CN115983435B - 一种跨省市电能量市场可行域优化方法及系统 - Google Patents

Abstract

本申请公开了一种跨省市电能量市场可行域优化方法及系统，涉及电力分配技术领域，根据大系统分级协调优化获得最优可行域，实现了跨省市电力市场可行域的高效求解，使电能量资源得到有效合理配置。所述方法包括：跨省市电能量交易系统在出清日，对运行日的跨省市电能量进行交易出清，并将计算得出的交易出清结果上传至可行域优化系统；可行域优化系统接收交易出清结果进行整合建模，得到大系统模型，并依据分解协调技术，计算大系统模型对应的全局可行域最优解，将全局可行域最优解输出至调度中心；调度中心接收全局可行域最优解，将全局可行域最优解与运行日关联，以及依据全局可行域最优解，提供运行日对应的安全边界。

Description

一种跨省市电能量市场可行域优化方法及系统

技术领域

本申请涉及电力分配技术领域，特别是涉及一种跨省市电能量市场可行域优化方法及系统。

背景技术

随着电力市场化改革在各试点地区不断推进，电力市场的规模也在不断的扩大，但由于不同地区间电力资源丰富程度不一，为了能够充分利用省间通道输电能力，促进资源大范围优化配置和可再生能源大范围消纳，跨省市电能量交易得到越来越多的试点的关注。

相关技术中，针对单一市场的出清算法及系统已经较为成熟。但对于跨省市电能量交易市场，如何以其交易结果作为各省市电力市场运行边界条件，并且协调其与各省市电力市场进行有序衔接，仍未有协调优化系统可以直接参与电力调控并且满足电力交易市场的需求，因此，亟需一种能够调控各省市内部电力资源的方法及系统，以提高各省市间电力资源的分配效率。

发明内容

有鉴于此，本申请提供了一种跨省市电能量市场可行域优化方法及系统，主要目的在于解决目前亟需一种能够调控各省市之间电力资源的方法及系统，以提高各省市间电力资源的分配效率的问题。

依据本申请第一方面，提供了一种跨省市电能量市场可行域优化方法，该方法包括：

跨省市电能量交易系统在出清日，对运行日的跨省市电能量进行交易出清，并将计算得出的交易出清结果上传至可行域优化系统，所述出清日与所述运行日之间的时间间隔为预设时长；

所述可行域优化系统接收所述交易出清结果进行整合建模，得到大系统模型，并依据分解协调技术，计算所述大系统模型对应的全局可行域最优解，将所述全局可行域最优解输出至调度中心，所述调度中心包括各级区域电网调度中心系统、省级电网调度中心系统；

所述调度中心接收所述全局可行域最优解，将所述全局可行域最优解与所述运行日关联，以及依据所述全局可行域最优解，提供所述运行日对应的安全边界，所述安全边界用于调控各个省市内部的电力资源分配。

可选地，所述跨省市电能量交易系统在指定出清日，对目标运行日的跨省市电能量进行交易出清，包括：

所述跨省市电能量交易系统在指定出清日获取运行条件，所述运行条件包括各省市区域对应的电量需求以及输电通道对应的输电能力，所述输电能力用于指示所述输电通道可以承载的最大负荷；

所述跨省市电能量交易系统依据所述运行条件进行交易出清，得到所述交易出清结果，其中，所述交易出清结果包括但不限于省间直流联络线送电计划、省间联络线96点预计划、直调机组运行参数、可参与市场的直调机组96点状态、可参与市场的直调机组96点出力上下限、非市场化机组96点预计划、新能源机组96点发电预测曲线、各省市96点负荷预测值和母线预测值、各省市备用容量需求。

可选地，所述依据分解协调技术，计算所述大系统模型对应的全局可行域最优解，包括：

所述可行域优化系统对所述大系统模型进行分解，得到两级递阶结构的多个子模型；

所述可行域优化系统对所述多个子模型中的每个子模型进行求解，得到多个局部可行域最优解；

所述可行域优化系统依据所述多个子模型之间的协调变量，对所述多个局部可行域最优解进行协调计算，得到所述全局可行域最优解。

可选地，所述对所述大系统模型进行分解，得到两级递阶结构的多个子模型，包括：

所述可行域优化系统依据所述大系统模型的物理结构和数学结构，按照省市级电网出清约束，将所述大系统模型分解成所述多个子模型；

其中，所述省市级电网出清约束包括所述运行日对应的可参与市场的直调机组96点状态约束、可参与市场的直调机组96点出力上下限约束、非市场化机组96点预计划约束、新能源机组96点发电预测曲线约束和96点负荷预测值约束和母线预测值约束。

可选地，所述对所述多个子模型中的每个子模型进行求解，得到多个局部可行域最优解，包括：

所述可行域优化系统采用独立并行求解的方式，以分省正备用最小化、分省负备用最小化作为目标函数，计算每个子模型对应的局部可行域最优解，得到所述多个局部可行域最优解，所述局部可行域最优解包括分区对应的最大开机容量、最小开机容量、最小正备用裕度、最小负备用裕度、最大正备用裕度、最大负备用裕度以及分省市对应的最大开机容量、最小开机容量、最小正备用裕度、最小负备用裕度、最大正备用裕度、最大负备用裕度。

可选地，所述可行域优化系统依据所述多个子模型之间的协调变量，对所述多个局部可行域最优解进行协调计算，得到所述全局可行域最优解，包括：

所述可行域优化系统获取物理约束条件，将所述物理约束条件映射为所述协调变量，所述物理约束条件为省间直流联络线送电计划约束、省间联络线96点预计划约束和联络线传输限额约束；

所述可行域优化系统设置协调级中多个协调变量与多个子系统之间的关联关系，所述协调级是多个协调变量的集合；

所述可行域优化系统依据所述协调级对所述局部可行域最优解进行协调计算，并通过循环迭代的方式进行迭代演算，得到所述全局可行域最优解，以及依据所述全局可行域最优解，确定运行日的机组组合，所述机组用于提供电力资源。

可选地，所述方法还包括：

如果所述可行域优化系统依据所述协调级对所述局部可行域最优解进行协调计算得到多解或无解，则引入拉格朗日乘子进行协调计算，获取所述全局可行域最优解。

依据本申请第二方面，提供了一种跨省市电能量市场可行域优化系统，该系统包括：跨省市电能量交易系统、可行域优化系统、调度中心；

所述跨省市电能量交易系统，用于在出清日，对运行日的跨省市电能量进行交易出清，并与可行域优化系统数据连接，将计算得出的交易出清结果上传至可行域优化系统，所述出清日与所述运行日之间的时间间隔为预设时长；

所述可行域优化系统，用于接收所述交易出清结果进行整合建模，得到大系统模型，并与调度中心数据连接，依据分解协调技术，计算所述大系统模型对应的全局可行域最优解，将所述全局可行域最优解输出至调度中心，所述调度中心包括各级区域电网调度中心系统、省级电网调度中心系统；

所述调度中心，用于接收所述全局可行域最优解，将所述全局可行域最优解与所述运行日关联，以及依据所述全局可行域最优解，提供所述运行日对应的安全边界，所述安全边界用于调控各个省市内部的电力资源分配。

可选地，所述跨省市电能量交易系统，用于在指定出清日获取运行条件，所述运行条件包括各省市区域对应的电量需求以及输电通道对应的输电能力，所述输电能力用于指示所述输电通道可以承载的最大负荷，以及依据所述运行条件进行交易出清，得到所述交易出清结果，其中，所述交易出清结果包括但不限于省间直流联络线送电计划、省间联络线96点预计划、直调机组运行参数、可参与市场的直调机组96点状态、可参与市场的直调机组96点出力上下限、非市场化机组96点预计划、新能源机组96点发电预测曲线、各省市96点负荷预测值和母线预测值、各省市备用容量需求。

可选地，所述可行域优化系统，用于对所述大系统模型进行分解，得到两级递阶结构的多个子模型，对所述多个子模型中的每个子模型进行求解，得到多个局部可行域最优解，以及依据所述多个子模型之间的协调变量，对所述多个局部可行域最优解进行协调计算，得到所述全局可行域最优解。

可选地，所述可行域优化系统，用于所述可行域优化系统依据所述大系统模型的物理结构和数学结构，按照省市级电网出清约束，将所述大系统模型分解成所述多个子模型，其中，所述省市级电网出清约束包括所述运行日对应的可参与市场的直调机组96点状态约束、可参与市场的直调机组96点出力上下限约束、非市场化机组96点预计划约束、新能源机组96点发电预测曲线约束和96点负荷预测值约束和母线预测值约束。

可选地，所述可行域优化系统，用于采用独立并行求解的方式，以分省正备用最小化、分省负备用最小化作为目标函数，计算每个子模型对应的局部可行域最优解，得到所述多个局部可行域最优解，所述局部可行域最优解包括分区对应的最大开机容量、最小开机容量、最小正备用裕度、最小负备用裕度、最大正备用裕度、最大负备用裕度以及分省市对应的最大开机容量、最小开机容量、最小正备用裕度、最小负备用裕度、最大正备用裕度、最大负备用裕度。

可选地，所述可行域优化系统，用于获取物理约束条件，将所述物理约束条件映射为所述协调变量，所述物理约束条件为省间直流联络线送电计划约束、省间联络线96点预计划约束和联络线传输限额约束，设置协调级中多个协调变量与多个子系统之间的关联关系，所述协调级是多个协调变量的集合，以及依据所述协调级对所述局部可行域最优解进行协调计算，并通过循环迭代的方式进行迭代演算，得到所述全局可行域最优解，以及依据所述全局可行域最优解，确定运行日的机组组合，所述机组用于提供电力资源。

可选地，所述可行域优化系统，还用于如果所述可行域优化系统依据所述协调级对所述局部可行域最优解进行协调计算得到多解或无解，则引入拉格朗日乘子进行协调计算，获取所述全局可行域最优解。

依据本申请第三方面，提供了一种计算机设备，包括存储器和处理器，所述存储器存储有计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述第一方面中任一项所述方法的步骤。

依据本申请第四方面，提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述第一方面中任一项所述的方法的步骤。

借由上述技术方案，本申请提供的一种跨省市电能量市场可行域优化方法及系统，本申请中跨省市电能量交易系统在出清日，对运行日的跨省市电能量进行交易出清，并将计算得出的交易出清结果上传至可行域优化系统。可行域优化系统接收交易出清结果进行整合建模，得到大系统模型，并依据分解协调技术，计算大系统模型对应的全局可行域最优解，将全局可行域最优解输出至调度中心。最终，调度中心接收全局可行域最优解，将全局可行域最优解与运行日关联，以及依据全局可行域最优解，提供运行日对应的安全边界。通过获取跨省市电能量市场交易出清结果，由系统根据大系统分解协调迭代计算各省市电力市场可行域，将最优可行域及时输出至各级区域电网调度中心系统、省级电网调度中心系统作为编制电力市场运营、出清所需的边界条件，进而解决了跨省市电能量市场出清结果与各省市电力市场运行衔接问题，实现了跨省市电力市场可行域的高效求解，使电能量资源得到有效合理配置。

上述说明仅是本申请技术方案的概述，为了能够更清楚了解本申请的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本申请的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本申请的具体实施方式。

附图说明

通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本申请的限制。而且在整个附图中，用相同的参考符号表示相同的部件。在附图中：

图1示出了本申请实施例提供的一种跨省市电能量市场可行域优化方法流程示意图；

图2示出了本申请实施例提供的一种跨省市电能量市场可行域优化方法流程示意图；

图3示出了本申请实施例提供的一种跨省市电能量市场可行域优化系统的组成示意图；

图4示出了本申请实施例提供的一种跨省市电能量市场可行域优化系统的大系统分解协调的示意图；

图5示出了本申请实施例提供的一种计算机设备的装置结构示意图。

具体实施方式

下面将参照附图更详细地描述本申请的示例性实施例。虽然附图中显示了本申请的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本申请而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本申请，并且能够将本申请的范围完整的传达给本领域的技术人员。

本申请实施例提供了一种跨省市电能量市场可行域优化方法，如图1所示，该方法包括：

101、跨省市电能量交易系统在出清日，对运行日的跨省市电能量进行交易出清，并将计算得出的交易出清结果上传至可行域优化系统，出清日与运行日之间的时间间隔为预设时长。

其中，跨省市电能量交易系统指的是在一定区域范围内开展的多省市区域电能量交易市场，由该跨省市电能量交易系统在出清日，依据各省市区域所需电量以及输电通道剩余输电能力等运行条件，进行运行日的跨省市电能量交易出清。需要说明的是，出清日和运行日之间的时间间隔为预设时长，预设时长可以由相关工作人员根据实际运行情况进行设置的，如2天、3天，本申请对预设时长不进行具体限定。在本申请实施例中，以预设时长是2天为例进行说明，也即出清日为运行日的前2日。

具体地，跨省市电能量交易系统在出清日(运行日的前2日)获取运行条件，运行条件包括各省市区域对应的电量需求以及输电通道对应的输电能力，其中，输电能力用于指示输电通道可以承载的最大负荷。进一步地，跨省市电能量交易系统依据运行条件进行交易出清，得到运行日当天的交易出清结果，其中，交易出清结果包括但不限于省间直流联络线送电计划、省间联络线96点预计划、直调机组运行参数、可参与市场的直调机组96点状态、可参与市场的直调机组96点出力上下限、非市场化机组96点预计划、新能源机组96点发电预测曲线、各省市96点负荷预测值和母线预测值、各省市备用容量需求。需要说明的是，交易出清的过程可以基于预先构建的出清模型实现，也可以基于预设的多个出清运算公式实现。具体地，对于出清模型，跨省市电能量交易系统可以将获取到的运行条件输入至出清模型，由出清模型根据预设的算法和参数进行运算求解，最终输出交易出清结果。对于出清运算公式，跨省市电能量交易系统可以获取预设的运算公式，将运行条件依次或者并行代入多个公式进行求解，最终输出交易出清结果。本申请对交易出清的出清运算方式不进行具体限定。最终，跨省市电能量交易系统将交易出清结果上传至可行域优化系统的系统服务器中，作为可行域优化计算的准备数据。

102、可行域优化系统接收交易出清结果进行整合建模，得到大系统模型，并依据分解协调技术，计算大系统模型对应的全局可行域最优解，将全局可行域最优解输出至调度中心，调度中心包括各级区域电网调度中心系统、省级电网调度中心系统。

在本申请实施例中，可行域优化系统首先对交易出清结果进行整合建模，得到大系统模型，为了解决大系统模型优化计算的复杂性以及满足电力市场边界条件传输的时效性要求，对大系统模型进行分解协调，使其简化成具有两级递阶结构的多个子模型，将复杂问题分解成若干个比原问题简单的、规模小的子问题，进而实现有效缩短模型迭代计算最优解的时间。具体计算区局可行域最优解的方法如下：

首先，可行域优化系统接收交易出清结果进行整合建模，得到大系统模型。

接下来，对大系统模型进行分解，得到两级递阶结构的多个子模型。具体地，可行域优化系统依据大系统模型的物理结构和数学结构，按照省市级电网出清约束，将大系统模型分解成多个子模型，各个子模型既独立又相互关联，其中，省市级电网出清约束包括运行日对应的可参与市场的直调机组96点状态约束、可参与市场的直调机组96点出力上下限约束、非市场化机组96点预计划约束、新能源机组96点发电预测曲线约束和96点负荷预测值约束和母线预测值约束。需要说明的是，出清约束用于指示各个省市电网能够提供的最大或最小的指标值，而交易出清结果指的是各个省市电能量交易所需的各个指标值。

在分解处理后，计算每个子模型对应的局部最优解，但由于局部可行域最优解忽视了各省市级电网间的物理关联关系，因此需要将物理约束条件映射为子系统的协调变量。通过协调变量来对局部最优解进行协调计算，得到全局可行域最优解。具体地，可行域优化系统采取独立并行求解的方式，以分省正备用最小化、分省负备用最小化作为目标函数，对多个子模型中的每个子模型进行求解，得到多个局部可行域最优解，其中，局部可行域最优解包括分区对应的最大开机容量、最小开机容量、最小正备用裕度、最小负备用裕度、最大正备用裕度、最大负备用裕度以及分省市对应的最大开机容量、最小开机容量、最小正备用裕度、最小负备用裕度、最大正备用裕度、最大负备用裕度。进一步地，依据多个子模型之间的协调变量，对多个局部可行域最优解进行协调计算，得到全局可行域最优解。具体地，可行域优化系统获取物理约束条件，将物理约束条件映射为协调变量，其中，物理约束条件为省间直流联络线送电计划约束、省间联络线96点预计划约束和联络线传输限额约束。随后，可行域优化系统设置协调级中多个协调变量与多个子系统之间的关联关系，依据协调级对局部可行域最优解进行协调计算，得到全局可行域解。再通过循环迭代的方式进行迭代演算，得到所述全局可行域最优解，以及依据所述全局可行域最优解，确定运行日的机组组合，其中，机组用于提供电力资源。需要说明的是，协调级是多个协调变量的集合。在实际运行过程中，由于给定协调变量后，模型转化的方程组可能存在无解或多解的情况。如果可行域优化系统依据协调级对局部可行域最优解进行协调计算得到多解或无解，则引入拉格朗日乘子进行协调计算，以实现对联络线传输限额等的物理约束的“松弛”，“松弛”也就是允许超出物理约束来提供电力资源，进而获取到全局可行域最优解。

103、调度中心接收全局可行域最优解，将全局可行域最优解与运行日关联，以及依据全局可行域最优解，提供运行日对应的安全边界，安全边界用于调控各个省市内部的电力资源分配。

在本申请实施例中，可行域优化系统将迭代计算获得的运行日全局可行域最优解输出至各级区域电网调度中心系统、省级电网调度中心系统，调度中心接收全局可行域最优解，将全局可行域最优解与运行日关联，以及依据全局可行域最优解支撑调度中心编制电力市场运营、出清所需的边界条件，为运行日的现货市场出清提供安全边界。

综上所述，计算可行域最优解的过程如图2所示，跨省市电能量交易系统进行运行日的交易出清，得到交易出清结果(省间直流联络线送电计划、省间联络线96点预计划、直调机组运行参数、可参与市场的直调机组96点状态、可参与市场的直调机组96点出力上下限、非市场化机组96点预计划、新能源机组96点发电预测曲线、各省市96点负荷预测值和母线预测值、各省市备用容量需求)上传至可行域优化系统，可行域优化系统采用分省正备用最小化或分省负备用最小化作为目标函数进行可行域计算，得到分区对应的最大开机容量、最小开机容量、分省市对应的最大开机容量、最小开机容量，以及分区对应的最大正备用裕度、最大负备用裕度、最小正备用裕度、最小负备用裕度，以及分省市对应的最大正备用裕度、最大负备用裕度、最小正备用裕度、最小负备用裕度。

本申请实施例提供的方法，跨省市电能量交易系统在出清日，对运行日的跨省市电能量进行交易出清，并将计算得出的交易出清结果上传至可行域优化系统。可行域优化系统接收交易出清结果进行整合建模，得到大系统模型，并依据分解协调技术，计算大系统模型对应的全局可行域最优解，将全局可行域最优解输出至调度中心。最终，调度中心接收全局可行域最优解，将全局可行域最优解与运行日关联，以及依据全局可行域最优解，提供运行日对应的安全边界。通过获取跨省市电能量市场交易出清结果，由系统根据大系统分解协调迭代计算各省市电力市场可行域，将最优可行域及时输出至各级区域电网调度中心系统、省级电网调度中心系统作为编制电力市场运营、出清所需的边界条件，进而解决了跨省市电能量市场出清结果与各省市电力市场运行衔接问题，实现了跨省市电力市场可行域的高效求解，使电能量资源得到有效合理配置。

本申请实施例提供了一种跨省市电能量市场可行域优化系统，如图3所示，该系统包括：跨省市电能量交易系统301、可行域优化系统303、调度中心303。

在本申请实施例中，跨省市电能量交易系统301在指定出清日获取运行条件，运行条件包括各省市区域对应的电量需求以及输电通道对应的输电能力，其中，输电能力用于指示输电通道可以承载的最大负荷。进一步地，跨省市电能量交易系统301依据运行条件进行交易出清，得到交易出清结果，其中，交易出清结果包括但不限于省间直流联络线送电计划、省间联络线96点预计划、直调机组运行参数、可参与市场的直调机组96点状态、可参与市场的直调机组96点出力上下限、非市场化机组96点预计划、新能源机组96点发电预测曲线、各省市96点负荷预测值和母线预测值、各省市备用容量需求。需要说明的是，交易出清的过程可以基于预先构建的出清模型实现，也可以基于预设的多个出清运算公式实现。具体地，对于出清模型，跨省市电能量交易系统301可以将获取到的运行条件输入至出清模型，由出清模型根据预设的算法和参数进行运算求解，最终输出交易出清结果。对于出清运算公式，跨省市电能量交易系统301可以获取预设的运算公式，将运行条件依次或者并行代入多个公式进行求解，最终输出交易出清结果。本申请对交易出清的出清运算方式不进行具体限定。最终，跨省市电能量交易系统301将交易出清结果上传至可行域优化系统的系统服务器中，作为可行域优化计算的准备数据。

可行域优化系统302接收交易出清结果进行整合建模，得到大系统模型，对大系统模型进行分解，得到两级递阶结构的多个子模型。具体地，可行域优化系统302依据大系统模型的物理结构和数学结构，按照省市级电网出清约束，将大系统模型分解成多个子模型，各个子模型既独立又相互关联，其中，省市级电网出清约束包括运行日对应的可参与市场的直调机组96点状态约束、可参与市场的直调机组96点出力上下限约束、非市场化机组96点预计划约束、新能源机组96点发电预测曲线约束和96点负荷预测值约束和母线预测值约束。需要说明的是，出清约束用于指示各个省市电网能够提供的最大或最小的指标值，而交易出清结果指的是各个省市电能量交易所需的各个指标值。在分解处理后，计算每个子模型对应的局部最优解，但由于局部可行域最优解忽视了各省市级电网间的物理关联关系，因此需要将物理约束条件映射为子系统的协调变量，通过协调变量来对局部最优解进行协调计算，得到全局可行域最优解。具体地，可行域优化系统302采取独立并行求解的方式，以分省正备用最小化、分省负备用最小化作为目标函数，对多个子模型中的每个子模型进行求解，得到多个局部可行域最优解，其中，局部可行域最优解包括分区对应的最大开机容量、最小开机容量、最小正备用裕度、最小负备用裕度、最大正备用裕度、最大负备用裕度以及分省市对应的最大开机容量、最小开机容量、最小正备用裕度、最小负备用裕度、最大正备用裕度、最大负备用裕度。进一步地，如图4所示，依据多个子模型之间的协调变量，对多个子模型对应的局部可行域最优解进行协调计算，得到全局可行域最优解。具体地，可行域优化系统302获取物理约束条件，将物理约束条件映射为协调变量，其中，物理约束条件为省间直流联络线送电计划约束、省间联络线96点预计划约束和联络线传输限额约束。随后，可行域优化系统302设置协调级中多个协调变量与多个子系统之间的关联关系，依据协调级对局部可行域最优解进行协调计算，得到全局可行域解。再通过循环迭代的方式进行迭代演算，得到所述全局可行域最优解，以及依据所述全局可行域最优解，确定运行日的机组组合，其中，机组用于提供电力资源。需要说明的是，协调级是多个协调变量的集合。在实际运行过程中，由于给定协调变量后，模型转化的方程组可能存在无解或多解的情况。如果可行域优化系统302依据协调级对局部可行域最优解进行协调计算得到多解或无解，则引入拉格朗日乘子进行协调计算，以实现对联络线传输限额等的物理约束的“松弛”，“松弛”也就是允许超出物理约束来提供电力资源，进而获取到全局可行域最优解。

调度中心303调度中心接收全局可行域最优解，将全局可行域最优解与运行日关联，以及依据全局可行域最优解支撑调度中心303编制电力市场运营、出清所需的边界条件，为运行日的现货市场出清提供安全边界，其中，调度中心包括各级区域电网调度中心系统、省级电网调度中心系统。

本申请实施例提供的系统中跨省市电能量交易系统在出清日，对运行日的跨省市电能量进行交易出清，并将计算得出的交易出清结果上传至可行域优化系统。可行域优化系统接收交易出清结果进行整合建模，得到大系统模型，并依据分解协调技术，计算大系统模型对应的全局可行域最优解，将全局可行域最优解输出至调度中心。最终，调度中心接收全局可行域最优解，将全局可行域最优解与运行日关联，以及依据全局可行域最优解，提供运行日对应的安全边界。通过获取跨省市电能量市场交易出清结果，由系统根据大系统分解协调迭代计算各省市电力市场可行域，将最优可行域及时输出至各级区域电网调度中心系统、省级电网调度中心系统作为编制电力市场运营、出清所需的边界条件，进而解决了跨省市电能量市场出清结果与各省市电力市场运行衔接问题，实现了跨省市电力市场可行域的高效求解，使电能量资源得到有效合理配置。

在示例性实施例中，参见图5，还提供了一种设备，该设备包括通信总线、处理器、存储器和通信接口，还可以包括输入输出接口和显示设备，其中，各个功能单元之间可以通过总线完成相互间的通信。该存储器存储有计算机程序，处理器，用于执行存储器上所存放的程序，执行上述实施例中的跨省市电能量市场可行域优化方法。

一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现所述的跨省市电能量市场可行域优化方法的步骤。

通过以上的实施方式的描述，本领域的技术人员可以清楚地了解到本申请可以通过硬件实现，也可以借助软件加必要的通用硬件平台的方式来实现。基于这样的理解，本申请的技术方案可以以软件产品的形式体现出来，该软件产品可以存储在一个非易失性存储介质(可以是CD-ROM，U盘，移动硬盘等)中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本申请各个实施场景所述的方法。

本领域技术人员可以理解附图只是一个优选实施场景的示意图，附图中的模块或流程并不一定是实施本申请所必须的。

本领域技术人员可以理解实施场景中的装置中的模块可以按照实施场景描述进行分布于实施场景的装置中，也可以进行相应变化位于不同于本实施场景的一个或多个装置中。上述实施场景的模块可以合并为一个模块，也可以进一步拆分成多个子模块。

上述本申请序号仅仅为了描述，不代表实施场景的优劣。

以上公开的仅为本申请的几个具体实施场景，但是，本申请并非局限于此，任何本领域的技术人员能思之的变化都应落入本申请的保护范围。

Claims (7)

1.一种跨省市电能量市场可行域优化方法，其特征在于，包括：

跨省市电能量交易系统在出清日，对运行日的跨省市电能量进行交易出清，并将计算得出的交易出清结果上传至可行域优化系统，所述出清日与所述运行日之间的时间间隔为预设时长；

所述可行域优化系统接收所述交易出清结果进行整合建模，得到大系统模型，并依据分解协调技术，计算所述大系统模型对应的全局可行域最优解，包括：所述可行域优化系统依据所述大系统模型的物理结构和数学结构，按照省市级电网出清约束，将所述大系统模型分解成多个子模型，所述省市级电网出清约束，包括所述运行日对应的可参与市场的直调机组96点状态约束、可参与市场的直调机组96点出力上下限约束、非市场化机组96点预计划约束、新能源机组96点发电预测曲线约束和96点负荷预测值约束和母线预测值约束；所述可行域优化系统采用独立并行求解的方式，以分省正备用最小化、分省负备用最小化作为目标函数，计算每个子模型对应的局部可行域最优解，得到所述多个局部可行域最优解，所述局部可行域最优解包括分区对应的最大开机容量、最小开机容量、最小正备用裕度、最小负备用裕度、最大正备用裕度、最大负备用裕度以及分省市对应的最大开机容量、最小开机容量、最小正备用裕度、最小负备用裕度、最大正备用裕度、最大负备用裕度；所述可行域优化系统获取物理约束条件，将所述物理约束条件映射为协调变量，设置协调级中多个协调变量与多个子系统之间的关联关系，以及依据所述协调级对所述局部可行域最优解进行协调计算，并通过循环迭代的方式进行迭代演算，得到所述全局可行域最优解，所述物理约束条件为省间直流联络线送电计划约束、省间联络线96点预计划约束和联络线传输限额约束，所述协调级是多个协调变量的集合；

将所述全局可行域最优解输出至调度中心，所述调度中心包括各级区域电网调度中心系统；

所述调度中心接收所述全局可行域最优解，将所述全局可行域最优解与所述运行日关联，以及依据所述全局可行域最优解，提供所述运行日对应的安全边界，所述安全边界用于调控各个省市内部的电力资源分配。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述跨省市电能量交易系统在指定出清日，对目标运行日的跨省市电能量进行交易出清，包括：

所述跨省市电能量交易系统在指定出清日获取运行条件，所述运行条件包括各省市区域对应的电量需求以及输电通道对应的输电能力，所述输电能力用于指示所述输电通道可以承载的最大负荷；

所述跨省市电能量交易系统依据所述运行条件进行交易出清，得到所述交易出清结果，其中，所述交易出清结果包括但不限于省间直流联络线送电计划、省间联络线96点预计划、直调机组运行参数、可参与市场的直调机组96点状态、可参与市场的直调机组96点出力上下限、非市场化机组96点预计划、新能源机组96点发电预测曲线、各省市96点负荷预测值和母线预测值、各省市备用容量需求。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述得到所述全局可行域最优解之后，所述方法还包括：

依据所述全局可行域最优解，确定运行日的机组组合，所述机组用于提供电力资源。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：

如果所述可行域优化系统依据所述协调级对所述局部可行域最优解进行协调计算得到多解或无解，则引入拉格朗日乘子进行协调计算，获取所述全局可行域最优解。

5.一种跨省市电能量市场可行域优化系统，其特征在于，包括：跨省市电能量交易系统、可行域优化系统、调度中心；

所述跨省市电能量交易系统，用于在出清日，对运行日的跨省市电能量进行交易出清，并与可行域优化系统数据连接，将计算得出的交易出清结果上传至可行域优化系统，所述出清日与所述运行日之间的时间间隔为预设时长；

所述可行域优化系统，用于接收所述交易出清结果进行整合建模，得到大系统模型，并与调度中心数据连接，依据分解协调技术，计算所述大系统模型对应的全局可行域最优解，包括：所述可行域优化系统依据所述大系统模型的物理结构和数学结构，按照省市级电网出清约束，将所述大系统模型分解成多个子模型，所述省市级电网出清约束，包括所述运行日对应的可参与市场的直调机组96点状态约束、可参与市场的直调机组96点出力上下限约束、非市场化机组96点预计划约束、新能源机组96点发电预测曲线约束和96点负荷预测值约束和母线预测值约束；所述可行域优化系统采用独立并行求解的方式，以分省正备用最小化、分省负备用最小化作为目标函数，计算每个子模型对应的局部可行域最优解，得到所述多个局部可行域最优解，所述局部可行域最优解包括分区对应的最大开机容量、最小开机容量、最小正备用裕度、最小负备用裕度、最大正备用裕度、最大负备用裕度以及分省市对应的最大开机容量、最小开机容量、最小正备用裕度、最小负备用裕度、最大正备用裕度、最大负备用裕度；所述可行域优化系统获取物理约束条件，将所述物理约束条件映射为协调变量，设置协调级中多个协调变量与多个子系统之间的关联关系，以及依据所述协调级对所述局部可行域最优解进行协调计算，并通过循环迭代的方式进行迭代演算，得到所述全局可行域最优解，所述物理约束条件为省间直流联络线送电计划约束、省间联络线96点预计划约束和联络线传输限额约束，所述协调级是多个协调变量的集合；

将所述全局可行域最优解输出至调度中心，所述调度中心包括各级区域电网调度中心系统；

所述调度中心，用于接收所述全局可行域最优解，将所述全局可行域最优解与所述运行日关联，以及依据所述全局可行域最优解，提供所述运行日对应的安全边界，所述安全边界用于调控各个省市内部的电力资源分配。

6.一种计算机设备，包括存储器和处理器，所述存储器存储有计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至4中任一项所述方法。

7.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至4中任一项所述的方法。