一种面向多集团用户的差异化供电最优质量确定方法与流程

1.本发明涉及电网供用电技术领域，尤其是一种面向多集团用户的差异化供电最优质量确定方法。


背景技术：

2.目前售电侧引入的竞争模式使电力市场形成多元主体竞争格局，电力交易市场化进程的加快使得电力系统差异化供电能力急需提升。售电市场“多买方-多卖方”格局的形成使得售电公司与电力用户成为平等的电力市场参与者，电力用户可根据差异化用电质量需求自主选择交易对象。近年来工农业园区电网、增量配电网、微电网、高新产业园区电网等大集团电力用户不断涌现，同时对供电质量存在差异化、多样性的需求表现。现代电网的电能质量问题使电网污染愈发严重，电力用户的用电需求已逐渐从普通电力供应转向购买优质电力，同时表明电网企业的供电对象正逐步向优质电力园区发展，电网必须利用定制化的电力技术手段为电力用户提供差异化的最优供电质量以解决当前问题。


技术实现要素：

3.本发明需要解决的技术问题是提供一种面向多集团用户的差异化供电最优质量确定方法，以解决现有供用电技术领域中未考虑到利用定制化的电力技术手段为多集团电力用户提供满足供用电双方总经济成本最佳的差异化最优供电质量问题。
4.为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是：
5.一种面向多集团用户的差异化供电最优质量确定方法，包括：
6.获取各集团电力用户参数和供电方配电网参数，基于集团电力用户内部个体用户的负荷数据、电能质量数据建立时段持续性影响的典型电能质量指标的电能质量损失与电功率关系模型；
7.应用电能质量时间序列特征模式的治理策略，基于“各电能质量指标和电功率关系模型”与“各电能质量指标总经济成本和电功率关系模型”建立各电能质量问题用户的电能质量成本模型；
8.考虑各电能质量问题用户对公共连接点pcc处电能质量和治理成本贡献量，基于主客观组合权重的聚合方法建立集团用户用电聚合模型；应用taguchi质量评估理论和成本建模方法建立供电方的供电成本模型；
9.最终基于集团用户用电聚合模型和供电方供电成本模型，得到综合考虑供用电双方总经济成本最优的集团用户最优供电质量。
10.本发明技术方案的进一步改进在于：所述各集团电力用户参数包括其内部个体用户的负荷数据、电能质量数据、用电成本数据；所述电能质量数据的描述均指电压偏差指标和谐波指标；所述供电方配电网参数包括供电质量数据和供电成本数据。
11.本发明技术方案的进一步改进在于：所述时段持续性影响的典型电能质量指标的电能质量损失与电功率关系模型包括：
12.(1)电压偏差指标和电功率关系模型，表示为：
[0013][0014]
其中，β为电压偏差度，用来衡量电压偏差指标水平；p
n0
为用户配电变压器空载损耗；p、q为负载的有功功率和无功功率；un为系统额定电压；r
l
为输电线路的等值电阻；r
t
为配电变压器等值电阻；
[0015]
(2)谐波指标和电功率关系模型，表示为：
[0016][0017]
其中，thdi为谐波电流总畸变率，用来衡量谐波指标水平；为谐波电阻修正系数；r
t
为变压器基波等值电阻；h为谐波次数；x
t
为变压器基波漏抗；i1为基波电流有效值；p
oi
为第i台配电变压器空载损耗；m为系统中配电变压器个数；r
l
为线路基波电阻；x
l
为线路基波电抗；ia为a相谐波电流有效值；i
a1
为a相基波电流有效值；ib为b相谐波电流有效值；i
b1
为b相基波电流有效值；ic为c相谐波电流有效值；i
c1
为c相基波电流有效值。
[0018]
本发明技术方案的进一步改进在于：电能质量时间序列特征提取与模式表示包括：
[0019]
关键趋势转折点的选取与表示、电能质量时间序列分段线性表示、电能质量时间序列特征模式的特征矩阵表示；
[0020]
(1)电能质量时间序列关键趋势转折点的选取与表示，为：
[0021][0022]
其中，x
i-1
、x
i 1
分别为在电能质量时间序列上两个与相邻的监测数据；dv和dh分别为在水平和垂直距离上从数值和时间维度上的条件表达；
[0023]
(2)利用最小二乘拟合方法对电能质量时间序列分段线性表示，为：
[0024][0025]
其中，km为第m条序列段中数组拟合斜率，代表电能质量时间序列的局部趋势特征；bm为第m条序列段中数组的拟合截距；m为电能质量时间序列分段数；sm为电能质量时间序列段的时间跨度；t
l
和t1分别为第m条电能质量时间序列段的终端时间点和起始时间点；
[0026]
(3)电能质量时间序列的模式特征表示为特征矩阵形式为：
[0027]
[(k1,s1)(k2,s2)
…
(km,sm)]。
[0028]
本发明技术方案的进一步改进在于：基于电能质量时间序列的各电能质量问题治理策略包括：
[0029]
(1)基于电能质量时间序列的电压偏差问题治理策略，表示为：
[0030][0031]
其中，和分别为电能质量时间序列越限时段治理后和治理前的各问题时段平均电压偏差度；为其它不存在电压偏差指标越限问题的电能质量时间序列时段的平均电压偏差度；和分别为对电压偏差越限时段治理后和治理前的整个时段平均电压偏差度；此处的β和β0分别为电压偏差问题用户治理后和治理前的指标水平；e
pq
为衡量各电能质量越限时段治理后的电能质量时间序列整个时段各电能质量指标相对于治理前的改善度指标；
[0032]
(2)基于电能质量时间序列的谐波问题治理策略，表示为：
[0033][0034]
其中，和分别为电能质量时间序列越限时段治理后和治理前的各问题时段平均电流总谐波畸变率；和分别为对谐波越限时段治理后和治理前的整个时段平均电流总谐波畸变率；thdi和thd
i0
分别为谐波问题用户治理后和治理前指标水平。
[0035]
本发明技术方案的进一步改进在于：所述各电能质量问题用户的电能质量成本模型包括：
[0036]
(1)电压偏差问题用户的电能质量成本模型，表示为：
[0037][0038]
其中，cj为电压偏差指标对应的总经济成本；c
p
为导致减产的利润损失；cs为设备寿命损失；co为生产出的次品损失；cc为电能质量治理成本包含的初始投资成本，主要有设备的购买价格、人工费用、运输及安装费用、设备的检验和校验费用等；cy为电能质量治理成本包含的运行维护成本，主要有每年的电力消耗费用、人工检查和维护费用、设备维修和器件更换费用；r0为标准电费；t为投入运行的生命周期；λi为不同功率因数区间的电费比率；pi为不同功率因数时的负载有功功率；
[0039]
(2)谐波问题用户的电能质量成本模型，表示为：
[0040][0041]
其中，此处cj为谐波指标对应的总经济成本；kw为当前单位电费。
[0042]
本发明技术方案的进一步改进在于：所述各电能质量问题用户对公共连接点pcc处电能质量和治理成本贡献量包括：
[0043]
(1)电压偏差问题用户对pcc处电能质量和治理成本贡献量，表示为：
[0044][0045]
其中，δβ为各用户电压偏差问题，即指标越限问题，越限指超过用户自身决策的电压偏差指标水平，出现前后的pcc处电压偏差变化量；βn为集团用户内部有n个用户出现电压偏差问题并需治理时的pcc处电压偏差水平；β0为集团用户内部各用户无电压偏差问题出现时的pcc处电压偏差水平；βi为第i个出现电压偏差问题并需要治理的用户电压偏差水平；δβi为第i个电压偏差用户，也代表每个电压偏差用户对pcc处总电压偏差贡献量；ωi为第i个用户对pcc处各电能质量指标变化贡献量占pcc处各电能质量指标总变化量份额比重；c
mi
为各用户对pcc处总治理成本的贡献量；cm为pcc处因各用户各电能质量问题造成的总治理成本；ω
mi
为各用户对pcc处治理成本贡献量占pcc处总治理成本份额比重；
[0046]
(2)谐波问题用户对pcc处电能质量和治理成本贡献量，表示为：
[0047][0048]
其中，δthdi为各用户谐波问题出现前后的pcc处谐波变化量；为集团用户内部有n个用户出现谐波问题并需治理时的pcc处谐波水平；为集团用户内部各用户无谐波问题时的pcc处谐波水平；为第i个出现谐波问题并需治理的用户水平；为第i个用户对pcc处总谐波贡献量。
[0049]
本发明技术方案的进一步改进在于：所述基于主客观组合权重的聚合方法建立集团用户的用电聚合模型包括：
[0050]
(1)主客观组合权重求取，表示为：
[0051][0052]
其中，ωi和分别表示各用户电能质量和相应治理成本占集团用户总体即pcc处的份额比重；表示各电能质量问题持续时间跨度；t表示各用户电能质量时间序列总时间跨度；
[0053]
(2)电压偏差问题用户的聚合，表示为：
[0054][0055]
其中，c
jj
为集团用户的电压偏差指标对应的总经济性成本，其余各变量符号前文已作说明，此处不再赘述，下面聚合模型的相关变量亦不再赘述；
[0056]
(3)谐波问题用户的聚合，表示为：
[0057][0058]
其中，此处的c
jj
为集团用户的谐波指标对应的总经济性成本。
[0059]
本发明技术方案的进一步改进在于：所述应用taguchi质量评估理论和成本建模方法建立供电方的供电成本模型包含：
[0060]
(1)taguchi质量评估理论的成本表示，为：
[0061][0062]
其中，为量化质量成本损失，单位为￥；χ为偏差-成本参数；xi和x分别为实际和期望的产品质量；σ2和分别为产品质量x的方差和平均值；
[0063]
(2)供电方电压偏差指标和总经济成本关系模型，表示为：
[0064][0065]
其中，c
gj
为电压偏差指标对应的供电方总经济成本；c1为由设备造成的经济性成本；c2为经济赔偿成本；c3为用户责任补偿收益；c4为售电利润损失成本；此处的β和β0分别为为供电方向集团用户最终和初始供应电压偏差指标值，β0认为是已知固定值；
[0066]
(3)供电方谐波指标和总经济成本关系模型，表示为：
[0067][0068]
其中，此处c
gj
为谐波指标对应的供电方总经济成本；thdi和分别为供电方向集团用户最终和初始供应谐波指标值，认为是已知固定值。
[0069]
本发明技术方案的进一步改进在于：所述基于集团用户的用电聚合模型和供电方的供电成本模型得到综合考虑供用电双方总经济性成本最优的集团用户最优供电质量；
[0070]
将各电能质量指标对应的集团用户用电聚合模型和供电方供电成本模型相加就得到各电能质量指标和相应供用电双方综合总经济性成本的关系模型；根据上述所得模型得到使供用电双方综合总经济成本最低的各电能质量指标值，该电能质量指标值即为对集团用户和供电方而言总经济性成本均最优的集团用户最终唯一获得的供电最优质量。
[0071]
由于采用了上述技术方案，本发明取得的技术进步是：
[0072]
1、本发明以集团用户和供电方的总经济成本最佳、各集团用户能够获得差异化最优供电质量为最终目标，利用各电能质量问题个体用户的电能质量损失与电功率关系模型、具有时段持续性影响特征的典型电能质量时间序列与相应治理策略、主客观组合权重的加权求和聚合方法、应用taguchi质量评估理论和成本建模的供电方电能质量成本模型求解方法，最终基于集团用户用电聚合模型和供电方供电成本模型得到综合考虑供用电双方总经济成本最低的集团用户最优供电质量，解决了目前供用电技术中未考虑到利用定制化的电力技术手段为多集团电力用户提供差异化最优供电质量问题，提高了供电方配电网的差异化供电能力，满足了用户侧的差异化最优供电质量需求和建设优质电力园区的设想。
[0073]
2、本发明能够在保证集团用户和供电方总经济性成本最低的同时，使各集团用户获得差异化最优供电质量。
附图说明
[0074]
图1是本发明实施例提供的面向多集团用户的差异化供电最优质量确定方法的流程示意图；
[0075]
图2是本发明实施例提供的电能质量时间序列的模式特征图；
[0076]
图3是本发明实施例提供的电能质量典型时段性的时间序列图；
[0077]
图4是本发明实施例提供的集团用户内部典型谐波问题用户的电能质量成本曲线图；
[0078]
图5是本发明实施例提供的集团用户谐波指标的用电聚合曲线图；
[0079]
图6是本发明实施例提供的供电方谐波指标的供电成本曲线图；
[0080]
图7是本发明实施例提供的综合考虑供用电双方的集团用户最优电压偏差指标结果图；
[0081]
图8是本发明实施例提供的综合考虑供用电双方的集团用户最优谐波指标结果图。
具体实施方式
[0082]
下面结合附图及实施例对本发明做进一步详细说明：
[0083]
在一个实施例中，如图1所示，一种面向多集团用户的差异化供电最优质量确定方法，其过程详述如下：
[0084]
s101：获取各集团电力用户和供电方配电网参数，所述各集团电力用户参数包括其内部各个体用户的负荷数据、电能质量数据(本发明中涉及到的所有关于电能质量数据的描述均指电压偏差指标、谐波指标)、用电成本数据，供电方配电网参数包括供电质量数据、供电成本数据；
[0085]
s102：基于所述集团用户内部个体用户的负荷数据、电能质量数据建立时段持续性影响的典型电能质量指标的电能质量损失与电功率关系模型；
[0086]
本实施例中，多集团用户群体以单个典型集团用户分析为主，同时各集团用户内部含有不确定数量的个体用户，后续实施例分析可根据具体情况假设个体用户数量；考虑时段持续性影响的典型电能质量指标包括电压偏差、谐波；
[0087]
s103：应用电能质量时间序列特征模式的治理策略，基于“各电能质量指标和电功率关系模型”与“各电能质量指标总经济成本和电功率关系模型”建立各电能质量用户的电能质量成本模型；
[0088]
s104：研究各电能质量用户对公共连接点(pcc)处电能质量和治理成本贡献量，基于主客观组合权重的聚合方法研究集团用户用电聚合模型；应用taguchi质量评估理论和成本建模方法建立供电方供电成本模型；
[0089]
本实施例中，pcc处视作集团用户和供电方配电网的连接处，则集团用户内部个体用户对pcc处的电能质量和治理成本的贡献量即可视为相应的对集团用户的电能质量和治理成本的贡献量；taguchi质量评估理论和成本建模方法主要用于对产品供应方(在本实施例中指供电方)的分析建模，对产品使用方(在本实施例中指集团用户)不适用；
[0090]
s105：基于集团用户用电聚合模型和供电方供电成本模型，得到综合考虑供用电双方总经济成本最优的集团用户最优供电质量；
[0091]
在本实施例中，将集团用户用电聚合模型和供电方供电成本模型相加即为考虑供用电双方的电能质量和综合总经济成本关系模型，同时将集团用户用电聚合曲线和供电方供电成本曲线相加得到的相应结果曲线图也能够表现出各电能质量指标和供用电双方综合总经济成本间的关系，进而可通过求解相加后的模型或者分析结果曲线图得到综合考虑供用电双方总经济成本最低的集团用户各电能质量指标相应的最优供电质量。
[0092]
在本技术实施例提供的面向多集团用户的差异化供电最优质量确定方法，以集团用户和供电方的总经济成本最佳、各集团用户能够获得差异化最优供电质量为最终目标，利用各电能质量问题个体用户电能质量损失与电功率关系模型、具有时段持续性影响特征的典型电能质量时间序列与相应治理策略、主客观组合权重的加权求和聚合方法、应用taguchi质量评估理论和成本建模的供电方电能质量成本模型求解方法，最终基于集团用户用电聚合模型和供电方供电成本模型得到综合考虑供用电双方总经济成本最低的集团用户最优供电质量，解决目前供用电技术中未考虑到利用定制化的电力技术手段为多集团电力用户提供差异化最优供电质量问题，本方法在保证集团用户和供电方总经济性成本最低的同时，使各集团用户获得差异化最优供电质量，提高了供电方配电网的差异化供电能
力，满足了用户侧的差异化最优供电质量需求，极大地降低了供用电双方的电能质量总经济性成本。
[0093]
在本实施例中，多集团用户群体以单个具有典型代表性的集团用户为主要分析对象，同时各个集团用户内部含有不确定数量的个体用户，但后续实施例分析可根据具体情况进行假设个体用户数量；本实施例所考虑的时段持续性影响的典型电能质量指标包括电压偏差、谐波；
[0094]
在一个实施例中，所述时段持续性影响的典型电能质量指标的电能质量损失与电功率关系模型包括：
[0095]
(1)电压偏差指标和电功率关系模型，表示为：
[0096][0097]
式(1)中，β为电压偏差度，用来衡量电压偏差指标水平；p
n0
为用户配电变压器空载损耗；p、q为负载的有功功率和无功功率；un为系统额定电压；r
l
为输电线路的等值电阻；r
t
为配电变压器等值电阻；
[0098]
(2)谐波指标和电功率关系模型，表示为：
[0099][0100]
式(2)中，thdi为谐波电流总畸变率，用来衡量谐波指标水平；为谐波电阻修正系数；r
t
为变压器基波等值电阻；h为谐波次数；x
t
为变压器基波漏抗；i1为基波电流有效值；p
oi
为第i台配电变压器空载损耗；m为系统中配电变压器个数；r
l
为线路基波电阻；x
l
为线路基波电抗；ia为a相谐波电流有效值；i
a1
为a相基波电流有效值；ib为b相谐波电流有效值；i
b1
为b相基波电流有效值；ic为c相谐波电流有效值；i
c1
为c相基波电流有效值；
[0101]
在一个实施例中，电能质量时间序列特征提取与模式表示包括：
[0102]
(1)电能质量时间序列关键趋势转折点的选取与表示为：
[0103][0104]
式(3)中，x
i-1
、x
i 1
分别为在电能质量时间序列上两个与相邻的监测数据(电能质量时间序列指电压偏差指标、谐波指标各自相应的时间序列)；dv和dh分别为在水平和垂直距离从数值和时间维度上的条件表达；
[0105]
(2)利用最小二乘拟合方法对电能质量时间序列分段线性表示为：
[0106][0107]
式(4)中，km为第m条序列段中数组拟合斜率，代表电能质量时间序列的局部趋势特征；bm为第m条序列段中数组的拟合截距；m为电能质量时间序列分段数；sm为电能质量时间序列段中第m条序列段的时间跨度；t
l
和t1分别为第m条电能质量时间序列段的终端时间点和起始时间点；
[0108]
(3)电能质量时间序列的模式特征表示为特征矩阵形式为：
[0109]
[(k1,s1)(k2,s2)
…
(km,sm)]
ꢀꢀ
(5)
[0110]
在本实施例中，上述电能质量时间序列的关键趋势转折点与表示、电能质量时间序列的分段线性表示在图2中均能够有效表现出来，图2体现了电能质量时间序列的模式特征和各个局部趋势特点。
[0111]
在一个实施例中，基于电能质量时间序列的各电能质量问题治理策略包括：
[0112]
(1)基于电能质量时间序列的电压偏差问题治理策略，表示为：
[0113][0114]
式(6)中，和分别为电能质量时间序列越限时段治理后和治理前的各问题时段平均电压偏差度；为其它不存在电压偏差指标越限问题的电能质量时间序列时段的平均电压偏差度；和分别为对电压偏差越限时段治理后和治理前的整个时段平均电压偏差度；此处的β和β0分别为电压偏差问题用户治理后和治理前的指标水平；e
pq
为衡量各电能质量越限时段治理后的电能质量时间序列整个时段各电能质量指标相对于治理前的改善度指标；
[0115]
(2)基于电能质量时间序列的谐波问题治理策略，表示为：
[0116][0117]
式(7)中，和分别为电能质量时间序列越限时段治理后和治理前的各问题时段平均电流总谐波畸变率；和分别为对谐波越限时段治理后和治理前的整个时段平均电流总谐波畸变率；thdi和分别为谐波问题用户治理后和治理前指标水平；
[0118]
在本实施例中，上述有关各持续性影响特点的各电能质量问题治理策略均基于图3所示的典型电能质量时间序列图进行分析，图3体现了该电能质量具有典型持续性影响特征和典型越限(越限指各电能质量指标超过例如图3中表示的用户自身决策的电能质量指标治理水平)情况，进而对各电能质量越限情况进行相应的治理策略分析。
[0119]
在一个实施例中，所述各电能质量问题用户的电能质量成本模型包括：
[0120]
(1)电压偏差问题用户的电能质量成本模型，表示为：
[0121][0122]
式(8)中，cj为电压偏差指标对应的总经济成本；c
p
为导致减产的利润损失；cs为设备寿命损失；co为生产出的次品损失；cc为电能质量治理成本包含的初始投资成本(主要有设备的购买价格、人工费用、运输及安装费用、设备的检验和校验费用等)；cy为电能质量治理成本包含的运行维护成本(主要有每年的电力消耗费用、人工检查和维护费用、设备维修和器件更换费用)；r0为标准电费；t为投入运行的生命周期；λi为不同功率因数区间的电费比率；pi为不同功率因数时的负载有功功率；
[0123]
示例性的，如表1所示，根据电压偏差问题用户的总经济成本和电功率关系，结合式(1)电压偏差指标和电功率的关系模型，即可得到式(8)电压偏差问题用户的电能质量成本模型，进而可以求得相关参数和结果。
[0124]
表1
[0125]
β/％0.51.01.52.02.53.03.54.04.55.0δp/kw4.24.85.56.68.712.616.520.624.926.9cj
/万元2.93.24.75.26.88.112.814.318.923.6
[0126]
(2)谐波问题用户的电能质量成本模型，表示为：
[0127][0128]
式(9)中，此处cj为谐波指标对应的总经济成本；kw为当前单位电费；
[0129]
示例性的，如表2所示，根据谐波问题用户的总经济成本和电功率关系，结合式(2)谐波指标和电功率的关系模型，即可得到式(9)谐波问题用户的电能质量成本模型，进而可以求得相关参数和结果。进一步的根据式(9)可以获得图4所示的谐波问题用户的电能质量成本曲线图，由图4能够清楚地表现出谐波指标(用谐波电流总畸变率衡量并表示)和相应总经济性成本间的相互关系，图4中表现的关系趋势特点在表2中亦能够根据一定的取值进行体现；电压偏差问题用户的电能质量成本曲线图与谐波问题用户类似，本发明中不再多次体现与赘述。
[0130]
表2
[0131]
thdi/％0.30.60.91.21.51.82.42.73.33.6δp/kw0.81.42.63.94.65.66.88.813.718.4cj/万元3.23.83.94.25.46.49.612.915.919.2
[0132]
在本实施例中，pcc处视作集团用户和供电方配电网的连接处位置，则集团用户内部的各个体用户对pcc处的电能质量和治理成本的贡献量即可视为相应的对集团用户的电能质量和治理成本的贡献量；本实施例中应用的taguchi质量评估理论和成本建模方法主要适用于对具有质量差异的产品供应方的分析建模，对产品使用方不适用，本实施例将其应用于具有电能质量差异的电力产品供应方(即供电方)的成本建模。
[0133]
在一个实施例中，所述各电能质量问题用户对公共连接点pcc处电能质量和治理成本贡献量包括：
[0134]
(1)电压偏差问题用户对pcc处电能质量和治理成本贡献量，表示为：
[0135][0136]
式(10)中，δβ为各用户电压偏差问题(即指标越限问题，越限指超过用户自身决
策的电压偏差指标水平，后文相关部分解释类似)出现前后的pcc处电压偏差变化量；βn为集团用户内部有n个用户出现电压偏差问题并需治理时的pcc处电压偏差水平；β0为集团用户内部各用户无电压偏差问题出现时的pcc处电压偏差水平；βi为第i个出现电压偏差问题并需要治理的用户电压偏差水平；δβi为第i个电压偏差用户(也代表每个电压偏差用户)对pcc处总电压偏差贡献量；ωi为第i个用户对pcc处各电能质量指标变化贡献量占pcc处各电能质量指标总变化量份额比重；为各用户对pcc处总治理成本的贡献量；cm为pcc处因各用户各电能质量问题造成的总治理成本；为各用户对pcc处治理成本贡献量占pcc处总治理成本份额比重；
[0137]
示例性的，如表3所示，计算得到式(10)中电压偏差问题用户在pcc处相关参数结果，本实施例中假设集团用户内部含有4个电压偏差问题用户需要进行考虑并治理，后面谐波问题用户均相同假设。
[0138]
表3
[0139][0140]
(2)谐波问题用户对pcc处电能质量和治理成本贡献量，表示为：
[0141]
[0142]
式(11)中，δthdi为各用户谐波问题出现前后的pcc处谐波变化量；为集团用户内部有n个用户出现谐波问题并需治理时的pcc处谐波水平；为集团用户内部各用户无谐波问题时的pcc处谐波水平；为第i个出现谐波问题并需要治理的用户谐波水平；为第i个用户对pcc处总谐波贡献量；
[0143]
示例性的，如表4所示，计算得到式(11)中谐波问题用户在pcc处的相关参数结果。
[0144]
表4
[0145][0146]
在一个实施例中，所述基于主客观组合权重的聚合方法建立集团用户的用电聚合模型包括：
[0147]
(1)主客观组合权重求取，表示为：
[0148][0149]
式(12)中，ωi和分别为各用户电能质量和相应治理成本占集团用户总体(即pcc处)的份额比重；为各电能质量问题持续时间跨度；t为各用户电能质量时间序列总时间跨度；
[0150]
(2)电压偏差问题用户的聚合，表示为：
[0151][0152]
式(13)中，c
jj
为集团用户的电压偏差指标对应的总经济性成本，其余各变量符号前文已作说明，此处不再赘述，后文谐波指标相关亦不再赘述；
[0153]
示例性的，如表5所示，基于式(12)求得的各电压偏差问题用户的主客观组合权重，进一步地根据式(13)集团用户电压偏差指标用电聚合模型可以计算得到电压偏差指标和相应总经济成本的参数结果。
[0154]
表5
[0155]
β/％0.81.42.02.63.23.84.45.05.66.2c
jj
/万元4.27.910.211.413.916.417.218.921.824.8
[0156]
(3)谐波问题用户的聚合，表示为：
[0157][0158]
式(14)中，此处c
jj
为集团用户的谐波指标对应的总经济性成本；
[0159]
示例性的，如表6所示，基于式(12)求得的各谐波问题用户的主客观组合权重，进一步地再根据式(14)的集团用户谐波指标用电聚合模型可以计算得到谐波指标和相应总经济性成本的参数计算结果，再进一步地根据式(14)可以得到如图5所示的集团用户谐波指标对应的用电聚合曲线图，从图5中能够清晰地表现出集团用户的谐波指标(用谐波电流总畸变率衡量并表示)和相应总经济性成本间的相互关系趋势，图5中表现的关系趋势特点在表6中亦能够根据一定的取值进行对应的体现，同时可以看出用于聚合的各谐波问题用户的趋势特征和一定聚合过程的展现；集团用户的电压偏差指标相应的用电聚合曲线图及分析与谐波指标类似，本实施例中不再多次体现与赘述。
[0160]
表6
[0161]
thdi/％0.91.21.51.82.12.42.73.03.33.6c
jj
/万元4.65.46.27.88.810.812.914.716.219.4
[0162]
在一个实施例中，所述应用taguchi质量评估理论和成本建模方法建立供电方的供电成本模型包含：
[0163]
(1)taguchi质量评估理论的成本表示，为：
[0164][0165]
式(15)中，为量化质量成本损失，单位为￥；χ为偏差-成本参数；xi和x分别为实际和期望的产品质量；σ2和分别为产品质量x的方差和平均值；
[0166]
(2)供电方电压偏差指标和总经济成本关系模型，表示为：
[0167][0168]
式(16)中，c
gj
为电压偏差指标对应的供电方总经济成本；c1为由设备造成的经济性成本；c2为经济赔偿成本；c3为用户责任补偿收益；c4为售电利润损失成本；此处的β和β0分别为为供电方向集团用户最终和初始供应电压偏差指标值，β0认为是已知固定值；
[0169]
示例性的，如表7所示，在考虑电压偏差问题给供电方带来的各种经济性成本的基础上，利用式(16)可以计算得到供电方电压偏差指标和相应总经济成本等参数结果。
[0170]
表7
[0171][0172]
(3)供电方谐波指标和总经济成本关系模型，表示为：
[0173][0174]
式(17)中，此处c
gj
为谐波指标对应的供电方总经济成本；thdi和分别为供电方向集团用户最终和初始供应谐波指标值，认为是已知固定值。
[0175]
示例性的，如表8所示，在考虑谐波问题给供电方带来的各种经济成本基础上，利用式(17)可以计算得到供电方谐波指标和相应总经济成本等参数，进一步地根据式(17)得到图6所示的供电方谐波指标对应的供电成本曲线图，从图6能够清晰地表现出供电方谐波指标(用谐波电流总畸变率衡量并表示)和相应总经济成本间的相互关系趋势，图6中表现的关系趋势特点在表8中亦能够根据一定取值进行体现；供电方的电压偏差指标相应的供电成本曲线图及分析与谐波指标类似，本实施例中不再多次体现与赘述。
[0176]
表8
[0177][0178]
在一个实施例中，所述基于集团用户的用电聚合模型和供电方的供电成本模型得到综合考虑供用电双方总经济性成本最优的集团用户最优供电质量；
[0179]
将各电能质量指标对应的集团用户用电聚合模型和供电方供电成本模型相加就得到各电能质量指标和相应供用电双方综合总经济性成本的关系模型，根据所得模型可得到使供用电双方综合总经济成本最低的各电能质量指标值，该电能质量指标值即为对集团用户和供电方而言总经济性成本均最优的集团用户最终唯一可获得的供电最优质量。
[0180]
示例性的，如表9所示，根据式(13)和式(16)相加得到电压偏差指标和供用电双方综合总经济性成本关系模型，进一步地根据该模型得到图7所示的综合考虑供用电双方的集团用户最优电压偏差指标结果曲线图，从图7能够清楚地表现出供用电双方综合总经济性成本和电压偏差指标(用电压偏差度衡量并表示)间的相互关系趋势，分析得到集团用户最优电压偏差指标和相关参数值。进一步地利用表9和图7可以得出结论，集团用户最终唯一可获得的最优电压偏差指标值β为1.6％，再根据供电方向集团用户最初始供应的电压偏差指标值β0为3.8％计算可知，集团用户的电压偏差指标改善度e
pq
为57.9％；当集团用户获得最优电压偏差指标值β为1.6％时，对应的集团用户和供电方的各自总经济性成本c
jj
和cgj
分别为8.3万元、5.6万元，则此时供用电双方的综合总经济性成本c
zj
(综合总经济性成本即为c
jj
和c
gj
相加之和)为13.9万元，进而根据供电方向集团用户最初始供应的电压偏差指标值为β0时对应的供用电双方的综合总经济性成本为16.8万元计算可知，集团用户和供电方的综合总经济性成本节约程度e
zj
为17.3％。
[0181]
表9
[0182][0183]
示例性的，如表10所示，根据式(14)和式(17)相加得到谐波指标和供用电双方综合总经济性成本关系模型，进一步地根据该模型得到图8所示的综合考虑供用电双方的集团用户最优谐波指标结果曲线图，从图8能够清楚地表现出供用电双方综合总经济性成本和谐波指标(用谐波电流总畸变率衡量并表示)间的相互关系趋势，分析得到集团用户的最优谐波指标和相关参数值。进一步地利用表10和图8可以得出结论，集团用户最终唯一可获得的最优谐波指标值thdi为2.1％，再根据供电方向集团用户最初始供应的谐波指标值为3.2％计算可知，集团用户的谐波指标改善度e
pq
为34.4％；当集团用户获得最优谐波指标值thdi为2.1％时，对应的集团用户和供电方的各自总经济性成本c
jj
和c
gj
分别为8.8万元、6.1万元，则此时供用电双方的综合总经济性成本c
zj
为14.9万元，进而根据供电方向集团用户最初始供应的谐波指标值为时对应的供用电双方的综合总经济性成本为18.5万元计算可知，集团用户和供电方的综合总经济性成本节约程度e
zj
为19.5％。
[0184]
表10
[0185][0186]
综上所述，本发明能够在保证集团用户和供电方总经济性成本最低的同时，使各集团用户获得差异化最优供电质量。