基于二阶锥优化的售电公司所辖区域配电网的调度方法与流程

本发明属于配电网运行优化领域，涉及一种基于二阶锥优化的售电公司所辖区域配电网的调度方法。

背景技术：

在配、售分离的电力市场环境下，售电公司面临着各种不确定性问题，尤其是电价和负荷波动，以及分布式电源的快速发展和广泛接入配电网，对于售电公司的经济运行和配电网的安全运行造成了较大影响。因此售电公司对于所辖配电网进行优化调度以降低运行成本，并保证电力系统安全稳定运行显得尤为重要。分布式电源中的燃气轮机、燃料电池等输出具有良好的可调度性。此外，配电网内部分负荷具有一定的可调特性。售电公司在参与电力市场购电同时可以通过对分布式电源和可调负荷进行优化调度来减少所辖区域配电网的运行成本。

对于电力市场环境下售电公司所辖区域配电网的优化调度，国内外学者已经开展了广泛的研究，但大多数都针对有功调度，并没有考虑配电网的无功调度，以及潮流约束等，有失精确。而考虑了无功调度的售电公司优化调度模型本质上是混合整数非凸非线性规划模型。目前商用和开源优化软件很难精确有效求解该问题。因此，作为电力市场中的售电主体，售电公司迫切需要提出较为全面的优化调度模型以及较为精确的模型求解方法，在保证系统安全稳定运行的同时实现自身利益的最大化。

技术实现要素：

技术问题：本发明实施例提供了一种基于二阶锥优化的售电公司所辖区域配电网的调度方法，该方法将无功调度纳入到售电公司所辖区域配电网调度中，将配电网的潮流约束考虑到调度模型中，并对潮流约束进行凸松弛处理使之可以用二阶锥优化的方法进行精确求解，进一步有效降低售电公司运行成本。

技术方案：为解决上述技术问题，本发明实施例采用一种基于二阶锥优化的售电公司所辖区域配电网的调度方法，该调度方法包括以下步骤：

步骤10)建立售电公司所辖区域配电网优化调度模型，所述模型以售电公司全天运行成本最低为优化目标，以潮流约束、可控分布式电源运行约束、可中断负荷约束、直接负荷控制运行约束、配电网运行安全约束、配变关口功率约束、储能运行约束、静止无功补偿装置SVC约束和可再生能源发电约束为约束条件；

步骤20)将配电网优化调度模型转化为二阶锥优化模型；

步骤30)对二阶锥优化模型进行求解，得到最优调度结果；

步骤40)利用步骤30)得到的最优调度结果，对售电公司所辖配电网内各可调设备进行最优调度配置，确定可控分布式电源有功无功出力、可调负荷、储能充放电、静止无功补偿装置无功出力以及可再生能源无功出力。

作为优选例，所述的步骤10)中，优化目标如式(1)所示：

式中：f为售电公司运行的总成本；ΔT为时间间隔；T为调度周期；ρ_t为t时段从电力市场的购电电价；P_g,t为t时段从电力市场的购电量；M为配电网内接入的可控分布式电源数量；b_i为第i台可控分布式电源的出力成本一次项系数；c_i为第i台可控分布式电源的出力成本常数项系数；为第i台可控分布式电源在t时段发出的有功功率；N为配电网内可中断负荷用户的数量；为t时段对于可中断负荷用户j中断负荷的补偿；为第j个可中断负荷用户在t时段的负荷中断量；K为配电网内直接负荷控制用户的数量；为t时段对于直接负荷控制用户k接受负荷控制的补偿；为第k个直接负荷控制用户在t时段受控的负荷量。

作为优选例，所述的步骤10)中，潮流约束如式(2)所示：

式中：为t时段支路ij上的有功功率，k:(j,k)表示以节点j为首节点的末端节点集合，为t时段支路jk上的有功功率，r_ij为支路ij的电阻，为t时段支路ij的线路电流，为t时段节点j处的有功功率净注入值，为t时段支路ij上的无功功率，为t时段支路jk上的无功功率，x_ij为支路ij的电抗，为t时段节点j处的无功功率净注入值，为t时段节点j上的负荷有功功率，为t时段节点j上连接的储能充电功率，为t时段节点j上连接的储能放电功率，为t时段节点j上连接的可控分布式电源发出的有功功率；为t时段节点j上连接的光伏有功功率；为t时段节点j上中断的有功负荷量；为t时段节点j上连接的直接负荷控制被控制的负荷量；为t时段节点j上的反弹负荷；为t时段节点j的负荷无功功率；为t时段节点j上连接的静止无功补偿装置补偿功率；为t时段节点j上连接的可控分布式电源发出的无功功率；为t时段节点j上连接的光伏无功功率；为t时段节点j上中断的无功负荷量；为t时段节点j的电压幅值，V_i^t为t时段节点i的电压幅值；

所述可中断负荷约束如式(3)所示：

式中：为第j个可中断负荷的上限值；为可中断负荷的功率因数角；

所述配电网运行安全约束如式(4)所示：

式中：V_i^min为节点i电压幅值下限；V_i^max为节点i电压幅值上限，为支路ij电流幅值上限；

所述的配变关口功率约束如式(5)所示：

式中：为t时段根节点从上级输电网流入本级配电网的有功功率，为调控中心设定的有功功率交换上界，为调控中心设定的有功功率交换下界，Q₀^t为t时段根节点从上级输电网流入本级配电网的无功功率，为调控中心设定的无功功率交换下界，为调控中心设定的无功功率交换上界；

所述的静止无功补偿装置SVC约束如式(6)所示：

式中：为静止无功补偿装置可调节功率的上限值，为静止无功补偿装置可调节功率的下限值。

作为优选例，所述步骤10)中，可控分布式电源运行约束包括可控分布式电源出力上下限约束、可控分布式电源爬坡速率约束和可控分布式电源启停时间约束；

所述可控分布式电源出力上下限约束如式(7)所示：

式中：C_i,t为第i台可控分布式电源在t时段的状态，为0-1变量；P_i^max为第i台可控分布式电源有功输出功率上限，P_i^min为第i台可控分布式电源有功输出功率下限，为第i台可控分布式电源无功输出功率上限，为第i台可控分布式电源无功输出功率下限；为t时段第i台可控分布式电源发出的有功功率，为t时段第i台可控分布式电源发出的无功功率；

所述可控分布式电源爬坡速率约束如式(8)所示：

式中：为第i台可控分布式电源在t+1时段发出的有功功率；R_up,i为第i台可控分布式电源的向上爬坡速率限制；R_down,i为第i台可控分布式电源的向下爬坡速率限制；

所述可控分布式电源启停时间约束如式(9)所示：

式中：C_i,m为第i台可控分布式电源在m时段的状态，C_i,t为第i台可控分布式电源在t时段的状态，C_i,t-1为第i台可控分布式电源在t-1时段的状态，C_i,n为第i台可控分布式电源在n时段的状态；m和n均表示某一时段数，T为调度周期，为第i台可控分布式电源的开机后最小运行时间，为第i台可控分布式电源的停机后最小停运时间。

作为优选例，所述的步骤10)中，直接负荷控制运行约束包括负荷控制时间约束、负荷控制容量约束、负荷受控时间约束和反弹负荷约束；

所述的负荷控制时间约束如式(10)所示：

式中：X_k,t为t时段第k个直接负荷控制用户是否被控制的0-1状态变量，1表示被控制，0表示未被控制；为第k个直接负荷控制用户的最大连续受控时间；T₀表示调度周期T与时段间的最小值，X_k,l为l时段第k个直接负荷控制用户是否被控制的0-1状态变量，X_k,t-1为t-1时段第k个直接负荷控制用户是否被控制的0-1状态变量，为第k个直接负荷控制用户最小连续不受控时间；

所述的负荷控制容量约束如式(11)所示：

式中：为t时段第k个直接负荷控制用户被控制的负荷量，为第k个直接负荷控制用户的控制容量上限；

所述负荷受控时段约束如式(12)所示：

式中：S为采取直接负荷控制措施的时段；

所述反弹负荷约束如式(13)所示：

式中：为t时段第k个直接负荷控制用户的反弹负荷，为第k个直接负荷控制用户在t-1时段的受控负荷，为第k个直接负荷控制用户在t-2时段的受控负荷，为第k个直接负荷控制用户在t-3时段的受控负荷，α为对应时段的第一系数，β为对应时段的第二系数，γ为对应时段的第三系数。

作为优选例，所述的步骤10)中，储能装置运行约束包括储能装置容量约束和储能充放电功率约束；

所述储能装置容量约束如式(14)所示：

式中，为t时段节点i上连接的储能的总能量，为t时段节点i上连接的储能充电功率，η_ch为储能的充电效率，为t时段节点i上连接的储能放电功率，η_dis为储能的放电效率，为t+1时段节点i上连接的储能的总能量，ΔT为时间间隔，为T时段节点i上连接的储能的总能量，为T时段节点i上连接的储能充电功率，为T时段节点i上连接的储能放电功率，为第1时段节点i上连接的储能的总能量，为节点i上连接的储能容量限值；

所述的储能充放电功率约束如式(15)所示：

式中，为节点i上连接的储能装置的充电功率上限，为t时刻节点i上连接的储能装置的充电状态，为0-1变量，表示t时刻节点i上连接储能装置处于充电状态，表示t时刻节点i上连接储能装置未处于充电状态；为节点i上连接的储能装置的放电功率上限，为t时刻节点i上连接的储能装置的放电状态，为0-1变量，表示t时刻节点i上连接储能装置处于放电状态，表示t时刻节点i上连接储能装置未处于放电状态。

作为优选例，所述步骤10)中，可再生能源发电约束包括光伏发电运行约束，光伏发电运行约束如式(16)所示：

式中：为t时段节点j上连接的光伏有功功率，为连接在节点j上的光伏在t时段有功出力的预测值；为t时段节点j上连接的光伏无功功率，为相应光伏的无功出力预测值；为光伏的功率因数角。

作为优选例，所述的步骤20)具体包括以下步骤：

首先对于潮流约束进行凸松弛，如式(17)所示：

然后引入新变量如式(18)和式(19)所示：

v_i:＝|V_i^t|² 式(18)

对潮流约束进行转化，如式(20)所示：

将式(18)和式(19)代入式(17)，并做等价变化，得到式(21)：

有益效果：与现有技术相比，本发明实施例具有以下有益效果：

现有的售电公司调度方法大多只针对电力市场购电量，分布式电源有功出力以及可调负荷进行有功调度，并未考虑配电网中无功功率流动以及潮流变化对于系统中节点电压、功率因数等指标的影响，同时通过调整所辖配电网中无功功率的分布可以降低网络损耗，进一步降低售电公司的运行成本，提升售电公司的经济效益。本发明实施例从售电公司调度的经济性和安全性角度出发，将配电网的潮流约束以及各可控手段的无功控制约束纳入到售电公司所辖区域配电网调度模型中。考虑到本模型是混合整数非凸非线性规划问题，目前商用和开源优化软件很难精确有效求解该问题，本发明实施例基于二阶锥优化理论，将其转化为便于求解的二阶锥优化模型，实现模型的精确求解，并通过模型求解得到的最优调度结果来配置售电公司所辖区域配电网内分布式电源有功无功出力，可调负荷，储能充放电，SVC无功出力以及可再生能源的无功出力，在保证区域配电网安全稳定运行的同时实现售电公司运行成本最小化。本发明实施例相较传统的售电公司调度方法更为全面，合理，精确，且在降低售电公司运行成本方面效果更好，为电力市场环境下售电公司的经济安全运行提供了一定的基础。

附图说明

图1为本发明的方法流程示意图。

图2为修改后的IEEE33配电系统。

图3为日前负荷和光伏曲线。

图4为可控分布式电源出力。

图5为实施直接负荷控制前后负荷变化曲线。

图6为售电公司购电量变化曲线。

图7为区域配电网各时刻的最大电压偏差。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施案例对本发明进行深入地详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施案例仅仅用以解释本发明，并不用于限定发明。

图1是本发明实施例的方法流程示意图，介绍了本发明的方法基本步骤。

本发明实施例采用修改后的IEEE33节点配电系统来详细说明所提出的售电公司所辖区域配电网调度方法。如附图2所示，该系统为辐射状网络，运行电压等级为12.66kV，总有功负荷为3635kW，总无功负荷为2265kvar。在系统的节点22、25接入SVC，节点16、33接入储能装置，节点24、25分别接有可中断负荷和DLC，节点18、31接入光伏系统，节点7和节点21接入两个可控分布式电源。

如图1所示，本发明实施例的基于二阶锥优化的售电公司所辖区域配电网的调度方法，包括以下步骤：

步骤10)建立售电公司所辖区域配电网优化调度模型，所述模型以售电公司全天运行成本最低为优化目标，以潮流约束、可控分布式电源运行约束、可中断负荷(文中简称：IL)约束、直接负荷控制(文中简称：DLC)运行约束、配电网运行安全约束、配变关口功率约束、储能运行约束、静止无功补偿装置SVC约束和可再生能源发电约束为约束条件。

步骤20)将配电网优化调度模型转化为二阶锥优化模型。

步骤30)对二阶锥优化模型进行求解，得到最优调度结果。

步骤40)利用步骤30)得到的最优调度结果，对售电公司所辖配电网内各可调设备进行最优调度配置，确定可控分布式电源有功无功出力、可调负荷、储能充放电、静止无功补偿装置(文中简称：SVC)无功出力以及可再生能源无功出力。

上述实施例中，所述的步骤10)中，优化目标如式(1)所示：

式中：f为售电公司运行的总成本；ΔT为时间间隔，作为优选例，ΔT可设为15min；T为调度周期；ρ_t为t时段从电力市场的购电电价；P_g,t为t时段从电力市场的购电量；M为配电网内接入的可控分布式电源数量；b_i为第i台可控分布式电源的出力成本一次项系数；c_i为第i台可控分布式电源的出力成本常数项系数；为第i台可控分布式电源在t时段发出的有功功率；N为配电网内可中断负荷用户的数量；为t时段对于可中断负荷用户j中断负荷的补偿；为第j个可中断负荷用户在t时段的负荷中断量；K为配电网内直接负荷控制用户的数量；为t时段对于直接负荷控制用户k接受负荷控制的补偿；为第k个直接负荷控制用户在t时段受控的负荷量。

潮流约束如式(2)所示：

式中：为t时段支路ij上的有功功率，k:(j,k)表示以节点j为首节点的末端节点集合，为t时段支路jk上的有功功率，r_ij为支路ij的电阻，为t时段支路ij的线路电流，为t时段节点j处的有功功率净注入值，为t时段支路ij上的无功功率，为t时段支路jk上的无功功率，x_ij为支路ij的电抗，为t时段节点j处的无功功率净注入值，为t时段节点j上的负荷有功功率，为t时段节点j上连接的储能充电功率，为t时段节点j上连接的储能放电功率，为t时段节点j上连接的可控分布式电源发出的有功功率；为t时段节点j上连接的光伏有功功率；为t时段节点j上中断的有功负荷量；为t时段节点j上连接的直接负荷控制被控制的负荷量；为t时段节点j上的反弹负荷；为t时段节点j的负荷无功功率；为t时段节点j上连接的静止无功补偿装置补偿功率；为t时段节点j上连接的可控分布式电源发出的无功功率；为t时段节点j上连接的光伏无功功率；为t时段节点j上中断的无功负荷量；为t时段节点j的电压幅值，V_i^t为t时段节点i的电压幅值；

所述可中断负荷约束如式(3)所示：

式中：为第j个可中断负荷的上限值；为可中断负荷的功率因数角；

所述配电网运行安全约束如式(4)所示：

式中：V_i^min为节点i电压幅值下限；V_i^max为节点i电压幅值上限，为支路ij电流幅值上限。作为优选例，节点电压幅值下限设为0.9p.u.,节点电压幅值上限设为1.1p.u.，即系统安全运行的电压偏差阈值为0.1p.u.。

所述的配变关口功率约束如式(5)所示：

式中：为t时段根节点从上级输电网流入本级配电网的有功功率，为调控中心设定的有功功率交换上界，为调控中心设定的有功功率交换下界，Q₀^t为t时段根节点从上级输电网流入本级配电网的无功功率，为调控中心设定的无功功率交换下界，为调控中心设定的无功功率交换上界。该约束是将配变关口功率控制在一定范围内，目的是为了抑制有源配电网的功率波动对于输电网造成不利影响。

所述的静止无功补偿装置SVC约束如式(6)所示：

式中：为静止无功补偿装置可调节功率的上限值，为静止无功补偿装置可调节功率的下限值。

在步骤10)中，可控分布式电源运行约束包括可控分布式电源出力上下限约束、可控分布式电源爬坡速率约束和可控分布式电源启停时间约束。具体来说：

所述可控分布式电源出力上下限约束如式(7)所示：

式中：C_i,t为第i台可控分布式电源在t时段的状态，为0-1变量；P_i^max为第i台可控分布式电源有功输出功率上限，P_i^min为第i台可控分布式电源有功输出功率下限，为第i台可控分布式电源无功输出功率上限，为第i台可控分布式电源无功输出功率下限；为t时段第i台可控分布式电源发出的有功功率，为t时段第i台可控分布式电源发出的无功功率。

所述可控分布式电源爬坡速率约束如式(8)所示：

式中：为第i台可控分布式电源在t+1时段发出的有功功率；R_up,i为第i台可控分布式电源的向上爬坡速率限制；R_down,i为第i台可控分布式电源的向下爬坡速率限制。

所述可控分布式电源启停时间约束如式(9)所示：

式中：C_i,m为第i台可控分布式电源在m时段的状态，C_i,t为第i台可控分布式电源在t时段的状态，C_i,t-1为第i台可控分布式电源在t-1时段的状态，C_i,n为第i台可控分布式电源在n时段的状态；m和n均表示某一时段数，T为调度周期，为第i台可控分布式电源的开机后最小运行时间，为第i台可控分布式电源的停机后最小停运时间。

在步骤10)中，直接负荷控制运行约束包括负荷控制时间约束、负荷控制容量约束、负荷受控时间约束和反弹负荷约束。

所述的负荷控制时间约束如式(10)所示：

式中：X_k,t为t时段第k个直接负荷控制用户是否被控制的0-1状态变量，1表示被控制，0表示未被控制；为第k个直接负荷控制用户的最大连续受控时间；T₀表示调度周期T与时段间的最小值，X_k,l为l时段第k个直接负荷控制用户是否被控制的0-1状态变量，X_k,t-1为t-1时段第k个直接负荷控制用户是否被控制的0-1状态变量，为第k个直接负荷控制用户最小连续不受控时间。对于受控负荷，为了保证用户的满意度和舒适度，不能对其长时间进行控制，也不能在结束控制后的短时间内再次对其进行控制，因此必须对其施加最长连续受控时间和最小连续不受控时间约束。

所述的负荷控制容量约束如式(11)所示：

式中：为t时段第k个直接负荷控制用户被控制的负荷量，为第k个直接负荷控制用户的控制容量上限。

所述负荷受控时段约束如式(12)所示：

式中：S为采取直接负荷控制措施的时段。DLC是在系统高峰时所采取的措施，因此需加一个受控时段约束，在该时段内才可以采取直接负荷控制。

直接负荷控制主要面向具有热储能能力的负荷，一般为空调和热水器，在进行负荷控制之后，为了使环境等恢复被控前的状态，用户会在控制结束后增加用电，因此在进行直接负荷控制优化建模时，需要考虑反弹负荷的影响。所述反弹负荷约束如式(13)所示：

式中：为t时段第k个直接负荷控制用户的反弹负荷，为第k个直接负荷控制用户在t-1时段的受控负荷，为第k个直接负荷控制用户在t-2时段的受控负荷，为第k个直接负荷控制用户在t-3时段的受控负荷，α为对应时段的第一系数，β为对应时段的第二系数，γ为对应时段的第三系数。

在步骤10)中，储能装置运行约束包括储能装置容量约束和储能充放电功率约束。

所述储能装置容量约束如式(14)所示：

式中，为t时段节点i上连接的储能的总能量，为t时段节点i上连接的储能充电功率，η_ch为储能的充电效率，为t时段节点i上连接的储能放电功率，η_dis为储能的放电效率，为t+1时段节点i上连接的储能的总能量，ΔT为时间间隔，为T时段节点i上连接的储能的总能量，为T时段节点i上连接的储能充电功率，为T时段节点i上连接的储能放电功率，为第1时段节点i上连接的储能的总能量，为节点i上连接的储能容量限值。为了保证储能在新的调度周期内具有相同的调节特性，将储能的本周期初始容量E_bati,1和下一个周期的初始E_bati,T+1容量设定相等，为保证储能的工作效率和使用寿命，设定其电量使用范围在20％～90％。

所述的储能充放电功率约束如式(15)所示：

式中，为节点i上连接的储能装置的充电功率上限，为t时刻节点i上连接的储能装置的充电状态，为0-1变量，表示t时刻节点i上连接储能装置处于充电状态，表示t时刻节点i上连接储能装置未处于充电状态；为节点i上连接的储能装置的放电功率上限，为t时刻节点i上连接的储能装置的放电状态，为0-1变量，表示t时刻节点i上连接储能装置处于放电状态，表示t时刻节点i上连接储能装置未处于放电状态。该约束能保证储能装置不会产生既充电同时又放电的物理不可行情况。

在步骤10)中，可再生能源发电约束为光伏发电运行约束，光伏发电运行约束如式(16)所示：

式中：为t时段节点j上连接的光伏有功功率，为连接在节点j上的光伏在t时段有功出力的预测值；为t时段节点j上连接的光伏无功功率，为相应光伏的无功出力预测值；为光伏的功率因数角。

在上述售电公司所辖区域配电网优化调度模型中，潮流约束是非线性、非凸的，给模型的求解带来了难题，因此在本发明实施例中，对潮流约束进行锥转化，使调度模型转化为方便求解的二阶锥优化问题。步骤20)具体包括以下步骤：

首先对于潮流约束进行凸松弛，如式(17)所示：

然后引入新变量如式(18)和式(19)所示：

v_i:＝|V_i^t|² 式(18)

对潮流约束进行转化，如式(20)所示：

将式(18)和式(19)代入式(17)，并做等价变化，得到式(21)：

经过上述处理后，调度模型在不考虑分布式电源、储能等变量的约束时已然是一个二阶锥优化问题，在加入了整数变量以后，由于将潮流这一非凸约束进行了凸化，也可以利用成熟商业软件，如Cplex，Mosek等，保证解的计算效率和最优性。

本发明利用最优调度结果，对售电公司所辖配电网内各可调设备进行最优调度配置，确定可控分布式电源有功无功出力，可调负荷，储能充放电，SVC无功出力以及可再生能源无功出力的调度计划，在保证区域配电网安全稳定运行同时实现售电公司运行成本最小化。本发明在售电公司所辖区域配电网的优化调度模型中加入了无功功率调度模型，综合考虑配电网安全运行约束，并引入二阶锥优化理论解决调度模型的非凸性，准确求解售电公司调度模型，有效降低售电公司运行成本，实现售电公司运行收入的最大化。

本发明实施例根据日负荷曲线，对负荷数据进行扩充，即将原标准算例中的负荷作为负荷曲线上某一时刻的值，其他时刻的值按比例相应算出。日前负荷曲线和光伏发电出力曲线如图3所示，原标准算例对应于15：00时的负荷数据。

本实施例在Matlab环境下利用Mosek算法包开发上述售电公司所辖区域配电网优化调度模型，优化得可控分布式电源出力如图4所示。接在节点24上的DLC实施前后负荷变化曲线如图5所示，售电公司购电量变化曲线如图6所示。对于可中断负荷，其优化调度结果为：在14:30-16:00时间段内中断。图5和图6中，优化前是指没有进行本专利的方法进行优化之前的情况。优化后是指采用本专利的方法进行优化后的情况。

根据上述调度结果配置售电公司所辖区域配电网内的分布式电源，可调负荷，储能，以及SVC等可调设备，得到售电公司运行成本为2384$。售电公司优化前的运行成本为2418$，而若只考虑售电公司所辖区域配电网的有功调度，则运行成本为2395$。比较以上结果，可看到采用本发明所提出的售电公司所辖区域配电网优化模型，售电公司的总运行成本最小，运行经济效益最好。

上述实施例中，采用本发明的方法进行优化调度后，得到各时刻区域配电网的最大电压偏差如图7所示。从图7可以看出：最大电压偏差小于0.09p.u.。任意时刻区域配电网的电压偏差均在安全阈值内。这说明本发明实施例采用的调度方法在降低售电公司运行成本的同时，也保证了所辖区域配电网的安全稳定运行。由此可见，本发明实施例所提出的基于二阶锥优化的售电公司所辖区域配电网调度方法，将无功优化模型纳入到售电公司所辖区域配电网调度模型中，通过对可调负荷以及可控分布式电源等可调设备的有功无功优化调度，可以进一步有效降低售电公司的运行成本，在保证区域配电网安全稳定运行的同时实现售电公司运行效益的最大化。