CN111431175A - 一种源荷分布式协调的特高压直流受端电网频率调节方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出了一种源荷分布式协调的特高压直流受端电网频率调节方法。本发明构建特高压直流受端电网模型，分别将多台光伏、储能和柔性负荷系统接入特高压直流受端电网模型的节点；在模型中模拟系统故障，通过不同故障情况下系统频率变化曲线拟合系统参数；构建系统频率最小值模型，并通过迭代法优化求解得到系统频率反馈系数，进而求得系统需求容量；分别通过光伏、储能和柔性负荷的可调容量构建各自的约束条件，通过各自的调节成本构建总调节成本，结合系统需求容量以总调节成本最小为优化目标，优化光伏系统、储能系统和柔性负荷的运行状态。本发明优点在于：充分运用电网中的调频资源，在保证频率跌落最低点的情况下对电网频率进行调节。

Description

一种源荷分布式协调的特高压直流受端电网频率调节方法

技术领域

本发明属于电力系统优化方法，具体地说是一种源荷分布式协调的特高压直流受端电网频率调节方法。

背景技术

特高压直流受端电网面临特高压直流闭锁后的频率和电压稳定风险。以锦苏直流为例，2015年9月29日锦苏直流双极闭锁故障，损失直流功率490万千瓦，故障后13秒系统频率下跌至49.557HZ；在某两次宾金直流闭锁事件中，分别给电网造成3.689GW和2GW的功率缺额，电网部分1000MW火电机组满负荷运行，机组一次调频裕度不足。

近年来，我国分布式光伏发展速度不断提高，分布式光伏密集接入特高压直流受端电网后，一方面，分布式光伏替代了常规电源，一定程度上降低了电压支撑能力及短路容量，增加了电网发生扰动时特高压直流发生换相失败甚至闭锁的可能性；另一方面，分布式光伏的耐频、耐压能力低，特高压直流闭锁后的系统频率电压波动，可能造成分布式光伏大规模无序脱网，进一步恶化系统的频率和电压，进而引发连锁反应，扩大事故范围，增大事故严重程度，甚至造成大面积停电。

在电力系统出现大量功率缺额，而电网中火电机组调频能力不足导致调频能力下降时，需要充分挖掘电网中的其他调频设备，在电网发生频率波动时为电网提供频率支撑。

储能设备的应用有望解决可再生能源的间歇性、不稳定性等问题。储能设备可以将电网中多余的电能吸收并存，并在电网发生功率缺额时释放电能。提高可再生能源的可控性与可利用率，并提供各类电力系统辅助服务。

选用空调温控负荷。在人体舒适度范围内，温控负荷的短时启停不会对用户的使用体验感带来明显影响，因而可将其纳入调频控制对象。当电网功率不足时，温控负荷提前结束工作状态，释放功率，当电网功率过剩时，温控负荷提前进入工作状态，吸收电网功率。

由于我们的调节主体较多，各调节主体调节特性各异，加之不同调节主体分布分散。本发明实施一种源荷分布式协调的特高压直流受端电网频率调节方法，协调电网中各调频主体在系统故障时的出力，以最小的调频成本达到缓解电网频率波动的作用。

发明内容

本发明的目的是提供一种源荷分布式协调的特高压直流受端电网频率调节方法，具体包括以下步骤：

步骤1：构建特高压直流受端电网模型，分别将多台光伏系统、多台储能系统、多台柔性负荷系统依次接入特高压直流受端电网模型的节点；

步骤2：在特高压直流受端电网模型中模拟系统故障，在系统故障发生后直至系统趋于稳态时每隔一定采样间隔时间对系统频率进行采样，根据采样的系统频率分别计算系统故障时刻的等效惯量、计算发电机的增益系数；

步骤3：构建系统频率最小值模型，进一步对系统频率最小值模型通过迭代法进行优化求解得到系统频率反馈系数，根据系统频率反馈系数、调节器调节系数计算储能的频率反馈系数、柔性负荷的频率反馈系数、光伏的频率反馈系数之和，进一步计算系统需求容量；

步骤4，通过光伏系统的可调容量构建光伏出力约束条件，通过储能系统的可调容量构建储能出力约束条件，通过柔性负荷的可调容量构建负荷约束条件，根据光伏系统的调节成本、储能系统的调节成本、柔性负荷的调节收益构建总调节成本，结合系统需求容量以总调节成本最小为优化目标，优化光伏系统的实际出力、储能系统的实际出力，以及柔性负荷的实际负荷；

作为优选，步骤1所述特高压直流受端电网模型的节点数量为N；

步骤1所述光伏系统、储能系统、柔性负荷系统的数量均为I；

作为优选，步骤2所述对系统频率进行采样为：

f(1)、f(2)、...、f(F)

其中，f(t)表示第t次采样的系统频率，t∈[1,F]，F为步骤2所述系统故障发生后直至系统趋于稳态时的采样次数；

步骤2所述计算系统故障时刻的等效惯量为：

其中，H为系统故障时刻的等效惯量，P_step表示故障时损失的功率，q为步骤2所述采样间隔时间；

步骤2所述计算发电机的增益系数为：

其中，K_G为发电机的增益系数，R表示调节器调节系数，P_step表示故障时损失的功率，D表示阻尼系数；

作为优选，步骤3所述构建系统频率最小值模型为：

其中，K_total为系统频率反馈系数，Δf_min为系统频率最小值，K_G为发电机的增益系数，R表示调节器调节系数，P_step表示故障时损失的功率，α表示振荡系数，

表示系统自然角度，

表示阻尼比角度；

其中，F_H为由高压涡轮产生的部分功率，T_R为发电机再热时间常数，ω_n表示无阻尼自然频率，ζ表示传递函数的阻尼比；

其中，K_TOTAL为系统频率反馈系数，R表示调节器调节系数，K_G为发电机的增益系数，H为系统故障时刻的等效惯量，T_R为发电机再热时间常数；

其中，R表示调节器调节系数，H为系统故障时刻的等效惯量，K_TOTAL为系统频率反馈系数，K_G为发电机的增益系数，F_H为由高压涡轮产生的部分功率，T_R为发电机再热时间常数，ω_n表示无阻尼自然频率；

其中，

表示系统自然角度，

表示阻尼比角度，ω_n表示无阻尼自然频率，T_R为发电机再热时间常数，ζ表示传递函数的阻尼比；

步骤3所述计算计算储能的频率反馈系数、柔性负荷的频率反馈系数、光伏的频率反馈系数之和为：

K_B+K_L+K_PV＝K_total-D

其中，K_total为系统频率反馈系数，D表示阻尼系数，K_B为储能的频率反馈系数，K_L为柔性负荷的频率反馈系数，K_PV为光伏的频率反馈系数；

步骤3所述计算系统需求容量:

P_sum＝Δf(K_total-D)

Δf＝f(F)-f_o

其中，P_sum为系统需求容量，Δf为系统故障发生后直至系统趋于稳态时的频率与额定频率差值，f(F)为系统故障发生后直至系统趋于稳态时的频率，f₀为额定频率；

作为优选，步骤4所述光伏系统的可调容量：

i∈[1,I]

其中，

为第i个光伏系统的可调容量最小值，

为第i个光伏系统的可调容量最大值，I为光伏系统的数量；

步骤4所述光伏出力约束条件为：

其中，ω_i表示第i个光伏系统的的实际出力；

步骤4所述储能系统的可调容量为：

[-EV_i*(1-SOC_i)，EV_i*SOC_i]

i∈[1,I]

其中，SOC_i为第i个储能系统的荷电状态，EV_i为第i个储能系统的额定容量；

步骤4所述储能出力的约束条件为：

-EV_i*(1-SOC_i)≤s_i≤EV_i*SOC_i

其中，s_i为第i个储能系统的实际出力，若s_i≥0，表示第i个储能系统处于放电状态即输出功率，若s_i＜0，表示第i个储能系统处于充电状态即吸收功率；

步骤4所述柔性负荷的可调容量为：

δ_iP_i,δ_i∈{0,1}

i∈[1,I]

其中，δ_i为第i个柔性负荷的开关状态，δ_i＝1表示第i个柔性负荷接入，δ_i＝0表示第i个柔性负荷切断，P_i为第i个柔性负荷的额定容量；

步骤4所述柔性负荷的约束条件为：

0≤e_i≤P_i

其中，e_i为第i个柔性负荷的实际负荷功率；

其中，C₁、C₂、C₃分别为光伏系统调频成本、储能系统调频成本和柔性负荷调频成本；

步骤4所述光伏系统的调节成本为：

其中，w_i为第i台光伏系统的实际出力，为待优化变量，

为第i台光伏系统的弃光成本系数；

步骤4所述储能系统的调节成本为：

其中，s_i为第i台储能系统的实际出力，为待优化变量，I_i为第i台储能系统的装机成本，ΔT为充放电时间，Q_i表示第i台储能系统的容量，A_total,i表示第i台第i台储能系统的电池全生命周期总放电容量，soc_init,i表示第i台储能系统的初始荷电状态。

步骤4所述柔性负荷的调节收益为：

其中，

为第i台柔性负荷的成本系数，e_i表示第i台柔性负荷的负荷功率，为待优化变量；

步骤4所述总调节成本表示为：

步骤4所述结合系统需求容量以总调节成本最小为优化目标，优化光伏系统的实际出力、储能系统和柔性负荷的实际出力，具体为：

目标函数：

所述约束条件为：

功率平衡约束：

其中，ω_i0为第i台光伏系统的初始时刻出力；

运用内点法对上述模型进行优化求解，得出第i台光伏系统的优化出力、第i台储能系统的优化出力、第i个柔性负荷的优化负荷功率，i∈[1,I]，步骤1所述光伏系统、储能系统、柔性负荷系统的数量均为I；

根据第i台光伏系统的优化出力调节第i台光伏系统的实际出力；

根据第i台储能系统的优化出力调节第i台储能系统的实际出力；

根据第i台柔性负荷的优化负荷功率调节第i台柔性负荷的实际负荷功率。

本发明优点在于：充分运用电网中的调频资源，光伏、储能和柔性负荷系统在不影响自身运行的情况下，均能参与电网频率的调节；同时，本发明能够在保证频率跌落最低点的情况下对电网频率进行调节。

附图说明

图1是搭建的系统结构图；

图2是系统的频率反馈模型；

图3是实施本发明方法后的系统频率与实施之前的系统频率变化曲线；

图4是本发明方法流程图。

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。

搭建如图1所示系统，其中主网部分为三机九节点220kV环网系统模拟特高压直流受端电网模型，特高压直流受端电网模型的节点数量为N＝9；

进一步分别在其中5条220kV母线上经降压变压器分别接入光伏系统、储能系统和柔性负荷系统，即光伏系统、储能系统、柔性负荷系统的数量均为I＝5。

选取5台柔性负荷，5台柔性负荷的功率分别为：[3,4,2.5,4.5,1.5]MW；

选取5台储能系统，储能系统的初始荷电状态在0.05-1之间随机产生；

选取5台光伏系统，5台光伏系统的初始出力分别为：

[0.55,0.45,0.94,0.187,0.6]MW；

下面结合图1至图3介绍本发明的具体实施方式为一种源荷分布式协调的特高压直流受端电网频率调节方法，具体包括以下步骤：

步骤1：构建特高压直流受端电网模型，分别将多台光伏系统、多台储能系统、多台柔性负荷系统依次接入特高压直流受端电网模型的节点；

步骤1所述特高压直流受端电网模型的节点数量为N＝9；

步骤1所述光伏系统、储能系统、柔性负荷系统的数量均为I＝5；

步骤2：在特高压直流受端电网模型中模拟系统故障，在系统故障发生后直至系统趋于稳态时每隔一定采样间隔时间对系统频率进行采样，根据采样的系统频率分别计算系统故障时刻的等效惯量、计算发电机的增益系数；

步骤2所述对系统频率进行采样为：

f(1)、f(2)、...、f(F)

其中，f(t)表示第t次采样的系统频率，t∈[1,F]，F为步骤2所述系统故障发生后直至系统趋于稳态时的采样次数；

步骤2所述计算系统故障时刻的等效惯量为：

其中，H＝2.77为系统故障时刻的等效惯量，P_step＝10MW表示故障时损失的功率，q＝0.002s为步骤2所述采样间隔时间；

步骤2所述计算发电机的增益系数为：

其中，K_G＝0.95为发电机的增益系数，R＝0.05表示调节器调节系数，P_step表示故障时损失的功率，D＝1.0表示阻尼系数；

步骤3：构建系统频率最小值模型，进一步对系统频率最小值模型通过迭代法进行优化求解得到系统频率反馈系数，根据系统频率反馈系数、调节器调节系数计算储能的频率反馈系数、柔性负荷的频率反馈系数、光伏的频率反馈系数之和，进一步计算系统需求容量；

如图2所示，步骤3所述构建系统频率最小值模型为：

其中，K_total为系统频率反馈系数，Δf_min为系统频率最小值，K_G为发电机的增益系数，R表示调节器调节系数，P_step表示故障时损失的功率，α表示振荡系数，

表示系统自然角度，

表示阻尼比角度；

其中，F_H＝0.3为由高压涡轮产生的部分功率，T_R＝8.0为发电机再热时间常数，ω_n表示无阻尼自然频率，ζ表示传递函数的阻尼比；

其中，K_TOTAL为系统频率反馈系数，R表示调节器调节系数，K_G为发电机的增益系数，H为系统故障时刻的等效惯量，T_R为发电机再热时间常数；

其中，R表示调节器调节系数，H为系统故障时刻的等效惯量，K_TOTAL为系统频率反馈系数，K_G为发电机的增益系数，F_H为由高压涡轮产生的部分功率，T_R为发电机再热时间常数，ω_n表示无阻尼自然频率；

其中，

表示系统自然角度，

表示阻尼比角度，ω_n表示无阻尼自然频率，T_R为发电机再热时间常数，ζ表示传递函数的阻尼比；

步骤3所述计算计算储能的频率反馈系数、柔性负荷的频率反馈系数、光伏的频率反馈系数之和为：

K_B+K_L+K_PV＝K_total-D

其中，K_total＝1.132为系统频率反馈系数，D表示阻尼系数，K_B为储能的频率反馈系数，K_L为柔性负荷的频率反馈系数，K_PV为光伏的频率反馈系数；

步骤3所述计算系统需求容量:

P_sum＝Δf(K_total-D)

Δf＝f(F)-f_o

其中，P_sum为系统需求容量，Δf为系统故障发生后直至系统趋于稳态时的频率与额定频率差值，f(F)为系统故障发生后直至系统趋于稳态时的频率，f₀为额定频率；

步骤4，通过光伏系统的可调容量构建光伏出力约束条件，通过储能系统的可调容量构建储能出力约束条件，通过柔性负荷的可调容量构建负荷约束条件，根据光伏系统的调节成本、储能系统的调节成本、柔性负荷的调节收益构建总调节成本，结合系统需求容量以总调节成本最小为优化目标，优化光伏系统的实际出力、储能系统的实际出力，以及柔性负荷的实际负荷；

步骤4所述光伏系统的可调容量：

i∈[1,I]

其中，

为第i个光伏系统的可调容量最小值，

为第i个光伏系统的可调容量最大值，I为光伏系统的数量；

步骤4所述光伏出力约束条件为：

其中，ω_i表示第i个光伏系统的的实际出力；

步骤4所述储能系统的可调容量为：

[-EV_i*(1-SOC_i)，EV_i*SOC_i]

i∈[1,I]

其中，SOC_i为第i个储能系统的荷电状态，EV_i为第i个储能系统的额定容量；

步骤4所述储能出力的约束条件为：

-EV_i*(1-SOC_i)≤s_i≤EV_i*SOC_i

其中，s_i为第i个储能系统的实际出力，若s_i≥0，表示第i个储能系统处于放电状态即输出功率，若s_i＜0，表示第i个储能系统处于充电状态即吸收功率；

步骤4所述柔性负荷的可调容量为：

δ_iP_i,δ_i∈{0,1}

i∈[1,I]

其中，δ_i为第i个柔性负荷的开关状态，δ_i＝1表示第i个柔性负荷接入，δ_i＝0表示第i个柔性负荷切断，P_i为第i个柔性负荷的额定容量；

步骤4所述柔性负荷的约束条件为：

0≤e_i≤P_i

其中，e_i为第i个柔性负荷的实际负荷功率；

其中，C₁、C₂、C₃分别为光伏系统调频成本、储能系统调频成本和柔性负荷调频成本；

步骤4所述光伏系统的调节成本为：

其中，w_i为第i台光伏系统的实际出力，为待优化变量，

为第i台光伏系统的弃光成本系数；

步骤4所述储能系统的调节成本为：

其中，s_i为第i台储能系统的实际出力，为待优化变量，I_i为第i台储能系统的装机成本，ΔT为充放电时间，Q_i表示第i台储能系统的容量，A_total,i表示第i台第i台储能系统的电池全生命周期总放电容量，soc_init,i表示第i台储能系统的初始荷电状态。

步骤4所述柔性负荷的调节收益为：

其中，

为第i台柔性负荷的成本系数，e_i表示第i台柔性负荷的负荷功率，为待优化变量；

步骤4所述总调节成本表示为：

步骤4所述结合系统需求容量以总调节成本最小为优化目标，优化光伏系统的实际出力、储能系统和柔性负荷的实际出力，具体为：

目标函数：

所述约束条件为：

功率平衡约束：

其中，ω_i0为第i台光伏系统的初始时刻出力；

运用内点法对上述模型进行优化求解，得出第i台光伏系统的优化出力、第i台储能系统的优化出力、第i个柔性负荷的优化负荷功率，i∈[1,I]，步骤1所述光伏系统、储能系统、柔性负荷系统的数量均为I＝5；

根据第i台光伏系统的优化出力调节第i台光伏系统的实际出力；

根据第i台储能系统的优化出力调节第i台储能系统的实际出力；

根据第i台柔性负荷的优化负荷功率调节第i台柔性负荷的实际负荷功率；

光伏系统、储能系统和柔性负荷根据步骤4的优化出力调节实际出力，在此过程中光伏系统、储能系统和柔性负荷的运行状况分别如表1、表2、表3所示：

表1 光伏系统运行状况

表2 储能系统运行状态

表3 柔性负荷运行情况

图3表示光伏系统、储能系统和柔性负荷在参与调频时与不参与调频时系统的频率变化曲线。光伏系统、储能系统和柔性负荷参与系统调频后，由于对系统频率有最低点限制，所以光伏系统、储能系统和柔性负荷在满足系统频率最低点要求的前提下出力参与系统调频，可以保证系统频率最低点不越限。

上述仿真结果验证了光伏系统、储能系统、柔性负荷的特高压直流受端电网频率调节方法有效性，基于系统频率变化时刻的频率变化率，求取系统的等效惯量，推导出系统在满足频率最低点要求是时的频率反馈系数，根据系统中不同类型调频主体的可调容量，确定不同类型调频主体的调节量，同时调频主体各元件之间通过一致性指标确定自身出力，为系统提供频率支撑。

以上所述实施例仅表达了本发明的实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (5)

1.一种源荷分布式协调的特高压直流受端电网频率调节方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1：构建特高压直流受端电网模型，分别将多台光伏系统、多台储能系统、多台柔性负荷系统依次接入特高压直流受端电网模型的节点；

步骤2：在特高压直流受端电网模型中模拟系统故障，在系统故障发生后直至系统趋于稳态时每隔一定采样间隔时间对系统频率进行采样，根据采样的系统频率分别计算系统故障时刻的等效惯量、计算发电机的增益系数；

步骤3：构建系统频率最小值模型，进一步对系统频率最小值模型通过迭代法进行优化求解得到系统频率反馈系数，根据系统频率反馈系数、调节器调节系数计算储能的频率反馈系数、柔性负荷的频率反馈系数、光伏的频率反馈系数之和，进一步计算系统需求容量；

步骤4，通过光伏系统的可调容量构建光伏出力约束条件，通过储能系统的可调容量构建储能出力约束条件，通过柔性负荷的可调容量构建负荷约束条件，根据光伏系统的调节成本、储能系统的调节成本、柔性负荷的调节收益构建总调节成本，结合系统需求容量以总调节成本最小为优化目标，优化光伏系统的实际出力、储能系统的实际出力，以及柔性负荷的实际负荷。

2.根据权利要求1所述的源荷分布式协调的特高压直流受端电网频率调节方法，其特征在于：

步骤1所述特高压直流受端电网模型的节点数量为N；

步骤1所述光伏系统、储能系统、柔性负荷系统的数量均为I。

3.根据权利要求1所述的源荷分布式协调的特高压直流受端电网频率调节方法，其特征在于：

步骤2所述对系统频率进行采样为：

f(1)、f(2)、...、f(F)

其中，f(t)表示第t次采样的系统频率，t∈[1,F]，F为步骤2所述系统故障发生后直至系统趋于稳态时的采样次数；

步骤2所述计算系统故障时刻的等效惯量为：

其中，H为系统故障时刻的等效惯量，P_step表示故障时损失的功率，q为步骤2所述采样间隔时间；

步骤2所述计算发电机的增益系数为：

其中，K_G为发电机的增益系数，R表示调节器调节系数，P_step表示故障时损失的功率，D表示阻尼系数。

4.根据权利要求1所述的源荷分布式协调的特高压直流受端电网频率调节方法，其特征在于：

步骤3所述构建系统频率最小值模型为：

其中，K_total为系统频率反馈系数，Δf_min为系统频率最小值，K_G为发电机的增益系数，R表示调节器调节系数，P_step表示故障时损失的功率，α表示振荡系数，

表示系统自然角度，

表示阻尼比角度；

其中，F_H为由高压涡轮产生的部分功率，T_R为发电机再热时间常数，ω_n表示无阻尼自然频率，ζ表示传递函数的阻尼比；

其中，K_TOTAL为系统频率反馈系数，R表示调节器调节系数，K_G为发电机的增益系数，H为系统故障时刻的等效惯量，T_R为发电机再热时间常数；

其中，R表示调节器调节系数，H为系统故障时刻的等效惯量，K_TOTAL为系统频率反馈系数，K_G为发电机的增益系数，F_H为由高压涡轮产生的部分功率，T_R为发电机再热时间常数，ω_n表示无阻尼自然频率；

其中，

表示系统自然角度，

表示阻尼比角度，ω_n表示无阻尼自然频率，T_R为发电机再热时间常数，ζ表示传递函数的阻尼比；

步骤3所述计算计算储能的频率反馈系数、柔性负荷的频率反馈系数、光伏的频率反馈系数之和为：

K_B+K_L+K_PV＝K_total-D

其中，K_total为系统频率反馈系数，D表示阻尼系数，K_B为储能的频率反馈系数，K_L为柔性负荷的频率反馈系数，K_PV为光伏的频率反馈系数；

步骤3所述计算系统需求容量:

P_sum＝Δf(K_total-D)

Δf＝f(F)-f_o

其中，P_sum为系统需求容量，Δf为系统故障发生后直至系统趋于稳态时的频率与额定频率差值，f(F)为系统故障发生后直至系统趋于稳态时的频率，f₀为额定频率。

5.根据权利要求1所述的源荷分布式协调的特高压直流受端电网频率调节方法，其特征在于：

步骤4所述光伏系统的可调容量：

i∈[1,I]

其中，

为第i个光伏系统的可调容量最小值，

为第i个光伏系统的可调容量最大值，I为光伏系统的数量；

步骤4所述光伏出力约束条件为：

其中，ω_i表示第i个光伏系统的的实际出力；

步骤4所述储能系统的可调容量为：

[-EV_i*(1-SOC_i)，EV_i*SOC_i]

i∈[1,I]

其中，SOC_i为第i个储能系统的荷电状态，EV_i为第i个储能系统的额定容量；

步骤4所述储能出力的约束条件为：

-EV_i*(1-SOC_i)≤s_i≤EV_i*SOC_i

其中，s_i为第i个储能系统的实际出力，若s_i≥0，表示第i个储能系统处于放电状态即输出功率，若s_i＜0，表示第i个储能系统处于充电状态即吸收功率；

步骤4所述柔性负荷的可调容量为：

δ_iP_i,δ_i∈{0,1}

i∈[1,I]

其中，δ_i为第i个柔性负荷的开关状态，δ_i＝1表示第i个柔性负荷接入，δ_i＝0表示第i个柔性负荷切断，P_i为第i个柔性负荷的额定容量；

步骤4所述柔性负荷的约束条件为：

0≤e_i≤P_i

其中，e_i为第i个柔性负荷的实际负荷功率；

其中，C₁、C₂、C₃分别为光伏系统调频成本、储能系统调频成本和柔性负荷调频成本；

步骤4所述光伏系统的调节成本为：

C₁＝k^bw_i ²

其中，w_i为第i台光伏系统的实际出力，为待优化变量，

为第i台光伏系统的弃光成本系数；

步骤4所述储能系统的调节成本为：

其中，s_i为第i台储能系统的实际出力，为待优化变量，I_i为第i台储能系统的装机成本，ΔT为充放电时间，Q_i表示第i台储能系统的容量，A_total,i表示第i台第i台储能系统的电池全生命周期总放电容量，soc_init,i表示第i台储能系统的初始荷电状态；

步骤4所述柔性负荷的调节收益为：

其中，

为第i台柔性负荷的成本系数，e_i表示第i台柔性负荷的负荷功率，为待优化变量；

步骤4所述总调节成本表示为：

步骤4所述结合系统需求容量以总调节成本最小为优化目标，优化光伏系统的实际出力、储能系统和柔性负荷的实际出力，具体为：

目标函数：

所述约束条件为：

功率平衡约束：

其中，ω_i0为第i台光伏系统的初始时刻出力；

运用内点法对上述模型进行优化求解，得出第i台光伏系统的优化出力、第i台储能系统的优化出力、第i个柔性负荷的优化负荷功率，i∈[1,I]，步骤1所述光伏系统、储能系统、柔性负荷系统的数量均为I；

根据第i台光伏系统的优化出力调节第i台光伏系统的实际出力；

根据第i台储能系统的优化出力调节第i台储能系统的实际出力；

根据第i台柔性负荷的优化负荷功率调节第i台柔性负荷的实际负荷功率。

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