本發(fā)明涉及一種含可控串聯(lián)補償裝置的源網(wǎng)協(xié)同調(diào)度方法，屬于電氣工程技術(shù)領(lǐng)域。

背景技術(shù)：

隨著電網(wǎng)中風電、光伏等被動形式的源日趨增加，以及電力負荷形式多元化發(fā)展，電力系統(tǒng)源荷實時平衡受到威脅，給傳統(tǒng)的僅由主動的電源(同步發(fā)電機組)跟蹤被動的電源和負荷的電網(wǎng)經(jīng)濟調(diào)度方式面臨挑戰(zhàn)。由此，如何挖掘電力系統(tǒng)中的主動因素以促進新形勢下源荷平衡經(jīng)濟決策是當前急需解決的問題。儲能系統(tǒng)在一定條件下既能充當負荷從電網(wǎng)中充電，又可以充當電源向電網(wǎng)中放電，因而具有一定的主動性，而其效用得以最大化發(fā)揮的前提是對其在限定的運行條件下的優(yōu)化調(diào)度決策。

傳統(tǒng)的調(diào)度是在電網(wǎng)結(jié)構(gòu)參數(shù)不變的前提下進行的研究，尚無計及電網(wǎng)結(jié)構(gòu)運行方式變化等主動因素的影響，因而具有一定的保守性。特別是隨著串聯(lián)補償裝置等潮流控制設(shè)備的引入，上述做法的保守性就愈加明顯。由此，需要在調(diào)度中對電網(wǎng)結(jié)構(gòu)參數(shù)的主動性也進行優(yōu)化決策，才能實現(xiàn)源荷平衡安全條件下的電網(wǎng)運行的經(jīng)濟最優(yōu)。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

針對上述不足，本發(fā)明提供了一種含可控串聯(lián)補償裝置的源網(wǎng)協(xié)同調(diào)度方法，其適應(yīng)于大規(guī)模風電并網(wǎng)背景下風儲共存于電網(wǎng)的經(jīng)濟調(diào)度。

本發(fā)明解決其技術(shù)問題采取的技術(shù)方案是：一種含可控串聯(lián)補償裝置的源網(wǎng)協(xié)同調(diào)度方法，它包括以下步驟：

步驟1：給定相關(guān)計算參數(shù)；

步驟2：對可控串聯(lián)補償裝置的運行方式進行建模；

步驟3：進行優(yōu)化模型的構(gòu)建，優(yōu)化模型以電力系統(tǒng)發(fā)電成本和棄風電成本之和最小為目標并包括多個約束條件；

步驟4：對優(yōu)化模型進行簡化處理并采用混合整數(shù)二次規(guī)劃法進行求解，得到最終的源網(wǎng)協(xié)同調(diào)度方案。

進一步地，所述相關(guān)計算參數(shù)包括常規(guī)發(fā)電機組的成本系數(shù)及出力上下限，輸電支路的阻抗及容量參數(shù)，串聯(lián)補償裝置的控制參數(shù)，儲能系統(tǒng)的運行參數(shù)，電力系統(tǒng)的負荷和風電功率。

進一步地，在步驟2中，可控串聯(lián)補償裝置的運行方式表示為：

式中，pl,ij為可控串聯(lián)補償裝置所在支路l傳輸?shù)挠泄β剩涫啄┕?jié)點分別為節(jié)點i和節(jié)點j；bl為含可控串聯(lián)補償裝置的支路l電納；θi為節(jié)點i電壓相角；αl為可控串聯(lián)補償裝置控制的支路l的電納變化比例系數(shù)，和分別為其電納變化比例系數(shù)上下限；為可控串聯(lián)補償裝置控制的支路l在時段t的電納變化比例系數(shù)，ntc表示含可控串聯(lián)補償裝置的支路集合，nt為時段集合。

進一步地，在步驟3中，優(yōu)化模型中目標函數(shù)表達式為：

式中，nt為時段集合；為常規(guī)機組g在時段t輸出功率基點；cg(·)為機組g的發(fā)電成本二次特性函數(shù)，其表達式為其中ag、bg和cg為常規(guī)發(fā)電機組成本系數(shù)；表示風電場w在時段t的棄風電量，為其棄風電成本特性系數(shù)。

進一步地，在步驟3中，優(yōu)化模型包括以下約束條件：

1)輸出功率基點的潮流約束：

式中，為時段t支路l的傳輸功率；ns，i和ne，i分別為以節(jié)點i為首、末端節(jié)點的傳輸支路集合；nw,i和nd,i分別表示節(jié)點i上的風電場集合和負荷集合；和分別表示儲能系統(tǒng)s在t時段的充放電功率；

2)常規(guī)發(fā)電機組有功功率范圍約束：

式中，和分別為常規(guī)發(fā)電機組g輸出有功功率上下限，ng為常規(guī)發(fā)電機組集合；

3)常規(guī)發(fā)電機組功率爬坡約束：

式中，rg為發(fā)電機組輸出功率最大調(diào)整速率，δτ為時段長度，表示初始時段發(fā)電機組g輸出的有功功率，ng為常規(guī)發(fā)電機組集合；

4)儲能系統(tǒng)運行范圍約束

式中，和分別表示儲能系統(tǒng)s在t時段的充放電功率；和分別為儲能系統(tǒng)s充放電功率上限值；二進制變量的引入是為了保證儲能系統(tǒng)在同一時間內(nèi)不能同時充放電；表示儲能系統(tǒng)s在t時段的電量；和分別表示儲能系統(tǒng)s運行時允許的電量上下限；ηs,c和ηs,d分別為儲能系統(tǒng)s的充電效率、放電效率；表示儲能系統(tǒng)最后時段期望電量值，ns為儲能系統(tǒng)集合，nt為時段集合；

5)電網(wǎng)功率傳輸安全約束

式中，為可控串聯(lián)補償裝置所在支路l在時段t傳輸?shù)挠泄β剩?imgfile="bda0001335020450000048.gif"wi="94"he="62"img-content="drawing"img-format="gif"orientation="portrait"inline="no"/>為輸電支路l最大傳輸容量，ntl為常規(guī)輸電支路集合，nl為所有輸電支路集合，即nl＝{ntl∪ntc}；bl為輸電支路l電納；為負荷時段t節(jié)點i電壓相角，ntc表示含可控串聯(lián)補償裝置的支路集合，nt為時段集合；

6)電壓相角約束

式中，下標n標記參考節(jié)點；表示參考節(jié)點在時段t的電壓相角；表示節(jié)點i在時段t的電壓相角；nb表示節(jié)點集合；

7)棄風電約束

式中，表示風電場w在時段t的棄風電量，nw表示風電場集合，nt為時段集合。

進一步地，在步驟4中，對優(yōu)化模型進行簡化處理的過程就是首先將優(yōu)化模型中的非線性約束進行處理，然后將優(yōu)化模型轉(zhuǎn)換為混合整數(shù)二次規(guī)劃模型。

進一步地，將優(yōu)化模型中的非線性約束進行處理的過程就將式(1)和式(2)轉(zhuǎn)換為以下表達形式：

式中，為可控串聯(lián)補償裝置所在支路l在時段t傳輸?shù)挠泄β?，ntc表示含可控串聯(lián)補償裝置的支路集合，nt為時段集合。

本發(fā)明的上述技術(shù)方案的有益效果如下：

本發(fā)明首先給定相關(guān)計算參數(shù)，其次對可控串聯(lián)補償裝置的運行方式進行建模，然后進行優(yōu)化模型的構(gòu)建，最后對優(yōu)化模型進行簡化處理并采用混合整數(shù)規(guī)劃法進行求解，得到最終的源網(wǎng)協(xié)同調(diào)度方案，不僅考慮串聯(lián)補償裝置的潮流控制作用，又能考慮常規(guī)發(fā)電機組和儲能系統(tǒng)參與源荷平衡的主動調(diào)節(jié)能力，將潮流控制設(shè)備和儲能系統(tǒng)等的可控性納入電網(wǎng)經(jīng)濟調(diào)度決策，構(gòu)建風儲共存于電網(wǎng)的源網(wǎng)協(xié)同調(diào)度模型，用于決策限定安全約束水平下的經(jīng)濟運行方式。本發(fā)明適應(yīng)于大規(guī)模風電并網(wǎng)背景下風儲共存于電網(wǎng)的經(jīng)濟調(diào)度，可用于潮流控制設(shè)備與電源運行方式的協(xié)調(diào)決策，本發(fā)明與傳統(tǒng)的調(diào)度方法相比，能夠在保證電網(wǎng)運行安全的前提下增強對節(jié)點注入風電、負荷等波動性的消納，提高電網(wǎng)運行的經(jīng)濟效益。

本發(fā)明可以考慮風電、負荷功率的波動情況，又能考慮系統(tǒng)自動的頻率調(diào)節(jié)以及常規(guī)發(fā)電機組的二次備用響應(yīng)機制，在保證不確定性下電網(wǎng)安全約束前提下決策常規(guī)發(fā)電機組基點功率和參與因子，實現(xiàn)調(diào)度與控制的有機銜接，不僅可用于潮流控制設(shè)備與電源運行方式的協(xié)調(diào)決策，能夠提高系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性；而且可有效減少棄風電量，能提高系統(tǒng)運行的安全性。

附圖說明

圖1為本發(fā)明實施例提供的一種含可控串聯(lián)補償裝置的源網(wǎng)協(xié)同調(diào)度方法的方法流程圖。

具體實施方式

為能清楚說明本方案的技術(shù)特點，下面通過具體實施方式并結(jié)合其附圖對本發(fā)明進行詳細闡述。下文的公開提供了許多不同的實施例或例子用來實現(xiàn)本發(fā)明的不同結(jié)構(gòu)。為了簡化本發(fā)明的公開，下文中對特定例子的部件和設(shè)置進行描述。此外，本發(fā)明可以在不同例子中重復參考數(shù)字和/或字母。這種重復是為了簡化和清楚的目的，其本身不指示所討論各種實施例和/或設(shè)置之間的關(guān)系。應(yīng)當注意，在附圖中所圖示的部件不一定按比例繪制。本發(fā)明省略了對公知組件和處理技術(shù)及工藝的描述以避免不必要地限制本發(fā)明。

由圖1可知，本發(fā)明實施例中的一種含可控串聯(lián)補償裝置的源網(wǎng)協(xié)同調(diào)度方法，可以考慮風電、負荷功率的波動情況，又能考慮系統(tǒng)自動的頻率調(diào)節(jié)以及常規(guī)發(fā)電機組的二次備用響應(yīng)機制，在保證不確定性下電網(wǎng)安全約束前提下決策常規(guī)發(fā)電機組基點功率和參與因子，實現(xiàn)調(diào)度與控制的有機銜接，它具體包括如下四個步驟：

步驟1：給定相關(guān)計算參數(shù)。所述相關(guān)計算參數(shù)包括常規(guī)發(fā)電機組的成本系數(shù)及出力上下限，輸電支路的阻抗及容量參數(shù)，串聯(lián)補償裝置的控制參數(shù)，儲能系統(tǒng)的運行參數(shù)，電力系統(tǒng)的負荷和風電功率。

步驟2：對可控串聯(lián)補償裝置的運行方式進行建模?？煽卮?lián)補償裝置(潮流控制設(shè)備)的運行方式表示為：

式中，pl,ij為可控串聯(lián)補償裝置所在支路l傳輸?shù)挠泄β剩涫啄┕?jié)點分別為節(jié)點i和節(jié)點j；bl為含可控串聯(lián)補償裝置的支路l電納；θi為節(jié)點i電壓相角；αl為可控串聯(lián)補償裝置控制的支路l的電納變化比例系數(shù)，和分別為其電納變化比例系數(shù)上下限；為可控串聯(lián)補償裝置控制的支路l在時段t的電納變化比例系數(shù)，ntc表示含可控串聯(lián)補償裝置的支路集合，nt為時段集合。

步驟3：進行優(yōu)化模型的構(gòu)建，優(yōu)化模型以電力系統(tǒng)發(fā)電成本和棄風電成本之和最小為目標并包括多個約束條件。

優(yōu)化模型中目標函數(shù)表達式為：

式中，nt為時段集合；為常規(guī)機組g在時段t輸出功率基點；cg(·)為機組g的發(fā)電成本二次特性函數(shù)，其表達式為其中ag、bg和cg為常規(guī)發(fā)電機組成本系數(shù)；表示風電場w在時段t的棄風電量，為其棄風電成本特性系數(shù)。

優(yōu)化模型主要包括以下七種約束條件：

1)輸出功率基點的潮流約束：

式中，為時段t支路l的傳輸功率；ns,i和ne,i分別為以節(jié)點i為首、末端節(jié)點的傳輸支路集合；nw,i和nd,i分別表示節(jié)點i上的風電場集合和負荷集合；和分別表示儲能系統(tǒng)s在t時段的充放電功率；

2)常規(guī)發(fā)電機組有功功率范圍約束：

式中，和分別為常規(guī)發(fā)電機組g輸出有功功率上下限，ng為常規(guī)發(fā)電機組集合；

3)常規(guī)發(fā)電機組功率爬坡約束：

式中，rg為發(fā)電機組輸出功率最大調(diào)整速率，δτ為時段長度，表示初始時段發(fā)電機組g輸出的有功功率，ng為常規(guī)發(fā)電機組集合；

4)儲能系統(tǒng)運行范圍約束

式中，和分別表示儲能系統(tǒng)s在t時段的充放電功率；和分別為儲能系統(tǒng)s充放電功率上限值；二進制變量的引入是為了保證儲能系統(tǒng)在同一時間內(nèi)不能同時充放電；表示儲能系統(tǒng)s在t時段的電量；和分別表示儲能系統(tǒng)s運行時允許的電量上下限；ηs,c和ηs,d分別為儲能系統(tǒng)s的充電效率、放電效率；表示儲能系統(tǒng)最后時段期望電量值，ns為儲能系統(tǒng)集合，nt為時段集合；

5)電網(wǎng)功率傳輸安全約束

式中，為可控串聯(lián)補償裝置所在支路l在時段t傳輸?shù)挠泄β剩?imgfile="bda00013350204500000817.gif"wi="94"he="63"img-content="drawing"img-format="gif"orientation="portrait"inline="no"/>為輸電支路l最大傳輸容量，ntl為常規(guī)輸電支路集合，nl為所有輸電支路集合，即nl＝{ntl∪ntc}；bl為輸電支路l電納；為負荷時段t節(jié)點i電壓相角，ntc表示含可控串聯(lián)補償裝置的支路集合，nt為時段集合；

6)電壓相角約束

式中，下標n標記參考節(jié)點；表示參考節(jié)點在時段t的電壓相角；表示節(jié)點i在時段t的電壓相角；nb表示節(jié)點集合；

7)棄風電約束

式中，表示風電場w在時段t的棄風電量，nw表示風電場集合，nt為時段集合。

步驟4：對優(yōu)化模型進行簡化處理并采用混合整數(shù)規(guī)劃法進行求解，得到最終的源網(wǎng)協(xié)同調(diào)度方案。

對優(yōu)化模型進行簡化處理的過程就是首先將優(yōu)化模型中的非線性約束進行處理，然后將優(yōu)化模型轉(zhuǎn)換為混合整數(shù)二次規(guī)劃模型。將優(yōu)化模型中的非線性約束進行處理的過程就將式(1)和式(2)轉(zhuǎn)換為以下表達形式：

式中，為可控串聯(lián)補償裝置所在支路l在時段t傳輸?shù)挠泄β剩琻tc表示含可控串聯(lián)補償裝置的支路集合，nt為時段集合。

本發(fā)明首先給定相關(guān)計算參數(shù)，其次對可控串聯(lián)補償裝置的運行方式進行建模，然后進行優(yōu)化模型的構(gòu)建，最后對優(yōu)化模型進行簡化處理并采用混合整數(shù)二次規(guī)劃法進行求解，得到最終的源網(wǎng)協(xié)同調(diào)度方案，不僅考慮串聯(lián)補償裝置的潮流控制作用，又能考慮常規(guī)發(fā)電機組和儲能系統(tǒng)參與源荷平衡的主動調(diào)節(jié)能力，將潮流控制設(shè)備和儲能系統(tǒng)等的可控性納入電網(wǎng)經(jīng)濟調(diào)度決策，構(gòu)建風儲共存于電網(wǎng)的源網(wǎng)協(xié)同調(diào)度模型，用于決策限定安全約束水平下的經(jīng)濟運行方式。本發(fā)明適應(yīng)于大規(guī)模風電并網(wǎng)背景下風儲共存于電網(wǎng)的經(jīng)濟調(diào)度，可用于潮流控制設(shè)備與電源運行方式的協(xié)調(diào)決策，本發(fā)明與傳統(tǒng)的調(diào)度方法相比，能夠在保證電網(wǎng)運行安全的前提下增強對節(jié)點注入風電、負荷等波動性的消納，提高電網(wǎng)運行的經(jīng)濟效益。

此外，本發(fā)明的應(yīng)用范圍不局限于說明書中描述的特定實施例的工藝、機構(gòu)、制造、物質(zhì)組成、手段、方法及步驟。從本發(fā)明的公開內(nèi)容，作為本領(lǐng)域的普通技術(shù)人員將容易地理解，對于目前已存在或者以后即將開發(fā)出的工藝、機構(gòu)、制造、物質(zhì)組成、手段、方法或步驟，其中它們執(zhí)行與本發(fā)明描述的對應(yīng)實施例大體相同的功能或者獲得大體相同的結(jié)果，依照本發(fā)明可以對它們進行應(yīng)用。因此，本發(fā)明所附權(quán)利要求旨在將這些工藝、機構(gòu)、制造、物質(zhì)組成、手段、方法或步驟包含在其保護范圍內(nèi)。