CN112865107B - 一种基于负荷预测的地区电网电压无功日前预报方法 - Google Patents

一种基于负荷预测的地区电网电压无功日前预报方法 Download PDF

Info

Publication number
CN112865107B
CN112865107B CN202110032731.4A CN202110032731A CN112865107B CN 112865107 B CN112865107 B CN 112865107B CN 202110032731 A CN202110032731 A CN 202110032731A CN 112865107 B CN112865107 B CN 112865107B
Authority
CN
China
Prior art keywords
load
section
power
active power
day
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202110032731.4A
Other languages
English (en)
Other versions
CN112865107A (zh
Inventor
吕晨旭
王建平
郭亮
胡伟
李庆良
李�瑞
黄少波
张斌
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Xinzhou Power Supply Co of State Grid Shanxi Electric Power Co Ltd
Original Assignee
Xinzhou Power Supply Co of State Grid Shanxi Electric Power Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Xinzhou Power Supply Co of State Grid Shanxi Electric Power Co Ltd filed Critical Xinzhou Power Supply Co of State Grid Shanxi Electric Power Co Ltd
Priority to CN202110032731.4A priority Critical patent/CN112865107B/zh
Publication of CN112865107A publication Critical patent/CN112865107A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN112865107B publication Critical patent/CN112865107B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/04—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for connecting networks of the same frequency but supplied from different sources
    • H02J3/06—Controlling transfer of power between connected networks; Controlling sharing of load between connected networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/12—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load
    • H02J3/16—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load by adjustment of reactive power
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/10—Power transmission or distribution systems management focussing at grid-level, e.g. load flow analysis, node profile computation, meshed network optimisation, active network management or spinning reserve management
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/50—Systems or methods supporting the power network operation or management, involving a certain degree of interaction with the load-side end user applications

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

本发明提出一种基于负荷预测的地区电网电压无功日前预报方法，属于电力系统电压无功预报技术领域。该方法获取第二天的系统负荷预测数据及历史参考日全天每个时刻的断面数据，得到各断面的可承担系统负荷改变的负荷集合以及可调节的机组集合；然后将对应时刻负荷预测数据按比例进行分解，更新各负荷的有功和无功功率以及各机组的有功功率，进而更新各断面的潮流计算结果并作为日前对第二天所有时刻的无功电压预报结果。本发明结合地区电网的特点，能够利用地区电网的日前系统负荷预测，结合参考日的电网结构以及潮流计算结果，进行地区电网的日前潮流预报计算，求解得到地区电网的电压无功日前预报潮流结果。

Description

一种基于负荷预测的地区电网电压无功日前预报方法
技术领域
本发明属于电力系统电压无功预报技术领域，特别涉及一种基于负荷预测的地区电网电压无功日前预报方法。
背景技术
在电力系统运行中，为了便于提前安排电网运行方式，调度方式人员需要每日提前对即将到来的明日进行电网运行方案的编制，即编制日前运行计划。日前运行计划是电网调度的重要依据，合理的日前调度运行计划关系到系统未来的安全经济运行。随着电网规模的扩大和运行方式复杂化，以往基于直流潮流的日前计划安全校核已无法满足实际需求，要求对日前计划进行包括静态安全、动态稳定和暂态稳定等方面的全面安全校核，为此，需要生成满足日前计划的合理交流潮流，这就是日前潮流预报需要完成的工作。一般日前潮流预报就是指根据日前电厂有功发电计划、日前检修计划及日前母线负荷预测数据，生成日前交流潮流解，由于日前电厂发电计划和母线负荷预测数据一般为15分钟间隔的96点数据，因此日前潮流预报也要生成对应的96个交流潮流解。传统潮流预报做法为在直流潮流基础上凭经验给出发电机机端电压，然后进行交流潮流计算，其收敛性差，且结果往往不合理，影响了安全校核的正确性。
在我国的电网系统中电压是电能质量的重要指标，并且合理的电压无功控制不仅可以提高电网的电压合格水平，还能够较好的减少电网的整体损耗。无功电压预报的意义在于可以预先全面了解电网在节假日等特殊情况下的无功和电压变化趋势，针对性地制定未来时段母线电压限值等控制策略，合理规划电网中各种无功资源的调节时序，实现对电压的预防控制，有效抑制电压波动，提高电网电压的稳定性。
电力系统潮流计算是研究电力系统稳态运行情况的一种基本电气计算。它的任务是根据给定的运行条件和网络结构确定整个系统的运行状态，一般给定的运行条件包括发电机机端电压、有功、无功以及负荷有功、无功，计算得的系统运行状态包括各母线上的电压(幅值及相角)、网络中的功率分布以及功率损耗等。
林毅、孙宏斌在《日前计划安全校核中计划潮流自动生成技术》(电力系统自动化，2012年10月第36卷第20期，pp.68-73)中提出了一种新的日前计划编制中的潮流预报方法，可以对电网的次日计划潮流进行计算，通过计划潮流评估次日的电网运行状态和安全情况。该计划潮流方法将原问题分解为有功调整子问题和无功电压分布子问题分步求解。通过求解有功调整优化子问题协调多种计划数据之间的不一致，通过求解无功电压分布子问题来确定合理的发电机机端电压，避免了使用典型机端电压带来的收敛性问题。采用基于预测-校正步的现代内点法求解上述优化子问题，具有良好的收敛性。该方法目前已经在国内一些大区电网调度中心和省级电网调度中心得到应用。
而在地区电网，与省级及以上电网在电力结构和职能专业配置上有一定的差别。首先地区电网的电力供应主要来源于外部电网，比如部分与地区电网有连接关系的500kV变电站主变中压侧的下网电量作为该地区电网的主要电力供应来源；同时地区电网内部可调度的实际发电机组较少，这些机组的电力输出，一般是不足以满足该地区电网的电力负荷消耗的；并且在地区电网常常也不像省级及以上电网中配备专门的计划编制专业编制母线负荷预测、机组发电计划等细分的计划预测类数据，一般也仅能提供本地区电网全天15分钟间隔的96时间点数据的系统负荷预测。因此已有的地区电网电压无功日前预报方法中，没有有效的处理地区电网中仅有系统负荷预测，并且在地区电网中由于数据质量往往不是太完善，只是应用内点法求解优化子问题往往会导致收敛性不高。
发明内容
本发明的目的在于为克服已有技术的不足之处，提出一种基于负荷预测的地区电网电压无功日前预报方法。本发明结合地区电网的特点，能够利用地区电网的日前系统负荷预测，结合参考日的电网结构以及潮流计算结果，进行地区电网的日前潮流预报计算，求解得到地区电网的电压无功日前预报潮流结果。
本发明提出一种基于负荷预测的地区电网电压无功日前预报方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
1)预先设定每日进行预报计算的时刻T；
2)在每日时刻T来临时，按照15分钟间隔读取第二天的系统负荷预测数据，共获得第二天96个时刻的负荷预测数据组成日前系统负荷预测数据集Upld＝(Pd1,Pd2,…,Pd96)，其中Pdx代表日前系统负荷预测数据集Upld中第x个时刻的系统负荷预测值，x＝1,2,3,…,96；
3)从电网能量管理系统EMS读取历史参考日全天96个时刻的断面，每个时刻的断面包括对应的电网模型和潮流计算结果，其中令Mx代表历史参考日第x个时刻的断面；
4)设定x＝1；
5)读取第x个时刻的断面Mx对应的电网模型和潮流计算结果，根据该断面的潮流计算结果得到该断面对应的可承担系统负荷改变的负荷集合以及可调节的机组集合，具体方法如下：
5.1)剔除在Mx对应的电网模型中定义为负荷并且潮流计算结果中有功功率为负值的负荷，只保留潮流计算结果中有功功率为正的负荷组成断面Mx对应的可承担系统负荷改变的负荷集合为
Figure GDA0003732557050000031
其中
Figure GDA0003732557050000032
代表断面Mx中可承担系统负荷改变的第n个负荷，n为断面Mx中可承担系统负荷改变的负荷总数；
5.2)剔除在Mx对应的电网模型中定义为机组并且潮流计算中有功功率为负值的机组；然后剔除电网模型中定义为PQ节点的机组，只保留PV节点的机组，最终得到断面Mx对应的可调节机组集合
Figure GDA0003732557050000033
其中
Figure GDA0003732557050000034
代表断面Mx中可调节机组的第m个机组，m为断面Mx中可调节机组的总数；
6)根据断面Mx对应的潮流计算结果，计算负荷集合
Figure GDA0003732557050000035
中全部负荷有功功率的累加值记为断面Mx对应的基态负荷有功总加
Figure GDA0003732557050000036
计算机组集合
Figure GDA0003732557050000037
中全部机组有功功率的累加值记为断面Mx对应的基态机组有功总加
Figure GDA0003732557050000038
7)对第x个时刻的系统负荷预测值Pdx进行分解并按比例叠加到集合
Figure GDA0003732557050000039
中的负荷有功功率和集合
Figure GDA00037325570500000310
中的机组有功功率上，分别得到更新的负荷有功功率和更新的负荷无功功率以及更新的机组有功功率；具体步骤如下：
7.1)将第x个时刻的系统负荷预测值Pdx与断面Mx对应的基态负荷总加
Figure GDA00037325570500000311
的差值记做
Figure GDA00037325570500000312
表示
Figure GDA00037325570500000313
中总负荷调节量；
7.2)按照
Figure GDA00037325570500000314
中每个负荷在断面Mx对应的有功功率值与
Figure GDA00037325570500000315
的比值对ΔPdx进行分配并相应叠加到到集合
Figure GDA00037325570500000316
中的各个负荷上；
记
Figure GDA00037325570500000317
为集合
Figure GDA00037325570500000318
中的第i个负荷，该负荷在断面Mx对应的有功功率记为PLix，则ΔPdx分配到该负荷上的有功功率为
Figure GDA00037325570500000319
得到负荷
Figure GDA00037325570500000320
在断面Mx对应的更新的负荷有功功率
Figure GDA00037325570500000321
7.3)负荷
Figure GDA0003732557050000041
在断面Mx对应的无功功率记为
Figure GDA0003732557050000042
假定所有负荷的功率因数不变，得到负荷
Figure GDA0003732557050000043
在断面Mx对应的叠加负荷有功功率后的更新的负荷无功功率
Figure GDA0003732557050000044
7.4)在断面Mx中，设定所有机组的厂用电率
Figure GDA0003732557050000045
和网损率
Figure GDA0003732557050000046
计算集合
Figure GDA0003732557050000047
中所有机组有功累加总量
Figure GDA0003732557050000048
7.5)按照
Figure GDA0003732557050000049
中每个机组在断面Mx对应的有功功率值与
Figure GDA00037325570500000410
的比值对ΔPunx进行分配并叠加到集合
Figure GDA00037325570500000411
中的各个机组上；
记
Figure GDA00037325570500000412
为集合
Figure GDA00037325570500000413
中的第j个机组，该机组的在断面Mx对应的有功功率记为
Figure GDA00037325570500000414
则ΔPunx分配到该机组上的功率值为
Figure GDA00037325570500000415
得到机组
Figure GDA00037325570500000416
在断面Mx对应的更新的机组有功功率
Figure GDA00037325570500000417
8)将步骤7)得到的更新的负荷有功功率和更新的负荷无功功率以及更新的机组有功功率，作为断面Mx的潮流计算的输入数据再次进行潮流计算，得到断面Mx更新的潮流计算结果作为日前对第二天第x个时刻无功电压预报结果；具体步骤如下：
8.1)对集合
Figure GDA00037325570500000418
中的负荷，将各负荷的
Figure GDA00037325570500000419
和
Figure GDA00037325570500000420
分别替换断面Mx的潮流计算结果中的该负荷的有功功率和无功功率；
8.2)对集合
Figure GDA00037325570500000421
中的机组，保持节点电压不变，将各机组的
Figure GDA00037325570500000422
替换断面Mx的潮流计算结果中的该机组的有功功率；
8.3)以更新后的负荷的有功功率和更新的负荷无功功率以及更新的机组的有功功率作为的输入值，进行新一轮的潮流计算，得到断面Mx更新的潮流计算结果，并将该结果作为日前对第二天第x个时刻的无功电压预报结果；其中，该结果包括：
断面Mx中所有a条母线的优化电压集合
Figure GDA00037325570500000423
其中
Figure GDA00037325570500000424
代表第k条母线在断面Mx的优化电压值，k＝1,2,…,a；
断面Mx中所有b台主变的高压侧无功功率集合
Figure GDA00037325570500000425
其中
Figure GDA00037325570500000426
代表第k台主变在断面Mx的无功功率值，k＝1,2,…,b；
断面Mx中所有b台主变的高压侧有功功率集合
Figure GDA0003732557050000051
其中
Figure GDA0003732557050000052
代表第k台主变在断面Mx的有功功率值，k＝1,2,…,b；
9)令x＝x+1，然后重新返回步骤5)，直至得到日前对第二天所有96个时刻的无功电压预报结果，进入步骤10)；
10)利用日前对第二天所有96个时刻的无功电压预报结果，最终得到电网日前电压无功预报结果为：
Figure GDA0003732557050000053
x＝1,2…96。
本发明的特点和有益效果在于：
本发明在地区电网中采用系统负荷预测，基于电网运行方式和拓扑结构，计算分解出各个负荷的有功预测数据，并计算出对应的无功预测数据。分解计算的结果作为潮流计算的输入数据计算得到日前交流潮流解，进而得到日前无功电压预报结果。方法简单，计算结果准确，有很高的应用价值。
附图说明
图1为本发明中地区电网示意图。
图2是本发明方法的整体流程图。
图3是本发明实施例变电站连接关系示意图。
具体实施方式
本发明提出一种基于负荷预测的地区电网电压无功日前预报方法，涉及到500kV-220kV-110kV-35kV的电网运行区域，目前我国电网调度运行中，这个结构的电网一般属于地区电网的结构。其中的500kV变电站的调度管理职责一般属于地区电网的上级电网，在此列出主要说明地区电网的主要电力来源。220kV及以下电压等级的变电站则属于地区电网调度范围，其中的220kV变电站的电力来源，一般来自500kV的主变中压侧的下网电力。500kV变电站的电力来源主要来自500kV侧与200kV侧的线路注入，这些电力的注入来源并不属于本区域电网，这些来自外网的电力注入源被称为外网等值机组(EQUN)；同时从500kV变电站的主变500kV侧与200kV侧也有电力输出，电力输出的受端电网不属于本区域电网，这部分外网在本区域被称为外网等值负荷(EQLD)。区域中多个220kV的变电站通过一定的方式会连接在一起，形成环形电网，而每个220kV变电站所带的下级110kV/35kV变电站则形成独立的子区域，在子区域内互相联系，不同的220kV所带的下级子区域之间没有电气联系。这种区域典型的示意图如附图1所示。
本发明提出的一种基于负荷预测的地区电网电压无功日前预报方法，该方法总体流程如图2所示，具体包括如下步骤：
1)预先设定每日进行预报计算的时刻T(T通常为每日23时)；
2)在每日时刻T来临时，读取第二天的系统负荷预测数据，其中，按照15分钟间隔读取数据，共获得第二天96个时刻的负荷预测数据组成日前系统负荷预测数据集Upld＝(Pd1,Pd2,…,Pd96)，其中Pdx代表日前系统负荷预测数据集Upld中第x个时刻的系统负荷预测值，x＝1,2,3,…,96；
3)从电网能量管理系统(EMS)读取历史参考日全天96个时刻的断面，每个时刻的断面包括对应的电网模型和潮流计算结果，每相邻两个时刻的间隔也是15分钟，针对每个时刻的断面结合步骤2)得到的该时刻对应的系统负荷预测数据进行该时刻无功电压预报计算，其中令Mx代表历史参考日第x个时刻的断面；
其中，历史参考日可以选取昨日，也可以选择上周、上个月或者往年等相似日。
4)设定x＝1，从第x个时刻开始进行计算。
5)读取第x个时刻的断面Mx对应的电网模型和潮流计算结果，根据该断面的潮流计算结果得到该断面对应的可承担系统负荷改变的负荷集合以及可调节的机组集合，具体方法如下：
5.1)根据Mx对应的潮流计算结果选择可承担系统负荷改变的负荷。剔除在Mx对应的电网模型中定义为负荷并且潮流计算结果中有功功率为负值的负荷，只保留潮流计算结果中有功功率为正的负荷组成断面Mx对应的可承担系统负荷改变的负荷集合为
Figure GDA0003732557050000061
Figure GDA0003732557050000062
其中
Figure GDA0003732557050000063
代表断面Mx中可承担系统负荷改变的第n个负荷，n为断面Mx中可承担系统负荷改变的负荷总数；
5.2)根据Mx对应的潮流计算结果选择出可调节的机组。首先剔除在Mx对应的电网模型中定义为机组并且潮流计算中有功功率为负值的机组；然后剔除电网模型中定义为PQ节点的机组，只保留PV节点的机组，最终得到断面Mx对应的可调节机组集合
Figure GDA0003732557050000064
Figure GDA0003732557050000065
其中
Figure GDA0003732557050000066
代表断面Mx中可调节机组的第m个机组，m为断面Mx中可调节机组的总数。
在地区电网中，区域内的电厂的机组远不能满足本区域的负荷消耗，而电力供应主要来自500kV变电站主变中压侧的下网有功，而500kV变电站的电力来源主要来源于外网等值机组，则需要指定系统中的外网等值机组为可调节的PV节点机组，区域中的实际机组设定为不可调节的PQ节点。
其中，PQ节点是已知节点注入有功功率P和无功功率Q的节点，待求的未知量是节点电压值U和相位角δ，一般未接发电设备的变电所母线和出力固定的发电厂母线可作为PQ节点。
PV节点是已知节点注入有功功率P和电压值U的节点，待求的未知量是节点注入无功Q和电压的相位角δ，这类节点一般为无功储备充足的发电厂母线和有一定无功功率电源的变电所母线。
6)根据断面Mx对应的潮流计算结果，计算负荷集合
Figure GDA0003732557050000071
中全部负荷有功功率的累加值记为断面Mx对应的基态负荷有功总加
Figure GDA0003732557050000072
计算机组集合
Figure GDA0003732557050000073
中全部机组有功功率的累加值记为断面Mx对应的基态机组有功总加
Figure GDA0003732557050000074
7)对第x个时刻的系统负荷预测值Pdx进行分解并按比例叠加到集合
Figure GDA0003732557050000075
中的负荷有功功率和集合
Figure GDA0003732557050000076
中的机组有功功率上，分别得到更新的负荷有功功率和机组的有功功率；具体步骤如下：
7.1)将第x个时刻的系统负荷预测值Pdx与断面Mx对应的基态负荷总加
Figure GDA0003732557050000077
的差值记做
Figure GDA0003732557050000078
表示
Figure GDA0003732557050000079
中总负荷调节量；
7.2)按照
Figure GDA00037325570500000710
中每个负荷在断面Mx对应的有功功率值与
Figure GDA00037325570500000711
的比值对ΔPdx进行分配并相应叠加到到集合
Figure GDA00037325570500000712
中的各个负荷上。记
Figure GDA00037325570500000713
为集合
Figure GDA00037325570500000714
中的第i个负荷，该负荷在断面Mx对应的有功功率记为PLix，则ΔPdx分配到该负荷上的有功功率为
Figure GDA00037325570500000715
叠加负荷
Figure GDA00037325570500000716
的有功功率PLix后，得到负荷
Figure GDA00037325570500000717
在断面Mx对应的更新的负荷有功功率
Figure GDA00037325570500000718
7.3)负荷
Figure GDA00037325570500000719
在断面Mx对应的无功功率记为
Figure GDA00037325570500000720
假定所有负荷的功率因数不变，可以得到负荷
Figure GDA00037325570500000721
在断面Mx对应的叠加负荷有功功率后的更新的负荷无功功率
Figure GDA00037325570500000722
7.4)在断面Mx中，设定所有机组的厂用电率
Figure GDA00037325570500000723
(本实施例取值为0.0004)，网损率
Figure GDA0003732557050000081
(本实施例取值为0.005)。根据发电负荷的平衡关系：总发电＝总负荷+厂用电+网损，可以根据ΔPdx计算出集合
Figure GDA0003732557050000082
中所有机组有功累加总量
Figure GDA0003732557050000083
7.5)按照
Figure GDA0003732557050000084
中每个机组在断面Mx对应的有功功率值与
Figure GDA0003732557050000085
的比值对ΔPunx进行分配并叠加到集合
Figure GDA0003732557050000086
中的各个机组上。记
Figure GDA0003732557050000087
为集合
Figure GDA0003732557050000088
中的第j个机组，该机组的在断面Mx对应的有功功率记为
Figure GDA0003732557050000089
则ΔPunx分配到该机组上的功率值为
Figure GDA00037325570500000810
叠加机组
Figure GDA00037325570500000811
的有功功率
Figure GDA00037325570500000812
后，得到机组
Figure GDA00037325570500000813
在断面Mx对应的更新的机组有功功率
Figure GDA00037325570500000814
8)将步骤7)得到的更新的负荷有功功率和更新的负荷无功功率以及更新的机组有功功率，作为断面Mx的潮流计算的输入数据再次进行潮流计算，得到断面Mx更新的潮流计算结果作为第二天第x个时刻无功电压预报结果；具体步骤如下：
8.1)对集合
Figure GDA00037325570500000815
中的负荷，将各负荷的
Figure GDA00037325570500000816
和
Figure GDA00037325570500000817
分别替换断面Mx的潮流计算结果中的该负荷的有功功率和无功功率；
8.2)对集合
Figure GDA00037325570500000818
中的机组，因为这些机组都是PV节点的机组，则保持节点电压不变，将各机组的
Figure GDA00037325570500000819
替换断面Mx的潮流计算结果中的该机组的有功功率；
8.3)以更新的负荷的有功功率和更新的负荷无功功率以及更新的机组的有功功率作为的输入值，进行新一轮的潮流计算，得到断面Mx更新的更新的潮流计算结果，并将该结果作为日前对第二天第x个时刻的无功电压预报结果；其中，该结果包括：
断面Mx中所有a条母线的优化电压集合
Figure GDA00037325570500000820
其中
Figure GDA00037325570500000821
代表第k条母线在断面Mx的优化电压值,k＝1,2,…,a；
断面Mx中所有b台主变的高压侧无功功率集合
Figure GDA00037325570500000822
其中
Figure GDA00037325570500000823
代表第k台主变在断面Mx的无功功率值,k＝1,2,…,b；
断面Mx中所有b台主变的高压侧有功功率集合
Figure GDA00037325570500000824
其中
Figure GDA00037325570500000825
代表第k台主变在断面Mx的有功功率值，k＝1,2,…,b；
9)令x＝x+1，然后重新返回步骤5)，直至得到日前对第二天所有96个时刻的无功电压预报结果，进入步骤10)；
10)利用日前对第二天所有96个时刻的无功电压预报结果，最终得到电网日前电压无功预报结果为：
Figure GDA0003732557050000091
x＝1,2…96,即第二天的0～24时、15分钟周期的地区电网母线电压、主变有功、无功的预测值。
实施例
本实施例为对一个典型的500kV-220kV-110k/35kV区域内的发电负荷进行分析计算，本实施例变电站连接关系如图3所示，该分区内包含1个500kV变电站、1个220kV变电站、1个110kV变电站、1个110kV电厂和3个35kV变电站，负荷L1、L2、L3、L4、L5、L6，机组G1、G2、G3、G4，主变TR1、TR2，母线BS1、BS2；
本实施例提出的一种基于负荷预测的地区电网电压无功日前预报方法，包括以下步骤：
1)预先设定每日进行预报计算的时刻T(T通常为每日23时)；
2)在每日时刻T来临时，读取第二天的系统负荷预测数据，其中，按照15分钟间隔读取数据，共获得96个时刻的负荷预测数据组成日前系统负荷预测数据集Upld＝(Pd1,Pd2,…,Pd96)，Pdx代表日前系统负荷预测数据集Upld中第x个时刻的系统负荷预测值，x＝1,2,3,…,96；
本实施例中读取到的日前系统负荷预测数据如下表所示：
表1本实施例日前系统负荷预测数据表
Figure GDA0003732557050000092
Figure GDA0003732557050000101
Figure GDA0003732557050000111
3)从电网能量管理系统(EMS)读取历史参考日全天96个时刻的断面，每个时刻的断面包括对应的电网模型和潮流计算结果，每相邻两个时刻的间隔也是15分钟，针对每个时刻的断面结合步骤2)得到的该时刻对应的系统负荷预测数据进行该时刻无功电压预报计算，其中令Mx代表历史参考日第x时刻的断面；
其中，历史参考日可以选取昨日，也可以选择上周、上个月或者往年等相似日。4)设定x＝1，从第x个时刻开始进行计算。
5)读取第x个时刻的断面Mx对应的电网模型和潮流计算结果，根据该断面的潮流计算结果得到该断面对应的可承担系统负荷改变的负荷集合以及可调节的机组集合，具体生成方法如下：
5.1)根据Mx对应的潮流计算结果选择可承担系统负荷改变的负荷。剔除在Mx对应的电网模型中定义为负荷并且潮流计算结果中有功功率为负值的负荷，只保留潮流计算结果中有功功率为正的负荷组成断面Mx对应的可承担系统负荷改变的负荷集合为
Figure GDA0003732557050000121
Figure GDA0003732557050000122
其中n为断面Mx中可承担系统负荷改变的负荷总数；
在本实施例中，在断面M1中，所有负荷的有功和无功功率值如下表所示：
表2本实施例在断面M1中所有负荷的有功和无功功率值表
负荷名 有功功率(单位：MW) 无功功率(单位：MVar)
L1 196 50
L2 124 35
L3 48 12
L4 36 8
L5 29 6
L6 34 8
5.2)根据Mx对应的潮流计算结果选择出可调节的机组。首先剔除在Mx对应的电网模型中定义为机组并且潮流计算中有功功率为负值的机组；然后剔除电网模型中定义为PQ节点的机组，只保留PV节点的机组。最终得到断面Mx对应的可调节机组集合
Figure GDA0003732557050000123
其中m为断面Mx中可调节机组的总数。
在本实施例中，在断面M1中，所有机组的有功功率值如下表所示：
表3本实施例中断面M1中所有机组的有功功率值表
机组名 有功功率(单位：MW)
G1 236
G2 158
G3 40
G4 41
6)根据断面Mx的潮流计算的结果，计算出负荷集合
Figure GDA0003732557050000131
中全部负荷有功功率的累加值记为断面Mx对应的负荷有功总加
Figure GDA0003732557050000132
计算机组集合
Figure GDA0003732557050000133
中全部机组有功功率的累加值记为断面Mx对应的基态机组有功总加
Figure GDA0003732557050000134
根据步骤5)给出的负荷的有功功率，
Figure GDA0003732557050000135
Figure GDA0003732557050000136
7)对第x个时刻的系统负荷预测值Pdx进行分解，并按比例叠加到集合
Figure GDA0003732557050000137
中的负荷有功功率和集合
Figure GDA0003732557050000138
中的机组有功功率上，分别得到更新的负荷有功功率和机组的有功功率；具体步骤如下：
7.1)将第x个时刻的系统负荷预测值Pdx与断面Mx对应的基态负荷总加
Figure GDA0003732557050000139
的差值记做
Figure GDA00037325570500001310
表示
Figure GDA00037325570500001311
中总负荷调节量；
第1个时刻的系统负荷预测值Pd1＝556.82MW，断面M1对应的基态负荷总加
Figure GDA00037325570500001312
则
Figure GDA00037325570500001313
7.2)按照
Figure GDA00037325570500001314
中每个负荷在断面Mx对应的有功功率值与
Figure GDA00037325570500001315
的比值对ΔPdx进行分配并相应叠加到到集合
Figure GDA00037325570500001316
中的各个负荷上。记
Figure GDA00037325570500001317
为集合
Figure GDA00037325570500001318
中的第i个负荷，该负荷在断面Mx对应的有功功率记为PLix，则ΔPdx分配到该负荷上的有功功率为
Figure GDA00037325570500001319
叠加负荷
Figure GDA00037325570500001320
的有功功率PLix后，得到负荷
Figure GDA00037325570500001321
在断面Mx对应的更新的负荷有功功率
Figure GDA00037325570500001322
7.3)负荷
Figure GDA00037325570500001323
在断面Mx对应的无功功率记为
Figure GDA00037325570500001324
假定所有负荷的功率因数不变，可以得到负荷
Figure GDA00037325570500001325
在断面Mx对应的叠加负荷有功功率后的更新的负荷无功功率
Figure GDA00037325570500001326
根据步骤5)、6)、7)的数据可以得到各个负荷在第1时刻更新的负荷有功功率值；
表4本实施例中更新的负荷有功功率表
Figure GDA00037325570500001327
Figure GDA0003732557050000141
根据以上步骤，可以得出各个负荷的更新的无功功率如下表所示：(有功功率单位：
MW；无功功率单位：MVar)
表5本实施例中更新的负荷无功功率表
Figure GDA0003732557050000142
7.4)在断面Mx中，设定所有机组的厂用电率
Figure GDA0003732557050000143
(本实施例取值为0.0004)，网损率
Figure GDA0003732557050000144
(本实施例取值为0.005)。根据发电负荷的平衡关系：总发电＝总负荷+厂用电+网损，可以根据ΔPdx计算出集合
Figure GDA0003732557050000145
中所有机组有功累加总量
Figure GDA0003732557050000146
Figure GDA0003732557050000147
7.5)按照
Figure GDA0003732557050000148
中每个机组在断面Mx对应的有功功率值与
Figure GDA0003732557050000149
的比值对ΔPunx进行分配并叠加到集合
Figure GDA00037325570500001410
中的各个机组上。记
Figure GDA00037325570500001411
为集合
Figure GDA00037325570500001412
中的第j个机组，该机组的在断面Mx对应的有功功率记为
Figure GDA00037325570500001413
则分配到该机组上的功率值为
Figure GDA00037325570500001414
叠加机组
Figure GDA00037325570500001415
的有功功率
Figure GDA00037325570500001416
后，得到机组
Figure GDA00037325570500001417
在断面Mx对应的更新的机组有功功率
Figure GDA00037325570500001418
根据上述步骤的数据可得到各个机组可分配的有功功率，如下表所示：(单位：MW)
表6本实施例中更新的机组有功功率表
Figure GDA00037325570500001419
Figure GDA0003732557050000151
8)将步骤7)得到的更新的负荷有功功率和更新的负荷无功功率以及更新的机组有功功率，作为断面Mx的潮流计算的输入数据再次进行潮流计算，得到断面Mx更新的潮流计算结果作为第二天第x个时刻无功电压预报结果；具体方法如下：
8.1)对集合
Figure GDA0003732557050000152
中的负荷，将各负荷的
Figure GDA0003732557050000153
和
Figure GDA0003732557050000154
分别替换断面Mx的潮流计算结果中的该负荷的有功功率和无功功率；
8.2)对集合
Figure GDA0003732557050000155
中的机组，因为这些机组都是PV节点的机组，则保持节点电压不变，将各机组的
Figure GDA0003732557050000156
替换断面Mx的潮流计算结果中的该机组的有功功率；
8.3)以更新的负荷的有功功率和更新的负荷无功功率以及更新的机组的有功功率作为的输入值，进行新一轮的潮流计算，得到断面Mx更新的潮流计算结果，并将该结果作为日前对第二天第x个时刻的无功电压预报结果；其中，该结果包括：
断面Mx中所有a条母线的优化电压集合
Figure GDA0003732557050000157
其中
Figure GDA0003732557050000158
代表第k条母线在断面Mx的优化电压值；
计算得到断面M1的母线基态电压和优化电压的对比，如下表所示：(单位kV)
表7本实施例中断面M1的母线基态电压和优化电压表
母线编号 母线名 基态电压值 优化电压值
1 BS1 223.5 222.8
2 BS2 115.8 114.9
断面Mx中所有b台主变的高压侧无功功率集合
Figure GDA0003732557050000159
其中
Figure GDA00037325570500001510
代表第k台主变在断面Mx的无功功率值；
计算断面M1的主变基态无功功率和优化无功功率的对比，如下表所示：(单位MVar)
表8本实施例中断面M1的主变基态无功功率和优化无功功率表
主变编号 主变名 基态无功 优化无功
1 TR1 46.7 48.9
2 TR2 23.2 25.9
断面Mx中所有b台主变的高压侧有功功率集合
Figure GDA00037325570500001511
其中
Figure GDA00037325570500001512
代表第k台主变在断面Mx的有功功率值；
计算断面M1的主变基态有功功率和优化有功功率的对比，如下表所示：(单位MW)
表9本实施例中断面M1的主变基态有功功率和优化有功功率表
主变编号 主变名 基态有功 优化有功
1 TR1 129.4 133.2
2 TR2 36.8 39.2
9)令x＝x+1，然后重新返回步骤5)，直至得到日前对第二天所有96个时刻的无功电压预报结果，进入步骤10)；
10)利用日前对第二天所有96个时刻的无功电压预报结果，最终得到电网日前电压无功预报结果为：
Figure GDA0003732557050000161
x＝1,2…96,即第二日的0～24时、15分钟周期的地区电网母线电压、主变有功、无功的预测值。

Claims (1)

1.一种基于负荷预测的地区电网电压无功日前预报方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
1)预先设定每日进行预报计算的时刻T；
2)在每日时刻T来临时，按照15分钟间隔读取第二天的系统负荷预测数据，共获得第二天96个时刻的负荷预测数据组成日前系统负荷预测数据集Upld＝Pd1,Pd2,…,Pd96)，其中Pdx代表日前系统负荷预测数据集Upld中第x个时刻的系统负荷预测值，x＝1,2,3,…,96；
3)从电网能量管理系统EMS读取历史参考日全天96个时刻的断面，每个时刻的断面包括对应的电网模型和潮流计算结果，其中令Mx代表历史参考日第x个时刻的断面；
4)设定x＝1；
5)读取第x个时刻的断面Mx对应的电网模型和潮流计算结果，根据该断面的潮流计算结果得到该断面对应的可承担系统负荷改变的负荷集合以及可调节的机组集合，具体方法如下：
5.1)剔除在Mx对应的电网模型中定义为负荷并且潮流计算结果中有功功率为负值的负荷，只保留潮流计算结果中有功功率为正的负荷组成断面Mx对应的可承担系统负荷改变的负荷集合为
Figure FDA0003732557040000011
其中
Figure FDA0003732557040000012
代表断面Mx中可承担系统负荷改变的第n个负荷，n为断面Mx中可承担系统负荷改变的负荷总数；
5.2)剔除在Mx对应的电网模型中定义为机组并且潮流计算中有功功率为负值的机组；然后剔除电网模型中定义为PQ节点的机组，只保留PV节点的机组，最终得到断面Mx对应的可调节机组集合
Figure FDA0003732557040000013
其中
Figure FDA0003732557040000014
代表断面Mx中可调节机组的第m个机组，m为断面Mx中可调节机组的总数；
6)根据断面Mx对应的潮流计算结果，计算负荷集合
Figure FDA0003732557040000015
中全部负荷有功功率的累加值记为断面Mx对应的基态负荷有功总加
Figure FDA0003732557040000016
计算机组集合
Figure FDA0003732557040000017
中全部机组有功功率的累加值记为断面Mx对应的基态机组有功总加
Figure FDA0003732557040000018
7)对第x个时刻的系统负荷预测值Pdx进行分解并按比例叠加到集合
Figure FDA0003732557040000021
中的负荷有功功率和集合
Figure FDA0003732557040000022
中的机组有功功率上，分别得到更新的负荷有功功率和更新的负荷无功功率以及更新的机组有功功率；具体步骤如下：
7.1)将第x个时刻的系统负荷预测值Pdx与断面Mx对应的基态负荷总加
Figure FDA0003732557040000023
的差值记做
Figure FDA0003732557040000024
表示
Figure FDA0003732557040000025
中总负荷调节量；
7.2)按照
Figure FDA0003732557040000026
中每个负荷在断面Mx对应的有功功率值与
Figure FDA0003732557040000027
的比值对ΔPdx进行分配并相应叠加到到集合
Figure FDA0003732557040000028
中的各个负荷上；
记
Figure FDA0003732557040000029
为集合
Figure FDA00037325570400000210
中的第i个负荷，该负荷在断面Mx对应的有功功率记为PLix，则ΔPdx分配到该负荷上的有功功率为
Figure FDA00037325570400000211
得到负荷
Figure FDA00037325570400000212
在断面Mx对应的更新的负荷有功功率
Figure FDA00037325570400000213
7.3)负荷
Figure FDA00037325570400000214
在断面Mx对应的无功功率记为
Figure FDA00037325570400000215
假定所有负荷的功率因数不变，得到负荷
Figure FDA00037325570400000216
在断面Mx对应的叠加负荷有功功率后的更新的负荷无功功率
Figure FDA00037325570400000217
7.4)在断面Mx中，设定所有机组的厂用电率
Figure FDA00037325570400000218
和网损率
Figure FDA00037325570400000219
计算集合
Figure FDA00037325570400000220
中所有机组有功累加总量
Figure FDA00037325570400000221
7.5)按照
Figure FDA00037325570400000222
中每个机组在断面Mx对应的有功功率值与
Figure FDA00037325570400000223
的比值对ΔPunx进行分配并叠加到集合
Figure FDA00037325570400000224
中的各个机组上；
记
Figure FDA00037325570400000225
为集合
Figure FDA00037325570400000226
中的第j个机组，该机组的在断面Mx对应的有功功率记为
Figure FDA00037325570400000227
则ΔPunx分配到该机组上的功率值为
Figure FDA00037325570400000228
得到机组
Figure FDA00037325570400000229
在断面Mx对应的更新的机组有功功率
Figure FDA00037325570400000230
8)将步骤7)得到的更新的负荷有功功率和更新的负荷无功功率以及更新的机组有功功率，作为断面Mx的潮流计算的输入数据再次进行潮流计算，得到断面Mx更新的潮流计算结果作为日前对第二天第x个时刻无功电压预报结果；具体步骤如下：
8.1)对集合
Figure FDA0003732557040000031
中的负荷，将各负荷的
Figure FDA0003732557040000032
和
Figure FDA0003732557040000033
分别替换断面Mx的潮流计算结果中的该负荷的有功功率和无功功率；
8.2)对集合
Figure FDA0003732557040000034
中的机组，保持节点电压不变，将各机组的
Figure FDA0003732557040000035
替换断面Mx的潮流计算结果中的该机组的有功功率；
8.3)以更新后的负荷的有功功率和更新的负荷无功功率以及更新的机组的有功功率作为的输入值，进行新一轮的潮流计算，得到断面Mx更新的潮流计算结果，并将该结果作为日前对第二天第x个时刻的无功电压预报结果；其中，该结果包括：
断面Mx中所有a条母线的优化电压集合
Figure FDA0003732557040000036
其中
Figure FDA0003732557040000037
代表第k条母线在断面Mx的优化电压值，k＝1,2,…,a；
断面Mx中所有b台主变的高压侧无功功率集合
Figure FDA0003732557040000038
其中
Figure FDA0003732557040000039
代表第k台主变在断面Mx的无功功率值，k＝1,2,…,b；
断面Mx中所有b台主变的高压侧有功功率集合
Figure FDA00037325570400000310
其中
Figure FDA00037325570400000311
代表第k台主变在断面Mx的有功功率值，k＝1,2,…,b；
9)令x＝x+1，然后重新返回步骤5)，直至得到日前对第二天所有96个时刻的无功电压预报结果，进入步骤10)；
10)利用日前对第二天所有96个时刻的无功电压预报结果，最终得到电网日前电压无功预报结果为：
Figure FDA00037325570400000312
CN202110032731.4A 2021-01-11 2021-01-11 一种基于负荷预测的地区电网电压无功日前预报方法 Active CN112865107B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110032731.4A CN112865107B (zh) 2021-01-11 2021-01-11 一种基于负荷预测的地区电网电压无功日前预报方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110032731.4A CN112865107B (zh) 2021-01-11 2021-01-11 一种基于负荷预测的地区电网电压无功日前预报方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN112865107A CN112865107A (zh) 2021-05-28
CN112865107B true CN112865107B (zh) 2022-08-30

Family

ID=76002531

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202110032731.4A Active CN112865107B (zh) 2021-01-11 2021-01-11 一种基于负荷预测的地区电网电压无功日前预报方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN112865107B (zh)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113723666A (zh) * 2021-07-26 2021-11-30 国网江苏省电力有限公司江阴市供电分公司 一种基于csa-svm的短期电力负荷预测方法
CN117096882B (zh) * 2023-10-16 2024-01-05 国网浙江省电力有限公司宁波供电公司 一种配网潮流调控方法及系统

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102623988A (zh) * 2012-03-27 2012-08-01 清华大学 一种电网中日前计划潮流的自动生成方法
CN103633649A (zh) * 2013-12-19 2014-03-12 国家电网公司 一种电网未来态交流潮流生成方法
CN103812103A (zh) * 2014-02-28 2014-05-21 福州大学 一种采用区间潮流迭代的用户电压波动预评估方法
CN105978047A (zh) * 2016-05-06 2016-09-28 清华大学 一种时空分解协调的交直流互联电网日前机组组合方法
CN109103898A (zh) * 2018-10-25 2018-12-28 国网湖南省电力有限公司 基于风电功率超短期预测误差的电力系统电压控制方法
CN109524979A (zh) * 2018-10-16 2019-03-26 重庆大学 一种含vsc-mtdc的交直流互联电网连续潮流模型

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102623988A (zh) * 2012-03-27 2012-08-01 清华大学 一种电网中日前计划潮流的自动生成方法
CN103633649A (zh) * 2013-12-19 2014-03-12 国家电网公司 一种电网未来态交流潮流生成方法
CN103812103A (zh) * 2014-02-28 2014-05-21 福州大学 一种采用区间潮流迭代的用户电压波动预评估方法
CN105978047A (zh) * 2016-05-06 2016-09-28 清华大学 一种时空分解协调的交直流互联电网日前机组组合方法
CN109524979A (zh) * 2018-10-16 2019-03-26 重庆大学 一种含vsc-mtdc的交直流互联电网连续潮流模型
CN109103898A (zh) * 2018-10-25 2018-12-28 国网湖南省电力有限公司 基于风电功率超短期预测误差的电力系统电压控制方法

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Dynamic active and reactive power compensation in distribution networks with batteries: A day-ahead economic dispatch approach;ThierryZufferey等;《Computers and Electrical Engineering》;20200608;第85卷;第1-9页 *
日计划交流潮流自动生成技术综述;吉杨等;《东北电力技术》;20170430;第38卷(第4期);第6-110页 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN112865107A (zh) 2021-05-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Usman et al. Losses management strategies in active distribution networks: A review
CN112865107B (zh) 一种基于负荷预测的地区电网电压无功日前预报方法
Li Framework of probabilistic power system planning
CN112968441B (zh) 一种应用于大规模风电基地的电网规划方法
CN112862317B (zh) 一种协调5g通讯基站选址接入的配电网网架规划方法
CN111784100A (zh) 一种基于机器学习的月度计划方式生成方法
Tadjeddine et al. Optimal distribution of power under stress on power grid in real-time by reactive compensation-management and development in balance
Wang et al. Day-ahead allocation of operation reserve in composite power systems with large-scale centralized wind farms
CN104809543A (zh) 基于月度输变电设备检修计划的电网运行方式生成方法
Gustafson et al. Transmission loss evaluation for electric systems
CN110688619B (zh) 一种配电网的理论线损计算系统及方法
Chen et al. Implementation of the load survey system in Taipower
Chao et al. An improvement project for distribution transformer load management in Taiwan
Waniek et al. Influences of wind energy on the operation of transmission systems
CN110458314B (zh) 一种用于电网日前潮流预报的负荷预测数据分解方法
Zhuo et al. Optimal operation of hybrid AC/DC distribution network with high penetrated renewable energy
Cui et al. ADN multi-objective planning considering collaborative optimization of rdg and GAEP
Xue et al. Research on optimal scheduling strategy of active distribution network based on multi-source cooperation
CN112448384A (zh) 一种多直流馈入电网一次调频旋转备用容量配置方法
Yin et al. Major problems concerning China's large-scale wind power integration
Gburczyk et al. Effectiveness of use of the energy management system as a mean for the integration of distributed energy sources in low voltage network
Zhang et al. Multi-Resource Collaborative Service Restoration of a Distribution Network with Decentralized Hierarchical Droop Control
Sun et al. Integrated Multi-Stage Coordination Planning of Transmission Network and Thermal Generation Units’ Flexibility Reformation
Bao et al. Electricity spot market design considering accurate security check
Muller Development of Nordic 32 System Model and Performance Analysis Based on Real Operational Statistics

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant