基于直流输电群的跨省外送交易决策方法、系统及计算机设备与流程

1.本发明属于电力运营技术领域，涉及基于直流输电群的跨省外送交易决策方法、系统及计算机设备。


背景技术：

2.目前基于直流外送通道的省间电量交易基本上是依靠指令性计划以及相互协商达成的。指令性计划规定了中长期的基数电量，电价由发送电端省份和接收端省份磋商敲定；而相互协商的方式下，输送电量和电价均由双边谈判议定。协议电量按照约定曲线物理执行，通常调峰比例也由双边议定。
3.现有的相互协商的双边交易中，由于中长期电量电价主要由双边协商制定，人为因素在其中起到了决定性的作用。因此协议往往无法体现真实的供需关系，使得送电端省份存在低价送电或购端省份高价买电的现象，资源无法得到优化配置。另外，双边协商还存在诸多其他问题，例如：一方面，在进行双边协商的时候往往只有历史成交数据作为指导，且历史数据往往只是单一场景下的结果，无法对即将发生的各种交易场景给出模拟和参考建议；另一方面，当存在多个购电省份时，通常要进行多轮协商才能敲定最终结果，在每一轮协商后，作为售电端省份需要进行大量计算来确保在满足区内供需平衡的前提下有更优的收益并兼顾资源的优化配置，现有的技术无法对该计算提供一个逻辑上的顺序，因而在结果的合理性上会有一定的缺陷。


技术实现要素：

4.为解决现有技术中的不足，本技术提供基于直流输电群的跨省外送交易决策方法、系统及计算机设备，可以解决现有技术中对跨省外送电价交易无法提供一个逻辑上的顺序的问题。
5.为了实现上述目标，本发明采用如下技术方案：
6.基于直流输电群的跨省外送交易决策方法，包括以下步骤：
7.步骤1：分析送电端与受电端跨省份交易场景，构建影响交易结果的变量体系，包括送电端省份富裕发电能力、各受电端省份量价意向、交易通道容量和新能源配比；
8.步骤2：建立送电端的富裕发电能力曲线估算模型并进行送电端的富裕发电能力曲线估算，确定送电端能够接受的价格范围；
9.步骤3：预测受电端各直流通道的目标年度电量需求曲线并计算各月份预测电量需求曲线；
10.步骤4：对比各月份预测电量需求曲线和富裕发电能力曲线，结合调节手段和通道优先级，在富裕发电能力曲线满足各月份预测电量需求曲线时，按照预测电量需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标；
11.步骤5：获取受电端各月份实际电量需求曲线，对比各月份实际电量需求曲线和富
裕发电能力曲线，结合调节手段和各通道优先级，在富裕发电能力曲线满足各月份实际电量需求曲线时，按照实际需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标，参考步骤4对应的指标和送电端能够接受的价格范围，以新能源外送量和配比最优以及外送电收益最大化为目标确定最优交易决策结果。
12.本发明进一步包括以下优选方案：
13.优选地，步骤2具体包括：
14.步骤2.1.1：建立送电端的富裕发电能力曲线估算模型：
[0015][0016]
其中，p
富裕发电能力，y
表示送电端在年份y的富裕发电能力；
[0017]
表示送电端在年份y的统调发电预测出力之和；
[0018]
i表示电源类型，n表示电源种类；
[0019]
p
统调负荷预测，y
表示送电端在年份y扣除孤网后的统调负荷规模，即为统调负荷预测；
[0020]
步骤2.2：根据送电端的富裕发电能力曲线估算模型获取所需预测曲线并估算送电端的富裕发电能力曲线；
[0021]
步骤2.3：确定送电端省能够接受的价格范围。
[0022]
优选地，步骤2.2具体包括：
[0023]
根据送电端的富裕发电能力曲线估算模型，获取统调发电预测曲线和统调负荷预测曲线；
[0024]
所述统调发电预测曲线为新能源预测发电曲线、火电预测发电曲线与水电预测发电曲线之和；
[0025]
估算送电端的富裕发电能力曲线：统调发电预测曲线和统调负荷预测曲线之差构成送电端的富裕发电能力曲线。
[0026]
优选地，步骤2.3具体为：确定目标年份送电端省火电和新能源机组的超发电价以及市场化价格，同时参考受电端省标杆电价和浮动范围，进而确定送电端省能够接受的价格范围：送电端省能够接受的价格下限为火电和新能源机组的超发价格或者送电端省份市场化电价，价格上限为受电端省份的标杆电价上浮20％后折算到送电端省份的价格。
[0027]
优选地，步骤3具体为：依据过往年份已成交的送电曲线，结合受电端的预测负荷增长率对过往年份的曲线做调整，实现受电端各直流通道的目标年度电量需求曲线预测，并对受电端各直流通道的目标年度电量需求曲线进行月度分解，得到各月电量分解曲线并按月将各直流通道的电量分解曲线求和，得到各月份预测电量需求曲线。
[0028]
优选地，步骤4具体为：
[0029]
对比各月份预测电量需求曲线和富裕发电能力曲线，判断富裕发电能力曲线是否满足各月份预测电量需求曲线，并在满足时，按照预测电量需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标，否则，通过调节手段对富裕发电能力曲线进行调节；
[0030]
判断调节后的富裕发电能力曲线是否满足所述各月份预测电量需求曲线，若满
足，则按照预测电量需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标；若不满足，则将各通道进行优先级排序，削减末位优先级的通道直到满足各月份预测电量需求曲线后，按照预测电量需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标。
[0031]
优选地，所述将各通道进行优先级排序是指按照各受电端省份价格意向从高到低进行优先级排序。
[0032]
优选地，所述关键技术指标包括：新能源指标和外送收益指标；
[0033]
所述新能源指标包括新能源外送量和新能源配比；
[0034]
所述外送收益指标包括电厂收益、地方电网收益和国家电网收益；
[0035]
所述新能源外送量计算公式为：
[0036][0037]
其中，q
新能源外送,y
为在y年份送电端省份新能源外送量；n为直流通道总数；qi是第i条直流通道的购电需求量；k
新能源,i
表示第i条通道的新能源购电比例；
[0038]
所述新能源配比的计算公式为：
[0039][0040]
其中，r为新能源配比，q
新能源发,y
是y年份送电端省份新能源总发电量，q
社会,y
为送电端省份在y年份的全社会用电量，k
激励
为送电端省份在y年份的非水可再生能源消纳权重激励指标；
[0041]
所述电厂收益的计算公式为：
[0042][0043]
其中，i
电厂
表示电厂收益，p
i,m
表示第i条通道在m时段的上网电价，q
i,m
表示第i条通道在m时刻的电量需求，m表示送电曲线的分段总数；
[0044]
所述国家电网收益的计算公式为：
[0045][0046]
其中，i
国网
表示国家电网收益，p
i,直流服务
表示第i条通道的度电直流输电服务费；
[0047]
所述地方电网收益的计算公式为：
[0048]i地方
＝p
服务
·q总
[0049]
其中，i
地方
表示送电端省份地方电网收益，p
服务
表示送电端电网度电服务费，q
总
表示外送成交总电量。
[0050]
优选地，所述调节手段包括外购电、调用储能以及需求侧响应。
[0051]
本技术还提供一种基于直流输电群的跨省外送交易决策系统，包括：
[0052]
变量体系构建模块，用于分析送电端与受电端跨省份交易场景，构建影响交易结
果的变量体系，包括送电端省份富裕发电能力、各受电端省份量价意向、交易通道容量和新能源配比；
[0053]
富裕发电能力估算模块，用于建立送电端的富裕发电能力曲线估算模型并进行送电端的富裕发电能力曲线估算，确定送电端能够接受的价格范围；
[0054]
预测电量需求曲线计算模块，用于预测受电端各直流通道的目标年度电量需求曲线并基于此计算各月份预测电量需求曲线；
[0055]
预测模块，用于对比各月份预测电量需求曲线和富裕发电能力曲线，结合调节手段和通道优先级，在富裕发电能力曲线满足各月份预测电量需求曲线时，按照预测电量需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标；
[0056]
决策模块，用于获取受电端各月份实际电量需求曲线，对比各月份实际电量需求曲线和富裕发电能力曲线，结合调节手段和各通道优先级，在富裕发电能力曲线满足各月份实际电量需求曲线时，按照实际需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标，参考预测模块对应的指标和送电端能够接受的价格范围，以新能源外送量和配比最优以及外送电收益最大化为目标确定最优交易决策结果。
[0057]
本技术还提供一种基于直流输电群的跨省外送交易决策计算机设备，包括：存储器、处理器和网络接口；
[0058]
所述存储器存储有计算机程序，所述计算机程序被所述处理器执行时，使得所述处理器执行所述基于直流输电群的跨省外送交易决策方法。
[0059]
本技术所达到的有益效果：
[0060]
本发明从送电端的角度出发，基于直流输电网络给送电端省份的长周期外送交易提供了决策依据，使得送电端省份在多轮双边协商的过程中，结合调节手段和各通道优先级，在富裕发电能力曲线满足各月份实际电量需求曲线时，按照实际需求分配各通道电量并确定曲线，同时，当实际电量需求超过富裕发电能力曲线时，对低优先级的通道进行曲线削减调整，从而形成一个明确的逻辑顺序，再参照该逻辑顺序对外送收益和区内平衡进行科学的计算。
[0061]
(1)适合拥有多个直流通道的送电省份在实际交易前对可能出现的场景进行模拟并计算对应边界条件；
[0062]
(2)可以在复杂的多轮双边协商过程中为送电端省份提供一个有迹可循的决策流程，方便送电端省份作出最有利的方案；
[0063]
(3)可以在决策过程中指导调动区内外各类资源，有利于实现更广范围内的资源优化配置。
附图说明
[0064]
图1是本发明基于直流输电群的跨省外送交易决策方法流程图；
[0065]
图2是本发明基于直流输电群的跨省外送交易决策方法实施流程图；
[0066]
图3是本发明基于直流输电群的跨省外送交易决策方法实施硬件结构示意图。
具体实施方式
[0067]
下面结合附图对本技术作进一步描述。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技术的保护范围。
[0068]
如图1所示，本发明的实施例1提供了一种基于直流输电群的跨省外送交易决策方法，在本发明优选但非限制性的实施方式中，所述方法包括以下步骤：
[0069]
步骤1：分析送电端与受电端跨省份交易场景，构建影响交易结果的变量体系，包括送电端省份富裕发电能力、各受电端省份量价意向、交易通道容量和新能源配比；
[0070]
分析送电端与受电端交易场景，对于送电端省份而言，其外送能力是建立在区内供需平衡的基础之上，当存在多个直流受电端省份的时候，就会出现多种可能的跨省份交易场景，构建影响交易结果的变量体系，包括送电端省份富裕发电能力、各受电端省份量价意向、通道容量和新能源配比等等。
[0071]
所述多种可能的跨省份交易场景的含义为：受电端省份的需求有电价的高低、电量的高低、新能源占比的高低、需求曲线与送电端省份外送能力的匹配度高低等几个方面的衡量标准。上述标准的不同组合构成了多种交易场景。例如：一个受电端省份报价高但电量需求小，同时要求大量新能源占比，需求曲线与送电端外送能力曲线贴合度较高。
[0072]
所述通道容量的具体含义为：目前，送电省份通过直流通道向受电端省份输电，以宁夏为例，目前存在3条支流外送通道，每条支流通道的可用容量各不相同，则此处通道容量指所有外送通道的容量之和。
[0073]
站在送电端省份的角度，实现外送收益最大化是其最重要的目标，这个目标受上述几个变量的约束，且跟随双边协商的进行而动态的发生变化。最终决策的落地需要根据多轮协商结果进行迭代，从而实现资源最优配置。
[0074]
如图1所示，本技术实施例中提供的基于直流输电群的跨省外送交易决策方法包括如下数据准备、制定基础方案以及实际决策环节。
[0075]
步骤2：建立送电端的富裕发电能力曲线估算模型并进行送电端的富裕发电能力曲线估算，确定送电端能够接受的价格范围；
[0076]
进一步优选地，步骤2具体包括：
[0077]
步骤2.1：建立送电端的富裕发电能力曲线估算模型并进行送电端的富裕发电能力曲线估算：
[0078]
获取送电区域的新能源预测发电曲线、火电发电曲线、水电发电曲线和统调负荷曲线；
[0079]
根据所述新能源预测发电曲线、火电发电曲线、水电发电曲线和统调负荷曲线估算送电区域的富裕发电能力曲线。
[0080]
该步骤对应数据准备，所述新能源预测发电曲线、火电预测发电曲线和水电预测发电曲线的和构成统调发电预测，然后需要对送电端省在年份的富裕发电能力进行测算。
[0081]
步骤2具体包括：
[0082]
步骤2.1：建立送电端的富裕发电能力曲线估算模型；
[0083][0084]
其中，p
富裕发电能力，y
表示送电端在年份y的富裕发电能力；
[0085]
表示送电端在年份y的统调发电预测出力之和；
[0086]
统调发电预测包括新能源预测发电、火电预测发电与水电预测发电；
[0087]
i表示电源类型，n表示电源种类；
[0088]
p
统调负荷预测，y
表示送电端在年份y扣除孤网后的统调负荷规模，即为统调负荷预测。
[0089]
该年份的富裕发电能力为所有类型机组的预测发电曲线之和减去统调负荷曲线，此时不考虑外购电和区内调节手段(调节手段包括调用储能和需求侧响应等)。
[0090]
步骤2.2：获取统调发电预测曲线和统调负荷预测曲线，根据送电端的富裕发电能力曲线估算模型，统调发电预测曲线和统调负荷预测曲线之差构成送电端的富裕发电能力曲线；
[0091]
所述统调发电预测曲线为新能源预测发电曲线、火电预测发电曲线与水电预测发电曲线之和。
[0092]
其中，新能源预测发电曲线通过“历史出力曲线*(新能源预测装机/新能源历史装机)”获得；
[0093]
火电预测发电曲线通过“(火电预测装机量-预测检修量-受阻量-备用量)*火电最大出力系数”获得；风电和光伏机组相同；
[0094]
水电预测发电曲线通过“历史出力曲线*(水电预测装机/水电历史装机)”获得；
[0095]
统调负荷预测曲线由“历史负荷曲线*(1 负荷平均年增长率)”获得；
[0096]
步骤2.3：确定目标年份送电端省火电和新能源机组的超发电价以及市场化价格，同时参考受电端省标杆电价和浮动范围，进而确定送电端省能够接受的价格范围：送电端省能够接受的价格下限为火电和新能源机组的超发价格或者送电端省份市场化电价，价格上限为受电端省份的标杆电价上浮20％后折算到送电端省份的价格。受电端落地电价和送电端上网电价之间的换算公式为：
[0097][0098]
其中，p
受电端落地
为受电端落地电价，p
送电端上网
为送电端上网电价，p
送电端服务
为送电端服务费，p
直流
为直流通道输电费，k
损,直流
为直流通道线损率，k
损,送
为送端电网网损率，k
损,受
为受端电网网损率，p
受电端服务
为受电端服务费。
[0099]
具体实施时，富裕发电能力曲线选用目标年份12个月的典型日曲线。
[0100]
然后，收集各通道上一年送电曲线，同样选用12个月的典型日曲线。
[0101]
富裕发电能力曲线用于测算送电省份在决策年份的外送能力，在步骤4和步骤5中用于校验预测购电端需求以及实际购电端需求是否超出送端省份的外送能力。各通道送电曲线在步骤3、步骤4中制定模拟方案时作为参考曲线。
[0102]
步骤3：预测受电端各直流通道的目标年度电量需求曲线并基于此计算各月份预测电量需求曲线，具体为：依据过往年份已成交的送电曲线形状，结合受电端的预测负荷增长率对过往年份的曲线做调整，实现受电端各直流通道的目标年度电量需求曲线预测，并
对受电端各直流通道的目标年度电量需求曲线进行月度分解，得到各月电量分解曲线并按月将各直流通道的电量分解曲线求和，得到各月份预测电量需求曲线。
[0103]
步骤4：对比各月份预测电量需求曲线和富裕发电能力曲线，结合调节手段和通道优先级，在富裕发电能力曲线满足各月份预测电量需求曲线时，按照预测电量需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标；
[0104]
对比各月份预测电量需求曲线和富裕发电能力曲线，判断富裕发电能力曲线是否满足各月份预测电量需求曲线，并在满足时，按照预测电量需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标，否则，通过调节手段对富裕发电能力曲线进行调节；
[0105]
判断调节后的富裕发电能力曲线是否满足所述各月份预测电量需求曲线，若满足，则按照预测电量需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标；若不满足，则将各通道进行优先级排序，削减末位优先级的通道直到满足各月份预测电量需求曲线后，按照预测电量需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标。
[0106]
其中，所述将各通道进行优先级排序是指按照各受电端省份价格意向从高到低进行优先级排序。
[0107]
所述关键技术指标包括：新能源指标和外送收益指标；
[0108]
所述新能源指标包括新能源外送量和新能源配比；
[0109]
所述外送收益指标包括电厂收益、地方电网收益和国家电网收益。
[0110]
所述新能源外送量计算公式为：
[0111][0112]
其中，q
新能源外送,y
为在y年份送电端省份新能源外送量；n为直流通道总数；qi是第i条直流通道的购电需求量；k
新能源,i
表示第i条通道的新能源购电比例；
[0113]
所述新能源配比的计算公式为：
[0114][0115]
其中，r为新能源配比，q
新能源发,y
是y年份送电端省份新能源总发电量，q
社会,y
为送电端省份在y年份的全社会用电量，k
激励
为送电端省份在y年份的非水可再生能源消纳权重激励指标；
[0116]
所述电厂收益的计算公式为：
[0117][0118]
其中，i
电厂
表示电厂收益，p
i,m
表示第i条通道在m时段的上网电价，q
i,m
表示第i条通道在m时刻的电量需求，m表示送电曲线的分段总数；
[0119]
所述国家电网收益的计算公式为：
[0120][0121]
其中，i
国网
表示国家电网收益，p
i,直流服务
表示第i条通道的度电直流输电服务费，qi表示第i条通道的成交总电量；
[0122]
所述地方电网收益的计算公式为：
[0123]i地方
＝p
服务
·q总
[0124]
其中，i
地方
表示送电端省份地方电网收益，p
服务
表示送电端电网度电服务费，q
总
表示外送成交总电量。
[0125]
所述调节手段包括外购电、调用储能以及需求侧响应。
[0126]
具体的实施例如图2所示，步骤4对应指定基础方案，具体包括：
[0127]
(1)预测各条直流通道在目标年份的电量需求并分解各条通道曲线。
[0128]
在分解曲线时，可以参考以下两种方式：
[0129]
一种是参考历史送电曲线；
[0130]
另一种是将电量按月均分再动态调整。
[0131]
各通道曲线以12个月的日典型曲线保留；
[0132]
(2)按月将各通道曲线累加，与对应月份的送电端省份外送能力曲线(富裕发电能力曲线)做校核比对；
[0133]
(3)当送电端省份各时段富裕发电能力均满足受电端省份预测需求时，计算此基础方案的关键技术指标，包括：外送电收益、新能源配比和新能源外送量等。其中，外送电收益分为：电厂收益、地方电网收益和国家电网收益；
[0134]
(4)当送电端省份出现部分时段富裕发电能力不足时，首先考虑区内调节手段补足缺额，调节手段包括外购电、调用储能和需求侧响应，调剂过后如果可以满足受电端省份各时段需求，计算关键技术指标，指标内容同(3)中所示；
[0135]
(5)若区内调节后发电能力和需求之间仍有缺口，可将各通道按可能的优先级作出排序，适当削减最低优先级的通道曲线直到满足各月份预测电量需求曲线后，计算该方案下的关键技术指标，指标内容同步骤(3)中所示；
[0136]
(6)由步骤(3)、(4)和(5)形成基础方案集合，以通道分时段曲线和价格空间作为输出结果作为实际决策环节的参考，输出结果也就是各通道量价曲线和对应关键技术指标。
[0137]
可以理解的是，本技术采用预测方式进行预先计算，得到关键技术指标，作为后续实际交易的决策参考。
[0138]
步骤5：获取受电端各月份实际电量需求曲线，对比所述各月份实际电量需求曲线和富裕发电能力曲线，结合调节手段和各通道优先级，在富裕发电能力曲线满足各月份实际电量需求曲线时，按照实际电量需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标，参考步骤4对应的指标和能够接受的价格范围确定最优交易决策结果。
[0139]
实施例中，判断所述富裕发电能力曲线是否满足各月份实际电量需求曲线，若满足，计算关键技术指标，参考步骤4对应的指标能够接受的价格范围确定最优交易决策结果，否则通过调节手段对富裕发电能力曲线进行调节；
[0140]
判断调节后的富裕发电能力曲线是否满足所述各月份实际电量需求曲线，若满足，则计算关键技术指标，参考步骤4对应的指标和能够接受的价格范围确定最优交易决策结果；若不满足，则将各通道进行优先级排序，削减末位优先级的通道直到满足所述各月份实际电量需求曲线，计算关键技术指标，参考步骤4对应的指标和能够接受的价格范围确定最优交易决策结果。
[0141]
具体的实施例如图2所示，步骤5为实际决策环节，具体包括：
[0142]
(1)在首轮协商中沟通各个受电端省份的量价意向；
[0143]
(2)分解各通道曲线，或者使用受电端省份自报曲线；
[0144]
(3)将各通道曲线按月累加，与送电端省份的富裕发电能力曲线做校核；
[0145]
(4)当送电端省份各时段富裕发电能力均满足受电端省份实际电量需求时，按照实际电量需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标，参考对应基础方案的指标争取在后续协商中争取更优量价；
[0146]
(5)当送电端省份出现部分时段富裕发电能力无法满足受电端实际电量需求时，考虑外购电、区内调节和通道间协调等手段对缺额进行补足，若调节后满足各通道需求，计算此时关键技术指标并与基础方案中对应的场景进行比较，准备后续协商；
[0147]
(6)当区内调节手段仍无法满足通道需求时，按照各直流通道实际报价作出排序，适当削减最低优先级通道曲线，使得送电端省份各时段富裕发电能力不小于受电端需求，计算此时关键技术指标并与基础方案中对应的场景进行比较，准备后续协商。
[0148]
具体实施例时，涉及迭代优化过程，重复迭代至输出最优关键技术指标；
[0149]
所述最优关键技术指标为新能源外送量和配比最优以及外送电收益最大化。
[0150]
迭代思路是：
[0151]
当正式和受电端省份接触并听取第一轮量价意向后，送电省份可以根据各方量价需求曲线分配各条通道的送电曲线并计算出此轮的新能源外送量以及电厂、地方和国网的收入，作为第一版方案。然后评估送电省份是否仍有富裕发电空间，以及受端省份是否还有可以谈判空间，在此基础上争取更好的量价，每一轮谈判都可以计算出一版总的技术指标，目标是新能源外送量和配比最优和外送电收益最大化。目标函数可以先将新能源外送量和配比、电厂收益、地方电网收益、国网收益通过归一化去量纲，再各自附上权重后求和，优化目标为求和值最大。
[0152]
可以理解的是，本技术通过多轮协商与迭代，重复与各受电端省份的双边谈判并迭代方案得到最终方案并签署长周期外送电协议。其中，新能源外送量和配比最优以及外送电收益最大化为在区内新能源消纳率最高时(站在发电侧角度)对应的外送新能源电量和配比。
[0153]
本技术提供一种基于直流输电群的跨省外送交易决策系统，包括：
[0154]
变量体系构建模块，用于分析送电端与受电端跨省份交易场景，构建影响交易结果的变量体系，包括送电端省份富裕发电能力、各受电端省份量价意向、交易通道容量和新能源配比；
[0155]
富裕发电能力估算模块，用于建立送电端的富裕发电能力曲线估算模型并进行送电端的富裕发电能力曲线估算，确定送电端能够接受的价格范围；
[0156]
预测电量需求曲线计算模块，用于预测受电端各直流通道的目标年度电量需求曲
线并基于此计算各月份预测电量需求曲线；
[0157]
预测模块，用于对比各月份预测电量需求曲线和富裕发电能力曲线，结合调节手段和通道优先级，在富裕发电能力曲线满足各月份预测电量需求曲线时，按照预测电量需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标；
[0158]
决策模块，用于获取受电端各月份实际电量需求曲线，对比各月份实际电量需求曲线和富裕发电能力曲线，结合调节手段和各通道优先级，在富裕发电能力曲线满足各月份实际电量需求曲线时，按照实际需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标，参考预测模块对应的指标和送电端能够接受的价格范围，以新能源外送量和配比最优以及外送电收益最大化为目标确定最优交易决策结果。优选的，决策模块中涉及迭代过程，需重复迭代至输出最优关键技术指标；所述最优关键技术指标为新能源外送量和配比最优以及外送电收益最大化。
[0159]
本技术提供的基于直流输电群的跨省外送交易决策装置的工作原理为，变量体系构建模块分析送电端与受电端跨省份交易场景，构建影响交易结果的变量体系，包括送电端省份富裕发电能力、各受电端省份量价意向、交易通道容量和新能源配比；富裕发电能力估算模块建立送电端的富裕发电能力曲线估算模型并进行送电端的富裕发电能力曲线估算，确定送电端能够接受的价格范围；预测电量需求曲线计算模块预测受电端各直流通道的目标年度电量需求曲线并基于此计算各月份预测电量需求曲线；预测模块对比各月份预测电量需求曲线和富裕发电能力曲线，结合调节手段和通道优先级，在富裕发电能力曲线满足各月份预测电量需求曲线时，按照预测电量需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标；决策模块获取受电端各月份实际电量需求曲线，对比各月份实际电量需求曲线和富裕发电能力曲线，结合调节手段和各通道优先级，在富裕发电能力曲线满足各月份实际电量需求曲线时，按照实际需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标，参考预测模块对应的指标和送电端能够接受的价格范围，以新能源外送量和配比最优以及外送电收益最大化为目标确定最优交易决策结果。
[0160]
本技术还提供一种计算机设备，包括：存储器和处理器，还可以包括网络接口，所述存储器存储有计算机程序，存储器可以包括计算机可读介质中的非永久性存储器，随机存取存储器(ram)和/或非易失性内存等形式，如只读存储器(rom)或闪存(flash ram)。该计算机设备存储有操作系统，存储器是计算机可读介质的示例。所述计算机程序被所述处理器执行时，使得所述处理器执行基于直流输电群的跨省外送交易决策方法，图3中示出的结构，仅仅是与本技术方案相关的部分结构的框图，并不构成对本技术方案所应用于其上的计算机设备的限定，具体的计算机设备可以包括比图中所示更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者具有不同的部件布置。
[0161]
在具体实施例时，本技术提供的基于直流输电群的跨省外送交易决策方法可以实现为一种计算机程序的形式，计算机程序可在如图3所示的计算机设备上运行。
[0162]
在具体实施例时，所述计算机程序被所述处理器执行时，使得所述处理器执行以下步骤：
[0163]
步骤1：分析送电端与受电端跨省份交易场景，构建影响交易结果的变量体系，包括送电端省份富裕发电能力、各受电端省份量价意向、交易通道容量和新能源配比；
[0164]
步骤2：建立送电端的富裕发电能力曲线估算模型并进行送电端的富裕发电能力
曲线估算，确定送电端能够接受的价格范围；
[0165]
步骤3：预测受电端各直流通道的目标年度电量需求曲线并基于此计算各月份预测电量需求曲线；
[0166]
步骤4：对比各月份预测电量需求曲线和富裕发电能力曲线，结合调节手段和通道优先级，在富裕发电能力曲线满足各月份预测电量需求曲线时，按照预测电量需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标；
[0167]
此步骤确定的是电力曲线，不包括价格，价格作为评价该曲线的关键技术指标。各条通道有各自的历史送电曲线，因为步骤4为正式交易之前的模拟预案，因而获得预测电量需求后可以按照历史交易记录确定曲线。
[0168]
步骤5：获取受电端各月份实际电量需求曲线(步骤5已经进入实际交易环节，此处的实际电量需求曲线直接由受电端省份提出)，对比各月份实际电量需求曲线和富裕发电能力曲线，结合调节手段和各通道优先级，在富裕发电能力曲线满足各月份实际电量需求曲线时，按照实际需求分配各通道电量并确定各通道的电力曲线，计算关键技术指标，参考步骤4对应的指标和送电端能够接受的价格范围，以新能源外送量和配比最优以及外送电收益最大化为目标确定最优交易决策结果。
[0169]
本技术提供的技术方案适合拥有多个直流通道的送电省份在实际交易前对可能出现的场景进行模拟并计算对应边界条件；在复杂的多轮双边协商过程中为送电端省份提供一个有迹可循的决策流程，方便送电端省份作出最有利的方案；在决策过程中可以指导调动区内外各类资源，有利于实现更广范围内的资源优化配置。
[0170]
本发明申请人结合说明书附图对本发明的实施示例做了详细的说明与描述，但是本领域技术人员应该理解，以上实施示例仅为本发明的优选实施方案，详尽的说明只是为了帮助读者更好地理解本发明精神，而并非对本发明保护范围的限制，相反，任何基于本发明的发明精神所作的任何改进或修饰都应当落在本发明的保护范围之内。