本發(fā)明涉及一種含風電電力系統(tǒng)需求響應調度方法，具體指針對不同時間尺度風電功率預測誤差進行價格型需求響應和激勵型需求響應調度以提高系統(tǒng)風電消納能力，屬于電力調度技術領域。

背景技術：

隨著經濟的發(fā)展，能源問題日益凸顯。作為緩解能源危機的方法之一，風能等清潔能源成為降低電力行業(yè)傳統(tǒng)能源消耗的有效措施。但是，由于常規(guī)機組調度靈活性差，導致系統(tǒng)棄風量較高。需求響應(demandresponse,dr)是指當電力批發(fā)市場價格升高或系統(tǒng)可靠性受到威脅時，電力用戶接收到供電方發(fā)出的誘導性減少負荷的直接補償通知或者電力價格上升信號后，改變其固有的習慣用電模式,達到減少或者推移某時段的用電負荷而響應電力供應，從而保障電網穩(wěn)定，并抑制電價上升的短期行為，能夠實現(xiàn)負荷調度，增加系統(tǒng)靈活的調度資源。

由于風電功率預測存在誤差，且誤差大小與預測時間有關。隨著預測時間的增加，預測誤差將越來越大。而具有不同dr特性的負荷有著自身的特點。價格型需求響應(price-baseddemandresponse,pdr)是用戶自身行為，其響應值與響應速度不可控，具有明顯的調度時延特點，換句話說，其響應時間尺度較長，但調度成本較低。激勵型需求響應(incentive-baseddemandresponse,idr)調度特性較好，時效性較強，響應時間尺度較短，但調度成本較高。因此，針對預測誤差進行調度，能夠提高多時間尺度調度的針對性，有效應對風電功率預測誤差。研究一種針對風電功率預測誤差的dr調度策略具有重大的研究意義和實用價值。

技術實現(xiàn)要素：

針對現(xiàn)有調度策略存在的上述不足，本發(fā)明的目的在于提供一種針對風電功率預測誤差的基于不同類型需求響應的多時間尺度調度方法，本方法能夠有效利用不同類型需求響應特點針對不同時間尺度風電功率預測誤差進行調度平衡。

本發(fā)明的技術方案是這樣實現(xiàn)的：

一種針對風電功率預測誤差的需求響應多時間尺度調度方法，將電力用戶分為居民用戶、工業(yè)用戶和商業(yè)用戶三大類，對居民用戶采取價格型需求響應pdr策略，對工業(yè)和商業(yè)用戶采取激勵性需求響應idr策略；

具體調度按如下步驟進行：

3)對居民用戶依次進行日前pdr調度和日內pdr調度

1.1)根據(jù)日前風電功率及負荷曲線預測值，制定機組出力及次日實時電價c0t；電價公布后，居民用戶根據(jù)電價進行用電計劃調整，電網公司通過數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)采集用戶用電計劃；居民用戶以用電費用最低為目標進行用電計劃制定，即

為了不影響居民用戶的正常生活，式(1)應滿足如下約束條件，某一時刻t的電量變化不會超過一定范圍，且一天中總用電量不發(fā)生變化，即：

其中，ρt、分別為居民用戶t時刻負荷調整率上下限，為該時刻對應的初始負荷量和響應后的負荷量；

根據(jù)式(1)、(2)和(3)計算出居民用戶日前響應后的負荷量

1.2)日內提前h小時進行風電功率日內預測，由于風電出力變化導致電量供給變化，會對電價造成一定影響；引入系數(shù)θ，以描述由于風電輸出變化引起的系統(tǒng)電價變化量，即：

其中，為t時刻風電供給量的變化量，為風電功率日前預測值，δct為對應的電價變化量，系數(shù)θ根據(jù)歷史數(shù)據(jù)擬合得到；

根據(jù)式(4)計算出電價變化量δct，故最終的實時電價為

ct＝c0t+δct(28)

新電價形成以后，部分居民用戶會再次根據(jù)電價調整自身的用電計劃；此時采用需求價格彈性來描述用戶電價響應行為，即

式中，l、c分別是初始負荷需求量和初始電價，δl、δc分別為負荷需求量變化量和電價變化量，ε為需求價格彈性系數(shù)，根據(jù)歷史數(shù)據(jù)擬合得到；根據(jù)式(6)計算出pdr負荷需求量變化量δl；

用戶對價格響應后的負荷需求為：

其中，δpr,t為pdr負荷t時刻實際調度量；

通過日前和日內pdr調度后系統(tǒng)待平衡的風電功率預測誤差為

其中，為t時刻pdr調度后仍待消納的風電功率，pw,t為風電機組實時出力值，為風電機組日前預測出力；

若為0，則調度結束；若不為0，則進入步驟2)進行idr調度；

4)對于工業(yè)和商業(yè)用戶進行實時idr調度

在idr調度階段，對工業(yè)用戶采取階梯補償電價方式進行調度補償；

其中，為t時刻工業(yè)用戶的負荷變化量，為補償電價，cn、cm分別為負荷變化量處于第n段、第m段對應的補償電價；

第m段工業(yè)用戶調度補償成本為

其中，為對應b段內的工業(yè)用戶負荷變化量；

對商業(yè)用戶采取分時補償電價，某一時刻的補償價格為那么商業(yè)用戶的調度補償成本為

為商業(yè)用戶t時刻調度量；

電網在進行idr調度時目標是電網運行費用最低，即

其中，cg為常規(guī)機組的發(fā)電成本，為機組日前運行計劃變化懲罰量，cw為對風電消納引入的懲罰指標，當風電消納量小于風機出力時，將會施以一定的棄風懲罰；

常規(guī)機組的發(fā)電成本是與機組出力值相關的二次函數(shù)，其表達式如下

其中，為0-1變量，0表示第j臺機組停機，1表示第j臺機組開機；aj、bj、cj為第j臺常規(guī)機組二次成本函數(shù)中的系數(shù)，由發(fā)電機組給定；為t時刻第j臺常規(guī)機組出力；

由于常規(guī)機組頻繁調度會一定程度上增加機組的運行維護成本，反映了常規(guī)機組運行計劃變化而額外增加的成本，即：

其中，為第j臺常規(guī)機組日前t時刻的計劃出力，為第j臺常規(guī)機組日內t時刻的實際出力，c為機組運行計劃單位變化量引起的額外費用；

cw為棄風懲罰；

其中，ccw為單位電量棄風懲罰費用；為風電實際并網消納量；

電網在進行idr調度時需要滿足如下約束條件：

(1)系統(tǒng)功率平衡約束

系統(tǒng)功率平衡約束簡化為

其中，分別為工業(yè)用戶、商業(yè)用戶和常規(guī)機組相較初始值的調整量；

(2)機組功率上下限約束

其中，分別是常規(guī)機組出力下限和上限；

(3)機組起停約束

其中，為第j臺機組截至(t-1)時刻持續(xù)在線時間，為第j臺機組最短開機時間；為第j臺機組截至(t-1)時刻持續(xù)停機時間，為第j臺機組最短停機時間；

(4)機組爬坡約束

其中，分別是第j臺機組t時刻和(t-1)時刻的出力值，分別是第j臺機組向上、向下最大爬坡速率；

(5)常規(guī)機組的正負旋轉備用約束

其中，分別是第j臺機組對應的最大、最小出力，分別是機組對應的負荷正負旋轉備用，分別是對應風電突變正負旋轉備用；

(6)負荷削減上下限約束

對于激勵型負荷，其t時刻負荷的可調度量必須在一定范圍以內，以滿足用戶的基本用電要求，同時，一天內總負荷的變化量也應滿足要求；式(24)表示t時刻點負荷削減的上下限約束，式(25)表示一天內總負荷削減的上下限約束；

其中，γt、αt、μt、βt分別為工業(yè)用戶和商業(yè)用戶t時刻的負荷削減率上下限；分別是該時刻工業(yè)用戶、商業(yè)用戶的初始負荷量，ηi、ηc為兩類用戶日負荷總量變化率上限；

根據(jù)式(15)并結合上述約束條件，即結合式(19)-(25)，即可解算出工業(yè)用戶t時刻調度量和商業(yè)用戶t時刻調度量基于該調度量即可對工業(yè)用戶和商業(yè)用戶進行用電調度；當idr調度不能實現(xiàn)功率平衡(即不滿足約束條件，或者說式(15)無解)時，通過機組配合進行消納，仍不滿足約束，則棄風。

與現(xiàn)有技術相比，本發(fā)明具有如下有益效果：

與現(xiàn)有調度策略相比，本發(fā)明根據(jù)不同用戶dr特性的不同及用電特性，并針對不同時間尺度風電功率預測誤差的不同進行針對性的調度。針對較大的功率預測誤差，通過pdr日前日內調度，既考慮到其響應的自發(fā)性以及時延特點，又利用了其較好的經濟性；在實時調度階段通過時效性好的idr，實現(xiàn)平衡實時風電功率波動的目的。既充分考慮了不同時間尺度風電功率預測誤差特點，又節(jié)約了dr調度成本。

附圖說明

圖1-工業(yè)用戶階梯補償電價模型圖。

圖2-風電及負荷原始數(shù)據(jù)曲線。

圖3-負荷調度量與風電預測誤差值。

圖4-pdr、idr分時響應圖。

圖5-調度后負荷曲線。

圖6-本發(fā)明多時間尺度調度流程圖。

具體實施方式

以下結合說明書附圖對本發(fā)明作進一步詳述。

本發(fā)明的總體調度流程見圖6。首先根據(jù)日前風電功率預測值和負荷預測值制定次日的實時電價，然后采集pdr用戶根據(jù)電價制定的用電計劃數(shù)據(jù)并制定機組次日的運行計劃；在日內，提前h小時預測風電出力，根據(jù)形成新的實時電價，pdr可根據(jù)新的電價自愿選擇是否響應調度，進行日內用電計劃調整，電網通過數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)再次收集pdr用電計劃；最后進行風電實時預測，若不為0，進行idr和常規(guī)機組調度，不滿足約束時選擇投入備用(負荷無法滿足)或者棄風(系統(tǒng)電力過剩)。

風電功率的預測誤差隨著時間尺度的增加而逐漸變差，其誤差可近似認為服從0均值正態(tài)分布。設風電功率預測誤差為δpw，則有δpw～n(0,σ²)。

其中，為t時刻風電功率預測值，δpw,t為t時刻風電功率預測誤差。需求響應主要分為pdr和idr。根據(jù)負荷側用戶不同特點，將用戶分為三類：居民用戶、工業(yè)用戶和商業(yè)用戶，對居民用戶采取pdr策略，對工業(yè)和商業(yè)用戶采取idr策略。

實時電價(real-timeprice,rtp)能夠充分調度pdr的響應積極性。電網公司在日前根據(jù)負荷及風電功率預測值公布基準實時電價c0，居民用戶以用電費用最低為目標進行用電計劃制定，電網公司通過數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)采集用戶用電計劃并制定機組次日運行計劃。

為了不影響居民用戶的正常生活，某一時刻t的電量變化不會超過一定范圍，且一天中總用電量不發(fā)生變化，即：

其中，ρt、分別為居民用戶t時刻負荷可調整率上下限，為該時刻對應的初始負荷量和響應后的負荷量。

日內提前h小時進行風電功率日內預測，相比日前預測值有一變化量，由于供給量變化，會對電價造成一定影響。比照經濟學概念，參照供給彈性系數(shù)，引入系數(shù)θ，以描述由于風電輸出變化引起的系統(tǒng)電價變化量，即：

其中，為t時刻風電供給量的變化量，為風電功率日前預測值，δct為對應的電價變化量。最終的實時電價為

ct＝c0t+δct(5)

新電價形成以后，基于自愿參與原則，部分pdr用戶會再次根據(jù)電價調整自身的用電計劃。

通常采用需求價格彈性來描述用戶電價響應行為，即

式中，l、c分別是初始負荷需求量和初始電價，δl、δc分別為負荷需求量變化量和電價變化量，ε為需求價格彈性系數(shù)。

用戶對價格響應后的負荷需求為：

其中，δpr,t為pdr負荷t時刻實際調度量。

日前及日內對pdr的調度是針對風電功率預測值，并非風電出力準確值，因此并不需要對常規(guī)機組進行配合調度。常規(guī)機組日前運行計劃不發(fā)生改變。日內調度能夠實現(xiàn)預測誤差對pdr的再分配，鑒于其經濟性，提高pdr的利用率有利于節(jié)約dr調度成本。

通過日前和日內pdr調度后系統(tǒng)待平衡的風電功率預測誤差為

其中，為t時刻pdr調度后仍待消納的風電功率，pw,t為風電機組實時出力值，為風電機組日前預測出力。

若不為0，繼續(xù)調度idr。當idr調度不能實現(xiàn)功率平衡時，通過機組配合進行消納，仍不滿足約束，則棄風。這樣能夠最大限度調用負荷側資源，盡可能多利用風電資源。

對于工業(yè)用戶和商業(yè)用戶采取idr策略。

工業(yè)用戶采取idr策略，按照電網公司的要求，增加或削減負荷參與系統(tǒng)調度。由于負荷變化而造成的經濟損失，由電網公司輔以一定補償。

工業(yè)用戶損失隨著負荷變化量的增加而增大。由于初始停掉的生產線一般是非重要生產線，其經濟效益較低；隨著負荷削減要求的增加，生產線的重要程度提升，損失也將提高，故調度損失與負荷削減量不呈線性增加。負荷增加的補償則用于由于增開設備而投入的額外工人工資以及不必要的材料損耗和電費支出。因此，采取階梯補償電價方式對工業(yè)用戶進行調度補償。圖1是工業(yè)用戶階梯補償電價模型。

其中，為t時刻工業(yè)用戶的負荷變化量，為補償電價，cn、cm分別為第n段、第m段對應的補償電價。

第m段工業(yè)用戶調度補償成本為

其中，為對應b段內的工業(yè)用戶負荷變化量，

負荷調度量位于第m段的工業(yè)用戶總用電成本為

其中，為工業(yè)用戶基礎電價，即電網公司對工業(yè)用戶制定的電價基準值，為t時刻工業(yè)用戶負荷量。

商業(yè)用戶收入與時間有較大關系，負荷曲線較為固定。在峰值時間內，其營業(yè)額較高。因此，該時刻停電對其影響最大。而增加負荷量會導致額外的電器損耗和電費支出。所以，對于商業(yè)用戶采用分時電價(time-of-useprice,tou)補償策略。某一時刻的補償價格為那么商業(yè)用戶的調度補償成本為

用戶用電成本為

其中，為商業(yè)用戶基礎電價，為t時刻商業(yè)用戶負荷量，為商業(yè)用戶負荷變化量。

電網在進行idr調度時目標是電網運行費用最低，即

其中，cg為常規(guī)機組的發(fā)電成本，為機組日前運行計劃變化懲罰量，cw為對風電消納引入的懲罰指標，當風電消納量小于風機出力時，將會施以一定的棄風懲罰。

常規(guī)機組的發(fā)電成本是與機組出力值相關的二次函數(shù)，其表達式如下

其中，為0-1變量，0表示該機組停機，1表示機組開機；aj、bj、cj為常規(guī)機組運行參數(shù)，pg,j為常規(guī)機組出力。

由于常規(guī)機組頻繁調度會一定程度上增加機組的運行維護成本。式(41)中的反映了常規(guī)機組運行計劃變化而額外增加的成本，即：

其中，為第j臺常規(guī)機組日前t時刻的計劃出力，為第j臺常規(guī)機組日內t時刻的實際出力，c為機組運行計劃單位變化量引起的額外費用。

風電單位出力成本較低，成本主要是機組和風電場的前期建設投資和風電機組的維護費用。式(41)中cw是引入的棄風懲罰。

其中，ccw為單位電量棄風懲罰費用；為風電實際并網消納量。

系統(tǒng)約束條件包括：

(1)系統(tǒng)功率平衡約束

由于常規(guī)機組的發(fā)電計劃為日前計劃，而居民用戶的用電計劃也已提前計劃，少數(shù)用戶的計劃突然變更對整個系統(tǒng)負荷量影響不大。由于日前計劃已經計及網損且調度導致的用戶用電計劃變化引起的網損改變較小，故在此忽略不計。系統(tǒng)功率平衡約束簡化為

其中，分別為工業(yè)用戶、商業(yè)用戶和常規(guī)機組相較初始值的調整量。

(2)機組功率上下限約束

其中，分別是常規(guī)機組出力下限和上限。

(3)機組起停約束

其中，為機組截至(t-1)時刻持續(xù)在線時間，為機組最短開機時間；為機組截至(t-1)時刻持續(xù)停機時間，為機組最短停機時間。

(4)機組爬坡約束

其中，分別是機組t時刻和(t-1)時刻的出力值，分別是機組向上、向下最大爬坡速率。

(5)常規(guī)機組的正負旋轉備用約束

其中，分別是機組j對應的最大、最小出力，分別是機組對應的負荷正負旋轉備用，分別是對應風電突變正負旋轉備用。

(6)負荷削減上下限約束

對于激勵型負荷，其t時刻負荷的可調度量必須在一定范圍以內，以滿足用戶的基本用電要求，同時，一天內總負荷的變化量也應滿足要求。式(50)表示t時刻點負荷削減的上下限約束，式(51)表示一天內總負荷削減的上下限約束。

其中，γt、αt、μt、βt分別為工業(yè)用戶和商業(yè)用戶t時刻的負荷削減率上下限；分別是該時刻工業(yè)用戶、商業(yè)用戶的初始負荷量，ηi、ηc為兩類用戶日負荷總量變化率上限。

gams(thegeneralalgebraicmodelingsystem)是一款數(shù)學規(guī)劃和優(yōu)化的高級建模系統(tǒng)。采用gams軟件對如上優(yōu)化模型進行求解。

以下結合具體實施方式進一步說明本發(fā)明。

為了驗證模型的正確性，采用ieee36節(jié)點系統(tǒng)接入風電場進行仿真，風電及負荷數(shù)據(jù)見圖2。

工業(yè)用戶、商業(yè)用戶補償電價分別見表1、表2。

表1工業(yè)用戶階梯補償電價

表2商業(yè)用戶分時補償電價

采用蒙特卡洛隨機產生日前預測誤差場景，通過聚類分析將場景削減到3種，記為s1、s2、s3，以這三種場景分別作為日內誤差場景的基礎場景，進行隨機抽樣并將場景削減至3個，共9種隨機場景進行分析，記為n1～n9。

圖3是3種日前預測誤差場景下的各自調度期望值。經過調度，風電功率預測誤差基本能夠平衡，常規(guī)機組運行計劃基本不變。而s1中7時由于dr調度量沒有完全平衡風電預測誤差，因此會有少量棄風。

圖4為pdr、idr分時響應圖，日前與日內pdr調度僅在該3個場景有區(qū)別，故pdr響應僅有3個場景，idr則在n1～n99個場景均有區(qū)別，因此idr響應曲線有9種不同情況。由圖可知，pdr電量變化趨勢基本相同，在風電功率較高時用電量上升，而風電功率較低時用電量下降，12時風電功率雖然較高，但系統(tǒng)總負荷量較大，電費較高，因此pdr負荷下降；idr響應量差別較大，不同場景下的待平衡誤差最終通過idr響應消納。

以s1為例，調度后的負荷曲線見圖5。在風電功率較高時，系統(tǒng)總負荷量出現(xiàn)上升，而在風電功率較低時，總負荷量下降。經過調度，負荷曲線變化與風電功率曲線相適應。

表3是不同策略下的數(shù)據(jù)對比，與無dr調度相比，單純進行pdr或者idr都能降低系統(tǒng)棄風量，增加系統(tǒng)風電消納能力。但是，單純idr風電消納效果好于單純pdr，這是因為idr時效性較好且是可控調度，響應量可由電網公司決定，而pdr為用戶自發(fā)行為，調度量不可控，調度存在難度。

本策略的調度經濟性最好，由于棄風量最低，棄風懲罰最小，同時，常規(guī)機組出力減少，機組運行計劃不變，實時調度次數(shù)及調度量較少。系統(tǒng)常規(guī)機組日發(fā)電量減少6132.828mwh，節(jié)約發(fā)電成本118325.7632元，總成本節(jié)約明顯。

表3不同策略數(shù)據(jù)對比

在不考慮系統(tǒng)常規(guī)機組發(fā)電成本而僅考慮棄風成本和dr調度成本時，本策略的優(yōu)勢依舊明顯，常規(guī)機組出力由于風電的并網而下降，因此，考慮常規(guī)機組運行成本下，本策略的成本優(yōu)勢會更加突出。

無dr調度情況下，系統(tǒng)通過常規(guī)機組調度調節(jié)風電功率預測誤差帶來的系統(tǒng)功率波動，存在較大的棄風量，系統(tǒng)成本由于較高的棄風懲罰而較高；

僅pdr時，通過pdr響應電價能夠實現(xiàn)一定量的風電功率預測誤差平衡，但是由于pdr調節(jié)較強自發(fā)性和時延性，可能導致過度響應，并難以應對風電實時變動的預測誤差，因此，棄風量下降有限，但由于pdr調度經濟性好，系統(tǒng)成本有所下降；

僅idr時，風電預測誤差通過時效性好的idr實現(xiàn)了較好的平衡，系統(tǒng)棄風量下降明顯。但是，idr調度需要一定的補償，額外增加了系統(tǒng)的調度成本，因此系統(tǒng)成本依舊較高；

本策略在利用dr調度平衡風電預測誤差時，通過pdr提高價格敏感用戶負荷與風電輸出的適應度并對誤差進行初平衡，能夠在一定程度上減小idr的調度需求，提高idr對預測誤差的平衡量，降低系統(tǒng)棄風量。由于減少了idr調度量，系統(tǒng)成本最低。

pdr、idr總負荷變化情況見表4。與無日內pdr相比，通過日內pdr調度，能夠根據(jù)風電出力變化對日前pdr響應進行一定修正，降低日內idr的調度壓力，降低電網dr調度成本。

表4pdr、idr總負荷變化對比

最后需要說明的是，本發(fā)明的上述實例僅僅是為說明本發(fā)明所作的舉例，而并非是對本發(fā)明的實施方式的限定。盡管申請人參照較佳實施例對本發(fā)明進行了詳細說明，對于所屬領域的普通技術人員來說，在上述說明的基礎上還可以做出其他不同形式的變化和變動。這里無法對所有的實施方式予以窮舉。凡是屬于本發(fā)明的技術方案所引申出的顯而易見的變化或變動仍處于本發(fā)明的保護范圍之列。