一种互联电网扰动控制性能评价方法技术

本发明专利技术公开了一种互联电网扰动控制性能评价方法，包括以下步骤：设定互联电力系统的扰动参量；采集互联电力系统的扰动变量；计算扰动控制标准的启动条件；计算扰动控制性能评价指标；评价区域电网扰动控制性能。本发明专利技术明确设定互联电力系统的扰动参量，根据采集的互联电力系统扰动变量，计算扰动控制标准的启动条件。提出将频率偏差、大规模负荷波动、特高压线路波动、关键线路故障、直流外部联络线故障以及风电反调峰因素纳入到扰动控制标准启动条件中，定量地给出了设置原则，可适用于各电网不同的电源结构与负荷结构。对于达到启动条件的扰动，计算评价指标，依此展开评价，并对备用共享组的事故备用容量进行调整，是普适性较好的评价方法。

【技术实现步骤摘要】
一种互联电网扰动控制性能评价方法
本专利技术涉及互联电网性能评价
，尤其涉及一种互联电网扰动控制性能评价方法。
技术介绍
自1960年以来，北美电力可靠性协会(现更名为北美电力可靠性公司，缩写同为NERC)一直采用其颁发的控制性能标准(ControlPerformanceCriteria,CPC)体系来对互联电网各控制区的控制性能予以评价。CPC包括A1、A2、B1、B2共4个标准。为了更加客观地评价各控制区的控制行为对互联电网的作用，1997年2月1日起，NERC提出以新的控制性能标准(ControlPerformanceStandard,CPS)来替代原A1和A2标准，以扰动控制标准(DisturbanceControlStandard,DCS)来替代原B1和B2标准。其中DCS主要是确保控制区能利用事故备用来平衡区域的电源损失，使互联区域的频率控制在规定范围内。1.北美DCS简介扰动控制标准是依据DCS指标对扰动后频率及区域控制偏差(AreaControlError,ACE)恢复情况，并结合失去的电源容量，对控制区域扰动恢复能力进行评价的标准。其主要技术及指标如下：(1)可报告扰动。可报告扰动是大于等于80％最严重单个故障(MostSevereSingleContingency,MSSC)的事故。只要正常的运行特性不被考虑或误认为是事故，那么备用共享组可以选择性的减小80％的限制。在一分钟内发生的多个故障按单个故障进行处理，如果多个故障的损失总量超过最严重单个故障MSSC，则只报告不进行评价。在一个可报告扰动发生后1min到恢复周期结束前发生的其他故障不进行评价。(2)备用共享组(ReservingSharingGroup,RSG)：一组控制区通过分摊并共享事故备用容量来恢复互联电力系统中的故障。当备用共享组的一个成员遭遇了可报告扰动，如果启动了备用共享的程序，则需要对整个备用共享组按DCS进行评价；否则，仅对扰动的控制区进行评价。(3)扰动恢复率Ri。对控制区域失去电源，根据故障前ACE可分为以下两种情况：如果ACEA＜0，则如果ACEA≥0，则其中，MWLoss在扰动开始时测量的失去的电源的大小，单位为MW；ACEA为扰动发生前10～60s时间范围内(至少包括四个ACE的采样周期)的ACE的平均值；ACEM为扰动发生后15min内ACE的代数值的最大值。(4)事故备用的调整因子CS。式中：nS为当前季度可报告扰动事件总数；Ri为可报告的第i个扰动的扰动恢复率。依此来对该区域下个季度事故备用的容量进行调整，这有利于更加经济、合理地安排互联电力系统备用。2.DCS应用分析若将北美DCS应用到其他电网，需考虑以下几个问题：(1)DCS在北美实施的基础在于北美电网无论硬件设备还是软件管理都较为先进，通过一次调节与AGC调节等自动化方式，实现了优秀的负荷跟踪效果，即电网在正常运行状态下可以保证并维持相当程度频率质量。因此，在正常运行频率质量稳固的基础上，即使发生最严重单个故障时，频率质量乃至互联电力系统的安全仍存在相当大的冗余度。(2)正是由于北美一二次调节的打底工作扎实，DCS的制定也就不是非常严谨。与CPS标准中严密的数学推理不同，DCS的提出并没有标准产生的推理过程及完备的理论基础，以“80％以上最严重单个故障为可报告扰动”这一指标为例，各区域电网完全可以自由设置80％这个可报告扰动线，而且标准中也未定量地给出设置原则。类似地，其他参数的取值很多也带有较强主观性。这种近似于模糊的设定，削弱了北美DCS的适用性以及可操作性。(3)DCS主要使用功率进行指标计算，指标并未直接与频率质量及频率安全相关联，内部机理不够明晰，容易给参数设定过程及调度过程带来困惑，也不利于标准执行者理解标准所要达到的目的。从整体来看，DCS应属于经验性标准，在理论上并不具有完备性，这也就造成了DCS在不同电网结构下的普适性较差。其理论缺陷主要表现在标准中并未针对各电网不同的电源结构与负荷结构提出具体的参数设置方法。从电源结构差异来说，由小机组组成的电网、由大机组组成的电网和风电占比大的电网等，应如何设置可报告扰动？从负荷结构差异来说，对于负荷具有剧烈波动特性的电网，正常运行的系统频率安全冗余度小，由于保证安全边际的需要，极端的情况下甚至不能够再接受来自电源的“最严重单个故障”，此时又应该如何设置可报告扰动？显然，北美的DCS中并没有满意的答案。因此，我们应该充分认识到北美DCS普适性较差的不足，针对各电网的不同客观条件，提出适合不同电网的扰动控制标准。
技术实现思路
本专利技术要提供一种互联电网扰动控制性能评价方法，以克服现有技术中DCS评价普适性较差的问题。为解决上述问题，本专利技术的技术方案如下：一种互联电网扰动控制性能评价方法，包括以下步骤：A、设定互联电力系统的扰动参量；所述的扰动参量包括安全频率偏差限值Δfd、特高压联络线功率波动限值LTr、关键机组发电容量Giloss、大规模负荷波动量Djloss、直流外部联络线额定输送容量MW、风电置信容量D0.9和评价时长T。B、采集互联电力系统的扰动变量；所述的扰动变量包括电网频率、特高压联络线功率、关键节点N-1故障损失功率、区外直流损失功率、风电反调峰功率损失量；C、计算扰动控制标准的启动条件；所述的扰动控制标准启动条件包括频率越限、特高压线路波动越限、关键节点N-1故障、直流外部联络线故障、风电反调峰。具体计算方法如下：C1、计算频率越限启动条件：式中，x1＝0表示不启动DCS，x1＝1表示启动DCS；Δf为频率偏差，单位Hz；Δfd为系统安全频率偏差限值，单位Hz，国家电网公司有关频率质量相关企业标准规定：“互联电网频率的标准是50Hz，频率偏差不得超过±0.2Hz。在AGC投运情况下，互联电网频率按50±0.1Hz控制。频率合格率不低于99.99％。”设定Δfd＝0.09Hz。C2、计算特高压线路波动越限启动条件：设区域i和区域j为特高压联络线互联两区域电网，特高压联络线功率越限ΔPTr≥LTr，ΔPTr为特高压联络线功率偏差，下标r为联络线编号，规定特高压联络线功率由区域i到区域j为正方向，区域i为特高压线路功率波动正偏差越限的一方，区域j为特高压线路功率波动负偏差越限的一方；LTr为特高压联络线功率波动限值，由联络线功率波动长期统计值的均方根算出。对区域i：...

【技术保护点】
一种互联电网扰动控制性能评价方法，其特征在于：包括以下步骤：A、设定互联电力系统的扰动参量；所述的扰动参量包括安全频率偏差限值Δfd、特高压联络线功率波动限值LTr、关键机组发电容量Giloss、大规模负荷波动量Djloss、直流外部联络线额定输送容量MW、风电置信容量D0.9和评价时长T；B、采集互联电力系统的扰动变量；所述的扰动变量包括电网频率、特高压联络线功率、关键节点N‑1故障损失功率、区外直流损失功率、风电反调峰功率损失量；C、计算扰动控制标准的启动条件；所述的扰动控制标准启动条件包括频率越限、特高压线路波动越限、关键节点N‑1故障、直流外部联络线故障、风电反调峰；具体计算方法如下：C1、计算频率越限启动条件：x1=1,Δf≤-Δfd0,Δf>-Δfd---(1)]]>式中，x1＝0表示不启动扰动控制评价，x1＝1表示启动扰动控制评价；Δf为频率偏差，单位Hz；Δfd为系统安全频率偏差限值，单位Hz，国家电网公司有关频率质量相关企业标准规定：“互联电网频率的标准是50Hz，频率偏差不得超过±0.2Hz；在自动发电控制投运情况下，互联电网频率按50±0.1Hz控制；频率合格率不低于99.99％；”设定Δfd＝0.09Hz；C2、计算特高压线路波动越限启动条件：设区域i和区域j为特高压联络线互联两区域电网，特高压联络线功率越限ΔPTr≥LTr，ΔPT为特高压联络线功率偏差，下标r为联络线编号，规定特高压联络线功率由区域i到区域j为正方向，区域i为特高压线路功率波动正偏差越限的一方，区域j为特高压线路功率波动负偏差越限的一方；LTr为该条特高压联络线功率波动限值，由联络线功率波动长期统计值的均方根算出；对区域i：x2i=1,ΔpTr≥LTr,ACEj<0,|Δf|≥0.19Hz0,ΔPTr<LTr∪ΔpTr≥LTr,ACEi>0UΔPTr≥LTr,ACEj<0,0.09Hz≤|Δf|<0.19Hz---(2)]]>对区域j：x2j=1,PTr≥LTr0,ΔPTr<LTr---(3)]]>x2＝X2i+X2j   (4)式中，x2≥1表示启动扰动控制评价，x2＝0表示不启动扰动控制评价；ACEi，ACEj分别为区域i和区域j的区域控制偏差；C3、计算关键节点N‑1故障启动条件：x3=1,ΔPloss=Giloss∪ΔPloss=djloss0,ΔPloss≠Giloss∩ΔPloss≠Djloss---(5)]]>式中，x3＝1表示启动扰动控制评价，x3＝0表示不启动扰动控制评价；ΔPloss为机组离线或负荷波动造成的功率损失；Giloss为电网调度根据容量以及地域条件预先计算出的关键机组发电容量，i＝1，2，…，NG为关键机组编号；Djloss为电网调度根据负荷规模以及地域条件预先计算出的大规模负荷波动量，j＝1，2，…，ND为大规模负荷编号；C4、计算直流外部联络线故障启动条件：x4=1,MWloss≥MW×α0,MWloss<MW×α---(6)]]>式中，x4＝1表示启动扰动控制评价，x4＝0表示不启动扰动控制评价；MWloss为直流外部联络线故障导致的功率损失量；MW为直流外部联络线额定输送容量；α为门槛系数，取值范围为60％到80％；C5、计算高峰时段风电反调峰启动条件：x5=1,ΔPloss≥D0.9×α0,ΔPloss<D0.9×α---(7)]]>式中，x5＝1表示高峰时段的风电反调峰，具备“一分钟内损失了大量发电功率”的特征，并且损失发电功率量超过限定值，启动扰动控制评价，x5＝0表示损失发电功率量低于限定值，不启动扰动控制评价；ΔPloss为高峰时段风电反调峰导致的功率损失量；D0.9为在置信度90％的情况下，基于有效载荷能力的风电置信容量；C6、计算扰动控制标准启动条件：x＝X1+X2+X3+X4+x5   (8)x≥1表示启动扰动控制性能评价；D、若启动扰动控制性能评价，则计算扰动控制性能评价指标；所述的控制性能评价指标为备用容量、扰动恢复率、运行备用调整因子和调整的运行备用容量；具体计算方法如下：D1、计算备用共...

【技术特征摘要】
1.一种互联电网扰动控制性能评价方法，其特征在于：包括以下步骤：A、设定互联电力系统的扰动参量；所述的扰动参量包括安全频率偏差限值Δfd、特高压联络线功率波动限值LTr、关键机组发电容量Giloss、大规模负荷波动量Djloss、直流外部联络线额定输送容量MW、风电置信容量D0.9和评价时长T；B、采集互联电力系统的扰动变量；所述的扰动变量包括电网频率、特高压联络线功率、关键节点N-1故障损失功率、区外直流损失功率、风电反调峰功率损失量；C、计算扰动控制标准的启动条件；所述的扰动控制标准启动条件包括频率越限、特高压线路波动越限、关键节点N-1故障、直流外部联络线故障、风电反调峰；具体计算方法如下：C1、计算频率越限启动条件：式中，x1＝0表示不启动扰动控制评价，x1＝1表示启动扰动控制评价；Δf为频率偏差，单位Hz；Δfd为系统安全频率偏差限值，单位Hz，国家电网公司有关频率质量相关企业标准规定：“互联电网频率的标准是50Hz，频率偏差不得超过±0.2Hz；在自动发电控制投运情况下，互联电网频率按50±0.1Hz控制；频率合格率不低于99.99％；”设定Δfd＝0.09Hz；C2、计算特高压线路波动越限启动条件：设区域i和区域j为特高压联络线互联两区域电网，特高压联络线功率越限ΔPTr≥LTr，ΔPTr为特高压联络线功率偏差，下标r为联络线编号，规定特高压联络线功率由区域i到区域j为正方向，区域i为特高压线路功率波动正偏差越限的一方，区域j为特高压线路功率波动负偏差越限的一方；LTr为特高压联络线功率波动限值，由联络线功率波动长期统计值的均方根算出；对区域i：对区域j：x2＝x2i+x2j(4)式中，x2≥1表示启动扰动控制评价，x2＝0表示不启动扰动控制评价；ACEi，ACEj分别为区域i和区域j的区域控制偏差；C3、计算关键节点N-1故障启动条件：式中，x3＝1表示启动扰动控制评价，x3＝0表示不启动扰动控制评价；ΔPloss为机组离线或负荷波动造成的功率损失；Giloss为电网调度根据容量以及地域条件预先计算出的关键机组发电容量，i＝1，2，…，NG为关键机组编号；Djloss为电网调度根据负荷规模以及地域条件预先计算出的大规模负荷波动量，j＝1，2，…，ND为大规模负荷编号；C4、计算直流外部联络线故障启动条件：

【专利技术属性】
技术研发人员：李卫东，吴玉琼，王海霞，巴宇，
申请(专利权)人：大连理工大学，
类型：发明
国别省市：辽宁;21