CN105790309A - 利用分布式能源和临时附加电价协同优化控制的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种利用分布式能源和临时附加电价协同优化控制的方法，它包括：步骤1、确定供电区域和网架结构；步骤2、预测次日RDG出力和用户原始负荷；步骤3、计算分时电价后的用户负荷；步骤4、对各个供电区域进行日前优化调度，必要时启动备用机组；步骤5、统计备用机组出力；步骤6、日内滚动计算：根据临时附加电价对RDG出力和用户负荷进行控制；步骤7、统计RDG出力削减量和用户负荷削减量。本发明为主动配电网提供了一种更加灵活多变、更加合理的调度模式，这种调度模式充分体现了主动配电网所要求的分布式能源实时调度控制能力、潮流双向管理能力、分布式能源接纳能力，提高了配电网整体运行稳定性和鲁棒性。

Description

利用分布式能源和临时附加电价协同优化控制的方法

技术领域

本发明属于主动配电网调度运行领域，尤其涉及一种在主动配电网调度运行中利用分布式能源和临时附加电价协同优化控制的方法。

背景技术

主动配电网是在智能配电网技术基础上发展和兴起的新技术，很多国家已经引入该技术并开展研究。主动配电网是利用先进的信息、通信以及电力电子技术对规模化接入分布式能源的配电网实施主动管理，能够自主协调控制间歇式新能源与储能装置等分布发电(DG)单元，积极消纳可再生能源并确保网络的安全经济运行。与传统的配电网相比，主动配电网这种新的配电网技术形态能够促进可再生能源主动高效消纳，增加电网‐用户互动水平，提高配网资产利用率和经济效益。

在多能源系统的优化运行方面，目前现有研究多集中于传统配电网或微网或含分布式电源的配电网方面，研究大多涉及的是以微网形式并网运行的分布式电源，不一定适用于主动配电网。在主动配电网中，由于可再生分布式电源出力的间歇性，传统控制及馈线控制已不能满足分布式电源的管理要求，互补运行优化调度的策略需深入研究，而综合考虑分布式电源和需求侧资源的协同优化和交互控制问题的研究尤其亟待深入。目前，国内外一些研究在主动配电网的多能源交互影响及协调控制方面做了一定的工作，例如考虑分布式电源的配电网调度，但综合考虑分布式能源和需求侧资源的协同优化和交互控制的主动配电网调度运行研究鲜有报道。

从政策、经济、技术等多方面考虑，电力行业都急需引入需求侧资源和更加灵活高效的系统运行管理手段，以应对含高渗透率可再生能源的电力系统的发展。基于市场价格激励的需求侧响应计划可以鼓励用户调整自己的用电方式以实现配电网的优化运行。

在电网与电力用户的双向互动下，配电网的运行将依赖于电动汽车充放电、智能家居、DG与微网、分布式储能等与传统调控方式相互配合的“源‐网‐荷”互动分布式系统优化调控策略。对此，还有很多问题需要解决和探索。首先，智能用电负荷如何形成主动负荷，实现用户负荷参与电网协调控制还需合理、可行的激励措施和电价机制；再次，目前的研究开始关注DG和储能系统等“源”在运行优化中所发挥的作用，并将其与“网”侧的调控手段进行结合，但是对电价引导机制(需求侧管理等)“荷”与“网”、“源”之间的配合还未能深入研究。

我国目前已存在的“分时电价”、“直接负荷控制”、“可中断负荷”等需求侧响应措施能够有效降低最大负荷，拉低峰谷差。由于分布式可再生能源(RDG)出力具有随机性、波动性和不可控性，目前这些需求侧响应措施不能很好的消纳波动的可再生能源；比较理想的需求响应措施应该是实时电价，但实时电价的实施需要有完善的市场环境，并且数据传输量大，对通信系统和智能电表的要求高。我国目前尚不具备实施实时电价的市场环境，并且实时电价的实施成本较高。

发明内容：

本发明要解决的技术问题：提供一种利用分布式能源和临时附加电价协同优化控制的方法，目的是为主动配电网提供一种更加灵活多变、更加合理的调度模式，体现主动配电网所要求的分布式能源实时调度控制能力、潮流双向管理能力、分布式能源接纳能力，提高系统整体稳定性和鲁棒性。

本发明技术方案：

利用分布式能源和临时附加电价协同优化控制的方法，它包括：

步骤1、确定供电区域和网架结构；

步骤2、预测次日RDG出力和用户原始负荷；

步骤3、计算分时电价后的用户负荷；

步骤4、对各个供电区域进行日前优化调度，以启动备用机组；

步骤5、统计备用机组出力；

步骤6、日内滚动计算：根据临时附加电价对RDG出力和用户负荷进行控制；

步骤7、统计RDG出力削减量和用户负荷削减量。

步骤1所述的确定供电区域和网架结构的方法为：根据供电用电功率平衡和馈线辐射状运行原则，确定需要断开的联络开关或分段开关，把主动配电网分为若干个供电区域，保证每个供电区域只有一个电源点。

步骤3所述计算分时电价后的用户负荷计算公式为：

为主动配电网各个时段的原有负荷，P₁,P₂,…,P_T为分时电价后的负荷。是时段T的原有电价，Δρ_T是时段T的电价增量,E是电价弹性系数矩阵。

步骤4所述的对各个供电区域进行日前优化调度的方法为：

步骤4.1、对各区域一日内各个时段进行潮流计算，得到t时段配电网向上级电网购买的电力功率P_gsp(t)；

步骤4.2、在t时段，若配电网向上级电网购买的电力功率P_gsp(t)超过上级电网供电上限功率则向上级电网购买的电力功率P_gsp(t)强制为上级电网供电上限功率供电缺额由备用机组补充；若备用机组已达到满负荷，仍有供电缺额，则削减用户负荷；

步骤5所述统计备用机组出力是指将各时段的备用机组发电量累加得到的备用机组发电量。

步骤6所述的日内滚动计算方法为：

步骤6.1、计算各区域中RDG出力偏差ΔP；

步骤6.2、根据RDG出力偏差ΔP计算临时附加电价ρ_temp，计算公式为：

ρ_temp＝f(ΔP)；

步骤6.3、计算实际售电价格，实际售电价格等于原有电价加上当前时刻临时附加电价，即临时附加电价后的实际售电价格为ρ′＝ρ+ρ_temp；

步骤6.4、计算附加电价后的负荷P′(t)

式中：

P(t)为步骤3中计算出的分时电价后的用户负荷P，ε_ti为电价弹性系数，ρ(i)为时段i临时附加电价前的售电价格，ρ′(i)为时段i临时附加电价后的售电价格，T为时段总数；

步骤6.5、当某一时刻t的ΔP>P′(t)-P(t)，则削减RDG出力；当-ΔP>P(t)-P′(t)，则削减用户负荷。

本发明的有益效果：

在主动配电网形势下，可再生能源的大规模接入不得不考虑能源利用效率问题。上级电网向配电公司的输送电力一般都是提前调度，当可再生分布式能源RDG的实际出力超过预测出力较多时，只能通过削减RDG出力来达到功率平衡。图1以RDG预测出力为基准，绘出某日RDG实际出力曲线，在传统模式下，RDG多余的出力会直接削减，减少的出力会采取备用机组补偿，这样将降低RDG利用率，增加运行成本，不利于资源合理配置。

本发明提出“临时附加电价”策略，简称“附加电价”。每时刻的实际售电电价等于原来的售电电价加上临时附加电价。当RDG出力超过预测出力时，附加电价为负值，实际售电电价减小，从而鼓励用户多用电以消纳RDG多余出力，减少弃风弃光电量；反之，附加电价为正值，实际售电电价增大，刺激用户减少用电或转移到其他时段用电，从而缓解备用压力，见图3。

主动配电网运行过程中根据RDG实际出力和预测出力的偏差情况拟定NS种场景，出力偏差大的场景对应的临时电价也较大，参见图2。可以根据针对不同的场景制定不同的临时附加电价，叠加在原来的售电电价上。附加电价的制定可以根据DG偏离预测出力的数值分段制定。实际上，附加电价可以通过某种优化方法得到，例如这种优化算法可以以主动配电网经济最优或最大化消纳可再生能源发电为目标函数，以可靠性和电网络约束为约束条件，求解附加电价的最优场景数和每个场景对应的附加电价。场景数越多，电价越接近于实时电价。

这种电源‐用户互动方式，要求主动配电网控制中心能将RDG发电富余或不足信息转化为临时附加电价信息传递给用户，用户接收到实时电价信息后，通过调整自己的用电方式参与配电网的优化运行；用户调整自己的用电方式可以通过自动化装置自动完成，无须人工参与。主动配电网作为智能电网的高级阶段，承载着信息和能量的双向流动，需要实时向用户传递电价信息，而由智能电表以及连接它们的通信系统组成的先进计量系统AMI能够实现对临时附加电价的快速准确的系统响应，实现电力企业与用户间互动。

传统的基于电价的需求侧响应措施的电价制定主要依据负荷情况或者发电成本，而附加电价的制定主要依据RDG实际出力相对于预测出力的偏移量。与传统措施相同的是，附加电价措施同样是利用价格杠杆对可缓供负荷进行调整和改变。具体来说，当RDG实际出力小于预测出力时，附加电价为正值，电价上升会驱使用户减少用电，而当RDG实际出力大于预测出力时，附加电价为负值，适当降低电价鼓励用户多用电有利于消纳RDG多余出力。

本发明附加电价措施作为新型的需求侧响应策略，其经济原理如图4所示。图中S为电力供应曲线，D₀为不考虑附加电价之前的电力需求曲线，E₀为电量与电价均衡点，p₀和Q₀为E₀对应的均衡电价和均衡电量。当某时刻RDG出力突然超过预测出力较多时(如风速加大导致风力大发)，此时附加电价为负值，售电电价要比其它时段便宜，均衡电价从p₀下降到p_l，用户将通过改变生产班制或调整负荷主动增加此时段的用电量，电力需求曲线将向右平移，即从D₀移到D_h，均衡点也相应从E₀移到E_h，从而用户获得更大的经济效益，RDG的多余出力也能获得有效利用。反之，当RDG出力突然降低(例如天气晴转多云导致光伏出力下降)，此时附加电价为正值，售电电价要比其它时段昂贵，均衡电价从p₀上升到p_h，用户将主动调整用电方式，尽量减少次时段的用电量，以便节省电费支出，所以电力需求曲线将向左平移，即从D₀移到D_l，均衡点也相应从E₀移到E_l。

基于临时附加电价这种新的需求侧响应措施，本发明进一步提出综合考虑分布式能源和临时附加电价的协同优化和交互控制的主动配电网调度运行策略，这种新的主动配电网调度运行策略采用“日前优化+日内滚动”的优化运行框架。所谓日前优化，是指以日为优化运行的基本单位，在准确地预测次日用电负荷和分布式出力能力的基础上，形成覆盖一日的优化模型。该模型可以以电网网损最低、新能源接纳最充分等为优化目标，考虑电网的安全约束、各种设备的运行状态约束，形成一套基于次日预测信息的最优运行状态。所谓日内滚动，是指在每天的实际执行过程中，根据当前的实际运行状态和超短期负荷预测、分布式能源出力预测等信息，形成下阶段最优的运行状态。

具体来说，这种主动配电网调度运行策略就是根据可再生分布式发电RDG的出力预测和负荷预测对配电网进行日前优化调度，根据供/用功率平衡以及其他运行约束确定配电网运行拓扑是否需要发生变化，得到上级电网向各个运行区域输送的日前功率曲线，合理分配区域内的备用机组。在日内滚动中，以一定的时间间隔更新RDG的实际出力，将RDG实际出力与预测出力的偏差作为区域内扰动，根据此扰动大小制定临时附加电价，在用户做出响应后，表现为用电负荷有所增加或减少，再下发指令实时调整配电网备用机组出力和分布式能源出力。例如，当RDG实际出力大于预测出力时，应采取降低电价措施鼓励用户多用电，具体措施为在原电价基础上附加一个负值的临时附加电价，在用户负荷上升后若电力仍然富余，则削减RDG出力；当RDG实际出力小于预测出力时，应采取增加电价措施使用户减少用电(具体措施为在原电价基础上附加一个正值的临时附加电价)，用户负荷下降后若电力供应仍不足，则削减用户负荷。

本发明采用临时附加电价用来快速调整柔性负荷以应对可再生分布式能源出力的随机波动，能够充分发挥主动配电网中的电源‐用户互动能力，实现分布式能源的高效利用和资源的合理配置。

本发明提出的临时附加电价这种电源‐用户互动新方式，为主动配电网提供一种更加灵活多变、更加合理的调度模式，体现主动配电网所要求的分布式能源实时调度控制能力、潮流双向管理能力、分布式能源接纳能力，提高了系统整体稳定性和鲁棒性。

附图说明：

图1是RDG实际出力与预测出力偏差示意图；

图2是临时附加电价的分级制定示意图；

图3是附加电价对负荷的影响示意图；

图4是临时附加电价的市场原理示意图；

图5是本发明流程示意图。

具体实施方式：

为使本领域技术人员更好地理解本发明，发明人先对需求侧响应和主动配电网分层分布调度系统做背景和原理等做铺垫，然后再详细叙述本发明具体实施方式。

需求侧响应DR

上世纪70年代，美国初步建立需求侧管理机制以应对能源危机问题，二十一世纪初，美国建立了需求侧响应机制，并提出了需求侧投标竞价策略。2003年在美国能源部的牵头下，包括英国、丹麦、西班牙在内的15个国家参加了DR项目。2006年2月，美国能源部向国会提交了DR研究报告，报告中分析了需求侧响应对提高电网运行效益的作用。此后，美国联邦能源监管委员会向美国国会提交了2006年和2007年的关于DR实施现状和效果的年度报告。目前，美国宾夕法尼亚州、加利福尼亚州等7个地区，以及PG&E和SCE等电力公司都相继建立了需求侧响应项目

根据可缓供负荷调整和改变的方式将需求侧响应分为“基于激励”和“基于价格”两种。根据可缓供负荷调整和改变的方式将需求侧响应分为“基于激励”和“基于价格”两种。基于激励的需求侧响应是指通过制定电价折扣或者财物补偿这两种方式来激励用户在负荷尖峰时刻或者系统发生紧急事件的情况下及时响应并削减负荷。用户可自愿参与此类项目，但需要与实施机构签订关于用户可提供的负荷消费量和实际负荷削减量的计算方法的协议，协议中还应包含若用户未履行合约的惩罚措施。基于激励的需求侧响应可进一步分为以下几类：

(1)直接负荷控制：指用户电力设备允许需求侧响应实施机构在合同规定的时间内周期或一次性关闭；

(2)可中断服务：当需求侧响应实施机构要求时，用户必须按照一个约定好的功率水平减少负载；

(3)需求招标/回购：用户负荷降低的部分相当于发电机，用户通过改变自己的用电方式，即可主动参与需求侧响应实施机构的招标/回购活动，以获得相应的经济利益；

(4)紧急需求响应：在突发情况下，尤其为避免尖峰负荷，用户及时中断部分负荷需求；

(5)容量市场：用户承诺按照预先规定提供一定的削减负荷作为系统备用；

(6)辅助服务市场：需求侧响应实施机构通过招标激励用户将一定的用电削减量投入电力备用市场并按照市场价进行支付，实际使用的备用电量按照现货市场价格支付给用户。

基于激励的需求侧响应项目旨在提高低备用阶段的系统供电可靠性，可以在电力批发价较高的时候减少购电成本。一旦用户与实施机构签订合约或承诺，电量削减将强制执行，未能遵守合约的用户将面临较重的惩罚。由于需求侧资源对价格越来越敏感，基于价格的需求侧响应方面正变得越来越有吸引力。

基于价格的需求侧响应是指用户根据零售电价的变化对用电需求进行主动调整。动态电价政策相对于传统的固定电价模式更能反映系统和批发市场的状态。与基于激励的需求侧响应不同，消费者不会从供应商那儿得到消减负荷的补偿，而是根据电力的实际价格主动降低用电量。当电价较高时，用户将自觉减少用电量，这种响应是出于受电价影响的内部决策而自愿进行的。基于激励和价格的需求侧响应措施之间并不抵触，将两者结合起来将帮小用户聚合起来参与众多不同的市场，包括容量市场的长期规划和辅助服务市场实时系统平衡。

最常用的电价政策如下:

(1)分时电价：根据季节，星期或者每天的不同时段制定电价，一般分为两到三档，这种电价一旦确定将在一段时间内维持，能够反映发电平均成本。

(2)尖峰电价：在负荷达到尖峰的紧急情况下(一般一年有40～150小时)，制定特别高的电价，并提前通知用户，以便用户及时调整用电计划。

(3)实时电价：电价实时波动，更新周期一般为1小时，能够反映各时段发电成本。

动态电价政策反映了电力市场中每小时的价格变化，有许多其他的电价政策将分时电价或者实时电价与尖峰电价组合使用。这类政策的终极目标是按一定时段变化的实际电价能够反映电力生产成本。

上述基于激励和价格的需求侧响应措施之间并不抵触，将两者结合起来将帮小用户聚合起来参与众多不同的市场，包括容量市场的长期规划和辅助服务市场实时系统平衡。

需求侧响应的实施需要坚强的智能电网技术作为后盾，电力供应机构需要精确得知用户的用电规律，从而对需求和供应有一个更好的平衡。由智能电表以及连接它们的通信系统组成的先进计量系统能够实现对诸如远程监测、分时电价等的更快和准确的系统响应，实现电力企业与用户间互动。需求侧响应的实施需要将技术手段与经济手段相结合，尽量减小外部因素如环境、信息传输时间等对负荷的影响，从而快速高效调整负荷曲线，达到需求侧管理的目的。

主动配电网分层分布调度系统

针对主动配电网所要求的分布式能源实时调度控制能力、潮流双向管理能力、分布式能源接纳能力，配电网需要一种更加灵活多变、更加合理的调度模式，以提高系统整体稳定性和鲁棒性。

主动配电网的分层分布调度管理系统将主动配电网进行三层结构划分，主动配电网能量管理系统作为调度第一层，通过其他层次的配合采集整个配电网络的运行信息，通过全局优化算法对配电网进行全局层面上的优化，对下层区域设定区域优化目标。第二层是局部区域自治调度。配电网根据一定规则划分为多个子区域，对区域内部的下层单元进行调度，实现自身区域内部稳定并且降低不同区域之间的相互影响，同时减少对配电网络的扰动。第三层控制为响应上级调度指令，对分布式电源和柔性负荷就地控制，对同一配电节点上的分布式能源出力进行调度。

主动配电网的调度范围较广，包含了配电网的各种能源，统筹管理全局，第三层就地控制层为了保证控制的实时性，其控制范围选择为一个配电节点，对此节点上的分布式能源进行调度。而第二层的局部区域自治调度需要根据上层下发的目标完成对配电网计划外波动的消纳，还要兼顾下层各配电节点控制目标之间的配合，因此自治区域的划分对于主动配电网分布式能源的协调运行十分重要，其关系到主动配电网区域控制器的配置和局部目标的计算结果。

本发明可以按照上述主动配电网的分层分布全局调度框架进行实施，第一层根据可再生分布式发电RDG的出力预测和负荷预测对配电网进行日前优化调度，判断配电网网架结构及供电区域是否需要发生变化，得到上级电网向各个区域输送的日前功率曲线，合理分配区域内的备用机组；第二层中的各个供电区域以一定的时间间隔更新RDG的实际出力，将RDG实际出力与预测出力的偏差作为区域内扰动，结合需求侧响应措施根据扰动大小制定临时附加电价，在用户做出响应后下发指令给第三层实时调整配电网备用机组出力和分布式能源出力。例如，当RDG实际出力大于预测出力时，应采取降低电价措施鼓励用户多用电，具体措施为在原电价基础上附加一个负值的临时附加电价，在用户负荷上升后若电力仍然供过于求，则削减RDG出力；当RDG实际出力小于预测出力时，应采取增加电价措施使用户减少用电具体措施为在原电价基础上附加一个正值的临时附加电价，用户负荷下降后若电力仍供不应求，则削减用户负荷。

利用分布式能源和临时附加电价协同优化控制的方法，它包括(见图5)：

步骤1、确定供电区域和网架结构；

步骤1所述的确定供电区域和网架结构的方法为：根据供电用电功率平衡和馈线辐射状运行原则，确定需要断开的联络开关或分段开关，把主动配电网分为若干个供电区域，保证每个供电区域只有一个电源点。这里的电源点指的是主动配电网与上级电网的连接点，不包括分布发电电源。

步骤2、预测次日RDG出力和用户原始负荷；

根据天气状况和历史数据，利用RDG出力预测算法和负荷预测算法进行预测次日RDG出力和用户原始负荷P⁰。

步骤3、计算分时电价后的用户负荷；

步骤3所述计算分时电价后的用户负荷计算公式为：

为主动配电网各个时段的原有负荷，P₁,P₂,…,P_T为分时电价后的负荷。是时段T的原有电价，Δρ_T是时段T的电价增量,E是电价弹性系数矩阵。

$E=\left[\begin{array}{cccc}{\mathrm{\ϵ}}_{11}& {\mathrm{\ϵ}}_{12}& \mathrm{...}& {\mathrm{\ϵ}}_{1T}\\ {\mathrm{\ϵ}}_{21}& {\mathrm{\ϵ}}_{22}& \mathrm{...}& {\mathrm{\ϵ}}_{2T}\\ .& .& & .\\ .& .& ...& .\\ .& .& & .\\ {\mathrm{\ϵ}}_{T1}& {\mathrm{\ϵ}}_{T2}& \mathrm{...}& {\mathrm{\ϵ}}_{TT}\end{array}\right]---\left(2\right)$

矩阵E中的ε为电价弹性系数，分为自弹性系数和交叉弹性系数。自弹性系数为负，表示用户需求随本时段电价的增加而减少见式3；交叉弹性系数为正，表示用户需求随其它时段电价的增加而增加见式4，具体表示如下：

$\begin{array}{cc}{\mathrm{\ϵ}}_{ii}=\frac{{\mathrm{\ΔP}}_i/P_i^0}{{\mathrm{\Δ\ρ}}_i/{\mathrm{\ρ}}_i^0}---\left(3\right)& {\mathrm{\ϵ}}_{ij}=\frac{{\mathrm{\ΔP}}_i/P_i^0}{{\mathrm{\Δ\ρ}}_j/{\mathrm{\ρ}}_j^0}---\left(4\right)\end{array}$

式中，i、j代表不同的时间段，分别为i时段电价变化前的电价和电量，Δρ_i、ΔP_i分别为i时段的电价、电量变化值。

某一特定主动配电网的电价弹性系数即上述矩阵E可以根据用电量的历史统计数据通过某种数学模型得到，例如通过多元线性回归分析,在本发明中作为是已知参数使用。

步骤4、对各个供电区域进行日前优化调度，必要时启动备用机组；

步骤4所述的对各个供电区域进行日前调度的方法为：

步骤4.1、对各区域一日内各个时段进行潮流计算，得到t时段配电网向上级电网购买的电力功率P_gsp(t)；

步骤4.2、在t时段，若配电网向上级电网购买的电力功率P_gsp(t)超过上级电网供电上限功率则向上级电网购买的电力功率P_gsp(t)强制为上级电网供电上限功率供电缺额由备用机组补充；若备用机组已达到满负荷，此时仍有供电缺额，则削减用户负荷；

对步骤1确定的各个区域，对一日内的各个时段都进行潮流计算，即在要求的网络约束下进行功率平衡,常见的网络约束为节点电压不能超过上下限，支路电流不能超过上限。如果在t时段，配电网向上级电网购买的电力P_gsp(t)超过上级电网供电上限例如受供电线路容量限制，则向上级电网购买的电力P_gsp(t)强制为供电缺额由备用机组补充，如果备用机组已达到满负荷时，仍有供电缺额，这时只能削减用户负荷。

步骤5、统计备用机组出力；

步骤5所述统计备用机组出力是指将各时段的备用机组发电量累加得到的备用机组发电量。

步骤6、日内滚动计算：根据临时附加电价对RDG出力和用户负荷进行控制；

步骤6所述的日内滚动计算方法为：

步骤6.1、计算各区域中RDG出力偏差ΔP，RDG的出力偏差ΔP＝RDG实际出力‐RDG预测出力。

步骤6.2、根据RDG出力偏差ΔP计算临时附加电价ρ_temp，计算公式为：ρ_temp＝f(ΔP)，即临时附加电价ρ_temp是RDG出力偏差的函数；

步骤6.3、计算实际售电价格，实际售电价格等于当前时刻临时附加电价加上原有电价；本发明中所述原有电价为此时刻的分时电价。

步骤6.4、计算附加电价后的负荷P′(t)

$P^{\′}\left(t\right)=P\left(t\right)+\underset{i=1}{\overset{T}{\Σ}}{\mathrm{\ϵ}}_{ti}\×\frac{P\left(t\right)}{\mathrm{\ρ}\left(i\right)}\×\[{\mathrm{\ρ}}^{\′}\left(i\right)-\mathrm{\ρ}\left(i\right)\]---\left(5\right)$

式中：

P(t)为步骤3中计算出的分时电价后的用户负荷P，ε_ti为电价弹性系数，ρ(i)为时段i临时附加电价前售电价格，ρ′(i)为时段i临时附加电价后的售电价格，T为时段总数；

步骤6.5、当某一时刻t的ΔP>P′(t)-P(t)，则削减RDG出力；当-ΔP>P(t)-P′(t)，则削减用户负荷。

在运行日的某一个时刻t,如果RDG实际出力大于RDG预测出力，图5中表述为△P>0，即此时刻电力富余，则应刺激用户用电，主动配电网调度中心发布的临时附加电价应小于0，从而刺激用户提高用户负荷至P′(从式5计算得到)，如果用户负荷增量小于ΔP，即ΔP>P′(t)-P(t)，说明电力仍有富余，则应该削减一部分RDG出力。如果RDG实际出力小于RDG预测出力(图5中△P<0)，即此时刻电力有缺口，则主动配电网调度中心发布的临时附加电价应大于0，从而刺激用户减少用电负荷，如果用户负荷减少量小于-ΔP，即-ΔP>P(t)-P′(t)，说明用户减少用电后电力仍有缺口，则必须削减一部分用户负荷。如果有备用机组(如燃气轮机)，则这一部分电力缺口可以由燃气轮机补发,不需要削减用户负荷。

在日内滚动计算环节，为突出临时附加电价对RDG出力的消纳作用，图5中略去了备用机组的作用。

步骤7、统计RDG出力削减量和用户负荷削减量。

各时段的RDG削减量(也叫弃风弃光量)和用户负荷削减量由步骤6算出，累加计算一日内的RDG削减量和用户负荷削减量。

本发明并不局限于主动配电网调度运行，只要是配电网规划、分析、仿真中需要考虑典型运行方式的算法中，都可以把本发明嵌入到相关算法中(例如可以嵌入到主动配电网规划优化算法中，因为主动配电网规划中需要考虑多种典型运行方式；并且为了最大化消纳可再生能源发电，临时附加电价的场景数和每个场景对应的临时电价都可以作为决策变量参与到优化过程中去)，因此本发明具有很广泛的应用价值。

Claims (6)

1.利用分布式能源和临时附加电价协同优化控制的方法，它包括：

步骤1、确定供电区域和网架结构；

步骤2、预测次日RDG出力和用户原始负荷；

步骤3、计算分时电价后的用户负荷；

步骤4、对各个供电区域进行日前优化调度，以启动备用机组；

步骤5、统计备用机组出力；

步骤6、日内滚动计算：根据临时附加电价对RDG出力和用户负荷进行控制；

步骤7、统计RDG出力削减量和用户负荷削减量。

2.根据权利要求1所述的利用分布式能源和临时附加电价协同优化控制的方法，其特征在于：步骤1所述的确定供电区域和网架结构的方法为：根据供电用电功率平衡和馈线辐射状运行原则，确定需要断开的联络开关或分段开关，把主动配电网分为若干个供电区域，保证每个供电区域只有一个电源点。

3.根据权利要求1所述的利用分布式能源和临时附加电价协同优化控制的方法，其特征在于：步骤3所述计算分时电价后的用户负荷计算公式为：

为主动配电网各个时段的原有负荷，P₁,P₂,…,P_T为分时电价后的负荷。是时段T的原有电价，Δρ_T是时段T的电价增量,E是电价弹性系数矩阵。

4.根据权利要求1所述的利用分布式能源和临时附加电价协同优化控制的方法，其特征在于：步骤4所述的对各个供电区域进行日前优化调度的方法为：

步骤4.1、对各区域一日内各个时段进行潮流计算，得到t时段配电网向上级电网购买的电力功率P_gsp(t)；

步骤4.2、在t时段，若配电网向上级电网购买的电力功率P_gsp(t)超过上级电网供电上限功率则向上级电网购买的电力功率P_gsp(t)强制为上级电网供电上限功率供电缺额由备用机组补充；若备用机组已达到满负荷，仍有供电缺额，则削减用户负荷。

5.根据权利要求1所述的利用分布式能源和临时附加电价协同优化控制的方法，其特征在于：步骤5所述统计备用机组出力是指将各时段的备用机组发电量累加得到的备用机组发电量。

6.根据权利要求1所述的利用分布式能源和临时附加电价协同优化控制的方法，其特征在于：步骤6所述的日内滚动计算方法为：

步骤6.1、计算各区域中RDG出力偏差ΔP；

步骤6.2、根据RDG出力偏差ΔP计算临时附加电价ρ_temp，计算公式为：

ρ_temp＝f(ΔP)；

步骤6.3、计算实际售电价格，实际售电价格等于原有电价加上当前时刻临时附加电价，即临时附加电价后的实际售电价格为ρ′＝ρ+ρ_temp；

步骤6.4、计算附加电价后的负荷P′(t)

式中：

P(t)为步骤3中计算出的分时电价后的用户负荷P，ε_ti为电价弹性系数，ρ(i)为时段i临时附加电价前的售电价格，ρ′(i)为时段i临时附加电价后的售电价格，T为时段总数；

步骤6.5、当某一时刻t的ΔP>P′(t)-P(t)，则削减RDG出力；当-ΔP>P(t)-P′(t)，则削减用户负荷。