需求曲线示意图；
[0041] 图9(a)是本发明实施例提供的一种风电场a交易前后发电计划曲线的示意图；
[0042] 图9(b)是本发明实施例提供的一种风电场b交易前后发电计划曲线的示意图；
[0043] 图9(c)是本发明实施例提供的一种风电场C交易前后发电计划曲线的示意图；
[0044] 图9(d)是本发明实施例提供的一种风电场d交易前后发电计划曲线的示意图；
[0045] 图9(e)是本发明实施例提供的一种风电场e交易前后发电计划曲线的示意图；
[0046] 图9(f)是本发明实施例提供的一种风电场f交易前后发电计划曲线的示意图；
[0047] 图9(g)是本发明实施例提供的一种风电场g交易前后发电计划曲线的示意图；
[0048] 图10是本发明实施例提供的一种各时段风电发电裕度交易价格曲线的示意图；
[0049] 图11(a)是本发明实施例提供的一种风电场a的出力曲线示意图；
[0050] 图11(b)是本发明实施例提供的一种风电场b的出力曲线示意图；
[0051] 图11(c)是本发明实施例提供的一种风电场C的出力曲线示意图；
[0052] 图11(d)是本发明实施例提供的一种风电场d的出力曲线示意图；
[0053] 图11(e)是本发明实施例提供的一种风电场e的出力曲线示意图；
[0054] 图11(f)是本发明实施例提供的一种风电场f的出力曲线示意图；
[0055] 图11(g)是本发明实施例提供的一种风电场g的出力曲线示意图；
[0056] 图12是本发明实施例提供的各风电场的收益情况示意图；
[0057] 图13是本发明实施例提供的一种各时段7个风电场的总出力曲线示意图；
[0058] 图14是本发明实施例提供的一种风电场发电裕度的分配系统的结构框图。
【具体实施方式】
[0059] 为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施方式和附图，对 本发明做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施方式及其说明用于解释本发明，但并 不作为对本发明的限定。
[0060] 在本发明实施例中，提供了一种风电场发电裕度的分配方法，如图1所示，该方法 包括：
[0061] 步骤101:接收各风电场发送的发电裕度出让请求和/或发电裕度受让请求，其中， 发电裕度出让请求中包括风电场次日各出让时段的发电裕度出让曲线，该发电裕度出让曲 线的横坐标为发电裕度出让价格，纵坐标为出让发电裕度量，不同出让价格对应的出让发 电裕度量是在该出让时段内根据风电场的有功功率上限值和有功功率预测值确定的，发电 裕度受让请求中包括风电场次日各受让时段的发电裕度受让曲线，该发电裕度受让曲线的 横坐标为发电裕度受让价格，纵坐标为受让发电裕度量，不同受让价格对应的受让发电裕 度量是在该受让时段内根据风电场的有功功率预测值和有功功率上限值确定的；
[0062] 步骤102:基于供需平衡原则确定发电裕度出让曲线和发电裕度受让曲线相匹配， 且出让时段和受让时段相匹配的发电裕度出让请求和发电裕度受让请求，将确定出的发电 裕度出让请求中已匹配成功的出让发电裕度量在对应的出让时段内分配给确定出的发电 裕度受让请求对应的风电场。
[0063] 由图1所示的流程可知，在本发明实施例中，通过接收各风电场发送的发电裕度出 让请求和/或发电裕度受让请求，并确定发电裕度出让曲线和发电裕度受让曲线相匹配，且 出让时段和受让时段相匹配的发电裕度出让请求和发电裕度受让请求，进而将确定出的发 电裕度出让请求中已匹配成功的出让发电裕度量在对应的出让时段内分配给确定出的发 电裕度受让请求对应的风电场，实现了将风电功率预测的指导作用引入到风电通道资源分 配过程中，实现剩余发电裕度的灵活分配，有利于最大限度挖掘风电通道的输送能力。
[0064] 具体实施时，各风电场可W在日前预测次日的有功功率，并根据次日的预测有功 功率和调控中屯、下发给各自风电场的有功功率上限值，确定各风电场次日可W出让或受让 发电裕度，具体确定，出让发电裕度量W及与出让发电裕度量对应的出让时段，受让发电裕 度量W及与受让发电裕度量对应的受让时段，出让时段和受让时段可W是次日某时刻的一 小段时长，例如，每个出让时段或受让时段的时长可W是15分钟。
[0065] 具体实施时，各风电场次日的有功功率上限值是由调控中屯、编制并下发的，具体 的，当电网无法实现风电全额收购时，调控中屯、根据各风电场的评价得分计算其优化容量 并编制发电计划曲线，特定风电场的优化容量(即风电场有功功率上限值）：
[0066] Capfftftm=P嚴樹直 X km (1)
[0067] 式中，
[006引 (2)
[0069] F微rn=(^ipmXFm (3)
[0070] 其中，P嚴?腿为相关风电场有功功率最大允许限值，当风电汇集区域外送通道受阻 时，该限值为通道外送极限功率；当电网调峰受阻时，该限值为相关风电场最大允许出力； km为风电场m的优化运行容量比例系数;η为参与有功功率分配的风电场数量;化Pm为风电场 m的并网装机容量;Fm为风电场m上个月的综合评价得分，评价项目主要分为风电场风功率 预测、风电机组性能、风电场有功控制能力、风电场电压无功控制能力、数据采集上传、风电 场运行管理、反措落实整改及信息报送等。
[0071] 日前，调控中屯、按时序(每15分钟为一时段，次日加寸至24时共96个时段)确定各风 电场的优化容量，并W此为依据编制各风电场次日的发电计划曲线，风电场需控制全场出 力不得超过发电计划曲线，对低于发电计划曲线的情况不进行限制。
[0072] 具体实施时，为了避免预测风电功率存在的偏差影响分配的准确性，在本实施例 中，所述出让发电裕度量是出让时段内风电场的有功功率上限值与风电场的有功功率预测 值的修正值之差。具体的，风电场发电裕度是在无法实现风电全额收购时开展风电场计划 调度而衍生的概念。当风电送出受阻时，调控中屯、采取最大出力模式编制风电计划，即给风 电场下达发电计划曲线，风电场控制全场出力不得超过曲线。如图2所示，风电场实际发电 能力（即实际功率Pr)小于给定的最大出力（即有功功率上限值Pi)时，两者的差值Ρλ便是风 电场的发电裕度。因此，发电裕度可W理解为调控中屯、给予风电场但其又未能获得收益的 那一部分剩余发电权限，风电场发电裕度分配类似发电权分配，但又不尽相同，由于风电出 力的间歇性、波动性和随机性，所W风电场的发电裕度是随时间而变化的，因此它不但像发 电权那样具有量值上的性质，同时还具有时间上的特性，分配过程中可W分时段进行分配， 例如，风电场由其日前风电功率预测曲线可知，次日某时段[x，x+h]内预测风电功率小于调 控中屯、给定的有功功率上限值（即Pf<Pi)，由于时间间隔较短，可W把预测风电功率近似看 作为恒定值。如图3所示，由于风电功率预测存在偏差，风电场从经济性角度出发，便基于其 该时段功率预测值Pf制定对应的修正值Pa，其中PaE[0，Pl]，并把Ρλ = Ρι-Ρ。作为其该时段预 出让的发电裕度。
[0073] 具体的，对于出让时段内有功功率预测值的修正值Pa，风电场可W从其经济性最 优化的角度进行确定，基于收益最大化原则，目标函数为其该时段收益Fa最大，例如，可W 通过W下公式确定风电场的预测风电功率的修正值：
[0074] maxFa=max[(Pa-v)Pra+丫 a(Pla-Pa)]ha (4)
[0075] 其中，Pa是风电场的上网电价;V是风电场的运行维护成本；丫 a是风电场的出让发 电裕度的出让价格;Pra是出让时段内风电场的实时有功功率;Fa是出让时段内风电场的收 益;Pla是出让时段内风电场的有功功率上限值;Pa是出让时段内风电场的预测风电功率的 修正值;ha是出让时段的时长。
[0076] 具体的，风电出力预测偏差可W考虑为均值为0,方差为的正态分布的随机变 量。且由于实际中风电场在不限电情况下的功率P〇E[0，Pe]，因此，我们可W把Po考虑为均 值为Pf、方差为σ2截尾正态分布的随机变量，其概率密度为：
[0080]具体实施时，各风电场可W根据自身参数和环境因数分别计算出各个出让时段收 益期望最优情况下不同交易价格对应的修正值Pa，并W此为根据构建W出让发电裕度交易 价格为横坐标、W欲出让发电裕度量为纵坐标的报价曲线，最后将次日各个出让时段的出 让发电裕度报价曲线携带在发电裕度出让请求中申报到分配系统，同时，各风电场也可W 根据自身参数和环境因数分别计算出各个受让时段收益期望最优情况下不同交易价格对 应的修正值Pa，构建W受让发电裕度交易价格为横坐标、W欲受让发电裕度量为纵坐标的 报价曲线，最后将次日各个受让时段的受让发电裕度报价曲线携带在发电裕度受让请求中 申报到分配系统，在做出风电场发电裕度分配时，可W通过交易的方式进行，受让发电裕度 的风电场按照交易价格付给出让发电裕度的风电场费用，使得提高了风电通道传输效率， 同时，发电裕度出让方在不能充分发挥其发电权限时把其发电裕度卖给发电裕度受让方， 从受让方（即买方)获得相应的交易收益；发电裕度受让方购买发电裕度而增加其发电权 限，通过增加发电量从电网获得相应的电量收益，通过发电裕度W交易的方式分配，实现了 风电场之间合作的双赢。
[0081] 具体的，通过交易的方式进行发电裕度分配的过程中，次日某出让时段风电出力 Po不同时，出让发电裕度的风电场的收益也将不同，分析如下：
[0082] ①当Po非a时，由于风电场已将化，Pla]部分发电权限作为发电裕度交易出去，因 此即使Po非3,风电场也只能按照其新的上限值Pa进行发电，即Pra = Pa，所W其该交易时段 收益为：
[008；3] Fl