一种用户参与新能源发电调峰的辅助服务政策仿真模型

摘要

本发明公开了一种用户参与新能源发电调峰的辅助服务政策仿真模型，包括依次配合设置的系统动力学模型、系统动力学仿真模型、保障用户与调峰的政策组合模型、以及调峰管理技术标准模型。本发明所述用户参与新能源发电调峰的辅助服务政策仿真模型，可以克服现有技术中生产成本高、经济效益差和用电可靠性低等缺陷，以实现生产成本低、经济效益好和用电可靠性高的优点。

说明书

技术领域

本发明涉及电力节能技术领域，具体地，涉及一种用户参与新能源发电调峰的辅 助服务政策仿真模型。

背景技术

随着接入系统的风电容量逐渐增大，电网系统面临的调峰困难也随之增加。调动 电力用户尤其是大用户如高载能企业参与调峰将成为解决目前风电上网难，弃风现象 频繁的重要措施。对于有负荷调节能力的电力用户，可以通过在特定时段中断用电来 参与调峰，中断负荷对用户的生产会造成一定的影响，可给予一定的补偿来激励其参 与调峰。电力用户参与调峰给系统带来了诸多益处，最重要的是降低了系统的峰谷差， 降低了系统运行成本，同时可以减小系统的开机容量，降低系统最小技术出力，增加 了系统消纳风电的能力。

为了鼓励风电发展，国家提出了电网公司全额收购风电电量的政策，但是由于系 统调峰容量不足造成了风电场难以全额发电的局面，弃风现象严重，阻碍了风电的发 展。一般情况下，风电并网对调峰容量的需求等于风电并网容量。造成调峰容量不足 的主要原因是由于系统负荷水平确定的情况下，系统调峰容量有限，部分火电机组无 法上网发电，浪费了部分火电机组的调峰能力。系统消纳风电的能力是系统负荷曲线 与最小技术出力之间的面积，由于区域内负荷水平难以短时期内提高，通过恒功率或 逆功率电力外送可以增加系统负荷水平提高风电消纳能力，同时可以通过峰荷时段中 断部分负荷减少系统峰荷来减少开机容量降低系统最小技术出力来增加风电消纳能 力。通过必要的补偿措施，鼓励电力用户减少或中断峰荷时段的负荷降低系统峰荷将 是可行且有效的措施。

风电投资商根据收益成本比做出风电投资决策，当目前收益成本比大于预期曲线 时，投资商增加风电投资，相应的调峰需求也将增加，调峰容量缺额将增大，此时必 须增加补偿费率来调动更多的用户调峰容量来保证风电场的发电量。随着调峰费率的 增加，用户的调峰容量相应的增加，风电场支付的调峰费用也相应增加，对风电投资 产生负反馈的作用。对于参与调峰的用户，减少或中断负荷会对其生产造成一定的损 失，但只要补偿费用能弥补其损失，就会积极参与调峰，并且在调峰过程中，通过控 制其调峰容量使收益最大化。

电力系统作为能源系统的重要组成部分，其规划、建设、生产、消费的全过程也 是一个大时间常数的惯性系统。电源投资建设是该惯性系统的重要环节，具有资本密 集度高，建设周期长，服役期长的特点。随着电力市场改革的推进，电源投资建设受 市场供需平衡的调节，表现为一个复杂的非线性动态系统，本发明的技术方案用动力 学模型、理论和方法去分析和控制。

风电投资商受到利润的诱发，增加风电容量投资。随着风电容量的增加，电网消 纳风电所需的调峰容量也将增加，势必会造成调峰容量短缺，通过增加补偿费率可以 调动部分电力用户的调峰容量弥补暂时的缺额，相应的补偿费用也会提高，从而降低 了风电场的利润，形成一个负反馈。风电容量增加的同时，由于施工成本的增加以及 风电资源特性变差，风电开发的成本也将有所提高，也会影响到风电场利润，形成一 个负反馈。

由于补偿费率的增加相应的补偿费用也会增加，使得电力用户的利润增加，受到 利润的诱发，电力用户增加调峰容量以期获得更大利润，但是调峰容量的增加降低了 企业的产品产量，增加了单位生产成本，抑制了利润的增加，形成了两个负反馈。系 统因果关系如图1所示。

因此，对电力用户参与调峰的辅助服务政策进行仿真，可以提高用户参与调峰的 积极性，同时，可以最大程度上提高用户和电网的效益。

在实现本发明的过程中，发明人发现现有技术中至少存在生产成本高、经济效益 差和用电可靠性低等缺陷。

发明内容

本发明的目的在于，针对上述问题，提出一种用户参与新能源发电调峰的辅助服 务政策仿真模型，以实现生产成本低、经济效益好和用电可靠性高的优点。

为实现上述目的，本发明采用的技术方案是：一种用户参与新能源发电调峰的辅 助服务政策仿真模型，包括依次配合设置的系统动力学模型、系统动力学仿真模型、 保障用户与调峰的政策组合模型、以及调峰管理技术标准模型。

进一步地，所述系统动力学模型，用于运用系统动力学原理和方法建立的用户参 与调峰的辅助服务政策仿真；和/或，

所述系统动力学仿真模型，用于运用用户参与新能源发电调峰的辅助服务政策仿 真模型进行仿真；和/或，

所述保障用户与调峰的政策组合模型，用于提供用户参与调峰的辅助服务政策措 施；和/或，

所述调峰管理技术标准模型，用于为调峰管理提供一个管理标准，便于调峰管理 和决策。

进一步地，所述系统动力学模型，运用系统动力学原理和方法建立的用户参与调 峰的辅助服务政策仿真的操作，具体包括：

风电投资商根据预期的收入成本比H₀，确定未来风电的投资趋势；当实际的收 入成本比大于预期时，加大投资力度，风电容量随之增加，反之则减少投资；风电投 资作为资本密集型产业，应该投资过程中采取措施，避免投资过热造成资源浪费；风 电容量运动方程可表示为：

$\frac{\mathrm{dW}}{\mathrm{dt}}=\mathrm{\alpha W}\left(\mathrm{\Delta H}\right)+K\frac{\mathrm{d\Delta H}}{\mathrm{dt}}---(1-1);$

W为风电容量，第一项为比例项，α为比例系数，风电容量按照实际预期收入成 本比之差成比例变化；第二项为微分项，K为微分系数；

风电投资收入成本比：

$H=\frac{B_W}{C_W}---(1-2);$

B_W＝P_WQ_W-C_C     (1-3)；

C_W＝WI          (1-4)；

B_W、C_W分别表示风电投资的收入与成本，P_W、Q_W分别为风电上网电价及电量， C_C为调峰补偿成本。

ΔH＝H-H₀        (1-5)；

H₀用C_W的表函数表示，理性的投资商会期望在投资成本增加时，收入成本比能 有所增加，至少应保持不变；

单位容量成本I用W的表函数表示；补偿费用：为了激励高载能企业参与调峰， 需支付其必要的补偿费用；

C_C＝R·M       (1-6)；

R、M分别为调峰补偿的费率及调峰效果；

补偿费率运动方程：补偿费率由调峰容量的供求关系决定，当供不应求时，费率 上涨，反之亦然；

$\frac{\mathrm{dR}}{\mathrm{dt}}=\mathrm{\beta R}\frac{M_d-M_0}{M_d}+K\frac{\mathrm{d\Delta M}}{\mathrm{dt}}---(1-7);$

第一项为比例环节，β为比例系数，补偿费率按照调峰容量缺额比例调整；第二 项为微分环节，K为微分系数；

M_d＝W              (1-8)；

M₀＝M_T+M_H+M       (1-9)；

ΔM＝M_d-M₀          (1-10)；

$Q_W=\left(\begin{array}{cc}24·\eta ·W& \mathrm{\Delta M}<0\\ 24·\eta ·(W-\mathrm{\Delta M})& \mathrm{\Delta M}\ge 0\end{array}\right)---(1-11);$

M₀、M_d分别为调峰容量的供给与需求，调峰容量需求等于风电容量，供给由火 电机组调峰容量M_T、水电调峰容量M_H及高载能调峰容量M组成，ΔM为调峰容量 缺额，当调峰容量有缺额时风电不能缺额上网发电将产生弃风，发电量将会降低，η为 风电场可利用率；

高载能企业调峰容量运动方程：高载能企业以不参与调峰时的利润作为利润预 期，当参与调峰利润大于预期利润时，按照利润的增加趋势控制调峰容量，即按照利 润增量率方向调整，以期获得更大利润；当参与调峰使得利润小于预期利润时，快速 调整调峰容量到0；

$\frac{\mathrm{dM}}{\mathrm{dt}}=\left(\begin{array}{cc}\mathrm{MK}\frac{\mathrm{d\Delta B}}{\mathrm{dt}}& B\ge B_0\\ \mathrm{\gamma M}\frac{\mathrm{\Delta B}}{B_0}& B<B_0\end{array}\right)---(1-12);$

B₀＝T₀·(P-C_I0)       (1-13)；

B＝T·(P-C_I)         (1-14)；

ΔB＝B-B₀            (1-15)；

ΔB＝B-B₀         (1-16)；

γ、K分别为调节系数，B、B₀分别为高载能企业的利润及利润预期，T、P分 别为产量及产品价格；C_I为单位成本，随着高载能调峰容量的增加，中断负荷时间增 加，热损失随之增加，单位成本按指数增加，表示为调峰容量M的表函数；

产量T也用调峰容量的表函数表示，随着调峰容量的增加，企业生产时间及效率 都会降低，产量随之降低。

进一步地，所述系统动力学仿真模型，运用用户参与新能源发电调峰的辅助服务 政策仿真模型进行仿真的操作，具体包括：

使用Vensim系统动力学仿真软件对上述模型进行模拟；

利用所搭建的模型，对高载能电力用户参与系统调峰，消纳风电的政策进行系统 动力学仿真，同时分析了政策对本区域电量外送及高载能产品价格变化的敏感性；

进一步对电力外送以及冶金产品价格对政策的敏感性进行了分析。

进一步地，所述保障用户与调峰的政策组合模型，提供用户参与调峰的辅助服务 政策措施的操作，具体包括：

3.1)实施高载能用户优惠电价，鼓励用户用电，提高系统负荷水平，有助于实现 甘肃风电就地消纳；

3.2)实施高载能用户错峰峰谷电价，鼓励有负荷调峰能力的高载能用户错峰运行， 提高系统风电消纳能力；

3.3)关注高载能行业市场状况，结合大规模风电接入后调峰容量的缺口情况，调 整高载能用户参与调峰的补偿费率，使补偿费用能覆盖由于参与调峰造成的高载能用 户的损失；

3.4)探索可中断负荷需求侧竞价市场补偿机制，建立开放的、公平的、竞争的需 求侧辅助服务市场。

进一步地，所述调峰管理技术标准模型，为调峰管理提供一个管理标准，便于调 峰管理和决策的操作，具体包括：

4.1)主题内容与适用范围的设置；

4.2)引用标准的设置；

4.3)术语的设置；

4.4)技术要求的设置。

本发明各实施例的用户参与新能源发电调峰的辅助服务政策仿真模型，由于包括 依次配合设置的系统动力学模型、系统动力学仿真模型、保障用户与调峰的政策组合 模型、以及调峰管理技术标准模型；从而可以克服现有技术中生产成本高、经济效益 差和用电可靠性低的缺陷，以实现生产成本低、经济效益好和用电可靠性高的优点。

本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变 得显而易见，或者通过实施本发明而了解。

下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。

附图说明

附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实 施例一起用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：

图1为现有技术中系统因果关系图；

图2为本发明中预期风电投资收入成本比图；

图3为本发明中风电单位发电成本图；

图4为本发明中高载能单位生产成本图；

图5为本发明中高载能企业产量图；

图6为本发明中积流图；

图7为本发明中政策仿真图；

图8为本发明中风电开发容量图；

图9为本发明中补偿费率图；

图10为本发明中高载能调峰容量图；

图11为本发明中电力负荷控制系统基本体系示意图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实 施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。

根据本发明实施例，如图1-图11所示，提供了一种用户参与新能源发电调峰的 辅助服务政策仿真模型，涉及用户参与新能源发电调峰的系统仿真模型及技术标准。

本发明的技术方案，建立了电力用户参与调峰的系统动力学模型，对电力用户参 与调峰的政策进行了动力学模拟，分析了风电开发及电力用户参与调峰辅助服务政策 的演化过程。

本发明所采用的技术方案是，用户参与新能源发电调峰的辅助服务政策仿真模 型，依次包括系统动力学模型、系统动力学仿真和保障用户与调峰的政策组合及调峰 管理技术标准四个部分。

其中，系统动力学模型是运用系统动力学原理和方法建立的用户参与调峰的辅助 服务政策仿真模型。系统动力学仿真是运用用户参与新能源发电调峰的辅助服务政策 仿真模型进行仿真。保障用户与调峰的政策组合提供了用户参与调峰的辅助服务政策 措施。调峰管理技术标准为调峰管理提供一个管理标准，从而便于调峰管理和决策。

本发明的技术方案，通过预测风电出力，得到预期的风电容量，同时，高载能企 业根据风电容量进行预期的调节，同时和实际调节进行对比，如果实际比预期的好， 高载能企业就是加大新能源的接入，否则，就会减少新能源的接入。并将该模型通过 系统动力学仿真软件进行仿真，从而得到高载能用户的辅助服务政策。

模型由系统动力学模型、系统动力学仿真、保障用户与调峰的政策和调峰管理技术标准等四个部分组成，下面对这四个部分进行详细说明。

1、系统动力学模型

风电投资商根据预期的收入成本比H₀，确定未来风电的投资趋势。当实际的收 入成本比大于预期时，加大投资力度，风电容量随之增加，反之则减少投资。风电投 资作为资本密集型产业，应该投资过程中采取措施，避免投资过热造成资源浪费。风 电容量运动方程可表示为：

$\frac{\mathrm{dW}}{\mathrm{dt}}=\mathrm{\alpha W}\left(\mathrm{\Delta H}\right)+K\frac{\mathrm{d\Delta H}}{\mathrm{dt}}---(1-1);$

W为风电容量，第一项为比例项，α为比例系数，风电容量按照实际预期收入成 本比之差成比例变化。第二项为微分项，K为微分系数，当利润增长的趋势逐渐减小 时，降低投资，避免投资过热，造成资源浪费。

风电投资收入成本比：

$H=\frac{B_W}{C_W}---(1-2);$

B_W＝P_WQ_W-C_C          (1-3)；

C_W＝WI              (1-4)；

B_W、C_W分别表示风电投资的收入与成本，P_W、Q_W分别为风电上网电价及电量， C_C为调峰补偿成本。

ΔH＝H-H₀          (1-5)；

H₀用C_W的表函数表示，理性的投资商会期望在投资成本增加时，收入成本比能 有所增加，至少应保持不变。如图2所示。

单位容量成本I用W的表函数表示，发电开发总是选择施工难度小，风况资源好 的地方首先开发，随着风电开发的深入，施工难度将增加，风电的开发成本将逐渐升 高，同时风况资源也会逐渐变差，风电场的可利用小时数将减少，分摊到风电的单位 发电成本上使单位发电成本成指数性增长。如图3所示。

补偿费用：为了激励高载能企业参与调峰，需支付其必要的补偿费用。为了简化， 这里把企业参与调峰所产生的效果作为状态变量，至于调峰效果的产生过程及费用的 分配问题不在这里探究。

C_C＝R·M        (1-6)；

R、M分别为调峰补偿的费率及调峰效果。

补偿费率运动方程：补偿费率由调峰容量的供求关系决定，当供不应求时，费率 上涨，反之亦然。

$\frac{\mathrm{dR}}{\mathrm{dt}}=\mathrm{\beta R}\frac{M_d-M_0}{M_d}+K\frac{\mathrm{d\Delta M}}{\mathrm{dt}}---(1-7);$

第一项为比例环节，β为比例系数，补偿费率按照调峰容量缺额比例调整。第二 项为微分环节，K为微分系数，防止费率的过调节造成振荡。

M_d＝W                (1-8)；

M₀＝M_T+M_H+M          (1-9)；

ΔM＝M_d-M₀           (1-10)；

$Q_W=\left(\begin{array}{cc}24·\eta ·W& \mathrm{\Delta M}<0\\ 24·\eta ·(W-\mathrm{\Delta M})& \mathrm{\Delta M}\ge 0\end{array}\right)---(1-11);$

M₀、M_d分别为调峰容量的供给与需求，调峰容量需求等于风电容量，供给由火 电机组调峰容量M_T、水电调峰容量M_H及高载能调峰容量M组成，ΔM为调峰容量 缺额，当调峰容量有缺额时风电不能缺额上网发电将产生弃风，发电量将会降低，η为 风电场可利用率。

高载能企业调峰容量运动方程：高载能企业以不参与调峰时的利润作为利润预 期，当参与调峰利润大于预期利润时，按照利润的增加趋势控制调峰容量，即按照利 润增量率方向调整，以期获得更大利润。当参与调峰使得利润小于预期利润时，快速 调整调峰容量到0。

$\frac{\mathrm{dM}}{\mathrm{dt}}=\left(\begin{array}{cc}\mathrm{MK}\frac{\mathrm{d\Delta B}}{\mathrm{dt}}& B\ge B_0\\ \mathrm{\gamma M}\frac{\mathrm{\Delta B}}{B_0}& B<B_0\end{array}\right)---(1-12);$

B₀＝T₀·(P-C_I0)        (1-13)；

B＝T·(P-C_I)          (1-14)；

ΔB＝B-B₀             (1-15)；

ΔB＝B-B₀             (1-16)；

γ、K分别为调节系数，B、B₀分别为高载能企业的利润及利润预期，T、P分 别为产量及产品价格。C_I为单位成本，随着高载能调峰容量的增加，中断负荷时间增 加，热损失随之增加，单位成本按指数增加，可表示为调峰容量M的表函数，如图4 所示。

产量T也用调峰容量的表函数表示，随着调峰容量的增加，企业生产时间及效率 都会降低，产量随之降低，如图5所示。

2、系统动力学仿真

使用Vensim系统动力学仿真软件对上述模型进行模拟，模型的积流图如图5所 示。在模拟过程中，设置了一些外部环境，电力需求按照年10％的增长速度增长，考 虑到甘肃是资源大省，设置一定的外送功率，假设外送功率按照恒定功率外送，恒功 率外送对本区域内的调峰没有影响，提高了本区域的负荷水平，同时考虑了系统负荷 峰谷差逐年加大的现实，设置了峰谷差增长环节。火电机组竞价上网正在逐步推广， 模型中设置了火电的竞价环节。风电容量从规划到上网发电需要较长的建设期，在风 电容量决策中设置了3年的延迟环节。高载能企业的生产调整也需要一定的时间，在 高载能调峰环节设置了一周的延迟。

以甘肃省2011年某典型日负荷数据为对象，对模型进行系统动力学模拟。假设 外送电量为10000MWh，按照恒功率外送，外送负荷为417MW。

利用所搭建的模型，对高载能电力用户参与系统调峰，消纳风电的政策进行了系 统动力学仿真，同时分析了政策对本区域电量外送及高载能产品价格变化的敏感性。

图7给出了政策仿真的结果。近几年，风电容量投资稳步增长，经过10年左右 的开发逐步趋于稳定。风电容量的调控政策对风电的发展有重要的影响，加入微分环 节后，由于在利润增长趋势放缓后，及时对风电容量投资加以抑制，风电容量没有出 现超调即没有出现投资过剩。对于风电投资这种资本密集型产业，投资过剩会造成极 大的资源浪费，在利润趋势放缓时对投资及时加以抑制是必要的。近10年，高载能 企业参与调峰对风电消纳将发挥重要的作用，由于负荷水平低，常规电源难以充分发 挥作用，高载能企业通过调整用电负荷对系统负荷曲线进行调整来增加系统的风电消 纳能力。补偿费率受供求关系的影响与调峰容量同趋势变化。10年后，由于负荷水平 的提高，系统常规电源的调峰能力完全能够消纳系统的风电，此时，电力用户调峰对 风电消纳的作用将不再明显。

进一步对电力外送以及冶金产品价格对政策的敏感性进行了分析。图8-10给出了 电力外送条件下产品价格上涨以及产品价格不变条件下电力外送与不外送三种情况 的各状态变量的变化趋势。图8显示，电力外送对风电投资作用明显，由于电力外送 增加了本区域系统风电的消纳能力，促进了风电的发展。由图9、图10可见，电力外 送对电力用户参与调峰也有重要影响，由于电力外送增加了系统消纳风电的能力，系 统对电力用户参与调峰的需求将减少，相应的补偿费率及高载能调峰容量也随之减 少。冶金产品的价格对高载能企业参与调峰的积极性有重要的影响，在产品价格上涨 后，企业的利润预期增加，增加了激励其参与调峰的成本，相应的补偿费率提高，而 高载能企业参与调峰的积极性却降低，其所提供的调峰容量也相应降低。同时，冶金 产品价格上涨造成了高载能用户调峰费率和调峰容量的小幅震荡，在实际的运行过程 中应该密切关注冶金产品的价格变化。

近10年，电力用户参与调峰对系统消纳风电的作用明显，应该结合高载能市场 行情，制定完善的政策实施方案，鼓励电力用户参与调峰，促进风电发展。同时，电 力规划部门应该对风电的发展采取必要的调控，保持风电持续稳定的发展，应该极力 避免风电投资过热，造成资源浪费。

3、保障用户参与调峰的政策组合

以火电为主的电源结构性矛盾难以在短期内扭转，随着风电开发规模的加大，甘 肃电网面临着严峻的调峰考验。电力用户，尤其是高载能用户有一定的负荷调节的能 力，在系统出现调峰困难的情况下，鼓励高载能用户参与调峰，丰富了电网调峰资源， 有助于甘肃风电实现就地消纳。制定完善的保障用户参与调峰的政策，是开发高载能 用户参与调峰的潜力的关键。通过本节对用户参与调峰政策仿真的研究，得到了以下 保障用户参与调峰的政策组合。

3.1)实施高载能用户优惠电价，鼓励用户用电，提高系统负荷水平，有助于实现 甘肃风电就地消纳。

3.2)实施高载能用户错峰峰谷电价，鼓励有负荷调峰能力的高载能用户错峰运行， 提高系统风电消纳能力。

3.3)关注高载能行业市场状况，结合大规模风电接入后调峰容量的缺口情况，调 整高载能用户参与调峰的补偿费率，使补偿费用能覆盖由于参与调峰造成的高载能用 户的损失。

3.4)探索可中断负荷需求侧竞价市场补偿机制，建立开放的、公平的、竞争的需 求侧辅助服务市场。

4、调峰管理技术标准

4.1)主题内容与适用范围

标准规定了用户参与调峰电力负荷控制系统的术语、技术要求。

标准适用于专用无线、无线公网(GSM/GPRS、CDMA等)、电话线、有线电缆、 光纤及其他传输方式的电力负荷控制系统。

4.2)引用标准

电力负荷管理系统功能规范

电力负荷管理系统数据传输规约-2004

电力负荷管理系统通用技术条件(试行)

合同能源管理技术通则

4.3)术语

4.3.1)电力负荷控制Load control

对用户的用电负荷进行控制的技术措施。可简称为负荷控制。

4.3.2)音频电力负荷控制Ripple control

利用高、低压配电线传输音频控制信号，实现电力负荷控制的技术。

4.3.3)无线电电力负荷控制Radio load control

利用无线电信道传输控制信号，实现电力负荷控制的技术，也称无线电负荷控制。

4.3.4)配电线载波电力负荷控制Distribution line carrier load control

利用配电网传输载波控制信号，实现电力负荷控制的技术。信号频率一般为3kHz 以上。

4.3.5)混合电力负荷控制Hybrid load control system

利用两种以上控制方式组成的电力负荷控制系统。

4.3.6)电力负荷控制中心Load control centre

可对各负荷控制终端进行监视和控制的站，也称主控站。

4.3.7)电力负荷控制终端Load control terminal unit

装设在用户端，受电力负荷控制中心的监视和控制的设备，也称被控端。

4.3.8)单向终端One-way terminal unit

只能接收电力负荷控制中心命令的电力负荷控制终端。分为遥控开关和遥控定量 器两种。

4.3.9)遥控开关Remote switch

接收电力负荷控制中心的遥控命令，进行负荷开关的分闸、合闸操作的单向终端。

4.3.10)遥控定量器Remote load control limiter

接收电力负荷控制中心定值和遥控命令的单向终端。

4.3.11)双向终端Two-way terminal unit

装设在用户端，能与电力负荷控制中心进行双向数据传输和实现当地控制功能的 设备。

4.3.12)分时电量Time of use electrical energy

按负荷曲线的峰、谷、平时段分别累计的电能量。

4.3.13)功率定值Power setting

在功率控制时段内，允许用户使用的最大功率整定值。

4.3.14)电能量定值Electrical energy setting

在规定的时间周期内(如日、月)，允许用户使用的电能量整定值。

4.3.15)遥控正确率Correct rate of control

遥控正确率是指主站发送遥控命令后，终端输出继电器动作的正确率。

4.3.16)功率定值闭环控制Closed-loop control for power

主站向终端下发客户功率定值等参数，终端连续监测客户用电实时功率，当实时 功率超过功率定值时，终端自动按设定轮次和延迟时间依次控制客户端相应配电开关 跳闸，该控制过程简称为功控。

4.3.17)电能量定值闭环控制Closed-loop control for electric energy

主站向终端下发客户电能量定值等参数，终端监测客户用电量，当用电量超过告 警电能量定值时，终端自动发出告警信号通知客户；当用电量超过电能量定值时控制 客户端相应配电开关跳闸。该控制过程简称为电控。

4.4)技术要求

4.4.1)参与调峰用户条件

(1)负荷特性

用户用电负荷可调节或可中断。在工况允许的条件下，负荷可根据系统运行环境 适度调整。主要设备可中断运行一段时间，调度部分发出中断指令后能快速做出中断 负荷响应。

(2)响应时间

收到调度指令后，能在30分钟之内做出响应。

(3)电压等级与调压方式

厂用变压器低压侧电压大于等于10kV，低压侧安装无功补偿装置。

(4)变压器容量

变压器容量1000kVA以上，30％的过载能力，可有载调压。

(5)电能表

安装分时电表。

(6)通讯方式

安装专用无线、无线公网(GSM/GPRS、CDMA等)、电话线、有线电缆、光纤 等至少两种通讯设备。

(7)负荷控制终端

安装负荷控制终端，可实现调度远方控制或者根据调度指令就地控制。

4.4.2)可中断负荷合同标准

可中断负荷合同应该遵循《中华人民共和国合同法》等法律规定，符合《合同能 源管理技术通则》(GB/T—24915—2010)文本规范。可中断负荷合同中应包含但不限 于以下内容：

①合同有效期；②提前通知时间；③中断持续时间；④负荷中断容量；⑤允许中 断次数；⑥补偿费用等。

4.4.3)系统构成

系统由清洁能源发电控制终端，调度中心，负荷控制中心，用户负荷控制终端组 成，系统基本体系结构如图11。

4.4.4)主控机功能

(1)负荷控制功能

a)定时自动或手动发送系统、分区、分组广播命令，进行跳、合闸操作；

b)发送功率控制，电能量控制的投入和解除命令；

c)峰、谷各时段的设定和调整；

d)对成组或单个终端的功率、功率控制时段、电能量定值的设定和调整；

e)分时计费电能表的切换；

f)系统对时；

g)发送电能表读数冻结命令；

h)定时和随机远方抄表。

(2)数据处理功能

a)数据合理性检查；

b)计算功能；

c)画面数据自动刷新；

d)异常、越限或事故告警；

e)操作密码口令检查，确认及各种操作命令的检查，确认并打印记录；

f)实时负荷曲线(包括日、月和特殊用户)绘制，图表显示和拷贝；

g)随机查询。

(3)系统自诊断自恢复功能

a)主控机双机自动/手动切换；

b)系统软件运行异常的显示告警，有自动或手动自恢复功能；

c)主控站通信机长发告警和保护，信道切换指示；

d)应能显示出整个系统硬件包括信道的工作状态。

(4)通信功能

a)与电力调度中心交换信息；

b)与上级负荷控制中心或计划用电管理部门交换信息；

c)与计算机网络通信；

d)与电力营销系统交换数据；

e)向电力客户服务系统提供数据。

(5)应用功能

a)需求侧管理与服务支持；

b)电力营销管理技术支持；

c)营销分析与决策分析支持。

(6)系统运行管理

a)终端管理；

b)通信管理；

c)运行状况监测；

d)系统报表。

(7)其他功能

a)调试时与终端通话功能；

b)对配电网中各种电气设备分、合闸操作及监视功能。

4.4.5)负荷控制终端功能

终端的必备功能和可选功能配置见表1

表1：终端的必备功能和可选功能配置

4.4.6)清洁能源发电终端功能

(1)数据采集与处理

终端系统应提供参与控制和故障监测的相关数据信息通道及处理功能，例如：风 速、风向、风轮转速、发电机转速、机舱位置、扭揽角度、桨距角、液压系统压力、 振动、温度记忆电气量数据等。

(2)数据监视

终端系统能采集或生成下述数据信息，终端系统人机界面或中央监控系统能够显 示、浏览下列数据：

a)风速、风向、风轮转速、机舱位置、扭揽角度、桨距角；

b)机组当前状态；

c)液压系统压力、机舱振动、机舱温度、发电机温度、齿轮箱温度等；

d)三相电压、三相电流、有功、无功、功率因数、频率、发电量等。

(3)故障监测

机组被控对象分单元监测，根据相应单元传感器采集量，经过看门狗功能处理后 的物理量信息，形成若干能反映本单元状态的状态码，状态码应做到故障信息定位准 确、防误动作、维护简单，用户根据操作权限应能通过就地人机界面或远程监控系统 启用和禁止任意一个状态码的监测。当其中任意一个状态吗激活时，终端系统应能根 据状态码属性，准确做出响应告警或停机操作。

(4)最大功率跟踪

风电机组在额定风速一下运行时，不能满负荷发电，终端系统应能根据自身核心 控制策略协调变桨系统、变流器工作，使风轮转速始终跟踪最佳叶尖速比运行，风速 -功率曲线与最优曲线保持一致，获取最大的风能。在整个控制过程中，应避免剧烈抖 动，使得机舱、塔架和传动链的荷载、振动都不应超过机组允许的范围。

(5)恒功率运行控制

风电机组的额定风速以上，切出风速一下运行时，终端系统应能协调控制变桨系 统、变流器工作，机组输出功率波动范围不应超过额定功率的10％。在整个控制过程 中，应避免剧烈抖动，使得机舱、塔架和传动链的载荷、振动都不应超过机组允许的 范围。

(6)偏航控制

优先级：手动偏航大于风向控制的自动偏航；所有的偏航操作应在允许的风速范 围内进行，超过风速限定值(0.8*Vref，参考风速)，应禁止所有偏航操作。

(7)低电压穿越

终端系统应能配合变桨系统、变流器满足电网对风电场低电压穿越的要求，低电 压穿越期间应能保证机组不停机、不超速、不脱网。

(8)有功功率调节

终端系统应能控制变桨系统、变流器实现对机组的有功功率调节，可以对机组以 有功功率给定的方式进行调节，给定值不大于当前机组最大功率输出值。

(9)无功功率调节

终端系统应能控制变流器完成对机组的无功功率调节，可以对机组以无功功率给 定或功率因数给定的方式进行调节。

(10)通信要求

a)与变流器、变桨系统通信

b)与中央监控系统通信

c)与主控系统通信

(11)故障信息记录

终端系统应能自动在本地控制器存储区记录不少于128条指定的最近发生的关键 故障信息，保留时间不低于6个月，分辨精度至少达到5ms，以便事后故障的再现和 分析。

综上所述，本发明的有益效果是，通过建立用户参与新能源发电调峰的辅助服务 政策仿真模型，对高载能企业用户参与调峰的辅助政策进行仿真，从而为为提高电力 工业能源使用效率，节约能源，减少环境污染，促进能源和电力结构调整，确保电力 系统安全、高效运行提供有力技术支持。

最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明， 尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的技术人员来说，其依 然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等 同替换。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应 包含在本发明的保护范围之内。