[发明专利]一种考虑水光蓄互补发电的电力现货市场出清机制

权利要求书

1.一种考虑水光蓄互补发电的电力现货市场出清机制，其特征在于，包括以下步骤：

S1，电力现货日前市场开始后，根据电力调度机构发布的市场相关信息，通过双层出清优化模型对市场相关信息进行出清优化，执行步骤S2：

S2，通过双层出清优化模型的上层模型，根据市场相关信息获得各电站机组在运行日的开机组合与出力计划，根据各电站机组在运行日的开机组合与出力计划，通过双层出清优化模型的下层模型获得运行日各电站的出力计划，将上层模型以及下层模型的输出结果相互迭代，获得各电站及机组在运行日的最优出力计划。

2.根据权利要求1所述的一种考虑水光蓄互补发电的电力现货市场出清机制，其特征在于，所述市场相关信息包括光伏电站发电商申报量报价信息、梯级水电电站发电商申报量报价信息、抽蓄电站发电商申报量报价信息，发电商申报的量价信息表示机组运行在不同出力区间时的单位电能量价格，每段报价的电能量价格均不可超过申报价格的上限、下限的相关限制。

3.根据权利要求1所述的一种考虑水光蓄互补发电的电力现货市场出清机制，其特征在于，所述双层出清优化模型的上层模型为日前市场电站调度模型，双层出清优化模型的下层模型为短期水光蓄互补发电优化模型。

4.根据权利要求3所述的一种考虑水光蓄互补发电的电力现货市场出清机制，其特征在于，所述日前市场电站调度模型的目标函数数学模型为：

式中，N_hyd表示水电站总个数；N_pv表示分布式光伏电站总个数；N_gn表示抽水蓄能电站总个数；π_i,t、π_j,t、π_k,t分别表示水电站在时段t的报价、分布式光伏电站在时段t的报价、抽水蓄能电站在时段t的报价；T表示所考虑的总时段数；P_i,t、P_j,t、P_k,t分别表示水电站在时段t的优化出力、分布式光伏电站在时段t的优化出力、抽水蓄能电站在时段t的优化出力；表示分布式光伏电站在时段t的预测可被调用的光伏出力；μ表示惩罚系数。

5.根据权利要求4所述的一种考虑水光蓄互补发电的电力现货市场出清机制，其特征在于，所述日前市场电站调度模型的约束条件包括系统负荷平衡约束、机组发电功率限制约束、水电站限制区约束、运行水位约束、发电流量约束、出库流量约束、线路潮流约束、断面潮流约束。

6.根据权利要求3所述的一种考虑水光蓄互补发电的电力现货市场出清机制，其特征在于，所述短期水光蓄互补发电优化模型通过利用梯级水电的优化调度和抽水蓄能的灵活充放电特性，采用小时级控制模型实现对波动性的调控，其波动性缓解的目标函数为：

minF＝mink_ch

式中，F为优化出力，k_ch为主网联络线最大功率波动点。

7.根据权利要求6所述的一种考虑水光蓄互补发电的电力现货市场出清机制，其特征在于，所述短期水光蓄互补发电优化模型的总出力函数为：

式中，P_L,t表示水光蓄互补发电优化总出力；水P_hyd,i,t、P_pv,j,t、P_gn，k,t分别表示水电站i、光伏电站j、抽蓄电站k在时段t的优化出力。

8.根据权利要求7所述的一种考虑水光蓄互补发电的电力现货市场出清机制，其特征在于，所述短期水光蓄互补发电优化模型的负荷跟踪系数I_T的表达式为：

式中，α_L,t为电源出力变化率的标幺值，T表示所考虑的总时段数。

9.根据权利要求8所述的一种考虑水光蓄互补发电的电力现货市场出清机制，其特征在于，所述短期水光蓄互补发电优化模型的电网接入点的最大功率变化率的标幺值计算公式为：

式中，k_ch表示电网接入点的最大功率变化率的标幺值，表示电网接入点的平均功率，P_ch,t表示t时段接入点的功率。