一种跟随风电功率波动调节的直流功率调整方法
【专利摘要】本发明提供了一种跟随风电功率波动调节的直流功率调整方法，所述方法包括以下步骤：I、运用直流功率曲线确定方法获得直流功率预测曲线，并修正直流送受端电网的发电计划；II、根据直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法调整直流功率。该方法能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。
【专利说明】
一种跟随风电功率波动调节的直流功率调整方法
技术领域
[0001 ] 本发明涉及一种电力系统自动化领域的方法，具体讲涉及一种跟随风电功率波动 调节的直流功率调整方法。
【背景技术】
[0002] 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。
[0003] 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。
[0004] 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。
[0005] 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。
[0006] 因此，本发明提供了一种跟随风电功率波动调节的直流功率调整方法，该方法可 灵活给定直流功率定值，结合不同时间尺度的风电功率预测值接电力系统发电计划，合理 给定不同时间尺度的直流功率去心啊，不断细化直流功率曲线，并通过直流功率曲线的灵 活合理安排，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。
【发明内容】
[0007] 为克服上述现有技术的不足，本发明提供一种跟随风电功率波动调节的直流功率 调整方法。
[0008] 实现上述目的所采用的解决方案为：
[0009] 一种跟随风电功率波动调节的直流功率调整方法，所述方法包括以下步骤：
[0010] I、运用直流功率曲线确定方法获得直流功率预测曲线，并修正直流送受端电网的 发电计划；
[0011] II、根据直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法调整直流功率。
[0012] 优选地，所述直流功率曲线确定方法包括以下：
[0013] 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；
[0014] 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；
[0015] 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；
[0016] 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；
[0017] 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；
[0018] 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；
[0019] 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；
[0020] 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；
[0021] 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；
[0022] 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。
[0023] 优选地，所述风电基地外送系统中直流功率安排方法为：考虑风电功率波动、直流 送端电网调节能力和调节成本、直流受端电网调节能力和调节成本、直流受端电网对直流 输送电力的需求及直流利用小时数，结合风电功率的长期预测、中期预测、短期预测、超短 期预测的结果，结合电网长期发电计划、中期发电计划、短期发电计划、超短期发电计划，给 出不同时间尺度的直流功率安排的方法。
[0024] 优选地，所述直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法为：考虑直流送端电网 和受端电网调节能力、直流功率输送能力、直流功率分接开关调节能力和不同的调整策略， 通过直流送端电网和受端电网的风电紧急正旋转机组和紧急负旋转备用机组，及直流送端 电网和受端电网的AGC机组和直流功率的自动调整来调节直流送端电网的风电功率波动 的方法。
[0025] 与现有技术相比，本发明提供的方案具有以下优异效果：
[0026] 本发明提供的方法中，利用一种风电基地外送系统的直流功率曲线确定方法，给 出考虑多时间尺度、综合多因素的直流功率曲线安排，通过逐步细化、灵活合理安排直流功 率曲线，有效扩大风电功率波动的调节范围，提高风电消纳能力。在此基础上，提出一种直 流功率跟随风电功率波动的实时调整方法，利用直流送受端电网风电紧急旋转备用机组调 整风电功率的大幅波动，利用直流送受端电网AGC机组实时调整直流功率的常规波动，以 此，通过直流功率的实时调节，使直流送受端电网同时参与风电功率波动的实时调节，应对 风电功率预测误差及风电功率的大幅实时随机波动。
[0027] 本发明所提方法中，直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法考虑了直流送受 端电网调节能力、直流输送功率限制、直流分接开关调节能力、不同的调整原则等因素，给 出的直流功率实时调整步骤实际可行且合理。在不同时间尺度直流功率曲线确定的情况 下，通过直流功率跟随风电功率波动的实时调整，有效处理风电功率预测误差及风电功率 的大幅随机波动，提尚电力系统运彳丁的安全稳定性。
[0028] 本发明提供的风电基地外送系统中直流功率曲线确定方法，可以在实际电力系统 调度运行部门中应用。通过直流功率曲线的灵活安排，可以有效地扩大风电功率波动的调 节范围，提高风电消纳能力。本发明中直流功率曲线的确定考虑了直流利用小时数限制、直 流送受端电网调节能力及调节成本限制、直流额定功率限制、直流受端电网电力需求限制 等因素，可保证所给出的直流功率曲线实际可行且合理。本发明中直流功率曲线的确定方 法考虑了多个时间尺度，可对直流功率曲线进行逐步细化，并将不同时间尺度的直流功率 曲线用于修正电力系统发电计划。
[0029] 本发明提供的方法，可以在实际电力系统调度运行部门中应用，可以有效扩大风 电功率波动的调节范围，提高风电消纳能力，提高电力系统运行的安全稳定性，所提方法还 可推广应用于光伏等其他间歇式电源直流外送系统中。
【附图说明】
[0030] 图1为本发明中风电基地外送系统中直流功率曲线确定方法流程图；
[0031] 图2为本发明中风电基地外送系统中直流功率安排方法流程图；
[0032] 图3为本实施例中风电直流外送系统；
[0033] 图4为本实施例中提供的典型日风电功率波动曲线、直流送受端电网对风电的向 下调节能力、直流受端电网对直流的电力输送需求曲线；
[0034] 图5为本实施例中长期直流功率安排曲线图；
[0035] 图6为本实施例中中期直流功率安排曲线图；
[0036] 图7为本实施例中超短期直流功率安排曲线图；
[0037] 图8为本发明中直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法流程图；
[0038] 图9为本发明中直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法中按直流送端电网 优先调节策略调整流程图；
[0039] 图10为本实施例中按直流送端电网优先调节策略得到的直流功率实时调整结果 曲线图；
[0040] 图11为本实施例中按直流送受端电网频率偏差实时调整策略得到的直流功率实 时调整结果曲线图；
[0041] 图12为本实施例中按直流送受端电网AGC机组调节能力调整策略得到的直流功 率实时调整结果曲线图；
[0042] 图13为本实施例中按直流送端电网优先调节策略且考虑直流分接开关调节能力 时得到的直流功率实时调整结果曲线图；
[0043] 图14为本实施例中按直流送受端电网频率偏差实时调整策略且考虑直流分接开 关调节能力时得到的直流功率实时调整结果曲线图；
[0044] 图15为本实施例中按直流送受端电网AGC机组调节能力调整策略且考虑直流分 接开关调节能力时得到的直流功率实时调整结果曲线图。
【具体实施方式】
[0045] 下面结合附图对本发明的【具体实施方式】做进一步的详细说明。
[0046] 本发明提供一种跟随风电功率波动调节的直流功率调整方法，该方法包括以下步 骤：
[0047] I、运用直流功率曲线确定方法获得直流功率预测曲线，并修正直流送端电网和受 端电网的发电计划；
[0048] II、根据直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法，实时调整直流功率。
[0049] 步骤I中，获得的直流功率预测曲线包括直流功率长期预测曲线、直流功率中期 预测曲线、直流功率短期预测曲线和直流功率超短期预测曲线。
[0050] 其中，长期可指一年内；中期可指一月内；短期可指72小时内，以1小时为间隔； 超短期可指4小时内，以15min为间隔。而各具体时长、间隔可根据实际应用系统其需要规 定，不应以此为固定数值。
[0051] 如图1所示，图1为本发明直流功率曲线确定方法流程图，步骤I中，直流功率曲 线确定方法包括以下：
[0052] 步骤一、获取相关参数；
[0053] 步骤二、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；
[0054] 步骤三、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；
[0055] 步骤四、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；
[0056] 步骤五、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；
[0057] 步骤六、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；
[0058] 步骤七、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；
[0059] 步骤八、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；
[0060] 步骤九、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；
[0061] 步骤十、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；
[0062] 步骤十一：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。所述直流送受端电网指直流送端电网和直流受端 电网。
[0063] 上述步骤一中，获取的相关参数包括：
[0064] 1、风电场规划用数据，具体包括风电年发电量等。
[0065] 2、风电场风电功率历史统计数据。新建风电场无该数据内容。
[0066] 3、风电功率长期预测结果，如风电场一年的发电量预测值。
[0067] 4、风电功率中期预测结果，如风电场一周或几个月的预测结果，以天为预测单位。
[0068] 5、风电功率短期预测结果，如风电场提前l_48h或72h的预测结果，以小时为预测 单位。
[0069] 6、风电功率超短期预测结果，如风电场提前几小时或几十分钟的预测结果，以15 分钟为预测单位。
[0070] 7、直流送受端电网长期发电计划，包括直流送端电网长期发电计划和直流受端电 网长期发电计划。
[0071] 8、直流送受端电网中期发电计划，包括直流送端电网中期发电计划和直流受端电 网中期发电计划。
[0072] 9、直流送受端电网短期发电计划，包括直流送端电网短期发电计划和直流受端电 网短期发电计划。
[0073] 10、直流送受端电网超短期发电计划，包括直流送端电网超短期发电计划和直流 受端电网超短期发电计划。
[0074] 上述参数中，若风电场风电功率历史统计数据不存在，则参考风电场规划用数据 为参考依据；若风电功率长期预测结果和风电功率中期预测结果参数不存在，则可根据风 电场规划用数据进行预测。
[0075] 如图2所示，图2为风电基地外送系统的直流功率安排方法流程图，步骤四、六、 八、十中所述风电基地外送系统中直流功率安排方法为：考虑风电功率波动、直流送端电网 调节能力和调节成本、直流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 的需求及直流利用小时数，结合风电功率的长期预测、中期预测、短期预测、超短期预测的 结果，结合电网长期发电计划、中期发电计划、短期发电计划、超短期发电计划，给出不同时 间尺度的直流功率安排的方法。
[0076] 包括以下步骤：
[0077] 步骤一、获取相关参数，包括：（1)直流额定功率PDN;
[0078] (2)直流最小输送功率PD__;
[0079] (3)直流累积运行时间TDA;
[0080] (4)直流累积输送电量Qda;
[0081] (5)直流利用小时数TDE;
[0082] (6)风电功率曲线（TW，PW);
[0083] (7)风电功率曲线时间范围内直流受端电网对直流输送功率的需求曲线（Tw，P。 need)，
[0084] (8)风电功率曲线时间范围内直流送端电网对风电的向下调节能力曲线（Tw，P s w_ down-limit^ ，
[0085] (9)风电功率曲线时间范围内直流受端电网对风电的向下调节能力曲线（Tw，Py_ down-limit^ ，
[0086] (10)风电功率曲线时间范围内直流送端电网对风电的调节成本Cs w d_;
[0087] (11)风电功率曲线时间范围内直流受端电网对风电的调节成本
[0088] (12)风电功率曲线时间范围内直流送端电网常规电源向上输送电力能力曲线 (T P ) ·*· sc_up_limit/ 〇
[0089] 步骤二、根据直流利用小时数，按下式确定所述直流按利用小时数折算成的功率 Pde:
[0090]
[0091] 式中，PDN为直流额定功率，T DE为直流利用小时数。
[0092] 直流利用小时数指直流年输送电量与直流额定功率的比值。需要说明的是，若直 流运行有利用小时数的要求则有这一约束，否则可去掉该约束，即设置利用小时数小于或 等于0即可。
[0093] 步骤三、比较风电功率？"和直流受端电网对直流输送功率的需求P^_d，若P w< P。 _d，则直接确定所述直流功率为送端电网常规电源向上输送能力与风电功率之和、受端电 网电力需求、直流额定功率、受端电网向下调节能力四个变量的最小值，且其不小于直流最 小输送功率；
[0094] 若Pw> P 则判断风电功率调节的分配策略，确定所述直流功率。
[0095] 步骤四、按下式确定直流累积平均输送功率的更新值P' DA avCT_:
[0096]
[0097] 式中，QDA为直流累积输送电量，T w为风电功率时间，P Dt为时间t的直流功率，Δ T 为时间差，TDA为直流累积运行时间。
[0098] 步骤五、比较所述更新值P' DA_avCTage和直流按利用小时数折算成的功率P DE;
[0099] 若 P DA_average< P DE，则进入步骤六；
[0100] 若PDE<P' DA av_，则进入步骤七。
[0101] 步骤六、首先，确定所述直流功率为直流送端电网常规电源向上输送能力与风电 功率之和、直流按利用小时数折算成的功率、直流受端电网向下调节能力三者的最小值，且 其不小于直流最小输送功率；然后，再次更新直流累积平均输送功率，确定所述直流累积平 均输送功率的更新值P DA_avCT_。即按下式确定直流功率：
[0102] PD - max (P D-min，min ((Psc-up-limit+Pw)，P DE，Pr-w-down-limit))
[0103] 式中，PD__为直流最小输送功率，P se up linilt为送端电网常规电源向上输送能力，P w 为风电功率，PDE为直流按利用小时数折算成的功率，P ^d__liniit为直流受端电网对风电的 向下调节能力；
[0104] 然后再次更新直流累积平均输送功率。按下式更新直流累积平均输送功率：
[0105]
[0106] 式中，QDA为直流累积输送电量，TW为风电功率时间，P Dt为时间t的直流功率，即时 间点 t 的 Pd - max (P D_min, min ((Psc_up_limit+Pw)，P DE, Pr_w_d__limit))，Δ T 为时间差，TdaA直流累 积运行时间。
[0107] 步骤七、比较步骤四、五、六完成后确定的所述直流功率PD和直流送端电网对风电 的向下调节能力p s_w_d_」imit之和与风电功率pw。
[0108] 若Pw< P D+Ps w d__linilt，则进入步骤八，否则按下式确定弃风量后进入步骤八；
[0109] abandoned P w (Pd+Ps-w-down-limit)
[oho] 式中，PD为直流功率，P w为风电功率，P s_w_dmm_linilt为直流送端电网对风电的向下调 节能力。
[0111] 步骤八、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；包括：
[0112] 按下式确定所述直流送端电网需要为风电提供的调节容量为：
[0113] Ps-w-d_= -min (max (P W-PD，0)，Ps_ w_down_limit^
[0114] 按下式确定所述受端电网需要为风电提供的调节容量为：
[0115] Pr_w d〇wn= -P D
[0116] 式中，PD为直流功率，P w为风电功率，P s w d__linilt为直流送端电网对风电的向下调 节能力。
[0117] 步骤九、判断是否完成直流功率安排，若未完成，则更新至下一时刻，否则返回步 骤二。
[0118] 对步骤三进一步说明，按下式确定直流功率：
[0119] PD - max (P D-min，min ((Psc-up-limit+Pw)，P r-need，PDN，Pr-w- down-limit))
[0120] 式中，PD__为直流最小输送功率，P se up linilt为送端电网常规电源向上输送能力，P w 为风电功率、为直流受端电网对直流输送功率的需求，P DN为直流额定功率，P ud__liniit 为直流受端电网对风电的向下调节能力。
[0121 ] 步骤三中，所述风电功率调节的分配策略包括：按风电优先通过直流输送、按直流 送受端电网调节能力成比例分配和按直流送受端电网调节成本成比例分配。
[0122] 1、若采用所述按风电优先通过直流输送策略，则确定直流功率为风电功率、直流 额定功率、直流受端电网向下调节能力三者的最小值，且同时不小于直流最小输送功率或 直流送端电网常规电源向上输送能力与风电功率之和。
[0123] 即按下式确定所述直流功率：
[0124] PD= max (min (P D-nin，Psc-up-linit+P w)，min (Pw，PDN，Pr-w-d咖- linit)))
[0125] 式中，PD__为直流最小输送功率，P se up linilt为送端电网常规电源向上输送能力，P w 为风电功率，PDN为直流额定功率，P ^d__liniit为直流受端电网对风电的向下调节能力；
[0126] 2、若采用所述按直流送受端电网调节能力成比例分配策略，则确定直流功率为风 电功率按送受端电网调节能力成比例分配的值、直流额定功率、直流受端电网向下调节能 力三者的最小值，且不小于直流最小输送功率或直流送端电网常规电源向上输送能力与风 电功率之和。
[0127] 即按下式确定所述直流功率：
[0128]
[0129] 式中，PD__为直流最小输送功率，P se up linilt为送端电网常规电源向上输送能力，P w 为风电功率，Ps w d__liniit为直流送端电网对风电的向下调节能力，P ^d__liniit为直流受端电 网对风电的向下调节能力，PDN为直流额定功率。
[0130] 3、若采用所述按直流送受端电网调节成本成比例分配策略，则确定直流功率为风 电功率按送受端电网调节成本成比例分配的值、直流额定功率、直流受端电网向下调节能 力三者的最小值，且不小于直流最小输送功率或直流送端电网常规电源向上输送能力与风 电功率之和。
[0131] 即按下式确定所述直流功率：
[0132]
[0133] 式中，PD__为直流最小输送功率，P se up linilt为送端电网常规电源向上输送能力，P w 为风电功率，Cswd_为直流送端电网对风电的调节成本，C^d_为直流受端电网对风电的 调节成本，P^ dmm_linilt为直流受端电网对风电的向下调节能力，P DN为直流额定功率。
[0134] 提供一具体实施例，分别说明采用按风电优先通过直流输送策略、按直流送受端 电网调节能力成比例分配策略、按直流送受端电网调节成本成比例分配策略的情况下，采 用本发明的方法确定直流功率的过程。
[0135] 首先，获取相关参数，包括：（1)直流额定功率PDN= 8000MW。
[0136] (2)直流最小输送功率PD__= 800MW。
[0137] (3)直流累积运行时间TDA= 0。
[0138] (4)直流累积输送电量QDA= 0。
[0139] (5)直流利用小时数TDE= 5500小时。
[0140] (6)风电功率曲线（Tw，Pw)，如图3、表1所示。
[0141] (7)风电功率曲线时间范围内直流受端电网对直流输送功率的需求，如图4、表1 所示。
[0142] (8)风电功率曲线时间范围内直流送端电网对风电的向下调节能力，如图4、表1 所示。
[0143] (9)风电功率曲线时间范围内直流受端电网对风电的向下调节能力，如图4、表1 所示。
[0144] (10)风电功率曲线时间范围内直流送端电网对风电的调节成本Cs w d_= 0. 3元 /kw. h〇
[0145] (11)风电功率曲线时间范围内直流受端电网对风电的调节成本(；_wd_= 0.4元 /kw. h〇
[0146] (12)风电功率曲线时间范围内直流送端电网常规电源向上输送电力能力，如图 3、表1所示。
[0147] 步骤二：计算直流按利用小时数折算成的功_
[0148] 步骤三：时刻0,风电功率？"2667丽，流受端电网对直流输送功率P^need 1600MW，比 较卩"和P r-need' Pw〉Pr-need0
[0149] 然后，分别对采用按风电优先通过直流输送策略、按直流送受端电网调节能力成 比例分配、按直流送受端电网调节成本成比例分配三种策略情况进行说明。
[0150] 情况一、按风电优先通过直流输送策略，采用本发明的方法，下续步骤如下：
[0151] 步骤四：考察分配策略为风电优先通过直流输送策略，计算直流功率
[0152] PD= max (min (P Djllin, Psc up_iinit+Pw), min (Pw, PDN, Pr w down_iinilt))
[0153] = max(min(800, 8000+2667), min(2667, 8000, 8000)) MW = 2667MW
[0154] 步骤五：计算直流累积平均输送功率的更新值：
[0155]
[0156] 步骤六：判断直流累积平均输送功率更新值小于直流按利用小时数折算成的功 率。则计算直流功率：
[0157] PD - max (P D-min, min ((Psc-up-limit+Pw)，P DE, Pr-w-down-limit))
[0158] = max(800, min ((8000+2667), 5022, 8000)) MW = 5022MW
[0159] 再，重新更新直流累积平均输送功率
[0160] t=i
[0161] 步骤七：判断 PD+Ps_w dmmJinilt= (5022+6000)MW > Pw= 2667MW，无需弃风。
[0162] 步骤八：得到直流送受端电网需要为风电提供的调节容量分别为
[0163] Ps-w-d_= -min (max (P W_PD，0)，Ps_ w_down_limit^
[0164] = -min (max (2667-5022, 0)，6000) MW = OMW
[0165] Prwd_= _PD=-5022MW
[0166] 步骤九：判断是否完成直流功率安排，未完成则更新至下一时刻，重复步骤二到 九；直至完成直流功率安排。
[0167] 情况二、按直流送受端电网调节能力成比例分配策略，采用本发明的方法，下续步 骤如下：
[0168] 步骤四：考察分配策略为按直流送受端电网调节能力成比例分配策略，计算直流 功率
[0169]
[0170] 步骤五：计算直流累积平均输送功率的更新值：
[0171]
[0172] 步骤六：判断直流累积平均输送功率更新值小于直流按利用小时数折算成的功 率。计算直流功率：
[0173] PD - max (P D-min，min ((Psc-up-limit+Pw)，P DE，Pr-w-down-limit))
[0174] = max (800, min ((8000+1524), 5022, 8000)) MW
[0175] = 5022MW
[0176] 再，重新更新直流累积平均输送功率
[0177]
[0178] 步骤七：判断，PD+Ps w d__linilt= (5022+6000) MW > P w= 2667MW，无需弃风。
[0179] 步骤八：得到直流送受端电网需要为风电提供的调节容量分别为
[0180] Ps w_d〇wn= -min (max (P W-PD, 0), Ps w_down_limit^
[0181] = -min (max (2667-5022, 0)，6000) MW = OMW
[0182] Pr-w-d_= -PD= -5022MW
[0183] 步骤九：判断是否完成直流功率安排，未完成则更新至下一时刻，重复步骤二到 九；直至完成直流功率安排。
[0184] 情况三、按直流送受端电网调节成本成比例分配策略，采用本发明的方法，下续步 骤如下：
[0185] 步骤四：考察分配策略为按直流送受端电网调节成本成比例分配策略，计算直流 功率：
[0186]
[0187] 步骤五：计算直流累积平均输送功率的更新值：
[0188]
[0189] 步骤六：判断：直流累积平均输送功率更新值小于直流按利用小时数折算成的功 率。计算直流功率
[0190] PD - max (P D-min，min ((Psc-up-limit+Pw)，P DE，Pr-w-dciwn-limit))
[0191] = max(800, min ((8000+1706. 88), 5022, 8000)) MW
[0192] = 5022MW
[0193] 再，重新更新直流累积平均输送功率
[0194]
[0195] 步骤七：判断，PD+Ps_w_dmm_ linut= (5022+6000) MW > P w= 2667MW，无需弃风。
[0196] 步骤八：得到直流送受端电网需要为风电提供的调节容量分别为 [0197] Ps w_d〇wn= -min (max (P W-PD, 0), Ps w_down_limit^
[0198] = -min (max (2667-5022, 0)，6000) MW = OMW
[0199] Prwd_=-PD=-5022MW
[0200] 步骤九：判断是否完成直流功率安排，未完成则更新至下一时刻，重复步骤二到 九；直至完成直流功率安排。
[0201] 表1为典型日风电功率波动、直流送受端电网对风电的向下调节能力、直流受端 电网对直流的电力输送需求数据表。
[0202]
[0203]
[0204] 本实施中，长期指一年内；中期指一月内；短期指72小时内，以1小时为间隔；超 短期指225min内，以15min为间隔。
[0205] 如下表2、3、4、5所示，表2为本实施提供的风电功率长期预测结果及所对应的直 流送受端电网对风电的向下调节能力、直流受端电网对直流的电力输送需求。表3为本实 施提供的风电功率中期预测结果及所对应的直流送受端电网对风电的向下调节能力、直流 受端电网对直流的电力输送需求。表4为本实施提供的风电功率短期预测结果及所对应的 直流送受端电网对风电的向下调节能力、直流受端电网对直流的电力输送需求。表5为本 实施提供的风电功率超短期预测结果及所对应的直流送受端电网对风电的向下调节能力、 直流受端电网对直流的电力输送需求。运用本发明的方法，根据相应的数据，进行长期、中 期、短期、超短期的直流功率曲线的安排。
[0206] 如图5、6、7所示，分别为本实施例中长期、中期和超短期的直流功率曲线安排图。
[0207] 表2为风电功率长期预测结果及所对应的直流送受端电网对风电的向下调节能 力、直流受端电网对直流的电力输送需求。
[0208]
[0209] 表3为风电功率中期预测结果及所对应的直流送受端电网对风电的向下调节能 力、直流受端电网对直流的电力输送需求。
[0210]
[0211] 图4为风电功率短期预测结果及所对应的直流送受端电网对风电的向下调节能 力、直流受端电网对直流的电力输送需求。
[0212]
[0216] 图5为风电功率超短期预测结果及所对应的直流送受端电网对风电的向下调节 能力、直流受端电网对直流的电力输送需求。
[0217]
[0218] 本发明提供的方法中，步骤II中的直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法 为：考虑直流送端电网和受端电网调节能力、直流功率输送能力、直流功率分接开关调节能 力和不同的调整策略，通过直流送端电网和受端电网的风电紧急正旋转机组和紧急负旋转 备用机组，及直流送端电网和受端电网的AGC机组和直流功率的自动调整来调节直流送端 电网的风电功率波动的方法。具体步骤如下。
[0219] 首先，获得以下相关参数：
[0220] (1)直流功率曲线安排的直流功率值PD。（若无直流功率曲线安排，则该值为0)
[0221] (2)风电功率实时测量值Pw。
[0222] (3)纳入发电计划的风电功率值Pw plan。（若风电功率未纳入发电计划，则该值为 〇)
[0223] (4)直流最小输送功率PD_。（该值可根据需要人为设定，并不局限于直流技术上 的最小输送功率）
[0224] (5)直流送端电网AGC机组正调节能力Ps Aec_up。
[0225] (6)直流送端电网AGC机组负调节能力Ps_Aec d_。
[0226] (7)直流受端电网AGC机组正调节能力Pr Aec_up。
[0227] (8)直流受端电网AGC机组负调节能力Pr ACM_。
[0228] (9)风电功率正旋转备用启动阀值Pw_MCTg_ y T up > 0。
[0229] (1〇)风电功率负旋转备用启动阀值PtajCTgraicyldmm〉〇。
[0230] (11)直流送端电网风电紧急正旋转备用机组调节容量Ps_W MCTg_y rasCTTC_up。
[0231] (12)直流受端电网风电紧急正旋转备用机组调节容量P^MCTg_y_ rasCTTC Up。
[0232] (13)直流送端电网风电紧急负旋转备用机组调节容量Ps_W MCTg_y_rasCTTC d_。
[0233] (14)直流受端电网风电紧急负旋转备用机组调节容量P^MCTg_y_ rasCTTC d_。
[0234] (15)直流送端电网复合频率响应特性系数β s。
[0235] (16)直流受端电网复合频率响应特性系数β p
[0236] (17)直流送端电网频率实测值fs。
[0237] (18)直流受端电网频率实测值f；。
[0238] (19)直流分接开关向上调节能力Ρ[)_λΗηικ
[0239] (20)直流分接开关向下调节能力PD ；Uinilt_ dDwn。
[0240] (21)直流功率调整策略，可包括：按直流送端电网优先调节策略、按直流送受端 电网频率偏差实时调整策略、按直流送受端电网AGC机组调节能力调整策略、考虑分接开 关最大调节能力调整策略。
[0241] 获得参数后，根据以下方法实现直流功率跟随风电功率波动的实时调整，如图8 所示，图8为本发明中直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法流程图，具体包括以下 步骤：
[0242] 步骤一、确定风电功率正旋转备用启动阀值和风电功率负旋转备用启动阀值；
[0243] 步骤二、计算风电功率实时测量值与纳入发电计划的风电功率值偏差APw_ raal_ plan，并确定所述调整后的风电功率值偏差的初值为计算获得的风电功率值偏差；
[0244] 步骤三、判断所述调整后的风电功率值偏差的初值是否越限，未越限则进入步骤 四，越限则调整风电紧急旋转备用机组，并更新所述调整后的风电功率值偏差；
[0245] 步骤四、比较所述调整后的风电功率值偏差ΔΡ' w?n和风电功率负旋转备用 后 丨爾彳直 Pw-emergency-T-down .
[0246] 若Λ P P W MCTg_y T d_，则确定弃风量Pw aband_d，并更新所述调整后的 风电功率值偏差A P' w_raal plan;否则进入步骤V ;
[0247] 步骤五、考察直流功率调整策略，在不同所述直流功率调整策略下采用相应方法 实时调节直流功率。
[0248] 步骤一中，在不同直流功率调整策略下，确定所述风电功率正旋转备用启动阀值 和风电功率负旋转备用启动阀值；
[0249] 若采用按直流送端电网优先调节策略、按直流送受端电网频率偏差实时调整策略 或按直流送受端电网AGC机组调节能力调整策略，按下式确定所述风电功率正旋转备用启 动阀值和所述风电功率负旋转备用启动阀值：
[0250] Pw-emergency-T-up - P s_AGC_up+min (π?^Χ (Pd_Pdjnin) 〇) ) Pr AGC up)
[0251 ] Pw-emergency-T-down - P s_AGC_down+min (π?^Χ ( (Pdn_Pd) ) 〇) ) Pr AGC down)
[0252] 若采用考虑分接开关最大调节能力调整策略，则按下式分别确定风电功率正旋转 备用启动阀值和风电功率负旋转备用启动阀值：
[0253] emergency-T-up P s-AGC-up+min (Π1￡ΙΧ (P〇 P〇-min，〇)，Pr-AGC-up，Pd-λ limit-down)
[0254] emergency-T-down P s-AGC-down+min 0-Π￡ΙΧ ( (P〇n P〇)，〇)，Pr-AGC-down，Pd-λ limit-up)
[0255] 上式中，Ps Aec_up为直流送端电网AGC机组正调节能力，P 为直流受端电网AGC 机组正调节能力，Ps AGC d_为直流送端电网AGC机组负调节能力，直流受端电网 AGC机组负调节能力，PD为直流功率曲线安排的直流功率值，PDN为直流额定功率，P D ；Uinilt_ up为直流分接开关向上调节能力，P D+Λ limit_d_为直流分接开关向下调节能力，P D+^为直流最 小输送功率，PD__= 0. l*p DN，PDN为直流额定功率。
[0256] 步骤二包括：按下式确定所述风电功率实时测量值与纳入发电计划的风电功率值 偏差.A real-plan P w plan
[0257] 式中，Pw为风电功率实时测量值，P w plan为纳入发电计划的风电功率值。
[0258] 该步骤II的目的是通过直流功率的实时调整，使直流送受端电网同时应对风电 功率偏差对电网的影响。应对风电功率偏差首先要考虑该偏差是否在直流送受端电网AGC 机组的调节范围内，如果偏差较大，超出直流送受端电网AGC机组的调节范围，则必须启动 风电紧急旋转备用机组，对超出AGC机组调节能力的偏差部分进行处理，以免发生电网事 故。通过风电紧急备用机组对风电功率偏差进行处理后，剩余的风电功率偏差应能在直流 送受端电网AGC机组调节能力范围内（否则，电网无法承受，可能会引起电网事故等）。风 电紧急旋转备用机组的启用取决于风电功率偏差的大小，如果最初的风电功率偏差没有超 出直流送受端电网的AGC机组调节能力，则不必启用风电紧急旋转备用机组，仅需直流送 受端电网AGC机组直接进行调节即可。如果最初的风电功率偏差超出直流送受端电网的 AGC机组调节能力，则必须启用风电紧急旋转备用机组后，才能在后续利用直流送受端电网 的AGC机组进行调节。
[0259] 由于计算确定的所述风电功率值偏差是客观事实，而所述调整后的风电功率值偏 差则为虚拟的电网进行应对后的风电功率值偏差，会随着电网的应对措施而变化。因此，计 算过程中，不会对计算确定的所述风电功率值偏差进行改动，仅会根据电网可能的应对措 施对虚拟的所述调整后的风电功率值偏差进行更新和调整。因此，在计算之初，即步骤二 中，首先给定所述调整后的风电功率值偏差的初值为计算确定的所述风电功率值偏差，即： 给定调整后的风电功率值偏差的初值AP' w_raal plan= APwraal plan。
[0260] 而在后续步骤中，则会根据电网所做的应对措施，对所述调整后的风电功率值偏 差进行更新和调整。
[0261] 步骤三，用于判断风电功率实时测量值与纳入发电计划的风电功率值偏差是否过 大，若过大则需启动风电紧急旋转备用机组进行调整。步骤三实现了通过指定直流送端电 网、受端电网风电紧急正、负旋转备用机组来应对风电功率的大幅度变化。
[0262] 具体如下；
[0263] 所述步骤三包括：比较所述风电功率正旋转备用启动阀值Pw_eniCTgeney_ T up、所述风电 功率负旋转备用启动阀值pwMCTg_y T d_和所述风电功率值偏差的初始值△ pw_raal plan:
[0264] ①、若 _PW-eniergency-τ-up< ΔΡ w-real-plan P w-emergency-T-down? 则进入步骤四；
[0265] ②、若Δ Pw?n> P w enCTg_y T d_，则按下式确定直流送端电网风电紧急负旋转 备用机组调节容量：
[0266] A Ps-w-emergency-reserve-down min (八 P w-real-plan emergency-T-downJ Ps-w-emergency-reserve-down)
[0267] 按下式确定直流送端电网调整后的风电功率值偏差：：
[0268] AP，w-real-plan= ΔΡ，w-real-plan+APs- w-"ncy-reserve-d_
[0269] 按下式确定直流受端电网风电紧急负旋转备用机组调节容量：
[0270] A Pr-w-emergency-reserve-down ( ^ P w real plan Pw-emergency-T-downJ
[0271] m￡lX (P[)N Pd，0)，Pr-w-emergency-reserve-down)
[0272] 按下式确定直流受端电网调整后的风电功率值偏差：
[0273] AP，w-real-plan= ΔΡ，w-real-plan+APr- w-一cy-reserve-d_
[0274] 按下式确定直流调整量Λ PD: Γ〇275? Δ Ρ = - Δ Ρ L 〇」 ·*· D ·*· r_w_emergency_:rese:rve_do\vn
[0276] 调整直流功率值PDnew= Ρ D+ Λ PD;
[0277] ③、若APw?< -PwMCTg_yTup，则按下式确定直流送端电网风电紧急正旋转 备用机组调节容量： Γ0278! A P = mj τη (― Λ Ρ _ρ ρ Ν L 」 ·*· s_w_emergency_reserve_up 111丄_1_1 V w_real_plan ·*· w_emergency_T_up， ·*· s_w_emergency_reserve_up7
[0279] 按下式确定直流送端电网调整后的风电功率值偏差：
[0280] AP^ w_realplan= ΔΡ^ w_realjlan+APs_w_energency_ reserve_up
[0281] 按下式确定直流受端电网风电紧急正旋转备用机组调节容量：
[0282] A Pr-w-emergency-reserve-up ITlin ( 八 P w-real-plan Pw-emergency-T-up，
[0283] max(PD-PD minJ 0), P r-w-emergency-reserve-up^
[0284] 按下式确定直流受端电网调整后的风电功率值偏差：
[0285] AP，w-real-plan= ΔΡ， w-real-plan+APr-w- eniergency-reserve-up
[0286] 按下式确定直流调整量Λ PD:
[0287] A PD = - Δ P r-w-eniergency-reserve- up
[0288] 调整直流功率值PD__= P D+ Λ PD;
[0289] 式中，APw?n为风电功率实时测量值与纳入发电计划的风电功率值偏差，P w_ 为风电功率正旋转备用启动阀值，P :>__为直流最小输送功率，P d为直流功率曲线 安排的直流功率值，PDN为直流额定功率。
[0290] 步骤四包括：按下式确定所述弃风量Pw aband_d， 「02911 P = A Ρ' -Ρ L 」 1 w_abandoned 1 w_real_plan 1 w_emergency_T_down
[0292] 按下式调整所述风电功率实时测量值与纳入发电计划的风电功率值偏差，确定调 整后的所述风电功率值偏差AP' w_raal plan，所述风电功率值偏差在直流送受端电网AGC机 组的调节能力范围，即- Pw-emergency-T-upA P w-real-planP w-emergency-T-down， 「02931 Δ P1 = Δ Pr -P *- 」 ·*· w_real_plan 1 w_real_plan 1 w_abandoned
[0294] 式中，PpuCTgraicyld。?为风电功率负旋转备用启动阀值。
[0295] 步骤五中，实现了通过直流送端电网、受端电网的AGC机组及直流功率的自动调 整来自动调节直流送端电网的风电功率波动。
[0296] 步骤五中，所述直流功率调整策略包括按直流送端电网优先调节策略、按直流送 受端电网频率偏差实时调整策略、按直流送受端电网AGC机组调节能力调整策略和考虑分 接开关最大调节能力调整策略。
[0297] (一）、当采用按直流送端电网优先调节策略时，实时调节直流功率包括以下步 骤：
[0298] ①、判断调整后的风电功率实时测量值与纳入发电计划的风电功率值偏差 AP' w_raal_plan是否大于 〇:
[0299] 若Λ P' w_raal plan> 〇,则确定直流送端电网AGC机组负调节量Δ P s_w_Aee_d_为：
[0300] A Ps-w-AGC-down - 'in (脆X (P w_Pd-min，〇)，A P w real plan) Ps w AGC down)
[0301 ] 更新所述风电功率值偏差为：
[0302] AP' w-real-Plan= AP' w_real_plan+ ^ Ps_w_AGC_down
[0303] 确定直流受端电网AGC机组负调节量Δ PnA(；M_为：
[0304] Δ Pr-w-AGC-down = -min ( Δ P w-real-plan? max (PDN-PD-_，0)，Pr-w-AGC- d_)
[0305] 确定直流调整量为：Λ PD= - Δ P nAec d_;
[0306] 更新的直流功率为：PD new= P D new+ Δ PD
[0307] 若Λ P' w_raal plan< 〇,则确定直流送端电网AGC机组正调节量Δ P s_w_A(^upS :
[0308] Δ Ps-w-AGC-up = min (- Δ P ' w-real-plan，P s-w-AGC-up)
[0309] 更新所述风电功率值偏差为：
[0310] Δ P ' w-real-plan= Δ P ' w-reai-pian+ Δ Ps-w-AGC-up
[0311] 确定直流受端电网AGC机组正调节量为：
[0312] Δ Pr-w-AGC-up = min (- Δ Ρ ' w_real_planJ max (PD-new-PD-min, 0)，Pr-w-AGC-up)
[0313] 确定直流调整量为：Λ PD= - Δ P nA(；c_up;
[0314] 更新的直流功率为：PD new= P D new+ Λ PD;
[0315] 式中，PJ^电功率实时测量值，P D__直流最小输送功率，Λ P。为直流调整量。
[0316] (二）、当采用所述按直流送受端电网频率偏差实时调整策略时，实时调节直流功 率包括以下步骤：
[0317] 实时监测送端电网和受端电网的频率，确定直流调整量：
[0318]
[0319] 根据所述送端电网和受端电网的频率偏差调节直流功率：
[0320] PD-_=PD-_+APd
[0321] 式中，PD__为直流最小输送功率，P D__为更新后的直流功率，P DN为直流额定功率， 为直流送端电网复合频率响应特性系数，β 直流受端电网复合频率响应特性系数，fs 为直流送端电网频率实测值，f；为直流受端电网频率实测值。
[0322] (三）、当采用所述按直流送受端电网AGC机组调节能力调整策略时，实时调节直 流功率包括以下步骤：
[0323] 确定直流调整量为：
[0324]
[0325] 按下式调节直流功率：
[0326] PD-_=PD-_+APd
[0327] 式中，PD__为直流最小输送功率，P D__为更新后的直流功率，P DN为直流额定功率， A 直流受端电网AGC机组调节能力差值，Δ P s_Aee为直流送端电网AGC机组调节能力 差值，A P' w?n为调整后的风电功率实时测量值与纳入发电计划的风电功率值偏差；
[0328] Δ 直流受端电网AGC机组调节能力，当Δ P' w_raal plan> 〇时，Δ P P t w-AGC-down，A P w-real-plan 〇 日寸 ' A P r-AGC P r-w-AGC-up，
[0329] Δ Ps_Aec为直流送端电网AGC机组调节能力，当Δ P' w_raal plan> 〇时，Δ P s_Aec= P s_ w-AGC-down，A P w-real-plan *^ 〇 日寸，A P s-AGC P s-w-AGC-up 0
[0330](四）、考虑分接开关最大调节能力调整策略包括：增加直流分接开关向上调节能 力和向下调节能力限制的按直流送端电网优先调节策略、按直流送受端电网频率偏差实时 调整策略及按直流送受端电网AGC机组调节能力调整策略。
[0331 ] ①、当采用所述增加直流分接开关向上调节能力和向下调节能力限制的按直流送 端电网优先调节策略时，实时调节直流功率包括以下步骤：
[0332] 判断若Λ P ' w?> 〇,则确定直流送端电网AGC机组负调节量Δ P s w AGC d_ 为：
[0333] APS-w-agc-d_ -'in (max (P W-PD-min，0)，Δ P w-reai-pi an，Ps-w-agc-d。·)
[0334] 更新所述风电功率值偏差为：
[0335] ΔΡ w-real-plan - AP w-real-plan+A Ps-w-AGC-down
[0336] 确定直流受端电网AGC机组负调节量Δ 为：
[0337] Δ Pr-w-AGC-d_ = -min ( Δ P ' w-real-plan，max (PDN_PD-_，0)，Pr _w-AGC-down，Pd-λ limit-up)
[0338] 确定直流调整量为：
[0339] APD= -APr-w-AGC-d_
[0340] 调整直流功率值为：PD new= P D new+ Λ PD
[0341] 判断若Λ P' w_raal plan< 〇,则确定直流送端电网AGC机组正调节量Δ P s w_AGC up为：
[0342] Δ Ps-w-AGC-up = min (- Δ P ' w_real_planJ P s-w-AGC-up)
[0343] 更新所述风电功率值偏差为：
[0344] AP' w-real-Plan= AP' w_real_plan+ ^ Ps_w_AGC_up
[0345] 确定直流受端电网AGC机组正调节量Δ PnA(；e_ui^ :
[0346] Δ Pr-w-AGC-up = min (- Δ P ' w-real-plan，m&X (P[)-new P[)-min，0)，Pr-w-AGC-up，Pd-Alimit-down)
[0347] 直流调整量为：
[0348] APD= -ΔΡΓ-w-AGC-up
[0349] 调整直流功率值为：PD new= P D new+ Λ PD
[0350] 式中，PJ^电功率实时测量值，P D__直流最小输送功率，Λ P #直流调整量。
[0351 ] ②、当采用所述增加直流分接开关向上调节能力和向下调节能力限制的按直流送 受端电网频率偏差实时调整策略时，实时调节直流功率包括以下步骤：
[0352] 实时监测送端电网和受端电网的频率，确定直流调整量：
[0353]
[0354] 根据所述送端电网和受端电网的频率偏差调节直流功率：
[0355] PD-_=PD-_+APd
[0356] 式中，PD」limit_up为直流分接开关向上调节能力，P D」limit_d_为直流分接开关向下 调节能力，式中，PD__S直流最小输送功率，PD__S更新后的直流功率，PDN为直流额定功 率，为直流送端电网复合频率响应特性系数，β 直流受端电网复合频率响应特性系 数，匕为直流送端电网频率实测值，L为直流受端电网频率实测值；
[0357] ③、当采用所述增加直流分接开关向上调节能力和向下调节能力限制的按直流送 受端电网AGC机组调节能力调整策略时，实时调节直流功率包括以下步骤：
[0358] 确定直流调整量为：
[0359]
[0360] 按下式调节直流功率：
[0361] PD-_=PD-_+APd
[0362] 式中，PD ；Uinilt_up为直流分接开关向上调节能力，P D ；Uinilt_d_为直流分接开关向下 调节能力，PD__S直流最小输送功率，P ：)__为更新后的直流功率，p DN为直流额定功率，A p s_ Μ为直流送端电网AGC机组调节能力差值，Δ P' w_raal plan为调整后的风电功率实时测量值 与纳入发电计划的风电功率值偏差；
[0363] Δ 直流受端电网AGC机组调节能力，当Δ P' w_raal plan> 〇时，Δ P tA(；c= P t w-AGC-down，A P w-real-plan 〇 日寸，A P r-AGC P r-w-AGC-up，
[0364] Δ Ps_Aec为直流送端电网AGC机组调节能力，当Δ P' w_raal plan> 〇时，Δ P s_Aec= P s_ w-AGC-down，A P w-real-plan 〇 日寸，A P s-AGC P s-w-AGC-up 0
[0365] 提供一运用本发明的直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法的实施例，首先 需要获取相关参数，包括：
[0366] 风电功率实时量测值Pw，超短期直流功率曲线对应的风电功率消纳值Pw plan，直流 送端电网AGC机组正、负调节能力Ps AGC up、Ps AGC d_，直流受端电网AGC机组正、负调节能力 Pl^Ce+up、，直流送受纟而电网风电紧急正旋转备用机组调节谷莖PS_W_eme;rge n(：y_:reSe：?_up、 w_f3mCTgraK；y_:reSf3：?_up，直流送受纟而电网风电紧急负旋转备用机组调节谷S； Ps_w_f3mCTgraK；y_:reSf3：?_d_、 w_OTCTg_y_rasCTTC_d。?，直流送受端电网复合频率响应特性系数β。β P直流送受端电网频率实 测值fs、f；等数据信息见表6。
[0367] 表6为风电功率实时量测值、纳入发电计划的风电功率以及用于直流功率实时调 整的其他数据表。
[0368]
[0369] 运用本发明的方法，具体包括以下步骤：
[0370] 时刻 0
[0371] 直流功率曲线对应的直流功率为PD= 0MW。纳入发电计划的风电功率为P w plan = 0MW〇
[0372] 步骤一：
[0373] 给定直流最小输送功率为直流额定功率的10%，SP PD__= 0. 1*P DN= 800MW。
[0374] 给定风电功率正旋转备用启动阀值：
[0375] Pw-emergency-T-up - P s_AGC_up+min (π?^Χ (Pd_Pdjnin) 〇) ) Pr AGC up)
[0376] = 4000Mff+min(max(0-800, 0)，5000)MW
[0377] = 4000MW
[0378] 给定风电功率负旋转备用启动阀值：
[0379] Pw-emergency-T-down - P s_AGC_down+min (π?^Χ ( (Pdn_Pd) ) 〇) ) Pr AGC down)
[0380] = 4000Mff+min(max(8000-0)，0)，5000)MW
[0381] = 9000MW
[0382] 若直流功率调整策略为考虑分接开关最大调节能力调整策略，则给定风电功率正 旋转备用启动阀值为：
[0383] emergency-T-up ^ s AGC up"^^^-^ (??Ι?ΞΙΧ (Pq Ρ〇_ηι?η? J ^r AGC upi ^D_ λ limit down^
[0384] = 4000Mff+min(max(0-800, 0)，5000, 1200)MW
[0385] = 4000MW
[0386] 给定风电功率负旋转备用启动阀值为：
[0387] emergency-T-down P s-AGC-down+min (Π1￡ΙΧ ( (Ρ〇ν P〇)，〇)，Pr-AGC-down，Pd-λ limit-叩）
[0388] = 4000Mff+min(max(8000-0)，0)，5000, 2160)Mff
[0389] = 6160MW
[0390] 步骤二：
[0391 ] 计算风电功率实时测量值与纳入发电计划的风电功率偏差Λ Pw_raal plan= P w-Pw plan =4953. 6MW-0MW = 4953. 6MW。
[0392] 给定调整后的风电功率实时测量值与纳入发电计划的风电功率值偏差初值 Δ P，w-酿1-Plan= Δ P w-real-plan = 4953. 6Mffo
[0393] 步骤三：风电紧急旋转备用机组调整。
[0394] 判断-Pw eniergency T』p< ΔΡ w-real+plan*^ P w-emergency-T_down? 无需启动直流送受端电网风电 紧急旋转备用机组。A PD= 〇丽，Δ P' w?= 4953. 6MW，P D new= P D+ Δ PD= 〇丽，进行 步骤4。
[0395] 步骤四：判断Δ w-real+plan*^ P w-emergency-T_down? 无需弃风。
[0396] 步骤4完成后，得到调整后的风电功率实时测量值与超短期直流功率曲线对应的 风电消纳能力的偏差A P' w_raal plan= 4953. 6丽，且Δ P' w raal plan在直流送受端电网AGC 机组的调节能力范围内，即满足如下条件： 「0397! -P Δ Pr *< P *- 」 ·*· w+emergency+T'+up 1 w_real_plan 1 w_emergency_T_down
[0398] 步骤5 :实时调节直流功率。
[0399] 考察直流功率调整策略，采用不同的直流功率调整策略，可分别选择以下几种方 法实现。
[0400] 方法1 :按直流送端电网优先调节策略
[0401] 判断ΔΡ' w_raal plan>〇,则直流送端电网调节量为：
[0402] A Ps-w-AGC-d_ - 'in (max (P w_Pd-min，〇)，A Pw -real-plan，Ps-w-AGC-d_)
[0403] = -min(max(4816-800,0)，min(4953. 6,4000))MW = -4000MW
[0404] Δ P ' w-real-plan= Δ P ' w-real-plan+ Δ Ps-w-AGC-d_= 4953. 6MW-4000MW = 953. 6MW
[0405] 直流受端调节量为：
[0406] Δ Pr-w-AGC-down = -min ( Δ P ' w-real-DforecastJ max (PDN-PD，0)，Pr-w-AGC- down)
[0407] = -min (953. 6, max (8000-5023, 0), 5000) = -953. 6MW
[0408] 直流调整量为：
[0409] Δ PD= - Δ P r-w-AGC-d_= 953. 6MW
[0410] 方法2 :按直流送受端电网频率偏差实时调整策略
[0413] 方法3 :按直流送受端电网AGC机组调节能力调整策略[0414] 直流按送受端电网AGC调节容量等比例分配的策略调节直流功率，调整量为
[0411] 直流实时监测送、受端电网的频率，根据送受端电网的频率偏差调节直流功率，调 整量为
[0412]
[0415]
[0416] 方法4 :考虑分接开关最大调节能力调整策略
[0417] 按不同调整策略且考虑分接开关调整能力时的计算与上述计算方法1、2、3相近， 具体结果见附图13、14、15。
[0418] 最后应当说明的是：以上实施例仅用于说明本申请的技术方案而非对其保护范 围的限制，尽管参照上述实施例对本申请进行了详细的说明，所本领域技术人员阅读本申 请后依然可对申请的【具体实施方式】进行种种变更、修改或者等同替换，但这些变更、修改或 者等同替换，均在申请待批的权利要求保护范围之内。
【主权项】
1. 一种跟随风电功率波动调节的直流功率调整方法，其特征在于：所述方法包括以下 步骤：1. 运用直流功率曲线确定方法获得直流功率预测曲线，并修正直流送受端电网的发电 计划； II、根据直流功率跟随风电功率波动的实时调整方法调整直流功率。2. 如权利要求1所述的方法，其特征在于：所述直流功率曲线确定方法包括以下： 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。3. 如权利要求2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 法为：考虑风电功率波动、直流送端电网调节能力和调节成本、直流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及直流利用小时数，结合风电功率的长期预 测、中期预测、短期预测、超短期预测的结果，结合电网长期发电计划、中期发电计划、短期 发电计划、超短期发电计划，给出不同时间尺度的直流功率安排的方法。4. 如权利要求1所述的方法，其特征在于：所述直流功率跟随风电功率波动的实时调 整方法为：考虑直流送端电网和受端电网调节能力、直流功率输送能力、直流功率分接开关 调节能力和不同的调整策略，通过直流送端电网和受端电网的风电紧急正旋转机组和紧急 负旋转备用机组，及直流送端电网和受端电网的AGC机组和直流功率的自动调整来调节直 流送端电网的风电功率波动的方法。
【文档编号】H02J3/36GK105990843SQ201510082485
【公开日】2016年10月5日
【申请日】2015年2月15日
【发明人】孙玉娇, 郭剑波, 周勤勇, 郭强, 韩奕, 代倩
【申请人】国家电网公司, 中国电力科学研究院, 国网甘肃省电力公司