基于电力系统的电力平衡监测方法、装置、介质和设备与流程

1.本技术涉及监测技术领域，具体涉及一种基于电力系统的电力平衡监测方法、装置、介质和设备。


背景技术：

2.现有技术中，电力平衡定义为发电电力＝用电电力(负荷)。为保证电网频率稳定在 50赫兹，全网发电电力必须实时等于用电电力(负荷)，以及电力平衡计算：由于电能无法存储，而电力负荷实时波动，要想满足电力实时平衡，发电电力必须具备在一个区间上下变动的能力，以此满足用电负荷变化需求。所谓电力平衡计算，即：(1)电源出力区间计算：根据火电机组开机方式、新能源(风电、光伏)预测出力、网间联络线供电电力、抽蓄机组启停抽水/发电等，确定未来若干小时(一般为8小时)内某一供电区域电力可变动的上下区间，即任一t时刻电力最大值与最小值，记为pt(ptmin，ptmax)；(2)负荷变动区间计算：未来若干小时(一般为8小时)内某一供电区域负荷波动区间，即任一t时刻负荷预测数值的集合，记为lt。(3)判断：是否满足lt∈(ptmin， ptmax)，若满足，则未来若干小时内电力平衡满足要求；若不满足，则电力平衡不满足要求，需采取措施(如调整机组开机方式、申请联络线增供/减供、机组深调、新能源弃限等)，调整pt值，直至满足要求为止，这种调整方式导致了数据收集依靠人工，统计繁琐、容易出错且未考虑储能设备及需求侧响应对电力平衡的影响。


技术实现要素：

3.为了解决上述技术问题，提出了本技术。本技术提供一种基于电力系统的电力平衡监测方法、装置、介质和设备，解决了现有技术中未考虑储能设备及需求侧响应对计算电力平衡时影响的问题。
4.本技术一方面，提供了一种基于电力系统的电力平衡监测方法，包括：获取由新能源影响后的电力负荷预测结果；获取需求侧响应影响的电力负荷数值；获取用户侧的储能设备对电网负荷的影响电力、电网侧储能设备的电力值以及分布式新能源储能设备的电力值；根据所述由新能源影响后的电力负荷预测结果、所述需求侧响应影响的电力负荷数值、所述用户侧的储能设备对电网负荷的影响电力、所述电网侧储能设备的电力值以及所述分布式新能源储能设备的电力值，计算得到电力负荷预测值；以及根据所述电力负荷预测值以及预设条件，确定调整策略。
5.在一实施例中，所述根据所述电力负荷预测值以及预设条件，确定调整策略包括：获取发电侧的发电电力；根据所述发电侧的发电电力，计算得到发电电力；根据所述电力负荷预测值、所述发电电力以及预设条件，确定调整策略。
6.在一实施例中，所述获取发电侧的发电电力包括：获取发电侧的发电电力；其中，所述发电电力包括火电机组的发电电力、考虑储能设备影响后的风电发电电力、考虑储能设备影响后的集中式光伏发电电力、水电发电电力以及联络线输送潮流。
7.在一实施例中，所述根据所述发电侧的发电电力，计算得到发电电力包括：根据火电机组的发电电力、考虑储能设备影响后的风电发电电力、考虑储能设备影响后的集中式光伏发电电力以及水电发电电力以及联络线输送潮流，计算得到所述发电电力。
8.在一实施例中，所述根据所述电力负荷预测值、所述发电电力以及预设条件，确定调整策略包括：若在相同时刻的所述发电电力的最大值与所述电力负荷预测值之差小于第一预设电力阈值，则确定第一调整策略；若在相同时刻的所述电力负荷预测值与所述发电电力的最小值之差小于第二预设电力阈值，则确定第二调整策略。
9.在一实施例中，所述获取需求侧响应影响的电力负荷数值包括：获取参与需求侧响应的负荷量；获取各时刻电价数据；根据所述需求侧响应的负荷量以及所述各时刻电价数据，计算得到所述电力负荷数值。
10.在一实施例中，在所述根据所述电力负荷预测值以及预设条件，确定调整策略之后，基于电力系统的电力平衡监测方法还包括：将多个电力负荷预测值绘制成曲线。
11.本技术另一方面，提供了一种基于电力系统的电力平衡监测装置，包括：第一获取模块，用于获取由新能源影响后的电力负荷预测结果；第二获取模块，用于获取需求侧响应影响的电力负荷数值；第三获取模块，用于获取用户侧的储能设备对电网负荷的影响电力、电网侧储能设备的电力值以及分布式新能源储能设备的电力值；计算模块，用于根据所述由新能源影响后的电力负荷预测结果、所述需求侧响应影响的电力负荷数值、所述用户侧的储能设备对电网负荷的影响电力、所述电网侧储能设备的电力值以及所述分布式新能源储能设备的电力值，计算得到电力负荷预测值；以及确定模块，用于根据所述电力负荷预测值以及预设条件，确定调整策略。
12.本技术另一方面，提供了一种计算机可读存储介质，所述存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序用于执行上述任一所述的基于电力系统的电力平衡监测方法。
13.本技术另一方面，提供了一种电子设备，所述电子设备包括：
14.处理器；用于存储所述处理器可执行指令的存储器；所述处理器，用于执行上述 7任一所述的基于电力系统的电力平衡监测方法。
15.本技术提供基于电力系统的电力平衡监测方法、装置、介质和设备，包括：获取由新能源影响后的电力负荷预测结果，获取需求侧响应影响的电力负荷数值；获取用户侧的储能设备对电网负荷的影响电力、电网侧储能设备的电力值以及分布式新能源储能设备的电力值，根据由新能源影响后的电力负荷预测结果、需求侧响应影响的电力负荷数值、用户侧的储能设备对电网负荷的影响电力、电网侧储能设备的电力值以及分布式新能源储能设备的电力值，计算得到电力负荷预测值，以及根据电力负荷预测值以及预设条件，确定调整策略。通过获取需求侧响应影响的电力负荷数值以及储能设备对电网负荷的影响电力得到调整策略，以使电力平衡。
附图说明
16.通过结合附图对本技术实施例进行更详细的描述，本技术的上述以及其他目的、特征和优势将变得更加明显。附图用来提供对本技术实施例的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本技术实施例一起用于解释本技术，并不构成对本技术的限制。在附图中，相同的参考标号通常代表相同部件或步骤。
17.图1是本技术一示例性实施例提供的基于电力系统的电力平衡监测方法。
18.图2是本技术一示例性实施例提供的储能时段参考电价获取流程图。
19.图3是一示例性实施例提供的发电时段参考电价获取流程图。
20.图4是本技术一示例性实施例提供的电网侧储能设备储能时段p
dfa
求解流程图。
21.图5是本技术一示例性实施例提供的分布式新能源储能设备储能时段p
dfa
求解流程图。
22.图6是本技术一示例性实施例提供的储能设备发电时段p
dfa
求解流程图。
23.图7是本技术一示例性实施例提供的调整策略确定方法。
24.图8是本技术另一示例性实施例提供的调整策略确定方法。
25.图9是本技术一示例性实施例提供的基于电力系统的电力平衡监测装置的结构示意图。
26.图10是本技术另一示例性实施例提供的基于电力系统的电力平衡监测装置的结构示意图。
27.图11是本技术一示例性实施例提供的电子设备的结构图。
具体实施方式
28.下面，将参考附图详细地描述根据本技术的示例实施例。显然，所描述的实施例仅仅是本技术的一部分实施例，而不是本技术的全部实施例，应理解，本技术不受这里描述的示例实施例的限制。
29.图1是本技术一示例性实施例提供的基于电力系统的电力平衡监测方法。图2是本技术一示例性实施例提供的储能时段参考电价获取流程图。图3是一示例性实施例提供的发电时段参考电价获取流程图。如图1-3所示，基于电力系统的电力平衡监测方法包括：
30.步骤110：获取由新能源影响后的电力负荷预测结果。
31.步骤120：获取需求侧响应影响的电力负荷数值。
32.在本发明实施例中，“获取需求侧响应影响的电力负荷数值”包括：
33.(11)获取参与需求侧响应的负荷量。
34.(12)获取各时刻电价数据。
35.(13)根据需求侧响应的负荷量以及各时刻电价数据，计算得到电力负荷数值。
36.需求侧响应系统预测原理可表述为式1：
[0037][0038]
其中：
[0039]
δp
response
为需求侧响应引起负荷的变化量；
[0040]
prequest为参与需求侧响应的负荷量；
[0041]
ξ为价格(各时刻电价数据)，其取值范围为[ξmin,ξmax]；
[0042]
将δp
response
叠加至已有系统电力负荷预测曲线上即可得到考虑需求侧响应的电力负荷预测曲线。
[0043]
步骤130：获取用户侧的储能设备对电网负荷的影响电力、电网侧储能设备的电力
值以及分布式新能源储能设备的电力值。
[0044]
用户侧储能设备对负荷的影响可用式2描述，电价越低储能越多，反之，则发电越多。
[0045][0046]
其中：
[0047]
δpstorage为用户侧储能设备对电网负荷的影响电力，储能为正，发电为负；
[0048]
ξ为电价；
[0049]
ξmin为低谷电价；
[0050]
ξmax为高峰电价；
[0051]
ξref_stor为储能时段参考电价电价，其数值由图2获得；
[0052]
ξref_gen为发电时段参考电价电价，其数值由图3获得；
[0053]wstor_max
为最大可存储电量；
[0054]wmax
为储能元件最大储电量；
[0055]wstorage
为已存储的电量。
[0056]
如图2所示，输入count＝0(从0开始计数)，ξ＝y(t)，ξlow＝ξmin,ξup＝ξmax,w
stor_max
＝w
max
―w
storage
。计算。计算以及w为t1s到t2s时段内的储存电量，判断w
stor_max
是否大于或者等于w，若是，则判断计数是否为0，若计数为0，则输出ξref_stor，若w
stor_max
是否小于w，则ξlow＝ξlow，ξup＝ξref_stor, 然后计数加1，即count＝count 1，再转回计算然后计数加1，即count＝count 1，再转回计算若计数不为0，则判断w
stor_max
―w是否小于或者等于ξ，若w
stor_max
―w小于或者等于ξ，则输出ξref_stor。若w
stor_max
―w大于ξ，则ξlow＝ξref_stor，ξup＝ξup，然后转回计算然后转回计算
[0057]
其中ξ＝y(t)的意义为电价为时间的函数，可用时间表示电价，wmax为储能元件最大储电量，wstorage为已存储的电量，wstor_max为最大可存储电量，t1s为电价低谷时段电
价等于参考电价的初始时刻，t2s为电价低谷时段电价等于参考电价的末尾时刻。
[0058]
如图3所示，输入count＝0(从0开始计数)，ξ＝y(t)，ξlow＝ξmin,ξup＝ξmax,w
gen_max
＝w
storage
。计算。计算判断w
gen
是否大于或者等于w，w为t1g到t2g时段内的发电量，若w
gen
大于或者等于w，则判断计数是否为0，若计数为0，即count＝0，输出ξref_gen。若w
gen
小于w，则ξlow＝ξref_gen，ξup＝ξup，并计数加 1，即count＝count 1，再转回计算若计数不为 0，则w
gen_max
―w是否小于或者等于ξ，若是，则输出ξref_gen，若否，则ξlow＝ξlow，ξup＝ξref_gen，再转回计算再转回计算ξ＝y(t)的意义为电价为时间的函数，可用时间表示电价， wstorage为已存储的电量，wgen_max为最大可发电电量，t1g为电价高峰时段电价等于参考电价的初始时刻，t2g为电价高峰时段电价等于参考电价的末尾时刻。
[0059]
电网侧储能设备起到分布式电源的作用，与电源侧分布式新能源储能设备一样，在负荷低谷时段储存电力，在高峰时段发出电力，起到削峰填谷的效果。为尽可能利用储能设备的储发容量，储能控制策略如下：
[0060][0061]
若可用存储/发电容量大于需存储/释放的电量，则电网侧储能设备储发电力表述为式(3)，分布式新能源储能设备储发电力表述为式(4)。
[0062][0063]
若可用存储/发电容量小于需存储/释放的电量，则电网侧储能设备储发电力表述为式(5)，分布式新能源储能设备储发电力表述为式(6)。
[0064][0065][0066]
其中：
[0067]
p
storage_grid
为电网侧储能设备的发电电力(储能为正，发电为负)；
[0068]
p
generate_grid
为分布式新能源储能设备的电力值(储能为正，发电为负)；
[0069]
p
average
为日平均负荷；
[0070]
p
forecast
为预测负荷；
[0071]
p
max―in
为储能设备可以存储的最大电力；
[0072]
p
max―out
储能设备可以发出的最大电力；
[0073]
t1为预测负荷低于日平均负荷的起始时刻；
[0074]
t2为预测负荷低于日平均负荷的终止时刻；
[0075]
t3为预测负荷高于日平均负荷的起始时刻；
[0076]
t4为预测负荷高于日平均负荷的终止时刻；
[0077]
t
11
为某储能时段内p
dfa
与预测负荷相等的起始时刻；
[0078]
t
21
为某储能时段内p
dfa
与预测负荷相等的终止时刻；
[0079]
t
31
为某发电时段内p
dfa
与预测负荷相等的起始时刻；
[0080]
t
41
为某发电时段内p
dfa
与预测负荷相等的终止时刻；
[0081]
图4是本技术一示例性实施例提供的电网侧储能设备储能时段p
dfa
求解流程图。图5是本技术一示例性实施例提供的分布式新能源储能设备储能时段p
dfa
求解流程图。图6是本技术一示例性实施例提供的储能设备发电时段p
dfa
求解流程图。如图4-6所示，p
dfa
为用尽储能设备容量后，储能设备储/发电力起始/终止时的参考电力，电网侧储能设备储能时段p
dfa
求解流程如图4所示，分布式新能源储能设备储能时段 p
dfa
求解流程如图5所示，储能设备发电时段p
dfa
求解流程如图6所示。
[0082]
ε取1mwh。
[0083]wmax-in
为储能设备可以存储的最大电量；
[0084]wmax-out
为储能设备可以发出的最大电量；
[0085]
如图4所示，输入p
up
＝p
average
，p
low
＝min{p
forecast
}(t1≤t≤t2)，p
dfa
＝p
up
，计算p
storage_grid
＝min{p
dfa
―p
forecast
,p
max―in
}，判断w
max-in
是否大于或者等于若w
max-in
大于或者等于则判断则判断是否小于或者等于ε。
[0086]
若小于或者等于ε，则输出p
dfa
，若，若小大于ε，则p
up
＝p
up
，p
low
＝p
dfa
,再转回计算 p
storage_grid
＝min{p
dfa
―p
forecast
,p
max―in
}。若w
max-in
小于则p
up
＝p
dfa
，再转回计算p
storage_grid
＝min {p
dfa
―p
forecast
,p
max―in
}。
[0087]
如图5所示，输入p
up
＝p
average
，p
low
＝min{p
forecast
}(t1≤t≤t2)，p
dfa
＝p
up
，计算p
storage_grid
＝min{p
dfa
―p
forecast
,p
pvd
,p
max―in
}，判断w
max-in
是否大于若小于或者等于ε，则输出p
dfa
。若则p
up
＝p
up
，p
low
＝p
dfa
，若w
max-in
小于则p
up
＝p
dfa
，p
low
＝p
low
，再转回计算 p
storage_grid
＝min{p
dfa
―p
forecast
,p
max―in
}。
[0088]
如图6所示，输入p
low
＝p
average
，p
up
＝max{p
forecast
}(t3≤t≤t4),p
dfa
＝p
low
计算p
gen
＝min{p
forecast
―p
dfa
,p
max―out
}，判断w
max-out
是否大于若 w
max-out
大于则判断是否小于或者等于ε，若小于或者等于ε，则输出p
dfa
。若大于ε，则 p
up
＝p
dfa
，p
low
＝p
low
，再转回计算p
gen
＝min {p
forecast
―p
dfa
,p
max―out
}。若w
max-out
小于或者等于则p
up
＝p
up
，p
low
＝p
dfa
，再转回计算p
gen
＝min{p
forecast
―p
dfa
,p
max―out
}。
[0089]
步骤140：根据由新能源影响后的电力负荷预测结果、需求侧响应影响的电力负荷数值、用户侧的储能设备对电网负荷的影响电力、电网侧储能设备的电力值以及分布式新能源储能设备的电力值，计算得到电力负荷预测值。
[0090]
电力负荷预测值p
l
＝p
lb

△
p
response

△
p
storage
p
storage_grid
p
generate_grid
；
[0091]
p
lb
为考虑新能源影响的电力负荷预测结果(已有系统)；
[0092]
△
p
response
为需求侧响应影响的电力负荷数值；
[0093]
△
p
storage
为用户侧储能设备影响的电力负荷数值(储能为正，发电为负)；
[0094]
p
storage_grid
为电网侧储能设备吸收的电力值(储能为正，发电为负)；
[0095]
p
generate_grid
为分布式新能源储能设备吸收的电力值(储能为正，发电为负)。
[0096]
步骤150：根据电力负荷预测值以及预设条件，确定调整策略。
[0097]
图7是本技术一示例性实施例提供的调整策略确定方法。如图7所示，步骤150 可以包括：
[0098]
步骤151：获取发电侧的发电电力。
[0099]
发电侧储能设备分为集中式新能源储能设备和分布式新能源储能设备，均用于实时储发新能源的发电电力。集中式新能源储能设备可以纳入自动发电控制程序(agc)，从而控制新能源出力；分布式新能源储能设备用于储发分布式光伏的发电电力，其最终结果反映在负荷增减上，与电网侧储能设备起到的效果一致，详细计算过程可参考电网侧的计算公式(3-6)，集中式新能源储能设备对应的储能策略参考以下计算方式：
[0100]
集中式新能源储能设备具备储电能力(0≤储能设备已存储电量＜储能设备最大存储电量)或发电能力(0＜储能设备已存储电量≤储能设备最大存储电量)时，考虑储能设备影响后的新能源发电电力可用式7描述：
[0101][0102]
其中：
[0103]
pwind-final为考虑储能设备影响后的风电发电电力；
[0104]
pwind为风电发电电力；
[0105]
ppvc-final为考虑储能设备影响后的集中式光伏发电电力；
[0106]
ppvc为集中式光伏发电电力；
[0107]
pgwstorage为风电储发电力(存储为正，发电为负)，其数值由agc控制程序得到；
[0108]
pgpstorage为集中式光伏储发电力(存储为正，发电为负)，其数值由agc控制程序得到；
[0109]
pmax-in为储能设备最大存储电力；
[0110]
pmax-out为储能设备最大发电电力。
[0111]
储能设备不具备储电能力或发电能力时，系能源发电电力用式8描述：
[0112][0113]
步骤152：根据发电侧的发电电力，计算得到发电电力。
[0114]
步骤153：根据电力负荷预测值、发电电力以及预设条件，确定调整策略。
[0115]
在一实施例中，步骤151可具体实施为：获取发电侧的发电电力，其中，发电电力包括火电机组的发电电力、考虑储能设备影响后的风电发电电力、考虑储能设备影响后的集中式光伏发电电力、水电发电电力以及联络线输送潮流。
[0116]
在一实施例中，步骤152可具体实施为：根据火电机组的发电电力、考虑储能设备影响后的风电发电电力、考虑储能设备影响后的集中式光伏发电电力以及水电发电电力以及联络线输送潮流，计算得到发电电力。
[0117]
发电电力pg＝pthermal pwind-final ppvc-final pwater plink；
[0118]
其中，pthermal为火电机组的发电电力；
[0119]
pwind-final为考虑储能设备影响后的风电发电电力；
[0120]
ppvc-final为考虑储能设备影响后的集中式光伏发电电力；
[0121]
pwater为水电发电电力(发电为正，抽水蓄能为负)；
[0122]
plink为联络线输送潮流(输入为正，送出为负)。
[0123]
图8是本技术另一示例性实施例提供的调整策略确定方法。如图8所示，步骤153 可以包括：
[0124]
步骤1531：若在相同时刻的发电电力的最大值与电力负荷预测值之差小于第一预设电力阈值，则确定第一调整策略。
[0125]
t时刻最大发电电力max{pg}(技术最大)-t时刻电力负荷预测值pl《100万千瓦，考虑以下因素给出调整策略建议：抽水蓄能水位、外力支援等。
[0126]
步骤1532：若在相同时刻的电力负荷预测值与发电电力的最小值小于第二预设电力阈值之差，则确定第二调整策略。
[0127]
t时刻电力负荷预测值pl-t时刻最小发电电力min{pg}(技术最小)《30万千瓦，考虑以下因素给出调整策略建议：
[0128]
1)根据纯凝机组历史深调记录、机组开机方式、机组缺陷情况和深调容量制定合理深调序列。
[0129]
2)结合电力现货市场日前信息、发电单位当年/月发电进度等信息，制定停机序列。
[0130]
在一实施例中，120具体配置为：获取参与需求侧响应的负荷量。获取各时刻电价数据。根据需求侧响应的负荷量以及各时刻电价数据，计算得到电力负荷数值。
[0131]
在一实施例中，在根据电力负荷预测值以及预设条件，确定调整策略之后，基于电力系统的电力平衡监测方法还包括：将多个电力负荷预测值绘制成曲线。
[0132]
输出未来t小时内技术最大、负荷曲线、技术最小曲线，并可显示任一时刻上、下备用数值。其中，上备用数据表示t时刻最大发电电力max{pg}(技术最大)-t时刻电力负荷预测值pl＞100万千瓦对应的数据。下备用数据表示t时刻电力负荷预测值p
l-t时刻最小发电电力min{pg}(技术最小)＞30万千瓦对应的数据。
[0133]
图9是本技术一示例性实施例提供的基于电力系统的电力平衡监测装置的结构示意图。如图9所示，基于电力系统的电力平衡监测装置20包括：第一获取模块 201，用于获取由新能源影响后的电力负荷预测结果；第二获取模块202，用于获取需求侧响应影响的电力负荷数值；第三获取模块203，用于获取用户侧的储能设备对电网负荷的影响电力、电网侧储能设备的电力值以及分布式新能源储能设备的电力值；计算模块204，用于根据由新能源影响后的电力负荷预测结果、需求侧响应影响的电力负荷数值、用户侧的储能设备对电网负荷的影响电力、电网侧储能设备的电力值以及分布式新能源储能设备的电力值，计算得到电力负荷预测值；以及确定模块 205，用于根据电力负荷预测值以及预设条件，确定调整策略。
[0134]
图10是本技术另一示例性实施例提供的基于电力系统的电力平衡监测装置的结构示意图。如图10所示，确定模块205可以包括：电力获取单元2051，用于获取发电侧的发电电力；计算单元2052，用于根据发电侧的发电电力，计算得到发电电力；调整单元2053，用于根据电力负荷预测值、发电电力以及预设条件，确定调整策略。
[0135]
在一实施例中，如图10所示，电力获取单元2051可具体配置为：获取发电侧的发电电力；其中，发电电力包括火电机组的发电电力、考虑储能设备影响后的风电发电电力、考虑储能设备影响后的集中式光伏发电电力、水电发电电力以及联络线输送潮流。
[0136]
在一实施例中，如图10所示，计算单元2052可具体配置为：根据火电机组的发电电
力、考虑储能设备影响后的风电发电电力、考虑储能设备影响后的集中式光伏发电电力以及水电发电电力以及联络线输送潮流，计算得到发电电力。
[0137]
在一实施例中，如图10所示，调整单元2053可具体配置为：若在相同时刻的发电电力的最大值与电力负荷预测值之差小于第一预设电力阈值，则确定第一调整策略；若在相同时刻的电力负荷预测值与发电电力的最小值小于第二预设电力阈值之差，则确定第二调整策略。
[0138]
在一实施例中，第二获取模块202可具体配置为：获取参与需求侧响应的负荷量；获取各时刻电价数据；根据需求侧响应的负荷量以及各时刻电价数据，计算得到电力负荷数值。
[0139]
在一实施例中，如图10所示，在根据电力负荷预测值以及预设条件，确定调整策略之后，基于电力系统的电力平衡监测装置还可以包括：
[0140]
绘制单元206，用于将多个电力负荷预测值绘制成曲线。
[0141]
下面，参考图11来描述根据本技术实施例的电子设备。该电子设备可以是第一设备和第二设备中的任一个或两者、或与它们独立的单机设备，该单机设备可以与第一设备和第二设备进行通信，以从它们接收所采集到的输入信号。
[0142]
图11图示了根据本技术实施例的电子设备的框图。
[0143]
如图11所示，电子设备10包括一个或多个处理器11和存储器12。
[0144]
处理器11可以是中央处理单元(cpu)或者具有数据处理能力和/或指令执行能力的其他形式的处理单元，并且可以控制电子设备10中的其他组件以执行期望的功能。
[0145]
存储器12可以包括一个或多个计算机程序产品，计算机程序产品可以包括各种形式的计算机可读存储介质，例如易失性存储器和/或非易失性存储器。易失性存储器例如可以包括随机存取存储器(ram)和/或高速缓冲存储器(cache)等。非易失性存储器例如可以包括只读存储器(rom)、硬盘、闪存等。在计算机可读存储介质上可以存储一个或多个计算机程序指令，处理器11可以运行程序指令，以实现上文的本技术的各个实施例的基于电力系统的电力平衡监测方法以及/或者其他期望的功能。在计算机可读存储介质中还可以存储诸如输入信号、信号分量、噪声分量等各种内容。
[0146]
在一个示例中，电子设备10还可以包括：输入装置13和输出装置14，这些组件通过总线系统和/或其他形式的连接机构(未示出)互连。
[0147]
例如，在该电子设备是单机设备时，该输入装置13可以是通信网络连接器，用于从第一设备和第二设备接收所采集的输入信号。
[0148]
此外，该输入装置13还可以包括例如键盘、鼠标等等。
[0149]
该输出装置14可以向外部输出各种信息，包括确定出的距离信息、方向信息等。该输出装置14可以包括例如显示器、扬声器、打印机、以及通信网络及其所连接的远程输出设备等等。
[0150]
当然，为了简化，图11中仅示出了该电子设备10中与本技术有关的组件中的一些，省略了诸如总线、输入/输出接口等等的组件。除此之外，根据具体应用情况，电子设备 10还可以包括任何其他适当的组件。
[0151]
除了上述方法和设备以外，本技术的实施例还可以是计算机程序产品，其包括计算机程序指令，计算机程序指令在被处理器运行时使得处理器执行本说明书上述“示例性
方法”部分中描述的根据本技术各种实施例的基于电力系统的电力平衡监测方法中的步骤。
[0152]
计算机程序产品可以以一种或多种程序设计语言的任意组合来编写用于执行本技术实施例操作的程序代码，程序设计语言包括面向对象的程序设计语言，诸如java、c 等，还包括常规的过程式程序设计语言，诸如“c”语言或类似的程序设计语言。程序代码可以完全地在用户计算设备上执行、部分地在用户设备上执行、作为一个独立的软件包执行、部分在用户计算设备上部分在远程计算设备上执行、或者完全在远程计算设备或服务器上执行。
[0153]
此外，本技术的实施例还可以是计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序指令，计算机程序指令在被处理器运行时使得处理器执行本说明书上述“示例性方法”部分中描述的根据本技术各种实施例的基于电力系统的电力平衡监测方法中的步骤。
[0154]
计算机可读存储介质可以采用一个或多个可读介质的任意组合。可读介质可以是可读信号介质或者可读存储介质。可读存储介质例如可以包括但不限于电、磁、光、电磁、红外线、或半导体的系统、装置或器件，或者任意以上的组合。可读存储介质的更具体的例子(非穷举的列表)包括：具有一个或多个导线的电连接、便携式盘、硬盘、随机存取存储器(ram)、只读存储器(rom)、可擦式可编程只读存储器(eprom或闪存)、光纤、便携式紧凑盘只读存储器(cd-rom)、光存储器件、磁存储器件、或者上述的任意合适的组合。
[0155]
以上结合具体实施例描述了本技术的基本原理，但是，需要指出的是，在本技术中提及的优点、优势、效果等仅是示例而非限制，不能认为这些优点、优势、效果等是本技术的各个实施例必须具备的。另外，上述公开的具体细节仅是为了示例的作用和便于理解的作用，而非限制，上述细节并不限制本技术为必须采用上述具体的细节来实现。
[0156]
本技术中涉及的器件、装置、设备、系统的方框图仅作为例示性的例子并且不意图要求或暗示必须按照方框图示出的方式进行连接、布置、配置。如本领域技术人员将认识到的，可以按任意方式连接、布置、配置这些器件、装置、设备、系统。诸如“包括”、“包含”、“具有”等等的词语是开放性词汇，指“包括但不限于”，且可与其互换使用。这里所使用的词汇“或”和“和”指词汇“和/或”，且可与其互换使用，除非上下文明确指示不是如此。这里所使用的词汇“诸如”指词组“诸如但不限于”，且可与其互换使用。
[0157]
还需要指出的是，在本技术的装置、设备和方法中，各部件或各步骤是可以分解和/ 或重新组合的。这些分解和/或重新组合应视为本技术的等效方案。
[0158]
提供所公开的方面的以上描述以使本领域的任何技术人员能够做出或者使用本技术。对这些方面的各种修改对于本领域技术人员而言是非常显而易见的，并且在此定义的一般原理可以应用于其他方面而不脱离本技术的范围。因此，本技术不意图被限制到在此示出的方面，而是按照与在此公开的原理和新颖的特征一致的最宽范围。
[0159]
为了例示和描述的目的已经给出了以上描述。此外，此描述不意图将本技术的实施例限制到在此公开的形式。尽管以上已经讨论了多个示例方面和实施例，但是本领域技术人员将认识到其某些变型、修改、改变、添加和子组合。