CN116805800B - 区域互联电网调度方法、装置和非易失性存储设备 - Google Patents

区域互联电网调度方法、装置和非易失性存储设备 Download PDF

Info

Publication number
CN116805800B
CN116805800B CN202310191863.0A CN202310191863A CN116805800B CN 116805800 B CN116805800 B CN 116805800B CN 202310191863 A CN202310191863 A CN 202310191863A CN 116805800 B CN116805800 B CN 116805800B
Authority
CN
China
Prior art keywords
power
power grid
regional
scheduling
section
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
CN202310191863.0A
Other languages
English (en)
Other versions
CN116805800A (zh
Inventor
唐翀
程兰芬
陈明媛
李凌
禤培正
杨潇
杨有慧
郑文彬
卓毅鑫
张旻钰
梁彦杰
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.)
CSG Electric Power Research Institute
Guangxi Power Grid Co Ltd
Original Assignee
CSG Electric Power Research Institute
Guangxi Power Grid 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 CSG Electric Power Research Institute, Guangxi Power Grid Co Ltd filed Critical CSG Electric Power Research Institute
Priority to CN202310191863.0A priority Critical patent/CN116805800B/zh
Publication of CN116805800A publication Critical patent/CN116805800A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN116805800B publication Critical patent/CN116805800B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/466—Scheduling the operation of the generators, e.g. connecting or disconnecting generators to meet a given demand
    • 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]

Landscapes

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

Abstract

本发明公开了一种区域互联电网调度方法、装置和非易失性存储设备。其中，该方法包括：获取区域互联电网中多个分区各自的备用量需求值和初始备用量减扣值；将备用量需求值和初始备用量减扣值输入预先建立的区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出第一调度策略；判断第一调度策略是否符合预定规则，在第一调度策略不符合预定规则的情况下，将备用量减扣值和备用量需求值输入区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出更新的第二调度策略；采用得到第二调度策略的方法对第二调度策略迭代更新，得到符合预定规则的目标调度策略。本发明解决了现有技术无法合理计算出区域互联电网包括的分区的备用容量减扣值的技术问题。

Description

区域互联电网调度方法、装置和非易失性存储设备
技术领域
本发明涉及电网优化调度领域，具体而言，涉及一种区域互联电网调度方法、装置和非易失性存储设备。
背景技术
为适应大规模新能源并网，在保证经济性的同时，电力系统将配置备用容量。正常情况下，预留的备用容量不会被使用，不转化成发电电量。在系统需要时，安排机组发电出力进入预留的备用容量空间内运行，预留的备用容量部分或全部转化成发电电量。在区域互联大电网中，各区电网分别按照各自的备用容量需求配置备用容量。由于区域互联电网阻塞问题凸显，在进行分区的备用容量配置时需考虑网络阻塞因素，否则将影响系统的安全和稳定运行。备用减扣定义为受网络约束无法被调用的备用容量，并在备用约束中将其减扣。
相关技术中进行区域互联电网调度规划时，无法合理计算出区域互联电网包括的分区的备用容量减扣值。
针对上述的问题，目前尚未提出有效的解决方案。
发明内容
本发明实施例提供了一种区域互联电网调度方法、装置和非易失性存储设备，以至少解决现有技术无法合理计算出区域互联电网包括的分区的备用容量减扣值的技术问题。
根据本发明实施例的一个方面，提供了一种区域互联电网调度方法，包括：获取区域互联电网中多个分区各自的备用量需求值和初始备用量减扣值；将备用量需求值和初始备用量减扣值输入预先建立的区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出第一调度策略，其中，第一调度策略包括多个分区各自的机组发电功率和备用量减扣值、多个分区之间的联络线传输功率以及区域互联电网包括的断面对应的断面传输功率；判断第一调度策略是否符合预定规则，在第一调度策略不符合预定规则的情况下，将备用量减扣值和备用量需求值输入区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出更新的第二调度策略；采用得到第二调度策略的方法对第二调度策略迭代更新，得到符合预定规则的目标调度策略。
可选地，将备用量需求值和初始备用量减扣值输入预先建立的区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出第一调度策略，包括：将备用量需求值和初始备用量减扣值输入功率计算单元，由功率计算单元输出机组发电功率、联络线传输功率以及断面传输功率，其中，区域互联电网调度模型包括功率计算单元；将机组发电功率、联络线传输功率以及断面传输功率输入备用减扣计算单元，由备用减扣计算单元输出备用量减扣值，其中，区域互联电网调度模型包括备用减扣计算单元。
可选地，判断第一调度策略是否符合预定规则，包括：获取备用约束条件和断面潮流约束条件；在备用量减扣值符合备用约束条件且断面传输功率符合断面潮流约束条件的情况下，判断第一调度策略符合预定规则。
可选地，在第一调度策略不符合预定规则的情况下，将第一调度策略中多个分区各自的备用量减扣值输入区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出更新的第二调度策略，包括：在断面传输功率不符合断面潮流约束条件的情况下，对不符合断面潮流约束条件的断面传输功率对应的断面添加断面潮流约束条件；将备用量减扣值和备用量需求值输入区域互联电网调度模型，区域互联电网调度模型输出第二调度策略。
可选地，备用约束条件包括：在预定时间段内，多个分区各自包括的机组的最大出力功率之和大于备用容量阈值，其中，备用容量阈值通过备用容量减扣值与备用容量需求值确定。
可选地，断面潮流约束条件包括：断面传输功率位于阈值范围内。
可选地，区域互联电网调度模型的目标函数包括：多个分区各自的机组发电成本和多个分区之间的联络线输电成本之和最小。
根据本发明实施例的另一方面，还提供了一种区域互联电网调度装置，包括：获取模块，用于获取区域互联电网中多个分区各自的备用量需求值和初始备用量减扣值；输出模块，用于将备用量需求值和初始备用量减扣值输入预先建立的区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出第一调度策略，其中，第一调度策略包括多个分区各自的机组发电功率和备用量减扣值、多个分区之间的联络线传输功率以及区域互联电网包括的断面对应的断面传输功率；判断模块，用于判断第一调度策略是否符合预定规则，在第一调度策略不符合预定规则的情况下，将备用量减扣值和备用量需求值输入区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出更新的第二调度策略；更新模块，用于采用得到第二调度策略的方法对第二调度策略迭代更新，得到符合预定规则的目标调度策略。
根据本发明实施例的又一方面，还提供了一种非易失性存储介质，非易失性存储介质包括存储的程序，其中，在程序运行时控制非易失性存储介质所在设备执行上述中任意一项区域互联电网调度方法。
根据本发明实施例的再一方面，还提供了一种计算机设备，计算机设备包括处理器，处理器用于运行程序，其中，程序运行时执行上述中任意一项区域互联电网调度方法。
在本发明实施例中，采用建立区域互联电网调度模型的方式，通过将区域互联电网包括的多个分区各自的备用量需求值和初始备用量减扣值输入区域互联电网调度模型，区域互联电网输出优化后的备用量减扣值以及备用量减扣值对应的第一调度策略，如果第一调度策略不符合预定规则，就将备用量需求值和第一调度策略中的备用量减扣值输入区域互联电网中，使得区域互联电网调度模型对第一调度策略进行迭代更新，直至得到符合预定规则的目标调度策略，达到了在进行区域互联电网调度时综合考虑区域互联电网内多个分区之间的联系的目的，从而实现了合理计算区域互联电网中多个分区的备用量减扣值的技术效果，进而解决了现有技术无法合理计算出区域互联电网包括的分区的备用容量减扣值的技术问题。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1示出了一种用于实现区域互联电网调度方法的计算机终端的硬件结构框图；
图2是根据本发明实施例提供的区域互联电网调度方法的流程示意图；
图3是根据本发明可选实施例提供的南方区域五分区电网的负荷曲线的示意图；
图4是根据本发明可选实施例提供的南方区域五分区正备用容量需求的示意图；
图5是根据本发明可选实施例提供的A区备用减扣容量变化的示意图；
图6是根据本发明可选实施例提供的C区备用减扣容量变化的示意图；
图7是根据本发明可选实施例提供的南方区域五分区输出备用容量需求的示意图；
图8是根据本发明可选实施例提供的A区-C区-D区输出备用容量需求的示意图；
图9是根据本发明实施例提供的区域互联电网调度装置的结构框图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明保护的范围。
需要说明的是，本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本发明的实施例能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
根据本发明实施例，提供了一种区域互联电网调度的方法实施例，需要说明的是，在附图的流程图示出的步骤可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行，并且，虽然在流程图中示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。
本申请实施例一所提供的方法实施例可以在移动终端、计算机终端或者类似的运算装置中执行。图1示出了一种用于实现区域互联电网调度方法的计算机终端的硬件结构框图。如图1所示，计算机终端10可以包括一个或多个(图中采用102a、102b，……，102n来示出)处理器(处理器可以包括但不限于微处理器MCU或可编程逻辑器件FPGA等的处理装置)、用于存储数据的存储器104。除此以外，还可以包括：显示器、输入/输出接口(I/O接口)、通用串行总线(USB)端口(可以作为BUS总线的端口中的一个端口被包括)、网络接口、电源和/或相机。本领域普通技术人员可以理解，图1所示的结构仅为示意，其并不对上述电子装置的结构造成限定。例如，计算机终端10还可包括比图1中所示更多或者更少的组件，或者具有与图1所示不同的配置。
应当注意到的是上述一个或多个处理器和/或其他数据处理电路在本文中通常可以被称为“数据处理电路”。该数据处理电路可以全部或部分的体现为软件、硬件、固件或其他任意组合。此外，数据处理电路可为单个独立的处理模块，或全部或部分的结合到计算机终端10中的其他元件中的任意一个内。如本申请实施例中所涉及到的，该数据处理电路作为一种处理器控制(例如与接口连接的可变电阻终端路径的选择)。
存储器104可用于存储应用软件的软件程序以及模块，如本发明实施例中的区域互联电网调度方法对应的程序指令/数据存储装置，处理器通过运行存储在存储器104内的软件程序以及模块，从而执行各种功能应用以及数据处理，即实现上述的应用程序的区域互联电网调度方法。存储器104可包括高速随机存储器，还可包括非易失性存储器，如一个或者多个磁性存储装置、闪存、或者其他非易失性固态存储器。在一些实例中，存储器104可进一步包括相对于处理器远程设置的存储器，这些远程存储器可以通过网络连接至计算机终端10。上述网络的实例包括但不限于互联网、企业内部网、局域网、移动通信网及其组合。
显示器可以例如触摸屏式的液晶显示器(LCD)，该液晶显示器可使得用户能够与计算机终端10的用户界面进行交互。
图2是根据本发明实施例提供的区域互联电网调度方法的流程示意图，如图2所示，该方法包括如下步骤：
步骤S202，获取区域互联电网中多个分区各自的备用量需求值和初始备用量减扣值。
本步骤中，区域互联电网可以是一个大型的互联电网，其中包括多个分区，每个分区可以根据各自的需求确定各自的备用量需求值，每个分区也根据分区内电网基础情况确定的初始备用量减扣值。也就是说，在区域互联电网中，各区的电网可以分别按照各自的备用容量需求配置备用容量，由于区域互联电网阻塞问题凸显，在备用容量中受网络约束无法被调用的容量即为备用量减扣值，并需要在备用容量中将其减扣。
步骤S204，将备用量需求值和初始备用量减扣值输入预先建立的区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出第一调度策略，其中，第一调度策略包括多个分区各自的机组发电功率和备用量减扣值、多个分区之间的联络线传输功率以及区域互联电网包括的断面对应的断面传输功率。
本步骤中，区域互联电网调度模型是在应用前预先建立的仿真模型，仿真模型中可以包括整个区域互联电网的连接关系，所以可以将多个分区各自的备用量需求值和初始备用量减扣值输入区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型根据模型内部的区域互联电网中的连接关系计算并输出第一调度策略，因此确定的第一调度策略考虑了整个区域互联电网中其他分区对某一分区的影响。初始备用量减扣值是每个分区根据各自分区内的情况确定的，没有考虑到在整个区域互联电网中各个分区之间的影响，所以需要通过区域互联电网调度模型对初始备用量减扣值进行更新。
步骤S206，判断第一调度策略是否符合预定规则，在第一调度策略不符合预定规则的情况下，将备用量减扣值和备用量需求值输入区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出更新的第二调度策略。
本步骤中，当区域互联电网调度模型输出第一调度策略时，可以判断第一调度策略是否符合预定规则，当第一调度策略不符合预定规则时，需要将多个分区各自的备用量需求值和第一调度策略中包括的多个分区各自的备用量减扣值输入区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型对第一调度策略进行更新，得到更新后的第二调度策略。
步骤S208，采用得到第二调度策略的方法对第二调度策略迭代更新，得到符合预定规则的目标调度策略。
本步骤中，在确定更新后的第二调度策略后，可以判断第二调度策略是否符合预定规则，如果第二调度策略不符合预定规则，那么就将多个分区各自的备用量需求值和第二调度策略中包括的备用量减扣值输入区域互联电网调度模型，由互联电网调度模型对第二调度策略进行更新；如果第二调度策略符合预定规则，那么确定第二调度策略为目标调度策略。也就是说，可以采用上述步骤中的方法，对第二调度策略迭代更新，直到出现符合预定规则的目标调度策略。
需要说明的是，预定规则也可以作为约束条件写入区域互联电网调度模型，但是如果对所有有可能出现不符合预定规则的电网中的线路写入使线路符合预定规则的约束条件，在实际应用过程中，将多个分区各自的备用量需求值和初始备用量减扣值输入这样的区域互联电网调度模型后，区域互联电网模型中计算量很大，很难及时输出结果，并且容易在计算过程中出现问题，导致无法正常输出计算结果。所以可以使区域互联电网模型根据较少的约束条件计算调度策略，再判断调度策略是否符合预定规则，在调度策略不符合预定规则的情况下，可以对区域互联电网模型进行轻微的调整，并将调度策略再次输入区域互联电网模型计算，这样可以更快得到符合预定规则的调度策略。
通过上述步骤，可以达到在进行区域互联电网调度时综合考虑区域互联电网内多个分区之间的联系的目的，从而实现了合理计算区域互联电网中多个分区的备用量减扣值的技术效果，进而解决了现有技术无法合理计算出区域互联电网包括的分区的备用容量减扣值的技术问题。
作为一种可选的实施例，将备用量需求值和初始备用量减扣值输入预先建立的区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出第一调度策略，可以通过以下步骤实现：将备用量需求值和初始备用量减扣值输入功率计算单元，由功率计算单元输出机组发电功率、联络线传输功率以及断面传输功率，其中，区域互联电网调度模型包括功率计算单元；将机组发电功率、联络线传输功率以及断面传输功率输入备用减扣计算单元，由备用减扣计算单元输出备用量减扣值，其中，区域互联电网调度模型包括备用减扣计算单元。
可选地，区域互联电网调度模型中包括功率计算单元和备用减扣计算单元。可以先将多个分区各自的备用量需求值和初始备用量减扣值输入功率计算单元，功率计算单元可以根据多个分区各自的备用量需求值、区域互联电网内电路连接关系、区域互联电网内发电机参数等数据，计算并输出区域互联电网中机组发电功率、多个分区间的联络线传输功率以及断面传输功率。断面也可以被称为断面潮流，是指在一个较大的电网中由几条线路或变压器所组成的一束通道，断面也可以说是在某一基态潮流下，有功潮流方向相同且电气距离相近的一组输电线路的集合，所以断面传输功率可以为流过断面的传输功率。需要说明的是，区域互联电网调度模型输出机组发电功率、多个分区间的联络线传输功率、断面传输功率和备用量减扣值，即为输出第一调度策略。
可选地，可以将机组发电功率、联络线传输功率以及断面传输功率输入备用减扣计算单元，备用减扣单元将根据机组发电功率、联络线传输功率以及断面传输功率计算多个分区各自的备用量减扣值。对于某分区电网r，第n次迭代中，其备用减扣值等于分区内各机组备用受限值的累加，如式(1)所示：
式中，表示第n次迭代中，某分区电网r中机组i对应的备用受限值，其计算公式如下：
式中，表示第n次迭代中，断面s在时段t计算得到的关于某分区电网r所调管机组的平均备用受限值，/>为分区电网r内的机组i在时段t的最大出力，/>为第n次迭代中，分区电网r内的机组i在时段t的有功出力。由于部分分区电网之间通过交流通道互联，因此，可能存在某分区电网u的网络约束会影响某分区电网v的机组备用受限值，因此，在计算某分区电网r所调管机组的平均备用受限值/>时，需考虑区域互联电网中所有重载/越限断面对其的影响，其计算公式如下：
式中，N1为断面s相关机组灵敏度大于等于灵敏度阈值的机组总台数，灵敏度阈值一般可以设置为0.2，αr,i,t表示分区电网r内的机组i在时段t的启停状态，1表示开机，0表示停机，Nr为分区电网r内的机组数量，Gs-i为节点i对断面s的输出功率灵敏度因子；表示第n次迭代中，对于断面s的灵敏度大于等于阈值的机组满发时断面潮流的越限量，其计算公式如下：
式中，N2为断面s相关机组灵敏度小于灵敏度阈值的机组总台数，NT为区域内联络线数量，K为整个区域内的节点总数，为断面s的潮流传输最大值，Tj,t表示分区间联络线功率值，Gs-j为联络线j所在节点对断面s的输出功率灵敏度因子，Pi,t为机组i的发电出力值，αi,t为机组i在时段t的启停状态，/>为机组i的发电出力值的最大值，Gs-k为节点k对断面s的灵敏度因子，Dk,t为节点k的负荷预测功率。本发明所述可提供备用的机组主要包括非固定出力的火电机组、水电机组、抽蓄机组等，风、光等新能源机组不提供备用。
通过联立式(3)和(4)，将机组正备用全部调出时断面潮流的越限量，按照各分区内机组的发电出力贡献量，平均分配至各分区电网所调管的机组中，最终计算得到各分区机组的平均备用受限值。
作为一种可选的实施例，判断第一调度策略是否符合预定规则，可以通过以下步骤实现：获取备用约束条件和断面潮流约束条件；在备用量减扣值符合备用约束条件且断面传输功率符合断面潮流约束条件的情况下，判断第一调度策略符合预定规则。
可选地，预定规则可以包括备用约束条件和断面潮流约束条件，当第一调度策略中多个分区各自的备用量减扣值均符合备用约束条件时，判断备用量减扣值符合备用约束条件；当第一调度策略包括的所有断面各自对应的断面传输功率均符合断面潮流约束条件的情况下，判断断面传输功率符合断面潮流约束条件。在备用量减扣值符合备用约束条件且断面传输功率符合断面潮流约束条件的情况下，判断第一调度策略符合预定规则。
可选地，可以单独判断备用量减扣值是否符合备用约束条件，或判断断面传输功率是否符合断面潮流约束条件。也就是说，可以获取备用约束条件；当备用量减扣值符合备用约束条件时，判断第一调度策略符合预定规则，确定第一调度策略为目标调度策略；或，获取断面潮流约束条件；当断面传输功率符合断面潮流约束条件时，判断第一调度策略符合预定规则，确定第一调度策略为目标调度策略。当备用量减扣值不符合备用约束条件时，将第一调度策略中多个分区各自的备用量减扣值输入区域互联电网调度模型，区域互联电网调度模型输出第二调度策略；当断面传输功率不符合断面潮流约束条件时，对不符合断面潮流约束条件的断面传输功率对应的断面添加断面潮流约束条件；将备用量减扣值和备用量需求值输入区域互联电网调度模型，区域互联电网调度模型输出第二调度策略。可以实现将机组满发后的断面潮流越限值合理分配至各分区的机组备用受限值中的技术效果。
作为一种可选的实施例，在第一调度策略不符合预定规则的情况下，将第一调度策略中多个分区各自的备用量减扣值输入区域互联电网调度模型，区域互联电网调度模型输出第二调度策略，可以通过以下步骤实现：在断面传输功率不符合断面潮流约束条件的情况下，对不符合断面潮流约束条件的断面传输功率对应的断面添加断面潮流约束条件；将备用量减扣值和备用量需求值输入区域互联电网调度模型，区域互联电网调度模型输出第二调度策略。
可选地，在区域互联电网中包括多个断面，在区域互联电网调度模型计算第一调度策略时，会计算区域互联电网中多个断面中每个断面的断面传输功率，需要判断每个断面传输功率是否符合断面潮流约束条件，即判断是否有新增的越限断面，当判断有断面传输功率不符合断面潮流约束条件时，在区域互联电网调度模型中对这个越线断面添加断面潮流约束条件，然后将备用量减扣值和备用量需求值输入区域互联电网调度模型，区域互联电网调度模型输出第二调度策略。如果断面传输功率符合断面潮流约束条件，但备用量减扣值不符合备用约束条件，此时也可以将备用量减扣值和备用量需求值输入区域互联电网调度模型，区域互联电网调度模型输出第二调度策略。
作为一种可选的实施例，备用约束条件可以包括：在预定时间段内，多个分区各自包括的机组的最大出力功率之和大于备用容量阈值，其中，备用容量阈值通过备用容量减扣值与备用容量需求值确定。
可选地，备用约束条件可表达如下：
式中，表示第n次迭代中，分区电网r在时段t的正备用容量减扣值，是考虑网络受限影响后确定的机组受限备用容量；/>为分区电网r在时段t的正备用容量需求，正常时期需同时满足D+1日最高负荷点的备用要求，特殊时期电力调度机构可根据系统安全供应需要，调整备用容量要求；Dr,t为分区电网r在时段t的负荷预测功率；NTr为分区电网r相关联的联络线数量。
作为一种可选的实施例，断面潮流约束条件可以包括：断面传输功率位于阈值范围内。
可选地，断面潮流约束，即对于每个时段t，断面的传输功率不能超过其最大传输极限，具体表达如下：
式中，分别为断面s的潮流传输的最小值和最大值；Gl-i为机组i所在节点对断面s的输出功率转移分布因子；Gs-j为联络线j所在节点对断面s的输出功率转移分布因子；Pi,t为机组的发电出力值；Tj,t表示分区间联络线功率值；K为系统的节点总数；Gs-k为节点k对断面s的输出功率转移分布因子；/>分别为断面s的正、反向潮流松弛变量；Dk,t为节点k的负荷预测功率。
作为一种可选的实施例，区域互联电网调度模型的目标函数可以包括：多个分区各自的机组发电成本和多个分区之间的联络线输电成本之和最小。
可选地，区域互联电网优化调度模型考虑各分区的机组发电成本和省间联络线输电成本最小为优化目标，如式(7)所示：
式中，C1为发电机组出力成本系数，x1(t)为发电机组出力变量，C2为发电机组开关机成本系数，x2(t)为发电机组开关机变量，也即前文中提到的αi,t存在一定区别，αi,t表示机组i在时段t的启停变量，而x2(t)可以是t时段的所有发电机组的开关机变量；D表示，分区间联络线出力成本系数，y表示分区间联络线出力变量。
需要说明的是，本申请中字母的下标有两个或三个，同一字母的下标可能为两个，也可能为三个。但同一字母表示的物理含义是一致的，只是带有三个下标的字母相对于带有两个下标的字母来说，少了由减少的某个下标产生的限制条件。例如，αi,t为机组i在时段t的启停状态，αr,i,t表示分区电网r内的机组i在时段t的启停状态。
作为一种具体的实施例，以南方区域互联电网实际运行数据为例，开展模拟仿真分析：基于南方电网某年典型日运行数据，模拟了南方区域五分区电网的日前96时段的运行边界。本发明构建的考虑分区备用减扣计算的区域互联电网优化调度模型在C++环境下构建，并采用GUROB I软件进行混合整数线性优化求解，优化间隙设置为0.5％。
图3是根据本发明可选实施例提供的南方区域五分区电网的负荷曲线的示意图；南方五分区分别为A区、B区、C区、D区和E区。如图3所示，A区负荷区间范围为[46838,76736]MW，B区负荷区间范围为[8977,17197]MW，C区负荷区间范围为[11970,18393]MW，D区负荷区间范围为[7945,16190]MW，E区负荷区间范围为[1520,3220]MW。
图4是根据本发明可选实施例提供的南方区域五分区正备用容量需求的示意图，如图4所示，A区正备用容量需求最高，达6300MW，B区、C区、D区的正备用容量需求均在2300MW水平附近，E区正备用容量需求最低，为462MW。
图5是根据本发明可选实施例提供的A区备用减扣容量变化的示意图；图6是根据本发明可选实施例提供的C区备用减扣容量变化的示意图。如图5和图6所示，可以发现，在考虑网络约束后，备用减扣值与初始设定值相比明显增大。随着迭代次数的增加，添加的网络约束逐渐减少，备用减扣值的变化幅度也将逐步减小，第3次迭代和第4次迭代的备用减扣值基本相同。
图7是根据本发明可选实施例提供的南方区域五分区输出备用容量需求的示意图，如图7所示，B区与E区的减扣值均为0，A区、C区、D区的最大备用减扣值分别为6157MW、2162MW、157MW。其中，A区、C区的备用减扣值已接近其备用需求值。图8是根据本发明可选实施例提供的A区-C区-D区输出备用容量需求的示意图，在考虑了备用减扣值后，A区、C区、D区的发电侧需要预留的备用容量最多分别达到12457MW、4514MW、2459MW，其96时段的曲线如图8所示。
需要说明的是，对于前述的各方法实施例，为了简单描述，故将其都表述为一系列的动作组合，但是本领域技术人员应该知悉，本发明并不受所描述的动作顺序的限制，因为依据本发明，某些步骤可以采用其他顺序或者同时进行。其次，本领域技术人员也应该知悉，说明书中所描述的实施例均属于优选实施例，所涉及的动作和模块并不一定是本发明所必须的。
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根据上述实施例的区域互联电网调度方法可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现，当然也可以通过硬件，但很多情况下前者是更佳的实施方式。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质(如ROM/RAM、磁碟、光盘)中，包括若干指令用以使得一台终端设备(可以是手机，计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述的方法。
根据本发明实施例，还提供了一种用于实施上述区域互联电网调度方法的区域互联电网调度装置，图9是根据本发明实施例提供的区域互联电网调度装置的结构框图，如图9所示，该区域互联电网调度装置包括：获取模块92，输出模块94，判断模块96和更新模块98，下面对该区域互联电网调度装置进行说明。
获取模块92，用于获取区域互联电网中多个分区各自的备用量需求值和初始备用量减扣值。
输出模块94，与获取模块92连接，用于将备用量需求值和初始备用量减扣值输入预先建立的区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出第一调度策略，其中，第一调度策略包括多个分区各自的机组发电功率和备用量减扣值、多个分区之间的联络线传输功率以及区域互联电网包括的断面对应的断面传输功率。
判断模块96，与输出模块94连接，用于判断第一调度策略是否符合预定规则，在第一调度策略不符合预定规则的情况下，将备用量减扣值和备用量需求值输入区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出更新的第二调度策略。
更新模块98，与判断模块96连接，用于采用得到第二调度策略的方法对第二调度策略迭代更新，得到符合预定规则的目标调度策略。
此处需要说明的是，上述获取模块92，输出模块94，判断模块96和更新模块98对应于实施例中的步骤S202至步骤S208，多个模块与对应的步骤所实现的实例和应用场景相同，但不限于上述实施例所公开的内容。需要说明的是，上述模块作为装置的一部分可以运行在实施例提供的计算机终端10中。
本发明的实施例可以提供一种计算机设备，可选地，在本实施例中，上述计算机设备可以位于计算机网络的多个网络设备中的至少一个网络设备。该计算机设备包括存储器和处理器。
其中，存储器可用于存储软件程序以及模块，如本发明实施例中的区域互联电网调度方法和装置对应的程序指令/模块，处理器通过运行存储在存储器内的软件程序以及模块，从而执行各种功能应用以及数据处理，即实现上述的区域互联电网调度方法。存储器可包括高速随机存储器，还可以包括非易失性存储器，如一个或者多个磁性存储装置、闪存、或者其他非易失性固态存储器。在一些实例中，存储器可进一步包括相对于处理器远程设置的存储器，这些远程存储器可以通过网络连接至计算机终端。上述网络的实例包括但不限于互联网、企业内部网、局域网、移动通信网及其组合。
处理器可以通过传输装置调用存储器存储的信息及应用程序，以执行下述步骤：获取区域互联电网中多个分区各自的备用量需求值和初始备用量减扣值；将备用量需求值和初始备用量减扣值输入预先建立的区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出第一调度策略，其中，第一调度策略包括多个分区各自的机组发电功率和备用量减扣值、多个分区之间的联络线传输功率以及区域互联电网包括的断面对应的断面传输功率；判断第一调度策略是否符合预定规则，在第一调度策略不符合预定规则的情况下，将备用量减扣值和备用量需求值输入区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出更新的第二调度策略；采用得到第二调度策略的方法对第二调度策略迭代更新，得到符合预定规则的目标调度策略。
可选地，上述处理器还可以执行如下步骤的程序代码：将备用量需求值和初始备用量减扣值输入预先建立的区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出第一调度策略，包括：将备用量需求值和初始备用量减扣值输入功率计算单元，由功率计算单元输出机组发电功率、联络线传输功率以及断面传输功率，其中，区域互联电网调度模型包括功率计算单元；将机组发电功率、联络线传输功率以及断面传输功率输入备用减扣计算单元，由备用减扣计算单元输出备用量减扣值，其中，区域互联电网调度模型包括备用减扣计算单元。
可选地，上述处理器还可以执行如下步骤的程序代码：判断第一调度策略是否符合预定规则，包括：获取备用约束条件和断面潮流约束条件；在备用量减扣值符合备用约束条件且断面传输功率符合断面潮流约束条件的情况下，判断第一调度策略符合预定规则。
可选地，上述处理器还可以执行如下步骤的程序代码：在第一调度策略不符合预定规则的情况下，将第一调度策略中多个分区各自的备用量减扣值输入区域互联电网调度模型，区域互联电网调度模型输出第二调度策略，包括：在断面传输功率不符合断面潮流约束条件的情况下，对不符合断面潮流约束条件的断面传输功率对应的断面添加断面潮流约束条件；将备用量减扣值和备用量需求值输入区域互联电网调度模型，区域互联电网调度模型输出第二调度策略。
可选地，上述处理器还可以执行如下步骤的程序代码：备用约束条件包括：在预定时间段内，多个分区各自包括的机组的最大出力功率之和大于备用容量阈值，其中，备用容量阈值通过备用容量减扣值与备用容量需求值确定。
可选地，上述处理器还可以执行如下步骤的程序代码：断面潮流约束条件包括：断面传输功率位于阈值范围内。
可选地，上述处理器还可以执行如下步骤的程序代码：区域互联电网调度模型的目标函数包括：多个分区各自的机组发电成本和多个分区之间的联络线输电成本之和最小。
采用本发明实施例，提供了一种区域互联电网调度的方案。采用建立区域互联电网调度模型的方式，通过将区域互联电网包括的多个分区各自的备用量需求值和初始备用量减扣值输入区域互联电网调度模型，区域互联电网输出优化后的备用量减扣值以及备用量减扣值对应的第一调度策略，如果第一调度策略不符合预定规则，就将备用量需求值和第一调度策略中的备用量减扣值输入区域互联电网中，使得区域互联电网调度模型对第一调度策略进行迭代更新，直至得到符合预定规则的目标调度策略，达到了在进行区域互联电网调度时综合考虑区域互联电网内多个分区之间的联系的目的，从而实现了合理计算区域互联电网中多个分区的备用量减扣值的技术效果，进而解决了现有技术无法合理计算出区域互联电网包括的分区的备用容量减扣值的技术问题。
本领域普通技术人员可以理解上述实施例的各种方法中的全部或部分步骤是可以通过程序来指令终端设备相关的硬件来完成，该程序可以存储于一非易失性存储介质中，存储介质可以包括：闪存盘、只读存储器(Read-Only Memory，ROM)、随机存取器(RandomAccess Memory，RAM)、磁盘或光盘等。
本发明的实施例还提供了一种非易失性存储介质。可选地，在本实施例中，上述非易失性存储介质可以用于保存上述实施例所提供的区域互联电网调度方法所执行的程序代码。
可选地，在本实施例中，上述非易失性存储介质可以位于计算机网络中计算机终端群中的任意一个计算机终端中，或者位于移动终端群中的任意一个移动终端中。
可选地，在本实施例中，非易失性存储介质被设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：获取区域互联电网中多个分区各自的备用量需求值和初始备用量减扣值；将备用量需求值和初始备用量减扣值输入预先建立的区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出第一调度策略，其中，第一调度策略包括多个分区各自的机组发电功率和备用量减扣值、多个分区之间的联络线传输功率以及区域互联电网包括的断面对应的断面传输功率；判断第一调度策略是否符合预定规则，在第一调度策略不符合预定规则的情况下，将备用量减扣值和备用量需求值输入区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出更新的第二调度策略；采用得到第二调度策略的方法对第二调度策略迭代更新，得到符合预定规则的目标调度策略。
可选地，非易失性存储介质被设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：将备用量需求值和初始备用量减扣值输入预先建立的区域互联电网调度模型，由区域互联电网调度模型输出第一调度策略，包括：将备用量需求值和初始备用量减扣值输入功率计算单元，由功率计算单元输出机组发电功率、联络线传输功率以及断面传输功率，其中，区域互联电网调度模型包括功率计算单元；将机组发电功率、联络线传输功率以及断面传输功率输入备用减扣计算单元，由备用减扣计算单元输出备用量减扣值，其中，区域互联电网调度模型包括备用减扣计算单元。
可选地，非易失性存储介质被设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：判断第一调度策略是否符合预定规则，包括：获取备用约束条件和断面潮流约束条件；在备用量减扣值符合备用约束条件且断面传输功率符合断面潮流约束条件的情况下，判断第一调度策略符合预定规则。
可选地，非易失性存储介质被设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：在第一调度策略不符合预定规则的情况下，将第一调度策略中多个分区各自的备用量减扣值输入区域互联电网调度模型，区域互联电网调度模型输出第二调度策略，包括：在断面传输功率不符合断面潮流约束条件的情况下，对不符合断面潮流约束条件的断面传输功率对应的断面添加断面潮流约束条件；将备用量减扣值和备用量需求值输入区域互联电网调度模型，区域互联电网调度模型输出第二调度策略。
可选地，非易失性存储介质被设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：备用约束条件包括：在预定时间段内，多个分区各自包括的机组的最大出力功率之和大于备用容量阈值，其中，备用容量阈值通过备用容量减扣值与备用容量需求值确定。
可选地，非易失性存储介质被设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：断面潮流约束条件包括：断面传输功率位于阈值范围内。
可选地，非易失性存储介质被设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：区域互联电网调度模型的目标函数包括：多个分区各自的机组发电成本和多个分区之间的联络线输电成本之和最小。
上述本发明实施例序号仅仅为了描述，不代表实施例的优劣。
在本发明的上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述的部分，可以参见其他实施例的相关描述。
在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的技术内容，可通过其它的方式实现。其中，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如所述单元的划分，可以为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，单元或模块的间接耦合或通信连接，可以是电性或其它的形式。
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。
另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个非易失性取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可为个人计算机、服务器或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、移动硬盘、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (8)

1.一种区域互联电网调度方法，其特征在于，包括：
获取区域互联电网中多个分区各自的备用量需求值和初始备用量减扣值；
将所述备用量需求值和所述初始备用量减扣值输入预先建立的区域互联电网调度模型，由所述区域互联电网调度模型输出第一调度策略，其中，所述第一调度策略包括所述多个分区各自的机组发电功率和备用量减扣值、所述多个分区之间的联络线传输功率以及所述区域互联电网包括的断面对应的断面传输功率；
判断所述第一调度策略是否符合预定规则，在所述第一调度策略不符合所述预定规则的情况下，将所述备用量减扣值和所述备用量需求值输入所述区域互联电网调度模型，由所述区域互联电网调度模型输出更新的第二调度策略；
采用得到所述第二调度策略的方法对所述第二调度策略迭代更新，得到符合所述预定规则的目标调度策略；
所述判断所述第一调度策略是否符合预定规则，包括：获取备用约束条件和断面潮流约束条件；在所述备用量减扣值符合所述备用约束条件且所述断面传输功率符合所述断面潮流约束条件的情况下，判断所述第一调度策略符合所述预定规则；
所述在所述第一调度策略不符合所述预定规则的情况下，将所述第一调度策略中所述多个分区各自的备用量减扣值输入所述区域互联电网调度模型，由所述区域互联电网调度模型输出更新的第二调度策略，包括：在所述断面传输功率不符合所述断面潮流约束条件的情况下，对不符合所述断面潮流约束条件的断面传输功率对应的断面添加所述断面潮流约束条件；将所述备用量减扣值和所述备用量需求值输入所述区域互联电网调度模型，所述区域互联电网调度模型输出第二调度策略。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述将所述备用量需求值和所述初始备用量减扣值输入预先建立的区域互联电网调度模型，由所述区域互联电网调度模型输出第一调度策略，包括：
将所述备用量需求值和所述初始备用量减扣值输入功率计算单元，由所述功率计算单元输出所述机组发电功率、所述联络线传输功率以及所述断面传输功率，其中，所述区域互联电网调度模型包括所述功率计算单元；
将所述机组发电功率、所述联络线传输功率以及所述断面传输功率输入备用减扣计算单元，由所述备用减扣计算单元输出所述备用量减扣值，其中，所述区域互联电网调度模型包括所述备用减扣计算单元。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述备用约束条件包括：在预定时间段内，所述多个分区各自包括的机组的最大出力功率之和大于备用容量阈值，其中，所述备用容量阈值通过所述备用容量减扣值与所述备用容量需求值确定。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述断面潮流约束条件包括：所述断面传输功率位于阈值范围内。
5.根据权利要求1至4任意一项所述的方法，其特征在于，所述区域互联电网调度模型的目标函数包括：所述多个分区各自的机组发电成本和所述多个分区之间的联络线输电成本之和最小。
6.一种区域互联电网调度装置，其特征在于，包括：
获取模块，用于获取区域互联电网中多个分区各自的备用量需求值和初始备用量减扣值；
输出模块，用于将所述备用量需求值和所述初始备用量减扣值输入预先建立的区域互联电网调度模型，由所述区域互联电网调度模型输出第一调度策略，其中，所述第一调度策略包括所述多个分区各自的机组发电功率和备用量减扣值、所述多个分区之间的联络线传输功率以及所述区域互联电网包括的断面对应的断面传输功率；
判断模块，用于判断所述第一调度策略是否符合预定规则，在所述第一调度策略不符合所述预定规则的情况下，将所述备用量减扣值和所述备用量需求值输入所述区域互联电网调度模型，由所述区域互联电网调度模型输出更新的第二调度策略；
更新模块，用于采用得到所述第二调度策略的方法对所述第二调度策略迭代更新，得到符合所述预定规则的目标调度策略；
所述判断模块，还用于获取备用约束条件和断面潮流约束条件；在所述备用量减扣值符合所述备用约束条件且所述断面传输功率符合所述断面潮流约束条件的情况下，判断所述第一调度策略符合所述预定规则；在所述断面传输功率不符合所述断面潮流约束条件的情况下，对不符合所述断面潮流约束条件的断面传输功率对应的断面添加所述断面潮流约束条件；将所述备用量减扣值和所述备用量需求值输入所述区域互联电网调度模型，所述区域互联电网调度模型输出第二调度策略。
7.一种非易失性存储介质，其特征在于，所述非易失性存储介质包括存储的程序，其中，在所述程序运行时控制所述非易失性存储介质所在设备执行权利要求1至5中任意一项所述区域互联电网调度方法。
8.一种计算机设备，其特征在于，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，用于执行所述存储器中存储的计算机程序，所述计算机程序运行时使得所述处理器执行权利要求1至5中任意一项所述区域互联电网调度方法。
CN202310191863.0A 2023-02-28 2023-02-28 区域互联电网调度方法、装置和非易失性存储设备 Active CN116805800B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202310191863.0A CN116805800B (zh) 2023-02-28 2023-02-28 区域互联电网调度方法、装置和非易失性存储设备

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202310191863.0A CN116805800B (zh) 2023-02-28 2023-02-28 区域互联电网调度方法、装置和非易失性存储设备

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN116805800A CN116805800A (zh) 2023-09-26
CN116805800B true CN116805800B (zh) 2024-05-07

Family

ID=88079987

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202310191863.0A Active CN116805800B (zh) 2023-02-28 2023-02-28 区域互联电网调度方法、装置和非易失性存储设备

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN116805800B (zh)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109583664A (zh) * 2018-12-21 2019-04-05 国网山西省电力公司电力科学研究院 一种含新能源发电的跨区电网机组组合分散协调优化策略
CN110322372A (zh) * 2019-07-10 2019-10-11 国网能源研究院有限公司 区域电力系统中多级电网联动的机组组合调度方法
CN110675087A (zh) * 2019-10-11 2020-01-10 国网(苏州)城市能源研究院有限责任公司 一种区域综合能源系统投资潜力评估方法
CN111342452A (zh) * 2020-03-16 2020-06-26 四川大学 一种多区域电气综合能源系统能量与备用分散式调度方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11645119B2 (en) * 2020-07-28 2023-05-09 Optum Services (Ireland) Limited Dynamic allocation of resources in surge demand

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109583664A (zh) * 2018-12-21 2019-04-05 国网山西省电力公司电力科学研究院 一种含新能源发电的跨区电网机组组合分散协调优化策略
CN110322372A (zh) * 2019-07-10 2019-10-11 国网能源研究院有限公司 区域电力系统中多级电网联动的机组组合调度方法
CN110675087A (zh) * 2019-10-11 2020-01-10 国网(苏州)城市能源研究院有限责任公司 一种区域综合能源系统投资潜力评估方法
CN111342452A (zh) * 2020-03-16 2020-06-26 四川大学 一种多区域电气综合能源系统能量与备用分散式调度方法

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
区域互联电网电能量与备用辅助服务联合优化模型研究;周华锋;胡亚平;聂涌泉;何锡祺;赵化时;夏清;赖晓文;董成;;电网技术(第03期);全文 *
周华锋 ; 胡亚平 ; 聂涌泉 ; 何锡祺 ; 赵化时 ; 夏清 ; 赖晓文 ; 董成 ; .区域互联电网电能量与备用辅助服务联合优化模型研究.电网技术.(第03期),全文. *

Also Published As

Publication number Publication date
CN116805800A (zh) 2023-09-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Gan et al. Security constrained co-planning of transmission expansion and energy storage
Arif et al. Networked microgrids for service restoration in resilient distribution systems
Dolan et al. Distribution power flow management utilizing an online optimal power flow technique
US10296988B2 (en) Linear optimal power flow system and method
Gomes et al. Impact of decision-making models in Transmission Expansion Planning considering large shares of renewable energy sources
Rodrigues et al. Voltage stability probabilistic assessment in composite systems: Modeling unsolvability and controllability loss
CN112183855B (zh) 区域电力现货市场出清方法、装置和电子设备
WO2015184188A1 (en) Systems and methods for convex relaxations and linear approximations for optimal power flow in multiphase radial networks
Pinto et al. Coordinated operation and expansion planning for multiple microgrids and active distribution networks under uncertainties
Zhou et al. Interval optimization combined with point estimate method for stochastic security-constrained unit commitment
Home-Ortiz et al. PV hosting capacity assessment in distribution systems considering resilience enhancement
Rigo-Mariani et al. An iterative linear distflow for dynamic optimization in distributed generation planning studies
Sarantakos et al. A probabilistic method to quantify the capacity value of load transfer
CN116805800B (zh) 区域互联电网调度方法、装置和非易失性存储设备
CN115907140B (zh) 电力现货出清方案优化方法、装置、计算机设备和介质
CN111860969A (zh) 一种基于强化学习算法的输电网扩展规划方法
Wang et al. Voltage instability performance of risk-based security constrained optimal power flow
Iakubovskii et al. A model for power shortage minimization in electric power systems given constraints on controlled sections
Casagrande et al. A distributed scenario-based stochastic MPC for fault-tolerant microgrid energy management
Xie et al. Robust service restoration of distribution systems towards coordinated parallel network reconstruction and cold load pick-up
Ospina et al. Distributed control of small-scale power systems using noncooperative games
Sun et al. Assessing wind curtailment under different wind capacity considering the possibilistic uncertainty of wind resources
CN112906200B (zh) 电力系统储能配置方法、装置、计算机设备和存储介质
CN115411735A (zh) 一种配电网预期未供应电量计算方法、系统及设备
CN109256790B (zh) 一种蓄能系统配置方法、装置及存储介质

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