曲线，计算得到系统负荷偏差与新能源场站发电出力偏差；
偏差考核模块：被配置为判断电力系统负荷偏差与新能源场站发电出力偏差的偏差趋势，当二者的趋势相反时，对相应的新能源场站进行考核，同时收取惩罚费用并公示偏差考核结果，完成偏差考核结算。
以上一个或多个技术方案存在以下有益效果：
该方法考虑了电力系统实时运行过程中的负荷的不确定性，能够更加全面的反映新能源发电偏差与电力系统负荷偏差之间的关系；构建的偏差考核模型包含偏差趋势的对比，可使考核费用关联系统实际调度成本，避免了对新能源场站的过度惩罚；与此同时，本方法使得新能源场站可以根据自身实际运行情况对电力系统整体的影响，合理的分摊系统调度成本。
本发明附加方面的优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本发明的实践了解到。
附图说明
构成本发明的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。
图1是本公开实施例1的方法的流程图；
图2是本公开实施例2的系统的结构示意图。
具体实施方式
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。
在不冲突的情况下，本发明中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
实施例一
本实施例公开了基于系统运行指标的新能源发电偏差评估方法，如图1所示，包括如下步骤：
步骤1、基于历史运行数据，确定每月电力系统正向偏差和负向偏差市场价格；
步骤2、根据次日电网负荷预测曲线、市场主体申报的容量-价格曲线和电力系统安全约束，完成日前市场出清；
步骤3、根据日前市场出清结果，获取新能源场站中标出力曲线与出清价格；
步骤4、在实际运行结束后，获取电网实际负荷曲线与新能源场站实际出力曲线。
步骤5、根据获取到的预测曲线与实际曲线，计算得到电力系统负荷偏差与新能源场站发电出力偏差；
步骤6、判断电力系统负荷偏差与新能源场站发电出力偏差的偏差趋势，当二者的趋势相反时，对相应的新能源场站进行考核，同时收取惩罚费用并公示偏差考核结果，完成偏差考核结算。
本实施例充分考虑了投标偏差对电力系统整体的影响，考虑了电力系统实时运行过程中的负荷的不确定性，能够更加全面的反映新能源发电偏差与电力系统负荷偏差之间的关系；负荷的不确定性由负荷偏差可见，发电偏差和负荷偏差的关系具体为：若二者同为正或同为负，那么发电偏差会弥补负荷偏差带来的影响；若二者异号，那么发电偏差会加剧系统调度压力；构建的偏差考核模型包含偏差趋势的对比，可使考核费用关联系统实际调度成本，避免了对新能源场站的过度惩罚；与此同时，本方法使得新能源场站可以根据自身实际运行情况对系统整体的影响，合理的分摊系统调度成本。
下面对上述步骤进行具体说明。
步骤1中，正向偏差价格为购买超出调度计划的额外发电量所需的价格，其值应高于出清电价；负向偏差价格为降低出力的发电商需要返还的价格，其值应低于出清电价。实际运行过程中，为简化计算，常根据历史运行情况中每个月的相关价格数据，取平均值作为各月的正负向偏差价格。
步骤2中，日前市场的出清计算过程为：
(1)采用安全约束机组组合(SCUC)程序计算运行日的96点机组开机组合。
(2)采用安全约束经济调度(SCED)程序计算运行日的96点机组出力曲线以及分时节点电价。
(3)采用安全约束机组组合(SCUC)程序进行可靠性机组组合校验。
(4)在可靠性机组组合校验开机组合基础上，计算调频辅助服务市场的出清结果，确定参与调频的发电机组。
(5)采用安全约束经济调度(SCED)程序计算运行日机组执行的96点出力曲线(含调频机组的出力基值)。
(6)对运行日的机组开机组合、机组出力曲线进行安全校核，若不满足安全约束，则在计算模型中添加相应的约束条件，重新进行上述第一步至第六步的计算过程，直至满足安全约束，得到日前市场的出清结果。
步骤2中，日前市场出清SCUC的目标函数如下所示：
日前市场出清SCED的目标函数如下所示：
其中：N表示机组的总台数；T表示所考虑的总时段数，每天考虑96时段；Pi,t表示机组i在时段t的出力；分别为机组i在时段t的运行费用、启动费用及空载费用，其中机组运行费用是与机组申报的各段出力区间和对应电量价格有关的多段线性函数；M为网络潮流约束松弛罚因子；/>分别为支路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。
其中，机组出力表达式:
式中，NM为机组报价总段数，Pi,t,m为机组i在时段t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。
其中，机组运行费用表达式:
式中，Ci,t,m为机组i申报的第m个出力区间对应的能量价格。
其中，机组启动费用表达式:
式中，为机组i申报的单次启动费用。ηi,t为机组i在时段t是否切换到启动状态，ηi,t满足如下条件：
αi,t表示机组i在时段t的启停状态，αi,t＝0表示机组停机，αi,t＝1表示机组开机。
其中，机组空载费用表达式:
式中，为机组i申报的空载费用。
日前市场出清SCUC的约束条件包括：系统负荷平衡约束，系统正负备用容量约束，系统旋转备用约束，机组出力上下限约束，机组爬坡约束，机组最小连续开停时间约束，机组最大启停次数约束，支路潮流约束，断面潮流约束，新能源电站出力约束。
日前市场出清SCED的约束条件包括：系统负荷平衡约束，系统旋转备用约束，机组出力上下限约束，机组爬坡约束，支路潮流约束，断面潮流约束，新能源电站出力约束。
(1)系统负荷平衡约束
式中，Pi,t表示省内发电机组i在时段t的出力，Tj,t表示联络线j在时段t的计划功率(送入为正、输出为负)，NT为联络线总数，Dt为时段t的系统负荷。
(2)系统正备用容量约束
式中，为机组i在时段t的最大出力；/>为时段t的系统正备用容量要求。
(3)系统负备用容量约束
式中，为机组i在时段t的最小出力；/>为时段t的系统负备用容量要求。
(4)系统旋转备用约束
式中，为机组i最大上爬坡速率，/>为机组i最大下爬坡速率；/>分别是机组i在时段t的最大、最小出力；/>分别为时段t上调、下调旋转备用要求。
(5)机组出力上下限约束
(6)机组爬坡约束
式中，为机组i最大上爬坡速率，/>机组i最大下爬坡速率。
(7)机组最小连续开停时间约束
式中，TU、TD为机组的最小连续运行时间和最小连续停机时间；为机组i在时段t时已经连续开机的时间和连续停机的时间，可以用状态变量αi,t(i＝1～N,t＝1～N)来表示：
(8)机组最大启停次数约束
首先定义启动与停机的切换变量。定义γi,t表示机组i在时段t是否切换到停机状态，γi,t满足如下条件：
相应机组i的启停次数限制可表达如下：
(9)支路潮流约束
式中，分别为支路l的潮流传输极限；Gl-i为机组i所在节点对支路l的发电机输出功率转移分布因子；Gl-j为联络线j所在节点对支路l的发电机输出功率转移分布因子；K为系统的节点数量；Gl-k为节点k对支路l的发电机输出功率转移分布因子；Dk,t为节点k在时段t的母线负荷值。
(10)断面潮流约束
式中，分别为断面s的潮流传输极限；Gs-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；Gs-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；Gs-k为节点k对断面s的发电机输出功率转移分布因子。
(11)新能源电站出力约束
式中，E为新能源场站集合，为新能源场站i在时段t的预测出力。
步骤3中，获取新能源场站中标出力曲线与出清价格，具体的包括：获取新能源场站在日前市场出清得到的次日96点功率值与分时出清价格，两调度点之间采用线性插值法，得到出力曲线；
根据线性插值法，在t时段和t+1时段之间，第τ秒钟计划出力的计算公式为：
式中，Pt为全天96点功率曲线上某一时间点的调度功率，Pt+1为下一时间点的调度功率，τ的取值为0-899。
步骤4中，获取电网实际负荷曲线与新能源场站实际出力曲线，具体为：在每日的系统运行结束后，电力系统运营商统计得到该日系统总的实际负荷曲线以及各新能源场站实际出力曲线。
步骤5中，计算电力系统负荷偏差与新能源场站发电出力偏差，具体的包括如下过程：
若系统在t时段实际负荷量为ER(t)，预测负荷量为EB(t)，则系统在t时段的负荷偏差量为：
ΔE(t)＝ER(t)-EB(t) (27)
假设有n个新能源场站参与日前市场的竞标，若第i个新能源场站在t时段的中标电量为Qi,B(t)，t时段的实际发电量为Qi,R(t)，则该场站在t时段的偏差电量为：
ΔQi(t)＝Qi,R(t)-Qi,B(t) (28)
式(27)(28)中，负荷量与发电量均根据对应的负荷曲线和新能源场站出力曲线积分得到。
步骤6中，对新能源场站进行考核，考核模型为：
(1)ΔE(t)＜0，即电力系统负荷偏差为负
此时，若ΔQi(t)＜0，则其不需要接受考核；若ΔQi(t)＞0，则该场站需要向降低出力的发电商支付偏差考核费用，以应对电力系统消纳超发的新能源电量所需的平衡成本，该偏差考核费用的计算公式为：
(2)ΔE(t)＞0，即电力系统负荷偏差为正
此时，若ΔQi(t)＞0，则其不需要接受考核；若ΔQi(t)＜0，则该场站需要支付购买额外发电量所需的超额价格作为考核费用，该偏差考核费用的计算公式为：
式(29)(30)中，为正向偏差价格，其值高于t时段出清电价p(t)；/>为负向偏差价格，其值低于t时段出清电价p(t)。
应看到，当新能源投标偏差与电力系统整体偏差趋势相同，即出现(ΔE(t)＞0，ΔQi(t)＞0)或(ΔE(t)＜0,ΔQi(t)＜0)时，新能源场站不需要接受考核；只有当新能源投标偏差与电力系统整体偏差趋势相反，即出现(ΔE(t)＞0，ΔQi(t)＜0)或(ΔE(t)＜0,ΔQi(t)＞0)时，才会有额外的考核费用产生。
实施例2
基于实施例1，本实施例提供基于系统运行指标的新能源发电偏差评估系统如图2所示，包括：
偏差定价模块：被配置为基于历史运行数据，确定每月电力系统正向偏差和负向偏差市场价格；
出清模块：被配置为根据次日电网负荷预测曲线、市场主体申报的容量-价格曲线和电力系统安全约束，完成日前市场出清；
第一获取模块：被配置为根据日前市场出清结果，获取新能源场站中标出力曲线与出清价格；
第二获取模块：被配置为在实际运行结束后，获取电网实际负荷曲线与新能源场站实际出力曲线；
偏差计算模块：被配置为根据获取到的预测曲线与实际曲线，计算得到电力系统负荷偏差与新能源场站发电出力偏差；
偏差考核模块：被配置为判断电力系统负荷偏差与新能源场站发电出力偏差的偏差趋势，当二者的趋势相反时，对相应的新能源场站进行考核，同时收取惩罚费用并公示偏差考核结果，完成偏差考核结算。
实施例三
本实施例的目的是提供一种计算机装置，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现上述方法的步骤。
实施例四
本实施例的目的是提供一种计算机可读存储介质。
一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时执行上述方法的步骤。
以上实施例二、三和四的装置中涉及的各步骤与方法实施例一相对应，具体实施方式可参见实施例一的相关说明部分。术语“计算机可读存储介质”应该理解为包括一个或多个指令集的单个介质或多个介质；还应当被理解为包括任何介质，所述任何介质能够存储、编码或承载用于由处理器执行的指令集并使处理器执行本发明中的任一方法。
本领域技术人员应该明白，上述本发明的各模块或各步骤可以用通用的计算机装置来实现，可选地，它们可以用计算装置可执行的程序代码来实现，从而，可以将它们存储在存储装置中由计算装置来执行，或者将它们分别制作成各个集成电路模块，或者将它们中的多个模块或步骤制作成单个集成电路模块来实现。本发明不限制于任何特定的硬件和软件的结合。
上述虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。
Claims (8)
1.基于系统运行指标的新能源发电偏差评估方法，其特征是，包括：
根据次日电网负荷预测曲线、市场主体申报的容量-价格曲线和电力系统安全约束，完成日前市场出清；
根据日前市场出清结果，获取新能源场站中标出力曲线与出清价格；
在电力系统实际运行结束后，获取电网实际负荷曲线与新能源场站实际出力曲线；
根据获取到的预测曲线与实际曲线，计算得到电力系统负荷偏差与新能源场站发电出力偏差；具体包括：根据对应的负荷曲线和新能源场站出力曲线，通过积分得到电力系统在t时段的实际负荷量ER(t)、预测负荷量EB(t)以及新能源场站在t时段中标电量Qi,B(t)、实际发电量Qi,R(t)；
电力系统在t时段的负荷偏差量为：ΔE(t)＝ER(t)-EB(t)；
新能源场站在t时段的偏差电量为：ΔQi(t)＝Qi,R(t)-Qi,B(t)；
判断电力系统负荷偏差与新能源场站发电出力偏差的偏差趋势，当二者的趋势相反时，对偏差进行评估；具体包括：当新能源投标偏差与电力系统整体偏差趋势相同，即ΔE(t)>0，ΔQi(t)>0或ΔE(t)<0,ΔQi(t)<0时，新能源场站不需要接受考核；
若新能源投标偏差与电力系统整体偏差趋势相反，当出现(ΔE(t)>0，ΔQi(t)<0)时，偏差考核费用的计算公式为：
当出现(ΔE(t)<0,ΔQi(t)>0)时，该偏差考核费用的计算公式为：
式中，为正向偏差价格，其值高于t时段出清电价p(t)；/>为负向偏差价格，其值低于t时段出清电价p(t)。
2.如权利要求1所述的基于系统运行指标的新能源发电偏差评估方法，其特征是，还包括：基于历史运行数据，确定每月电力系统正向偏差和负向偏差市场价格；
正向偏差价格为购买超出调度计划的额外发电量所需的价格，其值应高于出清电价；负向偏差价格为降低出力的发电商需要返还的价格，其值应低于出清电价。
3.如权利要求1所述的基于系统运行指标的新能源发电偏差评估方法，其特征是，采用安全约束机组组合SCUC程序计算运行日的96点机组开机组合以及进行可靠性机组组合校验；
采用安全约束经济调度SCED程序计算运行日的96点机组出力曲线以及分时节点电价。
4.如权利要求3所述的基于系统运行指标的新能源发电偏差评估方法，其特征是，日前市场出清SCUC的约束条件包括系统负荷平衡约束，系统正负备用容量约束，系统旋转备用约束，机组出力上下限约束，机组爬坡约束，机组最小连续开停时间约束，机组最大启停次数约束，支路潮流约束，断面潮流约束，新能源电站出力约束；
日前市场出清SCED的约束条件包括系统负荷平衡约束，系统旋转备用约束，机组出力上下限约束，机组爬坡约束，支路潮流约束，断面潮流约束，新能源电站出力约束。
5.如权利要求1所述的基于系统运行指标的新能源发电偏差评估方法，其特征是，获取新能源场站中标出力曲线的步骤为：
获取新能源场站在日前市场出清得到的次日96点功率值与分时出清价格，两调度点之间采用线性插值法，从而得到出力曲线。
6.基于系统运行指标的新能源发电偏差评估系统，其特征是，包括：
偏差定价模块：被配置为基于历史运行数据，确定每月电力系统正向偏差和负向偏差市场价格；
出清模块：被配置为根据次日电网负荷预测曲线、市场主体申报的容量-价格曲线和电力系统安全约束，完成日前市场出清；
第一获取模块：被配置为根据日前市场出清结果，获取新能源场站中标出力曲线与出清价格；
第二获取模块：被配置为在实际运行结束后，获取电网实际负荷曲线与新能源场站实际出力曲线；
偏差计算模块：被配置为根据获取到的预测曲线与实际曲线，计算得到系统负荷偏差与新能源场站发电出力偏差；具体包括：根据对应的负荷曲线和新能源场站出力曲线，通过积分得到电力系统在t时段的实际负荷量ER(t)、预测负荷量EB(t)以及新能源场站在t时段中标电量Qi,B(t)、实际发电量Qi,R(t)；
电力系统在t时段的负荷偏差量为：ΔE(t)＝ER(t)-EB(t)；
新能源场站在t时段的偏差电量为：ΔQi(t)＝Qi,R(t)-Qi,B(t)；
偏差考核模块：被配置为判断电力系统负荷偏差与新能源场站发电出力偏差的偏差趋势，当二者的趋势相反时，对相应的新能源场站进行考核，同时收取惩罚费用并公示偏差考核结果，完成偏差考核结算；具体包括：当新能源投标偏差与电力系统整体偏差趋势相同，即ΔE(t)>0，ΔQi(t)>0或ΔE(t)<0,ΔQi(t)<0时，新能源场站不需要接受考核；
若新能源投标偏差与电力系统整体偏差趋势相反，当出现(ΔE(t)>0，ΔQi(t)<0)时，偏差考核费用的计算公式为：
当出现(ΔE(t)<0,ΔQi(t)>0)时，该偏差考核费用的计算公式为：
式中，为正向偏差价格，其值高于t时段出清电价p(t)；/>为负向偏差价格，其值低于t时段出清电价p(t)。
7.一种计算机装置,包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征是，所述处理器执行所述程序时实现上述权利要求1-5任一项方法的步骤。
8.一种电子设备，其特征是，包括存储器和处理器以及存储在存储器上并在处理器上运行的计算机指令，所述计算机指令被处理器运行时，完成权利要求1-5任一项方法的步骤。
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