计及源荷不确定性的交直流电网最优潮流计算方法和系统

1.一种计及源荷不确定性的交直流电网最优潮流计算方法，其特征在于，包括：以离散无功补偿装置的投切次数的成本、变压器分接头改变次数的成本及发电机组发电成本最小为目标，构建含背靠背柔直交直流电网最优潮流模型的目标函数，目标函数为：其中，T为时间集合，G为发电机集合，C为离散无功补偿装置电容器组与电抗器组集合，S为变压器集合，y c,t 为电容和电抗的投切次数，τ s,t 为变压器分接头改变次数，u g,t 为发电机组g在t时段的开、停机状态量，δ为y c,t 的成本次数，ψ为τ s,t 的成本系数，P ne 为新能源的有功出力，P l 为负荷的有功功率，Π ne 为新能源出力不确定性的集合，Π l 为负荷不确定性的集合，a g 、b g 、c g 均为发电成本系数，P g,t 为发电机组g在t时段的发电出力值；构建含背靠背柔直交直流电网最优潮流模型的约束条件，对约束条件进行线性化，约束条件包括潮流约束、不确定性集合约束、背靠背柔直运行约束、有功功率平衡约束、无功功率平衡约束、线路传输容量约束、分接头可调变压器模型约束、连续调节无功补偿装置无功调节范围约束、离散调节无功补偿装置的投切组数和投切次数约束、节点电压幅值约束、发电机组有功出力约束、发电机组无功处理约束、发电机组爬坡速率约束、新能源的有功出力约束和新能源的无功出力约束，其中，潮流约束为：其中，P i 为节点i的有功功率，Q i 为节点i的无功功率，P ij 为线路ij的有功功率，Q ij 为线路ij的无功功率，v i 为节点i的电压幅值，v j 为节点j的电压幅值，n为节点个数，G ij 为节点导纳矩阵中节点i和节点j之间的电导，B ij 为节点导纳矩阵中节点i和节点j之间的电纳，g ij 为输电线路ij的电导，b ij 为输电线路ij的电纳，θ ij 为节点i和节点j之间的相角差；采用C&CG算法求解含背靠背柔直交直流电网最优潮流模型，得到交直流电网最优潮流计算结果。 2.根据权利要求1所述的计及源荷不确定性的交直流电网最优潮流计算方法，其特征在于，不确定性集合约束包括新能源出力不确定性的集合约束和负荷不确定性的集合约束，新能源出力不确定性的集合约束分为恒功率因素控制方式下的新能源出力不确定性的集合约束和逆变器无功优化控制方式下的新能源出力不确定性的集合约束；恒功率因素控制方式下的新能源出力不确定性的集合约束为：其中，P ne,t 为新能源在t时段的有功出力，Q ne,t 为新能源在t时段的无功出力， 为新能源在t时段的有功出力预测值， 为新能源在t时段的有功出力波动量，θ 1 为新能源对应的恒定功率因数角；逆变器无功优化控制方式下的新能源出力不确定性的集合约束为：负荷不确定性的集合约束为：其中，P l,t 为负荷的有功功率，Q l,t 为负荷的无功功率，θ 2 为负荷对应的恒定功率因数角， 为负荷的有功功率预测值， 为负荷的有功功率波动量。 3.根据权利要求2所述的计及源荷不确定性的交直流电网最优潮流计算方法，其特征在于，背靠背柔直运行约束包括送受端功率关系约束、输送功率约束、功率调节速率约束、相邻时段功率调节方向约束、全天送电量约束、有功功率和无功送电约束；受端功率关系约束为：其中，d为背靠背柔直单元，D为背靠背柔直单元集合， 为t时段第一交流系统侧虚拟发电机组有功功率， 为t时段第二交流系统侧虚拟发电机组有功功率，第一交流系统侧和第二交流系统侧互为送受端；输送功率约束为：其中，P d,min 为背靠背柔直单元单个阀组的调节功率下限，P d,max 为背靠背柔直单元单个阀组的调节功率上限，f d,t 为背靠背柔直单元t时段第一交流系统侧与第二交流系统侧运行的最小阀组数，α d,t 为背靠背柔直单元第一交流系统侧虚拟机组正向送电状态变量，β d,t 为背靠背柔直单元第一交流系统侧虚拟机组反向送电状态变量；功率调节速率约束为：其中， 为背靠背柔直单元向下调节速率的上限， 为背靠背柔直单元向下调节速率的下限， 为背靠背柔直单元向上调节速率的上限， 为背靠背柔直单元向上调节速率的下限， 为背靠背柔直单元功率向上调节的状态变量， 为背靠背柔直单元功率向下调节的状态变量，M 1 为大于背靠背柔直单元的最大送电功率能力的常数；相邻时段功率调节方向约束为：其中，z d,t 为背靠背柔直单元功率是否为0的状态变量；全天送电量约束为：其中，Q total 为背靠背柔直全天的送电量；有功功率和无功送电约束为：其中， 为t时段第一交流系统侧虚拟发电机组无功功率，S d 为背靠背柔直换流器的额定容量。 4.根据权利要求3所述的计及源荷不确定性的交直流电网最优潮流计算方法，其特征在于，采用C&CG算法求解含背靠背柔直交直流电网最优潮流模型，得到交直流电网最优潮流计算结果，包括：S1、获取未来一段时间段内的新能源出力与负荷预测结果；S2、初始化迭代次数上限和下限，并将当前迭代次数设置为0；S3、根据负荷、电容、电抗器、变压器和背靠背柔直模型参数对含背靠背柔直交直流电网最优潮流模型的目标函数进行优化，得到离散变量的优化结果，离散变量包括电容和电抗投切组数、主变分接头档位和背靠背柔直功率调整变量；S4、根据离散变量的优化结果更新迭代次数下限，更新公式为： 其中，LB为迭代次数下限，χ为第一辅助变量；S5、根据已知的离散变量和约束条件，综合优化发电机组、连续调节无功补偿装置、新能源电源和储能的连续有功出力和连续无功出力；S6、根据连续有功出力和连续无功出力的优化结果，更新迭代次数上限，更新公式为： 其中，UB为迭代次数上限，W为第二辅助变量，W取目标函数内层 的最优结果；S7、判断UB-LB是否小于等于ε，其中，ε为差值阈值，若是，则跳转至步骤S9，若否，则跳转至步骤S8；S8、将第二辅助变量W赋值为无穷大，将当前迭代次数加1，增加割约束： 返回步骤S3；S9、根据优化得到的离散变量和连续变量，得到交直流电网最优潮流计算结果。 5.根据权利要求3所述的计及源荷不确定性的交直流电网最优潮流计算方法，其特征在于，有功功率平衡约束、无功功率平衡约束和线路传输容量约束采用多边形内近似法进行线性化。 6.一种计及源荷不确定性的交直流电网最优潮流计算系统，其特征在于，包括：目标函数构建模块，用于以离散无功补偿装置的投切次数的成本、变压器分接头改变次数的成本及发电机组发电成本最小为目标，构建含背靠背柔直交直流电网最优潮流模型的目标函数，目标函数为：其中，T为时间集合，G为发电机集合，C为离散无功补偿装置电容器组与电抗器组集合，S为变压器集合，y c,t 为电容和电抗的投切次数，τ s,t 为变压器分接头改变次数，u g,t 为发电机组g在t时段的开、停机状态量，δ为y c,t 的成本次数，ψ为τ s,t 的成本系数，P ne 为新能源的有功出力，P l 为负荷的有功功率，∏ ne 为新能源出力不确定性的集合，∏ l 为负荷不确定性的集合，a g 、b g 、c g 均为发电成本系数，P g,t 为发电机组g在t时段的发电出力值；约束条件构建模块，用于构建含背靠背柔直交直流电网最优潮流模型的约束条件，对约束条件进行线性化，约束条件包括潮流约束、不确定性集合约束、背靠背柔直运行约束、有功功率平衡约束、无功功率平衡约束、线路传输容量约束、分接头可调变压器模型约束、连续调节无功补偿装置无功调节范围约束、离散调节无功补偿装置的投切组数和投切次数约束、节点电压幅值约束、发电机组有功出力约束、发电机组无功处理约束、发电机组爬坡速率约束、新能源的有功出力约束和新能源的无功出力约束，其中，潮流约束为：其中，P i 为节点i的有功功率，Q i 为节点i的无功功率，P ij 为线路ij的有功功率，Q ij 为线路ij的无功功率，v i 为节点i的电压幅值，v j 为节点j的电压幅值，n为节点个数，G ij 为节点导纳矩阵中节点i和节点j之间的电导，B ij 为节点导纳矩阵中节点i和节点j之间的电纳，g ij 为输电线路ij的电导，b ij 为输电线路ij的电纳，θ ij 为节点i和节点j之间的相角差；求解模块，用于采用C&CG算法求解含背靠背柔直交直流电网最优潮流模型，得到交直流电网最优潮流计算结果。 7.根据权利要求6所述的计及源荷不确定性的交直流电网最优潮流计算系统，其特征在于，不确定性集合约束包括新能源出力不确定性的集合约束和负荷不确定性的集合约束，新能源出力不确定性的集合约束分为恒功率因素控制方式下的新能源出力不确定性的集合约束和逆变器无功优化控制方式下的新能源出力不确定性的集合约束；恒功率因素控制方式下的新能源出力不确定性的集合约束为：其中，P ne,t 为新能源在t时段的有功出力，Q ne,t 为新能源在t时段的无功出力， 为新能源在t时段的有功出力预测值， 为新能源在t时段的有功出力波动量，θ 1 为新能源对应的恒定功率因数角；逆变器无功优化控制方式下的新能源出力不确定性的集合约束为：负荷不确定性的集合约束为：其中，P lt 为负荷的有功功率，Q lt 为负荷的无功功率，θ 2 为负荷对应的恒定功率因数角， 为负荷的有功功率预测值， 为负荷的有功功率波动量。 8.根据权利要求7所述的计及源荷不确定性的交直流电网最优潮流计算系统，其特征在于，背靠背柔直运行约束包括送受端功率关系约束、输送功率约束、功率调节速率约束、相邻时段功率调节方向约束、全天送电量约束、有功功率和无功送电约束；受端功率关系约束为：其中，d为背靠背柔直单元，D为背靠背柔直单元集合， 为t时段第一交流系统侧虚拟发电机组有功功率， 为t时段第二交流系统侧虚拟发电机组有功功率，第一交流系统侧和第二交流系统侧互为送受端；输送功率约束为：其中，P d,min 为背靠背柔直单元单个阀组的调节功率下限，P d,max 为背靠背柔直单元单个阀组的调节功率上限，f d,t 为背靠背柔直单元t时段第一交流系统侧与第二交流系统侧运行的最小阀组数，α d,t 为背靠背柔直单元第一交流系统侧虚拟机组正向送电状态变量，β d,t 为背靠背柔直单元第一交流系统侧虚拟机组反向送电状态变量；功率调节速率约束为：其中， 为背靠背柔直单元向下调节速率的上限， 为背靠背柔直单元向下调节速率的下限， 为背靠背柔直单元向上调节速率的上限， 为背靠背柔直单元向上调节速率的下限， 为背靠背柔直单元功率向上调节的状态变量， 为背靠背柔直单元功率向下调节的状态变量，M 1 为大于背靠背柔直单元的最大送电功率能力的常数；相邻时段功率调节方向约束为：其中，z d,t 为背靠背柔直单元功率是否为0的状态变量；全天送电量约束为：其中，Q total 为背靠背柔直全天的送电量；有功功率和无功送电约束为：其中， 为t时段第一交流系统侧虚拟发电机组无功功率，S d 为背靠背柔直换流器的额定容量。 9.根据权利要求8所述的计及源荷不确定性的交直流电网最优潮流计算系统，其特征在于，求解模块具体用于：S1、获取未来一段时间段内的新能源出力与负荷预测结果；S2、初始化迭代次数上限和下限，并将当前迭代次数设置为0；S3、根据负荷、电容、电抗器、变压器和背靠背柔直模型参数对含背靠背柔直交直流电网最优潮流模型的目标函数进行优化，得到离散变量的优化结果，离散变量包括电容和电抗投切组数、主变分接头档位和背靠背柔直功率调整变量；S4、根据离散变量的优化结果更新迭代次数下限，更新公式为： 其中，LB为迭代次数下限，χ为第一辅助变量；S5、根据已知的离散变量和约束条件，综合优化发电机组、连续调节无功补偿装置、新能源电源和储能的连续有功出力和连续无功出力；S6、根据连续有功出力和连续无功出力的优化结果，更新迭代次数上限，更新公式为： 其中，UB为迭代次数上限，W为第二辅助变量，W取目标函数内层 的最优结果；S7、判断UB-LB是否小于等于ε，其中，ε为差值阈值，若是，则跳转至步骤S9，若否，则跳转至步骤S8；S8、将第二辅助变量W赋值为无穷大，将当前迭代次数加1，增加割约束： 返回步骤S3；S9、根据优化得到的离散变量和连续变量，得到交直流电网最优潮流计算结果。 10.根据权利要求8所述的计及源荷不确定性的交直流电网最优潮流计算系统，其特征在于，有功功率平衡约束、无功功率平衡约束和线路传输容量约束采用多边形内近似法进行线性化。