CN117039945B - 一种基于软开关互联的配电网自平衡调度方法 - Google Patents
一种基于软开关互联的配电网自平衡调度方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN117039945B CN117039945B CN202311005357.4A CN202311005357A CN117039945B CN 117039945 B CN117039945 B CN 117039945B CN 202311005357 A CN202311005357 A CN 202311005357A CN 117039945 B CN117039945 B CN 117039945B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- day
- distribution network
- model
- power
- soft switch
- 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
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 claims description 13
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 claims description 11
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 9
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 6
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 3
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 claims description 3
- NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N (2s)-2-[[4-[2-(2,4-diaminoquinazolin-6-yl)ethyl]benzoyl]amino]-4-methylidenepentanedioic acid Chemical compound C1=CC2=NC(N)=NC(N)=C2C=C1CCC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CC(=C)C(O)=O)C(O)=O)C=C1 NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N 0.000 claims 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 abstract description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000004308 accommodation Effects 0.000 description 1
- 238000004378 air conditioning Methods 0.000 description 1
- 230000010485 coping Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
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
- H02J3/26—Arrangements for eliminating or reducing asymmetry in polyphase 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
- H02J3/007—Arrangements for selectively connecting the load or loads to one or several among a plurality of power lines or power sources
- H02J3/0075—Arrangements for selectively connecting the load or loads to one or several among a plurality of power lines or power sources for providing alternative feeding paths between load and source according to economic or energy efficiency considerations, e.g. economic dispatch
-
- 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
- H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
- H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
-
- 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
- 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
- H02J3/48—Controlling the sharing of the in-phase component
-
- 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
- H02J3/50—Controlling the sharing of the out-of-phase component
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
- H02M1/00—Details of apparatus for conversion
- H02M1/0048—Circuits or arrangements for reducing losses
- H02M1/0054—Transistor switching losses
- H02M1/0058—Transistor switching losses by employing soft switching techniques, i.e. commutation of transistors when applied voltage is zero or when current flow is zero
-
- 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]
-
- 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
- H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
- H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
-
- 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
- H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
- H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
- H02J2300/22—The renewable source being solar energy
- H02J2300/24—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Abstract
本发明公开了一种基于软开关互联的配电网自平衡调度方法，包括：建立配电网日前时段调度模型，以运行经济性为优化目标并构建软开关基础模型；建立有关软开关的线性化模型，利用圆形约束对二次项约束进行替换；建立配电网日内时段不确定性管理模型和新能源消纳量模型，在提升配网区域稳定性的同时促进新能源消纳；建立有关日内目标函数的线性化模型；基于日前日内时段模型，利用商业求解器对两时段运行模型进行快速求解。本发明针对配电网运行日前和日内两个时间尺度，缓解网络中源荷的不确定性及提升新能源消纳量，考虑柔性负荷和软开关，以功率时空调节的手段实现配电网自平衡运行能力的提升。
Description
技术领域
本发明属于配电网运行与优化领域，具体涉及一种基于软开关互联的配电网自平衡调度方法。
背景技术
随着分布式电源的大力发展，向以新能源为主体的新型电力系统转变是我国配电网未来的主流趋势。一方面，电压抬升、功率越线等问题制约了新能源功率的接入容量，引起区域配电网对高比例新能源消纳能力不足的问题；另一方面，在逐渐提升配电网中新能源渗透率的背景下，其随机性和波动性对配电网处理不确定性因素的能力提出更高的要求和挑战。同时，软开关的应用对于促进区域间功率互济，提升配电网整体稳定性具有积极作用。利用软开关协同应对配网运行中的不确定性，提升配网自平衡能力值得研究。
发明内容
发明目的：为了克服现有技术中存在的不足，提供一种基于软开关互联的配电网自平衡调度方法，在日前时段以配电网运行经济性最优为目标，而在日内时段寻求不确定性管理成本最低所对应的调度计划，同时尽可能促进新能源消纳量的提升。在两时段中通过储能系统、可调负荷与软开关的协同作用，有效发挥功率时空调节能力，促进配网自平衡能力的提升。
技术方案：为实现上述目的，本发明提供一种基于软开关互联的配电网自平衡调度方法，包括如下步骤：
S1：建立配电网日前时段调度模型，以运行经济性为优化目标，同时构建软开关基础模型；
S2：建立有关软开关的线性化模型，利用圆形约束对二次项约束进行替换；
S3：建立配电网日内时段不确定性管理模型和新能源消纳量模型，在提升配网区域稳定性的同时促进新能源消纳；
S4：建立有关日内目标函数的线性化模型；
S5：基于日前日内时段模型，利用商业求解器对两时段运行模型进行快速求解。
进一步地，所述步骤S1中配电网日前时段调度模型及软开关基础模型的表达式如下：
min Fda＝Fgsp+Fdg+Fessm+Ffl (1)
式(1)中，Fda为日前时段总运行成本；Fgsp为向上级电网购电成本；Fdg为分布式电源运维费用；Fessm为储能运维成本；Ffl为可调负荷调度成本；式(2)中，ωi为第i个场景出现的概率；Tda为1个运行周期小时数，值为24；Smax为运行场景总数目；cd为配电网向上级电网购电功率单价；为向上级电网购电功率；式(3)中，cdg为分布式电源运维单价；/>为分布式电源调度功率；式(4)中，cessm为储能系统运维单价；Sess,i为储能系统容量；式(5)中，cfl为可调负荷调度单价；Pfl,i,t为可调负荷调整功率；式(6)中，PSOP,i,t为软开关传输有功功率；/>为软开关损耗有功功率；式(7)中，/>分别为软开关可传输有功功率上、下限；式(8)中，QSOP,σ,t为软开关传输无功功率；/>分别为软开关可传输无功功率上、下限；式(9)中，ASOP,σ为节点σ处软开关的网损系数；式(10)中，SSOP,σ为节点σ处软开关的容量。式(1)-(5)为日前调度模型；式(6)-(10)为软开关基础模型。
进一步地，所述步骤S2中软开关的线性化模型表达式如下：
-SSOP,σ≤PSOP,σ,t≤SSOP,σ (11)
-SSOP,σ≤QSOP,σ,t≤SSOP,σ (12)
进一步地，所述步骤S3中配电网日内时段不确定性管理模型和新能源消纳量模型的表达式如下：
式(15)中，Fid为日内时段优化总目标；μ1、μ2分别为目标系数；Fba为不确定性管理成本；为新能源消纳量评估成本；式(16)中，/>为日内时段向上级电网购电功率；Tid为日内时段调度周期，值为24；式(17)中，/>为日内时段新能源调度功率；Ndg为分布式电源数量。式(15)为日内优化总目标；式(16)为日内时段不确定性管理模型；式(17)为新能源消纳量模型。
进一步地，所述步骤S4中日内目标函数的线性化模型表达式为：
式(18)中，ΔPba,t为绝对值项替换变量。
进一步地，所述步骤S5中基于日前日内时段模型，利用商业求解器对两时段运行模型进行快速求解具体过程为：
A1：利用日前时段负荷与分布式电源的功率数据，求解软开关辅助功率互济下的日前配网运行经济性最优解，得到相应调度计划并将其传输至日内时段；
A2：基于日前时段的调度计划，求解日内配网最优不确定性管理计划。
有益效果：本发明与现有技术相比，在应对配电网中日前与日内两个时段的功率不确定性时，兼顾配网中促进新能源消纳这一目标，使得电网在自身稳定的同时提升分布式电源容纳量。对于多区域功率互联的配电网场景，采用软开关协调储能系统、可调负荷，通过功率的时空转移实现配电网中不确定性的抑制，有效提升配电网自平衡运行能力。
附图说明
图1是本发明方法的流程框图；
图2是本发明实例中所采用的电网结构图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例，进一步阐明本发明，应理解这些实施例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围，在阅读了本发明之后，本领域技术人员对本发明的各种等价形式的修改均落于本申请所附权利要求所限定的范围。
如图1所示，本发明提供一种基于软开关互联的配电网自平衡调度方法，包括如下步骤：
S1：建立配电网日前时段调度模型，以运行经济性为优化目标，同时构建软开关基础模型；
配电网日前时段调度模型及软开关基础模型的表达式为：
min Fda＝Fgsp+Fdg+Fessm+Ffl (1)
式(1)中，Fda为日前时段总运行成本；Fgsp为向上级电网购电成本；Fdg为分布式电源运维费用；Fessm为储能运维成本；Ffl为可调负荷调度成本；式(2)中，ωi为第i个场景出现的概率；Tda为1个运行周期小时数，值为24；Smax为运行场景总数目；cd为配电网向上级电网购电功率单价；为向上级电网购电功率；式(3)中，cdg为分布式电源运维单价；/>为分布式电源调度功率；式(4)中，cessm为储能系统运维单价；Sess,i为储能系统容量；式(5)中，cfl为可调负荷调度单价；Pfl,i,t为可调负荷调整功率；式(6)中，PSOP,i,t为软开关传输有功功率；/>为软开关损耗有功功率；式(7)中，/>分别为软开关可传输有功功率上、下限；式(8)中，QSOP,σ,t为软开关传输无功功率；/>分别为软开关可传输无功功率上、下限；式(9)中，ASOP,σ为节点σ处软开关的网损系数；式(10)中，SSOP,σ为节点σ处软开关的容量。式(1)-(5)为日前调度模型；式(6)-(10)为软开关基础模型。
S2：建立有关软开关的线性化模型，利用圆形约束对二次项约束进行替换；
软开关的线性化模型为：
-SSOP,σ≤PSOP,σ,t≤SSOP,σ (11)
-SSOP,σ≤QSOP,σ,t≤SSOP,σ (12)
S3：建立配电网日内时段不确定性管理模型和新能源消纳量模型，在提升配网区域稳定性的同时促进新能源消纳；
配电网日内时段不确定性管理模型和新能源消纳量模型的表达式为：
式(15)中，Fid为日内时段优化总目标；μ1、μ2分别为目标系数；Fba为不确定性管理成本；为新能源消纳量评估成本；式(16)中，/>为日内时段向上级电网购电功率；Tid为日内时段调度周期，值为24；式(17)中，/>为日内时段新能源调度功率；Ndg为分布式电源数量。式(15)为日内优化总目标；式(16)为日内时段不确定性管理模型；式(17)为新能源消纳量模型。
S4：建立有关日内目标函数的线性化模型；
日内目标函数的线性化模型表达式为：
式(18)中，ΔPba,t为绝对值项替换变量。
S5：基于日前日内时段模型，利用商业求解器对两时段运行模型进行快速求解。
对两时段运行模型进行快速求解具体过程为：
A1：利用日前时段负荷与分布式电源的功率数据，求解软开关辅助功率互济下的日前配网运行经济性最优解，得到相应调度计划并将其传输至日内时段；
A2：基于日前时段的调度计划，求解日内配网最优不确定性管理计划。
基于上述内容，为了验证本发明方案的有效性，本实施例中将上述方案进行实例应用，具体如下：
选取福建某地的49节点区域配电网系统作为配电网实例对象，在原始系统的基础上，在节点10，37接入储能系统，在节点31，39，40接入光伏电池，如图2所示。节点编号及待规划线路相应参数如表1所示。
表1 49节点配电网系统线路参数
为了更好的体现本发明所构建的基于软开关互联的配电网自平衡调度策略方法的作用。设置四个场景对本文的两时段模型进行对比分析：
场景1：配电网源荷较高不确定性下，含软开关互联的两馈线区域运行状态；
场景2：配电网源荷较高不确定性下，不含软开关互联的两馈线区域运行状态；
场景3：配电网源荷较低不确定性下，含软开关互联的两馈线区域运行状态；
场景4：配电网源荷较高不确定性下，含软开关互联但无可调负荷的两馈线区域运行状态。(其中场景1-3皆包含可调负荷)
各场景的总运行成本如表2所示。不难看出：在不确定性程度相同的情况下，有无软开关互联对于两区域的自平衡能力有着一定程度的影响。在有软开关连接的情况下，由于其对功率的空间分布作用，可以更好地抑制整体区域的不确定性，从而降低总运行成本。一般性的，在不同不确定性情况下，考虑同样的功率时空调节手段，高不确定性背景下的总运行成本理应高于低不确定性背景下的总运行成本。为此我们在本文中设置了两种不同不确定性偏差程度的场景，以检验模型的正确性，通过场景1与场景3的对比亦验证了本模型的合理性。
表2各场景总成本
根据本实施例的结果，基于软开关互联的配电网自平衡调度策略方法通过构建日前日内两时段优化调度模型以减小配电网联络区域的不确定性，同时兼顾促进新能源消纳这一目标，利用软开关、储能系统、可调负荷等多种调节手段，最终实现配电网内多区域的协同自平衡运行。综上所述，体现了本发明所提供的配电网自平衡调度策略方法的有益效果。
最后应该说明的是，结合上述实施例仅说明本发明的技术方案而非对其限制。所属领域的普通技术人员应当理解到，本领域技术人员可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，但这些修改或变更均在申请待批的权利要求保护范围之中。
Claims (4)
1.一种基于软开关互联的配电网自平衡调度方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：
S1：建立配电网日前时段调度模型，以运行经济性为优化目标，同时构建软开关基础模型；
S2：建立软开关的线性化模型，利用圆形约束对二次项约束进行替换；
S3：建立配电网日内时段不确定性管理模型和新能源消纳量模型，在提升配网区域稳定性的同时促进新能源消纳；
S4：建立日内目标函数的线性化模型；
S5：基于日前日内时段模型，利用商业求解器对两时段运行模型进行快速求解；
S1中配电网日前时段调度模型及软开关基础模型的表达式如下：
min Fda＝Fgsp+Fdg+Fessm+Ffl (1)
式(1)中，Fda为日前时段总运行成本；Fgsp为向上级电网购电成本；Fdg为分布式电源运维费用；Fessm为储能运维成本；Ffl为可调负荷调度成本；式(2)中，ωi为第i个场景出现的概率；Tda为1个运行周期小时数，值为24；Smax为运行场景总数目；cd为配电网向上级电网购电功率单价；为向上级电网购电功率；式(3)中，cdg为分布式电源运维单价；/>为分布式电源调度功率；式(4)中，cessm为储能系统运维单价；Sess,i为储能系统容量；式(5)中，cfl为可调负荷调度单价；Pfl,i,t为可调负荷调整功率；式(6)中，PSOP,i,t为软开关传输有功功率；为软开关损耗有功功率；式(7)中，/>分别为软开关可传输有功功率上、下限；式(8)中，QSOP,σ,t为软开关传输无功功率；/>分别为软开关可传输无功功率上、下限；式(9)中，ASOP,σ为节点σ处软开关的网损系数；式(10)中，SSOP,σ为节点σ处软开关的容量；
S2中软开关的线性化模型表达式如下：
-SSOP,σ≤PSOP,σ,t≤SSOP,σ (11)
-SSOP,σ≤QSOP,σ,t≤SSOP,σ (12)
2.根据权利要求1所述的一种基于软开关互联的配电网自平衡调度方法，其特征在于，所述S3中配电网日内时段不确定性管理模型和新能源消纳量模型的表达式如下：
式(15)中，Fid为日内时段优化总目标；μ1、μ2分别为目标系数；Fba为不确定性管理成本；为新能源消纳量评估成本；式(16)中，/>为日内时段向上级电网购电功率；Tid为日内时段调度周期，值为24；式(17)中，/>为日内时段新能源调度功率；Ndg为分布式电源数量。
3.根据权利要求2所述的一种基于软开关互联的配电网自平衡调度方法，其特征在于，所述S4中日内目标函数的线性化模型表达式为：
式(18)中，ΔPba,t为绝对值项替换变量。
4.根据权利要求3所述的一种基于软开关互联的配电网自平衡调度方法，其特征在于，所述S5中基于日前日内时段模型，利用商业求解器对两时段运行模型进行快速求解具体过程为：
A1：利用日前时段负荷与分布式电源的功率数据，求解软开关辅助功率互济下的日前配网运行经济性最优解，得到相应调度计划并将其传输至日内时段；
A2：基于日前时段的调度计划，求解日内配网最优不确定性管理计划。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202311005357.4A CN117039945B (zh) | 2023-08-10 | 2023-08-10 | 一种基于软开关互联的配电网自平衡调度方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202311005357.4A CN117039945B (zh) | 2023-08-10 | 2023-08-10 | 一种基于软开关互联的配电网自平衡调度方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN117039945A CN117039945A (zh) | 2023-11-10 |
| CN117039945B true CN117039945B (zh) | 2024-06-18 |
Family
ID=88625777
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202311005357.4A Active CN117039945B (zh) | 2023-08-10 | 2023-08-10 | 一种基于软开关互联的配电网自平衡调度方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN117039945B (zh) |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115422758A (zh) * | 2022-09-14 | 2022-12-02 | 南方电网科学研究院有限责任公司 | 基于增量线性化的有源配电网智能软开关规划方法及装置 |
| CN116388302A (zh) * | 2023-01-17 | 2023-07-04 | 湖南大学 | 一种协调网侧资源的配电网有功-无功联合优化方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113595158B (zh) * | 2021-08-04 | 2022-07-22 | 国网江苏省电力有限公司南通供电分公司 | 配售电竞争态势下区域配电网的供电能力评估方法 |
-
2023
- 2023-08-10 CN CN202311005357.4A patent/CN117039945B/zh active Active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115422758A (zh) * | 2022-09-14 | 2022-12-02 | 南方电网科学研究院有限责任公司 | 基于增量线性化的有源配电网智能软开关规划方法及装置 |
| CN116388302A (zh) * | 2023-01-17 | 2023-07-04 | 湖南大学 | 一种协调网侧资源的配电网有功-无功联合优化方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN117039945A (zh) | 2023-11-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102074954B (zh) | 一种城乡配电网综合节能评估与决策方法 | |
| Syahputra | Fuzzy multi-objective approach for the improvement of distribution network efficiency by considering DG | |
| CN109948849B (zh) | 一种计及储能接入的配电网网架规划方法 | |
| CN107958300A (zh) | 一种考虑互动响应的多微网互联运行协调调度优化方法 | |
| Sun et al. | Power compensation of network losses in a microgrid with BESS by distributed consensus algorithm | |
| CN102801790B (zh) | 一种基于iec 61850和多代理方法的微网能量管理系统 | |
| CN107959307A (zh) | 一种计及配电网运行风险成本的dg优化配置方法 | |
| CN105893714B (zh) | 基于大电网仿真系统下的自动电压控制系统闭环检测及评估方法 | |
| Liu | Energy station and distribution network collaborative planning of integrated energy system based on operation optimization and demand response | |
| CN116345466A (zh) | 一种考虑配网重构的主动配电网两阶段潮流优化方法 | |
| Habib et al. | Optimized management of reactive power reserves of transmission grid-connected photovoltaic plants driven by an IoT solution | |
| CN117039945B (zh) | 一种基于软开关互联的配电网自平衡调度方法 | |
| CN117013531A (zh) | 配电网的容量域评估方法 | |
| CN115000994B (zh) | 一种多储能单元分组一致性功率分配方法 | |
| CN108616119B (zh) | 基于区域性分时电价理论降低配电网网损的方法 | |
| Zhang et al. | A High‐Proportion Household Photovoltaic Optimal Configuration Method Based on Integrated–Distributed Energy Storage System | |
| CN202268746U (zh) | 一种微网远动通信单元 | |
| Xu et al. | Fault recovery of distribution network containing distributed generation based on heuristic search algorithm and multi-population genetic algorithm | |
| CN112926187B (zh) | 一种配电网经济运行分析优化的方法 | |
| CN109004642A (zh) | 用于平抑分布式电源功率波动的配网分布式储能评价方法 | |
| CN114530848A (zh) | 一种光储虚拟电厂多时间尺度动态划分方法 | |
| CN114240203A (zh) | 一种包含热泵的配电网与分布式风电协同规划方法和装置 | |
| CN113629784A (zh) | 一种农村配电网多目标优化调度方法 | |
| CN109146257B (zh) | 一种基于熵的微网可调度性建模方法及评价方法 | |
| Kou | Particle Swarm Optimization Based Reactive Power Dispatch for Power Networks with Distributed Generation |
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 |