CN108964010A - 一种确定电网设备对电网安全指标的灵敏度的方法和系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种确定电网设备对电网安全指标的灵敏度的方法和系统，所述方法包括如下步骤：对电网系统进行潮流计算，以确定电网系统中的运行点；针对运行点中的可调设备施加模拟调节量，并通过潮流计算运行点中的可调设备对预定电网安全指标的提升幅度；持续调整所述模拟调节量的值直至提升幅度值不再增加时，确定当前的提升幅度的值和当前的模拟调节量的值；根据当前的提升幅度的值和当前的模拟调节量的值确定可调设备对预定电网安全指标的灵敏度。

Description

一种确定电网设备对电网安全指标的灵敏度的方法和系统

技术领域

本发明涉及输电领域，具体涉及一种确定电网设备对电网安全指标的灵敏度的方法和系统。

背景技术

随着配电网范围内分布式电源的快速发展，以及大量新型柔性负荷的接入，配电网组成结构发生了根本改变，其双向潮流和双向不确定性特征使得其运行控制面临新的难题，同时给配电网运行控制带来了更强的控制能力和控制灵活性。主要表现为分布式电源和柔性负荷的灵活互动性，即可参与配电网的运行控制与调节，从而实现“源-网-荷”互动运行。

通过相关的表征指标对其进行量化分析“源-网-荷”的互动能力，能对整个电网系统安全的改善起到提升作用。目前没有统一的表征指标对“源-网-荷”互动能力进行描述，量化电网设备对电网安全指标互动能力，为电网系统的互动能力水平提供依据。

发明内容

因此，本发明要解决的技术问题在于表征和量化分析有分布式能源以及大量新型柔性负荷的接入电网系统的互动能力。

为此，本发明实施例提供一种确定电网设备对电网安全指标的灵敏度的方法，包括如下步骤：对电网系统进行潮流计算，以确定所述电网系统中的运行点；针对所述运行点中的可调设备施加模拟调节量，并通过潮流计算所述运行点中的可调设备对预定电网安全指标的提升幅度；持续调整所述模拟调节量的值直至所述提升幅度的值不再增加时，确定当前的提升幅度的值和当前的模拟调节量的值；根据当前的提升幅度的值和当前的模拟调节量的值确定所述可调设备对预定电网安全指标的灵敏度。

优选地，所述可调设备包括电源设备、配电设备和负荷设备。

优选地，所述电源设备的模拟调节量包括电源有功、电源无功以及电源电压中的至少一个。

优选地，所述配电设备的模拟调节量包括无功补偿设备的无功补偿量、有载调压变压器的调压量以及线路串联调压器的调压量中的至少一个。

优选地，所述负荷设备的模拟调节量包括负荷量。

优选地，所述灵敏度包括不同时间尺度下的灵敏度，并且不同时间尺度下的灵敏度的确定方式不相同。对于时间尺度为日前或时前的情况，采用如下方式确定所述灵敏度：

其中，IC_y(x,t)为t时刻的灵敏度，x是调节设备，y是安全指标，IC_dh是日前或时前灵敏度。

对于时间尺度为实时的情况，采用如下方式确定所述灵敏度：

其中，IC_y(x,t)为t时刻的灵敏度，x是调节设备，y是安全指标，IC_rt是实时灵敏度。

优选地，上述两式中，

其中，dx_t为所述可调设备在时间t的调节量，dy_t为所述预定电网安全指标在时间t的提升幅度。

相应地，本发明实施例还提供一种确定电网设备对电网安全指标的灵敏度的系统，该系统包括：至少一个处理器；以及与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，所述存储器存储有可被所述一个处理器执行的指令，所述指令被所述至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器执行上述方法。

本发明技术方案，具有如下优点：

1.本发明提供的技术方案对电网系统进行潮流计算，能够找到在当前的设备参数下电网系统中的运行点，然后对找到的运行点中的各个设备进行模拟调节，同时观测模拟调节过程中电网安全指标的提升幅度；当调安全指标提升幅度的值不再增加时，获取当前的提升幅度的值和当前的模拟调节量的值，最后根据获取到的提升幅度的值和模拟调节量的值确定该调设备对电网安全指标的灵敏度。本发明提供的方法可以被重复执行，由于每一次对设备施加模拟调节量，即改变了设备参数，再次进行潮流计算时可能找到新的运行点，因此可以反复执行本方法直至找到电网系统中的所有运行点，并确定所有运行点中的设备对对电网安全指标的灵敏度。本发明利用可调设备对电网安全指标的灵敏度来表征和量化有分布式能源以及大量新型柔性负荷的接入电网系统的互动能力，由此可以提高电网运行控制的效率。

2.本发明中提供的方案考虑电网不同时间尺度下的安全稳定控制需要，通过分析日前、时前和实时三个时间尺度的灵敏度表征和量化有分布式能源以及大量新型柔性负荷的接入电网系统的互动能力，起到提高电网运行安全稳定的作用。

附图说明

为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例1中确定电网设备对电网安全指标的灵敏度的方法的流程图；

图2为本发明实施例2中确定电网设备对电网安全指标的灵敏度的系统的结构示意图。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

此外，下面所描述的本发明不同实施方式中所涉及的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互结合。

实施例1

本实施例提供一种确定电网设备对电网安全指标的灵敏度的方法，如图1所示，包括如下步骤：

S1：对电网系统进行潮流计算，以确定所述电网系统中的运行点；

这里是由分布式电源、配电网以及负荷组成的“源-网-荷”电网系统，通过潮流计算公式，对系统进行初始潮流计算，得到初始的运行点。

S2：针对所述运行点中的可调设备施加模拟调节量，并通过潮流计算所述运行点中的可调设备对预定电网安全指标的提升幅度；

这里可调设备包括电源设备、配电设备和负荷设备。电源设备的模拟调节量包括电源有功、电源无功以及电源电压中的至少一个；配电设备的模拟调节量包括无功补偿设备的无功补偿量、有载调压变压器的调压量以及线路串联调压器的调压量中的至少一个；负荷设备的模拟调节量包括负荷量。

本发明主要针对电网节点电压和支路潮流安全，暂不考虑其他安全指标。

节点电压安全指标用电压偏差表示，计算如下：

当节点电压实际值>节点电压额定值时，节点电压安全指标值＝[节点电压额定值-(节点电压实际值-节点电压额定值)]/节点电压额定值；

当节点电压实际值<＝节点电压额定值时，节点电压安全指标值＝节点电压实际值/节点电压额定值。

计算结果值越趋近于1，越安全。

支路潮流安全指标用支路负载率来表示，计算如下：

当支路电流>支路允许最大电流时，支路潮流安全指标值为零；

当支路实际电流<支路允许最大电流时，支路潮流安全指标值＝(支路允许最大电流-支路实际电流)/支路允许最大电流。

计算结果值越趋近于1，越安全。

S3：持续调整所述模拟调节量的值直至所述提升幅度的值不再增加时，确定当前的提升幅度的值和当前的模拟调节量的值；

S4：根据当前的提升幅度的值和当前的模拟调节量的值确定所述可调设备对预定电网安全指标的灵敏度。

优选地，灵敏度计算公式为:

式中，dx_t为“源”、“网”、“荷”中某一个调节设备在时间t的调节量，dy_t为电网某个安全指标在时间t的提升幅度。其值大小在本发明中表现为互动能力大小，因此也叫做互动能力，互动能力越强，则对安全提升越大。

对每一个调节设备和每一个安全指标，分别做以下处理：施加一定的调节量dx，通过潮流计算得到安全指标提升幅度dy，在运行点处，当全部dy均不再增加，确定当前的提升幅度的值和当前的模拟调节量的值；采用灵敏度分析方法，按上述灵敏度计算公式计算“源”、“网”、“荷”各调节设备对电网安全指标的灵敏度。

上述可调设备的模拟调节量的范围可以通过建立模型的方式来确定，因此在执行本方法之前，可以分别建立分布式电源设备、配电设备和负荷设备各自的调节能力模型：

分布式电源设备调节能力模型，根据电源的调节特性，将电源的调节能力分为有功调节能力、无功调节能力、电压调节能力，并分别建立其模型。其中：

有功调节能力模型为：

P_g,min≤P_g(t₁)≤P_gN (3)

式中，P_g(t₁)是分布式电源在t₁时刻的有功；P_g(t₀)是分布式电源在t₀时刻的有功；P_gN是分布式电源的额定有功；P_g,min是分布式电源的最小出力；是该分布式电源在单位时间内的有功上调量，是该分布式电源在单位时间内的有功下调量。和值的大小反映其调节性能，值越大表示调节速度越快，其值为零时表示不具有调节能力；

无功调节能力模型为：

式中，Q_g(t₁)是分布式电源在t₁时刻的无功；Q_g(t₀)是分布式电源在t₀时刻的无功；S_gN是分布式电源的额定容量；是分布式电源进相运行时允许的最大功率因数角；是该分布式电源在单位时间内的无功上调量，是该分布式电源在单位时间内的无功下调量；

电压调节能力模型：

V_min≤V(t₁)≤V_max (9)

式中，V(t₁)是分布式电源在t₁时刻的电压；V(t₀)是分布式电源在t₀时刻的电压；V_max是分布式电源的最大允许电压；V_min是分布式电源的最小允许电压；v⁺是该分布式电源在单位时间内的电压上调量，v^-是该分布式电源在单位时间内的电压下调量。v⁺和v^-值的大小反映其调节性能，值越大表示调节速度越快，其值为零时表示不具有调节能力。

配电网调节能力模型，根据配电网具备调节能力的设备资源，可分为有无功补偿设备、有载调压变压器、线路串联调压器等，并为其分别建立调节能力模型。其中：

无功补偿设备调节能力模型包括电容器补偿、电抗器补偿、静止无功补偿模型。其中：

电容器调节能力模型为：

0≤Q_C(t₁)≤n_CQ_C0 (10)

式中，Q_C(t₁)是电容器组在t₁时刻的出力，Q_C0是单组电容器的容量，n_C为电容器组数；

电抗器调节能力模型为：

0≤Q_L(t₁)≤n_LQ_L0 (11)

式中，Q_L(t₁)是电容器组在t₁时刻的出力，Q_L0是单组电容器的容量，n_L为电容器组数；

静止无功补偿调节能力模型为：

-S_svcN≤Q_svc(t₁)≤S_svcN (14)

式中，Q_svc(t₁)是分布式电源在t₁时刻的无功；Q_svc(t₀)是分布式电源在t₀时刻的无功；S_svcN是分布式电源的额定容量；是该分布式电源在单位时间内的无功上调量，是该分布式电源在单位时间内的无功下调量；

有载调压变压器调节能力模型为：

式中，V_DXF,1(t₁)是有载调压变压器一次侧在t₁时刻的电压，V_DXF,2(t₁)是有载调压变压器二次侧在t₁时刻的电压，是其上调总档位数，是其下调总档位数，v_DXF则是每档对应的电压调节百分比；

线路串联调压器调节能力模型为：

式中，V_LXF,1(t₁)是有载调压变压器一次侧在t₁时刻的电压，V_LXF,2(t₁)是有载调压变压器二次侧在t₁时刻的电压，是其上调总档位数，是其下调总档位数，v_LXF则是每档对应的电压调节百分比。

建立电荷调节能力的模型为：

P_L,min(t)≤P_L(t)≤P_L,max(t) (17)

式中，P_L,max(t)是该负荷在时间t的最大负荷，P_L,min(t)是该负荷在时间t的最小负荷，P_L(t)是该负荷在时间t的实际负荷。一个负荷在时间t的最大负荷和最小负荷需要根据其自身特性确定，如该负荷在某时刻不可调节，则其在该时刻的最大负荷和最小负荷相同，且均等于其当时刻实际负荷。

实际情况中，通常需要考虑配电网不同时间尺度下的安全稳定控制需要，作为一个优选的实施方式，在上述步骤S4中可以计算不同时间尺度下的灵敏度。不同时间尺度下的灵敏度的确定方式不相同，在本实施例中，不同时间尺度包括日前、时前和实时三个时间尺度，分别对应配电网日前计划、时前计划和实时控制阶段。

在日前计划阶段，需要满足电力电量平衡约束，各节点有功、无功、电压安全约束，各支路潮流安全约束等，并满足安全裕度要求。日前计划阶段应考虑未来一天96个时段(以15分钟为时间分辨率)的安全裕度提升能力，并以这些时段内的安全裕度最小提升能力为其日前互动能力。而在某一时间段内，“源-网-荷”互动能力可通过“源”、“网”、“荷”各调节设备对各安全指标的最大提升能力的最小值进行表示。因此，“源-网-荷”日前互动能力计算公式如下：

例如调节设备在第一时段，安全指标IC₁的最大提升能力值为0.06，调节设备在安全指标IC₂的最大提升能力值为0.08，则两个安全指标的调节最小值为0.06；第二时段取所有的安全指标IC₁的最大提升能力值为0.05，调节设备在安全指标IC₂的最大提升能力值为0.04，则这两个时段内两个安全指标的调节最小值即为这两个时段的灵敏度值为0.04。依次比较日前这96个时段的值，取其中最小值则为表征日前互动能力的灵敏度的值。

在时前计划阶段，需要满足电力电量平衡约束，各节点有功、无功、电压安全约束，各支路潮流安全约束等，并满足安全裕度要求。时前计划阶段应考虑未来一小时12个时段(以5分钟为时间分辨率)的安全裕度提升能力，并以这些时段内的安全裕度最小提升能力为其时前互动能力。而在某一时间段内，“源-网-荷”互动能力可通过“源”、“网”、“荷”各调节设备对各安全指标的最大提升能力的最小值进行表示。因此，“源-网-荷”时前互动能力的计算与“源-网-荷”日前互动能力的计算相同，只是取得时间段t的取值不同。

在实时控制阶段，需要满足功率平衡约束，各节点有功、无功、电压安全约束，各支路潮流安全约束等。实时控制阶段以1分钟为一个控制周期，其互动能力以该时间段内，“源”、“网”、“荷”各调节设备对各安全指标的最大提升能力的最小值进行表示。即：

例如，此时刻的安全指标IC₁的最大提升能力值为0.06，调节设备在安全指标IC₂的最大提升能力值为0.05，则两个安全指标的调节最小值为0.05，即为此刻的灵敏度值。

实施例2

图2是本发明实施例提供的执行确定电网系统对电网安全指标的灵敏度的系统的硬件结构示意图，如图2所示，该系统包括一个或多个处理器210以及存储器220，图2中以一个处理器210为例。该系统还可以包括：输入单元230。

处理器210、存储器220、输入单元230可以通过总线200或者其他方式连接，图2中以通过总线200连接为例。

存储器220作为一种非暂态计算机可读存储介质，可用于存储非暂态软件程序、非暂态计算机可执行程序以及模块，如本申请实施例1中的确定电网系统对电网安全指标的灵敏度的方法对应的程序指令/模块。处理器210通过运行存储在存储器220中的非暂态软件程序、指令以及模块，从而执行服务器的各种功能应用以及数据处理，即实现实施例1中的方法。

输入单元230可接收输入的数字或字符信息，以及产生与列表项操作的处理装置的用户设置以及功能控制有关的键信号输入。

所述一个或者多个模块存储在所述存储器220中，当被所述一个或者多个处理器210执行时，执行如图1所示的方法。

上述产品可执行本发明实施例1所提供的方法，具备执行方法相应的功能模块和有益效果。未在本实施例中详尽描述的技术细节，具体可参见如图1所示的实施例中的相关描述。

显然，上述实施例仅仅是为清楚地说明所作的举例，而并非对实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。而由此所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明创造的保护范围之中。

Claims (10)

1.一种确定电网设备对电网安全指标的灵敏度的方法，其特征在于，包括如下步骤：

对电网系统进行潮流计算，以确定所述电网系统中的运行点；

针对所述运行点中的可调设备施加模拟调节量，并通过潮流计算所述运行点中的可调设备对预定电网安全指标的提升幅度；

持续调整所述模拟调节量的值直至所述提升幅度的值不再增加时，确定当前的提升幅度的值和当前的模拟调节量的值；

根据当前的提升幅度的值和当前的模拟调节量的值确定所述可调设备对预定电网安全指标的灵敏度。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述可调设备包括电源设备、配电设备和负荷设备。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述电源设备的模拟调节量包括电源有功、电源无功以及电源电压中的至少一个。

4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述配电设备的模拟调节量包括无功补偿设备的无功补偿量、有载调压变压器的调压量以及线路串联调压器的调压量中的至少一个。

5.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述负荷设备的模拟调节量包括负荷量。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述灵敏度包括不同时间尺度下的灵敏度，并且不同时间尺度下的灵敏度的确定方式不相同。

7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，对于时间尺度为日前或时前的情况，采用如下方式确定所述灵敏度：

其中，IC_y(x,t)为t时刻的灵敏度，x是调节设备，y是安全指标，IC_dh是日前或时前灵敏度。

8.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，对于时间尺度为实时的情况，采用如下方式确定所述灵敏度：

其中，IC_y(x,t)为t时刻的灵敏度，x是调节设备，y是安全指标，IC_rt是实时灵敏度。

9.根据权利要求7或8所述的方法，其特征在于，

其中，dx_t为所述可调设备在时间t的调节量，dy_t为所述预定电网安全指标在时间t的提升幅度。

10.一种确定电网设备对电网安全指标的灵敏度的系统，其特征在于，包括：至少一个处理器；以及与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，所述存储器存储有可被所述一个处理器执行的指令，所述指令被所述至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器执行权利要求1-9中任一项所述的方法。