CN103259291B - 一种大规模风电场光伏电站集中送出的光伏有功控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种大规模风电场光伏电站集中送出的光伏有功控制方法，属于电力***及其自动化技术领域。本发明根据电网当前调度模式、运行方式对送出断面的限额和风电场当前计划和实时出力来计算下发各光伏电站的出力计划。本发明能够保证电网在各种运行方式及故障情况下稳定可靠运行，同时最大限度提高了电网的输送能力，在风电、光电共挤外送通道时，通过协调控制风电场、光伏电站的出力，合理利用风、光资源，提高新能源的整体利用率。

Description

一种大规模风电场光伏电站集中送出的光伏有功控制方法

技术领域

本发明属于电力***控制技术领域，更准确地说，本发明涉及一种适用于大规模风电场和光伏电站集中送出有功控制中的光伏控制方法。

背景技术

随着大规模风电集中并网，已经实现了对风电并网的有功控制。而光伏发电一开始规模较小，现有的电网控制中未考虑控制光伏。但随着光伏发电的大规模发展，风电和光伏发电会共挤电网外送通道，时常会出现“堵车”。

因此，为合理利用风、光资源，提高新能源的整体利用率，提高电网的安全稳定性。需要对风光进行联合控制，通过根据风电场的出力计划、控制光伏电站的有功出力。

发明内容

本发明的目的是：针对现有技术中存在的风电和光伏发电会共挤电网外送通道的不足，提供一种大规模风电场光伏电站集中送出的光伏有功控制方法，从而实现根据电网当前调度模式、运行方式对送出断面的限额和风电场当前计划和实时出力来计算下发光伏电站的出力计划。

具体地说，本发明是采用以下的技术方案来实现的，包括下列步骤：

1)计算各光伏电站的初始出力计划，并下发出力计划至各光伏电站和风电场；

2)将集中并网公用同一外送通道的所有风电场和光伏电站作为一个整体区域，再根据风电场、光伏电站的上网点将整体区域分成多个分区；

3)判断整体区域内风电出力情况，再判断各个分区风电出力情况，对各光伏电站进行控制计算，得到各光伏电站的新出力计划；

4)联合控制中心站将各光伏电站的新出力计划下发至各光伏电站；

5)进行下一计算周期的计算，重复步骤2)至4)。

本发明的进一步特征在于：所述步骤1)中，各光伏电站的初始出力计划为：

P_{A_PV_initPlan}＝P_{A_PV_ZJ}-P_{A_PV_JX}

式中，P_{A_PV_initPlan}代表各光伏电站的初始出力计划，P_{A_PV_ZJ}代表各光伏电站的装机容量，P_{A_PV_JX}代表各光伏电站的检修容量。

本发明的进一步特征在于：所述步骤3)中各光伏电站的新出力计划的计算方法如下：

3-1)先根据以下条件判断整体风电是否受限，当条件①、②、③同时满足时，认为整体风电受限；否则，认为整体风电不受限：

①某风电场的P_{w_Cur}+ΔP_Set＞P_{w_Plan}

②满足条件①的风电场个数大于等于NUM_{w_All_min}

③(P_{LF_max}-P_{LF_cur})＜P_{LF_Limit}

其中P_{w_Cur}为该风电场的当前出力，ΔP_Set为该风电场有功出力偏差定值，P_{w_Plan}为该风电场的当前计划，NUM_{w_All_min}为满足整体风电受限的风电场最少个数定值，P_{LF_max}为整体区域内风光外送通道的最大送出限额定值，P_{LF_cur}为整体区域内风光外送通道的当前有功，P_{LF_Limit}为整体风电不受限外送通道裕度最小值定值；

再根据以下条件判断各个分区内风电是否受限，当条件④、⑤、⑥同时满足时，认为该分区内风电受限；否则，认为该分区内风电不受限：

④该分区内某风电场的P_{w_Area_Cur}+ΔP_Set＞P_{w_Area_Plan}

⑤该分区内满足条件④的风电场个数大于等于NUM_{w_Area_min}

⑥(P_{LF_area_max}-P_{LF_area_cur})＜P_{LF_area_Limit}

其中P_{wArea_Cur}为该风电场的当前出力，ΔP_Set是该风电场有功出力偏差定值，P_{w_Area_Plan}为该风电场的当前计划，NUM_{w_Area_min}为满足该分区风电受限的风电场最少个数定值，P_{LF_area_max}为该分区风光外送通道的最大送出限额定值，P_{LF_area_cur}为该分区风光外送通道的当前有功，P_{LF_area_Limit}为该分区风电不受限外送通道裕度最小值定值；

3-2)若根据以上的判断，得出整体风电受限且所有的分区内风电不受限时，进入步骤3-3)；

若根据以上的判断，得出整体风电受限同时也存在分区内风电受限时，进入步骤3-4)；

若根据以上的判断，得出整体风电不受限且所有的分区内风电也不受限时，，进入步骤3-5)；

若根据以上的判断，得出整体风电不受限但存在分区内风电受限时，进入步骤3-6)；

3-3)首先统计出整体区域内符合消减条件的光伏电站个数Num：若整体区域内某个光伏电站当前出力大于该光伏电站的最小计划限额定值，该光伏电站即为整体区域内符合消减条件的光伏电站；

然后，计算整体区域内满足消减条件的光伏电站总的消减量P_Reduce：

$P_{\mathrm{Reduce}}=\mathrm{Min}\left(P_{\mathrm{Reduce}\_\max \_\mathrm{set},}\underset{i=1}{\overset{\mathrm{Num}}{\mathrm{\Σ}}}(P_{{\mathrm{PV}\_\mathrm{cur}}_i}-P_{{\mathrm{PV}\_\min }_i})\right)$

式中，P_{Reduce_max_set}为整体区域内单次消减最大总量定值，为整体区域内满足消减条件的第i个光伏电站的当前出力，为整体区域内满足消减条件的第i个光伏电站的最小计划限额定值；

接着，计算整体区域内满足消减条件的各光伏电站的新出力计划：

$P_{A\_\mathrm{NewPlan}}=P_{\mathrm{PV}\_A\_\mathrm{Cur}}-P_{\mathrm{Reduce}}*((P_{\mathrm{PV}\_A\_\mathrm{Cur}}-P_{\mathrm{PV}\_A\_\min })/\underset{i=1}{\overset{\mathrm{Num}}{\mathrm{\Σ}}}(P_{{\mathrm{PV}\_\mathrm{cur}}_i}-P_{{\mathrm{PV}\_\min }_i}))$

式中，P_{A_NewPlan}代表整体区域内满足消减条件的各光伏电站各自的新出力计划，P_{PV_A_Cur}代表整体区域内满足消减条件的各光伏电站各自的当前出力，P_{PV_A_min}代表整体区域内满足消减条件下的各光伏电站各自的最小计划限额定值；

最后，计算整体区域内不满足消减条件的各光伏电站的新出力计划：

P_{B_NewPlan}＝P_{B_Cur_Plan}

式中，P_{B_NewPlan}代表整体区域内不满足消减条件的各光伏电站各自的新出力计划，P_{B_Cur_Plan}代表整体区域内不满足消减条件的各光伏电站各自的当前计划；

3-4)若当前控制类型为整体控制时，按照步骤3-3)的方法计算各光伏电站的新出力计划；

若当前控制类型为分区控制时，按照以下过程计算各光伏电站的新出力计划：

首先，统计出每个风电受限分区内满足消减条件的光伏电站个数Num_area：若某风电受限分区内某光伏电站的当前出力大于该光伏电站最小计划限额定值，该光伏电站即为该风电受限分区内符合消减条件的光伏电站；

然后，计算每个风电受限分区的满足消减条件的光伏电站总的消减量：

$P_{\mathrm{Reduce}\_\mathrm{Area}}=\mathrm{Min}(P_{\mathrm{Reduce}\_\max \_\mathrm{area}\_\mathrm{set}},\underset{i=1}{\overset{\mathrm{Num}\_\mathrm{area}}{\mathrm{\Σ}}}(P_{{\mathrm{PV}\_\mathrm{area}\_\mathrm{cur}}_i}-P_{{\mathrm{PV}\_\mathrm{area}\_\min }_i}))$

式中，P_{Reduce_Area}代表各风电受限分区各自的满足消减条件的光伏电站总的消减量，P_{Reduce_max_area_set}代表各风电受限分区各自的单次消减最大总量定值，代表各风电受限分区内满足消减条件的第i个光伏电站的当前出力，代表各风电受限分区内满足消减条件的第i个光伏电站的最小计划限额；

接着，计算每个风电受限分区内满足消减条件的光伏电站新计划：

$P_{A\_\mathrm{Area}\_\mathrm{NewPlan}}=P_{\mathrm{PV}\_A\_\mathrm{Area}\_\mathrm{Cur}}-P_{\mathrm{Reduce}\_\mathrm{Area}}*\left(\frac{P_{\mathrm{PV}\_A\_\mathrm{Area}\_\mathrm{Cur}}-P_{\mathrm{PV}\_A\_\mathrm{Area}\_\min }}{{\mathrm{\Σ}}_{i=1}^{\mathrm{Num}\_\mathrm{area}}(P_{{\mathrm{PV}\_\mathrm{area}\_\mathrm{cur}}_i}-P_{{\mathrm{PV}\_\mathrm{area}\_\min }_i})}\right)$

式中，P_{A_Area_NewPlan}代表各风电受限分区内满足消减条件的各光伏电站各自的新出力计划，P_{PV_A_Area_Cur}代表各风电受限分区内满足消减条件的各光伏电站各自的当前出力，P_{PV_A_Area_min}代表各风电受限分区内满足消减条件的各光伏电站各自的最小计划限额定值；

接着，计算每个风电受限分区内不满足消减条件的光伏电站的新计划：

P_{B_Area_NewPlan}＝P_{B_Area_Cur_Plan}

式中，P_{B_Area_NewPlan}代表各风电受限分区内不满足消减条件的各光伏电站各自的新出力计划，P_{B_Area_Cur_Plan}代表各风电受限分区内不满足消减条件的各光伏电站各自的当前计划；

最后，计算各风电不受限分区内各光伏电站的新计划：

P_{C_NewPlan}＝P_{C_Cur_Plan}

式中P_{C_NewPlan}代表各风电不受限分区内各光伏电站各自的新出力计划，P_{C_Cur_Plan}代表各风电不受限分区内各光伏电站各自的当前计划；

3-5)对整体区域内当前计划小于运行容量的光伏电站，按其运行容量比进行提升，计算每个当前计划小于运行容量的光伏电站的新出力计划：

$P_{D\_\mathrm{NewPlan}}=\min (P_{D\_\mathrm{Cur}\_\mathrm{Plan}}+\frac{P_{\mathrm{Set}\_\mathrm{Area}\_\mathrm{Add}}*(P_{D\_\mathrm{PV}\_\mathrm{Run}}-P_{D\_\mathrm{Cur}\_\mathrm{Plan}})}{{\mathrm{\Σ}}_{i=1}^n(P_{i\_\mathrm{PV}\_\mathrm{Run}}-P_{i\_\mathrm{Cur}\_\mathrm{Plan}})},P_{D\_\mathrm{PV}\_\mathrm{Run}})$

式中，P_{D_NewPlan}代表整体区域内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的新出力计划，P_{D_Cur_Plan}代表整体区域内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的当前计划，P_{Set_Area_Add}代表各当前计划小于运行容量的光伏电站所在分区的单次提升总量定值，P_{D_PV_Run}代表整体区域内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的运行容量，n为整体区域内当前计划小于运行容量的光伏电站总个数，P_{i_PV_Run}代表整体区域内第i个当前计划小于运行容量的光伏电站的运行容量，P_{i_Cur_Plan}代表整体区域内第i个当前计划小于运行容量的光伏电站的当前计划；

对整体区域内当前计划不小于运行容量的光伏电站，其新出力计划维持其当前计划不变；

3-6)对于各风电受限分区，按照步骤3-4)中当前控制类型为分区控制时的计算方法计算各光伏电站的新出力计划；

对于各风电不受限分区，对其中当前计划小于运行容量的光伏电站，按以下公式计算其新出力计划：

$P_{E\_\mathrm{NewPlan}}=\min (P_{E\_\mathrm{Cur}\_\mathrm{Plan}}+\frac{P_{\mathrm{Set}\_\mathrm{Area}\_\mathrm{Add}}*(P_{E\_\mathrm{PV}\_\mathrm{Run}}-P_{E\_\mathrm{Cur}\_\mathrm{Plan}})}{{\mathrm{\Σ}}_{i=1}^m(P_{i\_\mathrm{Area}\_\mathrm{PV}\_\mathrm{Run}}-P_{i\_\mathrm{Area}\_\mathrm{Cur}\_\mathrm{Plan}})},P_{E\_\mathrm{PV}\_\mathrm{Run}})$

式中，P_{E_NewPlan}代表各风电不受限分区内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的新出力计划，P_{E_Cur_Plan}代表各风电不受限分区内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的当前计划，P_{E_PV_Run}代表各风电不受限分区内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的运行容量，m代表各风电不受限分区内各自的当前计划小于运行容量的光伏电站总个数，P_{i_Area_PV_Run}代表各风电不受限分区内第i个当前计划小于运行容量的光伏电站的运行容量，P_{i_Area_Cur_Plan}代表各风电不受限分区内第i个当前计划小于运行容量的光伏电站的当前计划；

对于各风电不受限分区，对其中当前计划不小于运行容量的光伏电站，其新出力计划维持其当前计划不变。

本发明的有益效果如下：本发明根据电网当前调度模式、运行方式对送出断面的限额和风电场当前计划和实时出力来计算下发各光伏电站的出力计划，保证电网在各种运行方式及故障情况下稳定可靠运行，同时最大限度提高了电网的输送能力，在风电、光电共挤外送通道时，通过协调控制风电场、光伏电站的出力，合理利用风、光资源，提高新能源的整体利用率。

附图说明

图1是本发明方法的流程图。

具体实施方式

下面参照附图并结合实例对本发明作进一步详细描述。

如图1所示，本发明的方法，包括以下步骤：

A.初次开始计算时，计算光伏电站的初始计划，并下发计划至各光伏电站和风电场。

B.将集中并网公用同一外送通道的所有风电场和光伏电站作为一个整体区域，再根据风电场、光伏电站的上网点将整体区域分成多个分区。

C.每固定周期判断整体区域内风电出力情况，再判断各个分区风电出力情况，对光伏电站进行控制计算，得到各光伏电站的下一计算周期的新的出力计划；

D.联合控制中心站将光伏电站新计划下发至各光伏电站。

E.下一计算周期，重复步骤B-D。

上述步骤A中，联合控制***内的某光伏电站A的初始计划为：

P_{A_PV_initPlan}＝P_{A_PV_ZJ}-P_{A_PV_JX}

式中，P_{A_PV_initPlan}为光伏电站A的初始计划，P_{A_PV_ZJ}为光伏电站A的装机容量，P_{A_PV_JX}为光伏电站A的检修容量。

上述步骤C中，计算各光伏电站有功发电计划具体方法如下：

C.1判断整体风电受限的条件：

①某风电场的P_{w_Cur}+ΔP_Set＞P_{w_Plan}；

②满足条件①的风电场个数大于等于NUM_{w_All_min}；

③(P_{LF_max}-P_{LF_cur})＜P_{LF_Limit}；

条件①、②和③需同时满足，其中：P_{w_Cur}为风电场的当前出力；ΔP_Set是风电场有功出力偏差定值；P_{w_Plan}为风电场的当前计划，NUM_{w_All_min}为满足整体风电受限的风电场最少个数定值；P_{LF_max}为整体区域内风光外送通道的最大送出限额定值；P_{LF_cur}为整体区域内风光外送通道的当前有功；P_{LF_Limit}为整体风电不受限外送通道裕度最小值定值。

C.2判断分区内风电受限的条件：

①该分区内某风电场的P_{w_Area_Cur}+ΔP_Set＞P_{w_Area_Plan}；

②该分区内满足条件①的风电场个数大于等于NUM_{w_Area_min}；

③(P_{LF_area_max}-P_{LF_area_cur})＜P_{LF_area_Limit}；

条件①、②和③需同时满足，其中：P_{w_Area_Cur}为该分区内风电场的当前出力；ΔP_Set是风电场有功出力偏差定值；P_{w_Area_Plan}为该分区内风电场的当前计划；NUM_{w_Area_min}为满足该分区风电受限的风电场最少个数定值；P_{LF_area_max}为分区风光外送通道的最大送出限额定值；P_{LF_area_cur}为分区风光外送通道的当前有功；P_{LF_area_Limit}为分区风电不受限外送通道裕度最小值定值。

C.3根据C.1和C.2的条件判断出整体风电受限，所有分区风电不受限时，对整体区域内满足消减条件的光伏电站进行消减，计算流程如下：

计算出符合消减条件的光伏电站个数Num：光伏电站当前出力大于光伏电站的最小计划限额定值，该光伏电站P即为符合消减条件的光伏电站。

计算满足消减条件的光伏电站总的消减量P_Reduce：

$P_{\mathrm{Reduce}}=\mathrm{Min}\left(P_{\mathrm{Reduce}\_\max \_\mathrm{set},}\underset{i=1}{\overset{\mathrm{Num}}{\mathrm{\Σ}}}(P_{{\mathrm{PV}\_\mathrm{cur}}_i}-P_{{\mathrm{PV}\_\min }_i})\right)$

式中，P_{Reduce_max_set}为整体单次消减最大总量定值，为满足消减条件的光伏电站i当前出力，为光伏电站i最小计划限额定值。

计算满足消减条件下的各光伏电站的新计划(光伏电站A为例)：

$P_{A\_\mathrm{NewPlan}}=P_{\mathrm{PV}\_A\_\mathrm{Cur}}-P_{\mathrm{Reduce}}*((P_{\mathrm{PV}\_A\_\mathrm{Cur}}-P_{\mathrm{PV}\_A\_\min })/\underset{i=1}{\overset{\mathrm{Num}}{\mathrm{\Σ}}}(P_{{\mathrm{PV}\_\mathrm{cur}}_i}-P_{{\mathrm{PV}\_\min }_i}))$

式中，P_{A_NewPlan}为光伏电站A新计划，P_{PV_A_Cur}为光伏电站A当前出力，P_{PV_A_min}为光伏电站A最小计划限额定值。

计算整体区域不满足消减条件的光伏电站新计划(以光伏电站B为例)：

P_{B_NewPlan}＝P_{B_Cur_Plan}

式中，P_{B_NewPlan}为光伏电站B新计划，P_{B_Cur_Plan}为光伏电站B当前计划。

C.4根据C.1和C.2的条件判断出整体风电受限，也存在分区风电受限时，计算步骤如下：

读取控制类型定值SET_{ctr_type}，根据定值判断控制方法；

SET_{ctr_type}的值为方法一(整体控制)，各光伏电站出力计划计算步骤参见C.3。

SET_{ctr_type}的值为方法二(分区控制)，风电受限分区内各光伏电站出力计划计算流程为：

统计每个风电受限分区内满足消减条件的光伏电站个数Num_area：分区内某光伏电站的当前出力于光伏电站最小计划限额定值，该光伏电站即为符合消减条件的光伏电站。

计算每个风电受限分区满足消减条件的光伏电站总的消减量：

$P_{\mathrm{Reduce}\_\mathrm{Area}}=\mathrm{Min}(P_{\mathrm{Reduce}\_\max \_\mathrm{area}\_\mathrm{set}},\underset{i=1}{\overset{\mathrm{Num}\_\mathrm{area}}{\mathrm{\Σ}}}(P_{{\mathrm{PV}\_\mathrm{area}\_\mathrm{cur}}_i}-P_{{\mathrm{PV}\_\mathrm{area}\_\min }_i}))$

式中，P_{Reduce_max_area_set}为各风电受限分区各自的单次消减最大总量定值，代表各风电受限分区内满足消减条件的第i个光伏电站的当前出力，代表各风电受限分区内满足消减条件的第i个光伏电站的最小计划限额。

计算风电受限分区内满足消减条件的光伏电站新计划：

$P_{A\_\mathrm{Area}\_\mathrm{NewPlan}}=P_{\mathrm{PV}\_A\_\mathrm{Area}\_\mathrm{Cur}}-P_{\mathrm{Reduce}\_\mathrm{Area}}*\left(\frac{P_{\mathrm{PV}\_A\_\mathrm{Area}\_\mathrm{Cur}}-P_{\mathrm{PV}\_A\_\mathrm{Area}\_\min }}{{\mathrm{\Σ}}_{i=1}^{\mathrm{Num}\_\mathrm{area}}(P_{{\mathrm{PV}\_\mathrm{area}\_\mathrm{cur}}_i}-P_{{\mathrm{PV}\_\mathrm{area}\_\min }_i})}\right)$

式中，P_{A_Area_NewPlan}代表各风电受限分区内满足消减条件的各光伏电站各自的新出力计划，P_{PV_A_Area_Cur}代表各风电受限分区内满足消减条件的各光伏电站各自的当前出力，P_{PV_A_Area_min}代表各风电受限分区内满足消减条件的各光伏电站各自的最小计划限额定值；

接着，计算每个风电受限分区内不满足消减条件的光伏电站的新计划：

P_{B_Area_NewPlan}＝P_{B_Area_Cur_Plan}

式中，P_{B_Area_NewPlan}代表各风电受限分区内不满足消减条件的各光伏电站各自的新出力计划，P_{B_Area_Cur_Plan}代表各风电受限分区内不满足消减条件的各光伏电站各自的当前计划。

SET_{ctr_type}的值为方法二(分区控制)，计算各风电不受限分区内各光伏电站的新计划：

P_{C_NewPlan}＝P_{C_Cur_Plan}

式中P_{C_NewPlan}代表各风电不受限分区内各光伏电站各自的新出力计划，P_{C_Cur_Plan}代表各风电不受限分区内各光伏电站各自的当前计划；

C.5根据C.1和C.2的条件判断出整体风电不受限，所有分区风电也不受限，对整体区域内当前计划小于运行容量的光伏电站，按其运行容量比进行提升，计算每个当前计划小于运行容量的光伏电站的新出力计划：

$P_{D\_\mathrm{NewPlan}}=\min (P_{D\_\mathrm{Cur}\_\mathrm{Plan}}+\frac{P_{\mathrm{Set}\_\mathrm{Area}\_\mathrm{Add}}*(P_{D\_\mathrm{PV}\_\mathrm{Run}}-P_{D\_\mathrm{Cur}\_\mathrm{Plan}})}{{\mathrm{\Σ}}_{i=1}^n(P_{i\_\mathrm{PV}\_\mathrm{Run}}-P_{i\_\mathrm{Cur}\_\mathrm{Plan}})},P_{D\_\mathrm{PV}\_\mathrm{Run}})$

式中，P_{D_NewPlan}代表整体区域内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的新出力计划，P_{D_Cur_Plan}代表整体区域内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的当前计划，P_{Set_Area_Add}代表各当前计划小于运行容量的光伏电站所在分区的单次提升总量定值，P_{D_PV_Run}代表整体区域内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的运行容量，n为整体区域内当前计划小于运行容量的光伏电站总个数，P_{i_PV_Run}代表整体区域内第i个当前计划小于运行容量的光伏电站的运行容量，P_{i_Cur_Plan}代表整体区域内第i个当前计划小于运行容量的光伏电站的当前计划。

其中P_{D_PV_Run}＝P_{D_PV_ZJ}-P_{D_PV_JX}，P_{D_PV_ZJ}为整体区域内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的装机容量，P_{D_PV_JX}为整体区域内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的检修容量。

对整体区域内当前计划不小于运行容量的光伏电站，其新出力计划维持其当前计划不变。

C.6根据C.1和C.2的条件判断出整体风电不受限，存在分区风电受限，各光伏电站出力计划计算方法如下：

风电受限的分区内光伏电站的新计划计算步骤如C.4中的3)子步骤。

对于各风电不受限分区，对其中当前计划小于运行容量的光伏电站，按以下公式计算其新出力计划：

$P_{E\_\mathrm{NewPlan}}=\min (P_{E\_\mathrm{Cur}\_\mathrm{Plan}}+\frac{P_{\mathrm{Set}\_\mathrm{Area}\_\mathrm{Add}}*(P_{E\_\mathrm{PV}\_\mathrm{Run}}-P_{E\_\mathrm{Cur}\_\mathrm{Plan}})}{{\mathrm{\Σ}}_{i=1}^m(P_{i\_\mathrm{Area}\_\mathrm{PV}\_\mathrm{Run}}-P_{i\_\mathrm{Area}\_\mathrm{Cur}\_\mathrm{Plan}})},P_{E\_\mathrm{PV}\_\mathrm{Run}})$

式中，P_{E_NewPlan}代表各风电不受限分区内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的新出力计划，P_{E_Cur_Plan}代表各风电不受限分区内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的当前计划，P_{E_PV_Run}代表各风电不受限分区内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的运行容量，m代表各风电不受限分区内各自的当前计划小于运行容量的光伏电站总个数，P_{i_Area_PV_Run}代表各风电不受限分区内第i个当前计划小于运行容量的光伏电站的运行容量，P_{i_Area_Cur_Plan}代表各风电不受限分区内第i个当前计划小于运行容量的光伏电站的当前计划；

对于各风电不受限分区，对其中当前计划不小于运行容量的光伏电站，其新出力计划维持其当前计划不变。

虽然本发明已以较佳实施例公开如上，但实施例并不是用来限定本发明的。在不脱离本发明之精神和范围内，所做的任何等效变化或润饰，同样属于本发明之保护范围。因此本发明的保护范围应当以本申请的权利要求所界定的内容为标准。

Claims (1)

1.一种大规模风电场光伏电站集中送出的光伏有功控制方法，其特征在于，包括如下步骤：

1)计算各光伏电站的初始出力计划，并下发出力计划至各光伏电站和风电场；

2)将集中并网公用同一外送通道的所有风电场和光伏电站作为一个整体区域，再根据风电场、光伏电站的上网点将整体区域分成多个分区；

3)判断整体区域内风电出力情况，再判断各个分区风电出力情况，对各光伏电站进行控制计算，得到各光伏电站的新出力计划；

4)联合控制中心站将各光伏电站的新出力计划下发至各光伏电站；

5)进行下一计算周期的计算，重复步骤2)至4)；

其中，所述步骤1)中，各光伏电站的初始出力计划为：

P_{A_PV_initPlan}＝P_{A_PV_ZJ}-P_{A_PV_JX}

式中，P_{A_PV_initPlan}代表各光伏电站的初始出力计划，P_{A_PV_ZJ}代表各光伏电站的装机容量，P_{A_PV_JX}代表各光伏电站的检修容量；

所述步骤3)中各光伏电站的新出力计划的计算方法如下：

3-1)先根据以下条件判断整体风电是否受限，当条件①、②、③同时满足时，认为整体风电受限；否则，认为整体风电不受限：

①某风电场的P_{w_Cur}+ΔP_Set＞P_{w_Plan}

②满足条件①的风电场个数大于等于NUM_{w_All_min}

③(P_{LF_max}-P_{LF_cur})＜P_{LF_Limit}

其中P_{w_Cur}为该风电场的当前出力，ΔP_Set为该风电场有功出力偏差定值，P_{w_Plan}为该风电场的当前计划，NUM_{w_All_min}为满足整体风电受限的风电场最少个数定值，P_{LF_max}为整体区域内风光外送通道的最大送出限额定值，P_{LF_cur}为整体区域内风光外送通道的当前有功，P_{LF_Limit}为整体风电不受限外送通道裕度最小值定值；

再根据以下条件判断各个分区内风电是否受限，当条件④、⑤、⑥同时满足时，认为该分区内风电受限；否则，认为该分区内风电不受限：

④该分区内某风电场的P_{w_Area_Cur}+ΔP_Set＞P_{w_Area_Plan}

⑤该分区内满足条件④的风电场个数大于等于NUM_{w_Area_min}

⑥(P_{LF_area_max}-P_{LF_area_cur})＜P_{LF_area_Limit}

其中P_{w_Area_Cur}为分区内该风电场的当前出力，ΔP_Set是该风电场有功出力偏差定值，P_{w_Area_Plan}为分区内该风电场的当前计划，NUM_{w_Area_min}为满足该分区风电受限的风电场最少个数定值，P_{LF_area_max}为该分区风光外送通道的最大送出限额定值，P_{LF_area_cur}为该分区风光外送通道的当前有功，P_{LF_area_Limit}为该分区风电不受限外送通道裕度最小值定值；

3-2)若根据以上的判断，得出整体风电受限且所有的分区内风电不受限时，进入步骤3-3)；

若根据以上的判断，得出整体风电受限同时也存在分区内风电受限时，进入步骤3-4)；

若根据以上的判断，得出整体风电不受限且所有的分区内风电也不受限时，进入步骤3-5)；

若根据以上的判断，得出整体风电不受限但存在分区内风电受限时，进入步骤3-6)；

3-3)首先统计出整体区域内符合消减条件的光伏电站个数Num：若整体区域内某个光伏电站当前出力大于该光伏电站的最小计划限额定值，该光伏电站即为整体区域内符合消减条件的光伏电站；

然后，计算整体区域内满足消减条件的光伏电站总的消减量P_Reduce：

$P_{\mathrm{Reduce}}=\mathrm{Min}\left(P_{\mathrm{Reduce}\_\max \_\mathrm{set},}\underset{i=1}{\overset{\mathrm{Num}}{\mathrm{\Σ}}}(P_{{\mathrm{PV}\_\mathrm{cur}}_i}-P_{{\mathrm{PV}\_\min }_i})\right)$

式中，P_{Reduce_max_set}为整体区域内单次消减最大总量定值，为整体区域内满足消减条件的第i个光伏电站的当前出力，为整体区域内满足消减条件的第i个光伏电站的最小计划限额定值；

接着，计算整体区域内满足消减条件的各光伏电站的新出力计划：

$P_{A\_\mathrm{NewPlan}}=P_{\mathrm{PV}\_A\_\mathrm{Cur}}-P_{\mathrm{Reduce}}*((P_{\mathrm{PV}\_A\_\mathrm{Cur}}-P_{\mathrm{PV}\_A\_\min })/\underset{i=1}{\overset{\mathrm{Num}}{\mathrm{\Σ}}}(P_{{\mathrm{PV}\_\mathrm{cur}}_i}-P_{{\mathrm{PV}\_\min }_i}))$

式中，P_{A_NewPlan}代表整体区域内满足消减条件的各光伏电站各自的新出力计划，P_{PV_A_Cur}代表整体区域内满足消减条件的各光伏电站各自的当前出力，P_{PV_A_min}代表整体区域内满足消减条件下的各光伏电站各自的最小计划限额定值；

最后，计算整体区域内不满足消减条件的各光伏电站的新出力计划：

P_{B_NewPlan}＝P_{B_Cur_Plan}

式中，P_{B_NewPlan}代表整体区域内不满足消减条件的各光伏电站各自的新出力计划，P_{B_Cur_Plan}代表整体区域内不满足消减条件的各光伏电站各自的当前计划；

3-4)若当前控制类型为整体控制时，按照步骤3-3)的方法计算各光伏电站的新出力计划；

若当前控制类型为分区控制时，按照以下过程计算各光伏电站的新出力计划：

首先，统计出每个风电受限分区内满足消减条件的光伏电站个数Num_area：若某风电受限分区内某光伏电站的当前出力大于该光伏电站最小计划限额定值，该光伏电站即为该风电受限分区内符合消减条件的光伏电站；

然后，计算每个风电受限分区的满足消减条件的光伏电站总的消减量：

$P_{\mathrm{Reduce}\_\mathrm{Area}}=\mathrm{Min}(P_{\mathrm{Reduce}\_\max \_\mathrm{area}\_\mathrm{set}},\underset{i=1}{\overset{\mathrm{Num}\_\mathrm{area}}{\mathrm{\Σ}}}(P_{{\mathrm{PV}\_\mathrm{area}\_\mathrm{cur}}_i}-P_{{\mathrm{PV}\_\mathrm{area}\_\min }_i}))$

式中，P_{Reduce_Area}代表各风电受限分区各自的满足消减条件的光伏电站总的消减量，P_{Reduce_max_area_set}代表各风电受限分区各自的单次消减最大总量定值，代表各风电受限分区内满足消减条件的第i个光伏电站的当前出力，代表各风电受限分区内满足消减条件的第i个光伏电站的最小计划限额；

接着，计算每个风电受限分区内满足消减条件的光伏电站新计划：

$P_{A\_\mathrm{Area}\_\mathrm{NewPlan}}=P_{\mathrm{PV}\_A\_\mathrm{Area}\_\mathrm{Cur}}-P_{\mathrm{Reduce}\_\mathrm{Area}}*\left(\frac{P_{\mathrm{PV}\_A\_\mathrm{Area}\_\mathrm{Cur}}-P_{\mathrm{PV}\_A\_\mathrm{Area}\_\min }}{{\mathrm{\Σ}}_{i=1}^{\mathrm{Num}\_\mathrm{area}}(P_{{\mathrm{PV}\_\mathrm{area}\_\mathrm{cur}}_i}-P_{{\mathrm{PV}\_\mathrm{area}\_\min }_i})}\right)$

式中，P_{A_Area_NewPlan}代表各风电受限分区内满足消减条件的各光伏电站各自的新出力计划，P_{PV_A_Area_Cur}代表各风电受限分区内满足消减条件的各光伏电站各自的当前出力，P_{PV_A_Area_min}代表各风电受限分区内满足消减条件的各光伏电站各自的最小计划限额定值；

接着，计算每个风电受限分区内不满足消减条件的光伏电站的新计划：

P_{B_Area_NewPlan}＝P_{B_Area_Cur_Plan}

式中，P_{B_Area_NewPlan}代表各风电受限分区内不满足消减条件的各光伏电站各自的新出力计划，P_{B_Area_Cur_Plan}代表各风电受限分区内不满足消减条件的各光伏电站各自的当前计划；

最后，计算各风电不受限分区内各光伏电站的新计划：

P_{C_NewPlan}＝P_{C_Cur_Plan}

式中P_{C_NewPlan}代表各风电不受限分区内各光伏电站各自的新出力计划，P_{C_Cur_Plan}代表各风电不受限分区内各光伏电站各自的当前计划；

3-5)对整体区域内当前计划小于运行容量的光伏电站，按其运行容量比进行提升，计算每个当前计划小于运行容量的光伏电站的新出力计划：

$P_{D\_\mathrm{NewPlan}}=\min (P_{D\_\mathrm{Cur}\_\mathrm{Plan}}+\frac{P_{\mathrm{Set}\_\mathrm{Area}\_\mathrm{Add}}*(P_{D\_\mathrm{PV}\_\mathrm{Run}}-P_{D\_\mathrm{Cur}\_\mathrm{Plan}})}{{\mathrm{\Σ}}_{i=1}^n(P_{i\_\mathrm{PV}\_\mathrm{Run}}-P_{i\_\mathrm{Cur}\_\mathrm{Plan}})},P_{D\_\mathrm{PV}\_\mathrm{Run}})$

式中，P_{D_NewPlan}代表整体区域内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的新出力计划，P_{D_Cur_Plan}代表整体区域内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的当前计划，P_{Set_Area_Add}代表各当前计划小于运行容量的光伏电站所在分区的单次提升总量定值，P_{D_PV_Run}代表整体区域内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的运行容量，n为整体区域内当前计划小于运行容量的光伏电站总个数，P_{i_PV_Run}代表整体区域内第i个当前计划小于运行容量的光伏电站的运行容量，P_{i_Cur_Plan}代表整体区域内第i个当前计划小于运行容量的光伏电站的当前计划；

对整体区域内当前计划不小于运行容量的光伏电站，其新出力计划维持其当前计划不变；

3-6)对于各风电受限分区，按照步骤3-4)中当前控制类型为分区控制时的计算方法计算各光伏电站的新出力计划；

对于各风电不受限分区，对其中当前计划小于运行容量的光伏电站，按以下公式计算其新出力计划：

$P_{E\_\mathrm{NewPlan}}=\min (P_{E\_\mathrm{Cur}\_\mathrm{Plan}}+\frac{P_{\mathrm{Set}\_\mathrm{Area}\_\mathrm{Add}}*(P_{E\_\mathrm{PV}\_\mathrm{Run}}-P_{E\_\mathrm{Cur}\_\mathrm{Plan}})}{{\mathrm{\Σ}}_{i=1}^m(P_{i\_\mathrm{Area}\_\mathrm{PV}\_\mathrm{Run}}-P_{i\_\mathrm{Area}\_\mathrm{Cur}\_\mathrm{Plan}})},P_{E\_\mathrm{PV}\_\mathrm{Run}})$

式中，P_{E_NewPlan}代表各风电不受限分区内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的新出力计划，P_{E_Cur_Plan}代表各风电不受限分区内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的当前计划，P_{E_PV_Run}代表各风电不受限分区内各当前计划小于运行容量的光伏电站各自的运行容量，m代表各风电不受限分区内各自的当前计划小于运行容量的光伏电站总个数，P_{i_Area_PV_Run}代表各风电不受限分区内第i个当前计划小于运行容量的光伏电站的运行容量，P_{i_Area_Cur_Plan}代表各风电不受限分区内第i个当前计划小于运行容量的光伏电站的当前计划；

对于各风电不受限分区，对其中当前计划不小于运行容量的光伏电站，其新出力计划维持其当前计划不变。