一种风力发电-负荷实时协调消纳弃风的评估测算方法

摘要

本发明公开了一种风力发电‑负荷实时协调消纳弃风的评估测算方法，根据计划类用电负荷消纳评估指标集和直接控制类用电负荷的消纳评估指标集进行风力发电‑负荷实时协调消纳弃风的评估测算；计划类用电负荷消纳评估指标集包括计划消纳电量、有效消纳风电增量、风电电源违约超发电量、风电电源违约不足电量、用电负荷用电增量、用电负荷违约超用电量、用电负荷违约不足电量、计划类消纳完成率；所述直接控制类用电负荷的消纳评估指标集包括直接控制类有效消纳风电增量、用电负荷消纳部分用电量、直接控制类消纳转化率。以解决协调系统参与方风力发电与用电负荷间对消纳弃风的贡献‑成本‑收益评估问题。

说明书

技术领域

本发明涉及一种评估方法，具体涉及一种风力发电-负荷实时协调消纳弃风的评估测算方法。

背景技术

随着间歇性可再生能源快速发展，风力发电在地区电网发电量与装机容量占比逐渐升高，由于风力发电光伏等可再生能源发电能力的间歇性以及电网接纳能力不足共同引发的弃风问题也日益严重，尤其是风力发电这类变化速度快实时预测准确率不高的可再生能源。通过挖掘用电负荷实时响应能力，提升电网应对电源波动能力，在不对大电网安全及其它电源稳定生产造成影响的前提下消纳弃风力发电量，因此，发展风力发电-用电负荷实时协同消纳风力发电是解决日益严重的弃风问题的有效途径，但由于实时协调参与各方付出成本与收益无法与原始风力发电发电计量方法分离，造成协调利益难以均衡。如果能建立一种针对风力发电-用电负荷实时协调消纳弃风力发电量及其它重要指标评估与测算的方法，为参与方风力发电与用电负荷间结算提供了一种相对公平的方法，有助于更多有响应能力的用电负荷参与协调消纳弃风，为风力发电等间歇性可再生能源提供良好的发电环境。

发明内容

本发明的目的在于提供一种风力发电-用电负荷实时协调消纳弃风的评估测算方法，该方法针对计划类用电负荷与直接控制类的风力发电-用电负荷实时匹配消纳弃风协调系统运行效果进行评估，为参与方风力发电与用电负荷间结算提供了一种相对公平的方法，有助于更多有响应能力的用电负荷参与协调消纳弃风。

本发明解决所采用的技术方案是：

一种风力发电-负荷实时协调消纳弃风的评估测算方法，根据提供实时协调消纳的计划类用电负荷计划类用电负荷消纳评估指标集和直接控制类用电负荷的消纳评估指标集进行风力发电-负荷实时协调消纳弃风的评估测算；

所述计划类用电负荷消纳评估指标集包括计划消纳电量、有效消纳风电增量、风电电源违约超发电量、风电电源违约不足电量、用电负荷用电增量、用电负荷违约超用电量、用电负荷违约不足电量、计划类消纳完成率；所述直接控制类用电负荷的消纳评估指标集包括直接控制类有效消纳风电增量、用电负荷消纳部分用电量、直接控制类消纳转化率；

所述计划消纳电量A₁满足下列公式：

$A_1=\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}{A}_{p1}\left(t_i\right)*T$

其中，A_p1(t)表示协议消纳计划曲线，A_p1(t)是由风电电源方与用电负荷方协议达成一致的用电/发电计划曲线，一般是根据风电电源的消纳需求曲线与用电负荷协商形成双方可以执行的用电/发电计划曲线，曲线A_p1(t)是由计算时间段内固定时间间隔的功率数值序列组成，或者可以近似转换为此类形式；t表示时间，t_i为对应的时间序列标号,A_p1(t_i)表示协议消纳计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，A_p1(t_i)是由风电电源方通过若干小时前发电能力预测曲线与电网调度对风电发电计划曲线相减得出；T表示固定时间间隔，n表示测评时段开始至结束时包含的时间间隔数量，i表示时间序列的序号；

所述有效消纳风电增量C_p1满足下列公式：

$C_{p1}=\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}\left(G\right(t_i)-G_l(t_i\left)\right)*T$

其中，G_l(t)表示由风力发电接入电网调度取得的原始限电计划曲线，G(t)表示由用于风力发电结算计量表取得的风力实际发电曲线，t_i为对应的时间序列标号,G(t_i)表示实际发电曲线上对应时刻t_i的功率数值，G_l(t_i)表示原始限电计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，T表示固定时间间隔，n表示测评时段开始至结束时包含的时间间隔数量，i表示时间序列的序号；

所述风电电源违约超发电量B_g1满足下列公式：

$B_{g1}=\underset{j=1}{\overset{n}{\Sigma }}\left(G\right(t_{a_j})-G_l(t_{a_j})-A_{p1}(t_{a_j}\left)\right)*T$

其中，G_l(t)表示由风力发电接入电网调度取得的原始限电计划曲线，G(t)表示由用于风力发电结算计量表取得的风力实际发电曲线，t_i为对应的时间序列标号,G(t_i)表示实际发电曲线上对应时刻t_i的功率数值，G_l(t_i)表示原始限电计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，A_p1(t_i)表示协议消纳计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，T表示固定时间间隔，n表示测评时段开始至结束时包含的时间间隔数量，a_1,a_2,…a_j,…a_n表示所有经过判断属于风力发电违约超发的时间段标号,以整数形式出现；

所述风电电源违约不足电量B_g2满足以下公式：

$B_{g2}=\underset{j=1}{\overset{n}{\Sigma }}\left(G_l\right(t_{b_j})+A_{p1}(t_{b_j})-G(t_{b_j}\left)\right)*T$

其中，G_l(t)表示由风力发电接入电网调度取得的原始限电计划曲线，G(t)表示由用于风力发电结算计量表取得的风力实际发电曲线，一般是由计算时间段内固定时间间隔的功率数值序列组成，或者可以近似转换为此类形式；t_i为对应的时间序列标号,G(t_i)表示实际发电曲线上对应时刻t_i的功率数值，A_p1(t_i)表示协议消纳计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，G_l(t_i)表示原始限电计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，T表示固定时间间隔，n表示测评时段开始至结束时包含的时间间隔数量，b₁,b₂,…b_j,…b_n代表所有经过判断属于风力发电违约不足的时间段标号,以整数形式出现；

所述用电负荷用电增量C_c1满足以下公式：

$C_{c1}=\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}\left(L\right(t_i)-L_l(t_i\left)\right)*T$

其中，t_i为对应的时间序列标号,L(t_i)表示用电负荷实际用电曲线上对应时刻t_i的功率数值，L_l(t_i)表示用电负荷上报的原始计划用电曲线上对应时刻t_i的功率数值，T表示固定时间间隔，n表示测评时段开始至结束时包含的时间间隔数量，i表示时间序列的序号；

所述用电负荷违约超用电量B_l1满足以下公式：

$B_{l_1}=\underset{j=1}{\overset{n}{\Sigma }}\left(L\right(t_{c_j})-L_l(t_{c_j})-A_{p1}(t_{c_j}\left)\right)*T$

其中，t_i为对应的时间序列标号,L(t_i)表示用电负荷实际用电曲线上对应时刻t_i的功率数值，L_l(t_i)表示用电负荷上报的原始计划用电曲线上对应时刻t_i的功率数值，A_p1(t_i)表示协议消纳计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，T表示固定时间间隔，n表示测评时段开始至结束时包含的时间间隔数量，c₁,c₂,…c_j,…c_n代表所有经过判断属于负荷用电违约超发的时间段标号,以整数形式出现；

所述用电负荷违约不足电量B_l2满足以下公式：

$B_{l_2}=\underset{j=1}{\overset{n}{\Sigma }}\left(G_l\right(t_{d_j})+A_{p1}(t_{d_j})-L(t_{d_j}\left)\right)*T$

其中，d₁,d₂,…d_j,…d_n代表所有经过判断属于负荷用电违约不足的时间段标号,以整数形式出现；

所述计划类消纳完成率η₁满足以下公式：

η₁＝C_p1/A₁

其中，C_p1为有效消纳风电增量，A₁为计划消纳电量；

所述用电负荷消纳部分用电量C_c2满足以下公式：

$C_{c2}=\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}{A}_{p2}\left(t_i\right)*T$

其中，A_p2(t)是由风力发电方15分钟内提交且通过接入电网调度校核后下发至参与直接控制协调消纳用电负荷的消纳需求曲线，一般是由计算时间段内固定时间间隔的功率数值序列组成，或者可以近似转换为此类形式；t_i为对应的时间序列标号,A_p2(t_i)表示用电负荷实际受控曲线上对应时刻t_i的功率数值，T表示固定时间间隔，n表示本方法针对的测评时段开始至结束时包含的时间间隔数量，i代表时间序列的序号；

所述直接控制类有效消纳风电增量C_p2满足以下公式：

$C_{p2}=\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}\left(G\right(t_i)-G_l(t_i\left)\right)*T$

其中，原始限电计划曲线G_l(t)由风力发电接入电网调度取得，一般是由计算时间段内固定时间间隔的功率数值序列组成，或者可以近似转换为此类形式；风力实际发电曲线G(t)由用于风力发电结算计量表计取得，一般是由计算时间段内固定时间间隔的功率数值序列组成，或者可以近似转换为此类形式；t_i为对应的时间序列标号,G(t_i)表示实际发电曲线上对应时刻t_i的功率数值，G_l(t_i)表示原始限电计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，T表示固定时间间隔，n表示测评时段开始至结束时包含的时间间隔数量，i代表时间序列的序号；

所述直接控制类消纳转化率η₂满足以下公式：

η₂＝C_p2/C_C2

其中，C_p2为直接控制类有效消纳风电增量，C_c2为用电负荷消纳部分用电量。

计划类用电负荷消纳评估指标集针对提前15分钟及以上风力发电－用电负荷双方认可达成计划协调的消纳弃风行为，直接控制类用电负荷的消纳评估指标集针对15分钟以内达成协调的消纳弃风行为。

更进一步的方案是，风力发电违约超发的判断公式如下：

G(t_i)＞(G_l(t_i)+A_p1(t_i))*(1+X％)

若不等式成立，则代表风力发电违约超发；

其中，G_l(t)表示由风力发电接入电网调度取得的原始限电计划曲线，G(t)表示由用于风力发电结算计量表取得的风力实际发电曲线，t_i为对应的时间序列标号,G(t_i)表示实际发电曲线上对应时刻t_i的功率数值，A_p1(t_i)表示协议消纳计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，G_l(t_i)表示原始限电计划曲线上对应时刻t_i的功率数值；X％为协调约定参与用电负荷方用电功率波动允许范围，一般选取3％；i代表时间序列的序号。

更进一步的方案是，风力发电违约不足的判断公式如下：

G(t_i)＜(G_l(t_i)+A_p1(t_i))*(1-X％)

若不等式成立，则代表风力发电违约不足；

其中，G_l(t)表示由风力发电接入电网调度取得的原始限电计划曲线，一般是由计算时间段内固定时间间隔的功率数值序列组成，或者可以近似转换为此类形式；G(t)表示由>i为对应的时间序列标号,G(t_i)表示实际发电曲线上对应时刻t_i的功率数值，A_p1(t_i)表示协议消纳计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，G_l(t_i)表示原始限电计划曲线上对应时刻t_i的功率数值；X％为协调约定参与用电负荷方用电功率波动允许范围，一般选取3％；i代表时间序列的序号。

更进一步的方案是，负荷用电违约超发的判断公式如下：

L(t_i)＞(L_l(t_i)+A_p1(t_i))*(1+X％)

若不等式成立，则代表负荷用电违约超发；

其中，L_l(t)为由用电负荷自主上报取得负荷原始计划用电曲线，一般是由计算时间段内固定时间间隔的功率数值序列组成，或者可以近似转换为此类形式；L(t)为由用于用电负荷结算计量表计取得负荷实际用电曲线，一般是由计算时间段内固定时间间隔的功率数值序列组成，或者可以近似转换为此类形式；t_i为对应的时间序列标号,L(t_i)表示用电负荷实际用电曲线上对应时刻t_i的功率数值，L_l(t_i)表示用电负荷上报的原始计划用电曲线上对应时刻t_i的功率数值，A_p1(t_i)表示协议消纳计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，；X％为协调约定参与用电负荷方用电功率波动允许范围，一般选取3％；i代表时间序列的序号；

更进一步的方案是，负荷用电违约不足的判断公式如下：

L(t_i)＜(L_l(t_i)+A_p1(t_i))*(1-X％)

若不等式成立，则代表负荷用电违约不足；

其中，t_i为对应的时间序列标号,L(t_i)表示用电负荷实际用电曲线上对应时刻t_i的功率数值，L_l(t_i)表示用电负荷上报的原始计划用电曲线上对应时刻t_i的功率数值，A_p1(t_i)表示协议消纳计划曲线上对应时刻t_i的功率数值；X％为协调约定参与用电负荷方用电功率波动允许范围，一般选取3％；i代表时间序列的序号。

本发明中，对弃风电量的判定是指在电网企业与电源方用尽其它手段仍无法消纳的电量，即在电网调度计划指令已满足各级政策与标准要求后，向风光电下达限电限额与电源实际发电能力间的差值为弃风电量，是协调消纳的目标对象，本发明描述为风电消纳需求。依据弃风电量实时消纳需求，用电负荷根据自身能力决定通过计划类与直接控制类形式参 与。

可以由计划类用电负荷消纳评估指标集中的用电负荷用电增量、有效消纳风电增量作为计划类协调消纳风力发电对用电负荷协调消纳补偿的结算电量，以约定正常单位价格P₁乘以补偿结算电量作为结算金额，结算电量由参与方合同约定选取用电负荷用电增量或有效消纳风电增量。例如，参与风力发电方与用电负荷与合约中约定以用电负荷增量为结算依据，则由风力发电方支付给用电负荷方的金额M₁计算公式:

M₁＝C_c1*P₁

可以由计划类用电负荷消纳评估指标集中的风电电源违约超发电量、风电电源违约不足电量、用电负荷违约超用电量、用电负荷违约不足电量作为执行中违约赔偿部分的结算电量，以约定风力发电方违约赔偿单位价格P₂乘以违约赔偿结算电量作为风力发电方结算金额M₂,以约定用电负荷方违约赔偿单位价格P₃乘以违约赔偿结算电量作为用电负荷方结算金额M₃。例如，由风力发电方与用电负荷方分别支付给负责平抑违约带来波动的调节电源或者电网公司，风力发电方支付金额M₂与用电负荷支付金额M₃计算公式:

M₂＝(B_g1+B_g2)*P₂

M₃＝(B_l1+B_l2)*P₃

可以由直接控制类用电负荷的消纳评估指标集的直接控制类有效消纳风电增量、用电负荷消纳部分用电量作为直接控制类协调消纳风力发电对用电负荷协调消纳的统计结算电量，以约定正常单位电量价格P₄乘以统计结算电量作为结算金额。结算电量由参与方合同约定选取用电负荷用电增量或有效消纳风电增量。例如，参与风力发电方与用电负荷与合约中约定以用电负荷增量为结算依据，则由风力发电方支付给用电负荷方的金额M₄计算公式:

M₄＝C_c2*P₄。

本发明产生的有益效果是：

本发明提出了一种明确、高效的运行效果评估方法，这种方法可以用于提前15分钟及以上计划协调的计划类消纳弃风行为，也可以应用于15分钟以内达成的直接控制类消纳弃风行为；

可以系统的应用于协调消纳弃风的效果评估与经济结算，实现：(1)降低风力发电-用电负荷实时协调消纳弃风行为测算评估体系复杂程度；(2)提高可操作性，输出结果准确度高，节约时间与经济测算成本；(3)可以用于风力发电-用电负荷实时协调消纳弃风中参与方风力发电-用电负荷的经济交易结算，为交易提供结算电量。

附图说明

下面将结合附图及实施例对本发明作进一步说明，附图中：

图1为本发明流程示意图；

图2为三个风力发电场原始限电计划曲线G_l(t)与风力实际发电曲线G(t)；其中

图2(a)风场一原始限电计划曲线G_l(t)与风力实际发电曲线，

图2(b)风场二原始限电计划曲线G_l(t)与风力实际发电曲线，

图2(c)风场三原始限电计划曲线G_l(t)与风力实际发电曲线；

图3为计划类消纳的消纳计划曲线A_p1(t)；

图4为用电负荷原始计划用电曲线L_l(t)与实际用电曲线L(t)。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

根据负荷参与形式不同分为计划类协调消纳弃风与直接控制类协调消纳弃风。

参见图1，一种风力发电-负荷实时协调消纳弃风的评估测算方法，根据提供实时协调消纳的计划类用电负荷计划类用电负荷消纳评估指标集和直接控制类用电负荷的消纳评估指标集进行风力发电-负荷实时协调消纳弃风的评估测算；

所述计划类用电负荷消纳评估指标集包括计划消纳电量、有效消纳风电增量、风电电源违约超发电量、风电电源违约不足电量、用电负荷用电增量、用电负荷违约超用电量、用电负荷违约不足电量、计划类消纳完成率；所述直接控制类用电负荷的消纳评估指标集 包括直接控制类有效消纳风电增量、用电负荷消纳部分用电量、直接控制类消纳转化率；

所述计划消纳电量A₁满足下列公式：

$A_1=\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}{A}_{p1}\left(t_i\right)*T$

其中，A_p1(t)表示协议消纳计划曲线，A_p1(t)是由风电电源方与用电负荷方协议达成一致的用电/发电计划曲线，一般是根据风电电源的消纳需求曲线与用电负荷协商形成双方可以执行的用电/发电计划曲线，曲线A_p1(t)是由计算时间段内固定时间间隔的功率数值序列组成，或者可以近似转换为此类形式；t表示时间，t_i为对应的时间序列标号,A_p1(t_i)表示协议消纳计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，A_p1(t_i)是由风电电源方通过若干小时前发电能力预测曲线与电网调度对风电发电计划曲线相减得出；T表示固定时间间隔，n表示测评时段开始至结束时包含的时间间隔数量，i表示时间序列的序号；

所述有效消纳风电增量C_p1满足下列公式：

$C_{p1}=\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}\left(G\right(t_i)-G_l(t_i\left)\right)*T$

其中，G_l(t)表示由风力发电接入电网调度取得的原始限电计划曲线，G(t)表示由用于风力发电结算计量表取得的风力实际发电曲线，t_i为对应的时间序列标号,G(t_i)表示实际发电曲线上对应时刻t_i的功率数值，G_l(t_i)表示原始限电计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，T表示固定时间间隔，n表示测评时段开始至结束时包含的时间间隔数量，i表示时间序列的序号；

逐一选取G_l(t_i)、G(t_i)、A_p1(t_i)对应时刻功率值进行比较，判断是否属于风力发电违约超发，风力发电违约超发的判断公式如下：

G(t_i)＞(G_l(t_i)+A_p1(t_i))*(1+X％)

若不等式成立，则代表风力发电违约超发，由此算出风力发电超发违约电量B_g1

其中，G_l(t)表示由风力发电接入电网调度取得的原始限电计划曲线，G(t)表示由用于风力发电结算计量表取得的风力实际发电曲线，t_i为对应的时间序列标号,G(t_i)表示实际发电曲线上对应时刻t_i的功率数值，A_p1(t_i)表示协议消纳计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，G_l(t_i)表示原始限电计划曲线上对应时刻t_i的功率数值；X％为协调约定参与用电负荷>

所述风电电源违约超发电量B_g1满足下列公式：

$B_{g1}=\underset{j=1}{\overset{n}{\Sigma }}\left(G\right(t_{a_j})-G_l(t_{a_j})-A_{p1}(t_{a_j}\left)\right)*T$

其中，G_l(t)表示由风力发电接入电网调度取得的原始限电计划曲线，G(t)表示由用于风力发电结算计量表取得的风力实际发电曲线，t_i为对应的时间序列标号,G(t_i)表示实际发电曲线上对应时刻t_i的功率数值，G_l(t_i)表示原始限电计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，A_p1(t_i)表示协议消纳计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，T表示固定时间间隔，n表示测评时段开始至结束时包含的时间间隔数量，a₁,a₂,…a_j,…a_n表示所有经过判断属于风力发电违约超发的时间段标号,以整数形式出现；

逐一选取G_l(t_i)、G(t_i)、A_p1(t_i)对应时刻功率值进行比较，判断是否属于风力发电违约不足，风力发电违约不足的判断公式如下：

G(t_i)＜(G_l(t_i)+A_p1(t_i))*(1-X％)

若不等式成立，则代表风力发电违约不足；由此计算出风电电源违约不足电量B_g2；

其中，G_l(t)表示由风力发电接入电网调度取得的原始限电计划曲线，一般是由计算时间段内固定时间间隔的功率数值序列组成，或者可以近似转换为此类形式；G(t)表示由用于风力发电结算计量表取得的风力实际发电曲线，t_i为对应的时间序列标号,G(t_i)表示实际发电曲线上对应时刻t_i的功率数值，A_p1(t_i)表示协议消纳计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，G_l(t_i)表示原始限电计划曲线上对应时刻t_i的功率数值；X％为协调约定参与用电负荷方用电功率波动允许范围，一般选取3％；i代表时间序列的序号；

所述风电电源违约不足电量B_g2满足以下公式：

$B_{g2}=\underset{j=1}{\overset{n}{\Sigma }}\left(G_l\right(t_{b_j})+A_{p1}(t_{b_j})-G(t_{b_j}\left)\right)*T$

其中，G_l(t)表示由风力发电接入电网调度取得的原始限电计划曲线，G(t)表示由用>i为对应的时间序列标号,G(t_i)表示实际发电曲线上对应时刻t_i的功率数值，A_p1(t_i)表示协议消纳计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，G_l(t_i)表示原始限电计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，T表示固定时间间隔，n表示测评时段开始至结束时包含的时间间隔数量，b₁,b₂,…b_j,…b_n代表所有经过判断属于风力发电违约不足的时间段标号,以整数形式出现；

所述用电负荷用电增量C_c1满足以下公式：

$C_{c1}=\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}\left(L\right(t_i)-L_l(t_i\left)\right)*T$

其中，t_i为对应的时间序列标号,L(t_i)表示用电负荷实际用电曲线上对应时刻t_i的功率数值，L_l(t_i)表示用电负荷上报的原始计划用电曲线上对应时刻t_i的功率数值，T表示固定时间间隔，n表示测评时段开始至结束时包含的时间间隔数量，i表示时间序列的序号；

然后逐一选取L(t_i)、L_l(t_i)、A_p1(t_i)对应时刻功率值进行比较，判断是否属于负荷用电违约超发，负荷用电违约超发的判断公式如下：

L(t_i)＞(L_l(t_i)+A_p1(t_i))*(1+X％)

若不等式成立，则代表负荷用电违约超发；由此计算出用电负荷违约超用电量B_l1；

其中，L_l(t)为由用电负荷自主上报取得负荷原始计划用电曲线，一般是由计算时间段内固定时间间隔的功率数值序列组成，或者可以近似转换为此类形式；L(t)为由用于用电负荷结算计量表计取得负荷实际用电曲线，一般是由计算时间段内固定时间间隔的功率数值序列组成，或者可以近似转换为此类形式；t_i为对应的时间序列标号,L(t_i)表示用电负荷实际用电曲线上对应时刻t_i的功率数值，L_l(t_i)表示用电负荷上报的原始计划用电曲线上对应时刻t_i的功率数值，A_p1(t_i)表示协议消纳计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，；X％为协调约定参与用电负荷方用电功率波动允许范围，一般选取3％；i代表时间序列的序号

所述用电负荷违约超用电量B_l1满足以下公式：

$B_{l_1}=\underset{j=1}{\overset{n}{\Sigma }}\left(L\right(t_{c_j})-L_l(t_{c_j})-A_{p1}(t_{c_j}\left)\right)*T$

其中，t_i为对应的时间序列标号,L(t_i)表示用电负荷实际用电曲线上对应时刻t_i的功>l(t_i)表示用电负荷上报的原始计划用电曲线上对应时刻t_i的功率数值，A_p1(t_i)表示协议消纳计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，T表示固定时间间隔，n表示测评时段开始至结束时包含的时间间隔数量，c₁,c₂,…c_j,…c_n代表所有经过判断属于负荷用电违约超发的时间段标号,以整数形式出现；

然后逐一选取L(t_i)、L_l(t_i)、A_p1(t_i)对应时刻功率值进行比较，判断是否属于负荷用电违约不足，负荷用电违约不足的判断公式如下：

L(t_i)＜(L_l(t_i)+A_p1(t_i))*(1-X％)

若不等式成立，则代表负荷用电违约不足；由此计算用电负荷违约不足电量B_l2；

其中，t_i为对应的时间序列标号,L(t_i)表示用电负荷实际用电曲线上对应时刻t_i的功率数值，L_l(t_i)表示用电负荷上报的原始计划用电曲线上对应时刻t_i的功率数值，A_p1(t_i)表示协议消纳计划曲线上对应时刻t_i的功率数值；X％为协调约定参与用电负荷方用电功率波动允许范围，一般选取3％；i代表时间序列的序号；

所述用电负荷违约不足电量B_l2满足以下公式：

$B_{l_2}=\underset{j=1}{\overset{n}{\Sigma }}\left(G_l\right(t_{d_j})+A_{p1}(t_{d_j})-L(t_{d_j}\left)\right)*T$

其中，d₁,d₂,…d_j,…d_n代表所有经过判断属于负荷用电违约不足的时间段标号,以整数形式出现；

所述计划类消纳完成率η₁满足以下公式：

η₁＝C_p1/A₁

其中，C_p1为有效消纳风电增量，A₁为计划消纳电量；

所述用电负荷消纳部分用电量C_c2满足以下公式：

$C_{c2}=\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}{A}_{p2}\left(t_i\right)*T$

其中，A_p2(t)是由风力发电方15分钟内提交且通过接入电网调度校核后下发至参与直接控制协调消纳用电负荷的消纳需求曲线，一般是由计算时间段内固定时间间隔的功率数值序列组成，或者可以近似转换为此类形式；t_i为对应的时间序列标号,A_p2(t_i)表示用电>i的功率数值，T表示固定时间间隔，n表示本方法针对的测评时段开始至结束时包含的时间间隔数量，i代表时间序列的序号；

所述直接控制类有效消纳风电增量C_p2满足以下公式：

$C_{p2}=\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}\left(G\right(t_i)-G_l(t_i\left)\right)*T$

其中，原始限电计划曲线G_l(t)由风力发电接入电网调度取得，一般是由计算时间段内固定时间间隔的功率数值序列组成，或者可以近似转换为此类形式；风力实际发电曲线G(t)由用于风力发电结算计量表计取得，一般是由计算时间段内固定时间间隔的功率数值序列组成，或者可以近似转换为此类形式；t_i为对应的时间序列标号,G(t_i)表示实际发电曲线上对应时刻t_i的功率数值，G_l(t_i)表示原始限电计划曲线上对应时刻t_i的功率数值，T表示固定时间间隔，n表示测评时段开始至结束时包含的时间间隔数量，i代表时间序列的序号；

所述直接控制类消纳转化率η₂满足以下公式：

η₂＝C_p2/C_c2

其中，C_p2为直接控制类有效消纳风电增量，C_c2为用电负荷消纳部分用电量。

计划类用电负荷消纳评估指标集针对提前15分钟及以上风力发电－用电负荷双方认可达成计划协调的消纳弃风行为，直接控制类用电负荷的消纳评估指标集针对15分钟以内达成协调的消纳弃风行为。

本发明针对采用风力发电-用电负荷实时匹配消纳弃风的协调系统运行效果进行评估，以解决协调系统参与方风力发电与用电负荷间对消纳弃风的贡献-成本-收益评估问题，评估测算结果中包括可直接用于风力发电-用电负荷双方经济结算的指标。

以下通过案例进行说明。

以某地区2015年实际发电情况为模拟案例原始数据，当地以火电机组标杆电价为0.325元/度，风电补贴电价为国家公布电价0.54元/度，其中工业负荷存在峰谷平分时电价。该地区参与协调消纳的包含3个风电场、居民负荷(含蓄热电锅炉)、220KV电解铝负荷、35KV一般工业负荷(含蓄热电锅炉)，可参与荷网源协调的负荷包括居民用蓄热电锅炉、工业用蓄热电锅炉、电解铝。其中电解铝只参与计划类消纳，而蓄热电锅炉参与直接控制消纳，参数见表1。

表1案例涉及风力发电场与各类用电负荷基础情况列表

案例选取一日运行数据进行协调消纳模拟，包括电价等方面具体情况如下：

(1)负荷原始用电情况为电解铝持续满负荷运行，居民用蓄热电锅炉谷段用电7小时。

(2)假设电网对风电限电规则是按风电场运行装机容量的30％进行限电，当日三个风力发电场运行容量分别为220MW，140MW，160MW，风电整体限电值为156MW，风力发电场之间可以较快的交换发电权进行内部平衡；

(3)案例中参与的三个风力发电场原始限电计划曲线G_l(t)与风力实际发电曲线G(t)如图2；

(4)计划类合约一般为大规模电量合约，分解至日内执行，假定补贴电价为0.18元/度，略低于直接控制类消纳电价，未完成情况下惩罚机制通过消纳电量计量体现，不进行直接罚款；

(5)直接控制类合约主要面向规模小、实时性高的消纳，补贴电价为0.22元/度，略高于计划类。直接控制类消纳在计划类消纳基础上，按15分钟前预测修正进行消纳。

参与协调消纳的用电负荷调节能力分析如下：

(1)计划类负荷为额定功率400MW的电解铝槽，常规满负荷运行，上调功率可以增加12至40MW，持续2小时以上，可以响应荷网源协调消纳；

(2)直接控制类居民用谷电蓄热电锅炉，蓄热量40MWH，最大功率6MW，日消耗电量42MWH，除保证日耗电量外负荷无其它要求，初始蓄热量为20MWH；锅炉小时用电量为1.75MWH，故4.25MW功率可加入电网直接控制；

(3)直接控制类工业用谷电蓄热电锅炉，蓄热量120MWH，最大功率15MW，日用电20小时，每用5小时停用1小时，日消耗电量240MWH。案例蓄热量为40MWH，停用时间为5 点至6点；锅炉小时用能量为12MWH，蓄热量不小于24MWH，可用蓄热量为96MWH，理论可纳入协调消纳的功率为3MW，但负荷为经济利益选择通过提高蓄热量形式为增加直接控制功率作保障，即将备用蓄热量限值提升至96MWH，加入直接控制协调的功率由3MW提升至6MW，可保证24小时完全无风情况下不至于触动原始的蓄热量限值。

由以上基本情况、用电负荷参与协调消纳能力，参与协调双方风力发电与用电负荷，协商得到计划消纳曲线A_p1(t)，如图3，对消纳过程的结果分析如下：

其中计划类达成一项，10：30至13：30，增量功率为21.1MW的消纳，直接控制最大消纳功率为10.25MW；直接控制类用电负荷参与协调消纳部分的用电负荷原始计划曲线L_l(t)始终为0，实际用电曲线L(t)如图4。

综合以上消纳过程模拟，可以得到以下评价结论见表2。

表2综合消纳结果指标

案例中达成的计划类消纳完成率100％表明计划消纳未给电力系统其它部分造成影响，但由于对实时功率预测的向下偏差，导致有116.8WMH电量未达成消纳；直接控制类消纳形成的消纳占其能力的75.96％，其中消纳转化率指标在实际操作中会存在操作不匹配等情况出现，在本案例中100％仅表明负荷直接控制用电量与风光增发量实时匹配。消纳交易双方可以通过表2中指标进行结算，经济分析见表3，同时还可以根据其它相关指标判断参与消纳是否有利。

表3消纳交易双方经济分析

本方法是为了完成协调消纳交易制定的。

应当理解的是，对本领域普通技术人员来说，可以根据上述说明加以改进或变换，而所有这些改进和变换都应属于本发明所附权利要求的保护范围。