CN107069827B - 一种含可控串联补偿装置的源网协同调度方法 - Google Patents

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CN107069827B CN201710507573.7A CN201710507573A CN107069827B CN 107069827 B CN107069827 B CN 107069827B CN 201710507573 A CN201710507573 A CN 201710507573A CN 107069827 B CN107069827 B CN 107069827B
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Abstract

本发明公开了一种含可控串联补偿装置的源网协同调度方法，它包括以下步骤：步骤1：给定相关计算参数；步骤2：对可控串联补偿装置的运行方式进行建模；步骤3：进行优化模型的构建，优化模型以电力系统发电成本和弃风电成本之和最小为目标并包括多个约束条件；步骤4：对优化模型进行简化处理并采用混合整数二次规划法进行求解，得到最终的源网协同调度方案。本发明通过将潮流控制设备和储能系统等的可控性纳入电网经济调度决策，构建风储共存于电网的源网协同调度模型，用于决策限定安全约束水平下的经济运行方式，能够在保证电网运行安全的前提下增强对节点注入风电、负荷等波动性的消纳，提高电网运行的经济效益。

Description

一种含可控串联补偿装置的源网协同调度方法
技术领域
本发明涉及一种含可控串联补偿装置的源网协同调度方法，属于电气工程技术领域。
背景技术
随着电网中风电、光伏等被动形式的源日趋增加，以及电力负荷形式多元化发展，电力系统源荷实时平衡受到威胁，给传统的仅由主动的电源(同步发电机组)跟踪被动的电源和负荷的电网经济调度方式面临挑战。由此，如何挖掘电力系统中的主动因素以促进新形势下源荷平衡经济决策是当前急需解决的问题。储能系统在一定条件下既能充当负荷从电网中充电，又可以充当电源向电网中放电，因而具有一定的主动性，而其效用得以最大化发挥的前提是对其在限定的运行条件下的优化调度决策。
传统的调度是在电网结构参数不变的前提下进行的研究，尚无计及电网结构运行方式变化等主动因素的影响，因而具有一定的保守性。特别是随着串联补偿装置等潮流控制设备的引入，上述做法的保守性就愈加明显。由此，需要在调度中对电网结构参数的主动性也进行优化决策，才能实现源荷平衡安全条件下的电网运行的经济最优。
发明内容
针对上述不足，本发明提供了一种含可控串联补偿装置的源网协同调度方法，其适应于大规模风电并网背景下风储共存于电网的经济调度。
本发明解决其技术问题采取的技术方案是：一种含可控串联补偿装置的源网协同调度方法，它包括以下步骤：
步骤1：给定相关计算参数；
步骤2：对可控串联补偿装置的运行方式进行建模；
步骤3：进行优化模型的构建，优化模型以电力系统发电成本和弃风电成本之和最小为目标并包括多个约束条件；
步骤4：对优化模型进行简化处理并采用混合整数二次规划法进行求解，得到最终的源网协同调度方案。
进一步地，所述相关计算参数包括常规发电机组的成本系数及出力上下限，输电支路的阻抗及容量参数，串联补偿装置的控制参数，储能系统的运行参数，电力系统的负荷和风电功率。
进一步地，在步骤2中，可控串联补偿装置的运行方式表示为：
Figure BDA0001335020450000021
Figure BDA0001335020450000022
式中，Pl,ij为可控串联补偿装置所在支路l传输的有功功率，其首末节点分别为节点i和节点j；Bl为含可控串联补偿装置的支路l电纳；θi为节点i电压相角；αl为可控串联补偿装置控制的支路l的电纳变化比例系数，
Figure BDA0001335020450000023
和
Figure BDA0001335020450000024
分别为其电纳变化比例系数上下限；
Figure BDA0001335020450000025
为可控串联补偿装置控制的支路l在时段t的电纳变化比例系数，NTC表示含可控串联补偿装置的支路集合，NT为时段集合。
进一步地，在步骤3中，优化模型中目标函数表达式为：
Figure BDA0001335020450000026
式中，NT为时段集合；
Figure BDA0001335020450000027
为常规机组g在时段t输出功率基点；Cg(·)为机组g的发电成本二次特性函数，其表达式为
Figure BDA0001335020450000028
其中ag、bg和cg为常规发电机组成本系数；
Figure BDA0001335020450000029
表示风电场w在时段t的弃风电量，
Figure BDA00013350204500000210
为其弃风电成本特性系数。
进一步地，在步骤3中，优化模型包括以下约束条件：
1)输出功率基点的潮流约束：
Figure BDA0001335020450000031
式中，
Figure BDA0001335020450000032
为时段t支路l的传输功率；NS，i和NE，i分别为以节点i为首、末端节点的传输支路集合；NW,i和ND,i分别表示节点i上的风电场集合和负荷集合；
Figure BDA0001335020450000033
和
Figure BDA0001335020450000034
分别表示储能系统s在t时段的充放电功率；
2)常规发电机组有功功率范围约束：
Figure BDA0001335020450000035
式中，
Figure BDA0001335020450000036
和
Figure BDA0001335020450000037
分别为常规发电机组g输出有功功率上下限，NG为常规发电机组集合；
3)常规发电机组功率爬坡约束：
Figure BDA0001335020450000038
Figure BDA0001335020450000039
Figure BDA00013350204500000310
Figure BDA00013350204500000311
式中，rg为发电机组输出功率最大调整速率，Δτ为时段长度，
Figure BDA00013350204500000312
表示初始时段发电机组g输出的有功功率，NG为常规发电机组集合；
4)储能系统运行范围约束
Figure BDA00013350204500000313
Figure BDA00013350204500000314
Figure BDA00013350204500000315
Figure BDA00013350204500000316
Figure BDA00013350204500000317
Figure BDA00013350204500000318
式中，
Figure BDA00013350204500000319
和
Figure BDA00013350204500000320
分别表示储能系统s在t时段的充放电功率；
Figure BDA00013350204500000321
和
Figure BDA00013350204500000322
分别为储能系统s充放电功率上限值；二进制变量
Figure BDA00013350204500000323
的引入是为了保证储能系统在同一时间内不能同时充放电；
Figure BDA00013350204500000324
表示储能系统s在t时段的电量；
Figure BDA00013350204500000325
和
Figure BDA00013350204500000326
分别表示储能系统s运行时允许的电量上下限；ηs,c和ηs,d分别为储能系统s的充电效率、放电效率；
Figure BDA00013350204500000327
表示储能系统最后时段期望电量值，NS为储能系统集合，NT为时段集合；
5)电网功率传输安全约束
Figure BDA0001335020450000041
Figure BDA0001335020450000042
Figure BDA0001335020450000043
Figure BDA0001335020450000044
Figure BDA0001335020450000045
Figure BDA0001335020450000046
式中，
Figure BDA0001335020450000047
为可控串联补偿装置所在支路l在时段t传输的有功功率，
Figure BDA0001335020450000048
为输电支路l最大传输容量，NTL为常规输电支路集合，NL为所有输电支路集合，即NL＝{NTL∪NTC}；Bl为输电支路l电纳；
Figure BDA0001335020450000049
为负荷时段t节点i电压相角，NTC表示含可控串联补偿装置的支路集合，NT为时段集合；
6)电压相角约束
Figure BDA00013350204500000410
Figure BDA00013350204500000411
式中，下标n标记参考节点；
Figure BDA00013350204500000412
表示参考节点在时段t的电压相角；
Figure BDA00013350204500000413
表示节点i在时段t的电压相角；NB表示节点集合；
7)弃风电约束
Figure BDA00013350204500000414
式中，
Figure BDA00013350204500000415
表示风电场w在时段t的弃风电量，NW表示风电场集合，NT为时段集合。
进一步地，在步骤4中，对优化模型进行简化处理的过程就是首先将优化模型中的非线性约束进行处理，然后将优化模型转换为混合整数二次规划模型。
进一步地，将优化模型中的非线性约束进行处理的过程就将式(1)和式(2)转换为以下表达形式：
Figure BDA00013350204500000416
式中，
Figure BDA00013350204500000417
为可控串联补偿装置所在支路l在时段t传输的有功功率，NTC表示含可控串联补偿装置的支路集合，NT为时段集合。
本发明的上述技术方案的有益效果如下：
本发明首先给定相关计算参数，其次对可控串联补偿装置的运行方式进行建模，然后进行优化模型的构建，最后对优化模型进行简化处理并采用混合整数规划法进行求解，得到最终的源网协同调度方案，不仅考虑串联补偿装置的潮流控制作用，又能考虑常规发电机组和储能系统参与源荷平衡的主动调节能力，将潮流控制设备和储能系统等的可控性纳入电网经济调度决策，构建风储共存于电网的源网协同调度模型，用于决策限定安全约束水平下的经济运行方式。本发明适应于大规模风电并网背景下风储共存于电网的经济调度，可用于潮流控制设备与电源运行方式的协调决策，本发明与传统的调度方法相比，能够在保证电网运行安全的前提下增强对节点注入风电、负荷等波动性的消纳，提高电网运行的经济效益。
本发明可以考虑风电、负荷功率的波动情况，又能考虑系统自动的频率调节以及常规发电机组的二次备用响应机制，在保证不确定性下电网安全约束前提下决策常规发电机组基点功率和参与因子，实现调度与控制的有机衔接，不仅可用于潮流控制设备与电源运行方式的协调决策，能够提高系统运行的经济性；而且可有效减少弃风电量，能提高系统运行的安全性。
附图说明
图1为本发明实施例提供的一种含可控串联补偿装置的源网协同调度方法的方法流程图。
具体实施方式
为能清楚说明本方案的技术特点，下面通过具体实施方式并结合其附图对本发明进行详细阐述。下文的公开提供了许多不同的实施例或例子用来实现本发明的不同结构。为了简化本发明的公开，下文中对特定例子的部件和设置进行描述。此外，本发明可以在不同例子中重复参考数字和/或字母。这种重复是为了简化和清楚的目的，其本身不指示所讨论各种实施例和/或设置之间的关系。应当注意，在附图中所图示的部件不一定按比例绘制。本发明省略了对公知组件和处理技术及工艺的描述以避免不必要地限制本发明。
由图1可知，本发明实施例中的一种含可控串联补偿装置的源网协同调度方法，可以考虑风电、负荷功率的波动情况，又能考虑系统自动的频率调节以及常规发电机组的二次备用响应机制，在保证不确定性下电网安全约束前提下决策常规发电机组基点功率和参与因子，实现调度与控制的有机衔接，它具体包括如下四个步骤：
步骤1：给定相关计算参数。所述相关计算参数包括常规发电机组的成本系数及出力上下限，输电支路的阻抗及容量参数，串联补偿装置的控制参数，储能系统的运行参数，电力系统的负荷和风电功率。
步骤2：对可控串联补偿装置的运行方式进行建模。可控串联补偿装置(潮流控制设备)的运行方式表示为：
Figure BDA0001335020450000061
Figure BDA0001335020450000062
式中，Pl,ij为可控串联补偿装置所在支路l传输的有功功率，其首末节点分别为节点i和节点j；Bl为含可控串联补偿装置的支路l电纳；θi为节点i电压相角；αl为可控串联补偿装置控制的支路l的电纳变化比例系数，
Figure BDA0001335020450000063
和
Figure BDA0001335020450000064
分别为其电纳变化比例系数上下限；
Figure BDA0001335020450000065
为可控串联补偿装置控制的支路l在时段t的电纳变化比例系数，NTC表示含可控串联补偿装置的支路集合，NT为时段集合。
步骤3：进行优化模型的构建，优化模型以电力系统发电成本和弃风电成本之和最小为目标并包括多个约束条件。
优化模型中目标函数表达式为：
Figure BDA0001335020450000071
式中，NT为时段集合；
Figure BDA0001335020450000072
为常规机组g在时段t输出功率基点；Cg(·)为机组g的发电成本二次特性函数，其表达式为
Figure BDA0001335020450000073
其中ag、bg和cg为常规发电机组成本系数；
Figure BDA0001335020450000074
表示风电场w在时段t的弃风电量，
Figure BDA0001335020450000075
为其弃风电成本特性系数。
优化模型主要包括以下七种约束条件：
1)输出功率基点的潮流约束：
Figure BDA0001335020450000076
式中，
Figure BDA0001335020450000077
为时段t支路l的传输功率；NS,i和NE,i分别为以节点i为首、末端节点的传输支路集合；NW,i和ND,i分别表示节点i上的风电场集合和负荷集合；
Figure BDA0001335020450000078
和
Figure BDA0001335020450000079
分别表示储能系统s在t时段的充放电功率；
2)常规发电机组有功功率范围约束：
Figure BDA00013350204500000710
式中，
Figure BDA00013350204500000711
和
Figure BDA00013350204500000712
分别为常规发电机组g输出有功功率上下限，NG为常规发电机组集合；
3)常规发电机组功率爬坡约束：
Figure BDA00013350204500000713
Figure BDA00013350204500000714
Figure BDA00013350204500000715
Figure BDA00013350204500000716
式中，rg为发电机组输出功率最大调整速率，Δτ为时段长度，
Figure BDA00013350204500000717
表示初始时段发电机组g输出的有功功率，NG为常规发电机组集合；
4)储能系统运行范围约束
Figure BDA00013350204500000718
Figure BDA00013350204500000719
Figure BDA00013350204500000720
Figure BDA00013350204500000721
Figure BDA00013350204500000722
Figure BDA00013350204500000723
式中，
Figure BDA0001335020450000081
和
Figure BDA0001335020450000082
分别表示储能系统s在t时段的充放电功率；
Figure BDA0001335020450000083
和
Figure BDA0001335020450000084
分别为储能系统s充放电功率上限值；二进制变量
Figure BDA0001335020450000085
的引入是为了保证储能系统在同一时间内不能同时充放电；
Figure BDA0001335020450000086
表示储能系统s在t时段的电量；
Figure BDA0001335020450000087
和
Figure BDA0001335020450000088
分别表示储能系统s运行时允许的电量上下限；ηs,c和ηs,d分别为储能系统s的充电效率、放电效率；
Figure BDA0001335020450000089
表示储能系统最后时段期望电量值，NS为储能系统集合，NT为时段集合；
5)电网功率传输安全约束
Figure BDA00013350204500000810
Figure BDA00013350204500000811
Figure BDA00013350204500000812
Figure BDA00013350204500000813
Figure BDA00013350204500000814
Figure BDA00013350204500000815
式中，
Figure BDA00013350204500000816
为可控串联补偿装置所在支路l在时段t传输的有功功率，
Figure BDA00013350204500000817
为输电支路l最大传输容量，NTL为常规输电支路集合，NL为所有输电支路集合，即NL＝{NTL∪NTC}；Bl为输电支路l电纳；
Figure BDA00013350204500000818
为负荷时段t节点i电压相角，NTC表示含可控串联补偿装置的支路集合，NT为时段集合；
6)电压相角约束
Figure BDA00013350204500000819
Figure BDA00013350204500000820
式中，下标n标记参考节点；
Figure BDA00013350204500000821
表示参考节点在时段t的电压相角；
Figure BDA00013350204500000822
表示节点i在时段t的电压相角；NB表示节点集合；
7)弃风电约束
Figure BDA00013350204500000823
式中，
Figure BDA00013350204500000824
表示风电场w在时段t的弃风电量，NW表示风电场集合，NT为时段集合。
步骤4：对优化模型进行简化处理并采用混合整数规划法进行求解，得到最终的源网协同调度方案。
对优化模型进行简化处理的过程就是首先将优化模型中的非线性约束进行处理，然后将优化模型转换为混合整数二次规划模型。将优化模型中的非线性约束进行处理的过程就将式(1)和式(2)转换为以下表达形式：
Figure BDA0001335020450000091
式中，
Figure BDA0001335020450000092
为可控串联补偿装置所在支路l在时段t传输的有功功率，NTC表示含可控串联补偿装置的支路集合，NT为时段集合。
本发明首先给定相关计算参数，其次对可控串联补偿装置的运行方式进行建模，然后进行优化模型的构建，最后对优化模型进行简化处理并采用混合整数二次规划法进行求解，得到最终的源网协同调度方案，不仅考虑串联补偿装置的潮流控制作用，又能考虑常规发电机组和储能系统参与源荷平衡的主动调节能力，将潮流控制设备和储能系统等的可控性纳入电网经济调度决策，构建风储共存于电网的源网协同调度模型，用于决策限定安全约束水平下的经济运行方式。本发明适应于大规模风电并网背景下风储共存于电网的经济调度，可用于潮流控制设备与电源运行方式的协调决策，本发明与传统的调度方法相比，能够在保证电网运行安全的前提下增强对节点注入风电、负荷等波动性的消纳，提高电网运行的经济效益。
此外，本发明的应用范围不局限于说明书中描述的特定实施例的工艺、机构、制造、物质组成、手段、方法及步骤。从本发明的公开内容，作为本领域的普通技术人员将容易地理解，对于目前已存在或者以后即将开发出的工艺、机构、制造、物质组成、手段、方法或步骤，其中它们执行与本发明描述的对应实施例大体相同的功能或者获得大体相同的结果，依照本发明可以对它们进行应用。因此，本发明所附权利要求旨在将这些工艺、机构、制造、物质组成、手段、方法或步骤包含在其保护范围内。

Claims (5)

1.一种含可控串联补偿装置的源网协同调度方法，其特征是，包括以下步骤：
步骤1：给定相关计算参数；
步骤2：对可控串联补偿装置的运行方式进行建模；
步骤3：进行优化模型的构建，优化模型以电力系统发电成本和弃风电成本之和最小为目标并包括多个约束条件；
步骤4：对优化模型进行简化处理并采用混合整数二次规划法进行求解，得到最终的源网协同调度方案；
所述相关计算参数包括常规发电机组的成本系数及出力上下限，输电支路的阻抗及容量参数，串联补偿装置的控制参数，储能系统的运行参数，电力系统的负荷和风电功率；
在步骤2中，可控串联补偿装置的运行方式表示为：
Figure FDA0002249746580000011
Figure FDA0002249746580000012
式中，Pl,ij为可控串联补偿装置所在支路l传输的有功功率，其首末节点分别为节点i和节点j；Bl为含可控串联补偿装置的支路l电纳；θi为节点i电压相角；θj为节点j电压相角；αl为可控串联补偿装置控制的支路l的电纳变化比例系数，
Figure FDA0002249746580000013
和
Figure FDA0002249746580000014
分别为其电纳变化比例系数上下限；
Figure FDA0002249746580000015
为可控串联补偿装置控制的支路l在时段t的电纳变化比例系数，NTC表示含可控串联补偿装置的支路集合，NT为时段集合。
2.根据权利要求1所述的一种含可控串联补偿装置的源网协同调度方法，其特征是，在步骤3中，优化模型中目标函数表达式为：
Figure FDA0002249746580000021
式中，NT为时段集合；NG为常规发电机组集合；NW表示风电场集合；
Figure FDA0002249746580000022
为常规发电机组g在时段t输出功率基点；Cg(·)为常规发电机组g的发电成本二次特性函数，其表达式为
Figure FDA0002249746580000023
其中ag、bg和cg为常规发电机组成本系数；
Figure FDA0002249746580000024
表示风电场w在时段t的弃风电量，
Figure FDA0002249746580000025
为其弃风电成本特性系数。
3.根据权利要求2所述的一种含可控串联补偿装置的源网协同调度方法，其特征是，在步骤3中，优化模型包括以下约束条件：
1)输出功率基点的潮流约束：
Figure FDA0002249746580000026
式中，Pl t为时段t支路l的传输功率；NS,i和NE,i分别为以节点i为首、末端节点的传输支路集合；NW,i和ND,i分别表示节点i上的风电场集合和负荷集合；
Figure FDA0002249746580000027
和
Figure FDA0002249746580000028
分别表示储能系统s在t时段的充放电功率；
2)常规发电机组有功功率范围约束：
Figure FDA0002249746580000029
式中，
Figure FDA00022497465800000210
和
Figure FDA00022497465800000211
分别为常规发电机组g输出有功功率上下限，NG为常规发电机组集合；
3)常规发电机组功率爬坡约束：
Figure FDA00022497465800000212
Figure FDA00022497465800000213
Figure FDA00022497465800000214
Figure FDA00022497465800000215
式中，rg为常规发电机组输出功率最大调整速率，Δτ为时段长度，
Figure FDA00022497465800000216
表示初始时段常规发电机组g输出的有功功率，NG为常规发电机组集合；
4)储能系统运行范围约束
Figure FDA00022497465800000217
Figure FDA00022497465800000218
Figure FDA00022497465800000219
Figure FDA0002249746580000031
Figure FDA0002249746580000032
Figure FDA0002249746580000033
式中，
Figure FDA0002249746580000034
和
Figure FDA0002249746580000035
分别表示储能系统s在t时段的充放电功率；
Figure FDA0002249746580000036
和
Figure FDA0002249746580000037
分别为储能系统s充放电功率上限值；二进制变量
Figure FDA0002249746580000038
的引入是为了保证储能系统在同一时间内不能同时充放电；
Figure FDA0002249746580000039
表示储能系统s在t时段的电量；
Figure FDA00022497465800000310
和
Figure FDA00022497465800000311
分别表示储能系统s运行时允许的电量上下限；ηs,c和ηs,d分别为储能系统s的充电效率、放电效率；
Figure FDA00022497465800000312
表示储能系统最后时段期望电量值，NS为储能系统集合，NT为时段集合；
5)电网功率传输安全约束
Figure FDA00022497465800000313
Figure FDA00022497465800000314
Figure FDA00022497465800000315
Figure FDA00022497465800000316
Figure FDA00022497465800000317
Figure FDA00022497465800000318
式中，
Figure FDA00022497465800000319
为可控串联补偿装置所在支路l在时段t传输的有功功率，Pl max为输电支路l最大传输容量，NTL为常规输电支路集合，NL为所有输电支路集合，即NL＝{NTL U NTC}；Bl为输电支路l电纳；
Figure FDA00022497465800000320
为节点i在时段t的电压相角，
Figure FDA00022497465800000321
为节点j在时段t的电压相角；NTC表示含可控串联补偿装置的支路集合，NT为时段集合；
6)电压相角约束
Figure FDA00022497465800000322
Figure FDA00022497465800000323
式中，下标n标记参考节点；
Figure FDA00022497465800000324
表示参考节点在时段t的电压相角；
Figure FDA00022497465800000325
表示节点i在时段t的电压相角；NB表示节点集合；
7)弃风电约束
Figure FDA0002249746580000041
式中，
Figure FDA0002249746580000042
表示风电场w在时段t的弃风电量，NW表示风电场集合，NT为时段集合。
4.根据权利要求3所述的一种含可控串联补偿装置的源网协同调度方法，其特征是，在步骤4中，对优化模型进行简化处理的过程就是首先将优化模型中的非线性约束进行处理，然后将优化模型转换为混合整数二次规划模型。
5.根据权利要求4所述的一种含可控串联补偿装置的源网协同调度方法，其特征是，将优化模型中的非线性约束进行处理的过程就将式(1)和式(2)转换为以下表达形式：
Figure FDA0002249746580000043
式中，
Figure FDA0002249746580000044
为可控串联补偿装置所在支路l在时段t传输的有功功率，NTC表示含可控串联补偿装置的支路集合，NT为时段集合。
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