海上风电集群交直流组网方法、装置及存储介质

1.本发明涉及海上风电集群交直流组网规划领域，尤其是涉及一种海上风电集群交直流组网方法、装置及存储介质。


背景技术：

2.海上风电具有风能密度高、发电利用小时数高、不占用土地资源、靠近负荷中心便于就地消纳等优势。近年来海上风电的发展体现出大型化、规模化、深远海化的特点。根据gwec发布的报告，2021年全球海上新增并网容量21.1gw,其中中国海上风电增量占全球的80％，这使得中国超过英国成为全球海上风电累计装机最多的国家。海上风电场的两个关键组成部分是风机和电气系统，其费用分别占总投资的50％和30％左右。由于建立海上风电场的费用高昂，因此即使对风机的接线布置或电气系统拓扑设计进行微小的改进，也可以节省大量的预算。
3.近年来，国内外的专家和学者针对大型海上风电场集群并网工作开展了广泛深入的研究。主要是对采用纯交流/纯直流输电方式的海上风电场集群并网系统的分析与研究，较少考虑同时采用高压交流和高压直流两种输电方式。交直流混合输电方面的研究大部分的集中在交流输电系统和直流输电系统的成本差异性分析方面，研究结果得出在不同传输容量下高压交流系统和高压直流系统的等价传输距离，而并未将交流/直流输电方式作为优化的变量建立规划模型。
4.然而，海上风电场集群并网规划存在以下两个新问题：
5.1)当规划的海上风电场集群跨越海域较广时，采用单一的交流或直流输电方式并不能使得海上风电场集群规划的总投资成本达到最优；
6.2)不同装机容量的海上风电场，高压交流传输方式和高压直流传输方式的最佳传输距离在一个较大的范围内变化；因此，对于一定离岸距离和一定装机容量的海上风电场，由于风电场集群划分的不同，高压交流传输方式和高压直流传输方式的选用较为模糊，不恰当的选用，一方面，将导致海上电气系统投资的极大浪费，不利于海上风电，尤其是平价上网海上风电场的投资回收；另一方面，也局限了高压直流方式在大规模海上风电并网中的应用，不利于充分发挥直流输电方式的灵活控制优势。


技术实现要素：

7.本发明的目的就是为了提供一种海上风电集群交直流组网方法、装置及存储介质。
8.本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：
9.一种基于多维二进制决策变量的海上风电集群交直流组网方法，包括：
10.步骤s1：获取风电集群的拓扑结构，以及海上升压站的位置和容量；
11.步骤s2：定义四组二进制决策变量来描述输电系统的拓扑结构；
12.步骤s3：考虑海上换流站的成本、陆上换流站的成本、陆上变电站的成本、高压输
电线路成本，基于定义的二进制决策变量建立输电系统总投资模型；
13.步骤s4：基于析取不等式将阶梯成本线性化，根据得到的混合整数线性化模型对海上风集群中各个电场的输电方式，换流站的数量、选址以及容量、风电场组的划分、陆上公共连接点的选择进行优化，得到组网结果。
14.所述步骤s1中，风电集群的拓扑结构，以及海上升压的位置及容量利用模糊聚类(fcm)、最小生成树、遗传算法生成。
15.所述步骤s2中的二进制决策变量分别为z
v,m
、z
w,v
、z
w,p
、z
v,p
，其中：
16.海上换流站位置矩阵z
v,m
：换流站v位于由海上风电场集群和海岸线之间空白海域网格化之后的栅格位置，是一个nv×
nm的矩阵，矩阵元素z
v,m
(v,m)＝1，表示海上换流站v位于栅格m处，该矩阵为空时表示无海上换流站；
17.邻接矩阵z
w,v
：表示风电场升压站w和海上换流站v之间的连接关系，矩阵元素z
w,v
(w,v)＝1，表示风电场升压站w连接至海上换流站v，该矩阵为空时表示风电场升压站全部直接接到陆上公共连接点，即为纯交流规划方案；
18.邻接矩阵z
w,p
：表示风电场升压站w和陆上公共连接点p之间的连接关系，矩阵元素z
w,p
(w,p)＝1，表示风电场升压站w连接至陆上公共连接点p，该矩阵为空时表示风电场升压站全部接入海上换流站，即为纯直流规划方案；
19.邻接矩阵：表示海上换流站v和陆上公共连接点p之间的连接关系，矩阵元素z
v,p
(v,p)＝1，表示海上换流站v连接至陆上公共连接点p。
20.所述输电系统总投资模型为：
[0021][0022]
其中：v、k、g、w、p分别为海上换流站、陆上换流站、陆上变电站、海上升压站、陆上公共连接点的索引；为海上换流站成本；为陆上换流站成本；为陆上变电站成本；为风电场w至海上换流站v的220kv交流海缆建设成本、为风电场w至陆上公共连接点p的220kv交流海缆建设成本；为海上换流站v至陆上公共连接点p的
±
320kv直流海缆成本、为线路的无功补偿成本。
[0023]
所述输电系统总投资模型还包括：
[0024][0025][0026]
[0027][0028][0029][0030][0031][0032]
其中：rf为新建一座海上换流平台所需费用；为风电场至海上换流站的海缆长度；为风电场至陆上公共连接点的海缆长度；为海上换流站至陆上公共连接点的海缆长度；为海上换流站换流器单位容量成本；为陆上换流站换流器单位容量成本；为陆上变电站变压器单位容量成本；为第v个海上换流站的额定容量；为第k个陆上换流站的额定容量；为第g个陆上变电站的额定容量；分别为风电场高压交流输出线路、海上换流站高压直流并网线路单位建设成本函数。
[0033]
所述输电系统总投资模型约束条件包括整数约束、换流站选址约束、电缆变电站和换流站容量约束。
[0034]
所述电缆变电站和换流站容量约束包括：
[0035][0036]
其中：为每串中压交流电缆容量；为高压交流电缆容量；为高压直流电缆容量；为海上变电站容量；为海上换流站容量。
[0037]
所述海上换流站的选址可行域r栅格化处理，将连续的选址空间离散成nc×
nr个方形栅格，每个栅格中心的坐标(xm,ym)均为海上换流站的待选坐标。
[0038]
一种基于多维二进制决策变量的海上风电集群交直流组网装置，包括存储器、处理器，以及存储于所述存储器中的程序，所述处理器执行所述程序时实现如上述的方法。
[0039]
一种存储介质，其上存储有程序，所述程序被执行时实现如上述的方法。
[0040]
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：针对大规模海上风电场集群并网系统提出考虑交直流混合输电方式的统一规划方案，相较于纯直流/纯交流输电方式本发明在经济性上更具优势。相较于传统的按照交直流输电方式等价距离直接给定各个风电场输电方式的方案，本发明将输电方式作为决策变量构建输电系统的成本模型，更能兼顾风电场集群整体的经济性。
附图说明
[0041]
图1为大型海上风电场交直流混合接入系统结构图。
[0042]
图2为算法流程图。
[0043]
图3为海上风电场集群布局。
[0044]
图4为本发明海上风电场接入系统的优化结果。
[0045]
图5为传统方式海上风电场接入系统的优化结果。
具体实施方式
[0046]
下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。本实施例以本发明技术方案为前提进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围不限于下述的实施例。
[0047]
一种基于多维二进制决策变量的海上风电集群交直流组网规划方法，如图2所示，包括以下步骤：
[0048]
1)将海上风电场集群并网系统划分为四个层次，首先进行风机层内部拓扑结构优化规划。利用最小生成树、fcm聚类算法、遗传算法进行中压集电系统的优化规划得到单个风电场内部的拓扑优化结果和海上升压站的位置容量；
[0049]
2)利用步骤1)中得到的各风电场海上升压站位置和容量进行输电系统规划。对海上换流站层进行优化规划，将海上换流站选址可行区域栅格化处理，栅格中心即为海上换流站待选位置。根据得到的海上升压站位置容量、海上换流站待选位置、待选陆上公共连接点，定义四组二进制决策变量来描述输电系统的拓扑结构，以确定海上换流站的选址，海上升压站与海上换流站、海上升压站与陆上公共连接点、海上换流站和陆上公共连接点之间的连接关系；
[0050]
3)考虑海上换流站的成本、陆上换流站的成本、陆上变电站的成本、高压输电线路成本，利用提出的二进制决策变量建立输电系统总投资模型；
[0051]
4)基于析取不等式将阶梯成本线性化，进而得到的混合整数线性化模型，优化出海上风集群中各个电场的最佳输电方式，换流站的最佳数量、选址以及容量、风电场组的划分、陆上公共连接点的选择。
[0052]
所述的步骤1)中，海上风电场集群分层优化模型的拓扑结构为如图1所示。
[0053]
其中风机层至海上升压站层为集电系统，利用模糊聚类(fcm)、最小生成树、遗传算法进行集电系统的优化规划可得到各个风电场内部的拓扑结构和海上升压的位置及容量。
[0054]
海上风电场集电系统包括海上变电站和中压海缆网络2个部分。可将海上风电场
集电系统总投资成本模型表示为：
[0055][0056]
s.t.sb
ranc
h≤s
max
[0057]
式中：为风电场集电系统电气连接的总投资费用；w为风电场的数量；为海上变电站投资成本；c
mv,cable
为中压海底电缆成本费用；s
branch
为电气接线每一条线路上传输的视在功率；s
max
为每条支路所能传输的最大视在功率。
[0058]
所述的步骤2)中，定义拓扑连接关系变量：输电系统的拓扑结构由四个二进制矩阵(z
v,m
、z
w,v
、z
w,p
、z
v,p
)来描述。这些矩阵表示规划模型中的二进制决策变量，定义如下：
[0059]
①
海上换流站位置矩阵z
v,m
：换流站v位于由海上风电场集群和海岸线之间空白海域网格化之后的栅格位置，是一个nv×
nm的矩阵。矩阵元素z
v,m
(v,m)＝1，表示海上换流站v位于栅格m处。该矩阵为空时表示无海上换流站。
[0060]
②
邻接矩阵z
w,v
:表示风电场升压站w和海上换流站v之间的连接关系，矩阵元素z
w,v
(w,v)＝1，表示风电场升压站w连接至海上换流站v。该矩阵为空时表示风电场升压站全部直接接到陆上公共连接点。
[0061]
③
邻接矩阵z
w,p
:表示风电场升压站w和陆上公共连接点p之间的连接关系，矩阵元素z
w,p
(w,p)＝1，表示风电场升压站w连接至陆上公共连接点p。该矩阵为空时表示风电场升压站全部接入海上换流站。
[0062]
④
邻接矩阵:表示海上换流站v和陆上公共连接点p之间的连接关系，矩阵元素z
v,p
(v,p)＝1，表示海上换流站v连接至陆上公共连接点p。
[0063]
所述的步骤3)中，考虑海上换流站的成本、陆上换流站的成本、陆上变电站的成本、高压输电线路成本、交流系统无功补偿成本，利用提出的二进制决策变量建立输电系统总投资模型为：
[0064][0065]
式中v、k、g、w、p分别为海上换流站、陆上换流站、陆上变电站、海上升压站、陆上公共连接点的索引；为海上换流站成本；为陆上换流站成本；为陆上变电站成本；为风电场w至海上换流站v的220kv交流海缆建设成本、为风电场w至陆上公共连接点p的220kv交流海缆建设成本；为海上换流站v至陆上公共连接点p的
±
320kv直流海缆成本、为线路的无功补偿成本；
[0066]
上述成本可进一步表述为：
[0067]
[0068][0069][0070][0071][0072][0073][0074][0075]
式中，v为海上换流站数量；rf为新建一座海上换流平台所需费用；为风电场至海上换流站的海缆长度；为风电场至陆上变电站的海缆长度；为海上换流站至陆上换流站的海缆长度；为海上换流站换流器单位容量成本；为陆上换流站换流器单位容量成本；为陆上变电站变压器单位容量成本；为第v个海上换流站的额定容量；为第k个陆上换流站的额定容量；为第g个陆上变电站的额定容量；分别为风电场高压交流输出线路、海上换流站高压直流并网线路单位建设成本函数。考虑到相同电压等级下海缆的选型主要取决于传输容量s,因此，本文将高压交流、直流海缆的成本表达为关于输电容量的阶梯函数。qc为直接并网的高压交流线路充电电流产生的无功功率；q
off
、q
on
分别为海上和陆上无功补偿容量；为海上无功补偿单位容量建设成本；为陆上无功补偿单位容量建设成本；v
ac
为高压交流海缆额定电压；fn为系统额定频率；ci为所选电缆的单位长度电容。
[0076]
①
为保证每个海上风电场必须与陆上电网之间存在通路，需要满足以下约束：
[0077][0078]
②
为保证每座海上换流站都能成功接入陆上电网，需要满足以下约束：
[0079][0080]
③
海上换流站座数约束：对于一定规模的海上风电场，海上换流站的数量是有限的，一般不会高于风电场的数量。
[0081]
0≤n
vsc
≤n
sub
[0082]
④
换流站选址约束
[0083]
换流站必然位于风电场与并网点之间，因此，汇集换流站的选址可行区域r约束为
[0084][0085]
⑤
电缆、变电站和换流站容量约束
[0086]
中压交流汇集电缆容量等于同一串海上风电机组出力大小；海上换流站容量不小于所有汇集至该站的交流海底电缆容量之和；电缆载流量约束：
[0087][0088]
式中为高压交流电缆容量；为高压直流电缆容量；为海上变电站容量；为海上换流站容量；
[0089]
所述步骤4)中，线性化阶梯成本模型。高压海缆类型的选择主要由传输容量决定，因此，高压海缆的投资成本可视为输电容量的阶梯函数，例如交流电缆建设成本函数，有一般形式:
[0090][0091][0092]
式中，为高压交流电缆在第n个区间上的投资成本；下标n为高压交流海缆投资成本阶梯函数的分段区间索引。其等效线性化的模型为:
[0093][0094]
式中，二进制变量矩阵用来确定交流电缆容量是否属于区间若属于则的值为1，反之为0；k为足够大的正数同理可得，的等效线性化模型为:
[0095][0096]
式中，下标q为汇集换流站并网直流线路投资成本阶梯函数的分段区间索引。
[0097]
将上式代入风电场直接交流并网的电缆成本中可得：
[0098][0099]
式中的两个二进制变量的乘积使得该式为非线性，其等效线性化模型为：
[0100][0101]
式中，z
w,p,n
(w,p,n)为z
w,p
(w,p)与的乘积。
[0102]
本发明将海上换流站的选址可行域r栅格化处理，将连续的选址空间离散成nc×
nr个方形栅格。每个栅格中心的坐标(xm,ym)均为海上换流站的待选坐标。待选坐标与各风电场的距离l
w,m
以及其与各陆上公共接点的距离l
m,p
可以通过计算作为海上换流站选址的已知参数。
[0103]
引入二进制决策变量矩阵z
v,m
，来决定海上换流站v是否选中方格m作为规划选址，若选中，则z
v,m
(v,m)值为1；反之，则为0.
[0104]
0≤σvσmz
v,m
≤n
sub
[0105]
规划所建风电场至海上换流站的220kv交流汇集线路以及海上换流站至陆上换流站线路的长度可表示为：
[0106][0107][0108]
将上式代入交流海缆成本模型可得
[0109][0110]
式中三个二进制变量矩阵的乘积使得该式仍然为非线性，其等效线性化模型为：
[0111][0112]
式中，z
w,v,m
为z
w,v
和z
v,m
的乘积，其值为1时代表风电场w连接至选址为方格m的海上换流站v；z
w,v,m,n
为z
w,v,m
与的乘积。
[0113]
同理，可以得到直流海缆成本的等效线性化模型
[0114][0115]
式中，z
v,m,p
为z
v,m
和z
v,p
的乘积，其值为1时代表选址为方格m的海上换流站v连接至陆上并网点p；z
v,m,p,q
为z
v,m,p
与的乘积。
[0116]
此外，离散化的汇集换流站选址必须避免一个汇集换流站有多个选址的情况。
[0117][0118]
该式允许海上换流站v不作选址，代表规划方案不建设该海上换流站。
[0119]
多个海上换流站还必须避免选择同一个地址
[0120][0121]
每个风电场必须连接至一个有选址的海上换流站或者直接并入陆上变电站。
[0122][0123]
以某具体案例进行说明如下：
[0124]
(1)参数设置
[0125]
文中案例选取的海上风电场集群，包含18个离岸距离在70～140km的海上风电场，均属于同期规划待建项目，各海上风电场的装机容量如表1所示。总装机容量4500mw。
[0126]
表1各海上风电场装机容量
[0127][0128]
海上风电机组坐标及装机容量已确定，18个海上风电场分布如图3所示。7个待选陆上pcc点位置坐标已知:pcc1(10.6，132.4)，pcc2(8.2，98.5)，pcc3(4.3，62.7)，pcc4(3.6，32.1)，pcc5(5.3，-10.9)，pcc6(7.3，-43.2)，pcc7(10.4,-108.7).
[0129]
集电系统采用海底中压电缆连接，电压水平为35kv；海上输电系统采用海底220kv
高压交流电缆和海底
±
320kv高压直流电缆连接；涉及的输电工程的典型造价表如表2、3所示；
[0130]
表2交流海缆参数
[0131][0132]
表3直流海缆参数
[0133][0134][0135]
(2)本发明海上风电场集群交直流混合接入系统优化结果分析
[0136]
图3为本发明海上风电场接入系统的优化结果，蓝色圆圈为风机，黑色方框为海上变电站，红色方框为海上汇集换流站，蓝色实线为风电场群内部高压交流汇集线路，蓝色虚线为220kv高压交流并网海缆，红色线为
±
320kv高压直流海缆，红色圆圈为陆上公共并网点。以不同的风机颜色表示风电场群的划分。线路优化配置结果如表4所示。
[0137]
表4本发明传输电缆优化结果
[0138][0139][0140]
本发明所提出的交直流混合统一规划模型，并未按距离直接给定风电场输电方式，而是通过给定的二进制决策变量z
w,v
、z
w,p
来判定各个风电场的输电方式。如图3所示，风电场1，风电场2，风电场3，风电场11采用交流输电方式，而风电场4，风电场5，风电场6，风电场7，风电场8，风电场9，风电场10，风电场12，风电场13，风电场14，风电场15，风电场16，风电场17，风电场18则采用直流输电方式。
[0141]
(3)传统方式海上风电场集群交直流混合接入系统优化结果分析
[0142]
传统的交直流混合规划，是按照交直流传输等价距离，人为的给定各风电场的传输方式。如图4所示，由于规划的单个风电场容量均小于600mw，通过以往的研究可知交直流等价距离约为为100km。因此，风电场1，风电场2，风电场3，风电场4，风电场5，风电场6，风电
场11，风电场14，风电场15采用交流输电方式直接并入与之距离最近的陆上公共并网点。而风电场7，风电场8，风电场9，风电场10，风电场12，风电场13，风电场16，风电场17，风电场18则先接入海上换流站转换为直流电后再接入陆上公共并网点。此方案选取聚类中心为海上换流站的位置，并通过枚举获得最佳的海上换流站数量。传统方式线路优化配置结果如表5所示。
[0143]
表5传统方式传输电缆优化结果
[0144][0145][0146]
与本发明的优化结果相比，传统的交直流混合规划方案中风电场4，风电场5，风电场6，风电场14，风电场15采用交流输电方式。分析其原因，主要有以下几个方面：1)由规模化效应可知，单个风电场分别取得最小成本，整体的经济性并不一定最优。2)等价传输距离随容量在较大的范围内改变，由于风电场群的汇集效应，原本最佳输送方式为交流的风电场可能变为直流传输方式。3)单个风电场传输方式的选择与风电场集群的划分存在耦合效
应，不因分开单独考虑。
[0147]
(4)不同规划方案成本对比分析
[0148]
表6为不同交直流规划方法的优化成本，由表6可知，本发明所提交直流统一规划方法较传统的交直流混合规划方法成本降低8.51％。虽然本发明所提方法较传统的交直流规划方法增加了一座汇集换流站，但该部分的成本增加低于传统方案中多建设五条交流输电线路的成本。
[0149]
表6不同交直流规划方法优化成本
[0150][0151][0152]
通过该案例可以看出，本专利提出的方法有效可行，可以根据目标函数最小来选择不同风电场的传输方式，自动划定风电场组并确定海上换流站的位置。且相较于传统的根据各个风电场离岸距离和容量人为选择输电方式的方法，本文所提的交直流统一规划方法更能兼顾集群整体的经济性。
[0153]
上述功能如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：u盘、移动硬盘、只读存储器(rom，read-only memory)、随机存取存储器(ram，random access memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

技术特征：
1.一种基于多维二进制决策变量的海上风电集群交直流组网方法，其特征在于，包括：步骤s1：获取风电集群的拓扑结构，以及海上升压站的位置和容量；步骤s2：定义四组二进制决策变量来描述输电系统的拓扑结构；步骤s3：考虑海上换流站的成本、陆上换流站的成本、陆上变电站的成本、高压输电线路成本，基于定义的二进制决策变量建立输电系统总投资模型；步骤s4：基于析取不等式将阶梯成本线性化，根据得到的混合整数线性化模型对海上风集群中各个电场的输电方式，换流站的数量、选址以及容量、风电场组的划分、陆上公共连接点的选择进行优化，得到组网结果。2.根据权利要求1所述的一种基于多维二进制决策变量的海上风电集群交直流组网方法，其特征在于，所述步骤s1中，风电集群的拓扑结构，以及海上升压的位置及容量利用模糊聚类(fcm)、最小生成树、遗传算法生成。3.根据权利要求1所述的一种基于多维二进制决策变量的海上风电集群交直流组网方法，其特征在于，所述步骤s2中的二进制决策变量分别为z
v,m
、z
w,v
、z
w,p
、z
v,p
，其中：海上换流站位置矩阵z
v,m
：换流站v位于由海上风电场集群和海岸线之间空白海域网格化之后的栅格位置，是一个n
v
×
n
m
的矩阵，矩阵元素z
v,m
(v,m)＝1，表示海上换流站v位于栅格m处，该矩阵为空时表示无海上换流站；邻接矩阵z
w,v
：表示风电场升压站w和海上换流站v之间的连接关系，矩阵元素z
w,v
(w,v)＝1，表示风电场升压站w连接至海上换流站v，该矩阵为空时表示风电场升压站全部直接接到陆上公共连接点，即为纯交流规划方案；邻接矩阵z
w,p
：表示风电场升压站w和陆上公共连接点p之间的连接关系，矩阵元素z
w,p
(w,p)＝1，表示风电场升压站w连接至陆上公共连接点p，该矩阵为空时表示风电场升压站全部接入海上换流站，即为纯直流规划方案；邻接矩阵：表示海上换流站v和陆上公共连接点p之间的连接关系，矩阵元素z
v,p
(v,p)＝1，表示海上换流站v连接至陆上公共连接点p。4.根据权利要求1所述的一种基于多维二进制决策变量的海上风电集群交直流组网方法，其特征在于，所述输电系统总投资模型为：其中：v、k、g、w、p分别为海上换流站、陆上换流站、陆上变电站、海上升压站、陆上公共连接点的索引；为海上换流站成本；为陆上换流站成本；为陆上变电站成本；为风电场w至海上换流站v的220kv交流海缆建设成本、为风电场w至陆上公共连接点p的220kv交流海缆建设成本；为海上换流站v至陆上公共连接点p的
±
320kv直流海缆成本、为线路的无功补偿成本。
5.根据权利要求4所述的一种基于多维二进制决策变量的海上风电集群交直流组网方法，其特征在于，所述输电系统总投资模型还包括：法，其特征在于，所述输电系统总投资模型还包括：法，其特征在于，所述输电系统总投资模型还包括：法，其特征在于，所述输电系统总投资模型还包括：法，其特征在于，所述输电系统总投资模型还包括：法，其特征在于，所述输电系统总投资模型还包括：法，其特征在于，所述输电系统总投资模型还包括：法，其特征在于，所述输电系统总投资模型还包括：其中：r
f
为新建一座海上换流平台所需费用；为风电场至海上换流站的海缆长度；为风电场至陆上公共连接点的海缆长度；为海上换流站至陆上公共连接点的海缆长度；为海上换流站换流器单位容量成本；为陆上换流站换流器单位容量成本；为陆上变电站变压器单位容量成本；为第v个海上换流站的额定容量；为第k个陆上换流站的额定容量；为第g个陆上变电站的额定容量；分别为风电场高压交流输出线路、海上换流站高压直流并网线路单位建设成本函数。6.根据权利要求4所述的一种基于多维二进制决策变量的海上风电集群交直流组网方法，其特征在于，所述输电系统总投资模型约束条件包括整数约束、换流站选址约束、电缆变电站和换流站容量约束。7.根据权利要求6所述的一种基于多维二进制决策变量的海上风电集群交直流组网方法，其特征在于，所述电缆变电站和换流站容量约束包括：
其中：为每串中压交流电缆容量；为高压交流电缆容量；为高压直流电缆容量；为海上变电站容量；为海上换流站容量。8.根据权利要求1所述的一种基于多维二进制决策变量的海上风电集群交直流组网方法，其特征在于，所述海上换流站的选址可行域r栅格化处理，将连续的选址空间离散成n
c
×
n
r
个方形栅格，每个栅格中心的坐标(x
m
,y
m
)均为海上换流站的待选坐标。9.一种基于多维二进制决策变量的海上风电集群交直流组网装置，包括存储器、处理器，以及存储于所述存储器中的程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现如权利要求1-8中任一所述的方法。10.一种存储介质，其上存储有程序，其特征在于，所述程序被执行时实现如权利要求1-8中任一所述的方法。

技术总结
本发明涉及一种海上风电集群交直流组网方法、装置及存储介质，其中方法包括：步骤S1：获取风电集群的拓扑结构，以及海上升压站的位置和容量；步骤S2：定义四组二进制决策变量来描述输电系统的拓扑结构；步骤S3：考虑海上换流站的成本、陆上换流站的成本、陆上变电站的成本、高压输电线路成本，基于定义的二进制决策变量建立输电系统总投资模型；步骤S4：基于析取不等式将阶梯成本线性化，根据得到的混合整数线性化模型对海上风集群中各个电场的输电方式，换流站的数量、选址以及容量、风电场组的划分、陆上公共连接点的选择进行优化，得到组网结果。与现有技术相比，本发明具有能兼顾风电场集群整体的经济性等优点。风电场集群整体的经济性等优点。风电场集群整体的经济性等优点。


技术研发人员：黄玲玲 秦少茜 符杨 魏书荣 贾锋 刘璐洁
受保护的技术使用者：上海电力大学
技术研发日：2022.12.28
技术公布日：2023/8/24