新型电力系统下源荷储协调调度方法研究

樊国旗，王秋硕，黄 健，张 波，林 振，宋宪可，吕 齐，支月媚

（1.国网金华供电公司，浙江 金华 321001；
2.国网龙泉市供电公司，浙江 龙泉 323700）

构建以新能源为主体的新型电力系统，是实现“碳达峰、碳中和”目标的重要举措[1-2]，电网随着新能源的大规模接入和负荷的快速增长，受到源荷不确定性（新能源出力不确定性和负荷大小不确定）和电网传输约束影响，将产生供电能力不足问题[3-5]。

针对此类问题，在源荷不确定性方面，文献[6 -7]根据电力损失概率建立储能等其他调节资源与新能源动态配置模型。

在断面传输约束方面，文献[8]根据新能源和负荷大小建立断面动态限额控制方法；
文献[9]针对受端电网低电压问题，提出安装调相机和切负荷控制提高电压支撑能力方法。

上述文献多通过正常状态下平抑新能源波动、优化等效负荷、提高供电能力或者紧急状态下切负荷增强电压支撑能力，没有通过紧急状态下调用柔性负荷代替切负荷并结合正常状态下优化等效负荷的方法，因此，本文提出一种新型电力系统下源荷储协调调度方法，针对紧急状态下受端电网电压支撑不足问题，采取调用柔性负荷代替切负荷结合储能和火电机组共同调节方法，提高电压支撑能力；
针对正常状态下电力供应不足问题，采取柔性负荷和储能调用优化等效负荷，减少电力供电不足电量。

某地区新能源以光伏为主，光伏随机性较强，受气象影响较大，例如光照强度、云遮挡和晴雨，该地区最大日新能源、最大日负荷和等效负荷如图1 所示，新能源出力准确率如图2 所示，其中0.8 表示最大日新能源乘0.8 倍系数。

图1 负荷、新能源和等效负荷曲线

图2 新能源出力准确率

等效负荷为负荷与新能源的差值，如式（1）所示。

式中：PL，eq，t为等效负荷功率；
PL，t为负荷功率；
PN，t为新能源功率。

该地区为受端电网，负荷增长较快，存在电力供应不足问题，电力供应不足量PL，a，t如式（2）所示。

2.1 柔性负荷

柔性负荷划分如图3 所示，紧急状态下可以通过频率响应负荷和电压响应负荷进行控制，频率响应负荷调节速度最快，开关型负荷可以直接与电网断开，减小功率。

温控型负荷通过改变温度，达到减小功率的目的，调节速度较快。

电价响应负荷为对电价较为敏感负荷，将生产由高峰时段转移至电价低谷时段，响应速度最慢，因此电价响应负荷适合正常状态下控制。

其调用成本由高到底依次为开关型调节方式频率响应负荷、温控型调节方式频率响应负荷和电价响应负荷。

图3 柔性负荷划分

2.1 紧急状态下源荷储控制方法

某地区电网处在主网末端，为受端电网，存在故障低电压问题。

传统电网控制方法中，通过切负荷稳定电压，由于切负荷没有选择性，对用户影响较大。

源荷储协调调度控制方法在电网发生事故时，通过储能提高电压支撑，频率响应负荷主动减小负荷，提高电压频率恢复能力，如果电压恢复到预期目标，则满足恢复条件；
如果电压没有恢复到预期目标，需要切负荷。

源荷储协调控制方法和传统控制电压方法对比如图4 所示。

图4 源荷储协调控制方法和传统控制电压方法对比

火电机组和储能电压支撑能力对比如图5 所示，绿色曲线为1000 MW 储能电压支撑能力，蓝色曲线为350 MW 火电机组电压支撑能力，储能的电压支撑能力大约相当于相同容量火电机组的30%。

图5 电压支撑能力对比

2.2 正常状态下源荷储控制方法

负荷高峰期间，该地区电网受到联络线限制，存在电力供应不足问题，正常状态下源荷储控制为减小系统负荷峰谷差，解决电力供应不足问题。

系统等效负荷峰谷差δi如式（6）表示：

图6 柔性负荷正常状态下控制方法

功率平衡约束如式（9）、联络线功率Ptran，t约束如式（10）、火电机组功率PF，t约束如式（11）。

3.1 地区情况

某地区日最大负荷和日最大新能源如图1 所示。

火电机组5 台，最大、最小功率分别为300 MW 和150 MW，电价响应负荷可控制功率为150 MW，频率响应负荷可控制功率为50 MW（开关型调节负荷20 MW，温控型调节负荷30 MW），该地区加装150 MW/300 MW 储能。

3.2 紧急状态下源荷储控制方法验证

某地区电网通过单相接地短路，验证紧急状态下源荷储控制方法的有效性，人工接地的地点及形成瞬时接地的方法根据电网仿真结果进行布置，采取安全、可靠，便于实施和操作的原则，单相接地短路接地点如图7 所示。

图7 单相接地短路接地点示意图

通过调用柔性负荷、储能和火电机组控制策略，断面传输限额由原来700 MW 提升至830 MW，人工单相接地试验电压和仿真结果电压对比如图8 所示，由仿真电压和试验电压对比验证本文紧急状态下源荷储控制方法的正确性。

图8 试验电压和仿真电压对比

3.3 正常状态下源荷储控制方法验证

（1）原调度方法

原调度方法等效负荷曲线和电力供应不足如图9 所示。

图9 原调度方法情况

图9 中，红色阴影区域为电力供应不足区域，由图9 可知，原电力供应不足电量为1061.5 MWh，原最大负荷为2477.9 MW，原最小负荷为1533.6 MW，原等效负荷峰谷差为924.3 MW。

（2）源荷储协调调度控制方法

日前调度中电价负荷优化前后对比及电价负荷调用情况如图10 所示。

图10 原调度方法

由图10 可知，电价负荷优化后最大等效负荷为2327.9 MW，电价负荷优化后最小负荷为1615.6 MW，电价负荷优化后等效负荷峰谷差为712.3 MW，峰谷差相比未电价负荷优化前降低23.9%；
等效负荷高峰减小用电量为862.5 MWh，等效负荷低谷增加用电量为612.5 MWh。

电价负荷优化后采取紧急状态下源荷储协调控制方法供电能力和原供电能力对比如图11（a）所示，由于午间时段较短，因此电价负荷未参与优化，储能优化后等效负荷如图11（b）所示，储能功率为次坐标。

由图11 可知，原供电能力下电力供应不足电量为235.1 MWh，相比电价负荷未优化前等效负荷电力供应不足电量降低77.8%；
采取紧急状态下源荷储协调控制方法电力供应不足电量为0 MWh。由图11 可知，储能优化后最大等效负荷为2218 MW，储能优化后最小负荷为1746 MW，储能优化后等效负荷峰谷差为472 MW，峰谷差相比未储能优化前降低33.7%。

图11 调度情况对比

（3）敏感因素影响分析

原调度方法、源荷储协调方法和新建一台火电机组下新能源出力准确率与电力供应不足电量关系如图12 所示（新能源出力准确率大于1表示随着新能源装机增加，新能源对系统的影响）。

图12 新能源出力准确性影响

由图12 可知，随着新能源出力准确性降低，电力供应不足电量增加较快，原调度方法中随着新能源装机增大，对减小电力供应不足影响较小；
源荷储协调调度控制方法中，新能源出力准确性小于0.3 时出现电力供应不足缺口；
新建一台火电机组，采取原调度方法，新能源出力准确性小于0.4 时出现电力供应不足缺口；
新建一台火电机组采取紧急状态控制方法，新能源出力准确性小于0.2 时出现电力供应不足缺口；
新建一台火电机组采取源荷储协调控制方法，不会产生电力缺口。

源荷储协调控制技术可以提升紧急状态下电压支撑能力，解决受端电网故障低电压问题，提升断面限额，增加电网的供电能力。

源荷储协调控制技术正常状态下可以提升系统调节能力，减少负荷峰谷差，同时促进新能源消纳，促进“碳达峰、碳中和”目标的实现。

源荷储控制技术虽然可以增加电网断面限额的传输能力、提高系统的调节能力，但是随着经济水平不断提高，负荷不断增大，需要加强电网规划和调度的协调，增加电源建设，保证电力系统安全。