海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法及装置与流程

本发明涉及电力，尤其涉及海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法及装置。

背景技术：

1、风力发电是新能源发电技术中最成熟、最具开发潜力的发电方式之一，由于岸上风电受土地、风能资源限制，海上风电以其高密度且稳定的风能储备、靠近负荷中心、无土地成本、对环境影响小等优势，成为国际能源和电力工业发展的前沿和热点。相比于近海，离岸大于50km或水深超过 50m 的深远海域具有更广阔的海域资源与更庞大的风能储量，是未来我国沿海地区海上风电发展的新趋势。

2、然而，对于受端电网，负荷需求量大且电源众多，远海岸大规模海上风电场经高压直流输电接入受端电网将可能影响电网的电压和频率的稳定性，对电网原有运行方式产生冲击。其波动性、随机性和间歇性可能加剧负荷峰谷差，增加电力系统运行调度的压力。风电机组承受电网故障和扰动的能力有限，容易受电网故障影响而产生脱网等问题，风电场对受端电网的适应性亟待研究。其中，通过风电支撑能力评估来表征风电接入对电网运行可靠性的影响也是一个重要的研究方向。

3、专利文献cn113725865a公开了一种海上风电场无功支撑能力评价方法，包括：构建海上风电场半实物硬件在环仿真系统；分别模拟每一种预设工况下海上风电场发生低电压穿越故障、高电压穿越故障；在每一种预设工况下的低电压穿越故障时，进行低电压穿越故障、高电压穿越故障的无功支撑能力的测试，得到每一种预设工况下的低电压穿越故障的无功支撑能力结果、高电压穿越故障的无功支撑能力结果；基于每一种预设工况下的低电压穿越故障的无功支撑能力结果、高电压穿越故障的无功支撑能力的结果，得到最终的海上风电场的无功支撑能力结果。然而该方法只考虑到电压穿越故障的无功支撑能力，评价不够全面，不适用于海上风电受端电网的支撑能力评估。

技术实现思路

1、本发明提供了一种海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法及装置，能够对海上风电受端电网的支撑能力进行全面评估。

2、一种海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法，应用于海上风电经柔直送出系统，所述方法包括：

3、构建受端电网支撑成本指标；

4、根据所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标建立评估体系，对海上风电受端电网的支撑能力进行评估；

5、其中，面临频率调节时基于送受端直流电压下垂特性联动调频策略对所述海上风电经柔直送出系统进行调频，并计算调频能力指标；

6、面临电压调节时基于受端无功盈余能力对所述海上风电经柔直送出系统进行调压，并计算调压能力指标；

7、受端电网故障时基于降压减裁和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制，并计算故障穿越能力指标。

8、进一步地，所述海上风电经柔直送出系统包括海上风电集群、海上换流站、岸上换流站以及受端电网，所述海上换流站与岸上换流站通过直流海缆连接；

9、所述调频能力指标包括调频裕度、调频速度以及调频精度；

10、所述调压能力指标包括调压裕度、调压速度以及最大电压偏差；

11、所述故障穿越能力指标包括穿越时间指标、电压偏移指标以及风机脱网率；

12、所述支撑电网成本指标包括调压费用、调频费用以及故障穿越成本。

13、进一步地，基于送受端直流电压下垂特性联动调频策略对所述海上风电经柔直送出系统进行调频，并计算调频能力指标，包括：

14、岸上换流站通过下垂控制将受端电网的频率变化转变为直流电压变化；

15、基于预先建立的送受端电网耦合关系，海上换流站通过下垂控制将所述直流电压变化转换为海上交流系统频率变化；

16、所述海上风电集群响应所述海上交流系统频率变化，改变风机出力参与频率调节；

17、频率调节过程中计算获得所述调频裕度、调频速度以及调频精度。

18、进一步地，所述海上风电经柔直送出系统的直流侧安装有内部耗能电阻；

19、基于受端无功盈余能力对所述海上风电经柔直送出系统进行调压，并计算调压能力指标，包括：

20、岸上换流站对所述受端电网提供无功支撑；

21、海上风电集群采用无功优先控制模式，向受端电网提供无功支撑；

22、检测控制：检测直流母线电压，当直流母线电压高于预设上限值时，控制所述内部耗能电阻投入，向直流母线电容进行放电，当直流母线电压低于预设下限值时，控制所述内部耗能电阻退出；

23、循环执行上述检测控制步骤直到直流母线电压稳定在预设窄带范围内；

24、调压过程中计算获得所述调压裕度、调压速度以及最大电压偏差。

25、进一步地，所述海上换流站和岸上换流站设置有耗能装置；

26、基于降压减裁和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制，并计算故障穿越能力指标，包括：

27、受端电网故障时，岸上换流站作无功支撑，并判断受端电网的直流电压是否大于第一标幺值；

28、受端电网的直流电压大于第一标幺值时，海上换流站进行降压控制，所述海上风电集群根据故障状态控制功率输出；

29、判断受端电网的直流电压是否大于第二标幺值，受端电网的直流电压大于第二标幺值时，控制所述耗能装置投入直到故障清除；

30、控制过程中计算穿越时间指标、电压偏移指标以及风机脱网率。

31、进一步地，根据所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标建立评估体系，包括：

32、分别构造所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标的对比矩阵；

33、求解各个对比矩阵的最大特征值以及特征向量，将所述特征向量作为各个指标的相对权重系数；

34、根据所述最大特征值对各个对比矩阵进行一致性检验；

35、对经过一致性检验的对比矩阵进行相对权重系数修正，获得综合权重矩阵，用于对海上风电受端电网的支撑能力进行评估

36、进一步地，对经过一致性检验的对比矩阵进行相对权重系数修正，获得综合权重矩阵，包括：

37、对所述对比矩阵进行归一化处理，获得归一化矩阵；

38、根据所述对比矩阵和对应的归一化矩阵，计算熵权矩阵；

39、根据所述熵权矩阵计算获得所述综合权重矩阵。

40、进一步地，所述熵权矩阵和综合权重矩阵通过以下公式进行计算：

41、；

42、；

43、；

44、其中，a表示对比矩阵，b表示对比矩阵a对应的归一化矩阵，aij表示对比矩阵a中的第i个指标的第j个值，bij表示归一化矩阵b中的第i个指标的第j个值，xi为计算的中间量，n为对比矩阵的阶数，d为熵权矩阵，di为熵权矩阵d中的第i个指标的熵权值，k为综合权重矩阵，ki为综合权重矩阵k中的第i个指标的综合权重，ω(a)i表示对比矩阵a中的第i个指标的范数。

45、进一步地，根据所述最大特征值计算对比矩阵的一致性指标和一致性比率，通过所述一致性指标和一致性比率进行对比矩阵的一致性检验。

46、一种应用于上述方法的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建装置，包括：

47、调频计算模块，用于当面临频率调节时基于送受端直流电压下垂特性联动调频策略对所述海上风电经柔直送出系统进行调频，并计算调频能力指标；

48、调压计算模块，用于当面临电压调节时基于受端无功盈余能力对所述海上风电经柔直送出系统进行调压，并计算调压能力指标；

49、穿越计算模块，用于当受端电网故障时基于降压减裁和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制，并计算故障穿越能力指标；

50、成本计算模块，用于构建受端电网支撑成本指标；

51、评估模块，用于根据所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标建立评估体系，对海上风电受端电网的支撑能力进行评估。

52、进一步地，所述海上风电经柔直送出系统包括海上风电集群、海上换流站、岸上换流站以及受端电网，所述海上换流站与岸上换流站通过直流海缆连接；

53、所述调频能力指标包括调频裕度、调频速度以及调频精度；

54、所述调压能力指标包括调压裕度、调压速度以及最大电压偏差；

55、所述故障穿越能力指标包括穿越时间指标、电压偏移指标以及风机脱网率；

56、所述受端电网支撑成本指标包括调压费用、调频费用以及故障穿越成本。

57、进一步地，所述调频计算模块基于送受端直流电压下垂特性联动调频策略对所述海上风电经柔直送出系统进行调频，并计算调频能力指标，包括：

58、岸上换流站通过下垂控制将受端电网的频率变化转变为直流电压变化；

59、基于预先建立的送受端电网耦合关系，海上换流站通过下垂控制将所述直流电压变化转换为海上交流系统频率变化；

60、所述海上风电集群响应所述海上交流系统频率变化，改变风机出力参与频率调节；

61、频率调节过程中计算获得所述调频裕度、调频速度以及调频精度。

62、进一步地，所述海上风电经柔直送出系统的直流侧安装有内部耗能电阻；

63、所述调压计算模块基于受端无功盈余能力对所述海上风电经柔直送出系统进行调压，并计算调压能力指标，包括：

64、岸上换流站对所述受端电网提供无功支撑；

65、海上风电集群采用无功优先控制模式，向受端电网提供无功支撑；

66、检测控制：检测直流母线电压，当直流母线电压高于预设上限值时，控制所述内部耗能电阻投入，向直流母线电容进行放电，当直流母线电压低于预设下限值时，控制所述内部耗能电阻退出；

67、循环执行上述检测控制步骤直到直流母线电压稳定在预设窄带范围内；

68、调压过程中计算获得所述调压裕度、调压速度以及最大电压偏差。

69、进一步地，所述海上换流站和岸上换流站设置有耗能装置；

70、所述穿越计算模块基于降压减裁和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制，并计算故障穿越能力指标，包括：

71、受端电网故障时，岸上换流站作无功支撑，并判断受端电网的直流电压是否大于第一标幺值；

72、受端电网的直流电压大于第一标幺值时，海上换流站进行降压控制，所述海上风电集群根据故障状态控制功率输出；

73、判断受端电网的直流电压是否大于第二标幺值，受端电网的直流电压大于第二标幺值时，控制所述耗能装置投入直到故障清除；

74、控制过程中计算穿越时间指标、电压偏移指标以及风机脱网率。

75、进一步地，所述评估模块根据所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标建立评估体系，包括：

76、分别构造所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标的对比矩阵；

77、求解各个对比矩阵的最大特征值以及特征向量，将所述特征向量作为各个指标的相对权重系数；

78、根据所述最大特征值对各个对比矩阵进行一致性检验；

79、对经过一致性检验的对比矩阵进行相对权重系数修正，获得综合权重矩阵，用于对海上风电受端电网的支撑能力进行评估

80、进一步地，所述评估模块对经过一致性检验的对比矩阵进行相对权重系数修正，获得综合权重矩阵，包括：

81、对所述对比矩阵进行归一化处理，获得归一化矩阵；

82、根据所述对比矩阵和对应的归一化矩阵，计算熵权矩阵；

83、根据所述熵权矩阵计算获得所述综合权重矩阵。

84、进一步地，所述熵权矩阵和综合权重矩阵通过以下公式进行计算：

85、；

86、；

87、；

88、其中，a表示对比矩阵，b表示对比矩阵a对应的归一化矩阵，aij表示对比矩阵a中的第i个指标的第j个值，bij表示归一化矩阵b中的第i个指标的第j个值，xi为计算的中间量，n为对比矩阵的阶数，d为熵权矩阵，di为熵权矩阵d中的第i个指标的熵权值，k为综合权重矩阵，ki为综合权重矩阵k中的第i个指标的综合权重，ω(a)i表示对比矩阵a中的第i个指标的范数。

89、进一步地，所述评估模块根据所述最大特征值计算对比矩阵的一致性指标和一致性比率，通过所述一致性指标和一致性比率进行对比矩阵的一致性检验。

90、一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述方法。

91、本发明提供的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法及装置，至少包括如下有益效果：

92、（1）评估方法中考虑到调频能力、调压能力、故障穿越能力以及支撑电网成本，基于上述多维度的指标建立评价体系对海上风电受端电网的支撑能力进行评估，评估更加全面，对于提升受端电网稳定性具有积极意义；

93、（2）调频过程采用送受端下垂控制方案，无需通讯即可实现送端源侧对受端网侧频率的响应，实现海上风电经柔直送出系统对受端电网频率的主动支撑目的；

94、（3）调压过程通过岸上换流站自身的无功盈余能力即可满足一定的电网无功支撑需求，提升了海上风电柔直送出系统的主动支撑电压能力；

95、（4）基于降压减裁和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制既能够保证系统故障穿越能力，又能降低故障穿越成本。