考虑调峰调频需求的电力系统新能源承载能力评估方法

摘要

考虑调峰调频需求的电力系统新能源承载能力评估方法，该方法先构建包含电力系统调峰响应约束模型和调频响应约束模型、以系统总成本最低为优化目标的电力系统新能源承载能力优化模型，再基于系统新能源装机容量Cn求解该优化模型，得到其对应的系统总成本f(Cn)，并判断f(Cn)是否大于新能源装机容量为Cn‑1时的系统总成本f(Cn‑1)，若是，则以Cn‑1作为系统最优新能源装机容量，否则将新能源装机容量增加到Cn+1=Cn+ΔC后返回上一步计算其对应的系统总成本f(Cn+1)。本发明不仅实现了对电力系统新能源承载能力的量化评估，而且在保障电力系统稳定运行的同时能够有效提升系统的新能源承载能力。

权利要求

1.考虑调峰调频需求的电力系统新能源承载能力评估方法，其特征在于：所述评估方法依次包括以下步骤：

步骤A、构建电力系统新能源承载能力优化模型，其中，该优化模型的目标函数为：minf＝C+D

C＝Fgen+Fyw+FBES+Fpump上式中，f为系统总成本，C为系统的运维成本，D为系统弃风、弃光惩罚成本，Fgen为火电机组运行成本，Fyw为新能源运行成本，FBES为电池储能电站运行成本，Fpump为抽水储能电站运行成本，T为调度时间，Nwp、Npv分别为系统风电、光伏机组装机数量， 分别为系统的弃风、弃光惩罚因子， 分别为风电、光伏机组i在t时刻的弃风、弃光功率，ΔT为调度时间间隙；

该优化模型的约束条件为电力系统源网荷储全环节互动约束模型，所述电力系统源网荷储全环节互动约束模型包括电力系统调峰响应约束模型、电力系统调频响应约束模型，所述电力系统调峰响应约束模型为：上式中， 分别为火电机组i在t时刻的运行成本、投油成本、附加环境成本， 分别为火电机组i在t时刻考虑机组运行状态的煤耗成本、寿命损耗成本， 为火电机组i在t时刻的煤耗成本， 分别火电机组i的煤耗成本下限和上限， 为火电机组i在t时刻的运行状态0‑1变量，M为一个很大的数，分别为火电机组i在t时刻处于常规调峰阶段、不投油深度调峰阶段、投油深度调峰阶段的0‑1变量， 分别为火电机组i在t时刻的寿命损耗成本及其上限， 为发电机组i考虑机组运行状态的寿命损耗成本下限；

步骤B、基于系统新能源装机容量Cn求解上述优化模型，得到其对应的系统总成本f(Cn)；

步骤C、判断f(Cn)是否大于新能源装机容量为Cn‑1时的系统总成本f(Cn‑1)，若是，则以Cn‑1作为系统最优新能源装机容量，否则将新能源装机容量增加到Cn+1＝Cn+ΔC后返回步骤B计算其对应的系统总成本f(Cn+1)；

步骤D、循环重复步骤C，直至获得系统最优新能源装机容量，此时完成对系统新能源承载能力的评估。

2.根据权利要求1所述的考虑调峰调频需求的电力系统新能源承载能力评估方法，其特征在于：步骤A中，所述电力系统调频响应约束模型包括频率变化速率约束、频率最低点约束、准稳态频率约束；

所述频率变化速率约束为：

|RoCoF|≤RoCoFmax

上式中，RoCoF、RoCoFmax分别为频率变化速率及其最大值，RoCoF0为发生功率缺额时的sys初始频率变化速率，Δf为系统频率偏差，‑ΔPL为功率缺额，f0为系统基准频率，H 为系统的惯性常数，Sb为系统容量基准值，Ngen为发电机组数量， 为发电机组i的惯性常数、最大有功功率输出， 为发电机组i在t时刻的运行状态0‑1变量；

所述频率最低点约束为：

fmin≤fnadir≤fmax

上式中，fnadir、fmin、fmax分别为系统发生频率偏移时的最低点、系统允许的频率偏移下限和上限，RUi，t、RDi，t分别为发电机组i在t时刻所需预留的向上、向下备用容量，ci为发电机组i的最大调速器斜坡率，fdb为发电机组调速器死区；

所述准稳态频率约束为：

max

|Δfss|≤Δf

Δfss＝‑KΔPL

max

上式中，Δfss、Δf 分别为准稳态频率偏差及其最大值，K为系统的单位调节功率，分别为发电机组i的单位调节功率标幺值、负荷频率调节效应系数标幺值，为发电机组i的额定功率， 为电力系统t时段的总负荷。

3.根据权利要求1所述的考虑调峰调频需求的电力系统新能源承载能力评估方法，其特征在于：步骤A中，所述电力系统源网荷储全环节互动约束模型还包括电源环节约束模型、电网与负荷环节约束模型、储能环节约束模型，所述电源环节约束模型包括火电机组出力约束、新能源出力约束，所述储能环节约束模型包括电池储能电站约束、抽水蓄能电站约束。

4.根据权利要求3所述的考虑调峰调频需求的电力系统新能源承载能力评估方法，其特征在于：所述火电机组出力约束为：

上式中， 分别为火电机组i在t时刻处于常规调峰阶段、不投油深度调峰阶段、投油深度调峰阶段的0‑1变量， 分别为火电机组i所允许的最大出力、在常规调峰阶段所允许的最小出力， 分别为火电机组i在不投油深度调峰阶段、投油深度调峰阶段的最小出力， 分别为火电机组i在t时刻的出力和运行状态0‑1变量， 分别为火电机组i在t时刻的启、停状态0‑1变量， 分别为火电机组i的启、停最小功率， 分别为发电机组i的上、下爬坡约束， 为火电机组i在τ时刻的运行状态0‑1变量，MinUpi、MinDwi分别为火电机组i允许的最小启、停时间，RUi，t、RDi，t分别为火电机组i在t时刻所需预留的向上、向下备用容量， 为火电机组i在t时刻处于常规调峰阶段的出力，N为一个很大的数；

所述新能源出力约束为：

上式中， 分别为风电、光伏机组i在t时刻的预测有功出力，分别为风电、光伏机组i允许的有功出力上限， 分别为风电、光伏机组i在t时刻的弃风、弃光功率。

5.根据权利要求3所述的考虑调峰调频需求的电力系统新能源承载能力评估方法，其特征在于：所述电网与负荷环节约束模型为：

‑2π≤θi，t≤2π

上式中， 分别为t时刻节点i处火电机组、水电站的有功出力， 分别为t时刻节点i处风电、光伏机组的预测有功出力， 分别为t时刻节点i处风电、光伏机组的弃风、弃光功率， 分别为t时刻节点i处电池储能电站的放电、充电功率， 分别为t时刻节点i处抽水蓄能电站的发电、抽水功率， Pi，t分别为t时刻节点i处的有功负荷、注入有功功率，Pij，t为t时刻支路ij流通的有功功率，θi，t、θj，t分别为t时刻节点i、j的电压相位，xij为节点i与节点j之间支路的电抗，Φi为网络中到节点i的直接相连节点集合， 为支路ij流通的有功功率上限。

6.根据权利要求3所述的考虑调峰调频需求的电力系统新能源承载能力评估方法，其特征在于：所述电池储能电站约束为：

上式中， 分别为电池储能电站i在t时刻的充、放电切换状态的逻辑变量，为电池储能电站i在t时刻的充放电状态0‑1变量， 分别为电池储能电站i在t时刻的充、放电功率， 分别为电池储能电站i允许的充、放电功率上限，SOCi，t为电池储能电站i在t时刻的荷电状态， 分别为电池储能电站ich dis

荷电状态的下限、上限，η 、η 分别为电池储能电站的充、放电效率， 为电池储能电站i的储能容量；

所述抽水蓄能电站约束为：

RCi，T＝RCi，0

上式中， 分别为t时刻抽水蓄能电站i及其机组g的发电状态0‑1变量，分别为t时刻抽水蓄能电站i及其机组g的抽水状态0‑1变量， 分别为抽水蓄能电站i的机组g在t时刻的发电、抽水功率， 分别为抽水蓄能电站i的机组g的最小、最大发电功率， 分别为抽水蓄能电站i的机组g的最小、最大抽水功率，RCi，t为抽水蓄能电站i在t时刻末上水库蓄水量， 分别pw pg

为抽水蓄能电站i上水库蓄水量的上、下限，Gpump，i为抽水蓄能电站i的机组数量，η 、η 分别为抽水时的平均水量转换系数、发电时的平均电量转换系数，ΔT为调度时间间隙，RCi，T、RCi，0分别为抽水蓄能电站i在调度时间初、末的上水库蓄水量。

7.根据权利要求1所述的考虑调峰调频需求的电力系统新能源承载能力评估方法，其特征在于：所述优化模型的目标函数中，新能源运行成本Fyw采用以下公式计算得到：yw

上式中，F1 、 分别为新能源运维成本、系统备用容量成本，Kwp、kpv分别为风电、光伏机组的运行维护成本系数， 分别为光伏机组i、风电机组j在t时刻的预测有功出力，Ngen为发电机组数量， 分别为发电机组i的上、下备用容量成本系数，RUi，t、RDi，t分别为发电机组i在t时刻所需预留的向上、向下备用容量；

火电机组运行成本Fgen采用以下公式计算得到：gen

上式中，F1 、 分别为火电机组的深度调峰、启停成本， 为火电机组i在t时刻的运行成本， 分别为火电机组i的启、停成本， 分别为火电机组i在t时刻的启、停状态0‑1变量；

电池储能电站运行成本FBES采用以下公式计算得到：上式中， 为电池储能电站的寿命损耗成本，NBES为电池储能电站数量，分别为电池储能电站i的投资成本、循环寿命， 分别为电池储能电站i在t时刻的充、放电切换状态0‑1变量；

抽水储能电站运行成本Fpump采用以下公式计算得到：上式中， 分别为抽水蓄能电站i的机组g在t时刻的启、停成本，Npump、NGu分别是抽水蓄能电站的数量、抽水蓄能电站i的机组数量， 分别为抽水蓄能电站i的机组g在t时刻的发电启、停状态0‑1变量， 分别为抽水蓄能电站i的机组g在t时刻的抽水启、停状态0‑1变量， 分别为抽水蓄能电站i的机组g的启、停成本， 分别为抽水蓄能电站i的机组g在t时刻的发电、抽水状态0‑1变量。

说明书

考虑调峰调频需求的电力系统新能源承载能力评估方法

技术领域

[0001] 本发明属于电力系统新能源消纳领域，具体涉及考虑调峰调频需求的电力系统新能源承载能力评估方法。

背景技术

[0002] 为推动我国能源绿色、清洁和可持续发展，助推“碳达峰、碳中和”目标落地，光伏、风机等新能源机组正密集接入电力系统，导致现代电力系统的结构和运行特性日益复杂。新能源出力具有很强波动性、间歇性，大量新能源并网增加了电网削峰填谷的难度，同时用电负荷变化加剧了电网峰谷差，多方面困难使得电力系统面临巨大的调峰压力。此外，高比例的新能源通过电力电子装置接入电力系统，导致电力系统惯量不断下降，使系统应对突发状况的能力削弱，给电力系统频率稳定带来严重威胁。

[0003] 目前，我国部分地区新能源装机规模已经超出其电力系统承载能力，导致出现大规模的新能源弃电现象，风、光等新能源资源浪费严重。准确评估电力系统的新能源消纳能力，有助于提升电力系统对新能源的开发与利用，为新型电力系统的发展与规划提供重要指导与建议。

[0004] 传统电力系统新能源承载能力评估主要以风电、光伏消纳量或者弃风、弃光量为指标来衡量系统新能源承载能力，缺乏对系统安全可靠运行需求的分析及对技术应用经济性的思考，同时模型精细化程度不足，难以对新能源承载力极限水平进行评估。

发明内容

[0005] 本发明的目的是针对现有技术存在的上述问题，提供一种通过建立精细化模型对新型电力系统新能源承载能力进行量化评估的考虑调峰调频需求的电力系统新能源承载能力评估方法。

[0006] 为实现以上目的，本发明的技术方案如下：

[0007] 考虑调峰调频需求的电力系统新能源承载能力评估方法，依次包括以下步骤：

[0008] 步骤A、构建电力系统新能源承载能力优化模型，其中，该优化模型的目标函数为：

[0009]

[0010]

[0011]

[0012] 上式中， 为系统总成本， 为系统的运维成本， 为系统弃风、弃光惩罚成本，为火电机组运行成本， 为新能源运行成本， 为电池储能电站运行成本，为抽水储能电站运行成本，T为调度时间， 、 分别为系统风电、光伏机组装机数量，、 分别为系统的弃风、弃光惩罚因子， 、 分别为风电、光伏机组i在t时刻的弃风、弃光功率， 为调度时间间隙；

[0013] 该优化模型的约束件为电力系统源网荷储全环节互动约束模型，所述电力系统源网荷储全环节互动约束模型包括电力系统调峰响应约束模型、电力系统调频响应约束模型；

[0014] 步骤B、基于系统新能源装机容量Cn求解上述优化模型，得到其对应的系统总成本f(Cn)；

[0015] 步骤C、判断f(Cn)是否大于新能源装机容量为Cn‑1时的系统总成本f(Cn‑1)，若是，则以Cn‑1作为系统最优新能源装机容量，否则将新能源装机容量增加到Cn+1=Cn+ΔC后返回步骤B计算其对应的系统总成本f(Cn+1) ；

[0016] 步骤D、循环重复步骤C，直至获得系统最优新能源装机容量，此时完成对系统新能源承载能力的评估。

[0017] 步骤A中，所述电力系统调峰响应约束模型为：

[0018]

[0019]

[0020]

[0021]

[0022] 上式中， 、 、 分别为火电机组i在t时刻的运行成本、投油成本、附加环境成本， 、 分别为火电机组i在t时刻考虑机组运行状态的煤耗成本、寿命损耗成本， 为火电机组i在t时刻的煤耗成本， 、 分别火电机组i的煤耗成本下限和上限， 为火电机组i在t时刻的运行状态0‑1变量， 为一个很大的数， 、、 分别为火电机组i在t时刻处于常规调峰阶段、不投油深度调峰阶段、投油深度调峰阶段的0‑1变量， 、 分别为火电机组i在t时刻的寿命损耗成本及其上限，为发电机组i考虑机组运行状态的寿命损耗成本下限。

[0023] 步骤A中，所述电力系统调频响应约束模型包括频率变化速率约束、频率最低点约束、准稳态频率约束；

[0024] 所述频率变化速率约束为：

[0025]

[0026]

[0027]

[0028] 上式中， 、 分别为频率变化速率及其最大值， 为发生功率缺额时的初始频率变化速率， 为系统频率偏差， 为功率缺额， 为系统基准频率， 为系统的惯性常数， 为系统容量基准值， 为发电机组数量，  、
为发电机组i的惯性常数、最大有功功率输出， 为发电机组i在t时刻的运行状态
0‑1变量；

[0029] 所述频率最低点约束为：

[0030]

[0031]

[0032]

[0033] 上式中， 、 、 分别为系统发生频率偏移时的最低点、系统允许的频率偏移下限和上限， 、 分别为发电机组i在t时刻所需预留的向上、向下备用容量， 为发电机组i的最大调速器斜坡率， 为发电机组调速器死区；

[0034] 所述准稳态频率约束为：

[0035]

[0036]

[0037]

[0038] 上式中， 、 分别为准稳态频率偏差及其最大值，K为系统的单位调节功率， 、 分别为发电机组i的单位调节功率标幺值、负荷频率调节效应系数标幺值，为发电机组i的额定功率， 为电力系统t时段的总负荷。

[0039] 步骤A中，所述电力系统源网荷储全环节互动约束模型还包括电源环节约束模型、电网与负荷环节约束模型、储能环节约束模型，所述电源环节约束模型包括火电机组出力约束、新能源出力约束，所述储能环节约束模型包括电池储能电站约束、抽水蓄能电站约束。

[0040] 所述火电机组出力约束为：

[0041]

[0042]

[0043]

[0044]

[0045]

[0046] 上式中， 、 、 分别为火电机组i在t时刻处于常规调峰阶段、不投油深度调峰阶段、投油深度调峰阶段的0‑1变量， 、 分别为火电机组i所允许的最大出力、在常规调峰阶段所允许的最小出力， 、 分别为火电机组i在不投油深度调峰阶段、投油深度调峰阶段的最小出力， 、 分别为火电机组i在t时刻的出力和运行状态0‑1变量， 、 分别为火电机组i在t时刻的启、停状态0‑1变量， 、 分别为火电机组i的启、停最小功率， 、 分别为发电机组i的上、下爬坡约束， 为火电机组i在 时刻的运行状态0‑1变量， 、 分别为火电机组i允许的最小启、停
时间， 、 分别为火电机组i在t时刻所需预留的向上、向下备用容量， 为火电机组i在t时刻处于常规调峰阶段的出力，N为一个很大的数；

[0047] 所述新能源出力约束为：

[0048]

[0049]

[0050] 上式中， 、 分别为风电、光伏机组i在t时刻的预测有功出力， 、分别为风电、光伏机组i允许的有功出力上限， 、 分别为风电、光伏机组
i在t时刻的弃风、弃光功率。

[0051] 所述电网与负荷环节约束模型为：

[0052]

[0053]

[0054]

[0055]

[0056] 上式中， 、 分别为t时刻节点i处火电机组、水电站的有功出力， 、分别为t时刻节点i处风电、光伏机组的预测有功出力， 、 分别为t时刻节点i处风电、光伏机组的弃风、弃光功率， 、 分别为t时刻节点i处电池储能电站的放电、充电功率， 、 分别为t时刻节点i处抽水蓄能电站的发电、抽水功率， 、 分别为t时刻节点i处的有功负荷、注入有功功率， 为t时刻支路ij流通的有功功率， 、 分别为t时刻节点i、j的电压相位， 为节点i与节点j之间支路的电抗， 为网络中到节点i的直接相连节点集合， 为支路ij流通的有功功率上限。

[0057] 所述电池储能电站约束为：

[0058]

[0059]

[0060]

[0061]

[0062]

[0063]

[0064] 上式中， 、 分别为电池储能电站i在t时刻的充、放电切换状态的逻辑变量， 为电池储能电站i在t时刻的充放电状态0‑1变量， 、 分别为电池储能电站i在t时刻的充、放电功率， 、 分别为电池储能电站i允许的充、放电功率上限， 为电池储能电站i在t时刻的荷电状态， 、 分别为电池储能电站i荷电状态的下限、上限， 、 分别为电池储能电站的充、放电效率， 为电池储能电站i的储能容量；

[0065] 所述抽水蓄能电站约束为：

[0066]

[0067]

[0068]

[0069]

[0070]

[0071] 上式中， 、 分别为t时刻抽水蓄能电站i及其机组g的发电状态0‑1变量，、 分别为t时刻抽水蓄能电站i及其机组g的抽水状态0‑1变量， 、 分别为抽水蓄能电站i的机组g在t时刻的发电、抽水功率， 、 分别为抽水蓄能电站i的机组g的最小、最大发电功率， 、 分别为抽水蓄能电站i的机组g的最小、最大抽水功率， 为抽水蓄能电站i在t时刻末上水库蓄水量， 、 分别为抽
水蓄能电站i上水库蓄水量的上、下限， 为抽水蓄能电站i的机组数量， 、 分别为抽水时的平均水量转换系数、发电时的平均电量转换系数， 为调度时间间隙，、 分别为抽水蓄能电站i在调度时间初、末的上水库蓄水量。

[0072] 所述优化模型的目标函数中，新能源运行成本 采用以下公式计算得到：

[0073]

[0074]

[0075]

[0076] 上式中， 、 分别为新能源运维成本、系统备用容量成本， 、 分别为风电、光伏机组的运行维护成本系数， 、 分别为光伏机组i、风电机组j在t时刻的预测有功出力， 为发电机组数量， 、 分别为发电机组i的上、下备用容量成本系数， 、 分别为发电机组i在t时刻所需预留的向上、向下备用容量；

[0077] 火电机组运行成本 采用以下公式计算得到：

[0078]

[0079]

[0080]

[0081] 上式中， 、 分别为火电机组的深度调峰、启停成本， 为火电机组i在t时刻的运行成本， 、 分别为火电机组i的启、停成本， 、 分别为火电机组i在t时刻的启、停状态0‑1变量；

[0082] 电池储能电站运行成本 采用以下公式计算得到：

[0083]

[0084] 上式中， 为电池储能电站的寿命损耗成本， 为电池储能电站数量，、 分别为电池储能电站i的投资成本、循环寿命， 、 分别为电池储能电站i在t时刻的充、放电切换状态0‑1变量；

[0085] 抽水储能电站运行成本 采用以下公式计算得到：

[0086]

[0087]

[0088]

[0089]

[0090] 上式中， 、 分别为抽水蓄能电站i的机组g在t时刻的启、停成本，、 分别是抽水蓄能电站的数量、抽水蓄能电站i的机组数量， 、 分别为
抽水蓄能电站i的机组g在t时刻的发电启、停状态0‑1变量， 、 分别为抽水蓄能电站i的机组g在t时刻的抽水启、停状态0‑1变量， 、 分别为抽水蓄能电站i的机组g的启、停成本， 、 分别为抽水蓄能电站i的机组g在t时刻的发电、抽水状态0‑
1变量。

[0091] 与现有技术相比，本发明的有益效果为：

[0092] 本发明考虑调峰调频需求的电力系统新能源承载能力评估方法先构建包含电力系统调峰响应约束模型和电力系统调频响应约束模型、以系统总成本最低为优化目标的电力系统新能源承载能力优化模型，再基于系统新能源装机容量Cn求解上述优化模型，得到其对应的系统总成本f(Cn)，并判断f(Cn)是否大于新能源装机容量为Cn‑1时的系统总成本f(Cn‑1)，若是，则以Cn‑1作为系统最优新能源装机容量，否则将新能源装机容量增加到Cn+1=Cn+ΔC后返回上一步计算其对应的系统总成本f(Cn+1)，如此循环，直至获得系统最优新能源装机容量，该方法在电力系统新能源承载能力优化模型中引入了电力系统调峰响应约束模型以及电力系统调频响应约束模型，其中，电力系统调峰响应约束模型考虑了火电机组的深度调峰机制对电力系统新能源消纳的影响，基于火电机组的深度调峰机理构建了深度调峰机制下火电机组的运行成本模型，使火电机组最小出力限制降低，从而保证电力系统能够在同等条件下消纳更多的新能源，有效提升系统的新能源承载能力，电力系统调频响应约束模型则采用频率变化速率、频率最低点、准稳态频率这三个调频指标进行电力系统的动态频率约束，以保障电力系统的稳定运行。因此，本发明不仅实现了对电力系统新能源承载能力的量化评估，以指导电力系统的建设与规划，而且在保障电力系统稳定运行的同时能够有效提升系统的新能源承载能力。

附图说明

[0093] 图1为系统总成本与新能源装机容量的曲线图。

[0094] 图2为电力系统一次调频动态响应原理图。

[0095] 图3为实施例1采用的电力系统的拓扑图。

[0096] 图4为风光装机总容量与系统调度周期总成本的曲线图。

[0097] 图5为风光装机总容量与系统新能源消纳率的曲线图。

[0098] 图6为某一典型日内各方案的弃风弃光量。

[0099] 图7为某一典型日内各方案下火电机组的运行状态。

具体实施方式

[0100] 下面结合具体实施方式以及附图对本发明作进一步详细的说明。

[0101] 系统总成本受多方面影响，其中系统总成本与新能源装机容量的关联曲线如图1所示。随着新能源装机容量的增加，系统总成本的变化趋势将先降低再上升。因为随着新能源装机容量增加，系统火电机组的出力将会逐渐被新能源出力替代，使得系统总成本先下降；但是火电机组会受到出力下限与系统安全约束的限制，使得系统运维成本具有下限，此外，新能源装机容量超过系统新能源消纳空间后，会开始大量弃风弃光，使得系统惩罚成本上升，当新能源装机容量超过一定限制后，系统总成本将上升。为了综合评估系统新能源的承载能力，本发明采用系统总成本最优时对应的新能源装机容量来评估系统新能源承载能力。

[0102] 实施例1：

[0103] 考虑调峰调频需求的电力系统新能源承载能力评估方法，依次按以下步骤进行：

[0104] 1、计及系统调峰需求对电力系统的影响，建立新型电力系统调峰响应约束模型。

[0105] 由于新能源出力具有间歇性、波动性等特点，导致新能源出力变化与负荷变化不一致，使得电力系统消纳新能源比较困难。电源中的火电机组是电力系统消纳新能源的主要调节设备，为使电力系统尽可能的多消纳新能源，减少弃风、弃光现象，提出利用火电机组等传统机组进行深度调峰以提高电力系统的调峰能力。

[0106] 根据火电机组的调峰状态和能耗特性，其调峰过程可以分为常规调峰、不投油调峰和投油调峰三个阶段。火电机组调峰阶段的运行成本与煤耗成本、寿命损耗成本、投油成本以及附加环境成本有关。在常规调峰阶段，运行成本主要是煤耗成本；在深度调峰阶段，设备生命周期会因此缩短，产生由设备损耗造成的寿命损耗成本，此时火电机组运行成本包括了煤耗成本与寿命损耗成本；在投油深度调峰阶段时，由于需要投入燃油助力机组稳燃出力，以及投入燃油造成的环境污染，机组的运行成本除了煤耗成本与寿命损耗成本外，还包括投油成本和附加环境成本。因此，火电机组深度调峰的运行成本可根据运行状态用如下分段函数表示：

[0107]

[0108] 上式中， 、 、 、 分别为火电机组i在t时刻的煤耗成本、寿命损耗成本、投油成本、附加环境成本， 、 分别为火电机组i所允许的最大出力、在常规调峰阶段所允许的最小出力， 、 分别为火电机组i在不投油深度调峰阶段、投油深度调峰阶段的最小出力。

[0109] 其中，火电机组的煤耗成本可以通过机组的煤耗曲线确定：

[0110]

[0111] 上式中， 为火电机组i在t时刻的出力， 、 、 为煤耗特性系数。

[0112] 当火电机组进行深度调峰时，依据目前最常用的Manson‑Coffin公式，可以近似得到火电机组的损耗成本：

[0113]

[0114]

[0115] 上式中， 为机组运行影响系数， 为火电机组i的建造成本， 为转子致裂循环次数，该值与机组出力有关。

[0116] 当火电机组处于投油深度调峰时，根据机组油耗量与燃油成本，可以计算火电机组投油调峰时的投油成本：

[0117]

[0118] 上式中， 为燃油价格， 为火电机组i的单位时间投油稳燃油耗量。

[0119] 火电机组在投油深度调峰阶段产生附加环境成本为：

[0120]

[0121] 上式中， 、 分别为火电机组i处于投油深度调峰阶段的单位排放超标量、单位环境附加费。

[0122] 由于 、 以及上述分段函数是非线性的，不利于大规模电力系统的计算处理，对此，本发明对其进行如下线性化处理：

[0123] （1）煤耗成本与寿命损耗成本线性化

[0124] 煤耗成本、寿命损耗成本都是关于火电机组出力的非线性函数，可采用分段线性法对其线性化，其中非线性函数可以看作定义在[A,B]之间的一般形式h(x)，通过将分界点A=X1≤···≤Xz≤···≤XZ=B处的工作间隔与相应的函数值 划分，将x定义区间[A,B]划分为Z‑1线段，从而h(x)可以近似表述：

[0125]

[0126] 上式中， 为连续变量，表示第z段的部分， 为辅助二进制变量，表示x是否位于第z段的右侧，如果选择区间(Xz‑1,Xz]，则对于t ≤z， =1。

[0127] （2）运行成本线性化

[0128] 引入决策变量 、 、 ，则深度调峰机制下的火电机组运行成本可表示为：

[0129]

[0130] 上式中， 为火电机组i在t时刻的运行状态0‑1变量， =1表示处于运行状态， =0表示处于停机状态， 、 、 分别为火电机组i在t时刻处于常规调峰阶段、不投油深度调峰阶段、投油深度调峰阶段的0‑1变量， =1表示处于常规调峰阶段，否则为0， =1表示处于不投油深度调峰阶段，否则为0，  =1表示处于投油深度调峰阶段，否则为0。

[0131] 上式中变量 、 仍为非线性，可采用大M法进行线性化，因此火电机组运行成本可线性化表示：

[0132]

[0133]

[0134]

[0135] 上式中， 为火电机组i在t时刻的运行成本， 、 分别为火电机组i在t时刻考虑机组运行状态的煤耗成本、寿命损耗成本， 、 分别火电机组i的煤耗成本下限和上限， 为一个很大的数， 分别为火电机组i在t时刻的寿命损耗成本上限， 为发电机组i考虑机组运行状态的寿命损耗成本下限。

[0136] 2、计及系统调频需求对电力系统运行的影响，建立电力系统调频响应约束模型。

[0137] 随着风电光伏的大规模并网，大量传统火电机组被替代，导致电力系统的系统惯量和调频能力下降。为保障电力系统的安全运行，提高其抗干扰能力，电力系统需要拥有足够的惯量和频率调节能力，为此，本发明提出建立电力系统调频响应约束模型。

[0138] 频率反映了电力系统有功功率和负荷之间的平衡关系，是电力系统最重要的参数之一。当电力系统出现功率缺额时，会导致系统频率跌落，如果频率变化过快或者跌落过低会导致机组低频减载动作，造成严重的电力事故。电力系统频率安全可以通过频率指标来衡量。一次调频阶段主要关注的调频指标有频率变化速率、频率最低点、准稳态频率等。其中频率变化速率指标反映了单位时间内系统频率的变化量，频率最低点反映了频率波动变化的剧烈程度，准稳态频率反映了一次调频对系统频率的调节作用。因此，本发明基于上述三个频率指标建立调频响应约束模型。

[0139] 电力系统一次频率响应过程包括惯性响应、一次调频等过程，从扰动发生到系统频率恢复到允许范围，电力系统的频率动态响应受系统惯性、发电机调速器响应等因素的影响，建模高度复杂。为减少计算复杂度，将系统频率动态响应转化为线性化模型，采用以下简化方式：将不同发电机的惯性等效为一个等效的系统惯性；采用一阶调速器模型模拟频率响应轨迹；忽略负荷阻尼响应。

[0140] 简化后的系统频率动力学可以由一阶摆动方程来表示，系统频率特性方程为：

[0141]

[0142] 上式中， 为系统的惯性常数，  为系统基准频率， 为系统频率偏差， 为系统容量基准值， 、 分别为机械、电磁功率输出的变化。

[0143] 电力系统的一次频率响应过程如图2所示，t0时刻，电力系统出现功率缺额，发生扰动，频率变化速率出现最大值，发电机组机械功率不变，电磁功率发生突变，以维持系统功率平衡。t0+‑t1时间段为惯性响应作用阶段，系统频率剧烈跌落，发电机调速器还未响应，机械功率基本不变，转子动能转化为电磁功率，维持系统功率平衡。t1‑t2时间段为惯性响应与一次调频响应共同作用阶段，系统频率继续跌落，直到t2时刻达到最低点 ，发电机调速器响应，机械功率开始增加，向系统提供额外有功以减少功率缺额，直到t2时刻重新达到新的功率平衡，惯量支撑作用逐渐减少。如果频率跌落最低点 低于了允许的最低频率 ，将导致低频减载继电器动作。t2‑t3时间段为一次调频响应作用阶段，系统频率还是恢复，直到t3时刻恢复到准稳态 ，由于发电机转速仍未稳定，机械功率会继续微增，然后恢复到新的平衡。

[0144] 一次频率响应过程中，发电机机械功率实际变化十分复杂，难以描述，采用一阶调速器响应模型，可以将其分段线性描述。此外由于发电机调速器存在死区（与死区频率相关）和响应延迟，无法及时响应扰动变化，应该考虑响应的约束条件。

[0145] （1） 限制

[0146] 由图2可知，t0时刻，扰动发生，初始功率不平衡 − 等于功率缺额 ，频率变化率达到最大。根据系统频率特性，初始频率变化率与系统惯量和功率缺额有关：

[0147]

[0148]

[0149] 上式中， 、 分别为频率变化速率及其最大值， 为发生功率缺额时的初始频率变化速率。

[0150] 初始频率变化率与功率缺额成正比，与系统惯量成反比。当发生扰动时，系统惯量越小， 越大，触发低频减载继电器动作的可能性越高。所以系统必须保持一定的惯性，以确保 不会触发低频减载继电器。因此 相关限制可以转化为关于机组状态的约束：

[0151]

[0152] 上式中， 为发电机组数量， 、 为发电机组i的惯性常数、最大有功功率输出。

[0153] （2）频率最低点限制

[0154] 根据系统频率特性方程，频率最低点与系统惯量、调速器响应等因素有关。当dΔf/dt=0时，频率达到最低点 ，为确保 不会低于低频减载继电器允许的最低频率 ，参与一次调频响应的机组需要预留足够的调频备用容量：

[0155] 。

[0156] 为了确保每个发电机的备用容量可以在频率最低点发生时或之前完成响应，每个参与调频的发电机的备用容量不应该超过一定的上限，使得发电机调速器能迅速响应，在频率偏差超过低频减载继电器限制之前停止频率变化。发电机的备用容量需要满足如下约束：

[0157]

[0158] 上式中， 、 分别为发电机组i在t时刻所需预留的向上、向下备用容量，为发电机组i的最大调速器斜坡率， 为发电机组调速器死区。

[0159] 当发生扰动后，为了确保系统在线机组提供的调频备用容量足以覆盖发生的扰动，所有参与调频的发电机备用容量之和需要大于功率缺额：

[0160] ； 。

[0161] （3）准稳态频率限制

[0162] 发电机在一次频率响应阶段完成交付的备用容量后，系统频率会逐渐恢复，进而进入准稳态状态，完成一次调频。准稳态频率受限于规定的频率范围：

[0163]

[0164] 系统频率进入准稳态状态后的频率与系统单位调节功率、扰动功率相关：

[0165]

[0166] 系统的单位调节功率与热备用机组的单位调节功率和系统负荷调节效应有关：

[0167]

[0168] 上式中， 、 分别为准稳态频率偏差及其最大值，K为系统的单位调节功率， 、 分别为发电机组i的单位调节功率标幺值、负荷频率调节效应系数标幺值，为发电机组i的额定功率， 为电力系统t时段的总负荷。

[0169] 3、构建电力系统源网荷储全环节互动约束模型

[0170] 上述模型包括电源环节约束模型、电网与负荷环节约束模型、储能环节约束模型以及前述电力系统调峰响应约束模型和电力系统调频响应约束模型。

[0171] （1）电源环节约束模型

[0172] 本发明考虑电网的“源”包括了多类型的电源：火电机组、风电场、光伏电站等。

[0173] 火电机组相关约束：

[0174] 为满足电力系统的调峰、调频等需求以及安全稳定性，火电机组参与电力系统运行时，受自身约束和系统备用需求限制，包括火电机组出力约束、爬坡约束、启停逻辑约束、最小启停时间约束以及旋转备用容量约束等。

[0175] ① 火电机组出力约束

[0176] 考虑深度调峰机制，火电机组出力和运行状态与其所处调峰阶段出力限制有关：

[0177]

[0178] 上式中， 、 、 分别为火电机组i在t时刻处于常规调峰阶段、不投油深度调峰阶段、投油深度调峰阶段的0‑1变量， 、 分别为火电机组i所允许的最大出力、在常规调峰阶段所允许的最小出力， 、 分别为火电机组i在不投油深度调峰阶段、投油深度调峰阶段的最小出力， 、 分别为火电机组i在t时刻的出力和运行状态0‑1变量。

[0179] ② 火电机组爬坡约束

[0180] 火电机组功率变化与机组爬坡限制、启停状态以及最小启停功率限制有关：

[0181]

[0182] 上式中， 、 分别为火电机组i在t时刻的启、停状态0‑1变量， =1表示启动， =1表示停机， 、 分别为火电机组i的启、停最小功率， 、 分别为发电机组i的上、下爬坡约束。

[0183] ③ 机组启停逻辑约束

[0184]

[0185] ④ 机组最小启停时间约束

[0186] 火电机组需要通过限制启停时间间隔来保护机组：

[0187]

[0188] 上式中， 为火电机组i在 时刻的0‑1状态变量， 、 分别为火电机组i允许的最小启、停时间。

[0189] ⑤ 备用容量约束：

[0190] 火电机组作为电力系统调峰、调频的主力设备，需要预留一定的备用容量应对可能会出现的意外扰动。火电机组的备用容量受到调峰状态的限制，当进入深度调峰状态时，火电机组继续向下调节能力较弱，其向下备用容量基本为零。所以火电机组的备用容量满足以下约束：

[0191]

[0192] 上式中， 、 分别为t时刻火电机组i所需预留的向上、下备用容量。

[0193] 火电机组备用容量约束为非线性，其优化计算较为复杂。为简化处理难度，采用大M法对其线性化：

[0194]

[0195] 上式中， 为t时刻火电机组i处于常规调峰阶段的出力，N为一个很大的数。

[0196] 新能源出力约束：

[0197] ① 风电、光伏出力约束

[0198] 风电、光伏的预测出力与实际出力都不能超过设备的装机容量限制：

[0199]

[0200] 上式中， 、 分别为风电、光伏机组i在t时刻的预测有功出力， 、分别为风电、光伏机组i允许的有功出力上限。

[0201] ② 弃风、弃光量约束

[0202] 风电、光伏的实际出力不能超过其预测出力，必要时需要弃风、弃光来维持系统安全运行：

[0203]

[0204] 上式中， 、 分别为风电、光伏机组i在t时刻的弃风、弃光功率。

[0205] （2）电网与负荷环节约束模型

[0206] 本发明重点关注电力系统的有功平衡，采用直流潮流描述电力系统的能流分布。

[0207] ① 节点功率平衡方程

[0208]

[0209] 上式中， 、 分别为t时刻节点i处火电机组、水电站的有功出力， 、分别为t时刻节点i处风电、光伏机组的预测有功出力， 、 分别为t时刻节点i处风电、光伏机组的弃风、弃光功率， 、 分别为t时刻节点i处电池储能电站的放电、充电功率， 、 分别为t时刻节点i处抽水蓄能电站的发电、抽水功率， 、 分别为t时刻节点i处的有功负荷、注入有功功率。

[0210] ② 直流潮流模型

[0211]

[0212] 上式中， 为t时刻支路ij流通的有功功率， 、 分别为t时刻节点i、j的电压相位， 为节点i与节点j之间支路的电抗， 为网络中到节点i的直接相连节点集合。

[0213] ③ 支路容量约束

[0214]

[0215] 上式中， 为支路ij流通的有功功率上限。

[0216] ④ 相角约束

[0217]

[0218] （3）储能环节约束模型

[0219] 随着新能源的大量并网，给电力系统的安全运行带来了极大的影响，储能技术在电网中的应用可以大幅度提升电网的新能源消纳能力，保证系统的安全运行。本发明主要考虑电池储能电站、抽水蓄能电站两类储能电站。

[0220] 电池储能电站约束：

[0221] 电池储能电站灵活快速的调节能力可有效平抑风电、光伏出力的随机与间歇性。

[0222] ① 充、放电逻辑状态约束

[0223] 电池储能电站存在着充电、放电、待机三种状态，但每一时刻只能处于一种状态：

[0224]

[0225]

[0226] 上式中， 、 分别为电池储能电站i在t时刻的充、放电切换状态的逻辑变量，电池储能电站i由放电状态切换到充电状态时 =1，由充电状态切换到放电状态时=1， 为电池储能电站i在t时刻的充放电状态0‑1变量，电池储能电站i处于充电状态时 =1，处于放电状态时 =0。

[0227] ② 充、放电速率约束

[0228] 电池储能电站的充放电速率同时受最大充放电速率、电站当前的运行状态限制：

[0229]

[0230]

[0231] 上式中， 、 分别为电池储能电站i在t时刻的充、放电功率， 、分别为电池储能电站i允许的充、放电功率上限。

[0232] ③ 荷电状态约束

[0233] 电池储能电站的使用受充放电循环寿命限制，为确保电站不过充、过放影响寿命，电站的荷电状态(state of charge，SOC)需要维持在允许的范围内：

[0234]

[0235]

[0236] 上式中， 为电池储能电站i在t时刻的荷电状态， 、 分别为电池储能电站i荷电状态的下限、上限， 、 分别为电池储能电站的充、放电效率，为电池储能电站i的储能容量。

[0237] 抽水蓄能电站约束：

[0238] 抽水蓄能电站与电池储能电站都是用来平抑电力系统波动的储能设备，两者都不能同时充放电、受安全容量限制。抽水蓄能电站约束主要包括抽水发电逻辑状态约束、抽水发电功率约束以及水库容量约束等。

[0239] ① 抽水、发电逻辑状态约束

[0240] 抽水蓄能电站与其机组有抽水状态、发电状态以及停机状态三个状态，电站不能同时抽水发电，并且电站每台机组运行状态受电站运行状态限制：

[0241]

[0242] 上式中， 、 分别为t时刻抽水蓄能电站i及其机组g的发电状态0‑1变量，取1表示处于发电状态， 、 分别为t时刻抽水蓄能电站i及其机组g的抽水状态0‑1变量，取1表示处于抽水状态。

[0243] ② 抽水、发电功率约束

[0244] 抽水蓄能电站每台机组的抽水、发电功率受机组运行状态与容量限制：

[0245]

[0246] 上式中， 、 分别为抽水蓄能电站i的机组g在t时刻的发电、抽水功率，、 分别为抽水蓄能电站i的机组g的最小、最大发电功率， 、分别为抽水蓄能电站i的机组g的最小、最大抽水功率。

[0247] ③ 水库容量约束

[0248] 抽水蓄能电站的抽水、发电量收到电站储能水库容量的限制，水库容量不能太高或太低，需要维持在安全范围内：

[0249]

[0250]

[0251] 上式中， 为抽水蓄能电站i在t时刻末上水库蓄水量， 、 分别为抽水蓄能电站i上水库蓄水量的上、下限， 为抽水蓄能电站i的机组数量， 、分别为抽水时的平均水量转换系数、发电时的平均电量转换系数。

[0252]  ④ 库容调度约束

[0253] 在调度时间内，抽水蓄能电站储能水库的初始容量应该等于调度周期末的容量，以维持电站调度平衡：

[0254]

[0255] 式中， 、 分别为抽水蓄能电站i在调度时间初、末的上水库蓄水量。

[0256] 4、以步骤3构建的电力系统源网荷储全环节互动约束模型作为约束约束件构建以系统总成本为优化目标的电力系统新能源承载能力优化模型：

[0257]

[0258]

[0259]

[0260] 上式中， 为系统总成本， 为系统的运维成本， 为系统弃风、弃光惩罚成本，为火电机组运行成本， 为新能源运行成本， 为电池储能电站运行成本，为抽水储能电站运行成本，T为调度时间， 、 分别为系统风电、光伏机组装机数量，、 分别为系统的弃风、弃光惩罚因子， 、 分别为风电、光伏机组i在t时刻的弃风、弃光功率， 为调度时间间隙。

[0261] （1）新能源运行成本

[0262] 风电、光伏作为清洁的电源，其发电成本基本为零。所以风电、光伏的运行成本主要是风电、光伏的运维成本以及系统应对新能源波动的备用容量成本。

[0263]

[0264]

[0265]

[0266] 上式中， 、 分别为新能源运维成本、系统备用容量成本， 、 分别为风电、光伏机组的运行维护成本系数， 、 分别为光伏机组i、风电机组j在t时刻的预测有功出力， 为发电机组数量， 、 分别为发电机组i的上、下备用容量成本系数， 、 分别为发电机组i在t时刻所需预留的向上、向下备用容量。

[0267] （2）火电机组运行成本

[0268] 火电机组为了满足新型电力系统的调峰、调频需求，产生了相应的调峰成本。此外，火电机组还需要满足调度的启停需求，产生启停成本。

[0269]

[0270]

[0271]

[0272] 上式中， 、 分别为火电机组的深度调峰、启停成本， 为火电机组i在t时刻的运行成本， 、 分别为火电机组i的启、停成本， 、 分别为火电机组i在t时刻的启、停状态0‑1变量。

[0273] （3）电池储能电站运行成本

[0274] 电池储能电站在调度周期内，其寿命会受充放电循环次数影响，电池储能电站的损耗成本与投资成本、充放电循环次数有关。

[0275]

[0276] 上式中， 为电池储能电站的寿命损耗成本， 为电池储能电站数量，、 分别为电池储能电站i的投资成本、循环寿命， 、 分别为电池储能电站i在t时刻的充、放电切换状态0‑1变量。

[0277] （4）抽水储能电站运行成本

[0278] 抽水蓄能电站在调度周期内，需要机组多次启停，使得机组启停成本较高。抽水蓄能电站在的启停成本与机组运行状态、单次启停成本有关。

[0279]

[0280]

[0281] 上式中， 、 分别为抽水蓄能电站i的机组g在t时刻的启、停成本，、 分别是抽水蓄能电站的数量、抽水蓄能电站i的机组数量， 、 分别为
抽水蓄能电站i的机组g在t时刻的发电启、停状态0‑1变量， 、 分别为抽水蓄能电站i的机组g在t时刻的抽水启、停状态0‑1变量， 、 分别为抽水蓄能电站i的机组g的启、停成本。

[0282] 抽水蓄能电站的启停成本为非线性，为简化计算复杂度，引入逻辑变量 、、 、 来表征抽水蓄能电站机组的启停状态以实现线性化：

[0283]

[0284]

[0285] 上式中， 、 分别为抽水蓄能电站i的机组g在t时刻的发电、抽水状态0‑1变量。

[0286] 5、基于系统新能源装机容量Cn求解上述优化模型，得到其对应的系统总成本f(Cn)。

[0287] 6、判断f(Cn)是否大于新能源装机容量为Cn‑1时的系统总成本f(Cn‑1)，若是，则以Cn‑1作为系统最优新能源装机容量，否则将新能源装机容量增加到Cn+1=Cn+ΔC后返回步骤5计算其对应的系统总成本f(Cn+1) 。

[0288] 7、循环重复步骤6，直至获得系统最优新能源装机容量，此时完成对系统新能源承载能力的评估。

[0289] 为验证本发明所述方法的有效性，采用改进的IEEE 39节点系统（参见图3，该系统共有10台火电机组、2座风电场、2个光伏电站以及1个电池储能电站与1个抽水蓄能电站，其中2座风电场与2个光伏电站的装机容量相同），所有火电机组均参与深度调峰与一次调频，火电机组最大有功出力为额定有功功率P，最小有功出力为0.5P，深度调峰阶段最小出力分别为0.4P、0.3P，最小启停功率为0.5P，最小启停时间为2h，调差系数为4%‑5%。此外，系统额定频率为50Hz，RoCoF限制为1Hz/s，低频减载继电器允许最大频率偏差为±0.8Hz，准稳态频率偏差限制为±0.2Hz，调速器死区为0.033Hz，系统的弃风、弃光惩罚因子为10元/(MW·h)。采用本发明所述方法评估系统新能源承载能力，并分析经济性与装机容量对电力系统对新能源承载能力的影响，结果参见图4、5。

[0290] 由图4、5可知，随着新能源装机容量的增加，系统总成本先逐渐降低，到达某一临界值时达到最低，然后开始增加；而新能源渗透率开始基本为100%，之后则开始逐渐下降。这是因为本发明所述评估方法综合考虑系统经济性与新能源消纳能力两方面。当新能源装机容量从较小值开始增加，系统通过调峰机制减小火电机组出力来提升系统消纳新能源空间，基本不会弃风弃光，此时系统火电成本下降、惩罚成本基本维持不变，所以系统总成本开始降低而消纳率基本不变；然而，随着装机容量增加，发现少量的弃风弃光所产生的惩罚成本比利用火电机组深度调峰的成本更低，使得系统开始弃风弃光，所以系统总成本与新能源消纳率都降低；当新能源装机容量增加到某个临界值时，系统总成本达到最低；当新能源装机容量继续增加，受系统安全约束影响，火电机组出力下限受限，无法继续增加新能源消纳空间，导致系统弃风弃光量增加，使得系统惩罚成本增加、总成本增加，新能源消纳率继续降低。

[0291] 为考察评估新能源承载能力时考虑调峰调频需求的必要性与合理性，采用上述改进的IEEE 39节点系统，分别基于方案1（采用本发明同时考虑调峰调频需求的方法）、方案2（仅考虑调峰需求）、方案3（不考虑调峰调频需求）、方案4（仅考虑调频需求）这四种方案进行仿真，结果参见表1、图6、图7。

[0292] 表1 不同方案的系统总成本与新能源承载能力

[0293] 。

[0294] 由表1和图6、7可以看出，方案4的系统总成本最大，其次是方案2、方案1，方案3最小，对应的弃风、弃光量也具有同样的规律。采用深度调峰机制可以有效减少弃风弃光现象；考虑调频需求，使得系统需要足够的火电机组在线来维持稳定。此外，储能设备也能有效的削峰填谷。这是因为当考虑电力系统的调峰需求时，可以通过深度调峰机制降低火电机组最小出力限制，从而使得系统能够在同等条件下消纳更多的风、光新能源，相应的考虑了调峰需求，弃风、弃光现象减弱，总成本会下降。考虑调频需求时，系统为保障频率的安全稳定，需要更多火电机组参与运行来维持系统惯量水平，并需要火电机组提供足够的备用容量来抵御干扰，所以会导致系统火电机组出力限制上升，从而使得新能源消纳量减少，导致弃风、弃光现象增加，使得系统总成本上升。调频需求作为新型电力系统最重要的需求之一，是保障新型电力系统稳定运行的前提，所以在进行新能源承载能力评估时考虑调频需求是十分必要的。而考虑调峰需求，采用深度调峰机制，可以增加新能源消纳量，能有效的提升系统新能源承载能力。