本发明涉及广义需求响应领域，具体是一种基于时序生产模拟的广义需求响应优化配比研究方法。
背景技术：
从电力系统运行角度来看，需求响应可使用户在短时间内减少电力需求，改善系统负荷曲线，等效增加电力系统备用容量，确保了电力系统可靠性运行。在系统紧急情况下，可以通过实施各种需求响应项目，避免大规模停电事故的发生。除了可缓解电力系统容量不足情况外，需求响应资源同发电资源一样可以参与电力市场交易，确保供需实时保持平衡，提高电网可靠性。目前国内北京、江苏、上海、广东、天津、河南、浙江及江西等地已成功实施电力需求侧响应综合试点工作。可以预见,未来需求响应项目在中国的建设将进一步开展，有必要在电源优化或电力系统运行分析中考虑需求响应的影响，因此在进行电力系统生产模拟时引入需求响应，具有十分重要的现实意义。
生产模拟是研究现代电力系统运营的一个重要工具，能够提供系统在最优运行方式下生产成本的期望值、可靠性及新能源消纳率等重要指标，在电力行业已取得广泛应用。已开展需求响应试点工作中的部分省份明确提出，工业负荷的补贴方式大多直接根据工业用户参与需求响应的电量进行补贴。居民负荷通过需求响应临时性减少的高峰电力最终获得的补贴与响应次数相关，响应次数不足会导致补贴减少，甚至无补贴。该奖惩机制是年度制，随着需求响应市场化越来越成熟，可采用月度制或考核制，预先给定一定的补贴标准，根据用户实际的表现给予奖惩，在保证响应容量的同时，鼓励更多的用户参与其中。一般来说，设定的补贴价格较高时，会有更多的居民用户自愿参与需求响应，但会使电力系统运行的成本负担增加；而补贴价格较低时，则会降低居民用户参与需求响应的积极性与用户行为的可控性，进而增加电力系统的不确定性。因此构建一种新的面向生产模拟的需求响应模型，用以确定居民用户参与需求响应的补贴价格，进而计算居民负荷与工业负荷在需求响应中的配比，是当前亟待解决的问题。
技术实现要素：
本发明的目的在于提供一种基于时序生产模拟的广义需求响应优化配比研究方法，本发明研究方法从电力系统生产模拟的角度出发，分析了居民负荷和工业负荷在需求响应中的角色与价值；根据当前国内部分省份制定的需求响应补贴政策，建立了工业负荷和居民负荷在需求响应中的优化配比模型；能有效减少需求响应的补贴成本，为含需求响应的电力系统的运行模拟问题以提供了有力的分析工具。
本发明的目的可以通过以下技术方案实现：
一种基于时序生产模拟的广义需求响应优化配比研究方法,所述研究方法包括以下步骤：
s1：根据电源参数、电源出力情况以及区外来电情况，建立常规发电机组模型、区外来电模型和储能模型；
s2：根据系统负荷侧资源响应情况，分析居民负荷和工业负荷参与需求响应时的特性，建立需求侧响应在系统运行中的模型；
s3:以电力系统运行经济性最优为目标，根据电力系统时序负荷曲线，各类型机组的出力情况，建立电力系统时序运行模拟模型，确定电力系统的开机组合；
s4：以需求响应补贴成本最低为目标，结合负荷侧资源响应情况，通过时序运行模拟确定工业负荷与居民负荷参与需求响应的配比。
进一步的，所述s1具体包括：
s11：分析常规机组出力特性；火电机组的实际出力接近或达到额定出力，燃气轮机考虑其运行在系统尖峰负荷位置、凝气式机组出力不能小于机组的最小技术出力；
s12：预测可再生能源出力，在运行模拟模型中引入切除新能源机制，使模型在系统无法提供调峰容量，系统备用容量不足或新能源送出受阻情况下切除部分可再生能源出力；根据日前测值，将新能源实际出力控制在预测值或者以下的范围内运行；根据电网运行环保与节能的要求，在电网能够接纳的情况下要求新能源全额上网；
s13：根据受端电网的负荷特性，采用三段式出力模型对区外来电进行建模；从受端电网的角度出发，在送端风电和火电装机构成已经确定的前提下，利用其调节能力为受端电网调峰；区外来电在参与生产模拟的建模思路；
s14：储能电站充放电模型如下：
进一步的，所述wt为t时刻储能电站中存储的电量；μloss为储能电站自身的能量损耗率；ηch、ηdis分别为储能电站充电效率、放电效率；pch,t、pdis,t分别为t时刻储能电站充电功率、放电功率；δt为时间间隔；uch,t、udis,t分别为t时刻储能电站充、放电状态，uch,t、udis,t为0-1的变量，
进一步的，所述s2具体包括：
s21:分析居民负荷的需求响应特性；将居民负荷分为不可控负荷、可转移负荷和可削减负荷三大类；可转移负荷与可中断负荷可作为主动负荷参与需求响应，满足分布式电源消纳需求；系统内居民负荷在各时刻提供的最大可参与削峰响应的容量为：
m'max(t)＝rtotal·r·pav·sim(t)·lp·cmax
s22:分析居民负荷的需求响应特性；在仅考虑负荷提供调频和非旋转备用服务的系统中，参与需求响应的工业负荷在调度周期内t时刻的提供最大可参与削峰响应的容量为：
m”max(t)＝∑prmax(t) ∑τipnsmax(t)
进一步的，所述prmax为各时刻参与需求响应的工业企业可提供的最大调频容量，τipnsmax(t)为各时刻系统负荷可提供的最大旋转备用折算容量；rtotal为电力系统内居民用户总数，r为居民用户参与需求响应的比例，其大小与补贴价格正相关；pav为单个居民用户可控负荷装机量的平均值；sim(t)为各时刻可控负荷的同时使用率；lp为居民用户使用可控负荷的平均负载率；cmax为可控负荷的最大切负荷率。
进一步的，所述s3具体包括：
s31:为提高电网的经济效益，选定的系统目标函数为电力系统运行经济性最优来进行时序生产模拟；目标函数如下：
s32:火电机组的出力约束主要包括出力的上下限约束、机组的爬坡、滑坡约束以及最小启停时间约束，如下：
s33:除步骤1内其他常规机组、新能源和储能的约束，在电力系统时序运行模拟模型中还存在其他约束如下：
功率平衡约束：
备用约束：
进一步的，所述t为优化周期内时段总数；j为发电机组下标，机组总数为nj；发电机组可视为可启停机组和不可启停机组的集合；ci为各发电机组对应的发电成本曲线；pj,t为t时刻机组j的发电量；
进一步的，所述dr(t)、vf(t)为各时刻电力系统内参与削峰响应和填谷响应的电量，其数值大小由负荷曲线和需求响应政策决定；load(t)为各时刻系统的负荷大小；nc、nf为不可启停机组和可启停机组的机组总数；pnu(t)为各时刻核电机组的出力，由于核电机组的运行费用较低和安全性限制，正常运行时核电机组不参与系统的调峰，各个机组满负荷运行；
进一步的，所述s4具体包括：
s41：考虑以经济性为目标，建立工业负荷和居民负荷在需求响应中的优化配比模型，将各时刻参与需求响应的电量视为居民负荷响应与工业负荷响应之和，其模型优化目标如下：
s42：模型约束条件如下：
st.vf1(t) vf2(t)＝vf(t)
dr1(t) dr2(t)＝dr(t)
0≤dr1(t)≤m'max(t)
0≤dr2(t)≤m”max(t)
0≤vf1(t)≤m'max(t)
0≤vf2(t)≤m”max(t)
进一步的，所述t为系统优化周期的时段总数，t′为居民负荷参与需求响应的补贴周期，按年补贴，随着需求响应市场化越来越成熟，采用月度制或考核制；cost1、cost2分别为工业负荷参与削峰响应和填谷响应时对应的每千瓦时电量的补贴价格；subsidy(i)为此参与率下对应的居民每周期补贴价格；dr2(t)、vf2(t)分别为参与削峰与填谷需求响应的工业负荷；dr1(t)、vf1(t)分别为参与削峰和填谷响应的居民负荷。
本发明的有益效果：
1、本发明研究方法从电力系统生产模拟的角度出发，分析了居民负荷和工业负荷在需求响应中的角色与价值；
2、本发明研究方法根据当前国内部分省份制定的需求响应补贴政策，建立了工业负荷和居民负荷在需求响应中的优化配比模型；
3、本发明研究方法能有效减少需求响应的补贴成本，为含需求响应的电力系统的运行模拟问题以提供了有力的分析工具。
附图说明
下面结合附图对本发明作进一步的说明。
图1是本发明研究方法流程图；
图2是本发明区外来电在参与生产模拟的建模思路示意图；
图3是本发明时序负荷曲线结构示意图；
图4是本发明全年风力预测出力结构示意图；
图5是本发明全年光伏预测出力结构示意图；
图6是本发明全年各时刻需求响应的削峰和填谷电量示意图；
图7是本发明全年各时刻居民负荷参与削峰、填谷响应电量示意图；
图8是本发明全年各时刻工业负荷参与削峰、填谷响应电量示意图；
图9是本发明居民期望的补贴与参与需求响应比例折线图示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。
一种基于时序生产模拟的广义需求响应优化配比研究方法,研究方法包括以下步骤：
s1：根据电源参数、电源出力情况以及区外来电情况，建立常规发电机组模型、区外来电模型和储能模型；
具体包括以下步骤：
s11：分析常规机组出力特性；火电机组的实际出力接近或达到额定出力，燃气轮机考虑其运行在系统尖峰负荷位置、凝气式机组出力不能小于机组的最小技术出力；
s12：预测可再生能源出力，在运行模拟模型中引入切除新能源机制，使模型在系统无法提供调峰容量，系统备用容量不足或新能源送出受阻情况下切除部分可再生能源出力；根据日前测值，将新能源实际出力控制在预测值或者以下的范围内运行；根据电网运行环保与节能的要求，在电网能够接纳的情况下要求新能源全额上网。
s13：根据受端电网的负荷特性，采用三段式出力模型对区外来电进行建模；从受端电网的角度出发，在送端风电和火电装机构成已经确定的前提下，利用其调节能力为受端电网调峰；区外来电在参与生产模拟的建模思路，如图2所示。
s14：储能电站充放电模型如下：
式中：wt为t时刻储能电站中存储的电量；μloss为储能电站自身的能量损耗率；ηch、ηdis分别为储能电站充电效率、放电效率；pch,t、pdis,t分别为t时刻储能电站充电功率、放电功率；δt为时间间隔；uch,t、udis,t分别为t时刻储能电站充、放电状态，uch,t、udis,t为0-1的变量，
s2：根据系统负荷侧资源响应情况，分析居民负荷和工业负荷参与需求响应时的特性，建立需求侧响应在系统运行中的模型；
s21:分析居民负荷的需求响应特性；将居民负荷分为不可控负荷、可转移负荷和可削减负荷三大类；不可控负荷如照明类设备，其通断电将影响居民正常生活，不参与需求响应；可转移负荷如电热水器、洗碗机等设备，用电时间较为灵活，在某一时间内完成工作需求即可；可中断负荷短时断电不影响居民的正常生活，因此可转移负荷与可中断负荷可作为主动负荷参与需求响应，满足分布式电源消纳需求；
系统内居民负荷在各时刻提供的最大可参与削峰响应的容量为：
m'max(t)＝rtotal·r·pav·sim(t)·lp·cmax
式中：rtotal为电力系统内居民用户总数，r为居民用户参与需求响应的比例，其大小与补贴价格正相关；pav为单个居民用户可控负荷装机量的平均值；sim(t)为各时刻可控负荷的同时使用率；lp为居民用户使用可控负荷的平均负载率；cmax为可控负荷的最大切负荷率。
s22:分析居民负荷的需求响应特性；工业负荷由于生产设备、工艺流程、电价敏感度等因素不同，提供需求响应的潜力及经济性存在较大差异。如钢铁工业对用电设备供电的可靠性要求较高，大部分生产设备为一级或二级负荷，负荷率较高，其焦化、冶炼等环节因生产工艺需要，属一类负荷，不具备移峰填谷的潜力，其他工艺环节中部分负荷如轧钢设备属于二类负荷，具有可中断负荷比例；由于日负荷曲线呈现出明显的峰谷特点，机械制造行业具有较大的错峰生产潜力，转移负荷能力很强；安排行业内冲出性负荷和电加热炉等设备安排在电网低谷时段消耗，转移很大一部分高峰负荷。在仅考虑负荷提供调频和非旋转备用服务的系统中，参与需求响应的工业负荷在调度周期内t时刻的提供最大可参与削峰响应的容量为：
m”max(t)＝∑prmax(t) ∑τipnsmax(t)
式中：prmax为各时刻参与需求响应的工业企业可提供的最大调频容量，τipnsmax(t)为各时刻系统负荷可提供的最大旋转备用折算容量。
s3:以电力系统运行经济性最优为目标，根据电力系统时序负荷曲线，各类型机组的出力情况，建立电力系统时序运行模拟模型，确定电力系统的开机组合；
s31:为提高电网的经济效益，选定的系统目标函数为电力系统运行经济性最优来进行时序生产模拟；目标函数如下：
式中：t为优化周期内时段总数；j为发电机组下标，机组总数为nj；发电机组可视为可启停机组和不可启停机组的集合；ci为各发电机组对应的发电成本曲线；pj,t为t时刻机组j的发电量；
s32:火电机组的出力约束主要包括出力的上下限约束、机组的爬坡、滑坡约束以及最小启停时间约束，如下：
式中：pcmin，pcmax分别为机组的不可启停机组最小、最大出力；pfmin，pfmax分别为可启停机组的最小、最大出力；ic为日内不可启停机组状态变量，
s33:除步骤1内其他常规机组、新能源和储能的约束，在电力系统时序运行模拟模型中还存在其他约束如下：
功率平衡约束：
式中：dr(t)、vf(t)为各时刻电力系统内参与削峰响应和填谷响应的电量，其数值大小由负荷曲线和需求响应政策决定；load(t)为各时刻系统的负荷大小；nc、nf为不可启停机组和可启停机组的机组总数；pnu(t)为各时刻核电机组的出力，由于核电机组的运行费用较低和安全性限制，正常运行时核电机组不参与系统的调峰，各个机组满负荷运行。
备用约束：
式中：
s34:采用时序运行模拟方法，对某省电网进行生产模拟；时序生产模拟的总时长为8760个时段，模拟的时间间隔为1h；获得时序负荷曲线和风电和光伏预测出力分别如图3、图4、图5所示。
s35:根据s33所建立的电力系统时序生产模拟模型，结合该省的预测数据，得到全年各时刻需求响应的削峰和填谷电量，如图6所示；通过统计优化后的全时序负荷曲线可知，全年通过需求响应完成削峰60小时、最大响应容量750万千瓦，共计电量2.16亿千瓦时；通过需求响应完成填谷15小时、最大响应容量218万千瓦，共计电量0.123亿千瓦时。
s4：以需求响应补贴成本最低为目标，结合负荷侧资源响应情况，通过时序运行模拟确定工业负荷与居民负荷参与需求响应的配比；
s41：考虑以经济性为目标，建立工业负荷和居民负荷在需求响应中的优化配比模型，将各时刻参与需求响应的电量视为居民负荷响应与工业负荷响应之和，其模型优化目标如下：
s42：模型约束条件如下：
st.vf1(t) vf2(t)＝vf(t)
dr1(t) dr2(t)＝dr(t)
0≤dr1(t)≤m'max(t)
0≤dr2(t)≤m”max(t)
0≤vf1(t)≤m'max(t)
0≤vf2(t)≤m”max(t)
式中：t为系统优化周期的时段总数，t′为居民负荷参与需求响应的补贴周期，按年补贴，随着需求响应市场化越来越成熟，采用月度制或考核制；cost1、cost2分别为工业负荷参与削峰响应和填谷响应时对应的每千瓦时电量的补贴价格；subsidy(i)为此参与率下对应的居民每周期补贴价格；dr2(t)、vf2(t)分别为参与削峰与填谷需求响应的工业负荷。dr1(t)、vf1(t)分别为参与削峰和填谷响应的居民负荷。
s43：根据该省需求响应政策，在削峰方面，考虑全时序负荷曲线5％全省最大负荷的需求响应；在填谷方面，对负荷曲线特性中日峰谷差率大于35％的天进行日内填谷；
s44：工业负荷的补贴方式为按参与需求响应的用电量进行补贴：调控时间<60分钟时电价标准为10元/千瓦时，调控时间为60-120分钟之间时电价标准为12元/千瓦时，调控时间>120分钟时电价标准为15元/千瓦时；对通过需求响应临时性增加(填谷)负荷，促进可再生能源电力消纳，执行可再生能源消纳补贴：约定响应谷时段可再生能源消纳补贴为5元/千瓦，平时段补贴为8元/千瓦；居民负荷的补贴方式则是对自愿参与需求响应的居民按月给予补贴。据该省对居民用户参与需求响应期望补贴的调研报告，对报告中所得数据做二次拟合，得到该省居民用户期望的补贴与参与需求响应的比例折线图,如图7所示。
s45：根据s2中建立的模型，得到全省全年各时刻居民负荷和工业负荷参与需求响应的电量，其中居民负荷如图8所示，工业负荷如图9所示；该省在3月-5月、9月-11月无需开展需求响应；其余各月居民负荷和工业负荷参与需求响应电量、配比及补贴成本如表1所示；
表1开展需求响应月份补贴情况
7-8月需求响应次数较多，应当在7月和8月分别对11.3％和24.9％的居民用户给予补贴，以激励这部分用户参与需求响应，补贴价格分别为每户47元/月和56元/月；而在其他月份，由于响应次数较少，宜仅调度工业负荷参与响应，从而使所需的补贴成本更少。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“示例”、“具体示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。
以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。
1.一种基于时序生产模拟的广义需求响应优化配比研究方法,其特征在于，所述研究方法包括以下步骤：
s1：根据电源参数、电源出力情况以及区外来电情况，建立常规发电机组模型、区外来电模型和储能模型；
s2：根据系统负荷侧资源响应情况，分析居民负荷和工业负荷参与需求响应时的特性，建立需求侧响应在系统运行中的模型；
s3:以电力系统运行经济性最优为目标，根据电力系统时序负荷曲线，各类型机组的出力情况，建立电力系统时序运行模拟模型，确定电力系统的开机组合；
s4：以需求响应补贴成本最低为目标，结合负荷侧资源响应情况，通过时序运行模拟确定工业负荷与居民负荷参与需求响应的配比。
2.根据权利要求1所述的一种基于时序生产模拟的广义需求响应优化配比研究方法,其特征在于，所述s1具体包括：
s11：分析常规机组出力特性；火电机组的实际出力接近或达到额定出力，燃气轮机考虑其运行在系统尖峰负荷位置、凝气式机组出力不能小于机组的最小技术出力；
s12：预测可再生能源出力，在运行模拟模型中引入切除新能源机制，使模型在系统无法提供调峰容量，系统备用容量不足或新能源送出受阻情况下切除部分可再生能源出力；根据日前测值，将新能源实际出力控制在预测值或者以下的范围内运行；根据电网运行环保与节能的要求，在电网能够接纳的情况下要求新能源全额上网；
s13：根据受端电网的负荷特性，采用三段式出力模型对区外来电进行建模；从受端电网的角度出发，在送端风电和火电装机构成已经确定的前提下，利用其调节能力为受端电网调峰；区外来电在参与生产模拟的建模思路；
s14：储能电站充放电模型如下：
3.根据权利要求2所述的一种基于时序生产模拟的广义需求响应优化配比研究方法,其特征在于，所述wt为t时刻储能电站中存储的电量；μloss为储能电站自身的能量损耗率；ηch、ηdis分别为储能电站充电效率、放电效率；pch,t、pdis,t分别为t时刻储能电站充电功率、放电功率；δt为时间间隔；uch,t、udis,t分别为t时刻储能电站充、放电状态，uch,t、udis,t为0-1的变量，
4.根据权利要求2所述的一种基于时序生产模拟的广义需求响应优化配比研究方法,其特征在于，所述s2具体包括：
s21:分析居民负荷的需求响应特性；将居民负荷分为不可控负荷、可转移负荷和可削减负荷三大类；可转移负荷与可中断负荷可作为主动负荷参与需求响应，满足分布式电源消纳需求；系统内居民负荷在各时刻提供的最大可参与削峰响应的容量为：
m'max(t)＝rtotal·r·pav·sim(t)·lp·cmax
s22:分析居民负荷的需求响应特性；在仅考虑负荷提供调频和非旋转备用服务的系统中，参与需求响应的工业负荷在调度周期内t时刻的提供最大可参与削峰响应的容量为：
m”max(t)＝∑prmax(t) ∑τipnsmax(t)。
5.根据权利要求4所述的一种基于时序生产模拟的广义需求响应优化配比研究方法,其特征在于，所述prmax为各时刻参与需求响应的工业企业可提供的最大调频容量，τipnsmax(t)为各时刻系统负荷可提供的最大旋转备用折算容量；rtotal为电力系统内居民用户总数，r为居民用户参与需求响应的比例，其大小与补贴价格正相关；pav为单个居民用户可控负荷装机量的平均值；sim(t)为各时刻可控负荷的同时使用率；lp为居民用户使用可控负荷的平均负载率；cmax为可控负荷的最大切负荷率。
6.根据权利要求4所述的一种基于时序生产模拟的广义需求响应优化配比研究方法,其特征在于，所述s3具体包括：
s31:为提高电网的经济效益，选定的系统目标函数为电力系统运行经济性最优来进行时序生产模拟；目标函数如下：
s32:火电机组的出力约束主要包括出力的上下限约束、机组的爬坡、滑坡约束以及最小启停时间约束，如下：
s33:除步骤1内其他常规机组、新能源和储能的约束，在电力系统时序运行模拟模型中还存在其他约束如下：
功率平衡约束：
备用约束：
7.根据权利要求6所述的一种基于时序生产模拟的广义需求响应优化配比研究方法,其特征在于，所述t为优化周期内时段总数；j为发电机组下标，机组总数为nj；发电机组可视为可启停机组和不可启停机组的集合；ci为各发电机组对应的发电成本曲线；pj,t为t时刻机组j的发电量；
8.根据权利要求6所述的一种基于时序生产模拟的广义需求响应优化配比研究方法,其特征在于，所述dr(t)、vf(t)为各时刻电力系统内参与削峰响应和填谷响应的电量，其数值大小由负荷曲线和需求响应政策决定；load(t)为各时刻系统的负荷大小；nc、nf为不可启停机组和可启停机组的机组总数；pnu(t)为各时刻核电机组的出力，由于核电机组的运行费用较低和安全性限制，正常运行时核电机组不参与系统的调峰，各个机组满负荷运行；
9.根据权利要求6所述的一种基于时序生产模拟的广义需求响应优化配比研究方法,其特征在于，所述s4具体包括：
s41：考虑以经济性为目标，建立工业负荷和居民负荷在需求响应中的优化配比模型，将各时刻参与需求响应的电量视为居民负荷响应与工业负荷响应之和，其模型优化目标如下：
s42：模型约束条件如下：
st.vf1(t) vf2(t)＝vf(t)
dr1(t) dr2(t)＝dr(t)
0≤dr1(t)≤m'max(t)
0≤dr2(t)≤m”max(t)
0≤vf1(t)≤m'max(t)
0≤vf2(t)≤m”max(t)。
10.根据权利要求9所述的一种基于时序生产模拟的广义需求响应优化配比研究方法,其特征在于，所述t为系统优化周期的时段总数，t′为居民负荷参与需求响应的补贴周期，按年补贴，随着需求响应市场化越来越成熟，采用月度制或考核制；cost1、cost2分别为工业负荷参与削峰响应和填谷响应时对应的每千瓦时电量的补贴价格；subsidy(i)为此参与率下对应的居民每周期补贴价格；dr2(t)、vf2(t)分别为参与削峰与填谷需求响应的工业负荷；dr1(t)、vf1(t)分别为参与削峰和填谷响应的居民负荷。
技术总结