莊慧敏， 肖 建

(1. 成都信息工程大學(xué)控制工程學(xué)院，四川 成都610225;2. 西南交通大學(xué)電氣工程學(xué)院，四川 成都610031)

分布式發(fā)電(distributed generation，DG)技術(shù)，尤其是可再生能源(renewable energy sources，RES)的發(fā)展可以優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)，提升綠色能源利用率，推動(dòng)節(jié)能減排和實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)可持續(xù)發(fā)展［1］. 近年來，配電網(wǎng)中DG 的滲透率迅速增長，傳統(tǒng)配電網(wǎng)正逐步演變?yōu)榫哂斜姸嗫烧{(diào)可控資源(可調(diào)DG、儲(chǔ)能裝置、柔性負(fù)荷等)的主動(dòng)配電網(wǎng).主動(dòng)配電網(wǎng)的優(yōu)化調(diào)度策略是主動(dòng)配電網(wǎng)對(duì)可控資源實(shí)施主動(dòng)管理的核心技術(shù)，也是實(shí)現(xiàn)網(wǎng)絡(luò)安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的重要手段［2］.

目前，對(duì)含風(fēng)力發(fā)電的電力系統(tǒng)調(diào)度及微網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度的研究［3-4］比較多，而對(duì)主動(dòng)配電網(wǎng)的優(yōu)化調(diào)度研究較少.

現(xiàn)有的主動(dòng)配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型按目標(biāo)函數(shù)可以分為配電網(wǎng)運(yùn)行成本最?。?-6］、電力公司效益最大［7-8］、社會(huì)綜合效益最大［9］.文獻(xiàn)［6］以整個(gè)調(diào)度周期內(nèi)配電網(wǎng)運(yùn)行成本最低為目標(biāo)函數(shù)，以可控分布式能源及聯(lián)絡(luò)開關(guān)作為控制手段，實(shí)現(xiàn)主動(dòng)配電網(wǎng)的優(yōu)化調(diào)度. 在文獻(xiàn)［6］的目標(biāo)函數(shù)中，將聯(lián)絡(luò)開關(guān)的狀態(tài)作為控制變量，達(dá)到優(yōu)化網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的目的，但沒有給出發(fā)電功率關(guān)于該狀態(tài)量的具體表達(dá)式，在實(shí)施方面存在一定的困難. 文獻(xiàn)［7］在主動(dòng)配電網(wǎng)的調(diào)度模型中考慮了輸電和高壓配電網(wǎng)網(wǎng)損的影響，以電力公司效益最大化為目標(biāo)，得到了區(qū)域電網(wǎng)中含分布式電源的主動(dòng)配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型，并得出效益最大時(shí)分布式電源對(duì)主動(dòng)型配電網(wǎng)的最佳滲透率.

在調(diào)度對(duì)象方面，大多以DG 為主體，部分文獻(xiàn)包括了儲(chǔ)能裝置，少數(shù)文獻(xiàn)［10］以可控負(fù)荷為主體.目前考慮需求響應(yīng)的優(yōu)化調(diào)度策略成為研究熱點(diǎn)［11-12］.文獻(xiàn)［12］針對(duì)微網(wǎng)的分布式發(fā)電調(diào)度，提出了考慮實(shí)時(shí)電價(jià)、可中斷負(fù)荷等需求側(cè)響應(yīng)策略的分布式發(fā)電協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度模型.

通過對(duì)主動(dòng)配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度的研究現(xiàn)狀可以看出，目前的調(diào)度策略存在以下問題:

(1)多數(shù)研究只考慮了日前調(diào)度策略，沒有考慮RES 發(fā)電預(yù)測及負(fù)荷預(yù)測的偏差對(duì)調(diào)度策略的影響;

(2)主要集中于DG 的有功功率優(yōu)化，而沒有考慮DG 作為無功資源對(duì)電網(wǎng)的輔助服務(wù)作用;

(3)沒有考慮DG 在配電網(wǎng)中引起的過壓問題，過壓可能會(huì)觸發(fā)保護(hù)裝置將其從電網(wǎng)切除，浪費(fèi)電網(wǎng)資源和可再生能源.

基于上述問題，本文提出主動(dòng)配電網(wǎng)兩階段優(yōu)化調(diào)度策略:日前優(yōu)化調(diào)度和日內(nèi)滾動(dòng)修正兩階段調(diào)度.日前經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型以一個(gè)完整調(diào)度周期內(nèi)的配電網(wǎng)運(yùn)行成本最低為目標(biāo)函數(shù)，以可調(diào)度DG、可控負(fù)荷作為控制手段，同時(shí)確保儲(chǔ)能系統(tǒng)在整個(gè)調(diào)度周期的能量守恒及容量約束;而日內(nèi)滾動(dòng)修正以日前調(diào)度計(jì)劃為基礎(chǔ)，以DG 的有功消減量和無功功率作為控制變量，每小時(shí)根據(jù)最新的短期預(yù)測信息更新日前調(diào)度值，從而優(yōu)化網(wǎng)絡(luò)電壓，降低網(wǎng)絡(luò)損耗，提高DG 并網(wǎng)能力. 最后，通過擴(kuò)展的IEEE34 節(jié)點(diǎn)配電網(wǎng)算例對(duì)本文建立的模型進(jìn)行了驗(yàn)算.

1 日前調(diào)度建模

主動(dòng)配電網(wǎng)的日前調(diào)度模型是對(duì)次日可調(diào)分布式能源(發(fā)電機(jī)、儲(chǔ)能系統(tǒng))有功功率及響應(yīng)負(fù)荷減載量、減載時(shí)段的計(jì)劃.因此，主動(dòng)配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度的控制向量可以表示為

控制向量的前Ng個(gè)分量是可控分布式發(fā)電單元的輸出功率，中間Ns個(gè)分量是儲(chǔ)能單元的充放電功率，最后的Nl個(gè)分量是響應(yīng)負(fù)荷的減載量.本文選取可減載負(fù)荷模型作為需求響應(yīng)模型.主動(dòng)配電網(wǎng)可在負(fù)荷高峰時(shí)段與用戶簽訂負(fù)荷減載合同，并給予補(bǔ)償.

1.1 目標(biāo)函數(shù)

將目標(biāo)函數(shù)F 定義為整個(gè)調(diào)度周期內(nèi)主動(dòng)配電網(wǎng)的運(yùn)行成本最小.運(yùn)行成本包括分布式發(fā)電機(jī)的發(fā)電成本、從關(guān)口購電的成本以及補(bǔ)償需求響應(yīng)的成本.

式中:t 為時(shí)段編號(hào);

T 為調(diào)度周期的總時(shí)段數(shù)，對(duì)于每個(gè)階段可認(rèn)為各DG 單元功率、儲(chǔ)能單元功率以及負(fù)荷大小不變;

Δt 為單位階段的時(shí)長;

Ng為可調(diào)DG 單元總數(shù);

g 為可調(diào)DG 編號(hào);

Nl為響應(yīng)負(fù)荷總數(shù);

l 為可控負(fù)荷編號(hào);

Cg(t)和PDGg(t)分別為第g 個(gè)可調(diào)DG 單元在時(shí)段t 的單位發(fā)電成本和有功功率;

Cl(t)和PRSl(t)分別為第l 個(gè)響應(yīng)負(fù)荷在時(shí)段t 的減載補(bǔ)償價(jià)和減載量;

PEX(t)和CEX(t)分別為配變關(guān)口的交換功率及其電價(jià).

該目標(biāo)函數(shù)從本質(zhì)上能反映出優(yōu)化調(diào)度分布式能源、儲(chǔ)能充放電策略及需求響應(yīng)策略合理化帶來的收益.一般來說，分布式能源發(fā)電成本優(yōu)于電網(wǎng)，在負(fù)荷一定的情況下，分布式發(fā)電利用率越高，電網(wǎng)輸送電能就越少，目標(biāo)函數(shù)的值就越小.此外，儲(chǔ)能系統(tǒng)或需求響應(yīng)的優(yōu)化調(diào)度可以實(shí)現(xiàn)削峰填谷帶來的峰谷電價(jià)差收益，并且響應(yīng)用戶還會(huì)因此獲取一定的補(bǔ)償，也可以使目標(biāo)函數(shù)值變小.

1.2 約束條件

主動(dòng)配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度的約束條件除了常規(guī)的潮流平衡方程、節(jié)點(diǎn)電壓上下限約束、支路功率最大限制約束之外，還包括如下約束:

(1)功率平衡

式中:N 為所有DG 單元個(gè)數(shù);

PL(t)為時(shí)段t 的總負(fù)荷功率.

(2)儲(chǔ)能單元能量守恒

式中:

Es0和Es1為第0 和1 個(gè)儲(chǔ)能單元在時(shí)段t 的剩余能量.

(3)發(fā)電單元及儲(chǔ)能單元的功率和能量限制

式中:

Pmax，DGj為第j 個(gè)分布式發(fā)電單元的功率上限值(對(duì)于風(fēng)力發(fā)電或光伏發(fā)電為預(yù)測值);

Pmin，ESs(小于0)、Pmax，ESs、Emin，s、Emax，s分別為第s 個(gè)儲(chǔ)能單元充放電功率的下限值和上限值、剩余能量的最小允許值和最大允許值.

(4)需求響應(yīng)負(fù)荷的減載量限制

式中:

Pmin，RSl、Pmax，RSl分別為第l 個(gè)需求響應(yīng)負(fù)荷的減載量下限值和上限值.

(5)配變關(guān)口功率約束

為了減小主動(dòng)配電網(wǎng)的功率波動(dòng)對(duì)輸電網(wǎng)的影響，需考慮配電網(wǎng)根節(jié)點(diǎn)的關(guān)口交換功率約束，即

本文建立的優(yōu)化調(diào)度模型與傳統(tǒng)模型的區(qū)別主要在于:將儲(chǔ)能單元及需求響應(yīng)用于抑制可再生能源功率的波動(dòng)，提高系統(tǒng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性. 所建立的模型是復(fù)雜的混合整數(shù)規(guī)劃問題.

2 日內(nèi)優(yōu)化調(diào)度模型

由于RES 發(fā)電預(yù)測及負(fù)荷預(yù)測都受其自身不確定性的影響，因此在配電網(wǎng)的實(shí)際運(yùn)行中，可能會(huì)出現(xiàn)節(jié)點(diǎn)電壓越限的情況. 此外，當(dāng)配電網(wǎng)出現(xiàn)意外事故(例如某支路斷線)時(shí)還可能導(dǎo)致某支路過流等異?，F(xiàn)象.因此，為了保證配電網(wǎng)安全、可靠和經(jīng)濟(jì)地運(yùn)行，還需在日前優(yōu)化調(diào)度的基礎(chǔ)上進(jìn)行日內(nèi)優(yōu)化調(diào)度.

日內(nèi)優(yōu)化調(diào)度模型是根據(jù)最新的短期預(yù)測信息和負(fù)荷需求等，對(duì)日前調(diào)度計(jì)劃進(jìn)行滾動(dòng)調(diào)整.在滾動(dòng)修正階段，由于更接近實(shí)際情況，并且合理地消減可控DG 的發(fā)電量、鼓勵(lì)DG 向配電網(wǎng)提供無功支持，可改善電壓問題、提高大規(guī)模DG 的消納能力［13］.因此，引入可控DG 有功功率消減量及向配電網(wǎng)提供的無功功率，既考慮了系統(tǒng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性，又從數(shù)學(xué)角度把消減量和無功輸出作為松弛變量，保證模型存在可行解.

日內(nèi)優(yōu)化調(diào)度的啟動(dòng)周期一般為30 ～60 min，本文取調(diào)度周期為1 h，即每小時(shí)執(zhí)行一次.調(diào)度過程為:收集配電網(wǎng)系統(tǒng)信息(網(wǎng)絡(luò)狀態(tài)信息、可再生能源短期平均功率預(yù)測值和負(fù)荷需求預(yù)測值)，然后計(jì)算三相潮流，若發(fā)現(xiàn)有技術(shù)條件約束不能滿足(例如節(jié)點(diǎn)電壓越限等)，則啟動(dòng)日內(nèi)優(yōu)化調(diào)度程序，修正參與網(wǎng)絡(luò)電壓控制的分布式發(fā)電單元的有功功率和無功功率輸出.

2.1 目標(biāo)函數(shù)

在DG 穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)采用PQ 類型. DG 通過電力電子裝置或常規(guī)旋轉(zhuǎn)電機(jī)接口并網(wǎng)，且其并網(wǎng)功率已能實(shí)現(xiàn)有功無功分別獨(dú)立調(diào)節(jié)［14］.

考慮到有載調(diào)壓變壓器(on-load tap changers，OLTC)分接頭不應(yīng)頻繁調(diào)整，本文假設(shè)在日內(nèi)優(yōu)化的實(shí)時(shí)控制時(shí)段內(nèi)，OLTC 分接頭固定. 當(dāng)配電網(wǎng)運(yùn)行過程中出現(xiàn)過壓或支路功率越限等異常情況時(shí)，可通過消減可控DG 的有功功率和控制其無功輸出進(jìn)行緩解或消除異常情況.

日內(nèi)優(yōu)化調(diào)度具有實(shí)時(shí)性，因此模型的控制變量不宜過多，目標(biāo)主要偏向于系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性. 在日內(nèi)優(yōu)化調(diào)度中，配電網(wǎng)將對(duì)支持優(yōu)化調(diào)度的發(fā)電單元給予一定的補(bǔ)償.為此，目標(biāo)函數(shù)J 考慮主動(dòng)配電網(wǎng)的調(diào)度成本(包括DG 消減有功功率的成本CGC和提供無功支持的成本CQ)及能量損耗成本CLOS，即

(1)消減有功功率成本

式中:

NGC為可消減有功功率的DG 個(gè)數(shù);

CGCj為第j 個(gè)DG 消減單位電量(1 kW·h)的成本;

Pset，DGj為可調(diào)DG 的日前優(yōu)化調(diào)度值，對(duì)于不可調(diào)DG(例如風(fēng)力或光伏發(fā)電單元)為發(fā)電功率預(yù)測值;

PDGj為第j 個(gè)DG 的控制目標(biāo)值;

PGCj為第j 個(gè)DG 的有功功率消減值.

(2)提供無功支持成本

式中:

NQ為可向配電網(wǎng)提供無功支持的DG 個(gè)數(shù);

Qk和CQk分別為第k 個(gè)DG 輸出的無功功率和提供單位無功量(1 kVar·h)的成本.

(3)能量損耗成本

式中:CLOS為單位能量損耗成本;

PLOSi為第i 條支路損失的有功功率;

Nbr為配電網(wǎng)支路總數(shù);

Gi(m，n)為連接節(jié)點(diǎn)m 和n 的支路i 的電導(dǎo);V 和θ 分別為節(jié)點(diǎn)的電壓幅值和相位.

消減有功功率是一種比較昂貴的控制手段，通常只在電網(wǎng)安全受到威脅時(shí)采用. 因此，其控制成本取較大值.

2.2 約束條件

約束條件除了日前優(yōu)化調(diào)度模型的約束外，還包括如下約束:

式中:

Pmax，GCj為第j 個(gè)DG 的最大允許消減量;

Qmax，k、Qmin，k分別為第k 個(gè)DG 的最大、最小無功率.

本文提出的兩階段調(diào)度優(yōu)化模型是一個(gè)混合整數(shù)規(guī)劃模型，可采用優(yōu)化規(guī)劃軟件CPLEX 對(duì)其求解.考慮到本文的日內(nèi)調(diào)度中需要計(jì)算配電網(wǎng)潮流，用Matlab 編寫了線性規(guī)劃模型的混合整數(shù)規(guī)劃優(yōu)化模型求解程序，而配電網(wǎng)模型建立及日內(nèi)調(diào)度的潮流計(jì)算則由軟件PSCAD/EMTDC 執(zhí)行，兩個(gè)軟件的接口程序采用C+ +語言編寫.

3 算例分析

3.1 算例

以擴(kuò)展的IEEE34 節(jié)點(diǎn)配電網(wǎng)為算例進(jìn)行分析.測試網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)如圖1 所示.

圖1 IEEE34 節(jié)點(diǎn)測試系統(tǒng)Fig.1 IEEE34-node test system

該系統(tǒng)包含33 條支路，輻射運(yùn)行，電壓等級(jí)為24.9 kV，最大負(fù)荷總功率為7 500 kW，可中斷負(fù)荷為1 000 kW.配電網(wǎng)節(jié)點(diǎn)802、812、818 各連接一臺(tái)燃?xì)廨啓C(jī)(gas turbine，GT)，節(jié)點(diǎn)856 與一臺(tái)柴油(diesel，DE)發(fā)電機(jī)相連，相關(guān)的發(fā)電功率極限和發(fā)電成本單價(jià)見表1. 兩個(gè)不可調(diào)的光伏(photovoltaic，PV)發(fā)電單元分別和配電網(wǎng)節(jié)點(diǎn)844、826 相連，峰值容量均為500 kW，節(jié)點(diǎn)842、824 各連接一個(gè)儲(chǔ)能裝置(energy storage source，ESS)(ESS842、ESS824)，充放電功率上限均為120 kW，電量上限均為600 kW·h，充放電效率均為0.95.其他網(wǎng)絡(luò)和負(fù)荷參數(shù)見文獻(xiàn)［15］.

表1 可調(diào)DERs 的模型參數(shù)Tab.1 Model parameters of the dispatchable DERs

該算例以一天24 h 為一個(gè)完整調(diào)度周期，調(diào)度間隔為1 h，配變關(guān)口的市場電價(jià)采用階梯電價(jià)(如圖 2 所示)，可中斷負(fù)荷的補(bǔ)償價(jià)為0.9 元/(kW·h).

圖2 市場電價(jià)Fig.2 Market electrical price

為了分析簡便，兩個(gè)PV 單元采用相同的光照曲線，全天的有功功率預(yù)測見圖3. 圖3 中的功率值為相對(duì)于最大功率的標(biāo)幺值.

3.2 日前調(diào)度結(jié)果

用程序計(jì)算出測試系統(tǒng)各調(diào)度單元全天的最優(yōu)有功功率如圖4 所示.

由圖4 看出，DG 的總功率特性與負(fù)荷特性基本保持一致，當(dāng)負(fù)荷較大時(shí)DG 的總功率較大，負(fù)荷較小時(shí)總功率較小.而從配電網(wǎng)關(guān)口的購電量則與負(fù)荷成反比趨勢，即在荷峰時(shí)段從關(guān)口購電量最小，在荷谷時(shí)段從關(guān)口購電量較大. 此外，GT、DE的功率特性和可中斷負(fù)荷的響應(yīng)特性主要是由根節(jié)點(diǎn)關(guān)口的實(shí)時(shí)電價(jià)決定的，在峰時(shí)期間電價(jià)成本較高，GT、DE 基本都處于滿發(fā)狀態(tài);在荷谷時(shí)段電價(jià)成本較低，GT、DE 功率為其最小值;在最高峰期間，電價(jià)成本高于可中斷負(fù)荷的補(bǔ)償價(jià)，可中斷負(fù)荷供電.

圖3 光伏發(fā)電的有功功率預(yù)測Fig.3 Forecasted active power outputs of photovoltaic generation

圖4 日前調(diào)度結(jié)果Fig.4 Day-ahead scheduling solution

通過圖4 還發(fā)現(xiàn)，儲(chǔ)能單元的充放電策略通過優(yōu)化計(jì)算也得到了合理的分配:在負(fù)荷最低谷期間(1:00 ～5:00)處于充電狀態(tài)，在負(fù)荷最高峰期間進(jìn)行(9:00 ～14:00)放電，在其他時(shí)間(負(fù)荷平穩(wěn)期間)充放電功率為0.

因此，通過對(duì)主動(dòng)配電網(wǎng)各可控單元的優(yōu)化調(diào)度，不僅能夠減少配電網(wǎng)的運(yùn)行成本，還可對(duì)大電網(wǎng)起到積極的削峰填谷作用.

3.3 日內(nèi)調(diào)度結(jié)果

取系數(shù)

α=1.5 元/(kW·h)，

β=γ=0.7 元/(kW·h).

GT 和DE 的初始功率因數(shù)素均為0.85. 為驗(yàn)證日內(nèi)優(yōu)化調(diào)度策略的有效性，以負(fù)荷的低谷(2:00 ～3:00)與高峰(10:00 ～11:00)兩個(gè)典型時(shí)段為例.

經(jīng)優(yōu)化計(jì)算得到這兩個(gè)時(shí)段的GT 和DE 的有功消減量及無功輸出，見表2 和表3. 荷谷時(shí)段的網(wǎng)絡(luò)損耗由日內(nèi)優(yōu)化前負(fù)荷功率的3. 32%降為3.11%，而荷峰時(shí)段由3.24%降為3.02%.此時(shí)全天運(yùn)行成本為40 926.19 元，較未采用優(yōu)化調(diào)度時(shí)的運(yùn)行成本42 309. 72 元，運(yùn)行成本降低了3.27%.

表2 荷谷時(shí)段日內(nèi)優(yōu)化結(jié)果Tab.2 Intra-day solution in load trough period

表3 荷峰時(shí)段日內(nèi)優(yōu)化結(jié)果Tab.3 Intra-day solution in load peak period

由表2 可看出，荷谷時(shí)段的GT1、GT2 的無功輸出降為零，GT3 和DE 的無功輸出為負(fù)，DE 的有功輸出消減了120 kW.這是因?yàn)樵诤晒葧r(shí)段，母線節(jié)點(diǎn)電壓較高，而有功消減成本比提供無功支持的成本高得多，因此，主要借助無功調(diào)節(jié)來調(diào)壓:減少無功功率輸出(例如GT1、GT2)或發(fā)出容性無功功率(例如GT3 和DE). 由表3 可看出，荷峰時(shí)段各GT 的功率因素調(diào)整為0.8，增加了無功輸出，從而提升母線節(jié)點(diǎn)電壓.

日內(nèi)調(diào)度調(diào)整前后的DG 母線和主要負(fù)荷母線A 相的相電壓幅值曲線如圖5、圖6 所示.

圖5 荷谷時(shí)段各母線A 相電壓曲線Fig.5 Phase-A voltage profiles at various network buses in load trough period

圖6 荷峰時(shí)段各母線A 相電壓曲線Fig.6 Phase-A voltage profiles at various network buses in load peak period

由圖5 ～6 可看出，通過日內(nèi)優(yōu)化調(diào)整日前調(diào)度值后，無論是荷谷時(shí)期還是荷峰時(shí)段，母線節(jié)點(diǎn)電壓都由原來的越限狀態(tài)恢復(fù)到電壓規(guī)定范圍內(nèi)(±5%以內(nèi))，這樣可避免引起電壓越限的DG 被過壓(或低壓)保護(hù)裝置切除.

4 結(jié)束語

本文針對(duì)主動(dòng)配電網(wǎng)的技術(shù)特點(diǎn)及其現(xiàn)有優(yōu)化調(diào)度方法存在的問題，提出了兩階段一體化調(diào)度方法:日前經(jīng)濟(jì)優(yōu)化調(diào)度和日內(nèi)滾動(dòng)修正. 日前優(yōu)化調(diào)度模型以分布式能源、儲(chǔ)能單元及可控負(fù)荷為調(diào)度對(duì)象，以整個(gè)調(diào)度周期內(nèi)主動(dòng)配電網(wǎng)的運(yùn)行成本最小為目標(biāo)，使配電網(wǎng)的長期運(yùn)行更經(jīng)濟(jì).

為了避免高滲透率的DG 引起過壓等問題而被切除，在日內(nèi)實(shí)時(shí)優(yōu)化調(diào)度模型中，將可調(diào)DG的無功功率也作為優(yōu)化變量，參與配電網(wǎng)的電壓調(diào)整，實(shí)現(xiàn)可調(diào)DG 的有功功率輸出和無功功率輸出的全局最優(yōu)分配，提高配電網(wǎng)消納新能源的能力.最后通過算例結(jié)果分析，驗(yàn)證了所提主動(dòng)配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型的正確性和有效性.

本文所研究的主動(dòng)配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型是建立在市場電價(jià)和可控負(fù)荷補(bǔ)償價(jià)格為已知的基礎(chǔ)上的，有待進(jìn)一步將市場電價(jià)和需求響應(yīng)策略融入到優(yōu)化調(diào)度模型中，使主動(dòng)配電網(wǎng)獲得更好的優(yōu)化經(jīng)濟(jì)運(yùn)行效果.

致謝:本文工作得到成都信息工程大學(xué)引進(jìn)人才項(xiàng)目(KYTZ201317)的資助.

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