計(jì)及激勵(lì)型需求響應(yīng)的微電網(wǎng)負(fù)荷削減控制方法
【專利摘要】本發(fā)明提供一種計(jì)及激勵(lì)型需求響應(yīng)的微電網(wǎng)負(fù)荷削減控制方法，包括如下步驟：首先，以調(diào)度成本最低為目標(biāo)建立激勵(lì)型需求響應(yīng)的電網(wǎng)側(cè)經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型；其次，以用戶經(jīng)濟(jì)損失最小為目標(biāo)建立用戶側(cè)響應(yīng)模型；進(jìn)一步地，獲取微電網(wǎng)當(dāng)前運(yùn)行狀態(tài)，求解電網(wǎng)調(diào)度模型和用戶響應(yīng)模型；最后，根據(jù)求解結(jié)果判斷是否進(jìn)行激勵(lì)型需求響應(yīng)或直接切負(fù)荷。本發(fā)明提出的負(fù)荷削減控制方法，能夠?qū)⑿枨髠?cè)資源作為微電網(wǎng)分布式發(fā)電和儲(chǔ)能的可替代資源并加以利用，降低微電網(wǎng)投資和運(yùn)行成本，減少負(fù)荷停電次數(shù)和停電時(shí)間，提高微電網(wǎng)供電可靠性。
【專利說明】
計(jì)及激勵(lì)型需求響應(yīng)的微電網(wǎng)負(fù)荷削減控制方法
技術(shù)領(lǐng)域
[0001] 本發(fā)明設(shè)及電力系統(tǒng)運(yùn)行的負(fù)荷削減控制技術(shù)領(lǐng)域，特別設(shè)及一種計(jì)及激勵(lì)型需 求響應(yīng)的微電網(wǎng)負(fù)荷削減控制方法。
【背景技術(shù)】
[0002] 隨著分布式可再生能源及儲(chǔ)能的快速發(fā)展，需求側(cè)響應(yīng)和虛擬電廠已成為由智能 電網(wǎng)向能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展的關(guān)鍵因素。智能電網(wǎng)強(qiáng)調(diào)用戶主動(dòng)參與電網(wǎng)的運(yùn)行管理，實(shí)現(xiàn)電 網(wǎng)與用戶之間電能和信息的靈活雙向互動(dòng)。需求側(cè)響應(yīng)作為智能電網(wǎng)的重要組成部分，能 夠響應(yīng)電價(jià)信號(hào)或激勵(lì)機(jī)制并調(diào)整用電模式，實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)的削峰填谷和促進(jìn)分布式電源的消 納。同時(shí)，需求側(cè)響應(yīng)作為一類虛擬可控資源，能夠?qū)⑿枨髠?cè)作為發(fā)電端的可替代資源加 W 利用，是虛擬電廠的一個(gè)重要實(shí)現(xiàn)手段。
[0003] 激勵(lì)型需求響應(yīng)是通過與用戶簽訂合同，在電力系統(tǒng)容量短缺或可靠性受到威脅 時(shí)，W經(jīng)濟(jì)激勵(lì)來(lái)引導(dǎo)用戶調(diào)整用電方式，減少該時(shí)段的負(fù)荷量，W保證電力系統(tǒng)的供需平 衡。
[0004] 當(dāng)微電網(wǎng)外部發(fā)生故障時(shí)，微電網(wǎng)通過智能開關(guān)將內(nèi)部負(fù)荷與外部故障系統(tǒng)進(jìn)行 電氣隔離，轉(zhuǎn)為孤島運(yùn)行模式，通過分布式電源及儲(chǔ)能為微電網(wǎng)負(fù)荷供電。孤島型微電網(wǎng)的 停電情況取決于內(nèi)部的電力供需平衡。當(dāng)分布式電源及儲(chǔ)能出力不足時(shí)，需要進(jìn)行負(fù)荷削 減。傳統(tǒng)的負(fù)荷削減策略只考慮切負(fù)荷，沒有設(shè)及激勵(lì)型需求響應(yīng)。而分布式電源及儲(chǔ)能技 術(shù)在微電網(wǎng)中的成熟應(yīng)用，為激勵(lì)型需求響應(yīng)參與微電網(wǎng)的負(fù)荷削減提供了時(shí)間基礎(chǔ)。

【發(fā)明內(nèi)容】

[0005] 本發(fā)明的目的在于克服現(xiàn)有技術(shù)中的不足，提供一種計(jì)及激勵(lì)型需求響應(yīng)的微電 網(wǎng)負(fù)荷削減控制方法，將需求側(cè)響應(yīng)作為發(fā)電側(cè)的可替代資源加 W利用，降低電網(wǎng)的投資 和運(yùn)行成本，減少負(fù)荷的停電次數(shù)和時(shí)間，提高微電網(wǎng)的供電可靠性。
[0006] 本發(fā)明提出一種計(jì)及激勵(lì)型需求響應(yīng)的微電網(wǎng)負(fù)荷削減控制方法，包括W下步 驟：
[0007] 1)獲取微電網(wǎng)當(dāng)前分布式電源總輸出功率Pc、儲(chǔ)能輸出功率Ps、儲(chǔ)能剩余可利用小 時(shí)數(shù)Ts及總負(fù)荷量扣；
[000引2) W調(diào)度成本最低為目標(biāo)建立激勵(lì)型需求響應(yīng)的電網(wǎng)側(cè)經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型；
[0009] 3) W用戶經(jīng)濟(jì)損失最小為目標(biāo)建立用戶側(cè)響應(yīng)模型；
[0010] 4)判斷是否有條件執(zhí)行激勵(lì)型需求響應(yīng)，若是，W線性規(guī)劃方法求解電網(wǎng)側(cè)調(diào)度 模型，并將求得的各需求響應(yīng)用戶應(yīng)削減的負(fù)荷量及削減時(shí)間傳送給用戶，若否，轉(zhuǎn)至步驟 6);
[0011] 5) W二次規(guī)劃方法求解用戶響應(yīng)模型，判斷用戶負(fù)荷削減總量是否達(dá)到要求，若 達(dá)到，則無(wú)須切負(fù)荷，若否，則執(zhí)行下一步；
[001 ^ 6)根據(jù)微電網(wǎng)內(nèi)缺負(fù)荷量進(jìn)行切負(fù)荷，所缺負(fù)荷量Pq計(jì)算式為Pq = Pi^-Pgd
[0013] 上述的計(jì)及激勵(lì)型需求響應(yīng)的微電網(wǎng)負(fù)荷削減控制方法中，所述的激勵(lì)型需求響 應(yīng)的電網(wǎng)側(cè)經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型為：
[0014] 目標(biāo)函數(shù)（1)，
[001引約束條件；

[0016] (2),
[0017] (3),
[001 引 （4)，
[0019] (5),
[0020] (6),
[0021] 式中：C表示調(diào)度成本;mine表示模型的目標(biāo)為使調(diào)度成本C最小;n表示可中斷負(fù) 荷和緊急需求響應(yīng)用戶的總數(shù)量；i表示用戶的序號(hào)，i的取值范圍為1~n;Ei表示用戶i的 補(bǔ)償電價(jià)；A Pi表示用戶i的負(fù)荷削減量;t表示需求響應(yīng)開始的時(shí)刻;P(t)表示響應(yīng)時(shí)刻t 的電價(jià);Qi表示用戶i的電費(fèi)折扣率;Pi(t)表示用戶i在響應(yīng)時(shí)刻t的實(shí)際用電功率;ti表示 用戶i的負(fù)荷削減時(shí)間；APs表示系統(tǒng)需要削減的總負(fù)荷量;tri,max為用戶i所簽訂協(xié)議中規(guī) 定的從收到響應(yīng)信號(hào)到完成負(fù)荷削減所需的最長(zhǎng)時(shí)間;Tr為微電網(wǎng)要求的從發(fā)出響應(yīng)信號(hào) 到用戶完成負(fù)荷削減的時(shí)間；T為系統(tǒng)要求的負(fù)荷削減時(shí)間;N為所有可中斷負(fù)荷和緊急需 求響應(yīng)用戶的集合;Amax,i為用戶i所簽訂協(xié)議中規(guī)定的負(fù)荷最大削減比例；Si為用戶i該年 度需求響應(yīng)的次數(shù);Si,max為用戶i所簽訂的協(xié)議中規(guī)定的最大年響應(yīng)次數(shù)。
[0022] 上述約束條件中，式(2)為負(fù)荷削減量約束;式(3)為響應(yīng)速度約束;式(4)為響應(yīng) 時(shí)長(zhǎng)約束;式(5)為削減比例約束;式(6)為響應(yīng)次數(shù)約束。
[0023] 上述的計(jì)及激勵(lì)型需求響應(yīng)的微電網(wǎng)負(fù)荷削減控制方法，所述的用戶側(cè)響應(yīng)模型 為：
[0024] 目標(biāo)函數(shù)：
[0025] minL = Ci+C2+F-R (7)，
[0026] 。二化1 A p2+K2 A P-KsAI^Hdr (8)，
[0027] C2 =叩（t)(P(t)-AP)tdr (9)，
[0028 (10)，
[0029 (11),
[0030] 約束條件：
[0031] 0< AP<P(t) (12),
[0032]
(13)，
[0033] tr < tr.max (14)，
[0034] 上述式中：L為用戶總經(jīng)濟(jì)損失;Cl為用戶執(zhí)行響應(yīng)的成本;C2為響應(yīng)時(shí)段內(nèi)用戶的 電費(fèi);F為未響應(yīng)懲罰；R為響應(yīng)收益;Ki和K2為常系數(shù)；A P為用戶的負(fù)荷削減量;U是(0，1)區(qū) 間內(nèi)的隨機(jī)值;t化為用戶削減負(fù)荷的時(shí)長(zhǎng);a為用戶的電費(fèi)折扣率;P(t)為用戶在響應(yīng)時(shí)刻t 的實(shí)際用電功率；A Pn為電力公司要求負(fù)荷削減量;Pf為懲罰電價(jià);E為補(bǔ)償電價(jià);tr為用戶 從收到響應(yīng)信號(hào)到完成負(fù)荷削減所用的時(shí)間；tr,max為用戶所簽訂協(xié)議中規(guī)定的從收到響應(yīng) 信號(hào)到完成負(fù)荷削減所需的最長(zhǎng)時(shí)間。
[0035] 式(8)為響應(yīng)成本等式，采用二次函數(shù)進(jìn)行量化描述，U是(0，1)區(qū)間內(nèi)的隨機(jī)值， 用其表示用戶執(zhí)行響應(yīng)的主觀性和不確定性，區(qū)分不同類型用戶的停電成本;式(9)為響應(yīng) 時(shí)段內(nèi)的電費(fèi)等式，其中緊急需求響應(yīng)用戶電費(fèi)折扣為1;式（10)未響應(yīng)懲罰等式，若用戶 負(fù)荷削減量達(dá)到電力公司要求削減的電量則不受懲罰，否則受到相應(yīng)差額電量的懲罰，其 中緊急需求響應(yīng)用戶沒有懲罰；式（11)為響應(yīng)收益等式，用戶得到補(bǔ)償?shù)碾娏坎淮笥陔娏?公司要求削減的電量;式（12)為削減電量約束，表示實(shí)際削減電功率不大于用戶響應(yīng)前的 功率;式（13)為可中斷負(fù)荷用戶電費(fèi)折扣約束，表示當(dāng)用戶實(shí)際削減負(fù)荷量達(dá)到電力公司 要求時(shí)才有電費(fèi)折扣;式(14)為響應(yīng)速度約束。
[0036] 上述的計(jì)及激勵(lì)型需求響應(yīng)的微電網(wǎng)孤島模式負(fù)荷削減策略中，所述的執(zhí)行激勵(lì) 型需求響應(yīng)的條件為：
[0037] trs<Ts且 A Pmax〉PL-PG (15)，
[0038] 式中：trs為微電網(wǎng)所有激勵(lì)型需求響應(yīng)用戶從收到響應(yīng)信號(hào)到完成負(fù)荷削減所用 的平均時(shí)間；A Pmax為微電網(wǎng)所有激勵(lì)型響應(yīng)用戶最大可削減負(fù)荷量。
[0039] 與現(xiàn)有技術(shù)相比，本發(fā)明的有益效果在于：
[0040] (1)通過激勵(lì)型需求響應(yīng)引導(dǎo)用戶調(diào)整用電方式，減少微電網(wǎng)孤島運(yùn)行時(shí)的負(fù)荷 缺額，從而減少微電網(wǎng)中分布式電源和儲(chǔ)能的配置容量，降低電力系統(tǒng)的投資和運(yùn)行成本；
[0041] (2)將激勵(lì)型需求響應(yīng)作為微電網(wǎng)孤島模式負(fù)荷削減控制方法的步驟之一，能夠 減少微電網(wǎng)內(nèi)負(fù)荷的停電次數(shù)和停電時(shí)間，提高微電網(wǎng)的供電可靠性。
【附圖說明】
[0042] 圖1是計(jì)及激勵(lì)型需求響應(yīng)的微電網(wǎng)負(fù)荷削減控制方法的流程示意圖。
[0043] 圖2是具體實(shí)施例的電網(wǎng)模型示意圖。
【具體實(shí)施方式】
[0044] W下結(jié)合附圖和實(shí)例對(duì)本發(fā)明的具體實(shí)施做進(jìn)一步說明。
[0045] 圖1反映了計(jì)及激勵(lì)型需求響應(yīng)的微電網(wǎng)負(fù)荷削減控制方法的具體流程，包括如 下步驟：
[0046] 1)數(shù)據(jù)初始化，令t = 0;
[0047] 2)獲取t時(shí)刻微電網(wǎng)內(nèi)部分布式電源總出力化、總負(fù)荷量Pl、儲(chǔ)能最大出力Ps和儲(chǔ) 能剩余可利用小時(shí)數(shù)Ts，若Pg+Ps〉Pl，進(jìn)行下一步，若否，則轉(zhuǎn)至步驟8);
[004引3)若Pg化，進(jìn)行下一步，若否，則轉(zhuǎn)至步驟7);
[0049] 4)計(jì)算所有激勵(lì)型需求響應(yīng)用戶的最大負(fù)荷削減量A Pmax和響應(yīng)所需的平均時(shí)間 trs，若trs<Ts且A Pmax〉化-Pg，則進(jìn)行下一步，若否，轉(zhuǎn)至步驟7 );
[0050] 5)計(jì)算微電網(wǎng)缺負(fù)荷量Pq = Pl-Pg, W線性規(guī)劃方法求解激勵(lì)型需求響應(yīng)的電網(wǎng)側(cè) 經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，得出各個(gè)激勵(lì)響應(yīng)用戶的應(yīng)削減量A Pi及削減時(shí)間ti，并將結(jié)果傳送給用 戶，其中電網(wǎng)側(cè)的經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型如下：
[0051] (1)，
[0化2]
[0化3]
[0化4]
[0化5]
[0化6]
[0化7]
[0058] 式中：C表示調(diào)度成本;mine表示模型的目標(biāo)為使調(diào)度成本C最小;n表示可中斷負(fù) 荷和緊急需求響應(yīng)用戶的總數(shù)量；i表示用戶的序號(hào)，i的取值范圍為1~n;Ei表示用戶i的 補(bǔ)償電價(jià)；A Pi表示用戶i的負(fù)荷削減量;t表示需求響應(yīng)開始的時(shí)刻;P(t)表示響應(yīng)時(shí)刻t 的電價(jià);Qi表示用戶i的電費(fèi)折扣率;Pi(t)表示用戶i在響應(yīng)時(shí)刻t的實(shí)際用電功率;ti表示 用戶i的負(fù)荷削減時(shí)間；APs表示系統(tǒng)需要削減的總負(fù)荷量;tri,max為用戶i所簽訂協(xié)議中規(guī) 定的從收到響應(yīng)信號(hào)到完成負(fù)荷削減所需的最長(zhǎng)時(shí)間;Tr為微電網(wǎng)要求的從發(fā)出響應(yīng)信號(hào) 到用戶完成負(fù)荷削減的時(shí)間；T為系統(tǒng)要求的負(fù)荷削減時(shí)間;N為所有可中斷負(fù)荷和緊急需 求響應(yīng)用戶的集合;Amax,i為用戶i所簽訂協(xié)議中規(guī)定的負(fù)荷最大削減比例；Si為用戶i該年 度需求響應(yīng)的次數(shù);Si,max為用戶i所簽訂的協(xié)議中規(guī)定的最大年響應(yīng)次數(shù)。
[0059] 6) W二次規(guī)劃方法求解用戶響應(yīng)模型，得出各個(gè)用戶實(shí)際削減負(fù)荷量A Pai,若
則進(jìn)行下一步，若否，則轉(zhuǎn)至步驟8)，其中用戶響應(yīng)模型如下：
[0060] 目標(biāo)函數(shù)：
[0061] minL = Ci+C2+F-R (7)，
[0062] 。二化1 A p2+K2 A P-KsAI^Hdr (8)，
[0064] (10)，
[0063] 。二a〇(t)(P(t)-AP)tdr (9)，
[00化] (11)，
[0066]
[0067]
[00側(cè) （1巧，
[0069] tr < tr.max (14)，
[0070] 上述式中：L為用戶總經(jīng)濟(jì)損失;Cl為用戶執(zhí)行響應(yīng)的成本;C2為響應(yīng)時(shí)段內(nèi)用戶的 電費(fèi);F為未響應(yīng)懲罰；R為響應(yīng)收益;Ki和K2為常系數(shù)；A P為用戶的負(fù)荷削減量;U是(0，1)區(qū) 間內(nèi)的隨機(jī)值;tdr為用戶削減負(fù)荷的時(shí)長(zhǎng);a為用戶的電費(fèi)折扣率;P(t)為用戶在響應(yīng)時(shí)刻t 的實(shí)際用電功率；A Pn為電力公司要求負(fù)荷削減量;Pf為懲罰電價(jià);E為補(bǔ)償電價(jià);tr為用戶 從收到響應(yīng)信號(hào)到完成負(fù)荷削減所用的時(shí)間；tr,max為用戶所簽訂協(xié)議中規(guī)定的從收到響應(yīng) 信號(hào)到完成負(fù)荷削減所需的最長(zhǎng)時(shí)間。
[0071] 7)根據(jù)微電網(wǎng)缺負(fù)荷量Pq、內(nèi)部負(fù)荷的重要程度及電氣位置進(jìn)行切負(fù)荷；
[0072] 8)判斷此時(shí)微電網(wǎng)是否仍處于孤島運(yùn)行模式，若是，令t = t+At,轉(zhuǎn)至步驟2;若 否，則結(jié)束本次循環(huán)。
[0073] W下是本發(fā)明方法的一個(gè)實(shí)際算例，圖2顯示了該配電網(wǎng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)。從圖中可W 看出，W公共連接點(diǎn)為分界點(diǎn)，負(fù)荷11~13、19~23W及風(fēng)電機(jī)組、微型燃?xì)廨啓C(jī)組和儲(chǔ)能 構(gòu)成一個(gè)微電網(wǎng)，支路25、26和29上裝有智能開關(guān)，能有效開斷負(fù)荷電流，電網(wǎng)元件數(shù)據(jù)如 表1、表2所示。
[0074] 夫布擊由源巧儲(chǔ)能參掛
[0075]
[0076]
[0077]
[0078] 在本算例中，采用威布爾分布模擬實(shí)際風(fēng)速概率分布，風(fēng)電機(jī)組的切入、額定及切 除風(fēng)速分別為9、38和80山/11，設(shè)平均風(fēng)速為14.61〇11/11，風(fēng)速標(biāo)準(zhǔn)差為9.75。儲(chǔ)能容量為 IMW ? h，最大出力為0.5MW。微型燃?xì)廨啓C(jī)組采用如下所示的出力模型，即微型燃?xì)廨啓C(jī)組 僅在一天中的16點(diǎn)到20點(diǎn)發(fā)電，功率為0.6麗，其余時(shí)間不發(fā)電。
[0079]
[0080] 選取微電網(wǎng)負(fù)荷LP13、21和23作為簽訂需求響應(yīng)協(xié)議的用戶，其中LP13和21為可 中斷負(fù)荷用戶，LP23為緊急需求響應(yīng)用戶，用戶的補(bǔ)償電價(jià)、電費(fèi)折扣、最大負(fù)荷削減比例 和未響應(yīng)懲罰如表3所示。在實(shí)際運(yùn)行中，不同用戶的停電意愿可根據(jù)歷史數(shù)據(jù)進(jìn)行預(yù)測(cè)， 此處不妨直接設(shè)定響應(yīng)模型中的常系數(shù)Kl、K2分別為0.75和1。
[0081] 表3激勵(lì)型需求響應(yīng)用戶參數(shù)
[0082]
[0083] 基于上述方法對(duì)微電網(wǎng)孤島運(yùn)行模式下進(jìn)行負(fù)荷削減，并進(jìn)行微電網(wǎng)供電可靠性 評(píng)估。為進(jìn)一步體現(xiàn)本發(fā)明的有益效果，表4給出了微電網(wǎng)供電可靠性指標(biāo)的對(duì)比，方案1為 采用傳統(tǒng)負(fù)荷削減策略進(jìn)行可靠性評(píng)估，方案2為采用本發(fā)明的計(jì)及激勵(lì)型需求響應(yīng)的微 電網(wǎng)孤島模式負(fù)荷削減策略進(jìn)行可靠性評(píng)估。
[0084] 親4微由網(wǎng)可靠忡指標(biāo)
[0085]
[00化]具甲，亦;統(tǒng)干均信巧娜準(zhǔn)巧稱SAiKiSystem Average Interruption Frequen巧 Index)是指微電網(wǎng)中每個(gè)用戶在一年內(nèi)的平均停電次數(shù)，單位為(次/年）；系統(tǒng)平均停電持 續(xù)時(shí)間指標(biāo)SAIDKSystem Average Interruption Frequen巧 Index)是指微電網(wǎng)中每個(gè) 用戶在一年內(nèi)的平均停電持續(xù)時(shí)間，單位為（小時(shí)/年）；系統(tǒng)平均供電可用率指標(biāo)ASAI (Average Service Availability Index)是指一年中用戶不停電時(shí)長(zhǎng)與用戶要求的總供 電時(shí)長(zhǎng)之比。
[0087] 從表4可知，采用方案2比采用方案1平均停電頻率指標(biāo)降低16.77%，平均停電持 續(xù)時(shí)間指標(biāo)降低11.63%，平均供電可用率提升0.0137%，說明采用本發(fā)明的計(jì)及激勵(lì)型需 求響應(yīng)的微電網(wǎng)孤島模式負(fù)荷削減策略可W提升微電網(wǎng)的供電可靠性。
[0088] 上述實(shí)施例為本發(fā)明較佳的實(shí)施方式，但本發(fā)明的實(shí)施方式并不受上述實(shí)施例的 限制，其他任何未背離本發(fā)明的精神實(shí)質(zhì)和原理下所作的修改、修飾、替代、組合、簡(jiǎn)化，均 應(yīng)為等效的置換方式，都應(yīng)包含在本發(fā)明的保護(hù)范圍之內(nèi)。
【主權(quán)項(xiàng)】
1. 一種計(jì)及激勵(lì)型需求響應(yīng)的微電網(wǎng)負(fù)荷削減控制方法，其特征在于包括W下步驟： 1) 獲取微電網(wǎng)當(dāng)前分布式電源總輸出功率化、儲(chǔ)能輸出功率Ps、儲(chǔ)能剩余可利用小時(shí)數(shù) Ts及總負(fù)荷量扣； 2. W調(diào)度成本最低為目標(biāo)建立激勵(lì)型需求響應(yīng)的電網(wǎng)側(cè)經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型； 3. W用戶經(jīng)濟(jì)損失最小為目標(biāo)建立用戶側(cè)響應(yīng)模型； 4) 判斷是否有條件執(zhí)行激勵(lì)型需求響應(yīng)，若是，W線性規(guī)劃方法求解電網(wǎng)側(cè)調(diào)度模型， 并將求得的各需求響應(yīng)用戶應(yīng)削減的負(fù)荷量及削減時(shí)間傳送給用戶，若否，轉(zhuǎn)至步驟6); 5. W二次規(guī)劃方法求解用戶響應(yīng)模型，判斷用戶負(fù)荷削減總量是否達(dá)到要求，若達(dá)到， 則無(wú)須切負(fù)荷，若否，則執(zhí)行下一步； 6) 根據(jù)微電網(wǎng)內(nèi)缺負(fù)荷量進(jìn)行切負(fù)荷，所缺負(fù)荷量Pq計(jì)算式為Pq = Pl-Pg。2. 根據(jù)權(quán)利要求1所述的計(jì)及激勵(lì)型需求響應(yīng)的微電網(wǎng)負(fù)荷削減控制方法，其特征在 于:步驟2)所述的激勵(lì)型需求響應(yīng)的電網(wǎng)側(cè)經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型為：式中：C表示調(diào)度成本;min C表示模型的目標(biāo)為使調(diào)度成本C最小;η表示可中斷負(fù)荷和 緊急需求響應(yīng)用戶的總數(shù)量；i表示用戶的序號(hào)，i的取值范圍為1~η;Ει表示用戶i的補(bǔ)償 電價(jià)；Δ Pi表示用戶i的負(fù)荷削減量;t表示需求響應(yīng)開始的時(shí)刻;p(t)表示響應(yīng)時(shí)亥Ijt的電 價(jià);〇i表不用戶i的電費(fèi)折扣率;Pi(t)表不用戶i在響應(yīng)時(shí)刻t的實(shí)際用電功率;ti表不用戶i 的負(fù)荷削減時(shí)間；A Ps表示系統(tǒng)需要削減的總負(fù)荷量;tri,max為用戶i所簽訂協(xié)議中規(guī)定的 從收到響應(yīng)信號(hào)到完成負(fù)荷削減所需的最長(zhǎng)時(shí)間;Tr為微電網(wǎng)要求的從發(fā)出響應(yīng)信號(hào)到用 戶完成負(fù)荷削減的時(shí)間；T為系統(tǒng)要求的負(fù)荷削減時(shí)間;N為所有可中斷負(fù)荷和緊急需求響 應(yīng)用戶的集合;λη3χ,ι為用戶i所簽訂協(xié)議中規(guī)定的負(fù)荷最大削減比例；Si為用戶i該年度需 求響應(yīng)的次數(shù);Si,max為用戶i所簽訂的協(xié)議中規(guī)定的最大年響應(yīng)次數(shù)。3. 根據(jù)權(quán)利要求1所述的計(jì)及激勵(lì)型需求響應(yīng)的微電網(wǎng)負(fù)荷削減控制方法，其特征在 于:步驟3)所述的用戶側(cè)響應(yīng)模型為： 目標(biāo)函數(shù)： minL = Ci+C2+F-R (7)， Ci=化ιΔρ2+Κ2ΔΡ-Κ2ΔΙ^Η<?Γ (8)， C2 = ap(t)(P(t)-AP)tdr (9)，tr < tr.max (14)， 上述式中：L為用戶總經(jīng)濟(jì)損失；Cl為用戶執(zhí)行響應(yīng)的成本;C2為響應(yīng)時(shí)段內(nèi)用戶的電 費(fèi);F為未響應(yīng)懲罰；R為響應(yīng)收益;Κι和K2為常系數(shù)；A P為用戶的負(fù)荷削減量;U是(0，1)區(qū)間 內(nèi)的隨機(jī)值;tdr為用戶削減負(fù)荷的時(shí)長(zhǎng);α為用戶的電費(fèi)折扣率;P(t)為用戶在響應(yīng)時(shí)刻t的 實(shí)際用電功率；A Pn為電力公司要求負(fù)荷削減量;Pf為懲罰電價(jià);E為補(bǔ)償電價(jià);tr為用戶從 收到響應(yīng)信號(hào)到完成負(fù)荷削減所用的時(shí)間；tr,max為用戶所簽訂協(xié)議中規(guī)定的從收到響應(yīng)信 號(hào)到完成負(fù)荷削減所需的最長(zhǎng)時(shí)間。4.根據(jù)權(quán)利要求1所述的計(jì)及激勵(lì)型需求響應(yīng)的微電網(wǎng)負(fù)荷削減控制方法，其特征在 于:步驟4)所述執(zhí)行激勵(lì)型需求響應(yīng)的條件為： trs<Ts且ΔPmax〉扣-PG (15)， 式中：trs為微電網(wǎng)所有激勵(lì)型需求響應(yīng)用戶從收到響應(yīng)信號(hào)到完成負(fù)荷削減所用的平 均時(shí)間；APmax為微電網(wǎng)所有激勵(lì)型響應(yīng)用戶最大可削減負(fù)荷量。
【文檔編號(hào)】H02J3/00GK105846467SQ201610322638
【公開日】2016年8月10日
【申請(qǐng)日】2016年5月15日
【發(fā)明人】張勇軍, 黃廷城
【申請(qǐng)人】華南理工大學(xué)