2023電力系統(tǒng)調(diào)峰電網(wǎng)中長期調(diào)峰現(xiàn)狀、技術(shù)及應(yīng)用

目錄TOC\o"1-2"\h\u1340 125415第1 35669 364561.0 4299281.1 7192781.2 16807第2 171069 17149382.0 1849312.1 24247452.2 38206782.3 4654912.4 5428305第3 5531545 5594493.0 56127493.1 58170153.2 60109853.3 6884363.4 8929856▲圖3-32 110195503.5 118123673.6 138227033.7 13925063第4 140618 140252964.0 141226554.1 142237424.2 150251674.3 18151514.4 19627804.5 20918191第5 2108806 210197125.1 21146125.2 21217517 21330976▲圖3-9 231第1的反調(diào)峰特性加劇了電網(wǎng)調(diào)峰壓力，部分時段新能源消納非常困難3。2021年全國棄風(fēng)電量達206.1億千瓦時，棄光電量達67.8億千瓦時，全國平均風(fēng)電利用率為96.9，同比提升0.4個百分點；光伏發(fā)電利用率為98.2，同比提升1個百分點。2021年湖南省電網(wǎng)棄風(fēng)電量為1.52億千瓦時，棄水電量為0.19億千瓦時，棄光電量為0交易，累計外售電量8.1億千瓦時。在發(fā)生棄水風(fēng)光方式安排上，以小電服從大新能源整體消納最大化為原則，盡最大可能提高新能源利用水平。2021年水電利用率為99.96，風(fēng)電利用率為98.95，光伏發(fā)電利用率為100，新能源發(fā)電利用率為99.11。根據(jù)《湖南省中長期調(diào)峰需求研究報告》測算結(jié)果，預(yù)計2025年棄風(fēng)電量為42.2億千瓦時，棄電率為17.9；預(yù)計棄光電量為13.1億千瓦時，棄電率為11.7；新能源綜合棄電量為55.3億千瓦時，棄電率為15.9。湖南省風(fēng)電、光伏發(fā)電資源主要分布在湘西南、湘南、洞庭湖區(qū)突出。近年來，湖南省統(tǒng)調(diào)最大負荷逐年遞增，如圖11所示，2010年湖南省電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最大負荷為1685萬千瓦，到2020年湖南省電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最大負荷增長到3307.8萬千瓦，十二五期間的年均增速為6，十三五期間的年均增速為8。其負荷曲線呈形，全年明顯存在夏季和冬季兩個負荷高峰。夏季負荷高峰一般出現(xiàn)在7月份或者812月份或者1月份。2010年、2011年、2013年、2016年、2017年、2019年和2020年湖南省電網(wǎng)最大負荷出現(xiàn)在夏季的8月份，而2012年、2014年、2015年和2018年受涼夏影響，全年最大負荷出現(xiàn)在冬季的12月份或2月份，此外年負荷曲線波動總體呈上升趨勢。季度不均衡系數(shù)在0.79～0.85內(nèi)，其中2017年季度不均衡系數(shù)最小，負荷分布最不均衡。圖1-12010年、2015年、2020年湖南省電網(wǎng)年負荷曲線（單位：萬千瓦表1-12016—2020全省口徑，2020年湖南全省發(fā)電量為1552.1億千瓦時，其中水電為573.7849.1億千瓦時、風(fēng)電為98.9億千瓦時、光伏發(fā)電為30.0表1-22015年和2020省內(nèi)網(wǎng)架。目前，全網(wǎng)分為湘東（長沙、株洲、湘潭）、湘南（和電源基地，西電東送、北電南送的供電格局。省內(nèi)已建成崗市—五強溪—民豐——宗元—紫霞、澧州—復(fù)興—艾家沖—鶴嶺—韶山換—船山—蘇耽、沙坪—鼎功—星城古亭—雁城等3條南北向500k輸電通道，以及五強溪—崗市—復(fù)興—沙坪、五強溪—民豐—南岸—鶴嶺—韶山換—云田、牌樓—長陽鋪—船山—雁城、艷山紅—宗元—紫霞—耽等4條東西向500k輸電通道，交織形成了湘東不完全雙環(huán)網(wǎng)和湘南單環(huán)網(wǎng)。祁韶直流方面。祁韶特高壓直流工程于2017年6方式、挖掘電網(wǎng)潛力等措施，祁韶直流最大送電能力由投運時的140萬千瓦提升到550瓦，送入電量從2017年的63.5億千瓦時提升至目前的215.2億千瓦時，2020時刻，祁韶直流出力433萬千瓦，占全省出力的13.0。為全力消納低價外電，加大省外支撐祁韶直流、鄂湘聯(lián)絡(luò)線電量消納，2020年祁韶直流輸送電力和日電量分別首次突破500萬千瓦、1億千瓦時，創(chuàng)歷史新高。2020年湖南省全社會用電量為1929.3億千瓦時，2015—2020年期間年均增速為5.9。進入十三五以來，供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革成效開始顯現(xiàn)，隨著穩(wěn)增長等政策的實施，全社會用電開始反彈回升，2015—2019年增速恢復(fù)至6.5。2020年因受疫情影響，全社會用電量增速下滑至3.5，2015—2020年湖南省全社會用電量增長情況見圖12。圖1-22015—2020年湖南省全社會用電量增長情況2015—2020年湖南省全社會用電量構(gòu)成情況見表13。第一產(chǎn)業(yè)用電量的增長對全社會用電量增長貢獻率較低。十二五以來，隨著國家宏觀調(diào)控和全球經(jīng)濟波動影響，全省第二產(chǎn)業(yè)用電量增速大幅下降。2016年第二產(chǎn)業(yè)因高耗能用電持續(xù)下滑，用電量下降4.4；2017年隨著經(jīng)濟形勢的好轉(zhuǎn)，第二產(chǎn)業(yè)用電量有所回升；2020產(chǎn)業(yè)小幅增長4.3；第三產(chǎn)業(yè)用電量保持了快速增長的發(fā)展趨勢，2020年，第三產(chǎn)業(yè)受疫情沖擊影響最大，首次出現(xiàn)近十年以來的負增長，較上年降低0.5；居民生活用電量在2015—2020年期間的增速為10.1，居民生活用電量的增長已經(jīng)成為湖南省全社會用電量增長的重要來源。表1-32015—2020重已下降至0.91；第二產(chǎn)業(yè)的用電量所占比重呈下降趨勢，但所占比重仍然最高；第三產(chǎn)業(yè)的用電量所占比重由2015年的14.88上升至2020年的18.09，呈逐年上升趨勢。居民生活用電量所占比重由2015年的22.7上升至2020年的27.60，呈逐年上升趨勢。全社發(fā)展，使居民生活用電量比重逐年提升，如圖13所示。圖1-32015、2020湖南省擬建30MW2008年8月28日，由湖南理昂再生能源電力有限公司（湖南理昂）和捷克能源集團共同投資建設(shè)的湖南省首座生物質(zhì)發(fā)電廠在常德市澧縣奠基4?？偼顿Y5億元的澧縣生物質(zhì)發(fā)電廠將建設(shè)3臺15的發(fā)電機組，主要通過燃燒稻殼、秸稈等可再生資源，利用蒸汽發(fā)電，一期工程已于2009年5月正式建成投產(chǎn)，每年上網(wǎng)電量將達1億千瓦時。而捷克Z每年將注資3000萬元。碳交易源自《京都議定書》，因為包括2在內(nèi)的溫室氣體的排放該水電站的總裝機容量為100，設(shè)計年發(fā)電量為3.955億千瓦時，正常蓄水位為88.5，相應(yīng)庫容為1.778億立方米，校核洪水位為92.47，相應(yīng)庫容為2.757億立方米，壩頂高程為96，最大壩高為28，壩頂長度為1369，壩頂公路與322溪名勝旅游區(qū)連為一體?！冻青l(xiāng)生活垃圾管理條例》基礎(chǔ)上，公布《城鄉(xiāng)生活垃圾治理專項規(guī)劃2035）》，并通過招投標程序，引進3家大型環(huán)?？萍计髽I(yè)，共投資19.81億元，完成5圖1-4圖1-52015—2020年湖南省新能源發(fā)電量及占比如圖16所示。2020年新能源發(fā)電量占湖南全省發(fā)電量的比重首次突破10。2015—2020年湖南省一次能源生產(chǎn)結(jié)構(gòu)如圖17所示。煤炭占一次能源生產(chǎn)總量比重為24.6，同比下降7.3優(yōu)化?！鴪D1-62015—2020▲圖1-72015—2020納入湖南省十四五滿足新能源發(fā)展的需要，以提供電力平衡為主，將電量平衡的空間讓渡給可再生能源企業(yè)，以一種全新運營方式實現(xiàn)雙碳目標。第2將需求響應(yīng)應(yīng)用到實際現(xiàn)實生活中，在2005展需求響應(yīng)，在2006年和2007中的實施效果8。根據(jù)用戶響應(yīng)方式的不同，需求響應(yīng)年度報告建議把需求響應(yīng)分成兩種基本形式：基于激勵的需求響應(yīng)和基于價格的需求響應(yīng)9，其技術(shù)結(jié)構(gòu)如圖21所示。目前，美國已在新澤西州、加利福尼亞州等7個地區(qū)的電力系統(tǒng)中陸續(xù)建立了需求響應(yīng)項目，以充分發(fā)揮需求響應(yīng)在電力系統(tǒng)中的作用。意大利在2002—2005項目上累計投資了21億歐元，通過應(yīng)用需求響應(yīng)，每年可以在負荷高峰時段提供的削峰能力10。英國則根據(jù)自身國內(nèi)情況，擬定了分時電價方案或與用戶簽署了可中斷合同，以轉(zhuǎn)移負荷高峰，保護電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定運行11。圖2-1負荷12。這類需求響應(yīng)可以認為是為了保證電力系統(tǒng)可靠運行而實施的供電中斷行為，主要包括直接負荷控制、可中斷負荷控制、需求側(cè)競價、緊急需求響應(yīng)和容量輔助服務(wù)負荷賠償?shù)葍煞N方式。一般來說，只有與需求響應(yīng)實施機構(gòu)簽訂相關(guān)合同的電力用戶（稱用戶）量的計算方法、激勵費率以及違反合同時的懲罰措施等，都會在合同中詳細指出。用電13。通常情況下用戶這樣做是為了盡可能地節(jié)省用電成本或者換取用電補償，在具的用電以及收費行為。15]我國從2012率并強化節(jié)能減排意識，但仍然無法解決用電高峰時段的供需矛盾16，不能有效地緩解峰策略。采用激勵手段引導(dǎo)用戶主動認購負荷指標，促進電力資源的優(yōu)化配置17。需求響應(yīng)配合電網(wǎng)削峰填谷有助于實現(xiàn)供需平衡調(diào)節(jié)。2016—2020施需求響應(yīng)125次，其中削峰響應(yīng)86次，填谷響應(yīng)39次，實現(xiàn)削峰響應(yīng)量達1853萬千瓦，填谷響應(yīng)量達1925萬千瓦，極大緩解了用電高峰時段電網(wǎng)的供電壓力。2019氣下，江蘇省實施需求響應(yīng)削減高峰負荷達402萬千瓦，刷新了單次需求響應(yīng)最大削減負荷量的紀錄。在南方電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)，廣東省通過電力需求響應(yīng)實現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)定削峰80通過市場化的方式解決電力緊平衡問題。據(jù)統(tǒng)計，2019負荷95以上高峰持續(xù)時間僅為7～60h。單純通過增加調(diào)峰機組和電網(wǎng)配套措施來滿足高用場景。2017年3月，新疆電網(wǎng)通過需求響應(yīng)平臺邀約用戶，響應(yīng)負荷為18，響應(yīng)電量為30h，是國內(nèi)首次實現(xiàn)需求響應(yīng)與風(fēng)力發(fā)電協(xié)同互補，為探索需求響應(yīng)促進新能立了需求側(cè)資源參與容量競價與電能競價的市場機制。2020年11了首次經(jīng)濟型填谷需求響應(yīng)和緊急型填谷需求響應(yīng)，累計響應(yīng)負荷達688萬千瓦，其中主動參與經(jīng)濟型填谷需求響應(yīng)的負荷達88隨著我國智能電網(wǎng)建設(shè)和電力市場化改革的不斷推進，需求側(cè)資源逐漸參與電力系統(tǒng)調(diào)于統(tǒng)計學(xué)原理三類。文獻18通過分析不同類型負荷的總體價格彈性、時間19分別研究了預(yù)測用電需求量和制定最優(yōu)電價兩方面的建模方法，分析了多種用電需求只考慮了自彈性系數(shù)并沒有考慮互彈性系數(shù)。文獻20分析了電力市場結(jié)構(gòu)對用電需求彈沒有給出彈性系數(shù)的具體計算方法。文獻21提出了一種電力需求價格彈性矩陣的簡化計獻22基于離散吸引力模型，依據(jù)電力需求價格彈性矩陣的定義，推導(dǎo)出了自彈性系數(shù)和未來時段不同分時電價下的用電需求。文獻23，24提出的需求側(cè)管理（）是通過價定成果。采用分時電價是的重要途徑之一，其中峰谷分時電價是分時電價的主要組獻25定性地提出了峰谷分時電價的大用戶響應(yīng)的經(jīng)濟計量模型，但未能給出定量的描述。文獻26提出了一種含有用戶對分時電價反應(yīng)度分析的分時電價模型，得到了最優(yōu)化的峰谷時段劃分及其相應(yīng)的峰谷分時電價制定方法，但沒有考慮用戶滿意度。文獻23采用統(tǒng)計學(xué)原理，通過分析峰谷電價歷史數(shù)據(jù)建立了用戶的電價響應(yīng)矩陣，從用電方式和電文獻27根據(jù)電力需求價格彈性矩陣的理論分析了用戶用電量隨電價的變化情況，從而建電價比在一定范圍內(nèi)等約束條件，建立了峰谷分時電價的有約束非線性規(guī)劃模型。文獻2829題，提出了風(fēng)電能源上網(wǎng)分時段銷售電價劃分方法。文獻30提出了一種通過需求側(cè)管理文獻31通過分析峰谷分時電價及其作用機理，以價格作為經(jīng)濟杠桿，建立了基于風(fēng)電消納的峰谷分時電價綜合收益模型。文獻32通過研究峰谷分時電價實施機制，綜合考慮發(fā)最大和電網(wǎng)側(cè)、發(fā)電側(cè)收益最優(yōu)的多目標優(yōu)化模型。文獻33考慮柔性負荷響應(yīng)過程中的統(tǒng)調(diào)度成本。文獻34基于多時間尺度的風(fēng)電誤差特性和負荷調(diào)度潛力，設(shè)計了4個時間度上的負荷資源。文獻35根據(jù)提前通知時間的不同，將激勵型分為4類，在日前、日內(nèi)、實時3個時間尺度上進行了優(yōu)化配置，以實現(xiàn)社會福利的最優(yōu)。文獻36建立了日前、實時的兩階段決策模型，在2個時間尺度上協(xié)調(diào)優(yōu)化可再生能源和負荷側(cè)資源。上述文獻為充分利用柔性負荷的多時間尺度特性提供了良好的研究基礎(chǔ)，但這些研究均建立了確定性的模型并參與調(diào)度，而忽視了實際響應(yīng)的不確定性。用戶對激勵水平的實際響應(yīng)程度有較大的不確定性37，采用確定性的模型已經(jīng)不能滿足智能用電協(xié)調(diào)運行需要電網(wǎng)調(diào)度運行的影響，電力系統(tǒng)需要留有額外的可調(diào)備用容量39。文獻40在基于消費者心理學(xué)模型的基礎(chǔ)上構(gòu)建了價格型的響應(yīng)量模型，以模糊參量表征實際響應(yīng)量。文獻41將實際響應(yīng)量看成隨機變量，并考慮權(quán)重約束，建立了隨機優(yōu)化模型來應(yīng)對響應(yīng)的不確定性。文獻42受文獻43中的用戶負荷削減量響應(yīng)曲線模型啟發(fā)，建立了用于表征用未考慮將其納入多時間尺度調(diào)度模型中，并且只考慮價格型的不確定性，而認為激勵型的不確定性可以忽略。文獻44從多時間尺度決策的角度提出了一種剛性約束和彈性約束相結(jié)合的激勵機制，建立了激勵型的不確定性模型，但只從管理方式的角度對進行分類，未考慮到柔性負荷在響應(yīng)量和響應(yīng)速度方面更為豐富的區(qū)別。文獻45綜協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度模型，算例結(jié)果表明，該模型能有效促進新能源的就地消納。文獻46通過構(gòu)建包含儲熱、熱電聯(lián)產(chǎn)和資源的綜合電熱系統(tǒng)調(diào)度模型，提出了風(fēng)電消納日前、日內(nèi)兩階段調(diào)度方法：在日前調(diào)度階段，機組、儲熱裝置以及電價型配合消納風(fēng)電預(yù)測短期出力；在日內(nèi)調(diào)度階段，機組以及激勵型配合消納風(fēng)電預(yù)測超短期出力。文獻47綜合考慮新能源出力預(yù)測誤差及負荷的特點，構(gòu)建了包含日前、日內(nèi)和實時三個風(fēng)量。文獻48以平移負荷波動和降低車主電費為目標，通過價格機制引導(dǎo)電動汽車入網(wǎng)，同時協(xié)調(diào)優(yōu)化發(fā)電側(cè)資源的風(fēng)電消納，建立了考慮的風(fēng)電電動汽車協(xié)同調(diào)度的多目標優(yōu)化模型。文獻49通過分析可中斷負荷（）的不確定性，同時考慮固定補償成本和不確定性成本，提出了基于風(fēng)險評估和機會約束的不確定性優(yōu)化決策方法。文獻50]采用三角模糊函數(shù)描述負荷響應(yīng)率、負荷預(yù)測以及風(fēng)電出力的不確定性，構(gòu)建了電力系統(tǒng)性，可以平抑新能源的出力波動，提升新能源的利用率。文獻53引入儲氣、儲熱等設(shè)備，考慮電動汽車運行方式對新能源消納的影響，構(gòu)建了多能源園區(qū)日前調(diào)度優(yōu)化模型，通過仿真驗證了所提模型的有效性，可提高園區(qū)高比例新能源的消納。文獻54建立熱電聯(lián)供（）模型，利用儲熱裝置解耦熱電關(guān)系，提出了促進可再生能源消納的優(yōu)化方法。文獻55為提高能源耦合利用率，從電轉(zhuǎn)氣（2）兩階段運行入手，構(gòu)建了含2G的熱電聯(lián)產(chǎn)變效率模型。文獻56中2的耗電功率由棄風(fēng)功率提供，直接消納棄風(fēng)功率。文獻57引入儲熱設(shè)備且用儲熱因子描述儲熱設(shè)備的狀態(tài)，進而給出了一種分層優(yōu)化調(diào)度策略。文獻58考慮供能管網(wǎng)和儲能水罐的儲能特性，建立了工業(yè)園區(qū)多能源系統(tǒng)日前優(yōu)化調(diào)度模型。雖然在多能源園區(qū)中引入、2等能源耦合設(shè)備能有效促進高比例新能源的消納，但各耦合設(shè)備的潛能還可以進一步挖掘。文獻59采用電動汽車與地源熱泵協(xié)同作用促進風(fēng)電消納。文獻60從供需平衡和多能互補的角度出發(fā)，研究電動汽車的增加高比例新能源消納的有效手段。文獻61采用電力需求價格彈性矩陣來表示電價變化率對負荷變化率的影響，進而建立了電價型需求響應(yīng)模型。文獻62建立了包含可轉(zhuǎn)移可應(yīng)模型。文獻63為促進電網(wǎng)和氣網(wǎng)的協(xié)調(diào)調(diào)度運行，建立了氣電聯(lián)合需求響應(yīng)。文獻64給出了一種以儲碳設(shè)備為樞紐連接碳捕集電廠和2的靈活運行模式。文獻65挖掘濟調(diào)度模型。文獻66考慮了電動汽車儲能特性以及靈活可調(diào)特性，建立了考慮風(fēng)電消納升新能源消納。須研究用戶參與調(diào)峰潛力評價指標體系、量化用戶調(diào)峰任務(wù)完成情況。文獻67從風(fēng)電并建了風(fēng)電并網(wǎng)管理三級指標體系，以及基于熵值物元可拓法的風(fēng)電并網(wǎng)管理綜合評價模型。文獻6869提出了可再生能源系統(tǒng)化發(fā)電成本的系統(tǒng)平準化電費（）的概念，網(wǎng)成本隨著可再生能源滲透率的提高而上升。文獻70基于層次分析法提出了風(fēng)電并網(wǎng)條件下供電系統(tǒng)安全評估方法。文獻71綜合分析了新能源發(fā)電并網(wǎng)對我國能源結(jié)構(gòu)與電源結(jié)構(gòu)優(yōu)化模型。文獻72基于協(xié)調(diào)發(fā)展的基本理論，從電力系統(tǒng)發(fā)電、電網(wǎng)、用電、調(diào)度四個環(huán)節(jié)，構(gòu)建了新能源與智能電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展評價指標體系。文獻73基于熵權(quán)屬性識別系統(tǒng)調(diào)峰方案的五大能效評價指標，建立基于嫡權(quán)屬性識別的區(qū)域系統(tǒng)調(diào)峰能效評價模出了相關(guān)政策及建議。月的最大負荷受氣溫影響較大。如圖23所示，近五年，冬季和夏季的最大負荷系數(shù)平均在0.8左右，春節(jié)和秋季的最大負荷系數(shù)平均在0.6左右。如圖24所示，近5年年最小負荷系數(shù)在7—8月份和12月份偏大，春季偏低，最低出現(xiàn)在2月份，秋季時段最小負荷系數(shù)平均值為0.4，較為平穩(wěn)?！鴪D2-2湖南省2016—2020▲圖2-32016—2020▲圖2-42016—2020▲圖2-52016—2020左右；春季3—5月份及10月份腰荷系數(shù)偏低，在0.54生活合計用電占比由2016年的42.1增至2020年的45.7。全年明顯存在夏季和冬季兩個高峰，夏季腰荷最大值出現(xiàn)在7月份或8月份，冬季腰荷最大值出現(xiàn)在1月份或者12月份。2016年、2017年、2019年、2020年最大腰荷出現(xiàn)在夏季的8月份，2018年受涼夏影響，全年最大腰荷出現(xiàn)在冬季的1月份。▲圖2-6▲圖2-7持續(xù)下降，2016—2020年第二產(chǎn)業(yè)用電占比下降了3.3個百分點，第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電占比合計提高了3.6個百分點，如圖28所示。其中第二產(chǎn)業(yè)用電負荷大而平穩(wěn)，第三產(chǎn)峰谷差不斷拉大，負荷特性指標逐年惡化，近年最大峰谷差率排國網(wǎng)系統(tǒng)前列。圖2-82016—2020表2-12016—2020受氣溫影響，2016—2020年湖南省電網(wǎng)負荷特性總體情況見圖29。大于最大負荷90的天數(shù)均出現(xiàn)在上年12月份至當(dāng)年2月份的冬季時段及7—8月份的夏季時段；小于年最小負荷90的天數(shù)均出現(xiàn)在春節(jié)期間，2020年因受疫情影響，2月份大部分產(chǎn)業(yè)停工停市，出現(xiàn)低負荷的情況較嚴重；大于年最大峰谷差904.5左右。圖2-92016—2020▼表2-2▼表2-3表2-42016—20201）圖2-102018—2020圖2-112018—2020年湖南省風(fēng)電月最大出力率曲線▲圖2-122018—2020▲圖2-122018—2020年湖南省風(fēng)電季度日均出力率曲線（續(xù)1）▲圖2-132019▲圖2-142020年湖南省光伏發(fā)電月最大出力圖圖2-152019圖2-162020截至2020年年底，湖南省火電裝機規(guī)模為2208萬千瓦，占總裝機規(guī)模的44.3，并入省網(wǎng)的大型燃煤火電機組共計39臺，30萬千瓦級及以上機組合計規(guī)模為1835.5總裝機規(guī)模的83.1。2020年火電機組頻繁啟停調(diào)峰和深度調(diào)峰，1—12月全省火電啟停調(diào)峰13次，深度調(diào)峰7204臺次，如表25所示，同比增加32.57，最大深度調(diào)峰幅度228.3萬千瓦，同比增加46.9。表2-52020圖2-172015—2020表2-62010—2020注：枯水年為2600～2900小時，平水年為2900～3300小時，豐水年為3300通過分析2010—2020表2-7具有明顯的季節(jié)性，徑流量與降水量主要集中在每年的4—7月份，這4個月的徑流量一般占年徑流量的50～70，而其他8個月則屬于枯水季節(jié)，水資源相對不足，水能出力受限?！鴪D2-182018—2020▲圖2-182018—2020年風(fēng)電保障出力系數(shù)（續(xù)）圖2-192016—2020圖2-202016—2020年風(fēng)電反調(diào)峰深度占比情況圖2-212016—20202016—2020年湖南省電網(wǎng)新能源累計裝機規(guī)模如圖222規(guī)模為863.91萬千瓦，年均增長41.6，其中風(fēng)電累計新增裝機規(guī)模為452.40萬千瓦，年均增長32.6；光伏發(fā)電累計新增裝機規(guī)模為361.13萬千瓦，年均增長90.7。圖2-222016—20202020年，湖南省電網(wǎng)新能源累計發(fā)電量為168.02億千瓦時，同比增加34.2325.58，其中風(fēng)電量為98.93億千瓦時，同比增加23.95億千瓦時，增長31.94量為29.97億千瓦時，同比增加4.11億千瓦時，增長15.87。2020年湖南省電網(wǎng)新能源發(fā)電與利用小時情況如表28所示。表2-82020表2-92016—2020湖南省僅有一座抽水蓄能電站（黑麋峰抽水蓄能電站），總裝機規(guī)模為120萬千瓦，設(shè)計年發(fā)電量為16.06億千瓦時，年抽水耗用低谷電量為21.41億千瓦時。該電站于2005年5工建設(shè)，2009年8月首臺機組投產(chǎn)發(fā)電，2010年10月全部機組投產(chǎn)發(fā)電。從黑麋峰抽水蓄能電站近年的發(fā)電情況來看，2015年及以前的利用率較低，2016電量達到16.0億千瓦時，利用小時數(shù)為投運以來的最高值，達到了2940小時，2018—2020年的年發(fā)電量在14.0億千瓦時左右，年利用小時數(shù)約為2500～2600小時，年抽水耗用低谷電量為21.41億千瓦時，主要擔(dān)負湖南省及華中電網(wǎng)的調(diào)峰、填谷、調(diào)頻、調(diào)相及事故備用等任務(wù)。圖2-232010—2020圖2-242016—20192022年11月18了研究和探索74。大多數(shù)學(xué)者認為，風(fēng)電和水電聯(lián)合運行可以提高兩者的價值，保障電力穩(wěn)定供應(yīng)，并提出了具體方案7576。文獻77提出了風(fēng)電場與抽水蓄能電站聯(lián)合運行的從而使風(fēng)電場運行效益最大化。文獻78則提出通過風(fēng)電與普通水電的聯(lián)合運行，來完全少由于風(fēng)電接入對電力系統(tǒng)帶來的不良影響，維持能量平衡和電力系統(tǒng)的穩(wěn)定77矛盾很突出，特別是在豐水期水電大發(fā)期間和春節(jié)前后。文獻81運用風(fēng)電與水電聯(lián)合調(diào)峰的思路，從電量平衡角度研究了湖南省電網(wǎng)風(fēng)電的消納能力。文獻82利用風(fēng)電功率預(yù)和發(fā)電計劃，增強了電網(wǎng)消納風(fēng)電的能力。文獻83分析了風(fēng)電并網(wǎng)后京津唐電網(wǎng)調(diào)峰特性和調(diào)峰能力。較大，此時恰為用電低谷，風(fēng)電反調(diào)峰率可高達9084。按照全網(wǎng)發(fā)用電基本平衡，火電機組45～50調(diào)峰能力，全網(wǎng)峰谷差按照最大及平均分別考慮，風(fēng)電按照高峰、低谷時段平均發(fā)電出力（低谷時段電量占45左右，高峰時段電量占16左右）方式考慮，高峰期間火電旋轉(zhuǎn)備用容量按600萬千瓦考慮。大規(guī)模風(fēng)電接入電網(wǎng)將增加電網(wǎng)調(diào)峰難度。風(fēng)電反調(diào)峰特性加大了電網(wǎng)的等效峰谷差，惡化了電網(wǎng)負荷特性，擴大了電網(wǎng)調(diào)峰的范圍。若考慮風(fēng)電并網(wǎng)的影響因素，截至2015年年底，湖南省電網(wǎng)的風(fēng)電裝機規(guī)模為1531.95，陸上風(fēng)電機組一般不會同時達到滿發(fā)狀態(tài)，最大的風(fēng)電出力約為風(fēng)電機組總裝機規(guī)模的75。目前湖南省電網(wǎng)的風(fēng)電最大電力預(yù)計可達到1150，若此最大電力式，盡量多消納新能源。圖2-25湖南省多年來面臨著可再生能源集中發(fā)電時的電網(wǎng)調(diào)峰困難85。根據(jù)數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2020年湖南省可再生能源發(fā)電量同比均大幅增加，其中風(fēng)電增幅超過30，光伏發(fā)電增幅接近20；新能源（包括風(fēng)電、光伏發(fā)電）最大日發(fā)電量同比增長達47。在負荷側(cè)，居民生活和商業(yè)用電保持較快的增長速度，工業(yè)用電比重仍然相對較低，電網(wǎng)平均峰谷差超過880萬千瓦，同比上升9.91，最大峰谷差率達59.87。由于新能源發(fā)電量大幅增長，且法停機，各類因素綜合導(dǎo)致電網(wǎng)低谷調(diào)峰十分困難。從結(jié)果上看，2020機組年內(nèi)深度調(diào)峰超過7200臺次，最大調(diào)峰深度超過220萬千瓦，但仍無法避免出現(xiàn)棄過去湖南省電網(wǎng)火電機組深度調(diào)峰主要通過兩個細則（即《華中區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實施細則》和《華中區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則》）進行補償86，由于缺環(huán)節(jié)是建立相應(yīng)的電力輔助服務(wù)市場。2015年，標志著新一輪電力改革揭幕的9號文中提到要以市場化原則建立輔助服務(wù)分擔(dān)共享新機制。截至2020年年底，福建、甘肅、山東、山西、南方（以廣東起步）青海等共計5個區(qū)域電網(wǎng)和27個省級電網(wǎng)先后出臺了電力輔助服務(wù)市場規(guī)則，并已啟動試運行或進入正式運行。湖南省電力輔助服務(wù)市場也于2020年11月開始試運行。論研究方面8791，或介紹市場經(jīng)驗9294，而針對調(diào)峰輔助服務(wù)市場，落地于國內(nèi)具體電了少數(shù)省份。文獻95介紹了調(diào)峰輔助服務(wù)市場的規(guī)則設(shè)計，并分析了相關(guān)技術(shù)支持系統(tǒng)的工程應(yīng)用情況。文獻96構(gòu)建了電網(wǎng)調(diào)峰輔助服務(wù)市場，并測算了年度交易規(guī)模和經(jīng)濟效益。文獻97結(jié)合電網(wǎng)特點和政策背景，建立了現(xiàn)貨與深度調(diào)峰聯(lián)合優(yōu)化機制，分析了連續(xù)7天結(jié)算試運行實際應(yīng)用結(jié)果，證明了該機制對解決電網(wǎng)調(diào)峰能力不足與新能源消納受限矛盾的有效性。負荷急劇增加，天氣變化對電網(wǎng)負荷的影響也越來越大98。由于冬、夏兩季居民使用空天，日高峰較大，但晚上的空調(diào)負荷大幅度降低，使電網(wǎng)的峰谷差加大，電網(wǎng)負荷率降低。夏季在白天和晚上均有較高的空調(diào)負荷，電網(wǎng)負荷率將增加?，F(xiàn)午、晚雙峰特性，午高峰一般出現(xiàn)在1115前后，冬季晚高峰一般出現(xiàn)在1900前后，夏季晚高峰一般出現(xiàn)在2130前后。另外，與正常工作日相比，春節(jié)期間湖南省電網(wǎng)日負荷水平較低，負荷曲線較為平穩(wěn)，高峰一般出現(xiàn)在1115和2000前后。這是由于春節(jié)期間大部分企業(yè)、工業(yè)負荷已經(jīng)停運，用電負荷基本上為居民生活和商業(yè)用電。第3考慮計劃投產(chǎn)（退役）電源和電力流，對湖南省電網(wǎng)進行電力平衡。2025年、20302025年、2030年、2035年市場空間分別為742萬千瓦、1739萬千瓦、2281萬千瓦。表3-12025年、2030年、2035表3-22020—2035圖3-1預(yù)測祁韶直流逐月24豐枯水季，預(yù)測逐月24小時輸電曲線如圖32所示。以2025年為例，雅中直流7—8月份的日最大電力為380萬千瓦，日最小電力為76萬千瓦，6、9、10月份的日最大電力314萬千瓦，日最小電力分別為48萬千瓦、143萬千瓦、76萬千瓦；1—2月份、12月份的日最大電力為190萬千瓦，最小電力為76萬千瓦；3—4月份的日最大電力為15276萬千瓦；5、11月份的日最大電力為228萬千瓦，最小電力分別為76萬千瓦、48圖3-2預(yù)測雅中直流逐月24圖3-3預(yù)測鄂湘聯(lián)絡(luò)線出力8760圖3-4預(yù)測寧夏直流逐月242018—2020年鄂湘聯(lián)絡(luò)線送受電各時段占比圖（見圖35至圖37）可知，2018年鄂湘聯(lián)絡(luò)線送受電在全年的午高峰（11時—13時）與晚高峰（19時—21時）電，在午高峰時段送電規(guī)模達電力流規(guī)模20以上的時刻占全年該負荷時段的86.4，晚高峰時段送電規(guī)模達電力流規(guī)模20以上的時刻占全年的92.8；低谷負荷時段存在電力外送的情況，占全年該負荷時段的6.3，低谷負荷時段接收外來電力達電力規(guī)模60以上的時刻相對較少。2019年鄂湘聯(lián)絡(luò)線午高峰時段送電規(guī)模達電力流規(guī)模20以上的時刻占全年該負荷時段的70.7，晚高峰時段送電規(guī)模達電力流規(guī)模20以上的時刻占全年該負荷時段的87.1；低谷負荷時段電力外送的時刻占全年該負荷時段的15.9，低谷負荷時段接受外來電力達電力規(guī)模40以上的時刻占全年該負荷時段的17.6。2020年鄂湘聯(lián)絡(luò)線送電情況與前兩年相似，晚高峰時段送電規(guī)模達電力流規(guī)模60以上的時刻占比明顯提高，占全年該負荷時段的33.9，午高峰時段送電規(guī)模達電力流規(guī)模40以上的時刻占全年該負荷時段的50以上?！鴪D3-52018▲圖3-62019的反調(diào)峰深度；將該深度值比上日峰谷差，視為調(diào)峰難度系數(shù)（表示反調(diào)峰）。2018—2020年湖南省電網(wǎng)的調(diào)峰難度系數(shù)占比圖如圖38所示，可看出鄂湘聯(lián)絡(luò)線絕大部分時間參與了調(diào)峰，反調(diào)峰天數(shù)只占全年天數(shù)的15左右?！鴪D3-72020▲圖3-82018—2020圖3-9圖3-102018—2020《電力系統(tǒng)設(shè)計內(nèi)容深度規(guī)定》（DL/T5444—2010）明確：有水電的系統(tǒng)一般按枯水年（1）計算水平年：2025年、2030年、2035電源裝機規(guī)劃：電源裝機規(guī)劃按DL/T5444—2010的7.1二是消費升級不斷加速，文化、健康、旅游、夜經(jīng)濟等方面的消費需求不斷被釋放，2020年的省政府工作報告中指出，要打造時尚消費、品質(zhì)消費和夜經(jīng)濟限上企業(yè)1000家，總數(shù)突破1.2萬家，預(yù)計未來幾年，全省商業(yè)、高端服務(wù)業(yè)報裝容量將持續(xù)增加。表3-3表3-4本節(jié)采用中水平方案為推薦方案。2025年、2030年、2035系數(shù)為0.26～0.28。根據(jù)對全社會負荷的預(yù)測，預(yù)測十四五十五五十六五年最小負荷分別為1380萬千瓦、1870萬千瓦、2300萬千瓦。十四五十五五十六五年均增長率分別為9.6、6.3、4.2。瓦，其中，水電裝機規(guī)模為249.5萬千瓦，火電裝機規(guī)模為660500改造工程的函》（湘發(fā)改函2018141號），柘溪水電廠擴機工程已于2022年投運，鳳灘水電廠擴機工程已于2021年投運。表3-5由于機組使用壽命等因素，大型煤電機組按服役滿30年后退運考慮，按此原則湖南省表3-6湖南省2020—2035年大型煤電機組退役時間表3-7根據(jù)《中國可再生能源發(fā)展路線圖》，在基本情況下，2030年我國風(fēng)電裝機規(guī)模將達到4億千瓦，東中部及其他地區(qū)分布式陸地風(fēng)電規(guī)模將達到5000萬千瓦，2030將比2020年翻一番。根據(jù)《中國能源展望2030》，2030年中國風(fēng)電發(fā)展目標將達到4.5億千瓦，較2020年翻一番。綜合各類發(fā)展目標判斷，在既定政策情景下，預(yù)計2030電裝機規(guī)模將達到4億～4.5億千瓦，東中部及其他地區(qū)分布式風(fēng)電規(guī)模約為5000萬千瓦，為2020年的2倍左右。發(fā)展下，2025年、2030年、20351200萬千瓦、1420萬千瓦、1570萬千瓦，考慮遠景風(fēng)電單機容量由2～3兆瓦更換為4～6瓦、風(fēng)能開發(fā)高度由70米提升至140米等技術(shù)進步等因素，并根據(jù)國家能源局《關(guān)于征求2021年可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重和2022—2030年預(yù)期目標建議》，2030生能源電力非水電消納責(zé)任權(quán)重預(yù)期目標為27.7，其中風(fēng)電消納360億千瓦時、光伏發(fā)電消納224億千瓦時、區(qū)外來電非水可再生能源部分消納320億千瓦時、生物質(zhì)消納50瓦時，預(yù)計非水可再生能源消納比重可達到28.8。2035年根據(jù)消納責(zé)任權(quán)重趨勢，預(yù)計可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重目標為37.6，其中風(fēng)電消納486億千瓦時、光伏發(fā)電消納328億千瓦時、區(qū)外來電非水可再生能源部分消納600億千瓦時、生物質(zhì)消納60《中國能源展望2030》對我國太陽能開發(fā)利用進行了展望，十三五期間光伏組件價格和光伏單位投資有較大的下降空間，2030年我國光伏發(fā)電規(guī)模達到3.5億千瓦?！吨袊稍偕茉窗l(fā)展路線圖》為我國光伏發(fā)電發(fā)展設(shè)定了兩類發(fā)展規(guī)模場景，在基本情景下2030光伏發(fā)電裝機規(guī)模為4億千瓦，在積極場景下2030年光伏發(fā)電裝機規(guī)模為8類發(fā)展目標判斷，預(yù)計2030年我國光伏發(fā)電裝機規(guī)模將達到3.5億～5億千瓦，為2020年的3～4倍。表3-82025年、2035年湖南省電網(wǎng)口徑年末裝機規(guī)?；痣姡鹤钚〖夹g(shù)出力取額定容量的0.5圖3-111）2013年全省風(fēng)電場（裝機規(guī)模為33.53萬千瓦▲圖3-122013▼表3-92013表3-102013表3-112013年郴州市宜章縣電網(wǎng)投產(chǎn)的5根據(jù)實時監(jiān)控數(shù)據(jù)分析，2013年蓉城（桂陽縣別稱）220k30和80的所占比重，分別為28.32和0.27，折算小時數(shù)分別約為2480小時和280小時。按區(qū)間統(tǒng)計，風(fēng)電出力同時率在0～30區(qū)間內(nèi)，所占比重為71.60，如表312所示。表3-122013年蓉城220kV▼表3-13▼表3-14蓉城220kV▼表3-15郴州市宜章縣電網(wǎng)投產(chǎn)的5▼表3-16▼表3-17▼表3-18▲圖3-13三十六灣風(fēng)電場大發(fā)實時監(jiān)控（同時率超過▲圖3-14蓉城220kV供區(qū)風(fēng)電群大發(fā)實時監(jiān)控（同時率超過▲圖3-15郴州市宜章縣風(fēng)電群大發(fā)實時監(jiān)控（同時率超過▲圖3-16郴州市電網(wǎng)風(fēng)電群大發(fā)實時監(jiān)控（同時率超過▲圖3-17全省風(fēng)電群大發(fā)實時監(jiān)控（同時率超過撐，探索構(gòu)建源網(wǎng)荷儲高度融合的新型電力系統(tǒng)發(fā)展路徑，主要包括區(qū)域（?。┮劳泻鲜∈〖夒娏o助服務(wù)、中長期和現(xiàn)貨市場等體系建設(shè)，公平無歧視地引入電源培育用戶負荷管理能力，提高用戶側(cè)調(diào)峰積極性。依托5等現(xiàn)代信息通信技術(shù)及智能化開展源網(wǎng)荷儲一體化堅強局部電網(wǎng)建設(shè)，梳理城市重要負荷，研究局部電網(wǎng)結(jié)構(gòu)加強方案湖南省電網(wǎng)2025考慮湖南省最大需求響應(yīng)能力，按負荷5測算，十四五期間，考慮核準在建、已納入規(guī)劃電源。已達到服役年限的華岳電廠一期、耒陽電廠一期共退役114.5萬千瓦機組，投運平江抽水蓄能電站35萬千瓦。2025年全省最大電力缺口為742萬千瓦。湖南省電網(wǎng)五期間電力供應(yīng)方案如表319所示。表3-19湖南省電網(wǎng)“十四五”▲圖3-182025▼表3-202025▼表3-212025湖南省電網(wǎng)2030▲圖3-192030▼表3-222030▼表3-232030湖南省電網(wǎng)2035表3-242035表3-252035圖3-202035從需求側(cè)來看，近年來湖南省用電量和最大負荷快速增長，2015—2020速超過5、最大負荷增速超過7.5，增速居于全國前列。用電負荷結(jié)構(gòu)呈現(xiàn)第三產(chǎn)業(yè)、居民生活用電負荷占比高，采暖降溫用電負荷占比高的雙高特點。2019年，湖南省第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電負荷合計占比高達46.1，高于全國平均水平15.5個百分點，采暖降溫用電負荷占比超過40，高于全國平均水平將近20個百分點。而第三產(chǎn)業(yè)和居民生活負荷的影響，在極寒天氣時高峰時段用電負荷激增。風(fēng)電等新能源裝機規(guī)模持續(xù)上升。截至2019電裝機規(guī)模占總裝機規(guī)模的比重分別為48.8、34.5、9.1、7.4，其中火電、水電裝機規(guī)模占比分別居全國第26位、第7位，較低的火電裝機規(guī)模造成了湖南省能提供穩(wěn)定出加之部分火電機組故障，多重因素疊加導(dǎo)致了調(diào)峰能力的不足。協(xié)同調(diào)峰平衡計算圖3-21圖3-22圖3-23載）極限校驗一：負荷高峰時，新能源出力為0，即大負荷、小出力，此時電網(wǎng)下送功率最大，主要針對受入型能源，在考慮電源側(cè)儲能參與情況（電源小出力時放電）網(wǎng)裕度至少要保證主變和線路不重載（不超載）?；趦r格的需求響應(yīng)預(yù)測方法?；趦r格的需求響應(yīng)是指用戶按照電價的不同（分時電價（TimeofUsePricing，TUP）：固定電價轉(zhuǎn)變?yōu)椴煌瑫r段的不同價格機制，用實時電價（RealTimePricing，RTP）：更短的電價更新周期，周期為1h或更短。TUP無高峰電價（CriticalPeakPricing，CPP）：RTP對于量測基礎(chǔ)設(shè)施和營銷系統(tǒng)有較高要求，（冷）、高電價時放熱（冷）圖3-24圖3-25電網(wǎng)側(cè)儲能建設(shè)與電網(wǎng)建設(shè)盈虧模型圖3-26圖3-27圖3-28各參與方收益圖3-29圖3-30基于激勵的需求響應(yīng)成本與電網(wǎng)建設(shè)盈虧模型圖3-31智能調(diào)峰平衡計算湖南省80%以上的水電調(diào)節(jié)性能較差，而且具有風(fēng)水同期的特性，這不僅導(dǎo)致新能源消納困難，還加重了電網(wǎng)低谷調(diào)峰難度，2020年電網(wǎng)最大峰谷差為1500880萬千瓦100。湖南省目前處于工業(yè)化中期階段，預(yù)計近期電力負荷維持中高速增長，存在電力供應(yīng)緊張的可能。得益于近些年需求側(cè)管理機制及源網(wǎng)荷儲互動的發(fā)展，可中斷負荷102104、儲能105108需求側(cè)資源也逐步參與到電網(wǎng)調(diào)節(jié)之中，這在一定程度上緩解了調(diào)峰資源相對不足的問調(diào)度自動化系統(tǒng)正由傳統(tǒng)的經(jīng)驗型、分析型向精準型、智能型轉(zhuǎn)變109，這將對電網(wǎng)調(diào)度與控制產(chǎn)生重大影響。雖然“統(tǒng)一調(diào)度、分級管理的調(diào)度原則不會變，但調(diào)度技術(shù)支持系統(tǒng)要適應(yīng)并支持上述的變化110。面對高比例可再生能源下的電力系統(tǒng)發(fā)展，國內(nèi)外學(xué)者對電力調(diào)度進行了研究。文獻111圍繞發(fā)電調(diào)度系統(tǒng)，解析了超大規(guī)模電站群調(diào)度大數(shù)了電力大數(shù)據(jù)復(fù)雜發(fā)電調(diào)度系統(tǒng)高效和實用化運行。文獻112113完成了電力智能調(diào)度監(jiān)控平臺和電網(wǎng)防災(zāi)調(diào)度系統(tǒng)的設(shè)計。文獻114115時數(shù)據(jù)在電網(wǎng)調(diào)度系統(tǒng)中的應(yīng)用，提高了電網(wǎng)調(diào)度系統(tǒng)的整體數(shù)據(jù)質(zhì)量。文獻116117少新能源預(yù)測誤差帶來的影響?？刂菩阅軜藴剩–ontrolPerformanceStandard，CPS），調(diào)整合格率。其中優(yōu)化購電結(jié)構(gòu)是的閉環(huán)控制，在可調(diào)備用充足情況下使合格率始終保持100。實時優(yōu)化調(diào)度模塊的具體控制邏輯如圖333所示，根據(jù)平衡預(yù)警—備用約束—調(diào)度狀況—診斷控制的步驟來進用不同的策略：平穩(wěn)時段的策略是保證、實時負荷率和電量完成均衡率的多目標控制；爬坡時段的策略是準確預(yù)測趨勢，增加步長，充分挖掘機組調(diào)峰潛力，實現(xiàn)深度調(diào)峰，保證為100；拐點時段的策略是識別拐點，預(yù)測觀點時間，消除機組調(diào)節(jié)慣▲圖3-32▲圖3-33不足時，則按照調(diào)減水火電—調(diào)減聯(lián)絡(luò)線計劃—限風(fēng)—律需要用到各電站多年實際和計劃的日96轉(zhuǎn)備用。圖334所示為湖南省電網(wǎng)某日的實際負荷、日前計劃和超短期負荷預(yù)測曲線，可乎重合，統(tǒng)計2021年3月每日的負荷預(yù)測情況，經(jīng)計算每日預(yù)測精度如圖335所示，可以看出典型日的總負荷預(yù)測精度均高于99%，如圖33所示，90%日內(nèi)單點負荷預(yù)測準確率超過99.5%。▲圖3-34▲圖3-35▲圖3-36圖3-37典型日湖南省內(nèi)3圖3-38表3-262025年敏感性分析：考慮平江抽水蓄能電站規(guī)模及東江擴機在20252025年抽水蓄能規(guī)模將達到311表3-272025年湖南省電網(wǎng)分月調(diào)峰缺口（配置調(diào)峰資源后新能源利用率：考慮豐水年情況，根據(jù)生產(chǎn)模擬平衡軟件測算結(jié)果，預(yù)計2030缺口下降至565.7萬千瓦，棄風(fēng)電量為16.5億千瓦時，風(fēng)電棄電率為6.1；棄光電量為6.7億千瓦時，光伏發(fā)電棄電率為3.5；新能源綜合棄電量為23.3億千瓦時，棄電率為5.2。2030年湖南省電網(wǎng)分月調(diào)峰缺口（配置調(diào)峰資源后）如表328所示。▲圖3-392025年湖南省電網(wǎng)調(diào)峰狀態(tài)圖（配置調(diào)峰資源后▲圖3-402030年湖南省電網(wǎng)調(diào)峰狀態(tài)圖（配置調(diào)峰資源后▼表3-282030年湖南省電網(wǎng)分月調(diào)峰缺口（配置調(diào)峰資源后2035年：湖南省十五五十六五共新增抽水蓄能規(guī)模為591萬千瓦。其中安化抽水蓄能電站規(guī)模為240萬千瓦，東江擴機規(guī)模為51萬千瓦，汨羅抽水蓄能電站規(guī)模為120攸縣抽水蓄能電站規(guī)模為180萬千瓦。屆時，2035年抽水蓄能規(guī)模將達到851萬千瓦。表3-292035年湖南省電網(wǎng)分月調(diào)峰缺口（配置調(diào)峰資源后圖3-412035年湖南省電網(wǎng)調(diào)峰狀態(tài)圖（配置調(diào)峰資源后圖3-422030年湖南省電網(wǎng)高比例新能源方案調(diào)峰狀態(tài)圖（配置調(diào)峰資源后表3-302030年湖南省電網(wǎng)高比例新能源方案分月調(diào)峰缺口（配置調(diào)峰資源后新能源利用率：預(yù)計2035年最大調(diào)峰缺口下降至1194.6萬千瓦，棄風(fēng)電量為32.5億千瓦時，風(fēng)電棄電率為6.3；棄光電量為12億千瓦時，光伏發(fā)電棄電率為3.2；新能源綜合棄電量為44.5億千瓦時，棄電率為5.0。2035年湖南省電網(wǎng)高比例新能源方案分月調(diào)峰缺口（配置調(diào)峰資源后）如表331所示。表3-312035年湖南省電網(wǎng)高比例新能源方案分月調(diào)峰缺口（配置調(diào)峰資源后調(diào)峰特性分析：通過分析2035峰需求為1230～3317.2萬千瓦，其中風(fēng)電調(diào)峰需求占比為12.8～10.1，風(fēng)電調(diào)峰有時是正調(diào)峰，有時是逆調(diào)峰；光伏發(fā)電調(diào)峰需求占比為78.1～99.8。圖3-432035年湖南省電網(wǎng)高比例新能源方案調(diào)峰狀態(tài)圖（配置調(diào)峰資源后圖3-44（1）1（競價）日，賣方通過調(diào)峰輔助服務(wù)市場系統(tǒng)提交申報信息，系統(tǒng)根據(jù)市場主體報價、負荷預(yù)測、外電計劃等信息，預(yù)測日深度調(diào)峰或啟停調(diào)峰需求時段（即市場開啟時段），以每15n為一個點，基于市場規(guī)則，通過出清結(jié)果獲得日火電機組啟停調(diào)機組深度調(diào)峰出力曲線不作為日的執(zhí)行依據(jù)，其余出清結(jié)果均需剛性執(zhí)行（調(diào)度機構(gòu)可在市場規(guī)則范圍內(nèi)視電網(wǎng)實際情況進行調(diào)整）。圖3-45調(diào)峰輔助服務(wù)市場系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)調(diào)峰成本。文獻118研究了燃煤機組深度調(diào)峰過程，構(gòu)建了燃煤機組深度調(diào)峰運行費用模型，并據(jù)此提出了考慮新能源隨機特性的電網(wǎng)深度調(diào)峰優(yōu)化方法。文獻119分析了燃度方法。文獻120提出了調(diào)峰權(quán)集中交易模式，通過調(diào)整燃煤電廠間的調(diào)峰輔助服務(wù)承擔(dān)量，優(yōu)先調(diào)用調(diào)峰能力強、成本低的燃煤機組，提升系統(tǒng)調(diào)峰期間運行效益。文獻121122煤機組調(diào)峰成本的評價模型，并提出了電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度方法。文獻123研究了區(qū)域電網(wǎng)跨省調(diào)峰互濟的可行性，并提出了省間調(diào)峰交易市場運行機制。文獻124研究了省級電網(wǎng)電網(wǎng)范圍的調(diào)峰資源優(yōu)化調(diào)度更具潛力125。表3-32圖3-46如圖346所示，基本調(diào)峰階段燃煤機組調(diào)峰成本主要受煤耗率影響；不投油調(diào)峰階段燃煤需要考慮投油、等離子點火等穩(wěn)燃措施影響。文獻121研究了煤耗成本、設(shè)備損耗成本外，部分燃煤機組能夠啟停調(diào)峰，即在規(guī)定時間范圍內(nèi)與電網(wǎng)解列，停止對外發(fā)電。圖3-47均衡，經(jīng)濟性最佳[126-127]。為驗證算法的有效性，在IEEERTS-96三區(qū)域節(jié)點系統(tǒng)基礎(chǔ)上區(qū)域電網(wǎng)負荷如圖348所示，該區(qū)域電網(wǎng)最大負荷為6317萬千瓦，最小負荷為3048萬千瓦。在三個子區(qū)域電網(wǎng)中，區(qū)域1與區(qū)域2的負荷相對較低，且兩者相比，區(qū)域1較低，負荷更為平穩(wěn)。圖3-48發(fā)電機組基本信息如表333所示，算例系統(tǒng)火電裝機規(guī)模為7930萬千瓦，其中區(qū)域1與區(qū)域2的裝機規(guī)模均為2910萬千瓦，區(qū)域3的裝機規(guī)模為2110峰能力對應(yīng)負荷率均為最大技術(shù)出力的50%，在此基礎(chǔ)上為盡可能使三個區(qū)域電網(wǎng)的調(diào)峰能力差異性更加顯著，設(shè)定區(qū)域1燃煤機組調(diào)峰能力最強，其燃煤機組不投油調(diào)峰最小負荷對應(yīng)負荷率的40%，投油調(diào)峰最小負荷對應(yīng)負荷率的35；區(qū)域2燃煤機組不投油調(diào)峰最小負荷對應(yīng)負荷率的45%，投油調(diào)峰最小負荷對應(yīng)負荷率的40；區(qū)域3則分別對應(yīng)負荷率的43%和38。各區(qū)間火電機組運行成本參考文獻122的參數(shù)。表3-33圖3-49圖3-50—600時段范圍，進一步統(tǒng)計易知在100—20及600時段三個子區(qū)域調(diào)峰資源均處于不投油調(diào)峰區(qū)間；而在300—50時段則處于投油調(diào)峰區(qū)間。這一結(jié)果表明該優(yōu)化方法使得度均攤調(diào)峰壓力，提升電網(wǎng)運行效益。圖3-51（1）2025年，在電力缺口補平的基礎(chǔ)上，全省電網(wǎng)的最大調(diào)峰缺口為668量為42.2億千瓦時，風(fēng)電棄電率為17.9；棄光電量為13.1億千瓦時，光伏發(fā)電棄電率為11.7，新能源綜合棄電量為55.3億千瓦時，棄電率為15.9。如考慮平江抽水蓄能電站全投、東江電廠擴機投產(chǎn)，2025年最大調(diào)峰缺口下降至492萬千瓦，棄風(fēng)電量為29.3億千瓦時，風(fēng)電棄電率為12.5；棄光電量為7.4億千瓦時，光伏棄電率為6.6，新能源綜合棄電量為36.7億千瓦時，棄電率為10.6。面對空前的調(diào)峰困難和新能源消納壓力，建議加快上，基礎(chǔ)方案考慮規(guī)劃新增燃煤機組規(guī)模為700萬千瓦，新增抽水蓄能規(guī)模為291第4加快推動抽水蓄能電站開工建設(shè)，到2025年，全省抽水蓄能電站裝機規(guī)模達到155居民需求響應(yīng)主要通過家庭能量管理系統(tǒng)（oengyngnty，）實現(xiàn)家庭負荷與電網(wǎng)的互動。依據(jù)居民生活用電需求、環(huán)境狀況及價格激勵信息，應(yīng)用內(nèi)置的居民生活用電優(yōu)化策略調(diào)整各類電器的運行，優(yōu)化居民生活用電負荷曲線，參與電網(wǎng)調(diào)峰。目前，居民優(yōu)化用電的相關(guān)研究主要集中在居民生活用電負荷建模及優(yōu)化調(diào)度方面。文獻130131研究了空調(diào)的負荷特性和調(diào)度方式。文獻132在最小化家庭用電成本時考慮了家用電器中可中斷負荷的中斷次數(shù)約束。文獻133建立了多種家用電器的負荷模型，并采用對數(shù)模型描述居民生活用電舒適度。文獻134將家用電器分為簡單可調(diào)度負荷、電池類設(shè)備、溫控負荷3類，建立了相應(yīng)的負荷調(diào)度模型，采用改進粒子群算法進行求解，然而求解速度較慢。文獻135基于李雅普諾夫優(yōu)化方法，僅使用當(dāng)前時刻的負荷數(shù)據(jù)進行家庭能量優(yōu)化控制。文獻136采用模型預(yù)測方法進行家庭負荷日內(nèi)滾動調(diào)度，能有效減少居民電費開支。上述工作都是著眼優(yōu)化居民生活用電成本或舒適度，都未考慮居民對電網(wǎng)調(diào)峰的貢獻。文獻137將智能小區(qū)日負荷方差作為優(yōu)化目標，但最小化局部范圍的負荷波動仍未能從系統(tǒng)調(diào)峰的角度優(yōu)化智能小區(qū)的運行方式。文獻138研究了居民生活用電日負荷特性對電力系統(tǒng)邊際成本的影響。圖4-1圖4-2圖4-3圖4-▼表4-1▼表4-2圖45和圖46分別為湖南省的新能源消納曲線、鴨子曲線與負荷曲線。由圖45但此時的新能源消納量較少，因此棄風(fēng)較為嚴重。從圖46可以看出，早上8時為負荷谷點，從11時開始負荷曲線逐漸進入峰期，而后負荷保持在25000左右，并且負荷峰谷差較大，為13412，調(diào)峰壓力較大，因此有必要采取相應(yīng)措施，減少棄風(fēng)電量，緩解系統(tǒng)調(diào)峰壓力?！鴪D4-5▲圖4-6能源消納水平的機制如圖47所示。通過在峰時段制定較高的價格，在谷時段采取低價格電力系統(tǒng)供需情況，如利用峰谷分時電價政策引導(dǎo)電動汽車用戶參與需求響應(yīng)。2021年2月9日，湖南省人民政府印發(fā)了《關(guān)于加快電動汽車充（換）電基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)的實施意見》，其中指出探索車樁雙向充電技術(shù)、充電設(shè)施與智能電網(wǎng)、風(fēng)光儲能、智能交通等共建共享運營模式的推廣應(yīng)用。根據(jù)上述文件中的發(fā)展目標，到2025施保有量達到40時電價有助于提高電網(wǎng)運行效率、改善電網(wǎng)運行水平、緩解調(diào)峰壓力，進而減少棄光風(fēng)電量，提高電力系統(tǒng)整體的新能源消納水平。圖4-7假設(shè)負荷曲線的最大值隸屬于峰時段的可能性為100，最小值隸屬于谷時段的可能性為100。對于負荷曲線上的其他各點來說，首先分別計算其相對于峰值和谷值的隸屬度，隸屬度函數(shù)來確定各時段負荷隸屬于峰時段的程度，如圖48（）所示；采用偏小型半梯形隸屬度函數(shù)來確定各時段負荷隸屬于谷時段的程度，如圖48（b）所示。圖4-8式中，u為凈負荷峰隸屬度；u為凈負荷谷隸屬度；、為時刻用戶負荷和新能源消納量；x（）、x（）為負荷峰值、新能源消納峰值；n（）、n（）為負荷谷值、新能源消納谷值。根據(jù)式（4.21）跳轉(zhuǎn)至步驟（3）峰平谷時段的劃分：依據(jù)圖4-96機組最小運行時間與最小停運時間約束見式（4.19），火電機組爬坡約束見式（4.20）圖4-10表4-3表4-4▼表4-5▼表4-6▲圖4-11用戶響應(yīng)前后負荷曲線（▲圖4-12用戶響應(yīng)前后負荷曲線（基于消費者心理學(xué)響應(yīng)的用戶響應(yīng)模型，單位為表4-7表4-8用戶響應(yīng)前后的新能源消納、負荷曲線峰谷差及用電費用對比3.4%，與此同時，負荷曲線峰谷差相較于僅優(yōu)化時段減少了11.34，削峰填谷效果更加明顯?！鴪D4-13時段優(yōu)化與組合優(yōu)化負荷曲線（基于電力需求價格彈性矩陣的用戶響應(yīng)模型，▲圖4-14時段優(yōu)化與組合優(yōu)化負荷曲線（圖4-15湖南省電網(wǎng)各季度典型日負荷曲線（單位為表4-9表4-10圖4-16春季典型日優(yōu)化前后負荷曲線（單位為由圖416和表41線峰谷差減少了10.81%，表示所用的用戶響應(yīng)模型在對時段進行優(yōu)化后起到了緩解調(diào)峰壓力的作用。從提升新能源消納的角度而言，新能源消納占比從86.19%上升至88.69，提升了約2.5個百分點，有效提升了新能源消納量。從減少用戶用電費用角度而言，用戶的用電費用從22338.98萬元減少至21825.18萬元，減少了2.30%，有效降低了用戶總用電費用，提升了用戶滿意度。表4-11表4-12圖4-17夏季典型日優(yōu)化前后負荷曲線（單位為表4-13表4-14圖4-18秋季典型日優(yōu)化前后負荷曲線（單位為表4-15表4-16圖4-19冬季典型日優(yōu)化前后負荷曲線（單位為表4-17表4-18圖4-20春季典型日時段優(yōu)化和組合優(yōu)化前后負荷曲線（單位為表4-19表4-20圖4-21夏季典型日時段優(yōu)化和組合優(yōu)化前后負荷曲線（單位為表4-21表4-22圖4-22秋季典型日時段優(yōu)化和組合優(yōu)化負荷曲線（單位為表4-23表4-24圖4-23冬季典型日時段優(yōu)化和組合優(yōu)化前后負荷曲線（單位為對2025年的數(shù)據(jù)進行分析。2025年湖南省電網(wǎng)各季度新能源利用情況如圖424看出夏季新能源消納量最高，達到97.16%，冬季消納量最低，達到91.85，為此，本書以冬季為例，分別分析峰谷分時電價政策以及配置儲能對新能源消納的影響。圖4-242025▲圖4-25▲圖4-26加入儲能前后負荷曲線峰谷差對比（單位為萬千瓦通過圖425和圖42可以看出，在不考慮儲能加入的情況下，僅靠峰谷分時電價政策激勵，新能源消納量由91.85%提升至94.74，負荷曲線峰谷差從1805萬千瓦減少至1513萬千瓦。而儲能的加入使得在夜晚冬季風(fēng)電大發(fā)時，所棄掉的風(fēng)電仍然能夠被消納，新能源消納率由之前的94.74%提升到96.16，負荷曲線峰谷差從1513萬千瓦降至1400萬千瓦，儲能的加入使得新能源消納量得到進一步提升，負荷曲線峰谷差得到進一步優(yōu)化，有效緩解了湖南省電網(wǎng)調(diào)峰壓力。圖4-27風(fēng)電的反調(diào)峰特性（單位為萬千瓦表4-25表4-25中，表示峰時段電價；表示平時段電價；表示峰平谷時段電價；μ1、μ為電價拉（4.18）機組最小運行時間與最小停運時間約束見式（4.19）火電機組爬坡約束見式（4.20）用電負荷數(shù)據(jù)如圖428、圖429、圖430所示。從圖中可以看出，大工業(yè)用戶全日用電量較大，且用電高峰持續(xù)時期較長，高峰期用電負荷在5300～5600之間；用電低谷在2000—2300，用電負荷在4600～4800之間。一般工商業(yè)用戶則在下午及晚上為用電高峰期，用電量負荷在3300～3500之間；用電低谷在400—800，用電量負荷在2800▲圖4-28大工業(yè)用戶用電負荷數(shù)據(jù)（單位為▲圖4-29一般工商業(yè)用戶用電負荷數(shù)據(jù)（單位為▲圖4-30居民用戶用電負荷數(shù)據(jù)（單位為峰平谷時段劃分數(shù)據(jù)、電價數(shù)據(jù)以及新能源相關(guān)數(shù)據(jù)已在第2章與第3章給出了，在仿真中，設(shè)置權(quán)重1、2、3、4分別為0.4、0.2、0.2、0.2，用戶響應(yīng)度1為0.3。國網(wǎng)能源研究院發(fā)布的《十四五源研究院初步測算，預(yù)計十四五時期全社會用電量增長率為4～5，電力需求價格彈性系數(shù)小于1，電力負荷峰谷差將持續(xù)加大。在此基礎(chǔ)上，設(shè)定的各類用戶的電力需求價格彈性系數(shù)如表426所示。表4-26▼表4-27▲圖4-31▲圖4-32▲圖4-33由圖431、圖432、圖433和表427可以看出，當(dāng)大工業(yè)用戶、一般工商業(yè)用戶與居民用的峰谷差、用電費用和負荷率對比如表428所示。表4-28（4.18）機組最小運行時間與最小停運時間約束見式（4.19）火電機組爬坡約束見式（4.20）表4-29表4-30▲圖4-34大工業(yè)用戶的用電負荷曲線及優(yōu)化結(jié)果（單位為▲圖4-35一般工商業(yè)用戶的用電負荷曲線及優(yōu)化結(jié)果（單位為▲圖4-36居民用戶的用電負荷曲線及優(yōu)化結(jié)果（單位為▼表4-31圖4-37熵權(quán)法的核心思想是通過計算信號包含信息量的多少來得到各項權(quán)重信息。在信息論熵值法的具體運算過程如下（假定且定義1：假設(shè)且，設(shè)經(jīng)熵權(quán)法可判定tk時刻指標權(quán)重信息為…，wm（tk）]T，k=1，2，…，T定義3：稱為評價指標Gj（j=1，2，…，m）在tk式中，β+和β為浮游系數(shù)，β+、β-理思想。目前相關(guān)研究大多是對綜合評價值進行直接性的優(yōu)劣激勵正激勵（獎賞）和負激勵（懲罰），這種評價方式需要進行一定的拓展與補充，即針對被評價對象優(yōu)點進行獎賞，對其缺點進行懲罰。因此，本書提出了允許負荷側(cè)參與調(diào)峰按照各自的優(yōu)缺點進行獎懲的設(shè)計思想。定義定義5：稱T時段內(nèi)，第j項評價指標Gj下所有a（tk）定義6：為加速度指數(shù)，表示在T定義7：為tk時刻，評價指標Gjh+、h為浮游系數(shù)（浮游系數(shù)可由熟悉該問題的專家根據(jù)各自相關(guān)偏好來確定圖4-38正/負激勵點及正/定義9：稱為tk時刻被評價對象Oi在評價指標Gj（規(guī)則1），δ++δ-=1表4-32湖南省電網(wǎng)的5表4-33表4-34Day3的各項指標的區(qū)間型權(quán)重信息表4-35Day2的各指標值正/▼表4-36Day3▼表4-37Day3▼表4-38Day3表4-39第5NejabatkhahF,LiYW.OverviewofpowermanagementstrategiesofhybridAC/DCmicrogridMohsenian-RadA,WongVWS,JatskevichJ,etal.Autonomousdemand-sidemanagementbasedongame-theoreticenergyconsumptionschedulingforthefuturesmartgrid[J].IEEETransactionsonSmartPalenskyP,DietrichD.Demandsidemanagement:Demandresponse,intelligentenergysystemsQdrQ.BenefitsofdemandresponseinelectricitymarketsandrecommendationsforHamidiV,LiF,RobinsonF.Dem