[发明专利]一种风电场典型日出力曲线的确定方法

说明书

技术领域

本发明涉及电力调配与风电规划。

背景技术

风电出力的调峰容量需求的不确定性及反调峰特性是风电并网系统调峰困难的关键。一方面，风电出力的新增调峰容量需求具有很大的不确定性，使得在应对风电并网带来的调峰问题时无法准确的为之配置特定的调峰容量；另一方面，风电出力的反调峰特性使得风电并网以后加大系统的峰谷差，进一步加剧电网的调峰压力。

目前，在电网规划阶段对风电并网调峰问题处理的主要思路为：风电出力曲线具有彻底的反调峰特性，在高峰负荷时段认为风电无替代容量，在低谷时段认为风电可能达到最大出力（风电装机乘以有效容量系数），这样即可求得该风电基地的调峰需求和调峰电源容量，约束条件是小负荷方式（低谷时段）下系统的调峰能力。

以下给出一个简单的实例。

国家电网公司规划在“十二五”期间建设±800kV酒泉－湖南直流外送工程，送电规模750万千瓦，主要用于配合酒泉千万千瓦级风电基地中475万千瓦风电的送出（另一部分风电经750kV电网由西北主网消纳），为满足风电直流外送的技术需要，并保证送出通道的经济合理性，对经由直流外送的风电配套建设了一批大型火电调峰电源，装机为840万千瓦，实现风火打捆送出。现有的规划根据上述（1）中的原则确定了该风电外送系统的运行边界：

① 大负荷方式下风电出力为0，火电出力750万千瓦，直流满送；

② 小负荷方式下风电大发，出力为300万千瓦（有效容量系数设为0.63，475*0.63＝300），配套火电压出力到50%，风火打捆共计675万千瓦，直流系统送电率90%（适当参与受端调峰）。

从上述实例可以看出，现有处理方法主要存在两个方面的问题：

这种对风电出力过程的模拟方法较为简便，但不够精细，事实上是用传统的确定性方法来研究不确定性问题。这种方法主要存在以下两个问题：

一是只给出了高峰和低谷两个时点的处理结果，没有实现对含风电系统的日周期的全过程分析，尚未纳入到常规的日生产运行模拟体系中，因而无法给出各种详细的运行指标，分析结果比较粗略；

二是得出的系统调峰能力可能偏保守，虽然采用有效容量系数的概念已经在一定程度上体现了风电出力在全时段范畴上的概率分布特性，但在无法完全代表低谷时段风电出力的概率分布特性，此时风电出力达到有效容量系数对应值的概率很可能小于1，因此系统调峰能力有进一步提高的潜力。

在开展系统调峰规划研究时经常要进行多方案的比选工作，必然要涉及到相关经济指标的计算。本发明对风电出力过程建立了小时级的模拟模型，并参与到系统的生产运行模拟中去，得到火电调峰深度、弃风电量等系统运行经济指标，为方案的比选提供了一种科学、实用的技术方案。

发明内容

发明的目的是提供一种风电场典型日出力曲线的确定方法，在规划阶段确定风电在典型日的出力曲线，为风电参与到电力系统中进行电力电量平衡计算提供一种科学、实用的技术方案。

为了达到上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种风电场典型日出力曲线的确定方法，该方法首先按照系统调峰需求对风电日出力曲线分别进行聚类，统计不同类型曲线的概率并挑选代表曲线。

然后将每一条代表曲线放到系统中进行生产运行模拟，并对结果进行概率加权求和，得出系统各技术经济指标的期望值，包括风电发电量、火电发电量、火电调峰深度、弃风电量、火电燃料消耗量及污染物排放的期望值等，进而对给定的风电并网系统的调峰经济性进行评价。

本发明优点是：（1）既考虑了风电出力的随机性，又适应于传统电力电量平衡计算。（2）充实了现有电力系统规划研究方法，提高了含风电系统规划研究的深度。（3）电力企业可依据本发明开发含风电系统的电力系统运行模拟软件产品。

附图说明

图1 为酒泉－湖南通道冬、夏两季典型日的风电调峰容量需求等效机理示意图。

图2 为酒泉--湖南通道8月份典型日的调峰等效风电曲线。

图3 酒泉--湖南通道12月份典型日的调峰等效风电曲线。

具体实施方式

风电出力特性的概率统计分析和描述

本文认为风电出力具有一定的季节周期性和日周期性，这种假定与当前电力系统基于日负荷特性和年负荷特性的研究与运行方法是吻合的。在一般的电力系统规划中，水平年的电力电量平衡计算一般按月开展，每月选取一个典型日进行计算。因此，风电出力曲线模型仍定位于对水平年各月确定风电典型日出力曲线。