CN109830984A - 海上风电场与海岛微电网联合调度方法、装置和设备 - Google Patents

Abstract

本申请涉及一种海上风电场与海岛微电网联合调度方法、装置和设备。前述方法包括：获取第一预测功率和第二预测功率；根据第一预测功率和第二预测功率，求和得到海上风电场与各海岛微电网的预测总功率；将海上风电场与各海岛微电网的运行状态信息和预测总功率上报电网调度系统；接收电网调度系统根据运行状态信息和预测总功率生成的调度功率；根据调度功率，对海上风电场与各海岛微电网进行发电功率的调度控制。通过对海上风电场和海岛微电网联合发供电系统进行总功率的预测，并与电网调度系统联动实现对海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的联合调度。大幅缩减电网调度对象的数量，有效提高了调度效率。

Description

海上风电场与海岛微电网联合调度方法、装置和设备

技术领域

本申请涉及电网调度技术领域，特别是涉及一种海上风电场与海岛微电网联合调度方法、装置和设备。

背景技术

随着现代电网技术的发展，海上风电场和海岛微电网已从以往的单独建设运营，到当下的联合建设形成了海上风电场与海岛微电网联合发供电系统。海上风电场与海岛微电网联合发供电系统，将海上风电场的建设与海岛的电力供应统筹考虑，利用海上风电场的海底电缆输电网络将海岛与大陆电网相联，同时配套建设海岛微电网。海岛微电网通常以风电、光伏、柴油发电机(或微燃气轮机)和储能系统等作为微电源，并配置一定容量的可调负荷。可见，传统的海上风电场与海岛微电网联合发供电系统可由海上风电场和一个或多个海岛微电网组成。然而，在实现过程中，发明人发现传统海上风电场与海岛微电网联合发供电系统中，仍至少存在着调度效率不高的问题。

发明内容

基于此，有必要针对上述技术问题，提供一种能够有效提高调度效率的海上风电场与海岛微电网联合调度方法、一种海上风电场与海岛微电网联合调度装置、一种联合调度设备和一种计算机可读存储介质。

为了实现上述目的，本发明实施例采用以下技术方案：

一方面，本发明实施例提供一种海上风电场与海岛微电网联合调度方法，包括：

获取第一预测功率和第二预测功率；其中，第一预测功率为海上风电场的各风电机组的预测发电总功率，第二预测功率为各海岛微电网的预测发电总功率；

根据第一预测功率和第二预测功率，求和得到海上风电场与各海岛微电网的预测总功率；

将海上风电场与各海岛微电网的运行状态信息和预测总功率上报电网调度系统；

接收电网调度系统根据运行状态信息和预测总功率生成的调度功率；

根据调度功率，对海上风电场与各海岛微电网进行发电功率的调度控制。

在其中一个实施例中，根据调度功率，对海上风电场与各海岛微电网进行发电功率的调度控制的步骤，包括：

根据调度功率，得到海上风电场与各海岛微电网的当前发电功率与调度功率的功率差值；

若功率差值位于预设的限制功率区间内，则维持海上风电场与各海岛微电网以当前模式运行。

在其中一个实施例中，根据调度功率，对海上风电场与各海岛微电网进行发电功率的调度控制的步骤，还包括：

若当前发电功率大于调度功率且功率差值大于限制功率区间的上限值，则先后指示各海岛微电网的能量管理系统和海上风电场的SCADA系统进行功率下调控制，直至功率差值位于预设的限制功率区间内。

在其中一个实施例中，根据调度功率，对海上风电场与各海岛微电网进行发电功率的调度控制的步骤，还包括：

若当前发电功率小于调度功率且功率差值小于限制功率区间的下限值，则指示各海岛微电网的能量管理系统进行功率上调控制，直至功率差值位于预设的限制功率区间内。

在其中一个实施例中，将海上风电场与各海岛微电网的运行状态信息和预测总功率上报电网调度系统的步骤前，还包括：

若预测总功率满足预设审核条件，则执行将海上风电场与各海岛微电网的运行状态信息和预测总功率上报电网调度系统的步骤；

若预测总功率不满足预设审核条件，则修正第一预测功率和第二预测功率的获取条件，并返回执行根据第一预测功率和第二预测功率，计算得到海上风电场与各海岛微电网的预测总功率的步骤。

在其中一个实施例中，获取第一预测功率和第二预测功率的步骤，包括：

接收海上风电场的风电功率预测系统输出的第一预测功率；

接收各海岛微电网的能量管理系统输出的第二预测功率。

在其中一个实施例中，根据第一预测功率和第二预测功率，求和得到海上风电场与各海岛微电网的预测总功率的步骤，包括：

根据第一预测功率和第二预测功率，通过预设累加算法进行累加计算，得到海上风电场与各海岛微电网的预测总功率。

另一方面，提供一种海上风电场与海岛微电网联合调度装置，包括：

获取模块，用于获取第一预测功率和第二预测功率；其中，第一预测功率为海上风电场的各风电机组的预测发电总功率，第二预测功率为各海岛微电网的预测发电总功率；

计算模块，用于根据第一预测功率和第二预测功率，计算得到海上风电场与各海岛微电网的预测总功率；

上报模块，用于将海上风电场与各海岛微电网的运行状态信息和预测总功率上报电网调度系统；

接收模块，用于接收电网调度系统根据运行状态信息和预测总功率生成的调度功率；

调控模块，用于根据调度功率，对海上风电场与各海岛微电网进行发电功率的调度控制。

又一方面，还提供一种联合调度设备，包括存储器和处理器，存储器存储有计算机程序，处理器执行计算机程序时实现上述的海上风电场与海岛微电网联合调度方法的步骤。

再一方面，还提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时实现上述的海上风电场与海岛微电网联合调度方法的步骤。

上述技术方案中的一个技术方案具有如下优点和有益效果：

上述海上风电场与海岛微电网联合调度方法、装置和设备，通过将海上风电场及其所连接的一个或者多个海岛微电网，作为一个海上风电场和海岛微电网联合发供电系统进行总功率的预测，并与电网调度系统联动实现对海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的联合调度。从而充分利用了海岛微电网的灵活可控的特点，最大程度地减少海上风电场和海岛微电网的功率波动对电网的影响，保证海上风电场和海岛微电网的安全、协调和稳定运行，大幅缩减电网调度对象的数量，以及减少调度工作量，提高了海上风电的并网容量，有效提高了调度效率。

附图说明

图1为一个实施例中海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的第一结构示意图；

图2为一个实施例中海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的电气主接线示意图；

图3为一个实施例中海上风电场与海岛微电网联合调度方法的流程示意图；

图4为另一个实施例中海上风电场与海岛微电网联合调度方法的流程示意图；

图5为一个实施例中功率预测处理流程的示意图；

图6为一个实施例中海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的第二结构示意图；

图7为一个实施例中发电功率调度控制的流程示意图；

图8为一个实施例中发电功率调度控制的具体流程示意图；

图9为一个实施例中海上风电场与海岛微电网联合调度装置的模块结构示意图。

具体实施方式

为了使本申请的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本申请进行进一步详细说明。应当理解，此处描述的具体实施例仅仅用以解释本申请，并不用于限定本申请。

需要说明的是，除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本发明的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本发明的说明书中所使用的术语只是为了描述具体地实施方式的目的，不是旨在于限制本发明。本文所使用的术语“和/或”包括一个或多个相关的所列项目的任意的和所有的组合。

海上风电具有资源丰富、发电利用小时数相对较高和临近负荷中心等特点，是可再生能源最具规模化发展潜力的领域，近些年得到了快速的发展。海上风电场通常由风电机组、海上升压站、陆上集控中心及海底电缆等主要部分组成。风电机组发出的电能由集电海底电缆汇集，经海上升压站升压后通过高压海底电缆经陆上集控中心送往电网。海上风电场通常建设在离岸10km以外的海域。如海上风电场所在海域有需要电力供应的海岛，可将海上风电场的建设与海岛的电力供应统筹考虑，利用海上风电场的海底电缆输电网络将海岛与大陆上的电网相联，同时配套建设海岛微电网。

海岛微电网通常以风电、光伏和微电网储能系统，以及柴油发电机或微燃气轮机等作为微电源，并配置一定容量的可调负荷。海岛微电网的建设一方面可以充分利用海岛上丰富的风光资源，使得海岛用电更加灵活可靠；另一方面也可以为海上风电场提供一定的备用容量和可调负荷，便于减少海上风电场功率波动对电网的影响，并可在台风期间提供应急电源供应。海上风电场可以建设有1座海上升压站，风电机组发出的电能经集电海缆汇集后接入海上升压站的母线，再经主变压器升压后经高压海底电缆将电能送至陆地集控中心，最后经陆上集控中心后接入电网。海岛微电网经则可以通过联岛海缆与海上升压站相联，各海岛微电网可分别接至2段母线。每一回联岛海缆可以为一个或多个海岛供电。海岛微电网可设1台降压变压器，微电网电压等级可根据微电网规模灵活选择。

本申请提供的海上风电场与海岛微电网联合调度方法，可以应用于如图1和2所示的应用环境中。如图1所示，联合调度平台102可以通过有线通信或者无线通信的方式，分别与电网调度系统104、海上风电场106的风电功率预测系统和SCADA系统(SupervisoryControl And Data Acquisition，数据采集与监视控制系统)，以及海岛微电网108的能量管理系统进行通信。风电功率预测系统为海上风电场的运行功率实时监测系统，可以实时对海上风电场的各风电机组的发电功率进行预测。能量管理系统为海岛微电网108的发供电管理系统，可以实时对海岛微电网108进行发电功率预测和发供电控制。

联合调度平台102用于从风电功率预测系统和各海岛微电网108的能量管理系统上，获取所需的获取第一预测功率和第二预测功率。进而，联合调度平台102根据第一预测功率和第二预测功率，求和得到海上风电场106与各海岛微电网108的预测总功率，然后将海上风电场106与各海岛微电网108的运行状态信息和预测总功率上报电网调度系统104。从而，联合调度平台102根据电网调度系统104基于所需的前述运行状态信息和预测总功率，生成并下发的调度功率，对海上风电场106与各海岛微电网108进行发电功率的调度控制，实现对整个海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的联合调度。最大程度地减少了海上风电场106和海岛微电网108的功率波动，对海上风电场106和海岛微电网108所接入的电网的影响，确保海上风电场106和海岛微电网108的安全、协调和稳定运行，提高海上风电资源与海岛风光资源的利用容量，有效提高了海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的调度效率。

其中，联合调度平台102可以用陆上独立的本地物理服务器实现，或者用多个本地物理服务器组成的服务器集群来实现，也可以通过在海上风电场所属的陆上集控中心的集控服务器系统上配置相应的联合调度模块来实现，还可以由云服务器来实现。图2所示的为海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的电气主接线示意图，主要包含陆上的电网变站B，陆上集控中心1061及其母线a，海上升压站1062及其母线a和母线b，送出海缆d，海上风机A，集电海缆e，联岛海缆f；海岛微电网108的母线b和母线c，以及海岛风机J、发电机C、重要负荷D、柴油发电机E、储能系统F、光伏G、普通负荷H和可调负荷I。图2中示出的母线b的电压可为35KV，母线a的电压可为220KV(或110KV)，送出海缆d以及海岛微电网108所在一侧的母线c的电压可为10KV(或380V)，各线缆的实际电压大小可以根据不同应用场景来进行具体确定，前述给出的仅为示例。

请参阅图3，在一个实施例中，提供了一种海上风电场与海岛微电网联合调度方法，以该方法应用于图1中的海上风电场和海岛微电网联合发供电系统为例进行说明，包括以下步骤S12至S20：

S12，获取第一预测功率和第二预测功率；其中，第一预测功率为海上风电场的各风电机组的预测发电总功率，第二预测功率为各海岛微电网的预测发电总功率。

其中，各风电机组的预测发电总功率也即是指接入到海岛风电场的海上升压站接入母线(如图2中所示海上升压站的35KV母线)的各风电机组的预测发电功率总和。

可以理解，联合调度平台可以通过但不限于接收运维人员输入，或者从风电功率预测系统和各海岛微电网的能量管理系统接入的陆上集控中心读取(例如周期性读取或者实时地连续读取)或接收等方式，获取所需的海上风电场的各风电机组的预测发电总功率，也即第一预测功率，以及获取所需的各海岛微电网的预测发电总功率，也即第二预测功率。

S14，根据第一预测功率和第二预测功率，求和得到海上风电场与各海岛微电网的预测总功率。

其中，预测总功率也即海上风电场及其连接的各海岛微电网在当前一次的功率预测中的总发电功率，可以反映海上风电场及其连接的各海岛微电网的未来某一时刻总的预测发电功率大小。预测总功率可以作为电网调度系统生成调度指令时所需的遥测量，以便电网调度系统生成精确的调度指令并下发到联合调度平台。

可以理解，联合调度平台获取第一预测功率和第二预测功率后，可以依据本领域的功率求和统计原理来计算得到海上风电场与各海岛微电网的预测总功率，也即在当前一次联合调度下，海上风电场与各海岛微电网的预测发电总功率。

S16，将海上风电场与各海岛微电网的运行状态信息和预测总功率上报电网调度系统。

其中，运行状态信息为海上风电场的SCADA系统监测得到的各风电机组、海上升压站和海缆等的运行状态信息，以及各海岛微电网的能量管理系统监测得到的微电网运行状态信息。运行状态信息用于记录海上风电场和各海岛微电网的硬件设施的运行状态，以便电网调度系统结合得到的预测总功率生成精确的调度指令并下发到联合调度平台。调度指令包含进行发电功率调度控制时所需依据的调度功率。

可以理解，联合调度平台可以通过与海上风电场的SCADA系统和各海岛微电网的能量管理系统进行通信，读取或者接收SCADA系统和能量管理系统得到的运行状态信息。得到的运行状态信息可以作为电网调度系统生成调度指令时所需的遥信量。联合调度平台将得到的运行状态信息和预测总功率上报到电网调度系统，以便电网调度系统可以根据上报的遥测量和遥信量进行分析处理，生成当前调度所需的调度指令，确定当前次进行调度的调度功率。

S18，接收电网调度系统根据运行状态信息和预测总功率生成的调度功率。

可以理解，联合调度平台将上述得到的运行状态信息和预测总功率上报到电网调度系统后，电网调度系统即可以对应确定当前次进行调度时所需的调度功率，并下发到联合调度平台。

S20，根据调度功率，对海上风电场与各海岛微电网进行发电功率的调度控制。

可以理解，联合调度平台将海上风电场与各海岛微电网的运行状态信息和预测总功率上报电网调度系统后，电网调度系统将可以根据最新接收到的运行状态信息和预测总功率进行调度分析和制定调度策略等处理，生成当前一次调度所需的调度指令。联合调度平台接收到电网调度系统下发的调度指令后，即可得到进行当前一次调度控制时所需的调度功率，进而根据该下发的调度功率对海上风电场与各海岛微电网进行发电功率的调度控制，例如指示海上风电场与各海岛微电网上调(或者下调)当前的发电功率，或者例如指示海上风电场或者各海岛微电网上调(或者下调)当前的发电功率，从而使得整个海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的当前发电功率满足电网调度系统的调度要求。

上述海上风电场与海岛微电网联合调度方法中，通过将海上风电场及其所连接的一个或者多个海岛微电网，作为一个海上风电场和海岛微电网联合发供电系统进行总功率的预测，并与电网调度系统联动实现对海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的联合调度。从而充分利用了海岛微电网的灵活可控的特点，最大程度地减少海上风电场和海岛微电网的功率波动对电网的影响，保证海上风电场和海岛微电网的安全、协调和稳定运行，大幅缩减电网调度对象的数量，以及减少调度工作量，提高了海上风电的并网容量，有效提高了调度效率。

请参阅图4和图5，在一个实施例中，在上述的步骤S16之前，如图4所示，上述的方法还可以包括步骤S151和S152：

S151，获取预测总功率的审核结果；审核结果用于指示预测总功率是否满足预设审核条件。

其中，预设审核条件为预先设定的、用于确定是否向电网调度系统上报当前所得预测总功率的条件，可以是根据历史功率变化情况或者经验确定的功率限值范围，也可以是功率数值表或者单个的功率值。预设审核条件具体可以是当前条件下的发电功率上限值和下限值，或者是与最近一次得到的预测总功率，以及与同一条件下的历史预测总功率平均值之间的偏差限值。

预设审核条件的设置可以防止功率预测出现过大的偏差，通过审核则可以避免功率预测的偏差过大带来的不利影响。可以理解，在电网强制要求发电项目上报预测功率的情况下，电网调度系统也会根据预测总功率，与海上风电场与各海岛微电网的实际总功率的偏差进行考核，以便根据电网调度的具体要求确定是否需要进行发电功率调度控制。可见预设审核条件的设置可以更有效地提升电网调度的准确性。审核结果为预测总功率与预设审核条件相比较后得到的比较结果，例如但不限于是数字、字母等字符型结果(如1表示满足、2表示不满足；或者是满足、不满足)。

可以理解，审核结果可以但不限于由联合调度平台将预测总功率与预设审核条件进行比较判断，或者由运维人员将预测总功率与预设审核条件进行人工核验得到。

S152，若预测总功率满足预设审核条件，则执行步骤S16。

可以理解，在前述实施例中，联合调度平台得到的预测总功率可以无需进行审核，即可直接上报电网调度系统。在本实施例中，联合调度平台得到的预测总功率，可以经过审核来确定是否上报到电网调度系统。当联合调度平台根据得到的审核结果确定预测总功率满足预设审核条件时，即可将当前得到的该预测总功率直接上报到电网调度系统。

通过上述的步骤S151和S152，可以在每一次调度过程中，对得到的预测总功率进行审核，确定当前得到的预测总功率是否满足预设审核条件，从而确定是否可以直接将该预测总功率上报到电网调度系统。如此，在预测总功率满足预设审核条件时，才将该预测总功率上报到电网调度系统，可以避免向电网调度系统上报不符合预设审核条件的预测总功率，从而避免电网调度系统下发不必要或者错误的调度指令，进一步节约系统软硬件资源，降低能耗避免调度错误的问题。

如图4所示，上述的方法还可以包括步骤S153：

S153，若预测总功率不满足预设审核条件，则修正第一预测功率和第二预测功率的获取条件，并返回执行步骤S14。

其中，获取条件为联合调度平台在获取第一预测功率和第二预测功率时，参考的参数条件，例如当前一次调度对应的时间段内，海上风电场与各海岛微电网中的电源和负荷投运设定情况信息、气象预报信息、第一预测功率和第二预测功率是否有误等参数条件。

可以理解，联合调度平台获取第一预测功率和第二预测功率时所基于的获取条件，可以对当前获取的第一预测功率和第二预测功率产生一定的参考作用，可以影响预测总功率的准确度。当联合调度平台根据审核结果，确定预测总功率不满足预设审核条件时，例如在预测总功率超出限值时，需要检查功率预测的获取条件的设定，如检查海上风电场和各海岛微电网中的电源和负荷投运设定情况信息、气象预报信息、第一预测功率和第二预测功率是否有误等。若有误，则进行相应的条件修正。具体可以但不限于接收运维人员输入的获取参数信息对上一次设定的获取条件进行修正，或者直接将新的获取条件替换上一次设定的获取条件，完成获取条件的修正处理。

在完成获取条件的修正处理后，联合调度平台即可以根据修正后的获取条件重新进行功率预测处理，也即跳转到上述的步骤S14，重新计算预测总功率。如此循环，直到根据审核结果，确定最新得到的预测总功率满足预设审核条件时，结束循环处理并将满足预设审核条件的预测总功率上报到电网调度系统。

通过上述的步骤S151和S153，可以在每一次调度过程中，确定当前得到的预测总功率不满足预设审核条件时，及时修正第一预测功率和第二预测功率的获取条件。进而，基于修正后的获取条件，重新执行预测总功率的预测处理流程，直至得到可以上报到电网调度系统的预测总功率。如此，在预测总功率不满足预设审核条件时，自动进行预测总功率的重新预测处理，可以可靠地获得精确的预测总功率同时，避免电网调度系统下发不必要或者错误的调度指令，以进一步地提升调度准确性和可靠性。

请参阅图6，在一个实施例中，关于上述的步骤S12，获取第一预测功率的过程，具体可以包括如下过程：

接收海上风电场的风电功率预测系统输出的第一预测功率。其中，第一预测功率为风电功率预测系统根据海上风电场的数值天气预报信息、当前气象信息、各风电机组的当前运行信息以及历史功率信息，通过风电功率预测统计模型预测得到。

可以理解，数值天气预报信息为NWP(numerical weather prediection，数值天气预报)系统提供的海上风电场所在地区的数值天气预报信息，用于提供海上风电场所在地区未来一段时间内的气象信息。当前气象信息为当前一次调度所在时间段内，NWP系统实时提供的海上风电场所在地区的实际气象信息。历史功率信息为在当前一次调度之前的一段历史时间内，海上风电场的实际发电功率和预测功率信息，历史时间的长短可以根据调度精度和效率需要进行选取。风电功率预测统计模型为本领域应用较广的功率预测统计模型，例如但不限于基于NWP映射法的风电功率预测统计模型。

具体的，在本实施例中，联合调度平台可以通过与风电功率预测系统进行通信，如图6所示，从而直接接收风电功率预测系统监测得到的第一预测功率。如此，可以简化海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的系统结构，提高第一预测功率的获取效率，减少数据传输过程复杂所带来的数据出错问题。

如图6所示，关于上述的步骤S12，获取第二预测功率的过程，具体可以包括如下过程：

接收各海岛微电网的能量管理系统输出的第二预测功率；其中，第二预测功率为能量管理系统根据各海岛微电网的数值天气预报信息以及历史功率信息，通过内部功率预测模块预测得到。

可以理解，本领域的各海岛微电网分别设置有能量管理系统进行运行监控，实现对各海岛微电网的运行监控，能量管理系统所实现的运行监控中，包含对各海岛微电网的发电功率预测处理。如图6所示，联合调度平台具有功率预测、运行监视、调度控制及远动通信等功能，可以与电网调度系统、数值天气预报提供商(即NWP系统)、风电功率预测系统、海上风电场的SCADA系统、各海岛微电网的能量管理系统进行相互通信，共同实现海上风电场及其所连接的各海岛微电网的联合调度。

每一个海岛微电网可以配套设置有一个能量管理系统，也可以是一个能量管理系统负责多个海岛微电网的运行监控，由联合调度平台进行统一调度控制。具体的，在本实施例中，联合调度平台可以通过与各海岛微电网的能量管理系统进行通信，如图6所示，从而直接接收各海岛微电网的能量管理系统监测得到的第二预测功率。如此，可以进一步简化海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的系统结构，提高第二预测功率的获取效率，更好地减少数据传输过程复杂所带来的数据出错问题。

在一个实施例中，第一预测功率包括海上风电场的短期和超短期功率值。第二预测功率包括各海岛微电网的短期和超短期功率值。

可以理解，在本实施例中，第一预测功率可以包括海上风电场的短期和超短期功率值，例如但不限于海上风电场的在当前时间起未来一个小时内的预测功率和未来一天内的预测功率。关于各海岛微电网的短期和超短期功率值可以同理理解。

如此，通过采用海上风电场和各海岛微电网的短期和超短期功率值，预测海上风电场和各海岛微电网的预测总功率，可以缩短预测时长，大幅提高预测总功率的预测精度，从而提高海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的联合调度精确度和可靠性，提升电网调度质量。

在一个实施例中，关于上述的步骤S14，具体可以包括如下步骤：

根据第一预测功率和第二预测功率，通过预设累加算法进行累加计算，得到海上风电场与各海岛微电网的预测总功率。

其中，预设累加算法可以是本领域各种表达形式的累加求和算法，只要能够准确计算出海上风电场和各海岛微电网的预测总功率即可。可选的，联合调度平台例如但不限于采用以下预设累加算法进行累加计算，得到当前的预测总功率：

P_t＝P_WF,t+∑P_MGi,t

其中，P_t表示t时刻下海上风电场及其连接的各海岛微电网的预测总功率。P_WF,t表示t时刻下海上风电场的预测发电总功率。P_MGi,t表示t时刻下第i个海岛微电网的预测发电功率，i为正整数。可以理解，上述预设累加算法可以通过软件编程的方式，以累加计算模块的方式存在于联合调度平台内，也可以存在于与联合调度平台通信连接的其他终端或者服务器上，以便联合调度平台在需要进行功率预测处理时可以直接调用，例如向累加计算模块所在的终端或者服务器发送获取的第一预测功率和第二预测功率，并接收累加计算模块返回的预测总功率。

通过上述的处理步骤，联合调度平台可以快速得到海上风电场及其连接的各海岛微电网的预测总功率，确保向电网调度平台快速上报所需的遥测量，保证对电网调度平台的快速响应。

在一个实施例中，进一步的，关于上述的步骤S14，具体可以包括如下步骤：

根据第一预测功率和第二预测功率，以及海上风电场与各海岛微电网的传输损耗功率，通过预设累加算法进行累加计算，得到预测总功率。

可以理解，海上风电场和各海岛微电网的电力传输，需要通过长距离海底电缆和联岛海底电缆，因此，可以将海上风电场的发电功率，以及各海岛微电网的发电功率在海底电缆传输过程中的损耗考虑到预测总功率的计算中。

可选的，联合调度平台例如但不限于采用以下预设累加算法进行累加计算，得到当前的预测总功率：

P_t＝P_WF,t+∑(P_MGi,t-ΔP_Ci,t)-ΔP_HVC,t

其中，P_t表示t时刻下海上风电场及其连接的各海岛微电网的预测总功率。P_WF,t表示t时刻下海上风电场的预测发电总功率。P_MGi,t表示t时刻下第i个海岛微电网的预测发电功率，i为正整数。ΔP_Ci,t表示t时刻下连接第i个海岛微电网的海底电缆功率损耗。ΔP_HVC,t表示t时刻下高压送出海底电缆功率损耗。R_Ci表示连接第i个海岛微电网的海底电缆的阻抗。R_HVC表示高压送出海底电缆的阻抗。U₁表示联岛海底电缆的线电压。U₂表示高压送出海底电缆的线电压。表示系统功率因数。

通过上述的处理步骤，联合调度平台可以快速且更精确地得到海上风电场及其连接的各海岛微电网的预测总功率，确保向电网调度平台快速上报所需的精确遥测量，保证对电网调度平台的快速响应同时，提高联合调度的准确性和可靠性，提升海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的运行效率。需要说明的是，上述举例的预设累加算法可以有不同形式的变形，例如进行等效变量的替换或增加修正项等，本说明书中不做具体限定，只要能够准确计算得到所需的预测总功率均可。

请参阅图7和图8，在一个实施例中，关于上述的步骤S20，如图7所示，具体可以包括如下步骤S202和S204：

S202，根据调度功率，得到海上风电场与各海岛微电网的当前发电功率与调度功率的功率差值；

S204，若功率差值位于预设的限制功率区间内，则维持海上风电场与各海岛微电网以当前模式运行；其中，当前模式下的海上风电场按最大出力正常运行，各海岛微电网的负荷正常用电，各海岛微电网接入的海岛风光电源按最大出力运行。

其中，当前发电功率也即海上风电场与各海岛微电网的在当前所处时刻的实际发电总功率。限制功率区间为预先设置的功率波动区间(也可以称为电网调度考核要求)，例如以海上风电场与各海岛微电网的平均发电总功率为中心往数值偏小、偏大方向上的允许偏离范围。限制功率区间可以根据电网运营需要进行预先设定。

可以理解，联合调度平台在接收到电网调度系统下发的调度指令后，也即获得调度功率后，即可将海上风电场与各海岛微电网的当前发电功率与调度功率进行差值计算，得到当前发电功率与调度功率的功率差值。功率差值用于反映当前发电功率与调度功率之间的差距大小，调度功率用于反映海上风电场和海岛微电网联合发供电系统当前运行状态下所需的发电总功率。进而，联合调度平台将所得的功率差值与预设的限制功率区间进行比较分析，确定功率差值是否在预设的限制功率区间内，也即是否满足电网的考核要求。

若功率差值在预设的限制功率区间内，也即例如：P_max2≤ΔP≤P_max1；其中，P_max1表示限制功率区间内的上限值。P_max2表示限制功率区间内的下限值。ΔP表示功率差值，且ΔP＝P_cc-P_ref；P_cc表示当前发电功率，P_ref表示调度功率。则说明当前发电功率可以满足海上风电场和海岛微电网联合发供电系统当前运行状态下所需的发电总功率，无需进行额外的调度控制，如图8所示。因此，联合调度平台可以维持海上风电场与各海岛微电网以当前模式运行。

通过上述的步骤S202和S204，可以快速确定海上风电场与各海岛微电网的当前发电功率，是否满足海上风电场和海岛微电网联合发供电系统当前运行状态下所需的发电总功率，也即确定是否需要对海上风电场和各海岛微电网进行调度控制，以使海上风电场与各海岛微电网的当前发电功率，满足海上风电场和海岛微电网联合发供电系统当前运行状态下所需的发电总功率。

在一个实施例中，如图7所示，关于上述的步骤S20，具体还可以包括如下步骤S206：

S206，若当前发电功率大于调度功率且功率差值大于限制功率区间的上限值，则先后指示各海岛微电网的能量管理系统和海上风电场的SCADA系统进行功率下调控制，直至功率差值位于预设的限制功率区间内。

可以理解，当前发电功率大于调度功率，并且功率差值大于限制功率区间的上限值时，也即ΔP＞P_max1时，联合调度平台则可以向所接的各海岛微电网的能量管理系统下达功率调节指令，指示各海岛微电网的能量管理系统进行功率下调控制，例如：首先投入各海岛微电网的可调负荷，投入的可调负荷的功率等于功率差值(也即P_L＝ΔP，P_L表示可调负荷的功率)。如全部可调负荷投入后，功率差值仍超过限制功率区间的上限值，微电网储能系统充电，微电网储能系统的充电功率P_ES＝ΔP-P_L；如微电网储能系统全部投入后，功率差值仍超过限制功率区间的上限值，则指示海岛微电网切除风光微电源，切除风光微电源的功率ΔP_MWP＝ΔP-P_L-P_ES；如海岛微电网的风光微电源全部切除后，功率差值仍超过限制功率区间的上限值，联合调度平台则开始向海上风电场的SCADA系统下达限功率运行指令，限制功率值ΔP_WF＝ΔP-P_L-P_ES-ΔP_MWP。如此，以使功率差值位于预设的限制功率区间内，也即通过联合调度使得当前发电功率不超过调度功率，且功率差值位于预设的限制功率区间内。

通过上述的功率下调控制，可以在海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的当前发电功率大于调度功率，并且功率差值大于限制功率区间的上限值时，将电网调度系统下发的调度指令合理分解，先后对海岛微电网和海上风电场进行调度控制，调节海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的当前发电功率，以满足电网调度要求。

在一个实施例中，如图7所示，关于上述的步骤S20，具体还可以包括如下步骤S208：

S208，若当前发电功率小于调度功率且功率差值小于限制功率区间的下限值，则指示各海岛微电网的能量管理系统进行功率上调控制，直至功率差值位于预设的限制功率区间内。

可以理解，当前发电功率小于调度功率，并且功率差值小于限制功率区间的下限值时，也即ΔP＜P_max2时，联合调度平台则可以向所接的各海岛微电网的能量管理系统下达功率上调控制指令，指示各海岛微电网的能量管理系统进行功率上调控制，例如：首先切除已投入的可调负荷，切除可调负荷的功率等于功率差值(也即P_L＝ΔP)；如可调负荷全部切除后，功率差值仍超过限制功率区间的下限值，则微电网储能系统放电，微电网储能系统放电的功率P_ES＝ΔP-P_L；如微电网储能系统全部投入后，功率差值仍超过限制功率区间的下限值，则海岛微电网投入柴油发电机等微电源，投入柴油发电机等微电源的功率ΔP_MG＝ΔP-P_L-P_ES；如柴油发电机等微电源全部投入后，功率差值仍超过限制功率区间的下限值，则可考虑选择切除海岛微电网中的其他次要负荷，直至功率差值位于预设的限制功率区间内。

通过上述的功率上调控制，可以在海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的当前发电功率小于调度功率，并且功率差值小于限制功率区间的下限值时，对各海岛微电网进行调度控制，调节海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的当前发电功率，以满足电网调度要求。

应该理解的是，虽然图3、图4和图7的流程图中的各个步骤按照箭头的指示依次显示，但是这些步骤并不是必然按照箭头指示的顺序依次执行。除非本文中有明确的说明，这些步骤的执行并没有严格的顺序限制，这些步骤可以以其它的顺序执行。而且，图3、图4和图7中的至少一部分步骤可以包括多个子步骤或者多个阶段，这些子步骤或者阶段并不必然是在同一时刻执行完成，而是可以在不同的时刻执行，这些子步骤或者阶段的执行顺序也不必然是依次进行，而是可以与其它步骤或者其它步骤的子步骤或者阶段的至少一部分轮流或者交替地执行。

请参阅图9，在一个实施例中，提供了一种海上风电场与海岛微电网联合调度装置100，包括获取模块11、计算模块13、上报模块15、接收模块17和调控模块19。获取模块11用于获取第一预测功率和第二预测功率；其中，第一预测功率为海上风电场的各风电机组的预测发电总功率，第二预测功率为各海岛微电网的预测发电总功率。计算模块13用于根据第一预测功率和第二预测功率，求和得到海上风电场与各海岛微电网的预测总功率。上报模块15用于将海上风电场与各海岛微电网的运行状态信息和预测总功率上报电网调度系统。接收模块17用于接收电网调度系统根据运行状态信息和预测总功率生成的调度功率。调控模块19用于根据调度功率，对海上风电场与各海岛微电网进行发电功率的调度控制。

上述的海上风电场与海岛微电网联合调度装置100，通过各模块的协同运作，对海上风电场和海岛微电网联合发供电系统进行总功率的预测，并与电网调度系统联动实现对海上风电场和海岛微电网联合发供电系统的联合调度。从而充分利用了海岛微电网的灵活可控的特点，最大程度地减少海上风电场和海岛微电网的功率波动对电网的影响，保证海上风电场和海岛微电网的安全、协调和稳定运行，大幅缩减电网调度对象的数量，以及减少调度工作量，提高了海上风电的并网容量，有效提高了调度效率。

在一个实施例中，海上风电场与海岛微电网联合调度装置100还包括结果获取模块和第一执行触发模块。结果获取模块，用于获取预测总功率的审核结果；审核结果用于指示预测总功率是否满足预设审核条件。第一执行触发模块，用于在预测总功率满足预设审核条件时，触发执行将海上风电场与各海岛微电网的运行状态信息和预测总功率上报电网调度系统的步骤。

如此，通过前述模块，可以避免电网调度系统下发不必要或者错误的调度指令，进一步节约系统软硬件资源，降低能耗避免调度错误的问题。

在一个实施例中，海上风电场与海岛微电网联合调度装置100还包括第二执行触发模块。第二执行触发模块，用于在测总功率不满足预设审核条件时，修正第一预测功率和第二预测功率的获取条件，并返回执行根据第一预测功率和第二预测功率，计算得到海上风电场与各海岛微电网的预测总功率的步骤。

如此，通过前述第二执行触发模块在预测总功率不满足预设审核条件时，自动触发进行预测总功率的重新预测处理，可以可靠地获得精确的预测总功率同时，避免电网调度系统下发不必要或者错误的调度指令，以进一步地提升调度准确性和可靠性。

在一个实施例中，获取模块11在获取第一预测功率时，具体可以通过接收海上风电场的风电功率预测系统输出的第一预测功率来实现。其中，第一预测功率为风电功率预测系统根据海上风电场的数值天气预报信息、当前气象信息、各风电机组的当前运行信息以及历史功率信息，通过风电功率预测统计模型预测得到。

在一个实施例中，获取模块11在获取第二预测功率时，具体可以通过接收各海岛微电网的能量管理系统输出的第二预测功率来实现；其中，第二预测功率为能量管理系统根据各海岛微电网的数值天气预报信息以及历史功率信息，通过内部功率预测模块预测得到。

在一个实施例中，计算模块13在计算预测总功率时，具体可以根据第一预测功率和第二预测功率，通过预设累加算法进行累加计算，得到海上风电场与各海岛微电网的预测总功率。

在一个实施例中，计算模块13在计算预测总功率时，具体还可以根据第一预测功率和第二预测功率，以及海上风电场与各海岛微电网的传输损耗功率，通过预设累加算法进行累加计算，得到预测总功率。

在一个实施例中，调控模块19可以包括功率差监测模块和第一调控模块。功率差监测模块，用于根据调度功率，得到海上风电场与各海岛微电网的当前发电功率与调度功率的功率差值。第一调控模块，用于在功率差值位于预设的限制功率区间内时，维持海上风电场与各海岛微电网以当前模式运行；其中，当前模式下的海上风电场按最大出力正常运行，各海岛微电网的负荷正常用电，各海岛微电网接入的海岛风光电源按最大出力运行。

在一个实施例中，第一调控模块还可以用于在当前发电功率大于调度功率且功率差值大于限制功率区间的上限值时，先后指示各海岛微电网的能量管理系统和海上风电场的SCADA系统进行功率下调控制，直至功率差值位于预设的限制功率区间内。

在一个实施例中，第一调控模块还可以用于在当前发电功率小于调度功率且功率差值小于限制功率区间的下限值时，指示各海岛微电网的能量管理系统进行功率上调控制，直至功率差值位于预设的限制功率区间内。

关于海上风电场与海岛微电网联合调度装置100的具体限定可以参见上文中对于海上风电场与海岛微电网联合调度方法的限定，在此不再赘述。上述海上风电场与海岛微电网联合调度装置100中的各个模块可全部或部分通过软件、硬件及其组合来实现。上述各模块可以硬件形式内嵌于或独立于联合调度设备中的处理器中，也可以以软件形式存储于联合调度设备中的存储器中，以便于处理器调用执行以上各个模块对应的操作。

在一个实施例中，提供了一种联合调度设备，该联合调度设备可以是服务器，也可以是服务器集群，还可以是计算机终端。该联合调度设备至少包括通过系统总线连接的处理器、存储器、网络接口和数据库。其中，该联合调度设备的处理器用于提供计算和控制能力。该联合调度设备的存储器包括非易失性存储介质、内存储器。该非易失性存储介质存储有操作系统、计算机程序和数据库。该内存储器为非易失性存储介质中的操作系统和计算机程序的运行提供环境。该联合调度设备的数据库用于存储海上风电场与海岛微电网联合调度方法流程中所涉及的各类数据。该联合调度设备的网络接口用于与外部的终端或者其他系统通过网络连接通信。

处理器执行该计算机程序时以实现如下步骤：获取第一预测功率和第二预测功率；其中，第一预测功率为海上风电场的各风电机组的预测发电总功率，第二预测功率为各海岛微电网的预测发电总功率；根据第一预测功率和第二预测功率，求和得到海上风电场与各海岛微电网的预测总功率；将海上风电场与各海岛微电网的运行状态信息和预测总功率上报电网调度系统；接收电网调度系统根据运行状态信息和预测总功率生成的调度功率；根据调度功率，对海上风电场与各海岛微电网进行发电功率的调度控制。

在一个实施例中，处理器执行上述计算机程序时还实现上述各实施例中海上风电场与海岛微电网联合调度方法的增加步骤或子步骤。

在一个实施例中，提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时实现以下步骤：获取第一预测功率和第二预测功率；其中，第一预测功率为海上风电场的各风电机组的预测发电总功率，第二预测功率为各海岛微电网的预测发电总功率；根据第一预测功率和第二预测功率，计算得到海上风电场与各海岛微电网的预测总功率；将海上风电场与各海岛微电网的运行状态信息和预测总功率上报电网调度系统；接收电网调度系统根据运行状态信息和预测总功率生成的调度功率；根据调度功率，对海上风电场与各海岛微电网进行发电功率的调度控制。

在一个实施例中，计算机程序被处理器执行时还实现上述各实施例中海上风电场与海岛微电网联合调度方法的增加步骤或子步骤。

本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分流程，是可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，的计算机程序可存储于一非易失性计算机可读取存储介质中，该计算机程序在执行时，可包括如上述各方法的实施例的流程。其中，本申请所提供的各实施例中所使用的对存储器、存储、数据库或其它介质的任何引用，均可包括非易失性和/或易失性存储器。非易失性存储器可包括只读存储器(ROM)、可编程ROM(PROM)、电可编程ROM(EPROM)、电可擦除可编程ROM(EEPROM)或闪存。易失性存储器可包括随机存取存储器(RAM)或者外部高速缓冲存储器。作为说明而非局限，RAM以多种形式可得，诸如静态RAM(SRAM)、动态RAM(DRAM)、同步DRAM(SDRAM)、双数据率SDRAM(DDRSDRAM)、增强型SDRAM(ESDRAM)、同步链路(Synchlink)DRAM(SLDRAM)、存储器总线(Rambus)直接RAM(RDRAM)、直接存储器总线动态RAM(DRDRAM)、以及存储器总线动态RAM(RDRAM)等。

以上实施例各技术特征可进行任意组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。

以上实施例仅表达了本申请的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此理解为对发明专利范围的限制。应指出的是，对于本领域普通技术人员来说，在不脱离本申请构思的前提下，还可做出若干变形和改进，这些都属于本申请的保护范围。因此，本申请专利的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (10)

1.一种海上风电场与海岛微电网联合调度方法，其特征在于，包括：

获取第一预测功率和第二预测功率；其中，所述第一预测功率为海上风电场的各风电机组的预测发电总功率，所述第二预测功率为各海岛微电网的预测发电总功率；

根据所述第一预测功率和所述第二预测功率，求和得到所述海上风电场与各所述海岛微电网的预测总功率；

将所述海上风电场与各所述海岛微电网的运行状态信息和所述预测总功率上报电网调度系统；

接收所述电网调度系统根据所述运行状态信息和所述预测总功率生成的调度功率；

根据所述调度功率，对所述海上风电场与各所述海岛微电网进行发电功率的调度控制。

2.根据权利要求1所述的海上风电场与海岛微电网联合调度方法，其特征在于，根据所述调度功率，对所述海上风电场与各所述海岛微电网进行发电功率的调度控制的步骤，包括：

根据所述调度功率，得到所述海上风电场与各所述海岛微电网的当前发电功率与所述调度功率的功率差值；

若所述功率差值位于预设的限制功率区间内，则维持所述海上风电场与各所述海岛微电网以当前模式运行。

3.根据权利要求2所述的海上风电场与海岛微电网联合调度方法，其特征在于，根据所述调度功率，对所述海上风电场与各所述海岛微电网进行发电功率的调度控制的步骤，还包括：

若当前发电功率大于所述调度功率且所述功率差值大于所述限制功率区间的上限值，则先后指示各所述海岛微电网的能量管理系统和所述海上风电场的SCADA系统进行功率下调控制，直至所述功率差值位于预设的限制功率区间内。

4.根据权利要求2所述的海上风电场与海岛微电网联合调度方法，其特征在于，根据所述调度功率，对所述海上风电场与各所述海岛微电网进行发电功率的调度控制的步骤，还包括：

若当前发电功率小于所述调度功率且所述功率差值小于所述限制功率区间的下限值，则指示各所述海岛微电网的能量管理系统进行功率上调控制，直至所述功率差值位于预设的限制功率区间内。

5.根据权利要求1所述的海上风电场与海岛微电网联合调度方法，其特征在于，将所述海上风电场与各所述海岛微电网的运行状态信息和所述预测总功率上报电网调度系统的步骤前，还包括：

若所述预测总功率满足预设审核条件，则执行所述将所述海上风电场与各所述海岛微电网的运行状态信息和所述预测总功率上报电网调度系统的步骤；

若所述预测总功率不满足所述预设审核条件，则修正所述第一预测功率和所述第二预测功率的获取条件，并返回执行所述根据所述第一预测功率和所述第二预测功率，计算得到所述海上风电场与各所述海岛微电网的预测总功率的步骤。

6.根据权利要求1所述的海上风电场与海岛微电网联合调度方法，其特征在于，获取第一预测功率和第二预测功率的步骤，包括：

接收所述海上风电场的风电功率预测系统输出的所述第一预测功率；

接收各所述海岛微电网的能量管理系统输出的所述第二预测功率。

7.根据权利要求1至6任一项所述的海上风电场与海岛微电网联合调度方法，其特征在于，根据所述第一预测功率和所述第二预测功率，求和得到所述海上风电场与各所述海岛微电网的预测总功率的步骤，包括：

根据所述第一预测功率和所述第二预测功率，通过预设累加算法进行累加计算，得到所述海上风电场与各所述海岛微电网的所述预测总功率。

8.一种海上风电场与海岛微电网联合调度装置，其特征在于，包括：

获取模块，用于获取第一预测功率和第二预测功率；其中，所述第一预测功率为海上风电场的各风电机组的预测发电总功率，所述第二预测功率为各海岛微电网的预测发电总功率；

计算模块，用于根据所述第一预测功率和所述第二预测功率，计算得到所述海上风电场与各所述海岛微电网的预测总功率；

上报模块，用于将所述海上风电场与各所述海岛微电网的运行状态信息和所述预测总功率上报电网调度系统；

接收模块，用于接收所述电网调度系统根据所述运行状态信息和所述预测总功率生成的调度功率；

调控模块，用于根据所述调度功率，对所述海上风电场与各所述海岛微电网进行发电功率的调度控制。

9.一种联合调度设备，包括存储器和处理器，所述存储器存储有计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至7中任一项所述的海上风电场与海岛微电网联合调度方法的步骤。

10.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至7中任一项所述的海上风电场与海岛微电网联合调度方法的步骤。