一种适用于风电消纳的联络线稳态极限确定方法

摘要

本发明提供一种适用于风电消纳的联络线稳态极限确定方法，所述方法包括：(1)计算电网系统中风电节点和负荷节点的波动功率引起的目标联络线波动功率Pt；(2)计算电网系统对所述目标联络线波动功率的可调速率；(3)计算电网系统对所述目标联络线波动功率的可控容量；(4)计算电网系统对所述目标联络线波动功率的临界可控周期Tg；(5)以1/Tg为率波频率采用切比雪夫滤波器对所述目标联络线波动功率进行滤波，得到高频分量和低频分量两部分；(6)求出目标联络线稳态传输极限。本发明的稳态极限确定方法只需为不可控波动分量留出输电余量即可，为风电消纳提供了更大输电空间。

说明书

技术领域

本发明属于涉及一种联络线稳态极限确定方法，具体涉及一种适用于风电消纳的联 络线稳态极限确定方法。

背景技术

我国风电产业持续快速发展，2014年新增风电装机量刷新历史记录。但我国风电资 源主要集中在“三北”地区，与负荷中心在空间上呈逆向分布，在大规模风电入网后， 当本区域风电消纳能力不足时，为避免大量弃风，势必会引起风电跨区消纳的问题。本 研究所谓“网网互动”而进行的风电跨区消纳主要通过联络线完成，为了电网安全运行 和更合理地安排风电交换功率，需要提前确定联络线极限传输功率。

目前针对极限传输功率研究主要有极限传输容量TTC(TotalTransferCapability—简 称TTC)研究，既有传统约束下的TTC研究，也包括大规模风电引入后的TTC研究。 TTC是指在电力系统一定稳态或暂态约束下，某个输电断面能够传输的极限功率，其侧 重点在于考虑系统各类安全约束，而并非联络线自身的输电极限。

目前针对联络线自身功率极限，一般通过计算载流量的方法进行分析，主要有静态 热定值法和动态热定值法。电流流经输电元件(以下简称导体)会引起导体温度的升高， 同时引起导体弧垂和应力的增大，这些来自导体本身的机械和物理的限制都可以转化为 导体温度的限制。而对于导体而言，其温度是由通过导体的电流、光照、对流散热和辐 射散热的共同作用而决定的。所谓静态热定值就是指导体载流与其温度同步时，导体最 大允许温度所对应的载流值。这也是在电力工程界人们对导体载流热定值起初的基本认 识和工程实施的依据。静态热定值可离线整定，也可在线整定。前者是环境条件固定情 况下人们的做法，即传统的最大允许载流量，后者则是在实时量测基础上的做法，是实 时热定值技术实现功能的一种。动态热定值是从动态热平衡方程出发，考虑导体载流变 化与温度变化间的不同步性，体现导体温度在不同持续时间的界定，即以温度来表征导 体的热定值。之所以称之为动态，是因为其体现的是温度变动的暂态过程，该过程结束， 又回到静态热定值，所以该概念往往都对应着一个延续的时间。动态热定值法改进了静 态热定值过于保守的不足，根据导线在线运行状态和气象条件等实时确定线路载流能力， 一定限度地提高了联络线的输电能力。静态热定值和动态热定值都是根据联络线热载荷 能力确定其输电极限，即联络线的传输功率的物理极限。

与传统负荷相比，风电表现出更强的随机性和不同时间尺度上的波动性，但预测水 平却低于负荷预测。大规模风电并网给联络线带来大量不确定性波动，如果仍以联络线 物理极限作为功率传输极限，则可能在实际运行中由于未充分考虑联络线带来大量不确 定性波动，引起联络线越限等问题；若完全考虑联络线不确定性波动带来的影响，则可 能导致联络线传输极限过度下降，引起输电阻塞等问题。因此有必要考虑风电强不确定 性的影响，探索更加安全合理的联络线传输极限确定方法，保证风电消纳和系统安全运 行。

发明内容

为了克服上述现有技术的不足，本发明提供一种适用于风电消纳的联络线稳态极限 确定方法，本发明的稳态极限确定方法只需为不可控波动分量留出输电余量即可，为风 电消纳提供了更大输电空间。

为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：

一种适用于风电消纳的联络线稳态极限确定方法，所述方法包括如下步骤：

(1)计算电网系统中风电节点和负荷节点的波动功率引起的目标联络线波动功率 Pt；

(2)计算电网系统对所述目标联络线波动功率的可调速率；

(3)计算电网系统对所述目标联络线波动功率的可控容量；

(4)计算电网系统对所述目标联络线波动功率的临界可控周期Tg；

(5)以1/Tg为率波频率采用切比雪夫滤波器对所述目标联络线波动功率进行滤波， 得到高频分量和低频分量两部分；

(6)求出目标联络线稳态传输极限。

优选的，所述步骤(1)中，所述目标联络线波动功率Pt的计算公式如下：

$P_t=\underset{i\in N}{\Sigma }{A}_{i-l}{P}_i$

式中Pt为目标联络线随机波动功率，N为不确定性节点集合，P_i为风电或负荷不确 定性节点功率的预测值，A_i-l为节点i对支路l的转移系数，即电网系统中节点i增加单 位有功出力所引起的支路l有功潮流变化量。

优选的，所述步骤(2)中，计算所述目标联络线波动功率的可调速率包括计算电网 系统中的所有可调发电机组控制节点对所述目标联络线波动功率的最大功率调节速率R， 以及各可调发电机组控制节点的最优调节速率r_g，计算公式如下：

$\left(\begin{array}{ccc}\max & R=-\underset{g\in P}{\Sigma }{A}_{g-l}{r}_g& \left(1\right)\\ s.t.& \underset{g\in P}{\Sigma }{A}_{g-l}{r}_g-\underset{i\in N}{\Sigma }{A}_{i-l}{r}_i\le 0& \left(2\right)\\ & \underset{i\in N}{\Sigma }{r}_i+\underset{g\in P}{\Sigma }{r}_g=0& \left(3\right)\\ & \frac{r_i}{r_j}=\frac{V_i}{V_j}\left(i,j\in N\right)& \left(4\right)\\ & \left|r_g\right|\le r_{gu}\left(g\in P\right)& \left(5\right)\end{array}\right)$

式中A为发电转移分布因子矩阵，其中A_i-l为节点i对支路l的转移系数，A_g-l为可 调发电机组控制节点g对支路l的转移系数；r_i,r_j为负荷或者风电随机波动节点i、j功率 波动速率；r_g为可调发电机组控制节点功率调节速率；r_gu为可调发电机组控制节点功率 调节速率上限；P为可调发电机组控制节点集合；N为引发不确定性的功率的风电和负荷 波动节点集合；V_i,V_j为风电和负荷不确定性节点i、j的最大功率波动幅值。

优选的，所述步骤(3)中，所述目标联络线波动功率的可控容量为所有发电机组控 制节点在所述目标联络线上达到的最大控制容量Psmax，计算过程如下：

步骤3-1、计算系统控制节点容量的可用系数K_g

$K_g=\underset{g\in P}{min}(P_{g\max }/r_g)$

式中，Pgmax为各控制节点的最大控制容量，r_g为可调发电机组控制节点g的最优 的调节速率，P为系统控制节点的集合，min(.)为求取最小值函数；

步骤3-2、计算系统对目标联络线的最大控制容量Psmax

$P_{s\max }=\underset{g\in P}{\Sigma }{A}_{g-l}{K}_g{r}_g$

式中，A_g-l为可调发电机组控制节点g对支路l的转移系数，即电网系统中可调发电 机组控制节点g增加单位有功出力所引起的支路l有功潮流变化量，r_g为可调发电机组控 制节点g的最优的调节速率r_g，P为系统控制节点的集合，Psmax为所有发电机组控制节 点在所述目标联络线上达到的最大控制容量。

优选的，所述步骤(4)中，包括如下步骤：

步骤4-1、对未来时段内的目标联络线波动功率Pt进行傅立叶级数分解，分解得到 若干个不同频率和不同幅值的正弦波；将频率从小到大排列，记为f₀,f₁,f₂…f_n…，对应 的幅值分别记为A₀,A₁,A₂…A_n…；

步骤4-2、重新构造一组正弦曲线P_s，其中频率分别取f₀,f₁,f₂…f_n…，对应的幅值 为$A_0,\sqrt{{A_0}^2+{A_1}^2},\sqrt{{A_0}^2+{A_1}^2+{A_2}^2}...\sqrt{{A_0}^2+{A_1}^2+{A_2}^2+···{A_n}^2\mathrm{...}}\mathrm{....};$

步骤4-3、根据调节速率R计算系统正弦曲线组P_s的跟踪效果指标CR_T，直到找到 f₀,f₁,f₂…f_n…中某一频率的正弦曲线，使得CR_T＝ε，则该频率对应的周期即临界可控 周期T_g，其中，ε为控制效果临界值，用来衡量机组是否能够跟踪给定周期正弦波，取 值取决于电网实际运行状况，对于周期为T的正弦波，若跟踪率CR_T＞ε，则表示周期 为T的正弦波可控；若CR_T＜ε，则表示周期为T的正弦波不可控。

优选的，所述步骤4-3中，所述根据调节速率R计算系统正弦曲线组P_s的跟踪效果 指标CR_T，包括如下步骤：

步骤4-3-1、初始时刻区域调控机组功率P_g(0)＝0，设定积分步长为dt，其中 T/dt＞1000；

步骤4-3-2、在功率上升部分，当前仿真周期机组功率为P_g(t)，下一仿真周期正弦波 动功率为P_s(t+1)，机组最大调节速率为R_g，若P_s(t+1)-P_g(t)≥R_gdt，则下一仿真周期机 组功率P_g(t+1)＝P_g(t)+R_gdt，否则下一仿真周期机组功率为：P_g(t+1)＝P_s(t+1)；

步骤4-3-3、在功率下降部分，当前仿真周期机组功率为P_g(t)，下一仿真周期正弦波 动功率为P_s(t+1)，机组最大调节速率为R_g，若P_s(t+1)-P_g(t)≤-R_gdt，则下一仿真周期 机组功率P_g(t+1)＝P_g(t)-R_gdt，否则下一仿真周期机组功率为：P_g(t+1)＝P_s(t+1)；

步骤4-3-4、重复步骤4-3-2和步骤4-3-3，直至仿真到时间T结束；

步骤4-3-5、计算机组功率积分和正弦波动功率积分 根据机组功率积分和正弦波动功率积分计算跟踪率：

${\mathrm{CR}}_T=\frac{P_{gsum}}{P_{ssum}}\times 100\%.$

优选的，所述步骤(6)包括如下步骤：

步骤6-1、将所述高频分量作为第一部分不可控分量；

步骤6-2、将所述低频分量中幅值大于系统控制容量Psmax的部分作为第二部分不可 控分量，将其余部分作为可控分量；

步骤6-3、将所述第一部分不可控分量和所述第二部分不可控分量叠加作为目标联络 线波动中的不可控总量；

步骤6-4、将已知的联络线物理极限减去所述不可控总量，得到考虑系统调节速率下 的联络线稳态传输极限。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

本发明在引入风电不确定性波动后，与将物理极限作为稳态传输极限相比，确定方 法更能保证系统的安全性；本发明的稳态极限确定方法只需为不可控波动分量留出输电 余量即可，为风电消纳提供了更大输电空间，更适用于风电的消纳。

附图说明

图1是本发明提供的一种适用于风电消纳的联络线稳态极限确定方法流程图

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细说明。

如图1所示，一种适用于风电消纳的联络线稳态极限确定方法，本方法包括如下步 骤：

1、计算电网系统中风电节点和负荷节点的波动功率引起的目标联络线波动功率Pt；

计算电网系统中风电和负荷节点的不确定性波动引起目标联络线的功率波动Pt，计 算公式为：

$P_t=\underset{i\in N}{\Sigma }{A}_{i-l}{P}_i$

其中Pt为联络线随机波动功率，N为不确定性节点集合，Pi为风电或负荷不确定性 节点功率的预测值。A_i-l为发电转移分布因子GSDF矩阵元素，含义是节点i对支路l的 转移系数，定义为：电网系统中节点i增加单位有功出力所引起的支路l有功潮流变化量。

2、计算电网系统对所述目标联络线波动功率的可调速率；

根据上述要求，针对(1)-(5)，采用线性规划的方法计算系统对于目标联络线的最大调 节速率R以及各可调发电机组控制节点的最优的调节速率r_g：

$\left(\begin{array}{ccc}\max & R=-\underset{g\in P}{\Sigma }{A}_{g-l}{r}_g& \left(1\right)\\ s.t.& \underset{g\in P}{\Sigma }{A}_{g-l}{r}_g-\underset{i\in N}{\Sigma }{A}_{i-l}{r}_i\le 0& \left(2\right)\\ & \underset{i\in N}{\Sigma }{r}_i+\underset{g\in P}{\Sigma }{r}_g=0& \left(3\right)\\ & \frac{r_i}{r_j}=\frac{V_i}{V_j}\left(i,j\in N\right)& \left(4\right)\\ & \left|r_g\right|\le r_{gu}\left(g\in P\right)& \left(5\right)\end{array}\right)$

其中A为发电转移分布因子矩阵，其中A_i-l为节点i对支路l的转移系数，A_i-l为节 点g对支路l的转移系数；r_i,r_j为负荷或者风电随机波动节点i、j功率波动速率；r_g为可 调发电机组控制节点功率调节速率；r_gu为可调发电机组控制节点功率调节速率上限；P 为可调发电机组控制节点集合；N为引发不确定性的功率的风电和负荷波动节点集合； V_i,V_j为风电和负荷不确定性节点i、j的最大功率波动幅值。

式(1)表示线性规划目标函数：求取满足要求的系统最大调节速率，当通过GSDF 将节点调节速率转移到联络线时，节点转移到联络线的功率正方向与初始潮流一致，而 线性规划的目标是求取反向控制潮流的能力，因此加负号；式(2)表示控制节点和不确 定性节点的共同作用使得目标连路线功率波动为0，由于目标联络线功率由于不确定性节 点当作负荷节点处理，其转移系数采用LSDF；式(3)表示系统总控制功率与总的不确 定性功率保持平衡进而；式(4)表示各不确定性节点功率波动速率的比例，与其波动幅 值成正比；式(5)则表示各控制节点功率调节速率的限制。

3、计算电网系统对所述目标联络线波动功率的可控容量；

系统对联络线的可控容量取决于各控制节点的调节容量，再根据步骤2中得到的各 可调发电机组控制节点的最优的调节速率r_g，可得到系统对目标联络线的控制容量 Psmax。

先计算系统控制节点容量的可用系数K_g

$K_g=\underset{g\in P}{min}(P_{g\max }/r_g)$

Pgmax为各控制节点的最大控制容量，r_g为可调发电机组控制节点g的最优的调节 速率r_g，P为系统控制节点的集合，min(.)为求取最小值函数。

再计算系统对目标联络线的控制容量Psmax

$P_{s\max }=\underset{g\in P}{\Sigma }{A}_{g-l}{K}_g{r}_g$

其中，A_g-l为GSDF矩阵元素，含义是可调发电机组控制节点g对支路l的转移系数， 定义为：电网系统中可调发电机组控制节点g增加单位有功出力所引起的支路l有功潮流 变化量.r_g为可调发电机组控制节点g的最优的调节速率r_g，P为系统控制节点的集合。

4、计算电网系统对所述目标联络线波动功率的临界可控周期Tg；

具体步骤：

(1)对未来时段(如15min)内的目标联络线波动功率Pt进行傅立叶级数分解，分解 得到若干个不同频率和不同幅值的正弦波。将频率从小到大排列，记为f₀,f₁,f₂…f_n…， 对应的幅值分别记为A₀,A₁,A₂…A_n…

(2)重新构造一组正弦曲线P_s，其中频率分别取f₀,f₁,f₂…f_n…，对应的幅值为 $A_0,\sqrt{{A_0}^2+{A_1}^2},\sqrt{{A_0}^2+{A_1}^2+{A_2}^2}...\sqrt{{A_0}^2+{A_1}^2+{A_2}^2+···{A_n}^2\mathrm{...}}\mathrm{.....}$

(3)根据调节速率R计算系统对于式(2)中正弦曲线组P_s的跟踪效果指标CR_T， 直到找到f₀,f₁,f₂…f_n…中某一频率的正弦曲线，使得CR_T＝ε，则该频率对应的周期即 临界周期T_g。

其中，ε为控制效果临界值，用来衡量机组是否能够跟踪给定周期正弦波，取值取 决于电网实际运行状况；对于周期为T的正弦波，如果跟踪率CR_T＞ε，则表示周期为 T的正弦波可控；反之，如果CR_T＜ε，则认为周期为T的正弦波不可控。

根据调节速率计算CR_T的流程如下：

a、初始时刻区域调控机组功率P_g(0)＝0，设定积分步长为dt，其中T/dt＞1000；

b、在功率上升部分，当前仿真周期机组功率为P_g(t),下一仿真周期正弦波动功率为 P_s(t+1)，机组最大调节速率为R_g，如果P_s(t+1)-P_g(t)≥R_gdt，则下一仿真周期机组功率 P_g(t+1)＝P_g(t)+R_gdt，否则下一仿真周期机组功率为：P_g(t+1)＝P_s(t+1)；

c、在功率下降部分，当前仿真周期机组功率为P_g(t),下一仿真周期正弦波动功率为 P_s(t+1)，机组最大调节速率为R_g，如果P_s(t+1)-P_g(t)≤-R_gdt,则下一仿真周期机组功率 P_g(t+1)＝P_g(t)-R_gdt，否则下一仿真周期机组功率为：P_g(t+1)＝P_s(t+1)；

d、重复步骤b和步骤c，直至仿真到时间T结束；

e、计算机组功率积分和正弦波动功率积分根 据机组功率积分和正弦波动功率积分计算跟踪率：

5、以1/Tg为率波频率采用切比雪夫滤波器对所述目标联络线波动功率进行滤波，得 到高频分量和低频分量两部分；

6、求出目标联络线稳态传输极限。

1)将高频分量作为第一部分不可控分量；

2)将低频分量中幅值大于系统控制容量Psmax的部分作为第二部分不可控分量，将 其余部分作为可控分量；

3)将第一部分不可控分量和第二部分不可控分量叠加作为目标联络线波动中的不可 控总量；

4)将物理极限减去不可控总量，即可得到考虑系统调节速率下的联络线稳态传输极 限。

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，尽管 参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：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，而未脱离本发明精神和范围的任 何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。