一种考虑多主体聚合参与电力现货市场出清方法与流程

本发明涉及电力市场，具体为一种考虑多主体聚合参与电力现货市场出清方法。

背景技术：

1、随着电力市场改革的不断深入及新型电力系统建设的快速推进，电力市场竞价供需双边发生了巨大的变化，电力现货市场成为重点改革方向。从发电侧主体来看，随着风电、光伏等新能源、储能规模化加入电网，影响传统发电机组出力，电源结构从可控制持续出力特性向强不确定性、弱可控性特性转变，新能源、储能的加入给大电网的电量平衡及电力安全带来双重挑战。从负荷用电侧主体来看，传统现货市场出清中大都采取单边竞价模式，用户实际并没有参与现货市场竞争，为了促进资源优化配置，提高市场效率，负荷侧参与市场出清机制开始从报量不报价到报量报价转变，在新环境下需求侧呈现出地域差异大、市场供需关系变化大等特点，这给发电侧、需求侧高效参与电力现货市场出清带来了巨大的挑战。因此亟需高效整合海量分布式资源参与现货交易，充分调动电网源荷储各环节可调节资源特别是众多负荷侧聚合资源和储能资源等新型主体参与电力市场，促进可再生能源的高效安全消纳，构建一个公平、安全、高效的电力现货交易市场。

2、本发明综合现货市场中多主体的影响，通过聚类算法聚合需求侧用户参与市场竞价，并构建包含传统发电机组、新能源机组、储能、可调节负荷等多主体聚合参与的电力现货市场出清方法，通过对多因素复杂约束条件的分析，能够高效响应市场机制，进行合理的市场出清和结算，提高市场的价格出清效率，为电力市场改革提供技术支撑和经验借鉴，推动电力市场规则和制度的完善和创新。

技术实现思路

1、(一)解决的技术问题

2、针对现有技术的不足，本发明提供了一种考虑多主体聚合参与电力现货市场出清方法，具备为电力现货市场提供一个公平、透明、高效的现货交易机制，实现分散式用户资源的最优配置和利用，促进市场的公平和透明等优点，解决了地域差异大、市场供需关系变化大的问题。

3、(二)技术方案

4、为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：一种考虑多主体聚合参与电力现货市场出清方法，包括可调节负荷侧用电聚类算法设计、考虑储能充放电市场出清的算法设计、构建多主体聚合参与市场出清模型、约束条件分析和模型求解，具体包括以下步骤：

5、1、通过分析异构分散式用户用电特征对可调节负荷侧用电进行耦合聚类，考虑储能电源参与双边竞价设计储能出清算法；

6、2、构建包含规模化分布式电源、储能、可调节负荷等多主体聚合参与的双边交易电力现货市场出清策略模型；

7、3、对策略的电网运行、传统电源与新能源出力运行、储能充放电运行等进行约束分析；

8、4、通过建立的模型提出求解方法，并利用求解方法求出结果。

9、优选的，所述可调节负荷侧用电聚类算法设计包括获取可调节负荷侧用电市场需求信息，通过分析异构分散式用户的历史用电数据，基于用户物理—市场特性的变化规律与关联关系，采用k-means聚类算法进行电力用户聚类，构建用户之间的耦合关系，具体步骤如下：

10、1)、获取用户基本行业分类，再对用户不同时间段的用电负荷，根据预设排序规则对用户进，行时间段排序，分别获得起始时间点集；

11、2)、根据预设选择规则获得预设的排位数，根据公式ph＝round(m/(k+1))*h-1获取预设聚类个数的排位数，其中p为第h个排位数，1≤h≤k，k为聚类个数,m为电力负荷用户数量，基于此预测负荷侧用电需求函数为用电侧负荷节点b时段t的负荷预测值，通过参与现货电力市场竞价交易。

12、优选的，所述考虑储能充放电市场出清的算法设计需要考虑储能参与双边竞价，根据规模化分散用户用电负荷预测数据、传统电源及新能源发电出力预测数据构建考虑储能的出清策略，目标是实现充放电效益最大化。

13、

14、其中，tmax、tmin为分时电价中电价最高、电价最低时段，为时段t储能s所在节点分时电价，分别为储能s时段t充电功率、放电功率，δt为时段间隔，约束条件为：

15、

16、其中，分别为储能s最大放电功率、最大充电功率，为储能s最大充电量限值，γs为储能s折算至充电侧的损耗系数。

17、优选的，所述构建多主体聚合参与市场出清策略模型包括获取发电侧市场申报信息，以发电成本最优为目标，构建含规模化分布式电源、储能、可调节负荷等多主体双边参与的电力现货市场出清方法，其中传统电源采用分时段的方式进行电力申报，新能源采用补充传统电源的方式进行灵活电力申报，储能可以参与双边市场，在传统分时段电力申报模式下，发电主体处于运行状态的发电机组最大、最小发电出力，最大、最小爬坡能力，各分段价格及各分段发电出力限值之间，新能源发电主体申报对应阶段发电量及价格最大发电出力，目标函数得到最小发电成本，模型如下：

18、

19、其中min cuc为组合模型优化目标，ng为采用分时段出力申报模式的传统电源发电机组数量；nh为采用补充传统电源的方式灵活交易模式的新能源数量；nt为分段出力申报模式下的优化时段数，δt为对应时间间隔，nht为优化时段小时数，两者应满足nt*δt＝nht；为传统电源发电机组g时段t的出清价格，为传统电源发电机组g时段t的出清发电出力；为传统电源启停成本，分别为传统电源g启动状态变量、停机状态变量；分别为新能源h第ht时段灵活交易申报价格和申报电量，为新能源h第ht时段灵活交易是否中标的状态变量，为储能s时段t充电功率，为折算至充电侧的电储能s申报价格，新能源n时段t的弃风弃光功率。

20、优选的，所述约束条件分析包括电网运行约束、传统电源运行约束、储能电源运行约束和新能源电源运行约束；

21、1)、电网运行约束

22、发电侧包括传统电源发电机组出清发电出力、新能源出清发电出力以及储能充放电出清出力，发电侧出力与需求侧负荷保持平衡，且发电侧出力传输能力必须在最大、最小传输能力之间，公式如下：

23、

24、其中，别为时段t储能s净充放电功率和充电功率，为节点b时段t的用电负荷，nb为负荷节点数，分别为运行断面ns的最大、最小传输能力，gns,g、gns,n、gns,s、gb,n依次为运行断面ns与传统电源g、新能源n、参与双边交易的电储能s、负荷节点b的潮流转移分布因子；为新能源n在时段t的预测最大出力。

25、2)、传统电源运行约束

26、考虑传统电源出力上下限约束、出清价格约束、爬坡能力约束公式如下：

27、

28、

29、其中，分别为传统电源g最大、最小发电出力，分别为传统电源g最大、最小爬坡能力，分别为新能源n时段t发电出力、新能源n时段t弃风弃光功率，为新能源n时段t预测最大出力，np为传统电源采用分段电力申报模式下的最大申报段数，分别为各段发电出力上、下限值，由于各段发电出力是连续的，因此前一段最大发电出力与下一段最小发电出力相等。

30、3)、储能电源运行约束

31、考虑储能电源最大放电与最大充电功率约束，在充放电过程中还需要考虑损耗，公式如下：

32、

33、其中，分别表示t时刻储能s的充、放电功率。

34、4)、新能源电源运行约束

35、根据新能源运行需求，考虑优化时段发电量约束、特定时段发电量限制约束，申报电量等必须满足的运行条件，公式如下：

36、

37、其中，eh,min、eh,max分别为整个优化时段新能源总发电量上、下限值，分别为根据运行需要新能源h整个优化时段发电量上、下限值，分别为特定时段t所有新能源总发电量上、下限值。

38、优选的，所述模型求解为利用cplex等商用软件或采用分支定界优化方法，求解考虑分布式电源、储能、可调节负荷的多主体聚合参与的电力现货市场出清模型。

39、(三)有益效果

40、与现有技术相比，本发明提供了一种考虑多主体聚合参与电力现货市场出清方法，具备以下有益效果：

41、该一种考虑多主体聚合参与电力现货市场出清方法，通过分析负荷用电侧基于物理—市场特性的用电变化规律，对可调节负荷侧进行聚类拟合，充分考虑新能源、储能等因素对传统发电机组出力影响，构建了考虑传统机组、新能源机组、储能电源电力、可调节负荷等多主体聚合参与电力现货市场出清策略，缓解源荷非实时平衡、提升新能源就地消纳能力，实现分散式用户资源的高效整合和市场化运营提供技术支持，为电力现货市场提供一个公平、透明、高效的现货交易机制，实现分散式用户资源的最优配置和利用，促进市场的公平和透明，为电力市场改革提供技术支撑和经验借鉴，推动电力市场规则和制度的完善和创新，助力国家目标实现和新型电力系统落地实施。