CN104158206A - 一种计及风电不确定性的电网安全稳定控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种计及风电不确定性的电网安全稳定控制方法，属于电力系统运行控制技术领域。本发明本将在线安全稳定预警系统、风电功率预测系统、安全稳定控制系统有机结合，在线计算分析电网运行工况并刷新关键断面及其输电极限，结合一定时窗内的风电功率预测信息对风电场“发电潜力”进行排序，在此基础上，基于最小过切原则优化选择风电控制对象。本发明能够使损失的风电场发电潜力最小，减少风电不确定性对安全稳定控制策略的影响，在保障风电基地安全稳定运行的前提下提升了风电控制的精细化水平，有效保障了风力发电量，从而提升了节能减排效益。

Description

一种计及风电不确定性的电网安全稳定控制方法

技术领域

本发明属于电力系统运行控制技术领域，更准确地说本发明涉及一种计及风电出力不确定性的电网安全稳定控制策略的制定与实施方法。

背景技术

“规模开发、集中并网”已成为我国风电开发利用的主要模式之一。在适应大型风电基地的电网安全稳定控制技术方面，国内对风电基地安全稳定控制系统的架构、优化配置原则进行了探索，但是大型风电基地控制模式如何确定、控制框架适应性如何、协调策略如何适应可再生能源的不确定性等问题还没有成熟、可直接用于工程实践的研究成果。尤其是关于适应风电不确定性的安全稳定紧急控制策略制定方法还未见报道。当前风电场中应用的安全稳定控制策略大多基于“离线预算、实时匹配”的原则，对预先设定的风电场实施控制或切除。

风电不确定性对安全稳定控制策略的影响主要表现在增加了控制量欠切和过切的风险。“欠切风险”主要是由于风电波动使得控制量不足，导致电网依然运行在非安全稳定状态，有时需要补充切除常规机组。“过切风险”主要是指对未来运行状态的影响，被切除与被保留的风电场/风电机组未来时段的出力均有不确定性，不能保证被保留的风电场未来时段发电能力比被切除的风电场高。

发明内容

本发明的目的是：为了克服风电不确定性对安全稳定控制策略的影响，提出一种计及风电不确定性的电网安全稳定控制方法。该方法在线计算分析电网运行工况并刷新关键断面及其输电极限，结合一定时窗内的风电功率预测信息对风电场发电潜力进行排序，在此基础上，以损失发电潜力最小优化选择风电控制对象，从而减少风电不确定性对安全稳定控制策略的影响，提高风电基地安全稳定运行水平，同时还能提升风电控制的精细化水平，有效保障风力发电量，并提升节能减排效益。

具体地说，本发明是采用以下的技术方案来实现的，包括下列步骤：

1）每隔ΔT时间周期性地运行电网在线安全稳定预警系统，通过在线仿真分析刷新当前时间断面下关心的预想故障集m代表预想故障的总数，并计算每一故障清除后计及暂态稳定与热稳定约束的风电送出关键断面输电极限值P_max:{P_max1,P_max2,…,P_maxm}；

2）选取该地区能参与控制的N个风电场形成初始可控空间Ω₀，在线安全稳定预警系统与风电功率预测预报系统通信，读取Ω₀中所有风电场在未来T个时间断面内风电功率预测时间序列{P_i1,P_i2,…,P_iT}，i∈N，并依据各风电场的发电潜力由小到大的顺序对Ω₀中的风电场进行排序，同时计算Ω₀中所有风电场出力相对于关键输电断面输送功率的灵敏度S:{S₁,S₂,…,S_N}，其中S_i=δP_关键断面/δP_风电场i，δP_风电场i表示风电场i的功率变化量，δP_关键断面表示风电场i功率变化δP_风电场i后引起关键输电断面相应的功率变化量，并将包括预想故障集ψ、关键断面输电极限值P_max、初始可控空间Ω₀、发电潜力排序表在内的时间断面信息输入安全稳定控制系统；

3）安全稳定控制系统周期性的从在线预警系统得到时间断面信息后，实时监测电力系统元件故障或无故障跳闸状态；当监测到实际发生故障与当前断面下的预想故障集元素相匹配时，判断关键输电断面当前输送功率P₀与输电极限P_maxi之差ΔP是否大于零：如果ΔP>0，则将ΔP作为满足安全稳定要求的最小控制量，并转入步骤4）；否则继续实时监测，并将故障信息反馈在线安全稳定预警系统；

4）故障触发后，基于最小过切原则实时优化分配最小控制量ΔP，通过求解以被切除的风电场的发电潜力最小为优化目标、以被切除的风电场使得关键输电断面功率的降低满足最小控制量的要求为约束条件的优化模型得到满足最小控制量要求的最小过切组合Ω:{P₁,P₂,……,P_n}，n代表切机总数，Ω∈Ω₀；如果同时要求切除风电场数量最少，则依据切机优先顺序表依次增加切机数来求解；

如果所有风电场都切除依然无法满足最小控制量约束，则配合切除常规机组或者采取其他紧急控制措施；

5）将步骤4）确定的切机控制策略由协调控制主站下发控制子站执行切除风电场操作；执行站将确认的风电场控制信息向上反馈调度中心站，作为下一周期在线分析的数据源之一。

上述技术方案的进一步特征在于，所述发电潜力是指风电场在未来T个时间断面内的预计可发电量，用各时间断面下的预测出力之和表示，其中P_it表示第i个风电场在第t个时间断面内的预测出力，单位为MW。

上述技术方案的进一步特征在于，所述优化模型如下式所示：

$\min \underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{\mathrm{it}}$

$s.t.\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{S}_i\×P_{i0}\≥\mathrm{\ΔP}$

其中，P_i0表示第i个风电场当前出力，单位为MW。

本发明的有益效果如下：本发明将在线安全稳定预警系统、风电功率预测系统、安全稳定控制系统有机结合，在线计算分析电网运行工况并刷新关键断面及其输电极限，结合一定时窗内的风电功率预测信息对风电场发电潜力进行排序，在此基础上，基于最小过切原则优化选择风电控制对象，使得损失的风电场发电潜力最小，从而减少风电不确定性对安全稳定控制策略的影响，在保障风电基地安全稳定运行的前提下提升了风电控制的精细化水平，有效保障了风力发电量，提升了节能减排效益。

附图说明

图1为本发明方法的流程图。

图2为本发明方法中安全稳定控制系统体系结构示意图。

图3为本发明方法的实施示意图。

图4为本发明实施例拓扑示意图。

具体实施方式

下面参照附图并结合实例对本发明作进一步详细描述。

如图1所示，本发明包括以下步骤：

1）关键输电断面及其输电极限在线刷新

每隔ΔT时间周期性地运行电网在线安全稳定预警系统，通过在线仿真分析刷新当前时间断面下关心的预想故障集m代表预想故障的总数，并计算每一故障清除后计及暂态稳定与热稳定约束的风电送出关键断面输电极限值P_max:{P_max1,P_max2,…,P_maxm}。

2）控制对象优先顺序及其灵敏度在线刷新

选取该地区可参与控制的N个风电场形成初始可控空间Ω₀。在线安全稳定预警系统与风电功率预测预报系统通信，读取Ω₀中所有风电场的在未来T个时间断面内风电功率预测时间序列{P_i1,P_i2,…,P_iT}(i∈N)。依据各风电场的发电潜力由小到大的顺序对Ω₀中的风电场进行排序。同时，计算Ω₀中所有风电场出力相对于关键输电断面输送功率的灵敏度S:{S₁,S₂,…,S_N}，其中S_i=δP_关键断面/δP_风电场i，δP_风电场i表示风电场i的功率变化量，δP_关键断面表示风电场i功率变化δP_风电场i后引起关键输电断面相应的功率变化量，两者单位均为MW。将预想故障集ψ、关键断面输电极限值P_max、初始可控空间Ω₀、发电潜力排序表等时间断面信息输入安全稳定控制系统。

所谓发电潜力是指风电场在未来T个时间断面内预计可发电量。简化起见，可用各时间断面下的预测出力之和表示，P_it表示第i个风电场在第t个时间断面内的预测出力（单位为MW）。

3）故障监测匹配及控制量实时计算触发

安全稳定控制系统周期性的从在线预警系统读取预想故障集ψ、关键断面输电极限值P_max、初始可控空间Ω₀、发电潜力排序表等时间断面信息，并实时监测电力系统元件故障或无故障跳闸状态。当监测到实际发生故障与当前断面下的预想故障集元素相匹配时，判断关键断面当前输送功率P₀与输电极限P_maxi之差ΔP=P₀-P_maxi是否大于零：如果ΔP>0，则将ΔP作为满足安全稳定要求的最小控制量，并转入步骤4）；否则，继续实时监测，并将故障信息反馈在线安全稳定预警系统。

4）最小过切控制实时优化

故障触发后，基于最小过切原则实时优化分配控制量ΔP，即选取控制对象使得损失的发电潜力最小，优化模型如式（1）所示。其中，优化目标是被切除的风电场的发电潜力最小，约束条件是被切除的风电场使得关键输电断面功率的降低满足最小控制量的要求。如果同时要求切除风电场数量最少，则可依据切机优先顺序表依次增加切机数来求解式（1）。求解式（1）确定满足最小控制量要求的最小过切组合Ω:{P₁,P₂,……,P_n}，n代表切机总数，Ω∈Ω₀。

$\begin{array}{c}\min \underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{\mathrm{it}}\\ s.t.\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{S}_i\×P_{i0}\≥\mathrm{\ΔP}\end{array}---\left(1\right)$

其中，P_i0表示第i个风电场当前出力，单位为MW。

如果所有风电都切除依然无法满足控制量约束，则需配合切除常规机组或者采取其他紧急控制措施。

5）控制策略执行及控制信息反馈

将步骤4）确定的切机控制策略由协调控制主站下发控制子站执行切除风电场操作。执行站将确认的风电场控制信息向上反馈调度中心站，作为下一周期在线分析的数据源之一。

实施本发明方法，需要依托于图2所示的安全稳定控制系统的分层控制体系。图1中的方法流程在图2中的实现方式如图3所示，调度中心站实现信息汇集、协调优化决策及数据更新等功能，对应于图1中的步骤1）、步骤2）；协调控制主站一般放置在枢纽变电站，实时监测区域内电网运行状态，并实施快速计算及控制策略的更新，实现协调控制功能，对应于图1中的步骤3）、步骤4）；控制子站和执行站一般分别放置在升压站和场站汇集站，实现信息的采集与上传，以及就地的安全稳定控制措施执行功能，对应于图1中的步骤5）。

图4给出了本发明的一个具体实施例。该实施例中，节点1有8个风电场（WF1～WF8并网），协调控制主站、控制子站、执行站的布置如图4所示。下面以图4中电网在t₀时间断面下发生节点1-节点3之间一回线跳开另一回过载问题为例，详细描述本发明方法实施安全稳定控制的过程。

步骤1：在t₀时间断面下，在线刷新该地区比较关心的预想故障集ψ为节点1、2、3组成的三角环网发生N-1故障，关键断面是节点1-节点3的输电通道1-3。与本实施例对应，关键断面在发生一回线开断后的输电极限P_max=680MW。

步骤2：在t₀时间断面下，可控风电场空间Ω₀为节点1下的8个风电场WF1～WF8，所有风电场相对于关键输电断面1-3的灵敏度S为0.56。选取未来时间断面为2h，则根据超短期风电功率预测值可计算各风电场的发电潜力如表1所示，并按由小到大的顺序排列。5min后自动转回1）进入下一在线周期计算。

	WF1	WF2	WF3	WF4	WF5	WF6	WF7	WF8
									实际出力/MW	10	20	32	60	90	150	250	375
装机容量/MW	49.5	109.5	48	273	364.5	201	400.5	603
									发电潜力/MW	327.9	442.6	964.5	1145.5	1633.7	3367.5	8200.7	9404.0

表1t₀时间断面下风电出力及未来2h内发电潜力排序表

步骤3：在t₀时间断面下，协调控制主站监测到地区电网内发生节点1-节点3一回线跳闸，这个故障属于该时间断面的预想故障集ψ，且故障后关键输电断面实际输电功率P₀为701MW，则紧急控制量ΔP=P₀-P_max=21MW>0，存在安全稳定问题，需要实施紧急控制，转入步骤4）。

步骤4：风电全部控制量可降低关键输电断面的功率为ΣS_i×P_i0=0.56×987MW=552.72MW>21MW，存在较大的寻优空间，求解优化模型，得控制对象集合Ω={WF4}∈Ω₀。形成控制命令下发控制子站执行控制策略。

步骤5：节点1处的控制子站接收到控制命令后，立即切除WF4的上网线路。实施控制后，过载问题消失，控制子站将控制信息经协调控制主站反馈调度中心站。

总而言之，与传统的离线且不计及风电不确定性的控制方法相比，本发明方法一方面可根据当前运行方式，在线刷新策略，使得策略对运行方式的适应性明显提高，可显著减少过切，有效保障风力发电量；另一方面，由于本方法引入了风电预测信息，随着求解发电潜力时计及的时间断面数的增加，本方法对于提高清洁能源发电利用率、提升节能减排效益的作用将更加明显。

虽然本发明已以较佳实施例公开如上，但实施例并不是用来限定本发明的。在不脱离本发明之精神和范围内，所做的任何等效变化或润饰，同样属于本发明之保护范围。因此本发明的保护范围应当以本申请的权利要求所界定的内容为标准。

Claims (3)

1.一种计及风电不确定性的电网安全稳定控制方法，其特征在于，包括如下步骤：

1）每隔ΔT时间周期性地运行电网在线安全稳定预警系统，通过在线仿真分析刷新当前时间断面下关心的预想故障集m代表预想故障的总数，并计算每一故障清除后计及暂态稳定与热稳定约束的风电送出关键断面输电极限值P_max:{P_max1,P_max2,…,P_maxm}；

2）选取该地区能参与控制的N个风电场形成初始可控空间Ω₀，在线安全稳定预警系统与风电功率预测预报系统通信，读取Ω₀中所有风电场在未来T个时间断面内风电功率预测时间序列{P_i1,P_i2,…,P_iT}，i∈N，并依据各风电场的发电潜力由小到大的顺序对Ω₀中的风电场进行排序，同时计算Ω₀中所有风电场出力相对于关键输电断面输送功率的灵敏度S:{S₁,S₂,…,S_N}，其中S_i=δP_关键断面/δP_风电场i，δP_风电场i表示风电场i的功率变化量，δP_关键断面表示风电场i功率变化δP_风电场i后引起关键输电断面相应的功率变化量，并将包括预想故障集ψ、关键断面输电极限值P_max、初始可控空间Ω₀、发电潜力排序表在内的时间断面信息输入安全稳定控制系统；

3）安全稳定控制系统周期性的从在线预警系统得到时间断面信息后，实时监测电力系统元件故障或无故障跳闸状态；当监测到实际发生故障与当前断面下的预想故障集元素相匹配时，判断关键输电断面当前输送功率P₀与输电极限P_maxi之差ΔP是否大于零：如果ΔP>0，则将ΔP作为满足安全稳定要求的最小控制量，并转入步骤4）；否则继续实时监测，并将故障信息反馈在线安全稳定预警系统；

4）故障触发后，基于最小过切原则实时优化分配最小控制量ΔP，通过求解以被切除的风电场的发电潜力最小为优化目标、以被切除的风电场使得关键输电断面功率的降低满足最小控制量的要求为约束条件的优化模型得到满足最小控制量要求的最小过切组合Ω:{P₁,P₂,……,P_n}，n代表切机总数，Ω∈Ω₀；如果同时要求切除风电场数量最少，则依据切机优先顺序表依次增加切机数来求解；

如果所有风电场都切除依然无法满足最小控制量约束，则配合切除常规机组或者采取其他紧急控制措施；

5）将步骤4）确定的切机控制策略由协调控制主站下发控制子站执行切除风电场操作；执行站将确认的风电场控制信息向上反馈调度中心站，作为下一周期在线分析的数据源之一。

2.根据权利要求1所述的计及风电不确定性的电网安全稳定控制方法，其特征在于，所述发电潜力是指风电场在未来T个时间断面内的预计可发电量，用各时间断面下的预测出力之和表示，其中P_it表示第i个风电场在第t个时间断面内的预测出力，单位为MW。

3.根据权利要求2所述的计及风电不确定性的电网安全稳定控制方法，其特征在于，所述优化模型如下式所示：

$\min \underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{\mathrm{it}}$

$s.t.\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{S}_i\×P_{i0}\≥\mathrm{\ΔP}$

其中，P_i0表示第i个风电场当前出力，单位为MW。