CN107292766A - 面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估方法与系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估方法与系统，该方法包括以下步骤：获取特定地区的特定时间内风电机组的时序理论出力、常规电源机组的运行特性和时序负荷需求；分别获取现状电力系统下风电场的弃风量与采用相应的调峰手段场景下风电场的弃风量；确定相应的弃风减少量并构建对应的成本模型与单位调峰成本；确定最佳调峰方案。本发明可以实现基于时序生产模拟获取每种调峰手段下风电场弃风电量，建立每种调峰手段成本模型，进而构建经济性评价指标量化评估不同调峰手段对改善系统风电消纳的效果，得到成本效益最佳的调峰手段，对电力系统适应新能源高效消纳，提高电网调峰能力具有较好的实际指导意义和应用价值。

Description

面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估方法与系统

技术领域

本发明涉及电力模拟分析的技术领域，具体涉及面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估方法与系统。

背景技术

目前，风力发电是系能源发电中技术最成熟、最具规模化开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。随着风电在电源结构中的比例不断增大，其对电力系统安全稳定运行的影响日益显著。部分地区风电发展与系统安全运行的矛盾日益显现，弃风现象不断出现，风电消纳已经成为影响中国风电健康发展的关键问题。

由于电网的调峰能力不足，导致风电消纳受限，因此风电利用水平较低，利用小时数较少。影响风电消纳的因素可以归为以下两个方面：

1)消纳能力方面，决定一个地区风电消纳能力的只要因素包括系统调节能力、电网输电能力等。

2)消纳水平方面，主要包括风电并网技术性能、风电调度水平等，是否采用相关电力系统调峰手段决定了在现有客观条件下能否实现风电最大化消纳。

解决风电消纳的发展难题，需要从电源、电网、用户等多个环节入手。目前提高电力系统风电消纳的调峰手段主要包括：一是新建风电外送通道，扩大风电消纳配置范围；二是电源侧加强调峰能力的建设，提高抽水蓄能、燃气电站等电源比例；三是推动常规电源机组调峰能力的改造；四是用户侧要增加灵活需求响应，将具有可调节和可中断的高载能负荷参与电网调控，增强风电就地消纳能力。

电力系统生产模拟是在未来的负荷曲线下，考虑电力负荷的随机波动和随机停运，利用计算机模拟电力系统的发电调度，预测各发电机组的发电量及燃料耗量，分析发电成本和评估系统的供电可靠性，从而计算出最优运行方式下各电厂的发电量、系统的生产成本及系统的可靠性指标的算法，它广泛应用于电力系统电源和电网规划以及可靠性评估等。

但目前尚没有提出相关合适的指标和方法来量化评估某种调峰手段对改善系统风电消纳的影响，也没有提出具体的方法进行分析。

发明内容

本发明提出一种面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估方法，基于经济性评价指标获取最佳的调峰手段，提高系统风电消纳能力。为了解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是提供了一种面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估方法，包括以下步骤：

获取特定地区的特定时间内风电机组的时序理论出力P_F、常规电源机组的运行特性和时序负荷需求P_L；基于时序生产模拟分别获取现状电力系统下风电场的弃风量Q_B，获取采用相应的调峰手段M_i场景下风电场的弃风量Q_Mi，并确定相应的弃风减少量Q_B-Q_Mi；构建每种调峰手段M_i对应的成本模型C_Mi；构建每种调峰手段M_i的经济性评价指标，即减少单位弃风电量的单位调峰成本λ_i，λ_i＝C_Mi/(Q_B-Q_Mi)；单位调峰成本λ_i数值最小的即为最佳调峰方案，其中i＝1,2,3...n。

在上述方法中，所述风电机组的时序理论出力P_F具体如下式：

式中，a表示该地区风电场个数；b表示第g个风电场中风机的个数；P_hg表示该地区第g个风电场中第h_g台风机在该时刻风速条件下的理论出力；

所述时序负荷需求P_L具体如下式：

式中，是历史负荷，K_f是研究时段的预测的负荷峰值，K_h是历史负荷峰值。

在上述方法中，其特征在于，所述常规电源机组的运行特性主要设有：

机组的最大可用出力P_C,max、最小可用出力P_C,min与机组爬坡率等特性参数；其中机组最大可用出力之和应大于负荷和计划外送电力之和的最大值，并留有一定正备用容量；

所述机组的最大可用出力P_C,max具体如下式：

式中，I表示该地区常规电源机组的台数，P_Ci,max表示第i台常规机组的最大可用技术出力，P_L(t)表示t时刻该地区的负荷功率，P_t,plan(t)表示t时刻联络线计划外送功率，R₊表示正备用容量。

在上述方法中，所述调峰手段M_i包括：

新建风电外送通道的系统调峰手段M₁；新建调峰电源的系统调峰手段M₂；提高常规电源机组调峰能力的系统调峰手段M₃；灵活增加需求侧资源的系统调峰手段M₄；

所述相应的调峰手段M_i场景下风电场的弃风量Q_Mi与相应的弃风减少量Q_B-Q_Mi具体为

当采用调峰手段M₁时风电场的弃风量Q_M1，弃风减少量为Q_B-Q_M1；

当采用调峰手段M₂时风电场的弃风量Q_M2，弃风减少量为Q_B-Q_M2；

当采用调峰手段M₃时风电场的弃风量Q_M3，弃风减少量为Q_B-Q_M3；

当采用调峰手段M₄时风电场的弃风量Q_M4，弃风减少量为Q_B-Q_M4。

在上述方法中，所述每种调峰手段M_i对应的成本模型C_Mi具体如下式：

新建风电外送通道的系统调峰手段M₁的成本模型C_M1为

式中，m表示新建线路每个环节长度，S_m表示每公里造价，其中m＝1,2,3....L；

新建调峰电源的系统调峰手段M₂的成本模型C_M2为

式中，P_k表示新建调峰电源单台容量，X_c表示单位调峰机组投资，且T表示新建调峰电源机组中调峰电源机的台数；

提高常规电源机组调峰能力的系统调峰手段M₃的成本模型C_M3为

式中，N_G为常规机组台数，表示常规机组j在t时段的启停状态变量，其中0表示停机状态，1表示开机状态，表示常规机组j在t时段的有功出力，α_j、β_j、γ_j为机组j的运行成本参数，η_0j、η_1j、τ_j为机组j的启停成本参数，τ为常规机组的停机时间；

灵活增加需求侧资源的系统调峰手段M₄的成本模型C_M4为

式中，N_H表示负荷的组数，λ_Hy表示负荷y的单位调节成本，表示负荷y在t时段内的投切状态，其中0表示中断运行，1表示投入运行，P_Hy表示负荷y的单位投切容量。

在上述方法中，所述每种调峰手段M_i的单位调峰成本λ_i具体如下：

新建风电外送通道作为系统调峰手段M₁的单位调峰成本λ₁为

新建调峰电源作为系统调峰手段M₂的单位调峰成本λ₂为

提高常规电源机组调峰能力作为系统调峰手段M₃的单位调峰成本λ₃为

灵活增加需求侧资源作为系统调峰手段M₄的单位调峰成本λ₄为

本发明还提供了面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估系统，包括

参数获取单元，用于获取特定地区的特定时间内风电机组的时序理论出力P_F、常规电源机组的运行特性和时序负荷需求P_L；

弃风减少量获取单元，与所述参数获取单元连接，用于基于时序生产模拟分别获取现状电力系统下风电场的弃风量Q_B，获取采用相应的调峰手段M_i场景下风电场的弃风量Q_Mi，并确定相应的弃风减少量Q_B-Q_Mi；

成本模型构建单元，与所述调峰手段判断单元连接，用于根据采取的相应的调峰手段M_i，分别构建每种调峰手段M_i对应的成本模型C_Mi；

经济性评价单元，与所述成本模型构建单元连接，用于根据获得的弃风减少量Q_B-Q_Mi与各种调峰手段成本模型C_Mi确定相应调峰手段的经济性评价指标，即减少单位弃风电量的调峰成本λ_i与最佳调峰方案；

输出单元，与所述经济性评价单元连接。

在上述方案中，所述经济性评价模块包括弃风判断模块、弃风量获取模块和弃风减少量计算模块；

所述弃风判断模块用于时序生产模拟判断风电场电力系统调峰裕度的大小，判断是否需要采取调峰手段；

所述弃风量获取模块用于基于时序生产模拟分别获取现状电力系统下风电场的弃风量Q_B，获取采用相应调峰手段M_i场景下风电场的弃风量Q_Mi；

所述弃风减少量计算模块用于确定相应的弃风减少量Q_B-Q_Mi。

在上述方案中，所述调峰手段M_i包括：

新建风电外送通道的系统调峰手段M₁；新建调峰电源的系统调峰手段M₂；提高常规电源机组调峰能力的系统调峰手段M₃；灵活增加需求侧资源的系统调峰手段M₄。

本发明提供了一种面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估方法与系统，可以实现基于时序生产模拟获取每种调峰手段下风电场弃风电量，建立每种调峰手段成本模型，进而构建经济性评价指标量化评估不同调峰手段对改善系统风电消纳的效果，得到成本效益最佳的调峰手段，对电力系统适应新能源高效消纳，提高电网调峰能力具有较好的实际指导意义和应用价值。

附图说明

图1为本发明提供的方法流程图；

图2为本发明提供的方法具体实施流程图；

图3为本发明提供的系统示意框图。

具体实施方式

本发明提供了一种面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估方法与系统，可以实现基于时序生产模拟获取每种调峰手段下风电场弃风电量，建立每种调峰手段成本模型，进而构建经济性评价指标量化评估不同调峰手段对改善系统风电消纳的效果，得到成本效益最佳的调峰手段，对电力系统适应新能源高效消纳，提高电网调峰能力具有较好的实际指导意义和应用价值。下面结合具体实施方式和说明书附图对本发明做出详细的说明。

如图1所示，本发明提供了一种面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估方法，包括以下步骤：

S1、获取特定地区的特定时间内风电机组的时序理论出力P_F、常规电源机组的运行特性和时序负荷需求P_L。

本实施例研究时间周期为某特定时间段，且选取某地区风电机组、常规电源机组及负荷作为研究对象；上述风电机组的时序理论出力P_F,具体公式如下：

式中，a表示该地区风电场个数；b表示第g个风电场中风机的个数；P_hg表示该地区第g个风电场中第h_g台风机在该时刻风速条件下的理论出力。

时序负荷需求P_L是基于该地区的对应时间段的历史时序负荷曲线以及研究时间段的预测的负荷峰值计算获得，公式如下：

式中，是历史负荷，K_f是研究时段的预测的负荷峰值，K_h是历史负荷峰值。

电力系统中常规电源机组的运行特性主要包括机组的最大可用出力P_C,max、最小可用出力P_C,min与机组爬坡率等特性参数；其中机组最大可用出力之和应大于负荷和计划外送电力之和的最大值，并留有一定正备用容量，且该特定地区常规电源机组的最大可用出力P_C,max具体如下式：

式中，I表示该地区常规电源机组的台数，P_Ci,max表示第i台常规机组的最大可用技术出力，P_L(t)表示t时刻该地区的负荷功率，P_t,plan(t)表示t时刻联络线计划外送功率，R₊表示正备用容量。

S2、基于时序生产模拟分别获取现状电力系统(既不采取任何调风手段)下风电场的弃风量Q_B；获取采用相应调峰手段M_i场景下风电场的弃风量Q_Mi，并确定相应的弃风减少量Q_B-Q_Mi，其中i＝1,2,3...n。

Q_B是风电场的实际出力与风电场时序理论出力的差值，风电场的实际出力根据收集的电源、电网和负荷的数据，并通过时序生产模拟软件仿真获得。

时序生产模拟的核心是根据时序过程，通过对电网系统、发电系统、新能源与负荷的建模，以小时为单位，模拟未来电力系统在长时间范围内的实际调度运行方式，输出发电和电网系统的全面的运行情况和性能指标的统计分析。若现状电力系统需要通过风电场弃风来满足系统供需平衡，即判断电力系统调峰裕度P_SR＝P_F,max+P_C,max-P_L,max的值，若P_SR<0,说明电源出力小于负荷需求，在常规机组正常运行的情况下，可能会出现由于常规火电机组最小出力较大或者机组爬坡率较小导致的风电弃风现象，则应采取调峰手段；其中，本实施例中主要的调峰手段包括：

新建风电外送通道的系统调峰手段M₁；通过新建风电外送通道能够尽可能避免由于电网输送约束导致的弃风现象。当采用调峰手段M₁时，基于时序生产模拟获取该地区特定时间内风电场的弃风量为Q_M1。

新建调峰电源(如提高抽水蓄能，燃气电站等电源的比例)的系统调峰手段M₂；要提高系统风电消纳能力，必须优化电网电源结构，增加调峰电源的容量，抽水蓄能电站是削峰填谷的最佳调峰电源，可显著提高系统调峰容量，增加风电消纳能力。当采用调峰手段M₂时，基于时序生产模拟获取该地区特定时间内风电场的弃风量为Q_M2。

提高常规电源机组调峰能力的系统调峰手段M₃；对常规电源机组进行灵活性改造，充分挖掘常规电源机组的深度调峰能力和功率快速调节技术；当采用调峰手段M₃时，基于时序生产模拟获取该地区特定时间内风电场的弃风量为Q_M3。

灵活增加需求侧资源的系统调峰手段M₄；将具有可调节和可中断的高载能负荷参与电网调控，弥补常规电源在调节大规模风电上的不足，增强风电就地消纳能力；当采用调峰手段M₄时，基于时序生产模拟获取该地区特定时间内风电场的弃风量为Q_M4。

因此，分别采用上述调峰手段M₁、M₂、M₃和M₄对系统进行调峰后的风电场弃风量与未采用任何调峰手段的风电场弃风量相比分别减少了Q_B-Q_M1、Q_B-Q_M2、Q_B-Q_M3、与Q_B-Q_M4的弃风减少量。

本实施例只讨论上述四种调峰手段，但不限于上述四种。

S3、构建每种调峰手段M_i对应的成本模型C_Mi，其中i＝1,2,3...n。

每种调峰手段的成本模型C_Mi具体包括公式：

若新建风电外送通道作为系统调峰手段M₁，则输电线路每个环节单位造价要受到地质及所选材料等因素的影响，假设新建线路每个环节长度为m Km，且每公里造价为S_m(m＝1,2,3....L)，则新建线路的建设成本模型用下式表示：

若新建调峰电源作为系统调峰手段M₂，则假设新建调峰电源单台容量为P_k，单位调峰机组投资为X_c，且新建调峰电源机组有T台，则其成本模型用下式表示：

若提高常规电源机组调峰能力作为系统调峰手段M₃，则对常规电源机组的调峰能力进行改造，降低常规电源机组的最小技术出力比例，改造后常规电源机组的投资成本模型用下式表示：

式中，N_G为常规机组台数，表示常规机组j在t时段的启停状态变量，其中0表示停机状态，1表示开机状态，表示常规机组j在t时段的有功出力，α_j、β_j、γ_j为机组j的运行成本参数，η_0j、η_1j、τ_j为机组j的启停成本参数，τ为常规机组的停机时间。

若灵活增加需求侧资源作为系统调峰手段M₄，则将具有可调节负荷参与电网调控，弥补常规电源在调节大规模风电上的不足，增强风电就地消纳能力，负荷功率的投切成本模型可用下式表示：

式中，N_H为负荷的组数，λ_Hy为负荷y的单位调节成本，为负荷y在t时段内的投切状态，其中0表示中断运行，1表示投入运行，P_Hy表示负荷y的单位投切容量。

S4、构建每种调峰手段M_i的经济性评价指标，即减少单位弃风电量的单位调峰成本λ_i，且单位调峰成本λ_i数值最小的即为最佳调峰方案λ_best，其中，λ_i＝C_Mi/(Q_B-Q_Mi)，λ_best＝min{λ₁，λ₂，λ₃……λ_i}。

根据上述步骤中的各种调峰手段成本模型C_Mi与获得的弃风减少量Q_B-Q_Mi，可确定相应调峰手段M_i的单位调峰成本λ_i，具体如下：

新建风电外送通道作为系统调峰手段M₁的单位调峰成本λ₁为

新建调峰电源作为系统调峰手段M₂的单位调峰成本λ₂为

提高常规电源机组调峰能力作为系统调峰手段M₃的单位调峰成本λ₃为

灵活增加需求侧资源作为系统调峰手段M₄的单位调峰成本λ₄为

且将上述经济性评价指标λ_i进行比较，数值最小的即为最佳调峰方案λ_best，具体为

λ_best＝min{λ₁,λ₂,λ₃,λ₄}

下面说明本实施例的具体实施步骤，如图2所示，包括以下步骤：

S11、获取特定地区的特定时间内风电机组的时序理论出力PF、常规电源机组的运行特性和时序负荷需求PL。

S12、根据时序生产模拟判断风电场是否发生弃风，若是则转S13，否则转S20。

S13、确定采取相应调峰手段M_i对电力系统进行调峰。

S14、分别获取现状电力系统风电场的弃风量Q_B和采用相应调峰手段M_i场景下风电场的弃风量Q_Mi。

S15、Q_B与Q_Mi相比较，获得相应调峰手段下的弃风减少量Q_B-Q_Mi。

S16、确定相应调峰手段M_i下的C_Mi。

S17、根据弃风减少量Q_B-Q_Mi与C_Mi，获取相应调峰手段M_i下的经济性评价指标，即减少单位弃风电量的单位调峰成本λ_i。

S18、根据获得的多个λ_i，确定最小的经济性评价指标λ_best，λ_i值最小的调峰手段为最优调峰方案，即λ_best＝min{λ₁，λ₂，λ₃……λ_i}。

S19、取最优的调峰方案为电力系统进行调峰，使电力系统供需平衡。

S20、结束

本实施例基于时序生产模拟获取每种调峰手段下风电场弃风电量，建立每种调峰手段成本模型，进而构建经济性评价指标量化评估不同调峰手段对改善系统风电消纳的效果，得到成本效益最佳的调峰手段，对电力系统适应新能源高效消纳，提高电网调峰能力具有较好的实际指导意义和应用价值。

本发明还提供了一种面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估系统，如图3所示，包括参数获取单元1、与参数获取单元1连接的调峰手段判断单元2、与调峰手段判断单元2连接的成本模型构建单元3、与成本模型构建单元3连接的经济性评价单元4以及输出单元5。

参数获取单元1用于获取特定地区的特定时间内风电机组的时序理论出力P_F、常规电源机组的运行特性和时序负荷需求P_L，其中

风电机组的时序理论出力P_F,具体公式如下：

式中，a表示该地区风电场个数；b表示第g个风电场中风机的个数；P_hg表示该地区第g个风电场中第h_g台风机在该时刻风速条件下的理论出力。

电力系统中常规电源机组的运行特性主要包括机组的最大可用出力P_C,max、最小可用出力P_C,min与机组爬坡率等特性参数；其中机组最大可用出力之和应大于负荷和计划外送电力之和的最大值，并留有一定正备用容量，且该特定地区常规电源机组的最大可用出力P_C,max具体如下式：

式中，I表示该地区常规电源机组的台数，P_Ci,max表示第i台常规机组的最大可用技术出力，P_L(t)表示t时刻该地区的负荷功率，P_t,plan(t)表示t时刻联络线计划外送功率，R₊表示正备用容量。

弃风减少量获取单元2，用于基于时序生产模拟分别获取现状电力系统下风电场的弃风量Q_B，获取采用相应的调峰手段M_i场景下风电场的弃风量Q_Mi，并确定相应的弃风减少量Q_B-Q_Mi；

弃风减少量获取单元2包括弃风判断模块21、弃风量获取模块22和弃风减少量计算模块23。

弃风判断模块21用于时序生产模拟判断风电场电力系统调峰裕度的大小，判断是否需要采取调峰手段；若调峰裕度<0，则说明需要采取调峰手段来适当减少弃风量，提高该地区风电消纳能力，并将判断结果反馈至弃风量获取模块22；若调峰裕度≥0，说明没有弃风，不需要进行调峰。

时序生产模拟的核心是根据时序过程，通过对电网系统、发电系统、新能源与负荷的建模，以小时为单位，模拟未来电力系统在长时间范围内的实际调度运行方式，输出发电和电网系统的全面的运行情况和性能指标的统计分析。若现状电力系统需要通过风电场弃风来满足系统供需平衡，即判断电力系统调峰裕度P_SR＝P_F,max+P_C,max-P_L,max的值。

弃风量获取模块22基于时序生产模拟分别获取现状电力系统(既不采取任何调风手段)下风电场的弃风量Q_B，获取采用相应调峰手段M_i场景下风电场的弃风量Q_Mi，其中i＝1,2,3...n。

本实施例中主要的调峰手段包括：

新建风电外送通道作为系统调峰手段M₁；通过新建风电外送通道能够尽可能避免由于电网输送约束导致的弃风现象，采用调峰手段M₁，基于时序生产模拟获取该地区特定时间内风电场的弃风电量为Q_M1。

新建调峰电源(如提高抽水蓄能，燃气电站等电源的比例)作为系统调峰手段M₂；要提高系统风电消纳能力，必须优化电网电源结构，增加调峰电源的容量，抽水蓄能电站是削峰填谷的最佳调峰电源，可显著提高系统调峰容量，增加风电消纳能力。采用调峰手段M₂，基于时序生产模拟获取该地区特定时间内风电场的弃风电量为Q_M2。

提高常规电源机组调峰能力作为系统调峰手段M₃；对常规电源机组进行灵活性改造，充分挖掘常规电源机组的深度调峰能力和功率快速调节技术；采用调峰手段M₃，基于时序生产模拟获取该地区特定时间内风电场的弃风电量为Q_M3。

灵活增加需求侧资源作为系统调峰手段M₄；将具有可调节和可中断的高载能负荷参与电网调控，弥补常规电源在调节大规模风电上的不足，增强风电就地消纳能力；采用调峰手段M₄，基于时序生产模拟获取该地区特定时间内风电场的弃风电量为Q_M4。

弃风减少量计算模块23根据弃风量获取模块22获取的Q_B与Q_Mi确定相应的弃风减少量Q_B-Q_Mi。

根据上述采用的四种调峰手段M₁、M₂、M₃和M₄对系统进行调峰后的风电场弃风量与未采用任何调峰手段的风电场弃风量相比分别减少了Q_B-Q_M1、Q_B-Q_M2、Q_B-Q_M3、与Q_B-Q_M4的弃风减少量。

成本模型构建单元3用于根据弃风减少量获取单元2采取相应的调峰手段M_i，分别构建每种调峰手段M_i对应的成本模型C_Mi。

每种调峰手段的成本模型C_Mi具体为：

若新建风电外送通道作为系统调峰手段M₁，则输电线路每个环节单位造价要受到地质及所选材料等因素的影响，假设新建线路每个环节长度为m Km，且每公里造价为S_m(m＝1,2,3....L)，则新建线路的建设成本模型用下式表示：

若新建调峰电源作为系统调峰手段M₂，则假设新建调峰电源单台容量为P_k，单位调峰机组投资为X_c，且新建调峰电源机组有T台，则其成本模型用下式表示：

若提高常规电源机组调峰能力作为系统调峰手段M₃，则对常规电源机组的调峰能力进行改造，降低常规电源机组的最小技术出力比例，改造后常规电源机组的投资成本模型用下式表示：

若灵活增加需求侧资源作为系统调峰手段M₄，则将具有可调节负荷参与电网调控，弥补常规电源在调节大规模风电上的不足，增强风电就地消纳能力，负荷功率的投切成本模型可用下式表示：

式中，N_H为负荷的组数，λ_Hy为负荷y的单位调节成本，为负荷y在t时段内的投切状态，其中0表示中断运行，1表示投入运行，P_Hy表示负荷y的单位投切容量。

经济性评价单元4用于根据弃风减少量获取单元2获得的弃风减少量Q_B-Q_Mi与成本模型构建单元3获得的各种调峰手段成本模型C_Mi确定相应调峰手段的经济性评价指标，即减少单位弃风电量的调峰成本λ_i与最佳调峰方案，并将最佳调峰方案发送至输出单元5。单位调峰成本λ_i中值最小的调峰手段为最佳调峰方案；其中λ_i＝C_Mi/(Q_B-Q_Mi)；λ_best＝min{λ₁，λ₂，λ₃……λ_i}。

每种调峰手段下的单位调峰成本具体为：

新建风电外送通道作为系统调峰手段M₁的单位调峰成本λ₁为

新建调峰电源作为系统调峰手段M₂的单位调峰成本λ₂为

提高常规电源机组调峰能力作为系统调峰手段M₃的单位调峰成本λ₃为

灵活增加需求侧资源作为系统调峰手段M₄的单位调峰成本λ₄为

且将上述单位调峰成本λ_i进行比较，数值最小的即为最佳调峰方案λ_best，具体为

λ_best＝min{λ₁,λ₂,λ₃,λ₄}

输出单元5用于向电力系统输出最优调峰方案，电力系统根据最优调峰方案进行调峰，使系统电力供需平衡。

本发明不局限于上述最佳实施方式，任何人应该得知在本发明的启示下作出的结构变化，凡是与本发明具有相同或相近的技术方案，均落入本发明的保护范围之内。

Claims (9)

1.面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估方法，其特征在于，包括以下步骤：

获取特定地区的特定时间内风电机组的时序理论出力P_F、常规电源机组的运行特性和时序负荷需求P_L；基于时序生产模拟分别获取现状电力系统下风电场的弃风量Q_B，获取采用相应的调峰手段M_i场景下风电场的弃风量Q_Mi，并确定相应的弃风减少量Q_B-Q_Mi；构建每种调峰手段M_i对应的成本模型C_Mi；构建每种调峰手段M_i的经济性评价指标，即减少单位弃风电量的单位调峰成本λ_i，λ_i＝C_Mi/(Q_B-Q_Mi)；单位调峰成本λ_i数值最小的即为最佳调峰方案，其中i＝1,2,3...n。

2.如权利要求1所述的面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估方法，其特征在于，所述风电机组的时序理论出力P_F具体如下式：

式中，a表示该地区风电场个数；b表示第g个风电场中风机的个数；P_hg表示该地区第g个风电场中第h_g台风机在该时刻风速条件下的理论出力；

所述时序负荷需求P_L具体如下式：

式中，是历史负荷，K_f是研究时段的预测的负荷峰值，K_h是历史负荷峰值。

3.如权利要求1所述的面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估方法，其特征在于，所述常规电源机组的运行特性主要设有：

机组的最大可用出力P_C,max、最小可用出力P_C,min与机组爬坡率等特性参数；其中机组最大可用出力之和应大于负荷和计划外送电力之和的最大值，并留有一定正备用容量；

所述机组的最大可用出力P_C,max具体如下式：

式中，I表示该地区常规电源机组的台数，P_Ci,max表示第i台常规机组的最大可用技术出力，P_L(t)表示t时刻该地区的负荷功率，P_t,plan(t)表示t时刻联络线计划外送功率，R₊表示正备用容量。

4.如权利要求1所述的面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估方法，其特征在于，所述调峰手段M_i包括：

新建风电外送通道的系统调峰手段M₁；新建调峰电源的系统调峰手段M₂；提高常规电源机组调峰能力的系统调峰手段M₃；灵活增加需求侧资源的系统调峰手段M₄；

所述相应的调峰手段M_i场景下风电场的弃风量Q_Mi与相应的弃风减少量Q_B-Q_Mi具体为

当采用调峰手段M₁时风电场的弃风量Q_M1，弃风减少量为Q_B-Q_M1；

当采用调峰手段M₂时风电场的弃风量Q_M2，弃风减少量为Q_B-Q_M2；

当采用调峰手段M₃时风电场的弃风量Q_M3，弃风减少量为Q_B-Q_M3；

当采用调峰手段M₄时风电场的弃风量Q_M4，弃风减少量为Q_B-Q_M4。

5.如权利要求4所述的面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估方法，其特征在于，所述每种调峰手段M_i对应的成本模型C_Mi具体如下式：

新建风电外送通道的系统调峰手段M₁的成本模型C_M1为

式中，m表示新建线路每个环节长度，S_m表示每公里造价，其中m＝1,2,3....L；

新建调峰电源的系统调峰手段M₂的成本模型C_M2为

式中，P_k表示新建调峰电源单台容量，X_c表示单位调峰机组投资，且T表示新建调峰电源机组中调峰电源机的台数；

提高常规电源机组调峰能力的系统调峰手段M₃的成本模型C_M3为

式中，N_G为常规机组台数，表示常规机组j在t时段的启停状态变量，其中0表示停机状态，1表示开机状态，表示常规机组j在t时段的有功出力，α_j、β_j、γ_j为机组j的运行成本参数，η_0j、η_1j、τ_j为机组j的启停成本参数，τ为常规机组的停机时间；

灵活增加需求侧资源的系统调峰手段M₄的成本模型C_M4为

式中，N_H表示负荷的组数，λ_Hy表示负荷y的单位调节成本，表示负荷y在t时段内的投切状态，其中0表示中断运行，1表示投入运行，P_Hy表示负荷y的单位投切容量。

6.如权利要求5所述的面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估方法，其特征在于，所述每种调峰手段M_i的单位调峰成本λ_i具体如下：

新建风电外送通道作为系统调峰手段M₁的单位调峰成本λ₁为

新建调峰电源作为系统调峰手段M₂的单位调峰成本λ₂为

提高常规电源机组调峰能力作为系统调峰手段M₃的单位调峰成本λ₃为

灵活增加需求侧资源作为系统调峰手段M₄的单位调峰成本λ₄为

。

7.面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估系统，其特征在于，包括

参数获取单元，用于获取特定地区的特定时间内风电机组的时序理论出力P_F、常规电源机组的运行特性和时序负荷需求P_L；

弃风减少量获取单元，与所述参数获取单元连接，用于基于时序生产模拟分别获取现状电力系统下风电场的弃风量Q_B，获取采用相应的调峰手段M_i场景下风电场的弃风量Q_Mi，并确定相应的弃风减少量Q_B-Q_Mi；

成本模型构建单元，与所述调峰手段判断单元连接，用于根据采取的相应的调峰手段M_i，分别构建每种调峰手段M_i对应的成本模型C_Mi；

经济性评价单元，与所述成本模型构建单元连接，用于根据获得的弃风减少量Q_B-Q_Mi与各种调峰手段成本模型C_Mi确定相应调峰手段的经济性评价指标，即减少单位弃风电量的调峰成本λ_i与最佳调峰方案；

输出单元，与所述经济性评价单元连接。

8.如权利要求7所述的面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估系统，其特征在于，所述经济性评价模块包括弃风判断模块、弃风量获取模块和弃风减少量计算模块；

所述弃风判断模块用于时序生产模拟判断风电场电力系统调峰裕度的大小，判断是否需要采取调峰手段；

所述弃风量获取模块用于基于时序生产模拟分别获取现状电力系统下风电场的弃风量Q_B，获取采用相应调峰手段M_i场景下风电场的弃风量Q_Mi；

所述弃风减少量计算模块用于确定相应的弃风减少量Q_B-Q_Mi。

9.如权利要求7所述的面向风电消纳的电力系统调峰手段经济性评估系统，其特征在于，所述调峰手段M_i包括：

新建风电外送通道的系统调峰手段M₁；新建调峰电源的系统调峰手段M₂；提高常规电源机组调峰能力的系统调峰手段M₃；灵活增加需求侧资源的系统调峰手段M₄。