CN117575738A - 一种考虑联络线约束的区域内虚拟电厂点对点交易方法 - Google Patents

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CN117575738A CN202311609746.8A CN202311609746A CN117575738A CN 117575738 A CN117575738 A CN 117575738A CN 202311609746 A CN202311609746 A CN 202311609746A CN 117575738 A CN117575738 A CN 117575738A
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张子昊
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Abstract

本发明公开了一种考虑联络线约束的区域内虚拟电厂点对点交易方法，包括以下步骤：步骤一，资源申报；步骤二，汇总提炼；步骤三，集中出清；步骤四，点对点交易；步骤五，调用资源；其中在上述步骤一中，各虚拟电厂内部资源向虚拟电厂进行申报；其中在上述步骤二中，虚拟电厂通过虚拟电厂管理平台对所有申报信息进行汇总提炼，形成虚拟电厂电力的量‑价曲线；其中在上述步骤三中，虚拟电厂利用所形成的电价曲线参与电力市场参与集中市场出清；该考虑联络线约束的区域内虚拟电厂点对点交易方法，为一片区域内虚拟电厂在联络线传输容量约束下进行点对点交易提供方法支撑，实现不同虚拟电厂之间的协调互动优化。

Description

一种考虑联络线约束的区域内虚拟电厂点对点交易方法
技术领域
本发明涉及电力市场交易技术领域，具体为一种考虑联络线约束的区域内虚拟电厂点对点交易方法。
背景技术
随着风电、光伏等可再生能源的发展，传统机组出力的占比逐渐减小，为弥补电力系统灵活性的短缺，需要将海量、随机的分布式资源进行利用，以增加电力系统灵活性。虚拟电厂是一种资源整合管理的能源利用模式。虚拟电厂可以打破分布式能源的区域限制，利用先进的计量、通信、控制等技术对分布式发电、储能、柔性负荷等分布式资源进行聚合，实现分布式资源的协调优化，合理利用分布式资源。
已有的虚拟电厂相关研究关注虚拟电厂参与集中市场的机制与策略，在海量分布式资源的背景下，虚拟电厂也必然是不同利益主体进行构建的，在这种情况下，设计一种考虑联络线约束的区域内虚拟电厂点对点交易方法，为一片区域内虚拟电厂在联络线传输容量约束下进行点对点交易提供方法支撑，实现不同虚拟电厂之间的协调互动优化。
发明内容
本发明的目的在于提供一种考虑联络线约束的区域内虚拟电厂点对点交易方法，以解决上述背景技术中提出的问题。
为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：一种考虑联络线约束的区域内虚拟电厂点对点交易方法，包括以下步骤：步骤一，资源申报；步骤二，汇总提炼；步骤三，集中出清；步骤四，点对点交易；步骤五，调用资源；
其中在上述步骤一中，各虚拟电厂内部资源向虚拟电厂进行申报；
其中在上述步骤二中，虚拟电厂通过虚拟电厂管理平台对所有申报信息进行汇总提炼，形成虚拟电厂电力的量-价曲线；
其中在上述步骤三中，虚拟电厂利用所形成的电价曲线参与电力市场参与集中市场出清；
其中在上述步骤四中，区域内虚拟电厂根据市场出清结果，决定自身在点对点交易市场中的角色，并进行彼此之间的点对点交易；
其中在上述步骤五中，各虚拟电厂在联络线约束下取得各自在预出清结果上需要额外交易的电量，完成交易。
优选的，所述步骤一中，各虚拟电厂内部资源向虚拟电厂进行申报具体包括：
1)虚拟电厂资源包括燃气轮机、分布式光伏发电、分布式风力发电、储能装置、可调负荷用户等具备可调能力的资源；
2)燃气轮机所需要申报的信息包括：燃气轮机的出力上下限、燃气轮机的成本曲线、燃气轮机的爬坡能力数据；
3)分布式光伏发电所需要申报的信息包括：光伏发电出力预测曲线、成本；
4)分布式风力发电所需要申报的信息包括：风力发电出力预测曲线、成本；
5)储能装置所需要申报的信息包括：充放电最大功率、额定容量、最大荷电状态、最小荷电状态、充放电效率、储能充放电调用成本；
6)可调负荷用户所需要申报的信息包括：可中断负荷最大削减量、可转移负荷最大转移量、可中断负荷允许削减的时段、可转移负荷允许转移的时段、可中断负荷削减调用成本、可转移负荷转移调用成本。
优选的，所述步骤二中，虚拟电厂通过虚拟电厂管理平台对所有申报信息进行汇总提炼，形成虚拟电厂电力的量-价曲线具体过程包括：
1)形成虚拟电厂电力的量-价曲线主要包括依据S1中燃气轮机、分布式光伏发电、分布式风力发电、储能装置以及可调负荷用户具备可调能力的资源所申报的信息形成成本曲线；
2)燃气轮机的成本曲线由以发电量为变量的二次函数表示如下：
其中，fMT,i为第i台燃气轮机在一个调动周期内的发电成本；PMT,t,i为第i台燃气轮机在t时段的输出功率；aMT,i为第i台燃气轮机发电成本的二次项系数；bMT,i为第i台燃气轮机发电成本的一次项系数；cMT,i为第i台燃气轮机发电成本的常数项；
3)分布式发电分为用户侧的以自发自用为主要运行模式的电源与独立运营的分布式电源两类，其成本如下：
以自发自用为主要运行模式的电源，其成本等于直接削减用户柔性负荷的成本；
独立运营的分布式电源，考虑到分布式电源增加出力并不会造成其度电成本的，其成本可由各运营商自行制定；
4)储能装置分为用户侧的储能装置与独立的电网侧储能装置两类，其成本表示如下：
装在用户侧的储能系统，其用于参与需求侧响应的负荷实际上来自用户负荷的转移，因此用户侧储能系统参与需求侧响应成本完全等同于直接削减用户柔性负荷的成本；
独立的储能电站，根据现阶段辅助服务市场的情况，独立储能电站主要的盈利模式为提供调频辅助服务，目前储能参与AGC调频能够获得的收益主要包括调频里程补偿以及调频容量补偿；因此，这类储能在用电高峰段接受虚拟电厂调度参与需求侧响应调峰的成本即为这段时期内减少的调频收益以及因参与需求侧响应调峰增加的电池损耗成本：
其中，NF表示储能平均每天参与调频的次数；PF1表示调频里程补偿价格；TF表示每次调频的平均时长；PF2表示调频容量补偿价格，考虑储能参与1h需求侧响应调峰需要额外占用一个1h进行充电，这段时间储能无法参与调峰市场，因此需对这段时间的损失进行补偿，所以乘以系数2；此外，PB表示储能电池成本；NB表示储能电池循环次数；表示储能电池增加一次循环带来的损耗；
5)可调负荷用户的柔性负荷参与需求侧响应的成本，我们主要通过计算负荷损失给用户造成的经济损失来衡量，从产电比的角度来估算，其成本可以写成以下的形式：
其中，C1表示用户柔性负荷失负荷的平均价值；ΔQ表示用户削减负荷量；Qi0表示用户初始用电负荷；N表示部门总的消费者剩余即部门增加值；G为部门的全年电力消耗；
6)综合以上所有信息形成总成本曲线。
优选的，所述步骤三中，虚拟电厂利用所形成的电价曲线参与电力市场参与集中市场出清的具体过程包括：
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)在运行日机组开机组合基础上，计算辅助服务市场的预出清结果，修改相应机组的出力上下限；
3)修改相应机组的出力上下限之后，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)对运行日的机组开机组合、机组出力曲线进行交流潮流安全校核，若不满足交流潮流安全约束，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四步的计算过程，直至满足交流潮流安全约束，得到市场的出清结果。
优选的，所述步骤四中，区域内虚拟电厂根据市场出清结果，决定自身在点对点交易市场中的角色，并进行彼此之间的点对点交易的具体过程包括：
在某一个交易时间t，当虚拟电厂n作为买家时：
n∈Nb(t)
其中，Nb(t)是时间段t内所有作为买家的虚拟电厂的编号的集合；
当虚拟电厂n作为卖家时：
n∈Ns(t)
其中，Ns(t)是时间段t内所有作为卖家的虚拟电厂的编号的集合；
由于同一个虚拟电厂不能同时作为买家和卖家，故卖家集合和买家集合间存在约束：
Ns(t)∩Nb(t)＝φ
若虚拟电厂既不售电也不购电，即其既不在买家集合也不在卖家集合，故：
ns(t)+nb(t)≤N
其中，ns(t)是t时间段内区域中作为卖家的虚拟电厂的数量，即集合Ns(t)的元素个数；nb(t)是t时间段内区域中作为买家的虚拟电厂的数量，即集合Nb(t)的元素个数；N是区域中的虚拟电厂总数。
优选的，所述步骤五中，各虚拟电厂在联络线约束下取得各自在预出清结果上需要额外交易的电量，完成交易的具体过程包括：
交易中需要满足所有虚拟电厂对外交互的联络线传输功率满足联络线约束如下：
Qline≤Qlimit
其中，Qline是联络线的传输功率；Qlimit是联络线的最大传输功率。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：该一种考虑联络线约束的区域内虚拟电厂点对点交易方法，通过对虚拟电厂内部资源申报信息进行聚合，形成虚拟电厂成本曲线参与集中市场，并在此基础上设计一种区域内虚拟电厂根据集中出清结果考虑联络线传输容量约束下进行点对点交易的方法，为一片区域内虚拟电厂在联络线传输容量约束下进行点对点交易提供方法支撑。
附图说明
图1为本发明的方法流程图；
图2为根据本发明实施例的交易方法流程框架图；
图3为根据本发明实施例的虚拟电厂成本曲线图；
图4为根据本发明实例的虚拟电厂交易联络线传输容量结果。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
请参阅图1-4，本发明提供的一种实施例：一种考虑联络线约束的区域内虚拟电厂点对点交易方法，包括以下步骤：步骤一，资源申报；步骤二，汇总提炼；步骤三，集中出清；步骤四，点对点交易；步骤五，调用资源；
其中在上述步骤一中，各虚拟电厂内部资源向虚拟电厂进行申报，各虚拟电厂内部资源向虚拟电厂进行申报具体包括：
1)虚拟电厂资源包括燃气轮机、分布式光伏发电、分布式风力发电、储能装置、可调负荷用户等具备可调能力的资源；
2)燃气轮机所需要申报的信息包括：燃气轮机的出力上下限、燃气轮机的成本曲线、燃气轮机的爬坡能力数据；
3)分布式光伏发电所需要申报的信息包括：光伏发电出力预测曲线、成本；
4)分布式风力发电所需要申报的信息包括：风力发电出力预测曲线、成本；
5)储能装置所需要申报的信息包括：充放电最大功率、额定容量、最大荷电状态、最小荷电状态、充放电效率、储能充放电调用成本；
6)可调负荷用户所需要申报的信息包括：可中断负荷最大削减量、可转移负荷最大转移量、可中断负荷允许削减的时段、可转移负荷允许转移的时段、可中断负荷削减调用成本、可转移负荷转移调用成本；
其中在上述步骤二中，虚拟电厂通过虚拟电厂管理平台对所有申报信息进行汇总提炼，形成虚拟电厂电力的量-价曲线，虚拟电厂通过虚拟电厂管理平台对所有申报信息进行汇总提炼，形成虚拟电厂电力的量-价曲线具体过程包括：
1)形成虚拟电厂电力的量-价曲线主要包括依据S1中燃气轮机、分布式光伏发电、分布式风力发电、储能装置以及可调负荷用户具备可调能力的资源所申报的信息形成成本曲线；
2)燃气轮机的成本曲线由以发电量为变量的二次函数表示如下：
其中，fMT,i为第i台燃气轮机在一个调动周期内的发电成本；PMT,t,i为第i台燃气轮机在t时段的输出功率；aMT,i为第i台燃气轮机发电成本的二次项系数；bMT,i为第i台燃气轮机发电成本的一次项系数；cMT,i为第i台燃气轮机发电成本的常数项；
3)分布式发电分为用户侧的以自发自用为主要运行模式的电源与独立运营的分布式电源两类，其成本如下：
以自发自用为主要运行模式的电源，其成本等于直接削减用户柔性负荷的成本；
独立运营的分布式电源，考虑到分布式电源增加出力并不会造成其度电成本的，其成本可由各运营商自行制定；
4)储能装置分为用户侧的储能装置与独立的电网侧储能装置两类，其成本表示如下：
装在用户侧的储能系统，其用于参与需求侧响应的负荷实际上来自用户负荷的转移，因此用户侧储能系统参与需求侧响应成本完全等同于直接削减用户柔性负荷的成本；
独立的储能电站，根据现阶段辅助服务市场的情况，独立储能电站主要的盈利模式为提供调频辅助服务，目前储能参与AGC调频能够获得的收益主要包括调频里程补偿以及调频容量补偿；因此，这类储能在用电高峰段接受虚拟电厂调度参与需求侧响应调峰的成本即为这段时期内减少的调频收益以及因参与需求侧响应调峰增加的电池损耗成本：
其中，NF表示储能平均每天参与调频的次数；PF1表示调频里程补偿价格；TF表示每次调频的平均时长；PF2表示调频容量补偿价格，考虑储能参与1h需求侧响应调峰需要额外占用一个1h进行充电，这段时间储能无法参与调峰市场，因此需对这段时间的损失进行补偿，所以乘以系数2；此外，PB表示储能电池成本；NB表示储能电池循环次数；表示储能电池增加一次循环带来的损耗；
5)可调负荷用户的柔性负荷参与需求侧响应的成本，我们主要通过计算负荷损失给用户造成的经济损失来衡量，从产电比的角度来估算，其成本可以写成以下的形式：
其中，C1表示用户柔性负荷失负荷的平均价值；ΔQ表示用户削减负荷量；Qi0表示用户初始用电负荷；N表示部门总的消费者剩余即部门增加值；G为部门的全年电力消耗；
6)综合以上所有信息形成总成本曲线；
其中在上述步骤三中，虚拟电厂利用所形成的电价曲线参与电力市场参与集中市场出清，虚拟电厂利用所形成的电价曲线参与电力市场参与集中市场出清的具体过程包括：
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)在运行日机组开机组合基础上，计算辅助服务市场的预出清结果，修改相应机组的出力上下限；
3)修改相应机组的出力上下限之后，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)对运行日的机组开机组合、机组出力曲线进行交流潮流安全校核，若不满足交流潮流安全约束，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四步的计算过程，直至满足交流潮流安全约束，得到市场的出清结果；
其中在上述步骤四中，区域内虚拟电厂根据市场出清结果，决定自身在点对点交易市场中的角色，并进行彼此之间的点对点交易，区域内虚拟电厂根据市场出清结果，决定自身在点对点交易市场中的角色，并进行彼此之间的点对点交易的具体过程包括：
在某一个交易时间t，当虚拟电厂n作为买家时：
n∈Nb(t)
其中，Nb(t)是时间段t内所有作为买家的虚拟电厂的编号的集合；
当虚拟电厂n作为卖家时：
n∈Ns(t)
其中，Ns(t)是时间段t内所有作为卖家的虚拟电厂的编号的集合；
由于同一个虚拟电厂不能同时作为买家和卖家，故卖家集合和买家集合间存在约束：
Ns(t)∩Nb(t)＝φ
若虚拟电厂既不售电也不购电，即其既不在买家集合也不在卖家集合，故：
ns(t)+nb(t)≤N
其中，ns(t)是t时间段内区域中作为卖家的虚拟电厂的数量，即集合Ns(t)的元素个数；nb(t)是t时间段内区域中作为买家的虚拟电厂的数量，即集合Nb(t)的元素个数；N是区域中的虚拟电厂总数；
其中在上述步骤五中，各虚拟电厂在联络线约束下取得各自在预出清结果上需要额外交易的电量，完成交易，各虚拟电厂在联络线约束下取得各自在预出清结果上需要额外交易的电量，完成交易的具体过程包括：
交易中需要满足所有虚拟电厂对外交互的联络线传输功率满足联络线约束如下：
Qline≤Qlimit
其中，Qline是联络线的传输功率；Qlimit是联络线的最大传输功率。
基于上述，本发明的优点在于，该发明使用时，通过对虚拟电厂内部资源申报信息进行聚合，形成虚拟电厂成本曲线参与集中市场，并在此基础上设计一种区域内虚拟电厂根据集中出清结果考虑联络线传输容量约束下进行点对点交易的方法设计一种考虑联络线约束的区域内虚拟电厂点对点交易方法，为一片区域内虚拟电厂在联络线传输容量约束下进行点对点交易提供方法支撑，实现不同虚拟电厂之间的协调互动优化。
对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。不应将权利要求中的任何附图标记视为限制所涉及的权利要求。

Claims (6)

1.一种考虑联络线约束的区域内虚拟电厂点对点交易方法，包括以下步骤：步骤一，资源申报；步骤二，汇总提炼；步骤三，集中出清；步骤四，点对点交易；步骤五，调用资源；其特征在于：
其中在上述步骤一中，各虚拟电厂内部资源向虚拟电厂进行申报；
其中在上述步骤二中，虚拟电厂通过虚拟电厂管理平台对所有申报信息进行汇总提炼，形成虚拟电厂电力的量-价曲线；
其中在上述步骤三中，虚拟电厂利用所形成的电价曲线参与电力市场参与集中市场出清；
其中在上述步骤四中，区域内虚拟电厂根据市场出清结果，决定自身在点对点交易市场中的角色，并进行彼此之间的点对点交易；
其中在上述步骤五中，各虚拟电厂在联络线约束下取得各自在预出清结果上需要额外交易的电量，完成交易。
2.根据权利要求1所述的一种考虑联络线约束的区域内虚拟电厂点对点交易方法，其特征在于：所述步骤一中，各虚拟电厂内部资源向虚拟电厂进行申报具体包括：
1)虚拟电厂资源包括燃气轮机、分布式光伏发电、分布式风力发电、储能装置、可调负荷用户等具备可调能力的资源；
2)燃气轮机所需要申报的信息包括：燃气轮机的出力上下限、燃气轮机的成本曲线、燃气轮机的爬坡能力数据；
3)分布式光伏发电所需要申报的信息包括：光伏发电出力预测曲线、成本；
4)分布式风力发电所需要申报的信息包括：风力发电出力预测曲线、成本；
5)储能装置所需要申报的信息包括：充放电最大功率、额定容量、最大荷电状态、最小荷电状态、充放电效率、储能充放电调用成本；
6)可调负荷用户所需要申报的信息包括：可中断负荷最大削减量、可转移负荷最大转移量、可中断负荷允许削减的时段、可转移负荷允许转移的时段、可中断负荷削减调用成本、可转移负荷转移调用成本。
3.根据权利要求1所述的一种考虑联络线约束的区域内虚拟电厂点对点交易方法，其特征在于：所述步骤二中，虚拟电厂通过虚拟电厂管理平台对所有申报信息进行汇总提炼，形成虚拟电厂电力的量-价曲线具体过程包括：
1)形成虚拟电厂电力的量-价曲线主要包括依据S1中燃气轮机、分布式光伏发电、分布式风力发电、储能装置以及可调负荷用户具备可调能力的资源所申报的信息形成成本曲线；
2)燃气轮机的成本曲线由以发电量为变量的二次函数表示如下：
其中，fMT,i为第i台燃气轮机在一个调动周期内的发电成本；PMT,t,i为第i台燃气轮机在t时段的输出功率；aMT,i为第i台燃气轮机发电成本的二次项系数；bMT,i为第i台燃气轮机发电成本的一次项系数；cMT,i为第i台燃气轮机发电成本的常数项；
3)分布式发电分为用户侧的以自发自用为主要运行模式的电源与独立运营的分布式电源两类，其成本如下：
以自发自用为主要运行模式的电源，其成本等于直接削减用户柔性负荷的成本；
独立运营的分布式电源，考虑到分布式电源增加出力并不会造成其度电成本的，其成本可由各运营商自行制定；
4)储能装置分为用户侧的储能装置与独立的电网侧储能装置两类，其成本表示如下：
装在用户侧的储能系统，其用于参与需求侧响应的负荷实际上来自用户负荷的转移，因此用户侧储能系统参与需求侧响应成本完全等同于直接削减用户柔性负荷的成本；
独立的储能电站，根据现阶段辅助服务市场的情况，独立储能电站主要的盈利模式为提供调频辅助服务，目前储能参与AGC调频能够获得的收益主要包括调频里程补偿以及调频容量补偿；因此，这类储能在用电高峰段接受虚拟电厂调度参与需求侧响应调峰的成本即为这段时期内减少的调频收益以及因参与需求侧响应调峰增加的电池损耗成本：
其中，NF表示储能平均每天参与调频的次数；PF1表示调频里程补偿价格；TF表示每次调频的平均时长；PF2表示调频容量补偿价格，考虑储能参与1h需求侧响应调峰需要额外占用一个1h进行充电，这段时间储能无法参与调峰市场，因此需对这段时间的损失进行补偿，所以乘以系数2；此外，PB表示储能电池成本；NB表示储能电池循环次数；表示储能电池增加一次循环带来的损耗；
5)可调负荷用户的柔性负荷参与需求侧响应的成本，我们主要通过计算负荷损失给用户造成的经济损失来衡量，从产电比的角度来估算，其成本可以写成以下的形式：
其中，C1表示用户柔性负荷失负荷的平均价值；ΔQ表示用户削减负荷量；Qi0表示用户初始用电负荷；N表示部门总的消费者剩余即部门增加值；G为部门的全年电力消耗；
6)综合以上所有信息形成总成本曲线。
4.根据权利要求1所述的一种考虑联络线约束的区域内虚拟电厂点对点交易方法，其特征在于：所述步骤三中，虚拟电厂利用所形成的电价曲线参与电力市场参与集中市场出清的具体过程包括：
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)在运行日机组开机组合基础上，计算辅助服务市场的预出清结果，修改相应机组的出力上下限；
3)修改相应机组的出力上下限之后，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)对运行日的机组开机组合、机组出力曲线进行交流潮流安全校核，若不满足交流潮流安全约束，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四步的计算过程，直至满足交流潮流安全约束，得到市场的出清结果。
5.根据权利要求1所述的一种考虑联络线约束的区域内虚拟电厂点对点交易方法，其特征在于：所述步骤四中，区域内虚拟电厂根据市场出清结果，决定自身在点对点交易市场中的角色，并进行彼此之间的点对点交易的具体过程包括：
在某一个交易时间t，当虚拟电厂n作为买家时：
n∈Nb(t)
其中，Nb(t)是时间段t内所有作为买家的虚拟电厂的编号的集合；
当虚拟电厂n作为卖家时：
n∈Ns(t)
其中，Ns(t)是时间段t内所有作为卖家的虚拟电厂的编号的集合；
由于同一个虚拟电厂不能同时作为买家和卖家，故卖家集合和买家集合间存在约束：
Ns(t)∩Nb(t)＝φ
若虚拟电厂既不售电也不购电，即其既不在买家集合也不在卖家集合，故：
ns(t)+nb(t)≤N
其中，ns(t)是t时间段内区域中作为卖家的虚拟电厂的数量，即集合Ns(t)的元素个数；nb(t)是t时间段内区域中作为买家的虚拟电厂的数量，即集合Nb(t)的元素个数；N是区域中的虚拟电厂总数。
6.根据权利要求1所述的一种考虑联络线约束的区域内虚拟电厂点对点交易方法，其特征在于：所述步骤五中，各虚拟电厂在联络线约束下取得各自在预出清结果上需要额外交易的电量，完成交易的具体过程包括：
交易中需要满足所有虚拟电厂对外交互的联络线传输功率满足联络线约束如下：
Qline≤Qlimit
其中，Qline是联络线的传输功率；Qlimit是联络线的最大传输功率。
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