CN105405063A - 基于主成分分析法的光伏电站接入方案综合决策方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种基于主成分分析法的光伏电站接入方案综合决策方法针对光伏电站接入电力系统的盲目性，考虑了光伏电站并网的稳态特性、电能质量、经济性等因素，构建了完整的光伏电站并网决策指标体系。以不损失原始数据差异性为前提，采用主成分分析法提取决策指标体系中的主成分进行方案的综合决策；通过对某地具体光伏电站接入系统的方案进行综合决策，结果合理、可信，真实表明了不同方案的优缺点，避免了方案选择的主观性。

Description

基于主成分分析法的光伏电站接入方案综合决策方法

技术领域

本发明涉及光伏电站接入方案综合决策方法，具体涉及一种基于主成分分析法的光伏电站接入方案综合决策方法。

背景技术

电网公司以加强太阳能利用为目的，以促进电网协调发展为出发点，在大容量光伏电站接入问题方面开展技术、经济、政策的综合研究，从电网的视角做好大容量光伏接入问题。目前的研究主要采用了主观经验或“就近接入”的原则，没有综合考虑并网光伏电网对配电网多种方面的因素对并网方案产生的综合影响，因此，建立光伏电站并网决策的指标体系和评估方法成为亟待解决的问题。

主成分分析法(PrinicipalComponmentAnalysis)是一种将多维信息压缩到少数维度上，尽可能反应最大的信息量，从众多影响因子中找到少数几个主导，综合这几个主导指标，判断客观事物整体特征。该评估方法对多项指标进行了主成分提取，降低了指标之间的相关性，在保留原始指标全部信息的前提下，简化了评价体系。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明的目的是提供一种基于主成分分析法的光伏电站接入方案综合决策方法，该方法合理、可信，真实表明了不同光伏电站接入方案的优缺点。

本发明是采用下述技术方案实现的：

一种基于主成分分析法的光伏电站接入方案综合决策方法，所述的方法包括如下步骤：

步骤1：建立光伏并网综合评价指标体系，依据该指标体系建立初始评价矩阵；

步骤2：对评价矩阵进行标准化处理，得到标准评价矩阵；

步骤3：基于主成分分析法计算相关系数矩阵、特征值和特征向量；

步骤4：依据特征向量的贡献率确定主成分，结合特征值线性加权求得综合评估值，依据综合评估值得大小，确定不同光伏电站并网方案的优劣。

优选的，所述的步骤1中，光伏电站并网安全性评价指标体系包括平均电压偏差率、电压最大波动率、电压离散度、并网点频率最大波动率、并网点频率离散度、并网点谐波含量离散度、谐波平均总畸变率、谐波超标率、经济性综合评价指标；

其中：

(1)平均电压偏差率：平均电压偏差率U^*计算方法如下式所示；

$U^{*}=\underset{i=1}{\overset{N}{\Σ}}\frac{U_i-U_{in}}{U_{in}}$

式中：N为网架结构采样点数；U_i为第i个采样点的电压；U_in为第i个采样点的额定电压；

(2)电压最大波动率：采用最大波动率U_mv来度量光伏并网后引起并网点电压量的最大波动情况；

$U_{mv}=\frac{max|U_i-{U_i}^{\′}|}{U_N}\×100\%$

式中：U_N为样本的额定值；U_i为光伏并网后第i个节点的电压母线电压的采样值，U_i'为光伏并网前第i个节点的电压母线电压的采样值；

(3)电压离散度：采用标准差来表征光伏并网后母线电压的离散度，计算方法如下式所示：

$U_D=\sqrt{\frac{1}{m-1}\underset{i=1}{\overset{m}{\Σ}}{(U_i-\stackrel{\‾}{U})}^2}$

为光伏并网后母线电压的数学期望，m为母线采样点的个数；U_i为第i个采样点母线电压的采样值；

(4)并网点频率最大波动率：采用最大波动率f_mv来度量光伏并网后引起并网点频率量的最大波动情况；

$f_{mv}=\frac{max|f_t-{f_t}^{\′}|}{f_N}\×100\%$

其中f_N为系统额定电压，所述的f_N＝50Hz；t为不同的采样时刻；f_t为光伏并网前在i时刻并网点的频率，f_t'为光伏并网后在i时刻并网点的频率；f_mv值越小，表明突变越小，对系统稳定运行越有利。

(5)并网点频率离散度：并网点频率的离散度f_D，计算方法如下式所示；

$f_D=\sqrt{\frac{1}{m-1}\underset{i=1}{\overset{m}{\Σ}}{(f_i-\stackrel{\‾}{f})}^2}$

为光伏并网后并网点频率的数学期望；m为母线采样点的个数；f_i为第i个采样点母线频率的采样值；

(6)并网点谐波含量离散度：并网点谐波含量离散度计算方法如下式所示；

${\mathrm{THD}}_D=\sqrt{\frac{1}{m-1}\underset{i=1}{\overset{m}{\Σ}}{({\mathrm{THD}}_i-\stackrel{\‾}{THD})}^2}$

m为母线采样点的个数；THD_i为第i个采样点母线谐波含量的采样值；为i个采样点母线谐波含量的平均值；

(7)谐波平均总畸变率：定义谐波含量与基波分量比值的平均值的百分数即谐波总畸变率的平均值为谐波平均总畸变率MT，计算方式如下式所示；

$MT=\frac{\underset{i=1}{\overset{m}{\Σ}}{\mathrm{THD}}_i}{m}$

m为母线采样点的个数；THD_i为第i个采样点母线谐波含量的采样值；

(8)谐波超标率：定义谐波超标率ER；

$ER=\frac{\underset{\mathrm{\Ω}}{\∫}dt}{T}=\frac{sum\[THD\left(i\right)>{\mathrm{THD}}_{st}\]}{m}$

Ω＝{t|THD(t)＞THD_st}

THD_st为国家标准规定限值，T表示光伏并网的时长，Ω表示光伏并网期间电压谐波总畸变率THD(t)超出国标规定限值THD_st的时间集合，其中sum函数是统计THD(i)大于THD_st的样本个数；

(9)经济性综合评价指标：计算方法如下式所示：

C＝C_new+C_re+C_d+C_co+L_nP2-L_nP1

$L_{nP1}={\∫}_{t_1}^{t_2}\[P_G\left(t\right)-P_{Load}\left(t\right)\]dt=\underset{i=1}{\overset{m}{\Σ}}\[P_G\left(i\right)-P_{Load}\left(i\right)\]\mathrm{\Δ}T$

$L_{nP2}={\∫}_{t_1}^{t_2}\[P_G\left(t\right)+P_{Pv}\left(t\right)-P_{Load}\left(t\right)\]dt=\underset{i=1}{\overset{m}{\Σ}}\[P_G\left(i\right)+P_{Pv}\left(i\right)-P_{Load}\left(i\right)\]\mathrm{\Δ}T$

其中：C_new为电气主接线费用；C_re为系统继电保护投资费用；C_d为系统调度费用；C_co为系统通信的费用；L_nP1为光伏电站接入前系统的网损；L_nP2为光伏电站接入后系统的网损；t为时刻；i为采样点；P_G(t)、P_Pv(t)和P_Load(t)分别第t时刻的系统发电机的出力、光伏的出力和负荷的功率，P_G(i)、P_Pv(i)和P_Load(i)分别第i个采样点的系统发电机的出力、光伏的出力和负荷的功率；ΔT＝(t₂-t₁)/m为同一样本两个相邻数据的时间间隔，t₁、t₂分别为光伏系统并网时刻和脱网时刻；

结合评价方案和指标，得到原始矩阵X如式所示。

$X=\left[\begin{array}{cccc}{x}_{11}& x_{12}& \mathrm{...}& x_{1p}\\ x_{21}& x_{22}& \mathrm{...}& x_{2p}\\ .& .& .& .\\ .& .& .& .\\ .& .& .& .\\ x_{n1}& x_{n2}& \mathrm{...}& x_{np}\end{array}\right]$

x_ij为第i个方案第j个评价指标的数值，其中i＝1,2,…n,j＝1,2,…p，n为待评价的方案数目；p为每个方案的评价指标数目。

优选的，所述的步骤2中将原始矩阵X中各维原始数值与各自相应的均值相除来作标准化处理，得到标准矩阵X^*；标准化处理的计算方法如下；

$x_{ij}^{*}=|x_{ij}/{\left(\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{\left(x_{ij}\right)}^2\right)}^{\frac{1}{2}}|,(i=1,2,...n,j=1,2,...p)$

n为待评价的方案数目；p为每个方案的评价指标数目，为标准化处理后第i个方案第j个评价指标的数值；

计算相关系数矩阵R＝(r_ij)_p×p；其中，

$r_{ij}=\frac{Cov\left(x_i,x_j\right)}{\sqrt{Var\left(x_i\right)Var\left(x_j\right)}},\left(i=1,2,\mathrm{...}p,j=1,2,\mathrm{...},p\right)$

Cov(x_i,x_j)为第i列和第j列之间的协方差；Var(x_i)为x_i的方差；Var(x_j)为x_j的方差，E(x_j)²为x_i的期望；当i＝j时，A为对角矩阵，U为可逆矩阵，U^T为U的逆矩阵，通过正变换U^TRU＝A将矩阵对角化，计算得出矩阵R的p个特征值λ以及特征向量u_j，β_i为第i个特征值λ_i占所有特征值信息的比例，即贡献率；提取前K个特征值联合贡献率φ_m为

优选的，所述的步骤4中，计算排在前K个排序轴上的几何坐标，结合各自特征值，线性加权计算综合评估值F如下：

$F=\underset{j=1}{\overset{K}{\Σ}}{u}_j\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{x}_i,j=1,2...K,i=1,2...n$

利用F求解不同方案评估值大小来判断方案的优劣，F值最小的方案最优越。

优选的，在本评价方法中p＝9。

优选的，所述的联合贡献率φ_m超过阈值85％时满足要求。

与现有技术比，本发明的优势是：

针对光伏电站接入电力系统的盲目性，考虑了光伏电站并网的稳态特性、电能质量、经济性等因素，构建了完整的光伏电站并网决策指标体系。以不损失原始数据差异性为前提，采用主成分分析法提取决策指标体系中的主成分进行方案的综合决策。通过对某地具体光伏电站接入系统的方案进行综合决策，结果合理、可信，真实表明了不同方案的优缺点，避免了方案选择的主观性。

附图说明

图1为本发明提供的一种基于主成分分析法的光伏电站接入方案综合决策方法的流程图。

图2为光伏电站并网决策方案的指标评价体系。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。

如图1，一种基于主成分分析法的光伏电站接入方案综合决策方法，所述的方法包括如下步骤：

步骤1：建立光伏并网综合评价指标体系，依据该指标体系建立初始评价矩阵；

步骤2：对评价矩阵进行标准化处理，得到标准评价矩阵；

步骤3：基于主成分分析法计算相关系数矩阵、特征值和特征向量；

步骤4：依据特征向量的贡献率确定主成分，结合特征值线性加权求得综合评估值，依据综合评估值得大小，确定不同光伏电站并网方案的优劣。

如图2，所述的步骤1中，光伏电站并网安全性评价指标体系包括电压指标：平均电压偏差率、电压最大波动率、电压离散度；频率指标：并网点频率最大波动率、并网点频率离散度；谐波指标：并网点谐波含量离散度、谐波平均总畸变率、谐波超标率；经济性综合评价指标；

其中：

(1)平均电压偏差率：平均电压偏差率U^*计算方法如下式所示；

$U^{*}=\underset{i=1}{\overset{N}{\Σ}}\frac{U_i-U_{in}}{U_{in}}$

式中：N为网架结构采样点数；U_i为第i个节点的电压；U_in为第i个采样点的额定电压；

(2)电压最大波动率：当天气等原因致使大容量光伏电站出力发生突变时，其引起并网点电压的波动可能会造成系统不稳定或发生故障。因此采用最大波动率U_mv来度量光伏并网后引起并网点电压量的最大波动情况；

$U_{mv}=\frac{max|U_i-{U_i}^{\′}|}{U_N}\×100\%$

式中：U_N为样本的额定值；U_i为光伏并网后第i个节点的电压母线电压的采样值，U_i'为光伏并网前第i个节点的电压母线电压的采样值；最大波动率可以有效的反映光伏随机突变对系统的影响，其值越大，表明系统突变越大，对它的稳定运行越不利；其值越小，表明突变越小，对系统稳定运行越有利。

(3)电压离散度：采用标准差来表征光伏并网后母线电压的离散度，计算方法如下式所示：

$U_D=\sqrt{\frac{1}{m-1}\underset{i=1}{\overset{m}{\Σ}}{(U_i-\stackrel{\‾}{U})}^2}$

为光伏并网后母线电压的数学期望，m为母线采样点的个数；U_i为第i个采样点母线电压的采样值；电压的离散度U_D越大，表示光伏并网后，系统电压分布越分散，对系统稳定运行越不利。

(4)并网点频率最大波动率：采用最大波动率f_mv来度量光伏并网后引起并网点频率量的最大波动情况；

$f_{mv}=\frac{max|f_t-{f_t}^{\′}|}{f_N}\×100\%$

其中f_N为系统额定电压，所述的f_N＝50Hz；t为不同的采样时刻；f_t为光伏并网前在i时刻并网点的频率，f_t'为光伏并网后在i时刻并网点的频率；f_mv值越小，表明突变越小，对系统稳定运行越有利。

(5)并网点频率离散度：并网点频率的离散度f_D，计算方法如下式所示；

$f_D=\sqrt{\frac{1}{m-1}\underset{i=1}{\overset{m}{\Σ}}{(f_i-\stackrel{\‾}{f})}^2}$

为光伏并网后并网点频率的数学期望；m为母线采样点的个数；f_i为第i个采样点母线频率的采样值；离散度越小，表示光伏并网后，系统电压分布越集中，对系统稳定运行越有利；

(6)并网点谐波含量离散度：并网点谐波含量离散度计算方法如下式所示；

${\mathrm{THD}}_D=\sqrt{\frac{1}{m-1}\underset{i=1}{\overset{m}{\Σ}}{({\mathrm{THD}}_i-\stackrel{\‾}{THD})}^2}$

m为母线采样点的个数；THD_i为第i个采样点母线谐波含量的采样值；为i个采样点母线谐波含量的平均值；

离散度THD_D越小，表示光伏并网后，并网点频率越稳定，对系统稳定运行越有利。

(7)谐波平均总畸变率：定义谐波含量与基波分量比值的平均值的百分数即谐波总畸变率的平均值为谐波平均总畸变率MT，计算方式如下式所示；

$MT=\frac{\underset{i=1}{\overset{m}{\Σ}}{\mathrm{THD}}_i}{m}$

m为母线采样点的个数；THD_i为第i个采样点母线谐波含量的采样值；谐波平均总畸变率MT反映的是光伏并网期间谐波含量的平均值，并不能反映超过某一特定值的谐波含量在时间上所占的比重。

(8)谐波超标率：定义谐波超标率ER；

$ER=\frac{\underset{\mathrm{\Ω}}{\∫}dt}{T}=\frac{sum\[THD\left(i\right)>{\mathrm{THD}}_{st}\]}{m}$

Ω＝{t|THD(t)＞THD_st}

THD_st为国家标准规定限值，T表示光伏并网的时长，Ω表示光伏并网期间电压谐波总畸变率THD(t)超出国标规定限值THD_st的时间集合，其中sum函数是统计THD(i)大于THD_st的样本个数；

ER值实际反映的是光伏并网期间电压谐波总畸变率超出国家规定限值的情况在时间上所占的比重。ER值越大，说明光伏并网期间出现电压谐波总畸变率超标的时间越长，反之，超标的时间较短。THD_st可以根据具体要求人为设定为某一特定值。

(9)经济性综合评价指标：光伏电站并网会对配电网网络损耗带来改变，在不同并网方案下电网自身的网损不同。考虑到光伏电站并网发电方案选择中，不仅要考虑到对电网网损本身的影响，还要考虑到电气主接线以及相关电气设备、系统继电保护、调度自动化以及通信等二次部分的费用。因此确定经济性综合评价指标C，计算方法如下式所示：

C＝C_new+C_re+C_d+C_co+L_nP2-L_nP1

$L_{nP1}={\∫}_{t_1}^{t_2}\[P_G\left(t\right)-P_{Load}\left(t\right)\]dt=\underset{i=1}{\overset{m}{\Σ}}\[P_G\left(i\right)-P_{Load}\left(i\right)\]\mathrm{\Δ}T$

$L_{nP2}={\∫}_{t_1}^{t_2}\[P_G\left(t\right)+P_{Pv}\left(t\right)-P_{Load}\left(t\right)\]dt=\underset{i=1}{\overset{m}{\Σ}}\[P_G\left(i\right)+P_{Pv}\left(i\right)-P_{Load}\left(i\right)\]\mathrm{\Δ}T$

其中：C_new为电气主接线费用；C_re为系统继电保护投资费用；C_d为系统调度费用；C_co为系统通信的费用；L_nP1为光伏电站接入前系统的网损；L_nP2为光伏电站接入后系统的网损；t为时刻；i为采样点；P_G(t)、P_Pv(t)和P_Load(t)分别第t时刻的系统发电机的出力、光伏的出力和负荷的功率，P_G(i)、P_Pv(i)和P_Load(i)分别第i个采样点的系统发电机的出力、光伏的出力和负荷的功率；ΔT＝(t₂-t₁)/m为同一样本两个相邻数据的时间间隔，t₁、t₂分别为光伏系统并网时刻和脱网时刻；

结合评价方案和指标，得到原始矩阵X如式所示。

$X=\left[\begin{array}{cccc}{x}_{11}& x_{12}& \mathrm{...}& x_{1p}\\ x_{21}& x_{22}& \mathrm{...}& x_{2p}\\ .& .& .& .\\ .& .& .& .\\ .& .& .& .\\ x_{n1}& x_{n2}& \mathrm{...}& x_{np}\end{array}\right]$

xⁱ _j为第i个方案第j个评价指标的数值，其中i＝1,2,…n,j＝1,2,…p，n为待评价的方案数目；p为每个方案的评价指标数目。在本评价方法中p＝9。

所述的步骤2中将原始矩阵X中各维原始数值与各自相应的均值相除来作标准化处理，得到标准矩阵X^*；标准化处理的计算方法如下；

$x_{ij}^{*}=|x_{ij}/{\left(\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{\left(x_{ij}\right)}^2\right)}^{\frac{1}{2}}|,(i=1,2,...n,j=1,2,...p)$

n为待评价的方案数目；p为每个方案的评价指标数目，在本评价方法中p＝9。为标准化处理后第i个方案第j个评价指标的数值；

计算相关系数矩阵R＝(r_ij)_p×p；其中，

$r_{ij}=\frac{Cov\left(x_i,x_j\right)}{\sqrt{Var\left(x_i\right)Var\left(x_j\right)}},\left(i=1,2,\mathrm{...}p,j=1,2,\mathrm{...},p\right)$

Cov(x_i,x_j)为第i列和第j列之间的协方差；Var(x_i)为x_i的方差；Var(x_j)为x_j的方差，E(x_j)²为x_i的期望；当i＝j时，A为对角矩阵，U为可逆矩阵，U^T为U的逆矩阵，通过正变换U^TRU＝A将矩阵对角化，计算得出矩阵R的p个特征值λ以及特征向量u_j，β_i为第i个特征值λ_i占所有特征值信息的比例，即贡献率；提取前K个特征值联合贡献率φ_m为一般情况下，所述的联合贡献率φ_m超过阈值85％时满足要求。

所述的步骤4中，计算排在前K个排序轴上的几何坐标，结合各自特征值，线性加权计算综合评估值F如下：

$F=\underset{j=1}{\overset{K}{\Σ}}{u}_j\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{x}_i,j=1,2...K,i=1,2...n$

利用F求解不同方案评估值大小来判断方案的优劣，F值最小的方案最优越。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (6)

1.一种基于主成分分析法的光伏电站接入方案综合决策方法，其特征在于，所述的方法包括如下步骤：

步骤1：建立光伏并网综合评价指标体系，依据该指标体系建立初始评价矩阵；

步骤2：对评价矩阵进行标准化处理，得到标准评价矩阵；

步骤3：基于主成分分析法计算相关系数矩阵、特征值和特征向量；

步骤4：依据特征向量的贡献率确定主成分，结合特征值线性加权求得综合评估值，依据综合评估值得大小，确定不同光伏电站并网方案的优劣。

2.根据权利要求1所述的一种基于主成分分析法的光伏电站接入方案综合决策方法，其特征在于：所述的步骤1中，光伏电站并网安全性评价指标体系包括平均电压偏差率、电压最大波动率、电压离散度、并网点频率最大波动率、并网点频率离散度、并网点谐波含量离散度、谐波平均总畸变率、谐波超标率、经济性综合评价指标；

其中：

(1)平均电压偏差率：平均电压偏差率U^*计算方法如下式所示；

$U^{*}=\underset{i=1}{\overset{N}{\Σ}}\frac{U_i-U_{in}}{U_{in}}$

式中：N为网架结构采样点数；U_i为第i个节点的电压；U_in为第i个采样点的额定电压；

(2)电压最大波动率：采用最大波动率U_mv来度量光伏并网后引起并网点电压量的最大波动情况；

$U_{mv}=\frac{max|U_i-{U_i}^{\′}|}{U_N}\×100\%$

式中：U_N为样本的额定值；U_i为光伏并网后第i个节点的电压母线电压的采样值，U_i'为光伏并网前第i个节点的电压母线电压的采样值；

(3)电压离散度：采用标准差来表征光伏并网后母线电压的离散度，计算方法如下式所示：

$U_D=\sqrt{\frac{1}{m-1}\underset{i=1}{\overset{m}{\Σ}}{(U_i-\stackrel{\‾}{U})}^2}$

为光伏并网后母线电压的数学期望，m为母线采样点的个数；U_i为第i个采样点母线电压的采样值；

(4)并网点频率最大波动率：采用最大波动率f_mv来度量光伏并网后引起并网点频率量的最大波动情况；

$f_{mv}=\frac{max|f_t-{f_t}^{\′}|}{f_N}\×100\%$

其中f_N为系统额定电压，所述的f_N＝50Hz；t为不同的采样时刻；f_t为光伏并网前在i时刻并网点的频率，f_t'为光伏并网后在i时刻并网点的频率；f_mv值越小，表明突变越小，对系统稳定运行越有利；

(5)并网点频率离散度：并网点频率的离散度f_D，计算方法如下式所示；

$f_D=\sqrt{\frac{1}{m-1}\underset{i=1}{\overset{m}{\Σ}}{(f_i-\stackrel{\‾}{f})}^2}$

为光伏并网后并网点频率的数学期望；m为母线采样点的个数；f_i为第i个采样点母线频率的采样值；(6)并网点谐波含量离散度：并网点谐波含量离散度计算方法如下式所示；

${\mathrm{THD}}_D=\sqrt{\frac{1}{m-1}\underset{i=1}{\overset{m}{\Σ}}{({\mathrm{THD}}_i-\stackrel{\‾}{THD})}^2}$

m为母线采样点的个数；THD_i为第i个采样点母线谐波含量的采样值；为i个采样点母线谐波含量的平均值；

(7)谐波平均总畸变率：定义谐波含量与基波分量比值的平均值的百分数即谐波总畸变率的平均值为谐波平均总畸变率MT，计算方式如下式所示；

$MT==\frac{\underset{i=1}{\overset{m}{\Σ}}{\mathrm{THD}}_i}{m}$

m为母线采样点的个数；THD_i为第i个采样点母线谐波含量的采样值；(8)谐波超标率：定义谐波超标率ER；

$ER=\frac{\underset{\mathrm{\Ω}}{\∫}dt}{T}=\frac{sum\[THD\left(i\right)>{\mathrm{THD}}_{st}\]}{m}$

Ω＝{t|THD(t)＞THD_st}

THD_st为国家标准规定限值，T表示光伏并网的时长，Ω表示光伏并网期间电压谐波总畸变率THD(t)超出国标规定限值THD_st的时间集合，其中sum函数是统计THD(i)大于THD_st的样本个数；

(9)经济性综合评价指标：计算方法如下式所示：

C＝C_new+C_re+C_d+C_co+L_nP2-L_nP1

$L_{nP1}={\∫}_{t_1}^{t_2}\[P_G\left(t\right)-P_{Load}\left(t\right)\]dt=\underset{i=1}{\overset{m}{\Σ}}\[P_G\left(i\right)-P_{Load}\left(i\right)\]\mathrm{\Δ}T$

$L_{nP2}={\∫}_{t_1}^{t_2}\[P_G\left(t\right)+P_{Pv}\left(t\right)-P_{Load}\left(t\right)\]dt=\underset{i=1}{\overset{m}{\Σ}}\[P_G\left(i\right)+P_{Pv}\left(i\right)-P_{Load}\left(i\right)\]\mathrm{\Δ}T$

其中：C_new为电气主接线费用；C_re为系统继电保护投资费用；C_d为系统调度费用；C_co为系统通信的费用；L_nP1为光伏电站接入前系统的网损；L_nP2为光伏电站接入后系统的网损；t为时刻；i为采样点；P_G(t)、P_Pv(t)和P_Load(t)分别第t时刻的系统发电机的出力、光伏的出力和负荷的功率，P_G(i)、P_Pv(i)和P_Load(i)分别第i个采样点的系统发电机的出力、光伏的出力和负荷的功率；ΔT＝(t₂-t₁)/m为同一样本两个相邻数据的时间间隔，t₁、t₂分别为光伏系统并网时刻和脱网时刻；

结合评价方案和指标，得到原始矩阵X如式所示；

$X=\left[\begin{array}{cccc}{x}_{11}& x_{12}& ...& x_{1p}\\ x_{21}& x_{22}& ...& x_{2p}\\ \begin{array}{c}.\\ .\\ .\end{array}& \begin{array}{c}.\\ .\\ .\end{array}& \begin{array}{c}.\\ .\\ .\end{array}& \begin{array}{c}.\\ .\\ .\end{array}\\ x_{n1}& x_{n2}& ...& x_{np}\end{array}\right]$

x_ij为第i个方案第j个评价指标的数值，其中i＝1,2,…n,j＝1,2,…p，n为待评价的方案数目；p为每个方案的评价指标数目。

3.根据权利要求2所述的一种基于主成分分析法的光伏电站接入方案综合决策方法，其特征在于：所述的步骤2中将原始矩阵X中各维原始数值与各自相应的均值相除来作标准化处理，得到标准矩阵X^*；标准化处理的计算方法如下；

$x_{ij}^{*}=|x_{ij}/{\left(\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{\left(x_{ij}\right)}^2\right)}^{\frac{1}{2}}|,(i=1,2,...n,j=1,2,...p)$

n为待评价的方案数目；p为每个方案的评价指标数目，为标准化处理后第i个方案第j个评价指标的数值；

计算相关系数矩阵R＝(r_ij)_p×p；其中，

$r_{ij}=\frac{Cov(x_i,x_j)}{\sqrt{Var\left(x_i\right)Var\left(x_j\right)}},(i=1,2,...p,j=1,2,...,p)$

Cov(x_i,x_j)为第i列和第j列之间的协方差；Var(x_i)为x_i的方差；Var(x_j)为x_j的方差，E(x_j)²为x_i的期望；当i＝j时，A为对角矩阵，U为可逆矩阵，U^T为U的逆矩阵，通过正变换U^TRU＝A将矩阵对角化，计算得出矩阵R的p个特征值λ以及特征向量u_j，β_i为第i个特征值λ_i占所有特征值信息的比例，即贡献率；提取前K个特征值联合贡献率φ_m为

4.根据权利要求3所述的一种基于主成分分析法的光伏电站接入方案综合决策方法，其特征在于：所述的步骤4中，计算排在前K个排序轴上的几何坐标，结合各自特征值，线性加权计算综合评估值F如下：

$F=\underset{j=1}{\overset{K}{\Σ}}{u}_j\underset{i=1}{\overset{n}{\Σ}}{x}_i,j=1,2...K,i=1,2...n$

利用F求解不同方案评估值大小来判断方案的优劣，F值最小的方案最优越。

5.根据权利要求2至4任一项所述的一种基于主成分分析法的光伏电站接入方案综合决策方法，其特征在于：在本评价方法中p＝9。

6.根据权利要求3或4任一项所述的一种基于主成分分析法的光伏电站接入方案综合决策方法，其特征在于：所述的联合贡献率φ_m超过阈值85％时满足要求。