[发明专利]具有风电场的交直流互联大电网网省调度方法及系统

摘要

本发明涉及电网相关技术领域，特别是一种具有风电场的交直流互联大电网网省调度方法及系统，调度方法包括从各个省级调控中心获得省级电网的日前有功调度计划，并获得各省际直流联络线的日前传输功率计划；求解网省协调调度优化模型，获得各省内部发电机组日前计划的调整量和各省际直流输电线路日前传输功率计划的调整量；根据所述各省内部发电机组日前计划的调整量对各省内部发电机组进行调整，以及根据所述各省际直流输电线路日前传输功率计划的调整量对各省际直流输电线路的换流站进行调整。实现协调后的有功调度能够有效地减小整个交直流互联大电网的发电燃料消耗，具有明显的经济效益。

主权项

一种具有风电场的交直流互联大电网网省调度方法，其特征在于，包括：从各个省级调控中心获得省级电网的日前有功调度计划，并获得各省际直流联络线的日前传输功率计划；根据所述省级电网的日前有功调度计划和所述各省际直流联络线的日前传输功率计划，求解网省协调调度优化模型，获得各省内部发电机组日前计划的调整量和各省际直流输电线路日前传输功率计划的调整量；根据所述各省内部发电机组日前计划的调整量对各省内部发电机组进行调整，以及根据所述各省际直流输电线路的日前传输功率计划的调整量对各省际直流输电线路的换流站进行调整，使得需要发电出力增加的省网中参与协调的机组增加所述各省内部发电机组日前计划的调整量，需要发电出力减小的省网中参与协调的机组减少所述各省内部发电机组日前计划的调整量，且在满足省际联络线传输功率安全约束下需要发电出力增加的省网将所增加的所述各省际直流输电线路的日前传输功率计划的调整量送至需要发电出力减小的省网；所述网省协调调度优化模型包括：确定目标函数为调度周期内所有参与协调发电机组的最小的总发电燃料耗量；确定每个时段各个参与协调机组调整功率的平衡约束；确定需要发电出力增加省网参与协调机组i在t时段的出力上限约束；确定需要发电出力减少省网中参与协调机组i在t时段的出力下限约束；确定参与协调机组i的爬坡率约束；确定参与协调机组i的滑坡率约束；确定t时段每个省网间交流联络线断面的传输功率安全约束；确定t时段每个直流联络线路的传输功率上限约束和下限约束；确定需要发电出力增加的省网的正旋转备用约束；确定需要发电出力减少的省网的负旋转备用约束；确定发电出力增加省网参与协调机组i在t时段协调后的正旋转备用减少量；确定发电出力减少省网参与协调机组i在t时段协调后的负旋转备用减少量；确定发电出力增加省网参与协调机组i在t时段所能够提供的正旋转备用容量；确定发电出力减少省网参与协调机组i在t时段所能够提供的负旋转备用容量；所述目标函数为：minΣt=1T(Σi=1Nufi(Pgi0t+ΔPgit)+Σi=1Ndfi(Pgi0t+ΔPgit));]]>所述每个时段各个参与协调机组调整功率的平衡约束为：s.t.Σi=1NuΔPgit+Σi=1NdΔPgit=0t=1,2,...T;]]>所述需要发电出力增加省网中参与协调机组i在t时段的出力上限约束为：0≤ΔPgit≤Pgi‾-Pgi0ti=1,2,...,Nut=1,2,...T;]]>所述需要发电出力减少省网中参与协调机组i在t时段的出力下限约束为：Pgi‑Pgi0t≤ΔPgit≤0 i＝1，2，…，Nd t＝1，2，…T；所述参与协调机组i的爬坡率约束为：(Pgi0t+ΔPgit)‑(Pgi0,t‑1+ΔPgi,t‑1)≤rui×T15 t＝1,2,…T；所述参与协调机组i的滑坡率约束为：(Pgi0,t‑1+ΔPgi,t‑1)‑(Pgi0t+ΔPgit)≤rdi×T15 t＝1,2,…T；所述t时段每个省网间交流联络线断面的传输功率安全约束为：其中Tij为第i个省际交流联络线输电断面中第j个线路；所述t时段每个直流联络线路的传输功率上限约束和下限约束为：Pdi‾≤Pdi0t+ΔPdit≤Pdi‾i=1,2,...,Ndct=1,2,...T;]]>所述需要发电出力增加的省网的正旋转备用约束为：Su0t-Σi=1NuΔSuit≥PLoadt×L%+wu%×Σi=1NW1PWitt=1,2,...T;]]>所述需要发电出力减少的省网的负旋转备用约束为：Sd0t-Σi=1NdΔSdit≥wd%×Σi=1NW2(P‾Wi-PWit)t=1,2,...T;]]>所述发电出力增加省网参与协调机组i在t时段协调后的正旋转备用减少量为：ΔSuit＝sui0t‑suit i＝1,2,…,Nu t＝1,2,…T；所述发电出力减少省网参与协调机组i在t时段协调后的负旋转备用减少量为：ΔSdit＝sdi0t‑sdit i＝1,2,…,Nd t＝1,2,…T；所述发电出力增加省网参与协调机组i在t时段所能够提供的正旋转备用容量为：0≤suit≤min(Pgi‾-(Pgi0t+ΔPgit),rui×T10),i=1,2,...,Nut=1,2,...T;]]>所述发电出力减少省网参与协调机组i在t时段所能够提供的负旋转备用容量为：0≤sdit≤min(Pgi0t+ΔPgit‑Pgi,rdi×T10)，i＝1,2,…,Nd t＝1,2,…T；其中，T为调度周期的总时段数，Nu为需要发电出力增加省网的参与协调发电机组数，Nd为需要发电出力减小省网的参与协调发电机组数；Nb为省际交流联络线断面的个数；Si表示第i个输电断面包含的线路集合；ΔPgit为发电机i在t时段的有功出力调整量；Pgi0t为协调前发电机i在t时段的有功出力；s.t.表示约束条件；为发电机i的有功出力上限；Pgi为发电机i的有功出力下限；rui为发电机i的爬坡率；rdi为发电机i的滑坡率；PTijt为第i个省际交流联络线输电断面中第j个线路t时段传输的有功功率，PTSi为第i个省际交流联络线输电断面传输功率的安全下限；为第i个省际交流联络线输电断面传输功率的安全上限；Pdi0t为协调前直流输电线路i在t时段的传输有功功率；ΔPdit为直流输电线路i在t时段的传输有功功率的调整量；Pdi为第i个省际直流联络线的传输功率的下限；为第i个省际直流联络线的传输功率的上限；Ndc为省际直流联络线的个数；Su0t为协调前需要发电出力增加省网在t时段的正旋转备用，sui0t为协调前该省参与协调机组i在t时段的正旋转备用，ΔSuit为该省参与出力协调的机组i在t时段协调后正旋转备用减少量；Sd0t为协调前需要发电出力减少省网在t时段的负旋转备用，sdi0t为协调前该省参与协调机组i在t时段的负旋转备用，ΔSdit为该省参与出力协调的机组i在t时段协调后负旋转备用减少量；NW1为发电出力增加省网中风电场的个数；NW2为发电出力减少省网中风电场的个数；PWit为风电场i在时段t的有功出力,为风电场i的额定出力；L％为负荷对系统正旋转备用的需求系数，wu％为风电场总出力对系统正旋转备用的需求系数；wd％为风电场总出力对系统负旋转备用的需求系数；fi(·)表示发电机i的燃料耗量特性函数；所述t时段每个省网间交流联络线断面的传输功率安全约束中：其中等号右边的第一项为协调前第i个省际交流联络线输电断面在t时刻的传输功率，第二项表示成发电机调整量ΔPgt和直流线路调整量ΔPdt的线性函数，具体为：ΔPTijt＝AGijΔPgt+ADijΔPdt其中，AG为交流联络线对发电机输出功率的灵敏度矩阵，AGij为AG中第i个省际交流联络线输电断面中第j个线路的对应行组成的行向量，AD为交流联络线对直流输电线路传输功率的灵敏度矩阵，ADij为AD中第i个省际交流联络线输电断面中第j个线路的对应行组成的行向量，ΔPgt＝[ΔPg1t,ΔPg2t,…,ΔPgNt]T，N为所有参与协调的发电机总数；ΔPdt＝[ΔPd1t,ΔPd2t,…,ΔPdnt]T，n为省际直流联络线的个数。