CN107947244A - 新能源电站并网功率超前控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种新能源电站并网功率超前控制方法，属于电力系统运行与控制领域。本发明根据待控制时刻的负荷预测、外网联络线计划、水火电机组发电计划、设备检修计划及新能源电站发电预测生成待控制时刻电网运行方式，评估电网安全稳定裕度、电站/机组控制性能代价比；结合新能源电站预测调节性能指标进行分群分组；若有断面安全稳定裕度小于告警门槛，则增加性能代价比为负的电站/机组发电、减小性能代价比为正的电站/机组发电；否则，增加新能源电站发电、减小水火电机组发电。本发明克服了新能源的波动性，兼顾电网安全稳定运行及新能源最大化接纳的需求，为新能源并网控制提供了新的有益思路。
Description
技术领域
本发明属于电力系统运行与控制领域，更准确地说，本发明涉及一种新能源电站并网功率超前控制方法。
背景技术
风电、光伏等新能源电站的发电特性具有波动性、随机性和间歇性特点，为了在确保电网安全稳定的前提下充分吸纳新能源电力，电网调控中心不仅要能够对新能源电站的并网功率进行实时控制，而且要基于未来信息实施超前控制。
专利申请文件“一种风电场有功功率控制方法”(申请号：201310169740.3)提出通过计算风电场各预测点有功功率预测误差、建立风电场有功功率预测误差分布函数、风电场有功功率预测误差分布模型、风电场有功功率预测置信度模型和风电场有功功率控制模型对风电场有功功率进行优化控制。
专利申请文件“风电并网后主站端风电场有功功率控制方法”(申请号：201010555191.X)提出基于风功率预测的“发电计划跟踪”为主，风电机组“直接参与调频”为辅的区域电网有功调度框架，首先基于稳定断面极限要求计算出属于同一输电通道的风电场的总出力限值，再按评价风电场预测偏差、调节精度和调节速度等的综合分摊因子对各个风电场的出力进行分摊。
专利申请文件“基于预测调节性能和安全约束的新能源并网功率控制方法”(申请号：ZL201310174543.0)提出按风电场的控制性能代价比进行分群，并按风电场预测精度和调节性能指标对限制并网功率的风电场和增加并网功率的风电场进行分类控制。
但是，已有的技术成果并没有考虑过结合发输电计划、设备检修计划、新能源与负荷预测信息以及电网安全稳定约束，开展新能源电站并网超前功率控制。
发明内容
本发明目的是：针对以上现有技术中的不足，提出一种新能源电站并网功率超前控制方法。
具体地说，本发明是采用以下技术方案实现的，包括以下步骤：
1)选取离待控制时刻点最近且时间差小于设定值Tbase的内网实时工况数据作为基准断面，获取基准断面中水火电机组并根据水火电机组的有功功率变化速率，计算待控制时刻水火电机组有功功率上下限；在联络线计划数据中取待控制时刻联络线有功功率上下限；分别在水火电机组计划数据、联络线计划数据中取离待控制时刻最近且时间差绝对值小于设定值Tpl的前后两个计划值点作线性插值，计算得到水火电机组、联络线待控制时刻发电初计划；若水火电机组或联络线无计划数据或计划值无效，则使用基准断面中水火电机组、联络线的有功功率作为其待控制时刻发电初计划；若水火电机组待控制时刻发电初计划超出有功功率上下限，用上下限修正；
2)取离待控制时刻最近且时间差绝对值小于设定值Tpl的前后两个负荷预测点作线性插值，计算得到待控制时刻负荷功率初始值；若负荷无预测数据或预测值无效，则使用基准断面中负荷的有功功率作为待控制时刻负荷功率初始值；
3)计算不同调节类型的新能源电站的待控制时刻发电初计划；
4)将水火电机组、联络线及新能源电站的待控制时刻发电初计划之和作为内网总发电，待控制时刻负荷功率初始值与基准断面中的网损之和作为内网总负荷，将内网总发电减去内网总负荷作为待控制时刻内网有功功率不平衡量，将新能源电站和水火电机组的有功功率上限减去发电初计划作为各电站/机组的上调空间，将新能源电站和水火电机组的发电初计划减去有功功率下限作为各电站/机组的下调空间；
若待控制时刻内网有功功率不平衡量为负，则计算参与调整的新能源电站的总上调空间：若其大于内网有功功率不平衡量绝对值，则按各新能源电站的上调空间将内网有功功率不平衡量等比例分配，得到新能源电站发电初计划上调量，反之，则将各新能源电站的上调空间作为发电初计划上调量，再将未分配的内网有功功率不平衡量按各水火电机组上调空间等比例分配，得到水火电机组发电初计划上调量；
若待控制时刻内网有功功率不平衡量为正，则计算水火电机组的总下调空间：若其大于内网有功功率不平衡量，则按各水火机组的下调空间将内网有功功率不平衡量等比例分配，得到水火电机组发电初计划下调量，反之，则将各水火电机组的下调空间作为发电初计划下调量，再将未分配的内网有功功率不平衡量按各新能源电站下调空间等比例分配，得到新能源电站发电初计划下调量；
将新能源电站、水火电机组其待控制时刻发电初计划加上/减去发电初计划上调量/发电初计划下调量，得到其新的待控制时刻发电初计划；
5)结合基准断面网络拓扑以及待控制时刻设备检修计划进行网络拓扑分析，形成待控制时刻电网运行方式，采用交流潮流法求解待控制时刻电网安全稳定裕度以及水火电机组、新能源电站对断面的灵敏度，进一步结合经济成本计算各电站/机组的控制性能代价比；
电网安全稳定裕度由各断面的安全稳定裕度组成，各断面的安全稳定裕度的计算方式为：
Sj＝(1-Mj)×100％ (2)
其中，Mj为第j个断面的负载率，Sj为第j个断面安全稳定裕度，Pj0为第j个断面初始潮流，PjMAX为第j个断面限额；
第i个水火电机组/新能源电站对第j个断面的灵敏度λi-j为：
其中，ΔPi-gen是第i个水火电机组/新能源电站有功功率增加量，ΔPj-int是第j个断面功率增加量；
第i个水火电机组/新能源电站对第j个断面的控制性能代价比Hi-j为：
其中，Ei是第i个水火电机组/新能源电站调节单位有功功率的经济成本，单位为万元；
6)将安全稳定裕度小于断面过载门槛值的断面记作集合A，其余断面记作集合B；
若集合A为空，进入步骤7)，否则，取集合A中安全稳定裕度最小的断面的潮流减去断面限额之差作为需控总量，将性能代价比为负的电站/机组作为增出力集，性能代价比为正的电站/机组作为减出力集，将需控总量作为增出力集和减出力集的功率调整目标；增出力集中的电站/机组按性能代价比从小到大排序并分群，同一增出力群的新能源电站按预测调节综合性能指标从大到小排序并分组；减出力集中的电站/机组按性能代价比从大到小排序并分群，同一减出力群的新能源电站按调节性能指标从大到小排序并分组；排序第一的组/群优先分配功率调整目标，若本组/群总可调空间小于功率调整目标，将本组/群功率调整目标减去本组/群总可调空间得到的未分摊功率调整量作为紧邻其后组/群的功率调整目标，以此类推；同一组/群内各电站/机组按可调空间等比例分配本组/群功率调整目标，计算电站/机组的功率调整量，进而计算各电站/机组新的发电初计划；按公式(5)－(7)重新计算断面潮流、断面负载率及断面安全稳定裕度，若所有断面安全稳定裕度均高于断面过载门槛值或循环次数达到最大次数限制，进入步骤9)，否则，按新的断面安全稳定裕度形成集合A，重复本步骤：
Sj＝(1-Mj)×100％ (7)
其中，Pinf-j是第j个断面的潮流，ΔPi是第i个水火电机组/新能源电站本次的功率调整量，n是所有参与功率调整的新能源电站及水火电机组的总数；
7)取集合B中安全稳定裕度最小的断面的断面限额与潮流之差、参与调整的新能源电站有功功率上调空间之和、水火电机组有功功率下调空间之和，计算新能源电站待控制时刻发电初计划可增量：
其中，Pmax、P0分别是安全稳定裕度最小的断面的断面限额、实际有功功率；是性能代价比为负的所有参与调整的新能源电站有功功率上调空间之和；是性能代价比为正的水火电机组有功功率下调空间之和，UNB是电网允许的功率不平衡量；
若ΔPf＞UNB，进入步骤8)，否则结束本方法；
8)将集合B中安全稳定裕度最小断面的断面限额与潮流之差作为需控总量，将参与调整的新能源电站作为增出力集且按性能代价比从小到大排序并分群，水火电机组作为减出力集且按性能代价比从大到小排序并分群，同一增出力群的新能源电站按预测调节综合性能指标从大到小排序并分组；将需控总量作为增出力集和减出力集的功率调整目标；排序第一的组/群优先分配功率调整目标，若本组/群总可调空间小于功率调整目标，将本组/群功率调整目标减去本组/群总可调空间的未分摊功率调整量作为紧邻其后组/群的功率调整目标，以此类推；同一组/群内各电站/机组按可调空间等比例分配本组/群功率调整目标，计算电站/机组的功率调整量，进而计算各电站/机组新的发电初计划；按公式(5)－(7)重新计算断面潮流、断面负载率及断面安全稳定裕度，按新的断面安全稳定裕度更新集合A、B；若集合A不为空或循环次数达到最大次数限制，进入步骤9)；否则，返回步骤7)；
9)将各电站/机组新的发电初计划取代步骤5)中待控制时刻电网运行方式中各电站/机组的发电功率，用交流潮流法重新计算电网安全稳定裕度；若所有断面安全稳定裕度均大于断面过载门槛值，输出控制结果；否则，本次控制失败，输出告警。
上述技术方案的进一步特征在于，所述步骤3)具体包括以下过程：
对于参与调整的新能源电站，在新能源电站发电预测数据中取离待控制时刻最近且时间差小于设定值Tpl的前后两个预测值作线性插值，计算得到新能源电站待控制时刻发电预测值，取基准断面中新能源电站的有功功率与待控制时刻发电预测值的小者作为新能源电站待控制时刻发电初计划，根据基准断面中新能源电站有功功率、新能源电站有功功率调整速率，计算待控制时刻新能源电站有功功率上下限，若新能源电站待控制时刻发电初计划超出有功功率上下限，用上下限修正；
对于跟踪计划的新能源电站，在新能源电站计划数据中取离待控制时刻最近且时间差小于Tpl的前后两个计划值作线性插值，计算得到新能源电站待控制时刻发电初计划；
对于按最大发电能力控制的新能源电站，在新能源电站发电预测数据中取离待控制时刻最近且时间差小于Tpl的前后两个预测值作线性插值，计算得到新能源电站在待控制时刻发电预测值，根据基准断面中的有功功率、新能源电站有功功率调整速率，计算待控制时刻新能源电站有功功率上下限，取待控制时刻发电预测值、电站运行容量以及有功功率上限的小者作为新能源电站待控制时刻发电初计划。
通过采用上述技术方案，本发明取得了下述技术效果：本发明通过提前获取待控制时刻的负荷预测、外网联络线计划、水火电机组发电计划、设备检修计划及新能源电站发电预测信息，结合基准断面数据生成待控制时刻电网运行方式，提前评估电网安全稳定裕度、电站/机组的灵敏度及控制性能代价比；根据电站/机组的控性能代价比以及新能源电站预测调节性能进行分群分组；若有断面安全稳定裕度小于告警门槛，则增加性能代价比为负的电站/机组发电、减小性能代价比为正的电站/机组发电，通过提前控制保证电网安全稳定运行；否则，进一步增加新能源电站发电、减小水火电机组发电，通过提前调度新能源与水火电，确保优先接纳新能源发电。本发明通过采取预先控制手段，克服了新能源的波动性，兼顾电网安全稳定运行及新能源最大化接纳的需求，为新能源并网控制提供了新的有益思路。
附图说明
图1为本发明方法的流程图。
具体实施方式
下面参照附图对本发明作进一步详细描述。
图1中步骤1描述的是计算开始时，选取离待控制时刻点最近且时间差小于设定值Tbase的内网实时工况数据作为基准断面，获取基准断面中水火电机组并根据水火电机组的有功功率变化速率，计算待控制时刻水火电机组有功功率上下限；在联络线计划数据中取待控制时刻联络线有功功率上下限。分别在水火电机组计划数据、联络线计划数据中取离待控制时刻最近且时间差绝对值小于设定值Tpl的前后两个计划值点作线性插值，计算得到水火电机组、联络线待控制时刻发电初计划。若水火电机组或联络线无计划数据或计划值无效，则使用基准断面中水火电机组、联络线的有功功率作为其待控制时刻发电初计划。若水火电机组待控制时刻发电初计划超出有功功率上下限，用上下限修正。
图1中步骤2描述的是取离待控制时刻最近且时间差绝对值小于设定值Tpl的前后两个负荷预测点作线性插值，计算得到待控制时刻负荷功率初始值。若负荷无预测数据或预测值无效，则使用基准断面中负荷的有功功率作为待控制时刻负荷功率初始值。
图1中步骤3描述的是按以下方法计算不同调节类型的新能源电站的待控制时刻发电初计划：
对于参与调整的新能源电站，在新能源电站发电预测数据中取离待控制时刻最近且时间差小于设定值Tpl的前后两个预测值作线性插值，计算得到新能源电站待控制时刻发电预测值，取基准断面中新能源电站的有功功率与待控制时刻发电预测值的小者作为新能源电站待控制时刻发电初计划，根据基准断面中新能源电站有功功率、新能源电站有功功率调整速率，计算待控制时刻新能源电站有功功率上下限，若新能源电站待控制时刻发电初计划超出有功功率上下限，用上下限修正。
对于跟踪计划的新能源电站，在新能源电站计划数据中取离待控制时刻最近且时间差小于Tpl的前后两个计划值作线性插值，计算得到新能源电站待控制时刻发电初计划；
对于按最大发电能力控制的新能源电站，在新能源电站发电预测数据中取离待控制时刻最近且时间差小于Tpl的前后两个预测值作线性插值，计算得到新能源电站在待控制时刻发电预测值，根据基准断面中的有功功率、新能源电站有功功率调整速率，计算待控制时刻新能源电站有功功率上下限，取待控制时刻发电预测值、电站运行容量以及有功功率上限的小者作为新能源电站待控制时刻发电初计划。
图1中步骤4描述的是，将水火电机组、联络线及新能源电站的待控制时刻发电初计划之和作为内网总发电，待控制时刻负荷功率初始值与基准断面中的网损之和作为内网总负荷，内网总发电减去内网总负荷作为待控制时刻内网有功功率不平衡量。将新能源电站和水火电机组的有功功率上限减去发电初计划作为各电站/机组的上调空间，新能源电站和水火电机组的发电初计划减去有功功率下限作为各电站/机组的下调空间。
若待控制时刻内网有功功率不平衡量为负，计算参与调整的新能源电站的总上调空间，若其大于内网有功功率不平衡量绝对值，则按各新能源电站的上调空间将内网有功功率不平衡量等比例分配，得到新能源电站发电初计划上调量；反之，将各新能源电站的上调空间作为发电初计划上调量，再将未分配的内网有功功率不平衡量按各水火电机组上调空间等比例分配，得到水火电机组发电初计划上调量。
若待控制时刻内网有功功率不平衡量为正，计算水火电机组的总下调空间，若其大于内网有功功率不平衡量，则按各水火机组的下调空间将内网有功功率不平衡量等比例分配，得到水火电机组发电初计划下调量；反之，将各水火电机组的下调空间作为发电初计划下调量，再将未分配的内网有功功率不平衡量按各新能源电站下调空间等比例分配，得到新能源电站发电初计划下调量。
将新能源电站、水火电机组其待控制时刻发电初计划加上/减去发电初计划上调量/发电初计划下调量，得到其新的待控制时刻发电初计划。
图1中步骤5描述的是，结合基准断面网络拓扑以及待控制时刻设备检修计划进行网络拓扑分析，形成待控制时刻电网运行方式，并采用交流潮流法求解待控制时刻电网安全稳定裕度以及水火电机组、新能源电站对断面的灵敏度，进一步结合经济成本计算各电站/机组的控制性能代价比。
电网安全稳定裕度由各断面的安全稳定裕度组成，各断面的安全稳定裕度的计算方式为：
Sj＝(1-Mj)×100％ (2)
其中，Mj为第j个断面的负载率，Sj为第j个断面安全稳定裕度，Pj0为第j个断面初始潮流，PjMAX为第j个断面限额。
第i个水火电机组/新能源电站对第j个断面的灵敏度λi-j为：
其中，ΔPi-gen是第i个水火电机组/新能源电站有功功率增加量，ΔPj-int是第j个断面功率增加量。
第i个水火电机组/新能源电站对第j个断面的控制性能代价比Hi-j为：
其中，Ei是第i个水火电机组/新能源电站调节单位有功功率的经济成本，单位为万元。
图1中步骤6描述的是将安全稳定裕度小于断面过载门槛值的断面记作集合A，其余断面记作集合B；若集合A为空，进入步骤7，否则，取集合A中安全稳定裕度最小的断面的潮流减去断面限额之差作为需控总量，将性能代价比为负的电站/机组作为增出力集，性能代价比为正的电站/机组作为减出力集，将需控总量作为增出力集和减出力集的功率调整目标；增出力集中的电站/机组按性能代价比从小到大排序并分群，同一增出力群的新能源电站按预测调节综合性能指标从大到小排序并分组；减出力集中的电站/机组按性能代价比从大到小排序并分群，同一减出力群的新能源电站按调节性能指标从大到小排序并分组；排序第一的组/群优先分配功率调整目标，若本组/群总可调空间小于功率调整目标，将本组/群功率调整目标减去本组/群总可调空间得到的未分摊功率调整量作为紧邻其后组/群的功率调整目标，以此类推；同一组/群内各电站/机组按可调空间等比例分配本组/群功率调整目标，计算电站/机组的功率调整量，进而计算各电站/机组新的发电初计划；按公式(5)－(7)重新计算断面潮流、断面负载率及断面安全稳定裕度，若所有断面安全稳定裕度均高于断面过载门槛值或循环次数达到最大次数限制，进入步骤9，否则，按新的断面安全稳定裕度形成集合A，重复本步骤：
Sj＝(1-Mj)×100％ (7)
其中，Pinf-j是第j个断面的潮流，ΔPi是第i个水火电机组/新能源电站本次的功率调整量，n是所有参与功率调整的新能源电站及水火电机组的总数。
图1中步骤7描述的是，取集合B中安全稳定裕度最小的断面的断面限额与潮流之差、参与调整的新能源电站有功功率上调空间之和、水火电机组有功功率下调空间之和，计算新能源电站待控制时刻发电初计划可增量ΔPf：
其中，Pmax、P0分别是安全稳定裕度最小的断面的断面限额、实际有功功率；是性能代价比为负的所有参与调整的新能源电站有功功率上调空间之和；是性能代价比为正的水火电机组有功功率下调空间之和，UNB是电网允许的功率不平衡量；
若ΔPf＞UNB，进入步骤8，否则结束本方法。
图1中步骤8描述的是，将集合B中安全稳定裕度最小断面的断面限额与潮流之差作为需控总量，将参与调整的新能源电站作为增出力集且按性能代价比从小到大排序并分群，水火电机组作为减出力集且按性能代价比从大到小排序并分群，同一增出力群的新能源电站按预测调节综合性能指标从大到小排序并分组；将需控总量作为增出力集和减出力集的功率调整目标；排序第一的组/群优先分配功率调整目标，若本组/群总可调空间小于功率调整目标，将本组/群功率调整目标减去本组/群总可调空间的未分摊功率调整量作为紧邻其后组/群的功率调整目标，以此类推；同一组/群内各电站/机组按可调空间等比例分配本组/群功率调整目标，计算电站/机组的功率调整量，进而计算各电站/机组新的发电初计划；按公式(5)－(7)重新计算断面潮流、断面负载率及断面安全稳定裕度，按新的断面安全稳定裕度更新集合A、B；若集合A不为空或循环次数达到最大次数限制，进入步骤9；否则，返回步骤7。
图1中步骤9描述的是，将各电站/机组新的发电初计划取代步骤5中待控制时刻电网运行方式中各电站/机组的发电功率，用交流潮流法重新计算电网安全稳定裕度；若所有断面安全稳定裕度均大于断面过载门槛值，输出控制结果；否则，本次控制失败，输出告警。
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 (2)
1.新能源电站并网功率超前控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
1)选取离待控制时刻点最近且时间差小于设定值Tbase的内网实时工况数据作为基准断面，获取基准断面中水火电机组并根据水火电机组的有功功率变化速率，计算待控制时刻水火电机组有功功率上下限；在联络线计划数据中取待控制时刻联络线有功功率上下限；分别在水火电机组计划数据、联络线计划数据中取离待控制时刻最近且时间差绝对值小于设定值Tpl的前后两个计划值点作线性插值，计算得到水火电机组、联络线待控制时刻发电初计划；若水火电机组或联络线无计划数据或计划值无效，则使用基准断面中水火电机组、联络线的有功功率作为其待控制时刻发电初计划；若水火电机组待控制时刻发电初计划超出有功功率上下限，用上下限修正；
2)取离待控制时刻最近且时间差绝对值小于设定值Tpl的前后两个负荷预测点作线性插值，计算得到待控制时刻负荷功率初始值；若负荷无预测数据或预测值无效，则使用基准断面中负荷的有功功率作为待控制时刻负荷功率初始值；
3)计算不同调节类型的新能源电站的待控制时刻发电初计划；
4)将水火电机组、联络线及新能源电站的待控制时刻发电初计划之和作为内网总发电，待控制时刻负荷功率初始值与基准断面中的网损之和作为内网总负荷，将内网总发电减去内网总负荷作为待控制时刻内网有功功率不平衡量，将新能源电站和水火电机组的有功功率上限减去发电初计划作为各电站/机组的上调空间，将新能源电站和水火电机组的发电初计划减去有功功率下限作为各电站/机组的下调空间；
若待控制时刻内网有功功率不平衡量为负，则计算参与调整的新能源电站的总上调空间：若其大于内网有功功率不平衡量绝对值，则按各新能源电站的上调空间将内网有功功率不平衡量等比例分配，得到新能源电站发电初计划上调量，反之，则将各新能源电站的上调空间作为发电初计划上调量，再将未分配的内网有功功率不平衡量按各水火电机组上调空间等比例分配，得到水火电机组发电初计划上调量；
若待控制时刻内网有功功率不平衡量为正，则计算水火电机组的总下调空间：若其大于内网有功功率不平衡量，则按各水火机组的下调空间将内网有功功率不平衡量等比例分配，得到水火电机组发电初计划下调量，反之，则将各水火电机组的下调空间作为发电初计划下调量，再将未分配的内网有功功率不平衡量按各新能源电站下调空间等比例分配，得到新能源电站发电初计划下调量；
将新能源电站、水火电机组其待控制时刻发电初计划加上/减去发电初计划上调量/发电初计划下调量，得到其新的待控制时刻发电初计划；
5)结合基准断面网络拓扑以及待控制时刻设备检修计划进行网络拓扑分析，形成待控制时刻电网运行方式，采用交流潮流法求解待控制时刻电网安全稳定裕度以及水火电机组、新能源电站对断面的灵敏度，进一步结合经济成本计算各电站/机组的控制性能代价比；
电网安全稳定裕度由各断面的安全稳定裕度组成，各断面的安全稳定裕度的计算方式为：
<mrow>
<msub>
<mi>M</mi>
<mi>j</mi>
</msub>
<mo>=</mo>
<mfrac>
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<mi>P</mi>
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<mi>j</mi>
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</msub>
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<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>j</mi>
<mi>M</mi>
<mi>A</mi>
<mi>X</mi>
</mrow>
</msub>
</mfrac>
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<mi>%</mi>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mn>1</mn>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
Sj＝(1-Mj)×100％ (2)
其中，Mj为第j个断面的负载率，Sj为第j个断面安全稳定裕度，Pj0为第j个断面初始潮流，PjMAX为第j个断面限额；
第i个水火电机组/新能源电站对第j个断面的灵敏度λi-j为：
<mrow>
<msub>
<mi>&lambda;</mi>
<mrow>
<mi>i</mi>
<mo>-</mo>
<mi>j</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>=</mo>
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<mrow>
<msub>
<mi>&Delta;P</mi>
<mrow>
<mi>j</mi>
<mo>-</mo>
<mi>int</mi>
</mrow>
</msub>
</mrow>
<mrow>
<msub>
<mi>&Delta;P</mi>
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<mo>-</mo>
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<mi>e</mi>
<mi>n</mi>
</mrow>
</msub>
</mrow>
</mfrac>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mn>3</mn>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
其中，ΔPi-gen是第i个水火电机组/新能源电站有功功率增加量，ΔPj-int是第j个断面功率增加量；
第i个水火电机组/新能源电站对第j个断面的控制性能代价比Hi-j为：
<mrow>
<msub>
<mi>H</mi>
<mrow>
<mi>i</mi>
<mo>-</mo>
<mi>j</mi>
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<mi>i</mi>
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</mfrac>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mn>4</mn>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
其中，Ei是第i个水火电机组/新能源电站调节单位有功功率的经济成本，单位为万元；
6)将安全稳定裕度小于断面过载门槛值的断面记作集合A，其余断面记作集合B；
若集合A为空，进入步骤7)，否则，取集合A中安全稳定裕度最小的断面的潮流减去断面限额之差作为需控总量，将性能代价比为负的电站/机组作为增出力集，性能代价比为正的电站/机组作为减出力集，将需控总量作为增出力集和减出力集的功率调整目标；增出力集中的电站/机组按性能代价比从小到大排序并分群，同一增出力群的新能源电站按预测调节综合性能指标从大到小排序并分组；减出力集中的电站/机组按性能代价比从大到小排序并分群，同一减出力群的新能源电站按调节性能指标从大到小排序并分组；排序第一的组/群优先分配功率调整目标，若本组/群总可调空间小于功率调整目标，将本组/群功率调整目标减去本组/群总可调空间得到的未分摊功率调整量作为紧邻其后组/群的功率调整目标，以此类推；同一组/群内各电站/机组按可调空间等比例分配本组/群功率调整目标，计算电站/机组的功率调整量，进而计算各电站/机组新的发电初计划；按公式(5)－(7)重新计算断面潮流、断面负载率及断面安全稳定裕度，若所有断面安全稳定裕度均高于断面过载门槛值或循环次数达到最大次数限制，进入步骤9)，否则，按新的断面安全稳定裕度形成集合A，重复本步骤：
<mrow>
<msub>
<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>i</mi>
<mi>n</mi>
<mi>f</mi>
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<mi>j</mi>
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<mi>j</mi>
<mi>M</mi>
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<mi>X</mi>
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<mn>100</mn>
<mi>%</mi>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mn>6</mn>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
Sj＝(1-Mj)×100％ (7)
其中，Pinf-j是第j个断面的潮流，ΔPi是第i个水火电机组/新能源电站本次的功率调整量，n是所有参与功率调整的新能源电站及水火电机组的总数；
7)取集合B中安全稳定裕度最小的断面的断面限额与潮流之差、参与调整的新能源电站有功功率上调空间之和、水火电机组有功功率下调空间之和，计算新能源电站待控制时刻发电初计划可增量：
<mrow>
<msub>
<mi>&Delta;P</mi>
<mi>f</mi>
</msub>
<mo>=</mo>
<mi>min</mi>
<mfenced open = "{" close = "}">
<mtable>
<mtr>
<mtd>
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<msubsup>
<mi>&Delta;P</mi>
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<msubsup>
<mi>&Delta;P</mi>
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<mi>U</mi>
<mi>N</mi>
<mi>B</mi>
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<mi>&Delta;P</mi>
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<mn>0</mn>
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<mo>-</mo>
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</mtable>
</mfenced>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mn>8</mn>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
其中，Pmax、P0分别是安全稳定裕度最小的断面的断面限额、实际有功功率；是性能代价比为负的所有参与调整的新能源电站有功功率上调空间之和；是性能代价比为正的水火电机组有功功率下调空间之和，UNB是电网允许的功率不平衡量；
若ΔPf＞UNB，进入步骤8)，否则结束本方法；
8)将集合B中安全稳定裕度最小断面的断面限额与潮流之差作为需控总量，将参与调整的新能源电站作为增出力集且按性能代价比从小到大排序并分群，水火电机组作为减出力集且按性能代价比从大到小排序并分群，同一增出力群的新能源电站按预测调节综合性能指标从大到小排序并分组；将需控总量作为增出力集和减出力集的功率调整目标；排序第一的组/群优先分配功率调整目标，若本组/群总可调空间小于功率调整目标，将本组/群功率调整目标减去本组/群总可调空间的未分摊功率调整量作为紧邻其后组/群的功率调整目标，以此类推；同一组/群内各电站/机组按可调空间等比例分配本组/群功率调整目标，计算电站/机组的功率调整量，进而计算各电站/机组新的发电初计划；按公式(5)－(7)重新计算断面潮流、断面负载率及断面安全稳定裕度，按新的断面安全稳定裕度更新集合A、B；若集合A不为空或循环次数达到最大次数限制，进入步骤9)；否则，返回步骤7)；
9)将各电站/机组新的发电初计划取代步骤5)中待控制时刻电网运行方式中各电站/机组的发电功率，用交流潮流法重新计算电网安全稳定裕度；若所有断面安全稳定裕度均大于断面过载门槛值，输出控制结果；否则，本次控制失败，输出告警。
2.如权利要求1所述的新能源电站并网功率超前控制方法，其特征在于，所述步骤3)具体包括以下过程：
对于参与调整的新能源电站，在新能源电站发电预测数据中取离待控制时刻最近且时间差小于设定值Tpl的前后两个预测值作线性插值，计算得到新能源电站待控制时刻发电预测值，取基准断面中新能源电站的有功功率与待控制时刻发电预测值的小者作为新能源电站待控制时刻发电初计划，根据基准断面中新能源电站有功功率、新能源电站有功功率调整速率，计算待控制时刻新能源电站有功功率上下限，若新能源电站待控制时刻发电初计划超出有功功率上下限，用上下限修正；
对于跟踪计划的新能源电站，在新能源电站计划数据中取离待控制时刻最近且时间差小于Tpl的前后两个计划值作线性插值，计算得到新能源电站待控制时刻发电初计划；
对于按最大发电能力控制的新能源电站，在新能源电站发电预测数据中取离待控制时刻最近且时间差小于Tpl的前后两个预测值作线性插值，计算得到新能源电站在待控制时刻发电预测值，根据基准断面中的有功功率、新能源电站有功功率调整速率，计算待控制时刻新能源电站有功功率上下限，取待控制时刻发电预测值、电站运行容量以及有功功率上限的小者作为新能源电站待控制时刻发电初计划。
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