电网功率平衡控制方法、装置及储能电站集群与流程

1.本技术涉及储能与新能源技术领域，尤其涉及一种电网功率平衡控制方法、装置及储能电站集群。


背景技术：

2.随着新能源发电进入规模化应用阶段，大量分布式风、光新能源涌入区域电网。新能源出力的随机波动性引起区域电网严重的功率扰动，不但影响区域电网自身的电压质量，而且大量扰动传导至主电网将增加区域电网的运行压力，同时，频繁的功率扰动严重影响区域电网的经济、安全运行。
3.目前，区域电网的功率扰动通常通过调峰、调频和备用容量来平衡；但是随着新能源替代传统能源，电网惯性和调频能力被削弱，功率扰动引起的频率波动更加明显，仅通过调峰、调频和备用容量来平衡，反应较慢，电网功率平衡控制的效果较差。


技术实现要素：

4.针对现有技术中的问题，本技术提出了一种电网功率平衡控制方法、装置及储能电站集群，能够提高电网功率平衡控制的准确性和效率，进而能够保证电网的稳定运行，同时能够降低电网功率平衡控制的成本。
5.为了解决上述技术问题，本技术提供以下技术方案：
6.第一方面，本技术提供一种电网功率平衡控制方法，包括：
7.获取区域电网的电网运行数据；
8.根据所述电网运行数据，从所述区域电网对应的多组独立储能电站组中，确定待处理独立储能电站组；
9.应用所述待处理独立储能电站组，调节所述区域电网的功率，判断调节后的区域电网的功率是否超出预设的功率波动范围，若是，则应用预先构建的新能源场站经济优化模型和所述区域电网对应的新能源场站组，对所述区域电网进行功率平衡控制。
10.进一步地，所述根据所述电网运行数据，从所述区域电网对应的多组独立储能电站组中，确定待处理独立储能电站组，包括：
11.根据所述电网运行数据，确定所述区域电网的时空波动分类；
12.根据所述时空波动分类，从所述区域电网对应的多组独立储能电站组中，确定待处理独立储能电站组。
13.进一步地，所述应用预先构建的新能源场站经济优化模型和所述区域电网对应的新能源场站组，对所述区域电网进行功率平衡控制，包括：
14.根据预先构建的新能源场站经济优化模型，确定全调度周期内的储能成本之和与运行成本之和最低时，从所述新能源场站组中选取的目标新能源场站；
15.应用所述目标新能源场站对所述区域电网进行功率平衡控制。
16.进一步地，构建所述新能源场站经济优化模型的步骤包括：
17.根据新能源场站的运行成本和电池寿命损耗的储能成本，构建所述新能源场站经济优化模型；
18.所述新能源场站经济优化模型的优化目标为全调度周期内储能成本之和与运行成本之和最低；所述新能源场站经济优化模型的约束条件包括：功率平衡约束、储能荷电状态约束条件和充放电功率约束条件。
19.进一步地，所述电网运行数据包括：当前功率、波动幅值程度和时空波动时长；
20.相对应的，所述根据所述电网运行数据，确定所述区域电网的时空波动分类，包括：
21.根据所述当前功率、波动幅值程度和时空波动时长，确定所述区域电网的时空波动分类。
22.进一步地，所述根据所述时空波动分类，从所述区域电网对应的多组独立储能电站组中，确定待处理独立储能电站组，包括：
23.若所述时空波动分类为短时空波动分类，则将所有小型独立储能电站组成的独立储能电站组确定为所述待处理独立储能电站组；
24.若所述时空波动分类为中时空波动分类，则将所有中型独立储能电站组成的独立储能电站组确定为所述待处理独立储能电站组；
25.若所述时空波动分类为长时空波动分类，则将所有大型独立储能电站组成的独立储能电站组确定为所述待处理独立储能电站组。
26.进一步地，所述的电网功率平衡控制方法，还包括：
27.获取多个独立储能电站的功率容量；
28.根据各个独立储能电站的功率容量，将独立储能电站划分为小型独立储能电站、中型独立储能电站和大型独立储能电站。
29.进一步地，所述应用所述待处理独立储能电站组，调节所述区域电网的功率，包括：
30.获取所述独立储能电站组中的各个独立储能电站各自的储能电站类型、充放电状态、当前荷电状态、放电功率、充放电响应时间以及与所述区域电网的并网点的物理距离；
31.根据各个独立储能电站各自的充放电状态、当前荷电状态、放电功率、充放电响应时间以及与所述区域电网的并网点的物理距离，从所述待处理独立储能电站组中选取目标独立储能电站；
32.根据所述储能电站类型和当前荷电状态，对目标独立储能电站进行排序，依次调用目标独立储能电站进行区域电网的功率平衡控制，直至所述区域电网达到功率平衡或者各个目标独立储能电站均被调用。
33.进一步地，所述大型独立储能电站包括：新电池储能电站和梯次利用储能电站；
34.相对应的，所述根据各个独立储能电站各自的充放电状态、当前荷电状态、放电功率、充放电响应时间以及与所述区域电网的并网点的物理距离，从所述待处理独立储能电站组中选取目标独立储能电站，包括：
35.根据所述储能电站类型将各个独立储能电站划分为新电池储能电站组和梯次利用储能电站组；
36.应用所述充放电状态、当前荷电状态、放电功率、充放电响应时间以及与所述区域
电网的并网点的物理距离，对新电池储能电站组进行排序；
37.应用所述充放电状态、当前荷电状态、放电功率、充放电响应时间以及与所述区域电网的并网点的物理距离，对梯次利用储能电站组进行排序；
38.根据所述新电池储能电站组、梯次利用储能电站组及其各自的排序结果，确定各个独立储能电站的排序结果。
39.第二方面，本技术提供一种电网功率平衡控制装置，包括：
40.获取模块，用于获取区域电网的电网运行数据；
41.确定模块，用于根据所述电网运行数据，从所述区域电网对应的多组独立储能电站组中，确定待处理独立储能电站组；
42.功率平衡控制模块，用于应用所述待处理独立储能电站组，调节所述区域电网的功率，判断调节后的区域电网的功率是否超出预设的功率波动范围，若是，则应用预先构建的新能源场站经济优化模型和所述区域电网对应的新能源场站组，对所述区域电网进行功率平衡控制。
43.进一步地，所述确定模块包括：
44.第一确定单元，用于根据所述电网运行数据，确定所述区域电网的时空波动分类；
45.第二确定单元，用于根据所述时空波动分类，从所述区域电网对应的多组独立储能电站组中，确定待处理独立储能电站组。
46.进一步地，所述功率平衡控制模块包括：
47.选取单元，用于根据预先构建的新能源场站经济优化模型，确定全调度周期内的储能成本之和与运行成本之和最低时，从所述新能源场站组中选取的目标新能源场站；
48.平衡控制单元，用于应用所述目标新能源场站对所述区域电网进行功率平衡控制。
49.进一步地，所述电网运行数据包括：当前功率、波动幅值程度和时空波动时长；
50.相对应的，所述第一确定单元，包括：
51.时空波动分类子单元，用于根据所述当前功率、波动幅值程度和时空波动时长，确定所述区域电网的时空波动分类。
52.进一步地，所述第二确定单元包括：
53.第一确定子单元，用于若所述时空波动分类为短时空波动分类，则将所有小型独立储能电站组成的独立储能电站组确定为所述待处理独立储能电站组；
54.第二确定子单元，用于若所述时空波动分类为中时空波动分类，则将所有中型独立储能电站组成的独立储能电站组确定为所述待处理独立储能电站组；
55.第三确定子单元，用于若所述时空波动分类为长时空波动分类，则将所有大型独立储能电站组成的独立储能电站组确定为所述待处理独立储能电站组。
56.第三方面，本技术提供一种储能电站集群，包括：
57.所述的新能源场站组和独立储能电站组；所述新能源场站组包括：多个新能源场站，所述独立储能电站组包括：多个独立储能电站；各个独立储能电站和新能源场站均经由节点变压器连接。
58.第四方面，本技术提供一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现所述的电网功率平衡控制
方法。
59.第五方面，本技术提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机指令，所述指令被执行时实现所述的电网功率平衡控制方法。
60.由上述技术方案可知，本技术提供一种电网功率平衡控制方法、装置及储能电站集群。其中，该方法包括：获取区域电网的电网运行数据；根据所述电网运行数据，从所述区域电网对应的多组独立储能电站组中，确定待处理独立储能电站组；应用所述待处理独立储能电站组，调节所述区域电网的功率，判断调节后的区域电网的功率是否超出预设的功率波动范围，若是，则应用预先构建的新能源场站经济优化模型和所述区域电网对应的新能源场站组，对所述区域电网进行功率平衡控制，能够提高电网功率平衡控制的准确性和效率，进而能够保证电网的稳定运行，同时能够降低电网功率平衡控制的成本；具体地，能够对功率扰动在区域电网内各层次进行合理分担、有序消纳；能够考虑独立储能电站的性能差异以及新能源场站的经济性，结合性能和经济性两方面在保障区域电网安全稳定运行的同时，充分利用各类储能的性能特点对区域电网的功率波动进行平衡平抑，可以综合独立储能电站、配置储能的新能源场站的性能特点和最优经济成本，全局优化出发确定合理的储能电站运行计划和区域内储能电站的特性指标，储能电站接收区域电网给定的指标参数，挖掘区域内储能等可控可调资源，在保障区域电网自身经济安全供电的情况下，能够实时调节储能电站功率以满足指标限值和不同场景，应用场景广泛，能够为区域电网实际生产提供主动支撑；能够全面评估每个独立储能电站和配置储能的新能源场站的当前响应能力，能够在提高新能源消纳的同时保障电网的安全运行，促进双碳目标的实现。
附图说明
61.为了更清楚地说明本技术实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本技术的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
62.图1是本技术实施例中的电网功率平衡控制方法的流程示意图；
63.图2是本技术实施例中的电网功率平衡控制方法的步骤511和步骤512的流程示意图；
64.图3是本技术实施例中的电网功率平衡控制方法的步骤001和步骤002的流程示意图；
65.图4是本技术实施例中的电网功率平衡控制方法的步骤421和步骤423的流程示意图；
66.图5是本技术一种举例中的波动率限制随波动时长变化的曲线示意图；
67.图6是本技术应用实例中的电网功率平衡控制方法的流程示意图；
68.图7是本技术实施例中的电网功率平衡控制装置的结构示意图；
69.图8是本技术一种举例中的区域电网的逻辑示意图；
70.图9为本技术实施例的电子设备的系统构成示意框图。
具体实施方式
71.为了使本技术领域的人员更好地理解本说明书中的技术方案，下面将结合本技术实施例中的附图，对本技术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技术一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本技术中的实施例，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，都属于本技术保护的范围。
72.为了便于对本方案的理解，首先对与本方案相关的技术内容进行说明。
73.荷电状态(state of charge，简称soc)，用于反映电池的剩余容量，其数值上定义为剩余容量占电池容量的比值，常用百分数表示。其取值范围为0～1，当soc＝0时表示电池放电完全，当soc＝1时表示电池完全充满。
74.为了解决上述现有技术存在的问题，本技术提供一种电网功率平衡控制方法、装置及储能电站集群，考虑区域的扰动消纳能力及可控可调空间等情况，从全局优化出发定制合理的运行计划和区域内的多类储能电站的特性指标，多类储能电站接收区域电网给定的指标参数，挖掘区域内储荷等可控可调设备资源，在保障区域电网自身经济安全供电的情况下，实时调节节点功率以满足指标限值，来满足不同场景下的运行方式，能够实现对区域电网断面平抑控制的优化；独立储能电站可以表示储能电站，不包含有风电场和光伏电站；配置储能的新能源场站可以是由风电场和储能电站组成，也可以由光伏电站和储能电站组成，还可以由风电场、光伏电站和储能电站组成；储能电站可以是新电池储能电站，也可以是梯次利用电池储能电站。
75.将区域电网功率扰动分为短、中、长三个时空尺度，根据其扰动特性自适应与区域电网内储能电站进行深度匹配，具体的边界设定值会根据区域电网的具体情况进行差异性配置，主要取决于区域电网的功率控制周期及电网架构，不同的时空尺度会触发不同的控制周期，区域电网可以在不同时空尺度上分别实现自律自适应特性进行深度学习，以适应区域电网不同响应调节场景的需求。
76.考虑到独立储能电站与配置储能的新能源场站之间的调用频率和灵活差异性，储能电站和配置储能的新能源场站均可作为参与区域电网自主运行调节工具。为实现区域电网的经济性调用，通过优先调用独立储能电站充放电运行，当独立储能电站不足以调节时，再调用配置储能的新能源场站，进一步确定调用级别，配置储能的新能源场站以经济性为优先级，综合响应特性运行调节。
77.配置储能的新能源场站最优经济运行模型，综合考虑电池寿命损耗的储能成本和新能源场站的运行成本，以新能源场站在全调度周期内储能成本之和与运行成本之和最低为优化目标。
78.针对调频等场景，频率响应主要是频率的最大偏差和稳态偏差两个参量。在区域电网惯性一定的条件下扰动幅值越大则频率的最大偏差和稳态偏差就越大。先假定区域电网的频率额的最大偏差和静态偏差的允许值，并且根据电网的频率响应特性确定电网的最大可承受功率扰动幅值。最大可承受功率扰动表明区域电网内的电源总功率变化不能超过此限值，超出的部分由区域电网内部自主消纳处理，因此时空尺度功率波动扰动量应区域电网最大可承载功率扰动进行区域电网内的负荷约束。
79.考虑到独立储能电站、配置储能的新能源场站调用频率和灵活差异性，储能电站、
配置储能的新能源场站可作为参与区域电网中长时空尺度控制运行调节工具。对时空波动进行分别分类规划，时空波动功率的平抑策略以波动限制进行判断，当触发不同的上限时，自适应相应的储能电站进行响应平抑(根据各个储能电站的动态运行状态进行容量大小、并网电压等级的物理距离远近、当前可充放功率、响应特性及精度等高低情况进行排序，优先响应综合最优的储能电站)，当所有的独立储能电站不能满足当前的功率波动时，区域系统电网开始启动已预制和筛选最优的配置储能的新能源场站，来对长时空波动进行进一步平抑。
80.基于此，为了提高电网功率平衡控制的准确性和效率，进而保证电网的稳定运行，同时降低电网功率平衡控制的成本，本技术实施例提供一种电网功率平衡控制装置，该装置可以是一服务器或客户端设备，所述客户端设备可以包括智能手机、平板电子设备、网络机顶盒、便携式计算机、台式电脑、个人数字助理(pda)、车载设备和智能穿戴设备等。其中，所述智能穿戴设备可以包括智能眼镜、智能手表和智能手环等。
81.在实际应用中，进行电网功率平衡控制的部分可以在如上述内容所述的服务器侧执行，也可以所有的操作都在所述客户端设备中完成。具体可以根据所述客户端设备的处理能力，以及用户使用场景的限制等进行选择。本技术对此不作限定。若所有的操作都在所述客户端设备中完成，所述客户端设备还可以包括处理器。
82.上述的客户端设备可以具有通信模块(即通信单元)，可以与远程的服务器进行通信连接，实现与所述服务器的数据传输。所述服务器可以包括任务调度中心一侧的服务器，其他的实施场景中也可以包括中间平台的服务器，例如与任务调度中心服务器有通信链接的第三方服务器平台的服务器。所述的服务器可以包括单台计算机设备，也可以包括多个服务器组成的服务器集群，或者分布式装置的服务器结构。
83.所述服务器与所述客户端设备之间可以使用任何合适的网络协议进行通信，包括在本技术提交日尚未开发出的网络协议。所述网络协议例如可以包括tcp/ip协议、udp/ip协议、http协议、https协议等。当然，所述网络协议例如还可以包括在上述协议之上使用的rpc协议(remote procedure call protocol，远程过程调用协议)、rest协议(representational state transfer，表述性状态转移协议)等。
84.具体通过下述各个实施例进行说明。
85.为了提高电网功率平衡控制的准确性和效率，进而保证电网的稳定运行，同时降低电网功率平衡控制的成本，本实施例提供一种执行主体是电网功率平衡控制装置的电网功率平衡控制方法，该电网功率平衡控制装置包括但不限于服务器，如图1所示，该方法具体包含有如下内容：
86.步骤100：获取区域电网的电网运行数据。
87.具体地，所述电网运行数据可以包含有：当前功率、波动幅值程度和时空波动时长。
88.步骤200：根据所述电网运行数据，从所述区域电网对应的多组独立储能电站组中，确定待处理独立储能电站组。
89.具体地，储能电站集群中可以包含有：新能源场站组和多类独立储能电站组；其中，多类独立储能电站组分别为：小型独立储能电站组、中型独立储能电站组和大型独立储能电站组；小型独立储能电站组和中型独立储能电站组中的独立储能电站均为新电池储能
电站，大型独立储能电站组可以包含有新电池储能电站和梯次利用电池储能电站；独立储能电站中的梯次利用电池储能电站，只参与长时空尺度的削峰填谷；新能源场站组可以包含有多个配置储能的新能源场站；可以从所述区域电网对应的储能电站集群中，确定所述电网运行数据对应的独立储能电站组作为待处理独立储能电站组。
90.步骤300：应用所述待处理独立储能电站组，调节所述区域电网的功率，判断调节后的区域电网的功率是否超出预设的功率波动范围，若是，则应用预先构建的新能源场站经济优化模型和所述区域电网对应的新能源场站组，对所述区域电网进行功率平衡控制。
91.具体地，当独立储能电站组中的一独立储能电站功率已达到极限，区域电网功率还有波动，则确定该独立储能电站未平抑电网功率，即若独立储能电站的功率小于波动功率，则不满足平抑。当独立储能电站调节能力不足时，以经济性为最优先，结合响应性能等能力，来平抑时空尺度功率扰动，目前配置储能的新能源场站储能容量大概为新能源场站的10％～20％的容量进行配置的，本实施例中配置储能的新能源场站中的储能电站为新电池储能电站。并且配置的储能也分为能量型和功率型(主要是功率大小和容量大小的不同)，这里主要以功率和容量的大小为依据进行判断运行。
92.为了进一步提高确定目标储能电站组的准确性，在本技术一个实施例中，步骤200包含有：
93.步骤201：根据所述电网运行数据，确定所述区域电网的时空波动分类。
94.步骤202：根据所述时空波动分类，从所述区域电网对应的多组独立储能电站组中，确定待处理独立储能电站组。
95.具体地，可以预先设定时空波动分类、当前功率、波动幅值程度和时空波动时长之间的对应关系；在一种举例中，时空波动分类、当前功率、波动幅值程度和时空波动时长之间的对应关系如表1所示：
96.表1
[0097][0098]
也就是说，如图5所示，在本举例中，当时空波动时长＜30分钟或者时空波动时长≥210分钟，波动幅值程度＜当前功率的5％时，所述区域电网的时空波动分类为短时空波动；当30分钟≤时空波动时长＜90分钟或者180分钟≤当时空波动时长＜210分钟，当前功率的5％≤波动幅值程度＜当前功率的10％时，所述区域电网的时空波动分类为中时空波动；当90分钟≤时空波动时长＜180分钟，当前功率的10％≤波动幅值程度时，所述区域电网的时空波动分类为长时空波动。
[0099]
为了进一步提高区域电网功率平衡控制的可靠性，如图2所示，在本技术一个实施例中，步骤400中所述的应用预先构建的新能源场站经济优化模型和所述区域电网对应的新能源场站组，对所述区域电网进行功率平衡控制，包括：
[0100]
步骤511：根据预先构建的新能源场站经济优化模型，确定全调度周期内的储能成本之和与运行成本之和最低时，从所述新能源场站组中选取的目标新能源场站。
[0101]
具体地，可以根据实际需要预先设定目标新能源场站数量，本技术对此不作限制；目标新能源场站可以是多个，相较于相同数量的其他新能源场站，当应用目标新能源场站对所述区域电网进行功率平衡控制时，全调度周期内的储能成本之和与运行成本之和最低，并且所述目标新能源场站均符合所述新能源场站经济优化模型对应的约束条件。
[0102]
步骤512：应用所述目标新能源场站对所述区域电网进行功率平衡控制。
[0103]
为了构建新能源场站经济优化模型的可靠性，进而应用可靠的新能源场站经济优化模型节省电网功率平衡控制过程的成本，参见图3，在本技术一个实施例中，构建所述新能源场站经济优化模型的步骤包括：
[0104]
步骤001：根据新能源场站的运行成本和电池寿命损耗的储能成本，构建所述新能源场站经济优化模型。
[0105]
具体地，所述新能源场站为配置储能的新能源场站。
[0106]
步骤002：所述新能源场站经济优化模型的优化目标为全调度周期内储能成本之和与运行成本之和最低；所述新能源场站经济优化模型的约束条件包括：功率平衡约束、储能荷电状态约束条件和充放电功率约束条件。
[0107]
具体地，新能源场站包含有：储能变流器(能量转换装置)和电池(储能电池)。
[0108]
以新能源场站在全调度周期内的储能成本之和与运行成本之和最低为优化目标，提出新能源场站经济优化模型；新能源场站经济优化模型minc
total
为：
[0109]
minc
total
＝c
sumbat
c
sumgrid
[0110]csumbat
＝c
sys
c
loss
[0111]csumgrid
＝c
buy
c
togrid
c
re_loss
c
dp_loss
c
exchange
[0112]
其中，c
total
表示新能源场站在运行周期内的综合成本，c
sumbat
表示考虑新能源场站的电池寿命损耗的储能成本，c
sumgrid
表示新能源场站的运行成本；根据约束条件对新能源场站组中的新能源场站进行筛选，应用新能源场站经济优化模型，确定各个满足约束条件的新能源场站的最低成本(包括：储能成本和运行成本)；基于最低成本从小到大排序，从前往后选取预设个数的新能源场站作为目标新能源场站，依次调用目标新能源场站，对所述区域电网进行功率平衡控制，直至所述区域电网达到功率平衡。
[0113]
1)可以根据下式得到新能源场站的初始投资成本(元)c
sys
：
[0114]csys
＝c
bat
c
pcs
[0115][0116]cpcs
＝c
p
p
rat
[0117]
其中，c
p
表示能量转换装置的单价(元/kw)，p
rat
表示电池的额定功率(kw)，ce表示电池本身单价(元/(kw
·
h))，ηb表示新能源场站的转换效率(％)；t表示新能源场站的额定放电时长(h)；c
bat
表示电池成本(元)；c
pcs
为能量转换装置的初始投资成本(元)。
[0118]
2)可以根据下式得到新能源场站在单位功率下的年等值寿命损耗成本c
loss
：
[0119][0120]
其中，设在全调度周期内电池的充放电循环次数共为n
t
次，且每次放电循环对应的电池寿命折损成本为c
1,j
，i表示某个时段，第i时段和第(i 1)时段相邻，n表示时段总数。
[0121]
3)可以根据下式得到新能源场站并网购电成本c
buy
：
[0122][0123]
其中，i表示某时段；n表示时段总数；若设置每个时段长度为1h，则n可以表示全调度周期内的总小时数；e
buy,i
为第i时段新能源场站通过并网点向区域电网购入的电量，c
price,i
为第i时段区域电网的分时电价，单位为kw
·
h/元。
[0124]
4)当新能源场站中风电、光伏出力无法通过新能源场站中的储能电站和本地调度指令完全消纳时，将通过新能源场站与区域电网之间的功率联络线向区域电网输送功率。为了促进可再生能源就地消纳，定义馈送电量产生的惩罚成本为新能源场站馈电惩罚成本，可以根据下式得到新能源场站馈电惩罚成本c
togrid
：
[0125][0126]cpunish_togrid,i
＝λ1·cprice,i
,i＝1,2,3,
…
,n
[0127]
其中，e
togrid,i
为第i时段新能源场站馈送至区域电网的电量；c
punish_togrid,i
为参考分时电价c
price,i
制定的馈电惩罚分时电价，单位为kw
·
h/元，λ1为惩罚系数，为促进可再生能源就地消纳，需降低新能源场站向区域电网馈电时所获盈利，因此预先设定λ1＜0。
[0128]
5)可以根据下式得到弃光弃风成本c
re_loss
：
[0129][0130]ere_loss,i
＝(p
wt,i
p
pv,i
)
·
t-e
togrid,i
[0131]cpunish_reloss,i
＝λ2·cprice,i
,i＝1,2,3,
…
,n
[0132]
其中，e
re_loss,i
为第i时段弃风、弃光总量；p
wt,i
表示t时段风电功率；表示t时段光伏功率p
pv,i
；e
togrid,i
为第i时段新能源场站向区域电网馈送的电量；c
punish_reloss,i
为与分时电价c
price,i
相关的惩罚电价，单位为kw
·
h/元；λ2为弃风、弃光惩罚系数。
[0133]
6)为提升新能源场站的自治水平，通过将交换电量中越界部分纳入惩罚成本中，以达到对年总交换电量进行约束的目的；可以通过下式得到新能源场站全调度周期内总交换电量越界惩罚成本：
[0134][0135]
其中，e
buy,i
为第i时段新能源场站通过公共连接点向区域电网购入的电量；e
togrid,i
为第i时段新能源场站馈送至区域电网的电量；e
dp,i
为该新能源场站第i时段调度指令用电量；c
punish_exchange
为越界电量惩罚电价，单位为kw
·
h/元。
[0136]
在对优化目标进行寻优求解时需考虑下述约束条件。
[0137]
1)功率平衡约束。
[0138][0139]
其中，p
wt,t
表示第t时段的风电功率；p
pv,t
表示第t时段的光伏功率，p
dp,t
为调度指令值；通过和表示第t时段新能源场站的充放电状态，表示新能源场站于第t时段经历放电过程，其放电功率为p
dis,t
；表示新能源场站处于非放电状态，此时新能源场站可能发生充电行为也可能不进行充放电；同理也仅有1、0两种状态，表示第t时段新能源场站进行充电，此时对应充电功率p
ch,t
；p
grid,t
表示新能源场站在t时段内向区域电网传输的功率。
[0140]
2)储能的运行约束。
[0141]
t时段内新能源场站的soc值s
oc
(t)由s
oc
(t-1)、第t-1时段至第t时段中新能源场站的充放电量和1小时电池的自放电率决定。当新能源场站分别以充电效率ηc和放电效率ηd进行充放电时，t时段的soc可分别表示为下式：
[0142][0143][0144]
其中，σ表示电池的自放电率，ηc表示新能源场站中的储能的充电效率，p
ch,t
表示新能源场站中的储能的充电功率，δt表示单位时间(一个时间段)，表示新能源场站中的储能的额定容量。应考虑新能源场站的荷电状态的限制，以避免电池在t时段发生过充或过放行为，约束条件如下所示：
[0145]socmin
≤s
oc
(t)≤s
ocmax
[0146]
其中，s
ocmax
表示新能源场站中的储能电站的荷电状态上限值，s
ocmin
为荷电状态下限值。
[0147]
由于新能源场站的实际电流不能超过其充放电电流的最大值，故新能源场站中的储能电站在第t时段的充电功率p
ch,t
和放电功率p
dis,t
有如下所示的约束条件：
[0148][0149]
其中，为新能源场站在第t时段内的充电功率上限；为新能源场站在第t时段内的放电功率上限。
[0150]
在本技术一个实施例中，所述电网运行数据包括：当前功率、波动幅值程度和时空波动时长；相对应的，步骤200包括：
[0151]
步骤201：根据所述当前功率、波动幅值程度和时空波动时长，确定所述区域电网的时空波动分类。
[0152]
具体地，判断所述区域电网的波动幅值程度是否小于所述当前功率对应的预设比率下限，若是，则确定所述时空波动分类为短时空波动分类，否则判断所述区域电网的波动幅值程度是否大于所述当前功率对应的预设比率上限，若是，则确定所述时空波动分类为
长时空波动分类，否则确定所述时空波动分类为中时空波动分类。
[0153]
为了进一步提高确定独立储能电站组的准确性，在本技术一个实施例中，步骤300包括：
[0154]
步骤301：若所述时空波动分类为短时空波动分类，则将所有小型独立储能电站组成的独立储能电站组确定为所述待处理独立储能电站组；
[0155]
具体地，由于短时空尺度的功率扰动随机性强、速率变化快、幅值较小，可对区域电网内的近电压等级的小型独立储能电站进行扫描分类查找出适合当前功率波动的可充放的小型独立储能电站，再在此基础上选出响应时间快精度高的小型独立储能电站，对短时空尺度功率扰动进行功率平抑。区域电网实时提取短时空尺度的扰动量及时长，储能电站接收调度控制指令并根据扰动量控制储能电站进行充放电功率平抑。对于移峰层面的中长时空尺度功率扰动及时长，由于扰动量幅值大、速率变化慢，应根据区域电网经济和运行性能综合最优调度平抑。根据区域电网下发的指标限值，结合区域电网运行状态和扰动情况，实时调控区域电网内储能资源，通过综合优化原则对功率扰动进行消纳。
[0156]
步骤302：若所述时空波动分类为中时空波动分类，则将所有中型独立储能电站组成的独立储能电站组确定为所述待处理独立储能电站组；
[0157]
步骤303：若所述时空波动分类为长时空波动分类，则将所有大型独立储能电站组成的独立储能电站组确定为所述待处理独立储能电站组。
[0158]
具体地，梯次利用电池独立储能电站主要用于长时空尺度功率扰动消纳平抑，而且是通过置换(新电池)大型储能电站的功率，为了保证大型储能电站有足够的容量和功率平抑突发性、大波动等长时空尺度扰动，因其响应能力强，留有一些大型储能电站备用，梯次利用电池独立储能电站通过时间置换策略，和控制精度裕度策略，和(新电池)大型储能电站进行功率协调置换。
[0159]
由上述描述可知，本实施例为满足区域电网不同场景工况的需求，对不同时空尺度给出了根据区域电网特性的相应指标，a)短时空尺度功率扰动值及时长，是区域电网功率短时空尺度扰动值的限制指标，在控制调节能力上功率响应速度快响应时间短的边界条件；b)中时空尺度功率爬坡响应速率，在控制调节能力上功率变化速率限制指标，在控制调节能力上功率响应速度快响应时间较长的边界条件；c)长时空尺度功率扰动值，区域电网负荷在长时空尺度上的功率响应速度快响应时间很长(包括最大峰值和最大谷值)的边界条件。首先区域电网必须配备较高采样率的采集设备，实时对节点功率进行高速采集刷新，当功率波动超过当前功率的假定波动率时，系统开始启动短时空波动平抑预制和筛选最优储能电站，开始对小型独立储能电站分配功率；当功率波动超过短时空波动限制的时候，系统开始启动已预制和筛选最优的中型储能电站，对中时空波动进行平抑；当功率波动超过中时空波动限制的时候，系统开始启动已预制和筛选最优的大型储能电站，对长时空波动进行平抑。
[0160]
为了进一步提高独立储能电站分类的准确性，在本技术一个实施例中，在步骤301之前，还包括：
[0161]
步骤031：获取多个独立储能电站的功率容量；
[0162]
步骤032：根据各个独立储能电站的功率容量，将独立储能电站划分为小型独立储能电站、中型独立储能电站和大型独立储能电站。
[0163]
具体地，可以根据独立储能电站的功率容量，对所述独立储能电站进行分类；在一种举例中，独立储能电站中的新电池储能电站的功率容量与储能电站分类之间的对应关系如表2所示；同时还给出了相应的容量性能和功率性能的划分情况，也会根据储能电站的并网点出口电压等级进行划分，来区别控制的大类优先类别等。新电池储能电站的容量性能只考虑到衰减到80％的情况，衰减到80％以下适用梯次利用电池储能工况运行。
[0164]
表2
[0165][0166]
独立储能电站中的梯次利用储能电站的功率容量与储能电站分类之间的对应关系如表3所示；按照梯次利用电池(衰减到80％以下)的容量重新核定的额定容量，按照100％的比例对储能电站的功率容量进行分类，并给出了相应的容量性能和功率性能的划分情况，同时也会根据储能电站的并网点出口电压等级进行划分，来区别控制的大类优先类别等。梯次利用储能电站是考虑电池容量衰减到80％以下的情况，但是核定的容量是按照衰减后的容量重新核定为100％的容量，进行梯次利用电池储能电站的下额定容量运行，当再次衰减到现有额定容量的80％以下的情况下，将不考虑继续运行。
[0167]
表3
[0168][0169]
为了提高确定目标独立储能电站的准确性，参见图4，在本技术一个实施例中，步骤400中所述的应用所述待处理独立储能电站组，调节所述区域电网的功率，包括：
[0170]
步骤421：获取所述独立储能电站组中的各个独立储能电站各自的储能电站类型、充放电状态、当前荷电状态、放电功率、充放电响应时间以及与所述区域电网的并网点的物理距离；
[0171]
步骤422：根据各个独立储能电站各自的充放电状态、当前荷电状态、放电功率、充放电响应时间以及与所述区域电网的并网点的物理距离，从所述待处理独立储能电站组中选取目标独立储能电站；
[0172]
步骤423：根据所述储能电站类型和当前荷电状态，对目标独立储能电站进行排序，依次调用目标独立储能电站进行区域电网的功率平衡控制，直至所述区域电网达到功率平衡或者各个目标独立储能电站均被调用。
[0173]
具体地，储能电站类型包括：新电池储能电站和梯次利用储能电站；可以获取所述储能电站组中的各个独立储能电站与所述区域电网的并网点的物理距离，从中选取物理距离小于物理距离阈值、充放电状态为放电状态、当前荷电状态属于荷电状态阈值区间、放电功率属于放电功率阈值区间并且充放电响应时间属于充放电响应时间阈值区间的独立储能电站作为目标独立储能电站。例如，荷电状态阈值区间为15％～35％，放电功率阈值区间为80％～85％，充放电响应时间阈值区间为《0.5s。
[0174]
具体地，所述小型独立储能电站和中型独立储能电站均为新电池储能电站；所述大型独立储能电站包括：新电池储能电站和梯次利用储能电站；相对应的，所述根据各个独立储能电站各自的充放电状态、当前荷电状态、放电功率、充放电响应时间以及与所述区域
电网的并网点的物理距离，从所述待处理独立储能电站组中选取目标独立储能电站，包括：根据所述储能电站类型将各个独立储能电站划分为新电池储能电站组和梯次利用储能电站组；在调用时，先调用新电池储能电站组再调用梯次利用储能电站组；根据荷电状态从大到小进行两组的组内排序，得到各个目标独立储能电站的排序结果。
[0175]
假设当前功率为p(h)，h＝1，2，3，4，5，t为时间间隔1s；把一秒钟分成五分，每份200ms，每200ms(十个周期)计算一个功率点，一秒钟计算五个功率点，对这个一秒钟的五个功率值取平均值，进行功率检测计算。进行实时监测，当达到波动值的预制值时，根据各个储能电站的动态运行状态进行容量大小、并网电压等级的物理距离远近、当前可充放功率、响应特性及精度等高低情况进行排序，优先响应综合最优的储能电站，来及时响应满足功率波动平抑，满足区域电网新能源消纳能力和区域电网安全运行。
[0176]
在一种举例中，独立储能电站中的新电池储能电站的当前状态、充放电状态、荷电状态、功率可用情况和充放电时长之间的对应关系如表4所示，在另一种举例中，独立储能电站中的梯次利用电池储能电站的当前状态、充放电状态、荷电状态、功率可用情况和充放电时长之间的对应关系如表5所示；表4为新电池储能电站的状态情况的细化特性情况，主要是储能电站的充放电状态、soc状态及数值分类、功率可用状态及分类数值、以及计算出的可充放电的时长情况等，新电池储能电站运行soc仅考虑到15％～90％的运行情况。表5为梯次利用储能电池储能电站的细化特性情况，梯次利用储能电池储能电站运行soc仅考虑到35％～75％的运行情况。
[0177]
表4
[0178][0179]
表5
[0180]
[0181][0182]
表6为新电池储能电站的充放电响应特性情况，主要是储能电站的充放电响应时间、充电到放电转换时间、放电到充电转换时间和功率控制精度等。表7为梯次利用电池储能电站的充放电响应特性情况。
[0183]
表6
[0184]
[0185][0186]
表7
[0187][0188]
由上述描述可知，本实施例提供的电网功率平衡控制方法，能够提高确定目标独立储能电站的准确性；具体地，在长时空尺度下，在当新电池储能电站到达满功率不能进行功率调节时，利用梯次利用储能电站置换出这些功率，可以保证新电池的调节裕度，能够至少置换出一半的功率裕度。
[0189]
为了进一步说明本方案，参见图6，本技术提供一种电网功率平衡控制方法的应用实例，具体描述如下：
[0190]
实时采集区域电网运行数据；计算时空尺度和扰动幅值，查表区分对应的时空波动情况；判断功率波动时空情况，分类判断短、中、长时空波动；对于短时空波动优先查表分配小型独立储能电站，中时空波动优先查表分配中型独立储能电站，长时空波动优先查表分配大型独立储能电站；对于当前的时空波动情况，筛选分配的独立储能电站的充放电功率及充放电时间，是否满足当前的波动率，对筛选结果确认；对于当前的时空波动情况，在筛选的独立储能电站中选用响应特性好和高功率精度的，进行平抑，当前储能电站平抑功率不足时，选用响应特性好和高功率精度的较好的储能电站，以此类推；梯次利用电池涉及的储能电站主要用于长时空尺度功率扰动消纳平抑，梯次利用电池独立储能电站通过时间置换策略，和控制精度裕度策略，和(新电池)大型储能电站进行功率协调置换；对于当前的波动平抑，当所有的独立储能电站不足以平抑时，需要对配置储能的新能源场站进行经济性筛选分类，进行响应平抑。
[0191]
从软件层面来说，为了提高电网功率平衡控制的准确性和效率，进而保证电网的稳定运行，同时降低电网功率平衡控制的成本，本技术提供一种用于实现所述电网功率平衡控制方法中全部或部分内容的电网功率平衡控制装置的实施例，参见图7，所述电网功率
平衡控制装置具体包含有如下内容：
[0192]
获取模块01，用于获取区域电网的电网运行数据；
[0193]
确定模块02，用于根据所述电网运行数据，从所述区域电网对应的多组独立储能电站组中，确定待处理独立储能电站组；
[0194]
功率平衡控制模块03，用于应用所述待处理独立储能电站组，调节所述区域电网的功率，判断调节后的区域电网的功率是否超出预设的功率波动范围，若是，则应用预先构建的新能源场站经济优化模型和所述区域电网对应的新能源场站组，对所述区域电网进行功率平衡控制。
[0195]
在本技术一个实施例中，所述确定模块包括：
[0196]
第一确定单元，用于根据所述电网运行数据，确定所述区域电网的时空波动分类；
[0197]
第二确定单元，用于根据所述时空波动分类，从所述区域电网对应的多组独立储能电站组中，确定待处理独立储能电站组。
[0198]
在本技术一个实施例中，所述功率平衡控制模块包括：
[0199]
选取单元，用于根据预先构建的新能源场站经济优化模型，确定全调度周期内的储能成本之和与运行成本之和最低时，从所述新能源场站组中选取的目标新能源场站；
[0200]
平衡控制单元，用于应用所述目标新能源场站对所述区域电网进行功率平衡控制。
[0201]
在本技术一个实施例中，所述电网运行数据包括：当前功率、波动幅值程度和时空波动时长；相对应的，所述第一确定单元，包括：
[0202]
时空波动分类子单元，用于根据所述当前功率、波动幅值程度和时空波动时长，确定所述区域电网的时空波动分类。
[0203]
在本技术一个实施例中，所述第二确定单元包括：
[0204]
第一确定子单元，用于若所述时空波动分类为短时空波动分类，则将所有小型独立储能电站组成的独立储能电站组确定为所述待处理独立储能电站组；
[0205]
第二确定子单元，用于若所述时空波动分类为中时空波动分类，则将所有中型独立储能电站组成的独立储能电站组确定为所述待处理独立储能电站组；
[0206]
第三确定子单元，用于若所述时空波动分类为长时空波动分类，则将所有大型独立储能电站组成的独立储能电站组确定为所述待处理独立储能电站组。
[0207]
本说明书提供的电网功率平衡控制装置的实施例具体可以用于执行上述电网功率平衡控制方法的实施例的处理流程，其功能在此不再赘述，可以参照上述电网功率平衡控制方法实施例的详细描述。
[0208]
为了进一步说明本方案，本技术提供一种储能电站集群的实施例，在本实施例中，该储能电站集群包括：所述的新能源场站组和独立储能电站组；所述新能源场站组包括：多个新能源场站，所述独立储能电站组包括：多个独立储能电站；各个独立储能电站和新能源场站均经由节点变压器连接。
[0209]
具体地，参见图8，区域电网可以包含有所述储能电站集群，储能电站集群中的独立储能电站及配置储能的新能源场站可以在不同电压等级(如，500kv、220kv、110kv、35kv)并网接入，不同的电压等级都有独立储能电站及配置储能的新能源场站；区域电网的规模类似市级电网的规模大小；35kv指的是储能电站的并网点电压是35kv，然后升压到220kv汇
集站，再升压到500kv汇集站，从区域电网送出负荷；110kv指的是储能电站的并网点电压是110kv，然后升压到220kv汇集站，再升压到500kv汇集站，从区域电网送出负荷；220kv指的是储能电站的并网点电压是220kv，然后升压到500kv汇集站，从区域电网送出负荷，图8中的箭头方向代表功率流。
[0210]
其中，新能源场站具有充放电效率高、响应速度快等优点，能够有效实现功率和能量在时间域动态迁移；区域电网的节点变压器是接入主电网的重要并网点；可以利用区域电网内的储能电站和配置储能的新能源场站，按主电网的需要对节点变压器的功率对区域电网进行多时空尺度扰动平抑，使区域电网成为一个具有自主性和可调可控的智能区域；可以实现区域电网、各个电站分层分区自主协调控制和功率扰动的多层次合理分担、有序平抑。在新型电力系统中保障电网安全稳定运行。
[0211]
由上述描述可知，本技术提供的电网功率平衡控制方法、装置及储能电站集群，能够提高电网功率平衡控制的准确性和效率，进而能够保证电网的稳定运行，同时能够降低电网功率平衡控制的成本；具体地，能够在保障区域电网安全稳定运行的同时，充分利用各类型(包括新电池储能电站和梯次利用电池储能电站)储能的性能特点对区域电网的功率波动进行平衡平抑，可以综合独立储能电站、配置(包括新电池和梯次利用电池)储能的新能源场站的性能特点和最优经济成本，全局优化出发确定合理的运行计划和区域内储能电站的特性指标，储能电站接收区域电网给定的指标参数，挖掘区域内储能等可控可调资源，在保障区域电网自身经济安全供电的情况下，能够实时调节储能电站功率以满足指标限值和不同场景，应用场景广泛，能够为区域电网实际生产提供主动支撑。
[0212]
从硬件层面来说，为了提高电网功率平衡控制的准确性和效率，进而保证电网的稳定运行，同时降低电网功率平衡控制的成本，本技术提供一种用于实现所述电网功率平衡控制方法中的全部或部分内容的电子设备的实施例所述电子设备具体包含有如下内容：
[0213]
处理器(processor)、存储器(memory)、通信接口(communications interface)和总线；其中，所述处理器、存储器、通信接口通过所述总线完成相互间的通信；所述通信接口用于实现所述电网功率平衡控制装置以及用户终端等相关设备之间的信息传输；该电子设备可以是台式计算机、平板电脑及移动终端等，本实施例不限于此。在本实施例中，该电子设备可以参照实施例用于实现所述电网功率平衡控制方法的实施例及用于实现所述电网功率平衡控制装置的实施例进行实施，其内容被合并于此，重复之处不再赘述。
[0214]
图9为本技术实施例的电子设备9600的系统构成的示意框图。如图9所示，该电子设备9600可以包括中央处理器9100和存储器9140；存储器9140耦合到中央处理器9100。值得注意的是，该图9是示例性的；还可以使用其他类型的结构，来补充或代替该结构，以实现电信功能或其他功能。
[0215]
在本技术一个或多个实施例中，电网功率平衡控制功能可以被集成到中央处理器9100中。其中，中央处理器9100可以被配置为进行如下控制：
[0216]
步骤100：获取区域电网的电网运行数据。
[0217]
步骤200：根据所述电网运行数据，从所述区域电网对应的多组独立储能电站组中，确定待处理独立储能电站组。
[0218]
步骤300：应用所述待处理独立储能电站组，调节所述区域电网的功率，判断调节后的区域电网的功率是否超出预设的功率波动范围，若是，则应用预先构建的新能源场站
经济优化模型和所述区域电网对应的新能源场站组，对所述区域电网进行功率平衡控制。
[0219]
从上述描述可知，本技术的实施例提供的电子设备，能够提高电网功率平衡控制的准确性和效率，进而保证电网的稳定运行，同时降低电网功率平衡控制的成本。
[0220]
在另一个实施方式中，电网功率平衡控制装置可以与中央处理器9100分开配置，例如可以将电网功率平衡控制装置配置为与中央处理器9100连接的芯片，通过中央处理器的控制来实现电网功率平衡控制功能。
[0221]
如图9所示，该电子设备9600还可以包括：通信模块9110、输入单元9120、音频处理器9130、显示器9160、电源9170。值得注意的是，电子设备9600也并不是必须要包括图9中所示的所有部件；此外，电子设备9600还可以包括图9中没有示出的部件，可以参考现有技术。
[0222]
如图9所示，中央处理器9100有时也称为控制器或操作控件，可以包括微处理器或其他处理器装置和/或逻辑装置，该中央处理器9100接收输入并控制电子设备9600的各个部件的操作。
[0223]
其中，存储器9140，例如可以是缓存器、闪存、硬驱、可移动介质、易失性存储器、非易失性存储器或其它合适装置中的一种或更多种。可储存上述与失败有关的信息，此外还可存储执行有关信息的程序。并且中央处理器9100可执行该存储器9140存储的该程序，以实现信息存储或处理等。
[0224]
输入单元9120向中央处理器9100提供输入。该输入单元9120例如为按键或触摸输入装置。电源9170用于向电子设备9600提供电力。显示器9160用于进行图像和文字等显示对象的显示。该显示器例如可为lcd显示器，但并不限于此。
[0225]
该存储器9140可以是固态存储器，例如，只读存储器(rom)、随机存取存储器(ram)、sim卡等。还可以是这样的存储器，其即使在断电时也保存信息，可被选择性地擦除且设有更多数据，该存储器的示例有时被称为eprom等。存储器9140还可以是某种其它类型的装置。存储器9140包括缓冲存储器9141(有时被称为缓冲器)。存储器9140可以包括应用/功能存储部9142，该应用/功能存储部9142用于存储应用程序和功能程序或用于通过中央处理器9100执行电子设备9600的操作的流程。
[0226]
存储器9140还可以包括数据存储部9143，该数据存储部9143用于存储数据，例如联系人、数字数据、图片、声音和/或任何其他由电子设备使用的数据。存储器9140的驱动程序存储部9144可以包括电子设备的用于通信功能和/或用于执行电子设备的其他功能(如消息传送应用、通讯录应用等)的各种驱动程序。
[0227]
通信模块9110即为经由天线9111发送和接收信号的发送机/接收机9110。通信模块(发送机/接收机)9110耦合到中央处理器9100，以提供输入信号和接收输出信号，这可以和常规移动通信终端的情况相同。
[0228]
基于不同的通信技术，在同一电子设备中，可以设置有多个通信模块9110，如蜂窝网络模块、蓝牙模块和/或无线局域网模块等。通信模块(发送机/接收机)9110还经由音频处理器9130耦合到扬声器9131和麦克风9132，以经由扬声器9131提供音频输出，并接收来自麦克风9132的音频输入，从而实现通常的电信功能。音频处理器9130可以包括任何合适的缓冲器、解码器、放大器等。另外，音频处理器9130还耦合到中央处理器9100，从而使得可以通过麦克风9132能够在本机上录音，且使得可以通过扬声器9131来播放本机上存储的声音。
[0229]
上述描述可知，本技术的实施例提供的电子设备，能够提高电网功率平衡控制的准确性和效率，进而保证电网的稳定运行，同时降低电网功率平衡控制的成本。
[0230]
本技术的实施例还提供能够实现上述实施例中的电网功率平衡控制方法中全部步骤的一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现上述实施例中的电网功率平衡控制方法的全部步骤，例如，所述处理器执行所述计算机程序时实现下述步骤：
[0231]
步骤100：获取区域电网的电网运行数据；
[0232]
步骤200：根据所述电网运行数据，从所述区域电网对应的多组独立储能电站组中，确定待处理独立储能电站组；
[0233]
步骤300：应用所述待处理独立储能电站组，调节所述区域电网的功率，判断调节后的区域电网的功率是否超出预设的功率波动范围，若是，则应用预先构建的新能源场站经济优化模型和所述区域电网对应的新能源场站组，对所述区域电网进行功率平衡控制。
[0234]
从上述描述可知，本技术实施例提供的计算机可读存储介质，能够提高电网功率平衡控制的准确性和效率，进而保证电网的稳定运行，同时降低电网功率平衡控制的成本。
[0235]
本技术中上述方法的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
[0236]
本领域内的技术人员应明白，本技术的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本技术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，本技术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。
[0237]
本技术是参照根据本技术实施例的方法、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。
[0238]
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。
[0239]
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。
[0240]
本技术中应用了具体实施例对本技术的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本技术的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本技术的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内
容不应理解为对本技术的限制。