一种面向无功支撑的远海风电集群多端柔性直流接入系统协同优化规划方法与流程

本发明属于海上风电并网输电系统规划，具体涉及一种面向无功支撑的远海风电集群多端柔性直流接入系统协同优化规划方法。

背景技术：

1、随着远海风电开发规模不断增大，多个海上风电场以集群方式接入受端电网已成为重要发展方向。远海风电场通常离岸距离远、送出功率大，采用柔性直流输电能够提高功率传输的可控性，并具备一定的无功调节能力，但同时也会带来换流站、直流海缆、陆上线路以及站内关键设备投资高昂的问题。

2、在远海风电集群接入场景下，接入点选择、受端换流站容量配置、直流电压等级、直流海缆及陆上直流线路拓扑、线路型号以及换流站关键设备参数之间存在较强耦合关系。若在规划阶段仅从局部投资或单一接入方案出发进行设计，容易造成线路建设成本偏高、换流站容量配置不合理、直流电压等级与线路输送能力不匹配，或者受端交流电网运行裕度不足等问题。

3、现有海上风电接入系统规划通常侧重线路投资、接入点选择、换流站容量配置或陆上电网扩建方案。例如，cn120582217a公开了一种海上风电集群的海陆交直流电气系统联合优化方法，其通过构建接入点优化层、海上电气系统规划层和陆上电气系统运行调度层的三层联合优化模型，并结合海上风电集群基础数据、风速概率密度分布数据和陆上电网拓扑结构数据，获得海上整流站方案、最优并网方案与陆上电网扩建方案。该类方法能够在一定程度上考虑海上风电集群的并网方案和陆上电网运行需求，但其优化重点主要集中于海陆交直流系统整体接入、典型风况下的规划配置以及陆上电网扩建，对远海风电集群经多端柔性直流系统接入受端交流电网时的无功支撑能力、电压稳定裕度以及多并网点之间的相互影响考虑不足。

4、尤其是在含多回直流馈入的受端交流电网中，多个受端换流站并网点之间并非相互独立。不同并网点之间的等效阻抗、电气距离、馈入功率以及换流站无功调节边界，均会影响受端交流电网的静态电压稳定水平。现有规划方法在处理该类问题时，通常将电压安全问题简化为节点电压上下限约束、潮流平衡约束或线路容量约束，缺少对多端柔性直流馈入条件下受端交流电网电压稳定裕度的量化评价。因此，若仅依据投资成本、接入距离、风况场景或常规潮流结果确定规划方案，可能出现并网点电压偏差增大、局部节点电压支撑能力不足、静态电压稳定裕度偏低，甚至等值短路比指标低于稳定临界值的风险。

5、另外，现有技术中系统级网架规划与设备级选型往往分开进行。系统级规划通常关注陆上受端换流站的站址、容量、直流电压等级、海缆及陆上线路拓扑，而设备级选型通常在系统方案确定后，再独立确定换流变压器、换流阀子模块功率器件、子模块电容和桥臂电抗器等关键设备。由于二者之间缺少统一的匹配关系，可能导致选址、拓扑和电压等级已经确定，但对应的换流变压器容量、功率器件耐压耐流能力、子模块数量、电容配置及桥臂电抗器参数不能与系统运行需求充分协调，从而引起设备配置冗余、投资增加或安全裕度不足。

6、远海风电出力和受端交流电网负荷还具有明显波动性。风电大发、风电低发、负荷高峰、负荷低谷等不同运行场景下，并网点电压偏差、线路潮流分布以及换流站有功无功出力均可能发生较大变化。现有规划方法虽然可引入风况或负荷场景进行分析，但对于多典型运行场景下并网点电压质量、潮流可行性和线路传输能力的协同约束仍不充分，难以保证远海风电集群在多种运行工况下均具有较好的电压稳定性和运行平稳性。

7、因此，远海风电集群多端柔性直流接入系统规划中仍存在以下技术问题：如何在控制线路与设备投资的同时，准确反映受端交流电网的电压稳定裕度；如何评价多端柔性直流馈入条件下不同并网点之间的相互影响及无功支撑能力；如何避免系统级网架规划与换流站关键设备选型相互割裂；以及如何在多典型运行场景下兼顾潮流可行性、线路传输能力和并网点电压偏差。

技术实现思路

1、本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种面向无功支撑的远海风电集群多端柔性直流接入系统协同优化规划方法。

2、本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：

3、本发明提供了一种面向无功支撑的远海风电集群多端柔性直流接入系统协同优化规划方法，包括以下步骤：

4、获取规划基础数据集；

5、基于所述规划基础数据集构建系统级优化模型；

6、求解所述系统级优化模型，筛选满足换流站配置要求、直流电压等级要求、受端交流电网电压稳定要求、运行潮流要求和线路传输能力要求的系统级可行方案；

7、将所述系统级可行方案中的陆上受端换流站容量、直流电压等级及线路拓扑作为设备级优化模型的输入，构建所述设备级优化模型，对换流变压器、换流阀子模块功率器件、子模块电容和桥臂电抗器进行设备选型，得到与所述系统级可行方案相匹配的设备级选型方案；

8、根据所述系统级可行方案和所述设备级选型方案形成综合评价结果，并基于所述综合评价结果对所述系统级可行方案进行迭代更新，直至满足收敛条件；

9、将满足所述收敛条件的方案作为目标规划方案输出。

10、进一步的，所述规划基础数据集包括远海风电集群的送端换流站数据、受端交流电网数据、候选陆上并网点数据、候选直流电压等级数据、候选线路数据、典型运行场景数据以及候选换流站设备数据。

11、进一步的，所述送端换流站数据包括各海上送端换流站的位置信息、额定容量、送出功率、对应远海风电场容量以及各海上送端换流站与候选陆上并网点之间的直流送出距离；

12、所述受端交流电网数据包括受端交流电网的网络拓扑、节点参数、支路参数、节点电压等级、节点电压运行上下限、节点负荷数据、交流线路潮流限值以及用于计算受端交流电网电压稳定指标的节点阻抗导纳参数；

13、所述候选陆上并网点数据包括候选陆上并网点集合、各候选陆上并网点在受端交流电网中的节点编号、并网点电压等级、并网点允许接入容量、并网点之间的电气连接关系以及并网点之间的等效阻抗参数；

14、所述候选直流电压等级数据包括多个可选直流电压等级以及各可选直流电压等级对应的线路输送能力、绝缘配置要求和换流站设备适配要求；

15、所述候选线路数据包括候选直流海缆数据和候选陆上直流架空线数据，所述候选直流海缆数据包括海缆候选型号、单位长度成本、最大传输容量以及海上送端换流站至候选陆上并网点的海缆长度，所述候选陆上直流架空线数据包括陆上直流架空线候选型号、单位长度成本、最大传输容量以及候选陆上并网点之间的架空线长度；

16、所述典型运行场景数据包括风电出力水平、受端交流电网负荷水平、各典型运行场景对应的权重系数、各典型运行场景下并网点有功出力、无功出力、节点负荷以及并网点电压参考值；

17、所述候选换流站设备数据包括候选换流变压器数据、候选换流阀子模块功率器件数据、候选子模块电容数据和候选桥臂电抗器数据，其中，所述候选换流变压器数据包括换流变压器候选型号、额定容量、适配交流侧电压等级、适配直流电压等级和单位容量成本，所述候选换流阀子模块功率器件数据包括功率器件候选型号、额定电压、额定电流和单个功率器件成本，所述候选子模块电容数据包括子模块电容候选型号、电容值、额定电压和单个电容成本，所述候选桥臂电抗器数据包括桥臂电抗器候选型号、额定电流、电抗参数和单个桥臂电抗器成本。

18、进一步的，所述系统级优化模型以陆上受端换流站建设方案、直流电压等级方案、线路拓扑方案及线路选型方案为系统级决策对象，并以线路建设成本、用于表征无功支撑能力的受端交流电网电压稳定指标以及多场景并网点电压偏差作为系统级评价对象。

19、进一步的，所述系统级优化模型以线路建设成本最小、受端交流电网电压稳定指标最大以及多典型运行场景下并网点总电压偏差最小为优化目标，所述系统级优化模型的优化目标函数表示为：

20、

21、其中，表示系统级优化目标函数；表示直流海缆与陆上直流架空线的线路建设成本；表示受端交流电网中各受端换流站并网点对应的混合馈入等值短路比指标的最小值，所述混合馈入等值短路比指标根据受端换流站并网点之间的等效阻抗、等效功率以及柔性直流换流站无功边界函数影响项确定；表示多典型运行场景下并网点总电压偏差；

22、所述线路建设成本和所述多典型运行场景下并网点总电压偏差分别表示为：

23、

24、

25、其中，表示海上送端换流站集合；表示候选陆上并网点集合；表示候选直流海缆型号集合；表示候选陆上直流架空线型号集合；表示海上送端换流站与候选陆上并网点之间是否选用型号的直流海缆，若选用则取1，否则取0；表示海上送端换流站与候选陆上并网点之间的直流海缆长度；表示型号的直流海缆单位长度成本；表示候选陆上并网点与候选陆上并网点之间是否选用型号的陆上直流架空线，若选用则取1，否则取0；表示候选陆上并网点与候选陆上并网点之间的陆上直流架空线长度；表示型号的陆上直流架空线单位长度成本；表示典型运行场景集合；表示第个典型运行场景的权重系数；表示第个典型运行场景下第个并网点的实际电压幅值；表示并网点电压参考值。

26、进一步的，所述系统级优化模型的决策变量包括陆上受端换流站建设数量变量、陆上受端换流站站址选择变量、陆上受端换流站容量配置变量、直流电压等级选择变量、海上送端换流站至陆上受端换流站的直流海缆连接变量、候选陆上并网点之间的陆上直流架空线连接变量、直流海缆型号选择变量以及陆上直流架空线型号选择变量；将求解获得的陆上受端换流站建设数量、陆上受端换流站站址、陆上受端换流站容量、直流电压等级、直流海缆连接关系、陆上直流架空线连接关系、直流海缆型号以及陆上直流架空线型号作为所述系统级可行方案。

27、进一步的，所述系统级优化模型的约束条件包括换流站配置约束、直流电压等级约束、受端交流电网电压稳定约束、典型运行场景潮流约束以及线路传输能力约束；

28、所述换流站配置约束和所述直流电压等级约束表示为：

29、

30、其中，表示陆上受端换流站实际规划数量；表示第个候选陆上并网点是否建设陆上受端换流站，若建设则取1，否则取0；表示陆上受端换流站最大可规划数量；表示第个候选陆上并网点处陆上受端换流站的规划容量；分别表示第个候选陆上并网点处陆上受端换流站的最小可规划容量和最大可规划容量；表示远海风电集群的海上送端系统送出总功率；表示候选直流电压等级集合；表示第个候选陆上并网点是否选择第个候选直流电压等级，若选择则取1，否则取0；表示第个候选陆上并网点对应的直流电压等级；

31、所述受端交流电网电压稳定约束、典型运行场景潮流约束以及线路传输能力约束表示为：

32、

33、其中，表示第个已建设陆上受端换流站并网点对应的混合馈入等值短路比指标，所述混合馈入等值短路比指标根据受端换流站并网点之间的等效阻抗、等效功率以及柔性直流换流站无功边界函数影响项确定；表示受端交流电网满足静态电压稳定要求的混合馈入等值短路比阈值；表示典型运行场景集合；表示受端交流电网节点集合；表示第个典型运行场景下第个节点的电压幅值；、分别表示第个节点的电压运行下限和电压运行上限；、分别表示第个典型运行场景下第个陆上受端换流站注入受端交流电网的有功功率和无功功率；、分别表示第个典型运行场景下第个节点的有功负荷和无功负荷；表示由候选直流海缆线路和候选陆上直流架空线路组成的候选线路集合；、分别表示第个典型运行场景下第条线路的有功损耗和无功损耗；表示第个典型运行场景下第条直流海缆线路或陆上直流架空线路的传输有功功率；表示第条线路在所选线路型号和所选直流电压等级下对应的最大允许传输功率；

34、将同时满足所述换流站配置约束、直流电压等级约束、受端交流电网电压稳定约束、典型运行场景潮流约束以及线路传输能力约束的系统级规划方案，确定为所述系统级可行方案。

35、进一步的，所述设备级优化模型以上述系统级可行方案中的陆上受端换流站容量、直流电压等级及线路拓扑为输入，并以受端换流站设备投资成本最小为优化目标，所述设备级优化模型的优化目标函数表示为：

36、

37、其中，表示设备级优化目标函数；表示受端换流站设备投资总成本；表示由所述系统级可行方案确定的陆上受端换流站集合；表示第个陆上受端换流站的换流变压器成本；表示第个陆上受端换流站的换流阀子模块成本；表示第个陆上受端换流站的桥臂电抗器成本；

38、其中，第个陆上受端换流站的设备成本组成表示为：

39、

40、

41、

42、其中，表示第个陆上受端换流站所选换流变压器的单位容量成本；表示第个陆上受端换流站所选换流变压器的额定容量；表示第个陆上受端换流站的换流阀子模块数量；表示第个陆上受端换流站所选换流阀子模块功率器件的单个成本；表示第个陆上受端换流站所选子模块电容的单个成本；表示第个陆上受端换流站的桥臂电抗器数量；表示第个陆上受端换流站所选单个桥臂电抗器成本；

43、所述设备级优化模型的决策变量包括各陆上受端换流站的换流变压器型号选择变量、换流变压器额定容量选择变量、换流阀子模块功率器件型号选择变量、换流阀子模块数量配置变量、子模块电容型号选择变量、子模块电容值选择变量以及桥臂电抗器型号和数量配置变量；将求解获得的各陆上受端换流站对应的换流变压器型号及容量、换流阀子模块功率器件型号、换流阀子模块数量、子模块电容型号及电容值、桥臂电抗器型号及数量，作为与所述系统级可行方案相匹配的设备级选型方案。

44、进一步的，所述设备级优化模型的约束条件包括换流变压器容量约束、换流阀子模块电压约束、桥臂电流约束、换流阀子模块功率器件电流安全裕度约束、子模块电容候选值约束以及桥臂电抗器配置约束；

45、所述换流变压器容量约束和所述换流阀子模块电压约束表示为：

46、

47、其中，表示由所述系统级可行方案确定的陆上受端换流站集合；表示第个陆上受端换流站所选换流变压器的额定容量；表示由所述系统级可行方案确定的第个陆上受端换流站的容量需求；表示第个陆上受端换流站的换流阀子模块数量；表示第个陆上受端换流站所选子模块的额定电压；表示由所述系统级可行方案确定的第个陆上受端换流站的直流电压等级；表示第个陆上受端换流站所选换流阀子模块功率器件的额定电压；表示电压安全裕度系数；

48、所述桥臂电流约束、换流阀子模块功率器件电流安全裕度约束、子模块电容候选值约束以及桥臂电抗器配置约束表示为：

49、

50、其中，表示第个陆上受端换流站的直流侧电流；表示由所述系统级可行方案确定的第个陆上受端换流站的有功功率需求；表示第个陆上受端换流站的交流侧电流；表示第个陆上受端换流站的交流侧额定电压；表示第个陆上受端换流站的桥臂电流；表示第个陆上受端换流站所选换流阀子模块功率器件的额定电流；表示电流安全裕度系数；表示第个陆上受端换流站所选桥臂电抗器的额定电流；表示第个陆上受端换流站所选子模块电容的电容值；表示候选子模块电容值集合；表示第个陆上受端换流站所选桥臂电抗器的电抗参数；表示候选桥臂电抗器参数集合；

51、将同时满足所述换流变压器容量约束、换流阀子模块电压约束、桥臂电流约束、换流阀子模块功率器件电流安全裕度约束、子模块电容候选值约束以及桥臂电抗器配置约束的设备选型结果，确定为与所述系统级可行方案相匹配的设备级选型方案。

52、进一步的，所述根据所述系统级可行方案和所述设备级选型方案形成综合评价结果，并基于所述综合评价结果对所述系统级可行方案进行迭代更新，直至满足收敛条件，具体包括：

53、获取所述系统级可行方案对应的系统级优化目标函数值；

54、获取与所述系统级可行方案相匹配的设备级选型方案对应的设备级优化目标函数值；

55、将所述系统级优化目标函数值和所述设备级优化目标函数值作为所述系统级可行方案与所述设备级选型方案的对应评价结果，并根据所述对应评价结果对不同系统级可行方案进行排序；

56、基于排序结果选取满足受端交流电网电压稳定要求、运行潮流要求、线路传输能力要求以及设备选型匹配要求的系统级可行方案作为当前优选方案；

57、对所述当前优选方案中的陆上受端换流站站址、陆上受端换流站容量、直流电压等级、直流海缆连接关系、陆上直流架空线连接关系以及线路型号中的至少一种系统级变量进行扰动，生成邻域系统级规划方案；

58、对所述邻域系统级规划方案重新执行系统级优化求解和设备级优化求解，得到更新后的系统级可行方案和与其匹配的设备级选型方案，并重新形成对应评价结果；

59、当连续迭代过程中所述对应评价结果的变化量小于预设收敛阈值，或者迭代次数达到预设最大迭代次数时，判定满足所述收敛条件；否则，继续基于所述对应评价结果对所述系统级可行方案进行迭代更新。

60、与现有技术相比，本发明具有以下优点：

61、（1）现有海上风电集群接入系统规划通常仅通过节点电压限值、潮流平衡或线路容量判断受端交流电网是否安全，难以反映多端柔性直流馈入后并网点之间的电气耦合以及无功支撑能力变化，容易出现表面潮流可行但静态电压稳定裕度不足的问题。本发明将混合馈入等值短路比指标dphscr引入系统级优化目标和稳定约束，使规划方案在满足常规运行约束的同时，能够识别并排除电压稳定性不足的低成本方案，从而提高远海风电集群多端柔性直流接入后的受端电网静态电压稳定裕度。

62、（2）现有技术通常侧重接入点选择、线路投资或陆上电网扩建，容易忽略建设成本、电压稳定性和并网点电压偏差之间的协调关系。本发明以线路建设成本、受端交流电网电压稳定指标和多场景并网点电压偏差作为系统级评价对象，能够避免单纯追求低投资导致电压质量下降，也避免过度提高配置造成建设成本浪费。

63、（3）现有系统级网架规划与换流站关键设备选型往往分开进行，可能导致已经确定的站址、容量、拓扑和直流电压等级难以与换流变压器、换流阀子模块功率器件、子模块电容及桥臂电抗器等设备参数相匹配。本发明将系统级可行方案中的陆上受端换流站容量、直流电压等级及线路拓扑作为设备级优化模型的输入，使设备选型与系统规划结果对应确定，从而减少容量冗余、设备重复校核和参数不匹配带来的投资增加，提高规划方案的工程可实施性。

64、（4）现有规划方法对风电大发、风电低发、负荷高峰和负荷低谷等不同运行场景下的电压偏差考虑不足，可能导致方案只适用于局部工况。本发明在多典型运行场景下评价并网点总电压偏差，使目标规划方案能够适应风电出力和负荷水平变化，降低运行中并网点电压波动。

65、（5）对于多回直流馈入的受端交流电网，若远海风电功率集中接入单一并网点，容易造成局部电压支撑压力过大。现有技术更多关注接入距离或扩建成本，对受端换流站分散接入及站间直流侧互联的作用考虑不足。本发明将陆上受端换流站站址、容量和站间直流线路拓扑纳入系统级规划，使受端换流站可分散接入并通过直流侧互联实现功率互济和协同调压，在控制线路投资增加幅度的同时，提高系统稳定裕度并降低多场景电压偏差。

66、（6）现有方案中线路型号和直流电压等级有时仅作为后续校核对象，容易导致规划结果与实际输送能力不一致。本发明在系统级优化中同时确定直流电压等级、海缆型号、陆上直流架空线型号和线路拓扑，提高线路建设方案的完整性。