一种风电基地外送系统的直流功率曲线确定方法技术方案

本发明专利技术提供了一种风电基地外送系统的直流功率曲线确定方法，该方法考虑了风电功率波动、直流送受端电网调节能力和调节成本、直流受端电网对直流输送电力的需求、直流利用小时数等因素，同时结合风电功率的长期预测、中期预测、短期预测、超短期预测结果，以及电网长期发电计划、中期发电计划、短期发电计划、超短期发电计划，给出考虑多因素及不同时间尺度的直流功率曲线确定方法，克服了现有技术中常规直流功率安排的缺点，灵活给定直流功率定值，合理安排直流功率曲线，充分利用送受端电网的调节资源及互补调节特性，使直流送受端电网同时参与风电功率波动的调节，扩大风电消纳范围，提高风电消纳能力。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及一种电力系统自动化领域的方法，具体讲涉及一种风电基地外送系统的直流功率曲线确定方法。
技术介绍
人们对电能的应用和认识是首先从直流开始的。法国物理学家和电气技师M.德普勒于1882年将装设在米斯巴赫煤矿中的3马力直流发电机所发的电能，以1500～2000伏直流电压，送到了57公里以外的慕尼黑国际博览会上，完成了第一次输电试验。此后在20世纪初，试验性的直流输电的电压、功率和距离分别达到过125千伏、20兆瓦和225公里。但由于采用直流发电机串联获得高压直流电源，受端电动机也是用串联方式运行，不但高压大容量直流电机的换向困难而受到限制，串联运行的方式也比较复杂，可靠性差，因此直流输电在近半个世纪的时期里没有得到进一步发展。在20世纪30～50年代，人们探索用各种器件构成换流器作为直流高电压电源，以替代直流发电机，从而研制了可控汞弧阀换流器，为发展高压大功率直流输电开辟了道路。1954年瑞典本土和哥德兰岛之间建成一条96公里长的海底电缆直流输电线，直流电压为±100千伏，传输功率为20兆瓦，是世界上第一条工业性的高压直流输电线，自果特兰岛直流输电工程建成以来，直流输电又重新被人们所重视并迅速崛起。50年代后期可控硅整流元件的出现，为换流设备的制造开辟了新的途径。20世纪70年代，随着可控硅技术的突飞猛进的发展，高压直流输电的技术优势也日趋明显。30年来，随着电力电子技术的进步，直流输电有了新的发展。到80年代世界上已投入运行的直流输电工程共有近30项，总输送容量约2万兆瓦，最长的输送距离超过1千公里。由于能源与负荷存在分布极不均匀的问题，一次能源资源主要分布在人口密度低、用能需求小、经济欠发达的西南、西北和北部边远地区。负荷主要集中在东中部经济发达地区。根据预测，未来这一现状仍将持续，中国电力流向仍将呈现大规模西电东送和北电南送的总体格局。而根据直流输电的技术特点，未来直流输电将定位于中国大型能源基地的远距离、大容量外送，如西南水电基地、西北及新疆等煤电、风电基地和跨国电力均可通过直流输送。目前，中国已建成投运的直流工程，其功率安排一般按二段式功率曲线或恒定功率的方式安排，当送端电网含有大规模风电时，这一方式安排需要送端电网独自承担风电功率波动引起的调峰、调频等压力，当直流送端电网风电装机规模较大时，往往因直流送端电网调节能力有限而引起弃风现象，造成经济损失，直流功率的此种安排方式不能充分利用直流送受
端电网的互补调节特性及受端电网的调节能力，不能适应大规模风电的发展外送。现有技术中，常规直流功率安排一般按照恒定功率的方式或二段式功率曲线的方式，此种方式适合输送功率比较平稳的常规电源，当直流送端电网包含较大规模的风电时，由于风电一般分布在远离负荷中心的偏远地区，其所在的区域电网消纳能力有限，一般需要通过直流将风电远距离输送到负荷中心地区，而由于送端电网较为薄弱且调节能力有限，因此，当风电规模较大时，往往送端电网调节能力不足，会引起大规模弃风现象，造成经济损失，不利于风电的消纳。一般负荷中心地区电网规模较大，且负荷中心地区与风电送端电网具有一定的互补调节特性，如季节差异、负荷特性差异以及电源结构差异等，现有的常规直流采用的功率安排方式不利于充分利用直流送受端电网的互补调节特性，不利于提高风电的消纳能力，在未来风电大规模发展的情况下，现有技术中的常规直流功率安排方式已不能适应电网发展的要求。因此，需要提供一种新型的风电基地外送系统中考虑多因素的直流功率曲线确定方法。
技术实现思路
为克服上述现有技术的不足，本专利技术提供一种风电基地外送系统的直流功率曲线确定方法。实现上述目的所采用的解决方案为：一种风电基地外送系统的直流功率曲线确定方法，所述方法包括以下：步骤1：判断风电场是否已有风电功率长期预测结果，若无则拟合风电场的历史数据，或根据风电场规划时所用的风电年发电量进行预测，获得风电场风电功率长期预测结果；步骤2：判断风电场是否已有风电功率中期预测结果，若无则拟合风电场的历史数据，或根据风电场规划时所用的风电年发电量进行预测，获得风电场风电功率中期预测结果；步骤3：根据所述风电功率长期预测结果和直流送受端电网长期发电计划，采用风电基地外送系统中直流功率安排方法确定直流功率长期预测曲线；步骤4：根据所述直流功率长期预测曲线，修正直流送受端电网中期发电计划；步骤5：根据所述风电功率中期预测结果和修正后的直流送受端电网中期发电计划，采用所述风电基地外送系统中直流功率安排方法确定直流功率中期预测曲线；步骤6：根据所述直流功率中期预测曲线，修正直流送受端电网短期发电计划；步骤7：根据风电功率短期预测结果和修正后的直流送受端电网短期发电计划，采用所述风电基地外送系统中直流功率安排方法确定直流功率短期预测曲线；步骤8：根据直流功率短期预测曲线，修正直流送受端电网超短期发电计划；步骤9：根据风电功率超短期预测结果和修正后的直流送受端电网超短期发电计划，采用所述风电基地外送系统中直流功率安排方法确定直流功率超短期预测曲线；步骤10：根据直流功率超短期预测曲线，修正直流送受端电网超短期发电计划，给出直流送受端电网发电机组出力基值。优选地，所述风电基地外送系统中直流功率安排方法包括以下步骤：I、确定直流按利用小时数折算成的功率PDE；II、比较风电功率Pw和直流受端电网对直流输送功率的需求Pr_need，若Pw＜Pr_need，则直接确定所述直流功率；否则判断风电功率调节的分配策略，确定所述直流功率；III、确定直流累积平均输送功率的更新值P′DA_average；IV、比较所述更新值P′DA_average和所述直流按利用小时数折算成的功率PDE，若P′DA_average＜PDE，则进入步骤V，否则进入步骤VI；V、按下式(1)确定所述直流功率后，再次更新所述直流累积平均输送功率，进入步骤VI；PD＝max(PD_min,min((Psc_up_limit+Pw),PDE,Pr_w_down_limit)) (1)式中，PD_min为直流最小输送功率，Psc_up_limit为送端电网常规电源向上输送能力，Pw为风电功率，PDE为直流按利用小时数折算成的功率，Pr_w_down_limit为直流受端电网对风电的向下调节能力；VI、比较所述直流功率PD和直流送端电网对风电的向下调节能力Ps_w_down_limit之和与风电功率Pw；若Pw＜PD+Ps_w_down_limit，则进入步骤VII，否则确定弃风量后进入步骤VII；VII、确定直流送端电网和受端电网分别需要为风电提供的调节容量；VIII、判断是否完成直流功率安排，若未完成，则更新至下一时刻，返回步骤II，完成则结束。优选地，所述步骤I中，按下式(2)确定所述直流按利用小时数折算成的功率：式中，PDN为直流额定功率，TDE为直流利用小时数。优选地，所述步骤II中，按下式(3)直接确定所述直流功率PD：PD＝max(PD_min,min((Psc_up_limit+Pw),Pr_need,PDN,Pr_w_down_limit)) (3)式中，PD_min为直流最小输送功率，Psc_up_limit为送端电网常规电源向上输送能力，本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种风电基地外送系统的直流功率曲线确定方法，其特征在于：所述方法包括以下：步骤1：判断风电场是否已有风电功率长期预测结果，若无则拟合风电场的历史数据，或根据风电场规划时所用的风电年发电量进行预测，获得风电场风电功率长期预测结果；步骤2：判断风电场是否已有风电功率中期预测结果，若无则拟合风电场的历史数据，或根据风电场规划时所用的风电年发电量进行预测，获得风电场风电功率中期预测结果；步骤3：根据所述风电功率长期预测结果和直流送受端电网长期发电计划，采用风电基地外送系统中直流功率安排方法确定直流功率长期预测曲线；步骤4：根据所述直流功率长期预测曲线，修正直流送受端电网中期发电计划；步骤5：根据所述风电功率中期预测结果和修正后的直流送受端电网中期发电计划，采用所述风电基地外送系统中直流功率安排方法确定直流功率中期预测曲线；步骤6：根据所述直流功率中期预测曲线，修正直流送受端电网短期发电计划；步骤7：根据风电功率短期预测结果和修正后的直流送受端电网短期发电计划，采用所述风电基地外送系统中直流功率安排方法确定直流功率短期预测曲线；步骤8：根据直流功率短期预测曲线，修正直流送受端电网超短期发电计划；步骤9：根据风电功率超短期预测结果和修正后的直流送受端电网超短期发电计划，采用所述风电基地外送系统中直流功率安排方法确定直流功率超短期预测曲线；步骤10：根据直流功率超短期预测曲线，修正直流送受端电网超短期发电计划，给出直流送受端电网发电机组出力基值。...

【技术特征摘要】
1.一种风电基地外送系统的直流功率曲线确定方法，其特征在于：所述方法包括以下：步骤1：判断风电场是否已有风电功率长期预测结果，若无则拟合风电场的历史数据，或根据风电场规划时所用的风电年发电量进行预测，获得风电场风电功率长期预测结果；步骤2：判断风电场是否已有风电功率中期预测结果，若无则拟合风电场的历史数据，或根据风电场规划时所用的风电年发电量进行预测，获得风电场风电功率中期预测结果；步骤3：根据所述风电功率长期预测结果和直流送受端电网长期发电计划，采用风电基地外送系统中直流功率安排方法确定直流功率长期预测曲线；步骤4：根据所述直流功率长期预测曲线，修正直流送受端电网中期发电计划；步骤5：根据所述风电功率中期预测结果和修正后的直流送受端电网中期发电计划，采用所述风电基地外送系统中直流功率安排方法确定直流功率中期预测曲线；步骤6：根据所述直流功率中期预测曲线，修正直流送受端电网短期发电计划；步骤7：根据风电功率短期预测结果和修正后的直流送受端电网短期发电计划，采用所述风电基地外送系统中直流功率安排方法确定直流功率短期预测曲线；步骤8：根据直流功率短期预测曲线，修正直流送受端电网超短期发电计划；步骤9：根据风电功率超短期预测结果和修正后的直流送受端电网超短期发电计划，采用所述风电基地外送系统中直流功率安排方法确定直流功率超短期预测曲线；步骤10：根据直流功率超短期预测曲线，修正直流送受端电网超短期发电计划，给出直流送受端电网发电机组出力基值。2.如权利要求1所述的方法，其特征在于：所述风电基地外送系统中直流功率安排方法包括以下步骤：I、确定直流按利用小时数折算成的功率PDE；II、比较风电功率Pw和直流受端电网对直流输送功率的需求Pr_need，若Pw＜Pr_need，则直接确定所述直流功率；否则判断风电功率调节的分配策略，确定所述直流功率；III、确定直流累积平均输送功率的更新值P′DA_average；IV、比较所述更新值P′DA_average和所述直流按利用小时数折算成的功率PDE，若P′PA_average＜PDE，则进入步骤V，否则进入步骤VI；V、按下式(1)确定所述直流功率后，再次更新所述直流累积平均输送功率，进入步骤VI；PD＝max(PD_min,min((Psc_up_limit+Pw),PDE,Pr_w_down_limit)) (1) 式中，PD_min为直流最小输送功率，Psc_up_limit为送端电网常规电源向上输送能力，Pw为风电功率，PDE为直流按利用小时数折算成的功率，Pr_w_down_limit为直流受端电网对风电的向下调节能力；VI、比较所述直流功率PD和直流送端电网对风电的向下调节能力Ps_w_down_limit之和与风电功率Pw；若Pw＜PD+Ps_w_down_limit，则进入步骤VII，否则确定弃风量后进入步骤VII；VII、确定直流送端电网和受端电网分别需要为风电提供的调节容量；VIII、判断是否完成直流功率安排，若未完成，则更新至下一时刻，返回步骤II，完成则结束。3.如权利要求2所述的方法，其特征在于：所述步骤I中，按下式(2)确定所述直流按利用小时数折算成的功率：式中，PDN为直流额定功率，TDE为直流利用小时数。4.如权利要求2所述的方法，其特征在于：...

【专利技术属性】
技术研发人员：孙玉娇，郭剑波，周勤勇，范雪峰，夏懿，宋汶秦，张中丹，赵宇洋，徐慧慧，
申请(专利权)人：国家电网公司，中国电力科学研究院，国网甘肃省电力公司，
类型：发明
国别省市：北京;11