CN109002912A - 一种水风光互补发电***调峰能力评估方法 - Google Patents

一种水风光互补发电***调峰能力评估方法 Download PDF

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Abstract

一种水风光互补发电***调峰能力评估方法，该方法首先由发电功率预测模块获得水风光各自发电出力计算得到水风光互补后的总出力，将该总出力输入负荷追踪度计算模块、净负荷波动标准差计算模块和净负荷功率变化率计算模块，然后结合检测模块得到的***实际总负荷，计算出负荷追踪度、净负荷波动标准差及净负荷功率变化率，并将结果输入调峰能力计算模块，得到水风光互补发电***的调峰能力指标。本发明能够对水风光互补发电***调峰能力进行有效评估，为电力***调度提供决策依据。

Description

一种水风光互补发电***调峰能力评估方法
技术领域
本发明属于电力***调峰领域，具体涉及一种水风光互补发电***的调峰能力评估方法。
背景技术
由于风电、太阳能光伏发电依赖于自然条件，如气象环境、地理位置、输送通道等，其发电具有不确定性、波动性的特点，大规模风光电源接入电网将给电网的电压稳定、频率稳定、发电计划等造成挑战。高效安全、时空互补的多能源协同利用与综合管理是解决这些问题的重要途径。近年来，随着跨区域电网的建成，我国多区域水风光资源进行互补开发已步入正轨。风光出力的不确定性是水风光互补优化调度调峰面临的重要问题，各地区调峰需求差异也对水风光互补发电***的调峰能力有一定要求。
现有技术主要研究了单个新能源电站的调峰能力计算方法，如，CN107480833A“一种风电发电***调峰能力评估方法”，其提出一种通过考虑风电功率波动风险和风场收益来得到风场调峰能力预测值，描述风电场对电力***调度的影响；CN103208813A“一种准确计及风电影响的电力***日调峰能力评估方法”，其是以风电历史数据为基础，通过计算风电出力有效指标来准确计算风电调峰容量。上述方法都是仅涉及单个电站的调峰能力评估方法，并没有探讨如何评估水风光互补***的调峰能力，更没有通过相关系数方法定义调峰指标来保证调峰能力评估的可靠性。
因此，针对不同地域的调峰需求差异，通过考虑电源侧和负荷侧双重因素来定义调峰能力评估指标，准确评估水风光互补发电***的调峰能力，为电力***调度提供决策依据的方法亟待研发。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是，针对上述现有技术的不足，提供一种水风光互补发电***调峰能力评估方法，针对各地调峰需求的差异性，通过定义三个调峰能力相关指标，对水风光互补发电***的调峰能力进行有效评估，从而为电力***调度提供决策依据。
为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案为：一种水风光互补发电***调峰能力评估方法，该方法步骤如下：
(1)发电功率预测模块从水风光互补发电***中分别获取水力发电站、风力发电站及光伏发电站的发电功率历史数据，并根据该发电功率历史数据，以整小时为时间尺度，预测T小时内水力发电站、风力发电站及光伏发电站的各自出力，将同一时间的该三个发电站的出力相加，得到T小时内水风光互补后总出力PD1,PD2,...,PDT；其中，T＞1；
根据发电站的发电功率历史数据对发电站未来T小时内的出力进行预测是现有常规技术。
(2)将水风光互补后总出力PD1,PD2,...,PDT同时分别输入到负荷追踪度计算模块、净负荷波动标准差计算模块和净负荷功率变化率计算模块，结合T小时内水风光互补发电***的实际总负荷PL1,PL2,...,PLT，计算负荷追踪度λ、净负荷波动标准差δ1及净负荷功率变化率δ2；其中，该水风光互补发电***T小时内的实际总负荷与用户T小时内的实际总负荷相同，而用户T小时内的实际总负荷由检测模块检测得到；
(3)将负荷追踪度λ、净负荷波动标准差δ1及净负荷功率变化率δ2输入调峰能力计算模块，计算***调峰能力指标K＝σ1λ/(σ2δ1+σ3δ2)，K越大，则***调峰能力越好；其中，σ1、σ2、σ3分别为负荷追踪度λ、负荷波动标准差δ1、净负荷功率变化率δ2的权重系数，且σ1+σ2+σ3＝1。
各权重系数的大小由电力公司对三个技术指标(负荷追踪度λ、净负荷波动标准差δ1及净负荷功率变化率δ2)的偏好程度决定是现有常规技术。
上述负荷追踪度λ的计算方法：λ＝a/b，其中，Xi的计算方法：先计算水风光互补后总出力PD1,PD2,...,PDT的平均值，再分别计算该平均值与水风光互补后总出力PD1,PD2,...,PDT之间的差值，所得差值记为X1,X2,...,XT，即为Xi；Yi的计算方法：先计算水风光互补发电***实际总负荷PL1,PL2,...,PLT的平均值，再分别计算该平均值与水风光互补发电***实际总负荷PL1,PL2,...,PLT之间的差值，所得差值记为Y1,Y2,...,YT，即为Yi。负荷追踪度计算模块可以对水风光互补后的联合出力曲线与负荷曲线变化一致性程度进行指标量化，负荷追踪度越趋近于1，则其平滑负荷波动能力越好。
上述净负荷波动标准差δ1是指互补后负荷曲线相对于其平均值的离散程度；δ1的计算公式为其中，Zi是先计算水风光互补发电***实际总负荷PL1,PL2,...,PLT与水风光互补后总出力PD1,PD2,...,PDT于同一时间的差值，再计算差值与差值的平均值之间的差值，最后所得差值记为Z1,Z2,...,ZT(如，若总负荷为a1、a2、a3，总出力为b1、b2、b3，则总负荷与总出力于同一时间的差值即为a1-b1、a2-b2、a3-b3，该3个差值的平均值设为q,则差值与差值的平均值之间的差值即为a1-b1-q、a2-b2-q、a3-b3-q)，即为Zi。
上述净负荷功率变化率δ2是指负荷曲线的峰谷差异程度，δ2的计算方法：计算水风光互补发电***实际总负荷PL1,PL2,...,PLt与水风光互补后总出力PD1,PD2,...,PDt于同一时间的差值，取差值中的最大值和最小值，将最大值减去最小值后除以T，得到。
本方法以水风光互补***的历史运行数据为基础，通过定义和计算***的调峰能力指标来表征***的调峰需求，具有物理意义明确、准确度高、计算速度快的优点。本发明能够对水风光互补发电***调峰能力进行有效评估，为电力***调度提供决策依据。
附图说明
图1为本发明水风光互补发电***的调峰能力评估方法原理图。
图2为本发明实施例的水风光电站预测出力曲线图。
图3为本发明实施例的负荷曲线图。
具体实施方式
下面结合实施例和附图对本发明作进一步说明，但不因此限制本发明的保护范围。
结合参见图1，本发明为一种水风光互补发电***调峰能力评估方法，该评估方法中，该水风光互补发电***包括水力发电站、风力发电站及光伏发电站，该水风光互补发电***由三个发电站经并网逆变器、配电变压器接入大电网，再由大电网经配电变压器输出，供用户用电，用户各时刻实际用电的总负荷由与用户相连接的检测模块检测得到，该用户的实际总负荷即为水风光互补发电***的实际总负荷；发电功率预测模块从该水风光互补发电***的三个发电站获取发电功率历史数据，预测三个发电站的出力，得到水风光互补后总出力同时分别输入负荷追踪度计算模块、净负荷波动标准差计算模块和净负荷功率变化率计算模块，结合水风光互补发电***的实际总负荷，计算得到负荷追踪度λ、净负荷波动标准差δ1及净负荷功率变化率δ2，最后利用调峰能力计算模块将负荷追踪度λ、净负荷波动标准差δ1及净负荷功率变化率δ2与权重系数相结合，则能计算得到***调峰能力指标K。具体的步骤如下：
(1)发电功率预测模块从水风光互补发电***中分别获取水力发电站、风力发电站及光伏发电站的发电功率历史数据，并根据该发电功率历史数据，预测T小时内水力发电站、风力发电站及光伏发电站的各自出力，将同一时间的该三个发电站的出力相加，得到T小时内水风光互补后总出力PD1,PD2,...,PDT；其中，T为大于1的正整数；
(2)将水风光互补后总出力PD1,PD2,...,PDT同时分别输入到负荷追踪度计算模块、净负荷波动标准差计算模块和净负荷功率变化率计算模块，结合T小时内水风光互补发电***的实际总负荷PL1,PL2,...,PLT，计算负荷追踪度λ、净负荷波动标准差δ1及净负荷功率变化率δ2；其中，该水风光互补发电***T小时内的实际总负荷等于检测模块检测到的用户T小时内的实际总负荷；
负荷追踪度λ的计算方法：计算水风光互补后总出力PD1,PD2,...,PDT的平均值，再计算该平均值与PD1,PD2,...,PDT之间的差值，所得差值记为X1,X2,...,XT；同时计算水风光互补发电***实际总负荷PL1,PL2,...,PLT的平均值，再计算该平均值与PL1,PL2,...,PLT之间的差值，所得差值记为Y1,Y2,...,YT；则λ＝a/b,其中，
净负荷波动标准差δ1的计算方法：计算水风光互补发电***实际总负荷PL1,PL2,...,PLt与水风光互补后总出力PD1,PD2,...,PDt于同一时间的差值，再计算该些差值与该些差值的平均值之间的差值，最后所得差值记为Z1,Z2,...,ZT，再利用公式得净负荷波动标准差δ1；
净负荷功率变化率δ2的计算方法：计算水风光互补发电***实际总负荷PL1,PL2,...,PLt与水风光互补后总出力PD1,PD2,...,PDt于同一时间的差值，取差值中的最大值和最小值，将最大值减去最小值后除以T，得净负荷功率变化率；
(3)将负荷追踪度λ、净负荷波动标准差δ1及净负荷功率变化率δ2输入调峰能力计算模块，计算***调峰能力指标K＝σ1λ/(σ2δ1+σ3δ2)，K越大，则***调峰能力越好；其中，σ1、σ2、σ3分别为负荷追踪度λ、负荷波动标准差δ1、净负荷功率变化率δ2的权重系数，且σ1+σ2+σ3＝1，各权重系数的大小由电力公司对三个技术指标的偏好程度决定。
实施例
针对雅鲁藏布江流域藏木水电站(额定装机容量300MW)，泽当风电站(额定装机容量200MW)、泽当光伏电站(额定装机容量180MW)的电源装机和负荷数据，基于某一天24小时段进行仿真计算。具体步骤如下：
(1)发电功率预测模块根据藏木水电站、泽当风电站、泽当光伏电站的发电功率历史数据，以整小时为时间尺度，预测T＝24小时内水风光互补发电***中藏木水电站、泽当风电站、泽当光伏电站的各自出力，并对三个电站同一时间的预测出力进行求和，得到水风光互补后总出力(见图2)。该天24个时刻对应的三个电站的预测出力及水风光互补后总出力如下表1所示。
(2)检测模块检测得到该天24小时内用户的实际总负荷，该总负荷值即为该天24小时内水风光互补发电***的实际总负荷PL1,PL2,...,PLT，***负荷曲线见图3。该天24个时刻对应的水风光互补发电***的总负荷参见下表1。
表1某天24个时刻所对应的预测出力、水风光互补后总出力及***总负荷
(3)按前述方法计算，得a＝50260.75，b＝51185.58，从而得到负荷追踪度净负荷λ＝a/b＝50260.75÷51185.58＝0.98；得净负荷波动标准差δ1＝9.18；PL1,PL2,...,PLt与PD1,PD2,...,PDt差值中的最大值为11，最小值为-19，将最大值与最小值求差得30，计算净负荷功率变化率δ2＝30÷24＝1.25。
(4)计算***调峰能力指标K＝σ1λ/(σ2δ1+σ3δ2)＝σ1×0.98/(σ2×9.18+σ3×1.25)，σ1、σ2、σ3分别为负荷追踪度λ、负荷波动标准差δ1、净负荷功率变化率δ2的权重系数，且σ1+σ2+σ3＝1。假设当地电网要求水风光出力并网后平滑负荷波动效果较高，即负荷追踪度度λ占比较大，负荷波动标准差δ1和净负荷功率变化率δ2占比较小。设各权重系数为σ1＝0.6，σ2＝0.2，σ3＝0.2，则计算***调峰能力指标K＝0.6×0.98/(0.2×9.18+0.2×1.25)＝0.283。

Claims (4)

1.一种水风光互补发电***调峰能力评估方法，其特征在于，该方法步骤如下：
(1)发电功率预测模块从水风光互补发电***中分别获取水力发电站、风力发电站及光伏发电站的发电功率历史数据，并根据该发电功率历史数据，预测T小时内水力发电站、风力发电站及光伏发电站的各自出力，将同一时间的该三个发电站的预测出力相加，得到T小时内水风光互补后总出力PD1,PD2,...,PDT；其中，T为大于1的正整数；
(2)将水风光互补后总出力PD1,PD2,...,PDT同时分别输入到负荷追踪度计算模块、净负荷波动标准差计算模块和净负荷功率变化率计算模块，结合T小时内水风光互补发电***的实际总负荷PL1,PL2,...,PLT，计算负荷追踪度λ、净负荷波动标准差δ1及净负荷功率变化率δ2；其中，该水风光互补发电***T小时内的实际总负荷等于用户T小时内的实际总负荷；
(3)将负荷追踪度λ、净负荷波动标准差δ1及净负荷功率变化率δ2输入调峰能力计算模块，计算***调峰能力指标K，K＝σ1λ/(σ2δ1+σ3δ2)，K越大，则***调峰能力越好；其中，σ1、σ2、σ3分别为负荷追踪度λ、负荷波动标准差δ1、净负荷功率变化率δ2的权重系数，且σ1+σ2+σ3＝1。
2.如权利要求1所述的一种水风光互补发电***调峰能力评估方法，其特征在于，所述负荷追踪度λ的计算公式为λ＝a/b，其中， Xi是水风光互补后总出力PD1,PD2,...,PDT的平均值与PD1,PD2,...,PDT之间的差值；Yi是水风光互补发电***实际总负荷PL1,PL2,...,PLT的平均值与PL1,PL2,...,PLT之间的差值。
3.如权利要求1所述的一种水风光互补发电***调峰能力评估方法，其特征在于，所述净负荷波动标准差δ1的计算公式为其中，Zi是先计算水风光互补发电***实际总负荷PL1,PL2,...,PLT与水风光互补后总出力PD1,PD2,...,PDT于同一时间的差值，再计算差值与差值的平均值之间的差值。
4.如权利要求1所述的一种水风光互补发电***调峰能力评估方法，其特征在于，所述净负荷功率变化率δ2是通过计算水风光互补发电***实际总负荷PL1,PL2,...,PLT与水风光互补后总出力PD1,PD2,...,PDT于同一时间的差值，取差值中的最大值和最小值，将最大值减去最小值后除以T，得到。
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