基于合作博弈的跨省跨区日前送受电计划生成方法与流程

1.本发明涉及电力市场与调度运行交叉领域，具体涉及一种基于合作博弈的跨省跨区日前送受电计划生成方法。


背景技术：

2.跨省跨区日前送受电计划是调度机构根据送受端省区电网的运行情况，对跨省跨区中长期送受电计划优化调整，编制形成日前送受电计划的过程。跨省跨区日前送受电计划是送受端省区电网日前计划优化决策的重要边界，对于促进新能源消纳、提升电网运行效益具有重要作用。
3.传统模式下，跨省跨区日前送受电计划一般采用等调峰深度原则编制，由区域电网调度机构根据各省区电网预测新能源发电曲线、常规机组开机方式等基础数据，在保证各省区电网预期调峰深度相同的前提下，优化编制。该实施方法流程比较简明，易于执行，然而难以保障相关省区送受电计划安排中的合理收益，执行结果分歧较大。
4.近年来，随着电力体制改革不断深化，以市场化方式实施跨省跨区日前送受电计划优化决策成为研究与实践方向。目前主要的实施方式是开展跨省跨区送受电调整计划挂牌交易或集中撮合交易，其实施要点如下：
5.(1)各省区依据跨省跨区中长期送受电计划日分解曲线开展预决策，重点评估高峰时段因电力供应紧张和低谷时段因新能源消纳困难所需要开展的增送或减送需求；
6.(2)各省区电网调度机构根据评估结果向区域电网调度机构申报临时交易需求；
7.(3)区域电网调度机构根据临时交易需求，依次组织开展挂牌交易和集中撮合交易；
8.(4)根据临时交易结果调整跨省跨区送受电计划，各省电网调度机构根据调整后的送受电计划制定本省区电网送受电计划。


技术实现要素：

9.有鉴于此，本发明的目的在于提供一种基于合作博弈的跨省跨区日前送受电计划生成方法，以解决现有技术中跨省跨区送受电计划依赖人工对基础数据的整理，费事费力，自动化程度不高，准确度不高的问题。
10.根据本发明实施例的第一方面，提供一种基于合作博弈的跨省跨区日前送受电计划生成方法，包括：
11.步骤1：构建跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网最优决策模型；
12.步骤2：构建基于中长期送受电计划日分解曲线的送端省区电网最优决策模型；
13.步骤3：构建基于中长期送受电计划日分解曲线的受端省区电网最优决策模型；
14.步骤4：根据步骤1、2、3分别构建的最优决策模型并结合合作博弈理论生成跨省跨区日前送受电计划。
15.优选地，所述跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网最优决策模型的计算方
法，包括：
[0016][0017]
其中，f为所述跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网最优决策模型优化目标，其中，m1为送端省区电网售电收入；m2为受端省区电网售电收入，n
g1
为送端省区电网，n
g2
受端省区电网常规机组台数，n
n1
为送端省区电网，n
n2
为受端省区电网新能源电站数，n
t
为优化时段数，δt为优化时段间隔，pg(p
g,t
)为常规机组g发电成本函数，p
g,t
为常规机组g时段t的发电出力计划，为新能源电站n时段t弃风弃光功率，α
p
为购电成本，αn为弃风弃光电量两方面优化目标的权重系数；
[0018]
其中，所述跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网最优决策模型的约束条件为：
[0019][0020][0021][0022][0023][0024][0025][0026][0027]
p
emin
≤p
te
≤p
emax
(10)
[0028][0029]
其中，n
b1
为送端省区电网负荷节点数，n
b2
为受端省区电网负荷节点数，p
b,t
为负荷节点b时段t的负荷预测，p
te
为跨省跨区送受电计划完全放开下时段t的送电计划功率，为发电机组g最大发电出力，为发电机组g最小发电出力，送端省区电网运行备用容量需求，为受端省区电网运行负备用容量需求，为送端省区电网运行备用容量需求，为受端省区电网运行负备用容量需求，为发电机组g最大爬坡能力，为发电机组g最小爬坡能力，p
emax
为跨省跨区联络线最大送电功率限值，p
emin
为跨省跨区联络线
最小送电功率限值，表示时段t新能源功率预测；
[0030]
其中，所述跨省跨区送受电计划完全放开下送受端省区电网运行收益的计算公式为：
[0031][0032][0033]
其中，f
1a
为跨省跨区送受电计划完全放开下送端省区电网运行收益，为跨省跨区送受电计划完全放开下受端省区电网运行收益，p
e,ls
为中长期送受电计划规定电价。
[0034]
优选地，所述跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网最优决策模型的计算方法，还包括：
[0035]
maxf
[0036]
s.t.(2)-(10)(14)
[0037]
其中，max表示该决策模型为最大化优化模型，s.t.表示约束条件。
[0038]
优选地，所述构建基于中长期送受电计划日分解曲线的送端省区电网最优决策模型的计算方法为：
[0039][0040]
其中，f1为基于中长期送受电计划日分解曲线的送端省区电网最优决策模型优化目标，p
te,ls
为中长期送受电计划日分解曲线时段t的送电功率；
[0041]
其中，所述构建基于中长期送受电计划日分解曲线的送端省区电网最优决策模型的约束条件为：
[0042][0043][0044][0045][0046][0047][0048]
优选地，所述构建基于中长期送受电计划日分解曲线的送端省区电网最优决策模型的计算方法还可以为：
[0049]
maxf1[0050]
s.t.(16)-(21)(22)。
[0051]
优选地，所述构建基于中长期送受电计划日分解曲线的受端省区电网最优决策模型的计算方法，包括：
[0052][0053]
其中，f2为基于中长期送受电计划日分解曲线的受端省区电网最优决策模型优化目标；
[0054]
其中，所述构建基于中长期送受电计划日分解曲线的受端省区电网最优决策模型的约束条件为：
[0055][0056][0057][0058][0059][0060][0061]
优选地，所述构建基于中长期送受电计划日分解曲线的受端省区电网最优决策模型的计算方法，还包括：
[0062][0063]
优选地，所述根据步骤1、2、3分别构建的最优决策模型并结合合作博弈理论生成跨省跨区日前送受电计划的计算方法，包括：
[0064]
f≥f1 f2(31)
[0065]f1a
≥f1(32)
[0066][0067]
判断是否满足跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网整体运行效益得到改善；
[0068]
若整体得到改善，且送受端省区电网运行效益得到改善，即满足式(31)-(33)，则将步骤1的所述构建跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网最优决策模型，作为决策结果；
[0069]
若整体得到改善，但是不能保障送受端省区电网运行效益均得到改善，即满足式(31)，(32)-(33)判定条件未能得到完全满足，则进行运行收益再分配；
[0070]
若整体未得到改善，则将中长期送受电计划日分解曲线，作为决策结果。
[0071]
优选地，所述若整体得到改善，但是不能保障送受端省区电网运行效益均得到改善，即满足式(31)，(32)-(33)判定条件未能得到完全满足，则进行运行收益再分配，包括：
[0072]
基于贡献率的运行收益再分配，具体为：
[0073]
以高峰、低谷时段跨省跨区送受电计划与中长期跨省跨区送受端计划日分解曲线的调整电量定义边际贡献率，则高峰、低谷时段跨省跨区送受电计划调整电量的计算方法为：
[0074][0075][0076][0077]
其中，n
tp
为根据运行经验提前明确的高峰时段时间范围、n
tv
为根据运行经验提前明确的低谷时段时间范围，为跨省跨区送受电计划完全放开下跨省跨区送受电计划与中长期跨省跨区送受端计划日分解曲线在高峰时段的增加电量，为跨省跨区送受电计划完全放开下跨省跨区送受电计划与中长期跨省跨区送受端计划日分解曲线在高峰时段的减少电量，为跨省跨区送受电计划完全放开下跨省跨区送受电计划与中长期跨省跨区送受端计划日分解曲线低谷时段的增加电量，依次为跨省跨区送受电计划完全放开下跨省跨区送受电计划与中长期跨省跨区送受端计划日分解曲线在低谷时段的减少电量；
[0078]
跨省跨区送受电计划完全放开下跨省跨区送受电计划与中长期跨省跨区送受端计划日分解曲线在高峰、低谷时段的增加电量和减少电量比例评估所得的送受端省区电网在跨省跨区送受电计划完全放开下贡献率的计算方法为：
[0079][0080][0081]
其中，λ1、为送端省区电网在跨省跨区送受电计划完全放开下贡献率，λ2为受端省区电网在跨省跨区送受电计划完全放开下贡献率；
[0082]
根据贡献率数值对跨省跨区送受电计划完全放开下送受端省区电网运行效益增加值再分配，具体为：
[0083][0084][0085]
其中，δf
1t
为基于贡献率指标的跨省跨区送电计划再分配运行效益；为基于贡献率指标的跨省跨区受电计划再分配运行效益。
[0086]
优选地，所述若整体得到改善，但是不能保障送受端省区电网运行效益均得到改善，即满足式(31)，(32)-(33)判定条件未能得到完全满足，则进行运行收益再分配，还包括：
[0087]
若送端省区电网在跨省跨区送受电计划完全放开下运行效益低于其在基于中长期送受电计划日分解曲线的最优决策模型下运行收益，则以基于贡献率的再分配运行收益
对送受端省区电网运行效益进行调整，即：
[0088]f1a
《f1(41)
[0089]
则以再分配标准对送受端省区电网运行效益进行调整，调整后送受端省区电网运行效益可表示为：
[0090]f1aa
＝f
1a
δf
1t
(42)
[0091][0092]
其中，f
1aa
为再分配后的送端省区电网运行效益，为再分配后的受端省区电网运行效益；
[0093]
若受端省区电网在跨省跨区送受电计划完全放开下运行效益低于其在基于中长期送受电计划日分解曲线的最优决策模型下运行收益，则以其基于贡献率的再分配运行收益对送受端省区电网运行效益进行调整，即：
[0094][0095]
则以作为再分配标准对送受端省区电网运行效益进行调整，调整后送受端省区电网运行效益可表示为：
[0096][0097][0098]
其中，f
1aa
为再分配后的送端省区电网运行效益，为再分配后的受端省区电网运行效益。
[0099]
本发明的实施例提供的技术方案可以包括以下有益效果：
[0100]
首先，构建跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网最优决策模型，其次，构建基于中长期送受电计划日分解曲线的送端省区电网最优决策模型和构建基于中长期送受电计划日分解曲线的受端省区电网最优决策模型，最后，根据分别构建的最优决策模型并结合合作博弈理论生成跨省跨区日前送受电计划，该生成方法充分考虑跨省跨区送受电计划对送受端省区购电成本、碳排放成本等运行成本影响，构建了基于合作博弈的决策模型和分摊机制，本发明不依赖人工对基础数据的整理，自动化程度和准确率大大提高，同时还可以实现区域市场整体收益增加的同时确保各省区电网的合理收益。
[0101]
应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，并不能限制本发明。
附图说明
[0102]
此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本发明的实施例，并与说明书一起用于解释本发明的原理。
[0103]
图1是根据一示例性实施例示出的一种基于合作博弈的跨省跨区日前送受电计划生成方法的流程图。
具体实施方式
[0104]
这里将详细地对示例性实施例进行说明，其示例表示在附图中。下面的描述涉及附图时，除非另有表示，不同附图中的相同数字表示相同或相似的要素。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本发明相一致的所有实施方式。相反，它们仅是与如所附权利要求书中所详述的、本发明的一些方面相一致的装置和方法的例子。
[0105]
请参阅图1，图1是根据一示例性实施例示出的一种基于合作博弈的跨省跨区日前送受电计划生成方法的流程图，如图1所示，该方法包括：
[0106]
步骤1：构建跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网最优决策模型；
[0107]
步骤2：构建基于中长期送受电计划日分解曲线的送端省区电网最优决策模型；
[0108]
步骤3：构建基于中长期送受电计划日分解曲线的受端省区电网最优决策模型；
[0109]
步骤4：根据步骤1、2、3分别构建的最优决策模型并结合合作博弈理论生成跨省跨区日前送受电计划。
[0110]
需要说明的是，本实施例提供的技术方案适用的应用场景为跨省跨区日前送受电计划的生成方法。
[0111]
可以理解的是，本实施例提供的技术方案，首先，构建跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网最优决策模型，其次，构建基于中长期送受电计划日分解曲线的送端省区电网最优决策模型和构建基于中长期送受电计划日分解曲线的受端省区电网最优决策模型，最后，根据分别构建的最优决策模型并结合合作博弈理论生成跨省跨区日前送受电计划，该生成方法充分考虑跨省跨区送受电计划对送受端省区购电成本、碳排放成本等运行成本影响，构建了基于合作博弈的决策模型和分摊机制，本发明不依赖人工对基础数据的整理，自动化程度和准确率大大提高，同时还可以实现区域市场整体收益增加的同时确保各省区电网的合理收益。
[0112]
另外，本发明提供的方法流程清晰，贴近当前电力市场改革下跨省跨区送受电计划实施实际，有助于推动我国市场改革发展。
[0113]
在具体实践中，步骤1中“构建跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网最优决策模型”的目的在于在跨省跨区送受电计划完全放开下的区域电网最优决策模型，可以有多种实现方式，其中一种实现方式可以为：
[0114]
需要说明的是，跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网最优决策模型优化目标为区域电网运行收益，其中运行收入主要考虑送受端省区电网售电收入，运行成本主要考虑送受端省区电网购电成本、弃风弃光电量两方面因素，可表示为：
[0115][0116]
其中，f为跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网最优决策模型优化目标。m1、m2分别为送受端省区电网售电收入，可根据负荷预测估算，在本发明中为给定值。n
g1
、n
g2
分别为送端省区电网、受端省区电网常规机组台数，n
n1
、n
n2
分别为送端省区电网、受端省区电网新能源电站数，n
t
、δt为优化时段数和时段间隔，pg(p
g,t
)为常规机组g发电成本函数，p
g,t
为常规机组g时段t的发电出力计划，为新能源电站n时段t弃风弃光功率，α
p
、αn分别为购电
成本和弃风弃光电量两方面优化目标的权重系数。
[0117]
需要说明的是，跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网最优决策模型约束条件设计需要考虑送受端省区电网电力平衡、运行备用、低谷负备用、常规机组发电能力约束、常规机组爬坡能力约束、跨省跨区联络线传输能力约束、新能源弃风弃光功率约束等约束条件，可表示为：
[0118][0119][0120][0121][0122][0123][0124][0125][0126]
p
emin
≤p
te
≤p
emax
(10)
[0127][0128]
其中，n
b1
、n
b2
分别为送端省区电网、受端省区电网负荷节点数，p
b,t
为负荷节点b时段t的负荷预测，p
te
为跨省跨区送受电计划完全放开下时段t的送电计划功率，分别为发电机组g最大、最小发电出力，分别为发电机组g最大、最小发电出力，分别为送端省区电网、受端省区电网运行备用容量需求和负备用容量需求，分别为发电机组g最大、最小爬坡能力，p
emax
、p
emin
分别为跨省跨区联络线最大、最小送电功率限值。表示时段t新能源功率预测。
[0129]
需要说明的是，统计跨省跨区送受电计划完全放开下送受端省区电网运行收益，其中送端省区电网运行收益为运行收入与运行成本之差，其中运行收入包括送端省区电网售电收入和跨省跨区联络线送电收入，运行成本包括购电成本、弃风弃光电量两部分；受端省区电网运行收益为运行收入与运行成本之差，其中运行收入包括受端省区电网售电收入，运行成本包括购电成本、弃风弃光电量、跨省跨区联络线购电成本三部分。据此，跨省跨区送受电计划完全放开下送受端省区电网运行收益可表示为：
[0130][0131][0132]
其中，f
1a
、分别为跨省跨区送受电计划完全放开下送受端省区电网运行收益，p
e,ls
为中长期送受电计划规定电价。
[0133]
需要说明的是，构建跨省跨区送受电计划完全放开下最优决策模型，并求解。该决策模型以式(1)所示的优化目标为决策目标，并考虑式(2)-(10)所示的约束条件，可表示为：
[0134]
maxf
[0135]
s.t.(2)-(10)(14)
[0136]
其中，max表示该决策模型为最大化优化模型，s.t.表示约束条件。该模型设计中未考虑常规机组启停等条件，可根据各省区电网实际情况对其进行优化调整。该模型本质上为线性规划问题，可调用cplex等商用软件包求解得到。由于cplex为现有技术，本实施例不赘述具体实施方式。求解该模型，即可以得到跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网最优运行方式。
[0137]
在具体实践中，步骤2中“构建基于中长期送受电计划日分解曲线的送端省区电网最优决策模型”的目的是构建基于中长期送受电计划日分解曲线的送端省区电网最优决策模型，可以有多种实现方式，其中一种实现方式可以为：
[0138]
需要说明的是，基于中长期送受电计划日分解曲线的送端省区电网最优决策模型优化目标为送端省区电网运行收益，其中运行收入包括送端省区电网售电收入和跨省跨区联络线送电收入，运行成本包括购电成本、弃风弃光电量两部分，可表示：
[0139][0140]
其中，f1为基于中长期送受电计划日分解曲线的送端省区电网最优决策模型优化目标，p
te,ls
为中长期送受电计划日分解曲线时段t的送电功率。
[0141]
需要说明的是，基于中长期送受电计划日分解曲线的送端省区电网最优决策模型约束条件包括送端省区电网电力平衡、运行备用、低谷负备用、常规机组发电能力约束、常规机组爬坡能力约束、新能源弃风弃光功率约束等约束，可表示为：
[0142][0143][0144]
[0145][0146][0147][0148]
需要说明的是，构建基于中长期送受电计划日分解曲线的送端省区电网最优决策模型，并求解。该决策模型以式(13)所示的优化目标为决策目标，并考虑式(14)-(19)所示的约束条件，可表示为：
[0149]
maxf1[0150]
s.t.(16)-(21)(22)
[0151]
其中，式(22)所示的决策模型本质上为线性规划问题，可调用cplex等商用软件包求解得到。由于cplex为现有技术，本实施例不赘述具体实施方式。求解该模型，即可以得到基于中长期送受电计划日分解曲线的送端省区电网最优运行方式。
[0152]
在具体实践中，步骤3中“构建基于中长期送受电计划日分解曲线的受端省区电网最优决策模型”的目的是构建基于中长期送受电计划日分解曲线的受端省区电网最优决策模型，可以有多种实现方式，其中一种实现方式可以为：
[0153]
需要说明的是，基于中长期送受电计划日分解曲线的受端省区电网最优决策模型优化目标为受端省区电网运行收益，其中运行收入包括受端省区电网售电收入，运行成本包括购电成本、弃风弃光电量、跨省跨区联络线购电成本三部分，可表示：
[0154][0155]
其中，f2为基于中长期送受电计划日分解曲线的受端省区电网最优决策模型优化目标。
[0156]
需要说明的是，基于中长期送受电计划日分解曲线的受端省区电网最优决策模型约束条件包括受端省区电网电力平衡、运行备用、低谷负备用、常规机组发电能力约束、常规机组爬坡能力约束、新能源弃风弃光功率约束等约束，可表示为：
[0157][0158][0159][0160][0161][0162][0163]
需要说明的是，构建基于中长期送受电计划日分解曲线的受端省区电网最优决策
模型，并求解。该决策模型以式(13)所示的优化目标为决策目标，并考虑式(14)-(19)所示的约束条件，可表示为：
[0164]
maxf2[0165]
s.t.(24)-(29)(30)
[0166]
式(30)所示的决策模型本质上为线性规划问题，可调用cplex等商用软件包求解得到。由于cplex为现有技术，本实施例不赘述具体实施方式。求解该模型，即可以得到基于中长期送受电计划日分解曲线的受端省区电网最优运行方式。
[0167]
在具体实践中，步骤4中“根据步骤1、2、3分别构建的最优决策模型并结合合作博弈理论生成跨省跨区日前送受电计划”的目的在于评估送受端省区电网间是否具备跨省跨区送受电计划合作共赢的可行性。合作博弈是指一些参与者以同盟、合作的方式进行的博弈。合作博弈实施前提是通过合作博弈方式，系统整体效益得到改善的同时，参与者均能获得效益改善，它可以有多种实现方式，其中一种实现方式可以为：
[0168]
需要说明的是，基于合作博弈的综合决策必须保证通过跨省跨区送受电计划优化决策促进送受端省区电网运行效益得到改善，同时保障送受端省区电网运行效益改善，可表示为：
[0169]
f≥f1 f2(31)
[0170]f1a
≥f1(32)
[0171][0172]
需要说明的是，以上判定条件存在三种判断结果可能性：
[0173]
(1)跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网整体运行效益得到改善，同时送受端省区电网运行效益均得到改善，即同时满足式(31)-(33)判定条件；
[0174]
(2)跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网整体运行效益得到改善，而不能保障送受端省区电网运行效益均得到改善，即满足式(31)判定条件，而式(32)-(33)判定条件未能得到完全满足；
[0175]
(3)跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网整体运行效益未得到改善。
[0176]
第一种判断结果表明跨省跨区送受电计划完全放开下跨省跨区送受电计划优化决策结果符合送受端省区电网决策要求，则将步骤一所获得的跨省跨区送受电计划作为决策结果，同时不需要对送受端省区电网运行收益进行再分配。
[0177]
第二种判断结果表明跨省跨区送受电计划完全放开下跨省跨区送受电计划优化决策结果符合整体效益改善要求，但是可能损害部分参与者运行收益，需要转入步骤五，进行运行收益再分配；
[0178]
第三种判断结果表明跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网整体运行收益降低，则维持中长期送受电计划日分解曲线。
[0179]
步骤五：基于贡献率的运行收益再分配
[0180]
该步骤的目的在于基于贡献率构建运行收益再分配模型，解决步骤四第二种判定结果场景下送受端省区电网效益未有效改善，难以实施合作博弈的问题。
[0181]
需要说明的是，以高峰、低谷时段跨省跨区送受电计划与中长期跨省跨区送受端计划日分解曲线的调整电量定义边际贡献率。增加高峰时段跨省跨区送受电计划有助于缓
解送端省区电网高峰电力供应紧张形势，降低其购电成本；而增加低估时段跨省跨区送受电计划有助于缓解送端省区电网低谷新能源消纳压力，促进新能源消纳。高峰、低谷时段跨省跨区送受电计划调整电量可应满足：
[0182][0183][0184][0185]
其中，n
tp
、n
tv
分别为根据运行经验提前明确的高峰、低谷时段时间范围，依次为跨省跨区送受电计划完全放开下跨省跨区送受电计划与中长期跨省跨区送受端计划日分解曲线在高峰、低谷时段的增加电量和减少电量。
[0186]
边际贡献率定义为根据跨省跨区送受电计划完全放开下跨省跨区送受电计划与中长期跨省跨区送受端计划日分解曲线在高峰、低谷时段的增加电量和减少电量比例评估所得的送受端省区电网在跨省跨区送受电计划完全放开下贡献率，可表示为：
[0187][0188][0189]
其中，λ1、λ2分别为送受端省区电网在跨省跨区送受电计划完全放开下贡献率，数值越大表明送端或受端省区电网在跨省跨区送受电计划完全放开下为改善区域电网整体运行效益贡献程度越大。
[0190]
需要说明的是，基于贡献率指标对送受端省区电网运行效益再分配。根据贡献率数值对跨省跨区送受电计划完全放开下送受端省区电网运行效益增加值再分配，可表示为：
[0191][0192][0193]
其中，δf
1t
、分别为基于贡献率指标的跨省跨区送受电计划再分配运行效益。
[0194]
需要说明的是，若送端省区电网在跨省跨区送受电计划完全放开下运行效益低于其在基于中长期送受电计划日分解曲线的最优决策模型下运行收益，则以其基于贡献率的再分配运行收益对送受端省区电网运行效益进行调整。
[0195]
即，若满足：
[0196]f1a
《f1(41)
[0197]
则以作为再分配标准对送受端省区电网运行效益进行调整，调整后送受端省区电
网运行效益可表示为：
[0198]f1aa
＝f
1a
δf
1t
(42)
[0199][0200]
其中，f
1aa
为再分配后的送端省区电网运行效益，为再分配后的受端省区电网运行效益。
[0201]
若受端省区电网在跨省跨区送受电计划完全放开下运行效益低于其在基于中长期送受电计划日分解曲线的最优决策模型下运行收益，则以其基于贡献率的再分配运行收益对送受端省区电网运行效益进行调整。
[0202]
即，若满足：
[0203][0204]
则以作为再分配标准对送受端省区电网运行效益进行调整，调整后送受端省区电网运行效益可表示为：
[0205][0206][0207]
可以理解的是，本实施例提供的技术方案，首先，构建跨省跨区送受电计划完全放开下区域电网最优决策模型，其次，构建基于中长期送受电计划日分解曲线的送端省区电网最优决策模型和构建基于中长期送受电计划日分解曲线的受端省区电网最优决策模型，最后，根据分别构建的最优决策模型并结合合作博弈理论生成跨省跨区日前送受电计划，该生成方法充分考虑跨省跨区送受电计划对送受端省区购电成本、碳排放成本等运行成本影响，构建了基于合作博弈的决策模型和分摊机制，本发明不依赖人工对基础数据的整理，自动化程度和准确率大大提高，同时还可以实现区域市场整体收益增加的同时确保各省区电网的合理收益。
[0208]
另外，本发明提供的方法流程清晰，贴近当前电力市场改革下跨省跨区送受电计划实施实际，有助于推动我国市场改革发展。
[0209]
可以理解的是，上述各实施例中相同或相似部分可以相互参考，在一些实施例中未详细说明的内容可以参见其他实施例中相同或相似的内容。
[0210]
流程图中或在此以其他方式描述的任何过程或方法描述可以被理解为，表示包括一个或更多个用于实现特定逻辑功能或过程的步骤的可执行指令的代码的模块、片段或部分，并且本发明的优选实施方式的范围包括另外的实现，其中可以不按所示出或讨论的顺序，包括根据所涉及的功能按基本同时的方式或按相反的顺序，来执行功能，这应被本发明的实施例所属技术领域的技术人员所理解。
[0211]
应当理解，本发明的各部分可以用硬件、软件、固件或它们的组合来实现。在上述实施方其中，多个步骤或方法可以用存储在存储器中且由合适的指令执行系统执行的软件或固件来实现。例如，如果用硬件来实现，和在另一实施方其中一样，可用本领域公知的下列技术中的任一项或他们的组合来实现：具有用于对数据信号实现逻辑功能的逻辑门电路的离散逻辑电路，具有合适的组合逻辑门电路的专用集成电路，可编程门阵列(pga)，现场
可编程门阵列(fpga)等。
[0212]
本技术领域的普通技术人员可以理解实现上述实施例方法携带的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件完成，所述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，该程序在执行时，包括方法实施例的步骤之一或其组合。
[0213]
此外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理模块中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个模块中。上述集成的模块既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能模块的形式实现。所述集成的模块如果以软件功能模块的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，也可以存储在一个计算机可读取存储介质中。
[0214]
上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。
[0215]
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。
[0216]
尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。