一种基于全电网频率变化特征的发用储联合调峰方法

摘要

本发明公开了一种基于全电网频率变化特征的发用储联合调峰方法，包括以下步骤：S1.建立基于频率变化的实时电价通用模型：S2.实时监测电网实时运行频率；S3.判断所述电网实时运行频率是否在额定运行频率范围内，若不在额定运行频率范围内，根据所述基于频率变化的实时电价通用模型所计算得到的火力发电侧实时电价、用电侧实时电价和储能负荷实时电价来调节当前实时电价，进而调节电网实时频率。本发明基于电网频率运行信息，指导全社会用电负荷、储能负荷、所有具备调峰能力的发电企业共同参与电网发电功率和用电功率双向平衡调节工作，解决新能源电力实时全额消纳，及全社会经济用电问题。

说明书

技术领域

本发明涉及智能电网技术领域，更具体的说是涉及一种基于全电网频率变化特征的发用储联合调峰方法。

背景技术

电网频率与发电功率和用电功率密切相关，电网频率升高时，表明电力系统发电功率大于用电功率，需要减少发电功率或增加用电功率；电网频率降低时，表用电力系统发电功率小于用电功率，需要增加发电功率和减少用电功率。一直以来，电力由于无法大量存储，保证电力系统发电功率和用电功率平衡，为用户提供频率稳定的电能一直是电力系统运行控制的主要任务。

近年来为适应国家能源绿色低碳化发展需求，以风电和光伏发电为主的新能源电力大量接入电网，高比例新能源接入进一步增加了电力系统电力平衡难度。主要表现为，新能源随机波动性强，高比例新能源并网导致发电功率波动持续增加，国内部分省区新能源日内波动超过1000万千瓦，在电源跟随地区负荷变化调节的运行要求下，其他常规电源必须跟随新能源波动调节，在新能源占比较高情况下，新能源大发时无法全额消能，新能源出力低谷时，支撑的火电机组全开情况下，仍然无法满足负荷需求，未来更高比例新能源并网情况下，依靠现有功率调节手段无法满足实时电力平衡要求。

因此，如何提出一种能够调节当前电力供需矛盾的基于全电网频率变化特征的发用储联合调峰方法是本领域技术人员亟需解决的问题。

发明内容

有鉴于此，本发明提供了一种基于全电网频率变化特征的发用储联合调峰方法，该方法基于电网频率运行信息，指导全社会用电负荷、储能负荷、所有具备调峰能力的发电企业共同参与电网发电功率和用电功率双向平衡调节工作，解决新能源电力实时全额消纳，及全社会经济用电问题。

为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种基于全电网频率变化特征的发用储联合调峰方法，包括以下步骤：

S1.建立基于频率变化的实时电价通用模型：

其中f为电网实时运行频率，且49.5≤f≤50.5，P为社会用电平均电价，为一常数；x1和x2为变量，根据电网正常运行时的电力负荷缺口大小以及新能源大发时，消纳受阻电量综合确定；

电力负荷缺口越大，消纳受阻电量越大，x1和x2值可以取得越小，这样双向调节能力越强，新能源消纳能力越强，负荷平衡恢复越快；

根据x1和x2取值的不同分别将所述基于频率变化的实时电价通用模型分为基于频率变化的火力发电侧实时电价模型、基于频率变化的用电侧实时电价模型和基于频率变化的储能负荷实时电价模型；

其中，所述基于频率变化的火力发电侧实时电价模型中取x1≥2、x2≥2，且有x1≥x2；考虑到频率变化区间较小，发电厂实时电价模型在频率较小变化区间内电价波动有变化但不能变化太大，若变化太大，在电网电价高时，各火力发电厂均大幅增加发电量，可能存在超调，不利于系统稳定。

所述基于频率变化的用电侧实时电价模型中取x1≤1、x2≤1，且有x1＝x2，考虑到频率变化区间较小时，(|f-50|)

所述基于频率变化的储能负荷实时电价模型中取0.5≤x1≤0.7、x2≤0.5，且有x1＜x2；考虑储能负荷是通过购入和卖出差价电能进行日常运转，需要在电网频率高、电价极低时储存电能，在电网频率低、电价高时向电力系统释放电能。为鼓励储能用户积极参与电网频率控制，当电网频率变化区间较小时，(|f-50|)

S2.实时监测电网实时运行频率；

S3.判断所述电网实时运行频率是否在额定运行频率范围内，若不在额定运行频率范围内，根据所述基于频率变化的实时电价通用模型所计算得到的火力发电侧实时电价、用电侧实时电价和储能负荷实时电价来调节当前实时电价。

基于电网频率变化特征的发电侧功率调节步骤，在电网频率超过额定运行频率时，火力发电机通过检测系统频率上升情况，依据电价计算模型减少发电机出力。同时负荷侧(含储能)通过检测频率上升情况，依据电价模型增加用电负荷。

在电网频率小于额定运行频率时，火力发电机通过检测系统频率下降情况，依据电价计算模型增加发电机出力。同时负荷侧(含储能)通过检测频率下降情况，依据电价模型减少用电负荷。

优选的，所述额定运行频率范围为49.5＜f＜50.5。

经由上述的技术方案可知，与现有技术相比，本发明公开提供了一种基于全电网频率变化特征的发用储联合调峰方法，该方法通过建立基于频率变化的实时电价通用模型，根据电网频率的变化实时调整电价，在电网频率较高时，降低电源侧上网电价，在减少发电侧出力的同时，通过降低用电价格的方式，鼓励用户、储能负荷增加用电；在电网频率较低时，提高电源侧上网电价，在增加发电侧出力的同时，通过提高用电价格的方式，鼓励用户减少用电，同时储能负荷向电网释放电能；电网频率通过发用储综合调解，一方面解决高比例新能源接入，电网频率、电压调节能力下降后的新能源电力全额消纳及电网发电功率和用电功率快速平衡问题，另一方面为全民经济用电提供精确指导。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据提供的附图获得其他的附图。

图1附图为本发明提供的一种基于全电网频率变化特征的发用储联合调峰方法实时电价的变化趋势图。

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做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明实施例公开了一种基于全电网频率变化特征的发用储联合调峰方法，包括以下内容：

设置基于电网频率与实时电价非线性关联的模型关系，以社会用电平均电价为基准值，在电网运行频率超过额定频率时，降低火力发电企业上网电价和电力用户电价，且频率超过额定频率越多，电价降低越多。在电网运行频率低于额定频率时，上调火力发电企业上网电价和电力用户电价,且频率低于额定频率越多，电价上调越多。

基于频率变化的通用实时电价模型：

其中f为电网实时运行频率，变化范围为49.5≤f≤50.5，P为社会用电平均电价，为一常数，x1、x2为一变量，可根据电网正常运行时的电力负荷缺口，新能源大发时，消纳受阻电量综合确定，电力负荷缺口越大，消纳受阻电量越大，x1、x2值可以取得越小，这样双向调节能力越强，新能源消纳能力越强，负荷平衡恢复越快。具体分火力发电侧、负荷、储能模型。

基于频率变化的火力发电侧实时电价模型：

取x1≥2、x2≥2，且有x1≥x2，考虑到频率变化区间较小，发电厂实时电价模型在频率较小变化区间内电价波动有变化但不能变化太大，如何变化太大，在电网电价高时，各火力发电厂均大幅增加发电量，可能存在超调，不利于系统稳定。

基于频率变化的用电侧实时电价模型：

x1≤1、x2≤1，且有x1＝x2，考虑到频率变化区间较小时，(|f-50|)

基于频率变化的储能负荷实时电价模型：

0.5≤x1≤0.7、x2≤0.5，且有x1＜x2，考虑储能负荷是通过购入和卖出差价电能进行日常运转，需要在电网频率高、电价极低时储存电能，在电网频率低、电价高时向电力系统释放电能。为鼓励储能用户积极参与电网频率控制，当电网频率变化区间较小时，(|f-50|)

(2)超过额定运行频率的功率调节方法：

在电网频率超过50赫兹工频时，通过设置低于正常负荷平均电价的非线性机制，一是降低发电企业发电意愿，减少发电功率，二是由于该时段电价较低，电力用户增加用电功率，储能负荷进行电能存储，在发电侧、用电侧、储能侧共同参与，双向调解作用下，功率将很快达到平衡。

(3)小于额定运行频率的功率调节方法：

在电网频率小于50赫兹工频时，通过设置高于正常负荷平均电价机制，一是提升发电企业发电意愿，增加发电功功率，二是由于该时段电价较高，电力用户可大幅减少用电功率，储能用户向电网释放电能，在发电侧和全社会用电共同参与，双向调解作用下，功率将快速达到平衡。

(4)实现方式

用户侧安装频率检测装置，提醒用户当前实时电价，当频率升高时，电价较低，用户用电意愿增加，类似一些取暖、空调、充电汽车等负荷此时可以最大功率运行。电源侧通过减少发电机出力，用户侧负荷增加，频率将很快趋于稳定，新能源电力可由全社会参与共同完成消纳，做到弃电量最小，甚至不弃电。在新能源低谷时，全网电力存在缺口，电网频率将下降，根据电价计算模型，电价将上调，发电机根据频率下降情况增加发电机出力，用户侧频率检测装置检测到电网频率下降，电价上调，提醒用户减少用电负荷，类似取暖、空调等非紧急负荷可以暂时停止工作，储能负荷对电网释放存储的电能，用户侧减少用电量，电源侧增加发电量，电网发用功率将很快趋于平衡。

下面将根据实例来对本发明进行进一步说明：

根据电价计算模型，平均电价以0.5元/千万时计算，额定频率以50Hz计算。

在火力发电侧取x1＝x2＝3和x1＝x2＝2两种方式

用电侧取x1＝x2＝1

储能侧取x1＝x2＝0.5

按频率变化范围49.5～50.5变化区间计算，变化趋势图如图1所示。横坐标为电网实时频率(单位为Hz)，纵坐标为实时电价(单位为元)。其中，在火力发电侧取x1＝x2＝3(对应P1)和x1＝x2＝2(对应P2)两种方式用电侧取x1＝x2＝1(对应P3)储能侧取x1＝x2＝0.5(对应P4)。

当电网频率为49.5Hz时，此时电网频率严重低于正常运行频率，电网总负荷大于总发电量，一方面需要具备调峰能力的发电机增加发电量，另一方面需要用户侧减少用电负荷，同时需要储能用户对电网释放储存的电能，如何激励上述发用储三个部分加速调节对电网频率进行调节，需要对其进行电价激励机制。当电网频率为49.5Hz时，根据实时电价计算模型，此时发电电价为0.5625元/千瓦时(x1＝x2＝3)或0.625元/千瓦时(x1＝x2＝2)，用户用电电价为0.75元/千瓦时，储能用户向电网释放电能上网电价为0.8536元/千瓦时，根据当前计算电价，发电侧上网电价、用电电价、储能上网电价明显高于平均电价0.5元/千瓦时。发电侧多发电量意愿很强；用电电价上升，用电意愿下降，负荷减少；储能负荷向电网释放电能意愿加强，积极向电网释放储能，此时电网频率很快趋于50Hz，达到稳定状态。

当电网频率为50.5Hz时，电网频率严重高于正常运行频率，电网总负荷小于总发电量，此时需要具备调峰能力的发电机减少发电量，用户侧增加用电负荷，储能用户从电网获取电网进行电能储存。同样可以用电价激励的方式鼓励发用储三个部分加速对电网频率调节。当电网频率为50.5Hz时，根据实时电价计算模型，此时发电电价为0.4375元/千瓦时(x1＝x2＝3)或0.375元/千瓦时(x1＝x2＝2)，用户用电电价为0.255元/千瓦时，储能负荷电价为0.146元/千瓦时，根据当前计算电价，发电侧上网电价、用电电价、储能负荷电价明显低于平均电价0.5元/千瓦时。发电侧发电意愿降低，发电量减少；用电侧用电意愿增强，增加如空调、电暖等负荷；储能用户对电能存储意愿加强；通过发用储调节，电网频率很快下降到50Hz，达到稳定运行状态。

本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的装置而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。

对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。