CN110956493A - 一种通过虚拟区域节点预测节点电价的方法及装置 - Google Patents

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CN110956493A CN201911127348.6A CN201911127348A CN110956493A CN 110956493 A CN110956493 A CN 110956493A CN 201911127348 A CN201911127348 A CN 201911127348A CN 110956493 A CN110956493 A CN 110956493A
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Abstract

本发明涉及一种通过虚拟区域节点预测节点电价的方法及装置，属于电力能源技术领域，解决了现有的电网拓扑结构复杂造成的预测电价成本高且准确度低等问题。以预测目标市场主体所在节点为中心，根据实际电网结构构建核心区域模型；根据核心区域外部与核心区域的影响关系虚拟可变节点，并根据实际潮流流向确定虚拟的所述可变节点的类型，得到总体电网拓扑模型结构；计算发电成本最小时供给节点负荷的最优解，得到线路负荷的最优解；根据线路负荷的最优解计算核心区域各节点的电价。实现了核心区域节点电价的预测，减少了预测成本，提高了节点电价预测结果的准确性。

Description

一种通过虚拟区域节点预测节点电价的方法及装置
技术领域
本发明涉及电力能源技术领域，尤其涉及一种通过虚拟区域节点预测节点电价的方法及装置。
背景技术
随着电力现货市场交易逐步开展，为在市场化交易中获取更多经济利益，供给方市场主体(发电企业)在日益激烈的市场竞争中，应掌握必要的竞价申报策略。其中节点电价的预测数据将成为申报策略中重要的依据之一。
通常，进行节点电价预测的方法分为两类：第一类是通过历史数据积累，使用一些数学算法或统计学方法进行预测。如现有技术公开的一种方式中，利用拟蒙特卡洛模拟法进行数据抽样，再根据特定数学模型进行节点边际电价预测值计算。该方法缺陷为节点电价影响因素较多，历史数据推演误差无法避免，且推演过程对用户不友好，专业壁垒较大；第二类是通过搭建电网模型进行仿真模拟，通过节点负荷预测及模拟市场主体申报进行交易模拟出清得到电网模型中各节点电价，从而进行节点电价预测。如现有技术公开的另一种方式中，通过构建发电企业的区域电网模型，结合现货交易出清规则及其它交易数据进行仿真出清，从而得到预测的节点电价。其该方法缺陷为，如其所建立的区域电网太小则无法完整体现整个电网对发电企业节点电价的影响，存在较大的误差。如其所建立的区域电网较为完整，则获取其它市场主体的交易数据及相关电网运行约束条件数据难度较大，无法进行有效的出清仿真模拟。
发明内容
鉴于上述的分析，本发明实施例旨在提供一种通过虚拟区域节点预测节点电价的方法及装置，用以解决现有的电网拓扑结构复杂造成的预测电价成本高且准确度低等问题。
本发明的目的主要是通过以下技术方案实现的：
一种通过虚拟区域节点预测节点电价的方法，包括以下步骤：
以预测目标市场主体所在节点为中心，根据实际电网结构构建核心区域模型；
根据核心区域外部与核心区域的影响关系虚拟可变节点，并根据实际潮流流向确定虚拟的所述可变节点的类型；所述类型包括供给节点和需求节点；
基于所述核心区域模型和所述可变节点得到总体电网拓扑模型结构；
在总体电网拓扑模型结构的供给节点不同负荷段报价和总体电网拓扑模型结构运行约束已知的条件下，计算发电成本最小时供给节点负荷的最优解，得到线路负荷的最优解；
根据所述线路负荷的最优解计算核心区域各节点的电价。
在上述方案的基础上，本发明还做了如下改进：
进一步，确定所述可变节点的类型具体包括：
若潮流流向由核心区域外向核心区域内，则该可变节点为供给节点；
若潮流流向由核心区域内向核心区域外，则该可变节点为需求节点。
进一步，所述总体电网拓扑模型结构运行约束包括系统平衡约束、供给节点最大及最小负荷约束和线路潮流约束；
所述系统平衡约束公式为：
Figure BDA0002277270380000031
上式中，G表示总体电网拓扑模型结构中的所有供方节点；Pi表示某一时刻供给节点i的负荷值；N表示总体电网拓扑模型结构中的所有需求节点，Di表示某一时刻需求节点j的负荷值；
所述供给节点最大及最小负荷约束公式：
Pi_min≤Pi≤Pi_max
上式中，Pi_min表示供给节点的最小负荷值；Pi_max表示供给节点的最大负荷值；
所述线路潮流约束公式为：
Figure BDA0002277270380000032
上式中，PL_min表示某一时刻线路的最小负荷值；WL-i表示供给节点i对线路的功率转移因子；WL-j表示需求节点j对线路的功率转移因子；PL_max表示线路的最大负荷值。
进一步，所述功率转移因子WL-i等于与线路潮流关联的供给节点负荷与所关联节点的总负荷的比值；所述功率转移因子WL-j等于与线路潮流关联的需求节点负荷与所关联节点的总负荷的比值。
进一步，所述发电成本最小时供给节点负荷最优解计算公式为：
Figure BDA0002277270380000033
上式中，Qi表示某一时刻供给节点i的负荷值对应的报价。
进一步，所述核心区域各节点的电价计算公式如下：
Figure BDA0002277270380000034
上式中，LMPj表示核心区域各节点的电价；L表示潮流流向当前计算节点的线路合集；Pj-l表示输入功率至当前节点j的线路负荷；Ql表示线路潮流对应的供方节点的电价。
另一方面，本发明实施例提供了一种通过虚拟区域节点预测节点电价的装置，包括核心区域构建模块、可变节点虚拟模块、模拟出清模块和核心区域节点电价计算模块；
所述核心区域构建模块，用于以预测目标市场主体所在节点为中心，根据实际电网结构构建核心区域模型；
所述可变节点虚拟模块，用于根据核心区域外部与核心区域的影响关系虚拟可变节点，并根据实际潮流流向确定虚拟的所述可变节点的类型；所述类型包括供给节点和需求节点；基于所述核心区域模型和所述可变节点得到总体电网拓扑模型结构；
所述模拟出清模块，用于在总体电网拓扑模型结构中的供给节点不同负荷段报价和总体电网拓扑模型结构运行约束已知的条件下，计算发电成本最小时供给节点负荷的最优解，得到线路负荷的最优解；
所述核心区域节点电价计算模块，用于根据所述线路负荷的最优解计算核心区域各节点的电价。
进一步，该装置还包括总体电网拓扑模型结构运行约束模块，用于实现系统平衡约束、供给节点最大及最小负荷约束和线路潮流约束；
所述系统平衡约束公式为：
Figure BDA0002277270380000041
上式中，G表示总体电网拓扑模型结构中的所有供方节点；Pi表示某一时刻供给节点i的负荷值；N表示总体电网拓扑模型结构中所有需求节点，Di表示某一时刻需求节点j的负荷值；
所述供给节点最大及最小负荷约束公式：
Pi_min≤Pi≤Pi_max
上式中，Pi_min表示供给节点的最小负荷值；Pi_max表示供给节点的最大负荷值；
所述线路潮流约束公式为：
Figure BDA0002277270380000051
上式中，PL_min表示某一时刻线路的最小负荷值；WL-i表示供给节点i对线路的功率转移因子；WL-j表示需求节点j对线路的功率转移因子；PL_max表示线路的最大负荷值。
进一步，所述发电成本最小时的供给节点负荷最优解计算公式为：
Figure BDA0002277270380000052
上式中，Qi表示某一时刻供给节点i的负荷值对应的报价。
进一步，所述核心区域各节点电价计算模块计算电价的公式为：
Figure BDA0002277270380000053
上式中，LMPj表示核心区域各节点的电价；L表示潮流流向当前计算节点的线路合集；Pj-l表示输入功率至当前节点j的线路负荷；Ql表示线路潮流对应的供方节点的电价。
与现有技术相比，本发明至少可实现如下有益效果之一：
1、通过结合预测目标市场主体所在节点，进行核心区域的电网拓扑模型结构构建，实现了核心区域节点电价的预测，减少了预测成本，提高了节点电价预测结果的准确性。
2、通过根据核心区域外部与核心区域的影响关系虚拟可变节点，解决了现有的电网拓扑结构模型复杂造成的计算量大和成本高的问题，减少了预测过程的数据输入成本，提高了系统的精确度和实用性；
3、通过从全电网结构中提取核心区域模型，以及在总体电网拓扑模型结构中利用运行约束条件，简化了仿真模拟数据规模，提高了预测算法的计算速度。
本发明中，上述各技术方案之间还可以相互组合，以实现更多的优选组合方案。本发明的其他特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分优点可从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过说明书以及附图中所特别指出的内容中来实现和获得。
附图说明
附图仅用于示出具体实施例的目的，而并不认为是对本发明的限制，在整个附图中，相同的参考符号表示相同的部件。
图1为一个实施例中一种通过虚拟区域节点预测节点电价的方法流程图；
图2为一个实施例中总体电网拓扑模型结构图；
图3为另一个实施例中一种通过虚拟区域节点预测节点电价的装置图。
具体实施方式
下面结合附图来具体描述本发明的优选实施例，其中，附图构成本申请一部分，并与本发明的实施例一起用于阐释本发明的原理，并非用于限定本发明的范围。
本发明的一个具体实施例，公开了一种通过虚拟区域节点预测节点电价的方法，如图1所示，包括以下步骤：
S1、以预测目标市场主体所在节点为中心，根据实际电网结构构建核心区域模型；
其中，预测目标市场主体是指使用本方法进行模型搭建以及节点电价预测及计算的市场主体，包含电力用户或电厂单位，在本方案的实施例中为电厂单位。
根据实际电网结构是指根据预测目标市场主体在其所处的真实的电网拓扑结构抽离出的不同电压等级的电网结构。
构建的核心区域模型中包括节点及节点间的连接线路。节点类型包括供给节点和需求节点。
供给节点是指模型搭建中提供电能并承担发电功率负荷的节点。对应实际电网结构，通常为火电厂，水电厂等各发电类型电厂。
需求节点是指模型搭建中使用电能并承担电力用户负荷的节点。对应实际电网结构，通常为大型变电站，开关站等电网枢纽节点。
S2、根据核心区域外部与核心区域的影响关系虚拟可变节点，并根据实际潮流流向确定虚拟的所述可变节点的类型；所述类型包括供给节点和需求节点；
虚拟可变节点是指将外部的影响以节点的方式表示出来。
实际潮流流向是指在实际电网运行中不同节点之间的电力潮流走向。
S3、基于所述核心区域模型和所述可变节点得到总体电网拓扑模型结构；
总体电网拓扑模型结构中的节点包括步骤S1中核心区域中的节点及步骤S2中虚拟得到的可变节点，其中的线路指总体电网拓扑模型结构中的节点间的线路关系。
S4、在总体电网拓扑模型结构的供给节点不同负荷段报价和总体电网拓扑模型结构运行约束已知的条件下，计算发电成本最小时供给节点负荷的最优解，得到线路负荷的最优解；
S5、根据所述线路负荷的最优解计算核心区域各节点的电价。
通过结合预测目标市场主体所在节点，进行核心区域的电网拓扑模型结构构建，实现了核心区域节点电价的预测，减少了成本，提高了节点电价预测结果的准确性。
优选的，确定所述可变节点的类型具体包括：
若潮流流向由核心区域外向核心区域内，则该可变节点为供给节点；
若潮流流向由核心区域内向核心区域外，则该可变节点为需求节点。
通过根据核心区域外部与核心区域的影响关系虚拟可变节点，解决了现有的电网拓扑结构模型复杂造成的计算量大和成本高的问题，减少了预测过程的数据输入成本，提高了系统的精确度和实用性。
具体的，本实施例使用的总体电网拓扑模型结构如图2所示，其中虚线标识划分为核心区域模型，圆形为供给节点，方块为需求节点，连接线为线路，三角形为可变节点。核心区域围绕供给节点G1进行构建，同时应包含其影响区域相关节点(示例性的如图中所示的G2,N1,N2,N3,N4)及连接线路。基于搭建的总体电网拓扑模型结构可得到所需的T时刻整体数据环境，用于总体电网拓扑模型结构运行约束计算。
表1为T时刻需求节点列表及负荷值，一般来说其负荷值为预测值，可由电网发布母线预测数据或其它方式获得。
表1 T时刻需求节点列表及负荷值
Figure BDA0002277270380000081
Figure BDA0002277270380000091
表2为供给节点列表，模型数据还应包含供给点即电厂所属机组信息。
表2 T时刻供给节点列表及最大、最小负荷值
节点名称 机组名称 最小技术出力 最大技术出力
G1 G101 200MW 1200MW
G1 G102 200MW 1200MW
G2 G201 200MW 1500MW
G2 G202 200MW 1500MW
表3为线路列表，模型数据包含线路限流值。
表3线路列表及线路限流值
线路名称 线路限流(负荷)
L1 1800MW
L2 1000MW
L3 800MW
L4 800MW
L5 1000MW
L6 800MW
L7 900MW
实施时，可将预测目标主体G1以及区域内其他供给节点G2的5段模拟交易报价输入至系统。在实际运行中，可根据核心区域建立的具体情况进行不同处理。本实施例中，供给节点报价情况如表4所示。
Figure BDA0002277270380000092
Figure BDA0002277270380000093
Figure BDA0002277270380000094
具体的，T时刻可变节点相关数据的节点类型及负荷值如下表5所示，可变节点的负荷值根据实际电网运行中相同时刻的潮流流向及潮流值确定。
表5 T时刻可变节点的节点类型及负荷值
节点名称 节点类型 负荷/功率
M1 供方节点 300MW
M2 需方节点 200MW
优选的，所述总体电网拓扑模型结构运行约束包括系统平衡约束、供给节点最大及最小负荷约束和线路潮流约束；
所述系统平衡约束公式为：
Figure BDA0002277270380000101
上式中，G表示总体电网拓扑模型结构中的所有供方节点；Pi表示某一时刻供给节点i的负荷值；N表示总体电网拓扑模型结构中的所有需求节点，Di表示某一时刻需求节点j的负荷值；
所述供给节点最大及最小负荷约束公式：
Pi_min≤Pi≤Pi_max
上式中，Pi_min表示供给节点的最小负荷值；Pi_max表示供给节点的最大负荷值；
所述线路潮流约束公式为：
Figure BDA0002277270380000102
上式中，PL_min表示某一时刻线路的最小负荷值；WL-i表示供给节点i对线路的功率转移因子；WL-j表示需求节点j对线路的功率转移因子；PL_max表示线路的最大负荷值。
通过从全电网结构中提取核心区域模型，以及在总体电网拓扑模型结构中利用运行约束条件，简化了仿真模拟数据规模，提高了预测算法的计算速度。
优选的，所述功率转移因子WL-i等于与线路潮流关联的供给节点负荷与所关联节点的总负荷的比值；所述功率转移因子WL-j等于与线路潮流关联的需求节点负荷与所关联节点的总负荷的比值。
具体的，线路L1在T时刻潮流方向为G1至N1，G1关联L1负荷，其供给及需求节点功率转移因子可为：
线路 G1 G2 N1 N2 N3 N4 M1 M2
L1 1 0 0 0 0 0 0 0
线路L2在T时刻潮流方向为N1至N2,仅G1,N1关联L2负荷，其供给及需求节点功率转移因子可为：
线路 G1 G2 N1 N2 N3 N4 M1 M2
L2 1 -- 1 -- -- -- -- --
线路L3在T时刻潮流方向为N2至N4,仅G1,G2,N1,N2,N3,M1关联L3负荷，其供给及需求节点功率转移因子可为：
线路 G1 G2 N1 N2 N3 N4 M1 M2
L3 0.5926 0.2963 0.3182 0.4091 0.2727 -- 0.1111 --
线路L4在T时刻潮流方向为N2至N3,仅G1,G2,N1,N2,N4,M2关联L4负荷，其供给及需求节点功率转移因子可为：
线路 G1 G2 N1 N2 N3 N4 M1 M2
L4 0.6667 0.3333 0.3333 0.4286 -- 0.1429 -- 0.0952
线路L5在T时刻潮流方向为G2至N2,仅G2关联L5负荷，其供给及需求节点功率转移因子可为：
线路 G1 G2 N1 N2 N3 N4 M1 M2
L5 -- 1 -- -- -- -- -- --
线路L6在T时刻潮流方向为M1至N3,仅M1关联L6负荷，其供给及需求节点功率转移因子可为：
线路 G1 G2 N1 N2 N3 N4 M1 M2
L6 -- -- -- -- -- -- 1 --
线路L7在T时刻潮流方向为N4至M2,仅G1,G2,N1,N2,N3,N4,M1关联L7负荷，其供给及需求节点功率转移因子可为：
线路 G1 G2 N1 N2 N3 N4 M1 M2
L7 0.5926 0.2963 0.2800 0.3600 0.2400 0.1200 0.1111 --
优选的，所述发电成本最小时供给节点负荷最优解计算公式为：
Figure BDA0002277270380000121
上式中，Qi表示某一时刻供给节点i的负荷值对应的报价。
具体的，对目标函数进行最优解计算后，可得到T时刻供给节点的负荷值及报价，下表6所示；同时可得到线路的负荷值，如下表7所示。
表6 T时刻供给节点的负荷值及报价
机组名称 出力 价格
G101 800MW 300
G102 800MW 300
G201 400MW 310
G202 400MW 310
M1 300MW 350
表7 T时刻线路的负荷值
线路 负荷
L1 1600MW
L2 900MW
L3 500MW
L4 300MW
L5 800MW
L6 300MW
L7 200MW
优选的，所述核心区域各节点的电价计算公式如下：
Figure BDA0002277270380000122
上式中，LMPj表示核心区域各节点的电价；L表示潮流流向当前计算节点的线路合集；Pj-l表示输入功率至当前节点j的线路负荷；Ql表示线路潮流对应的供方节点的电价。
具体的，该实施例中得到核心区域各节点的电价如下表8所示。
表8核心区域各节点的电价
Figure BDA0002277270380000123
Figure BDA0002277270380000131
本发明的另一个具体实施例，如图3所示，提供了一种通过虚拟区域节点预测节点电价的装置，包括核心区域构建模块、可变节点虚拟模块、模拟出清模块和核心区域节点电价计算模块；
所述核心区域构建模块，用于以预测目标市场主体所在节点为中心，根据实际电网结构构建核心区域模型；
所述可变节点虚拟模块，用于根据核心区域外部与核心区域的影响关系虚拟可变节点，并根据实际潮流流向确定虚拟的所述可变节点的类型；所述类型包括供给节点和需求节点；基于所述核心区域模型和所述可变节点得到总体电网拓扑模型结构；
所述模拟出清模块，用于在总体电网拓扑模型结构中的供给节点不同负荷段报价和总体电网拓扑模型结构运行约束已知的条件下，计算发电成本最小时供给节点负荷的最优解，得到线路负荷的最优解；
所述核心区域节点电价计算模块，用于根据所述线路负荷的最优解计算核心区域各节点的电价。
通过可变节点虚拟模块，解决了现有的电网拓扑结构模型复杂造成的计算量大和成本高的问题，减少了预测过程的数据输入成本，提高了系统的精确度和实用性。
优选的，该装置还包括总体电网拓扑模型结构运行约束模块，用于实现系统平衡约束、供给节点最大及最小负荷约束和线路潮流约束；
所述系统平衡约束公式为：
Figure BDA0002277270380000132
上式中，G表示总体电网拓扑模型结构中的所有供方节点；Pi表示某一时刻供给节点i的负荷值；N表示总体电网拓扑模型结构中所有需求节点，Di表示某一时刻需求节点j的负荷值；
所述供给节点最大及最小负荷约束公式：
Pi_min≤Pi≤Pi_max
上式中，Pi_min表示供给节点的最小负荷值；Pi_max表示供给节点的最大负荷值；
所述线路潮流约束公式为：
Figure BDA0002277270380000141
上式中，PL_min表示某一时刻线路的最小负荷值；WL-i表示供给节点i对线路的功率转移因子；WL-j表示需求节点j对线路的功率转移因子；PL_max表示线路的最大负荷值。
通过总体电网拓扑模型结构运行约束模块，简化了仿真模拟数据规模，提高了预测算法的计算速度。
优选的，所述发电成本最小时的供给节点负荷最优解计算公式为：
Figure BDA0002277270380000142
上式中，Qi表示某一时刻供给节点i的负荷值对应的报价。
优选的，所述核心区域各节点电价计算模块计算电价的公式为：
Figure BDA0002277270380000143
上式中，LMPj表示核心区域各节点的电价；L表示潮流流向当前计算节点的线路合集；Pj-l表示输入功率至当前节点j的线路负荷；Ql表示线路潮流对应的供方节点的电价。
本领域技术人员可以理解，实现上述实施例方法的全部或部分流程，可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的程序可存储于计算机可读存储介质中。其中，所述计算机可读存储介质为磁盘、光盘、只读存储记忆体或随机存储记忆体等。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种通过虚拟区域节点预测节点电价的方法，其特征在于，包括以下步骤：
以预测目标市场主体所在节点为中心，根据实际电网结构构建核心区域模型；
根据核心区域外部与核心区域的影响关系虚拟可变节点，并根据实际潮流流向确定虚拟的所述可变节点的类型；所述类型包括供给节点和需求节点；
基于所述核心区域模型和所述可变节点得到总体电网拓扑模型结构；
在总体电网拓扑模型结构的供给节点不同负荷段报价和总体电网拓扑模型结构运行约束已知的条件下，计算发电成本最小时供给节点负荷的最优解，得到线路负荷的最优解；
根据所述线路负荷的最优解计算核心区域各节点的电价。
2.根据权利要求1所述的预测节点电价的方法，其特征在于，确定所述可变节点的类型具体包括：
若潮流流向由核心区域外向核心区域内，则该可变节点为供给节点；
若潮流流向由核心区域内向核心区域外，则该可变节点为需求节点。
3.根据权利要求1所述的预测节点电价的方法，其特征在于，所述总体电网拓扑模型结构运行约束包括系统平衡约束、供给节点最大及最小负荷约束和线路潮流约束；
所述系统平衡约束公式为：
Figure FDA0002277270370000011
上式中，G表示总体电网拓扑模型结构中的所有供方节点；Pi表示某一时刻供给节点i的负荷值；N表示总体电网拓扑模型结构中的所有需求节点，Di表示某一时刻需求节点j的负荷值；
所述供给节点最大及最小负荷约束公式：
Pi_min≤Pi≤Pi_max
上式中，Pi_min表示供给节点的最小负荷值；Pi_max表示供给节点的最大负荷值；
所述线路潮流约束公式为：
Figure FDA0002277270370000021
上式中，PL_min表示某一时刻线路的最小负荷值；WL-i表示供给节点i对线路的功率转移因子；WL-j表示需求节点j对线路的功率转移因子；PL_max表示线路的最大负荷值。
4.根据权利要求3所述的预测节点电价的方法，其特征在于，所述功率转移因子WL-i等于与线路潮流关联的供给节点负荷与所关联节点的总负荷的比值；所述功率转移因子WL-j等于与线路潮流关联的需求节点负荷与所关联节点的总负荷的比值。
5.根据权利要求1所述的预测节点电价的方法，其特征在于，所述发电成本最小时供给节点负荷最优解计算公式为：
Figure FDA0002277270370000022
上式中，Qi表示某一时刻供给节点i的负荷值对应的报价。
6.根据权利要求1所述的预测节点电价的方法，其特征在于，所述核心区域各节点的电价计算公式如下：
Figure FDA0002277270370000023
上式中，LMPj表示核心区域各节点的电价；L表示潮流流向当前计算节点的线路合集；Pj-l表示输入功率至当前节点j的线路负荷；Ql表示线路潮流对应的供方节点的电价。
7.一种通过虚拟区域节点预测节点电价的装置，其特征在于，包括核心区域构建模块、可变节点虚拟模块、模拟出清模块和核心区域节点电价计算模块；
所述核心区域构建模块，用于以预测目标市场主体所在节点为中心，根据实际电网结构构建核心区域模型；
所述可变节点虚拟模块，用于根据核心区域外部与核心区域的影响关系虚拟可变节点，并根据实际潮流流向确定虚拟的所述可变节点的类型；所述类型包括供给节点和需求节点；基于所述核心区域模型和所述可变节点得到总体电网拓扑模型结构；
所述模拟出清模块，用于在总体电网拓扑模型结构中的供给节点不同负荷段报价和总体电网拓扑模型结构运行约束已知的条件下，计算发电成本最小时供给节点负荷的最优解，得到线路负荷的最优解；
所述核心区域节点电价计算模块，用于根据所述线路负荷的最优解计算核心区域各节点的电价。
8.根据权利要求7所述的预测节点电价的装置，其特征在于，还包括总体电网拓扑模型结构运行约束模块，用于实现系统平衡约束、供给节点最大及最小负荷约束和线路潮流约束；
所述系统平衡约束公式为：
Figure FDA0002277270370000031
上式中，G表示总体电网拓扑模型结构中的所有供方节点；Pi表示某一时刻供给节点i的负荷值；N表示总体电网拓扑模型结构中所有需求节点，Di表示某一时刻需求节点j的负荷值；
所述供给节点最大及最小负荷约束公式：
Pi_min≤Pi≤Pi_max
上式中，Pi_min表示供给节点的最小负荷值；Pi_max表示供给节点的最大负荷值；
所述线路潮流约束公式为：
Figure FDA0002277270370000041
上式中，PL_min表示某一时刻线路的最小负荷值；WL-i表示供给节点i对线路的功率转移因子；WL-j表示需求节点j对线路的功率转移因子；PL_max表示线路的最大负荷值。
9.根据权利要求7所述的预测节点电价的装置，其特征在于，所述发电成本最小时的供给节点负荷最优解计算公式为：
Figure FDA0002277270370000042
上式中，Qi表示某一时刻供给节点i的负荷值对应的报价。
10.根据权利要求9所述的预测节点电价的装置，其特征在于，所述核心区域各节点电价计算模块计算电价的公式为：
Figure FDA0002277270370000043
上式中，LMPj表示核心区域各节点的电价；L表示潮流流向当前计算节点的线路合集；Pj-l表示输入功率至当前节点j的线路负荷；Ql表示线路潮流对应的供方节点的电价。
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