CN109409574A - 一种负荷波动特性的处理方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种负荷波动特性的处理方法，包括如下步骤：S1、对用户负荷进行日前预测，获得日前预测负荷，并建立描述负荷波动特性的函数模型；S2、根据峰谷分时电价和分时电价叠加费率对用户负荷的影响，建立负荷波动特性的优化模型，获得负荷波动特性最小所对应的调整后日前预测负荷；S3、根据所述调整后的日前预测负荷和实时负荷，判断实时负荷所处状况；S4、根据实时负荷所处状况确定采用储能系统充放电和/或中断可中断负荷处理所述负荷波动对电力系统的影响。本发明能够实现负荷波动特性的实时优化，维护电力系统的稳定性。

Description

一种负荷波动特性的处理方法

技术领域

本发明涉及电力系统经济、安全运行技术领域，尤其涉及一种负荷波动特性的处理方法。

背景技术

负荷波动特性与电力系统的安全、稳定、可靠运行息息相关。近年来，用户的负荷波动随机性日益增大，负荷峰谷差也在逐步拉大，给电力系统的安全稳定运行带来巨大挑战。目前的负荷优化主要是通过负荷指令进行控制，这种控制方式简单直接，但是经济性较差、用户参与度也较低。基于此，有必要研究通过电价机制引导的需求侧管理方法来优化负荷波动特性，从而实现电力系统的安全、可靠、经济运行。

发明内容

本发明所要解决的技术问题在于，提供一种负荷波动特性的处理方法，该方法通过调整分时电价的叠加费率，调整日前预测负荷，通过调整储能系统和可中断负荷应对紧急状态，实现负荷波动特性的优化、维护系统的稳定性。

为了解决上述技术问题，本发明提供一种负荷波动特性的处理方法，该方法包括如下步骤：

S1、对用户负荷进行日前预测，获得日前预测负荷，并建立描述负荷波动特性的函数模型；

S2、利用峰谷分时电价和分时电价叠加费率对日期预测负荷进行调整，建立负荷波动特性的优化模型，获得优化模型的负荷波动特性最小所对应的调整后的日前预测负荷；

S3、根据所述调整后的日前预测负荷和实时负荷，判断实时负荷所处状况；

S4、根据实时负荷所处状况确定采用储能系统充放电和/或中断可中断负荷处理所述负荷波动。

其中，所述步骤S2具体包括：

根据峰谷分时电价和分时电价叠加费率对用户负荷的影响，建立负荷波动特性的优化模型；

建立所述调整后的日前预测负荷关于所述获得的日前预测负荷、峰谷分时电价以及分时电价叠加费率的表达式；

通过所述表达式获得所述调整后的日前预测负荷的最大峰谷差、方差和最大突变功率绝对值，并代入所述负荷波动特性的优化模型中；

在调整后的日前预测负荷以及分时电价叠加费率的约束条件下获得所述优化模型的负荷波动特性最小所对应的分时电价叠加费率，进而得出所对应的调整后的日前预测负荷。

其中，所述负荷波动特性优化模型为：

minf＝aR(γ)+bS(γ)+cK(γ)

所述调整后的日前预测负荷为：

约束条件为：

其中，γ为分时电价叠加费率，为日前预测的t时负荷值，p_t为t时的峰谷电价，γ_t为t时负荷波动叠加费率，λ为峰谷分时电价叠加费率对负荷的影响系数，P_D,t为调整后的日前预测负荷，N时间总数，P _D,t、分别是P_D,t的下限和上限，γ _t、分别是γ_t的下限和上限，f为负荷波动特性。

其中，所述步骤S3中，所述实时负荷所处状况包括：

a、实时负荷运行不佳；b、实时负荷小于负载负荷，系统处于紧急缺电状态，

当实时负荷满足下式，则实时负荷处于运行不佳状态，

或

或

或

P_t≥P_G,t

其中，P_t为实时负荷，和分别为不进行可中断负荷和储能调整的负荷突变功率上限、实时负荷与日前负荷的偏差上限和实时负荷的峰谷差上限，P_G,t为t时发电供应紧张时对应的负荷数值。

其中，所述步骤S4具体包括：

当所述实时负荷处于状态a时，根据储能系统的控制成本控制储能系统中的储能装置充放电或根据所述可中断负荷的可中断电价与边际发电成本的关系中断可中断负荷处理所述负荷波动；

当所述系统负荷处于状态b时，根据储能系统的总运行功率以及可中断负荷与系统需紧急降低的负荷的关系确定采用储能系统放电和中断可中断负荷处理所述负荷波动。

其中，所述根据储能系统的控制成本控制储能系统中的储能装置充放电具体包括：

建立储能系统控制成本目标函数，并根据储能约束条件在控制成本最小的情况下求解获得储能系统中各储能装置的运行状态。

其中，所述储能系统控制成本目标函数为：

其中，储能约束条件为：

0≤Δtⁱ≤1

额定运行功率对应的储能单位功率运行成本，为t时第i个储能装置的荷电状态，Δtⁱ为第i台储能装置充放电持续时间，单位为小时；为t时第i台储能装置功率，正值表示充电，负值表示放电，0表示不运行；[P_α,P_β]为根据调整负荷波动的要求得到的电网净负荷的波动区间，M为储能装置的总台数。

其中，根据所述可中断负荷的可中断电价与边际发电成本的关系中断可中断负荷处理具体包括：

将可供管理的可中断负荷按照中断电价，将可中断负荷从小到大的顺序排列，中断所述可中断电价小于边际发电成本的可中断负荷。

其中，所述根据储能系统的总运行功率以及可中断负荷与系统需紧急降低的负荷的关系确定采用储能系统放电和中断可中断负荷具体包括：

当所述储能系统的总运行功率大于电力系统需紧急降低的负荷时，使得储能系统中的部分储能装置运行以提供所述需要紧急降低的负荷；

当所述储能系统的总运行功率小于电力系统需紧急降低的负荷时而且所述储能系统的总运行功率与可中断负荷的总和大于电力系统需紧急降低的负荷时，使得储能系统中的全部储能装置运行的同时使得部分可中断负荷中断以降低所述需紧急降低的负荷；

当所述储能系统的总运行功率与可中断负荷的总和小于电力系统需紧急降低的负荷时，使所述储能系统的全部储能装置运行的同时中断所有可中断负荷。

本发明实施例的有益效果在于：本发明通过调整分时电价的叠加费率实现对日前预测负荷的调整，同时通过调整可中断负荷和储能系统中储能装置的充放电实现实时负荷波动特性的处理，本发明实现了负荷波动特性的优化，同时维护电力系统的稳定性。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明的一种负荷波动特性的处理方法的流程示意图。

具体实施方式

以下各实施例的说明是参考附图，用以示例本发明可以用以实施的特定实施例。

以下参照图1进行说明，本发明实施例一提供一种负荷波动特性的处理方法，该方法包括如下步骤：

S1、对用户负荷进行日前预测，获得日前预测负荷，并建立描述负荷波动特性的函数模型。

具体地，根据当前用户负荷，采用常见的用户负荷预测方法，对下一日的用户负荷进行日前预测，获得日前预测负荷。

在获得日前预测负荷后，建立表征负荷波动特性的模型，负荷波动特性模型主要指有功波动模型，该建立的负荷波动特性模型的表达式为：

其中，为日前预测负荷波动特性，值越小表示日前预测负荷的波动特性越好，R为日前预测负荷的最大峰谷差；S为日前预测负荷的方差；K为最大突变功率的绝对值；a、b、c分别为R、S、K的权重。

S2、利用峰谷分时电价和分时电价叠加费率对日期预测负荷进行调整，建立负荷波动特性的优化模型，获得优化模型的负荷波动特性最小所对应的调整后的日前预测负荷。

其中，所述步骤S2具体包括：

根据峰谷分时电价和分时电价叠加费率对用户负荷的影响，建立负荷波动特性的优化模型；

建立所述调整后的日前预测负荷关于所述获得的日前预测负荷、峰谷分时电价以及分时电价叠加费率的表达式；

通过所述表达式获得所述调整后的日前预测负荷的最大峰谷差、方差和最大突变功率绝对值，并代入所述优化的负荷波动特性模型中；

在调整后的日前预测负荷以及分时电价叠加费率的约束条件下获得所述优化模型的负荷波动特性最小所对应的分时电价叠加费率以及调整后的日前预测负荷。

具体地，假设日前预测的t时的调整后的日前预测负荷为t时的峰谷电价及其分时电价叠加费率分别为p_t和γ_t，峰谷分时电价叠加费率对负荷的影响系数为λ，则考虑峰谷分时电价叠加费率调整对负荷的影响，t时的负荷为：

负荷波动特性优化模型为：

则R、S、K表示为：

约束条件：

其中，γ为分时电价叠加费率，具体地，一天24小时，则γ为γ₁、γ₂…γ₂₄，为日前预测的t时负荷值，p_t为t时的峰谷电价，γ_t为t时负荷波动叠加费率，λ为峰谷分时电价叠加费率对负荷的影响系数，P_D,t为调整后的日前预测负荷，N时间总数，P _D,t、分别是P_D,t的下限和上限，γ _t、分别是γ_t的下限和上限，f为负荷波动特性。

通过考虑分时电价叠加费率对日前预测负荷的影响，建立所述调整后的日前预测负荷关于所述获得的日前预测负荷、峰谷分时电价以及分时电价叠加费率的表达式，求出在波动特性最小时的分时电价叠加费率，进而得到调整后的日前预测负荷，实现了负荷波动特性的优化。

S3、根据所述调整后的日前预测负荷和实时负荷，判断实时负荷所处状况。

具体地，电力系统负荷所处状况包括三种情况，分别为：a、系统负荷运行不佳；b、系统实时负荷小于负载负荷，系统处于紧急缺电状态，c、系统实时负荷运行良好；

当系统实时负荷满足下式，则系统实时负荷处于不佳状态，

或

或

或

P_t≥P_G,t

其中，P_t为实时负荷，和分别为不进行可中断负荷和储能调整的负荷突变功率上限、实时负荷与日前负荷的偏差上限和实时负荷的峰谷差上限，P_G,t为t时发电供应紧张时对应的负荷临界数值。

S4、根据实时负荷所处状况确定采用储能系统充放电和/或中断可中断负荷处理所述负荷波动。

其中，所述步骤S4具体包括：

当所述系统负荷处于状态a时，根据储能系统的控制成本控制储能系统中的储能装置充放电或根据所述可中断负荷的可中断电价与边际发电成本的关系中断可中断负荷处理所述负荷波动；

当所述系统负荷处于状态b时，根据储能系统的总运行功率以及可中断负荷与系统需紧急降低的负荷的关系确定采用储能系统放电和中断可中断负荷处理所述负荷波动。

其中，所述根据储能系统的控制成本控制储能系统中的储能装置充放电具体包括：

建立储能系统控制成本目标函数，并根据储能约束条件在控制成本最小的情况下求解获得储能系统中各储能装置的运行状态，并执行所述运行状态。

储能系统控制成本目标函数为：

控制成本目标函数的第一项构成了储能运行总成本，第二项为构成总充电电费若第二项为负值，则为放电收益。

其中，储能约束条件为：

0≤Δtⁱ≤1

额定运行功率对应的储能单位功率运行成本，为t时第i个储能装置的荷电状态，Δtⁱ为第i台储能装置充放电持续时间，单位为小时；为t时第i台储能装置功率，正值表示充电，负值表示放电，0表示不运行；[P_α,P_β]为优化负荷波动的要求得到的电网净负荷的波动区间，M为储能装置的总台数。

其中，根据所述可中断负荷的可中断电价与边际发电成本的关系中断可中断负荷处理具体包括：

将可供管理的可中断负荷按照中断电价，将可中断负荷从小到大的顺序排列，中断所述可中断电价小于边际发电成本的可中断负荷。

具体地，对可中断负荷而言：t时可中断电价将其从小到大排列的n个与用户签订协议的可供管理的可中断负荷分别为其对应的成本分别为则各可中断负荷状态为：

式中c_g,t为t时刻的边际发电成本。

其中，所述根据储能系统的总运行功率以及可中断负荷与系统需紧急降低的负荷的关系确定采用储能系统放电和中断可中断负荷具体包括：

当所述储能系统的总运行功率大于电力系统需紧急降低的负荷时，使得储能系统中的部分储能装置运行以提供所述需要紧急降低的负荷；

当所述储能系统的总运行功率小于电力系统需紧急降低的负荷时并且所述储能系统的总运行功率与可中断负荷的总和大于电力系统需紧急降低的负荷时，使得储能系统中的全部储能装置运行的同时使得部分可中断负荷中断以降低所述需紧急降低的负荷；

当所述储能系统的总运行功率与可中断负荷的总和小于电力系统需紧急降低的负荷时，使得所述储能系统的全部储能装置运行的同时中断所有可中断负荷。

具体地，假设一共有M台储能装置，每台储能装置的运动功率为ΔP_r,t为系统需紧急减少的负荷，各t时刻的可中断负荷别为系统若处于紧急缺电状态时，首先启动k台储能装置进行紧急放电，相当于抵消部分负荷，

当时，k满足以下式子：

此时，各储能装置状态为：

当时，全部可放电的储能装置启动，即k＝M

储能装置总功率为

接着，若储能系统不足以应对紧急状态，紧急调整切除m个可中断负荷，其中m满足：

式中ΔP_r,t为t时系统要求紧急降低的总负荷，ΔP_s,t为t时投入的储能系统功率。

此时，可中断负荷情况为：

需要说明的是，当可中断负荷切除无法全部满足系统的系统，无法满足这一约束时，则令m＝n，即切除全部可中断负荷。

本发明实施例的负荷波动特性的处理方法，通过调整分时电价的叠加费率实现对日前预测负荷的调整，同时通过调整可中断负荷和储能系统中储能装置的充放电实现实时负荷波动特性的处理，本发明实现了负荷波动特性的优化，同时维护电力系统的稳定性。

以上所揭露的仅为本发明较佳实施例而已，当然不能以此来限定本发明之权利范围，因此依本发明权利要求所作的等同变化，仍属本发明所涵盖的范围。

Claims (9)

1.一种负荷波动特性的处理方法，其特征在于，包括如下步骤：

S1、对用户负荷进行日前预测，获得日前预测负荷，并建立描述负荷波动特性的函数模型；

S2、利用峰谷分时电价和分时电价叠加费率对日期预测负荷进行调整，建立负荷波动特性的优化模型，获得优化模型的负荷波动特性最小所对应的调整后的日前预测负荷；

S3、根据所述调整后的日前预测负荷和实时负荷，判断实时负荷所处状况；

S4、根据实时负荷所处状况确定采用储能系统充放电和/或中断可中断负荷处理所述负荷波动。

2.根据权利要求1所述的处理方法，其特征在于，所述步骤S2具体包括：

根据峰谷分时电价、分时电价叠加费率对负荷波动特性模型进行优化获得负荷波动特性的优化模型；

建立所述调整后的日前预测负荷关于所述获得的日前预测负荷、峰谷分时电价以及分时电价叠加费率的表达式；

通过所述表达式获得所述调整后的日前预测负荷的最大峰谷差、方差和最大突变功率绝对值，并代入所述负荷波动特性的优化模型中；

在调整后的日前预测负荷以及分时电价叠加费率的约束条件下获得所述优化模型的负荷波动特性最小所对应的分时电价叠加费率，进而得到所述调整后的日前预测负荷。

3.根据权利要求2所述的处理方法，其特征在于，所述负荷波动特性优化模型为：

min f＝aR(γ)+bS(γ)+cK(γ)

所述调整后的日前预测负荷为：

约束条件为：

其中，γ为分时电价叠加费率，为日前预测的t时负荷值，p_t为t时的峰谷电价，γ_t为t时负荷波动叠加费率，λ为峰谷分时电价叠加费率对负荷的影响系数，P_D,t为调整后的日前预测负荷，N时间总数，P _D,t、分别是P_D,t的下限和上限，γ _t、分别是γ_t的下限和上限，f为负荷波动特性。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述步骤S3中，所述实时负荷所处状况包括：

a、实时负荷运行不佳；b、实时负荷小于负载负荷，系统处于紧急缺电状态，

当实时负荷满足下式，则实时负荷处于运行不佳状态，

或

或

或

P_t≥P_G,t

其中，P_t为实时负荷，和分别为不进行可中断负荷和储能调整的负荷突变功率上限、实时负荷与日前负荷的偏差上限和实时负荷的峰谷差上限，P_G,t为t时发电供应紧张时对应的负荷数值。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述步骤S4具体包括：

当所述实时负荷处于状态a时，根据储能系统的控制成本控制储能系统中的储能装置充放电或根据所述可中断负荷的可中断电价与边际发电成本的关系中断可中断负荷处理所述负荷波动；

当所述系统负荷处于状态b时，根据储能系统的总运行功率以及可中断负荷与系统需紧急降低的负荷的关系确定采用储能系统放电和中断可中断负荷处理所述负荷波动。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述根据储能系统的控制成本控制储能系统中的储能装置充放电具体包括：

建立储能系统控制成本目标函数，并根据储能约束条件在控制成本最小的情况下求解获得储能系统中各储能装置的运行状态。

7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述储能系统控制成本目标函数为：

其中，储能约束条件为：

0≤Δtⁱ≤1

额定运行功率对应的储能单位功率运行成本，为t时第i个储能装置的荷电状态，Δtⁱ为第i台储能装置充放电持续时间，单位为小时；为t时第i台储能装置功率，正值表示充电，负值表示放电，0表示不运行；[P_α,P_β]为根据调整负荷波动的要求得到的电网净负荷的波动区间，M为储能装置的总台数。

8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于：根据所述可中断负荷的可中断电价与边际发电成本的关系中断可中断负荷处理具体包括：

将可供管理的可中断负荷按照中断电价，将可中断负荷从小到大的顺序排列，中断所述可中断电价小于边际发电成本的可中断负荷。

9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，所述根据储能系统的总运行功率以及可中断负荷与系统需紧急降低的负荷的关系确定采用储能系统放电和中断可中断负荷具体包括：

当所述储能系统的总运行功率大于电力系统需紧急降低的负荷时，使得储能系统中的部分储能装置运行以提供所述需要紧急降低的负荷；

当所述储能系统的总运行功率小于电力系统需紧急降低的负荷时而且所述储能系统的总运行功率与可中断负荷的总和大于电力系统需紧急降低的负荷时，使得储能系统中的全部储能装置运行的同时使得部分可中断负荷中断以降低所述需紧急降低的负荷；

当所述储能系统的总运行功率与可中断负荷的总和小于电力系统需紧急降低的负荷时，使所述储能系统的全部储能装置运行的同时中断所有可中断负荷。