基于需求响应的电力资源配置方法和系统

摘要

本发明涉及一种基于需求响应的电力资源配置方法和系统，在事前根据用户参考负荷模型的影响参数预测值获得第一参数值最大的第一响应负荷值，进而对电力资源进行配置，在事后根据用户基线负荷模型的影响参数实际值获得第二参数值最大的第二响应负荷值，进而对已配置过的电力资源进行调整。本发明在电力资源进行配置时，不仅仅对影响参数预测值进行处理，并获得相应的第一响应负荷值对电力资源进行配置，而且还对影响参数实际值进行处理，并获得相应的第二响应负荷值对配置过的电力资源进行调整，通过事前配置和事后调整，使得电力资源的配置更加合理，提高了电力资源的配置的优化程度。

权利要求

1.一种基于需求响应的电力资源配置方法，其特征在于，包括以下步骤：获取电力资源的需求响应的各性能指标，根据各所述性能指标与所述电力资源的不同参与主体的关系，获取与所述不同参与主体对应的各综合指标；

根据电力资源的需求响应的影响参数构建用户参考负荷模型，获取所述用户参考负荷模型的影响参数预测值，根据所述用户参考负荷模型和所述影响参数预测值获取第一响应负荷值；

根据所述第一响应负荷值和各所述综合指标获取第一参数值；

比较不同影响参数预测值下的第一参数值的大小，获得最大的第一参数值，根据所述最大的第一参数值对应的第一响应负荷值对所述电力资源进行配置；

根据所述影响参数构建用户基线负荷模型，获取所述用户基线负荷模型的影响参数实际值，根据所述用户基线负荷模型和所述影响参数实际值获取第二响应负荷值；

根据所述第二响应负荷值和各所述综合指标获取第二参数值；

比较不同影响参数实际值下的第二参数值的大小，获得最大的第二参数值，根据所述最大的第二参数值对应的第二响应负荷值对已配置过的电力资源进行调整。

2.根据权利要求1所述的基于需求响应的电力资源配置方法，其特征在于，所述根据所述用户参考负荷模型和所述影响参数预测值获取第一响应负荷的步骤包括以下步骤：将所述影响参数预测值输入至所述用户参考负荷模型，获得各时段第一参考负荷值；

获取各时段响应率，根据所述各时段第一参考负荷值和对应的各时段响应率获取所述第一响应负荷值，其中，所述各时段响应率是历史各时段响应负荷实际值与对应的历史各时段响应负荷预测值的比值。

3.根据权利要求1所述的基于需求响应的电力资源配置方法，其特征在于，所述根据所述用户基线负荷模型和所述影响参数实际值获取第二响应负荷的步骤包括以下步骤：将所述影响参数实际值输入所述用户基线负荷模型，获得各时段第二参考负荷值；

获取响应负荷实际值，根据所述各时段第二参考负荷值和所述响应负荷实际值获取所述第二响应负荷值。

4.根据权利要求1所述的基于需求响应的电力资源配置方法，其特征在于，所述性能指标包括消耗指标和成效指标，所述消耗指标包括固定消耗指标和可变消耗指标，所述成效指标包括经济指标、可靠性指标和环境指标。

5.根据权利要求1所述的基于需求响应的电力资源配置方法，其特征在于，所述参与主体包括发电方、用户、电网和社会。

6.一种基于需求响应的电力资源配置系统，其特征在于，包括以下单元：第一获取单元，用于获取电力资源的需求响应的各性能指标，根据各所述性能指标与所述电力资源的不同参与主体的关系，获取与所述不同参与主体对应的各综合指标；

第二获取单元，用于根据电力资源的需求响应的影响参数构建用户参考负荷模型，获取所述用户参考负荷模型的影响参数预测值，根据所述用户参考负荷模型和所述影响参数预测值获取第一响应负荷值；

第三获取单元，用于根据所述第一响应负荷值和各所述综合指标获取第一参数值；

配置单元，用于比较不同影响参数预测值下的第一参数值的大小，获得最大的第一参数值，根据所述最大的第一参数值对应的第一响应负荷值对所述电力资源进行配置；

第四获取单元，用于根据所述影响参数构建用户基线负荷模型，获取所述用户基线负荷模型的影响参数实际值，根据所述用户基线负荷模型和所述影响参数实际值获取第二响应负荷值；

第五获取单元，用于根据所述第二响应负荷值和各所述综合指标获取第二参数值；

调整单元，用于比较不同影响参数实际值下的第二参数值的大小，获得最大的第二参数值，根据所述最大的第二参数值对应的第二响应负荷值对已配置过的电力资源进行调整。

7.根据权利要求6所述的基于需求响应的电力资源配置系统，其特征在于，所述第二获取单元将所述影响参数预测值输入至所述用户参考负荷模型，获得各时段第一参考负荷值；获取各时段响应率，根据所述各时段第一参考负荷值和对应的各时段响应率获取所述第一响应负荷值，其中，所述各时段响应率是历史各时段响应负荷实际值与对应的历史各时段响应负荷预测值的比值。

8.根据权利要求6所述的基于需求响应的电力资源配置系统，其特征在于，所述第四获取单元将所述影响参数实际值输入所述用户基线负荷模型，获得各时段第二参考负荷值；

获取响应负荷实际值，根据所述各时段第二参考负荷值和所述响应负荷实际值获取所述第二响应负荷值。

9.根据权利要求6所述的基于需求响应的电力资源配置系统，其特征在于，所述性能指标包括消耗指标和成效指标，所述消耗指标包括固定消耗指标和可变消耗指标，所述成效指标包括经济指标、可靠性指标和环境指标。

10.根据权利要求6所述的基于需求响应的电力资源配置系统，其特征在于，所述参与主体包括发电方、用户、电网和社会。

说明书

基于需求响应的电力资源配置方法和系统

技术领域

[0001] 本发明涉及资源节能配置技术领域，特别是涉及一种基于需求响应的电力资源配置方法和系统。

背景技术

[0002] 电力资源配置将需求方通过调控手段实现资源节约，视作一种虚拟资源参与配置，能够科学利用资源、控制环境质量、减少成本投资。需求响应是电力能源领域实施资源配置的一种重要手段，电力用户针对特定的电价、激励信号，通过优化用电模式、提高能效的方式节约电力、电量，提高供需平衡的调节能力，进一步降低电力投资成本、实现节能减排、增强供电可靠性。

[0003] 科学、合理地获取需求响应这一虚拟资源的价值，是资源配置的重要依据。目前针对需求响应的资源配置，主要集中于节约电力、节约电量的效果。常见的需求侧资源配置中，根据地区/行业用户负荷的年利用小时数、最大节电潜力等参数与地区负荷缺口之间进行优化匹配。

[0004] 目前针对需求响应的电力资源配置主要聚焦于不同时间维度、主体维度和项目维度的区别，并未引入事前配置/事后调整的区别，电力资源的配置的优化程度较低。

发明内容

[0005] 基于此，有必要针对现有的电力资源的配置的优化程度较低的问题，提供一种电力资源的配置方法和系统。

[0006] 一种基于需求响应的电力资源配置方法，包括以下步骤：

[0007] 获取电力资源的需求响应的各性能指标，根据各性能指标与电力资源的不同参与主体的关系，获取与不同参与主体对应的各综合指标；

[0008] 根据电力资源的需求响应的影响参数构建用户参考负荷模型，获取用户参考负荷模型的影响参数预测值，根据用户参考负荷模型和影响参数预测值获取 第一响应负荷值；

[0009] 根据第一响应负荷值和各综合指标获取第一参数值；

[0010] 比较不同影响参数预测值下的第一参数值的大小，获得最大的第一参数值，根据最大的第一参数值对应的第一响应负荷值对电力资源进行配置；

[0011] 根据影响参数构建用户基线负荷模型，获取用户基线负荷模型的影响参数实际值，根据用户基线负荷模型和影响参数实际值获取第二响应负荷值；

[0012] 根据第二响应负荷值和各综合指标获取第二参数值；

[0013] 比较不同影响参数实际值下的第二参数值的大小，获得最大的第二参数值，根据最大的第二参数值对应的第二响应负荷值对已配置过的电力资源进行调整。

[0014] 一种基于需求响应的电力资源配置系统，包括以下单元：

[0015] 第一获取单元，用于获取电力资源的需求响应的各性能指标，根据各性能指标与电力资源的不同参与主体的关系，获取与不同参与主体对应的各综合指标；

[0016] 第二获取单元，用于根据电力资源的需求响应的影响参数构建用户参考负荷模型，获取用户参考负荷模型的影响参数预测值，根据用户参考负荷模型和影响参数预测值获取第一响应负荷值；

[0017] 第三获取单元，用于根据第一响应负荷值和各综合指标获取第一参数值；

[0018] 配置单元，用于比较不同影响参数预测值下的第一参数值的大小，获得最大的第一参数值，根据最大的第一参数值对应的第一响应负荷值对电力资源进行配置；

[0019] 第四获取单元，用于根据影响参数构建用户基线负荷模型，获取用户基线负荷模型的影响参数实际值，根据用户基线负荷模型和影响参数实际值获取第二响应负荷值；

[0020] 第五获取单元，用于根据第二响应负荷值和各综合指标获取第二参数值；

[0021] 调整单元，用于比较不同影响参数实际值下的第二参数值的大小，获得最大的第二参数值，根据最大的第二参数值对应的第二响应负荷值对已配置过的电力资源进行调整。

[0022] 根据上述本发明的基于需求响应的电力资源配置方法和系统，其是在事前 根据用户参考负荷模型的影响参数预测值获得第一参数值最大的第一响应负荷值，进而对电力资源进行配置，在事后根据用户基线负荷模型的影响参数实际值获得第二参数值最大的第二响应负荷值，进而对已配置过的电力资源进行调整。本发明在电力资源进行配置时，不仅仅对影响参数预测值进行处理，并获得相应的第一响应负荷值对电力资源进行配置，而且还对影响参数实际值进行处理，并获得相应的第二响应负荷值对配置过的电力资源进行调整，通过事前配置和事后调整，使得电力资源的配置更加合理，提高了电力资源的配置的优化程度。

附图说明

[0023] 图1为其中一个实施例的基于需求响应的电力资源配置方法的流程示意图；

[0024] 图2为其中一个实施例的获取不同参与主体的消耗指标的示意图；

[0025] 图3为其中一个实施例的获取不同参与主体的成效指标的示意图；

[0026] 图4为其中一个实施例的基于需求响应的电力资源配置系统的结构示意图。

具体实施方式

[0027] 为使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步的详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施方式仅仅用以解释本发明，并不限定本发明的保护范围。

[0028] 参见图1所示，为本发明的基于需求响应的电力资源配置方法的一个实施例。该实施例中的基于需求响应的电力资源配置方法，包括以下步骤：

[0029] 步骤S101：获取电力资源的需求响应的各性能指标，根据各性能指标与电力资源的不同参与主体的关系，获取与不同参与主体对应的各综合指标；

[0030] 在本步骤中，电力资源的需求响应的性能指标有多个，各个性能指标与电力资源的不同参与主体的关系是不同的，与单个参与主体相关的性能指标是部分性能指标，根据各性能指标与电力资源的不同参与主体的关系，可以确定单个参与主体与哪些性能指标有关，根据这些有关的性能指标的组合来获取与参 与主体对应的综合指标；

[0031] 步骤S102：根据电力资源的需求响应的影响参数构建用户参考负荷模型，获取用户参考负荷模型的影响参数预测值，根据用户参考负荷模型和影响参数预测值获取第一响应负荷值；

[0032] 在本步骤中，电力资源的需求响应的影响参数预测值可以有多个，影响参数类型包括但不限于温度、时间、事件类型等。

[0033] 步骤S103：根据第一响应负荷值和各综合指标获取第一参数值；

[0034] 步骤S104：比较不同影响参数预测值下的第一参数值的大小，获得最大的第一参数值，根据最大的第一参数值对应的第一响应负荷值对电力资源进行配置；

[0035] 步骤S105：根据影响参数构建用户基线负荷模型，获取用户基线负荷模型的影响参数实际值，根据用户基线负荷模型和影响参数实际值获取第二响应负荷值；

[0036] 在本步骤中，影响参数实际值可能因各种因素而变化，获取的影响参数实际值可以有多个。

[0037] 步骤S106：根据第二响应负荷值和各综合指标获取第二参数值；

[0038] 步骤S107：比较不同影响参数实际值下的第二参数值的大小，获得最大的第二参数值，根据最大的第二参数值对应的第二响应负荷值对已配置过的电力资源进行调整。

[0039] 根据上述本发明的基于需求响应的电力资源配置方法，其是在事前根据用户参考负荷模型的影响参数预测值获得第一参数值最大的第一响应负荷值，进而对电力资源进行配置，在事后根据用户基线负荷模型的影响参数实际值获得第二参数值最大的第二响应负荷值，进而对已配置过的电力资源进行调整。本发明在电力资源进行配置时，不仅仅对影响参数预测值进行处理，并获得相应的第一响应负荷值对电力资源进行配置，而且还对影响参数实际值进行处理，并获得相应的第二响应负荷值对配置过的电力资源进行调整，通过事前配置和事后调整，使得电力资源的配置更加合理，提高了电力资源的配置的优化程度。

[0040] 在其中一个实施例中，根据用户参考负荷模型和影响参数预测值获取第一 响应负荷的步骤包括以下步骤：

[0041] 将影响参数预测值输入至用户参考负荷模型，获得各时段第一参考负荷值；

[0042] 获取各时段响应率，根据各时段第一参考负荷值和对应的各时段响应率获取第一响应负荷值，其中，各时段响应率是历史各时段响应负荷实际值与对应的历史各时段响应负荷预测值的比值。

[0043] 在本实施例中，利用用户参考负荷模型得到第一响应负荷值，还需要考虑各时段响应率，根据各时段第一参考负荷值和对应的各时段响应率获取的第一响应负荷值更加接近实际的响应符合，准确性更高。

[0044] 优选的，将各时段第一参考负荷值和对应的各时段响应率分别相乘后加和，得到第一响应负荷值。

[0045] 在其中一个实施例中，根据用户基线负荷模型和影响参数实际值获取第二响应负荷的步骤包括以下步骤：

[0046] 将影响参数实际值输入用户基线负荷模型，获得各时段第二参考负荷值；

[0047] 获取响应负荷实际值，根据各时段第二参考负荷值和响应负荷实际值获取第二响应负荷值。

[0048] 在本实施例中，利用用户基线负荷模型得到第二响应负荷值，还需要考虑响应负荷实际值，根据各时段第二参考负荷值与响应负荷实际值获取的第二响应负荷值，其对电力资源的调整的针对性更强。

[0049] 优选的，将各时段第二参考负荷值加和后与响应负荷值相减，得到第二响应负荷值。

[0050] 在其中一个实施例中，性能指标包括消耗指标和成效指标，消耗指标包括固定消耗指标和可变消耗指标，成效指标包括经济指标、可靠性指标和环境指标。

[0051] 在本实施例中，性能指标有多个，根据多个性能指标可以全面地反映电力资源配置的合理性。

[0052] 在其中一个实施例中，参与主体包括发电方、用户、电网和社会。

[0053] 在本实施例中，每个参与主体对应的综合指标是不同的，利用各个综合指标可以更好地对电力资源进行配置。

[0054] 在一个具体的实施例中，需求响应的固定消耗指标主要包括设备的购置、安装、维护，项目管理等，可变消耗指标包括转移/削减用电的调整，激励支出等：

[0055] (1)设备购买消耗

[0056] 参与需求响应项目购置(承担)的设备，如智能温控器，仪表设备，通讯设备，能量管理系统，现场发电设备等，根据实施方案由需求响应项目发起者或参与者承担。

[0057] (2)设备安装消耗

[0058] 参与需求响应项目安装新设备所产生的费用，按设备使用年限每年分摊设备的安装消耗。

[0059] (3)运行维护消耗

[0060] 响应事件发生过程中，设备使用所产生的费用以及设备维修所产生的费用。

[0061] (4)项目管理消耗

[0062] 包括在需求响应项目实施中规划、效果监测评估以及电量审计方法改进等环节产生的费用。

[0063] (5)削减/转移消耗

[0064] 由于负荷的削减或转移导致损失的生意，提前调整生产运营计划(工商业用户)或改变用电计划(居民用户)而产生消耗。

[0065] (6)激励补贴

[0066] 需求响应项目发起方支付给参与用户的激励补偿。激励补偿的计算与需求响应项目的补偿机制相关，通常有电量补贴以及容量补贴两种形式。

[0067] 需求响应成效指标主要包括直接、间接获取的经济指标，可靠性指标，环境指标等：

[0068] (1)补贴收入

[0069] 参与事件响应的用户获得项目实施方提供的激励补偿，一种是对用户在事件发生期间参与需求响应而削减或转移的节约电量进行补贴。另一种是对用户签订需求响应协议中，资源被调用时所承诺的削减容量进行补贴。

[0070] (2)购电费用降低

[0071] 用户通过放弃或转移高电价时段的负荷用电带来的电费支出的减少。

[0072] (3)电网电力资源成效

[0073] 电网电力资源成效与用户购电费用的降低互为相反数，此数值一般为负数。

[0074] (4)电网购电消耗降低

[0075] 需求响应资源能够降减缓新建机组投资、降低发电运行消耗，通过价格传导手段使得上网电价降低。

[0076] (5)发电商电力资源成效

[0077] 发电商的电力资源成效与电网的购电消耗降低在数值上互为相反数，通常此值为负数。

[0078] (6)可避免容量消耗

[0079] 由于需求响应资源在高峰时段的调节效果，使得新建发电机组投资减少的部分。

[0080] (7)可避免电量消耗

[0081] 用户侧节约的电量归算到发电侧减少的发电电量。

[0082] (8)可避免输配电消耗

[0083] 需求响应资源在高峰时段减少的电力需求，归算到电网侧可减少或者缓建的变电站和输电线路的投资。

[0084] (9)可避免运营消耗

[0085] 需求响应资源在缓解了高峰时段的供需紧张形势，减少了调度运营等管理消耗支出的部分。

[0086] (10)可避免停电损失

[0087] 需求响应资源在系统出现紧急状况时提高供电的可靠性，折算为用户可避免的意外停电损失。

[0088] (11)污染物减排成效

[0089] 需求响应资源参与高峰时段的供需形势调节，通过节约电量、减少高耗能机组的发电量、可再生能源发电利用率的增加，使得污染物减排减少折算的实际成效。

[0090] 消耗指标可采用量化方式计算：：

[0091] (1)设备购置消耗

[0092] 按照使用年限每年分摊购置设备的消耗，计算每年的设备购买消耗。

[0093]

[0094] 式中：

[0095] Cnew,i——每年新安装的第i个设备的摊销购买消耗；

[0096] Cold,i——非新安装的第i个设备的摊销购买消耗；

[0097] Si——每年新安装的第i个设备的价格；

[0098] r——年摊销率；

[0099] ti——第i个设备的摊销期限。

[0100] (2)设备安装消耗

[0101] 按照使用年限每年分摊设备安装的消耗，计算每年的设备购买消耗。

[0102]

[0103] 式中：

[0104] si——新安装的第i个设备的安装费用；

[0105] r——年摊销率；

[0106] ti——第i个设备的摊销期限。

[0107] (3)设备运行维护消耗

[0108] 与购置、安装等一次性投资消耗不同的，设备运行维护消耗根据实际的费用发生年进行计算，不需要采用年分摊法进行计算。

[0109]

[0110] 式中：

[0111] CO,i——第i个设备的运行消耗；

[0112] CM,i——第i个设备的维护消耗；

[0113] (4)项目管理消耗

[0114] 项目管理消耗参考地区电网单位供电容量和该项费用的总支出，得到分担到单位供电容量的管理消耗，并根据参与用户的实际供电容量进行计算。

[0115] (5)削减/转移消耗

[0116] 与用户类型、实际生产条件相关，通常根据边际消耗和实际转移/削减容量进行计算。

[0117] (6)激励补贴

[0118] 激励补偿的计算与需求响应项目的补偿机制相关，通常有电量补贴以及容量补贴两种形式。

[0119] 经济指标、可靠性指标、环境指标可采用量化方式计算：

[0120] (1)用户激励补偿

[0121] 电量补贴。用户i由于激励型需求响应项目，可以获得电量补贴：

[0122]

[0123] 式中：

[0124] ΔPi——用户i的响应负荷；

[0125] Ti——需求响应持续时间；

[0126] pi——对用户i的单位电量补贴。

[0127] 容量补贴。用户由于与需求响应发起方签订需求响应协议，承诺在需求响应事件期间削减容量所获得的补贴，无论需求响应资源最终是否被调用，用户都将获得相应的容量补贴：

[0128] B1,2＝Pcommitment,i·ρi   (5)

[0129] 式中：

[0130] Pcommitment,i——用户i签订需求响应协议所承诺的削减容量；

[0131] ρi——对用户i的单位容量补贴。

[0132] 总的激励补偿：

[0133] B1＝B1,1+B1,2   (6)

[0134] 上述计算方法适用于基于激励的需求响应下获得激励补偿计算。

[0135] (2)用户购电费用降低

[0136] 用户电量计算公式：

[0137]

[0138] 式中：

[0139] P(t)——日负荷-时间序列；

[0140] T——计量时长。

[0141] 实施需求响应前，用户在相应时间段的日电费支出：

[0142] M0＝E·p   (8)

[0143] 实施需求响应后，用户在相应时间段的日电费支出：

[0144]

[0145] 式中：

[0146] p——电价；

[0147] p(Δt)——随周期变化的电价；

[0148] Δt——电价变化周期；

[0149] n——时段数。

[0150] 减少电费支出产生的成效为实施需求响应前后的电费支出差额：

[0151]

[0152] 式中：

[0153] I——参与需求响应用户总数；

[0154] M0——实施需求响应前用户的日电费支出。

[0155] 上述计算方法适用于基于电价的需求响应下减少电费支出的评估计算。

[0156] (3)电网电力资源成效

[0157] 电网电力资源成效与用户购电费用的降低互为相反数，此数值一般为负数。

[0158] B3＝-B2   (11)

[0159] (4)电网购电消耗降低

[0160] 购电消耗的降低与批发市场电价以及售电量的变化有关。归算到电网侧的可避免电量与终端措施节电量、终端配电损失系数、电网配电损失系数有关。计算公式为：

[0161]

[0162] 式中：

[0163] ΔET——归算到电网侧的可避免电量；

[0164] ΔEi——用户i终端措施节约电量，通过每年减少用电的时间与归算到电网侧的可避免容量的乘积估算；

[0165] l——用户终端配电损失系数；

[0166] α——电网配电损失系数。

[0167] 事后监测中，电网公司降低的购电消耗计算公式为：

[0168] B4＝ΔET·p1   (13)

[0169] 式中：

[0170] p1——实际电价；

[0171] 事前评估中，电网公司降低的购电消耗计算公式为：

[0172] B4＝ΔET·p2·IE   (14)

[0173] 式中：

[0174] p2——市场尖峰电价预测值；

[0175] IE——电价调整因子，由预测的平均电价与尖峰电价平均值的比值确定。

[0176] (5)发电商电力资源成效

[0177] 发电商的电力资源成效与电网的购电消耗降低在数值上互为相反数，大多数情况下，此值为负数：

[0178] B5＝-B4   (15)

[0179] (6)可避免容量消耗

[0180] 在可免容量消耗计算中，引入调整因子：IA因子的确定基于响应的频率和持续时间，随响应频率、持续时间的增大而增大；IB因子，根据不同的项目类型取值，以前N年相应项目类型值的平均值确定；IC因子，根据项目的触发类型(如紧急事件、负荷高峰等)确定。

[0181] 可避免容量消耗的折算因子，可由发电机容量的边际消耗确定。在短期内，新增发电容量由原有发电机的剩余容量提供，折算因子的值等于发电机运行在发电量高的情况下的边际消耗；从长期看，新增发电容量由新建的发电机组提供，折算因子的值等于新建发电机组的边际消耗。资源平衡年，是短期与长期的分界，根据具体项目确定。

[0182] 发电侧可避免容量计算公式为：

[0183]

[0184] 可避免发电容量消耗为：

[0185] B6＝ΔPG·β1   (17)

[0186] 式中：

[0187] ΔPG——归算到发电侧的容量削减量；

[0188] ΔP——参与用户的响应负荷；

[0189] λ——系统备用容量系数；

[0190] α——电网配电损失系数；

[0191] γ——厂用电率；

[0192] IA——有效因子(％)，基于响应的频率和持续时间，随响应频率、持续时间的增大而增大，取值范围为0％-100％；

[0193] IB——通知因子，％，根据不同的项目类型取值，以前N年相应项目类型值的平均值确定，取值范围为0％-100％；

[0194] IC——触发因子(％)，根据项目的触发类型(如紧急事件、负荷高峰等)确定，取值范围为0％-100％；

[0195] β1——可避免容量消耗(发电企业)的折算因子，通过每年减少的发电机组扩容投资费用摊销到每年的可免容量中进行计算。

[0196] (7)可避免电量消耗

[0197] 归算到发电侧的可避免电量与终端措施节电量、终端配电损失系数、电网配电损失系数和厂用电率有关。计算公式为：

[0198]

[0199] 式中：

[0200] ΔEG——归算到发电侧的可避免电量；

[0201] ΔEi——用户i终端措施节约电量，通过每年减少用电的时间与归算到电网侧的可避免容量的乘积估算；

[0202] l——用户终端配电损失系数；

[0203] α——电网配电损失系数；

[0204] γ——厂用电率；

[0205] 可避免运营消耗(发电企业)可根据发电企业的发电费用均价确定：

[0206] B7＝ΔEG·ω1   (19)

[0207] 式中：

[0208] ω1——可避免电量(发电企业)的折算因子。

[0209] (8)可避免输配电消耗

[0210] 归算到电网侧的可避免输配电消耗与各参与用户在各时刻响应负荷、系统备用容量系数、电网配电损失系数、可避免输配电容量调整因子有关。计算公式为：

[0211]

[0212] 式中：

[0213] ΔPT——归算到电网侧的容量削减量；

[0214] ΔP——参与用户的响应负荷；

[0215] λ——系统备用容量系数；

[0216] α——电网配电损失系数；

[0217] ID——可避免输配电容量调整因子，％，根据电力系统可靠性确定取值；

[0218] 可避免输配电消耗可通过少建或者缓建的变电站和输电线路的平均造价确定。

[0219] B8＝ΔPT·β2   (21)

[0220] 式中：

[0221] ΔPT——归算到电网企业的容量削减量；

[0222] β2——可避免输配电消耗的折算因子，通过少建或者缓建的变电站和输电线路的平均造价确定。

[0223] (9)可避免运营消耗

[0224] 根据电网企业降低的年运营消耗费用摊销到当年的可避免电量中去计算，从发电侧可避免电量以及可避免运营消耗的折算因子两方面进行考虑。归算到电网侧的可避免电量与终端措施节电量、终端配电损失系数、电网配电损失系数有关。

[0225] 计算公式为：

[0226] B9＝ΔET·ω2   (22)

[0227] 式中：

[0228] ΔET——归算到电网侧的可避免电量；

[0229] ω2——可避免运营消耗(电网企业)的折算因子。运营消耗降低(电网企 业)，可根据电网企业降低的年运营消耗费用摊销到当年的可避免电量中去计算。

[0230] (10)可避免停电损失

[0231] 供电可靠性的量化公式可表示为：

[0232]

[0233] 式中：

[0234] VOLLi——用户i单位电力失负荷价值；

[0235] EEUE——用户不参与需求响应时，电网预期缺电量，预期缺电量与失负荷概率以及事故时的负荷有关。

[0236] 若供电时间可做更精细化划分，则可靠性成效的公式为：

[0237]

[0238] 式中：

[0239] VOLLi，t——用户i在t时刻的电力失负荷价值；

[0240] EEUE，t——用户不参与需求响应时，t时刻电网预期缺电量。

[0241] 这里将供电时间进行了更为精细地的划分，分为n个时段，每个时段时长Ti,t，LOLPt也是正对时段t而言的失负荷概率。

[0242] (11)污染物减排成效

[0243] 污染物减排成效由三部分组成。

[0244] 一是由于实施需求响应减少矿物燃料使用而使发电侧少发电，等于二氧化碳、二氧化硫等污染气体的减排量与减排价值的乘积。

[0245]

[0246] 式中：

[0247] NCO2，NSO2，NNOX——二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减排量；

[0248] VCO2，VSO2，VNOX——二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减排价值；

[0249] σCO2，σSO2，σNOX——二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减排系数。

[0250] 二是由于实施需求响应带来的削峰填谷的效果，负荷率提升，减少发电机组启停频率，提高发电效率。

[0251]

[0252] 式中：

[0253] Δξ——实施需求响应提升的负荷率百分点；

[0254] bg——需燃煤机组供电煤耗；

[0255] ——负荷率与燃煤机组单位煤耗的相关因子，表示负荷率每提升1个百分点，燃煤机组单位煤耗下降

[0256] EG——未实施需求响应时，归算到发电侧的电量。

[0257] 三是由于需求响应能够有效提高清洁能源的利用率，使用新能源替代传统电力，这一部分替代电量又可以提高减排价值，提高环保性。

[0258]

[0259] 式中：

[0260] ΔEreplace——表示由于分布式清洁能源利用率提高而替代的传统能源的电量；

[0261] l——用户终端配电损失系数；

[0262] α——电网配电损失系数；

[0263] γ——厂用电率；

[0264] 总的污染物减排成效：

[0265] B11＝B11,1+B11,2+B11,3   (28)

[0266] 完成各消耗指标、各成效指标的量化计算后，根据附图2、附图3可将其归化到不同的相关参与主体，进而完成电力资源的配置。

[0267] 在量化计算过程中，应区别计算相关变量的预估值和实际值的区别，并将各消耗指标和成效指标在发电、电网、用户和社会各主体之间进行归化，形成综合指标，用于指导电力资源的事前配置/事后调整。

[0268] 根据电力资源配置中不同的主体，需求响应消耗与成效划分如图2、图3所 示。根据消耗承担以及受益主体类型，可分为用户消耗、电网消耗和社会消耗，用户成效、电网成效、发电商成效和社会成效，其中经济指标、可靠性指标和环境指标可采用量化的方式进行计算。用户响应负荷的事前/事后计算

[0269] 用户响应负荷的事前计算

[0270] 构建用户参考负荷回归分析模型，确定用户参考负荷的具体回归方程形式。预测事件发生日的相关数据，并应用于计算参考负荷，根据参考负荷对电力资源进行配置。进一步，由事件日的历史负荷实际数据及该事件日的历史负荷预测数据，确定用户的负荷变化百分比，进而由参考负荷及响应百分比计算实际响应负荷：

[0271] 1)相关参数(温度、时间、事件类型)预测；

[0272] 2)用户参考负荷回归方程以及通过多场景模拟预测参考负荷；

[0273] 3)由历史负荷实际数据和历史负荷预测数据计算用户响应负荷百分比；

[0274] 4)应用此百分比与参考负荷计算用户响应负荷。

[0275] 用户响应负荷的事后计算

[0276] 构建用户基线负荷回归分析模型，确定用户基线负荷的具体回归方程形式。获取事件发生日的实际相关数据，并应用于计算基线负荷。根据用户的历史负荷特性，选定基线负荷的计算方法，确定用户的基线负荷。在事后调整中，用户的响应负荷可由事件日用户基线负荷与准确测定的用户实际用电数据间的差值确定。

[0277] 基线负荷计算方法可采用平均法、线性回归法和匹配日法，也可采用需求响应参与各方认可的其他算法。

[0278] 根据上述基于需求响应的电力资源配置方法，本发明还提供一种基于需求响应的电力资源配置系统，以下就本发明的基于需求响应的电力资源配置系统的实施例进行详细说明。

[0279] 参见图4所示，为本发明的基于需求响应的电力资源配置系统的实施例。该实施例中的基于需求响应的电力资源配置系统包括第一获取单元210、第二获 取单元220、第三获取单元230、配置单元240、第四获取单元250、第五获取单元260和调整单元270；

[0280] 第一获取单元210用于获取电力资源的需求响应的各性能指标，根据各性能指标与电力资源的不同参与主体的关系，获取与不同参与主体对应的各综合指标；

[0281] 第二获取单元220用于根据电力资源的需求响应的影响参数构建用户参考负荷模型，获取用户参考负荷模型的影响参数预测值，根据用户参考负荷模型和影响参数预测值获取第一响应负荷值；

[0282] 第三获取单元230用于根据第一响应负荷值和各综合指标获取第一参数值；

[0283] 配置单元240用于比较不同影响参数预测值下的第一参数值的大小，获得最大的第一参数值，根据最大的第一参数值对应的第一响应负荷值对电力资源进行配置；

[0284] 第四获取单元250用于根据影响参数构建用户基线负荷模型，获取用户基线负荷模型的影响参数实际值，根据用户基线负荷模型和影响参数实际值获取第二响应负荷值；

[0285] 第五获取单元260用于根据第二响应负荷值和各综合指标获取第二参数值；

[0286] 调整单元270用于比较不同影响参数实际值下的第二参数值的大小，获得最大的第二参数值，根据最大的第二参数值对应的第二响应负荷值对已配置过的电力资源进行调整。

[0287] 在其中一个实施例中，第二获取单元220将影响参数预测值输入至用户参考负荷模型，获得各时段第一参考负荷值；获取各时段响应率，根据各时段第一参考负荷值和对应的各时段响应率获取第一响应负荷值，其中，各时段响应率是历史各时段响应负荷实际值与对应的历史各时段响应负荷预测值的比值。

[0288] 在其中一个实施例中，第四获取单元250将影响参数实际值输入用户基线负荷模型，获得各时段第二参考负荷值；获取响应负荷实际值，根据各时段第二参考负荷值和响应负荷实际值获取第二响应负荷值。

[0289] 在其中一个实施例中，性能指标包括消耗指标和成效指标，消耗指标包括固定消耗指标和可变消耗指标，成效指标包括经济指标、可靠性指标和环境指 标。

[0290] 在其中一个实施例中，参与主体包括发电方、用户、电网和社会。

[0291] 本发明的基于需求响应的电力资源配置系统与本发明的基于需求响应的电力资源配置方法一一对应，在上述基于需求响应的电力资源配置方法的实施例阐述的技术特征及其有益效果均适用于基于需求响应的电力资源配置系统的实施例中。

[0292] 以上所述实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。

[0293] 以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。