CN103761680B - 具有风电场的交直流互联大电网网省调度方法及系统 - Google Patents

Abstract

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。

Description

具有风电场的交直流互联大电网网省调度方法及系统

技术领域

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。

背景技术

由于能源和负荷分布不均，远距离、大容量、超高压输电已成为我国电网的发展趋势，如南方电网、华中电网和华东电网等区域电网都已形成了大型交直流互联电网格局。而随着能源供应和环境保护问题的日益严峻，风电、太阳能发电等新能源将会大量接入电网。由于受风速变化不确定性的影响，风电场的出力具有很大的随机性，其预测误差目前高达20％-30％，这给电力系统调度控制中心有功调度决策方案的制订带来很大挑战。因此，含大型风电场的交直流互联大电网日前有功调度计划的协调优化是一个亟需解决的关键技术问题。

目前，我国各个区域电网都已建立了网、省、地、县的4级调度体系，日前有功调度主要是由网级和省级调控中心完成，一般情况是各省级调控中心确定本省机组的日前有功调度计划，网级调控中心确定各省间直流联络线的日前传输功率计划。网级调控中心根据各省间的电力交换计划及各省间交流联络断面的传输功率安全约束，再结合经验来确定各省间直流联络线的日前传输功率计划。例如，图1给出了由两个省级电网组成的大型交直流互联区域电网，网级调控中心根据两个省申报的日前电力交换计划，在确保两省之间交流联络断面的传输功率安全约束的前提下，结合各个直流联络线的传输功率范围来确定各个直流联络线的日前传输功率计划。

在这种网省分级调度模式下，只要省网间的交换电力符合联络线的安全约束要求，网级调控中心就不会干预各个省级电网内部的有功调度计划；而省级调控中心在确定本省机组的日前有功调度计划时，往往只考虑了本省电网运行的经济性。例如，当某个省(例如B省)的负荷较重、另一个省(例如A省)的负荷较轻时，省级电网日前有功调度计划中B省有很多高煤耗的机组都得参与发电以平衡负荷，而A省有很多低煤耗的机组不用参与发电就足以平衡负荷。如果此时两省之间的交直流联络线路尚有较大的可用传输容量没有得到充分利用，那对于整个区域电网而言，这样的调度方案并不经济。因此，网级调控中心在制定各省间直流联络线的日前传输功率计划时，需要在满足省网间联络线输电断面安全约束的前提下，对各个省级电网内部的有功调度计划进行适当的调整，以充分发挥各个省级电网之间电源和负荷的互补共济能力，从而获得更大的经济效益。

目前，区域电网的日前有功调度计划主要是由网级和省级调控中心制定，各省级调控中心制定本省机组的日前有功调度计划，网级调控中心制定各省间直流联络线的日前传输功率计划。网级调控中心根据各省间的电力交换计划及各省间交流联络断面的传输功率安全约束，再结合经验来编制各省间直流联络线的日前传输功率计划。

上述技术存在的缺点是：

1)网级调控中心在制定各省间直流联络线的日前传输功率计划时，没有对各个省级电网内部的有功调度计划进行适当的调整，没有发挥各个省级电网之间电源和负荷的互补共济能力，其获得的调度方案对于整个区域电网而言并不一定是经济的。

2)网级调控中心制定各省间直流联络线的日前传输功率计划是由调度人员根据经验人工编制，难以适应大型风电场出力具有很大不确定性的环境下电网调度的要求。

发明内容

基于此，有必要针对现有技术的调度方案对于整个区域电网而言并不经济，且难以适应具有很大不确定性的环境下电网调度的要求的技术问题，提供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。

一种具有风电场的交直流互联大电网网省调度方法，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；

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的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。

一种具有风电场的交直流互联大电网网省调度系统，包括：

获取模块，用于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；

模型求解模块，用于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的日前传输功率计划的调整量；

调整模块，用于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。

本发明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，然后通过网省协调调度优化模型，得出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的日前传输功率计划的调整量，从而对各省内部发电机组及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。

附图说明

图1为由两个省级电网组成的大型交直流互联区域电网示意图；

图2为本发明一种具有风电场的交直流互联大电网网省调度方法的工作流程图；

图3为本发明一种具有风电场的交直流互联大电网网省调度系统的结构模块图；

图4a为本发明一个例子中贵州电网负荷预测数据；

图4b为本发明一个例子中广东电网负荷预测数据；

图4c为本发明一个例子中风电场功率预测数据；

图5为本发明一个例子中2013年南方电网主网架结构图；

图6为本发明一个例子中两省参与协调的发电机组的压缩选择原理图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明做进一步详细的说明。

如图2所示为本发明一种具有风电场的交直流互联大电网网省调度方法的工作流程图，包括：

步骤S201，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；

步骤S202，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的日前传输功率计划的调整量；

步骤S203，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。

其中，步骤S203中，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，生成对应的各省内部发电机组的调整量和各省际直流输电线路的换流站的调整量，将各省内部发电机组日前计划的调整量下发给相应的省网中调运行人员执行，同时将各省际直流输电线路的日前传输功率计划的调整量下发给各个换流站运行人员执行。

在其中一个实施例中，根据各省网的单位发电平均燃料耗量值的大小，将单位发电平均燃料耗量值大于预设最大阈值的电网定为需要发电出力减小的省网，单位发电平均燃料耗量值小于预设最小阈值的电网定为需要发电出力增加的省网，参与协调的机组仅包括出力减小省网的高燃料耗量微增率且存在下调出力裕度的机组和出力增加省网的低燃料耗量微增率且存在上调出力裕度的机组。

在其中一个实施例中，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。

在其中一个实施例中：

所述目标函数为：

式(1)：

所述每个时段各个参与协调机组调整功率的平衡约束为：

式(2)：

所述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：

式(3)：

所述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：

式(4)：P _gi -P_gi0t≤ΔP_git≤0 i＝1,2,…,N_d t＝1,2,…T；

所述参与协调机组i的爬坡率约束为：

式(5)：(P_gi0t+ΔP_git)-(P_gi0,t-1+ΔP_gi,t-1)≤r_ui×T₁₅ t＝1,2,…T；

所述参与协调机组i的滑坡率约束为：

式(6)：(P_gi0,t-1+ΔP_gi,t-1)-(P_gi0t+ΔP_git)≤r_di×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：

式(7)：

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：

式(8)：

所述需要发电出力增加的省网的正旋转备用约束为：

式(9)：

所述需要发电出力减少的省网的负旋转备用约束为：

式(10)：

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：

式(11)：ΔS_uit＝s_ui0t-s_uit i＝1,2,…,N_u 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：

式(12)：ΔS_dit＝s_di0t-s_dit i＝1,2,…,N_d 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：

式(13)：

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：

式(14)：0≤s_di,t≤min(P_gi0,t+ΔP_gi,t-P _gi ,r_di×T₁₀)i＝1,2,…,N_d t＝1,2,…T；

其中，T为调度周期的总时段数，N_u为需要发电出力增加省网的参与协调发电机组数，N_d为需要发电出力减小省网的参与协调发电机组数；N_b为省际交流联络线断面的个数；S_i表示第i个输电断面包含的线路集合；ΔP_git为发电机i在t时段的有功出力调整量；P_gi0t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；P _gi 为发电机i的有功出力下限；r_ui为发电机i的爬坡率；r_di为发电机i的滑坡率；P_Tijt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，P _TSi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；P_di0t为协调前直流输电线路i在t时段的传输有功功率；ΔP_dit为直流输电线路i在t时段的传输有功功率的调整量；P _di 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；N_dc为省际直流联络线的个数；S_u0t为协调前需要发电出力增加省网在t时段的正旋转备用，s_ui0t为协调前该省参与协调机组i在t时段的正旋转备用，ΔS_uit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；S_d0t为协调前需要发电出力减少省网在t时段的负旋转备用，s_di0t为协调前该省参与协调机组i在t时段的负旋转备用，ΔS_dit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；N_W1为发电出力增加省网中风电场的个数；N_W2为发电出力减少省网中风电场的个数；P_Wit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，w_u％为风电场总出力对系统正旋转备用的需求系数；w_d％为风电场总出力对系统负旋转备用的需求系数；f_i(·)表示发电机i的燃料耗量特性函数，一般表示成有功出力的二次函数，如式(15)：f_i(P_git)＝A_i,2×P_git ²+A_i,1×P_git+A_i,0；

从各省级电网的日前有功功率调度计划和各省际直流输电线路日前传输功率计划中获得以下几种数据:

网省协调前各省内参与协调机组i在t时段的有功出力初始值P_gi0t；

网省协调前各省际直流联络线i在t时段的传输有功功率P_di0t；

网省协调前需要发电出力增加省网在t时段的正旋转备用初值S_u0t；

网省协调前需要发电出力减少省网在t时段的负旋转备用初值S_d0t；

网省协调前需要发电出力增加省网参与协调机组i在t时段的正旋转备用初值，即s_ui0t；

网省协调前需要发电出力减少省网参与协调机组i在t时段的负旋转备用初值，即s_di0t。

ΔP_git为发电机i在t时段的有功出力调整量；ΔP_dit为各省际直流输电线路i在t时段的传输有功功率的调整量；这是这个模型的控制变量，也就是通过不断改变这两个控制变量，使在满足约束条件的情况下使目标函数总煤耗达到最小，也就是最终通过整个模型，用原对偶内点法求解该模型得出来的就是这两个调整量，从而得到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；最终得到协调优化后各省内部发电机组的出力及各省际直流线路换流站的直流传输功率。

由于网省协调有功调度优化模型中包含了交流联络线断面传输功率的安全约束，显然，如何获得交流线路传输功率与各机组出力和直流线路功率之间的关系是求解的关键，这可通过对直流潮流模型的改进以适用于交直流互联电网来获得。

n个节点电力系统的直流潮流模型如下：

式(16)：P_N＝B′θ；

其中，P_N和θ分别为除平衡节点外的其他n-1个节点的有功注入和电压相角向量。平衡节点s的相角θ_s＝0。矩阵B′各元素的表达式如下：

xi_j为支路i-j的电抗。

节点的有功注入向量P_N可表示如下：

式(17)：P_N＝P_G-P_L-P_D；

其中，P_G、P_L、P_D分别为节点的发电机有功出力向量、负荷有功功率向量和直流功率向量。

如果节点i为直流线路的整流侧交流换流母线节点，则直流功率为换流母线流向整流侧的有功P_dR，即P_Di＝P_dR；如果节点i为直流线路的逆变侧交流换流母线节点，则直流功率为逆变侧流向换流母线的有功P_dI的相反数，即P_Di＝-P_dI。

由式(16)可得：

式(18)：θ＝B′^-1P_N；

进而可以得到交流线路传输功率与各节点注入有功之间的关系：

式(19)：P_T＝T_Nθ＝T_NB′^-1P_N；

其中，T_N为交流线路传输功率与节点电压相角之间的关系矩阵。所以有：

式(20)：ΔP_T＝A_GΔP_G+A_DΔP_D；

假定对于同一个直流输电线路，整流侧的传输功率调整量与逆变侧的调整量相等，即：ΔP_dR＝ΔP_dI。

在其中一个实施例中，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ΔP_gt和直流线路调整量ΔP_dt的线性函数，具体为：

ΔP_Tijt＝A_GijΔP_gt+A_DijΔP_dt

其中，A_G为交流联络线对发电机输出功率的灵敏度矩阵，A_Gij为A_G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，A_D为交流联络线对直流输电线路传输功率的灵敏度矩阵，A_Dij为A_D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，ΔP_gt＝[ΔP_g1t,ΔP_g2t,…,ΔP_gNt]^T，N为所有参与协调的发电机总数；ΔP_dt＝[ΔP_d1t,ΔP_d2t,…,ΔP_dnt]^T，n为省际直流联络线的个数。

如图3所示为本发明一种具有风电场的交直流互联大电网网省调度系统的结构模块图，包括：

获取模块301，用于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；

模型求解模块302，用于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的日前传输功率计划的调整量；

调整模块303，用于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。

在其中一个实施例中，根据各省网的单位发电平均燃料耗量值的大小，将单位发电平均燃料耗量值大于预设最大阈值的电网定为需要发电出力减小的省网，单位发电平均燃料耗量值小于预设最小阈值的电网定为需要发电出力增加的省网，参与协调的机组仅包括出力减小省网的高燃料耗量微增率且存在下调出力裕度的机组和出力增加省网的低燃料耗量微增率且存在上调出力裕度的机组。

在其中一个实施例中，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。

在其中一个实施例中：

所述目标函数为：

所述每个时段各个参与协调机组调整功率的平衡约束为：

所述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：

所述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：

P _gi -P_gi0t≤ΔP_git≤0 i＝1，2，…，N_d t＝1，2，…T；

所述参与协调机组i的爬坡率约束为：

(P_gi0t+ΔP_git)-(P_gi0,t-1+ΔP_gi,t-1)≤r_ui×T₁₅ t＝1,2,…T；

所述参与协调机组i的滑坡率约束为：

(P_gi0,t-1+ΔP_gi,t-1)-(P_gi0t+ΔP_git)≤r_di×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：

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：

所述需要发电出力增加的省网的正旋转备用约束为：

所述需要发电出力减少的省网的负旋转备用约束为：

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：

ΔS_uit＝s_ui0t-s_uit i＝1,2,…,N_u 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：

ΔS_dit＝s_di0t-s_dit i＝1,2,…,N_d 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：

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：

其中，T为调度周期的总时段数，N_u为需要发电出力增加省网的参与协调发电机组数，N_d为需要发电出力减小省网的参与协调发电机组数；N_b为省际交流联络线断面的个数；S_i表示第i个输电断面包含的线路集合；ΔP_git为发电机i在t时段的有功出力调整量；P_gi0t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；P _{g i}为发电机i的有功出力下限；r_ui为发电机i的爬坡率；r_di为发电机i的滑坡率；P_Tijt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，P _TSi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；P_di0t为协调前直流输电线路i在t时段的传输有功功率；ΔP_dit为直流输电线路i在t时段的传输有功功率的调整量；P _di 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；N_dc为省际直流联络线的个数；S_u0t为协调前需要发电出力增加省网在t时段的正旋转备用，s_ui0t为协调前该省参与协调机组i在t时段的正旋转备用，ΔS_uit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；S_d0t为协调前需要发电出力减少省网在t时段的负旋转备用，s_di0t为协调前该省参与协调机组i在t时段的负旋转备用，ΔS_dit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；N_W1为发电出力增加省网中风电场的个数；N_W2为发电出力减少省网中风电场的个数；P_Wit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，w_u％为风电场总出力对系统正旋转备用的需求系数；w_d％为风电场总出力对系统负旋转备用的需求系数；f_i(·)表示发电机i的燃料耗量特性函数；

在其中一个实施例中，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ΔP_gt和直流线路调整量ΔP_dt的线性函数，具体为：

ΔP_Tijt＝A_GijΔP_gt+A_DijΔP_dt

其中，A_G为交流联络线对发电机输出功率的灵敏度矩阵，A_Gij为A_G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，A_D为交流联络线对直流输电线路传输功率的灵敏度矩阵，A_Dij为A_D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，ΔP_gt＝[ΔP_g1t,ΔP_g2t,…,ΔP_gNt]^T，N为所有参与协调的发电机总数；ΔP_dt＝[ΔP_d1t,ΔP_d2t,…,ΔP_dnt]^T，n为省际直流联络线的个数。

作为一个例子，以南方电网为算例进行仿真试验，通过对广东电网和贵州电网进行协调，分析本发明提出的含大型风电场的交直流互联大电网网省协调有功调度优化方法的效果。其中，广东电网的总装机容量为65458MW，包括：燃煤机组112台，容量为46224MW；燃气机组20台，容量为5735MW；燃油机组4台，容量为360MW；抽水蓄能机组16台，容量为4800MW；水电机组13台，容量为719MW；核电机组6台，容量为6120MW；风电场总容量1500MW；生物质及其它100MW。贵州电网的总装机容量为25553MW，包括：燃煤机组38台，容量为14400MW；水电机组42台，容量为10125MW；风电场总容量1000MW。两个省网的日前负荷预测数据风电功率预测数据如图4a、图4b和图4c所示，其中风电功率预测数据是基于两省实际风电场的出力曲线按容量放大得到的。动态调度的周期取一天，分成96个时段，每隔15分钟一个时段。对不同的调度时段，备用系数w_u％和w_d％均取20％，L％取3％。

求解直流潮流模型中的矩阵时采用南方电网2013年夏大典型方式数据，由于尚未考虑云南及海南两省，故将云南与海南等值化简，最终的网络含有4527个节点，其中岩滩为平衡节点。采用matlab语言开发计算程序，在Intel(R)Core(TM)3.00GHz CPU，4GB内存计算机上运行。贵州送出断面共有2条直流输电电路和4条交流输电线路，广东送入断面共有4条直流输电线路和8条交流输电线路，如图5。已知贵州500kV交流联络线送出断面输电功率允许范围为0～3100MW，广东500kV交流联络线送入断面输电功率允许范围为0～8000MW。

1)各省级电网内部有功调度

以发电机组的总发电燃料耗量最小化为目标，结合求解非线性规划的内点法，先分别求解广东电网内部和贵州电网内部的日前有功优化调度模型，并将日前有功调度优化结果作为参与网省协调的机组出力初值，见表1。

表1网省协调前广东电网与贵州电网各自的优化结果

2)各省参与协调发电机组的压缩选择

根据广东电网和贵州电网的优化结果，根据式(15)机组的耗量特性系数，对该函数求一次导，代入协调前广东电网和贵州电网各机组的有功出力值就可计算广东电网与贵州电网各机组在一天24小时(分成96个时段)的燃料耗量微增率，先将广东电网存在下调出力裕度的机组和贵州电网存在上调出力裕度的机组筛选出来，然后按燃料耗量微增率由小到大的顺序排列机组，以燃料耗量微增率相等为分界线，筛选出广东电网高燃料耗量微增率且存在下调出力裕度的机组和贵州电网低燃料耗量微增率且存在上调出力裕度的机组作为参与协调机组，如图6。

3)网省协调有功调度优化求解

结合求解非线性规划的内点法，求解网省协调有功调度优化模型。程序中根据式(15)～(20)计算图5中广东省交流联络线送入断面与贵州省交流联络线送出断面的传输功率，网省协调有功调度优化结果如表2所示，可以看到，经过协调后，由贵州电网低煤耗机组的增加出力来代替广东电网高煤耗机组的减少出力，使贵州电网的总煤耗增加了8839.3877吨，广东电网的总煤耗减小了9314.7400吨，因此，两省协调后的总煤耗比协调前减小了475.3523吨。若取煤价为800元/吨，则当天可以节约38.0282万元。从而验证了本发明提出网省协调有功调度优化模型获得调度方案的有效性及经济性。

表2广东电网与贵州电网网省协调优化结果

以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (4)

1.一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：

$\begin{array}{cc}\min & \underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\left(\underset{i=1}{\overset{N_u}{\Σ}}{f}_i\right(P_{gi0t}+{\mathrm{\ΔP}}_{git})+\underset{i=1}{\overset{N_d}{\Σ}}{f}_i(P_{gi0t}+{\mathrm{\ΔP}}_{git}\left)\right)\end{array};$

所述每个时段各个参与协调机组调整功率的平衡约束为：

$\begin{array}{ccc}s.t.& \underset{i=1}{\overset{N_u}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{git}+\underset{i=1}{\overset{N_d}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{git}=0& t=1,2,...T\end{array};$

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：

$\begin{array}{ccc}0\≤{\mathrm{\ΔP}}_{git}\≤\stackrel{\‾}{P_{gi}}-P_{gi0t}& i=1,2,...,N_u& t=1,2,\mathrm{...}T\end{array};$

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：

P _gi -P_gi0t≤ΔP_git≤0 i＝1，2，…，N_d t＝1，2，…T；

所述参与协调机组i的爬坡率约束为：

(P_gi0t+ΔP_git)-(P_gi0,t-1+ΔP_gi,t-1)≤r_ui×T₁₅ t＝1,2,…T；

所述参与协调机组i的滑坡率约束为：

(P_gi0,t-1+ΔP_gi,t-1)-(P_gi0t+ΔP_git)≤r_di×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：

$\begin{array}{ccc}\underset{\‾}{P_{di}}\≤P_{di0t}+{\mathrm{\ΔP}}_{dit}\≤\stackrel{\‾}{P_{di}}& i=1,2,\mathrm{...},N_{dc}& t=1,2,\mathrm{...}T\end{array};$

所述需要发电出力增加的省网的正旋转备用约束为：

$\begin{array}{cc}{S}_{u0t}-\underset{i=1}{\overset{N_u}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ΔS}}_{uit}\≥P_{Loadt}\×L\%+w_u\%\×\underset{i=1}{\overset{N_{W1}}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{Wit}& t=1,2,\mathrm{...}T\end{array};$

所述需要发电出力减少的省网的负旋转备用约束为：

$\begin{array}{cc}{S}_{d0t}-\underset{i=1}{\overset{N_d}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ΔS}}_{dit}\≥w_d\%\×\underset{i=1}{\overset{N_{W2}}{\Σ}}({\stackrel{\‾}{P}}_{Wi}-P_{Wit})& t=1,2,...T\end{array};$

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：

ΔS_uit＝s_ui0t-s_uit i＝1,2,…,N_u 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：

ΔS_dit＝s_di0t-s_dit i＝1,2,…,N_d 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：

$\begin{array}{cc}0\≤s_{uit}\≤min(\stackrel{\‾}{P_{gi}}-(P_{gi0t}+{\mathrm{\ΔP}}_{git}),r_{ui}\×T_{10}),i=1,2,...,N_u& t=1,2,...T\end{array};$

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≤s_dit≤min(P_gi0t+ΔP_git-P _gi ,r_di×T₁₀)，i＝1,2,…,N_d t＝1,2,…T；

其中，T为调度周期的总时段数，N_u为需要发电出力增加省网的参与协调发电机组数，N_d为需要发电出力减小省网的参与协调发电机组数；N_b为省际交流联络线断面的个数；S_i表示第i个输电断面包含的线路集合；ΔP_git为发电机i在t时段的有功出力调整量；P_gi0t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；P _{g i}为发电机i的有功出力下限；r_ui为发电机i的爬坡率；r_di为发电机i的滑坡率；P_Tijt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，P _TSi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；P_di0t为协调前直流输电线路i在t时段的传输有功功率；ΔP_dit为直流输电线路i在t时段的传输有功功率的调整量；P _di 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；N_dc为省际直流联络线的个数；S_u0t为协调前需要发电出力增加省网在t时段的正旋转备用，s_ui0t为协调前该省参与协调机组i在t时段的正旋转备用，ΔS_uit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；S_d0t为协调前需要发电出力减少省网在t时段的负旋转备用，s_di0t为协调前该省参与协调机组i在t时段的负旋转备用，ΔS_dit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；N_W1为发电出力增加省网中风电场的个数；N_W2为发电出力减少省网中风电场的个数；P_Wit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，w_u％为风电场总出力对系统正旋转备用的需求系数；w_d％为风电场总出力对系统负旋转备用的需求系数；f_i(·)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ΔP_gt和直流线路调整量ΔP_dt的线性函数，具体为：

ΔP_Tijt＝A_GijΔP_gt+A_DijΔP_dt

其中，A_G为交流联络线对发电机输出功率的灵敏度矩阵，A_Gij为A_G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，A_D为交流联络线对直流输电线路传输功率的灵敏度矩阵，A_Dij为A_D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，ΔP_gt＝[ΔP_g1t,ΔP_g2t,…,ΔP_gNt]^T，N为所有参与协调的发电机总数；ΔP_dt＝[ΔP_d1t,ΔP_d2t,…,ΔP_dnt]^T，n为省际直流联络线的个数。

2.根据权利要求1所述的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，根据各省网的单位发电平均燃料耗量值的大小，将单位发电平均燃料耗量值大于预设最大阈值的电网定为需要发电出力减小的省网，单位发电平均燃料耗量值小于预设最小阈值的电网定为需要发电出力增加的省网，参与协调的机组仅包括出力减小省网的高燃料耗量微增率且存在下调出力裕度的机组和出力增加省网的低燃料耗量微增率且存在上调出力裕度的机组。

3.一种具有风电场的交直流互联大电网网省调度系统，其特征在于，包括：

获取模块，用于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；

模型求解模块，用于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的日前传输功率计划的调整量；

调整模块，用于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；

根据各省网的单位发电平均燃料耗量值的大小，将单位发电平均燃料耗量值大于预设最大阈值的电网定为需要发电出力减小的省网，单位发电平均燃料耗量值小于预设最小阈值的电网定为需要发电出力增加的省网，参与协调的机组仅包括出力减小省网的高燃料耗量微增率且存在下调出力裕度的机组和出力增加省网的低燃料耗量微增率且存在上调出力裕度的机组；

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中参与协调机组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：

$\begin{array}{cc}\min & \underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\left(\underset{i=1}{\overset{N_u}{\Σ}}{f}_i\right(P_{gi0t}+{\mathrm{\ΔP}}_{git})+\underset{i=1}{\overset{N_d}{\Σ}}{f}_i(P_{gi0t}+{\mathrm{\ΔP}}_{git}\left)\right)\end{array};$

所述每个时段各个参与协调机组调整功率的平衡约束为：

$\begin{array}{ccc}s.t.& \underset{i=1}{\overset{N_u}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{git}+\underset{i=1}{\overset{N_d}{\Σ}}{\mathrm{\ΔP}}_{git}=0& t=1,2,...T\end{array};$

所述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：

$\begin{array}{ccc}0\≤{\mathrm{\ΔP}}_{git}\≤\stackrel{\‾}{P_{gi}}-P_{gi0t}& i=1,2,...,N_u& t=1,2,\mathrm{...}T\end{array};$

所述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：

P _gi -P_gi0t≤ΔP_git≤0 i＝1，2，…，N_d t＝1，2，…T；

所述参与协调机组i的爬坡率约束为：

(P_gi0t+ΔP_git)-(P_gi0,t-1+ΔP_gi,t-1)≤r_ui×T₁₅ t＝1,2,…T；

所述参与协调机组i的滑坡率约束为：

(P_gi0,t-1+ΔP_gi,t-1)-(P_gi0t+ΔP_git)≤r_di×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：

$\begin{array}{ccc}{\underset{\‾}{P}}_{TSi}\≤\underset{\left(T_{ij}\right)\∈S_i}{\Σ}{P}_{Tijt}({\mathrm{\ΔP}}_{git},{\mathrm{\ΔP}}_{dit})\≤{\stackrel{\‾}{P}}_{TSi}& i=1,2,\mathrm{...},N_b& t=1,2,\mathrm{...},T\end{array};$

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：

$\begin{array}{ccc}\underset{\‾}{P_{di}}\≤P_{di0t}+{\mathrm{\ΔP}}_{dit}\≤\stackrel{\‾}{P_{di}}& i=1,2,\mathrm{...},N_{dc}& t=1,2,\mathrm{...}T\end{array};$

所述需要发电出力增加的省网的正旋转备用约束为：

$\begin{array}{cc}{S}_{u0t}-\underset{i=1}{\overset{N_u}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ΔS}}_{uit}\≥P_{Loadt}\×L\%+w_u\%\×\underset{i=1}{\overset{N_{W1}}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{Wit}& t=1,2,\mathrm{...}T\end{array};$

所述需要发电出力减少的省网的负旋转备用约束为：

$\begin{array}{cc}{S}_{d0t}-\underset{i=1}{\overset{N_d}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ΔS}}_{dit}\≥w_d\%\×\underset{i=1}{\overset{N_{W2}}{\Σ}}({\stackrel{\‾}{P}}_{Wi}-P_{Wit})& t=1,2,...T\end{array};$

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：

ΔS_uit＝s_ui0t-s_uit i＝1,2,…,N_u 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：

ΔS_dit＝s_di0t-s_dit i＝1,2,…,N_d 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：

$\begin{array}{cc}0\≤s_{uit}\≤min(\stackrel{\‾}{P_{gi}}-(P_{gi0t}+{\mathrm{\ΔP}}_{git}),r_{ui}\×T_{10}),i=1,2,...,N_u& t=1,2,...T\end{array};$

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≤s_dit≤min(P_gi0t+ΔP_git-P _gi ,r_di×T₁₀)，i＝1,2,…,N_d t＝1,2,…T；

其中，T为调度周期的总时段数，N_u为需要发电出力增加省网的参与协调发电机组数，N_d为需要发电出力减小省网的参与协调发电机组数；N_b为省际交流联络线断面的个数；S_i表示第i个输电断面包含的线路集合；ΔP_git为发电机i在t时段的有功出力调整量；P_gi0t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；P _g ⁱ为发电机i的有功出力下限；r_ui为发电机i的爬坡率；r_di为发电机i的滑坡率；P_Tijt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，P _TSi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；P_di0t为协调前直流输电线路i在t时段的传输有功功率；ΔP_dit为直流输电线路i在t时段的传输有功功率的调整量；P _di 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；N_dc为省际直流联络线的个数；S_u0t为协调前需要发电出力增加省网在t时段的正旋转备用，s_ui0t为协调前该省参与协调机组i在t时段的正旋转备用，ΔS_uit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；S_d0t为协调前需要发电出力减少省网在t时段的负旋转备用，s_di0t为协调前该省参与协调机组i在t时段的负旋转备用，ΔS_dit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；N_W1为发电出力增加省网中风电场的个数；N_W2为发电出力减少省网中风电场的个数；P_Wit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，w_u％为风电场总出力对系统正旋转备用的需求系数；w_d％为风电场总出力对系统负旋转备用的需求系数；f_i(·)表示发电机i的燃料耗量特性函数。

4.根据权利要求3所述的具有风电场的交直流互联大电网网省调度系统，其特征在于，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ΔP_gt和直流线路调整量ΔP_dt的线性函数，具体为：

ΔP_Tijt＝A_GijΔP_gt+A_DijΔP_dt

其中，A_G为交流联络线对发电机输出功率的灵敏度矩阵，A_Gij为A_G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，A_D为交流联络线对直流输电线路传输功率的灵敏度矩阵，A_Dij为A_D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，ΔP_gt＝[ΔP_g1t,ΔP_g2t,…,ΔP_gNt]^T，N为所有参与协调的发电机总数；ΔP_dt＝[ΔP_d1t,ΔP_d2t,…,ΔP_dnt]^T，n为省际直流联络线的个数。