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(shí)段新能源消納非常困難3。2021年全國(guó)棄風(fēng)電量達(dá)206.1億千瓦時(shí)，棄光電量達(dá)67.8億千瓦時(shí)，全國(guó)平均風(fēng)電利用率為96.9，同比提升0.4個(gè)百分點(diǎn)；光伏發(fā)電利用率為98.2，同比提升1個(gè)百分點(diǎn)。2021年湖南省電網(wǎng)棄風(fēng)電量為1.52億千瓦時(shí)，棄水電量為0.19億千瓦時(shí)，棄光電量為0交易，累計(jì)外售電量8.1億千瓦時(shí)。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(zhǎng)期調(diào)峰需求研究報(bào)告》測(cè)算結(jié)果，預(yù)計(jì)2025年棄風(fēng)電量為42.2億千瓦時(shí)，棄電率為17.9；預(yù)計(jì)棄光電量為13.1億千瓦時(shí)，棄電率為11.7；新能源綜合棄電量為55.3億千瓦時(shí)，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(lái)，湖南省統(tǒng)調(diào)最大負(fù)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(fù)荷為1685萬(wàn)千瓦，到2020年湖南省電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最大負(fù)荷增長(zhǎng)到3307.8萬(wàn)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(fù)荷曲線(xiàn)呈形，全年明顯存在夏季和冬季兩個(gè)負(fù)荷高峰。夏季負(fù)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(fù)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(fù)荷出現(xiàn)在冬季的12月份或2月份，此外年負(fù)荷曲線(xiàn)波動(dòng)總體呈上升趨勢(shì)。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(fù)荷分布最不均衡。圖1-12010年、2015年、2020年湖南省電網(wǎng)年負(fù)荷曲線(xiàn)（單位：萬(wàn)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(shí)，其中水電為573.7849.1億千瓦時(shí)、風(fēng)電為98.9億千瓦時(shí)、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(zhǎng)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(qiáng)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(qiáng)溪—崗市—復(fù)興—沙坪、五強(qiáng)溪—民豐—南岸—鶴嶺—韶山換—云田、牌樓—長(zhǎng)陽(yáng)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(yùn)時(shí)的140萬(wàn)千瓦提升到550瓦，送入電量從2017年的63.5億千瓦時(shí)提升至目前的215.2億千瓦時(shí)，2020時(shí)刻，祁韶直流出力433萬(wàn)千瓦，占全省出力的13.0。為全力消納低價(jià)外電，加大省外支撐祁韶直流、鄂湘聯(lián)絡(luò)線(xiàn)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(wàn)千瓦、1億千瓦時(shí)，創(chuàng)歷史新高。2020年湖南省全社會(huì)用電量為1929.3億千瓦時(shí)，2015—2020年期間年均增速為5.9。進(jìn)入十三五以來(lái)，供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革成效開(kāi)始顯現(xiàn)，隨著穩(wěn)增長(zhǎng)等政策的實(shí)施，全社會(huì)用電開(kāi)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(huì)用電量增速下滑至3.5，2015—2020年湖南省全社會(huì)用電量增長(zhǎng)情況見(jiàn)圖12。圖1-22015—2020年湖南省全社會(huì)用電量增長(zhǎng)情況2015—2020年湖南省全社會(huì)用電量構(gòu)成情況見(jiàn)表13。第一產(chǎn)業(yè)用電量的增長(zhǎng)對(duì)全社會(huì)用電量增長(zhǎng)貢獻(xiàn)率較低。十二五以來(lái)，隨著國(guó)家宏觀(guān)調(diào)控和全球經(jīng)濟(jì)波動(dòng)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(jì)形勢(shì)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(zhǎng)4.3；第三產(chǎn)業(yè)用電量保持了快速增長(zhǎng)的發(fā)展趨勢(shì)，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(lái)的負(fù)增長(zhǎng)，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(zhǎng)已經(jīng)成為湖南省全社會(huì)用電量增長(zhǎng)的重要來(lái)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(shì)，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(shì)。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(shì)。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(tuán)共同投資建設(shè)的湖南省首座生物質(zhì)發(fā)電廠(chǎng)在常德市澧縣奠基4。總投資5億元的澧縣生物質(zhì)發(fā)電廠(chǎng)將建設(shè)3臺(tái)15的發(fā)電機(jī)組，主要通過(guò)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(dá)1億千瓦時(shí)。而捷克Z每年將注資3000萬(wàn)元。碳交易源自《京都議定書(shū)》，因?yàn)榘?在內(nèi)的溫室氣體的排放該水電站的總裝機(jī)容量為100，設(shè)計(jì)年發(fā)電量為3.955億千瓦時(shí)，正常蓄水位為88.5，相應(yīng)庫(kù)容為1.778億立方米，校核洪水位為92.47，相應(yīng)庫(kù)容為2.757億立方米，壩頂高程為96，最大壩高為28，壩頂長(zhǎng)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?xiàng)l例》基礎(chǔ)上，公布《城鄉(xiāng)生活垃圾治理專(zhuān)項(xiàng)規(guī)劃2035）》，并通過(guò)招投標(biāo)程序，引進(jìn)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(mǎn)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(yùn)營(yíng)方式實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)。第2將需求響應(yīng)應(yīng)用到實(shí)際現(xiàn)實(shí)生活中，在2005展需求響應(yīng)，在2006年和2007中的實(shí)施效果8。根據(jù)用戶(hù)響應(yīng)方式的不同，需求響應(yīng)年度報(bào)告建議把需求響應(yīng)分成兩種基本形式：基于激勵(lì)的需求響應(yīng)和基于價(jià)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(guó)已在新澤西州、加利福尼亞州等7個(gè)地區(qū)的電力系統(tǒng)中陸續(xù)建立了需求響應(yīng)項(xiàng)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(xiàng)目上累計(jì)投資了21億歐元，通過(guò)應(yīng)用需求響應(yīng)，每年可以在負(fù)荷高峰時(shí)段提供的削峰能力10。英國(guó)則根據(jù)自身國(guó)內(nèi)情況，擬定了分時(shí)電價(jià)方案或與用戶(hù)簽署了可中斷合同，以轉(zhuǎn)移負(fù)荷高峰，保護(hù)電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定運(yùn)行11。圖2-1負(fù)荷12。這類(lèi)需求響應(yīng)可以認(rèn)為是為了保證電力系統(tǒng)可靠運(yùn)行而實(shí)施的供電中斷行為，主要包括直接負(fù)荷控制、可中斷負(fù)荷控制、需求側(cè)競(jìng)價(jià)、緊急需求響應(yīng)和容量輔助服務(wù)負(fù)荷賠償?shù)葍煞N方式。一般來(lái)說(shuō)，只有與需求響應(yīng)實(shí)施機(jī)構(gòu)簽訂相關(guān)合同的電力用戶(hù)（稱(chēng)用戶(hù)）量的計(jì)算方法、激勵(lì)費(fèi)率以及違反合同時(shí)的懲罰措施等，都會(huì)在合同中詳細(xì)指出。用電13。通常情況下用戶(hù)這樣做是為了盡可能地節(jié)省用電成本或者換取用電補(bǔ)償，在具的用電以及收費(fèi)行為。15]我國(guó)從2012率并強(qiáng)化節(jié)能減排意識(shí)，但仍然無(wú)法解決用電高峰時(shí)段的供需矛盾16，不能有效地緩解峰策略。采用激勵(lì)手段引導(dǎo)用戶(hù)主動(dòng)認(rèn)購(gòu)負(fù)荷指標(biāo)，促進(jìn)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(shí)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(shí)現(xiàn)削峰響應(yīng)量達(dá)1853萬(wàn)千瓦，填谷響應(yīng)量達(dá)1925萬(wàn)千瓦，極大緩解了用電高峰時(shí)段電網(wǎng)的供電壓力。2019氣下，江蘇省實(shí)施需求響應(yīng)削減高峰負(fù)荷達(dá)402萬(wàn)千瓦，刷新了單次需求響應(yīng)最大削減負(fù)荷量的紀(jì)錄。在南方電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū)，廣東省通過(guò)電力需求響應(yīng)實(shí)現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)定削峰80通過(guò)市場(chǎng)化的方式解決電力緊平衡問(wèn)題。據(jù)統(tǒng)計(jì)，2019負(fù)荷95以上高峰持續(xù)時(shí)間僅為7～60h。單純通過(guò)增加調(diào)峰機(jī)組和電網(wǎng)配套措施來(lái)滿(mǎn)足高用場(chǎng)景。2017年3月，新疆電網(wǎng)通過(guò)需求響應(yīng)平臺(tái)邀約用戶(hù)，響應(yīng)負(fù)荷為18，響應(yīng)電量為30h，是國(guó)內(nèi)首次實(shí)現(xiàn)需求響應(yīng)與風(fēng)力發(fā)電協(xié)同互補(bǔ)，為探索需求響應(yīng)促進(jìn)新能立了需求側(cè)資源參與容量競(jìng)價(jià)與電能競(jìng)價(jià)的市場(chǎng)機(jī)制。2020年11了首次經(jīng)濟(jì)型填谷需求響應(yīng)和緊急型填谷需求響應(yīng)，累計(jì)響應(yīng)負(fù)荷達(dá)688萬(wàn)千瓦，其中主動(dòng)參與經(jīng)濟(jì)型填谷需求響應(yīng)的負(fù)荷達(dá)88隨著我國(guó)智能電網(wǎng)建設(shè)和電力市場(chǎng)化改革的不斷推進(jìn)，需求側(cè)資源逐漸參與電力系統(tǒng)調(diào)于統(tǒng)計(jì)學(xué)原理三類(lèi)。文獻(xiàn)18通過(guò)分析不同類(lèi)型負(fù)荷的總體價(jià)格彈性、時(shí)間19分別研究了預(yù)測(cè)用電需求量和制定最優(yōu)電價(jià)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(méi)有考慮互彈性系數(shù)。文獻(xiàn)20分析了電力市場(chǎng)結(jié)構(gòu)對(duì)用電需求彈沒(méi)有給出彈性系數(shù)的具體計(jì)算方法。文獻(xiàn)21提出了一種電力需求價(jià)格彈性矩陣的簡(jiǎn)化計(jì)獻(xiàn)22基于離散吸引力模型，依據(jù)電力需求價(jià)格彈性矩陣的定義，推導(dǎo)出了自彈性系數(shù)和未來(lái)時(shí)段不同分時(shí)電價(jià)下的用電需求。文獻(xiàn)23，24提出的需求側(cè)管理（）是通過(guò)價(jià)定成果。采用分時(shí)電價(jià)是的重要途徑之一，其中峰谷分時(shí)電價(jià)是分時(shí)電價(jià)的主要組獻(xiàn)25定性地提出了峰谷分時(shí)電價(jià)的大用戶(hù)響應(yīng)的經(jīng)濟(jì)計(jì)量模型，但未能給出定量的描述。文獻(xiàn)26提出了一種含有用戶(hù)對(duì)分時(shí)電價(jià)反應(yīng)度分析的分時(shí)電價(jià)模型，得到了最優(yōu)化的峰谷時(shí)段劃分及其相應(yīng)的峰谷分時(shí)電價(jià)制定方法，但沒(méi)有考慮用戶(hù)滿(mǎn)意度。文獻(xiàn)23采用統(tǒng)計(jì)學(xué)原理，通過(guò)分析峰谷電價(jià)歷史數(shù)據(jù)建立了用戶(hù)的電價(jià)響應(yīng)矩陣，從用電方式和電文獻(xiàn)27根據(jù)電力需求價(jià)格彈性矩陣的理論分析了用戶(hù)用電量隨電價(jià)的變化情況，從而建電價(jià)比在一定范圍內(nèi)等約束條件，建立了峰谷分時(shí)電價(jià)的有約束非線(xiàn)性規(guī)劃模型。文獻(xiàn)2829題，提出了風(fēng)電能源上網(wǎng)分時(shí)段銷(xiāo)售電價(jià)劃分方法。文獻(xiàn)30提出了一種通過(guò)需求側(cè)管理文獻(xiàn)31通過(guò)分析峰谷分時(shí)電價(jià)及其作用機(jī)理，以?xún)r(jià)格作為經(jīng)濟(jì)杠桿，建立了基于風(fēng)電消納的峰谷分時(shí)電價(jià)綜合收益模型。文獻(xiàn)32通過(guò)研究峰谷分時(shí)電價(jià)實(shí)施機(jī)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(biāo)優(yōu)化模型。文獻(xiàn)33考慮柔性負(fù)荷響應(yīng)過(guò)程中的統(tǒng)調(diào)度成本。文獻(xiàn)34基于多時(shí)間尺度的風(fēng)電誤差特性和負(fù)荷調(diào)度潛力，設(shè)計(jì)了4個(gè)時(shí)間度上的負(fù)荷資源。文獻(xiàn)35根據(jù)提前通知時(shí)間的不同，將激勵(lì)型分為4類(lèi)，在日前、日內(nèi)、實(shí)時(shí)3個(gè)時(shí)間尺度上進(jìn)行了優(yōu)化配置，以實(shí)現(xiàn)社會(huì)福利的最優(yōu)。文獻(xiàn)36建立了日前、實(shí)時(shí)的兩階段決策模型，在2個(gè)時(shí)間尺度上協(xié)調(diào)優(yōu)化可再生能源和負(fù)荷側(cè)資源。上述文獻(xiàn)為充分利用柔性負(fù)荷的多時(shí)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(shí)際響應(yīng)的不確定性。用戶(hù)對(duì)激勵(lì)水平的實(shí)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(mǎn)足智能用電協(xié)調(diào)運(yùn)行需要電網(wǎng)調(diào)度運(yùn)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(xiàn)40在基于消費(fèi)者心理學(xué)模型的基礎(chǔ)上構(gòu)建了價(jià)格型的響應(yīng)量模型，以模糊參量表征實(shí)際響應(yīng)量。文獻(xiàn)41將實(shí)際響應(yīng)量看成隨機(jī)變量，并考慮權(quán)重約束，建立了隨機(jī)優(yōu)化模型來(lái)應(yīng)對(duì)響應(yīng)的不確定性。文獻(xiàn)42受文獻(xiàn)43中的用戶(hù)負(fù)荷削減量響應(yīng)曲線(xiàn)模型啟發(fā)，建立了用于表征用未考慮將其納入多時(shí)間尺度調(diào)度模型中，并且只考慮價(jià)格型的不確定性，而認(rèn)為激勵(lì)型的不確定性可以忽略。文獻(xiàn)44從多時(shí)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(lì)機(jī)制，建立了激勵(lì)型的不確定性模型，但只從管理方式的角度對(duì)進(jìn)行分類(lèi)，未考慮到柔性負(fù)荷在響應(yīng)量和響應(yīng)速度方面更為豐富的區(qū)別。文獻(xiàn)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(jìn)新能源的就地消納。文獻(xiàn)46通過(guò)構(gòu)建包含儲(chǔ)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(jī)組、儲(chǔ)熱裝置以及電價(jià)型配合消納風(fēng)電預(yù)測(cè)短期出力；在日內(nèi)調(diào)度階段，機(jī)組以及激勵(lì)型配合消納風(fēng)電預(yù)測(cè)超短期出力。文獻(xiàn)47綜合考慮新能源出力預(yù)測(cè)誤差及負(fù)荷的特點(diǎn)，構(gòu)建了包含日前、日內(nèi)和實(shí)時(shí)三個(gè)風(fēng)量。文獻(xiàn)48以平移負(fù)荷波動(dòng)和降低車(chē)主電費(fèi)為目標(biāo)，通過(guò)價(jià)格機(jī)制引導(dǎo)電動(dòng)汽車(chē)入網(wǎng)，同時(shí)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(dòng)汽車(chē)協(xié)同調(diào)度的多目標(biāo)優(yōu)化模型。文獻(xiàn)49通過(guò)分析可中斷負(fù)荷（）的不確定性，同時(shí)考慮固定補(bǔ)償成本和不確定性成本，提出了基于風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估和機(jī)會(huì)約束的不確定性?xún)?yōu)化決策方法。文獻(xiàn)50]采用三角模糊函數(shù)描述負(fù)荷響應(yīng)率、負(fù)荷預(yù)測(cè)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(dòng)，提升新能源的利用率。文獻(xiàn)53引入儲(chǔ)氣、儲(chǔ)熱等設(shè)備，考慮電動(dòng)汽車(chē)運(yùn)行方式對(duì)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(guò)仿真驗(yàn)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(xiàn)54建立熱電聯(lián)供（）模型，利用儲(chǔ)熱裝置解耦熱電關(guān)系，提出了促進(jìn)可再生能源消納的優(yōu)化方法。文獻(xiàn)55為提高能源耦合利用率，從電轉(zhuǎn)氣（2）兩階段運(yùn)行入手，構(gòu)建了含2G的熱電聯(lián)產(chǎn)變效率模型。文獻(xiàn)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(xiàn)57引入儲(chǔ)熱設(shè)備且用儲(chǔ)熱因子描述儲(chǔ)熱設(shè)備的狀態(tài)，進(jìn)而給出了一種分層優(yōu)化調(diào)度策略。文獻(xiàn)58考慮供能管網(wǎng)和儲(chǔ)能水罐的儲(chǔ)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(jìn)高比例新能源的消納，但各耦合設(shè)備的潛能還可以進(jìn)一步挖掘。文獻(xiàn)59采用電動(dòng)汽車(chē)與地源熱泵協(xié)同作用促進(jìn)風(fēng)電消納。文獻(xiàn)60從供需平衡和多能互補(bǔ)的角度出發(fā)，研究電動(dòng)汽車(chē)的增加高比例新能源消納的有效手段。文獻(xiàn)61采用電力需求價(jià)格彈性矩陣來(lái)表示電價(jià)變化率對(duì)負(fù)荷變化率的影響，進(jìn)而建立了電價(jià)型需求響應(yīng)模型。文獻(xiàn)62建立了包含可轉(zhuǎn)移可應(yīng)模型。文獻(xiàn)63為促進(jìn)電網(wǎng)和氣網(wǎng)的協(xié)調(diào)調(diào)度運(yùn)行，建立了氣電聯(lián)合需求響應(yīng)。文獻(xiàn)64給出了一種以?xún)?chǔ)碳設(shè)備為樞紐連接碳捕集電廠(chǎng)和2的靈活運(yùn)行模式。文獻(xiàn)65挖掘濟(jì)調(diào)度模型。文獻(xiàn)66考慮了電動(dòng)汽車(chē)儲(chǔ)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(hù)參與調(diào)峰潛力評(píng)價(jià)指標(biāo)體系、量化用戶(hù)調(diào)峰任務(wù)完成情況。文獻(xiàn)67從風(fēng)電并建了風(fēng)電并網(wǎng)管理三級(jí)指標(biāo)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(píng)價(jià)模型。文獻(xiàn)6869提出了可再生能源系統(tǒng)化發(fā)電成本的系統(tǒng)平準(zhǔn)化電費(fèi)（）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(xiàn)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(píng)估方法。文獻(xiàn)71綜合分析了新能源發(fā)電并網(wǎng)對(duì)我國(guó)能源結(jié)構(gòu)與電源結(jié)構(gòu)優(yōu)化模型。文獻(xiàn)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(gè)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(píng)價(jià)指標(biāo)體系。文獻(xiàn)73基于熵權(quán)屬性識(shí)別系統(tǒng)調(diào)峰方案的五大能效評(píng)價(jià)指標(biāo)，建立基于嫡權(quán)屬性識(shí)別的區(qū)域系統(tǒng)調(diào)峰能效評(píng)價(jià)模出了相關(guān)政策及建議。月的最大負(fù)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(fù)荷系數(shù)平均在0.8左右，春節(jié)和秋季的最大負(fù)荷系數(shù)平均在0.6左右。如圖24所示，近5年年最小負(fù)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(shí)段最小負(fù)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(jì)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(gè)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(gè)百分點(diǎn)，第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電占比合計(jì)提高了3.6個(gè)百分點(diǎn)，如圖28所示。其中第二產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷大而平穩(wěn)，第三產(chǎn)峰谷差不斷拉大，負(fù)荷特性指標(biāo)逐年惡化，近年最大峰谷差率排國(guó)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(fù)荷特性總體情況見(jiàn)圖29。大于最大負(fù)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(shí)段及7—8月份的夏季時(shí)段；小于年最小負(fù)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(fù)荷的情況較嚴(yán)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(xiàn)▲圖2-122018—2020▲圖2-122018—2020年湖南省風(fēng)電季度日均出力率曲線(xiàn)（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(jī)規(guī)模為2208萬(wàn)千瓦，占總裝機(jī)規(guī)模的44.3，并入省網(wǎng)的大型燃煤火電機(jī)組共計(jì)39臺(tái)，30萬(wàn)千瓦級(jí)及以上機(jī)組合計(jì)規(guī)模為1835.5總裝機(jī)規(guī)模的83.1。2020年火電機(jī)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(tái)次，如表25所示，同比增加32.57，最大深度調(diào)峰幅度228.3萬(wàn)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(shí)，平水年為2900～3300小時(shí)，豐水年為3300通過(guò)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(gè)月的徑流量一般占年徑流量的50～70，而其他8個(gè)月則屬于枯水季節(jié)，水資源相對(duì)不足，水能出力受限。▲圖2-182018—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(jì)裝機(jī)規(guī)模如圖222規(guī)模為863.91萬(wàn)千瓦，年均增長(zhǎng)41.6，其中風(fēng)電累計(jì)新增裝機(jī)規(guī)模為452.40萬(wàn)千瓦，年均增長(zhǎng)32.6；光伏發(fā)電累計(jì)新增裝機(jī)規(guī)模為361.13萬(wàn)千瓦，年均增長(zhǎng)90.7。圖2-222016—20202020年，湖南省電網(wǎng)新能源累計(jì)發(fā)電量為168.02億千瓦時(shí)，同比增加34.2325.58，其中風(fēng)電量為98.93億千瓦時(shí)，同比增加23.95億千瓦時(shí)，增長(zhǎng)31.94量為29.97億千瓦時(shí)，同比增加4.11億千瓦時(shí)，增長(zhǎng)15.87。2020年湖南省電網(wǎng)新能源發(fā)電與利用小時(shí)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(jī)規(guī)模為120萬(wàn)千瓦，設(shè)計(jì)年發(fā)電量為16.06億千瓦時(shí)，年抽水耗用低谷電量為21.41億千瓦時(shí)。該電站于2005年5工建設(shè)，2009年8月首臺(tái)機(jī)組投產(chǎn)發(fā)電，2010年10月全部機(jī)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(lái)看，2015年及以前的利用率較低，2016電量達(dá)到16.0億千瓦時(shí)，利用小時(shí)數(shù)為投運(yùn)以來(lái)的最高值，達(dá)到了2940小時(shí)，2018—2020年的年發(fā)電量在14.0億千瓦時(shí)左右，年利用小時(shí)數(shù)約為2500～2600小時(shí)，年抽水耗用低谷電量為21.41億千瓦時(shí)，主要擔(dān)負(fù)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(rèn)為，風(fēng)電和水電聯(lián)合運(yùn)行可以提高兩者的價(jià)值，保障電力穩(wěn)定供應(yīng)，并提出了具體方案7576。文獻(xiàn)77提出了風(fēng)電場(chǎng)與抽水蓄能電站聯(lián)合運(yùn)行的從而使風(fēng)電場(chǎng)運(yùn)行效益最大化。文獻(xiàn)78則提出通過(guò)風(fēng)電與普通水電的聯(lián)合運(yùn)行，來(lái)完全少由于風(fēng)電接入對(duì)電力系統(tǒng)帶來(lái)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(xiàn)81運(yùn)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(xiàn)82利用風(fēng)電功率預(yù)和發(fā)電計(jì)劃，增強(qiáng)了電網(wǎng)消納風(fēng)電的能力。文獻(xiàn)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(shí)恰為用電低谷，風(fēng)電反調(diào)峰率可高達(dá)9084。按照全網(wǎng)發(fā)用電基本平衡，火電機(jī)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(shí)段平均發(fā)電出力（低谷時(shí)段電量占45左右，高峰時(shí)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(wàn)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(fù)荷特性，擴(kuò)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(jī)規(guī)模為1531.95，陸上風(fēng)電機(jī)組一般不會(huì)同時(shí)達(dá)到滿(mǎn)發(fā)狀態(tài)，最大的風(fēng)電出力約為風(fēng)電機(jī)組總裝機(jī)規(guī)模的75。目前湖南省電網(wǎng)的風(fēng)電最大電力預(yù)計(jì)可達(dá)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(lái)面臨著可再生能源集中發(fā)電時(shí)的電網(wǎng)調(diào)峰困難85。根據(jù)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，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(guò)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(zhǎng)達(dá)47。在負(fù)荷側(cè)，居民生活和商業(yè)用電保持較快的增長(zhǎng)速度，工業(yè)用電比重仍然相對(duì)較低，電網(wǎng)平均峰谷差超過(guò)880萬(wàn)千瓦，同比上升9.91，最大峰谷差率達(dá)59.87。由于新能源發(fā)電量大幅增長(zhǎng)，且法停機(jī)，各類(lèi)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(jī)組年內(nèi)深度調(diào)峰超過(guò)7200臺(tái)次，最大調(diào)峰深度超過(guò)220萬(wàn)千瓦，但仍無(wú)法避免出現(xiàn)棄過(guò)去湖南省電網(wǎng)火電機(jī)組深度調(diào)峰主要通過(guò)兩個(gè)細(xì)則（即《華中區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠(chǎng)輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則》和《華中區(qū)域發(fā)電廠(chǎng)并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則》）進(jìn)行補(bǔ)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(chǎng)。2015年，標(biāo)志著新一輪電力改革揭幕的9號(hào)文中提到要以市場(chǎng)化原則建立輔助服務(wù)分擔(dān)共享新機(jī)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(jì)5個(gè)區(qū)域電網(wǎng)和27個(gè)省級(jí)電網(wǎng)先后出臺(tái)了電力輔助服務(wù)市場(chǎng)規(guī)則，并已啟動(dòng)試運(yùn)行或進(jìn)入正式運(yùn)行。湖南省電力輔助服務(wù)市場(chǎng)也于2020年11月開(kāi)始試運(yùn)行。論研究方面8791，或介紹市場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)9294，而針對(duì)調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)，落地于國(guó)內(nèi)具體電了少數(shù)省份。文獻(xiàn)95介紹了調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)的規(guī)則設(shè)計(jì)，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(xiàn)96構(gòu)建了電網(wǎng)調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)，并測(cè)算了年度交易規(guī)模和經(jīng)濟(jì)效益。文獻(xiàn)97結(jié)合電網(wǎng)特點(diǎn)和政策背景，建立了現(xiàn)貨與深度調(diào)峰聯(lián)合優(yōu)化機(jī)制，分析了連續(xù)7天結(jié)算試運(yùn)行實(shí)際應(yīng)用結(jié)果，證明了該機(jī)制對(duì)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(fù)荷急劇增加，天氣變化對(duì)電網(wǎng)負(fù)荷的影響也越來(lái)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(fù)荷大幅度降低，使電網(wǎng)的峰谷差加大，電網(wǎng)負(fù)荷率降低。夏季在白天和晚上均有較高的空調(diào)負(fù)荷，電網(wǎng)負(fù)荷率將增加。現(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(fù)荷水平較低，負(fù)荷曲線(xiàn)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(fù)荷已經(jīng)停運(yùn)，用電負(fù)荷基本上為居民生活和商業(yè)用電。第3考慮計(jì)劃投產(chǎn)（退役）電源和電力流，對(duì)湖南省電網(wǎng)進(jìn)行電力平衡。2025年、20302025年、2030年、2035年市場(chǎng)空間分別為742萬(wàn)千瓦、1739萬(wàn)千瓦、2281萬(wàn)千瓦。表3-12025年、2030年、2035表3-22020—2035圖3-1預(yù)測(cè)祁韶直流逐月24豐枯水季，預(yù)測(cè)逐月24小時(shí)輸電曲線(xiàn)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(wàn)千瓦，日最小電力為76萬(wàn)千瓦，6、9、10月份的日最大電力314萬(wàn)千瓦，日最小電力分別為48萬(wàn)千瓦、143萬(wàn)千瓦、76萬(wàn)千瓦；1—2月份、12月份的日最大電力為190萬(wàn)千瓦，最小電力為76萬(wàn)千瓦；3—4月份的日最大電力為15276萬(wàn)千瓦；5、11月份的日最大電力為228萬(wàn)千瓦，最小電力分別為76萬(wàn)千瓦、48圖3-2預(yù)測(cè)雅中直流逐月24圖3-3預(yù)測(cè)鄂湘聯(lián)絡(luò)線(xiàn)出力8760圖3-4預(yù)測(cè)寧夏直流逐月242018—2020年鄂湘聯(lián)絡(luò)線(xiàn)送受電各時(shí)段占比圖（見(jiàn)圖35至圖37）可知，2018年鄂湘聯(lián)絡(luò)線(xiàn)送受電在全年的午高峰（11時(shí)—13時(shí)）與晚高峰（19時(shí)—21時(shí)）電，在午高峰時(shí)段送電規(guī)模達(dá)電力流規(guī)模20以上的時(shí)刻占全年該負(fù)荷時(shí)段的86.4，晚高峰時(shí)段送電規(guī)模達(dá)電力流規(guī)模20以上的時(shí)刻占全年的92.8；低谷負(fù)荷時(shí)段存在電力外送的情況，占全年該負(fù)荷時(shí)段的6.3，低谷負(fù)荷時(shí)段接收外來(lái)電力達(dá)電力規(guī)模60以上的時(shí)刻相對(duì)較少。2019年鄂湘聯(lián)絡(luò)線(xiàn)午高峰時(shí)段送電規(guī)模達(dá)電力流規(guī)模20以上的時(shí)刻占全年該負(fù)荷時(shí)段的70.7，晚高峰時(shí)段送電規(guī)模達(dá)電力流規(guī)模20以上的時(shí)刻占全年該負(fù)荷時(shí)段的87.1；低谷負(fù)荷時(shí)段電力外送的時(shí)刻占全年該負(fù)荷時(shí)段的15.9，低谷負(fù)荷時(shí)段接受外來(lái)電力達(dá)電力規(guī)模40以上的時(shí)刻占全年該負(fù)荷時(shí)段的17.6。2020年鄂湘聯(lián)絡(luò)線(xiàn)送電情況與前兩年相似，晚高峰時(shí)段送電規(guī)模達(dá)電力流規(guī)模60以上的時(shí)刻占比明顯提高，占全年該負(fù)荷時(shí)段的33.9，午高峰時(shí)段送電規(guī)模達(dá)電力流規(guī)模40以上的時(shí)刻占全年該負(fù)荷時(shí)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(xiàn)絕大部分時(shí)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(jì)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(jì)算水平年：2025年、2030年、2035電源裝機(jī)規(guī)劃：電源裝機(jī)規(guī)劃按DL/T5444—2010的7.1二是消費(fèi)升級(jí)不斷加速，文化、健康、旅游、夜經(jīng)濟(jì)等方面的消費(fèi)需求不斷被釋放，2020年的省政府工作報(bào)告中指出，要打造時(shí)尚消費(fèi)、品質(zhì)消費(fèi)和夜經(jīng)濟(jì)限上企業(yè)1000家，總數(shù)突破1.2萬(wàn)家，預(yù)計(jì)未來(lái)幾年，全省商業(yè)、高端服務(wù)業(yè)報(bào)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(duì)全社會(huì)負(fù)荷的預(yù)測(cè)，預(yù)測(cè)十四五十五五十六五年最小負(fù)荷分別為1380萬(wàn)千瓦、1870萬(wàn)千瓦、2300萬(wàn)千瓦。十四五十五五十六五年均增長(zhǎng)率分別為9.6、6.3、4.2。瓦，其中，水電裝機(jī)規(guī)模為249.5萬(wàn)千瓦，火電裝機(jī)規(guī)模為660500改造工程的函》（湘發(fā)改函2018141號(hào)），柘溪水電廠(chǎng)擴(kuò)機(jī)工程已于2022年投運(yùn)，鳳灘水電廠(chǎng)擴(kuò)機(jī)工程已于2021年投運(yùn)。表3-5由于機(jī)組使用壽命等因素，大型煤電機(jī)組按服役滿(mǎn)30年后退運(yùn)考慮，按此原則湖南省表3-6湖南省2020—2035年大型煤電機(jī)組退役時(shí)間表3-7根據(jù)《中國(guó)可再生能源發(fā)展路線(xiàn)圖》，在基本情況下，2030年我國(guó)風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模將達(dá)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(dá)到5000萬(wàn)千瓦，2030將比2020年翻一番。根據(jù)《中國(guó)能源展望2030》，2030年中國(guó)風(fēng)電發(fā)展目標(biāo)將達(dá)到4.5億千瓦，較2020年翻一番。綜合各類(lèi)發(fā)展目標(biāo)判斷，在既定政策情景下，預(yù)計(jì)2030電裝機(jī)規(guī)模將達(dá)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(wàn)千瓦，為2020年的2倍左右。發(fā)展下，2025年、2030年、20351200萬(wàn)千瓦、1420萬(wàn)千瓦、1570萬(wàn)千瓦，考慮遠(yuǎn)景風(fēng)電單機(jī)容量由2～3兆瓦更換為4～6瓦、風(fēng)能開(kāi)發(fā)高度由70米提升至140米等技術(shù)進(jìn)步等因素，并根據(jù)國(guó)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(biāo)建議》，2030生能源電力非水電消納責(zé)任權(quán)重預(yù)期目標(biāo)為27.7，其中風(fēng)電消納360億千瓦時(shí)、光伏發(fā)電消納224億千瓦時(shí)、區(qū)外來(lái)電非水可再生能源部分消納320億千瓦時(shí)、生物質(zhì)消納50瓦時(shí)，預(yù)計(jì)非水可再生能源消納比重可達(dá)到28.8。2035年根據(jù)消納責(zé)任權(quán)重趨勢(shì)，預(yù)計(jì)可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重目標(biāo)為37.6，其中風(fēng)電消納486億千瓦時(shí)、光伏發(fā)電消納328億千瓦時(shí)、區(qū)外來(lái)電非水可再生能源部分消納600億千瓦時(shí)、生物質(zhì)消納60《中國(guó)能源展望2030》對(duì)我國(guó)太陽(yáng)能開(kāi)發(fā)利用進(jìn)行了展望，十三五期間光伏組件價(jià)格和光伏單位投資有較大的下降空間，2030年我國(guó)光伏發(fā)電規(guī)模達(dá)到3.5億千瓦。《中國(guó)可再生能源發(fā)展路線(xiàn)圖》為我國(guó)光伏發(fā)電發(fā)展設(shè)定了兩類(lèi)發(fā)展規(guī)模場(chǎng)景，在基本情景下2030光伏發(fā)電裝機(jī)規(guī)模為4億千瓦，在積極場(chǎng)景下2030年光伏發(fā)電裝機(jī)規(guī)模為8類(lèi)發(fā)展目標(biāo)判斷，預(yù)計(jì)2030年我國(guó)光伏發(fā)電裝機(jī)規(guī)模將達(dá)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(jī)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(chǎng)（裝機(jī)規(guī)模為33.53萬(wàn)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(shí)時(shí)監(jiān)控?cái)?shù)據(jù)分析，2013年蓉城（桂陽(yáng)縣別稱(chēng)）220k30和80的所占比重，分別為28.32和0.27，折算小時(shí)數(shù)分別約為2480小時(shí)和280小時(shí)。按區(qū)間統(tǒng)計(jì)，風(fēng)電出力同時(shí)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(chǎng)大發(fā)實(shí)時(shí)監(jiān)控（同時(shí)率超過(guò)▲圖3-14蓉城220kV供區(qū)風(fēng)電群大發(fā)實(shí)時(shí)監(jiān)控（同時(shí)率超過(guò)▲圖3-15郴州市宜章縣風(fēng)電群大發(fā)實(shí)時(shí)監(jiān)控（同時(shí)率超過(guò)▲圖3-16郴州市電網(wǎng)風(fēng)電群大發(fā)實(shí)時(shí)監(jiān)控（同時(shí)率超過(guò)▲圖3-17全省風(fēng)電群大發(fā)實(shí)時(shí)監(jiān)控（同時(shí)率超過(guò)撐，探索構(gòu)建源網(wǎng)荷儲(chǔ)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∈〖?jí)電力輔助服務(wù)、中長(zhǎng)期和現(xiàn)貨市場(chǎng)等體系建設(shè)，公平無(wú)歧視地引入電源培育用戶(hù)負(fù)荷管理能力，提高用戶(hù)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(kāi)展源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化堅(jiān)強(qiáng)局部電網(wǎng)建設(shè)，梳理城市重要負(fù)荷，研究局部電網(wǎng)結(jié)構(gòu)加強(qiáng)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(fù)荷5測(cè)算，十四五期間，考慮核準(zhǔn)在建、已納入規(guī)劃電源。已達(dá)到服役年限的華岳電廠(chǎng)一期、耒陽(yáng)電廠(chǎng)一期共退役114.5萬(wàn)千瓦機(jī)組，投運(yùn)平江抽水蓄能電站35萬(wàn)千瓦。2025年全省最大電力缺口為742萬(wàn)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(lái)看，近年來(lái)湖南省用電量和最大負(fù)荷快速增長(zhǎng)，2015—2020速超過(guò)5、最大負(fù)荷增速超過(guò)7.5，增速居于全國(guó)前列。用電負(fù)荷結(jié)構(gòu)呈現(xiàn)第三產(chǎn)業(yè)、居民生活用電負(fù)荷占比高，采暖降溫用電負(fù)荷占比高的雙高特點(diǎn)。2019年，湖南省第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電負(fù)荷合計(jì)占比高達(dá)46.1，高于全國(guó)平均水平15.5個(gè)百分點(diǎn)，采暖降溫用電負(fù)荷占比超過(guò)40，高于全國(guó)平均水平將近20個(gè)百分點(diǎn)。而第三產(chǎn)業(yè)和居民生活負(fù)荷的影響，在極寒天氣時(shí)高峰時(shí)段用電負(fù)荷激增。風(fēng)電等新能源裝機(jī)規(guī)模持續(xù)上升。截至2019電裝機(jī)規(guī)模占總裝機(jī)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(jī)規(guī)模占比分別居全國(guó)第26位、第7位，較低的火電裝機(jī)規(guī)模造成了湖南省能提供穩(wěn)定出加之部分火電機(jī)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(jì)算圖3-21圖3-22圖3-23載）極限校驗(yàn)一：負(fù)荷高峰時(shí)，新能源出力為0，即大負(fù)荷、小出力，此時(shí)電網(wǎng)下送功率最大，主要針對(duì)受入型能源，在考慮電源側(cè)儲(chǔ)能參與情況（電源小出力時(shí)放電）網(wǎng)裕度至少要保證主變和線(xiàn)路不重載（不超載）?；趦r(jià)格的需求響應(yīng)預(yù)測(cè)方法。基于價(jià)格的需求響應(yīng)是指用戶(hù)按照電價(jià)的不同（分時(shí)電價(jià)（TimeofUsePricing，TUP）：固定電價(jià)轉(zhuǎn)變?yōu)椴煌瑫r(shí)段的不同價(jià)格機(jī)制，用實(shí)時(shí)電價(jià)（RealTimePricing，RTP）：更短的電價(jià)更新周期，周期為1h或更短。TUP無(wú)高峰電價(jià)（CriticalPeakPricing，CPP）：RTP對(duì)于量測(cè)基礎(chǔ)設(shè)施和營(yíng)銷(xiāo)系統(tǒng)有較高要求，（冷）、高電價(jià)時(shí)放熱（冷）圖3-24圖3-25電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)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(lì)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(jì)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(wàn)千瓦100。湖南省目前處于工業(yè)化中期階段，預(yù)計(jì)近期電力負(fù)荷維持中高速增長(zhǎng)，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(jī)制及源網(wǎng)荷儲(chǔ)互動(dòng)的發(fā)展，可中斷負(fù)荷102104、儲(chǔ)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(duì)不足的問(wèn)調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)正由傳統(tǒng)的經(jīng)驗(yàn)型、分析型向精準(zhǔn)型、智能型轉(zhuǎn)變109，這將對(duì)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(jí)管理的調(diào)度原則不會(huì)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(duì)高比例可再生能源下的電力系統(tǒng)發(fā)展，國(guó)內(nèi)外學(xué)者對(duì)電力調(diào)度進(jìn)行了研究。文獻(xiàn)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(shí)用化運(yùn)行。文獻(xiàn)112113完成了電力智能調(diào)度監(jiān)控平臺(tái)和電網(wǎng)防災(zāi)調(diào)度系統(tǒng)的設(shè)計(jì)。文獻(xiàn)114115時(shí)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(xiàn)116117少新能源預(yù)測(cè)誤差帶來(lái)的影響?？刂菩阅軜?biāo)準(zhǔn)（ControlPerformanceStandard，CPS），調(diào)整合格率。其中優(yōu)化購(gòu)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(shí)時(shí)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(lái)進(jìn)用不同的策略：平穩(wěn)時(shí)段的策略是保證、實(shí)時(shí)負(fù)荷率和電量完成均衡率的多目標(biāo)控制；爬坡時(shí)段的策略是準(zhǔn)確預(yù)測(cè)趨勢(shì)，增加步長(zhǎng)，充分挖掘機(jī)組調(diào)峰潛力，實(shí)現(xiàn)深度調(diào)峰，保證為100；拐點(diǎn)時(shí)段的策略是識(shí)別拐點(diǎn)，預(yù)測(cè)觀(guān)點(diǎn)時(shí)間，消除機(jī)組調(diào)節(jié)慣▲圖3-32▲圖3-33不足時(shí)，則按照調(diào)減水火電—調(diào)減聯(lián)絡(luò)線(xiàn)計(jì)劃—限風(fēng)—律需要用到各電站多年實(shí)際和計(jì)劃的日96轉(zhuǎn)備用。圖334所示為湖南省電網(wǎng)某日的實(shí)際負(fù)荷、日前計(jì)劃和超短期負(fù)荷預(yù)測(cè)曲線(xiàn)，可乎重合，統(tǒng)計(jì)2021年3月每日的負(fù)荷預(yù)測(cè)情況，經(jīng)計(jì)算每日預(yù)測(cè)精度如圖335所示，可以看出典型日的總負(fù)荷預(yù)測(cè)精度均高于99%，如圖33所示，90%日內(nèi)單點(diǎn)負(fù)荷預(yù)測(cè)準(zhǔn)確率超過(guò)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(kuò)機(jī)在20252025年抽水蓄能規(guī)模將達(dá)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(cè)算結(jié)果，預(yù)計(jì)2030缺口下降至565.7萬(wàn)千瓦，棄風(fēng)電量為16.5億千瓦時(shí)，風(fēng)電棄電率為6.1；棄光電量為6.7億千瓦時(shí)，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(shí)，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?！鴪D3-392025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(wàn)千瓦。其中安化抽水蓄能電站規(guī)模為240萬(wàn)千瓦，東江擴(kuò)機(jī)規(guī)模為51萬(wàn)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(wàn)千瓦。屆時(shí)，2035年抽水蓄能規(guī)模將達(dá)到851萬(wàn)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(jì)2035年最大調(diào)峰缺口下降至1194.6萬(wàn)千瓦，棄風(fēng)電量為32.5億千瓦時(shí)，風(fēng)電棄電率為6.3；棄光電量為12億千瓦時(shí)，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(shí)，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(guò)分析2035峰需求為1230～3317.2萬(wàn)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(shí)是正調(diào)峰，有時(shí)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(jìng)價(jià)）日，賣(mài)方通過(guò)調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)系統(tǒng)提交申報(bào)信息，系統(tǒng)根據(jù)市場(chǎng)主體報(bào)價(jià)、負(fù)荷預(yù)測(cè)、外電計(jì)劃等信息，預(yù)測(cè)日深度調(diào)峰或啟停調(diào)峰需求時(shí)段（即市場(chǎng)開(kāi)啟時(shí)段），以每15n為一個(gè)點(diǎn)，基于市場(chǎng)規(guī)則，通過(guò)出清結(jié)果獲得日火電機(jī)組啟停調(diào)機(jī)組深度調(diào)峰出力曲線(xiàn)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(jī)構(gòu)可在市場(chǎng)規(guī)則范圍內(nèi)視電網(wǎng)實(shí)際情況進(jìn)行調(diào)整）。圖3-45調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)調(diào)峰成本。文獻(xiàn)118研究了燃煤機(jī)組深度調(diào)峰過(guò)程，構(gòu)建了燃煤機(jī)組深度調(diào)峰運(yùn)行費(fèi)用模型，并據(jù)此提出了考慮新能源隨機(jī)特性的電網(wǎng)深度調(diào)峰優(yōu)化方法。文獻(xiàn)119分析了燃度方法。文獻(xiàn)120提出了調(diào)峰權(quán)集中交易模式，通過(guò)調(diào)整燃煤電廠(chǎng)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(qiáng)、成本低的燃煤機(jī)組，提升系統(tǒng)調(diào)峰期間運(yùn)行效益。文獻(xiàn)121122煤機(jī)組調(diào)峰成本的評(píng)價(jià)模型，并提出了電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度方法。文獻(xiàn)123研究了區(qū)域電網(wǎng)跨省調(diào)峰互濟(jì)的可行性，并提出了省間調(diào)峰交易市場(chǎng)運(yùn)行機(jī)制。文獻(xiàn)124研究了省級(jí)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(jī)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(diǎn)火等穩(wěn)燃措施影響。文獻(xiàn)121研究了煤耗成本、設(shè)備損耗成本外，部分燃煤機(jī)組能夠啟停調(diào)峰，即在規(guī)定時(shí)間范圍內(nèi)與電網(wǎng)解列，停止對(duì)外發(fā)電。圖3-47均衡，經(jīng)濟(jì)性最佳[126-127]。為驗(yàn)證算法的有效性，在IEEERTS-96三區(qū)域節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)基礎(chǔ)上區(qū)域電網(wǎng)負(fù)荷如圖348所示，該區(qū)域電網(wǎng)最大負(fù)荷為6317萬(wàn)千瓦，最小負(fù)荷為3048萬(wàn)千瓦。在三個(gè)子區(qū)域電網(wǎng)中，區(qū)域1與區(qū)域2的負(fù)荷相對(duì)較低，且兩者相比，區(qū)域1較低，負(fù)荷更為平穩(wěn)。圖3-48發(fā)電機(jī)組基本信息如表333所示，算例系統(tǒng)火電裝機(jī)規(guī)模為7930萬(wàn)千瓦，其中區(qū)域1與區(qū)域2的裝機(jī)規(guī)模均為2910萬(wàn)千瓦，區(qū)域3的裝機(jī)規(guī)模為2110峰能力對(duì)應(yīng)負(fù)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(gè)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(jī)組調(diào)峰能力最強(qiáng)，其燃煤機(jī)組不投油調(diào)峰最小負(fù)荷對(duì)應(yīng)負(fù)荷率的40%，投油調(diào)峰最小負(fù)荷對(duì)應(yīng)負(fù)荷率的35；區(qū)域2燃煤機(jī)組不投油調(diào)峰最小負(fù)荷對(duì)應(yīng)負(fù)荷率的45%，投油調(diào)峰最小負(fù)荷對(duì)應(yīng)負(fù)荷率的40；區(qū)域3則分別對(duì)應(yīng)負(fù)荷率的43%和38。各區(qū)間火電機(jī)組運(yùn)行成本參考文獻(xiàn)122的參數(shù)。表3-33圖3-49圖3-50—600時(shí)段范圍，進(jìn)一步統(tǒng)計(jì)易知在100—20及600時(shí)段三個(gè)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(shí)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(yùn)行效益。圖3-51（1）2025年，在電力缺口補(bǔ)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(shí)，風(fēng)電棄電率為17.9；棄光電量為13.1億千瓦時(shí)，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(shí)，棄電率為15.9。如考慮平江抽水蓄能電站全投、東江電廠(chǎng)擴(kuò)機(jī)投產(chǎn)，2025年最大調(diào)峰缺口下降至492萬(wàn)千瓦，棄風(fēng)電量為29.3億千瓦時(shí)，風(fēng)電棄電率為12.5；棄光電量為7.4億千瓦時(shí)，光伏棄電率為6.6，新能源綜合棄電量為36.7億千瓦時(shí)，棄電率為10.6。面對(duì)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(jī)組規(guī)模為700萬(wàn)千瓦，新增抽水蓄能規(guī)模為291第4加快推動(dòng)抽水蓄能電站開(kāi)工建設(shè)，到2025年，全省抽水蓄能電站裝機(jī)規(guī)模達(dá)到155居民需求響應(yīng)主要通過(guò)家庭能量管理系統(tǒng)（oengyngnty，）實(shí)現(xiàn)家庭負(fù)荷與電網(wǎng)的互動(dòng)。依據(jù)居民生活用電需求、環(huán)境狀況及價(jià)格激勵(lì)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(lèi)電器的運(yùn)行，優(yōu)化居民生活用電負(fù)荷曲線(xiàn)，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(fù)荷建模及優(yōu)化調(diào)度方面。文獻(xiàn)130131研究了空調(diào)的負(fù)荷特性和調(diào)度方式。文獻(xiàn)132在最小化家庭用電成本時(shí)考慮了家用電器中可中斷負(fù)荷的中斷次數(shù)約束。文獻(xiàn)133建立了多種家用電器的負(fù)荷模型，并采用對(duì)數(shù)模型描述居民生活用電舒適度。文獻(xiàn)134將家用電器分為簡(jiǎn)單可調(diào)度負(fù)荷、電池類(lèi)設(shè)備、溫控負(fù)荷3類(lèi)，建立了相應(yīng)的負(fù)荷調(diào)度模型，采用改進(jìn)粒子群算法進(jìn)行求解，然而求解速度較慢。文獻(xiàn)135基于李雅普諾夫優(yōu)化方法，僅使用當(dāng)前時(shí)刻的負(fù)荷數(shù)據(jù)進(jìn)行家庭能量?jī)?yōu)化控制。文獻(xiàn)136采用模型預(yù)測(cè)方法進(jìn)行家庭負(fù)荷日內(nèi)滾動(dòng)調(diào)度，能有效減少居民電費(fèi)開(kāi)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(duì)電網(wǎng)調(diào)峰的貢獻(xiàn)。文獻(xiàn)137將智能小區(qū)日負(fù)荷方差作為優(yōu)化目標(biāo)，但最小化局部范圍的負(fù)荷波動(dòng)仍未能從系統(tǒng)調(diào)峰的角度優(yōu)化智能小區(qū)的運(yùn)行方式。文獻(xiàn)138研究了居民生活用電日負(fù)荷特性對(duì)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(xiàn)、鴨子曲線(xiàn)與負(fù)荷曲線(xiàn)。由圖45但此時(shí)的新能源消納量較少，因此棄風(fēng)較為嚴(yán)重。從圖46可以看出，早上8時(shí)為負(fù)荷谷點(diǎn)，從11時(shí)開(kāi)始負(fù)荷曲線(xiàn)逐漸進(jìn)入峰期，而后負(fù)荷保持在25000左右，并且負(fù)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(jī)制如圖47所示。通過(guò)在峰時(shí)段制定較高的價(jià)格，在谷時(shí)段采取低價(jià)格電力系統(tǒng)供需情況，如利用峰谷分時(shí)電價(jià)政策引導(dǎo)電動(dòng)汽車(chē)用戶(hù)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(dòng)汽車(chē)充（換）電基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)的實(shí)施意見(jiàn)》，其中指出探索車(chē)樁雙向充電技術(shù)、充電設(shè)施與智能電網(wǎng)、風(fēng)光儲(chǔ)能、智能交通等共建共享運(yùn)營(yíng)模式的推廣應(yīng)用。根據(jù)上述文件中的發(fā)展目標(biāo)，到2025施保有量達(dá)到40時(shí)電價(jià)有助于提高電網(wǎng)運(yùn)行效率、改善電網(wǎng)運(yùn)行水平、緩解調(diào)峰壓力，進(jìn)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(fù)荷曲線(xiàn)的最大值隸屬于峰時(shí)段的可能性為100，最小值隸屬于谷時(shí)段的可能性為100。對(duì)于負(fù)荷曲線(xiàn)上的其他各點(diǎn)來(lái)說(shuō)，首先分別計(jì)算其相對(duì)于峰值和谷值的隸屬度，隸屬度函數(shù)來(lái)確定各時(shí)段負(fù)荷隸屬于峰時(shí)段的程度，如圖48（）所示；采用偏小型半梯形隸屬度函數(shù)來(lái)確定各時(shí)段負(fù)荷隸屬于谷時(shí)段的程度，如圖48（b）所示。圖4-8式中，u為凈負(fù)荷峰隸屬度；u為凈負(fù)荷谷隸屬度；、為時(shí)刻用戶(hù)負(fù)荷和新能源消納量；x（）、x（）為負(fù)荷峰值、新能源消納峰值；n（）、n（）為負(fù)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(shí)段的劃分：依據(jù)圖4-96機(jī)組最小運(yùn)行時(shí)間與最小停運(yùn)時(shí)間約束見(jiàn)式（4.19），火電機(jī)組爬坡約束見(jiàn)式（4.20）圖4-10表4-3表4-4▼表4-5▼表4-6▲圖4-11用戶(hù)響應(yīng)前后負(fù)荷曲線(xiàn)（▲圖4-12用戶(hù)響應(yīng)前后負(fù)荷曲線(xiàn)（基于消費(fèi)者心理學(xué)響應(yīng)的用戶(hù)響應(yīng)模型，單位為表4-7表4-8用戶(hù)響應(yīng)前后的新能源消納、負(fù)荷曲線(xiàn)峰谷差及用電費(fèi)用對(duì)比3.4%，與此同時(shí)，負(fù)荷曲線(xiàn)峰谷差相較于僅優(yōu)化時(shí)段減少了11.34，削峰填谷效果更加明顯?！鴪D4-13時(shí)段優(yōu)化與組合優(yōu)化負(fù)荷曲線(xiàn)（基于電力需求價(jià)格彈性矩陣的用戶(hù)響應(yīng)模型，▲圖4-14時(shí)段優(yōu)化與組合優(yōu)化負(fù)荷曲線(xiàn)（圖4-15湖南省電網(wǎng)各季度典型日負(fù)荷曲線(xiàn)（單位為表4-9表4-10圖4-16春季典型日優(yōu)化前后負(fù)荷曲線(xiàn)（單位為由圖416和表41線(xiàn)峰谷差減少了10.81%，表示所用的用戶(hù)響應(yīng)模型在對(duì)時(shí)段進(jìn)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(gè)百分點(diǎn)，有效提升了新能源消納量。從減少用戶(hù)用電費(fèi)用角度而言，用戶(hù)的用電費(fèi)用從22338.98萬(wàn)元減少至21825.18萬(wàn)元，減少了2.30%，有效降低了用戶(hù)總用電費(fèi)用，提升了用戶(hù)滿(mǎn)意度。表4-11表4-12圖4-17夏季典型日優(yōu)化前后負(fù)荷曲線(xiàn)（單位為表4-13表4-14圖4-18秋季典型日優(yōu)化前后負(fù)荷曲線(xiàn)（單位為表4-15表4-16圖4-19冬季典型日優(yōu)化前后負(fù)荷曲線(xiàn)（單位為表4-17表4-18圖4-20春季典型日時(shí)段優(yōu)化和組合優(yōu)化前后負(fù)荷曲線(xiàn)（單位為表4-19表4-20圖4-21夏季典型日時(shí)段優(yōu)化和組合優(yōu)化前后負(fù)荷曲線(xiàn)（單位為表4-21表4-22圖4-22秋季典型日時(shí)段優(yōu)化和組合優(yōu)化負(fù)荷曲線(xiàn)（單位為表4-23表4-24圖4-23冬季典型日時(shí)段優(yōu)化和組合優(yōu)化前后負(fù)荷曲線(xiàn)（單位為對(duì)2025年的數(shù)據(jù)進(jìn)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(dá)到97.16%，冬季消納量最低，達(dá)到91.85，為此，本書(shū)以冬季為例，分別分析峰谷分時(shí)電價(jià)政策以及配置儲(chǔ)能對(duì)新能源消納的影響。圖4-242025▲圖4-25▲圖4-26加入儲(chǔ)能前后負(fù)荷曲線(xiàn)峰谷差對(duì)比（單位為萬(wàn)千瓦通過(guò)圖425和圖42可以看出，在不考慮儲(chǔ)能加入的情況下，僅靠峰谷分時(shí)電價(jià)政策激勵(lì)，新能源消納量由91.85%提升至94.74，負(fù)荷曲線(xiàn)峰谷差從1805萬(wàn)千瓦減少至1513萬(wàn)千瓦。而儲(chǔ)能的加入使得在夜晚冬季風(fēng)電大發(fā)時(shí)，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(fù)荷曲線(xiàn)峰谷差從1513萬(wàn)千瓦降至1400萬(wàn)千瓦，儲(chǔ)能的加入使得新能源消納量得到進(jìn)一步提升，負(fù)荷曲線(xiàn)峰谷差得到進(jìn)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(wàn)千瓦表4-25表4-25中，表示峰時(shí)段電價(jià)；表示平時(shí)段電價(jià)；表示峰平谷時(shí)段電價(jià)；μ1、μ為電價(jià)拉（4.18）機(jī)組最小運(yùn)行時(shí)間與最小停運(yùn)時(shí)間約束見(jiàn)式（4.19）火電機(jī)組爬坡約束見(jiàn)式（4.20）用電負(fù)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(hù)全日用電量較大，且用電高峰持續(xù)時(shí)期較長(zhǎng)，高峰期用電負(fù)荷在5300～5600之間；用電低谷在2000—2300，用電負(fù)荷在4600～4800之間。一般工商業(yè)用戶(hù)則在下午及晚上為用電高峰期，用電量負(fù)荷在3300～3500之間；用電低谷在400—800，用電量負(fù)荷在2800▲圖4-28大工業(yè)用戶(hù)用電負(fù)荷數(shù)據(jù)（單位為▲圖4-29一般工商業(yè)用戶(hù)用電負(fù)荷數(shù)據(jù)（單位為▲圖4-30居民用戶(hù)用電負(fù)荷數(shù)據(jù)（單位為峰平谷時(shí)段劃分?jǐn)?shù)據(jù)、電價(jià)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(hù)響應(yīng)度1為0.3。國(guó)網(wǎng)能源研究院發(fā)布的《十四五源研究院初步測(cè)算，預(yù)計(jì)十四五時(shí)期全社會(huì)用電量增長(zhǎng)率為4～5，電力需求價(jià)格彈性系數(shù)小于1，電力負(fù)荷峰谷差將持續(xù)加大。在此基礎(chǔ)上，設(shè)定的各類(lèi)用戶(hù)的電力需求價(jià)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(hù)、一般工商業(yè)用戶(hù)與居民用的峰谷差、用電費(fèi)用和負(fù)荷率對(duì)比如表428所示。表4-28（4.18）機(jī)組最小運(yùn)行時(shí)間與最小停運(yùn)時(shí)間約束見(jiàn)式（4.19）火電機(jī)組爬坡約束見(jiàn)式（4.20）表4-29表4-30▲圖4-34大工業(yè)用戶(hù)的用電負(fù)荷曲線(xiàn)及優(yōu)化結(jié)果（單位為▲圖4-35一般工商業(yè)用戶(hù)的用電負(fù)荷曲線(xiàn)及優(yōu)化結(jié)果（單位為▲圖4-36居民用戶(hù)的用電負(fù)荷曲線(xiàn)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(guò)計(jì)算信號(hào)包含信息量的多少來(lái)得到各項(xiàng)權(quán)重信息。在信息論熵值法的具體運(yùn)算過(guò)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(shí)刻指標(biāo)權(quán)重信息為…，wm（tk）]T，k=1，2，…，T定義3：稱(chēng)為評(píng)價(jià)指標(biāo)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(duì)綜合評(píng)價(jià)值進(jìn)行直接性的優(yōu)劣激勵(lì)正激勵(lì)（獎(jiǎng)賞）和負(fù)激勵(lì)（懲罰），這種評(píng)價(jià)方式需要進(jìn)行一定的拓展與補(bǔ)充，即針對(duì)被評(píng)價(jià)對(duì)象優(yōu)點(diǎn)進(jìn)行獎(jiǎng)賞，對(duì)其缺點(diǎn)進(jìn)行懲罰。因此，本書(shū)提出了允許負(fù)荷側(cè)參與調(diào)峰按照各自的優(yōu)缺點(diǎn)進(jìn)行獎(jiǎng)懲的設(shè)計(jì)思想。定義定義5：稱(chēng)T時(shí)段內(nèi)，第j項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo)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(shí)刻，評(píng)價(jià)指標(biāo)Gjh+、h為浮游系數(shù)（浮游系數(shù)可由熟悉該問(wèn)題的專(zhuān)家根據(jù)各自相關(guān)偏好來(lái)確定圖4-38正/負(fù)激勵(lì)點(diǎn)及正/定義9：稱(chēng)為tk時(shí)刻被評(píng)價(jià)對(duì)象Oi在評(píng)價(jià)指標(biāo)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(xiàng)指標(biāo)的區(qū)間型權(quán)重信息表4-35Day2的各指標(biāo)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