一種考慮價(jià)格型需求響應(yīng)的獨(dú)立型微網(wǎng)優(yōu)化配置方法
【專利摘要】一種考慮價(jià)格型需求響應(yīng)的獨(dú)立型微網(wǎng)優(yōu)化配置方法，包括如下步驟：S1：將一天連續(xù)24h的時(shí)間進(jìn)行離散化處理，均分為T個(gè)時(shí)段，對(duì)于任意第t時(shí)段，第t時(shí)段的時(shí)長(zhǎng)為Δt，繪制微網(wǎng)內(nèi)常規(guī)負(fù)荷曲線；S2：繪制短期新能源發(fā)電功率曲線，根據(jù)新能源發(fā)電功率曲線和常規(guī)負(fù)荷曲線，制定面向微網(wǎng)用戶的實(shí)時(shí)電價(jià)，當(dāng)新能源發(fā)電功率曲線大于常規(guī)負(fù)荷曲線的時(shí)段為低電價(jià)，當(dāng)新能源發(fā)電功率曲線小于常規(guī)負(fù)荷曲線的時(shí)段為高電價(jià)；S3：建立需求響應(yīng)優(yōu)化模型，引導(dǎo)用戶的用電行為；S4：確定風(fēng)光柴儲(chǔ)等微電源發(fā)電模型，以微網(wǎng)全壽命周期等年值成本為目標(biāo)建立微網(wǎng)優(yōu)化配置模型；S5：求解建立的微網(wǎng)優(yōu)化配置模型，得到優(yōu)化配置方案。本發(fā)明經(jīng)濟(jì)效益較好。
【專利說(shuō)明】
-種考慮價(jià)格型需求響應(yīng)的獨(dú)立型微網(wǎng)優(yōu)化配置方法
技術(shù)領(lǐng)域
[0001] 本發(fā)明屬于微電網(wǎng)的規(guī)劃設(shè)計(jì)技術(shù)領(lǐng)域，具體設(shè)及一種考慮價(jià)格型需求響應(yīng)的獨(dú) 立型微網(wǎng)優(yōu)化配置方法。
【背景技術(shù)】
[0002] 微網(wǎng)作為風(fēng)光等新電源的有效組織形式，近年來(lái)受到了廣泛關(guān)注并得到越來(lái)越多 的應(yīng)用，是解決海島和偏遠(yuǎn)地區(qū)用電問(wèn)題的有效方案。微網(wǎng)可提高供電可靠性和電能質(zhì)量， 同時(shí)從柴發(fā)轉(zhuǎn)為W風(fēng)光發(fā)電為主，減少污染排放。但風(fēng)光資源的隨機(jī)性和波動(dòng)性，增加了發(fā) 電的不確定性，存在嚴(yán)重風(fēng)光消納問(wèn)題，單純依靠配置儲(chǔ)能平抑波動(dòng)經(jīng)濟(jì)性差。需求響應(yīng)是 電力市場(chǎng)通過(guò)價(jià)格信號(hào)或激勵(lì)手段，利用需求彈性引導(dǎo)電力用戶做出響應(yīng)，改變負(fù)荷特性。 負(fù)荷配合甚至主動(dòng)追蹤電力供給有利于大量間歇性新能源的接入。微網(wǎng)優(yōu)化配置是微網(wǎng)規(guī) 劃設(shè)計(jì)階段需要解決的首要問(wèn)題，優(yōu)化配置方案合理與否將直接決定微網(wǎng)的安全運(yùn)行和經(jīng) 濟(jì)效益。在微網(wǎng)中為適應(yīng)風(fēng)光發(fā)電的波動(dòng)性，有必要結(jié)合新能源發(fā)電和負(fù)荷情況制定靈活 的電價(jià)機(jī)制引導(dǎo)用戶用電行為，研究其對(duì)微網(wǎng)配置和經(jīng)濟(jì)效益的影響。

【發(fā)明內(nèi)容】

[0003] 為了克服已有微網(wǎng)優(yōu)化配置方法的經(jīng)濟(jì)效益較差的不足，本發(fā)明提供一種經(jīng)濟(jì)效 益較好的考慮價(jià)格型需求響應(yīng)的獨(dú)立型微網(wǎng)優(yōu)化配置方法。
[0004] 本發(fā)明解決其技術(shù)問(wèn)題所采用的技術(shù)方案是：
[0005] -種考慮價(jià)格型需求響應(yīng)的獨(dú)立型微網(wǎng)優(yōu)化配置方法，所述優(yōu)化配置方法包括W 下步驟：
[0006] 步驟1:將一天連續(xù)24h的時(shí)間進(jìn)行離散化處理，均分為T個(gè)時(shí)段，對(duì)于任意第t時(shí) 段，有tG{l，2，...，T}，且第t時(shí)段的時(shí)長(zhǎng)為At，繪制微網(wǎng)內(nèi)常規(guī)負(fù)荷曲線；
[0007] 步驟2:繪制短期新能源發(fā)電功率曲線，根據(jù)新能源發(fā)電功率曲線和常規(guī)負(fù)荷曲 線，制定面向微網(wǎng)用戶的實(shí)時(shí)電價(jià)，當(dāng)新能源發(fā)電功率曲線大于常規(guī)負(fù)荷曲線的時(shí)段為低 電價(jià)，當(dāng)新能源發(fā)電功率曲線小于常規(guī)負(fù)荷曲線的時(shí)段為高電價(jià)；
[000引步驟3:建立需求響應(yīng)優(yōu)化模型，引導(dǎo)用戶的用電行為，過(guò)程如下，
[0009] 步驟3-1:采用替代彈性來(lái)表示電力需求的相對(duì)變化和電力價(jià)格相對(duì)變化的關(guān)系；
[0010] 替代彈性可表示為：
[0011]
(1)
[001^ 式中：seu,k為替代彈性系數(shù);Qu、Qk為u、k時(shí)段電力需求量;Pu、Pk為u、k時(shí)段電價(jià)，對(duì) 于任意第u、k時(shí)段，均有uG{l，2，...，T}、kG{l，2，...，T};
[0013]步驟3-2:基于替代彈性的峰谷電價(jià)下，用戶峰/谷時(shí)段的負(fù)荷削減比例％ A Lp和 增加比例％ ALo表不為：
[0014]
(2)
[0015] 式中：下標(biāo)9和〇分別表示峰時(shí)段和谷時(shí)段，C為峰或谷時(shí)段電費(fèi)占日總電費(fèi)的比 例;巧為峰或谷時(shí)段的平均電價(jià)；
[0016] 步驟3-3: W新能源發(fā)電和負(fù)荷需求的差值累計(jì)和為需求響應(yīng)目標(biāo)，表達(dá)式為：
[0017] (3)
[001 引 （4)
[0019] 約束條件為：
[0020] l2>(l-a)Ii (5)
[0021] p2《pi (6)
[0022] 化二化 (J)
[0023] mioad^Mioad (8)
[0024] 式(3)~(4)中：Linit(t)、L(t)為微電網(wǎng)內(nèi)t時(shí)段的初始的負(fù)荷需求量和參與價(jià)格 型需求響應(yīng)后的負(fù)荷需求量，％ AL為負(fù)荷增加或消減比例；P"(t)、PpV(t)、Pnew(t)分別為 微電網(wǎng)內(nèi)t時(shí)段風(fēng)機(jī)、光伏和新能源總發(fā)電量；
[0025] 式(5)~(8)中：Ii為未實(shí)施需求響應(yīng)時(shí)微網(wǎng)售電收入;12為實(shí)時(shí)電價(jià)下微網(wǎng)售電收 入;Cl為利益轉(zhuǎn)讓系數(shù)，表示因?yàn)閷?shí)時(shí)需求響應(yīng)引起的供電成本減少而可W接受的利益轉(zhuǎn)移 百分比，Pi為未實(shí)施需求響應(yīng)時(shí)用戶用電平均價(jià)格;P2為實(shí)時(shí)電價(jià)下用戶用電平均價(jià)格，Qi 為未實(shí)施需求響應(yīng)時(shí)用電總量;Q2為實(shí)施實(shí)時(shí)電價(jià)后的用電總量，miDad為實(shí)際負(fù)荷轉(zhuǎn)移量； 化。ad為可轉(zhuǎn)移負(fù)荷容量；
[0026] 根據(jù)需求響應(yīng)優(yōu)化模型（3)~(8)，基于實(shí)時(shí)電價(jià)引導(dǎo)電力用戶的用電行為，依據(jù) 需求價(jià)格彈性得出考慮需求響應(yīng)后的負(fù)荷數(shù)據(jù)；
[0027] 步驟4:確定風(fēng)光柴儲(chǔ)微電源發(fā)電模型，W微網(wǎng)全壽命周期等年值成本為目標(biāo)，建 立微網(wǎng)優(yōu)化配置模型，過(guò)程如下：
[0028] 經(jīng)濟(jì)性作為微網(wǎng)優(yōu)化配置的首要目標(biāo)，由其壽命周期內(nèi)總等年值成本CtDtai決定， 總成本由設(shè)備初始投資和置換成本、設(shè)備殘值、運(yùn)行維護(hù)成本、燃料成本和污染治理成本組 成；
[00川式中：胖1\?￥、06、肥55分別為風(fēng)機(jī)、光伏、柴油發(fā)電機(jī)、蓄電池儲(chǔ)能，加八。巾八0￡、 Cbess、Cpo 分另 Ij 為 WT、PV、DE、BESS 和污染治理等年值成本;Cwt, init，Cpv, init，Cde, init，Cbess, init 分
[0029]
[0030] (10) 別為WT，PV，DE和肥SS的初始投資等年值成本;CwT, ?，Cpv, ?，Cde, ?，Cbess, ?分別為WT，PV，DE和 BESS的年運(yùn)行和維護(hù)成本；CdE,rep, CbESS,rep分別為DE和BESS的置換等年值成本；CdE, sal, Cbess,sal分別為DE和BESS的等年值回收殘值;Cfuei為柴油發(fā)電機(jī)的燃料等年值成本;Ede為柴 發(fā)年發(fā)電量;CpDg為單位電量的污染治理成本，工程全壽命周期為20年，WT和PV的壽命預(yù)計(jì) 可達(dá)20年，DE和BESS的壽命相對(duì)較短，在全壽命周期內(nèi)需要更換；
[0032] 其中設(shè)備全壽命周期內(nèi)等年值成本由凈現(xiàn)值成本求得，計(jì)算公式如下：
[0033]
01)
[0034] 式中：Cdev,eav為等年值成本;Cdev為凈現(xiàn)值成本；i(l + i)l/((l + i)l-l)為資金回收系 數(shù)，其中，i為貼現(xiàn)率，1為系統(tǒng)壽命期望值；
[0035] 根據(jù)優(yōu)化配置模型（9)~（10)對(duì)微電網(wǎng)內(nèi)風(fēng)光柴儲(chǔ)的容量進(jìn)行優(yōu)化配置時(shí)，為充 分考慮價(jià)格型需求響應(yīng)對(duì)微電網(wǎng)優(yōu)化配置的影響，考慮如下約束條件：
[0036] 4.1)微電網(wǎng)供需平衡約束
[0037] L(t)=PpV(t)+PwT(t)+時(shí) E(t)+PBESS(t) (12)
[0038] 式中：L(t)為微電網(wǎng)內(nèi)t時(shí)段的負(fù)荷參與價(jià)格型需求響應(yīng)后的負(fù)荷需求量;PwT(t)、 時(shí)v( t)、時(shí)E(t)分別為微電網(wǎng)內(nèi)t時(shí)段WT、PV和DE發(fā)電量;Pbess(t)為微電網(wǎng)內(nèi)t時(shí)段BESS的充 放電功率；
[0039] 4.2)儲(chǔ)能蓄電池安全約束
[0040] 儲(chǔ)能蓄電池的壽命和充放電深度相關(guān)，過(guò)充過(guò)放都會(huì)增加蓄電池壽命損耗，所W 需對(duì)蓄電池荷電狀態(tài)進(jìn)行約束：
[0041 ] SOCmin^SOC(t) ^SOCmax (13)
[00創(chuàng)式中：SOCmax和SOCmin分別為t時(shí)段儲(chǔ)能蓄電池荷電狀態(tài)SOC(t)的上下限；
[00創(chuàng)此外，需將儲(chǔ)能蓄電池 t時(shí)段的充、放電功率?8￡551。(*)訊￡55。。如)限制為：
[0044]
(14)
[0045] 式中：PBESSin,max和PBESSout,max分別為蓄電池最大充、放電功率，一般與儲(chǔ)能蓄電池總 容量有關(guān)；
[0046] 4.3)微電網(wǎng)分布式電源裝機(jī)容量約束
[0047] 微電網(wǎng)內(nèi)可再生能源裝機(jī)容量與峰值負(fù)荷的比值設(shè)定為50 % W上，柴油機(jī)應(yīng)作為 冷備用，將其發(fā)電量設(shè)定為微電網(wǎng)總電量需求的40% W下；
[0048] 步驟5:求解建立的微網(wǎng)優(yōu)化配置模型，得到優(yōu)化配置方案。
[0049] 進(jìn)一步，所述步驟5,采用遺傳算法求解建立的微網(wǎng)優(yōu)化配置模型，求解過(guò)程如下：
[0050] 步驟5-1:輸入風(fēng)光資源，負(fù)荷數(shù)據(jù)和實(shí)時(shí)電價(jià)；
[0051] 步驟5-2: W風(fēng)光柴儲(chǔ)的配置容量作為個(gè)體編碼，生成規(guī)模為N的初始種群P，通過(guò) 遺傳算法操作得到子代種群Q，將上述2個(gè)種群結(jié)合形成中間種群R;
[0052] 步驟5-3:由電價(jià)、風(fēng)光負(fù)荷數(shù)據(jù)和風(fēng)光配置容量，依據(jù)需求價(jià)格彈性得出考慮需 求響應(yīng)后的負(fù)荷數(shù)據(jù)，W微網(wǎng)等年值成本為優(yōu)化目標(biāo)求出個(gè)體的適應(yīng)度；
[0053] 步驟5-4:對(duì)中間種群R依據(jù)適應(yīng)度進(jìn)行排序，保留最優(yōu)的N個(gè)個(gè)體，形成新的父代 種群P'；
[0054] 步驟5-5:再通過(guò)遺傳算法操作產(chǎn)生新的子代種群Q'，將P'和Q'合并形成新的中間 種群R'，重復(fù)S3~S5步驟，直到滿足結(jié)束條件。
[0055] 本發(fā)明的技術(shù)構(gòu)思為:將價(jià)格型需求響應(yīng)因素添加到獨(dú)立型微網(wǎng)優(yōu)化配置中，對(duì) 微網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)性和配置產(chǎn)生有益影響。
[0056] 本發(fā)明的有益效果主要表現(xiàn)在：1、提出的電價(jià)制定方法有效，通過(guò)實(shí)施需求響應(yīng)， 改善負(fù)荷特性，減少棄風(fēng)棄光和柴發(fā)儲(chǔ)能的使用，提高微網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益。
[0057] 2、從經(jīng)濟(jì)性角度出發(fā)需求響應(yīng)技術(shù)增加了總體新能源配置容量，可提升新能源接 入水平。特別要指出的是，峰谷電價(jià)比的提高會(huì)增強(qiáng)需求響應(yīng)的效應(yīng)，利于微網(wǎng)增加新能源 裝機(jī)容量，減少儲(chǔ)能配置。
【具體實(shí)施方式】
[005引下面對(duì)本發(fā)明作進(jìn)一步描述。
[0059] -種考慮價(jià)格型需求響應(yīng)的獨(dú)立型微網(wǎng)優(yōu)化配置方法，包括W下步驟：
[0060] 步驟1:將一天連續(xù)24h的時(shí)間進(jìn)行離散化處理，均分為T個(gè)時(shí)段，對(duì)于任意第t時(shí) 段，有tG{l，2，...，T}，且第t時(shí)段的時(shí)長(zhǎng)為At，繪制微網(wǎng)內(nèi)常規(guī)負(fù)荷曲線；
[0061] 步驟2:繪制短期新能源發(fā)電功率曲線，根據(jù)新能源發(fā)電功率曲線和常規(guī)負(fù)荷曲 線，制定面向微網(wǎng)用戶的實(shí)時(shí)電價(jià)，當(dāng)新能源發(fā)電功率曲線大于常規(guī)負(fù)荷曲線的時(shí)段為低 電價(jià)，當(dāng)新能源發(fā)電功率曲線小于常規(guī)負(fù)荷曲線的時(shí)段為高電價(jià)；
[0062] 步驟3:建立需求響應(yīng)優(yōu)化模型，引導(dǎo)用戶的用電行為，過(guò)程如下，
[0063] 步驟3-1:采用替代彈性來(lái)表示電力需求的相對(duì)變化和電力價(jià)格相對(duì)變化的關(guān)系；
[0064] 替代彈性可表示為：
[0065]
0)
[0066] 式中：seu,k為替代彈性系數(shù);Qu、Qk為u、k時(shí)段電力需求量;Pu、Pk為u、k時(shí)段電價(jià)，對(duì) 于任意第u、k時(shí)段，均有uG{l，2，...，T}、kG{l，2，...，T};
[0067] 步驟3-2:基于替代彈性的峰谷電價(jià)下，用戶峰/谷時(shí)段的負(fù)荷削減比例％ A Lp和 增加比例％ AU表示為：
[006引
劇
[0069] 式中：下標(biāo)9和〇分別表示峰時(shí)段和谷時(shí)段，C為峰或谷時(shí)段電費(fèi)占日總電費(fèi)的比 例；歹為峰或谷時(shí)段的平均電價(jià)；
[0070] 步驟3-3: W新能源發(fā)電和負(fù)荷需求的差值累計(jì)和為需求響應(yīng)目標(biāo)，表達(dá)式為：
[0073]約束條件為：
[0071； (3)
[0072； (4)
[0074] l2>(l-a)Ii (5)
[0075] p2《pi (6)
[0076] 化二化 （7)
[0077] mioad^Mioad (8)
[0078] 式(3)~(4)中：Linit(t)、L(t)為微電網(wǎng)內(nèi)t時(shí)段的初始的負(fù)荷需求量和參與價(jià)格 型需求響應(yīng)后的負(fù)荷需求量，％ AL為負(fù)荷增加或消減比例;PwT(t)、PpV(t)、Pnew(t)分別為 微電網(wǎng)內(nèi)t時(shí)段風(fēng)機(jī)、光伏和新能源總發(fā)電量。
[0079] 由需求響應(yīng)模型（3)~(4)可知:新能源總發(fā)電量和負(fù)荷需求量的差值越小，價(jià)格 型需求響應(yīng)的優(yōu)化效果越好。
[0080] 式(5)~(8)中：Ii為未實(shí)施需求響應(yīng)時(shí)微網(wǎng)售電收入;12為實(shí)時(shí)電價(jià)下微網(wǎng)售電收 入;a為利益轉(zhuǎn)讓系數(shù)，表示因?yàn)閷?shí)時(shí)需求響應(yīng)引起的供電成本減少而可W接受的利益轉(zhuǎn)移 百分比，Pi為未實(shí)施需求響應(yīng)時(shí)用戶用電平均價(jià)格;P2為實(shí)時(shí)電價(jià)下用戶用電平均價(jià)格，Qi 為未實(shí)施需求響應(yīng)時(shí)用電總量;Q2為實(shí)施實(shí)時(shí)電價(jià)后的用電總量，miDad為實(shí)際負(fù)荷轉(zhuǎn)移量； 化。ad為可轉(zhuǎn)移負(fù)荷容量；
[0081] 根據(jù)需求響應(yīng)優(yōu)化模型（3)~(8)，基于實(shí)時(shí)電價(jià)引導(dǎo)電力用戶的用電行為，依據(jù) 需求價(jià)格彈性得出考慮需求響應(yīng)后的負(fù)荷數(shù)據(jù)；
[0082] 步驟4:確定風(fēng)光柴儲(chǔ)等微電源發(fā)電模型，W微網(wǎng)全壽命周期等年值成本為目標(biāo)， 建立微網(wǎng)優(yōu)化配置模型。具體包括，
[0083] 經(jīng)濟(jì)性作為微網(wǎng)優(yōu)化配置的首要目標(biāo)，由其壽命周期內(nèi)總等年值成本CtDtai決定。 總成本由設(shè)備初始投資和置換成本、設(shè)備殘值、運(yùn)行維護(hù)成本、燃料成本和污染治理成本組 成；
[0084]
[0085] (10)
[0086] 式中：胖1\?￥、06、肥55分別為風(fēng)機(jī)、光伏、柴油發(fā)電機(jī)、蓄電池儲(chǔ)能，加、〔。巾、〔〇￡、 CbessXp日分別為機(jī)'、？￥、06、邸55和污染治理等年值成本；伽,加*向巾心1*向￡,1。1*向￡55,加*分 別為WT，PV，DE和肥SS的初始投資等年值成本;Cwt, ?，Cpv, ?，Cde, ?，Cbess, ?分別為WT，PV，DE和 BESS的年運(yùn)行和維護(hù)成本；CdE,rep, CbESS,rep分別為DE和BESS的置換等年值成本；CdE, sal, Cbess,sal分別為DE和BESS的等年值回收殘值;Cfuei為柴油發(fā)電機(jī)的燃料等年值成本;Ede為柴 發(fā)年發(fā)電量;CpDg為單位電量的污染治理成本.工程全壽命周期為20年，WT和PV的壽命預(yù)計(jì) 可達(dá)20年，DE和BESS的壽命相對(duì)較短，在全壽命周期內(nèi)需要更換；
[0087] 巧中設(shè)備全壽命嵐斯內(nèi)等年值成本由凈現(xiàn)值成本求得，計(jì)算公式如下：
[0088]
(H)
[0089] 式中：Cdev,eav為等年值成本;Cdev為凈現(xiàn)值成本；i ( 1 + i )1/( ( 1 + i )1-1 )為資金回收系 數(shù)，其中，i為貼現(xiàn)率，1為系統(tǒng)壽命期望值；
[0090] 根據(jù)優(yōu)化配置模型（9)~（10)對(duì)微電網(wǎng)內(nèi)風(fēng)光柴儲(chǔ)的容量進(jìn)行優(yōu)化配置時(shí)，為充 分考慮價(jià)格型需求響應(yīng)對(duì)微電網(wǎng)優(yōu)化配置的影響，考慮如下約束條件：
[0091] 4.1)微電網(wǎng)供需平衡約束
[0092] L(t)=PpV(t)+PwT(t)+時(shí) E(t)+PBESS(t) (12)
[0093] 式中：L(t)為微電網(wǎng)內(nèi)t時(shí)段的負(fù)荷參與價(jià)格型需求響應(yīng)后的負(fù)荷需求量;PwT(t)、 時(shí)v( t)、時(shí)E(t)分別為微電網(wǎng)內(nèi)t時(shí)段WT、PV和DE發(fā)電量;Pbess(t)為微電網(wǎng)內(nèi)t時(shí)段BESS的充 放電功率；
[0094] 4.2)儲(chǔ)能蓄電池安全約束
[0095] 儲(chǔ)能蓄電池的壽命和充放電深度相關(guān)，過(guò)充過(guò)放都會(huì)增加蓄電池壽命損耗，所W 需對(duì)蓄電池荷電狀態(tài)進(jìn)行約束：
[0096] SOCmin^SOC(t) ^SOCmax (13)
[0097] 式中：SOCmax和SOCmin分別為t時(shí)段儲(chǔ)能蓄電池荷電狀態(tài)SOC(t)的上下限；
[009引此外，將儲(chǔ)能蓄電池 t時(shí)段的充、放電功率?8￡551。(*)訊￡55。。如)限制為：
[0099]
(14)
[0100] 巧中：PBESSin,max和PBESSout,max分別為蓄電池最大充、放電功率，一般與儲(chǔ)能蓄電池總 容量有關(guān)；
[0101] 4.3)微電網(wǎng)分布式電源裝機(jī)容量約束
[0102] 微電網(wǎng)內(nèi)可再生能源裝機(jī)容量與峰值負(fù)荷的比值設(shè)定為50% W上，柴油機(jī)應(yīng)作為 冷備用，將其發(fā)電量設(shè)定為微電網(wǎng)總電量需求的40% W下；
[0103] 步驟5:采用遺傳算法求解建立的微網(wǎng)優(yōu)化配置模型，得到優(yōu)化配置方案。具體步 驟如下，
[0104] 步驟5-1:輸入風(fēng)光資源，負(fù)荷數(shù)據(jù)和實(shí)時(shí)電價(jià)；
[0105] 步驟5-2: W風(fēng)光柴儲(chǔ)的配置容量作為個(gè)體編碼，生成規(guī)模為N的初始種群P。通過(guò) 遺傳算法操作得到子代種群Q，將上述2個(gè)種群結(jié)合形成中間種群R;
[0106] 步驟5-3:由電價(jià)、風(fēng)光負(fù)荷數(shù)據(jù)和風(fēng)光配置容量，依據(jù)需求價(jià)格彈性得出考慮需 求響應(yīng)后的負(fù)荷數(shù)據(jù)。W微網(wǎng)等年值成本為優(yōu)化目標(biāo)求出個(gè)體的適應(yīng)度；
[0107] 步驟5-4:對(duì)中間種群R依據(jù)適應(yīng)度進(jìn)行排序，保留最優(yōu)的N個(gè)個(gè)體，形成新的父代 種群P' ；
[0108] 步驟5-5:再通過(guò)遺傳算法操作產(chǎn)生新的子代種群Q'，將P'和Q'合并形成新的中間 種群R'，重復(fù)S3~S5步驟，直到滿足結(jié)束條件。
[0109] 為使本領(lǐng)域技術(shù)人員更好地理解本發(fā)明，
【申請(qǐng)人】還應(yīng)用電考慮價(jià)格型需求響應(yīng)的 獨(dú)立型微網(wǎng)優(yōu)化配置方法W某海島微網(wǎng)為例進(jìn)行算例仿真分析。
[0110] 該地負(fù)荷平均功率約為788.98kW/h，最大負(fù)荷為2056kW，平均風(fēng)速約為7.13m/s， 日平均太陽(yáng)光照福照度約為3.90化胖-11)/(1112-(1)。本文中選取替代彈性36。,。為0.5，選取 利益轉(zhuǎn)讓系數(shù)Ct為5%。微網(wǎng)實(shí)行固定電價(jià)時(shí)電價(jià)為0.908元AkW ? h)，實(shí)行分時(shí)電價(jià)和實(shí)時(shí) 電價(jià)時(shí)，峰谷電價(jià)分別為1.108元AkW- h)和0.596元AkW- h)。
[0111] 各微電源經(jīng)濟(jì)參數(shù)見表1，污染治理成本參數(shù)見表2，柴油價(jià)格為0.511元/L。
[0112]
[0113]
[0114] 表2
[0115] 為了更好的體現(xiàn)出實(shí)時(shí)電價(jià)作為需求響應(yīng)技術(shù)相對(duì)最優(yōu)的結(jié)論，將固定電價(jià)和分 時(shí)電價(jià)進(jìn)行仿真對(duì)比分析，固定電價(jià)24小時(shí)電價(jià)不變，不隨新能源發(fā)電或負(fù)荷需求的改變 而改變，不進(jìn)行需求響應(yīng)。分時(shí)定價(jià)把一天24小時(shí)分成高峰電價(jià)和低谷電價(jià)兩時(shí)段。通過(guò)統(tǒng) 計(jì)長(zhǎng)期新能源發(fā)電和負(fù)荷需求情況制定，即風(fēng)光等新能源發(fā)電平均值大于負(fù)荷值的時(shí)段為 低電價(jià)時(shí)段，反之為高電價(jià)時(shí)段。高低電價(jià)時(shí)段確定后長(zhǎng)期不變。
[0116] 首先求得實(shí)行固定電價(jià)時(shí)微網(wǎng)經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)配置，設(shè)為方案1。在與方案1相同配置 下實(shí)行分時(shí)電價(jià)和實(shí)時(shí)電價(jià)，分別設(shè)為方案2和方案3。對(duì)比3組配置相同，電價(jià)機(jī)制不同的 方案，分析需求響應(yīng)對(duì)微網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益影響。
[0117] 從表3可得出：在微網(wǎng)電源配置相同的情況下，通過(guò)價(jià)格型需求響應(yīng)，在分時(shí)電價(jià) 下有7.0%的負(fù)荷轉(zhuǎn)移，實(shí)時(shí)電價(jià)下有5.4%的負(fù)荷轉(zhuǎn)移。需求響應(yīng)優(yōu)化目標(biāo)，即新能源發(fā)電 與負(fù)荷差值累計(jì)和，在實(shí)行固定電價(jià)時(shí)每年為6 024 993kW-h，分時(shí)電價(jià)為5 649 674kW- h，實(shí)時(shí)電價(jià)為5 373 727kW ? h，實(shí)時(shí)電價(jià)響應(yīng)效果最優(yōu)。新能源發(fā)電和負(fù)荷差值累計(jì)越小， 意味著棄風(fēng)棄光越少，W及柴發(fā)和儲(chǔ)能使用越少，使柴發(fā)成本和污染治理成本減少，電池壽 命增長(zhǎng)，儲(chǔ)能成本也減少。固定電價(jià)下的柴發(fā)成本、污染治理成本和儲(chǔ)能成本分別為373.8 萬(wàn)元、135.2萬(wàn)元和175.8萬(wàn)元，分時(shí)電價(jià)下相應(yīng)項(xiàng)分別減少23.5萬(wàn)元、10.0萬(wàn)元和4.0萬(wàn)元， 實(shí)時(shí)電價(jià)分別減少35.8萬(wàn)元、14.6萬(wàn)元和13.1萬(wàn)元，=種方案的風(fēng)機(jī)和光伏成本相同。因 而，總成本實(shí)行固定電價(jià)最高為1074.9萬(wàn)元，其次是分時(shí)電價(jià)總成本為1037.4萬(wàn)元，實(shí)時(shí)電 價(jià)最低為1011.4萬(wàn)元。同時(shí)，S種電價(jià)下新能源滲透率分別為74.9%、76.8%和77.6%，分 時(shí)電價(jià)和實(shí)時(shí)電價(jià)都有提高。
[0118] 可見通過(guò)制定有效電價(jià)機(jī)制，實(shí)施需求響應(yīng)，改善負(fù)荷特性，提高微網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益， 其中實(shí)時(shí)電價(jià)效果更優(yōu)。
[0119]
[0120]
[0121]
[0122] 續(xù)巧 3
[0123] 求得實(shí)行分時(shí)電價(jià)和實(shí)時(shí)電價(jià)時(shí)微網(wǎng)經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)配置，分別設(shè)為方案4和方案5。
[0124] 從表3中可得出：與方案1固定電價(jià)相比，方案4和方案5的光伏裝機(jī)容量分別增加 SOOkW和360kW，儲(chǔ)能容量也相應(yīng)增加，新能源滲透率分別提高至78.3%和79.4%。雖然方案 4和方案5光伏成本增加，但柴發(fā)發(fā)電得W減少，柴發(fā)成本和污染物治理成本減少的更多，而 儲(chǔ)能因其壽命變長(zhǎng)其成本沒(méi)有增加。總成本實(shí)行固定電價(jià)最高為1074.9萬(wàn)元，其次是分時(shí) 電價(jià)總成本為1032.9萬(wàn)元，實(shí)時(shí)電價(jià)最低為1008.0萬(wàn)元。
[0125] 可見從經(jīng)濟(jì)性角度出發(fā)，需求響應(yīng)技術(shù)增加了總體新能源配置容量，提高新能源 接入水平。
[0126] 在本說(shuō)明書的描述中，參考術(shù)語(yǔ)"一個(gè)實(shí)施例"、"一些實(shí)施例"、"示例"、"具體示 例"、或"一些示例"等的描述意指結(jié)合該實(shí)施例或示例描述的具體特征、結(jié)構(gòu)、材料或者特 點(diǎn)包含于本發(fā)明的至少一個(gè)實(shí)施例或示例中。在本說(shuō)明書中，對(duì)上述術(shù)語(yǔ)的示意性表述不 必須針對(duì)的是相同的實(shí)施例或示例。而且，描述的具體特征、結(jié)構(gòu)、材料或者特點(diǎn)可W在任 一個(gè)或多個(gè)實(shí)施例或示例中W合適的方式結(jié)合。此外，本領(lǐng)域的技術(shù)人員可W將本說(shuō)明書 中描述的不同實(shí)施例或示例進(jìn)行結(jié)合和組合。
[0127] 盡管上面已經(jīng)示出和描述了本發(fā)明的實(shí)施例，可W理解的是，上述實(shí)施例是示例 性的，不能理解為對(duì)本發(fā)明的限制，本領(lǐng)域的普通技術(shù)人員在本發(fā)明的范圍內(nèi)可W對(duì)上述 實(shí)施例進(jìn)行變化、修改、替換和變型。
【主權(quán)項(xiàng)】
1. 一種考慮價(jià)格型需求響應(yīng)的獨(dú)立型微網(wǎng)優(yōu)化配置方法，其特征在于:所述優(yōu)化配置 方法包括W下步驟： 步驟1:將一天連續(xù)24h的時(shí)間進(jìn)行離散化處理，均分為T個(gè)時(shí)段，對(duì)于任意第t時(shí)段，有t e {1，2,...，Τ}，且第t時(shí)段的時(shí)長(zhǎng)為Δ t，繪制微網(wǎng)內(nèi)常規(guī)負(fù)荷曲線； 步驟2:繪制短期新能源發(fā)電功率曲線，根據(jù)新能源發(fā)電功率曲線和常規(guī)負(fù)荷曲線，審U 定面向微網(wǎng)用戶的實(shí)時(shí)電價(jià)，當(dāng)新能源發(fā)電功率曲線大于常規(guī)負(fù)荷曲線的時(shí)段為低電價(jià)， 當(dāng)新能源發(fā)電功率曲線小于常規(guī)負(fù)荷曲線的時(shí)段為高電價(jià)； 步驟3:建立需求響應(yīng)優(yōu)化模型，引導(dǎo)用戶的用電行為，過(guò)程如下， 步驟3-1:采用替代彈性來(lái)表示電力需求的相對(duì)變化和電力價(jià)格相對(duì)變化的關(guān)系； 替代彈性可表示為：(1) 式中：seu,k為替代彈性系數(shù);Qu、Qk為u、k時(shí)段電力需求量;Pu、Pk為u、k時(shí)段電價(jià)，對(duì)于任 意第u、k時(shí)段，均有ue{l，2，...，T}、ke{l，2，...，T}; 步驟3-2:基于替代彈性的峰谷電價(jià)下，用戶峰/谷時(shí)段的負(fù)荷削減比例％ΔLp和增加比 例％ AL。表示為：傑 式中：下標(biāo)9和〇分別表示峰時(shí)段和谷時(shí)段，C為峰或谷時(shí)段電費(fèi)占日總電費(fèi)的比例;聲為 峰或谷時(shí)段的平均電價(jià)； 步驟3-3: W新能源發(fā)電和負(fù)荷需求的差值累計(jì)和為需求響應(yīng)目標(biāo)，表達(dá)式為：式(3)~(4)中：Linit(t)、L(t)為微電網(wǎng)內(nèi)t時(shí)段的初始的負(fù)荷需求量和參與價(jià)格型需求 響應(yīng)后的負(fù)荷需求量，％ΔΙ為負(fù)荷增加或消減比例;PwT(t)、PpV(t)、Pnew(t)分別為微電網(wǎng) 內(nèi)t時(shí)段風(fēng)機(jī)、光伏和新能源總發(fā)電量； 式(5)~(8)中：Ii為未實(shí)施需求響應(yīng)時(shí)微網(wǎng)售電收入;12為實(shí)時(shí)電價(jià)下微網(wǎng)售電收入;α 為利益轉(zhuǎn)讓系數(shù)，表示因?yàn)閷?shí)時(shí)需求響應(yīng)引起的供電成本減少而可W接受的利益轉(zhuǎn)移百分 比，Ρ1為未實(shí)施需求響應(yīng)時(shí)用戶用電平均價(jià)格;Ρ2為實(shí)時(shí)電價(jià)下用戶用電平均價(jià)格，化為未 實(shí)施需求響應(yīng)時(shí)用電總量;Q2為實(shí)施實(shí)時(shí)電價(jià)后的用電總量，miDad為實(shí)際負(fù)荷轉(zhuǎn)移量;Mlcad 為可轉(zhuǎn)移負(fù)荷容量； 根據(jù)需求響應(yīng)優(yōu)化模型（3)~（8)，基于實(shí)時(shí)電價(jià)引導(dǎo)電力用戶的用電行為，依據(jù)需求 價(jià)格彈性得出考慮需求響應(yīng)后的負(fù)荷數(shù)據(jù)； 步驟4:確定風(fēng)光柴儲(chǔ)微電源發(fā)電模型，W微網(wǎng)全壽命周期等年值成本為目標(biāo)，建立微 網(wǎng)優(yōu)化配置模型，過(guò)程如下： 經(jīng)濟(jì)性作為微網(wǎng)優(yōu)化配置的首要目標(biāo)，由其壽命周期內(nèi)總等年值成本CtDtal決定，總成 本由設(shè)備初始投資和置換成本、設(shè)備殘值、運(yùn)行維護(hù)成本、燃料成本和污染治理成本組成；式中：胖1'、？￥、06、邸55分別為風(fēng)機(jī)、光伏、柴油發(fā)電機(jī)、蓄電池儲(chǔ)能，加、〔。巾、〔0￡、〔6￡55、〔口0 分別為WT、PV、DE、BESS和污染治理等年值成本；加,init，Cpv, init，Cde, init，Cbess, init分別為WT， PV，DE和邸SS的初始投資等年值成本;CwT, ?，Cpv, ?，Cde, ?，Cbess, ?分別為WT，PV，DE和肥SS的 年運(yùn)行和維護(hù)成本；CdE, rep，CbESS, rep分別為DE和邸SS的置換等年值成本；CdE, sal，CbESS, sal分別 為DE和BESS的等年值回收殘值;Cfuel為柴油發(fā)電機(jī)的燃料等年值成本;Ede為柴發(fā)年發(fā)電量； CpDg為單位電量的污染治理成本，工程全壽命周期為20年，WT和PV的壽命預(yù)計(jì)可達(dá)20年，DE 和BESS的壽命相對(duì)較短，在全壽命周期內(nèi)需要更換； 其中設(shè)備全壽命周期內(nèi)等年值成本由凈現(xiàn)值成本求得，計(jì)算公式如下：(11) 式中：Cdev,eav為等年值成本;Cdev為凈現(xiàn)值成本;i(l + i)l/((l + i)l-l)為資金回收系數(shù)， 其中，i為貼現(xiàn)率，1為系統(tǒng)壽命期望值； 根據(jù)優(yōu)化配置模型（9)~（10)對(duì)微電網(wǎng)內(nèi)風(fēng)光柴儲(chǔ)的容量進(jìn)行優(yōu)化配置時(shí)，為充分考 慮價(jià)格型需求響應(yīng)對(duì)微電網(wǎng)優(yōu)化配置的影響，考慮如下約束條件： 4.1) 微電網(wǎng)供需平衡約束 L(t)=Ppv(t)+Pwx(t)+PDE(t)+PBESs(t) (12) 式中：L(t)為微電網(wǎng)內(nèi)t時(shí)段的負(fù)荷參與價(jià)格型需求響應(yīng)后的負(fù)荷需求量;PwT(t)、Ppv (t)、時(shí)E(t)分別為微電網(wǎng)內(nèi)t時(shí)段WT、PV和DE發(fā)電量;Pbess(t)為微電網(wǎng)內(nèi)t時(shí)段BESS的充放 電功率； 4.2) 儲(chǔ)能蓄電池安全約束 儲(chǔ)能蓄電池的壽命和充放電深度相關(guān)，過(guò)充過(guò)放都會(huì)增加蓄電池壽命損耗，所W需對(duì) 蓄電池荷電狀態(tài)進(jìn)行約束： SOCmin《SOC(t)《SOCmax (13) 式中：SOCmax和SOCmin分別為t時(shí)段儲(chǔ)能蓄電池荷電狀態(tài)SOC(t)的上下限； 此外，將儲(chǔ)能蓄電池 t時(shí)段的充、放電功率PBESSin(t )、PBESScmt (t)限制為：(14) 式中：PBESSin,max和PBESSout,max分別為蓄電池最大充、放電功率，一般與儲(chǔ)能蓄電池總?cè)萘?有關(guān)； 4.3)微電網(wǎng)分布式電源裝機(jī)容量約束 微電網(wǎng)內(nèi)可再生能源裝機(jī)容量與峰值負(fù)荷的比值設(shè)定為50% W上，柴油機(jī)應(yīng)作為冷備 用，將其發(fā)電量設(shè)定為微電網(wǎng)總電量需求的40% W下； 步驟5:求解建立的微網(wǎng)優(yōu)化配置模型，得到優(yōu)化配置方案。2.如權(quán)利要求1所述的一種考慮價(jià)格型需求響應(yīng)的獨(dú)立型微網(wǎng)優(yōu)化配置方法，其特征 在于:所述步驟5中，采用遺傳算法求解建立的微網(wǎng)優(yōu)化配置模型，求解過(guò)程如下： 步驟5-1:輸入風(fēng)光資源，負(fù)荷數(shù)據(jù)和實(shí)時(shí)電價(jià)； 步驟5-2: W風(fēng)光柴儲(chǔ)的配置容量作為個(gè)體編碼，生成規(guī)模為N的初始種群P，通過(guò)遺傳 算法操作得到子代種群Q，將上述2個(gè)種群結(jié)合形成中間種群R; 步驟5-3:由電價(jià)、風(fēng)光負(fù)荷數(shù)據(jù)和風(fēng)光配置容量，依據(jù)需求價(jià)格彈性得出考慮需求響 應(yīng)后的負(fù)荷數(shù)據(jù)，W微網(wǎng)等年值成本為優(yōu)化目標(biāo)求出個(gè)體的適應(yīng)度； 步驟5-4:對(duì)中間種群R依據(jù)適應(yīng)度進(jìn)行排序，保留最優(yōu)的N個(gè)個(gè)體，形成新的父代種群 P'； 步驟5-5:再通過(guò)遺傳算法操作產(chǎn)生新的子代種群Q'，將P'和Q'合并形成新的中間種群 R'，重復(fù)S3~S5步驟，直到滿足結(jié)束條件。
【文檔編號(hào)】H02J3/14GK105977991SQ201610303635
【公開日】2016年9月28日
【申請(qǐng)日】2016年5月10日
【發(fā)明人】張有兵, 楊曉東, 蔣楊昌, 任帥杰, 包侃侃, 翁國(guó)慶
【申請(qǐng)人】浙江工業(yè)大學(xué)