[发明专利]基于风电运行模拟的多维度风电消纳能力判别方法

权利要求书

1.一种基于风电运行模拟的多维度风电消纳能力判别方法，其特征在于，包括：1）根据测风数据，利用多风电场运行模拟技术模拟风电场时序出力；2）根据模拟风电场时序出力、年度风电消纳能力判别集以及调峰能力、调频能力、负荷跟踪能力、快速备用能力和网络输送能力作为约束条件，对风电消纳能力进行多维度判别；

1）根据测风数据，利用多风电场运行模拟技术模拟风电场时序出力，具体包括以下步骤：

1-1）根据测风数据拟合得到Weibull分布的尺度参数c和形状参数k：

（1-11）双参数Weibull分布函数F_W(c，k)(x)表达式如下：

FW(c,k)(x)=1-exp[-(xc)k],]]>x∈[0,+∞)  (1)

式(1)中，x为风速；

（1-12）双参数Weibull分布的概率密度函数f_W(c，k)(x)如下：

fW(c,k)(x)=kc(xc)k-1exp[-(xc)k]---(2)]]>

（1-13）平均风速的表达式如下：

x‾=cΓ(1+1/k)---(3)]]>

（1-14）由风速标准差σ求得形状参数k，表达式如下：

σx‾=[Γ(1+2k)/Γ2(1+1k)]-1---(4)]]>

其中，平均风速与Weibull分布中尺度参数c成正比；Γ为伽马函数：

Γ(a)=∫0+∞ya-1e-ydy);]]>

1-2）设定风速的时间相关性：根据测风数据拟合得到风速的时间相关性特征量θ，风速的自相关函数在数值上由负指数函数表示，表达式如下：

ρ(k)=e^-θk,θ＞0,k=1,2,3...  (5)

式(5)中，θ的大小决定自相关函数衰减的快慢，表征风速波动的剧烈程度；

1-3）设定风速的空间相关性：多风电场风速之间的相关系数与风电场之间的地理距离存在负指数关系，表达式如下：

c=e-dM---(6)]]>

式(6)中，c为风速相关系数；d为两风电片区之间地理距离；M为风速相关系数随距离衰减因子；

1-4）以全年风速平均值为基值得到各月平均风速序列k_m，k_m中的元素表达式如下：

kmi=vmiv‾y,]]>i＝1,2,3,...,12  (7)

式(7)中，k_mi为k_m中第i个元素；v_mi为年内第i月的平均风速；为全年平均风速；

1-5）以全天风速平均值为基值得到日内各时刻平均风速序列k_h，k_h中的元素表达式如下：

khj=vhjv‾d,]]>j=1,2,3,...,N^day  (8)

式(8)中，k_hj为k_h中第j个元素；v_hj为日内第j时段的平均风速；为全天平均风速；N^day为日内的时段总数；

1-6）利用多风电场运行模拟技术进行风速模拟：

（1-61）单一风电场风速模拟：

设风速符合如式(1)和式(2)所示的尺度参数与形状参数分别为c和k的Weibull分布，平均风速如式(3)所示，则：

v(x)=2θf(x)∫lx(x‾-y)f(y)dy]]>

=2θf(x)(x‾F(x)-∫lxyf(y)dy)---(9)]]>

=2θf(x)(cΓ(1k+1)(1-exp[-(xc)k])-cΓ((xc)k,1k+1))]]>

根据式(9)，单一风电场时序风速可由下式迭代计算生成：

v^it*=v^it-1*+dXt---(10)]]>

（1-62）多风电场风速模拟：

首先生成多维相关的布朗运动W_t，W_t各维均为标准布朗运动，各维之间相关系数矩阵等于风电场风速相关系数矩阵；之后，利用W_t各维分量按步骤（1-61）中方法生成各风电场风速序列；

（1-63）风电场模拟风速的修正

根据1-4）和1-5），对随机生成的风速序列进行修正：

vit*=kmikhjv^it*,]]>i＝1,2,...,12,j=1,2,...,m  (11)

（1-64）得到风电场模拟出力序列

设C_i(x)为风电机组出力特性曲线，表达式如下：

Ci(v)=0,0≤v<vin,v>voutv3-vin3vrated3-vin3R,vin≤v≤vratedR,vrated≤v≤vout---(12)]]>

式(12)中，v_in、v_rated与v_out分别为风电机组的切入风速、额定风速与切出风速；

利用修正后风速序列风电场时序出力曲线由下式生成：

Pit=nit(1-ηi)Ci(vit*)---(13)]]>

式(13)中，P_it为第i个风电场第t时刻的出力；η_i为第i个风电场尾流效应系数；n_it为第i个风电场可用机组台数；

2）根据模拟得到的风电场时序出力、年度风电消纳能力判别集以及调峰能力、调频能力、负荷跟踪能力、快速备用能力和网络输送能力作为约束条件，对风电消纳能力进行多维度判别，具体包括：

2-1）生成年度风电消纳能力判别集Ω：

（2-11）将一年按月划分为12单元，一个单元对应一个月，第i个单元有N_i条日负荷曲线，i=1,2，...,12；

（2-12）根据模拟得到的风电场时序出力，按单元建立“日内风电出力曲线库”，设第i单元的“日内风电出力曲线库”共有N_ij条日内风电出力曲线，i=1,2,...,12；

（2-13）将每一单元内的日负荷曲线与对应单元的“日内风电出力曲线库”中的日内风电出力曲线做组合，则一年共有个负荷-风电出力组合，这些负荷-风电出力组合组成年度风电消纳能力判别集Ω；

（2-14）年度风电消纳能力判别集Ω中，设第n个负荷-风电出力组合由第i个单元的第j条负荷曲线和第i个单元的“日内风电出力曲线库”中的第k条日内风电出力曲线组成，其中i＝1,2,...,12，j=1,2,..,N_i，k=1,2,...,N_ij：

模拟得到的电力系统小时级风电出力序列，记为列向量

预测得到的电力系统小时级负荷序列，记为列向量

则电力系统小时级等效负荷序列为列向量

Dnh=Lnh-Wnh---(14)]]>

等效负荷小时级变化序列，记为

Vnh(t)=Dnh(t+1)-Dnh(t)]]>t=1,2，...,N^h-1  (15)

式(15)中，表示中的第t个元素；表示中的第t个元素；N^h表示日内小时数；

模拟得到的电力系统分钟级风电出力序列，记为列向量

预测得到的电力系统分钟级负荷序列，记为列向量

则电力系统分钟级等效负荷序列为

Dnm=Lnm-Wnm---(16)]]>

等效负荷分钟级变化序列，记为

Vnm(t)=Dnm(t+1)-Dnm(t)]]>t=1,2,...,N^m-1  (17)

式(17)中，表示中的第t个元素；表示中的第t个元素；N^m表示日内分钟数；

2-2）确定日内机组组合状态：

设机组总数为N^unit，年度风电消纳能力判别集Ω中的第n个负荷-风电出力组合中（n=1,2，...,N）的第i台机组的开机状态变量记为u_n，i(i=1,2,...,N^unit)，假定机组日内不允许启停，当u_n,i=0时表示该机组全天关机，当u_n，i=1时表示该机组全天开机；日内各机组开机与否确定如下：按机组类型依次开机，开机顺序为区外电源、核电、热电、水电与抽蓄、火电、燃机，同类型机组按机组容量由大到小开机，直到满足电力系统等效负荷需求，最终得到电力系统日内机组组合状态；

2-3）根据年度风电消纳能力判别集Ω，进行调峰维度的风电消纳能力判别，具体包括：

（2-31）为第i个机组的最大出力；为第i个机组的最小出力；第i个机组最小出力系数记为λ_i(i=1,2,...,N^unit)，表达式如下：

λi=Pimax-PiminCi,]]>i＝1,2,...,N^unit  (18)

式(18)中，C_i表示第i个机组的容量；

（2-32）确定所述第n个负荷-风电出力组合的电力系统可调最低出力表达式如下：

Pn,sysmin=Σi=1Nunitun,i(Pimax-λiCi)---(19)]]>

（2-33）确定所述第n个负荷-风电出力组合的日内弃风电量（弃风为风机被迫减出力或者关机，弃风电量为由于风机被迫减出力或者关机所造成的可发风电电量的损失值）

Pn,cutpeak=Σt=1Nhmin{Wnh(t),g(Pn,sysmin-Dnh(t))}---(20)]]>

式(20)中，为所述第n个负荷-风电出力组合的日内风电出力序列中第t时刻的风电出力值；为所述第n个负荷-风电出力组合的等效负荷序列中第t时刻的等效负荷值；g(x)为状态函数，表达式如下：

g(x)=0,x<=01,x>0---(21)]]>

则，当等于0时，表示所述第n个负荷-风电出力组合通过了调峰能力约束；当大于0时，表示所述第n个负荷-风电出力组合没有通过调峰能力约束；

（2-34）若在对年度风电消纳能力判别集Ω中的全部负荷-风电出力组合计算完成后，得到该风电装机规模在调峰能力约束下的风电消纳比例λ_peak，进行调频维度的风电消纳能力判别，λ_peak表达式如下：

λpeak=Σn=1Ng(-Pn,cutpeak)N×100%---(22);]]>

否则转回到（2-2）；

2-4）根据年度风电消纳能力判别集Ω，进行调频维度的风电消纳能力判别，具体包括：

（2-41）第i台机组的分钟级出力调节系数

υim=Δυim,maxCi,]]>i＝1,2,...,N^unit  (23)

式(23)中，是指第i台机组的分钟级最大可调出力；

（2-42）确定年度风电消纳能力判别集Ω中第n个负荷-风电出力组合的电力系统1分钟内可调最大出力，记为表达式如下：

Vn,sysm,max=Σi=1Nunitun,iυimCi---(24)]]>

（2-43）按日内时刻依次比较与

当大于0时，表示日内存在个别时刻违背调频能力约束，所述第n个负荷-风电出力组合没有通过调频能力约束；当等于0时，表示日内所有时刻均满足调频能力约束，所述第n个负荷-风电出力组合通过了调频能力约束；

（2-44）判断对一年的年度风电消纳能力判别集Ω中的全部负荷-风电出力组合计算是否完成，若完成，得到该风电装机规模在调频能力约束下的风电消纳比例λ_freq，进行调频维度的风电消纳能力判别，λ_freq表达式如下：

λfreq=Σn=1Ng(Σt=1Nm-1g(Vnm(t)-Vn,sysm,max))N×100%---(25);]]>

否则转回到（2-2）；

2-5）根据年度风电消纳能力判别集Ω，进行备用维度的风电消纳能力判别，具体包括：

（2-51）定义电力系统负荷、检修与事故备用的正备用率与负备用率表达式如下：

γsys+=Rn,sys+Lnh,max×100%---(26)]]>

γsys-=Rn,sys-Lnh,max×100%---(27)]]>

式(26)和式(27)中，表示日最大负荷；表示电力系统负荷、检修与事故正备用需求容量；表示电力系统负荷、检修与事故负备用需求容量；

（2-52）定义电力系统风电出力正备用率与负备用率表达式如下：

γwind+=Rn,wind+Wnh,1max×100%---(28)]]>

γwind-=Rn,wind-Wnh,1max×100%---(29)]]>

式(28)和式(29)中，表示峰荷时段的风电出力；表示电力系统风电出力正备用需求容量；表示电力系统风电出力负备用需求容量；

（2-53）确定年度风电消纳能力判别集Ω中第n个负荷-风电出力组合的电力系统正备用需求容量与负备用需求容量表达式如下：

Rn,sysn+=γsys+·Lnh,max+γwind+·Wnh,1max---(30)]]>

Rn,sysn-=γsys-·Lnh,max+γwind-·Wnh,1max---(31)]]>

（2-54）第i台机组快速备用正调节系数与负调节系数表达式如下：

αi+=ΔRi+Ci---(32)]]>

αi-=ΔRi-Ci---(33)]]>

式(32)和式(33)中，分别为第i台机组在开机状态下可提供的正备用容量与负备用容量；

（2-55）所述第n个负荷-风电出力组合下的电力系统正备用可供容量与负备用可供容量表达式如下：

Rn,syss+=Σi=1Nunit(1-un,i)αi+Ci---(34)]]>

Rn,syss-=Σi=1Nunit(1-un,i)αi-Ci---(35)]]>

（2-56）比较与与

当大于或大于时，表示电力系统备用能力不足，所述第n个负荷-风电出力组合没有通过备用能力约束；当不大于或不大于时，表示电力系统备用能力充裕，所述第n个负荷-风电出力组合通过了备用能力约束；

（2-57）判断对年度风电消纳能力判别集Ω中的全部负荷-风电出力组合计算是否完成，若完成，得到该风电装机规模在备用能力约束下的风电消纳比例λ_rese，进行备用维度的风电消纳能力判别，λ_rese表达式如下：

λrese=Σn=1Ng(g(Rn,syss+-Rn,sysn+)·g(Rn,syss--Rn,sysn-))N×100%---(36);]]>

否则转回到步骤（2-2）；

2-6）根据年度风电消纳能力判别集Ω，进行负荷跟踪能力维度的风电消纳能力判别，具体包括：

（2-61)第i台机组的小时级出力调节系数

υih=Δυih,maxCi,]]>i＝1,2，...,N^unit  (37)

式(37)中，是指第i台机组的小时级最大可调出力；

（2-62）确定年度风电消纳能力判别集Ω中第n个负荷-风电出力组合的电力系统1小时内可调最大出力，记为表达式如下：

Vm,sysh,max=Σi=1Nunitun,iυihCi---(38)]]>

（2-63）确定所述第n个负荷-风电出力组合的负荷跟踪能力约束能否通过，按日内时刻依次比较与

当大于0时，表示日内存在个别时刻违背负荷跟踪能力约束，所述第n个负荷-风电出力组合没有通过负荷跟踪能力约束；当等于0时，表示日内所有时刻均满足负荷跟踪能力约束，所述第n个负荷-风电出力组合通过了负荷跟踪能力约束；

（2-64）判断对年度风电消纳能力判别集Ω中的全部负荷-风电出力组合计算是否完成，若完成，得到该风电装机规模在负荷跟踪能力约束下的风电消纳比例λ_foll，进行负荷跟踪能力维度的风电消纳能力判别，λ_foll表达式如下：

λfoll=Σn=1Ng(Σt=1Nday-1g(Vnh(t)-Vn,sysh,max))N×100%---(39);]]>

否则转回到（2-2）；

2-7）根据年度风电消纳能力判别集Ω，进行网络输送能力维度的风电消纳能力判别，具体包括：

（2-71）当电力系统节点存在区外送电计划时，记区外送电小时级出力序列为

（2-72）设第k条联络线的线路传输容量极限为则电力系统外送容量极限为表达式如下：

Psyslim=Σk=1NlinePklim---(40)]]>

式(40)中，N^line表示电力系统联络线总数；

（2-73）针对年度风电消纳能力判别集Ω中的第n个负荷-风电出力组合，当区外送电出力大于电力系统外送容量极限时，电力系统将因网络传输能力约束产生弃风表达式如下：

Pn,cutgrid=Σt=124min{Wnh(t),g(|Pn,outh(t)|-Psyslim)·(|Pn,outh(t)|-Psyslim)}---(41)]]>

式(41)中，为中第t个元素；

则当该所述第n个负荷-风电出力组合的弃风电量为0时，表示所述第n个负荷-风电出力组合通过了网络传输能力约束；当所述第n个负荷-风电出力组合的弃风电量大于0时，表示所述第n个负荷-风电出力组合没有通过网络传输能力约束；

（2-74）判断对年度风电消纳能力判别集Ω中的全部负荷-风电出力组合计算是否完成，若完成，得到该风电装机规模在网络传输能力约束下的风电消纳比例λ_grid，进行网络输送能力维度的风电消纳能力判别，λ_grid表达式如下：

λgrid=Σn=1N[1-g(Pn,cutgrid)]N×100%---(42);]]>

否则转回到（2-2）；

2-8）根据年度风电消纳能力判别集Ω，进行以调峰能力、调频能力、快速备用能力、负荷跟踪能力及网络输送能力作为综合约束，进行风电消纳综合能力判别：

（2-81）设电力系统控制参数行向量共有5个元素，表征电力系统在判别风电消纳能力过程中考虑的约束；当元素的值为1时，表示判别风电消纳能力过程中考虑对应因素的约束；当元素的值为0时，表示判别风电消纳能力过程中不考虑对应因素的约束；中元素的对应关系为：第一个元素对应调峰能力、第二个元素对应调频能力、第三个元素对应快速备用能力、第四个元素对应负荷跟踪能力、第五个元素对应网络输送能力；当考虑全部因素的约束时，

（2-82）记考虑多个维度约束的风电消纳比例为表达式如下：

λSsyscon=Σn=1N[Πi=15h(Ssyscon(i)·λi)]N×100%---(43)]]>

式(43)中，

h(x)=1x=0xx≠0]]>

λ1=g(-Pn,cutpeak);]]>

λ2=g(Σt=1Nday-1g(Vnm(t)-Vn,sysm,max));]]>

λ3=g(g(Rn,syss+-Rn,sysn+));]]>

λ4=g(Σt=1Nday-1g(Vnh(t)-Vn,sysh,max));]]>

λ5=1-g(Pn,cutgrid)]]>

（2-83）用考虑五个维度约束下的风电消纳比例λ^total进行风电消纳综合能力判别，λ^total表达式如下：

λtotal=λ[1,1,1,1,1]=Σn=1N(Πi=15λi)N×100%---(44);]]>

2-9）根据年度风电消纳能力判别集Ω对月度与日度风电消纳能力的判别

（2-91）用月度风电消纳能力判别集Ω_i，表征年度风电消纳能力判别集Ω中处于第i月的负荷-风电出力组合集合，i=1,2,3，...,12；

（2-92）用第i月的风电消纳比例进行月度风电消纳能力的判别，表达式如下：

λiSsyscon=ΣΩ(n)∈Ωi(Πi=15h(Ssyscon(i)·λi))N(Ωi)×100%,]]>i＝1,2,..,12(45)

式(45)中，N(Ω_i)表示集合Ω_i的负荷-风电出力组合个数；Ω(n)表示年度风电消纳能力判别集Ω中的第n个负荷-风电出力组合；

（2-93）用日度风电消纳能力判别集Ω_i，j，表征年度风电消纳能力判别集Ω中日负荷曲线为第i月第j天的负荷-风电出力组合集合，i=1,2,3,...,12，j=1,2,3,...N_i

（2-94）用第i月第j日的风电消纳比例进行日度风电消纳能力的判别，表达式如下：

λi,jSsyscon(i)=ΣΩ(n)∈Ωi,j(Πi=15h(Ssyscon(i)·λi))N(Ωi,j)×100%,]]>i＝1,2,...,12(46)。