一种配电网运营方法与流程

本申请涉及配电网运营
技术领域：
，具体涉及一种配电网运营方法。
背景技术：
：当前配电网属于被动式配电网，其被动特征主要表现在运行、控制和规划建设三个方面。在运行方面，现有电网的电力流途径是由发电厂生产电力，电力经输电网、输电变电站、输电线路、配电变电站输送到电力用户。在这个电力流经过程中，为了维持电网的安全稳定运行，必须保证发电和用电的动态平衡。这种动态平衡也决定了当前配电网的被动运行方式和电力流动的单向性。在控制方面，当前配电网虽然也在配电自动化基础上发展了配电网管理系统，但其控制都是针对配电网发生故障后的一种被动式保护控制措施。在规划建设方面，都是从保证配电网运行安全可靠性角度出发，依据预测的最大负荷或平均负荷进行配变设备容量的选型和设计。因此，当前配电系统并不是针对大量分布式电源接入而设计，随着大规模DER的配电网接入，其也会给配电网带来诸多不利影响，例如对短路电流水平和设备选型、无功功率和电压分布、配电网保护、配电自动化和故障清除过程、特殊情况下的孤岛运行方式等问题，都会带来不利影响。因此，为了应对大量分布式DER接入，同时为了维持当前配电网的可靠性，需要从配电网规划、控制和运营三个方面实现配电网的主动工作模式转变。随着大规模分布式电源(distributedenergyresource，DER)在配电网的并网运行，使得需求侧部分负荷的电力需求在配电网得到就地满足，同时配电网的社会运营成本降低。但如果配电网缺乏主动控制和主动运营手段，要充分消纳DER电力，配电网的建设和运行维护成本反而会增加。随着电动汽车充电负荷、各种储能负荷以及基于变频调节的柔性负荷在配电网中所占比例的增加，也使配电网中可调节或可中断负荷增加，进而使配电网利用负荷调节实现源荷协调运行成为可能。但是在实现电力流和信息流高度融合和为实现售电公司与电力用户间的灵活互动的运营方面还比较欠缺。技术实现要素：本发明的目的是为了解决上述配电网缺乏主动控制和主动运营手段，在实现电力流和信息流高度融合和为实现售电公司与电力用户间的灵活互动的运营方面的问题。为此，本发明实施例提供了如下技术方案：一种配电网运营方法，所述运营方法包括如下步骤：S1计算负荷用户的差异化用电成本；S2根据S1中的计算结果，与用户签订基于差异化用电成本的供用电协议；S3采用基于期望负荷率滚动校正的实时电价定价方法，在各电价调节时间段内，对配电网负荷进行动态调节。可选地，所述负荷用户的差异化用电成本计算公式如下：式中Ci(Tb(j))为电力用户i在调节周期Tb(j)内的用电成本；Cib为按实时电价统计的用电成本；Cir为用户i从售电公司获得的补偿其响应负荷调节需求的收益或不响应调节需求的惩罚成本；Cic为用户i从售电公司获得的补偿其可中断负荷被切除的收益；αir和αic分别为售电公司是否对用户i进行差异化用电成本统计，等于1表示统计，等于0表示不统计；pi(t)为需求侧用户i的实时有功负荷；m(t)为实时电价；tbsj和tbej分别为第j个负荷率调节周期Tb(j)的首末时刻；βr和βc分别为用户响应负荷调节或切除需求的电价优惠权重；c(Tb(j))为需求侧可调节负荷在调节周期Tb(j)内的调节比例；γi(Tb(j))为计算用户i可调节负荷在调节周期Tb(j)内的优惠或惩罚成本的权重。可选地，所述采用基于期望负荷率滚动校正的实时电价定价方法，包括以下步骤：S301、采用需求侧负荷的电价响应特性模型，计算在当前配电网负荷率的调节周期Tb(j)的电价S302、采用描述价格型负荷的电价响应特性模型计算作用下的需求侧负荷调节量S303、采用Tb(j)周期的需求侧负荷和分布式并网功率的预测值和结合Tb(j)周期负荷需求的电价响应估计量计算进行Tb(j)周期的负荷率S304、计算消除Tb(j)周期负荷率估计值与期望负荷率ηexp之间偏差的修正后电价估计值可选地，所述γi(Tb(j))计算公式如下：若则有或者若则有式中sgn(x)为符号函数，若x≥0，sgn(x)＝1，若x<0，sgn(x)＝–1。可选地，所述在当前配电网负荷率的调节周期Tb(j)的电价的计算公式如下：式中m(t)为实时电价；Mref为实时电价的参考基准值；tbs(j-1)和tbe(j-1)分别为第j-1个负荷率调节周期Tb(j-1)的首末时刻；∑pi(t)表示用户的负荷总需求；ηEmax和ηEmin分别为利用电价调节负荷率的期望上限和下限；Ppb为配变有功容量；mmax和mmin分别为实时电价取值的上限和下限；所述需求侧负荷调节量的计算公式如下：式中Pref为负荷调节量的参考基准值；表示用户负荷需求总合在Tb(j)周期的预测值；mup和mlow分别为价格型负荷对电价变化无响应范围的上限和下限；用于反映各负荷用户在Tb(j)周期对电力的迫切需求程度；f1[m(t)/Mref–mup]和f2[mlow–m(t)/Mref]可根据用户负荷的电价响应ΔpL/Pref及其与之对应电价调节量或采用数值拟合方法确定f1函数或f2函数：所述Tb(j)周期的负荷率的计算公式如下：所述修正后电价估计值计算公式如下：式中ε为描述期望负荷率ηexp上下浮动范围的偏差。可选地，还包括基于概率估计周期Tb(j)内协议可调节负荷的调节比例式中ηr为负荷率预防控制启动的负荷率设定值；n2为与售电公司签署提供可调节负荷的用户数量；Pic为与电力公司签订提供负荷可调节操作用户i承若的可调节有功负荷大小；Ri表示负荷可调节协议用户i在Tb(j)周期的实际调节负荷占协议所承若调节负荷总量的比例；f(Ri)为满足正态分布N[c(Tb(j),σ2)]的Ri分布概率。可选地，还包括周期Tb(j)内协议可中断负荷的用户数，计算公式如下：式中ηc为启动负荷率校正控制的负荷率设定值；n3为所确定的拟切除可中断负荷的协议用户数；Pic为与电力公司签订提供负荷可中断操作用户i承若的可中断有功负荷大小。可选地，还包括配电网基于用电成本差异化的运营方法的优化，所述方法包括如下步骤：建立售电公司在Tb(j)周期内的最优运营目标函数；利用附图2中的粒子群寻优算法求解负荷率调节周期Tb(j)内的最优电价、可调节负荷调节比例和可切除负荷调节量；确定售电公司基于需求侧差异化用电成本主动运营的电价运营范围、可调节负荷和可中断负荷量的构成比例。可选地，所述最优运营目标函数如下：式中n为需求侧负荷用户数量；pg(t)输电网的实时功率；m1(t)为输电网的购电电价；Lpj为配网线路总长度，rpj为线路单位长度造价；Ppb为系统配电容量，ppj为单位配电容量造价，qpj为其它信息设施改造费用，xpy为运维成本折算系数；m2(t)为分布式电源并网功率电价；fps为每千克排放所需要的碳排放费；0.89是基于相关数据统计所折算的火电能源每生产1千瓦时排放的二氧化碳量，单位kg；Wtotal表示传统发电能源的发电量，可用输电网的下网能量等效；所需满足的等式和不等式约束条件如下：可选地，所述负荷率调节周期Tb(j)内的最优电价、可调节负荷调节比例和可切除负荷调节量的计算方法包括以下步骤：对式一至式十一各状态变量进行初始值赋值；依据式十二，设向量xi为寻优粒子，其分量xij(j＝1,2,3)分别表示实时电价、可调节负荷调节比例和可切除负荷调节量，随机生成寻优空间Sn中m个粒子的初始分量xij(0)(i＝1,…,m)，基于配电网需求侧负荷预测值和分布式电源并网功率预测值，利用粒子群寻优算法求解。本发明实施例提供的技术方案包括以下有益效果：本申请以实现大规模分布式电源并网后的配电网消纳运营技术为目标，以配电网需求侧的灵活运营方法作为研究对象，基于价格型负荷的电价响应特性和需求侧基于差异化用电成本，提出了需求侧基于差异化用电成本的主动运营方法，在此基础上，通过建立反映售电企业运营成本效益的模型和相关约束条件，进一步提出了该主动运营方法的优化。配电网采用主动运营方法不仅能够灵活调节电力用户的负荷水平，使电力负荷与DER输出电力之间协调配合，而且能够在有效消纳DER的基础上，实现对负荷峰谷需求的调节，减少系统的装机容量和旋转备用，节约变电容量投资，提高变电容量的利用效率。同时由于充分利用了DER能源，将使配电网的社会运营成本得到有效降低，且对系统装机容量和变电容量的需求降低，节约了建设投资成本。附图说明为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，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，对于本领域普通技术人员而言，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。图1为本发明实施例中配电网运营优化方法原理示意图；图2为本发明实施例中配电网粒子群寻优算法原理示意图；图3为本发明实施例中配电网最优运营的电价范围；图4为本发明实施例中配电网最优运营的需求侧负荷响应。具体实施方式此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本发明的实施例，并与说明书一起用于解释本发明的原理。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，对于本领域普通技术人员而言，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。在配电网长期规划运营条件，若已知配电网系统配电容量和间歇式能源渗透率，电网侧需要合理制定差异化用电成本的配电网供售电合同。如何在实际运营中采用合理的定价策略及电网公司销售合适的电力负荷构成比例将成为寻求电网效益最优的关键。附图1描述了配电网基于差异化用电成本的主动运营优化方法，该方法是一种以运营电价、运营负荷构成比例为寻优粒子，通过确定使电网运营效益最优为优化目标，利用粒子群寻优算法确定寻优粒子的变化轨迹。具体工作原理步骤如下：输入仿真初始系统参数，包括配电网系统配电容量和间歇式能源装机容量；由于实时电价的作用是通过动态发布电价来调节用户负荷，减小负荷的波动水平，以有效降低配变容量并提高其利用率，并且配变容量是一个定值，负荷率是配电网负荷与配变容量的比值，因此当用实时电价动态调节负荷时，可以按照随着负荷率增加电价升高，随着负荷率下降电价降低的原则确定。遵循此原则，并结合希望利用实时电价维持负荷率在期望范围内运行的目标，基于用户对实时电价响应的特性，可确定式实时电价定价方法；基于电网负荷率的负荷预防控制和校正控制，进行实时电价调节配电网负荷的过程中，当配电网负荷率超出预防控制的负荷率设定阈值时，将按式九所示估算方法启动基于可调节负荷的负荷率预防控制。当采用负荷率预防控制无法使配电网负荷率保持在预防控制所对应负荷率设定值下运行，且超出比该设定值更大的校正控制所对应负荷率设定值时，根据各负荷协议可中断用户承诺的可中断负荷量，将按式十所示原则，进行负荷可中断控制用户选择，然后通过配电自动化系统向各协议负荷可中断用户的智能测量仪表发送负荷中断指令，中断对所选择可中断负荷的供电，使负荷率恢复至负荷率校正控制设定值以下运行；基于实时电价定价策略及负荷预防控制和校正控制，结合负荷的电价响应特性可以有效地预测负荷出力情况，将实时电价初始范围作为电网的初始粒子，利用负荷预测，运行96个时间点，利用售电公司供电效益计算方法计算电网效益，经过粒子群算法的多次迭代寻出电网效益最优的粒子；输出电网效益最优的一组结果输出为寻优结果，输出电网效益最优的主动配电网用户比例以及电价定价范围。下面通过实施例，并结合附图，对本申请的技术方案作进一步具体的说明。参见图1～4，本申请提供一种配电网运营方法，所述运营方法包括如下步骤：S1计算负荷用户的差异化用电成本；S2根据S1中的计算结果，与用户签订基于差异化用电成本的供用电协议；S3采用基于期望负荷率滚动校正的实时电价定价方法，在各电价调节时间段内，对配电网负荷进行动态调节。可选地，所述负荷用户的差异化用电成本计算公式如下：式中Ci(Tb(j))为电力用户i在调节周期Tb(j)内的用电成本；Cib为按实时电价统计的用电成本；Cir为用户i从售电公司获得的补偿其响应负荷调节需求的收益或不响应调节需求的惩罚成本；Cic为用户i从售电公司获得的补偿其可中断负荷被切除的收益；αir和αic分别为售电公司是否对用户i进行差异化用电成本统计，等于1表示统计，等于0表示不统计；pi(t)为需求侧用户i的实时有功负荷；m(t)为实时电价；tbsj和tbej分别为第j个负荷率调节周期Tb(j)的首末时刻；βr和βc分别为用户响应负荷调节或切除需求的电价优惠权重；c(Tb(j))为需求侧可调节负荷在调节周期Tb(j)内的调节比例；γi(Tb(j))为计算用户i可调节负荷在调节周期Tb(j)内的优惠或惩罚成本的权重。可选地，所述采用基于期望负荷率滚动校正的实时电价定价方法，包括以下步骤：S301、采用需求侧负荷的电价响应特性模型，计算在当前配电网负荷率的调节周期Tb(j)的电价S302、采用描述价格型负荷的电价响应特性模型计算作用下的需求侧负荷调节量S303、采用Tb(j)周期的需求侧负荷和分布式并网功率的预测值和结合Tb(j)周期负荷需求的电价响应估计量计算进行Tb(j)周期的负荷率S304、计算消除Tb(j)周期负荷率估计值与期望负荷率ηexp之间偏差的修正后电价估计值可选地，所述γi(Tb(j))计算公式如下：若则有或者若则有式中sgn(x)为符号函数，若x≥0，sgn(x)＝1，若x<0，sgn(x)＝–1。可选地，所述在当前配电网负荷率的调节周期Tb(j)的电价的计算公式如下：式中m(t)为实时电价；Mref为实时电价的参考基准值；tbs(j-1)和tbe(j-1)分别为第j-1个负荷率调节周期Tb(j-1)的首末时刻；∑pi(t)表示用户的负荷总需求；ηEmax和ηEmin分别为利用电价调节负荷率的期望上限和下限；Ppb为配变有功容量；mmax和mmin分别为实时电价取值的上限和下限；所述需求侧负荷调节量的计算公式如下：式中Pref为负荷调节量的参考基准值；表示用户负荷需求总合在Tb(j)周期的预测值；mup和mlow分别为价格型负荷对电价变化无响应范围的上限和下限；用于反映各负荷用户在Tb(j)周期对电力的迫切需求程度；f1[m(t)/Mref–mup]和f2[mlow–m(t)/Mref]可根据用户负荷的电价响应ΔpL/Pref及其与之对应电价调节量或采用数值拟合方法确定f1函数或f2函数：所述Tb(j)周期的负荷率的计算公式如下：所述修正后电价估计值计算公式如下：式中ε为描述期望负荷率ηexp上下浮动范围的偏差。可选地，还包括基于概率估计周期Tb(j)内协议可调节负荷的调节比例式中ηr为负荷率预防控制启动的负荷率设定值；n2为与售电公司签署提供可调节负荷的用户数量；Pic为与电力公司签订提供负荷可调节操作用户i承若的可调节有功负荷大小；Ri表示负荷可调节协议用户i在Tb(j)周期的实际调节负荷占协议所承若调节负荷总量的比例；f(Ri)为满足正态分布N[c(Tb(j),σ2)]的Ri分布概率。可选地，还包括周期Tb(j)内协议可中断负荷的用户数，计算公式如下：式中ηc为启动负荷率校正控制的负荷率设定值；n3为所确定的拟切除可中断负荷的协议用户数；Pic为与电力公司签订提供负荷可中断操作用户i承若的可中断有功负荷大小。可选地，还包括配电网基于用电成本差异化的运营方法的优化，所述方法包括如下步骤：建立售电公司在Tb(j)周期内的最优运营目标函数；利用附图2中的粒子群寻优算法求解负荷率调节周期Tb(j)内的最优电价、可调节负荷调节比例和可切除负荷调节量；确定售电公司基于需求侧差异化用电成本主动运营的电价运营范围、可调节负荷和可中断负荷量的构成比例。可选地，所述最优运营目标函数如下：式中n为需求侧负荷用户数量；pg(t)输电网的实时功率；m1(t)为输电网的购电电价；Lpj为配网线路总长度，rpj为线路单位长度造价；Ppb为系统配电容量，ppj为单位配电容量造价，qpj为其它信息设施改造费用，xpy为运维成本折算系数；m2(t)为分布式电源并网功率电价；fps为每千克排放所需要的碳排放费；0.89是基于相关数据统计所折算的火电能源每生产1千瓦时排放的二氧化碳量，单位kg；Wtotal表示传统发电能源的发电量，可用输电网的下网能量等效；所需满足的等式和不等式约束条件如下：可选地，所述负荷率调节周期Tb(j)内的最优电价、可调节负荷调节比例和可切除负荷调节量的计算方法包括以下步骤：对式一至式十一各状态变量进行初始值赋值；依据式十二，设向量xi为寻优粒子，其分量xij(j＝1,2,3)分别表示实时电价、可调节负荷调节比例和可切除负荷调节量，随机生成寻优空间Sn中m个粒子的初始分量xij(0)(i＝1,…,m)，基于配电网需求侧负荷预测值和分布式电源并网功率预测值，利用粒子群寻优算法求解。以附图4所示的地区配电网典型日负荷曲线PL(t)和光伏有功出力曲线PDER(t)为研究对象。结合间歇式能源上网成本、主动配电网市场供售电价及主动配电网成本效益计算方法，并仿真可考虑如下初始条件：负荷控制策略参数：mup＝1.1，mlow＝0.9，mmax＝1.5，mmin＝0.5，Mref＝1.0元/kwh；ηmin_E＝0.4，ηmax_E＝ηexp＝ηr＝0.9,ηc＝1，ε＝0；配电网Ppb＝Pref＝100MVA；光伏装机容量：24MW；负荷电价响应特性：f1(m(t)-mup)＝0.5(m(t)-1.1),f2(mlow-m(t))＝0.4(0.9-m(t))；粒子寻优初始条件：电价范围:[0.51.5]；r％,c％∈(0,1)且r％+c％∈(0,1)；m1(t)＝0.4元/度，m2(t)＝1.0元/度，fps＝300元/吨，Lpj＝500km,rpj＝500元/km，ppj＝30000元/MVA,xpy＝5％。采用附图2所示基于电网效益最优的粒子群优化算法进行使配电网典型负荷日运营效益最优的仿真研究。仿真结果如附图3和附图4所示。其中，附图3为运营实时电价变化曲线，附图4中PL(t)表示为未采用最优运用决策方法的电网总负荷，PL‘(t)表示采用了最优运营决策方法的电网总负荷，Pb(t)表示为非合同用户负荷出力，Pr(t)表示为可调节用户电力负荷出力，PC(t)表示为可中断电力用户负荷出力，PDER(t)表示为光伏出力。由附图3可知最优实时电价运营范围为[0.87,1.42]，分析该曲线可知电价曲线峰谷明显，在峰段t＝80(此处24h分为96个时间段，每个时间段为15min)电价较高，这是由于此时电网用电需求较大，电网制定高电价“抑制”部分用户用电；同理在谷段t＝15时，负荷用电需求较小,可制定较低电价去“吸引”用户用电。对比附图4的PL‘(t)和PL(t)，可观测到看到负荷曲线的“削峰填谷”效果明显，峰段t＝80时被“削”，谷段t＝50时被“填”，且用户负荷最大值未超过100MVA的用户配电容量；系统的负荷率也在相应的控制范围，负荷控制范围为[0.752，0.956]。同时由附图4可观察到，Pb(t)出力与为未采用最优运营方法的负荷出力相同；Pr(t)保持43MW左右出力，表明可调节负荷积极响应电网的可调信息；PC(t)维持在4MW左右的出力,表明可中断负荷被电网切除相关数据。采用所提基于差异化用电成本最优运营决策方法前后的配电网运营效益对比如表1所示。表1配电网基于差异化用电成本运营在优化前后的运营效益对比仿真结果非最优运营结果最优运营结果被动配电网效益1594.4万1594.4万主动配电网效益1652.1万1865.1万可调节用户比例0.440.47可中断负荷比例0.150.07电价运营范围[0.77,1.38][0.87,1.42]主动配电网总交易电量211.9万度203.8万度间歇式能源电量25.9万度25.9万度平均电价0.911元/度0.953元/度最大负荷率0.9890.956最小负荷率0.7020.752表1表明，配电网采用所提基于差异化用电成本最优运营决策方法后的运营效益明显提高。寻优结果表明在配电容量为100MVA、光伏装机容量为24MVA的配电网中，当可调节用户和可中断用户占据总配电容量比例分别为0.47和0.07、实时电价定价范围为[0.87，1.42]时，可实现配电网效益运营最优。以上所述仅是本发明实施例的具体实施方式，使本领域技术人员能够理解或实现本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。应当理解的是，本申请并不局限于上面已经描述并在附图中示出的内容，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本申请的范围仅由所附的权利要求来限制。当前第1页1 2 3