风电场发电裕度的分配方法及系统 |
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| 申请号 | CN201610048554.8 | 申请日 | 2016-01-25 | 公开(公告)号 | CN105656078A | 公开(公告)日 | 2016-06-08 |
| 申请人 | 华北电力科学研究院有限责任公司; 国网冀北电力有限公司电力科学研究院; 国家电网公司; | 发明人 | 徐海翔; 刘辉; 吴林林; 王皓靖; 李蕴红; 江浩; | ||||
| 摘要 | 本 发明 实施例 提供了一种 风 电场 发电裕度的分配方法及系统，其中，该方法包括：接收各风电场发送的发电裕度出让 请求 和/或发电裕度受让请求，发电裕度出让请求中包括风电场次日各出让时段的发电裕度出让曲线，发电裕度受让请求中包括风电场次日各受让时段的发电裕度受让曲线；确定发电裕度出让曲线和发电裕度受让曲线相匹配，且出让时段和受让时段相匹配的发电裕度出让请求和发电裕度受让请求，将确定出的发电裕度出让请求中已匹配成功的出让发电裕度量在对应的出让时段内分配给确定出的发电裕度受让请求对应的风电场。该方案可以实现剩余发电裕度分配，有利于最大限度挖掘风电通道的输送能 力 。 | ||||||
| 权利要求 | 1.一种风电场发电裕度的分配方法，其特征在于，包括： |
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| 说明书全文 | 风电场发电裕度的分配方法及系统技术领域[0001] 本发明涉及风电场发电技术领域，特别涉及一种风电场发电裕度的分配方法及系统。 背景技术[0002] 近年来，在国家一系列激励政策扶持下，我国风电经历了连续多年高速增长，装机规模已超越美国跃居世界第一。但伴随着风电的高速发展，我国弃风限电问题越趋严重，《可再生能源法》中明确的“全额保障性收购”政策不能得到切实地落实。 [0003] 就我国风电而言，造成这一问题既有技术方面的原因，也有管理制度的缺陷。技术方面，一是由于风电规划与电网规划不协调、风电建设速度与电网建设速度不同步等原因造成网架结构约束；二是电源结构不合理、调峰能力不足，难以适应风电间歇性、波动性和随机性的特点。管理制度方面，关键是电力大背景下缺乏市场化机制，不能有效激发各市场主体的活力。然而，我国风电面临弃风限电问题的同时，实际运行中还存在由于网架约束而进行风电计划调度后，因风电场自身原因出力不足通道未能满载的局面。 [0004] 针对这一问题，2013年华北电监局出台了《冀北电网并网风电场优化运行管理暂行办法》，当出现风电消纳能力不足，而无法实现风电全额收购时，开展风电场优化运行管理，实行优化容量预分配和剩余发电裕度分配，但文中仅简单采取等容量比例的方法进行剩余发电裕度分配，未实现剩余发电裕度的灵活配置，限制了最大限度挖掘风电通道输送能力。 发明内容[0005] 本发明实施例提供了一种风电场发电裕度的分配方法，以解决现有技术中由于无法灵活地实现剩余发电裕度分配，影响最大限度挖掘风电通道的输送能力的技术问题。该方法包括：接收各风电场发送的发电裕度出让请求和/或发电裕度受让请求，其中，发电裕度出让请求中包括风电场次日各出让时段的发电裕度出让曲线，该发电裕度出让曲线的横坐标为发电裕度出让价格，纵坐标为出让发电裕度量，不同出让价格对应的出让发电裕度量是在该出让时段内根据风电场的有功功率上限值和有功功率预测值确定的，发电裕度受让请求中包括风电场次日各受让时段的发电裕度受让曲线，该发电裕度受让曲线的横坐标为发电裕度受让价格，纵坐标为受让发电裕度量，不同受让价格对应的受让发电裕度量是在该受让时段内根据风电场的有功功率预测值和有功功率上限值确定的；基于供需平衡原则确定发电裕度出让曲线和发电裕度受让曲线相匹配，且出让时段和受让时段相匹配的发电裕度出让请求和发电裕度受让请求，将确定出的发电裕度出让请求中已匹配成功的出让发电裕度量在对应的出让时段内分配给确定出的发电裕度受让请求对应的风电场。 [0006] 在一个实施例中，所述出让发电裕度量是出让时段内风电场的有功功率上限值与有功功率预测值的修正值之差。 [0007] 在一个实施例中，通过以下公式确定出让时段内有功功率预测值的修正值： [0008] maxFa＝max[(ρa-ν)Pra+γa(Pla-Pa)]ha [0009] 其中，ρa是风电场的上网电价；ν是风电场的运行维护成本；γa是风电场的发电裕度的出让价格；Pra是出让时段内风电场的实时有功功率；Fa是出让时段内风电场的收益；Pla是出让时段内风电场的有功功率上限值；Pa是出让时段内风电场的有功功率预测值的修正值；ha是出让时段的时长。 [0010] 在一个实施例中，所述受让发电裕度量是受让时段内风电场的有功功率预测值的修正值与有功功率上限值之差。 [0011] 在一个实施例中，通过以下公式确定风电场受让时段内有功功率预测值的修正值： [0012] maxFb＝max[(ρa-ν)Prb-γb(Pb-Plb)]hb [0013] 其中，ρa是风电场的上网电价；ν是风电场的运行维护成本；γb是风电场的发电裕度的受让价格；Prb是受让时段内风电场的实时有功功率；Fb是受让时段内风电场的收益；Plb是受让时段内风电场的有功功率上限值；Pb是受让时段内风电场的有功功率预测值的修正值；hb是受让时段的时长。 [0014] 在一个实施例中，在将确定出的发电裕度出让请求中已匹配成功的出让发电裕度量在对应的出让时段内分配给确定出的发电裕度受让请求对应的风电场之后，还包括：将电裕度量分配结果发送给风电场调控中心，触发风电场调控中心根据分配结果重新确定各风电场次日的有功功率上限值。 [0015] 本发明实施例还提供了一种风电场发电裕度的分配系统，以解决现有技术中由于无法灵活地实现剩余发电裕度分配，影响最大限度挖掘风电通道的输送能力的技术问题。该系统包括：风电场，用于发送发电裕度出让请求和/或发电裕度受让请求，其中，发电裕度出让请求中包括风电场次日各出让时段的发电裕度出让曲线，该发电裕度出让曲线的横坐标为发电裕度出让价格，纵坐标为出让发电裕度量，不同出让价格对应的出让发电裕度量是在该出让时段内根据风电场的有功功率上限值和有功功率预测值确定的，发电裕度受让请求中包括风电场次日各受让时段的发电裕度受让曲线，该发电裕度受让曲线的横坐标为发电裕度受让价格，纵坐标为受让发电裕度量，不同受让价格对应的受让发电裕度量是在该受让时段内根据风电场的有功功率预测值和有功功率上限值确定的；风电场发电裕度的分配装置，用于基于供需平衡原则确定发电裕度出让曲线和发电裕度受让曲线相匹配，且出让时段和受让时段相匹配的发电裕度出让请求和发电裕度受让请求，将确定出的发电裕度出让请求中已匹配成功的出让发电裕度量在对应的出让时段内分配给确定出的发电裕度受让请求对应的风电场。 [0016] 在一个实施例中，所述出让发电裕度量是出让时段内风电场的有功功率上限值与有功功率预测值的修正值之差。 [0017] 在一个实施例中，风电场通过以下公式确定出让时段内有功功率预测值的修正值： [0018] maxFa＝max[(ρa-ν)Pra+γa(Pla-Pa)]ha [0019] 其中，ρa是风电场的上网电价；ν是风电场的运行维护成本；γa是风电场的出让发电裕度的出让价格；Pra是出让时段内风电场的实时有功功率；Fa是出让时段内风电场的收益；Pla是出让时段内风电场的有功功率上限值；Pa是出让时段内风电场的预测风电功率的修正值；ha是出让时段的时长。 [0020] 在一个实施例中，所述受让发电裕度量是受让时段内风电场的有功功率预测值的修正值与有功功率上限值之差。 [0021] 在一个实施例中，风电场通过以下公式确定受让时段内有功功率预测值的修正值： [0022] maxFb＝max[(ρa-ν)Prb-γb(Pb-Plb)]hb [0023] 其中，ρa是风电场的上网电价；ν是风电场的运行维护成本；γb是风电场的发电裕度的受让价格；Prb是受让时段内风电场的实时有功功率；Fb是受让时段内风电场的收益；Plb是受让时段内风电场的有功功率上限值；Pb是受让时段内风电场的有功功率预测值的修正值；hb是受让时段的时长。 [0024] 在一个实施例中，所述风电场发电裕度的分配装置，包括：发送模块，用于在将确定出的发电裕度出让请求中已匹配成功的出让发电裕度量在对应的出让时段内分配给确定出的发电裕度受让请求对应的风电场之后，将电裕度量分配结果发送给风电场调控中心，触发风电场调控中心根据分配结果重新确定各风电场次日的有功功率上限值。 [0025] 在本发明实施例中，通过接收各风电场发送的发电裕度出让请求和/或发电裕度受让请求，并确定发电裕度出让曲线和发电裕度受让曲线相匹配，且出让时段和受让时段相匹配的发电裕度出让请求和发电裕度受让请求，进而将确定出的发电裕度出让请求中已匹配成功的出让发电裕度量在对应的出让时段内分配给确定出的发电裕度受让请求对应的风电场，实现了将有功功率预测的指导作用引入到风电通道资源分配过程中，实现剩余发电裕度的灵活分配，有利于最大限度挖掘风电通道的输送能力。附图说明 [0026] 此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明的限定。在附图中： [0027] 图1是本发明实施例提供的一种风电场发电裕度的分配方法的流程图； [0028] 图2是本发明实施例提供的一种风电场发电裕度示意图； [0029] 图3是本发明实施例提供的一种风电场出让发电裕度的有功功率曲线示意图； [0030] 图4是本发明实施例提供的一种风电场受让发电裕度的有功功率曲线示意图； [0031] 图5是本发明实施例提供的一种风电场发电裕度供需曲线示意图； [0032] 图6是本发明实施例提供的一种具体的风电场发电裕度分配流程图； [0033] 图7(a)是本发明实施例提供的一种风电场a的预测功率Pf和不限电情况下的功率P0示意图； [0034] 图7(b)是本发明实施例提供的一种风电场b的预测功率Pf和不限电情况下的功率P0示意图； [0035] 图7(c)是本发明实施例提供的一种风电场c的预测功率Pf和不限电情况下的功率P0示意图； [0036] 图7(d)是本发明实施例提供的一种风电场d的预测功率Pf和不限电情况下的功率P0示意图； [0037] 图7(e)是本发明实施例提供的一种风电场e的预测功率Pf和不限电情况下的功率P0示意图； [0038] 图7(f)是本发明实施例提供的一种风电场f的预测功率Pf和不限电情况下的功率P0示意图； [0039] 图7(g)是本发明实施例提供的一种风电场g的预测功率Pf和不限电情况下的功率P0示意图； [0040] 图8是本发明实施例提供的一种各风电场发电裕度的供应、需求曲线示意图； [0041] 图9(a)是本发明实施例提供的一种风电场a交易前后发电计划曲线的示意图； [0042] 图9(b)是本发明实施例提供的一种风电场b交易前后发电计划曲线的示意图； [0043] 图9(c)是本发明实施例提供的一种风电场c交易前后发电计划曲线的示意图； [0044] 图9(d)是本发明实施例提供的一种风电场d交易前后发电计划曲线的示意图； [0045] 图9(e)是本发明实施例提供的一种风电场e交易前后发电计划曲线的示意图； [0046] 图9(f)是本发明实施例提供的一种风电场f交易前后发电计划曲线的示意图； [0047] 图9(g)是本发明实施例提供的一种风电场g交易前后发电计划曲线的示意图； [0048] 图10是本发明实施例提供的一种各时段风电发电裕度交易价格曲线的示意图； [0049] 图11(a)是本发明实施例提供的一种风电场a的出力曲线示意图； [0050] 图11(b)是本发明实施例提供的一种风电场b的出力曲线示意图； [0051] 图11(c)是本发明实施例提供的一种风电场c的出力曲线示意图； [0052] 图11(d)是本发明实施例提供的一种风电场d的出力曲线示意图； [0053] 图11(e)是本发明实施例提供的一种风电场e的出力曲线示意图； [0054] 图11(f)是本发明实施例提供的一种风电场f的出力曲线示意图； [0055] 图11(g)是本发明实施例提供的一种风电场g的出力曲线示意图； [0056] 图12是本发明实施例提供的各风电场的收益情况示意图； [0057] 图13是本发明实施例提供的一种各时段7个风电场的总出力曲线示意图； [0058] 图14是本发明实施例提供的一种风电场发电裕度的分配系统的结构框图。 具体实施方式[0059] 为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施方式和附图，对本发明做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施方式及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。 [0060] 在本发明实施例中，提供了一种风电场发电裕度的分配方法，如图1所示，该方法包括： [0061] 步骤101：接收各风电场发送的发电裕度出让请求和/或发电裕度受让请求，其中，发电裕度出让请求中包括风电场次日各出让时段的发电裕度出让曲线，该发电裕度出让曲线的横坐标为发电裕度出让价格，纵坐标为出让发电裕度量，不同出让价格对应的出让发电裕度量是在该出让时段内根据风电场的有功功率上限值和有功功率预测值确定的，发电裕度受让请求中包括风电场次日各受让时段的发电裕度受让曲线，该发电裕度受让曲线的横坐标为发电裕度受让价格，纵坐标为受让发电裕度量，不同受让价格对应的受让发电裕度量是在该受让时段内根据风电场的有功功率预测值和有功功率上限值确定的； [0062] 步骤102：基于供需平衡原则确定发电裕度出让曲线和发电裕度受让曲线相匹配，且出让时段和受让时段相匹配的发电裕度出让请求和发电裕度受让请求，将确定出的发电裕度出让请求中已匹配成功的出让发电裕度量在对应的出让时段内分配给确定出的发电裕度受让请求对应的风电场。 [0063] 由图1所示的流程可知，在本发明实施例中，通过接收各风电场发送的发电裕度出让请求和/或发电裕度受让请求，并确定发电裕度出让曲线和发电裕度受让曲线相匹配，且出让时段和受让时段相匹配的发电裕度出让请求和发电裕度受让请求，进而将确定出的发电裕度出让请求中已匹配成功的出让发电裕度量在对应的出让时段内分配给确定出的发电裕度受让请求对应的风电场，实现了将风电功率预测的指导作用引入到风电通道资源分配过程中，实现剩余发电裕度的灵活分配，有利于最大限度挖掘风电通道的输送能力。 [0064] 具体实施时，各风电场可以在日前预测次日的有功功率，并根据次日的预测有功功率和调控中心下发给各自风电场的有功功率上限值，确定各风电场次日可以出让或受让发电裕度，具体确定，出让发电裕度量以及与出让发电裕度量对应的出让时段，受让发电裕度量以及与受让发电裕度量对应的受让时段，出让时段和受让时段可以是次日某时刻的一小段时长，例如，每个出让时段或受让时段的时长可以是15分钟。 [0065] 具体实施时，各风电场次日的有功功率上限值是由调控中心编制并下发的，具体的，当电网无法实现风电全额收购时，调控中心根据各风电场的评价得分计算其优化容量并编制发电计划曲线，特定风电场的优化容量(即风电场有功功率上限值)： [0066] Cap优化m＝P最大限值×km (1) [0067] 式中， [0068] [0069] F优化m＝Capm×Fm (3) [0070] 其中，P最大限值为相关风电场有功功率最大允许限值，当风电汇集区域外送通道受阻时，该限值为通道外送极限功率；当电网调峰受阻时，该限值为相关风电场最大允许出力；km为风电场m的优化运行容量比例系数；n为参与有功功率分配的风电场数量；Capm为风电场m的并网装机容量；Fm为风电场m上个月的综合评价得分，评价项目主要分为风电场风功率预测、风电机组性能、风电场有功控制能力、风电场电压无功控制能力、数据采集上传、风电场运行管理、反措落实整改及信息报送等。 [0071] 日前，调控中心按时序(每15分钟为一时段，次日0时至24时共96个时段)确定各风电场的优化容量，并以此为依据编制各风电场次日的发电计划曲线，风电场需控制全场出力不得超过发电计划曲线，对低于发电计划曲线的情况不进行限制。 [0072] 具体实施时，为了避免预测风电功率存在的偏差影响分配的准确性，在本实施例中，所述出让发电裕度量是出让时段内风电场的有功功率上限值与风电场的有功功率预测值的修正值之差。具体的，风电场发电裕度是在无法实现风电全额收购时开展风电场计划调度而衍生的概念。当风电送出受阻时，调控中心采取最大出力模式编制风电计划，即给风电场下达发电计划曲线，风电场控制全场出力不得超过曲线。如图2所示，风电场实际发电能力(即实际功率Pr)小于给定的最大出力(即有功功率上限值Pl)时，两者的差值PΔ便是风电场的发电裕度。因此，发电裕度可以理解为调控中心给予风电场但其又未能获得收益的那一部分剩余发电权限，风电场发电裕度分配类似发电权分配，但又不尽相同，由于风电出力的间歇性、波动性和随机性，所以风电场的发电裕度是随时间而变化的，因此它不但像发电权那样具有量值上的性质，同时还具有时间上的特性，分配过程中可以分时段进行分配，例如，风电场由其日前风电功率预测曲线可知，次日某时段[x,x+h]内预测风电功率小于调控中心给定的有功功率上限值(即Pf [0073] 具体的，对于出让时段内有功功率预测值的修正值Pa，风电场可以从其经济性最优化的角度进行确定，基于收益最大化原则，目标函数为其该时段收益Fa最大，例如，可以通过以下公式确定风电场的预测风电功率的修正值： [0074] maxFa＝max[(ρa-ν)Pra+γa(Pla-Pa)]ha (4) [0075] 其中，ρa是风电场的上网电价；ν是风电场的运行维护成本；γa是风电场的出让发电裕度的出让价格；Pra是出让时段内风电场的实时有功功率；Fa是出让时段内风电场的收益；Pla是出让时段内风电场的有功功率上限值；Pa是出让时段内风电场的预测风电功率的修正值；ha是出让时段的时长。 [0076] 具体的，风电出力预测偏差可以考虑为均值为0，方差为σ2的正态分布的随机变量。且由于实际中风电场在不限电情况下的功率P0∈[0,Pe]，因此，我们可以把P0考虑为均值为Pf、方差为σ2截尾正态分布的随机变量，其概率密度为： [0077] [0078] 式中： [0079] [0080] 具体实施时，各风电场可以根据自身参数和环境因数分别计算出各个出让时段收益期望最优情况下不同交易价格对应的修正值Pa，并以此为根据构建以出让发电裕度交易价格为横坐标、以欲出让发电裕度量为纵坐标的报价曲线，最后将次日各个出让时段的出让发电裕度报价曲线携带在发电裕度出让请求中申报到分配系统，同时，各风电场也可以根据自身参数和环境因数分别计算出各个受让时段收益期望最优情况下不同交易价格对应的修正值Pa，构建以受让发电裕度交易价格为横坐标、以欲受让发电裕度量为纵坐标的报价曲线，最后将次日各个受让时段的受让发电裕度报价曲线携带在发电裕度受让请求中申报到分配系统，在做出风电场发电裕度分配时，可以通过交易的方式进行，受让发电裕度的风电场按照交易价格付给出让发电裕度的风电场费用，使得提高了风电通道传输效率，同时，发电裕度出让方在不能充分发挥其发电权限时把其发电裕度卖给发电裕度受让方，从受让方(即买方)获得相应的交易收益；发电裕度受让方购买发电裕度而增加其发电权限，通过增加发电量从电网获得相应的电量收益，通过发电裕度以交易的方式分配，实现了风电场之间合作的双赢。 [0081] 具体的，通过交易的方式进行发电裕度分配的过程中，次日某出让时段风电出力P0不同时，出让发电裕度的风电场的收益也将不同，分析如下： [0082] ①当P0≥Pa时，由于风电场已将[Pa,Pla]部分发电权限作为发电裕度交易出去，因此即使P0≥Pa，风电场也只能按照其新的上限值Pa进行发电，即Pra＝Pa，所以其该交易时段收益为： [0083] F1＝[(ρa-ν)Pa+γa(Pla-Pa)]ha (7) [0084] ②当P0 [0085] F2＝[(ρa-ν)P0+γa(Pla-Pa)]ha (8) [0086] 结合(4)至(8)式可知，发电裕度出让方该交易时段收益期望为： [0087] [0088] 式中：f(p0)为发电裕度出让方P0的概率密度。 [0089] 具体实施时，为了避免预测风电功率存在的偏差影响分配的准确性，在本实施例中，所述受让发电裕度量是受让时段内风电场的有功功率预测值的修正值与风电场有功功率上限值之差。具体的，风电场由其日前风电功率预测曲线可知，次日某交易时段[x,x+h]内预测风电功率大于调度交易部门给定的上限值(即Pf>Plb)。如图4所示，风电场便基于该时段风电功率预测值Pf制定对应的修正值Pb，其中∈[Plb,Pe]，并把PΔ＝Pb-Plb作为其该交易时段预受让的发电裕度量。 [0090] 具体的，对于发电裕度受让方(即买方)，确定受让时段内有功功率预测值的修正值Pb的目标函数为其该交易时段收益Fb最大： [0091] maxFb＝max[(ρa-ν)Prb-γb(Pb-Plb)]hb (10) [0092] 式中：其中，ρa是风电场的上网电价；ν是风电场的运行维护成本；γb是风电场的发电裕度的受让价格；Prb是受让时段内风电场的实时有功功率；Fb是受让时段内风电场的收益；Plb是受让时段内风电场的有功功率上限值；Pb是受让时段内风电场的有功功率预测值的修正值；hb是受让时段的时长。 [0093] 同发电裕度卖方收益期望的计算方法，发电裕度买方该交易时段的收益期望为： [0094] [0095] 式中： [0096] [0097] 其中f(P0)为发电裕度买方P0的概率密度，F1、F2分别是发电裕度买方在P0≥Pb、P0 [0098] 具体实施时，可以通过以下方式确定出让发电裕度量和受让发电裕度量相匹配，且出让时段和受让时段相匹配的发电裕度出让请求和发电裕度受让请求，由于发电裕度出让请求中携带以出让发电裕度交易价格为横坐标、以出让发电裕度量为纵坐标的报价曲线(即发电裕度出让曲线)，也即供应曲线，发电裕度受让请求中携带以受让发电裕度交易价格为横坐标、以受让发电裕度量为纵坐标的报价曲线(即发电裕度受让曲线)，也即需求曲线，如图5所示，通过找需求曲线和供应曲线的交点(即发电裕度出让曲线和发电裕度受让曲线)，且该交点对应的出让时段和受让时段匹配，此时，将交点对应的出让发电裕度量在出让时段内分配给需求曲线对用的风电场。 [0099] 具体实施时，在将确定出的发电裕度出让请求中已匹配成功的出让发电裕度量在对应的出让时段内分配给确定出的发电裕度受让请求对应的风电场之后，还包括：将电裕度量分配结果发送给风电场调控中心，触发风电场调控中心根据分配结果重新确定各风电场次日的有功功率上限值。即调控中心对分配结果进行校核和确认，再根据分配结果制定各风电场次日新的发电计划曲线，各风电场在次日按照新给定的发电计划曲线进行发电，通过以下公式制定各风电场次日新的发电计划曲线： [0100] P′l＝Pl±PΔ (13) [0101] 式中：P′l为某时段风电场新的有功功率上限值，PΔ为风电场该时段实际出让或受让发电裕度量，出让发电裕度时公式中为“-”，Pl为Pla；受让发电裕度时公式中为“+”，Pl为Plb。 [0102] 以下结合具体示例来说明上述风电场发电裕度的分配方法，如图6所示，上述风电场发电裕度的分配方法可以在分配系统中执行。当电网无法实现风电全额收购时，调控中心根据各风电场的评价得分计算其优化容量并编制初始发电计划曲线(即风电场有功功率上限值曲线)，将初始发电计划曲线下发给各风电场，各风电场预测次日的有功功率，并按时序判断各时段的预测有功功率是否小于风电场有功功率上限值，若否，则向分配系统发送受让发电裕度请求，该受让发电裕度请求中携带有发电裕度受让曲线、受让时段等；若是，则向分配系统发送出让发电裕度请求，该出让发电裕度请求中携带有发电裕度出让曲线、出让时段等。分配系统根据接收到的受让发电裕度请求和出让发电裕度请求进行发电裕度分配，可以通过交易的方式进行发电裕度分配，确定发电裕度出让曲线和发电裕度受让曲线相匹配，且出让时段和受让时段相匹配的发电裕度出让请求和发电裕度受让请求，将确定出的发电裕度出让请求中已匹配成功的出让发电裕度量在对应的出让时段内分配给确定出的发电裕度受让请求对应的风电场，并按照出让价格和出让发电裕度量核算受让发电场需要支付给出让发电场的费用，将发电裕度分配结果发送给调控中心，调控中心对发电裕度分配结果进行安全校核，并根据发电裕度分配结果重新编制各风电场的新的发电计划曲线，各风电场根据新的发电计划曲线修正风电场发电计划，进而按照修正后的发电计划进行发电。 [0103] 此外，以某地区容量为105MW的风电通道末端有7个风电场为例，如下表1所示为7个风电场的参数。 [0104] [0105] 表1 [0106] 如图7(a)、7(b)、7(c)、7(d)、7(e)、7(f)以及7(g)所示，为各风电场的预测功率Pf和不限电情况下的功率P0。各风电场根据自身日前风电功率预测向调度分配系统申报下一日0时至24时各个交易时段的出让或受让发电裕度的报价曲线，分配系统对发电裕度买卖双方进行撮合。以[0:00-0:15]时段为例，如图8所示，7个风电场中有4个风电场欲出让发电裕度、3个风电场欲受让发电裕度。此时段发电裕度的出让价格为240.1元/MW，分配系统便将该价格确定为此时段发电裕度的交易价格。由该交易价格和风电场的报价曲线确定此时段各个风电场的出让或受让发电裕度量，如下表2所示(其中，发电裕度量为负数的，表示出让发电裕度量，发电裕度量为正数的，表示受让发电裕度量)。 [0107] [0108] 表2 [0109] 调控中心对撮合的交易结果进行校核和确认后，编制各风电场次日新的最大出力曲线。各风电场交易前后发电计划曲线如图9(a)、9(b)、9(c)、9(d)、9(e)、9(f)以及9(g)所示。 [0110] 日前，各风电场分时段根据自身参数和环境因数申报进行交易，调度分配系统分时段撮合后交易价格如图10所示，从交易价格的趋势可以看到，各时段达成的交易价格与该时段7个风电场预测总功率正相关，两者的相关系数达0.96，说明在风电输送通道容量有限的地区，弃风限电问题越严重，风电场发电裕度价值越高。 [0111] 当日，7个风电场按新给定的发电计划曲线进行发电，各风电场的出力曲线如图11(a)、11(b)、11(c)、11(d)、11(e)、11(f)以及11(g)所示。 [0112] 各风电场的收益情况如图12所示，各时段的总出力情况如图13所示。 [0113] 从交易结果可以看出，参与交易后，各风电场的收益均有所增加，且性能好的风电场收益的增量更多，总收益由91.73万元增加到106.53万元；7个风电场的平均总出力由82.22MW增加到95.46MW，日增加风电消纳318MW·h，风电通道的输出效率由78.30％提升到 90.91％。因此，算例证明本发明提出的发电裕度调度交易方法能有效提高各风电场收益的同时提高风电通道的传输效率。 [0114] 基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种风电场发电裕度的分配系统，如下面的实施例所述。由于风电场发电裕度的分配系统解决问题的原理与风电场发电裕度的分配方法相似，因此风电场发电裕度的分配系统的实施可以参见风电场发电裕度的分配方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。 [0115] 图14是本发明实施例的风电场发电裕度的分配系统的一种结构框图，如图14所示，包括：风电场1401和风电场发电裕度的分配装置1402，下面对该结构进行说明。 [0116] 风电场1401，用于发送发电裕度出让请求和/或发电裕度受让请求，其中，发电裕度出让请求中包括风电场次日各出让时段的发电裕度出让曲线，该发电裕度出让曲线的横坐标为发电裕度出让价格，纵坐标为出让发电裕度量，不同出让价格对应的出让发电裕度量是在该出让时段内根据风电场的有功功率上限值和有功功率预测值确定的，发电裕度受让请求中包括风电场次日各受让时段的发电裕度受让曲线，该发电裕度受让曲线的横坐标为发电裕度受让价格，纵坐标为受让发电裕度量，不同受让价格对应的受让发电裕度量是在该受让时段内根据风电场的有功功率预测值和有功功率上限值确定的； [0117] 风电场发电裕度的分配装置1402，风电场发电裕度的分配装置，用于基于供需平衡原则确定发电裕度出让曲线和发电裕度受让曲线相匹配，且出让时段和受让时段相匹配的发电裕度出让请求和发电裕度受让请求，将确定出的发电裕度出让请求中已匹配成功的出让发电裕度量在对应的出让时段内分配给确定出的发电裕度受让请求对应的风电场。 [0118] 在一个实施例中，所述出让发电裕度量是出让时段内风电场的有功功率上限值与有功功率预测值的修正值之差。 [0119] 在一个实施例中，风电场通过以下公式确定出让时段内有功功率预测值的修正值： [0120] maxFa＝max[(ρa-ν)Pra+γa(Pla-Pa)]ha [0121] 其中，ρa是风电场的上网电价；ν是风电场的运行维护成本；γa是风电场的出让发电裕度的出让价格；Pra是出让时段内风电场的实时有功功率；Fa是出让时段内风电场的收益；Pla是出让时段内风电场的有功功率上限值；Pa是出让时段内风电场的预测风电功率的修正值；ha是出让时段的时长。 [0122] 在一个实施例中，所述受让发电裕度量是受让时段内风电场的有功功率预测值的修正值与有功功率上限值之差。 [0123] 在一个实施例中，风电场通过以下公式确定受让时段内有功功率预测值的修正值： [0124] maxFb＝max[(ρa-ν)Prb-γb(Pb-Plb)]hb [0125] 其中，ρa是风电场的上网电价；ν是风电场的运行维护成本；γb是风电场的发电裕度的受让价格；Prb是受让时段内风电场的实时有功功率；Fb是受让时段内风电场的收益；Plb是受让时段内风电场的有功功率上限值；Pb是受让时段内风电场的有功功率预测值的修正值；hb是受让时段的时长。 [0126] 在一个实施例中，所述风电场发电裕度的分配装置，包括： [0127] 发送模块，用于在将确定出的发电裕度出让请求中已匹配成功的出让发电裕度量在对应的出让时段内分配给确定出的发电裕度受让请求对应的风电场之后，将电裕度量分配结果发送给风电场调控中心，触发风电场调控中心根据分配结果重新确定各风电场次日的有功功率上限值。 [0128] 在本发明实施例中，通过接收各风电场发送的发电裕度出让请求和/或发电裕度受让请求，并确定发电裕度出让曲线和发电裕度受让曲线相匹配，且出让时段和受让时段相匹配的发电裕度出让请求和发电裕度受让请求，进而将确定出的发电裕度出让请求中已匹配成功的出让发电裕度量在对应的出让时段内分配给确定出的发电裕度受让请求对应的风电场，实现了将风电功率预测的指导作用引入到风电通道资源分配过程中，实现剩余发电裕度的灵活分配，有利于最大限度挖掘风电通道的输送能力。 [0129] 显然，本领域的技术人员应该明白，上述的本发明实施例的各模块或各步骤可以用通用的计算装置来实现，它们可以集中在单个的计算装置上，或者分布在多个计算装置所组成的网络上，可选地，它们可以用计算装置可执行的程序代码来实现，从而，可以将它们存储在存储装置中由计算装置来执行，并且在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤，或者将它们分别制作成各个集成电路模块，或者将它们中的多个模块或步骤制作成单个集成电路模块来实现。这样，本发明实施例不限制于任何特定的硬件和软件结合。 [0130] 以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明实施例可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。 |
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