CN107769267B - 一种风电装机容量的确定方法和装置 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种风电装机容量确定方法和装置，先根据计算风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗；然后构建转移阻抗平方差变化函数；最后确定风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例，并确定风电装机容量。本发明提供的技术方案根据风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗构建转移阻抗平方差变化函数F，并对F求一阶导数，得到F最小时的风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例；本发明提供的技术方案根据风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例，并结合火电装机容量最终得到了风电装机容量，具体过程简单，易于实现。
Description
技术领域
本发明涉及电力系统技术领域，具体涉及一种风电装机容量的确定方法和装置。
背景技术
未来大规模风电远距离输送将成为风电消纳的主要形式，大规模风电并网后采用远距离送出涉及相关的稳定性分析成为研究热点。随着风电并网规模的增加，需要逐步减少传统同步电源的并网容量，因此迫切需要量化分析并网风电对送端系统稳定的影响。电气距离是衡量系统电气连接是否紧密的最直接指标之一，大规模风电接入送端系统，改变了送端系统的电气导纳特性，迫切需要开展衡量大规模风电接入对送端系统影响的分析。
已经有很多学者对风电装机容量进行了卓有成效的研究，提出了多种风电接纳能力评估方法，通常可以分为工程化方法、数值仿真法、制约因素法和数学优化法。其中的工程化方法主要根据历史经验通过估算的方法获得评估结果；数值仿真法主要通过仿真实验得到结果；制约因素法主要考虑制约风电接纳的因素，如电压稳定性、电能质量、系统调峰能力、网络传输能力等来评估风电接纳能力；数学优化法则通过构建优化模型，综合考虑多种约束条件来评估系统的风电接纳能力。目前的风电装机容量确定方法多以风电穿透功率极限为指标借鉴现有工程法和数学分析法来评价电网的风电接纳能力，不存在基于风电并网影响送端系统中风电机组的风电比例的风电装机容量的相关分析。
发明内容
本发明提供一种基于风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例的风电装机容量确定方法和装置，先根据电力系统阻抗等值模型计算风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗；然后根据风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗构建转移阻抗平方差变化函数；并根据转移阻抗平方差变化函数确定风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例，最终根据风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例得到了风电装机容量。
为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：
本发明提供一种风电装机容量的确定方法，包括：
根据电力系统阻抗等值模型计算风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗；
根据风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗构建转移阻抗平方差变化函数；
根据转移阻抗平方差变化函数确定风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例，并根据风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例确定风电装机容量。
所述电力系统阻抗等值模型包括送端系统、输电线路和受端系统，所述送端系统通过输电线路连接受端系统；
所述送端系统包括并列运行的火力发电系统和风力发电系统；
所述受端系统包括火力发电系统；
所述输电线路采用π型等值电路。
所述π型等值电路包括阻抗支路以及与阻抗支路均并联的送端导纳支路和受端导纳支路。
所述根据电力系统阻抗等值模型计算风电并网前π型等值电路的互阻抗包括：
建立如下式的风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y1表示风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵；j表示虚数单位；XL表示输电线路的阻抗；XdT2表示受端系统中火力发电系统的阻抗，且XdT2＝Xd2′+XT2，Xd2′表示受端系统中火电机组的阻抗，XT2表示受端系统中变压器的阻抗；d表示送端系统的导纳，且d＝[(1-k)N]/XdT1，N表示送端系统中火电机组的台数，k表示送端系统中风电机组的风电比例；
对Y1进行降维处理，得到如下式的降维处理后的风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y′1表示降维处理后的风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵，Y′SS1表示风电并网前π型等值电路中送端导纳支路的自导纳，Y′RR1表示风电并网前π型等值电路中受端导纳支路的自导纳，Y′SR1表示风电并网前π型等值电路中送端导纳支路与受端导纳支路之间的互导纳，Y′RS1表示风电并网前π型等值电路中受端导纳支路与送端导纳支路之间的互导纳，另Y′11＝Y′SR1＝Y′RS1，Y′11表示风电并网前π型等值电路的互导纳，Y′SS1、Y′RR1、Y′11分别按下式计算：
其中，XdT1表示送端系统中火力发电系统的阻抗，且XdT1＝Xd1′+XT1，Xd1′表示送端系统中火电机组的阻抗，XT1表示送端系统中变压器的阻抗；
根据Y′11计算如下式的风电并网前π型等值电路的互阻抗：
其中，X′11表示风电并网前π型等值电路的互阻抗。
根据电力系统阻抗等值模型计算风电并网后π型等值电路的互阻抗包括：
建立如下式的风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y2表示风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵，rW表示风力发电系统的单位等效负电阻，XW表示风力发电系统的单位等效负电抗；
对Y2进行降维处理，得到如下式降维处理后的风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y′2表示降维处理后的风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵，Y′SS2表示风电并网后π型等值电路中送端导纳支路的自导纳，Y′RR2表示风电并网后π型等值电路中受端导纳支路的自导纳，Y′SR2表示风电并网后π型等值电路中送端导纳支路与受端导纳支路之间的互导纳，Y′RS2表示风电并网后π型等值电路中送端导纳支路与送端导纳支路之间的互导纳，且Y′22＝Y′SR2＝Y′RS2，Y′22表示风电并网后π型等值电路的互导纳，Y′SS2、Y′RR2和Y′22分别按下式计算：
根据Y′22计算如下式的风电并网后π型等值电路的互阻抗：
其中，X'22表示风电并网后π型等值电路的互阻抗。
根据风电并网前π型等值电路的等值阻抗和风电并网后π型等值电路的等值阻抗构建如下式的转移阻抗平方差变化函数：
其中，F表示转移阻抗平方差变化函数，n、m为中间量，且m＝1/(XdT2+XL)-1/XL，n＝N/XdT1。
所述根据转移阻抗平方差变化函数确定风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例包括：
对F求一阶导数，得到如下式的F最小时的风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例：
其中，km表示风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例。
所述根据风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例确定风电装机容量包括：
根据km确定如下式的风电装机容量：
其中，SW表示风电装机容量，SG表示火电装机容量。
本发明还提供一种风电装机容量的确定装置，包括：
计算模块，用于根据电力系统阻抗等值模型计算风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗；
构建模块，用于根据风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗构建转移阻抗平方差变化函数；
确定模块，用于根据转移阻抗平方差变化函数确定风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例，并根据风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例确定风电装机容量。
所述电力系统阻抗等值模型包括送端系统、输电线路和受端系统，所述送端系统通过输电线路连接受端系统；
所述送端系统包括并列运行的火力发电系统和风力发电系统；
所述受端系统包括火力发电系统；
所述输电线路采用π型等值电路。
所述π型等值电路包括阻抗支路以及与阻抗支路均并联的送端导纳支路和受端导纳支路。
所述计算模块具体用于：
建立如下式的风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y1表示风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵；j表示虚数单位；XL表示输电线路的阻抗；XdT2表示受端系统中火力发电系统的阻抗，且XdT2＝Xd2′+XT2，Xd2′表示受端系统中火电机组的阻抗，XT2表示受端系统中变压器的阻抗；d表示送端系统的导纳，且d＝[(1-k)N]/XdT1，N表示送端系统中火电机组的台数，k表示送端系统中风电机组的风电比例；
对Y1进行降维处理，得到如下式降维处理后的风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y′1表示降维处理后的风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵，Y′SS1表示风电并网前π型等值电路中送端导纳支路的自导纳，Y′RR1表示风电并网前π型等值电路中受端导纳支路的自导纳，Y′SR1表示风电并网前π型等值电路中送端导纳支路与受端导纳支路之间的互导纳，Y′RS1表示风电并网前π型等值电路中受端导纳支路与送端导纳支路之间的互导纳，另Y′11＝Y′SR1＝Y′RS1，Y′11表示风电并网前π型等值电路的互导纳，Y′SS1、Y′RR1、Y′11分别按下式计算：
其中，XdT1表示送端系统中火力发电系统的阻抗，且XdT1＝Xd1′+XT1，Xd1′表示送端系统中火电机组的阻抗，XT1表示送端系统中变压器的阻抗；
根据Y′11计算如下式的风电并网前π型等值电路的互阻抗：
其中，X′11表示风电并网前π型等值电路的互阻抗。
所述计算模块具体用于：
建立如下式的风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y2表示风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵，rW表示风力发电系统的单位等效负电阻，XW表示风力发电系统的单位等效负电抗；
对Y2进行降维处理，得到如下式的降维处理后的风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y′2表示降维处理后的风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵，Y′SS2表示风电并网后π型等值电路中送端导纳支路的自导纳，Y′RR2表示风电并网后π型等值电路中受端导纳支路的自导纳，Y′SR2表示风电并网后π型等值电路中送端导纳支路与受端导纳支路之间的互导纳，Y′RS2表示风电并网后π型等值电路中送端导纳支路与送端导纳支路之间的互导纳，且Y′22＝Y′SR2＝Y′RS2，Y′22表示风电并网后π型等值电路的互导纳，Y′SS2、Y′RR2和Y′22分别按下式计算：
根据Y′22计算如下式的风电并网后π型等值电路的互阻抗：
其中，X'22表示风电并网后π型等值电路的互阻抗。
所述构建模块具体用于：
构建如下式的转移阻抗平方差变化函数：
其中，F表示转移阻抗平方差变化函数，n、m为中间量，且m＝1/(XdT2+XL)-1/XL，n＝N/XdT1。
所述确定模块具体用于：
对F求一阶导数，得到如下式的F最小时的风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例：
其中，km表示风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例。
所述确定模块具体用于：
根据km确定如下式的风电装机容量：
其中，SW表示风电装机容量，SG表示火电装机容量。
与最接近的现有技术相比，本发明提供的技术方案具有以下有益效果：
本发明提供了一种基于风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例的风电装机容量确定方法和装置，先根据电力系统阻抗等值模型计算风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗；然后根据风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗构建转移阻抗平方差变化函数；并根据转移阻抗平方差变化函数确定风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例，最终根据风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例得到了风电装机容量；
本发明提供的技术方案根据风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗构建转移阻抗平方差变化函数F，并对F求一阶导数，得到F最小时的风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例；
本发明提供的技术方案根据风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例，并结合火电装机容量最终得到了风电装机容量，具体过程简单，易于实现。
附图说明
图1是本发明实施例中风电装机容量的确定方法流程图；
图2是本发明实施例中电力系统阻抗等值模型的结构图；
图3是本发明实施例中π型等值电路的结构图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步详细说明。
本发明实施例提供了一种风电装机容量的确定方法，该方法的具体流程图如图1所示，其具体过程如下：
S101：根据电力系统阻抗等值模型计算风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗；
S102：根据S101计算的风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗构建转移阻抗平方差变化函数；
S103：根据S102构建的转移阻抗平方差变化函数确定风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例，并根据确定的风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例确定风电装机容量。
上述S101中的该电力系统阻抗等值模型主要包括送端系统、输电线路和受端系统，其中送端系统通过输电线路连接受端系统；电力系统阻抗等值模型的结构图如图2所示，S表示送端系统，R表示受端系统，W表示并网点，A表示中间节点，XdT1表示送端系统中火力发电系统的阻抗，且XdT1＝Xd1′+XT1，Xd1′表示送端系统中火电机组的阻抗，XT1表示送端系统中变压器的阻抗；XdT2表示受端系统中火力发电系统的阻抗，且XdT2＝Xd2′+XT2，Xd2′表示受端系统中火电机组的阻抗，XT2表示受端系统中变压器的阻抗；XL表示输电线路的阻抗；rW表示风力发电系统的单位等效负电阻，XW表示风力发电系统的单位等效负电抗，N表示送端系统中火电机组的台数，k表示送端系统中风电机组的风电比例，风电并网前k＝0；
且上述送端系统不仅包括火力发电系统，还包括风力发电系统，火力发电系统与风力发电系统并列运行；上述受端系统只包括火力发电系统；
上述的输电线路采用阻抗支路、送端导纳支路和受端导纳支路的π型等值电路，其中的阻抗支路以及与阻抗支路均并联的送端导纳支路和受端导纳支路；π型等值电路的结构图如图3所示，图3中的S表示送端系统，R表示受端系统，X′SS表示π型等值电路中送端导纳支路的自阻抗，X′RR表示π型等值电路中受端导纳支路的自阻抗，X′SR表示π型等值电路中送端导纳支路与受端导纳支路之间的互阻抗。
上述S101中，根据电力系统阻抗等值模型计算风电并网前π型等值电路的互阻抗具体过程如下：
1)建立如下式的风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y1表示风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵；j表示虚数单位；XL表示输电线路的阻抗；XdT2表示受端系统中火力发电系统的阻抗，且XdT2＝Xd2′+XT2，Xd2′表示受端系统中火电机组的阻抗，XT2表示受端系统中变压器的阻抗；d表示送端系统的导纳，且d＝[(1-k)N]/XdT1，N表示送端系统中火电机组的台数，k表示送端系统中风电机组的风电比例；
2)通过消去Y1中的A节点和W节点对Y1进行降维处理，得到如下式降维处理后的风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y′1表示降维处理后的风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵，Y′SS1表示风电并网前π型等值电路中送端导纳支路的自导纳，Y′RR1表示风电并网前π型等值电路中受端导纳支路的自导纳，Y′SR1表示风电并网前π型等值电路中送端导纳支路与受端导纳支路之间的互导纳，Y′RS1表示风电并网前π型等值电路中受端导纳支路与送端导纳支路之间的互导纳，另Y′11＝Y′SR1＝Y′RS1，Y′11表示风电并网前π型等值电路的互导纳，Y′SS1、Y′RR1、Y′11分别按下式计算：
3)根据Y′11计算如下式的风电并网前π型等值电路的互阻抗：
其中，X′11表示风电并网前π型等值电路的互阻抗。
上述S101中根据电力系统阻抗等值模型计算风电并网后π型等值电路的互阻抗具体过程如下：
1)建立如下式的风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y2表示风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵，rW表示风力发电系统的单位等效负电阻，XW表示风力发电系统的单位等效负电抗；
2)通过消去Y2中的A节点和W节点对Y2进行降维处理，得到如下式降维处理后的风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y′2表示降维处理后的风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵，Y′SS2表示风电并网后π型等值电路中送端导纳支路的自导纳，Y′RR2表示风电并网后π型等值电路中受端导纳支路的自导纳，Y′SR2表示风电并网后π型等值电路中送端导纳支路与受端导纳支路之间的互导纳，Y′RS2表示风电并网后π型等值电路中送端导纳支路与送端导纳支路之间的互导纳，且Y′22＝Y′SR2＝Y′RS2，Y′22表示风电并网后π型等值电路的互导纳，Y′SS2、Y′RR2和Y′22分别按下式计算：
3)根据Y′22计算如下式的风电并网后π型等值电路的互阻抗：
其中，X′22表示风电并网后π型等值电路的互阻抗。
上述S102中，根据风电并网前π型等值电路的等值阻抗和风电并网后π型等值电路的等值阻抗构建如下式的转移阻抗平方差变化函数：
其中，F表示转移阻抗平方差变化函数，n、m为中间量，且m＝1/(XdT2+XL)-1/XL，n＝N/XdT1。
上述S103中，根据转移阻抗平方差变化函数确定风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例具体过程如下：
对F求一阶导数，得到如下式的F最小时的风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例：
其中，km表示风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例。
上述S103中，根据风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例确定风电装机容量具体过程如下：
根据km确定如下式的风电装机容量：
其中，SW表示风电装机容量，SG表示火电装机容量。
送端系统中风电机组的风电比例k具体分为以下两种情况：
1)当0<k<km时，随着风电规模的增加，送端系统的稳定性增加；
2)当km<k<1时，随着风电规模的增加，送端系统的稳定性降低。
因此，当风电的规模在一定范围内增加时，送端系统的稳定性增加；当风电规模超出风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例，风电接入使得送端系统稳定性降低。
基于同一发明构思，本发明实施例还提供了一种风电装机容量的确定装置，这些设备解决问题的原理与风电装机容量的确定方法相似，本发明实施例提供的种风电装机容量的确定装置主要包括计算模块、构建模块和确定模块，下面分别介绍上述三个模块的具体功能：
其中的计算模块，主要用于根据电力系统阻抗等值模型计算风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗；
其中的构建模块，主要用于根据计算模块计算得到的风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗构建转移阻抗平方差变化函数；
其中的确定模块，主要用于根据构建模块构建的转移阻抗平方差变化函数确定风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例，并根据风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例确定风电装机容量。
上述的电力系统阻抗等值模型主要包括送端系统、输电线路和受端系统，其中送端系统通过输电线路连接受端系统；
且上述送端系统不仅包括火力发电系统，还包括风力发电系统，火力发电系统与风力发电系统并列运行；上述受端系统只包括火力发电系统；
上述的输电线路采用π型等值电路，该π型等值电路包括阻抗支路、送端导纳支路和受端导纳支路，其中的阻抗支路以及与阻抗支路均并联的送端导纳支路和受端导纳支路。
上述的计算模块建立如下式的风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y1表示风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵；j表示虚数单位；XL表示输电线路的阻抗；XdT2表示受端系统中火力发电系统的阻抗，且XdT2＝Xd2′+XT2，Xd2′表示受端系统中火电机组的阻抗，XT2表示受端系统中变压器的阻抗；d表示送端系统的导纳，且d＝[(1-k)N]/XdT1，N表示送端系统中火电机组的台数，k表示送端系统中风电机组的风电比例；
对Y1进行降维处理，得到如下式降维处理后的风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y′1表示降维处理后的风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵，Y′SS1表示风电并网前π型等值电路中送端导纳支路的自导纳，Y′RR1表示风电并网前π型等值电路中受端导纳支路的自导纳，Y′SR1表示风电并网前π型等值电路中送端导纳支路与受端导纳支路之间的互导纳，Y′RS1表示风电并网前π型等值电路中受端导纳支路与送端导纳支路之间的互导纳，另Y′11＝Y′SR1＝Y′RS1，Y′11表示风电并网前π型等值电路的互导纳，Y′SS1、Y′RR1、Y′11分别按下式计算：
根据Y′11计算如下式的风电并网前π型等值电路的互阻抗：
其中，X′11表示风电并网前π型等值电路的互阻抗。
上述的计算模块建立如下式的风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y2表示风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵，rW表示风力发电系统的单位等效负电阻，XW表示风力发电系统的单位等效负电抗；
对Y2进行降维处理，得到如下式降维处理后的风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y′2表示降维处理后的风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵，Y′SS2表示风电并网后π型等值电路中送端导纳支路的自导纳，Y′RR2表示风电并网后π型等值电路中受端导纳支路的自导纳，Y′SR2表示风电并网后π型等值电路中送端导纳支路与受端导纳支路之间的互导纳，Y′RS2表示风电并网后π型等值电路中送端导纳支路与送端导纳支路之间的互导纳，且Y′22＝Y′SR2＝Y′RS2，Y′22表示风电并网后π型等值电路的互导纳，Y′SS2、Y′RR2和Y′22分别按下式计算：
根据Y′22计算如下式的风电并网后π型等值电路的互阻抗：
其中，X'22表示风电并网后π型等值电路的互阻抗。
上述构建模块根据X′11和X′22构建如下式的转移阻抗平方差变化函数：
其中，F表示转移阻抗平方差变化函数，n、m为中间量，且m＝1/(XdT2+XL)-1/XL，n＝N/XdT1。
上述的确定模块根据转移阻抗平方差变化函数确定风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例具体过程如下：
对F求一阶导数，得到如下式的F最小时的风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例：
其中，km表示风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例。
上述的确定模块根据km确定如下式的风电装机容量：
其中，SW表示风电装机容量，SG表示火电装机容量。
为了描述的方便，以上所述装置的各部分以功能分为各种模块或单元分别描述。当然，在实施本申请时可以把各模块或单元的功能在同一个或多个软件或硬件中实现。
本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，所属领域的普通技术人员参照上述实施例依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的本发明的权利要求保护范围之内。
Claims (6)
1.一种风电装机容量的确定方法，其特征在于，包括：
根据电力系统阻抗等值模型计算风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗；
根据风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗构建转移阻抗平方差变化函数；
根据转移阻抗平方差变化函数确定风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例，并根据风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例确定风电装机容量；
所述电力系统阻抗等值模型包括送端系统、输电线路和受端系统，所述送端系统通过输电线路连接受端系统；
所述送端系统包括并列运行的火力发电系统和风力发电系统；
所述受端系统包括火力发电系统；
所述输电线路采用π型等值电路；
所述π型等值电路包括阻抗支路以及与阻抗支路均并联的送端导纳支路和受端导纳支路；
所述根据电力系统阻抗等值模型计算风电并网前π型等值电路的互阻抗包括：
建立如下式的风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y1表示风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵；j表示虚数单位；XL表示输电线路的阻抗；XdT2表示受端系统中火力发电系统的阻抗，且XdT2＝Xd2′+XT2，Xd2′表示受端系统中火电机组的阻抗，XT2表示受端系统中变压器的阻抗；d表示送端系统的导纳，且d＝[(1-k)N]/XdT1，N表示送端系统中火电机组的台数，k表示送端系统中风电机组的风电比例；
对Y1进行降维处理，得到如下式的降维处理后的风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y′1表示降维处理后的风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵，Y′SS1表示风电并网前π型等值电路中送端导纳支路的自导纳，Y′RR1表示风电并网前π型等值电路中受端导纳支路的自导纳，Y′SR1表示风电并网前π型等值电路中送端导纳支路与受端导纳支路之间的互导纳，Y′RS1表示风电并网前π型等值电路中受端导纳支路与送端导纳支路之间的互导纳，另Y′11＝Y′SR1＝Y′RS1，Y′11表示风电并网前π型等值电路的互导纳，Y′SS1、Y′RR1、Y′11分别按下式计算：
其中，XdT1表示送端系统中火力发电系统的阻抗，且XdT1＝Xd1′+XT1，Xd1′表示送端系统中火电机组的阻抗，XT1表示送端系统中变压器的阻抗；
根据Y′11计算如下式的风电并网前π型等值电路的互阻抗：
其中，X′11表示风电并网前π型等值电路的互阻抗；
根据电力系统阻抗等值模型计算风电并网后π型等值电路的互阻抗包括：
建立如下式的风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y2表示风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵，rW表示风力发电系统的单位等效负电阻，XW表示风力发电系统的单位等效负电抗；
对Y2进行降维处理，得到如下式的降维处理后的风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y′2表示降维处理后的风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵，Y′SS2表示风电并网后π型等值电路中送端导纳支路的自导纳，Y′RR2表示风电并网后π型等值电路中受端导纳支路的自导纳，Y′SR2表示风电并网后π型等值电路中送端导纳支路与受端导纳支路之间的互导纳，Y′RS2表示风电并网后π型等值电路中送端导纳支路与送端导纳支路之间的互导纳，且Y′22＝Y′SR2＝Y′RS2，Y′22表示风电并网后π型等值电路的互导纳，Y′SS2、Y′RR2和Y′22分别按下式计算：
根据Y′22计算如下式的风电并网后π型等值电路的互阻抗：
其中，X′22表示风电并网后π型等值电路的互阻抗；
根据风电并网前π型等值电路的等值阻抗和风电并网后π型等值电路的等值阻抗构建如下式的转移阻抗平方差变化函数：
其中，F表示转移阻抗平方差变化函数，n、m为中间量，且m＝1/(XdT2+XL)-1/XL，n＝N/XdT1。
2.根据权利要求1所述的风电装机容量的确定方法，其特征在于，所述根据转移阻抗平方差变化函数确定风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例包括：
对F求一阶导数，得到如下式的F最小时的风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例：
其中，km表示风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例。
3.根据权利要求2所述的风电装机容量的确定方法，其特征在于，所述根据风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例确定风电装机容量包括：
根据km确定如下式的风电装机容量：
其中，SW表示风电装机容量，SG表示火电装机容量。
4.一种风电装机容量的确定装置，其特征在于，包括：
计算模块，用于根据电力系统阻抗等值模型计算风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗；
构建模块，用于根据风电并网前π型等值电路的互阻抗和风电并网后π型等值电路的互阻抗构建转移阻抗平方差变化函数；
确定模块，用于根据转移阻抗平方差变化函数确定风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例，并根据风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例确定风电装机容量；
所述电力系统阻抗等值模型包括送端系统、输电线路和受端系统，所述送端系统通过输电线路连接受端系统；
所述送端系统包括并列运行的火力发电系统和风力发电系统；
所述受端系统包括火力发电系统；
所述输电线路采用π型等值电路；
所述π型等值电路包括阻抗支路以及与阻抗支路均并联的送端导纳支路和受端导纳支路；
所述计算模块具体用于：
建立如下式的风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y1表示风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵；j表示虚数单位；XL表示输电线路的阻抗；XdT2表示受端系统中火力发电系统的阻抗，且XdT2＝Xd2′+XT2，Xd2′表示受端系统中火电机组的阻抗，XT2表示受端系统中变压器的阻抗；d表示送端系统的导纳，且d＝[(1-k)N]/XdT1，N表示送端系统中火电机组的台数，k表示送端系统中风电机组的风电比例；
对Y1进行降维处理，得到如下式降维处理后的风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y′1表示降维处理后的风电并网前电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵，Y′SS1表示风电并网前π型等值电路中送端导纳支路的自导纳，Y′RR1表示风电并网前π型等值电路中受端导纳支路的自导纳，Y′SR1表示风电并网前π型等值电路中送端导纳支路与受端导纳支路之间的互导纳，Y′RS1表示风电并网前π型等值电路中受端导纳支路与送端导纳支路之间的互导纳，另Y′11＝Y′SR1＝Y′RS1，Y′11表示风电并网前π型等值电路的互导纳，Y′SS1、Y′RR1、Y′11分别按下式计算：
其中，XdT1表示送端系统中火力发电系统的阻抗，且XdT1＝Xd1′+XT1，Xd1′表示送端系统中火电机组的阻抗，XT1表示送端系统中变压器的阻抗；
根据Y′11计算如下式的风电并网前π型等值电路的互阻抗：
其中，X′11表示风电并网前π型等值电路的互阻抗；
所述计算模块具体用于：
建立如下式的风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y2表示风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵，rW表示风力发电系统的单位等效负电阻，XW表示风力发电系统的单位等效负电抗；
对Y2进行降维处理，得到如下式的降维处理后的风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵：
其中，Y′2表示降维处理后的风电并网后电力系统阻抗等值模型的节点导纳矩阵，Y′SS2表示风电并网后π型等值电路中送端导纳支路的自导纳，Y′RR2表示风电并网后π型等值电路中受端导纳支路的自导纳，Y′SR2表示风电并网后π型等值电路中送端导纳支路与受端导纳支路之间的互导纳，Y′RS2表示风电并网后π型等值电路中送端导纳支路与送端导纳支路之间的互导纳，且Y′22＝Y′SR2＝Y′RS2，Y′22表示风电并网后π型等值电路的互导纳，Y′SS2、Y′RR2和Y′22分别按下式计算：
根据Y′22计算如下式的风电并网后π型等值电路的互阻抗：
其中，X′22表示风电并网后π型等值电路的互阻抗；
所述构建模块具体用于：
构建如下式的转移阻抗平方差变化函数：
其中，F表示转移阻抗平方差变化函数，n、m为中间量，且m＝1/(XdT2+XL)-1/XL，n＝N/XdT1。
5.根据权利要求4所述的风电装机容量的确定装置，特征在于，所述确定模块具体用于：
对F求一阶导数，得到如下式的F最小时的风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例：
其中，km表示风电并网后送端系统中风电机组的最优风电比例。
6.根据权利要求5所述的风电装机容量的确定装置，其特征在于，所述确定模块具体用于：
根据km确定如下式的风电装机容量：
其中，SW表示风电装机容量，SG表示火电装机容量。
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