一种源网荷储网络化协调频率控制方法与流程

1.本发明涉及一种源网荷储网络化协调频率控制方法，属于配电网二次调频技术领域。


背景技术：

2.随着大容量机组在电网中的比例不断增加，用结构变化引起负荷峰谷差逐步加大，而用户对电能质量的要求却在不断提高，电网频率稳定性的问题越来越受到重视。电力系统的频率是衡量电能质量的一大重要指标，是电力系统的正常可靠运行的一个重要保障，它反映了发电有功功率和负荷二者的平衡关系，对电力系统运行起着关键性的作用，更是电力系统运行好坏的重要控制参数，关系着大量用户的电力设备以及很多发电供电设备本身的效率和安全，与我们的日常生活息息相关。
3.当前电网调度极板采取“源随荷动、只调整集中式发电”的传统调度模式，主要调度集中式发电和电网，负荷和储能以及临近的外部可供电系统暂未纳入调度范畴。随着新能源占比逐年提高，电动汽车、储能设备等新型负荷比重不断上升，负荷聚合商、智能楼宇等新的用能形式不断涌现，电网运行特性发生新的变化，调频形势愈发严峻，电网运行调控难度不断增大，现有的调度模式逐渐难以解决新的调频需求，亟需从多样性、灵活性、协同性等方面优化完善运行调控手段，进一步解决电网安全运行问题和清洁能源消纳问题，实现社会综合效益最大化。传统调度模式因调频能力不足会切除大量负荷，会导致设备过载、断面越限等问题。
4.国家以大电网安全和日前电力平衡为重点，在精准负荷控制以及需求响应等方面进行了负荷调控的实践探索，积累了较多的经验，部分解决了电网安全问题和平衡问题。但是在源网荷储协同控制技术应用方面依然存在明显不足。尤其是目前国内缺乏针对地区电网的从电网全局层面进行源网荷储多元协调的控制方法。


技术实现要素：

5.本发明的目的在于克服现有技术中的不足，提供一种源网荷储网络化协调频率控制方法，能够实现功率供需平衡，能够根据电网频率变化进行适时调节，协调控制电网稳定运行。为达到上述目的，本发明是采用下述技术方案实现的：
6.第一方面，本发明提供了一种源网荷储网络化协调频率控制方法，包括：
7.获取配电系统在电网二次调频过程中需要调控的有功功率总量δp；
8.根据获取到的有功功率总量，配电系统的源网荷储进行调频，分配功率调节量，判断调频后能否满足需要的有功功率总量；
9.若能满足需要的有功功率总量，判断发电单元是否发生功率越限：
10.若未发生功率越限，配电系统的有功功率平衡，完成电网频率调节；
11.若发生功率越限，修正源网荷储各发电单元的功率调节量并补足功率差额，使配电系统的有功功率平衡，完成电网频率调节；
12.若不能满足需要的有功功率总量，协调源网荷储和配电系统中其他资源，使配电系统的有功功率平衡，完成电网频率调节。
13.进一步地，所述配电系统包括源网荷储、备用储能电站及相邻外部系统，所述源网荷储包括：风机电站、光伏电站、微电网群、可调负荷、储能电站。
14.优选地，本发明所述的控制方法适用于配电网主动响应模式和配电网被动响应模式。
15.进一步地，获取配电系统在电网二次调频过程中需要调控的有功功率总量δp，包括：
16.对电网频率扰动进行检测，当电网发生频率扰动超越额定误差值时，采集当前时刻电网频率；
17.在主动响应模式下，配电系统根据一次调频后的频率偏差主动响应计算配网系统所需要补足的功率差额δp；在被动响应模式下，配电系统获取电力调度系统下发的功率调节量δp；δp即为要获取的有功功率总量。
18.优选地，依据以下不等式对电网频率进行扰动检测：
19.|f
s,t
‑
f0|≥a1ꢀꢀ
(1)
[0020][0021]
其中，f
s,t
表示t时刻电网瞬时实时频率；f0表示电网额定频率；a1为设定开启电网频率采集的频率变化量阀值；b1为设定的开启电网频率采集的频率变化速率阀值。
[0022]
优选地，在主动响应模式下，配网系统所需要补足的功率差额δp根据配电系统内部各单元计算得到：
[0023]
风机电站计算出功：
[0024][0025]
光伏电站计算出功：
[0026][0027]
微电网群计算出功：
[0028][0029]
储能电站计算出功：
[0030][0031]
总出功：
[0032][0033]
其中，δf为电网系统当前频率距额定频率的差值，x、y、z、m分别为配电系统风机电站、光伏电站、微电网群、储能电站各自单元的个数；δp
风机电站i
为风机电站中第i个风机所需调节的出功，δp
光伏电站j
为光伏电站中第j个光伏板所需调节的出功，δp
微电网a
为微电网群中第a个微电网所需调节的出功，δp
储能电站b
为储能电站中第b个储能电池所需调节的出功；
k
风机电站i
为风机电站中第i个风机的调差系数，k
光伏电站j
为光伏电站中第j个光伏板的调差系数，k
微电网a
为微电网群中第a个微电网的调差系数，k
储能电站b
为储能电站中第b个储能电池的调差系数；δp为配电网系统所需调节有功功率总量。
[0034]
进一步地，判断配电系统的源网荷储调频后能否满足需要的有功功率总量，包括：
[0035]
计算配电系统源网荷储有功功率可调节总量c；
[0036]
比较获取的有功功率总量δp与计算得到的配电系统源网荷储有功功率可调节总量c的大小；
[0037]
若δp≤c，则配电系统的源网荷储协调运行后能满足需要的有功功率总量；
[0038]
若δp＞c，则配电系统的源网荷储协调运行后不能满足需要的有功功率总量。
[0039]
优选地，计算配电系统源网荷储有功功率可调节总量，通过下式计算：
[0040][0041]
其中，max wt表示配电系统风机电站的最大可调容量，max pv表示配电系统光伏电站的最大可调容量，max cder表示配电系统微电网的最大可调容量，max esu表示配电系统储能电站的最大可调容量，c为配电系统源网荷储总的最大可调容量，表示配电系统源网荷储有功功率可调节总量c。
[0042]
优选地，基于源、网、荷、储的调差系数，进行第一次发电源功率调节任务的分配，分配方式如下：
[0043][0044]
y
i
＝chengji
÷
kwt
j
，i＝j＝(1,2,
…
,x)
ꢀꢀ
(10)
[0045]
y
i
＝chengji
÷
kpv
j
，i＝(x+1,x+2,
…
,x+y)，j＝(1,2,
…
,y)
ꢀꢀ
(11)
[0046]
y
i
＝chengji
÷
kcder
j
，i＝(x+y+1,x+y+2,
…
,x+y+z)，j＝(1,2,
…
,z)
ꢀꢀ
(12)
[0047]
y
i
＝chengji
÷
kesu
j
，i＝(x+y+z+1,x+y+z+2,
…
,x+y+z+m)，j＝(1,2,
…
,m)
ꢀꢀ
(13)
[0048][0049]
pwt
j
＝δp
×
(y
i
÷
total)，i＝j＝(1,2,
…
,x)
ꢀꢀ
(15)
[0050]
ppv
j
＝δp
×
(y
i
÷
total)，i＝(x+1,x+2,
…
,x+y)，j＝(1,2,
…
,y)
ꢀꢀ
(16)
[0051]
pcder
j
＝δp
×
(y
i
÷
total)，i＝(x+y+1,x+y+2,
…
,x+y+z)，j＝(1,2,
…
,z)
ꢀꢀ
(17)
[0052]
pesu
j
＝δp
×
(y
i
÷
total)，i＝(x+y+z+1,x+y+z+2,
…
,x+y+z+m)，j＝(1,2,
…
,m)
[0053]
(18)
[0054]
其中，chengji为配电系统所有风机电站、光伏电站、微电网群、储能电站调差系数的乘积；y为移除配电系统风机电站、光伏电站、微电网、储能电站中某个特定单元后调差系数的乘积；pwt
j
为风机电站第j个风机通过计算得出的预计分配出功数值，ppv
j
为光伏电站第j个光伏板通过计算得出的预计分配出功数值，pcder
j
为微电网第j个微电网通过计算得出的预计分配出功数值，pesu
j
为储能电站第j个储能电池通过计算得出的预计分配出功数值。
[0055]
进一步地，若发生功率越限，修正源网荷储各发电单元的功率调节量并补足功率差额，包括：
[0056]
将发生功率越限行为的发电单元的出功量调至最大值，配电系统源网荷储中其他发电单元按照与越限发电单元调差系数的反比进行功率分配的再修正；
[0057]
检查修正后的其他发电单元是否发生功率越限，修正发生功率越限的发电单元，直到全部发电单元的功率越限问题都解决；
[0058]
当修正后所有发电单元的有功功率可调节总量仍不满足需要调控的有功功率总量δp，调节微电网群的功率分配；
[0059]
当微电网群的功率重新分配后，所有发电单元的有功功率可调节总量仍不满足需要调控的有功功率总量δp，调用储能电站补足剩余不足的有功功率；
[0060]
当调用储能电站仍不满足需要调控的有功功率总量δp，调用配电系统中备用储能电站补足剩余不足的有功功率，使配电系统的有功功率平衡，完成电网频率调节。
[0061]
优选地，修正有功功率、微电网重新分配、调用储能电站后仍不满足需要调控的有功功率总量δp，调用配电系统中备用储能电站补足剩余不足的有功功率的表达式为：
[0062][0063][0064]
其中，max besu为备用储能最大出功数值，pbesu为备用储能实际出功数值。
[0065]
进一步地，若不能满足需要的有功功率总量，协调源网荷储和配电系统中其他资源，包括：
[0066]
将配电系统源网荷储中各发电单元、微电网群和储能电站的可调节容量都调至最大值，剩余不足的有功功率由配电系统中备用储能电站补足。
[0067]
优选地，将配电系统源网荷储中各发电单元、微电网群和储能电站的可调节容量都调至最大值不满足需要调控的有功功率总量δp，调用配电系统中备用储能电站补足剩余不足的有功功率的表达式为：
[0068]
δp≤c+max besu
ꢀꢀ
(21)
[0069]
pbesu＝δp
ꢀꢀ
(22)
[0070]
其中，max besu为备用储能最大出功数值，pbesu为备用储能实际出功数值。
[0071]
进一步地，在调用配电系统中备用储能电站后仍不满足需要调控的有功功率总量δp时，调配源网荷储的可调负荷，减少或增加用有功功率的消耗。
[0072]
优选地，调配源网荷储的可调负荷包括：比较配电网频率调节需要的总有功功率δp与配电系统源网储加上备用储能加上可调负荷容量的大小。
[0073]
优选地，将配电系统源网荷储中各发电单元、微电网群和储能电站的可调节容量都调至最大值、调用配电系统中备用储能电站不满足需要调控的有功功率总量δp，可调负荷调至最大值满足需要调控的有功功率总量δp的表达式为：
[0074]
δp≤c+max besu+max aload
ꢀꢀ
(23)
[0075]
修正有功功率、微电网重新分配、调用储能电站和备用储能电站后仍不满足需要调控的有功功率总量δp，调配源网荷储的可调负荷的表达式为：
[0076][0077][0078]
其中，max aload为可调负荷最大调节值，aload为可调负荷实际调节数值。
[0079]
进一步地，在调用配电系统中备用储能电站、调配可调负荷后仍不满足需要调控的有功功率总量δp时，调用相邻外部系统，借调其他配电网的有功功率来补足剩余不足的
有功功率的缺额。
[0080]
优选地，调用相邻外部系统包括：比较配电网频率调节需要的总有功功率δp与配电系统源网荷储加上备用储能加上可调负荷容量加上外部系统的大小；设定外部系统的借调值。
[0081]
优选地，将配电系统源网荷储调至最大可调容量、备用储能电站和可调负荷都调至最大值仍不满足需要调控的有功功率总量δp，调用相邻外部系统的表达式为：
[0082]
δp≤c+max besu+max aload+max waibu
ꢀꢀ
(26)
[0083]
waibu＝δp
‑
c
‑
max besu
‑
maxaload
ꢀꢀ
(27)
[0084]
修正有功功率、微电网重新分配、调用储能电站、备用储能电站以及调节可调负荷后仍不满足需要调控的有功功率总量δp，调用相邻外部系统的表达式为：
[0085][0086][0087]
其中，max waibu为外部相邻系统最大调度值，waibu为外部相邻系统实际调度数值。
[0088]
进一步地，还包括在调用备用储能电站、调配可调负荷、调用相邻外部系统进行有功功率补偿时，依据经济性原则分配配电系统各单元的有功功率调节量。
[0089]
进一步地，所述经济最优原则包括：备用储能电站参考全年历史发电数据和故障率，依据高发电量低故障率进行排序使用；可调负荷参考负荷重要性等级及调用补偿成本，依据低重要性低补偿成本进行排序使用，相邻外部系统参考实时电价及调度损耗，依据高能源利用率低调度成本进行排序使用。
[0090]
优选地，发电单元发生功率越限为分配的功率调节量高于或低于发电单元调节容量的边界。
[0091]
与现有技术相比，本发明实施例所提供的一种源网荷储网络化协调频率控制方法所达到的有益效果包括：
[0092]
本发明获取配电系统在电网二次调频过程中需要调控的有功功率总量δp；根据获取到的有功功率总量，配电系统的源网荷储进行调频，本发明能够合理调节发电源、微电网、负荷和储能的出功，补偿功率差额，维持每个发电源的出功和输出频率都在允许范围内，能够应对长时间的负载扰动；本发明成分发挥了配电系统调控的优势，能从外部系统供电，能够承受较大的负载扰动；
[0093]
本发明兼顾了新能源调频的快速性与持续性，成分利用了新能源资源，解决了区域配电系统快速调频资源短缺、长时间小干扰下系统频率波动频繁、应对调频大量切负荷引起设备过载的问题，能够实现功率供需平衡，能够根据电网频率变化进行适时调节，协调控制电网稳定运行。
附图说明
[0094]
图1是本发明实施例中提供的一种源网荷储网络化协调频率控制方法的流程图；
[0095]
图2是本发明实施例提供的一种源网荷储网络化协调频率控制方法中配电系统的
框架图；
[0096]
图3是本发明实施例提供的一种源网荷储网络化协调频率控制方法的仿真模拟结果。
具体实施方式
[0097]
下面结合附图对本发明作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。
[0098]
如图1所示，一种源网荷储网络化协调频率控制方法，包括：
[0099]
获取配电系统在电网二次调频过程中需要调控的有功功率总量δp；
[0100]
根据获取到的有功功率总量，配电系统的源网荷储进行调频，分配功率调节量，判断调频后能否满足需要的有功功率总量；
[0101]
若能满足需要的有功功率总量，判断发电单元是否发生功率越限：
[0102]
若未发生功率越限，配电系统的有功功率平衡，完成电网频率调节；
[0103]
若发生功率越限，修正源网荷储各发电单元的功率调节量并补足功率差额，使配电系统的有功功率平衡，完成电网频率调节；
[0104]
若不能满足需要的有功功率总量，协调源网荷储和配电系统中其他资源，使配电系统的有功功率平衡，完成电网频率调节。
[0105]
具体步骤如下：
[0106]
步骤1：获取配电系统在电网二次调频过程中需要调控的有功功率总量δp。
[0107]
具体的，电网发生频率扰动，配电系统接受到上级电力系统功率调节的指令。对电网频率扰动进行检测，当电网发生频率扰动超越额定误差值时，采集当前时刻电网频率，在主动响应模式下，配电系统根据一次调频后的频率偏差主动响应计算配网系统所需要补足的功率差额δp；在被动响应模式下，配电系统获取电力调度系统下发的功率调节量δp；δp即为要获取的有功功率总量。
[0108]
步骤2：采集配电系统内部发电单元的数据信息。
[0109]
具体的，获取配电系统内部风机电站、光伏电站当前预测发电量数据信息，获取配电系统内部储能电站的容量信息，获取配电系统内部微电网当前可调节功率范围。获取风机电站、光伏电站、微电网、储能电站、储能电站、可调负荷及外部相邻供电系统个数。在本实施例中，如图2所示，配电系统包括：风机电站x个、光伏电站y个、微电网z个、储能电站m个、备用储能电站n个、可调负荷l个、相邻供电系统h个；其中风机电站的最大上调容量为max wt、光伏电站的最大上调容量为max pv、微电网的最大上调容量为max cder、储能电站的最大上调容量为max esu、备用储能电站的最大上调容量为max besu可调负荷的最大上调容量为max aload、相邻外部系统的最大上调容量为max waibu。
[0110]
步骤3：采集配电系统自身内部发电单元的调差系数数据。
[0111]
具体的，获取配电系统内部风机电站、光伏电站、微电网及储能电站各自调差系数数值。风机电站的调差系数为kwt、光伏电站的调差系数为kpv、微电网的调差系数为kcder、储能电站的调差系数kesu。
[0112]
步骤4：计算配电系统源网荷储有功功率调节总量。
[0113]
计算配电系统源网荷储有功功率可调节总量，通过下式计算：
[0114][0115]
其中，max wt表示配电系统风机电站的最大可调容量，max pv表示配电系统光伏电站的最大可调容量，max cder表示配电系统微电网的最大可调容量，max esu表示配电系统储能电站的最大可调容量，c为配电系统源网荷储总的最大可调容量，表示配电系统源网荷储有功功率可调节总量c。
[0116]
比较获取的有功功率总量δp与计算得到的配电系统源网荷储有功功率可调节总量c的大小；若δp≤c，则配电系统的源网荷储协调运行后能满足需要的有功功率总量；若δp＞c，则配电系统的源网荷储协调运行后不能满足需要的有功功率总量。在本实施例中，设定配电系统风机电站和光伏电站可以满足功率调节需求。
[0117]
步骤5：根据已知配电系统内部各自发电源调差系数数据信息，将配电系统所需调节的总有功功率分配给配电系统各发电源。
[0118]
具体的，通过δp以及风机电站、光伏电站、微电网、储能电站的调差系数kwt、kpv、kcder、kesu，计算出风机电站、光伏电站、微电网、储能电站各自所需预算出功数值pwt、ppv、pcder、pesu，根据以下计算公式得到：
[0119][0120]
y
i
＝chengji
÷
kwt
j
，i＝j＝(1,2,
…
,x)
ꢀꢀ
(3)
[0121]
y
i
＝chengji
÷
kpv
j
，i＝(x+1,x+2，
…
，x+y)，j＝(1，2，
…
，y)
ꢀꢀ
(4)
[0122]
y
i
＝chengji
÷
kcder
j
，i＝(x+y+1,x+y+2,
…
，x+y+z)，j＝(1，2，
…
，z)
ꢀꢀ
(5)
[0123]
y
i
＝chengji
÷
kesu
j
，i＝(x+y+z+1,x+y+z+2，
…
，x+y+z+m)，j＝(1，2,
…
，m)
ꢀꢀ
(6)
[0124][0125]
pwt
j
＝δp
×
(y
i
÷
total)，i＝j＝(1，2，
…
，x)
ꢀꢀ
(8)
[0126]
ppv
j
＝δp
×
(y
i
÷
total)，i＝(x+1,x+2，
…
，x+y)，j＝(1,2,
…
,y)
ꢀꢀ
(9)
[0127]
pcder
j
＝δp
×
(y
i
÷
total)，i＝(x+y+1,x+y+2,
…
,x+y+z)，j＝(1,2,
…
,z)
ꢀꢀ
(10)
[0128]
pesu
j
＝δp
×
(y
i
÷
total)，i＝(x+y+z+1,x+y+z+2,
…
,x+y+z+m)，j＝(1,2,
…
,m)
[0129]
(11)
[0130]
其中，chengji为配电系统所有风机电站、光伏电站、微电网群、储能电站调差系数的乘积；y为移除配电系统风机电站、光伏电站、微电网、储能电站中某个特定单元后调差系数的乘积；pwt
j
为风机电站第j个风机通过计算得出的预计分配出功数值，ppv
j
为光伏电站第j个光伏板通过计算得出的预计分配出功数值，pcder
j
为微电网第j个微电网通过计算得出的预计分配出功数值，pesu
j
为储能电站第j个储能电池通过计算得出的预计分配出功数值。
[0131]
比较配电系统中风机电站、光伏电站、微电网、储能电站内各个单个单元的预计出功值pwt、ppv、pcder、pesu与最大上调容量max wt、max pv、max cder、max esu的大小，判断系统是否会发生发电单元功率越限问题。如若风机电站、光伏电站、微电网、储能电站没有发电单元发生功率越限行为，则风机电站、光伏电站、微电网、储能电站各单元预计出功值pwt、ppv、pcder、pesu即为结果输出值，备用储能、可调负载、备用系统的预计出功值pbesu、aload、pwaibu设置为0，如若风机电站、光伏电站、微电网、储能电站有发电单元发生功率越限行为，则找到该单元，本例中假设光伏电站中第二个光伏板发生功率越限，将其功率调节
量设定为最大值ppv2＝max pv2。
[0132]
风机电站、光伏电站、微电网、储能电站内其余发电单元按照自身调差系数与光伏电站中第二个光伏板调差系数的反比值进行预设发电功率值的设定，计算如下：
[0133][0134][0135][0136][0137]
其中，pwt
i
、ppv
i
、pcder
i
、pesu
i
分别为风机电站、光伏电站、微电网、储能电站内各个单个单元的出功值。
[0138]
步骤6：采集配电系统备用储能容量信息，在配电系统源网荷储发电单元发生功率越限的情况下利用备用储能补足差额。
[0139]
具体的，配电系统风机电站、光伏电站、微电网、储能电站预设调节出功值重新设定好后，判断配电系统风机电站、光伏电站、微电网、储能电站加上备用储能是否能满足配电系统需要调控的有功功率总量δp。
[0140]
如果：
[0141]
则说明备用储能容量可以弥补因为配电系统发电单元越限，重新分配发电量而引起的电量缺额，此时，将备用储能电站的出功值设定为配电系统需要调控的有功功率总量δp与配电系统风机电站、光伏电站、微电网、储能电站预设调节出功值的差值，即：
[0142][0143]
备用储能电站不需要全部参与出功，根据备用储能电站的容量、故障率调用成本等数据，综合通过经济性准则提前规划好出力顺序，依据出力成本最低原则依次调用备用储能电站。
[0144]
如果：
[0145]
则说明备用储能电站的容量不足以弥补因为配电系统发电单元越限重新分配发电量而引起的电量缺额，此时，判断配电系统风机电站、光伏电站、微电网、储能电站加上备用储能和可调负荷能否满足配电系统需要调控的有功功率总量δp。
[0146]
步骤7：采集配电系统可调负荷可调容量信息，在配电系统源网荷储发电单元发生功率越限，源网荷储预设可调容量加上备用储能电站的总容量不足的去情况下，利用可调负荷的调度弥补有功差额。
[0147]
如果：
[0148]
则说明备用储能电站的容量和可调负荷协同互动可以弥补因为配电系统发电单元越限重新分配发电量而引起的电量缺额，此时，将备用储能出功值预设为最大值pesu＝max besu，配电系统风机电站、光伏电站、微电网、储能电站设定为预设调节出功值，可调负载的调节值设定为配电系统需要调控的有功功率总量δp与配电系统风机电站、光伏电站、微电网、储能电站、备用储能电站预设调节出功值的差值，即：
[0149][0150]
可调负载不需要全部参与调节，根据可调负载的种类、重要性、补偿成本等参考指标，提前规划好调度顺序，依据负载总调度花费成本最低原则依次调度负载弥补缺额。
[0151]
如果：
[0152]
则说明备用储能电站的容量和可调负荷协同互动不足以弥补因为配电系统发电单元越限重新分配发电量而引起的电量缺额，此时，判断配电系统风机电站、光伏电站、微电网、储能电站加上备用储能、可调负荷以及从相邻外部系统调用电量能否满足配电系统需要调控的有功功率总量δp。
[0153]
步骤8：采集配电系统相邻外部系统可调取容量信息，在配电系统源网荷储发电单元发生功率越限，源网荷储预设的可调容量加上备用储能电站、可调负荷总容量不足的情况下，调用相邻外部系统，借调其他配电网的有功功率来补足剩余不足的有功功率的缺额。
[0154]
如果：如果：
[0155]
则说明配电系统风机电站、光伏电站、微电网、储能电站、备用储能电站、可调负荷和相邻外部供电系统的协同互动可以弥补因为配电系统发电单元越限重新分配发电量而引起的电量缺额，此时，将备用储能出功值预设为最大值pesu＝max besu，将可调负荷的调节量设定为最大值aload＝max aload，配电系统风机电站、光伏电站、微电网、储能电站设定为预设调节出功值，外部相邻系统的调度值设定为配电系统需要调控的有功功率总量δp与配电系统风机电站、光伏电站、微电网、储能电站、备用储能电站即可调负荷预设调节出功值的差值，即：
[0156][0157]
相邻外部系统根据实时电价、调配距离等指标，按照综合调用电力花费成本最小的经济性指标提前规划好调配顺序，调用时按照经济性依次调用。
[0158]
如果：如果：
[0159]
则说明配电系统风机电站、光伏电站、微电网、储能电站、、备用储能容量、可调负荷、相邻外部供电系统加上相邻外部系统的协同互动不足以弥补因为配电系统发电单元越限重新分配发电量而引起的电量缺额，此时输出配电网不能执行频率控制。
[0160]
图3为实际仿真过程中，在配电网负载突增，母线频率降低，需要将频率上调且光伏电站中有单元出现频率越限的情况下，配电系统各发电单元及其他单元的输出结果。仿真结果表明本发明提供的方法，能够综合利用配电系统发电源、微电网、负荷、储能和相邻系统等资源，依据各单元调差系数合理分配功率缺额，保障配电系统在各单元不发生出功越限的情况下，能够应对长时间的频率扰动和大数值的有功功率缺额。整个控制过程中优先使新能源参与，最大化利用新能源资源，增加里了应对频率波动问题时的调控手段，相比单一使用柴油发电或者单一切负荷，调频成本更低，源网荷储等单元利用率提高。
[0161]
本领域内的技术人员应明白，本技术的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本技术可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实
施例的形式。而且，本技术可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、cd
‑
rom、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
[0162]
本技术是参照根据本技术实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
[0163]
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
[0164]
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
[0165]
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变形，这些改进和变形也应视为本发明的保护范围。