一种考虑源荷响应特性的分布式电源并网方法与流程

1.本发明属于为分布式电源并网领域，是一种考虑源荷响应特性的分布式电源并网方法，通过合理配置电网中分布式电源与源荷侧资源，来全面改善电网综合效益。


背景技术：

2.现代电网中分布式电源的渗透率不断提高，抽水蓄能电站、可控负荷等越来越多的源荷侧资源开始响应电网需求，并在经济运行、消纳风光、削峰填谷等方面发挥积极作用。而由于各类源荷侧资源具有独特的配置特性，且源荷资源渗透率的提高增加了电网规划与运行的复杂度。因此，结合各类源荷侧资源特性制定分布式电源并网配置方案，对于现代智能电网经济稳定运行具有重要意义。目前对于源荷侧资源主要以控制负荷削减为主，通过电价补贴、分时电价等形式引导负荷用电调整，侧重经济效益。出版刊物智慧电力,2018,46(06):41-48，何德卫,杨威,陈皓勇等，电力市场环境下需求侧响应相关问题的探讨[j].对新能源利用、削峰填谷等问题鲜有研究，且未充分考虑各种负荷调整形式及抽蓄资源参与电网调控的影响，不能充分挖掘其调控潜力。


技术实现要素：

[0003]
本发明的目的是，克服现有方法的不足，提供一种考虑源荷响应特性后科学合理，计算快速、准确，高效实用的分布式电源并网方法，本方法为抽水蓄能电站及荷侧可控负荷的调控方式，并采用分层式模型，从经济运行、新能源消纳、电压稳定及削峰填谷角度全面评估各类资源的协调运行效益。
[0004]
本发明的目的是由以下技术方案来实现的：一种考虑源荷响应特性的分布式电源并网方法，其特征是，它包括以下步骤：
[0005]
1)建立源荷侧响应资源模型
[0006]
源荷侧可响应资源能够通过自身运行工况的转换适应电网需求，缓解因分布式电源及负荷侧波动产生的供需矛盾，可响应资源包括电源侧受电网调控的抽水蓄能电站、负荷侧受控响应负荷及根据分时电价自主转移的主动响应负荷；
[0007]
(1.1)抽水蓄能电站
[0008]
抽水蓄能电站是一种同时承担发电/用电作用的电源侧资源，能够根据电网需求转换自身供电/抽蓄运行状态，提升电网消纳波动性风光新能源能力，改善电网的调节能力，其作为受电网调控资源经济模型如下，
[0009][0010]
式中，w
ps
为抽水蓄能电站运行费用；ε
x
为抽蓄电站处于抽蓄工控时用电电价，εf为抽蓄电站处于供电工况时向电网供电电价，εh为抽蓄电站供电/抽蓄运行时单位功率运维成本；p
tx
为电站t时段抽蓄运行耗费功率，p
tf
为电站t时段供电运行所发功率；
[0011]
(1.2)负荷侧响应资源
[0012]
电网中负荷通过灵活调整自身用电状态参与电网调节，其调整形式有平移、转移和削减三种，考虑负荷侧资源受控响应，根据分时电价自主转移其中两种参与方式，建立响应模型，其中受控响应负荷调控成本与调控容量、调整时段负荷量与新能源发电量差值相关；
[0013]
(a)可平移负荷
[0014]
可平移负荷能将部分负荷整段平移至其他时段，对应于工业生产过程中长时间运行设备的受控启停调整及民用洗衣机、加热型家用电器长时间运行用电负荷，其响应特性为(2)式：
[0015][0016]
式中，w
shift
为可平移负荷响应成本；ε
dshift
为受控响应负荷单位功率进行平移调整价格，ε
price,tz
为t时段分时电价；λ为调整时段负荷量与新能源发电量差值补偿系数；p
idshift
为第i种受控响应负荷在t时段参与平移的功率，p
il
为t时段负荷总量，p
isr
为t时段新能源发电量，p
izshift
为用户主动响应负荷t时段平移负荷功率；n
dshift
、n
zshift
为受控、主动响应可平移负荷数量；
[0017]
(b)可转移负荷
[0018]
可转移负荷的调节区间与平移负荷的调节区间相比更大，可以将自身部分负荷分时、分段地转移，实现在可分配时段内的灵活分配，对应于工业制冷/制热设备及民用空调此种无固定用电设定的灵活负荷，其响应特性表述为(3)式：
[0019][0020]
式中，w
trans
为可转移负荷响应成本；ε
dtrans
为受控响应负荷单位功率进行转移调整价格；p
idtrans
为第i种受控响应负荷在t时段参与转移的功率，p
iztrans
为用户主动响应负荷t时段平移负荷功率；n
dtrans
、n
ztrans
为受控、主动响应可转移负荷数；
[0021]
(c)可削减负荷
[0022]
可削减负荷调控方式为在用电高峰期按电网需求削减负荷，对应于工业生产中的甩负荷及居民生活中部分生活负荷，其响应特性表述为(4)式：
[0023][0024]
式中，w
re
为可削减负荷响应成本；ε
dre
为受控响应负荷单位功率进行削减调整价格；p
idre
为第i种受控响应负荷在t时段参与削减的功率，p
izre
为用户主动响应负荷t时段削减负荷功率；n
dre
、n
zre
为受控、主动响应可削减负荷数量；
[0025]
2)建立分层式规划-运行模型
[0026]
考虑电网中源荷侧资源参与电网运行，构建分层式优化模型，上层为源荷侧资源规划问题，由网损灵敏度决定源侧分布式电源、抽水蓄能电站接入位置，由节点负荷类型、负荷大小、负荷可控化改造成本规划可响应负荷位置及容量，下层模型在规划层基础上，协调源荷侧资源运行，考虑优化方案在多指标上的综合效益；
[0027]
(2.1)上层源荷侧资源规划
[0028]
(d)源侧资源接入网损
[0029]
有功网损灵敏度表示电网中节点负荷所引起有功损耗的大小，若该节点接有负荷，则该节点对网络损耗影响程度大；反之，若该节点属于联络节点，无负荷功率流出，则该节点有功网损灵敏度为零，通过对各节点有功网损灵敏度的计算，有效的反映出节点功率波动时对整个网络潮流及损耗的影响情况，灵敏度指标为(5)式：
[0030][0031]
式中，pi、qi为i节点的负荷有功、无功功率；∑r
si
、∑x
si
为根节点s至节点i的等值电阻和电抗，分布式电源及抽蓄在接入电网中等效为负的负荷，能够降低节点负荷值，起到改善网损作用；
[0032]
(e)荷侧资源可控化改造成本
[0033]
将荷侧部分负荷改造为可控负荷，将投资成本等值计算为各年度成本，再将各类调控负荷投资成本等年值进行累加，统一为相同规划周期下的投资成本，
[0034][0035][0036][0037]
式中，v为受控响应负荷改造数量；c
li
为负荷改造成为受电网调控负荷的单位容量成本；d
liq
为第q种受控响应负荷改造容量；u
lt
为现值转化因子；y为等年值转化系数；r为利率；lq为第q种设备的寿命；
[0038]
(2.2)下层源荷侧资源协调效益
[0039]
综合考虑源荷侧资源响应特性，通过电网调控及电价引导从而使得各类资源能够在响应范围内做出灵活的调整，在此阶段以经济运行成本、新能源消纳率、电压稳定性及峰谷差率为评价指标，采用多目标优化求解方式对源荷侧资源参与电网调控效果进行评估；
[0040]
(f)经济运行成本
[0041]
r1＝w
ps
w
shift
w
trans
w
re
w
grid
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(9)
[0042]
式中，w
grid
为用户购电成本；
[0043]
(g)新能源消纳率
[0044][0045]
式中，p
tdr
为t时段电网的新能源弃电量；
[0046]
(h)电压稳定性指标
[0047][0048]
式中，u
i,t
为节点i在t时刻的电压值；u
i,n
为节点i额定电压；n为配电网总节点个数；
[0049]
(j)峰谷差率
[0050][0051]
式中，p’max
、p’min
为经优化后的负荷峰值、谷值，p
loadmax
为当日负荷最大值；
[0052]
利用融合多策略改进的粒子群算法进行多目标求解，形成源-荷优化配置方案，分析各方案综合效益指标，为源荷侧资源参与分布式电源并网提供辅助决策；
[0053]
3)建立分层式规划-运行模型
[0054]
优化过程中需要考虑源荷侧资源参与电网调控时不同的运行特性，且方案求解需要考虑在经济、稳定、风光使用及削峰填谷等方面的效果，因而该过程是一个多目标、多维度的优化问题，随着各类资源调控时段的细化，参与调控资源及运行场景的增多，需要在保持所需解的多样性的同时仍具有较高的求解效率，采用融合多策略改进的粒子群算法进行求解；
[0055]
在基本粒子群算法的基础上，采用累积快速非支配排序策略、动态优秀因子遗传策略、临近因子比较策略及概率控制方法：
[0056]
①
累积快速非支配排序策略
[0057]
在每一次迭代中比较各运行方案对应的适应度函数运行结果，依照支配、从属关系对代表各方案的粒子进行层次划分及次序排布；
[0058]
②
动态优秀因子遗传策略
[0059]
在计算过程中根据支配策略所得前沿解集结果，根据排序靠前层次、次序分布，动态的选择表现优秀的运行方案，不再对需延续到下一次迭代的样本数量进行固定，在迭代过程中保留优秀运行方案的多样性；
[0060]
③
临近因子比较策略
[0061]
在同一次迭代过程中，比较代表各方案的同级临近因子各评价指标，剔除其中差异度小于5％的粒子，保证同一层中的各因子之间有明显差异性；
[0062]
④
概率控制策略
[0063]
由非支配排序所产生的劣解因子，引入概率控制策略将劣解因子进行变异，作为良好粒子的部分补充延续到下一次迭代中，保留其多样性，同时随着迭代次数的增加，变异概率也从高到低缩小。
[0064]
本发明的一种考虑源荷响应特性的分布式电源并网方法，包括：对源荷侧资源进行分类，根据其响应特性构建源/荷侧资源参与电网运行的经济模型，采用分层式优化方法对分布式电源并网问题进行研究；在规划层依据网损灵敏度确定源侧分布式电源与抽蓄接入位置，并考虑经济成本确定荷侧受控响应负荷容量，运行层按照各类资源响应容量划分不同场景，考虑源荷侧资源协同作用，分析电网在经济运行、新能源消纳、电压稳定性及削峰填谷方面的效果；结合某区域实际电网进行仿真分析及验证，具有科学合理，计算快速、
准确，高效实用等优点。
附图说明
[0065]
图1为分层式优化流程图；
[0066]
图2为实际102节点系统接线图；
[0067]
图3为风电时序出力模型图；
[0068]
图4为光伏发电时序出力模型图；
[0069]
图5为电价曲线图；
[0070]
图6为节点网损灵敏度图；
[0071]
图7为多目标优化pareto解集图；
[0072]
图8为优化运行前24h源荷功率波动图；
[0073]
图9为优化运行后24h源荷功率波动图。
具体实施方式
[0074]
下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步描述：
[0075]
本发明的一种考虑源荷响应特性的分布式电源并网方法，包括以下步骤：
[0076]
1建立源荷侧响应资源模型
[0077]
源荷侧可响应资源能够通过自身运行工况的转换适应电网需求，缓解因分布式电源及负荷侧波动产生的供需矛盾。可响应资源包括电源侧受电网调控的抽水蓄能电站、负荷侧受控响应负荷及根据分时电价自主转移的主动响应负荷。
[0078]
1.1抽水蓄能电站
[0079]
抽水蓄能电站作为可同时承担发电/用电作用的电源侧资源，能够根据电网需求转换自身供电/抽蓄运行状态，提升电网消纳波动性风光新能源能力，改善电网的调节能力。其作为受电网调控资源经济模型如下所示。
[0080][0081]
式中，w
ps
为抽水蓄能电站运行费用；ε
x
为抽蓄电站处于抽蓄工控时用电电价，εf为抽蓄电站处于供电工况时向电网供电电价，εh为抽蓄电站供电/抽蓄运行时单位功率运维成本；p
tx
为电站t时段抽蓄运行耗费功率，p
tf
为电站t时段供电运行所发功率。
[0082]
1.2负荷侧响应资源
[0083]
电网中负荷可通过灵活调整自身用电状态参与电网调节，其调整形式主要分为平移、转移、削减三种。考虑负荷侧资源受控响应、根据分时电价自主转移两种参与方式，建立响应模型。其中受控响应负荷调控成本与调控容量、调整时段负荷量与新能源发电量差值相关。
[0084]
1)可平移负荷
[0085]
可平移负荷能将部分负荷整段平移至其他时段，对应于工业生产过程中长时间运行设备的受控启停调整及民用洗衣机、加热家电等长时间运行用电负荷。其响应特性可表述为：
[0086][0087]
式中，w
shift
为可平移负荷响应成本；ε
dshift
为受控响应负荷单位功率进行平移调整价格，ε
price,tz
为t时段分时电价；λ为调整时段负荷量与新能源发电量差值补偿系数；p
idshift
为第i种受控响应负荷在t时段参与平移的功率，p
il
为t时段负荷总量，p
isr
为t时段新能源发电量，p
izshift
为用户主动响应负荷t时段平移负荷功率；n
dshift
、n
zshift
为受控、主动响应可平移负荷数量。
[0088]
2)可转移负荷
[0089]
可转移负荷相较可平移负荷有具有更大的调节区间，其能够将自身部分负荷分时、分段地转移，实现在可分配时段内的灵活分配，对应于工业制冷/制热设备及民用空调等无固定用电设定的灵活负荷。其响应特性可表述为：
[0090][0091]
式中，w
trans
为可转移负荷响应成本；ε
dtrans
为受控响应负荷单位功率进行转移调整价格；p
idtrans
为第i种受控响应负荷在t时段参与转移的功率，p
iztrans
为用户主动响应负荷t时段平移负荷功率；n
dtrans
、n
ztrans
为受控、主动响应可转移负荷数量。
[0092]
3)可削减负荷
[0093]
可削减负荷主要调控方式为在用电高峰期按电网需求削减负荷，对应于工业生产中的甩负荷及居民生活中部分生活负荷等。其响应特性可表述为：
[0094][0095]
式中，w
re
为可削减负荷响应成本；ε
dre
为受控响应负荷单位功率进行削减调整价格；p
idre
为第i种受控响应负荷在t时段参与削减的功率，p
izre
为用户主动响应负荷t时段削减负荷功率；n
dre
、n
zre
为受控、主动响应可削减负荷数量。
[0096]
2建立分层式规划-运行模型
[0097]
考虑电网中源荷侧资源参与电网运行，构建分层式优化模型。上层为源荷侧资源规划问题，由网损灵敏度决定源侧分布式电源、抽水蓄能电站接入位置，由节点负荷类型、负荷大小、负荷可控化改造成本规划可响应负荷位置及容量。下层模型在规划层基础上，协调源荷侧资源运行，考虑优化方案在多指标上的综合效益。
[0098]
2.1上层源荷侧资源规划
[0099]
1)源侧资源接入网损
[0100]
有功网损灵敏度表示电网中节点负荷所引起有功损耗的大小，若该节点接有负荷，则该节点对网络损耗影响较大；反之，若该节点属于联络节点，无负荷功率流出，则该节点有功网损灵敏度为零。通过对各节点有功网损灵敏度的计算，可以有效反映出节点功率波动时对整个网络潮流及损耗的影响情况。灵敏度指标如下式所示。
[0101]
[0102]
式中，pi、qi为i节点的负荷有功、无功功率；∑r
si
、∑x
si
为根节点s至节点i的等值电阻和电抗。由式(6)可知，fi的值越大，表明该节点引起的有功损耗越大。分布式电源及抽蓄在接入电网中等效为负的负荷，能够降低节点负荷值，起到改善网损作用。
[0103]
2)荷侧资源可控化改造成本
[0104]
将荷侧部分负荷改造为可控负荷，将投资成本等值计算为各年度成本，再将各类调控负荷投资成本等年值进行累加，统一为相同规划周期下的投资成本。
[0105][0106][0107][0108]
式中，v为受控响应负荷改造数量；c
li
为负荷改造成为受电网调控负荷的单位容量成本；d
liq
为第q种受控响应负荷改造容量；u
lt
为现值转化因子；y为等年值转化系数；r为利率；lq为第q种设备的寿命；。
[0109]
2.2下层源荷侧资源协调效益
[0110]
综合考虑源荷侧资源响应特性，通过电网调控及电价引导从而使得各类资源能够在响应范围内做出灵活的调整。在此阶段以经济运行成本、新能源消纳率、电压稳定性及峰谷差率为评价指标，采用多目标优化求解方式对源荷侧资源参与电网调控效果进行评估。
[0111]
1)经济运行成本
[0112]
r1＝w
ps
w
shift
w
trans
w
re
w
grid
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(9)
[0113]
式中，w
grid
为用户购电成本。
[0114]
2)新能源消纳率
[0115][0116]
式中，p
tdr
为t时段电网的新能源弃电量。
[0117]
3)电压稳定性指标
[0118][0119]
式中，u
i,t
为节点i在t时刻的电压值；u
i,n
为节点i额定电压；n为配电网总节点个数。
[0120]
4)峰谷差率
[0121][0122]
式中，p’max
、p’min
为经优化后的负荷峰值、谷值，p
loadmax
为当日负荷最大值。
[0123]
利用融合多策略改进的粒子群算法进行多目标求解，形成源-荷优化配置方案，分
析各方案综合效益指标，为源荷侧资源参与分布式电源并网提供辅助决策。
[0124]
3建立分层式规划-运行模型
[0125]
优化过程中需要考虑源荷侧资源参与电网调控时不同的运行特性，且方案求解需要考虑在经济、稳定、风光使用及削峰填谷等方面的效果，因而该过程是一个多目标、多维度的优化问题。随着各类资源调控时段的细化，参与调控资源及运行场景的增多，需要在保持所需解的多样性的同时仍具有较高的求解效率，采用融合多策略改进的粒子群算法进行求解。
[0126]
在基本粒子群算法的基础上，为提升求解效率，并保证多目标求解结果的有效性、可靠性，引入累积快速非支配排序策略、动态优秀因子遗传策略、临近因子比较策略及概率控制策略，这四类策略主要内容如下。
[0127]
1)累积快速非支配排序策略
[0128]
在每一次迭代中比较各运行方案对应的适应度函数运行结果，依照支配、从属关系对代表各方案的粒子进行层次划分及次序排布。
[0129]
2)动态优秀因子遗传策略
[0130]
在计算过程中根据支配策略所得前沿解集结果，根据排序靠前层次、次序分布，动态的选择表现优秀的运行方案，不再对需延续到下一次迭代的样本数量进行固定，从而尽可能地在迭代过程中保留优秀运行方案的多样性。
[0131]
3)临近因子比较策略
[0132]
在同一次迭代过程中，比较代表各方案的同级临近因子各评价指标，剔除其中差异度较小粒子，保证同一层中的各因子之间有明显差异性。
[0133]
4)概率控制策略
[0134]
由非支配排序所产生的劣解因子，引入概率控制策略将劣解因子进行变异，作为良好粒子的部分补充延续到下一次迭代中，保留其多样性，同时随着迭代次数的增加，变异概率也从高到低缩小。
[0135]
3.2分层式规划-运行求解流程
[0136]
本发明采用的分层式优化方法具体流程见图1。
[0137]
4算例分析
[0138]
4.1基本参数设置
[0139]
本发明以实际66kv 102节点区域电网为例，接线如图2所示，其中1、11、34、72节点为变压器装配节点。该系统总有功负荷为104mw，其中工业负荷占比约为63％，共66mw，民用负荷占比约为28％，共29mw，拟在该区域接入风光电源，图3、图4所示，新能源容量配比上限为50％。
[0140]
利用融合多策略改进的粒子群算法对分层优化模型求解，具体参数设置见表1。
[0141]
表1融合多策略改进的粒子群算法参数设置
[0142][0143]
电网分时电价曲线如图5所示。
[0144]
工业负荷作为电网调控下的荷侧响应因素，其可控容量占比约为5％-10％，民用负荷作为荷侧主动资源参与电网调节的响应容量比例约为10％-15％；商业负荷受其自身运营机制所限，能够参与响应的可控比例较小，未考虑采暖、制冷等电能替代技术，故忽略不计。
[0145]
4.2仿真分析
[0146]
在上层规划阶段考虑电源接入计算各节点网损灵敏度fi确定分布式电源及抽蓄并网初始安装位置。由图6可知，风光分别在42、97节点接入时对网损改善效果最为明显，而抽蓄的接入位置选择在三个变压器节点中网损灵敏度最高的34节点。
[0147]
设定工业负荷的可控上限为10％，作为荷侧资源参与电网调控。选取改造容量分别为5％、10％两种场景，工业负荷改造成本为2.6万元/mw，年利率0.08，规划总时段为5年，改造时间为2年。根据式(6)-(8)，折算到等年值分别为1.78万元、3.57万元。此外源侧资源还包括抽蓄响应容量5mw，同时设定民用负荷的10％作为主动响应负荷参与电网运行。设置风光渗透率为20％，选择较大的工业负荷节点13、20、31、38、75、88作为受控响应负荷承担调控任务参与电网运行，共计26.5mw；选择居民负荷节点16、36、83作为主动响应负荷在电价引导下参与电网运行，共计11.2mw。各类资源参与下的运行方案pareto解集如图7所示，其中每个非劣解都对应一组优化方案，选取部分典型方案如表2所示。
[0148]
表2典型方案的多目标优化结果
[0149][0150]
结合图7及表2可以看出，在各类资源设定的响应范围内，随着经济运行成本的增加，新能源消纳率逐渐提升，电压偏差减小，电压稳定性及削峰填谷效果得到改善。表明电网通过调控手段调动更多的资源参与运行，从而改善电网中新能源消纳率等各项指标。
[0151]
从电网节能减排考虑，选取其中方案一分析24小时源-荷资源波动时序特性。优化运行结果如图8、图9所示。
[0152]
图8中，优化前典型日负荷曲线波峰位于8:00～10:00及19：00～22：00时段，峰谷差为69.9mw。综合能源最小出力为传统火电机组最低出力与风光出力之和。不难看出，在23:00～7:00时段综合能源最小出力高于负荷需求，进而导致弃风弃光。图9中，经过方案一优化后，负荷峰谷差率降低了16.1％。抽蓄机组作为电网发电的补充，在23:00～6:00用电低谷期处于抽蓄状态，而在7:00～22:00处于发电状态，在电网荷侧资源参与下，可削减负荷在6:00～22:00时段对生产负荷进行灵活减载；可转移负荷在1:00～11:00、24：00时段内对相应负荷完成再分配；可平移负荷平移至1:00～14:00时段。在23:00～7:00时段内的弃风弃光量明显降低，新能源消纳率由85.6％提升至96.2％。
[0153]
结果表明，源荷侧资源的参与使负荷时序波动更加贴合综合能源出力情况，并且源荷侧资源在电网运行过程中能够根据削峰填谷的需要，进行灵活的转移与削减。在此过
程中，可削减负荷只能在固定时刻削减自身出力参与电网运行，因此主要在削峰方面发挥作用；相对而言，可转移负荷与可平移负荷则能在相应时段内灵活调节出力分布，故在风光消纳和削峰填谷方面具有更大优势。
[0154]
在此基础上，为了对比三类源荷侧资源参与电网运行的效果，按照参与容量设定不同场景，进行多目标优化计算。优先选择新能源消纳率最高的方案作为典型方案进行分析。
[0155]
在表3中，风光渗透率20％，抽蓄容量保持在5％，受控响应负荷分为5％、10％两种场景，主动响应负荷参与容量范围5％-15％，典型优化结果见表3。
[0156]
表3典型运行场景优化方案
[0157][0158][0159]
表3中，在受控响应负荷占比由5％上升至10％，而主动响应负荷占比不变(10％)的情况下，运行成本提高4.9％，新能源消纳率提升0.9％，峰谷差率下降了1.1％。当受控响应负荷占比不变(5％)，而主动响应负荷占比由5％提高至15％的情况下，运行成本降低2.3％，新能源消纳率提升0.9％，峰谷差值减小2.7％。各场景中电压稳定指标近似，分析其原因主要是由于各类响应负荷占比较小。各方案之间差别主要体现在经济效益、新能源消纳率及峰谷差值上。当主动响应负荷参与量保持一定时，随着受控响应负荷占比的提高，运行成本上升，同时新能源消纳率提高、峰谷差率降低。而在同一场景中，受控响应负荷比例保持一定，当主动响应负荷比例上升，电网运行成本下降，新能源消纳率升高且峰谷差率降低。结果表明，主动响应负荷占比相对较小，其在电价引导下积极参与电网运行能够经济地促进风光使用。而受控响应负荷在系统控制下产生了一定的转移成本，由于此类负荷一般为大型工业单位，其集中可控性较高且容量较大，因此在风光消纳、削峰填谷方面有更为显著优势。4.3不同电网运行工况下的影响评估
[0160]
风光能源占比由20％提升至40％，抽蓄参与响应容量上限不变。仍以新能源消纳率最高为典型方案选取标准，在不同场景下所获得典型优化方案结果如表4所示。
[0161]
表4典型运行场景优化方案
[0162][0163]
表4各场景中，在主动响应负荷占比保持15％不变，受控响应负荷占比由5％上升至10％的情况下，运行成本提高3.4％，新能源消纳率提升0.6％，峰谷差率减小1.2％。当受控响应负荷占比不变(10％)，主动响应负荷占比由5％提高至15％时，运行成本降低1.3％，新能源消纳率提升0.9％，峰谷差率减小5.9％。由于受容量限制，各方案中电压稳定指标差别仍然较小。
[0164]
风光渗透率达到40％的场景中，在允许响应范围内充分调动负荷侧资源参与电网调控，虽然能对电网各项指标起到改善作用，但是受限于负荷侧响应负荷的容量，已难以继续消纳风光等新能源发电。
[0165]
不难看出，随着风光渗透率的持续升高，荷侧资源参与调控的能力存在瓶颈，继续扩充其参与响应容量会增大规划改造成本和难度，进而导致供需冲突激化。考虑电网中的源侧可控资源，增加5％的抽蓄响应容量，即参与容量由5mw增加至10mw时，进一步研究其综合效益，典型优化结果如表5所示。
[0166]
表5典型运行场景优化方案
[0167][0168]
在表5中，风光渗透率保持20％不变，抽蓄机组容量为5mw，增加5％的受控响应负荷作为荷侧资源时，经济成本上升3.4％，新能源消纳率提高0.4％，削峰填谷效果改善4.3％。保持荷侧5％占比不变，抽蓄机组参与容量提升至10mw时，经济运行成本下降6.0％，新能源消纳率上升2.2％，峰谷差率下降4.3％。可以看出，扩充不同类型荷侧资源容量对电网运行有不同影响。在参与运行的抽蓄机组容量保持一定的情况下，增加受控响应负荷容量，能够以调控成本为代价改善风光使用与削峰填谷效果。相对而言，抽蓄机组容量增加对
于各项指标的改善效果比受控响应负荷更为显著，能够降低经济成本，同时提高新能源消纳率，缩小峰谷差，在风光渗透率达40％时仍有相同的规律。
[0169]
结果表明，电网中作为荷侧资源的两类负荷能够进行日内的灵活分配，从而响应电网需求，但其可供调整部分受到自身响应容量、时段及可控形式的限制。抽水蓄能电站虽然投资建设成本较大，但能够根据电网需求灵活的切换运行状态，在其响应能力范围内完成抽蓄/发电状态的转换，具有更大的灵活、可控特性。抽蓄能够在电网调控下大容量、集中性地参与电网运行，在用电低谷期低价用电，在用电高峰期供电。随着抽蓄参与调控容量的增加，电网中各项指标改善效果显著，可作为系统消纳风光、削峰填谷的主要手段。
[0170]
本发明实施例中的计算条件、图例等仅用于对本发明作进一步的说明，并非穷举，并不构成对权利要求保护范围的限定，本领域技术人员根据本发明实例获得的启示，不经过创造性劳动就能够想到其它实质上等同的替代，均在本发明保护范围内。