本發(fā)明涉及一種配電網(wǎng)優(yōu)化方法。特別是涉及一種配電網(wǎng)擴展規(guī)劃與光儲選址定容的雙層優(yōu)化方法。
背景技術(shù)：
：分布式發(fā)電是為了滿足一些特殊用戶的需求，支持已有配電網(wǎng)經(jīng)濟運行而設計和安裝的在用戶處或其附近的小型發(fā)電機組，或坐落在用戶附近使負荷供電可靠性及電能質(zhì)量都得到增強的發(fā)電形式。分布式電源一般位于配電網(wǎng)的終端用戶附近，可為用戶和電力輸配電系統(tǒng)提供利益。分布式電源應對高峰期電力負荷比集中供電更加經(jīng)濟、有效，是集中供電有益的補充。同時，儲能系統(tǒng)的合理配置可以有效減少光伏出力和棄風功率，增加可再生能源的消耗。光伏和儲能對于配電網(wǎng)的潮流、電壓等影響顯著，而主動配電網(wǎng)的擴展規(guī)劃對于提高光儲的滲透率和綜合利用率具有重要意義。隨著越來越多的分布式電源接入配電網(wǎng)，配電系統(tǒng)將發(fā)生根本性的變化。配電網(wǎng)絡將變成一個遍布電源和用戶互聯(lián)的網(wǎng)絡，配電系統(tǒng)的控制和運行將更加復雜，配電網(wǎng)絡規(guī)劃和運行將徹底改變且其影響程度與分布式電源的位置和容量息息相關(guān)。合理的安裝位置及容量可有效改善配電網(wǎng)電壓質(zhì)量、減小有功損耗、提高系統(tǒng)負荷率，反之配置不合理甚至將威脅電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。且電網(wǎng)公司的經(jīng)濟效益與分布式電源和儲能接入位置、容量密切相關(guān)。合理的選址定容規(guī)劃可延緩電網(wǎng)線路等設備升級，從而降低電網(wǎng)公司投資成本，提高經(jīng)濟效益。近年來，隨著分布式電源的規(guī)劃工作的深入進行，已有研究從不同角度建立了分布式電源和儲能的優(yōu)化配置模型，但沒有與主動配電網(wǎng)的擴展規(guī)劃相結(jié)合。同時，對從配網(wǎng)企業(yè)和dg所有者角度考慮先后順序決策的最優(yōu)規(guī)劃問題的研究相對較少。針對這些問題如何進行配電網(wǎng)擴展規(guī)劃與光儲選址定容的雙層優(yōu)化，成為討論的焦點。技術(shù)實現(xiàn)要素：本發(fā)明所要解決的技術(shù)問題是，提供一種能夠很好地評估配電網(wǎng)經(jīng)濟性的配電網(wǎng)擴展規(guī)劃與光儲選址定容的雙層優(yōu)化方法。本發(fā)明所采用的技術(shù)方案是：一種配電網(wǎng)擴展規(guī)劃與光儲選址定容的雙層優(yōu)化方法，包括如下步驟：1)建立主動配電網(wǎng)擴展規(guī)劃上層優(yōu)化模型，包括：(1)確立上層模型目標函數(shù)，針對配電網(wǎng)企業(yè)解決配電網(wǎng)規(guī)劃以及光儲的選址問題，考慮配電網(wǎng)企業(yè)總成本/收益最優(yōu)的目標函數(shù)如下：式中，表示配電網(wǎng)企業(yè)的總成本/收益，當值為正時，表示配電網(wǎng)企業(yè)獲得收益，值為負時，表示配電網(wǎng)企業(yè)虧損；表示與用戶交易所取得的收益，即配電網(wǎng)企業(yè)與用戶進行電能交易的收益，若用戶向配電網(wǎng)倒送功率，配電網(wǎng)企業(yè)向用戶支付上網(wǎng)費用，若配電網(wǎng)向用戶輸送功率滿足負荷需求，配電網(wǎng)企業(yè)從用戶側(cè)獲取售電收益；表示線路投資成本，即配電網(wǎng)企業(yè)在進行擴展規(guī)劃的過程中新建線路和轉(zhuǎn)供路徑的投資成本，本發(fā)明中采用線路投資成本等年值進行計算；表示網(wǎng)損成本，即配電網(wǎng)在運行過程中產(chǎn)生的網(wǎng)絡損耗成本；表示購電成本，即配電網(wǎng)企業(yè)向上級電網(wǎng)購置電能的購電成本，各項成本/收益的具體計算公式如下：式中，ψpv表示安裝光儲系統(tǒng)的節(jié)點集合，表示節(jié)點i上的用戶向電網(wǎng)購電的購電成本，表示節(jié)點i上的用戶向電網(wǎng)倒送功率所獲取的收益；式中，cnl表示投資建設單位長度線路的費用，表示第k條待新建線路或轉(zhuǎn)供路徑的狀態(tài)，為1表示第k條待新建線路被選擇新建，為0表示未被選擇新建，lk表示第k條待新建線路或轉(zhuǎn)供路徑的長度，nb表示網(wǎng)絡中待新建線路和轉(zhuǎn)供路徑的總數(shù)，r表示貼現(xiàn)率；式中，closs表示單位網(wǎng)損電量的費用，表示第d天第t小時的系統(tǒng)網(wǎng)損功率；式中，cup表示配電網(wǎng)企業(yè)向上級電網(wǎng)購電的單位購電電價，表示第i個節(jié)點第d天第t小時的網(wǎng)供負荷功率，ψld表示節(jié)點集合；(2)確定上層模型約束條件；2)構(gòu)建光儲容量配置下層優(yōu)化模型，包括：(1)下層模型目標函數(shù)考慮用戶總成本/收益最優(yōu)的目標函數(shù)如下：其中，npv表示安裝光儲系統(tǒng)的用戶總數(shù)；表示節(jié)點i上的用戶的總成本/收益，值為正時，表示用戶獲得收益，值為負時，表示用戶虧損；表示光伏發(fā)電補貼；表示設備安裝成本；表示設備置換成本；表示設備維護成本；表示電能交易成本；各項成本的具體計算公式如下：式中，表示節(jié)點i上的用戶向電網(wǎng)購電的購電成本，表示節(jié)點i上的用戶向電網(wǎng)倒送功率所獲取的收益；式中，r表示貼現(xiàn)率，α表示設備殘值占設備初值的百分比，npv(i)表示光伏安裝數(shù)，ness(i)表示儲能安裝數(shù)，表示單個光伏安置成本，表示單個儲能安置成本；rpv(i)表示整個工程周期內(nèi)光伏的置換數(shù)，ress(i)表示儲能的置換數(shù)，lpv表示光伏使用壽命，less表示儲能使用壽命，t表示工程周期；表示單個光伏裝置的維護成本，表示單個儲能裝置的維護成本；(2)確定下層的約束條件；3)雙層模型的求解，包括：(1)上層模型優(yōu)化方法對上層模型的優(yōu)化是采用二進制粒子群算法，選擇上層模型的目標函數(shù)，即配電網(wǎng)企業(yè)的總成本/收益作為粒子群優(yōu)化的適應度值，具體編碼方法如下：假定配電網(wǎng)絡中有nb條待新建的線路，nt條轉(zhuǎn)供路徑，和np個安裝光伏及儲能裝置的負荷節(jié)點，則第u個粒子的位置和速度如下式所示：其中，xu表示全部粒子的集合，集合中的任一元素取值為0或者1，m表示粒子數(shù)量；(2)下層模型優(yōu)化方法本發(fā)明采用完全信息環(huán)境下非合作nash博弈理論構(gòu)建的非合作nash博弈模型中，各用戶的決策變量為各自的光伏安裝容量、儲能安裝容量以及節(jié)點處最大倒送功率，若在博弈中存在均衡點，則nash博弈模型如下：式中，表示節(jié)點i上光伏安裝數(shù)、儲能安裝數(shù)和最大倒送功率的均衡解值；(3)雙層優(yōu)化流程上層以配電網(wǎng)企業(yè)新建線路和光儲系統(tǒng)的位置為決策變量，優(yōu)化配電網(wǎng)企業(yè)線路投資成本和運營成本，下層以用戶配置光儲的容量為決策變量，優(yōu)化用戶光儲投資成本和運營成本；下層將局部優(yōu)化結(jié)果反饋上層，上層再進行整體優(yōu)化，如此迭代反復，最后完成整個優(yōu)化過程。步驟1)第(2)步所述的約束條件包括：(a)配電網(wǎng)絡的潮流約束：式中：pi、qi為節(jié)點i處有功、無功注入；ui、uj為節(jié)點i、j處電壓幅值；gij、bij為支路ij的電導、電納；θij為節(jié)點i、j間電壓相角差；(b)節(jié)點電壓與潮流越限約束：uimin<ui<uimax(7)pj<pjmax(8)其中，ui為第i個節(jié)點的節(jié)點電壓，uimin、uimax為ui上下限；pj為第j條支路的傳輸功率，pjmax表示pj上限；(c)環(huán)狀結(jié)構(gòu)消除約束：其中，ψll表示環(huán)狀結(jié)構(gòu)所含支路集，ψel表示原有線路支路集，ψnl表示待新建線路支路集，nll表示支路集ψll中所含支路總數(shù)；(d)饋線接線模式約束：其中，表示變電站q和變電站w間相連的支路集合，ψel表示原有線路支路集，ψnl表示聯(lián)絡線集，表示支路集合中所含支路總數(shù)；(e)圍欄約束：任何帶有負荷的節(jié)點，及由該節(jié)點和鄰近節(jié)點構(gòu)成的集合，都有支路與大電網(wǎng)相連，即為圍欄約束。(f)線路負載率約束：線路的負載率約束按照單聯(lián)絡供電模型來考慮，不得超過50％。步驟2)第(2)步所述的約束條件包括：(a)充放電功率約束式中，uc,t為t時刻的充電標志位，即儲能裝置充電時為1，不充電時為0；ud,t為t時刻的放電標志位，即儲能裝置放電時為1，不放電時為0；式中，pc,t表示t時刻的實際充電功率，pd,t表示t時刻的實際放電功率，pcmax表示最大充電功率，pdmax表示最大放電功率；(b)剩余容量約束socmines≤esoc,t≤socmaxes(22)式中，esoc,t表示t時刻的儲能剩余容量，es表示儲能額定容量，socmin表示最小荷電狀態(tài)，socmax表示最大荷電狀態(tài)，其中，esoc,t的具體推導公式如下：式中，ηc表示儲能裝置的充電效率，ηd表示儲能裝置的放電效率，δt表示儲能裝置的充放電時間間隔，本發(fā)明記為1h；(c)始末容量約束其中，tn表示一個完整的充放電周期時段數(shù)；(d)倒送功率約束其中，為節(jié)點i上安裝的光伏或儲能裝置向電網(wǎng)傳輸?shù)牡顾凸β剩琾gridmax(i)為倒送功率允許的最大值。步驟3)第(2)步所述的博弈模型求解流程如下：(a)設定均衡點初值，本發(fā)明在策略空間隨機選定初值；(b)各博弈參與者依次進行獨立優(yōu)化決策，各參與者根據(jù)上一輪優(yōu)化結(jié)果，通過粒子群算法得到最優(yōu)組合，具體如下：假定博弈過程中進行了多輪優(yōu)化，記第t-1輪的優(yōu)化結(jié)果為則計算求得第t輪的優(yōu)化結(jié)果如下式所示：(c)信息共享，將各用戶最優(yōu)配置策略進行信息共享，并判定最優(yōu)組合是否滿足約束條件，若滿足約束條件，第(d)步，若不滿足，則返回第(a)步；(d)判斷系統(tǒng)是否找到nash均衡點，若各博弈參與者在相鄰2輪得到的最優(yōu)解相同，則在第t-1輪的優(yōu)化結(jié)果下博弈達到了nash均衡點：步驟3)第(3)步具體包括：(a)上層編碼：對待新建線路以及光伏儲能的安裝位置進行二進制編碼，隨機產(chǎn)生上層初始粒子群；(b)更新上層初始粒子群，并作為基礎參數(shù)輸入下層開始優(yōu)化；(c)下層編碼：對光伏和儲能裝置的安裝個數(shù)進行整數(shù)編碼，隨機產(chǎn)生下層初始粒子群；(d)更新下層粒子群，并作為博弈均衡點的初值輸入至nash博弈模型中；(e)進行博弈求解，找到博弈均衡點并計算適應度值，更新下層目標函數(shù)的極值，若滿足下層收斂條件，到第(f)步；若不滿足下層收斂條件，返回第(b)步；(f)根據(jù)下層優(yōu)化結(jié)果計算上層目標函數(shù)適應度值，并更新上層粒子群的全局極值，若滿足上層收斂條件，輸出最優(yōu)方案；若不滿足上層收斂條件，返回第(d)步。所述的下層收斂條件，是各博弈參與者在相鄰兩輪得到的最優(yōu)解相同。所述的上層收斂條件，是局部最優(yōu)解與全局最優(yōu)解之差的絕對值不超過設定的誤差裕度。本發(fā)明的一種配電網(wǎng)擴展規(guī)劃與光儲選址定容的雙層優(yōu)化方法，建立的以配網(wǎng)企業(yè)和用戶為主體，以求取經(jīng)濟性成本最優(yōu)為目標的雙層優(yōu)化模型，綜合分析了光儲系統(tǒng)接入和配電網(wǎng)的擴展規(guī)劃對配網(wǎng)企業(yè)和用戶的經(jīng)濟性影響，以年成本費用為目標函數(shù)的規(guī)劃模型，可很好地評估配電網(wǎng)經(jīng)濟性。本發(fā)明的方法可以合理配置光儲系統(tǒng)，從而有效降低用戶的購電成本，并帶來較為客觀的收益，增大光伏能源的就地消納量。同時，可有效降低配電系統(tǒng)網(wǎng)絡損耗，延緩線路改造，降低常規(guī)能源的消耗。本發(fā)明通過優(yōu)化配電網(wǎng)運營商和用戶的總成本，實現(xiàn)光伏的完全利用。附圖說明圖1是本發(fā)明中雙層優(yōu)化流程圖；圖2是規(guī)劃區(qū)配電網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)圖；圖3a是光伏出力全年小時曲線圖；圖3b是負荷功率全年小時曲線圖；圖4是用戶全年成本分析對比圖；圖5a不考慮光伏和儲能接入的配電網(wǎng)規(guī)劃結(jié)果圖；圖5b是考慮光伏和儲能接入的配電網(wǎng)規(guī)劃結(jié)果圖。具體實施方式下面結(jié)合實施例和附圖對本發(fā)明的一種配電網(wǎng)擴展規(guī)劃與光儲選址定容的雙層優(yōu)化方法做出詳細說明。本發(fā)明的一種配電網(wǎng)擴展規(guī)劃與光儲選址定容的雙層優(yōu)化方法，包括如下步驟：1)建立主動配電網(wǎng)擴展規(guī)劃上層優(yōu)化模型，包括：(1)確立上層模型目標函數(shù)，針對配電網(wǎng)企業(yè)解決配電網(wǎng)規(guī)劃以及光儲的選址問題，考慮配電網(wǎng)企業(yè)總成本/收益最優(yōu)的目標函數(shù)如下：式中，表示配電網(wǎng)企業(yè)的總成本/收益，當值為正時，表示配電網(wǎng)企業(yè)獲得收益，值為負時，表示配電網(wǎng)企業(yè)虧損；表示與用戶交易所取得的收益，即配電網(wǎng)企業(yè)與用戶進行電能交易的收益，若用戶向配電網(wǎng)倒送功率，配電網(wǎng)企業(yè)向用戶支付上網(wǎng)費用，若配電網(wǎng)向用戶輸送功率滿足負荷需求，配電網(wǎng)企業(yè)從用戶側(cè)獲取售電收益；表示線路投資成本，即配電網(wǎng)企業(yè)在進行擴展規(guī)劃的過程中新建線路和轉(zhuǎn)供路徑的投資成本，本發(fā)明中采用線路投資成本等年值進行計算；表示網(wǎng)損成本，即配電網(wǎng)在運行過程中產(chǎn)生的網(wǎng)絡損耗成本；表示購電成本，即配電網(wǎng)企業(yè)向上級電網(wǎng)購置電能的購電成本，各項成本/收益的具體計算公式如下：式中，ψpv表示安裝光儲系統(tǒng)的節(jié)點集合，表示節(jié)點i上的用戶向電網(wǎng)購電的購電成本，表示節(jié)點i上的用戶向電網(wǎng)倒送功率所獲取的收益；式中，cnl表示投資建設單位長度線路的費用，表示第k條待新建線路或轉(zhuǎn)供路徑的狀態(tài)，為1表示第k條待新建線路被選擇新建，為0表示未被選擇新建，lk表示第k條待新建線路或轉(zhuǎn)供路徑的長度，nb表示網(wǎng)絡中待新建線路和轉(zhuǎn)供路徑的總數(shù)，r表示貼現(xiàn)率；式中，closs表示單位網(wǎng)損電量的費用，表示第d天第t小時的系統(tǒng)網(wǎng)損功率；式中，cup表示配電網(wǎng)企業(yè)向上級電網(wǎng)購電的單位購電電價，表示第i個節(jié)點第d天第t小時的網(wǎng)供負荷功率，ψld表示節(jié)點集合；(2)確定上層模型約束條件；所述的約束條件包括：(a)配電網(wǎng)絡的潮流約束：式中：pi、qi為節(jié)點i處有功、無功注入；ui、uj為節(jié)點i、j處電壓幅值；gij、bij為支路ij的電導、電納；θij為節(jié)點i、j間電壓相角差；(b)節(jié)點電壓與潮流越限約束：為維護配電網(wǎng)的安全運行，配電網(wǎng)中各節(jié)點電壓和各支路潮流不可超出其約束范圍，但該約束并不嚴格，允許短時間某種程度上的過電壓和潮流越限，對于該問題可以用機會約束條件解決：uimin<ui<uimax(7)pj<pjmax(8)其中，ui為第i個節(jié)點的節(jié)點電壓，uimin、uimax為ui上下限；pj為第j條支路的傳輸功率，pjmax表示pj上限；(c)環(huán)狀結(jié)構(gòu)消除約束：配電線路在規(guī)劃設計時需要滿足“閉環(huán)設計、開環(huán)運行”的原則，因此，在進行配電網(wǎng)擴展規(guī)劃的過程中，應避免出現(xiàn)環(huán)狀供電結(jié)構(gòu)，具體表達式如下：其中，ψll表示環(huán)狀結(jié)構(gòu)所含支路集，ψel表示原有線路支路集，ψnl表示待新建線路支路集，nll表示支路集ψll中所含支路總數(shù)；(d)饋線接線模式約束：正常運行狀態(tài)下，同一負荷節(jié)點僅允許由一臺主變進行供電。同時，應滿足每條10kv饋線至少有一條轉(zhuǎn)供路徑與其他10kv饋線相連，且每兩條10kv饋線之間最多有一條轉(zhuǎn)供路徑，具體表達式如下：其中，表示變電站q和變電站w間相連的支路集合，ψel表示原有線路支路集，ψnl表示聯(lián)絡線集，表示支路集合中所含支路總數(shù)；(e)圍欄約束：任何帶有負荷的節(jié)點，及由該節(jié)點和鄰近節(jié)點構(gòu)成的集合，都有支路與大電網(wǎng)相連，即為圍欄約束。(f)線路負載率約束：線路的負載率約束按照單聯(lián)絡供電模型來考慮，不得超過50％。2)構(gòu)建光儲容量配置下層優(yōu)化模型光伏發(fā)電具有一定的不確定性，其發(fā)電方式非恒功率發(fā)電，當前較多文獻研究通過構(gòu)建光伏發(fā)電的概率模型來反映光伏發(fā)電的不確定性。但是考慮到光伏發(fā)電具有較強的時序特性和季節(jié)特性，采用單一的概率模型無法完整體現(xiàn)光伏發(fā)電的時序特性，選用典型場景下光伏發(fā)電的時序出力模型更為適合。同時，本發(fā)明的研究重點在于考慮峰谷電價的前提下，光伏、儲能以及負荷之間相互匹配的特性，由于儲能的充放電過程與負荷功率也存在一定的不確定性，采用概率模型將大大增加求解難度。因此，本發(fā)明通過選用典型場景的方法，計算全年365個場景下，考慮光伏發(fā)電時序出力模型和負荷功率時序模型的目標函數(shù)值。構(gòu)建光儲容量配置下層優(yōu)化模型，包括：(1)下層模型目標函數(shù)配電公司確定安裝光伏和儲能的位置之后，用戶投資光伏和儲能，光伏和儲能的投資和維護費用由用戶承擔。考慮用戶總成本/收益最優(yōu)的目標函數(shù)如下：其中，npv表示安裝光儲系統(tǒng)的用戶總數(shù)；表示節(jié)點i上的用戶的總成本/收益，值為正時，表示用戶獲得收益，值為負時，表示用戶虧損；表示光伏發(fā)電補貼，為鼓勵用戶安裝光伏，政府通常會根據(jù)光伏發(fā)電量進行政策性補貼；表示設備安裝成本，即安裝光伏和儲能裝置的成本費用，本發(fā)明中采用等年值進行計算，認為光伏和儲能完全對應；表示設備置換成本，考慮到光伏與儲能裝置具有使用壽命，當達到使用壽命的終期時，需要及時進行置換，光伏或儲能裝置在整個投資周期內(nèi)進行置換所花費的成本，記為設備置換成本，本發(fā)明采用等年值進行計算；表示設備維護成本，即設備運行過程中所需維護的成本費用；表示電能交易成本，當光儲系統(tǒng)無法完全滿足用戶的用電需求時，用戶需要通過向電網(wǎng)支付購電費用獲取所需電量；當光儲系統(tǒng)具有富余電量時，用戶可將富余電量反送電網(wǎng)獲取收益。各項成本的具體計算公式如下：式中，表示節(jié)點i上的用戶向電網(wǎng)購電的購電成本，表示節(jié)點i上的用戶向電網(wǎng)倒送功率所獲取的收益；式中，r表示貼現(xiàn)率，α表示設備殘值占設備初值的百分比，npv(i)表示光伏安裝數(shù)，ness(i)表示儲能安裝數(shù)，表示單個光伏安置成本，表示單個儲能安置成本；rpv(i)表示整個工程周期內(nèi)光伏的置換數(shù)，ress(i)表示儲能的置換數(shù)，lpv表示光伏使用壽命，less表示儲能使用壽命，t表示工程周期；表示單個光伏裝置的維護成本，表示單個儲能裝置的維護成本；(2)確定下層的約束條件；在儲能的運行過程中，通常要考慮的約束條件主要包括充放電功率約束、剩余容量約束以及始末容量約束。所述的約束條件包括：(a)充放電功率約束式中，uc,t為t時刻的充電標志位，即儲能裝置充電時為1，不充電時為0；ud,t為t時刻的放電標志位，即儲能裝置放電時為1，不放電時為0；式中，pc,t表示t時刻的實際充電功率，pd,t表示t時刻的實際放電功率，pcmax表示最大充電功率，pdmax表示最大放電功率；(b)剩余容量約束儲能裝置的壽命一般與充放電深度相關(guān)，過沖過放都會增加儲能裝置的壽命損耗，所以需要對t時刻儲能裝置的剩余容量以及荷電狀態(tài)進行約束：socmines≤esoc,t≤socmaxes(22)式中，esoc,t表示t時刻的儲能剩余容量，es表示儲能額定容量，socmin表示最小荷電狀態(tài)，socmax表示最大荷電狀態(tài)，其中，esoc,t的具體推導公式如下：式中，ηc表示儲能裝置的充電效率，ηd表示儲能裝置的放電效率，δt表示儲能裝置的充放電時間間隔，本發(fā)明記為1h；(c)始末容量約束一個完整的充電周期內(nèi)，需保證儲能裝置的起始時刻剩余電量與終止時刻的剩余電量相等，即在一個周期內(nèi)，儲能充電電量與儲能放電電量需一致。其中，tn表示一個完整的充放電周期時段數(shù)；(d)倒送功率約束光儲倒送功率過大會對電網(wǎng)的穩(wěn)定性與經(jīng)濟性造成不利影響，故需對微電網(wǎng)的倒送功率有所限制。其中，為節(jié)點i上安裝的光伏或儲能裝置向電網(wǎng)傳輸?shù)牡顾凸β?，pgridmax(i)為倒送功率允許的最大值。3)雙層模型的求解，包括：(1)上層模型優(yōu)化方法對上層模型的優(yōu)化是采用二進制粒子群算法，選擇上層模型的目標函數(shù)，即配電網(wǎng)企業(yè)的總成本/收益作為粒子群優(yōu)化的適應度值，具體編碼方法如下：假定配電網(wǎng)絡中有nb條待新建的線路，nt條轉(zhuǎn)供路徑，和np個安裝光伏及儲能裝置的負荷節(jié)點，則第u個粒子的位置和速度如下式所示：其中，xu表示全部粒子的集合，集合中的任一元素取值為0或者1，m表示粒子數(shù)量；(2)下層模型優(yōu)化方法當通過上層模型確定了光伏儲能裝置的安裝節(jié)點以及網(wǎng)架結(jié)構(gòu)之后，下層模型根據(jù)節(jié)點處光伏出力與負荷功率的差額大小及儲能運行策略，計算求取用戶的總成本，由于配電網(wǎng)存在潮流約束和倒送功率約束，用戶對自身光儲容量優(yōu)化配置的同時，還需考慮其他用戶的配置策略，因此，不同節(jié)點處的用戶利益間相互制約。本發(fā)明采用完全信息環(huán)境下非合作nash博弈理論，研究不同決策主體(安裝光儲設備的各個用戶)在上層模型給定信息的條件下如何配置自身設備容量以實現(xiàn)自身利益最大化。本發(fā)明采用完全信息環(huán)境下非合作nash博弈理論構(gòu)建的非合作nash博弈模型中，各用戶的決策變量為各自的光伏安裝容量、儲能安裝容量以及節(jié)點處最大倒送功率，若在博弈中存在均衡點，則nash博弈模型如下：式中，表示節(jié)點i上光伏安裝數(shù)、儲能安裝數(shù)和最大倒送功率的均衡解值；所述的博弈模型求解流程如下：(a)設定均衡點初值，本發(fā)明在策略空間隨機選定初值；(b)各博弈參與者依次進行獨立優(yōu)化決策，各參與者根據(jù)上一輪優(yōu)化結(jié)果，通過粒子群算法得到最優(yōu)組合，具體如下：假定博弈過程中進行了多輪優(yōu)化，記第t-1輪的優(yōu)化結(jié)果為則計算求得第t輪的優(yōu)化結(jié)果如下式所示：(c)信息共享，將各用戶最優(yōu)配置策略進行信息共享，并判定最優(yōu)組合是否滿足約束條件，若滿足約束條件，第(d)步，若不滿足，則返回第(a)步；(d)判斷系統(tǒng)是否找到nash均衡點，若各博弈參與者在相鄰2輪得到的最優(yōu)解相同，則在第t-1輪的優(yōu)化結(jié)果下博弈達到了nash均衡點：(3)雙層優(yōu)化流程本發(fā)明沒有將不同主體的利益直接加和或處理為多目標問題，而是通過雙層優(yōu)化的方法使不同主體之間達到利益均衡。上層以配電網(wǎng)企業(yè)新建線路和光儲系統(tǒng)的位置為決策變量，優(yōu)化配電網(wǎng)企業(yè)線路投資成本和運營成本，下層以用戶配置光儲的容量為決策變量，優(yōu)化用戶光儲投資成本和運營成本；下層將局部優(yōu)化結(jié)果反饋上層，上層再進行整體優(yōu)化，如此迭代反復，最后完成整個優(yōu)化過程。具體包括：(a)上層編碼：對待新建線路以及光伏儲能的安裝位置進行二進制編碼，隨機產(chǎn)生上層初始粒子群；(b)更新上層初始粒子群，并作為基礎參數(shù)輸入下層開始優(yōu)化；(c)下層編碼：對光伏和儲能裝置的安裝個數(shù)進行整數(shù)編碼，隨機產(chǎn)生下層初始粒子群；(d)更新下層粒子群，并作為博弈均衡點的初值輸入至nash博弈模型中；(e)進行博弈求解，找到博弈均衡點并計算適應度值，更新下層目標函數(shù)的極值，若滿足下層收斂條件，到第(f)步；若不滿足下層收斂條件，返回第(b)步，所述的下層收斂條件，是各博弈參與者在相鄰兩輪得到的最優(yōu)解相同；(f)根據(jù)下層優(yōu)化結(jié)果計算上層目標函數(shù)適應度值，并更新上層粒子群的全局極值，若滿足上層收斂條件，輸出最優(yōu)方案；若不滿足上層收斂條件，返回第(d)步，所述的上層收斂條件，是局部最優(yōu)解與全局最優(yōu)解之差的絕對值不超過設定的誤差裕度。本發(fā)明實例是以某地區(qū)的實際配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)作為算例，規(guī)劃區(qū)配電網(wǎng)網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)如附圖2所示，包含3個35/10kv變電站，容量均為2×16mva，包含3個電源節(jié)點(節(jié)點1、節(jié)點14和節(jié)點21)和57個負荷節(jié)點。其中，節(jié)點44-60為新增負荷節(jié)點，節(jié)點25-50均可安裝光伏及儲能裝置，實線代表已建饋線線路，虛線代表待新建饋線線路。單位長度的線路阻抗假定為0.025+0.0006iω/km。各條饋線的線路長度等于位于該饋線上的兩節(jié)點之間的直線距離。本算例中，峰時用電時段為10:00-14:00以及18:00-21:00，谷時用電時段為00:00-9:00、15:00-17:00以及22:00-23:00。優(yōu)化算法的種群數(shù)量為20，迭代次數(shù)為200。其他參數(shù)詳見表1至3。光伏出力和負荷功率全年小時數(shù)據(jù)選用某地的實測數(shù)據(jù)，并對其標幺化，詳見圖3a和圖3b。表1基本參數(shù)參數(shù)名稱參數(shù)大小光伏安裝成本8000元/kw儲能安裝成本1000元/個光伏維護成本20元/kw儲能維護成本5元/個光伏裝置使用壽命25a儲能裝置使用壽命10a貼現(xiàn)率3％殘值率5％工程周期20a線路建設成本15萬元/km表2儲能參數(shù)參數(shù)名稱參數(shù)大小單體容量2v/1000ah最大充電速率100ah最大放電速率150ah充電效率0.86放電效率0.86最大荷電狀態(tài)0.9表3價格參數(shù)參數(shù)名稱參數(shù)大小峰時電價0.8元/kwh谷時電價0.35元/kwh上網(wǎng)電價0.4元/kwh主網(wǎng)購電電價0.33元/kwh網(wǎng)損費用0.4元/kwh光伏發(fā)電補貼0.42元/kwh考慮30節(jié)點處，當最大反送功率改變時，光伏安裝容量與用戶總成本的函數(shù)關(guān)系曲線以及儲能安裝容量與用戶總成本的函數(shù)關(guān)系曲線的變化情況，如附圖4所示。圖4表明，接入光儲系統(tǒng)前，用戶的全年日交易成本皆為正值，即用戶需要全部從配網(wǎng)企業(yè)購取電能，同時，在180d附近取得峰值成本，說明該地夏季為全年用電高峰；接入光儲系統(tǒng)后，用戶的全年日交易成本曲線整體上移，并開始產(chǎn)生正值，且于180d附近取得谷值成本，說明該地夏季的光伏資源較為充裕，可以有效緩解用戶的高負荷用電。分別考慮兩種不同方案下的配電網(wǎng)絡規(guī)劃結(jié)果。方案1為不引入光伏和儲能的規(guī)劃方案；方案2為引入光伏和儲能的規(guī)劃方案。兩種規(guī)劃方案的結(jié)果如附圖5a和圖5b所示。圖中，加粗實線表示新建線路，實心節(jié)點表示安裝光伏儲能裝置的節(jié)點。兩種方案下的配網(wǎng)企業(yè)最優(yōu)成本分解詳見表4。光儲選址定容的具體規(guī)劃結(jié)果在表5中給出。表4不同方案下配網(wǎng)企業(yè)成本表5光儲選址定容規(guī)劃結(jié)果從表4可以看出，配網(wǎng)企業(yè)的購電成本和電能交易成本占比較大，接入光儲系統(tǒng)后，配網(wǎng)企業(yè)的網(wǎng)損成本減少了64.7％，向上級購電成本減少了40.9％，而電能交易成本則增加了40.1％，這主要是因為光儲接入后，減少了網(wǎng)供負荷的大小，降低了系統(tǒng)中的線路傳輸功率和網(wǎng)損功率，致使網(wǎng)損成本和向上級購電成本減少。同時配網(wǎng)企業(yè)向用戶獲取的購電收益也隨之減少，并需要額外向用戶支付上網(wǎng)費用，造成配網(wǎng)企業(yè)的交易成本升高。當前第1頁12