CN116307128A - 计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度方法及系统 - Google Patents

计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度方法及系统 Download PDF

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CN116307128A CN202310167652.3A CN202310167652A CN116307128A CN 116307128 A CN116307128 A CN 116307128A CN 202310167652 A CN202310167652 A CN 202310167652A CN 116307128 A CN116307128 A CN 116307128A
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Abstract

本发明提供了一种计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度方法及系统，该方法包括获取待调度电网多种可调节负荷；基于可调节负荷特性，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型；根据碳交易机制构建碳交易成本模型；确定电网运营商和用户为主从博弈主体，并基于多类型可调节负荷模型、负荷调节补偿模型和碳交易成本模型建立博弈模型；以各主体运行成本最低为目标函数对博弈模型进行求解，获取调度结果并基于调度结果实现待调度电网的优化调度。本方法可以有效降低调度成本和机组碳排放量，保证电网运行的经济性和低碳性，增强用户用电调节积极性，充分发挥用户侧可调节负荷的调度优势，提高系统的调峰能力。

Description

计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度方法及系统
技术领域
本发明涉及电力系统技术领域，尤其是涉及一种计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度方法及系统。
背景技术
电力系统中终端用户设备在能源使用上存在一定的行为习惯，使能源利用产生了一定的峰谷特性，导致在用能高峰时段设备容量不足，而在用能低谷时段设备利用率不足，造成资源的浪费。现有的电力系统优化调度主要集中在“源”和“储”的调度，以降低整个系统的运行成本。随着电力系统的发展，可调节负荷参与下的电力系统优化调度受到更多研究者的关注。可调节负荷是指能够根据电网运行、电价、激励或者交易信息，实现启停或调整运行状态的需求侧用电设备、电源设备、储能设备等，包括工业企业生产工艺、生产辅助负荷、楼宇负荷、居民电器负荷及分散式储能、电动汽车等。
而电力行业作为能源消耗的主体，其碳排放量在碳排放总量中占了很大的比重，为实现低碳电力，加速实现碳减排的目标，对于可调节负荷进行合理调度是非常必要的技术措施。
可调节负荷具有灵活可调度的特点，对于缓解供需矛盾、提高可再生能源利用率等方面均起到较好的效果。但无论是固定电价还是分时电价，均无法充分发挥出可调节负荷的调度优势以及满足用户的多样需求，且无法保证系统的低碳性，调峰能力也不足。
发明内容
本发明旨在提供一种计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度方法及系统，以解决上述技术问题，有效降低调度成本和机组碳排放量，保证电网运行的经济性和低碳性，增强用户用电调节积极性，充分发挥用户侧可调节负荷的调度优势，提高系统的调峰能力。
为了解决上述技术问题，本发明提供了一种计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度方法，包括：
获取待调度电网多种可调节负荷；
基于可调节负荷特性，确定不同负荷参与电网调节的方式，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型；
采用无偿分配并基于基线法为待调度电网提供碳排放配额，根据碳交易机制构建碳交易成本模型；
确定电网运营商和用户为主从博弈主体，并基于多类型可调节负荷模型、负荷调节补偿模型和碳交易成本模型建立博弈模型；
以各主体运行成本最低为目标函数对博弈模型进行求解，获取调度结果并基于调度结果实现待调度电网的优化调度。
上述方案针对含有多类型可调节负荷的电网系统，建立了多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型，并根据碳交易机制构建碳交易成本模型，确定了电网运营商和用户的主从博弈主体，以各主体运行成本最低为目标函数，建立博弈模型，最终实现对待调度电网的优化调度。本方案提供的方法有利于降低电网系统总运行成本，减少机组碳排放量，保证电网运行的经济性和低碳性；同时，实现了对电网的动态定价，可以有效权衡电网运营商与用户的利益，增强用户用电调节的积极性，充分发挥用户侧可调节负荷的调度优势，提高系统的调峰能力。
上述方案中，无偿分配是指预先分配给系统免费碳排放额度，以提高系统参与的积极性。
进一步地，所述基于可调节负荷特性，确定不同负荷参与电网调节的方式，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型，具体为：
基于可调节负荷特性，将不同负荷区分为时移负荷、可控负荷和转移负荷；其中：
所述时移负荷指负荷用电时间根据用户的需求进行变化的负荷，且不同负荷类型持续时间具有差异性；
所述可控负荷指电网对用户用电负荷进行部分削减的负荷；
所述转移负荷指用户根据上级电价，实现工作时间灵活调整的负荷；
基于时移负荷、可控负荷和转移负荷，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型。
进一步地，所述基于时移负荷、可控负荷和转移负荷，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型，具体为：
建立时移负荷、可控负荷和转移负荷对应的可调节负荷模型；
基于实际运行约束条件，对不同类型可调节负荷模型建立相应的相应补偿机制进行补偿；
基于补偿结果构建负荷调节补偿模型，以激励用户参与负荷调节。
进一步地，在所述确定电网运营商和用户为主从博弈主体，并基于多类型可调节负荷模型、负荷调节补偿模型和碳交易成本模型建立博弈模型中，所述博弈模型具体表示为：
G＝{Q；CE；Pshift；Pfle；Ptran；F1；F2}
式中：G表示博弈模型；Q表示主体集合；CE为售电电价策略；Pshift为时移负荷策略集合，由时移负荷的可调节负荷模型获取；Pfle为可控负荷策略集合，由可控负荷的可调节负荷模型获取；Ptran为转移负荷策略集合，由转移负荷的可调节负荷模型获取；F1为电网运营商运行成本，由负荷调节补偿模型及碳交易成本模型计算获取；F2为用户运行成本。
进一步地，所述以各主体运行成本最低为目标函数对博弈模型进行求解，获取调度结果并基于调度结果实现待调度电网的优化调度，具体为：
对于电网运营商这一主体，其目标函数为一天内运行成本最低，求解博弈模型获得一天内最优售电电价；对于用户这一主体，其目标函数为一天内运行成本最低，求解博弈模型获得可调节负荷调节量；
利用遗传算法更新电网运营商的最优售电电价，利用CPLEX求解器求解可调节负荷调节量，最后得到调度结果；
基于调度结果实现待调度电网的优化调度。
本发明提供一种计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度系统，包括负荷获取模块、负荷模型建立模块、碳交易成本模型构建模块、博弈模型构建模块和优化调度模块；其中：
所述负荷获取模块用于获取待调度电网多种可调节负荷；
所述负荷模型建立模块用于基于可调节负荷特性，确定不同负荷参与电网调节的方式，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型；
所述碳交易成本模型构建模块用于采用无偿分配并基于基线法为待调度电网提供碳排放配额，根据碳交易机制构建碳交易成本模型；
所述博弈模型构建模块用于确定电网运营商和用户为主从博弈主体，并基于多类型可调节负荷模型、负荷调节补偿模型和碳交易成本模型建立博弈模型；
所述优化调度模块用于以各主体运行成本最低为目标函数对博弈模型进行求解，获取调度结果并基于调度结果实现待调度电网的优化调度。
进一步地，所述负荷模型建立模块用于基于可调节负荷特性，确定不同负荷参与电网调节的方式，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型，具体为：
基于可调节负荷特性，将不同负荷区分为时移负荷、可控负荷和转移负荷；其中：
所述时移负荷指负荷用电时间根据用户的需求进行变化的负荷，且不同负荷类型持续时间具有差异性；
所述可控负荷指电网对用户用电负荷进行部分削减的负荷；
所述转移负荷指用户根据上级电价，实现工作时间灵活调整的负荷；
基于时移负荷、可控负荷和转移负荷，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型。
进一步地，在所述负荷模型建立模块中，所述基于时移负荷、可控负荷和转移负荷，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型，具体为：
建立时移负荷、可控负荷和转移负荷对应的可调节负荷模型；
基于实际运行约束条件，对不同类型可调节负荷模型建立相应的相应补偿机制进行补偿；
基于补偿结果构建负荷调节补偿模型，以激励用户参与负荷调节。
进一步地，所述博弈模型构建模块用于确定电网运营商和用户为主从博弈主体，并基于多类型可调节负荷模型、负荷调节补偿模型和碳交易成本模型建立博弈模型，其博弈模型具体表示为：
G＝{Q；CE；Pshift；Pfle；Ptran；F1；F2}
式中：G表示博弈模型；Q表示主体集合；CE为售电电价策略；Pshift为时移负荷策略集合，由时移负荷的可调节负荷模型获取；Pfle为可控负荷策略集合，由可控负荷的可调节负荷模型获取；Ptran为转移负荷策略集合，由转移负荷的可调节负荷模型获取；F1为电网运营商运行成本，由负荷调节补偿模型及碳交易成本模型计算获取；F2为用户运行成本。
进一步地，所述优化调度模块用于以各主体运行成本最低为目标函数对博弈模型进行求解，获取调度结果并基于调度结果实现待调度电网的优化调度，具体为：
对于电网运营商这一主体，其目标函数为一天内运行成本最低，求解博弈模型获得一天内最优售电电价；对于用户这一主体，其目标函数为一天内运行成本最低，求解博弈模型获得可调节负荷调节量；
利用遗传算法更新电网运营商的最优售电电价，利用CPLEX求解器求解可调节负荷调节量，最后得到调度结果；
基于调度结果实现待调度电网的优化调度。
上述方案提供的系统搭建简单，易于实现，适用性强，其针对含有多类型可调节负荷的电网系统，建立了多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型，并根据碳交易机制构建碳交易成本模型，确定了电网运营商和用户的主从博弈主体，以各主体运行成本最低为目标函数，建立博弈模型，最终实现对待调度电网的优化调度。本实施例提供的系统有利于降低电网系统总运行成本，减少机组碳排放量，保证电网运行的经济性和低碳性；同时，实现了对电网的动态定价，可以有效权衡电网运营商与用户的利益，增强用户用电调节的积极性，充分发挥用户侧可调节负荷的调度优势，提高系统的调峰能力。
附图说明
图1为本发明一实施例提供的一种计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度方法流程示意图；
图2为本发明一实施例提供的日负荷曲线与新能源最大出力图；
图3为本发明一实施例提供的优化调度前各可调节负荷分布情况图；
图4为本发明一实施例提供的电网运行商售电电价图；
图5为本发明一实施例提供的优化调度前后负荷对比图；
图6为本发明一实施例提供的一种计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度系统模块连接图。
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、完整的描述，显然，所描述的实施例仅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作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。
请参见图1，一种计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度方法，包括：
S1：获取待调度电网多种可调节负荷；
S2：基于可调节负荷特性，确定不同负荷参与电网调节的方式，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型；
S3：采用无偿分配并基于基线法为待调度电网提供碳排放配额，根据碳交易机制构建碳交易成本模型；
S4：确定电网运营商和用户为主从博弈主体，并基于多类型可调节负荷模型、负荷调节补偿模型和碳交易成本模型建立博弈模型；
S5：以各主体运行成本最低为目标函数对博弈模型进行求解，获取调度结果并基于调度结果实现待调度电网的优化调度。
本实施例针对含有多类型可调节负荷的电网系统，建立了多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型，并根据碳交易机制构建碳交易成本模型，确定了电网运营商和用户的主从博弈主体，以各主体运行成本最低为目标函数，建立博弈模型，最终实现对待调度电网的优化调度。本实施例提供的方法有利于降低电网系统总运行成本，减少机组碳排放量，保证电网运行的经济性和低碳性；同时，实现了对电网的动态定价，可以有效权衡电网运营商与用户的利益，增强用户用电调节的积极性，充分发挥用户侧可调节负荷的调度优势，提高系统的调峰能力。
进一步地，所述基于可调节负荷特性，确定不同负荷参与电网调节的方式，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型，具体为：
基于可调节负荷特性，将不同负荷区分为时移负荷、可控负荷和转移负荷；其中：
所述时移负荷指负荷用电时间根据用户的需求进行变化的负荷，且不同负荷类型持续时间具有差异性；
所述可控负荷指电网对用户用电负荷进行部分削减的负荷；
所述转移负荷指用户根据上级电价，实现工作时间灵活调整的负荷；
基于时移负荷、可控负荷和转移负荷，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型。
需要说明的是，待调度电网的供能设备包括风电、光伏、燃气轮机，储能设备为蓄电池，用户侧负荷分为可调节负荷和不可调节负荷，系统不可改变不可调节负荷的用能方式和用能时间。根据可调节负荷特性，将其分为时移负荷、可控负荷和转移负荷。
进一步地，所述基于时移负荷、可控负荷和转移负荷，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型，具体为：
建立时移负荷、可控负荷和转移负荷对应的可调节负荷模型；其中：
时移负荷对应的可调节负荷模型可表示为：
Figure BDA0004096647740000071
式中，Pt shift为时移负荷；
Figure BDA0004096647740000072
为调节前的时移负荷；/>
Figure BDA0004096647740000073
为移出负荷；/>
Figure BDA0004096647740000074
为移入负荷，K1为时移负荷的个数。
可控负荷对应的可调节负荷模型可表示为：
Figure BDA0004096647740000075
式中，Pt fle为可控负荷；
Figure BDA0004096647740000081
为调节前可控负荷；/>
Figure BDA0004096647740000082
为被切除的负荷；K2为可控负荷的个数。
转移负荷对应的可调节负荷模型可表示为：
Figure BDA0004096647740000083
Figure BDA0004096647740000084
式中：
Figure BDA0004096647740000085
为0—1变量，表示转移状态，1为转移，0为不转移；/>
Figure BDA0004096647740000086
为连续运行的最少时间；Pt tran为转移功率；/>
Figure BDA0004096647740000087
分别为转移功率的上、下限值。
基于实际运行约束条件，对不同类型可调节负荷模型建立相应的相应补偿机制进行补偿，可以包括储能运行功率与充放电状态约束、蓄电池容量约束、设备出力上下限约束和设备爬坡率约束，具体为：
Figure BDA0004096647740000088
上式为储能运行功率与充放电状态约束，其中Pt ESS,in、Pt ESS,dis为蓄电池充、放电功率；
Figure BDA0004096647740000089
为蓄电池最大充、放电功率，/>
Figure BDA00040966477400000810
为0—1变量，表示蓄电池的充放电状态。
Figure BDA00040966477400000811
上式为蓄电池容量约束，其中
Figure BDA00040966477400000812
分别为蓄电池最小、最大容量。
Pi min≤Pi eq≤Pi max
上式为设备出力上下限约束，其中Pi eq为设备出力值；Pi min、Pi max分别为第i台设备出力的最小值、最大值。
Figure BDA00040966477400000813
上式为设备爬坡率约束，其中
Figure BDA00040966477400000814
为第i台设备出力值，Pi down、Pi up分别为第i台设备的爬坡率下限、爬坡率上限。
需要说明的是，可调节负荷的调度具有诸多方面优势，为激励用户更积极地参与负荷调节，对用户采取费用补偿机制，补偿费用由供能系统承担。具体地，有：
基于补偿结果构建负荷调节补偿模型，以激励用户参与负荷调节，其中：
时移负荷的补偿成本Fshift表示如下：
Figure BDA0004096647740000091
式中：λshift为时移负荷补偿系数。
可控负荷的补偿成本Ffle表示如下：
Figure BDA0004096647740000092
式中：λcut为可控负荷补偿系数。
转移负荷的补偿成本Ftran表示如下：
Figure BDA0004096647740000093
式中：λtran为转移负荷补偿系数。
则可调节负荷优化的补偿成本FD表示如下：
FD＝Fshift+Ffle+Ftran
进一步地，完善的碳交易机制首先需要确定碳排放配额。无偿分配是指预先分配给系统免费碳排放额度，以提高系统参与的积极性。本实施例采用无偿分配并基于基准线法为系统提供碳排放配额，具体为：
采用无偿分配并基于基线法为待调度电网提供碳排放配额，根据碳交易机制构建碳交易成本模型，具体表示为：
系统的碳排放配额Ep表示如下：
Figure BDA0004096647740000094
式中，Pi eq为设备出力值；β为单位电量碳排放分配额；M为设备总数。
系统的实际碳排放量Eac表示如下：
Figure BDA0004096647740000095
式中：βi a、βi b分别为能源生产运输阶段和使用阶段的碳排放系数。
碳交易成本FC表示如下：
FC＝βC(Eac-Ep)
式中：βC为碳交易成本系数。
进一步地，在所述确定电网运营商和用户为主从博弈主体，电网运营商为领导者，用户为跟随者，并基于多类型可调节负荷模型、负荷调节补偿模型和碳交易成本模型建立博弈模型中，所述博弈模型具体表示为：
G＝{Q；CE；Pshift；Pfle；Ptran；F1；F2}
式中：G表示博弈模型；Q表示主体集合；CE为售电电价策略；Pshift为时移负荷策略集合，由时移负荷的可调节负荷模型获取；Pfle为可控负荷策略集合，由可控负荷的可调节负荷模型获取；Ptran为转移负荷策略集合，由转移负荷的可调节负荷模型获取；F1为电网运营商运行成本，由负荷调节补偿模型及碳交易成本模型计算获取；F2为用户运行成本。
需要说明的是，电网运营商以运行成本最低为目标，目标函数为：
minF1＝FMT+FESS+FEX+FC+FD-FE+Fwind+Fpv
式中：F1为电网运营商运行成本；FMT为燃气轮机的燃料成本；FESS为蓄电池的折旧成本；FEX为向电网购电成本；FE为向用户售电收益；Fwind为风电运行成本；Fpv为光伏运行成本；具体有：
Figure BDA0004096647740000101
式中：CMT为燃气轮机的燃料成本系数；Pt MT为燃气轮机的输出功率。
Figure BDA0004096647740000102
式中：CESS为蓄电池的折旧系数。
Figure BDA0004096647740000103
式中：
Figure BDA0004096647740000104
为分时电价；Pt EX为与电网交互功率，购电为正，售电为负。
Figure BDA0004096647740000105
式中：
Figure BDA0004096647740000111
为向用户售电电价；Pt load为用户侧负荷。
Figure BDA0004096647740000112
式中：Cwind为风电运行成本系数；Pt wind为风电功率。
Figure BDA0004096647740000113
式中：Cpv为光伏运行成本系数；Pt pv为光伏功率。
基于上述表达式，电网运行需要满足如下能量平衡约束条件：
Pt MT+Pt EX+Pt wind+Pt pv+Pt ESS,dis＝Pt load+Pt ESS,in
需要说明的是，用户以运行成本最低为目标，目标函数为：
minF2＝FE-FU
式中：F2为用户运行成本；FU为用户用电效用函数，有：
Figure BDA0004096647740000114
式中：a、b、c为用户用电效用函数的参数。
进一步地，所述以各主体运行成本最低为目标函数对博弈模型进行求解，获取调度结果并基于调度结果实现待调度电网的优化调度，具体为：
对于电网运营商这一主体，其目标函数为一天内运行成本最低，求解博弈模型获得一天内最优售电电价；对于用户这一主体，其目标函数为一天内运行成本最低，求解博弈模型获得可调节负荷调节量；
利用遗传算法更新电网运营商的最优售电电价，利用CPLEX求解器求解可调节负荷调节量，最后得到调度结果；
基于调度结果实现待调度电网的优化调度。
为了进一步说明本发明的技术特点，凸显其技术优势，本实施例以某电力系统作为算例进行具体的阐述。
本实施例以一天24h为调度时长，单位调度时间是1h。日负荷曲线及新能源最大出力见图2。优化前各可调节负荷分布情况见图3。
电网运营商售电电价如图4所示。由图4可见，运营商售电价在电网分时电价区间内上下波动，达到了动态定价的效果，可有效权衡电网运营商与用户的利益，增强用户用电调节积极性。
优化前后负荷对比如图5所示。由图5可见，可调节负荷总体呈现出从用电峰时段向谷时段转移的趋势，优化后负荷相比优化前负荷在早晚高峰用电时段得到了降低，说明了本实施例充分发挥了用户侧可调节负荷的调度优势，提高系统的调峰能力。
请参见图6，本实施例提供一种计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度系统，用以实现一种计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度方法，其包括负荷获取模块、负荷模型建立模块、碳交易成本模型构建模块、博弈模型构建模块和优化调度模块；其中：
所述负荷获取模块用于获取待调度电网多种可调节负荷；
所述负荷模型建立模块用于基于可调节负荷特性，确定不同负荷参与电网调节的方式，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型；
所述碳交易成本模型构建模块用于采用无偿分配并基于基线法为待调度电网提供碳排放配额，根据碳交易机制构建碳交易成本模型；
所述博弈模型构建模块用于确定电网运营商和用户为主从博弈主体，并基于多类型可调节负荷模型、负荷调节补偿模型和碳交易成本模型建立博弈模型；
所述优化调度模块用于以各主体运行成本最低为目标函数对博弈模型进行求解，获取调度结果并基于调度结果实现待调度电网的优化调度。
本实施例提供的系统搭建简单，易于实现，适用性强，其针对含有多类型可调节负荷的电网系统，建立了多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型，并根据碳交易机制构建碳交易成本模型，确定了电网运营商和用户的主从博弈主体，以各主体运行成本最低为目标函数，建立博弈模型，最终实现对待调度电网的优化调度。本实施例提供的系统有利于降低电网系统总运行成本，减少机组碳排放量，保证电网运行的经济性和低碳性；同时，实现了对电网的动态定价，可以有效权衡电网运营商与用户的利益，增强用户用电调节的积极性，充分发挥用户侧可调节负荷的调度优势，提高系统的调峰能力。
进一步地，所述负荷模型建立模块用于基于可调节负荷特性，确定不同负荷参与电网调节的方式，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型，具体为：
基于可调节负荷特性，将不同负荷区分为时移负荷、可控负荷和转移负荷；其中：
所述时移负荷指负荷用电时间根据用户的需求进行变化的负荷，且不同负荷类型持续时间具有差异性；
所述可控负荷指电网对用户用电负荷进行部分削减的负荷；
所述转移负荷指用户根据上级电价，实现工作时间灵活调整的负荷；
基于时移负荷、可控负荷和转移负荷，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型。
进一步地，在所述负荷模型建立模块中，所述基于时移负荷、可控负荷和转移负荷，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型，具体为：
建立时移负荷、可控负荷和转移负荷对应的可调节负荷模型；
基于实际运行约束条件，对不同类型可调节负荷模型建立相应的相应补偿机制进行补偿；
基于补偿结果构建负荷调节补偿模型，以激励用户参与负荷调节。
进一步地，所述博弈模型构建模块用于确定电网运营商和用户为主从博弈主体，并基于多类型可调节负荷模型、负荷调节补偿模型和碳交易成本模型建立博弈模型，其博弈模型具体表示为：
G＝{Q；CE；Pshift；Pfle；Ptran；F1；F2}
式中：G表示博弈模型；Q表示主体集合；CE为售电电价策略；Pshift为时移负荷策略集合，由时移负荷的可调节负荷模型获取；Pfle为可控负荷策略集合，由可控负荷的可调节负荷模型获取；Ptran为转移负荷策略集合，由转移负荷的可调节负荷模型获取；F1为电网运营商运行成本，由负荷调节补偿模型及碳交易成本模型计算获取；F2为用户运行成本。
进一步地，所述优化调度模块用于以各主体运行成本最低为目标函数对博弈模型进行求解，获取调度结果并基于调度结果实现待调度电网的优化调度，具体为：
对于电网运营商这一主体，其目标函数为一天内运行成本最低，求解博弈模型获得一天内最优售电电价；对于用户这一主体，其目标函数为一天内运行成本最低，求解博弈模型获得可调节负荷调节量；
利用遗传算法更新电网运营商的最优售电电价，利用CPLEX求解器求解可调节负荷调节量，最后得到调度结果；
基于调度结果实现待调度电网的优化调度。
以上所述是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也视为本发明的保护范围。

Claims (10)

1.计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度方法，其特征在于，包括：
获取待调度电网多种可调节负荷；
基于可调节负荷特性，确定不同负荷参与电网调节的方式，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型；
采用无偿分配并基于基线法为待调度电网提供碳排放配额，根据碳交易机制构建碳交易成本模型；
确定电网运营商和用户为主从博弈主体，并基于多类型可调节负荷模型、负荷调节补偿模型和碳交易成本模型建立博弈模型；
以各主体运行成本最低为目标函数对博弈模型进行求解，获取调度结果并基于调度结果实现待调度电网的优化调度。
2.根据权利要求1所述的计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度方法，其特征在于，所述基于可调节负荷特性，确定不同负荷参与电网调节的方式，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型，具体为：
基于可调节负荷特性，将不同负荷区分为时移负荷、可控负荷和转移负荷；其中：
所述时移负荷指负荷用电时间根据用户的需求进行变化的负荷，且不同负荷类型持续时间具有差异性；
所述可控负荷指电网对用户用电负荷进行部分削减的负荷；
所述转移负荷指用户根据上级电价，实现工作时间灵活调整的负荷；
基于时移负荷、可控负荷和转移负荷，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型。
3.根据权利要求2所述的计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度方法，其特征在于，所述基于时移负荷、可控负荷和转移负荷，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型，具体为：
建立时移负荷、可控负荷和转移负荷对应的可调节负荷模型；
基于实际运行约束条件，对不同类型可调节负荷模型建立相应的相应补偿机制进行补偿；
基于补偿结果构建负荷调节补偿模型，以激励用户参与负荷调节。
4.根据权利要求3所述的计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度方法，其特征在于，在所述确定电网运营商和用户为主从博弈主体，并基于多类型可调节负荷模型、负荷调节补偿模型和碳交易成本模型建立博弈模型中，所述博弈模型具体表示为：
G＝{Q；CE；Pshift；Pfle；Ptran；F1；F2}
式中：G表示博弈模型；Q表示主体集合；CE为售电电价策略；Pshift为时移负荷策略集合，由时移负荷的可调节负荷模型获取；Pfle为可控负荷策略集合，由可控负荷的可调节负荷模型获取；Ptran为转移负荷策略集合，由转移负荷的可调节负荷模型获取；F1为电网运营商运行成本，由负荷调节补偿模型及碳交易成本模型计算获取；F2为用户运行成本。
5.根据权利要求1～4任一项所述的计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度方法，其特征在于，所述以各主体运行成本最低为目标函数对博弈模型进行求解，获取调度结果并基于调度结果实现待调度电网的优化调度，具体为：
对于电网运营商这一主体，其目标函数为一天内运行成本最低，求解博弈模型获得一天内最优售电电价；对于用户这一主体，其目标函数为一天内运行成本最低，求解博弈模型获得可调节负荷调节量；
利用遗传算法更新电网运营商的最优售电电价，利用CPLEX求解器求解可调节负荷调节量，最后得到调度结果；
基于调度结果实现待调度电网的优化调度。
6.计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度系统，其特征在于，包括负荷获取模块、负荷模型建立模块、碳交易成本模型构建模块、博弈模型构建模块和优化调度模块；其中：
所述负荷获取模块用于获取待调度电网多种可调节负荷；
所述负荷模型建立模块用于基于可调节负荷特性，确定不同负荷参与电网调节的方式，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型；
所述碳交易成本模型构建模块用于采用无偿分配并基于基线法为待调度电网提供碳排放配额，根据碳交易机制构建碳交易成本模型；
所述博弈模型构建模块用于确定电网运营商和用户为主从博弈主体，并基于多类型可调节负荷模型、负荷调节补偿模型和碳交易成本模型建立博弈模型；
所述优化调度模块用于以各主体运行成本最低为目标函数对博弈模型进行求解，获取调度结果并基于调度结果实现待调度电网的优化调度。
7.根据权利要求6所述的计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度系统，其特征在于，所述负荷模型建立模块用于基于可调节负荷特性，确定不同负荷参与电网调节的方式，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型，具体为：
基于可调节负荷特性，将不同负荷区分为时移负荷、可控负荷和转移负荷；其中：
所述时移负荷指负荷用电时间根据用户的需求进行变化的负荷，且不同负荷类型持续时间具有差异性；
所述可控负荷指电网对用户用电负荷进行部分削减的负荷；
所述转移负荷指用户根据上级电价，实现工作时间灵活调整的负荷；
基于时移负荷、可控负荷和转移负荷，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型。
8.根据权利要求7所述的计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度系统，其特征在于，在所述负荷模型建立模块中，所述基于时移负荷、可控负荷和转移负荷，建立多类型可调节负荷模型以及负荷调节补偿模型，具体为：
建立时移负荷、可控负荷和转移负荷对应的可调节负荷模型；
基于实际运行约束条件，对不同类型可调节负荷模型建立相应的相应补偿机制进行补偿；
基于补偿结果构建负荷调节补偿模型，以激励用户参与负荷调节。
9.根据权利要求8所述的计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度系统，其特征在于，所述博弈模型构建模块用于确定电网运营商和用户为主从博弈主体，并基于多类型可调节负荷模型、负荷调节补偿模型和碳交易成本模型建立博弈模型，其博弈模型具体表示为：
G＝{Q；CE；Pshift；Pfle；Ptran；F1；F2}
式中：G表示博弈模型；Q表示主体集合；CE为售电电价策略；Pshift为时移负荷策略集合，由时移负荷的可调节负荷模型获取；Pfle为可控负荷策略集合，由可控负荷的可调节负荷模型获取；Ptran为转移负荷策略集合，由转移负荷的可调节负荷模型获取；F1为电网运营商运行成本，由负荷调节补偿模型及碳交易成本模型计算获取；F2为用户运行成本。
10.根据权利要求6～9任一项所述的计及多种可调节负荷与碳交易的电网优化调度系统，其特征在于，所述优化调度模块用于以各主体运行成本最低为目标函数对博弈模型进行求解，获取调度结果并基于调度结果实现待调度电网的优化调度，具体为：
对于电网运营商这一主体，其目标函数为一天内运行成本最低，求解博弈模型获得一天内最优售电电价；对于用户这一主体，其目标函数为一天内运行成本最低，求解博弈模型获得可调节负荷调节量；
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