一种基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的方法及系统 |
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| 申请号 | CN201710078380.4 | 申请日 | 2017-02-10 | 公开(公告)号 | CN106786622A | 公开(公告)日 | 2017-05-31 |
| 申请人 | 云南电网有限责任公司电力科学研究院; | 发明人 | 陆海; 苏适; 陈晓云; 杨家全; 张少全; | ||||
| 摘要 | 本 申请 公开了一种基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的方法及系统：根据前一个控制周期的配 电网 负荷率，得到当前控制周期的电价策略；向配电网内负荷终端发送电价策略；如果当前控制周期的负荷率大于 预防 控制启动 阈值 ，并且小于校正控制启动阈值，生成负荷调整指令，向配电网内可调负荷终端发送负荷调整指令；如果当前控制周期的负荷率大于校正控制启动阈值，生成负荷 切除 指令，向配电网内可切除负荷终端发送负荷切除指令。本申请当配电网 载荷 能 力 较低时，降低需求侧用电单元的负荷，使供电侧和需求侧达到平衡，使配电网负荷率能保持在负荷率期望值附近运行，有效消纳分布式电源、保证配电网安全经济运行。 | ||||||
| 权利要求 | 1.一种基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的方法，其特征在于，包括： |
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| 说明书全文 | 一种基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的方法及系统技术领域背景技术[0002] 主动配电网作为智能配电网发展的一种高级方式，能够实现对规模化接入配电网的分布式电源实施自主协调控制，使分布式电源可以在并网和退网两种模式间无缝切换。这就意味着，配电网的载荷能力会随着大量分布式电源动态地并网和退网而发生波动。 [0003] 图1是智能配电网结构简图，为了便于说明，将图1的左、右两侧分别定义为需求侧和供电侧。由图1可知，供电侧的若干分布式电源4通过控制中心6控制并网或者退网。例如，如果分布式电源4具有并网条件，则控制中心6控制开关5闭合，分布式电源4并网，配电网的载荷能力增大；反之，当配电网由于出现故障等原因而不具备并网条件时，控制中心6控制开关5断开，分布式电源4退网，配电网的载荷能力减小。由图1还可以看出，需求侧由不同层级的用电单元组成，第一层级的一级用电单元1进一步包括若干二级用电单元2，二级用电单元2进一步包括若干三级用电单元3。其中，每个用电单元包括若干负荷终端。 [0004] 一方面，配电网的载荷能力会随着大量分布式电源动态地并网和退网而发生波动；另一方面，用电需求持续增长以及用电结构的不合理，导致需求侧各用电单元的负荷不断增大。因此，当配电网的载荷能力和负荷能力不平衡时，例如供电侧的载荷能力小而需求侧各用电单元的负荷大时，配电网就会出现负荷率过大，无法安全经济运行的问题。发明内容 [0005] 本申请的目的在于提供一种基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的方法及系统，以解决配电网负荷率过大，无法安全经济运行的技术问题。 [0006] 根据本申请实施例的第一方面，提供了一种基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的方法，包括： [0007] 根据前一个控制周期的配电网负荷率，得到当前控制周期的电价策略； [0008] 向配电网内负荷终端发送所述电价策略，控制负荷率； [0010] 如果所述当前控制周期的负荷率大于所述预防控制启动阈值，并且小于所述校正控制启动阈值，生成负荷调整指令，以及，向配电网内可调负荷终端发送所述负荷调整指令； [0011] 如果所述当前控制周期的负荷率大于所述校正控制启动阈值，生成负荷切除指令，以及，向配电网内可切除负荷终端发送所述负荷切除指令。 [0012] 优选地，所述根据前一个控制周期的配电网负荷率，得到当前控制周期的电价策略的步骤包括： [0013] 根据前一个控制周期的配电网负荷率，得到电价估计值； [0014] 根据所述电价估计值，得到负荷率估计值； [0015] 根据预先设置的负荷率期望值与所述负荷率估计值的偏差，确定当前电价控制周期的电价策略。 [0016] 优选地，所述根据电价估计值，得到负荷率估计值的步骤包括： [0017] 根据所述电价估计值，得到负荷对所述电价估计值的响应量； [0018] 获取配电网负荷预测值、配电网并网功率预测值和配变有功容量，以及，根据所述配电网负荷预测值、所述配电网并网功率预测值、所述配变有功容量和所述响应量，得到负荷率。 [0019] 优选地，所述生成负荷调整指令的步骤包括： [0020] 获取可调负荷信息； [0021] 根据所述可调负荷信息计算得到待调整比例； [0022] 根据所述待调整比例，生成负荷调整指令。 [0023] 优选地，所述生成负荷切除指令的步骤包括： [0024] 获取可切除负荷信息； [0025] 根据所述可切除负荷信息得到待切除负荷量； [0026] 根据所述待切除负荷量，生成负荷切除指令。 [0027] 优选地，所述根据可调负荷信息计算得到待调整比例的步骤包括： [0028] 根据所述可调负荷信息，采用下式计算计算得到待调整比例；其中，所述可调负荷信息包括配电网内每个可调负荷终端的最大可调节负荷量和可调负荷终端的数量； [0029] [0030] 式中，c(Tr(k))为第k个预防控制周期的待调整比例；ηr为预防控制启动阈值；η(Tr(k))为第k个预防控制周期的负荷率；Ri为可调负荷终端i的实际负荷调节量占其最大可调节负荷量的比例；f(Ri)为采用正态分布N[c(Tr(k)，σ2)]描述调节比例Ri的分布概率；n4为可调负荷终端的数量；Ppb为配变有功容量；Pir为可调负荷终端i的最大可调节负荷量。 [0031] 优选地，根据所述可切除负荷信息得到待切除负荷量的步骤包括： [0032] 根据所述可切除负荷信息，采用下式计算待切除负荷量；其中，所述可切除负荷信息包括配电网内每个可切除负荷终端最大可切除负荷量和可切除负荷终端的数量； [0033] [0034] 式中，ηc为校正控制启动阈值；η[Tc(l)]为第l个预防控制周期的负荷率；n5可切除负荷终端的数量；Ppb为配变有功容量；Pic为可切除负荷终端i的最大可切除负荷量。 [0035] 优选地，根据前一个控制周期的配电网负荷率，采用下式，得到电价估计值： [0036] [0037] 式中，ηEmax和ηEmin分别为利用电价策略控制负荷率的期望上限和期望下限，Mref为实时电价的基准值；mmax和mmin分别为实时电价取值的上限和下限； 第j个的电价估计值；tbs(j-1)和tbe(j-1)分别为第j-1个控制周期的首、末时刻；Tb(j-1)为第j-1个控制周期的长度。 [0038] 优选地，根据预先设置的负荷率期望值与所述负荷率估计值的偏差，根据下式，确定当前电价控制周期的电价策略： [0039] [0040] 式中，ηexp为负荷率期望值；ε为负荷率期望值与负荷率估计值的偏差； 为负荷率估计值。 [0041] 根据本申请实施例的另一方面，提供了一种基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的系统，所述系统用于执行基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的方法，包括：电价控制单元、数据获取单元、预防控制单元以及校正控制单元； [0042] 所述电价控制单元用于根据前一个控制周期的配电网负荷率，得到当前控制周期的电价策略； [0043] 向配电网内负荷终端发送所述电价策略，控制负荷率； [0044] 所述数据获取单元用于获取当前控制周期的负荷率，以及获取根据配电网载荷能力确定的预防控制启动阈值和校正控制启动阈值；所述校正控制启动阈值大于所述预防控制启动阈值； [0045] 所述预防控制单元用于生成负荷调整指令，以及，向配电网内可调负荷终端发送所述负荷调整指令； [0046] 所述校正控制单元用于生成负荷切除指令，以及，向配电网内可切除负荷终端发送所述负荷切除指令。 [0047] 由以上技术方案可知，本申请实施例提供了一种基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的方法及系统，根据前一个控制周期的配电网负荷率，得到当前控制周期的电价策略；向配电网内负荷终端发送电价策略，对配电网负荷率进行初步控制；如果当前控制周期的负荷率大于预防控制启动阈值，并且小于校正控制启动阈值，生成负荷调整指令，向配电网内可调负荷终端发送负荷调整指令；如果当前控制周期的负荷率大于校正控制启动阈值，生成负荷切除指令，向配电网内可切除负荷终端发送负荷切除指令。在电价策略、预防控制以及校正控制的协调控制，能够使得当配电网载荷能力较低时，降低需求侧用电单元的负荷，使供电侧和需求侧达到平衡，使配电网负荷率能保持在负荷率期望值附近运行，有效消纳分布式电源、保证配电网安全经济运行。附图说明 [0048] 为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，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申请的一些实施例，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。 [0049] 图1为智能配电网结构简图； [0050] 图2为根据一优选实施例示出的一种基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的方法流程图； [0051] 图3为负荷的电价响应特性图； [0052] 图4为根据一优选实施例示出的得到当前控制周期的电价策略的方法流程图； [0053] 图5为根据一优选实施例示出的根据电价估计值，得到负荷率估计值的方法流程图； [0054] 图6为根据一优选实施例示出的生成负荷调整指令方法流程图； [0055] 图7为根据一优选实施例示出的生成负荷切除指令方法流程图； [0056] 图8为根据一优选实施例示出的基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的系统示意图； [0057] 图9为根据一优选实施例示出的某地区配电网典型日负荷和光伏输出曲线图； [0058] 图10为在采用需求侧用电成本差异化控制负荷率的方法的配电网负荷响应曲线图； [0059] 图11为在采用需求侧用电成本差异化控制负荷率的方法的实时电价运行范围图。 [0060] 图示说明： [0061] 1-一级用电单元；2-二级用电单元；3-三级用电单元；4-分布式电源；5-开关；6-控制中心。 具体实施方式[0062] 下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请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申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，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，都属于本申请保护的范围。 [0063] 实施例1 [0064] 本申请实施例1提供一种基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的方法，如图2所示，包括： [0065] 步骤S01、根据前一个控制周期的配电网负荷率，得到当前控制周期的电价策略； [0066] 本申请实施例1所述的控制周期，又可称为电价控制周期或实时电价控制周期，再或者是实时电价调节周期。供电侧以一个控制周期为基准单位对电价进行控制或调节。一般情况下，将24小时平均划分为jN个时间段，定义每个时间段ji为一个电价控制周期，可以理解的是，每个电价控制周期均包括一个起始时刻和一个终止时刻，又可称为首末时刻；每个电价控制周期的长度应等于24小时除以jN。根据不同的应用环境，本申请实施例包括但不限于将24小时作为平均划分前的整体。 [0067] 基于此，本申请实施例1所述的前一个控制周期是相对当前控制周期而言的。例如，若将24小时平均划分为6个电价控制周期，则每个电价控制周期的长度为4小时；假设第一个电价控制周期的起始时刻是0点，则不难推出该电价控制周期的终止时刻为4点，更不难推出另外的5个电价控制周期的首末时刻；那么，如果此时此刻是9点，则当前电价控制周期为第三个电价控制周期，而前一个电价控制周期为当前电价控制周期之前的控制周期，包括但不限于第二个控制周期，也可以是第一个控制周期，甚至可以是前一个24小时内包括的某个电价控制周期。这是因为，在进行电价调节控制时，供电侧不排除选择控制效果较好的经验的情况。下文所述的预防控制周期及校正控制周期与上述电价控制周期类似，在下文中将不再赘述。 [0068] 还需说明的是，本申请实施例所述的电价策略的主要内容是供电侧对于需求侧用电单元用电的收费标准，此外还可包括与电价策略对应的电价控制周期的首末时刻等信息，还可进一步包括与前一个电价控制周期对应的电价策略以及预测的下一个电价控制周期的电价策略等，以为需求侧用电单元或终端用户提供参考。 [0069] 步骤S02、向配电网内负荷终端发送所述电价策略，控制负荷率； [0070] 基于负荷的电价响应特性，向配电网内全部用电单元所包括的全部负荷终端发送电价策略，能够使用电单元自主调节负荷量，以实现供电侧对于配电网负荷率的初步控制。负荷的电价响应特性是指，用电单元所包括的负荷终端或电力用户响应实时电价的变化所调整用电负荷大小时，用电负荷对于电价的变化率。虽然不同负荷终端或电力用户的负荷电价响应特性不同，但从整体上来看，负荷对电价变化的响应具有图3所示的变化特点：即在电价变化的敏感范围内，用户将会随着电价的提高而相应减小其用电负荷，随着电价的降低相应增加其用电负荷，并且当负荷增加或减小到一定程度时，负荷大小将不再跟随电价的变化作相应改变；在电价变化的非敏感范围内，用户将不会根据电价的变化进行用电负荷的调节。图中，Mref为实时电价的参考基准值；Pref为负荷调节量的参考基准值；ΔpL为负荷对电价变化的响应量；mmax和mmin分别为实时电价取值的上限和下限；mup和mlow分别为电价非敏感变化范围的上限和下限；mup和mlow可根据负荷调节量对电价变化范围的灵敏度分析进行确定。 [0071] 步骤S03、获取当前控制周期的负荷率，以及获取根据配电网载荷能力确定的预防控制启动阈值和校正控制启动阈值；所述校正控制启动阈值大于所述预防控制启动阈值； [0072] 主动配电网作为智能配电网发展的一种高级方式，能够实现对规模化接入配电网的分布式电源实施自主协调控制，使分布式电源可以在并网和退网两种模式间无缝切换。 [0073] 图1是智能配电网结构简图，为了便于说明，将图1的左、右两侧分别定义为需求侧和供电侧。由图1可知，供电侧的若干分布式电源4通过控制中心6控制并网或者退网。例如，如果分布式电源4具有并网条件，则控制中心6控制开关5闭合，分布式电源4并网，配电网的载荷能力增大；反之，当配电网由于出现故障等原因而不具备并网条件时，控制中心6控制开关5断开，分布式电源4退网，配电网的载荷能力减小。因此，配电网的载荷能力会随着大量分布式电源动态地并网和退网而发生波动。 [0074] 基于此，本申请实施例1所述的预防控制启动阈值和校正控制启动阈值均是根据配电网当前的载荷能力而确定的。当配电网当前的载荷能力大时，预防控制启动阈值和校正控制启动阈值也大；当配电网当前的载荷能力小时，预防控制启动阈值和校正控制启动阈值也小；同时，由于配电网负荷率的校正控制是对预防控制的协同和补充，因此，所述校正控制启动阈值大于所述预防控制启动阈值。 [0075] 步骤S04、如果所述当前控制周期的负荷率大于所述预防控制启动阈值，并且小于所述校正控制启动阈值，生成负荷调整指令，以及，向配电网内可调负荷终端发送所述负荷调整指令； [0076] 可以理解的是，通过判断，不难确定当前控制周期的负荷率和预防控制启动阈值与校正控制启动阈值的大小关系。 [0077] 需要说明的是，本申请实施例1所述的负荷终端是为了达到说明的目的，其指代的是能够对需求侧某些级别的用电单元实施控制、运算、信息显示等功能的数字终端，例如能对图1所示的一级用电单元1、二级用电单元2或三级用电单元3所包括的负荷实施控制、对负荷信息进行统计、运算、显示等功能的数字终端。其中，可调负荷终端也是为了达到说明的目的，指代的是一类不同级别的用电单元所包括的负荷终端，这一类用电单元所包括的负荷具有可调节的特点。例如，在供电侧有削减需求侧负荷的需求时，配电网内具有可调节负荷的用电单元会做出调节负荷动作，以使供电侧实现对配电网负荷率的控制。可调负荷终端可以是最低层级的用电单元的数字终端，例如普通居民电能用户，其下没有更低层次电能用户；也可以中等层级的用电单元的数字终端，例如区、镇、乡的小型配电网络，其下至少包括若干最低层级的用电单元。 [0078] 当可调负荷终端是最低层级的数字终端时，其在接收到负荷调整指令后，可根据负荷调整指令，对与其连接的所有可调节用电负荷进行控制，例如降低家用电磁炉的使用功率等；也可以是用户自己在获知负荷调整指令后自行对可调节用电负荷进行控制。当可调负荷终端不是最低层级的数字终端时，其在接收到负荷调整指令后，可根据负荷调整指令，对其包括的所有低层级用电单元的可调节用电负荷进行控制。本申请实施例在控制方法上不做限定。 [0079] 优选地，为了既满足供电侧对于配电网负荷率的控制需求，又能满足各层级用电单元的用电需求和体验等，配电网内各负荷终端，尤其是可调负荷终端可以对其所需控制的用电负荷进行优先分级，例如，某可调负荷终端在接收到负荷调整指令后，优先调节用电负荷A的功率，再调节用电负荷B的功率，如果已满足了负荷调整指令的需求，则不再调节用电负荷C，否则，进一步调节用电负荷C。进一步优选地，配电网内的可调负荷终端还可针对某一被其控制的用电负荷的待调节功率进行优先分级，例如，某可调负荷终端在接收到负荷调整指令后，选择优先对用电负荷A调节后，进一步优先对用电负荷A的功率调节50W，再选择调节其他用电负荷，如果已满足了负荷调整指令的需求，则不再对用电负荷A的功率进行进一步调节，否则，进一步调节用电负荷A的功率150W。 [0080] 进一步地，为了提高利用可调负荷终端控制负荷率的及时性和有效性，供电侧可以通过与具有可调节负荷的用电单元签订供用电协议的方式，获得对这些可调节负荷的控制权。 [0081] 步骤S05、如果所述当前控制周期的负荷率大于所述校正控制启动阈值，生成负荷切除指令，以及，向配电网内可切除负荷终端发送所述负荷切除指令。 [0082] 本申请实施例1所述的可切除负荷端与上述可调负荷终端类似，这里只做简要说明。可切除荷终端也是为了达到说明的目的，指代的是一类不同级别的用电单元所包括的负荷终端，这一类用电单元所包括的负荷具有可切除的特点。例如，在供电侧有削减需求侧的负荷的需求时，配电网内的具有可切除负荷的用电单元会做出切除负荷动作，以使供电侧实现对配电网负荷率的控制。可切除负荷终端可以是最低层级的用电单元的数字终端，例如普通居民电能用户，其下没有更低层次电能用户；也可以中等层级的用电单元的数字终端，例如区、镇、乡的小型配电网络，其下至少包括若干最低层级的用电单元。 [0083] 与上述可调负荷终端类似地，本申请实施例对可切除负荷终端控制用电负荷的方法不做限定；需要强调的是，可切除负荷终端也可以对其所需控制的用电负荷进行优先分级，这里不再举例赘述。 [0084] 与上述可调负荷终端类似地，为了提高利用可切除负荷终端控制负荷率的及时性和有效性，供电侧可以通过与具有可切除负荷的用电单元签订供用电协议的方式，获得对这些可切除负荷的控制权。 [0085] 上述实施例1提供了一种基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的方法，该方法通过对配电网负荷率进行电价策略、预防控制以及校正控制的协调控制，能够使得当配电网载荷能力较低时，降低需求侧用电单元的负荷，使供电侧和需求侧达到平衡，使配电网负荷率能保持在负荷率期望值附近运行，有效消纳分布式电源、保证配电网安全经济运行。 [0086] 实施例2 [0087] 本申请实施例2提供了根据前一个控制周期的配电网负荷率，得到当前控制周期的电价策略的步骤流程，或者说，本申请实施例2是实施例1步骤S01的细化步骤。图4为得到当前控制周期的电价策略的方法流程图，由图4可知，根据前一个控制周期的配电网负荷率，得到当前控制周期的电价策略的步骤包括： [0088] 步骤S210、根据前一个控制周期的配电网负荷率，得到电价估计值； [0089] 优选地，根据前一个控制周期的配电网负荷率，采用式(1)，得到电价估计值： [0090] [0091] 式中，ηEmax和ηEmin分别为利用电价策略控制负荷率的期望上限和期望下限，Mref为实时电价的基准值；mmax和mmin分别为实时电价取值的上限和下限； 第j个的电价估计值；tbs(j-1)和tbe(j-1)分别为第j-1个控制周期的首、末时刻；Tb(j-1)为第j-1个控制周期的长度。 [0092] 步骤S220、根据所述电价估计值，得到负荷率估计值； [0093] 其中优选地，如图5所示，上述步骤S220进一步包括： [0094] 步骤S221、根据所述电价估计值，得到负荷对所述电价估计值的响应量； [0095] 优选地，根据所述电价估计值，采用式(2)，得到负荷对所述电价估计值的响应量： [0096] [0097] 式中，Pref为响应量的参考基准值；mup和mlow分别为电价非敏感变化范围的上限和下限；ΔpL为负荷对电价变化的响应量；f1[m(t)/Mref–mup]和f2[mlow–m(t)/Mref]可根据ΔpL/Pref对应电价 和 的不同响应值，依据式(3)，利用数值拟合方法进行f1函数和f2函数基于自变量m(t)/Mref确定： [0098] [0099] 步骤S222、对所述响应量进行修正； [0100] 优选地，利用式(4)，对响应量ΔpL进行修正，得到修正后的响应量 [0101] [0102] 式中， 用于反映负荷用户在不同时段对用电需求的迫切程度。 [0103] 步骤S223、获取配电网负荷预测值、配电网并网功率预测值和配变有功容量，以及，根据所述配电网负荷预测值、所述配电网并网功率预测值、所述配变有功容量和所述修正后的响应量，得到负荷率估计值。 [0104] 优选地，采用式(5)，计算得到负荷率估计值： [0105] [0106] 式中， 为负荷率估计值； 为配电网(需求侧)负荷预测值；为配电网并网功率预测值；Ppb为配变有功容量。 [0107] 步骤S230、根据预先设置的负荷率期望值与所述负荷率估计值的偏差，确定当前电价控制周期的电价策略。 [0108] 优选地，根据预先设置的负荷率期望值与所述负荷率估计值的偏差，根据下式(6)，确定当前电价控制周期的电价策略： [0109] [0110] 式中，ηexp为负荷率期望值；ε为负荷率期望值与负荷率估计值的偏差； 为负荷率估计值。 [0111] 上述实施例2提供了根据前一个控制周期的配电网负荷率，得到当前控制周期的电价策略的步骤流程，基于负荷的电价响应特性，向配电网内全部用电单元所包括的全部负荷终端发送该电价策略后，能够使用电单元自主调节负荷量，以实现供电侧对于配电网负荷率的初步控制。 [0112] 实施例3 [0113] 本申请实施例3提供了生成负荷调整指令的步骤流程，或者说，实施例3是实施例1步骤S04中生成负荷调整指令的细化步骤。图6为生成负荷调整指令流程图，由图6可知，生成负荷调整指令的步骤包括： [0114] 步骤S310、获取可调负荷信息； [0115] 其中，可调负荷信息包括配电网内每个可调负荷终端的最大可调节负荷量和可调负荷终端的数量。关于每个可调负荷终端的最大可调节负荷量，顾名思义，是指每个可调负荷终端所控制的可调负荷量的最大值，例如，有用电负荷A、用电负荷B以及用电负荷C均由某一可调负荷终端控制，其中用电负荷A的可调节功率为100W，用电负荷B的可调节功率为150W，用电负荷C的可调节功率为2000W，则该可调负荷终端的最大可调节负荷量为2250W。 [0116] 步骤S320、根据所述可调负荷信息计算得到待调整比例； [0117] 优选地，采用式(7)计算计算得到待调整比例： [0118] [0119] 式中，c(Tr(k))为第k个预防控制周期的待调整比例；ηr为预防控制启动阈值；η(Tr(k))为第k个预防控制周期的负荷率；Ri为可调负荷终端i的实际负荷调节量占其最大可调节负荷量的比例；f(Ri)为采用正态分布N[c(Tr(k)，σ2)]描述调节比例Ri的分布概率；n4为可调负荷终端的数量；Ppb为配变有功容量；Pir为可调负荷终端i的最大可调节负荷量。 [0120] 本申请实施例3所述的待调整比例是指，当配电网的负荷率过大时，控制器经过运算得到的、需要需求侧用电单元削减的用电负荷量的另一种表示方式。 [0121] 步骤S330、根据所述待调整比例，生成负荷调整指令。 [0122] 负荷调整指令根据待调整比例生成，其包含主要内容是待用电单元调节的负荷量，还可以包括对于可调负荷终端做出控制调节动作的时间限定，例如，指示可调负荷终端在某一时刻之前或者某一段时间范围内的某一时刻，亦或是某一时刻做出控制调节动作等内容。可以将负荷调整指令以文本的形式发送至可调负荷终端并由可调负荷终端显示并执行，也可以代码的形式发送至可调负荷终端后，再由可调负荷终端解码并执行。 [0123] 如前所述，由于可调负荷终端包括但不限于最低层级用电单元的数字终端，还可以是更高层级用电单元的数字终端，因此，根据接收负荷调整指令的可调负荷终端的层级的不同，负荷调整指令的内容有所不同，例如，如果可调负荷终端是最低层级的数字终端，则负荷调整指令的内容可能只包括针对该用电单元的单一调整信息；如果可调负荷终端是更高层级的数字终端，则负荷调整指令的内容可能包括针对该层级用电单元的单一调整信息，此时，该层级用电单元的数字终端再根据接收到的负荷调整指令直接对其包括的用电负荷进行控制，或者进一步生成子调整指令，并将该子调整指令发送至下一层级用电单元的数字终端；如果可调负荷终端是更高层级的数字终端，则负荷调整指令的内容还可能包括该层级用电单元进一步包含的下一层级用电单元的具体调整信息，此时，该层级用电单元的数字终端再根据接收到的负荷调整指令直接对其包括的用电负荷进行控制，或者将该负荷调整指令发送至下一层级用电单元的数字终端。 [0124] 上述实施例3提供了生成负荷调整指令的步骤流程，当配电网内的可调负荷终端接收到该负荷调整指令后，会可根据负荷调整指令，对与其连接的下一层级用电单元或可调节用电负荷进行控制，例如降低家用电磁炉的使用功率等，从而实现对配电网负荷率的进一步地预防控制。 [0125] 实施例4 [0126] 本申请实施例4提供了生成负荷切除指令的步骤流程，或者说，实施例4是实施例1步骤S05中生成负荷切除指令的细化步骤。图7为生成负荷切除指令流程图，由图7可知，生成负荷切除指令的步骤包括： [0127] 步骤S410、获取可切除负荷信息； [0128] 其中，可切除负荷信息包括配电网内每个可切除负荷终端的最大可切除负荷量和可切除负荷终端的数量； [0129] 步骤S420、根据所述可切除负荷信息得到待切除负荷量； [0130] 优选地，根据可切除负荷信息，采用式(8)计算待切除负荷量： [0131] [0132] 式中，ηc为校正控制启动阈值；η[Tc(l)]为第l个预防控制周期的负荷率；n5可切除负荷终端的数量；Ppb为配变有功容量；Pic为可切除负荷终端i的最大可切除负荷量。 [0133] 步骤S430、根据所述待切除负荷量，生成负荷切除指令。 [0134] 与负荷调整指令类似地，由于可切除荷终端也包括但不限于最低层级用电单元的数字终端，还可以是更高层级用电单元的数字终端，因此，根据接收负荷切除指令的可切除负荷终端的层级的不同，负荷切除指令的内容有所不同，例如，如果可切除负荷终端是最低层级的数字终端，则负荷切除指令的内容可能只包括针对该用电单元的单一切除信息；如果可切除负荷终端是更高层级的数字终端，则负荷切除指令的内容可能包括针对该层级用电单元的单一切除信息，此时，该层级用电单元的数字终端再根据接收到的负荷切除指令直接对其包括的用电负荷进行控制，或者进一步生成子切除指令，并将该子切除指令发送至下一层级用电单元的数字终端；如果可切除负荷终端是更高层级的数字终端，则负荷切除指令的内容还可能包括该层级用电单元进一步包含的下一层级用电单元的具体切除信息，此时，该层级用电单元的数字终端根据接收到的负荷切除指令直接对其包括的用电负荷进行控制，或者将该负荷切除指令发送至下一层级用电单元的数字终端。 [0135] 上述实施例4提供了生成负荷切除指令的步骤流程，当配电网内的可切除负荷终端接收到该负荷切除指令后，会可根据负荷切除指令，对与其连接的下一层级用电单元或可切除用电负荷进行控制，例如切断家用电器等，从而实现对配电网负荷率的进一步地校正控制。 [0136] 实施例5 [0137] 本申请实施例5提供了一种基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的系统，所述系统用于执行实施例1提供的基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的方法。图8为基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的系统示意图，由图8可知，该系统包括：电价控制单元、数据获取单元、预防控制单元以及校正控制单元；其中： [0138] 电价控制单元用于根据前一个控制周期的配电网负荷率，得到当前控制周期的电价策略； [0139] 向配电网内负荷终端发送电价策略，控制负荷率； [0140] 数据获取单元用于获取当前控制周期的负荷率，以及获取根据配电网载荷能力确定的预防控制启动阈值和校正控制启动阈值；校正控制启动阈值大于预防控制启动阈值； [0141] 预防控制单元用于生成负荷调整指令，以及，向配电网内可调负荷终端发送负荷调整指令； [0142] 校正控制单元用于生成负荷切除指令，以及，向配电网内可切除负荷终端发送负荷切除指令。 [0143] 上述实施例5提供了一种基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的系统，该系统通过对配电网负荷率进行电价控制、预防控制以及校正控制的协调控制，能够使得当配电网载荷能力较低时，降低需求侧用电单元的负荷，使供电侧和需求侧达到平衡，使配电网负荷率能保持在负荷率期望值附近运行，有效消纳分布式电源、保证配电网安全经济运行。 [0144] 实施例6 [0145] 本申请实施例6基于实施例1中所述的：为了提高利用可切除负荷终端控制负荷率的及时性和有效性，供电侧可以通过与具有可切除负荷的用电单元签订供用电协议的方式，获得对这些可切除负荷的控制权，提供了具体实现方法，实际应用中，包括但并不限于实施例6的方法。 [0146] 当大规模分布式电源在配电网并网后，配电网的有功电力平衡可用式(9)表示： [0147] PDN(t)+PDER(t)＝PL(t)+Ploss(t) (9) [0148] 式中：PDN(t)为来自输电网的配电网下网有功功率；PDER(t)为并网的分布式电源DER的有功出力；PL(t)为配电网的负荷有功需求；Ploss(t)为配电网的有功网损。当忽略Ploss(t)分量后，如果能对PL(t)分量进行削峰填谷控制，使其能够与PDER(t)分量协调运行，就可以在充分消纳DER的基础上，有效提高配变设备容量的利用率并延缓对配变设备的投资。 [0149] 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增加，也使配电网中的可调节或可切除负荷增加，进而使配电网利用负荷调节，实现源荷协调运行成为可能。同时，作为智能配电网构建的主要技术，高级智能测量技术也将在帮助实现电力流和信息流高度融合的同时，为实现配电网与电力用户间的灵活互动的运营提供技术保证。利用智能电表，就可以依据式(10)所示差异化用电成本计算模型进行各用电单元或电力用户的用电成本统计： [0150] [0151] 式中：Ci为电力用户i的用电成本；Cib为用户i按实时电价计算的用电成本；Cir为用户i从配电网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从配电网获得的补偿其响应负荷切除需求的收益或不响应切除需求的惩罚成本；αir和αic分别为供电侧是否对用户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个电价调节周期Tb(j)的首尾时刻；trsk和trek分别为第k个预防控制周期Tr(k)的首尾时刻；trsl和trel分别为第l个校正控制周期Tc(l)的首尾时刻；n1、n2和n3分别为电价控制、预防控制和校正控制的控制周期个数，且n1≥n2、n1≥n3；βr和βc分别为用户响应负荷调节或切除需求的实时电价优惠权重。Pir为用户i与供电侧签订的最大可调节负荷量；Pic为用户i与供电侧签订的最大可切除负荷量；k(Tr(k))为配电网可调节负荷在第k个预防控制周期的待调整比例；γi(Tr(k))为计算用户i可调节负荷在第k个预防控制周期获得的优惠或惩罚成本的权重。其中γi(Tr(k))可按式(11)计算得到： [0152] 若 则有 [0153] [0154] 若 则有 [0155] [0156] 式中：sgn(x)为符号函数，若x≥0，sgn(x)＝1，若x<0，sgn(x)＝–1。 [0157] 由此可知，当用户签订具有差异化用电成本的供电协议后，就可以通过执行供电侧负荷调整指令和负荷切除指令，来降低其用电成本。同时，供电侧也可以依据协议对用户的不执行行为给予用电成本惩罚。利用差异化用电成本使供电侧具备可调节和可切除负荷资源及其控制权，从而实现对配电网负荷率的控制。 [0158] 实施例7 [0159] 本申请实施例7是根据实施例1至实施例6提供的内容，提供的仿真实施例。 [0160] 某地区配电网典型日负荷曲线∑p’i(t)和光伏发电有功输出曲线∑pDER,i(t)如图9所示。假设该配电网中，签署差异化用电协议的用户所承诺最大可调节负荷量的总和为 20％Ppb，承诺的最大可切除负荷量的总和为10％Ppb。 [0161] 采用本申请提供的基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的方法对图9所示负荷曲线进行控制，通过利用可调节负荷和可切除负荷，以实现对光伏发电的充分消纳，同时使配电网的最大负荷不大于Ppb、负荷率尽量接近0.9。 [0162] 仿真中，将图9中的各负荷值和光伏输出值分别作为 和 且设mup＝1.1Mref，mlow＝0.9Mref，mmax＝1.5Mref，mmin＝0.5Mref，Mref＝1.0元/(kW·h)，ηEmin＝0.4，ηEmax＝ηexp＝ηr＝0.9，ηc＝1，ε＝0，Ppb＝Pref＝100MW，同时参考相关文献，令f1[m(t)/Mref–mup]＝ 0.5(m(t)–1.1)，f2[mlow–m(t)/Mref]＝0.4(0.9–m(t))。 [0163] 仿真结果如图10和图11所示。 [0164] 图10给出了上述仿真初始条件下，采用本申请提供的基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的方法对图9所示配电网负荷进行调节的结果∑pi(t)。图10同时给出了负荷控制过程中，实时电价作用下的负荷调节分量Δpm(t)(t)，当负荷率η>ηr＝0.9时，预防控制的可调节负荷调节分量Δpr(t)；当η>ηc＝1.0时，校正控制的可切除负荷调节分量Δpc(t)。 [0165] 图11描述了上述负荷控制过程中的实时电价运行范围，并且对比给出了电价估计值 和校正后的实时电价m(t)，对比结果也表明了所提出的定价策略的有效性。 [0166] 图10和图11的仿真结果表明：本申请提供的基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的方法，在电价策略、预防控制以及校正控制的协调控制，能够使得当配电网载荷能力较低时，降低需求侧用电单元的负荷，使供电侧和需求侧达到平衡，使配电网负荷率能保持在负荷率期望值附近运行，有效消纳分布式电源、保证配电网安全经济运行。 [0167] 由以上技术方案可知，本申请实施例提供了一种基于需求侧用电成本差异化控制负荷率的方法及系统，根据前一个控制周期的配电网负荷率，得到当前控制周期的电价策略；向配电网内负荷终端发送电价策略，对配电网负荷率进行初步控制；如果当前控制周期的负荷率大于预防控制启动阈值，并且小于校正控制启动阈值，生成负荷调整指令，向配电网内可调负荷终端发送负荷调整指令；如果当前控制周期的负荷率大于校正控制启动阈值，生成负荷切除指令，向配电网内可切除负荷终端发送负荷切除指令。在电价策略、预防控制以及校正控制的协调控制，能够使得当配电网载荷能力较低时，降低需求侧用电单元的负荷，使供电侧和需求侧达到平衡，使配电网负荷率能保持在负荷率期望值附近运行，有效消纳分布式电源、保证配电网安全经济运行。 |
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