一种确定风电一次调频备用的鲁棒优化调度方法和系统技术方案

本发明专利技术公开一种确定风电一次调频备用的鲁棒优化调度方法和系统，包括以下步骤：建立基于调速器爬坡率的同步发电机与风电机组一次调频备用约束；建立包含所述同步发电机与风电机组一次调频备用约束的二阶段经济优化鲁棒调度模型；筛选出日内风电出力场景集中的关键场景集，针对关键场景集求解所述鲁棒优化调度模型并确定风电一次调频备用。本发明专利技术提供的方法有效地降低了计算难度，能够更准确地制定一次调频备用策略。一次调频备用策略。一次调频备用策略。

【技术实现步骤摘要】
一种确定风电一次调频备用的鲁棒优化调度方法和系统


[0001]本专利技术属于电力系统
，尤其涉及一种确定风电一次调频备用的鲁棒优化调度方法和系统。

技术介绍

[0002]随着电力系统的快速发展以及全球范围内各国对环保要求的提高，以风电、光伏为代表的可再生能源发电越来越受到重视。值得注意的是电力系统中大量可再生能源的接入给系统频率稳定带来了挑战。以无法调度的风电为例，其对系统频率控制的影响主要体现在以下两点：(1)变流器使机组转子与电力系统频率解耦，即风电机组的机械功率和电力系统的电磁功率解耦，使风机不具备惯性响应的能力，且风电机组通常运行于最大功率跟踪模式下，无法预留一次调频备用；(2)风电大规模并网取代了部分具有调频能力的传统同步发电机组，当系统由于故障等原因产生频率波动时，风电机组惯量为0且无法提供备用，系统惯性响应能力和调频备用容量降低。
[0003]部分学者和工程专家提出了虚拟同步机技术，在含有电力电子变流器的电源控制器中引入模拟同步发电机转子运动方程和一次调频等环节，使采用该装置并网的新能源机组具有同步发电机并网运行的惯性、阻尼、调频和调压等特性。经过比较发现虚拟同步机技术相较于下垂控制而言，虚拟同步机技术可以提供更大的惯性和系统频率稳定性。因此，风电机组虚拟同步发电机在系统运行过程中有能力参与调频，研究风电机组参与电力系统一次调频响应，与系统中其它同步发电机组协调预留一次调频备用具有重要意义。

技术实现思路

[0004]为解决现有技术中的不足，本专利技术提供一种确定风电一次调频备用的鲁棒优化调度方法和系统，提出利用虚拟同步发电机技术使风电机组具有调频能力，通过鲁棒优化调度确定风电和电力系统中同步发电机组的一次调频备用，不仅充分利用了风电的调频能力，还提高了系统频率稳定性。
[0005]为了实现上述目标，本专利技术采用如下技术方案：一种确定风电一次调频备用的鲁棒优化调度方法，其特征在于，包括以下步骤：
[0006]筛选出日内风电出力场景集中的关键场景集；
[0007]针对日内风电出力关键场景集求解预先建立的二阶段经济优化鲁棒调度模型，得到日前基于风电预测期望值的传统同步发电机组出力、为应对日内风电出力与预测期望值存在的误差所留有的不平衡备用、日内传统同步发电机组再次调整的出力、日内风电机组与传统同步发电机组的一次调频备用容量、切负荷量；
[0008]所述二阶段经济优化鲁棒调度模型根据预先建立的基于调速器爬坡率的同步发电机一次调频备用约束和风电机组一次调频备用约束得到；
[0009]所述日内风电出力场景为日内风力发电机在预设时段内的有功输出功率的数据，日内风电出力场景集为若干组风力发电机在预设时段内的有功输出功率数据的集合；所述
日内风电出力关键场景集表示日内风电出力场景集中日内风电出力与日前预测偏差超过设定阈值的场景的集合。
[0010]前述的一种确定风电一次调频备用的鲁棒优化调度方法，其特征在于：所述基于调速器爬坡率的同步发电机一次调频备用约束，具体为：
[0011][0012][0013]其中：为传统同步发电机组i的一次调频备用，P
loss
为电力系统中机组故障导致的减少的有功出力，C
i
为同步发电机组i调速器爬坡率，M
H
为电力系统暂态时间常数，f0为电力系统初始正常运行频率，f
d
表示死区频率，f
M
表示调速器为最大爬坡率的情况下的电力系统频率最低点。
[0014]前述的一种确定风电一次调频备用的鲁棒优化调度方法，其特征在于：所述风电机组一次调频备用约束，具体为：
[0015][0016][0017]式中：为风电机组的一次调频备用，ε为风电机组有功出力可提高系数，P
N
为风电机组额定装机容量，C
W
为风电机组通过虚拟同步发电机组模拟后的调速器爬坡率，M
H
为电力系统暂态时间常数，f0为电力系统初始正常运行频率，f
d
表示死区频率，f
M
表示调速器为最大爬坡率的情况下的电力系统频率的最低点，P
loss
为电力系统中机组故障导致的减少的有功出力，和分别为实际风电出力和最大功率跟踪模式下的风电出力。
[0018]前述的一种确定风电一次调频备用的鲁棒优化调度方法，其特征在于：二阶段经济优化鲁棒调度模型，具体为：
[0019]第一阶段为日前经济优化调度，确立风电出力期望值下的传统同步发电机组出力和功率不平衡备用；第二阶段为日内阶段，以给定的风电出力场景集Ω中平衡成本最小为目标，日前风电出力以期望值来表示，为基本场景，以上标0表示，日内场景以上标s表示；
[0020]二阶段经济优化鲁棒调度模型目标函数具体如下：
[0021][0022]式中：T为调度时段，t＝1～T；N
G
、N
W
和N
B
分别为传统同步发电机组、风电机组和系统电力节点数量，i＝1～N
G
；k＝1～(N
G
+N
w
)；m＝1～N
B
；和分别为基本场景中t时段传统同步发电机组i有功出力以及功率不平衡上、下备用，单位MW；C
G,i
、和分别
为传统同步发电机组i有功出力成本、功率不平衡上备用成本和下备用成本系数；和为日内场景s下t时传统同步发电机组i有功出力在基本场景下机组出力的基础上的上、下调整值；为日内场景s下t时传统同步发电机组或风电机组k的一次备用，为传统同步发电机组或风电机组k的一次备用成本系数；为t时刻电力系统节点m的切负荷量，C
L,m
为电力系统节点m切负荷成本系数；
[0023]日前调度以风电出力预测期望值作为基本场景，寻找传统同步发电机组出力和不平衡备用成本最小的调度策略，调度约束如下：
[0024][0025][0026][0027][0028][0029][0030][0031]式中：i∈m、w∈m和l∈m分别表示与电力系统节点m相连的传统同步发电机组i、风电机组w和线路l；为基本场景下t时风电机组w期望出力；P
L,m,t
为t时电力系统节点m上负荷；为基本场景下t时连接电力系统节点m、n的线路l的传输功率；和分别为基本场景下t时电力系统节点m、n的相角；x
mn
为连接电力系统节点m、n的线路的电抗；和P
G,i
分别为传统同步发电机组i出力上、下限；为基本场景中t-1时段传统同步发电机组i有功出力；R
U,i
和R
D,i
分别为传统同步发电机组i爬坡的上限和下限；和P
lmn
分别为连接电力系统节点m、n的线路l的传输功率的上、下限；和分别为t时段传统同步发电机组i功率不平衡上、下备用的下限；
[0032]电力系统日内运行时针对风电出力场景集Ω中本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种确定风电一次调频备用的鲁棒优化调度方法，其特征在于，包括以下步骤：筛选出日内风电出力场景集中的关键场景集；针对日内风电出力关键场景集求解预先建立的二阶段经济优化鲁棒调度模型，得到日前基于风电预测期望值的传统同步发电机组出力、为应对日内风电出力与预测期望值存在的误差所留有的不平衡备用、日内传统同步发电机组再次调整的出力、日内风电机组与传统同步发电机组的一次调频备用容量、切负荷量；所述二阶段经济优化鲁棒调度模型根据预先建立的基于调速器爬坡率的同步发电机一次调频备用约束和风电机组一次调频备用约束得到；所述日内风电出力场景为日内风力发电机在预设时段内的有功输出功率的数据，日内风电出力场景集为若干组风力发电机在预设时段内的有功输出功率数据的集合；所述日内风电出力关键场景集表示日内风电出力场景集中日内风电出力与日前预测偏差超过设定阈值的场景的集合。2.根据权利要求1所述的一种确定风电一次调频备用的鲁棒优化调度方法，其特征在于：所述基于调速器爬坡率的同步发电机一次调频备用约束，具体为：于：所述基于调速器爬坡率的同步发电机一次调频备用约束，具体为：其中：为传统同步发电机组i的一次调频备用，P
loss
为电力系统中机组故障导致的减少的有功出力，C
i
为同步发电机组i调速器爬坡率，M
H
为电力系统暂态时间常数，f0为电力系统初始正常运行频率，f
d
表示死区频率，f
M
表示调速器为最大爬坡率的情况下的电力系统频率最低点。3.根据权利要求1所述的一种确定风电一次调频备用的鲁棒优化调度方法，其特征在于：所述风电机组一次调频备用约束，具体为：于：所述风电机组一次调频备用约束，具体为：式中：为风电机组的一次调频备用，ε为风电机组有功出力可提高系数，P
N
为风电机组额定装机容量，C
W
为风电机组通过虚拟同步发电机组模拟后的调速器爬坡率，M
H
为电力系统暂态时间常数，f0为电力系统初始正常运行频率，f
d
表示死区频率，f
M
表示调速器为最大爬坡率的情况下的电力系统频率的最低点，P
loss
为电力系统中机组故障导致的减少的有功出力，和分别为实际风电出力和最大功率跟踪模式下的风电出力。4.根据权利要求1所述的一种确定风电一次调频备用的鲁棒优化调度方法，其特征在于：二阶段经济优化鲁棒调度模型，具体为：第一阶段为日前经济优化调度，确立风电出力期望值下的传统同步发电机组出力和功率不平衡备用；第二阶段为日内阶段，以给定的风电出力场景集Ω中平衡成本最小为目标，
日前风电出力以期望值来表示，为基本场景，以上标0表示，日内场景以上标s表示；二阶段经济优化鲁棒调度模型目标函数具体如下：式中：T为调度时段，t＝1～T；N
G
、N
W
和N
B
分别为传统同步发电机组、风电机组和系统电力节点数量，i＝1～N
G
；k＝1～(N
G
+N
w
)；m＝1～N
B
；和分别为基本场景中t时段传统同步发电机组i有功出力以及功率不平衡上、下备用，单位MW；C
G,i
、和分别为传统同步发电机组i有功出力成本、功率不平衡上备用成本和下备用成本系数；和为日内场景s下t时传统同步发电机组i有功出力在基本场景下机组出力的基础上的上、下调整值；为日内场景s下t时传统同步发电机组或风电机组k的一次备用，为传统同步发电机组或风电机组k的一次备用成本系数；为t时刻电力系统节点m的切负荷量，C
L,m
为电力系统节点m切负荷成本系数；日前调度以风电出力预测期望值作为基本场景，寻找传统同步发电机组出力和不平衡备用成本最小的调度策略，调度约束如下：备用成本最小的调度策略，调度约束如下：备用成本最小的调度策略，调度约束如下：备用成本最小的调度策略，调度约束如下：备用成本最小的调度策略，调度约束如下：备用成本最小的调度策略，调度约束如下：备用成本最小的调度策略，调度约束如下：式中：i∈m、w∈m和l∈m分别表示与电力系统节点m相连的传统同步发电机组i、风电机组w和线路l；为基本场景下t时风电机组w期望出力；P
L,m,t
为t时电力系统节点m上负荷；为基本场景下t时连接电力系统节点m、n的线路l的传输功率；和分别为基本场景下t时电力系统节点m、n的相角；x
mn
为连接电力系统节点m、n的线路的电抗；和P
G,i
分别为传统同步发电机组i出力上、下限；为基本场景中t-1时段传统同步发电机组i有
功出力；R
U,i
和R
D,i
分别为传统同步发电机组i爬坡的上限和下限；和P
lmn
分别为连接电力系统节点m、n的线路l的传输功率的上、下限；和分别为t时段传统同步发电机组i功率不平衡上、下备用的下限；电力系统日内运行时针对风电出力场景集Ω中每个场景进行同步发电机组出力调整，并寻找最严重场景调节成本，最严重场景表示该场景下优化调度成本最高，其对应的约束如下：如下：如下：如下：如下：如下：如下：如下：如下：如下：式中：s表示风电出力场景集Ω中第s个场景，s对应的场景总数为风电出力场景集中的场景个数；为第s个日内场景t时风电机组w实际出力；表示t时电力系统节点m上切负荷；为最大可切负荷；表示第s个日内场景t时刻传统同步发...

【专利技术属性】
技术研发人员：吕振华，孙蓉，陈兵，史明明，邵剑，袁晓冬，李强，韩华春，柳丹，杨雄，吴楠，费骏韬，罗珊珊，张宸宇，唐伟佳，方鑫，孙健，陈雯佳，葛雪峰，
申请(专利权)人：国家电网有限公司国网江苏省电力有限公司江苏省电力试验研究院有限公司，
类型：发明
国别省市：