CN108616119A - 基于区域性分时电价理论降低配电网网损的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供基于区域性分时电价理论降低配电网网损的方法，以解决配电网在接入分布式电源之后由于功率分布不平衡所导致的网损以及升级建设投资增大的问题。其具体步骤为：首先，获取配电网的参数以及平时段电价、分时电价比等信息；其次，建立区域性分时电价优化模型，控制变量为计算虚拟负荷时每个负荷点负荷的权重，目标函数为最大化配电网网损减少效益以及延缓配电网升级改造效益之和；然后采用遗传算法对优化问题进行求解，将求解出的电价策略应用到相应的负荷点上并对电价的实际实施结果进行保存，本发明针对分布式电源接入后配电网区域负荷的不平衡问题提出了适应性的电价策略，具有较高的应用价值。

Description

基于区域性分时电价理论降低配电网网损的方法

技术领域

本发明涉及配电网电价策略制定领域，具体涉及一种基于区域性分时电价理论降低配电网网损的方法。

背景技术

现如今，能源危机与环境危机日益加剧，而分布式电源由于能够将光能以及风能等可再生能源转化为电能，因此得到了世界各国越来越多的重视。但是分布式电源的出力通常具有不确定性，预先规划建设的分布式电源在某些情景下可能会加剧电网潮流的的不平衡程度，许多学者针对如何使分布式电源更好地接入电网而进行了相关研究。

近年来智能用电技术得到了快速的发展，为适应分布式电源接入配电网的问题提供了一种有效的解决方案。分时电价是智能用电技术的一类常见的表现形式，可以在不改变分布式电源出力特性的前提下通过改变用户的用电习惯以达到削峰填谷的目的。然而通常的分时电价是针对整个配电网采取同样的电价策略，这样难以解决区域潮流不平衡的问题。区域分时电价允许对配电网中不同的负荷点采取不同的电价方案，增大了分时电价方案的自由度，能够有效缓解分布式电源接入之后的配网潮流不均衡的问题。

发明内容

本发明的目的在于解决分布式电源接入到配电网中之后所带来的配电网潮流分布不均衡以及净负荷曲线峰谷差过大的问题，并考虑到电价制定过程中可能出现的“维数灾难”的状况，旨在提供一种简单实用的区域分时电价制定策略用以降低由于潮流分布不均衡以及净负荷曲线峰谷差过大所带来的网损，同时解决配电网升级建造费用增大的问题。

本发明的目的至少通过如下技术方案之一实现。

基于区域性分时电价理论降低配电网网损的方法，其包括以下的步骤：

(1)获取制定配电网区域分时电价时所需要的参数；

(2)构建区域分时电价的求解模型，模型的控制变量为各个负荷点所构建的虚拟负荷中本地负荷的权重，由控制变量以及负荷数据得到各个负荷点的虚拟负荷，对虚拟负荷进行聚类求出分时电价的时段划分以及每个时段的电价大小，根据制定的分时电价可以采用消费者心理学模型得到用户响应之后的负荷曲线，模型的目标函数为用户响应之后的网损减少效益以及延缓配电网升级改造的效益之和最大；

(3)采用遗传算法对区域分时电价模型进行求解，求出计算虚拟负荷时所用的权重指标的最优值，并进而得到各个负荷点的区域分时电价策略；

(4)将求取的区域分时电价策略应用到相应的负荷点上，由用户自行针对实施的区域分时电价做出响应，调整自身的负荷使用习惯，进而改善配电网的潮流分布，降低配电网的网损以及升级建设投资；

(5)在执行该电价策略之后保存相关的数据，以备下一个调度周期区域分时电价策略制定时进行参考。

进一步地，步骤(1)中所需要获取的参数包括：

1)配电网的网架拓扑结构；

2)配电网中各条线路的型号、长度、阻抗值以及造价；

3)配电网中所有变压器的型号、变比、阻抗值以及造价；

4)配电网首端即平衡节点的电压大小；

5)所有负荷节点一天内的负荷大小；

6)分布式电源的接入节点以及一天内的出力数据；

7)区域分时电价制定时需要确定的平时段电价；

8)区域分时电价制定时需要确定的峰谷电价比。

进一步地，步骤(2)中模型的目标函数为：

maxC＝ΔC_loss+ΔC_update (1)

式中，ΔC_loss为网损减少带来的经济效益，ΔC_update为延缓配网升级改造带来的经济效益。

1)网损减少效益

由于配电网的网损与负荷的平方近似成正比关系，因此当总负荷保持不变时，负荷的峰谷差越小，其产生的网损就越小，所以分时电价的削峰填谷必然会带来网损减少的效益，其计算公式为：

ΔC_loss＝-ΔQ_lossp (2)

式中，ΔQ_loss为实施分时电价前后的网损变化量，p为电价，为方便计算与调度，这里的电价统一采用平时段的电价。

2)延缓配网升级改造效益

实行分时电价策略之后，负荷的峰值将会有所削减，这可以带来延缓配电网扩容升级改造的效益，本文仅考虑变电站延缓升级效益，其计算公式为：

式中，为实施分时电价前后变电站m通过的峰值负荷，θ_m为变电站m的单位容量的投资费用，为变电站m的变电站资金等年值系数，m为变电站序号，m取值为1～M，M为配电网中的变电站总数。

进一步地，步骤(3)中的优化模型需要满足如下的约束条件：

1)

式中，p_ij表示第j个负荷点在第i个时段的电价大小，T表示一天中的总时间段数量，在这里可以取24，即每个时间段的长度为1h。

2)p^min≤p_ij≤p^max (5)

p^min和p^max分别代表电价的上下限值。

3)

P_G,j和P_L,j分别代表节点j的电源有功电源出力以及有功负荷；Q_G,j和Q_L,j分别代表节点j的无功电源出力以及无功负荷；U_j和U_k分别代表节点j和节点k的电压幅值；G_jk和B_jk分别代表节点导纳矩阵元素中的实部和虚部；θ_jk为节点j与节点k之间电压的相角差；

4)U_jmin≤U_j≤U_jmax (7)

式中，U_j为节点j的电压大小，U_jmin为节点j的电压下限，U_jmax为节点j的电压上限。

5)I_b≤I_max (8)

式中，I_b代表第b条之路的电流，I_max代表支路电流的上限。

进一步地，步骤(2)中的峰谷分时电价比的计算方法如下：

式中，γ为峰谷分时电价比指标，μ和ω分别代表电价上、下浮动的比例。电价上下浮动比例的计算公式为：

式中，p_p，p_f和p_v分别代表峰平谷时段的电价大小。

进一步地，步骤(2)中的虚拟负荷计算方法为：

式中，q_i′_j表示对负荷点j在第i个时段的虚拟负荷大小；q_ij表示负荷点j在第i个时段的实际负荷大小；J表示配电网负荷点集合；q_pvij为负荷点j在第i个时段的光伏出力大小；x_j为0-1变量，当其为1时表示负荷点j接有光伏系统，为0时表示并未接入光伏；α_j为节点j的权重系数，且α_j∈[0,1]。

进一步地，步骤(2)中对各个负荷点的虚拟负荷进行聚类求出峰平谷时段划分情况及其电价大小的方法为：

1)首先要求出各个时间段的峰谷隶属度指标，隶属度求取方法为：

式中，up_i和uv_i分别代表第i个时间段负荷的峰隶属度以及谷隶属度；q_i为第i个时间段的负荷大小；max(q_i)和min(q_i)分别代表负荷的最大值以及最小值。

2)将负荷点各个时间段的峰隶属度以及谷隶属度形成原始数据矩阵：

3)对原始数据矩阵进行Z-score标准化处理，标准化处理方法为：

式中，x′代表标准化处理之后的数据列向量，x代表标准化处理之前的数据列向量，代表向量x的平均值，σ代表向量x的方差。

4)用绝对值减数法求取模糊相似矩阵R，对矩阵R连续做二次方运算，直到R^t＝R^2t，得到相似矩阵的传递闭包t(R)。

5)求取传递闭包的截矩阵R_δ，令δ从1到0就可以形成截矩阵的动态聚类，令聚类数目为3，就可以得到峰、平、谷各个时段的聚类集合T_p、T_f和T_v。

6)根据给定的平时段电价p_f以及分时电价比γ，联立式(4)和(9)-(11)可以计算得到峰谷时段电价大小如下：

p_f＝γp_v (18)

进一步地，步骤(2)中电力用户响应分时电价的模型为：

式中，q_i代表拟合后的i时段负荷大小；q_i0代表拟合前的i时段的负荷大小；λ_pv，λ_fv和λ_pf分别代表峰谷、平谷和峰平负荷转移率；T_v，T_f和T_p分别代表谷时段、平时段和峰时段的时间集合；和分别代表在实施分时电价之前峰时段和平时段的负荷平均值。

负荷转移率为用户在高电价时段的总负荷向低电价时段的总负荷转移量与高电价时段总负荷之比，而且负荷转移率与高低电价差基本成正比。考虑到用户响应的死区阈值和饱和阈值，可以将负荷转移率与电价差之间的关系拟合成一个分段线性函数，该函数如下所示：

式中，λ表示负荷转移率，包括峰时段到谷时段的负荷转移率λ_pv，峰时段到平时段的符合转移率λ_pf以及平时段到谷时段的负荷转移率λ_fv；Δp表示两个时段的电价差，同样可以分为峰谷电价差Δp_pv、峰平电价差Δp_pf以及平谷电价差Δp_fv；a表示电价变化的死区阈值，b为饱和阈值，λ^max为电价差达到饱和阈值之后的最大负荷转移率，k表示分段线性转移率曲线的线性区斜率，以上各个参数都分为峰谷、峰平以及平谷三类。

与现有技术相比，本发明具有如下优点和技术效果：

1)极大地发挥了分时电价策略的有效性，对不同的负荷点实施不同的分时电价控制方式，比现有的分时电价策略更加能够改善配电网的潮流空间分布以及时间分布，减少电网网损以及升级改造的投资。

2)避免了对每个负荷点的分时电价策略单独求取时可能出现的维数灾难问题，本专利仅仅对每个负荷点引入一个权重指标，大大减少了分时电价策略求取的复杂度。

3)采用分时电价策略较实时电价更为易于对电力用户进行调控，而非实时电价，实时电价在目前的条件下实施容易引起用户响应疲劳，从而可能降低用户响应的效益。

附图说明

图1是实施例中的一个典型配电网结构示意图。

图2是遗传算法求解区域分时电价优化问题的具体流程图。

具体实施方式

以下结合附图和仿真算例对本发明的具体实施作进一步的说明,但本发明的实施和保护不限于此。

基于区域性分时电价理论降低配电网网损的方法，包括以下的步骤：

(1)获取制定配电网区域分时电价时所需要的参数；

(2)构建区域分时电价的求解模型，模型的控制变量为各个负荷点所构建的虚拟负荷中本地负荷的权重，由控制变量以及负荷数据得到各个负荷点的虚拟负荷，对虚拟负荷进行聚类求出分时电价的时段划分以及每个时段的电价大小，根据制定的分时电价可以采用消费者心理学模型得到用户响应之后的负荷曲线，模型的目标函数为用户响应之后的网损减少效益以及延缓配电网升级改造的效益之和最大；

(3)采用遗传算法对区域分时电价模型进行求解，求出计算虚拟负荷时所用的权重指标的最优值，并进而得到各个负荷点的区域分时电价策略；

(4)将求取的区域分时电价策略应用到相应的负荷点上，由用户自行针对实施的区域分时电价做出响应，调整自身的负荷使用习惯，进而改善配电网的潮流分布，降低配电网的网损以及升级建设投资；

(5)在执行该电价策略之后保存相关的数据，以备下一个调度周期区域分时电价策略制定时进行参考。

其中，步骤(1)中所需要获取的参数包括：

1)配电网的网架拓扑结构；

2)配电网中各条线路的型号、长度、阻抗值以及造价；

3)配电网中所有变压器的型号、变比、阻抗值以及造价；

4)配电网首端即平衡节点的电压大小；

5)所有负荷节点一天内的负荷大小；

6)分布式电源的接入节点以及一天内的出力数据；

7)区域分时电价制定时需要确定的平时段电价；

8)区域分时电价制定时需要确定的峰谷电价比；

而步骤(2)中模型的目标函数为：

maxC＝ΔC_loss+ΔC_update (1)

式中，ΔC_loss为网损减少带来的经济效益，ΔC_update为延缓配网升级改造带来的经济效益。

1)网损减少效益计算公式为：

ΔC_loss＝-ΔQ_lossp (2)

式中，ΔQ_loss为实施分时电价前后的网损变化量，p为电价，为方便计算与调度，这里的电价统一采用平时段的电价。

2)延缓配网升级改造效益计算公式为：

式中，为实施分时电价前后变电站m通过的峰值负荷，θ_m为变电站m的单位容量的投资费用，为变电站m的变电站资金等年值系数，m为变电站序号，m取值为1～M，M为配电网中的变电站总数。

其中，步骤(3)中的优化模型需要满足如下的约束条件：

1)

式中，p_ij表示第j个负荷点在第i个时段的电价大小，T表示一天中的总时间段数量，在这里可以取24，即每个时间段的长度为1h。

2)p^min≤p_ij≤p^max (5)

p^min和p^max分别代表电价的上下限值。

3)

P_G,j和P_L,j分别代表节点j的电源有功电源出力以及有功负荷；Q_G,j和Q_L,j分别代表节点j的无功电源出力以及无功负荷；U_j和U_k分别代表节点j和节点k的电压幅值；G_jk和B_jk分别代表节点导纳矩阵元素中的实部和虚部；θ_jk为节点j与节点k之间电压的相角差；

4)U_jmin≤U_j≤U_jmax (7)

式中，U_j为节点j的电压大小，U_jmin为节点j的电压下限，U_jmax为节点j的电压上限。

5)I_b≤I_max (8)

式中，I_b代表第b条之路的电流，I_max代表支路电流的上限。

进一步地，步骤(2)中的峰谷分时电价比的计算方法如下：

式中，γ为峰谷分时电价比指标，μ和ω分别代表电价上、下浮动的比例。电价上下浮动比例的计算公式为：

式中，p_p，p_f和p_v分别代表峰平谷时段的电价大小。

而步骤(2)中的虚拟负荷计算方法为：

式中，q_i′_j表示对负荷点j在第i个时段的虚拟负荷大小；q_ij表示负荷点j在第i个时段的实际负荷大小；J表示配电网负荷点集合；q_pvij为负荷点j在第i个时段的光伏出力大小；x_j为0-1变量，当其为1时表示负荷点j接有光伏系统，为0时表示并未接入光伏；α_j为节点j的权重系数，且α_j∈[0,1]。

而步骤(2)中对各个负荷点的虚拟负荷进行聚类求出峰平谷时段划分情况及其电价大小的方法为：

1)首先要求出各个时间段的峰谷隶属度指标，隶属度求取方法为：

式中，up_i和uv_i分别代表第i个时间段负荷的峰隶属度以及谷隶属度；q_i为第i个时间段的负荷大小；max(q_i)和min(q_i)分别代表负荷的最大值以及最小值。

2)将负荷点各个时间段的峰隶属度以及谷隶属度形成原始数据矩阵：

3)对原始数据矩阵进行Z-score标准化处理，标准化处理方法为：

式中，x′代表标准化处理之后的数据列向量，x代表标准化处理之前的数据列向量，代表向量x的平均值，σ代表向量x的方差。

4)用绝对值减数法求取模糊相似矩阵R，对矩阵R连续做二次方运算，直到R^t＝R^2t，得到相似矩阵的传递闭包t(R)。

5)求取传递闭包的截矩阵R_δ，令δ从1到0就可以形成截矩阵的动态聚类，令聚类数目为3，就可以得到峰、平、谷各个时段的聚类集合T_p、T_f和T_v。

6)根据给定的平时段电价p_f以及分时电价比γ，联立式(4)和(9)-(11)可以计算得到峰谷时段电价大小如下：

p_f＝γp_v (18)

其中，步骤(2)中电力用户响应分时电价的模型为：

式中，q_i代表拟合后的i时段负荷大小；q_i0代表拟合前的i时段的负荷大小；λ_pv，λ_fv和λ_pf分别代表峰谷、平谷和峰平负荷转移率；T_v，T_f和T_p分别代表谷时段、平时段和峰时段的时间集合；和分别代表在实施分时电价之前峰时段和平时段的负荷平均值。

负荷转移率为用户在高电价时段的总负荷向低电价时段的总负荷转移量与高电价时段总负荷之比，而且负荷转移率与高低电价差基本成正比。考虑到用户响应的死区阈值和饱和阈值，可以将负荷转移率与电价差之间的关系拟合成一个分段线性函数，该函数如下所示：

式中，λ表示负荷转移率，包括峰时段到谷时段的负荷转移率λ_pv，峰时段到平时段的符合转移率λ_pf以及平时段到谷时段的负荷转移率λ_fv；Δp表示两个时段的电价差，同样可以分为峰谷电价差Δp_pv、峰平电价差Δp_pf以及平谷电价差Δp_fv；a表示电价变化的死区阈值，b为饱和阈值，λ^max为电价差达到饱和阈值之后的最大负荷转移率，k表示分段线性转移率曲线的线性区斜率，以上各个参数都分为峰谷、峰平以及平谷三类。

其中，所述步骤(3)中模型的遗传算法求解流程如附图1所示。

算例仿真：本发明采用如图1所示的五节点配电网作为仿真算例。其中，在节点2处接有一个光伏分布式电源。负荷点的负荷以及光伏出力情况如表1所示，配电网网架参数以及变压器参数如表2和表3所示，其他仿真参数如表4所示。

表1负荷以及光伏数据

表2线路参数

表3变压器参数

表4其他参数

经过仿真，得到的五个负荷点的分时电价权重指标如下表所示：

表5优化之后的负荷点分时电价权重指标

为了能够在更广泛的范围内进行分析，也为了能够展现本文提出的模型的优越性，本文将针对四种不同的分时电价策略进行仿真和比较分析。第一种为一般性分时电价策略(峰电电价为1元，时间9：00-15:00和19:00-22:00；谷电电价为0.35元时间1:00-7:00；平时段电价0.55元，时间为峰谷之外的所有时间；该策略设为策略1)；第二种为只针对配电网的总负荷，按照模糊聚类以及设定分时电价比所计算得到的分时电价策略(设为策略2)；第三种为只针对每个负荷点的负荷大小，按照模糊聚类以及设定分时电价比所计算得到的分时电价策略(设为策略3)；第四种为综合考虑总负荷以及各个负荷点的负荷大小，并求取最优权重，通过模糊聚类以及设定分时电价比计算得到的分时电价策略(设为策略4)。以上四种策略分别与不实行分时电价相比，提升的经济效益以及策略2、3、4相对于策略1效益提升的百分比如下表所示：

从表中可以看出，不论是实行一般性的分时电价策略，还是只针对总负荷或者只针对各个配电变压器负荷提出的分时电价策略，又或是本文提出的分时电价模型，相对于不实行分时电价策略都会在网损减少量以及经济效益上有一定的提升。而本文提出的分时电价策略提升的配电网网损减少以及经济效益最高，相对于一般性分时电价策略，配电网的网损减少量提升了18.23％，年经济效益提升了约69.7％。

Claims (5)

1.基于区域性分时电价理论降低配电网网损的方法，其特征在于包括以下的步骤：

(1)获取制定配电网区域分时电价时所需要的参数；

(2)构建区域分时电价的求解模型，模型的控制变量为各个负荷点所构建的虚拟负荷中本地负荷的权重，由控制变量以及负荷数据得到各个负荷点的虚拟负荷，对虚拟负荷进行聚类求出分时电价的时段划分以及每个时段的电价大小，根据制定的分时电价可以采用消费者心理学模型得到用户响应之后的负荷曲线，模型的目标函数为用户响应之后的网损减少效益以及延缓配电网升级改造的效益之和最大；

(3)采用遗传算法对区域分时电价模型进行求解，求出计算虚拟负荷时所用的权重指标的最优值，并进而得到各个负荷点的区域分时电价策略；

(4)将求取的区域分时电价策略应用到相应的负荷点上，由用户自行针对实施的区域分时电价做出响应，调整自身的负荷使用习惯，进而改善配电网的潮流分布，降低配电网的网损；

(5)在执行该电价策略之后保存相关的数据，以备下一个调度周期区域分时电价策略制定时进行参考。

2.根据权利要求1所述的基于区域性分时电价理论降低配电网网损的方法，其特征在于：步骤(1)中需要获得的参数包括：

1)配电网的网架拓扑结构；

2)配电网中各条线路的型号、长度、阻抗值以及造价；

3)配电网中所有变压器的型号、变比、阻抗值以及造价；

4)配电网首端即平衡节点的电压大小；

5)所有负荷节点一天内的负荷大小；

6)分布式电源的接入节点以及一天内的出力数据；

7)区域分时电价制定时需要确定的平时段电价；

8)区域分时电价制定时需要确定的峰谷电价比。

3.根据权利要求1所述的基于区域性分时电价理论降低配电网网损的方法，其特征在于：步骤(2)中的虚拟负荷计算方法为：

式中，q′_ij表示对负荷点j在第i个时段的虚拟负荷大小；q_ij表示负荷点j在第i个时段的实际负荷大小；J表示配电网负荷点集合；q_pvij为负荷点j在第i个时段的光伏出力大小；x_j为0-1变量，当其为1时表示负荷点j接有光伏系统，为0时表示并未接入光伏；α_j为节点j的权重系数，且α_j∈[0,1]。

4.根据权利要求1所述的基于区域性分时电价理论降低配电网网损的方法，其特征在于：步骤(3)中模型的目标函数为：

maxC＝ΔC_loss+ΔC_update (2)

式中，ΔC_loss为网损减少带来的经济效益，ΔC_update为延缓配网升级改造带来的经济效益；

其中，网损减少的效益的计算公式为：

ΔC_loss＝-ΔQ_lossp (3)

式中，ΔQ_loss为实施分时电价前后的网损变化量，p为电价，为方便计算，这里的电价统一采用平时段的电价；

而延缓配网升级改造的效益的计算公式为：

式中，为实施分时电价前后变电站m通过的峰值负荷，θ_m为变电站m的单位容量的投资费用，为变电站m的变电站资金等年值系数，m为变电站序号，m取值为1～M，M为配电网中的变电站总数。

5.根据权利要求1所述的基于区域性分时电价理论降低配电网网损的方法，其特征在于：步骤(3)中模型的约束条件为：

式中，p_ij表示第j个负荷点在第i个时段的电价大小，T表示一天中的总时间段大小；

2)p^min≤p_ij≤p^max (6)

p^min和p^max分别代表电价的上下限值；

P_G,j和P_L,j分别代表节点j的电源有功电源出力以及有功负荷；Q_G,j和Q_L,j分别代表节点j的无功电源出力以及无功负荷；U_j和U_k分别代表节点j和节点k的电压幅值；G_jk和B_jk分别代表节点导纳矩阵元素中的实部和虚部；θ_jk为节点j与节点k之间电压的相角差；

4)U_jmin≤U_j≤U_jmax (8)

式中，U_j为节点j的电压水平，U_jmin为节点j的电压下限，U_jmax为节点j的电压上限；

5)I_b≤I_max (9)

式中，I_b代表第b条支路的电流水平，I_max代表支路电流的上限。