CN110994594A - 一种电力系统的跨区备用配置方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种电力系统的跨区备用配置方法及装置，以目标场景下电力系统风险总成本最小为目标，考虑跨区域备用功率支援，基于控制代价性能比指标，评估各区域不同等级备用在目标场景下提供单位有效备用电量的风险成本，从各区域备用集中选取备用，组成经济性最优的备用序列，以应对目标场景出现的功率缺额问题。本发明基于风险的概念，计算各备用的代价性能比指标，工程实用性得到了提升。

Description

一种电力系统的跨区备用配置方法及装置

技术领域

本发明属于电力系统备用技术领域，具体涉及一种电力系统的跨区备用配置方法及装置。

背景技术

随着化石能源的不断枯竭以及新能源技术的不断突破，大力发展包括风电、光伏在内的新能源已成为许多国家推进能源转型的核心内容。新能源出力的本质间歇性，导致其预测精度难以快速提升。相较于传统能源稳定的可计划发电出力，按照预测结果组织电力生产的风险将长期存在。

在新能源发展初期，新能源装机容量小，若按照传统的确定性方法确定系统备用容量，其可靠性和经济性仍可得到保证。但是，随着我国新能源开发利用规模的不断扩大，我国新能源呈现出集中式开发外送的特点，其净负荷(用电负荷扣除新能源发电)的波动性比传统电力系统的波动性更大，加之新能源的反调峰特性，进一步加大了电力系统对备用容量的需求。特别是当某一小概率高风险事件发生时，系统可能出现长时间、大幅度容量缺额，单一区域的备用资源可能出现短缺的情况，严重威胁系统的安全稳定运行。

发明内容

本发明的目的在于提供一种电力系统的跨区备用配置方法及装置，以目标场景下电力系统风险总成本最小为目标，考虑跨区域备用功率支援，基于控制代价性能比指标，评估各区域不同等级备用在目标场景下提供单位有效备用电量的风险成本，从各区域备用集中选取备用，组成经济性最优的备用序列，以应对目标场景出现的功率缺额问题。

为达到上述目的，本发明采用的技术方案如下：

本发明实施例提供一种电力系统的跨区备用配置方法，包括：

将电力系统各类备用措施进行划分，划分为旋转级备用和非旋转级备用，并给定包含目标场景发生区域及与其直接相连区域的区域集中，各个区域的备用集；

对目标场景发生区域，根据备用集的备用措施的代价性能比计算备选解；以及选取一个与目标场景发生区域直接相连的区域，根据备用集的备用措施的代价性能比计算备选解；

移除与目标场景发生区域直接相连的区域的备选解中限定位数的备用措施，将备选解中的剩余备用措施加入到目标场景发生区域的备用集中，重新计算备选解；

计算目标场景发生区域的备用集最新确定的两组备选解的总控制风险；

根据最新计算的两个总控制风险确定备用配置。

进一步的，所述定包含目标场景发生区域及与其直接相连区域的区域集中，各个区域的备用集，包括：

给定电力系统区域集A，A＝{a₀,a₁,a₂,…,a_J}，

其中，区域a₀为目标场景发生区域，a₁,a₂,…,a_J为与区域a₀直接相连的区域；

区域a_j的备用集为R_j，

R_j＝{R_j,1,R_j,2,…,R_j,NRj}，j＝0,1,2,…,J，i＝1,2,…,NRj

其中，NRj为区域a_j的旋转级及非旋转级应急备用个数，J为与区域a₀直接相连的区域个数，R_j,i表示区域a_j的第i个备用措施。

进一步的，所述根据备用集的备用措施的代价性能比计算备选解，包括：

分别计算目标场景发生区域及所选取的与其直接相连区域的备用集中的备用措施的代价性能比指标，并从小到大排序，按顺序选取备用措施，直至目标场景不存在功率缺额为止，得到每个区域的备用措施组成的备选解。

进一步的，所述备用措施的代价性能比计算为：

其中，为备用措施R_j,i的代价性能比，NT为优化时段数，为备用措施R_j,i在第t时段的最大备用出力，p_cap,j,i，p_ele,j,i分别为备用措施R_j,i的容量价格和电量价格，ρ_s为目标场景s的概率，Δt为每个时段的时长，q_j,i,t为备用措施R_j,i在目标场景s下第t时段的出力大小，I_j,i(t)表示备用措施R_j,i在第t时段状态，0表示非旋转，1表示旋转，v_j,i表示备用措施R_j,i参与备用优化级别的二元变量，0表示紧急控制，1表示预防控制，p_up,j,i表示备用措施R_j,i升级成本。

进一步的，还包括：移除与目标场景发生区域直接相连的区域的备选解中排名第一位的备用措施。

进一步的，所述计算备选解对应的总控制风险，包括：

其中，u_j,i表示备用措施R_j,i的签约状态，1表示签约，0表示未签约，NT为优化时段数，ε表示第t时段不受控停电损失。

进一步的，所述计算备选解对应的总控制风险需满足约束条件：

其中，Q_t表示目标场景s下第t时段的容量缺额大小，λ_up,j,i，λ_down,j,i分别为备用措施R_j,i的向上、向下调节出力速率，分别为备用措施R_j,i的最大、最小备用出力，Q_m,t为第t时段区域a_j与a₀间联络线l_m计划，为各条联络线第t时段的最大可用传输容量，为联络线l_m的功率传输极限，为备用措施R_j,i在第t时段前的连续出力时间，为备用措施R_j,i的最小连续出力时间，为备用措施R_j,i在第t时段前的连续非出力状态时间，为备用措施R_j,i的最小连续非出力时间，M_j,i为备用R_j,i最大出力状态与非出力状态切换次数限制。

进一步的，所述根据最新计算的两组备选解的总控制风险确定备用配置包括：

若最新计算得到的备选解的总控制风险小于前一次所计算的备选解的总控制风险，则依据总控制风险较小的备选解更新各联络线各时段最大可用传输容量，并重新计算下一个与目标场景发送区域直接相连的区域的备用集的满足目标场景不存在功率缺额的备选解及总控制风险，重新进行比对；直至最新计算得到的备选解的总控制风险大于等于前一次所计算的备选解的总控制风险，取总控制风险小的备选解为最终的备用配置。

本发明实施例还提供一种电力系统的跨区备用配置装置，包括：

划分模块，用于将电力系统各类备用措施进行划分，划分为旋转级备用和非旋转级备用，并给定包含目标场景发生区域及与其直接相连区域的区域集中，各个区域的备用集；

第一计算模块，用于对目标场景发生区域，根据备用集的备用措施的代价性能比计算备选解；以及选取一个与目标场景发生区域直接相连的区域，根据备用集的备用措施的代价性能比计算备选解；

第二计算模块，用于移除与目标场景发生区域直接相连的区域的备选解中排名第一位的备用措施，将备选解中的剩余备用措施加入到目标场景发生区域的备用集中，重新计算备选解；

风险计算模块，用于计算目标场景发生区域的备用集最新确定的两组备选解的总控制风险；

判断模块，用于根据最新计算的两个总控制风险确定备用配置。

进一步的，所述第一计算模块，具体用于，

分别计算目标场景发生区域及所选取的与其直接相连区域的备用集中的备用措施的代价性能比指标，并从小到大排序，按顺序选取备用措施，直至目标场景不存在功率缺额为止，得到每个区域的备用措施组成的备选解。

进一步的，所述第一计算模块，还用于，计算备用措施的代价性能比：

其中，为备用措施R_j,i的代价性能比，NT为优化时段数，为备用措施R_j,i在第t时段的最大备用出力，p_cap,j,i，p_ele,j,i分别为备用措施R_j,i的容量价格和电量价格，ρ_s为目标场景s的概率，Δt为每个时段的时长，q_j,i,t为备用措施R_j,i在目标场景s下第t时段的出力大小，I_j,i(t)表示备用措施R_j,i在第t时段状态，0表示非旋转，1表示旋转，v_j,i表示备用措施R_j,i参与备用优化级别的二元变量，0表示紧急控制，1表示预防控制，p_up,j,i表示备用措施R_j,i升级成本。

进一步的，所述风险计算模块，具体用于，计算备选解对应的总控制风险：

其中，u_j,i表示备用措施R_j,i的签约状态，1表示签约，0表示未签约，NT为优化时段数，ε表示第t时段不受控停电损失，Q_t表示目标场景s下第t时段的容量缺额大小，λ_up,j,i，λ_down,j,i分别为备用措施R_j,i的向上、向下调节出力速率，分别为备用措施R_j,i的最大、最小备用出力，Q_m,t为第t时段区域a_j与a₀间联络线l_m计划，为各条联络线第t时段的最大可用传输容量，为联络线l_m的功率传输极限，为备用措施R_j,i在第t时段前的连续出力时间，为备用措施R_j,i的最小连续出力时间，为备用措施R_j,i在第t时段前的连续非出力状态时间，为备用措施R_j,i的最小连续非出力时间，M_j,i为备用R_j,i最大出力状态与非出力状态切换次数限制。

进一步的，所述判断模块，具体用于进行如下判断：

若最新计算得到的备选解的总控制风险小于前一次所计算的备选解的总控制风险，则依据总控制风险较小的备选解更新各联络线各时段最大可用传输容量，并重新计算下一个与目标场景发送区域直接相连的区域的备用集的满足目标场景不存在功率缺额的备选解及总控制风险，重新进行比对；直至最新计算得到的备选解的总控制风险大于等于前一次所计算的备选解的总控制风险，取总控制风险小的备选解为最终的备用配置。

本发明与现有技术相比，本发明的有益效果为：本发明结合代价性能比指标解决了系统在应对小概率高风险事件时可能出现的备用容量不足的问题，与传统的确定性备用配置方法相比，并不需要事先配置固定比例容量的备用机组，且能将负荷侧、储能侧、电网侧的备用纳入系统备用体系，计算时长满足在线计算要求，很好地适用于应对电力系统中的小概率高风险性事件。

附图说明

图1为本发明的电力系统的跨区备用配置方法流程图。

具体实施方式

下面对本发明作进一步描述。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发明的保护范围。

本发明实施例提供一种电力系统的跨区备用配置方法，参见图1，包括以下步骤：

步骤1，将电力系统各类备用措施按照响应时滞的不同，划分为旋转级应急备用和非旋转级应急备用。

给定电力系统区域集A，A＝{a₀,a₁,a₂,…,a_J}，

其中，区域a₀为目标场景s所在区域，a₁,a₂,…,a_J为与区域a₀直接相连的区域。

记区域a_j，j＝1,2,…,J，参与目标场景s应急备用竞标的旋转级及非旋转级应急备用集为R_j，R_j＝{R_j,1,R_j,2,…,R_j,NRj},NRj为备用集R_j中旋转级及非旋转级应急备用个数，J为与区域a₀直接相连的区域个数。备用集中的旋转级备用和非旋转级备用可通过序号区分，在集合中旋转级备用统一排在前面，非旋转级备用统一排在旋转级备用之后，旋转级备用和非旋转级备用均为已知。

步骤2，以目标场景s下应急备用合约配置优化的系统风险总成本最小为目标，建立目标场景下系统风险总成本模型及约束条件模型，如下所示：

式中，NT，NRj分别为优化时段数及区域a_j参与优化的备用数目；u_j,i表示备用R_j,i的签约状态(1表示签约，0表示未签约)；C_R(j,i,t)表示备用R_j,i在第t时段内的控制成本；ε表示第t时段不受控停电损失，用需求侧各类可中断负荷的中断成本替代；q_j,i,t为备用R_j,i在目标场景s下第t时段的出力大小，Q_t表示目标场景s下第t时段的容量缺额大小；λ_up,j,i，λ_down,j,i分别为R_j,i的向上、向下调节出力速率；分别为备用R_j,i的最大、最小备用出力；Q_m,t为第t时段区域a_j与a₀间联络线l_m计划(若备用所在区域为a₀，则Q_m,t＝0)；为各条联络线第t时段的最大可用传输容量(若备用所在区域为a₀，则)；为联络线l_m的功率传输极限；为备用R_j,i在第t时段前的连续出力时间(对应可中断负荷则为中断时间，以下类同)；为备用R_j,i的最小连续出力时间；I_j,i(t)表示备用R_j,i在第t时段状态(0表示非旋转，1表示旋转)；为备用R_j,i在第t时段前的连续非出力状态时间；为备用R_j,i的最小连续非出力时间；M_j,i为备用R_j,i最大出力状态与非出力状态切换次数限制。

步骤3，计算各区域(a_j，j＝0,1,2,…,J)的各等级(旋转级和非旋转级)参与竞标的备用的代价性能比指标，量化各等级备用在目标场景下提供单位有效备用电量的风险成本。备用的代价性能比指标为：

其中，为备用R_j,i的代价性能比，为备用R_j,i在时段t的最大备用出力；p_cap,j,i，p_ele,j,i分别为R_j,i的容量价格和电量价格；ρ_s为目标场景s的概率(值从预测的场景集中获取)；Δt为每个时间段的时长；v_j,i表示R_j,i参与备用优化级别的二元变量(0表示紧急控制，1表示预防控制)；p_up,j,i表示R_j,i升级成本。

步骤4，针对区域a₀的备用集R₀，基于代价性能比指标从小到大排序，并按顺序选取备用措施，直至目标场景不存在功率缺额为止，所得备用配置组合结果作为一组备选解X_j(j＝0)，并计算该组解对应的总控制风险C_j，(j＝0)，区域a_j的总控制风险C_j的计算如下：

步骤5，依次计算与区域a₀直接相连区域a_j，j＝1,2,…,J，所对应的备用集R_j中各备用的代价性能比指标，并按照从小到大进行排序，得到区域a_j满足目标场景s不存在功率缺额的备用序列Y_j。

步骤6，在与区域a₀直接相连的各区域备用序列Y_j中移除排名第一位的旋转级或非旋转级备用，将其重新编号为R_0,i+1,R_0,i+2,…,R_0,i+e，e为各区域备用序列Y_j中移除首位备用的元素总数，并将其加入目标场景所在区域备用集R₀中。按照步骤4进行计算，得出一组备选解X_j，并计算该组解的总控制风险C_j。

步骤7，比较C_j与C_j-1的大小，若C_j<C_j-1，则依据备选解X_j更新各联络线各时段最大可用传输容量并重复步骤5-步骤6；若C_j≥C_j-1，则取C_j-1为最终优化结果，结束优化。

本发明实施例还提供一种电力系统的跨区备用配置装置，包括：

划分模块，用于将电力系统各类备用措施进行划分，划分为旋转级备用和非旋转级备用，并给定包含目标场景发生区域及与其直接相连区域的区域集中，各个区域的备用集；

第一计算模块，用于对目标场景发生区域，根据备用集的备用措施的代价性能比计算备选解；以及选取一个与目标场景发生区域直接相连的区域，根据备用集的备用措施的代价性能比计算备选解；

第二计算模块，用于移除与目标场景发生区域直接相连的区域的备选解中排名第一位的备用措施，将备选解中的剩余备用措施加入到目标场景发生区域的备用集中，重新计算备选解；

风险计算模块，用于计算目标场景发生区域的备用集最新确定的两组备选解的总控制风险；

判断模块，用于根据最新计算的两个总控制风险确定备用配置。

进一步的，所述第一计算模块，具体用于，

分别计算目标场景发生区域及所选取的与其直接相连区域的备用集中的备用措施的代价性能比指标，并从小到大排序，按顺序选取备用措施，直至目标场景不存在功率缺额为止，得到每个区域的备用措施组成的备选解。

进一步的，所述第一计算模块，还用于，计算备用措施的代价性能比：

其中，为备用措施R_j,i的代价性能比，NT为优化时段数，为备用措施R_j,i在第t时段的最大备用出力，p_cap,j,i，p_ele,j,i分别为备用措施R_j,i的容量价格和电量价格，ρ_s为目标场景s的概率，Δt为每个时段的时长，q_j,i,t为备用措施R_j,i在目标场景s下第t时段的出力大小，I_j,i(t)表示备用措施R_j,i在第t时段状态，0表示非旋转，1表示旋转，v_j,i表示备用措施R_j,i参与备用优化级别的二元变量，0表示紧急控制，1表示预防控制，p_up,j,i表示备用措施R_j,i升级成本。

进一步的，所述风险计算模块，具体用于，计算备选解对应的总控制风险：

其中，u_j,i表示备用措施R_j,i的签约状态，1表示签约，0表示未签约，NT为优化时段数，ε表示第t时段不受控停电损失，Q_t表示目标场景s下第t时段的容量缺额大小，λ_up,j,i，λ_down,j,i分别为备用措施R_j,i的向上、向下调节出力速率，分别为备用措施R_j,i的最大、最小备用出力，Q_m,t为第t时段区域a_j与a₀间联络线l_m计划，为各条联络线第t时段的最大可用传输容量，为联络线l_m的功率传输极限，为备用措施R_j,i在第t时段前的连续出力时间，为备用措施R_j,i的最小连续出力时间，为备用措施R_j,i在第t时段前的连续非出力状态时间，为备用措施R_j,i的最小连续非出力时间，M_j,i为备用R_j,i最大出力状态与非出力状态切换次数限制。

进一步的，所述判断模块，具体用于进行如下判断：

若最新计算得到的备选解的总控制风险小于前一次所计算的备选解的总控制风险，则依据总控制风险较小的备选解更新各联络线各时段最大可用传输容量，并重新计算下一个与目标场景发送区域直接相连的区域的备用集的满足目标场景不存在功率缺额的备选解及总控制风险，重新进行比对；直至最新计算得到的备选解的总控制风险大于等于前一次所计算的备选解的总控制风险，取总控制风险小的备选解为最终的备用配置。

值得指出的是，该装置实施例是与上述方法实施例对应的，上述方法实施例的实现方式均适用于该装置实施例中，并能达到相同或相似的技术效果，故不在此赘述。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (13)

1.一种电力系统的跨区备用配置方法，其特征在于，包括：

将电力系统各类备用措施进行划分，划分为旋转级备用和非旋转级备用，并给定包含目标场景发生区域及与其直接相连区域的区域集中，各个区域的备用集；

对目标场景发生区域，根据备用集的备用措施的代价性能比计算备选解；以及选取一个与目标场景发生区域直接相连的区域，根据备用集的备用措施的代价性能比计算备选解；

移除与目标场景发生区域直接相连的区域的备选解中限定位数的备用措施，将备选解中的剩余备用措施加入到目标场景发生区域的备用集中，重新计算备选解；

计算目标场景发生区域的备用集最新确定的两组备选解的总控制风险；

根据最新计算的两个总控制风险确定备用配置。

2.根据权利要求1所述的一种电力系统的跨区备用配置方法，其特征在于，所述定包含目标场景发生区域及与其直接相连区域的区域集中，各个区域的备用集，包括：

给定电力系统区域集A，A＝{a₀,a₁,a₂,…,a_J}，

其中，区域a₀为目标场景发生区域，a₁,a₂,…,a_J为与区域a₀直接相连的区域；

区域a_j的备用集为R_j，

R_j＝{R_j,1,R_j,2,…,R_j,NRj}，j＝0,1,2,…,J，i＝1,2,…,NRj

其中，NRj为区域a_j的旋转级及非旋转级应急备用个数，J为与区域a₀直接相连的区域个数，R_j,i表示区域a_j的第i个备用措施。

3.根据权利要求2所述的一种电力系统的跨区备用配置方法，其特征在于，所述根据备用集的备用措施的代价性能比计算备选解，包括：

分别计算目标场景发生区域及所选取的与其直接相连区域的备用集中的备用措施的代价性能比指标，并从小到大排序，按顺序选取备用措施，直至目标场景不存在功率缺额为止，得到每个区域的备用措施组成的备选解。

4.根据权利要求3所述的一种电力系统的跨区备用配置方法，其特征在于，所述备用措施的代价性能比计算为：

其中，为备用措施R_j,i的代价性能比，NT为优化时段数，为备用措施R_j,i在第t时段的最大备用出力，p_cap,j,i，p_ele,j,i分别为备用措施R_j,i的容量价格和电量价格，ρ_s为目标场景s的概率，Δt为每个时段的时长，q_j,i,t为备用措施R_j,i在目标场景s下第t时段的出力大小，I_j,i(t)表示备用措施R_j,i在第t时段状态，0表示非旋转，1表示旋转，v_j,i表示备用措施R_j,i参与备用优化级别的二元变量，0表示紧急控制，1表示预防控制，p_up,j,i表示备用措施R_j,i升级成本。

5.根据权利要求1所述的一种电力系统的跨区备用配置方法，其特征在于，还包括：移除与目标场景发生区域直接相连的区域的备选解中排名第一位的备用措施。

6.根据权利要求4所述的一种电力系统的跨区备用配置方法，其特征在于，所述计算备选解对应的总控制风险，包括：

其中，u_j,i表示备用措施R_j,i的签约状态，1表示签约，0表示未签约，NT为优化时段数，ε表示第t时段不受控停电损失。

7.根据权利要求6所述的一种电力系统的跨区备用配置方法，其特征在于，所述计算备选解对应的总控制风险需满足约束条件：

其中，Q_t表示目标场景s下第t时段的容量缺额大小，λ_up,j,i，λ_down,j,i分别为备用措施R_j,i的向上、向下调节出力速率，分别为备用措施R_j,i的最大、最小备用出力，Q_m,t为第t时段区域a_j与a₀间联络线l_m计划，为各条联络线第t时段的最大可用传输容量，为联络线l_m的功率传输极限，为备用措施R_j,i在第t时段前的连续出力时间，为备用措施R_j,i的最小连续出力时间，为备用措施R_j,i在第t时段前的连续非出力状态时间，为备用措施R_j,i的最小连续非出力时间，M_j,i为备用R_j,i最大出力状态与非出力状态切换次数限制。

8.根据权利要求7所述的一种电力系统的跨区备用配置方法，其特征在于，所述根据最新计算的两组备选解的总控制风险确定备用配置包括：

若最新计算得到的备选解的总控制风险小于前一次所计算的备选解的总控制风险，则依据总控制风险较小的备选解更新各联络线各时段最大可用传输容量，并重新计算下一个与目标场景发送区域直接相连的区域的备用集的满足目标场景不存在功率缺额的备选解及总控制风险，重新进行比对；直至最新计算得到的备选解的总控制风险大于等于前一次所计算的备选解的总控制风险，取总控制风险小的备选解为最终的备用配置。

9.一种电力系统的跨区备用配置装置，其特征在于，包括：

划分模块，用于将电力系统各类备用措施进行划分，划分为旋转级备用和非旋转级备用，并给定包含目标场景发生区域及与其直接相连区域的区域集中，各个区域的备用集；

第一计算模块，用于对目标场景发生区域，根据备用集的备用措施的代价性能比计算备选解；以及选取一个与目标场景发生区域直接相连的区域，根据备用集的备用措施的代价性能比计算备选解；

第二计算模块，用于移除与目标场景发生区域直接相连的区域的备选解中排名第一位的备用措施，将备选解中的剩余备用措施加入到目标场景发生区域的备用集中，重新计算备选解；

风险计算模块，用于计算目标场景发生区域的备用集最新确定的两组备选解的总控制风险；

判断模块，用于根据最新计算的两个总控制风险确定备用配置。

10.根据权利要求9所述的一种电力系统的跨区备用配置装置，其特征在于，所述第一计算模块，具体用于，

分别计算目标场景发生区域及所选取的与其直接相连区域的备用集中的备用措施的代价性能比指标，并从小到大排序，按顺序选取备用措施，直至目标场景不存在功率缺额为止，得到每个区域的备用措施组成的备选解。

11.根据权利要求10所述的一种电力系统的跨区备用配置装置，其特征在于，所述第一计算模块，还用于，计算备用措施的代价性能比：

其中，为备用措施R_j,i的代价性能比，NT为优化时段数，为备用措施R_j,i在第t时段的最大备用出力，p_cap,j,i，p_ele,j,i分别为备用措施R_j,i的容量价格和电量价格，ρ_s为目标场景s的概率，Δt为每个时段的时长，q_j,i,t为备用措施R_j,i在目标场景s下第t时段的出力大小，I_j,i(t)表示备用措施R_j,i在第t时段状态，0表示非旋转，1表示旋转，v_j,i表示备用措施R_j,i参与备用优化级别的二元变量，0表示紧急控制，1表示预防控制，p_up,j,i表示备用措施R_j,i升级成本。

12.根据权利要求11所述的一种电力系统的跨区备用配置装置，其特征在于，所述风险计算模块，具体用于，计算备选解对应的总控制风险：

其中，u_j,i表示备用措施R_j,i的签约状态，1表示签约，0表示未签约，NT为优化时段数，ε表示第t时段不受控停电损失，Q_t表示目标场景s下第t时段的容量缺额大小，λ_up,j,i，λ_down,j,i分别为备用措施R_j,i的向上、向下调节出力速率，分别为备用措施R_j,i的最大、最小备用出力，Q_m,t为第t时段区域a_j与a₀间联络线l_m计划，为各条联络线第t时段的最大可用传输容量，为联络线l_m的功率传输极限，为备用措施R_j,i在第t时段前的连续出力时间，为备用措施R_j,i的最小连续出力时间，为备用措施R_j,i在第t时段前的连续非出力状态时间，为备用措施R_j,i的最小连续非出力时间，M_j,i为备用R_j,i最大出力状态与非出力状态切换次数限制。

13.根据权利要求12所述的一种电力系统的跨区备用配置装置，其特征在于，所述判断模块，具体用于进行如下判断：

若最新计算得到的备选解的总控制风险小于前一次所计算的备选解的总控制风险，则依据总控制风险较小的备选解更新各联络线各时段最大可用传输容量，并重新计算下一个与目标场景发送区域直接相连的区域的备用集的满足目标场景不存在功率缺额的备选解及总控制风险，重新进行比对；直至最新计算得到的备选解的总控制风险大于等于前一次所计算的备选解的总控制风险，取总控制风险小的备选解为最终的备用配置。