CN114498629A - 面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应方法和装置 - Google Patents

面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应方法和装置 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应方法和装置，该方法包括：步骤1，以系统的运行成本最小为目标，同时考虑传统发电、新能源发电对不同负荷节点的贡献比例，以及线路潮流约束条件，计算各负荷节点对新能源消纳最为友好的CDL曲线；步骤2，划分共同域，并得到各发电机对每个负荷节点的贡献比例；步骤3，基于计算得出的CDL曲线量化用户在相应负荷准线时的实际效果，作为制定用户获得激励补贴的依据；步骤4，建立用户激励补贴量化模型。本发明能有效降低大规模用户需求响应时过高的通信与控制成本，同时使系统运行成本大幅降低，促进新能源并网的消纳。

Description

面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应方法和装置
技术领域
本发明涉及需求响应技术领域，具体涉及一种面向新能源消纳的大规模用户负荷准线需求响应方法和装置。
背景技术
由于大量化石能源的开采和使用，全球气候变暖资源短缺等问题日益严峻。以太阳能、风能为代表的新型清洁可再生能源正迅速发展，必将逐步取代不可再生资源成为主要发电方式。然而，新能源出力易受季节、气候等不稳定因素的影响，具有明显的波动性和随机性，可控性较差。传统的供需平衡调节方法主要依靠可控机组或大量的弃风弃光，成本高、效率低，已经无法适应当前接入高比例新能源的电网。正在进行的电力体制改革，使用户侧的柔性负荷成为电力系统重要的替代调节资源，美国率先提出需求响应的概念。同时，需求响应在我国也得到了突飞猛进的发展。调度中心为了维持电网的供需关系尽量平衡，根据用户的日前用电行为，设置价格或激励信号引导用户改变用电行为。空调负荷作为典型柔性负荷具有很强调节能力的资源常常作为参加需求响应的重要组成部分。实施需求响应后，电力系统既可以降低发电成本又能够提高电网运行的可靠性，被作为近年来电力系统节能减排的首选方案。
传统需求响应模式分为价格型需求响应和激励型需求响应。价格型需求响应通过分时电价、尖峰价格等不同电价机制引导用户优化自身负荷分布，来满足电力系统稳定运行的需要，更合理地分配电能。目前在电动汽车领域价格型需求响应得到广泛应用。在实际生活中，其是一种用户非自愿的调节方式，对刚性负荷和决策能力弱的用户友好程度不佳，不利于吸引海量用户参与，只能应用于小规模系统中。激励型需求响应主要包括直接负荷控制、可中断负荷、紧急需求响应机制等运行模式。相比于价格型需求响应，激励型需求响应并不涉及基本电价，用户不会承担利益损失的风险。当前激励型需求响应主要采用用户未参加需求响应时的负荷数据即负荷基线(customer baseline load，CBL)与用户实际负荷曲线相比较来评价用户参与需求响应的贡献[。调度中心需要为参与需求响应的每位用户计算各自的负荷基线，面临的通信、计算压力巨大。同时，当大规模推广需求响应时，需要用户做出响应的事件会频繁发生，导致调度中心需要的用户正常用电的负荷数据不够充足，使得计算结果不够精确。因此构建一种面向新能源消纳的大规模用户负荷准线需求响应模型，用以确定居民用户参与需求响应的补贴价格，进而降低了大规模用户需求响应时过高的通信与控制成本，同时使系统运行成本大幅降低，促进新能源并网的消纳，是当前亟待解决的问题。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明提供一种面向新能源消纳的大规模用户负荷准线需求响应方法和装置，能有效降低大规模用户需求响应时过高的通信与控制成本，同时使系统运行成本大幅降低，促进新能源并网的消纳。
本发明实施例第一方面公开了面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应方法，包括：
步骤1，以系统的运行成本最小为目标，同时考虑传统发电、新能源发电对不同负荷节点的贡献比例，以及线路潮流约束条件，计算各负荷节点对新能源消纳最为友好的CDL曲线与系统潮流数据；
步骤2，根据所述CDL曲线与系统潮流数据，首先划分共同域，并通过一定步骤最终得到各发电机对每个负荷节点的贡献比例，将结果返回步骤1，如此迭代循环计算得到满足收敛条件的CDL曲线；
步骤3，基于计算得出的CDL曲线量化用户在相应负荷准线时的实际效果，作为制定用户获得激励补贴的依据；
步骤4，综合考虑用户负荷与负荷准线的相似程度、用户负荷响应调整量两个方面，建立用户激励补贴量化模型。
作为一种优选的实施例，在本发明第一方面中，所述步骤1包括：
定义有利于消纳新能源的各负荷节点理想负荷曲线形状为负荷准线；所述负荷准线是综合考虑发电机对负荷节点动态贡献比例、系统运行情况以及新能源预测情况，计算得到期望负荷线型，越接近该线型，越有利于平抑电网中新能源发电波动；
将CDL目标函数设置为整个系统最小化的运行费用，同时尽可能促进新能源的消纳， CDL目标函数的具体表达式如下：
Figure RE-GDA0003592067390000021
式中，PG,i(t)为系统内第i个可调节发电机在t时段的有功出力，T为时间段总数；NG为可调节发电机台数；PR(t)为系统内所有可再生能源发电在t时段的出力；PR,max(t)为t时段系所有可再生能源发电出力的最大值，可在日前预测获得；ai，bi，ci为第i台可控发电机的费用系数；CR为弃风弃光费用；
上述CDL目标函数中，
Figure RE-GDA0003592067390000022
为可控发电机组的运行总费用， CR(PR,max(t)-PR(t))为弃电惩罚费用；
计算CDL曲线模型的约束除可控发电机组的出力上下界约束、可控发电机组向上与向下的爬坡约束、旋转备用约束、新能源出力范围约束外，还包括功率平衡约束和多节点系统潮流约束，具体如下：
Figure RE-GDA0003592067390000031
Pinj＝KP*PG+KR*PR-KD*PD
Pinj＝B*θ
Figure RE-GDA0003592067390000032
式中，Ci,d为第i个可调节发电机出力传输到负荷节点d的比例；
Figure RE-GDA0003592067390000033
为负荷节点d参加需求响应的负荷在总时段的耗电量；
Figure RE-GDA0003592067390000034
为负荷节点d的负荷准线值；
Figure RE-GDA0003592067390000035
为负荷节点 d在时段t不可调负荷的电量；Cj,d为第j台新能源发电机出力传输到负荷节点d的比例； PR,j(t)为系统内第j个新能源发电机在t时段的有功出力；Pinj为节点的注入功率矩阵；KP、 KR、KD为传统发电机连接矩阵、新能源发电机连接矩阵和负荷连接矩阵；PG、PR、PD为传统发电机功率矩阵、新能源发电机功率矩阵和负荷矩阵；B为线路的导纳矩阵；KL为线路连接矩阵；Xb表示每条线路的导纳；θ是节点电压相角所构成的向量。
作为一种优选的实施例，在本发明第一方面中，所述步骤2包括：
将负荷节点划分为不同的共同域中；共同域被定义为由相同的发电机提供功率的一组连续节点；有相同发电机提供功率的不连接的节点被视为独立的共同域；因此，一个节点属于且只属于一个共同域；共同域的级别由向该共同域的节点提供出力的发电机数量决定，其值不能小于1或大于系统中发电机总数；两个节点之间的线路有两种情况：一种位于共同域内部，即它连接两个在同一个共同域中的节点；一种位于共同域外部，即它连接的两个节点位于不同的共同域中；一个或多个外部的相同共同域之间的线路定义为链接；一个链接上所有线路的实际功率方向都是相同的，总是由级别小的共同域流向级别大的共同域；
如果系统中所有线路的潮流方向已知，那么根据上述定义将会得到唯一的一组共同域和链接；以共同域为节点，链接为线路，系统将会被简化为一个有向、无环状的图；链接的方向只能由级别低的共同域指向级别高的共同域，因此该图是有向而无环的；
计算求得每台发电机对不同负荷节点的贡献比例；给定一个假设：对于一个给定的共同域，如果发电机对于输入功率的贡献比例是A，那么该发电机对于输出功率和该共同域中节点负荷的贡献比例也是A；在此基础上通过以下式子计算：
Fkxy＝Ckx*Fxy
Figure RE-GDA0003592067390000041
Figure RE-GDA0003592067390000042
式中，Fkxy为共同域x和共同域y之间的链接上发电机k提供的功率；Cky为发电机k对共同域y中的负荷和输出功率的贡献比例；Fxy为共同域x和共同域y之间链接上的总功率；Iy为共同域y的输入功率；N为能向共同域y传输功率的其他共同域数量；Cky为发电机k对共同域y中负荷和输出功率的贡献比例。
作为一种优选的实施例，在本发明第一方面中，所述步骤3包括：
定义一种表述用户实际负荷曲线形状的基准值，将用户实际负荷曲线标幺化；记l(t)为一条用户实际负荷曲线，在T中的总电量
Figure RE-GDA0003592067390000043
以α为基准对进行标幺化，即：
Figure RE-GDA0003592067390000044
式中，l*(t)为用户实际负荷曲线l(t)经过标幺化函数fu(·)作用后的标幺值；用户实际负荷曲线经过标幺化后，将消去在数量级上的特征，仅保留用户实际负荷曲线形状上的特征；
定义一种衡量用户的实际负荷曲线形状与负荷准线相似度的指标，表达式为：
Figure RE-GDA0003592067390000045
式中，d为两条序列的欧氏距离；E为将欧氏距离转化到区间(0,1]后的量度指标，将其定义为负荷准线相似度；ε为给定的常数值；
负荷准线相似度E反映了用户的实际负荷曲线对新能源消纳的促进作用，可作为计算参与需求响应的用户获得补贴的依据；E越大，说明用户更有利于促进新能源的消纳，将获得相对多的激励补贴。
作为一种优选的实施例，在本发明第一方面中，所述步骤4包括：
根据改变量最小求得响应后的实际负荷曲线形状
Figure RE-GDA0003592067390000051
假设参加需求响应的用户完全理性，根据电力调度中心发布的负荷准线作为调整的目标，在不改变一天用电总量的前提下，综合考虑补贴激励，自主地改变用电行为，使用户参加需求响应后的负荷准线相似度与参加前相比提升ΔE具体表达式如下：
Figure RE-GDA0003592067390000052
式中，
Figure RE-GDA0003592067390000053
为用户需求响应前的负荷曲线；
计算用户最终得到的激励补贴；在用户在响应平峰时段调整电量补贴为H1元/(千瓦时)，低谷时段调整电量补贴为H2元/(千瓦时)，高峰时段调整电量补贴为H3元/(千瓦时)，并根据负荷准线相似度E设置不同的系数计算最后的补贴，保证用户获得的补贴公平合理性；具体补贴计算公式如下：
F(z)＝(H1×Pmid+H2×Plow+H3×Phigh)×γz)
式中，F(z)为第z个用户获得的补贴金额；γ(z)＝E(z)×0.8为第z个用户根据负荷准线相似度计算出的价格系数；Pmid、Plow、Phigh分别为用户在响应平峰时段、低谷时段和高峰时段的调整电量。
本发明第二方面公开了一种面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应装置，包括：
曲线计算单元，用于以系统的运行成本最小为目标，同时考虑传统发电、新能源发电对不同负荷节点的贡献比例，以及线路潮流约束条件，计算各负荷节点对新能源消纳最为友好的CDL曲线与系统潮流数据；
迭代计算单元，用于根据所述CDL曲线与系统潮流数据，首先划分共同域，并通过一定步骤最终得到各发电机对每个负荷节点的贡献比例，将结果返回步骤1，如此迭代循环计算得到满足收敛条件的CDL曲线；
依据单元，用于基于计算得出的CDL曲线量化用户在相应负荷准线时的实际效果，作为制定用户获得激励补贴的依据；
模型构建单元，用于综合考虑用户负荷与负荷准线的相似程度、用户负荷响应调整量两个方面，建立用户激励补贴量化模型。
作为一种优选的实施例，在本发明第二方面中，所述曲线计算单元包括：
第一定义子单元，用于定义有利于消纳新能源的各负荷节点理想负荷曲线形状为负荷准线；所述负荷准线是综合考虑发电机对负荷节点动态贡献比例、系统运行情况以及新能源预测情况，计算得到期望负荷线型，越接近该线型，越有利于平抑电网中新能源发电波动；
CDL目标函数设置子单元，用于将CDL目标函数设置为整个系统最小化的运行费用，同时尽可能促进新能源的消纳，CDL目标函数的具体表达式如下：
Figure RE-GDA0003592067390000061
式中，PG,i(t)为系统内第i个可调节发电机在t时段的有功出力，T为时间段总数；NG为可调节发电机台数；PR(t)为系统内所有可再生能源发电在t时段的出力；PR,max(t)为t时段系所有可再生能源发电出力的最大值，可在日前预测获得；ai，bi，ci为第i台可控发电机的费用系数；CR为弃风弃光费用；
上述CDL目标函数中，
Figure RE-GDA0003592067390000062
为可控发电机组的运行总费用， CR(PR,max(t)-PR(t))为弃电惩罚费用；
约束子单元，用于计算CDL曲线模型的约束除可控发电机组的出力上下界约束、可控发电机组向上与向下的爬坡约束、旋转备用约束、新能源出力范围约束外，还包括功率平衡约束和多节点系统潮流约束，具体如下：
Figure RE-GDA0003592067390000063
Pinj＝KP*PG+KR*PR-KD*PD
Pinj＝B*θ
Figure RE-GDA0003592067390000064
式中，Ci,d为第i个可调节发电机出力传输到负荷节点d的比例；
Figure RE-GDA0003592067390000065
为负荷节点d参加需求响应的负荷在总时段的耗电量；
Figure RE-GDA0003592067390000066
为负荷节点d的负荷准线值；
Figure RE-GDA0003592067390000067
为负荷节点 d在时段t不可调负荷的电量；Cj,d为第j台新能源发电机出力传输到负荷节点d的比例；PR,j(t)为系统内第j个新能源发电机在t时段的有功出力；Pinj为节点的注入功率矩阵；KP、KR、KD为传统发电机连接矩阵、新能源发电机连接矩阵和负荷连接矩阵；PG、PR、PD为传统发电机功率矩阵、新能源发电机功率矩阵和负荷矩阵；B为线路的导纳矩阵；KL为线路连接矩阵；Xb表示每条线路的导纳；θ是节点电压相角所构成的向量。
作为一种优选的实施例，在本发明第二方面中，所述迭代计算单元包括：
共同域划分子单元，用于将负荷节点划分为不同的共同域中；共同域被定义为由相同的发电机提供功率的一组连续节点；有相同发电机提供功率的不连接的节点被视为独立的共同域；因此，一个节点属于且只属于一个共同域；共同域的级别由向该共同域的节点提供出力的发电机数量决定，其值不能小于1或大于系统中发电机总数；两个节点之间的线路有两种情况：一种位于共同域内部，即它连接两个在同一个共同域中的节点；一种位于共同域外部，即它连接的两个节点位于不同的共同域中；一个或多个外部的相同共同域之间的线路定义为链接；一个链接上所有线路的实际功率方向都是相同的，总是由级别小的共同域流向级别大的共同域；
如果系统中所有线路的潮流方向已知，那么根据上述定义将会得到唯一的一组共同域和链接；以共同域为节点，链接为线路，系统将会被简化为一个有向、无环状的图；链接的方向只能由级别低的共同域指向级别高的共同域，因此该图是有向而无环的；
贡献比例计算子单元，用于计算求得每台发电机对不同负荷节点的贡献比例；给定一个假设：对于一个给定的共同域，如果发电机对于输入功率的贡献比例是A，那么该发电机对于输出功率和该共同域中节点负荷的贡献比例也是A；在此基础上通过以下式子计算：
Fkxy＝Ckx*Fxy
Figure RE-GDA0003592067390000071
Figure RE-GDA0003592067390000072
式中，Fkxy为共同域x和共同域y之间的链接上发电机k提供的功率；Cky为发电机k对共同域y中的负荷和输出功率的贡献比例；Fxy为共同域x和共同域y之间链接上的总功率；Iy为共同域y的输入功率；N为能向共同域y传输功率的其他共同域数量；Cky为发电机k对共同域y中负荷和输出功率的贡献比例。
作为一种优选的实施例，在本发明第二方面中，所述依据单元包括：
第二定义子单元，用于定义一种表述用户实际负荷曲线形状的基准值，将用户实际负荷曲线标幺化；记l(t)为一条用户实际负荷曲线，在T中的总电量
Figure RE-GDA0003592067390000081
以α为基准对进行标幺化，即：
Figure RE-GDA0003592067390000082
式中，l*(t)为用户实际负荷曲线l(t)经过标幺化函数fu(·)作用后的标幺值；用户实际负荷曲线经过标幺化后，将消去在数量级上的特征，仅保留用户实际负荷曲线形状上的特征；
第三定义子单元，用于定义一种衡量用户的实际负荷曲线形状与负荷准线相似度的指标，表达式为：
Figure RE-GDA0003592067390000083
式中，d为两条序列的欧氏距离；E为将欧氏距离转化到区间(0,1]后的量度指标，将其定义为负荷准线相似度；ε为给定的常数值；
激励补贴子单元，用于负荷准线相似度E反映了用户的实际负荷曲线对新能源消纳的促进作用，可作为计算参与需求响应的用户获得补贴的依据；E越大，说明用户更有利于促进新能源的消纳，将获得相对多的激励补贴。
作为一种优选的实施例，在本发明第二方面中，所述模型构建单元包括：
提升量计算子单元，用于根据改变量最小求得响应后的实际负荷曲线形状
Figure RE-GDA0003592067390000084
假设参加需求响应的用户完全理性，根据电力调度中心发布的负荷准线作为调整的目标，在不改变一天用电总量的前提下，综合考虑补贴激励，自主地改变用电行为，使用户参加需求响应后的负荷准线相似度与参加前相比提升ΔE具体表达式如下：
Figure RE-GDA0003592067390000085
式中，
Figure RE-GDA0003592067390000091
为用户需求响应前的负荷曲线；
激励补贴计算子单元，用于计算用户最终得到的激励补贴；在用户在响应平峰时段调整电量补贴为H1元/(千瓦时)，低谷时段调整电量补贴为H2元/(千瓦时)，高峰时段调整电量补贴为H3元/(千瓦时)，并根据负荷准线相似度E设置不同的系数计算最后的补贴，保证用户获得的补贴公平合理性；具体补贴计算公式如下：
F(z)＝(H1×Pmid+H2×Plow+H3×Phigh)×γ(z)
式中，F(z)为第z个用户获得的补贴金额；γ(z)＝E(z)×0.8为第z个用户根据负荷准线相似度计算出的价格系数；Pmid、Plow、Phigh分别为用户在响应平峰时段、低谷时段和高峰时段的调整电量。
与现有技术相比，本发明实施例具有以下有益效果：
本发明能有效降低大规模用户需求响应时过高的通信与控制成本，同时使系统运行成本大幅降低，促进新能源并网的消纳。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例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为本发明面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应方法的流程示意图；
图2为本发明测试用IEEE标准六节点测试系统示意图；
图3为本发明所计算得各负荷节点的负荷准线示意图；
图4为本发明所计算得不同响应效果的用户负荷曲线整形情况示意图；
图5为本发明所计算得无需求响应时可消纳的新能源出力曲线示意图；
图6为本发明所计算得有需求响应时可消纳的新能源出力曲线示意图；
图7为本发明面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应装置的结构框图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
需要说明的是，本发明的说明书和权利要求书中的术语“第一”、“第二”、“第三”、“第四”等是用于区别不同的对象，而不是用于描述特定顺序。本发明实施例的术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，示例性地，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
实施例一
请参照图1所示，一种面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应方法，包括以下步骤：
步骤1，以系统的运行成本最小为目标，同时考虑传统发电、新能源发电对不同负荷节点的贡献比例，以及线路潮流约束等条件，计算各负荷节点对新能源消纳最为友好的CDL曲线与潮流数据。
其主要实施步骤如下：
(1)定义有利于消纳新能源的各负荷节点理想负荷曲线形状为负荷准线；该曲线是综合考虑发电机对负荷节点动态贡献比例、系统运行情况以及新能源预测情况，计算得到期望负荷线型，越接近该线型，越有利于平抑电网中新能源发电波动；这里的负荷准线即计算得到的期望负荷线型。
(2)将CDL目标函数设置为整个系统最小化的运行费用，同时尽可能促进新能源的消纳，CDL目标函数的具体表达式如下：
Figure RE-GDA0003592067390000101
式中，PG,i(t)为系统内第i个可调节发电机在t时段的有功出力，T为时间段总数；NG为可调节发电机台数；PR(t)为系统内所有可再生能源发电在t时段的出力；PR,max(t)为t时段系所有可再生能源发电出力的最大值，可在日前预测获得；ai，bi，ci为第i台可控发电机的费用系数；CR为弃风弃光费用；
CDL目标函数第一项为可控发电机组的运行总费用，第二项为弃电惩罚费用。为充分消纳新能源，可将CR设置的足够大，只有依靠可控机组无法满足调节要求时，才会产生弃风弃光费用。
(3)计算CDL曲线模型的约束除可控发电机组的出力上下界约束、可控发电机组向上与向下的爬坡约束、旋转备用约束、新能源出力范围约束等约束外，还包括功率平衡约束和多节点系统潮流约束，具体如下：
Figure RE-GDA0003592067390000111
Pinj＝KP*PG+KR*PR-KD*PD
Pinj＝B*θ
Figure RE-GDA0003592067390000112
式中，Ci,d为第i个可调节发电机出力传输到负荷节点d的比例；
Figure RE-GDA0003592067390000113
为负荷节点d参加需求响应的负荷在总时段的耗电量；
Figure RE-GDA0003592067390000114
为负荷节点d的负荷准线值；
Figure RE-GDA0003592067390000115
为负荷节点 d在时段t不可调负荷的电量；Cj,d为第j台新能源发电机出力传输到负荷节点d的比例； PR,j(t)为系统内第j个新能源发电机在t时段的有功出力；Pinj为节点的注入功率矩阵；KP、 KR、KD为传统发电机连接矩阵、新能源发电机连接矩阵和负荷连接矩阵；PG、PR、PD为传统发电机功率矩阵、新能源发电机功率矩阵和负荷矩阵；B为线路的导纳矩阵；KL为线路连接矩阵；Xb表示每条线路的导纳；θ是节点电压相角所构成的向量。
通过上述约束形成的优化模型，可以同时得到CDL曲线与系统潮流数据，即，优化模型求解完成后，CDL曲线与系统潮流同时得出。
步骤2，根据步骤1得到的CDL曲线与系统潮流数据,首先划分共同域，并通过一定步骤最终得到各发电机对每个负荷节点的贡献比例，将结果返回步骤1，如此迭代循环计算得到满足收敛条件的CDL曲线，主要实施步骤如下：
(1)将负荷节点划分为不同的共同域中；共同域被定义为由相同的发电机提供功率的一组连续节点；有相同发电机提供功率的不连接的节点被视为独立的共同域；因此，一个节点属于且只属于一个共同域；共同域的级别由向该共同域的节点提供出力的发电机数量决定，其值不能小于1或大于系统中发电机总数；两个节点之间的线路有两种情况：一种位于共同域内部，即它连接两个在同一个共同域中的节点；一种位于共同域外部，即它连接的两个节点位于不同的共同域中；一个或多个外部的相同共同域之间的线路定义为链接；一个链接上所有线路的实际功率方向都是相同的，总是由级别小的共同域流向级别大的共同域；
如果系统中所有线路的潮流方向已知，那么根据上述定义将会得到唯一的一组共同域和链接；以共同域为节点，链接为线路，系统将会被简化为一个有向、无环状的图；链接的方向只能由级别低的共同域指向级别高的共同域，因此该图是有向而无环的；
(2)计算求得每台发电机对不同负荷节点的贡献比例；给定一个假设：对于一个给定的共同域，如果发电机对于输入功率的贡献比例是A，那么该发电机对于输出功率和该共同域中节点负荷的贡献比例也是A；在此基础上通过以下式子计算：
Fkxy＝Ckx*Fxy
Figure RE-GDA0003592067390000121
Figure RE-GDA0003592067390000122
式中，Fkxy为共同域x和共同域y之间的链接上发电机k提供的功率；Cky为发电机k对共同域y中的负荷和输出功率的贡献比例；Fxy为共同域x和共同域y之间链接上的总功率；Iy为共同域y的输入功率；N为能向共同域y传输功率的其他共同域数量；Cky为发电机k对共同域y中负荷和输出功率的贡献比例。
步骤3，基于计算得出的CDL曲线量化用户在相应负荷准线时的实际效果，作为制定用户获得激励补贴的依据。
具体实现包括以下步骤：
(1)定义一种表述用户实际负荷曲线形状的基准值，将用户实际负荷曲线标幺化；记l(t) 为一条用户实际负荷曲线，在时段T(一天)中的总电量
Figure RE-GDA0003592067390000123
以α为基准对进行标幺化，即：
Figure RE-GDA0003592067390000124
式中，l*(t)为用户实际负荷曲线l(t)经过标幺化函数fu(·)作用后的标幺值；用户实际负荷曲线经过标幺化后，将消去在数量级上的特征，仅保留用户实际负荷曲线形状上的特征；
(2)定义一种衡量用户的实际负荷曲线形状与负荷准线相似度的指标，表达式为：
Figure RE-GDA0003592067390000125
式中，d为两条序列的欧氏距离；E为将欧氏距离转化到区间(0,1]后的量度指标，将其定义为负荷准线相似度；ε为给定的常数值；
负荷准线相似度E反映了用户的实际负荷曲线对新能源消纳的促进作用，可作为计算参与需求响应的用户获得补贴的依据；E越大，说明用户更有利于促进新能源的消纳，将获得相对多的激励补贴。
步骤4，综合考虑用户负荷与负荷准线的相似程度、用户负荷响应调整量两个方面，建立用户激励补贴量化模型。
具体实现步骤如下：
(1)根据改变量最小求得响应后的实际负荷曲线形状
Figure RE-GDA0003592067390000131
假设参加需求响应的用户完全理性，根据电力调度中心发布的负荷准线作为调整的目标，在不改变一天用电总量的前提下，综合考虑补贴激励，自主地改变用电行为，使用户参加需求响应后的负荷准线相似度与参加前相比提升ΔE具体表达式如下：
Figure RE-GDA0003592067390000132
式中，
Figure RE-GDA0003592067390000133
为用户需求响应前的负荷曲线；
(2)计算用户最终得到的激励补贴；根据苏价工[2018]89号文件规定，用电高峰时段为8：00-12：00、17：00-21：00；平峰时段为12:00-17:00；21:00-24:00；低谷时段为0:00-8:00。电力调度中心规定，在用户在响应平峰时段调整电量补贴为5元/(千瓦·时)，低谷时段调整电量补贴为7元/(千瓦·时)，高峰时段调整电量补贴为10元/(千瓦·时)，并根据响应效果量度(准线相似度)设置不同的系数计算最后的补贴，保证用户获得的补贴公平合理性。具体补贴计算公式如下：
F(z)＝(5×Pmid+7×Plow+10×Phigh)×γ(z)
式中，F(z)为第z个用户获得的补贴金额；γ(z)＝E(z)×0.8为第z个用户根据负荷准线相似度计算出的价格系数；Pmid、Plow、Phigh分别为用户在响应平峰时段、低谷时段和高峰时段的调整电量。
(3)采用IEEE标准六节点测试系统进行测试验证本发明所提出的基于CDL的多节点系统需求响应模型，六节点测试系统拓扑图如图2所示。计算得到的各负荷节点的负荷准线图如图3所示，并且以负荷节点3为例计算其在不同响应效果的用户负荷曲线整形情况，具体如图4所示。为了直观地表达此机制消纳新能源的作用，在不同的准线相似度下，计算新能源的弃电量，并定义弃电量占新能源机组的最大出力的比例定义为弃电率。图5是计算得到的无需求响应时可消纳的新能源出力曲线，图6是计算得到的有需求响应时可消纳的新能源出力曲线。此外由步骤2公式计算得到的不同用户的激励补贴如表1所示，对不同准线先四度下的系统运行成本的统计分析如表2所示。
表1不同用户的激励补贴
Figure RE-GDA0003592067390000141
表2不同准线相似度下的成本分析
Figure RE-GDA0003592067390000142
实施例二
请参照图7所示，一种面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应装置，包括：
曲线计算单元21，用于以系统的运行成本最小为目标，同时考虑传统发电、新能源发电对不同负荷节点的贡献比例，以及线路潮流约束条件，计算各负荷节点对新能源消纳最为友好的CDL曲线与系统潮流数据；
迭代计算单元22，用于根据所述CDL曲线与系统潮流数据，首先划分共同域，并通过一定步骤最终得到各发电机对每个负荷节点的贡献比例，将结果返回步骤1，如此迭代循环计算得到满足收敛条件的CDL曲线；
依据单元23，用于基于计算得出的CDL曲线量化用户在相应负荷准线时的实际效果，作为制定用户获得激励补贴的依据；
模型构建单元24，用于综合考虑用户负荷与负荷准线的相似程度、用户负荷响应调整量两个方面，建立用户激励补贴量化模型。
优选地，所述曲线计算单元21包括：
第一定义子单元，用于定义有利于消纳新能源的各负荷节点理想负荷曲线形状为负荷准线；所述负荷准线是综合考虑发电机对负荷节点动态贡献比例、系统运行情况以及新能源预测情况，计算得到期望负荷线型，越接近该线型，越有利于平抑电网中新能源发电波动；
CDL目标函数设置子单元，用于将CDL目标函数设置为整个系统最小化的运行费用，同时尽可能促进新能源的消纳，CDL目标函数的具体表达式如下：
Figure RE-GDA0003592067390000151
式中，PG,i(t)为系统内第i个可调节发电机在t时段的有功出力，T为时间段总数；NG为可调节发电机台数；PR(t)为系统内所有可再生能源发电在t时段的出力；PR,max(t)为t时段系所有可再生能源发电出力的最大值，可在日前预测获得；ai，bi，ci为第i台可控发电机的费用系数；CR为弃风弃光费用；
上述CDL目标函数中，
Figure RE-GDA0003592067390000152
为可控发电机组的运行总费用， CR(PR,max(t)-PR(t))为弃电惩罚费用；
约束子单元，用于计算CDL曲线模型的约束除可控发电机组的出力上下界约束、可控发电机组向上与向下的爬坡约束、旋转备用约束、新能源出力范围约束外，还包括功率平衡约束和多节点系统潮流约束，具体如下：
Figure RE-GDA0003592067390000161
Pinj＝KP*PG+KR*PR-KD*PD
Pinj＝B*θ
Figure RE-GDA0003592067390000162
式中，Ci,d为第i个可调节发电机出力传输到负荷节点d的比例；
Figure RE-GDA0003592067390000163
为负荷节点d参加需求响应的负荷在总时段的耗电量；
Figure RE-GDA0003592067390000164
为负荷节点d的负荷准线值；
Figure RE-GDA0003592067390000165
为负荷节点 d在时段t不可调负荷的电量；Cj,d为第j台新能源发电机出力传输到负荷节点d的比例；PR,j(t)为系统内第j个新能源发电机在t时段的有功出力；Pinj为节点的注入功率矩阵；KP、KR、KD为传统发电机连接矩阵、新能源发电机连接矩阵和负荷连接矩阵；PG、PR、PD为传统发电机功率矩阵、新能源发电机功率矩阵和负荷矩阵；B为线路的导纳矩阵；KL为线路连接矩阵；Xb表示每条线路的导纳；θ是节点电压相角所构成的向量。
优选地，所述迭代计算单元22包括：
共同域划分子单元，用于将负荷节点划分为不同的共同域中；共同域被定义为由相同的发电机提供功率的一组连续节点；有相同发电机提供功率的不连接的节点被视为独立的共同域；因此，一个节点属于且只属于一个共同域；共同域的级别由向该共同域的节点提供出力的发电机数量决定，其值不能小于1或大于系统中发电机总数；两个节点之间的线路有两种情况：一种位于共同域内部，即它连接两个在同一个共同域中的节点；一种位于共同域外部，即它连接的两个节点位于不同的共同域中；一个或多个外部的相同共同域之间的线路定义为链接；一个链接上所有线路的实际功率方向都是相同的，总是由级别小的共同域流向级别大的共同域；
如果系统中所有线路的潮流方向已知，那么根据上述定义将会得到唯一的一组共同域和链接；以共同域为节点，链接为线路，系统将会被简化为一个有向、无环状的图；链接的方向只能由级别低的共同域指向级别高的共同域，因此该图是有向而无环的；
贡献比例计算子单元，用于计算求得每台发电机对不同负荷节点的贡献比例；给定一个假设：对于一个给定的共同域，如果发电机对于输入功率的贡献比例是A，那么该发电机对于输出功率和该共同域中节点负荷的贡献比例也是A；在此基础上通过以下式子计算：
Fkxy＝Ckx*Fxy
Figure RE-GDA0003592067390000171
Figure RE-GDA0003592067390000172
式中，Fkxy为共同域x和共同域y之间的链接上发电机k提供的功率；Cky为发电机k对共同域y中的负荷和输出功率的贡献比例；Fxy为共同域x和共同域y之间链接上的总功率；Iy为共同域y的输入功率；N为能向共同域y传输功率的其他共同域数量；Cky为发电机k对共同域y中负荷和输出功率的贡献比例。
优选地，所述依据单元23包括：
第二定义子单元，用于定义一种表述用户实际负荷曲线形状的基准值，将用户实际负荷曲线标幺化；记l(t)为一条用户实际负荷曲线，在T中的总电量
Figure RE-GDA0003592067390000173
以α为基准对进行标幺化，即：
Figure RE-GDA0003592067390000174
式中，l*(t)为用户实际负荷曲线l(t)经过标幺化函数fu(·)作用后的标幺值；用户实际负荷曲线经过标幺化后，将消去在数量级上的特征，仅保留用户实际负荷曲线形状上的特征；
第三定义子单元，用于定义一种衡量用户的实际负荷曲线形状与负荷准线相似度的指标，表达式为：
Figure RE-GDA0003592067390000175
式中，d为两条序列的欧氏距离；E为将欧氏距离转化到区间(0,1]后的量度指标，将其定义为负荷准线相似度；ε为给定的常数值；
激励补贴子单元，用于负荷准线相似度E反映了用户的实际负荷曲线对新能源消纳的促进作用，可作为计算参与需求响应的用户获得补贴的依据；E越大，说明用户更有利于促进新能源的消纳，将获得相对多的激励补贴。
优选地，所述模型构建单元24包括：
提升量计算子单元，用于根据改变量最小求得响应后的实际负荷曲线形状
Figure RE-GDA0003592067390000181
假设参加需求响应的用户完全理性，根据电力调度中心发布的负荷准线作为调整的目标，在不改变一天用电总量的前提下，综合考虑补贴激励，自主地改变用电行为，使用户参加需求响应后的负荷准线相似度与参加前相比提升ΔE具体表达式如下：
Figure RE-GDA0003592067390000182
式中，
Figure RE-GDA0003592067390000183
为用户需求响应前的负荷曲线；
激励补贴计算子单元，用于计算用户最终得到的激励补贴；在用户在响应平峰时段调整电量补贴为H1元/(千瓦时)，低谷时段调整电量补贴为H2元/(千瓦时)，高峰时段调整电量补贴为H3元/(千瓦时)，并根据负荷准线相似度E设置不同的系数计算最后的补贴，保证用户获得的补贴公平合理性；具体补贴计算公式如下：
F(z)＝(H1×Pmid+H2×Plow+H3×Phigh)×γ(z)
式中，F(z)为第z个用户获得的补贴金额；γ(z)＝E(z)×0.8为第z个用户根据负荷准线相似度计算出的价格系数；Pmid、Plow、Phigh分别为用户在响应平峰时段、低谷时段和高峰时段的调整电量。
以上对本发明实施例公开的面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应方法和装置进行了详细介绍，本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (10)

1.一种面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应方法，其特征在于，包括：
步骤1，以系统的运行成本最小为目标，同时考虑传统发电、新能源发电对不同负荷节点的贡献比例，以及线路潮流约束条件，计算各负荷节点对新能源消纳最为友好的CDL曲线与系统潮流数据；
步骤2，根据所述CDL曲线与系统潮流数据，首先划分共同域，并通过一定步骤最终得到各发电机对每个负荷节点的贡献比例，将结果返回步骤1，如此迭代循环计算得到满足收敛条件的CDL曲线；
步骤3，基于计算得出的CDL曲线量化用户在相应负荷准线时的实际效果，作为制定用户获得激励补贴的依据；
步骤4，综合考虑用户负荷与负荷准线的相似程度、用户负荷响应调整量两个方面，建立用户激励补贴量化模型。
2.如权利要求1所述的面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应方法，其特征在于，所述步骤1包括：
定义有利于消纳新能源的各负荷节点理想负荷曲线形状为负荷准线；所述负荷准线是综合考虑发电机对负荷节点动态贡献比例、系统运行情况以及新能源预测情况，计算得到期望负荷线型，越接近该线型，越有利于平抑电网中新能源发电波动；
将CDL目标函数设置为整个系统最小化的运行费用，同时尽可能促进新能源的消纳，CDL目标函数的具体表达式如下：
Figure RE-FDA0003592067380000011
式中，PG,i(t)为系统内第i个可调节发电机在t时段的有功出力，T为时间段总数；NG为可调节发电机台数；PR(t)为系统内所有可再生能源发电在t时段的出力；PR,max(t)为t时段系所有可再生能源发电出力的最大值，可在日前预测获得；ai，bi，ci为第i台可控发电机的费用系数；CR为弃风弃光费用；
上述CDL目标函数中，
Figure RE-FDA0003592067380000012
为可控发电机组的运行总费用，CR(PR,max(t)-PR(t))为弃电惩罚费用；
计算CDL曲线模型的约束除可控发电机组的出力上下界约束、可控发电机组向上与向下的爬坡约束、旋转备用约束、新能源出力范围约束外，还包括功率平衡约束和多节点系统潮流约束，具体如下：
Figure RE-FDA0003592067380000021
Pinj＝KP*PG+KR*PR-KD*PD
Pinj＝B*θ
Figure RE-FDA0003592067380000022
式中，Ci,d为第i个可调节发电机出力传输到负荷节点d的比例；
Figure RE-FDA0003592067380000023
为负荷节点d参加需求响应的负荷在总时段的耗电量；
Figure RE-FDA0003592067380000024
为负荷节点d的负荷准线值；
Figure RE-FDA0003592067380000025
为负荷节点d在时段t不可调负荷的电量；Cj,d为第j台新能源发电机出力传输到负荷节点d的比例；PR,j(t)为系统内第j个新能源发电机在t时段的有功出力；Pinj为节点的注入功率矩阵；KP、KR、KD为传统发电机连接矩阵、新能源发电机连接矩阵和负荷连接矩阵；PG、PR、PD为传统发电机功率矩阵、新能源发电机功率矩阵和负荷矩阵；B为线路的导纳矩阵；KL为线路连接矩阵；Xb表示每条线路的导纳；θ是节点电压相角所构成的向量。
3.如权利要求2所述的面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应方法，其特征在于，所述步骤2包括：
将负荷节点划分为不同的共同域中；共同域被定义为由相同的发电机提供功率的一组连续节点；有相同发电机提供功率的不连接的节点被视为独立的共同域；因此，一个节点属于且只属于一个共同域；共同域的级别由向该共同域的节点提供出力的发电机数量决定，其值不能小于1或大于系统中发电机总数；两个节点之间的线路有两种情况：一种位于共同域内部，即它连接两个在同一个共同域中的节点；一种位于共同域外部，即它连接的两个节点位于不同的共同域中；一个或多个外部的相同共同域之间的线路定义为链接；一个链接上所有线路的实际功率方向都是相同的，总是由级别小的共同域流向级别大的共同域；
如果系统中所有线路的潮流方向已知，那么根据上述定义将会得到唯一的一组共同域和链接；以共同域为节点，链接为线路，系统将会被简化为一个有向、无环状的图；链接的方向只能由级别低的共同域指向级别高的共同域，因此该图是有向而无环的；
计算求得每台发电机对不同负荷节点的贡献比例；给定一个假设：对于一个给定的共同域，如果发电机对于输入功率的贡献比例是A，那么该发电机对于输出功率和该共同域中节点负荷的贡献比例也是A；在此基础上通过以下式子计算：
Fkxy＝Ckx*Fxy
Figure RE-FDA0003592067380000031
Figure RE-FDA0003592067380000032
式中，Fkxy为共同域x和共同域y之间的链接上发电机k提供的功率；Cky为发电机k对共同域y中的负荷和输出功率的贡献比例；Fxy为共同域x和共同域y之间链接上的总功率；Iy为共同域y的输入功率；N为能向共同域y传输功率的其他共同域数量；Cky为发电机k对共同域y中负荷和输出功率的贡献比例。
4.如权利要求3所述的面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应方法，其特征在于，所述步骤3包括：
定义一种表述用户实际负荷曲线形状的基准值，将用户实际负荷曲线标幺化；记l(t)为一条用户实际负荷曲线，在T中的总电量
Figure RE-FDA0003592067380000033
以α为基准对进行标幺化，即：
Figure RE-FDA0003592067380000034
式中，l*(t)为用户实际负荷曲线l(t)经过标幺化函数fu(·)作用后的标幺值；用户实际负荷曲线经过标幺化后，将消去在数量级上的特征，仅保留用户实际负荷曲线形状上的特征；
定义一种衡量用户的实际负荷曲线形状与负荷准线相似度的指标，表达式为：
Figure RE-FDA0003592067380000035
式中，d为两条序列的欧氏距离；E为将欧氏距离转化到区间(0,1]后的量度指标，将其定义为负荷准线相似度；ε为给定的常数值；
负荷准线相似度E反映了用户的实际负荷曲线对新能源消纳的促进作用，可作为计算参与需求响应的用户获得补贴的依据；E越大，说明用户更有利于促进新能源的消纳，将获得相对多的激励补贴。
5.如权利要求4所述的面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应方法，其特征在于，所述步骤4包括：
根据改变量最小求得响应后的实际负荷曲线形状
Figure RE-FDA0003592067380000041
假设参加需求响应的用户完全理性，根据电力调度中心发布的负荷准线作为调整的目标，在不改变一天用电总量的前提下，综合考虑补贴激励，自主地改变用电行为，使用户参加需求响应后的负荷准线相似度与参加前相比提升ΔE具体表达式如下：
Figure RE-FDA0003592067380000042
式中，
Figure RE-FDA0003592067380000043
为用户需求响应前的负荷曲线；
计算用户最终得到的激励补贴；在用户在响应平峰时段调整电量补贴为H1元/(千瓦时)，低谷时段调整电量补贴为H2元/(千瓦时)，高峰时段调整电量补贴为H3元/(千瓦时)，并根据负荷准线相似度E设置不同的系数计算最后的补贴，保证用户获得的补贴公平合理性；具体补贴计算公式如下：
F(z)＝(H1×Pmid+H2×Plow+H3×Phigh)×γ(z)
式中，F(z)为第z个用户获得的补贴金额；γ(z)＝E(z)×0.8为第z个用户根据负荷准线相似度计算出的价格系数；Pmid、Plow、Phigh分别为用户在响应平峰时段、低谷时段和高峰时段的调整电量。
6.一种面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应装置，其特征在于，包括：
曲线计算单元，用于以系统的运行成本最小为目标，同时考虑传统发电、新能源发电对不同负荷节点的贡献比例，以及线路潮流约束条件，计算各负荷节点对新能源消纳最为友好的CDL曲线与系统潮流数据；
迭代计算单元，用于根据所述CDL曲线与系统潮流数据，首先划分共同域，并通过一定步骤最终得到各发电机对每个负荷节点的贡献比例，将结果返回步骤1，如此迭代循环计算得到满足收敛条件的CDL曲线；
依据单元，用于基于计算得出的CDL曲线量化用户在相应负荷准线时的实际效果，作为制定用户获得激励补贴的依据；
模型构建单元，用于综合考虑用户负荷与负荷准线的相似程度、用户负荷响应调整量两个方面，建立用户激励补贴量化模型。
7.如权利要求6所述的面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应装置，其特征在于，所述曲线计算单元包括：
第一定义子单元，用于定义有利于消纳新能源的各负荷节点理想负荷曲线形状为负荷准线；所述负荷准线是综合考虑发电机对负荷节点动态贡献比例、系统运行情况以及新能源预测情况，计算得到期望负荷线型，越接近该线型，越有利于平抑电网中新能源发电波动；
CDL目标函数设置子单元，用于将CDL目标函数设置为整个系统最小化的运行费用，同时尽可能促进新能源的消纳，CDL目标函数的具体表达式如下：
Figure RE-FDA0003592067380000051
式中，PG,i(t)为系统内第i个可调节发电机在t时段的有功出力，T为时间段总数；NG为可调节发电机台数；PR(t)为系统内所有可再生能源发电在t时段的出力；PR,max(t)为t时段系所有可再生能源发电出力的最大值，可在日前预测获得；ai，bi，ci为第i台可控发电机的费用系数；CR为弃风弃光费用；
上述CDL目标函数中，
Figure RE-FDA0003592067380000052
为可控发电机组的运行总费用，CR(PR,max(t)-PR(t))为弃电惩罚费用；
约束子单元，用于计算CDL曲线模型的约束除可控发电机组的出力上下界约束、可控发电机组向上与向下的爬坡约束、旋转备用约束、新能源出力范围约束外，还包括功率平衡约束和多节点系统潮流约束，具体如下：
Figure RE-FDA0003592067380000053
Pinj＝KP*PG+KR*PR-KD*PD
Pinj＝B*θ
Figure RE-FDA0003592067380000054
式中，Ci,d为第i个可调节发电机出力传输到负荷节点d的比例；
Figure RE-FDA0003592067380000055
为负荷节点d参加需求响应的负荷在总时段的耗电量；
Figure RE-FDA0003592067380000056
为负荷节点d的负荷准线值；
Figure RE-FDA0003592067380000057
为负荷节点d在时段t不可调负荷的电量；Cj,d为第j台新能源发电机出力传输到负荷节点d的比例；PR,j(t)为系统内第j个新能源发电机在t时段的有功出力；Pinj为节点的注入功率矩阵；KP、KR、KD为传统发电机连接矩阵、新能源发电机连接矩阵和负荷连接矩阵；PG、PR、PD为传统发电机功率矩阵、新能源发电机功率矩阵和负荷矩阵；B为线路的导纳矩阵；KL为线路连接矩阵；Xb表示每条线路的导纳；θ是节点电压相角所构成的向量。
8.如权利要求7所述的面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应装置，其特征在于，所述迭代计算单元包括：
共同域划分子单元，用于将负荷节点划分为不同的共同域中；共同域被定义为由相同的发电机提供功率的一组连续节点；有相同发电机提供功率的不连接的节点被视为独立的共同域；因此，一个节点属于且只属于一个共同域；共同域的级别由向该共同域的节点提供出力的发电机数量决定，其值不能小于1或大于系统中发电机总数；两个节点之间的线路有两种情况：一种位于共同域内部，即它连接两个在同一个共同域中的节点；一种位于共同域外部，即它连接的两个节点位于不同的共同域中；一个或多个外部的相同共同域之间的线路定义为链接；一个链接上所有线路的实际功率方向都是相同的，总是由级别小的共同域流向级别大的共同域；
如果系统中所有线路的潮流方向已知，那么根据上述定义将会得到唯一的一组共同域和链接；以共同域为节点，链接为线路，系统将会被简化为一个有向、无环状的图；链接的方向只能由级别低的共同域指向级别高的共同域，因此该图是有向而无环的；
贡献比例计算子单元，用于计算求得每台发电机对不同负荷节点的贡献比例；给定一个假设：对于一个给定的共同域，如果发电机对于输入功率的贡献比例是A，那么该发电机对于输出功率和该共同域中节点负荷的贡献比例也是A；在此基础上通过以下式子计算：
Fkxy＝Ckx*Fxy
Figure RE-FDA0003592067380000061
Figure RE-FDA0003592067380000062
式中，Fkxy为共同域x和共同域y之间的链接上发电机k提供的功率；Cky为发电机k对共同域y中的负荷和输出功率的贡献比例；Fxy为共同域x和共同域y之间链接上的总功率；Iy为共同域y的输入功率；N为能向共同域y传输功率的其他共同域数量；Cky为发电机k对共同域y中负荷和输出功率的贡献比例。
9.如权利要求8所述的面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应装置，其特征在于，所述依据单元包括：
第二定义子单元，用于定义一种表述用户实际负荷曲线形状的基准值，将用户实际负荷曲线标幺化；记l(t)为一条用户实际负荷曲线，在T中的总电量
Figure RE-FDA0003592067380000071
以α为基准对进行标幺化，即：
Figure RE-FDA0003592067380000072
式中，l*(t)为用户实际负荷曲线l(t)经过标幺化函数fu(·)作用后的标幺值；用户实际负荷曲线经过标幺化后，将消去在数量级上的特征，仅保留用户实际负荷曲线形状上的特征；
第三定义子单元，用于定义一种衡量用户的实际负荷曲线形状与负荷准线相似度的指标，表达式为：
Figure RE-FDA0003592067380000073
式中，d为两条序列的欧氏距离；E为将欧氏距离转化到区间(0,1]后的量度指标，将其定义为负荷准线相似度；ε为给定的常数值；
激励补贴子单元，用于负荷准线相似度E反映了用户的实际负荷曲线对新能源消纳的促进作用，可作为计算参与需求响应的用户获得补贴的依据；E越大，说明用户更有利于促进新能源的消纳，将获得相对多的激励补贴。
10.如权利要求9所述的面向新能源消纳的用户负荷准线需求响应装置，其特征在于，所述模型构建单元包括：
提升量计算子单元，用于根据改变量最小求得响应后的实际负荷曲线形状
Figure RE-FDA0003592067380000074
假设参加需求响应的用户完全理性，根据电力调度中心发布的负荷准线作为调整的目标，在不改变一天用电总量的前提下，综合考虑补贴激励，自主地改变用电行为，使用户参加需求响应后的负荷准线相似度与参加前相比提升ΔE具体表达式如下：
Figure RE-FDA0003592067380000081
式中，
Figure RE-FDA0003592067380000082
为用户需求响应前的负荷曲线；
激励补贴计算子单元，用于计算用户最终得到的激励补贴；在用户在响应平峰时段调整电量补贴为H1元/(千瓦时)，低谷时段调整电量补贴为H2元/(千瓦时)，高峰时段调整电量补贴为H3元/(千瓦时)，并根据负荷准线相似度E设置不同的系数计算最后的补贴，保证用户获得的补贴公平合理性；具体补贴计算公式如下：
F(z)＝(H1×Pmid+H2×Plow+H3×Phigh)×γ(z)
式中，F(z)为第z个用户获得的补贴金额；γ(z)＝E(z)×0.8为第z个用户根据负荷准线相似度计算出的价格系数；Pmid、Plow、Phigh分别为用户在响应平峰时段、低谷时段和高峰时段的调整电量。
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