DCP / 公开工程说明

从协同策略到运行结果

DCP 将安全与业务要求作为约束，再评估成本、能源使用和资源寿命。不是所有负荷都可调，也不是每次迁移都会产生收益。

AI 科学示意 · 非实拍、实测或产品规格

返回算电协同沟通方案

01按不同时间尺度分工

设备保护、本地控制和计划调度承担不同职责；具体响应时间需要测量，不以展示动画代表实测性能。

保护与本地响应

设备侧负责保护动作；本地协同检查容量边界、备用资源和关键负荷，按授权执行调节。

滚动调度

结合任务队列、当前出力、功率趋势和业务优先级更新计划，避免频繁动作和恢复反弹。

日前计划

基于负荷、新能源、电价和任务需求预测制定计划，并在运行中根据偏差持续校正。

02先确认资源是否可调

真实可调能力取决于当前工况，而不只是铭牌容量。

功率与动态边界

核对可用功率、最小运行功率、爬坡速率、持续时长和恢复时间，并扣除保护裕量与已承诺容量。

业务与数据边界

区分不可中断、可降级、可延后任务；迁移前检查模型环境、数据位置、带宽与完成期限。

完整成本

同时核算购电、需量、迁移、延期、储能衰减和设备维护成本，避免只比较电价。

03在容量约束内安排业务

柔性调度可能释放可用运行空间，但不会提高变压器或馈线的额定容量。

优先调整非关键负荷

在授权范围内延后充电或批处理任务。保护动作、关键业务和必要舒适度要求优先。

协调储能与算力

评估储能可持续时间、算力限功率的业务影响，以及迁移是否具备可行条件。

验证与平滑恢复

对比目标与实际功率，记录超限、任务完成和恢复情况；分批恢复避免负荷反弹。

04用一致口径评价效果

展示中的仿真是解释机制的工具，项目成果需要真实计量与一致基线。

场景

分别评估需量管理、新能源就地利用、需求响应和应急保供，不将不同业务场景的收益直接相加。

核验

记录时间范围、天气、任务量、数据缺失与计量边界。区分策略贡献、设备变化和外部条件变化。

复盘

检查目标偏差、SLA、设备状态与异常事件，更新资源能力评估，并保留人工干预与回滚路径。

ENGINEERING / INTERACTIVE MODEL

24 小时算电协同测算

教学示例，不是实时数据、DCP 算法实测或收益承诺。调整条件，查看同等工作量下的功率、购电量与电费变化。

可迁移任务占比 60%光伏峰值 100 kW

观察时点 12:00

计算任务电量（前后相同）

480 kWh

调整后购电量

1,788 kWh

电量电费差额

81.6 CNY

购电峰值（前 → 后）

125 → 114 kW

现场总功率与光伏出力 / kW

原计划调整后光伏

横向滑动图表，或使用上方时间滑杆查看数值。

12:00 · 原计划 115 kW · 调整后 103 kW · 光伏 100 kW

逐小时购电功率 / kW

原计划调整后

横向滑动图表，或使用上方时间滑杆查看数值。

12:00 · 原计划 15 kW · 调整后 3 kW

日电量电费对比 / CNY

原计划1,271.2

调整后1,189.6

02,400 CNY

同一电价表、同一日电量；仅计算购电的电量电费。

调整后供能构成 / kWh

电网购电: 1,788 kWh
光伏自用: 762 kWh
现场总用电: 2,550 kWh

光伏自用 + 电网购电 = 现场总用电。剩余光伏不计收益。

测算口径、限制与逐小时明细

合成典型日，1 小时步长。固定负荷：08–17 时 95 kW、18–21 时 105 kW，其余 70 kW。计算任务原计划为 20 kW × 24 h；可迁移部分假定 00:00 全部就绪、24:00 前完成。现场上限 160 kW；按购电边际成本分配，每次 1 kWh。示例电价：00–06、23 时 0.4，其余平时 0.7，17–21 时 1.1 CNY/kWh，不对应实际地区电价。未计迁移开销、需量电费、储能、折旧、税费、上网收入或碳排放；削峰并非本例优化目标，峰值可能增加。光伏为正弦形合成出力。

示例原始数据 · 功率 kW / 电价 CNY/kWh
小时	原计划	调整后	光伏	购电·前	购电·后	电价
0	90	114	0	90	114	0.4
1	90	114	0	90	114	0.4
2	90	114	0	90	114	0.4
3	90	114	0	90	114	0.4
4	90	114	0	90	114	0.4
5	90	114	0	90	114	0.4
6	90	114	0	90	114	0.4
7	90	78	26	64	52	0.7
8	115	103	50	65	53	0.7
9	115	103	71	44	32	0.7
10	115	103	87	28	16	0.7
11	115	103	97	18	6	0.7
12	115	103	100	15	3	0.7
13	115	103	97	18	6	0.7
14	115	103	87	28	16	0.7
15	115	103	71	44	32	0.7
16	115	103	50	65	53	0.7
17	115	103	26	89	77	1.1
18	125	113	0	125	113	1.1
19	125	113	0	125	113	1.1
20	125	113	0	125	113	1.1
21	125	113	0	125	113	1.1
22	90	78	0	90	78	0.7
23	90	114	0	90	114	0.4

小时	原计划	调整后	光伏	购电·前	购电·后	电价
0	90	114	0	90	114	0.4
1	90	114	0	90	114	0.4
2	90	114	0	90	114	0.4
3	90	114	0	90	114	0.4
4	90	114	0	90	114	0.4
5	90	114	0	90	114	0.4
6	90	114	0	90	114	0.4
7	90	78	26	64	52	0.7
8	115	103	50	65	53	0.7
9	115	103	71	44	32	0.7
10	115	103	87	28	16	0.7
11	115	103	97	18	6	0.7
12	115	103	100	15	3	0.7
13	115	103	97	18	6	0.7
14	115	103	87	28	16	0.7
15	115	103	71	44	32	0.7
16	115	103	50	65	53	0.7
17	115	103	26	89	77	1.1
18	125	113	0	125	113	1.1
19	125	113	0	125	113	1.1
20	125	113	0	125	113	1.1
21	125	113	0	125	113	1.1
22	90	78	0	90	78	0.7
23	90	114	0	90	114	0.4

小时	原计划	调整后	光伏	购电·前	购电·后	电价
0	90	114	0	90	114	0.4
1	90	114	0	90	114	0.4
2	90	114	0	90	114	0.4
3	90	114	0	90	114	0.4
4	90	114	0	90	114	0.4
5	90	114	0	90	114	0.4
6	90	114	0	90	114	0.4
7	90	78	26	64	52	0.7
8	115	103	50	65	53	0.7
9	115	103	71	44	32	0.7
10	115	103	87	28	16	0.7
11	115	103	97	18	6	0.7
12	115	103	100	15	3	0.7
13	115	103	97	18	6	0.7
14	115	103	87	28	16	0.7
15	115	103	71	44	32	0.7
16	115	103	50	65	53	0.7
17	115	103	26	89	77	1.1
18	125	113	0	125	113	1.1
19	125	113	0	125	113	1.1
20	125	113	0	125	113	1.1
21	125	113	0	125	113	1.1
22	90	78	0	90	78	0.7
23	90	114	0	90	114	0.4

小时	原计划	调整后	光伏	购电·前	购电·后	电价
0	90	114	0	90	114	0.4
1	90	114	0	90	114	0.4
2	90	114	0	90	114	0.4
3	90	114	0	90	114	0.4
4	90	114	0	90	114	0.4
5	90	114	0	90	114	0.4
6	90	114	0	90	114	0.4
7	90	78	26	64	52	0.7
8	115	103	50	65	53	0.7
9	115	103	71	44	32	0.7
10	115	103	87	28	16	0.7
11	115	103	97	18	6	0.7
12	115	103	100	15	3	0.7
13	115	103	97	18	6	0.7
14	115	103	87	28	16	0.7
15	115	103	71	44	32	0.7
16	115	103	50	65	53	0.7
17	115	103	26	89	77	1.1
18	125	113	0	125	113	1.1
19	125	113	0	125	113	1.1
20	125	113	0	125	113	1.1
21	125	113	0	125	113	1.1
22	90	78	0	90	78	0.7
23	90	114	0	90	114	0.4