CN106208039A - 一种源网荷互动运行控制性能评价标准评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种源网荷互动运行控制性能评价标准评价方法，包括分别对发电侧、电网和负荷的长期评价、中期评价和短期评价，其特征在于所述发电侧的长期评价包括如下步骤：将构成互联的系统控制区的最基本单位定义为子控制区，设子控制区i的分钟级别的负荷样本为l_i(i＝1,2,…,N)，每个子控制区的频率偏差系数均为B₀，频率标准差均为σ₀，则每个控制区的负荷波动率均为λ₀，子控制区i与j的负荷相关系数为ρ_i,j，所述ρ_i,j为皮尔逊相关系数；通过公式得到控制区域的负荷波动率λ_LM；根据的控制区域的负荷规模M和负荷波动率λ_LM，通过对现有的CPS1标准进行修改，生成发电侧长期评价标准CPS1′。

Description

一种源网荷互动运行控制性能评价标准评价方法

技术领域

本发明涉及电力系统技术领域，尤其涉及一种源网荷互动运行模式下的控制性能评价标准的评价方法。涉及专利分类号G06计算；推算；计数G06Q专门适用于行政、商业、金融、管理、监督或预测目的的数据处理系统或方法；其他类目不包含的专门适用于行政、商业、金融、管理、监督或预测目的的处理系统或方法G06Q50/00专门适用于特定经营部门的系统或方法，例如公用事业或旅游G06Q50/06电力、天然气或水供应。

背景技术

一般而言，我国风能资源丰富地区经济不甚发达，无法消纳大规模的风电电力；

且地区负荷特性往往与风电场风电功率特性相反，或称之为风电的反调峰特性，导致大规模风电接入后往往会增加电网调度的难度，需要电网留有更多的备用电源和调峰容量，这必将给电网带来附加的经济投入，增加电网运行的费用。由于我国风能资源丰富地区距离负荷中心较远，大规模的风力发电无法就地消纳，为防止弃风，需要通过输电网将无法消纳的风电部分远距离输送到负荷中心。这样就形成了一些区域通过联络线帮助风电并网区域消纳风电的情形。控制性能评价标准的作用是分配区域的调频责任，约束并引导区域有功平衡的调节行为。

因此，对于协助调整风电波动的区域来说，其需要调节的总负荷波动中既包括区域自身原有的系统负荷波动，又包括其帮助其他区域消纳的风电等效负荷波动。这样导致的结果是，这些区域承担了部分原本不属于其自身的有功平衡调节责任；此外，跨区域消纳的部分风电功率使得联络线上的非计划潮流的变化有所增加。

控制性能评价标准的评价及考核原则需要重新修正，以保证其能够根据新的调节责任约束和引导控制区域进行合理的有功调整，同时最大限度地放开联络线功率约束，鼓励区域间协同调节风电功率的波动。

在“源-网-荷”运行模式下，需要明确此模式下各个控制主体控制行为相比于传统调控模式的变化，才能设计出相适应的评价标准。

需要说明的是，本文中所涉及的“变化”，特指频率的一次和二次调节等手段的控制行为和控制主体构成的变化，不涉及调度层面的其他控制手段和计划层面的问题。

1.“源”侧的变化

(1)大规模风电的接入增加了频率调整的压力

随着可再生能源发电的大规模发展，电网电源种类在传统的火电、水电、核电的基础上，又增加了风电等能源形式。

由于风电所依托的一次能源(风能)与火电水电的(化石燃料和水资源)相比难以存储且受气象条件影响大，因此风电具有较强烈的不确定性和波动性。风电的这些特性决定了它的不可调度性，在调度运行中往往被作为“负值负荷”进行处理。因此，在电网的频率调控中，风电不仅不能像其他传统电源那样作为调整行为的主动参与者，而且还会使得加入风电“负值负荷”的系统的“等效负荷”较风电接入前具有更大的波动性和不确定性。

对AGC控制而言，风电的接入使得调控的压力进一步增大；而且，由于风电的规模大且相对集中，其波动并非单一控制区域的调整能力可以应对，于是使得传统的“以控制区域为单元，尽量本区域发电出力满足本区域的功率波动(调整责任由B系数决定，而B系数“按照本年度各预测最大负荷的百分数的比例”的方式来分配)”的AGC调控方式已无法适应大规模风电接入而引起的“等效负荷”的波动，需要将有功频率调整扩展为广域的协同行为。

(2)常规电源的调控模式和调控责任

鉴于风电波动的广域调控需求，需要协调多个控制区域的调整行为，共同完成调节责任。可以想象，较传统调控而言，需要更多的、涉及范围更大的信息交换，也更需要对系统全局情况的统揽，以期以最合理的方式实现调整。因此，常规电源仍应该采取控制中心集中控制的方式。

集中控制中，调控的依据仍然可以采用ACE的形式，只不过这时的ACE其含义并非某一控制区域自身的发电盈余量(当B等于时)，而应该是此时该控制区域在多区域广域调整情况下被分配的总的控制任务量。基于广域调整风电波动的原理，此时ACE应该是某区域(假设非风电集中区域)本身原有的ACE值与将风电调整量合理分配而分在该区域的牵引ACE(详见第4章)的加和，或可以理解为任意区域的总ACE应为整合该区域的发电用电功率差异以及多区域风电波动而形成的调整参量。

传统的AGC调控是以省为控制区域，集中调配省内各机组，完成控制任务。源-网-荷互动模式下，对于常规发电机组的调配，仍应以省为单位进行集中控制。上级调度部门应该统筹全局包括风电波动在内的调控需求，为各控制区域分配确定ACE值；同时，控制区域在调控过程中也应不仅关注本区域相关信息，也应该增加对其他区域的部分相关信息的获得。借助于能源互联网强大的信息流，上级控制部门可以更准确地掌控所辖范围内的功率波动情况，控制区域也可以获得更多的全域的相关消息并及时与上级部门有效沟通或进行相关调整申请，使各控制区域的调控任务更准确更合理。

而不论如何进行广域互动，对控制区域而言，最终均落实到其对广域协调分配而来的新ACE的调整上。因此，对传统电源而言，其控制仍以省(控制区域)为单位，由省级调度部门下达集控命令，机组参与广域互动则体现为区域ACE中包含了广域调控风电而形成的牵引ACE。即“源”以其调整参量变化(传统ACE到含牵引ACE)的形式参与到源-网-荷互动运行模式中。

2“网”侧的变化

传统的AGC调控可以理解为“分省(控制区域)自治”。上级对控制区域的控制行为进行评价时直接针对区域的控制效果，至于区域内机组动作如何、区内线路如何防止有功功率越限等均由控制区域自行解决，不在评价的范畴内。另外，区域之间的联络线主要完成区域间的电量交换计划，不参与AGC的主动调整，且传统AGC的调整目标之一就是需要将区域间联络线的功率偏差尽量消除。

(1)区域间联络线的控制模式的变化

当实行源-网-荷互动运行模式来实现广域频率调整时，区域间的联络线成为区域间相互支援进行有功调控的重要通道。打破区域界限进行的多区域联合调整，势必使得联络线上出现一部分“合理且必须”的功率流动。于是，一方面，区域之间的联络线需要留有充分的空间以保证广域调整引起的功率流动的顺利通过，即联络线要以提供流通空间的形式参与源-网-荷互动运行；另一方面，传统互联电网频率控制模式中的对联络线功率变化的抑制应该合理地放开，以利于区域间因调整而进行功率流动。

(2)区内输电线路的功率输送空间对有关调整的影响

当以控制区域为评价单元时，区域内的输电线路的功率输送空间属于区域内部自行协调的内容，如：区域内部将总ACE分配至各发电机组时就需要考虑区内输电线路的可用输电能力。但是，由于区域内输电线路的功率输送空间可决定区内运行方式，进而也会影响广域分配牵引ACE结果，自然也就会影响区间联络线的功率流动。对于不同的功率流动方式而言，区间联络线同样的功率输送空间所呈现出的通道的通畅程度也有所不同。

综上，在源-网-荷互动运行模式下，“网”由原来的几乎不参与AGC的调整转化为成为关于调整的重要环节，而且区间联络线的功率输送空间和区内输电线路的功率输送空间均对调整效果有直接或间接的影响。

3“荷”侧的变化

传统调度中，负荷为接受电源供电的元件，一旦负荷的功率需求不被满足，则易引起电力系统的事故，也可以将这种意义下的负荷称为“刚性负荷”。传统调度遵循的是“发电跟踪负荷”的思路，负荷在传统电力系统优化分析中亦被视为被动接受的、刚性的系统参数；而源-网-荷互动运行控制则需要改变这一思路，将传统的发电调度改变为“源-荷双侧调度”，负荷与电网双向互动，可在一定范围内调整其用电行为，它们通过主动改变其用电时间及用电量大小，可以参与电网的运行控制，成为一类灵活可变的柔性系统参数。

柔性负荷参与电网调度运行的互动机制一般可分为电价机制和激励机制两类。

电价机制引导是指通过经济杠杆促使各类柔性负荷改变用电行为，从而参与互动。随着电价的变化，电力需求的变动可分为：1)部分负荷无法转移到其他时段(如照明负荷)，该部分负荷只能是“有”或“无”。因此，这类负荷仅在单一时段具有敏感性。2)部分负荷可以从高峰时段转移到非高峰时段或低谷时段，这类负荷具有多时段敏感性。而根据电价机制的运行特点可知，这两类负荷参与电网调度运行的行为相对“自由”，电价变化对其行为的影响并非确定，负荷本身有选择是否依据电价改变其行为的自由。

激励型负荷包括可中断负荷、直接负荷控制等。以可中断负荷为例，它们以签订合同的方式参与电网调度运行。合同内容包括提前通知时间、持续时间、负荷调节容量、折扣率、补偿率等。此类负荷则由于合同的限制，其行为相对确定。

此外，柔性负荷具有数量多、分散分布的特点，需以多代理的方式参与调度运行。因此，从调度中心的角度看，柔性负荷互动响应模型可以是其在电价或激励机制下建立的多代理综合响应模型，可通过负荷节点的功率改变来表征柔性负荷参与互动的行为和特征。

因此，源-网-荷互动运行模式下，负荷可被划分为三类：一是依据电价自由波动的负荷，可称之为电价敏感负荷；二是与电网签订功率平衡控制合同或协议的负荷，可称之为功控合约负荷；三是其余的负荷，这些剩余的负荷既不电价敏感，也不与电网签约，其用电功率随其用电情况刚性地变动。

发明内容

本发明针对以上问题的提出，而研制的一种源网荷互动运行控制性能评价标准评价方法，包括分别对发电侧、电网和负荷的长期评价、中期评价和短期评价，所述发电侧的长期评价包括如下步骤：

—将构成互联的系统控制区的最基本单位定义为子控制区，设子控制区i的分钟级别的负荷样本为l_i(i＝1,2,…,N)，每个子控制区的频率偏差系数均为B₀，频率标准差均为σ₀，则每个控制区的负荷波动率均为λ₀，子控制区i与j的负荷相关系数为ρ_i,j，所述ρ_i,j为皮尔逊相关系数；

—通过如下公式得到控制区域的负荷波动率λ_LM；

$B_{LM}=\underset{i=1}{\overset{M}{\Σ}}{B}_0={\mathrm{MB}}_0$

${\mathrm{\σ}}_{LM}=\sqrt{D\left({\mathrm{\Σ}}_{i=1}^M{l}_i\right)}=\sqrt{M+2\underset{i=1}{\overset{M-1}{\Σ}}\underset{j=i+1}{\overset{M}{\Σ}}{\mathrm{\ρ}}_{i,j}{\mathrm{\σ}}_0}$

${\mathrm{\λ}}_{LM}=\frac{{\mathrm{\σ}}_{LM}}{-10B_{LM}}=\sqrt{\frac{M+2\underset{i=1}{\overset{M-1}{\Σ}}\underset{j=i+1}{\overset{M}{\Σ}}{\mathrm{\ρ}}_{i,j}}{M^2}}{\mathrm{\λ}}_0$

—根据的控制区域的负荷规模M和负荷波动率λ_LM，通过对现有的CPS1标准进行修改，生成发电侧长期评价标准CPS1′

$CPS{1}^{\′}=\[2-AVG\[\frac{{\stackrel{\‾}{ACE}}_M\stackrel{\‾}{\mathrm{\Δ}f}}{-10{B_M}^{\′}{\mathrm{\ϵ}}^2}\]\×100\%$

其中，B_s为互联控制区域的总频率偏差系数。

作为优选的实施方式，所述的中期评价对CPS2公式进行修正，得到新的评价规则如下。

I_cps2＝P(E_{ACE,avg-10min}≤L′₁₀)

其中，B_i为本控制区域频率偏差系数，单位为MW/0.1Hz，根据电力系统功率频率特性，符号为负；ε₁₀是一年中基于10分钟的平均频率与额定频率的偏差的均方根值；相似地，各控制区域取相同的ε₁₀；B_s为整个互联系统的频率偏差系数。

作为优选的实施方式，所述的短期评价包括如下步骤：

—确定各控制区域的控制偏差ACE_di，评价指标如下：

$I_{NCPS3}=\{\underset{T}{\∫}sign\left(\mathrm{\Δ}f\right)\×\[sign\left(\mathrm{\Δ}f\right)\×L_{di}-{\mathrm{ACE}}_i\]dt\}{|}_{\left|\mathrm{\Δ}f\right|>{\mathrm{\Δf}}_d}$

式中，i为控制区域i；T为评价时段，可为1年、月或周等；j∈T：j为评价时段T内的点，间隔为每5秒一个；5/3600为当采样间隔为5秒时，将指标值换算为MW·h所需的系数；L_di为控制区域i的区域控制偏差限值，L_di＝-10B_iΔf_d，单位MW；B_i为控制区域i被分配的频率偏差系数，为负数，单位MW/0.1Hz；为j点的系统频差前5秒钟的均值，单位Hz。(频差采样为每1秒1个采样值)△f_d为系统频差限值，单位Hz；ACE_ij为控制区域i在j点的区域控制偏差，每5秒1个采样值；sign为符号函数，其数值为：

$sign\left(x\right)=\left\{\begin{array}{c}1,x>0\\ 0,x=0\\ -1,x<0\end{array}\right.$

I_NCPS3为频率越限指标，单位MW·h；其数值包括三种情况：

大于零表明控制区域做出对系统做有利的控制，指标优良；

为零则指标和合格；

小于零则所做出的控制对系统频率恢复有害，指标不合格。

作为优选的实施方式，所述的用电负荷的评价过程如下：

—建立柔性负荷互动相应模型：

P_i电价＝P_i，0+ε_ii(c_i-c_i,0)或P_i激励＝P_i，0+ΔP_i

式中，下标i为柔性负荷类型，P_i,0为初始功率，ε_i,0为自弹性系数，C_i为实际电价，C_i,0为初始电价；ΔP_i为负荷调节容量

—根据上述柔性负荷响应模型，依据运行参量计算出负荷的最大互动功率响应数量ΔPimax，进而得到负荷的响应程度，即实际互动量和最大互动量的比值；

—定义用于评估通过柔性负荷的互动而提高的可再生能源消纳的能力为：，将其定义为可再生能源波动支撑指数，该指数用于消纳可再生能源波动的柔性负荷互动量与可再生能源波动量的比值，其计算表达式：

$K_i=\frac{{\mathrm{\&Delta;P}}_i}{{\mathrm{\&Delta;P}}_F}$

式中，ΔP_F为可再生能源的功率波动量。

附图说明

为了更清楚的说明本发明的实施例或现有技术的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图做一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，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，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明修正前后CPS2标准限制范围示意图

图2为本发明修正前后CPS2标准限制范围示意图

具体实施方式

为使本发明的实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面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的描述：

如图1-2所示：

一种源网荷互动运行模式下的控制性能评价标准的评价方法。不同的控制模式下，参与控制的主体的组成、责任以及行为特点等均呈现出不同的范式。

设计对控制主体的控制性能进行评价的相关标准，需要明确它们各自在频率控制过程中的角色和作用，以此为出发点，确定评价原则、明确评价要素，并据此设计出具体的评价标准。

因此，本发明设计的新的标准，是对“源-网-荷”运行模式进行剖析，在明确此模式下各个控制主体控制行为相比于传统调控模式的变化的基础上设计出来的。

为了实现上述目的，本发明的技术方案如下：一种源网荷互动运行模式下的控制性能评价标准的评价方法，包括以下步骤：

综合前两部分的分析，评价标准可分别对“源”、“网”、“荷”三者调控行为的评价。

评价标准1——源的评价

由于源仍由控制区域进行集中控制，所以其评价仍以控制区域为单位进行。与以往评价标准的区别是，此时各控制区域的ACE的组成中加入了实现可再生能源发电波动平抑的牵引ACE。

由于在控制依据，即ACE中加入了牵引ACE，则就可以保证了可再生能源的消纳，所以，此时控制性能评价只需着眼于系统的频率质量，就可以达到前述明确的控制目标。

由于系统运行控制是一个长期过程，故评价应从约束控制区域的长期、中期和短期控制行为出发，以保证系统频率质量及维持系统安全稳定运行为目的，考虑在跨区域消纳可再生能源发电的新情况下对各控制区域的行为评价。

(1)长期评价

对系统频率质量的通常规定是：在一个考核时间段内的规定时间尺度内的系统频率偏差的几何平均值小于系统要求的值，可用下式表示：

$RMS\left\{\stackrel{\&OverBar;}{\mathrm{\&Delta;}F}\right\}\&le;\mathrm{\&epsiv;}---\left(1\right)$

因为对频率要求无法直接落实到各控制区，通过频率和区域控制偏差的关系对式(1)进行推导和转化，最终形成的CPS1指标可表示为：

$AVG\left\{\right\{\frac{{\stackrel{\&OverBar;}{ACE}}_i}{-10B_i}\}\&times;\stackrel{\&OverBar;}{\mathrm{\&Delta;}f}\}\&le;{\mathrm{\&epsiv;}}^2---\left(2\right)$

式中，为系统频率偏差一分钟的均值，为控制区i的ACE一分钟均值，B_i为频率偏差系数，AVG()为对变量求一年的均方根值，ε₁为长期频率统计目标值。

此评价标准的形式与原CPS1标准相同，但其中有两方面的更新：

1)控制区域ACE值的组成ACE的组成中加入了实现可再生能源发电波动平抑的牵引ACE。

2)考虑负荷规模与控制区域负荷波动的关系而进行的修正.

上文提到跨区域消纳风电，导致一些区域的负荷规模发生了变化，并且消纳的风电有功出力和原系统负荷之间存在一定的平滑效应。

这使得原CPS1标准中仅按照负荷规模分配调频责任的方式不够公平合理，

因此，比较合理的调频责任分配方式是按照区域的负荷波动来进行分配。

a.确定衡量负荷波动的指标

为了比较负荷规模不同的控制区负荷波动大小，用负荷波动率来γ表示，负荷波动率γ是分钟级别负荷波动的标准差σ_LH与该控制区负荷规模H(或者用频率偏差系数B_H表示)的比值，计算公式为：

${\mathrm{\&gamma;}}_{LH}=\frac{{\mathrm{\&sigma;}}_{LH}}{-10B_H}$

负荷波动率γ反映的是单位负荷规模的控制区其分钟级别的负荷波动情况，而描述负荷相关性和负荷规模对负荷波动的影响，就可以转换成研究负荷相关性和负荷规模对负荷波动率的影响。

b.确定衡量负荷规模和负荷波动相关性的指标

用皮尔逊系数表示负荷规模和负荷波动相关性指标！

区域的负荷波动受负荷规模及负荷之间的相关性影响，因此需要确定衡量负荷规模和负荷波动间相关性的指标。

负荷规模由组成大控制区的子控制区个数H来表示。

—定量描述随机变量相关性的指标有皮尔逊相关系数(PPMCC)、序统计量相关系数(OSCC)、斯皮尔曼秩次相关系数(SR)、肯德尔秩次相关系数(KT)和基尼相关(GC)等。

而当变量服从正态分布时，皮尔逊相关系数用来描述其相关性是最佳选择，因为分钟级别负荷波动是服从标准正态分布，因此用皮尔逊相关系数来衡量分钟级别负荷波动间的相关系数。

对于两个随机变量X、Y，其皮尔逊相关系数为^[7]：

$\mathrm{\&rho;}(X,Y)=\frac{Cov(X,Y)}{\mathrm{\&sigma;}\left(X\right)\mathrm{\&sigma;}\left(Y\right)}=\frac{E\left(XY\right)-E\left(X\right)E\left(Y\right)}{\mathrm{\&sigma;}\left(X\right)\mathrm{\&sigma;}\left(Y\right)}$

式中：ρ(X,Y)是随机变量X、Y之间的皮尔逊相关系数；Cov(X,Y)是随机变量X、Y之间的协方差，σ(X)是随机变量X的标准差；σ(Y)是随机变量Y的标准差；E(X)是随机变量X的期望；E(XY)是随机变量X、Y相乘后的期望。

若给定随机变量X、Y的样本分别X_i和Y_i，且样本数量为N，则样本X和Y之间的皮尔逊相关系数为：

$\mathrm{\&rho;}(X,Y)=\frac{\underset{i=1}{\overset{N}{\&Sigma;}}(x_i-{\mathrm{\&mu;}}_X)(y_i-{\mathrm{\&mu;}}_Y)}{\sqrt{{\mathrm{\&Sigma;}}_{i=1}^N{(x_i-{\mathrm{\&mu;}}_X)}^2}\sqrt{{\mathrm{\&Sigma;}}_{i=1}^N{(y_i-{\mathrm{\&mu;}}_Y)}^2}}$

式中：表示样本X的期望；表示样本Y的期望。

皮尔逊相关系数表示的随机变量X、Y之间的相关程度，取值范围从-1到1。变量X和Y的相关系数绝对值越大，说明它们之间的相关性越强，绝对值越接近于0，它们之间的相关性就越弱。

因此，对于分钟级别负荷波动间的相关特性可以用皮尔逊相关系数来表示。

c.负荷规模及负荷之间的相关性对负荷波动的影响

由于各地区之间的气象因素、人类生活习性、负荷类别构成、地区存在的时间差等众多因素，造成各地区的负荷的波动性、随机性和多样性。

使得各地负荷曲线的变化趋势不可能完全相同，因此各地区负荷间的皮尔逊相关系数不可能都等于1，而负荷组合只有在皮尔逊相关系数为1的时候其负荷波动率才会与原负荷波动率相同。

因此，随着各区域负荷规模不断地增大，区域内不同位置的负荷波动性相互抵消，使得控制区负荷总体的波动性减弱，造成规模越大的区域其负荷波动率越小，而区域互联的错峰效应造成规模越大的区域其负荷的波峰和波谷的相对值也越小。

将构成互联系统控制区的最基本单位称为子控制区，设子控制区i的分钟级别的负荷样本用l_i(i＝1,2,…,N)表示，每个子控制区的频率偏差系数都为B₀，标准差都为σ₀，则每个控制区的负荷波动率都为λ₀，子控制区i与j的负荷相关系数用ρ_i,j表示。

每个控制区的负荷都是由子控制区的负荷相互组合构成，假设控制区ΔL_M是由1到M个子控制区组成，因此控制区

$B_{LM}=\underset{i=1}{\overset{M}{\&Sigma;}}{B}_0={\mathrm{MB}}_0$

${\mathrm{\&sigma;}}_{LM}=\sqrt{D\left({\mathrm{\&Sigma;}}_{i=1}^M{l}_i\right)}=\sqrt{M+2\underset{i=1}{\overset{M-1}{\&Sigma;}}\underset{j=i+1}{\overset{M}{\&Sigma;}}{\mathrm{\&rho;}}_{i,j}{\mathrm{\&sigma;}}_0}$

${\mathrm{\&lambda;}}_{LM}=\frac{{\mathrm{\&sigma;}}_{LM}}{-10B_{LM}}=\sqrt{\frac{M+2\underset{i=1}{\overset{M-1}{\&Sigma;}}\underset{j=i+1}{\overset{M}{\&Sigma;}}{\mathrm{\&rho;}}_{i,j}}{M^2}}{\mathrm{\&lambda;}}_0$

控制区的负荷波动率λ_LM是被控制区的负荷规模M及负荷波动间相关系数两个因素影响。

假设组成控制区ΔL_M的子控制区个数M不变，即控制区的负荷规模不变，则控制区的负荷波动率λ_LM与各子控制区间的相关系数有关，并且随着相关系数的增加而增大，由于相关系数-1≤ρ_i,j≤1。

因此在各子控制区的负荷相关系数都为1的时候，控制区的负荷波动率λ_LM取得最大值λ₀，此时λ_LM与子控制区的负荷波动率相等。

上式中的相关系数由第2章中对负荷备用进行求解分析得到，假设上式中各负荷波动间的相关系数是一个常数，则控制区ΔL_M的负荷波动率λ_LM是一个与控制区负荷规模M有关的单调减函数，随着控制区负荷规模M越大，控制区的负荷波动率λ_LM越小。特殊情况时各子控制区的负荷相互独立，那么任意两个子控制区的负荷相关系数ρ_i,j＝0，上式可以变成：

${\mathrm{\&lambda;}}_{LM}=\frac{{\mathrm{\&sigma;}}_{LM}}{-10B_{LM}}=\sqrt{\frac{1}{M}}{\mathrm{\&lambda;}}_0$

d.根据区域消纳风电之后的负荷规模及负荷波动相关性对CPS1标准进行修正CPS1标准在分配频率调节责任的时候，只有基于负荷波动的统计特性与负荷规模成线性正比关系，按照负荷规模分配频率调节责任才是公平合理的，然而由于互联系统存在负荷波动平滑效应，即负荷间相关性和负荷规模会使得负荷波动总体波动趋势减小，从而导致负荷波动的统计特性与负荷规模不成线性正比关系，因此按照负荷规模分配频率调节责任对于规模较小的控制区是不公平的。

因此，本研究提出应该按照控制区负荷波动来分配频率调节责任，考虑负荷波动平滑效应中负荷规模对负荷波动特性的影响，引入负荷波动平滑系数的概念推导出各控制区能够公平分配频率调节责任的要求。

结合负荷波动平滑系数的定义，考察负荷的波动统计特性与负荷规模之间的关系，就可确定频率调节责任的具体分配比例。

负荷波动平滑系数的计算公式为：

${\mathrm{\&gamma;}}_H=\frac{RMS\left\{{\stackrel{\&OverBar;}{\mathrm{\&Delta;}f}}_H\right\}}{RMS\left\{{\stackrel{\&OverBar;}{\mathrm{\&Delta;}f}}_i\right\}}=\frac{RMS\left\{{\stackrel{\&OverBar;}{\mathrm{\&Delta;}L}}_H\right\}}{RMS\left\{{\stackrel{\&OverBar;}{\mathrm{\&Delta;}L}}_i\right\}}\&times;\frac{1}{H}$

因为分钟级别负荷波动服从标准正态分布，若子控制区的频率偏差系数为B₀，其分钟级别负荷波动的期望为0，标准差为σ₀,负荷波动率为λ₀；由于大控制区H是由H个子控制区组成，因此其频率偏差系数为HB₀，其分钟级别负荷波动的期望为0，标准差为σ_LH，负荷波动率为λ_LH。将其带入公式得，

${\mathrm{\&gamma;}}_H=\frac{RMS\left\{{\stackrel{\&OverBar;}{\mathrm{\&Delta;}L}}_H\right\}}{RMS\left\{{\stackrel{\&OverBar;}{\mathrm{\&Delta;}L}}_i\right\}}\&times;\frac{1}{H}=\frac{\sqrt{{\mathrm{\&mu;}}_{LH}^2+{\mathrm{\&sigma;}}_{LH}^2}}{\sqrt{{\mathrm{\&mu;}}_0^2+{\mathrm{\&sigma;}}_0^2}}\&times;\frac{1}{H}=\frac{{\mathrm{\&sigma;}}_{LH}}{{\mathrm{H\&sigma;}}_0}=\frac{{\mathrm{\&lambda;}}_{LH}}{{\mathrm{\&lambda;}}_0}$

确定负荷波动平滑系数的问题就转化为“负荷波动率与负荷规模之间的关系”。负荷波动率λ_H与负荷规模H之间的关系，如下式，

${\mathrm{\&lambda;}}_{LH}=\frac{{\mathrm{\&sigma;}}_{LH}}{-10B_{LH}}=\sqrt{\frac{H+2\underset{i=1}{\overset{H-1}{\&Sigma;}}\underset{j=i+1}{\overset{H}{\&Sigma;}}{\mathrm{\&rho;}}_{i,j}}{H^2}}{\mathrm{\&lambda;}}_0$

在各子控制区的负荷都相互独立时候，对任意子控制区i、j它们的负荷相关系数都为0，因此上式变为：

${\mathrm{\&lambda;}}_{LH}=\frac{1}{\sqrt{H}}{\mathrm{\&lambda;}}_0$

假设控制区U是由子控制区1到U构成，且子控制区1到U中的负荷都是相互独立的，控制区U的负荷规模为U，频率偏差系数为B_U；控制区V是由子控制区U+1到U+V构成，且子控制区U+1到U+V中的负荷都是相互独立的，控制区V的负荷规模为V，频率偏差系数为B_V；因为控制区的频率偏差系数等效于其负荷规模，因此控制区U与控制区V的负荷规模之比等于其频率偏差系数之比。控制区U和控制区V的负荷波动率比值，

$\frac{{\mathrm{\&lambda;}}_{LU}\&times;U}{{\mathrm{\&lambda;}}_{LV}\&times;V}=\frac{\sqrt{U}}{\sqrt{V}}=\frac{\sqrt{-10B_U}}{\sqrt{-10B_V}}$

由上式可知，控制区的负荷波动平滑系数之比与其频率偏差系数的平方根的比值成反比。

根据频率调节责任公平分配的原则，应该按照控制区的负荷规模与其负荷波动平滑系数的乘积来分配频率调节责任。

$AVG\{{\stackrel{\&OverBar;}{ACE}}_H\&times;\stackrel{\&OverBar;}{\mathrm{\&Delta;}f}\}\&le;\frac{{\mathrm{\&gamma;}}_H\&times;H}{\mathrm{\&Sigma;}({\mathrm{\&gamma;}}_i\&times;I)}{\mathrm{M\&epsiv;}}^2$

互联系统总的负荷规模M与互联系统的总频率偏差系数B_s等效，将式带入得，

$AVG\{{\stackrel{\&OverBar;}{ACE}}_H\&times;\stackrel{\&OverBar;}{\mathrm{\&Delta;}f}\}\&le;\frac{\sqrt{-10B_H}}{\mathrm{\&Sigma;}\left(\sqrt{-10B_i}\right)}{B}_s\&times;{\mathrm{\&epsiv;}}^2$

定义将B'_H带入可以得到修正后的CPS1标准，因此新的CPS1标准的计算公式为：

$CPS{1}^{\&prime;}=(2-AVG(\frac{{\stackrel{\&OverBar;}{ACE}}_H\stackrel{\&OverBar;}{\mathrm{\&Delta;}f}}{-10B_H^{\&prime;}{\mathrm{\&epsiv;}}^2}\left)\right)\&times;100\%$

修正后的CPS1计算公式保留了原CPS1公式的大部分物理量纲，只是原有的CPS1公式中的控制区频率偏差系数B_H改为B′_H，因此修正后的CPS1标准保留了原CPS1标准设计中的优点，而且消除了由于负荷波动平滑效应带来的系统频率控制责任分配不公平的问题。修正后的CPS1标准考察指标与原CPS1标准相同，CPS1'≥100％。

(2)中期评价

有两种处理方法：

1)放弃原CPS2标准，改为设计类似BAAL标准。

2)沿用原CPS2标准的形式，但为体现广域调控中需对联络线交换功率的限制实行一定程度的放开的特点，根据风电“牵引ACE”引起的区域有功不平衡量，对原CPS2标准中约束的ACE波动范围进行修正，进而修正CPS2的考核指标。

具体地：跨区域消纳风电使得一些区域的ACE中包含有被分配的有牵引ACE，这部分牵引ACE是控制区域帮助其他含风电区域消纳风电产生的，同样会引起联络线上的非计划潮流。然而，由于该部分非计划潮流属于区域互动运行中广域频率调整的产物，为鼓励风电波动的跨区域调整，CPS2标准不应限制这部分的联络线功率偏移，因此CPS2评价指标中的限值±L₁₀应调整为以该区域牵引ACE为中心的正负限值。

综上，对CPS2指标修正如下，

I_cps2＝P(E_{ACE,avg-10min}≤L′₁₀)

修正前后CPS2标准限制范围的示意图见图1。

B_s是整个互联系统的频率偏差系数；如果在某时间段(如一个月)内，有90％以上的十分钟平均值满足式(5.10)，则表示该月CPS2合格；

其中，B_i为本控制区域频率偏差系数，单位为MW/0.1Hz，根据电力系统功率频率特性，符号为负；ε₁₀是一年中基于10分钟的平均频率与额定频率的偏差的均方根值；相似地，各控制区域取相同的ε₁₀；B_s是整个互联系统的频率偏差系数；如果在某时间段(如一个月)内，有90％以上的十分钟平均值满足式(5.10),则表示该月CPS2合格。

NERC认为控制AVG_10min(ACE)是符合正态分布的。为了满足频率质量的要求，控制区域的AVG_10min(ACE)平均值应满足的正态分布。NERC对CPS2合格率的要求达到90％以上，根据正态分布的特点，分布在(-1.65σ，+1.65σ)范围内的事件概率为90％，由此以1.65为系数。

对控制区域的考核要求仍然是控制区域ACE的10min均值在一个月内满足要求的概率不小于90％。修正后的CPS2计算公式保留了原CPS1公式的大部分物理量纲，只是原有的CPS2公式中的控制区频率偏差系数L₁₀改为L′₁₀，因此修正后的CPS2标准保留了原CPS2标准设计中的优点，而且鼓励了风电波动的跨区域调整。

(3)短期评价

系统频差随时间的变化如图2(a)中蓝色线所示，频率越限标准考察的是系统频差超出指定的限定值±△f_d时的情形，因此，该标准关注的是图中t₁-t₂及t₃-t₄时间范围内(以下简称关注时间范围Ι和ΙΙ)某控制区域ACE_i(见图2(b)红色线)的性态。

若考察关注时间范围(即频差越限时段)某控制区域的ACE_i是否对频率恢复有利，也可设定一个该区域ACE的限定值ACE_di，此限定值即为相应区域频率调整偏差的基准值，若区域的ACE_i大于对应的ACE_di，则意味着该区域在此频差越限时段中的瞬时调整行为不利于频率恢复至限定值；反之则意味着该区域在此频差越限时段中的瞬时调整行为有利于频率恢复至限定值。

于是可用当频差超出限定值时，各区域的ACE_i的与该区域的ACE限定值之间的差值来作为评价的依据。

可在图中关注时间范围Ι和ΙΙ中，以各控制区域被规定的ACE限值ACE_di为基准进行积分记录，若控制区域的控制偏差ACE_i对系统频率恢复到限定值内有利，则记为正值；若不利则记为负值；若中规中距，则记为零。(见图2(b))

1)各区域ACE_di的确定

首先应确定各区域的ACE_di，此为评价频差越限时该区域ACE_i的基准。对于互联电力系统，有：

ACE_s＝∑-10B_iΔf＝-10B_sΔf

若整个系统的功率平衡，则ACE_s为零。若不平衡，则其值不为零。此时可将其作为系统AGC调节的依据。(若B_s＝β_s时，则以ACE_s为依据进行的AGC控制最为准确。)

若系统的频差限定值

△f_d＝Con

则系统频差限定值△f_d对应了整个系统确定的ACE偏差限定值ACE_d

ACE_d＝-10B_sΔf_d

换句话说，如果B_s＝β_s，若系统的ACE超过限定值ACE_d，则系统的频差将会超过限定值△f_d。

可将ACE_d依据一定的原则下分至各控制区域，那么，控制区域将被确定自身的ACE限定值ACE_di。根据B系数的物理意义，可将其作为分配整个系统ACE的依据。这样得到，

${\mathrm{ACE}}_{di}=\frac{B_i}{B_s}\&times;{\mathrm{ACE}}_d=-10B_i{\mathrm{\&Delta;f}}_d$

实质上，作为对应于频差限定值△f_d的ACE_d，它规定了系统进行频率调整所具有偏差的自由度。而ACE_d的下分，即将ACE_d分解至个控制区域，各区域获得自身的ACE_di，意味着每个控制区域的频率调整偏差大小的限定，即ACE_di是相应区域频率调整偏差的限度。

所不同的是，ACE_d的限定是无条件的，而ACE_di的限定只有当系统频差超过限定值的情况下有效。这也就是说，当其他区域的ACE之和小于各自控制区域相应的限定值之和，且此时全部控制区域的ACE之和不大于ACE_d，则某区域的ACE可以超过其限定值。这时系统频率在限定值内。这也体现了互联电网可以相互支援、互助互利的优越性。

注意到，按照上式中进行ACE的分配时，若

B_s＝∑B_i

则，“系统的频差不会超过限定值△f_d”的结果才被满足。即各个控制区域按照被分配的责任，依据ACE＝0进行调整，理论上正好将系统频差调节为零。

2)频率越限指标分析设计

当系统频差超过限定值时，可将L_di＝ACE_di作为评价每个控制区域频率调整控制性能的基准。具体分析如下：

a.当频差超过上限时，即△f>+△f_d>0

此时，表明系统总的发电功率大于负荷需求，为发电盈余状态，即ACE_s>0。

此时整个系统的控制偏差越上限。这时控制区域i的区域控制偏差限值为

L_di＝-10B_iΔf_d

若控制区域的控制偏差为ACE_i，则可分三种情况进行分析：

若ACE_i>L_di，说明此时该控制区的调整偏差超限，其控制行为对系统频率恢复到限内不利；换句话说，就是该区域对系统频差越限负有责任。其责任大小取决于两者差的大小。

若ACE_i<L_di，说明此时该控制区的调整偏差低于限定值，其控制行为对系统频率恢复到限内有利；换句话说，就是该区域的行为对系统频差越限不仅没有责任，还对频差恢复到限内有所贡献。其贡献大小取决于两者差的大小。

若ACE_i＝L_di，说明此时该控制区的调整偏差正好在限值上，此时，该区域的控制行为既没有对系统频率恢复到限内不利，也没有对频率恢复到限内有贡献；换句话说，就是该区域的调节行为“中规中距”，对系统频差越限没有责任。

综合上述三种情形的分析，可设计频差越限时的评价指标I_fv。其原理是：

当系统频率超出指定的限定值+△f_d时，以各控制区域被规定的ACE限值为基准进行积分记录，若ACE对系统频率恢复到限定值内有利，则记为正值；若不利则记为负值；若中规中距，则记为零。

其物理意义是：在图2(b)的关注时间范围Ι(t₁-t₂)中，计算红色线ACE_i与黄色限值线+L_di所围成的封闭面积，上方面积记为负，下方记为正。

依据此，可得到评价指标：

式中，L_di为控制区域i的区域控制偏差限值，单位MW；△f为系统频差，单位Hz；△f_d为系统频差限值，为两个数值，分别对应上限和下限的限制值，单位Hz；△f>+△f_d，表示若系统频差大于正限定值，则进行记录；T为评价时段，可为1年、月或周等。I_NCPS3的数值有三种情况：大于零表明该区域对系统做有利的控制，指标优良；为零则说明该区域控制“中规中距”，指标合格；若小于零则其所做出的控制对系统频率恢复有害，指标不合格。

b.当频差超过下限时，即△f<－△f_d<0

此时，表明系统总的发电功率小于负荷需求，为发电欠缺状态，即ACE_s<0。这时整个系统的控制偏差越下限。此时需考查的是控制区域的控制偏差与该区域约束下限的差异。这时控制区域i的区域控制偏差限值为－L_di。

此时也可分三种情况进行分析：

若ACE_di<－L_di，或|ACE_di|>|L_di|，说明此时该控制区的调整偏差超限，其控制行为对系统频率恢复到限内不利；换句话说，就是该区域对系统频差越限负有责任。

若ACE_i>－L_di，或|ACE_di|<|L_di|，说明此时该控制区的调整偏差低于限定值，其控制行为对系统频率恢复到限内有利；换句话说，就是该区域的行为对系统频差越限不仅没有责任，还对频差减小有所贡献。

若ACE_di＝－L_di，或|ACE_di|＝|L_di|，说明此时该控制区的调整偏差正好在限值上，此时，该区域的控制行为既没有对系统频率恢复到限内不利，也没有对频率恢复到限内有贡献；换句话说，就是该区域的调节行为“中规中距”，对系统频差越限没有责任。

综合上述三种情形的分析，可设计频差越限时的评价指标I_fv，其原理与上述情形相同。所不同的是，由于此时△f<0。

其物理意义是：在图1的关注时间范围ΙΙ(t₃-t₄)中，计算红色线ACE_i与紫色限值线-L_di所围成的封闭面积，上方面积记为正，下方记为负。

依据此，则：

$I_{NCPS3}=\{\underset{T}{\&Integral;}-\&lsqb;(-L_{di})-{\mathrm{ACE}}_i\&rsqb;dt\}{|}_{\mathrm{\&Delta;}f<(-{\mathrm{\&Delta;f}}_d)}$

式中，L_di为控制区域i的区域控制偏差限值，单位MW；△f为系统频差，单位Hz；△f_d为系统频差限值，为两个数值，分别对应上限和下限的限制值，单位Hz；△f<(－△f_d)，表示若系统频差大于限定值，则进行记录；T为评价时段，可为1年、月或周等。I_NCPS3的数值也有三种情况：大于零对系统做有利的控制，指标优良；为零则指标和合格；若小于零则所做出的控制对系统频率恢复有害，指标不合格。

综合上述分析，可得到频率越限标准统一的指标计算表达式：

L_di＝-10B_iΔf_d

$I_{NCPS3}=\{\underset{T}{\&Integral;}sign\left(\mathrm{\&Delta;}f\right)\&times;\&lsqb;sign\left(\mathrm{\&Delta;}f\right)\&times;L_{di}-{\mathrm{ACE}}_i\&rsqb;dt\}{|}_{\left|\mathrm{\&Delta;}f\right|>{\mathrm{\&Delta;f}}_d}$

式中i为控制区域i；L_di为控制区域i的区域控制偏差限值，上限和下限的限制值分别为+L_di和-L_di，单位MW；T为评价时段，可为1年、月或周等；△f为系统频差，单位Hz；△f_d为系统频差限值，上限和下限的限制值分别为+△f_d和-△f_d，单位Hz；B_i为控制区域i被分配的频率偏差系数，为负数，单位MW/0.1Hz；ACE_i为控制区域i的区域控制偏差；sign为符号函数，其数值

$sign\left(x\right)=\left\{\begin{array}{c}1,x>0\\ 0,x=0\\ -1,x<0\end{array}\right.$

I_NCPS3为频率越限指标，其数值有三种情况：大于零表明控制区域做出对系统做有利的控制，指标优良；为零则指标和合格；

若小于零则所做出的控制对系统频率恢复有害，指标不合格。

上述利用积分的计算方式只是理论意义上的表达式，并不实用。

实际应用中，所有数据均为离散量，频差为每1秒一个采样值，联络线功率和ACE等量为每5秒一个采样值，利用上式无法计算。

实用表达式为：

L_di＝-10B_iΔf_d

式中，i为控制区域i；T为评价时段，可为1年、月或周等；j∈T：j为评价时段T内的点，间隔为每5秒一个；5/3600为当采样间隔为5秒时，将指标值换算为MW·h所需的系数；L_di为控制区域i的区域控制偏差限值，单位MW；B_i为控制区域i被分配的频率偏差系数，为负数，单位MW/0.1Hz；为j点的系统频差前5秒钟的均值，单位Hz。(频差采样为每1秒1个采样值)△f_d为系统频差限值，单位Hz；ACE_ij为控制区域i在j点的区域控制偏差，每5秒1个采样值；sign为符号函数，其数值

$sign\left(x\right)=\left\{\begin{array}{c}1,x>0\\ 0,x=0\\ -1,x<0\end{array}\right.$

I_NCPS3为频率越限指标，单位MW·h。其数值有三种情况：

大于零表明控制区域做出对系统做有利的控制，指标优良；为零则指标和合格；若小于零则所做出的控制对系统频率恢复有害，指标不合格。

评价标准2——网的评价

(1)输电网对可再生能源消纳的支持度评价

该项内容是，根据联络线输送功率空间的评价，给出在保证电网运行的输电充裕度和安全性前提下，输电网对广域互动的支持程度(主要考察区域间联络线)。

其核心思想是：

1)计算出广域AGC调控需要“占用”各联络线多少容量。

2)考核各条联络线的可用空间。

3)比较各联络线具有的空间是否充裕，以此设定标准指标。

具体地，可用直流潮流模型算出AGC调控需要“占用”各联络线的容量，用报告第3章所述方法计算各条联络线的可用空间，关注二者的比值或差值，可以设计几级递进的“标杆”相对值，以上述比值或差值相对于“标杆”的位置设定标准指标。

(2)常规电源控制行为对输送通道影响程度的评价

该项内容是，通过标准对输电线路可用空间大小的评价，反过来考查控制区域中机组对线路的影响。

其核心思想是：通过(1)可以得到各输电线路对广域互动的支持程度(以其实际输送空间与之前计算出的广域AGC调控需要“占用”各联络线空间相比较而得出)，针对传输空间较小的输电线路，追踪各机组的动作对其输电空间的影响，可以以此为依据，帮助调度部门合理安排各种调度行为。

具体的，关于发电机组输出功率波动对输电线路功率的影响，可以依据成熟并被广泛使用的发电机—输电线路功率灵敏度关系(发电转移分布因子(GSDF)或广义发电分布因子(GGDF))予以解析。

评价标准3——荷的评价

评价方法一

评价的一种思路是，针对不同负荷的行为规律，在对其响应建模的基础上，评价其互动参与度和互动效果。

(1)柔性负荷互动响应模型

1)电价敏感型负荷的响应模型

P_i电价＝P_i，0+ε_ii(c_i-c_i,0)

式中，下标i为柔性负荷类型，P_i,0为初始功率，ε_i,0为自弹性系数，C_i为实际电价，C_i,0为初始电价。

2)功控合约型负荷的响应模型

P_i激励＝P_i，0+ΔP_i

式中，ΔP_i为负荷调节容量。

(2)求取柔性负荷的响应程度

可根据上述柔性负荷响应模型，依据运行参量计算出负荷的最大互动功率响应数量ΔP_imax，进而得到负荷的响应程度，即实际互动量和最大互动量的比值。

(3)求取柔性负荷对可再生能源波动的支撑指数

“可再生能源波动支撑指数”是用于评估通过柔性负荷的互动而提高的可再生能源消纳的能力，可将其定义为用于消纳可再生能源波动的柔性负荷互动量与可再生能源波动量的比值，其计算表达式：

$K_i=\frac{{\mathrm{\&Delta;P}}_i}{{\mathrm{\&Delta;P}}_F}$

式中，ΔP_F为可再生能源的功率波动量。

在需求响应实践中，为提高效率，会出现所谓负荷代理，其作为中间机构可以协调大量中小规模需求响应资源和电网控制中心。由于负荷代理作为独立个体对外服务，故在系统运行控制性能评价中，只需考察该负荷代理所服务的负荷群的综合外特性，因此，可以将对这些被代理负荷的评价落实于负荷代理的层面上。

这样，上述过程可修改为：建立负荷代理互动响应模型→求取负荷代理的响应程度→以负荷代理为基本单元，求取其对可再生能源波动的支撑水平。

评价方法二

由于基于电价机制和基于激励机制的两类柔性负荷在行为表现上有较明显的不同，因而也可以考虑对其分别评价。

(1)电价敏感负荷行为的评价

由于此类柔性负荷的行为是由电价引导，属于自发行为；而电价可以依据电网情势进行设计(如风谷电价等)以引导用户使其行为有利于系统更为安全优质和经济地运行。因此，对此类负荷的评价，其要点不在于评价其控制行为是否合理和有利，而是依据对其控制行为的评价结果来反映电价机制的合理与否，并据此对电价分布提出合理的修改建议。(对于2.4.1的评价方法一，也可以根据评价结果反过来影响电价机制。)

由于柔性负荷的调控具有较强的分散性，故可以考虑借鉴控制理论中考查分散控制的方法，以该分散控制是否收敛以及收敛得快慢等参量来考核该分散负荷控制行为的优劣，以此来映射电价机制的好与坏。由于此处分散控制的目标是平抑负荷波动以保证系统频率质量，因此，评价该控制的收敛程度即评价此类负荷对保证频率质量的贡献。具体地，可据此收敛情况来设计评价指标，如，指标为0～1区间的数值，发散记为0，根据收敛速度的快慢计算指标的数值。

(2)功控合约负荷行为的评价

对于功控合约负荷，由于其与系统控制部门签订了辅助服务提供合约，那么，起就有了在系统出现控制需求时提供相应服务的义务，因此，对其评价的目的应该是考察其完成合同的质量，而非考察其行为对频率质量的影响。

可以考察每个负荷完成合同的程度，进而得到负荷整体完成合同的程度。

定义评价指标A

$A=\sqrt{\frac{1}{N}\underset{i=1}{\overset{N}{\&Sigma;}}{(r_i-\stackrel{\&OverBar;}{r})}^2}$

式中，r_i为考察时段内负荷i的合同完成率；为系统平均合同完成率；N为系统中的柔性负荷数。

该指标越小则系统柔性负荷整体完成协议的程度越好。

当然，上述针对负荷的评价也可以适用于对负荷代理的评价。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，根据本发明的技术方案及其发明构思加以等同替换或改变，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (4)

1.一种源网荷互动运行控制性能评价标准评价方法，包括分别对发电侧、电网和负荷的长期评价、中期评价和短期评价，其特征在于所述发电侧的长期评价包括如下步骤：

—将构成互联的系统控制区的最基本单位定义为子控制区，设子控制区i的分钟级别的负荷样本为l_i(i＝1,2,…,N)，每个子控制区的频率偏差系数均为B₀，频率标准差均为σ₀，则每个控制区的负荷波动率均为λ₀，子控制区i与j的负荷相关系数为ρ_i,j，所述ρ_i,j为皮尔逊相关系数；

—通过如下公式得到控制区域的负荷波动率λ_LM；

$B_{LM}=\underset{i=1}{\overset{M}{\&Sigma;}}{B}_0={\mathrm{MB}}_0$

${\mathrm{\&sigma;}}_{LM}=\sqrt{D\left({\mathrm{\&Sigma;}}_{i=1}^M{l}_i\right)}=\sqrt{M+2\underset{i=1}{\overset{M-1}{\mathrm{\&Sigma;}}}\underset{j=i+1}{\overset{M}{\mathrm{\&Sigma;}}}{\mathrm{\&rho;}}_{i,j}{\mathrm{\&sigma;}}_0}$

${\mathrm{\&lambda;}}_{LM}=\frac{{\mathrm{\&sigma;}}_{LM}}{-10B_{LM}}=\sqrt{\frac{M+2\underset{i=1}{\overset{M-1}{\&Sigma;}}\underset{j=i+1}{\overset{M}{\&Sigma;}}{\mathrm{\&rho;}}_{i,j}}{M^2}}{\mathrm{\&lambda;}}_0$

—根据的控制区域的负荷规模M和负荷波动率λ_LM，通过对现有的CPS1标准进行修改，生成发电侧长期评价标准CPS1′

$CPS{1}^{\&prime;}=\&lsqb;2-AVG\&lsqb;\frac{{\stackrel{\&OverBar;}{ACE}}_M\stackrel{\&OverBar;}{\mathrm{\&Delta;}f}}{-10{B_M}^{\&prime;}{\mathrm{\&epsiv;}}^2}\&rsqb;\&times;100\%$

其中， ${B_M}^{\&prime;}=B_s\&times;\frac{\sqrt{-10B_M}}{\mathrm{\&Sigma;}\left(\sqrt{-10B_i}\right)},$ B_s为互联控制区域的总频率偏差系数。

2.根据权利要求1所述的源网荷互动运行控制性能评价标准评价方法，其特征还在于：所述的中期评价对CPS2公式进行修正，得到新的评价规则如下。

I_cps2＝P(E_{ACE,avg-10min}≤L′₁₀)

其中，B_i为本控制区域频率偏差系数，单位为MW/0.1Hz，根据电力系统功率频率特性，符号为负；ε₁₀是一年中基于10分钟的平均频率与额定频率的偏差的均方根值；相似地，各控制区域取相同的ε₁₀；B_s为整个互联系统的频率偏差系数；L’₁₀为基于10分钟的平均频率的规定范围，E_{ACE,avg-10min}指ACE在10min内的平均值；P指百分数。

3.根据权利要求1所述的源网荷互动运行控制性能评价标准评价方法，其特征还在于所述的短期评价包括如下步骤：

—确定各控制区域的控制偏差ACE_di，评价指标如下：

$I_{NCPS3}=\{\underset{T}{\&Integral;}sign\left(\mathrm{\&Delta;}f\right)\&times;\&lsqb;sign\left(\mathrm{\&Delta;}f\right)\&times;L_{di}-{\mathrm{ACE}}_i\&rsqb;dt\}{|}_{\left|\mathrm{\&Delta;}f\right|>{\mathrm{\&Delta;f}}_d}$

式中，i为控制区域i；T为评价时段，可为1年、月或周等；j∈T：j为评价时段T内的点，间隔为每5秒一个；5/3600为当采样间隔为5秒时，将指标值换算为MW·h所需的系数；L_di为控制区域i的区域控制偏差限值，L_di＝-10B_iΔf_d，单位MW；B_i为控制区域i被分配的频率偏差系数，为负数，单位MW/0.1Hz；为j点的系统频差前5秒钟的均值，单位Hz。(频差采样为每1秒1个采样值)△f_d为系统频差限值，单位Hz；ACE_ij为控制区域i在j点的区域控制偏差，每5秒1个采样值；sign为符号函数，其数值为：

$sign\left(x\right)=\left\{\begin{array}{cc}1,& x>0\\ 0,& x=0\\ -1,& x<0\end{array}\right.$

I_NCPS3为频率越限指标，单位MW·h；其数值包括三种情况：

大于零表明控制区域做出对系统做有利的控制，指标优良；

为零则指标和合格；

小于零则所做出的控制对系统频率恢复有害，指标不合格。

4.根据权利要求1所述的所述的源网荷互动运行控制性能评价标准评价方法，其特征还在于所述所述的用电负荷的评价过程如下：

—建立柔性负荷互动相应模型：

P_i电价＝P_i，0+ε_ii(c_i-c_i,0)或P_i激励＝P_i，0+ΔP_i

式中，下标i为柔性负荷类型，P_i,0为初始功率，ε_i,0为自弹性系数，C_i为实际电价，C_i,0为初始电价；ΔP_i为负荷调节容量；

—根据上述柔性负荷响应模型，依据运行参量计算出负荷的最大互动功率响应数量ΔPimax，进而得到负荷的响应程度，即实际互动量和最大互动量的比值；

—定义用于评估通过柔性负荷的互动而提高的可再生能源消纳的能力为：将其定义为可再生能源波动支撑指数，该指数用于消纳可再生能源波动的柔性负荷互动量与可再生能源波动量的比值，其计算表达式：

$K_i=\frac{{\mathrm{\&Delta;P}}_i}{{\mathrm{\&Delta;P}}_F}$

式中，ΔP_F为可再生能源的功率波动量。