CN109560542B - 一种应对馈入直流故障的电网综合稳定控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种应对馈入直流故障的电网综合稳定控制方法，通过储能电站提升可用储能功率来保证系统稳定，若全部储能电站均提升至最大可用储能功率后还不足以保证系统稳定，再施加切负荷措施。本发明提供的应对馈入直流故障的电网综合稳定控制方法，通过优选使用储能电站提升可用储能功率来保证系统稳定，减少了使用切负荷控制措施的负荷切除量或避免使用切负荷控制措施，减轻或避免了对用户供电造成的不利影响。

Description

一种应对馈入直流故障的电网综合稳定控制方法

技术领域

本发明涉及电力系统安全稳定技术领域，具体涉及一种应对馈入直流故障的电网综合稳定控制方法。

背景技术

当前我国特高压交直流互联电网具有“强直弱交”的特点，受端电网的馈入直流故障会导致受端电网与送端电网间联络线功率的大幅增加，存在联络线两侧系统发生功角失稳风险，严重威胁电网安全稳定运行。

对于受端电网面临的馈入直流故障导致联络线两侧系统功角失稳的问题，通常使用切负荷的控制措施，这样会对用户供电造成不利影响。

发明内容

本发明要解决的技术问题是提供一种应对馈入直流故障的电网综合稳定控制方法，减少使用切负荷控制措施的负荷切除量或避免使用切负荷的控制措施，减轻或避免对用户供电造成不利影响。

为了解决上述技术问题，本发明了一种应对馈入直流故障的电网综合稳定控制方法，通过储能电站提升可用储能功率来保证系统稳定，若全部储能电站均提升至最大可用储能功率后还不足以保证系统稳定，再施加切负荷措施。

进一步地，具体包括以下步骤：

步骤A：分别确定联络线的可耐受功率冲击阈值ΔP_cr和馈入直流故障导致的联络线功率峰值的最大可能变化量ΔP_{max_DC}；

步骤B：计算出降低联络线功率峰值的需求量P_sum，计算公式为：

P_sum＝ΔP_{max_DC}-ΔP_cr；

步骤C：计算出当受端电网全部储能电站均提升至最大可用储能功率时，联络线功率峰值的降低量ΔP_{max_b}，计算公式为：

其中，ΔP_{max_bi}为第i个储能电站降低联络线功率峰值的效果幅值，n为储能电站的总数量；

步骤D：通过比较ΔP_{max_b}和P_sum的大小，来确定电网综合稳定控制方法，具体包括：

D1:如果ΔP_{max_b}＝P_sum，将全部储能电站均提升至最大可用储能功率；

D2:如果ΔP_{max_b}＜P_sum，将全部储能电站均提升至最大可用储能功率，同时使用切负荷措施；

D3:如果ΔP_{max_b}＞P_sum，提升部分储能电站的可用储能功率。

进一步地，步骤A中，联络线的可耐受功率冲击阈值ΔP_cr的计算公式如下：

ΔP_cr＝P_sl-P_t0-μ；

其中，P_sl为联络线的静稳极限，P_t0为联络线初始功率，μ为安全裕度量。

进一步地，安全裕度量μ为联络线的静稳极限P_sl的5％-10％。

进一步地，步骤A中，馈入直流故障导致的联络线功率峰值的最大可能变化量ΔP_{max_DC}的计算公式如下：

其中，ΔP_{max_DCA}为联络线功率峰值变化量，ΔP_DCA为直流功率突降量，P_DC为直流闭锁故障损失的功率。

进一步地，步骤C中，逐个设置受端电网第i个储能电站的最大可用储能功率P_{s_bi}，i＝1,...n，n为储能电站的总数量，通过时域仿真获得每一个储能电站降低联络线功率峰值的效果幅值ΔP_{max_bi}。

进一步地，步骤D2中，需采取的切负荷措施的切除负荷量P_ld按下式计算：

其中，k_ld为切负荷效应系数，0.5≤k_ld≤1。

进一步地，步骤D3中，优先提升控制灵敏度较大的储能电站的可用储能功率。

本发明提供的应对馈入直流故障的电网综合稳定控制方法，通过优选使用储能电站提升可用储能功率来保证系统稳定，减少了使用切负荷的控制措施的次数或避免使用切负荷的控制措施，减轻或避免了对用户供电造成不利影响。

附图说明

图1为本发明实施例中直流闭锁故障后无稳控措施时联络线有功功率曲线；

图2为本发明实施例中直流闭锁故障后有提升储能功率措施时联络线有功功率曲线。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步说明，以使本领域的技术人员可以更好地理解本发明并能予以实施，但所举实施例不作为对本发明的限定。

一种应对馈入直流故障的电网综合稳定控制方法，通过储能电站提升可用储能功率来保证系统稳定，若全部储能电站均提升至最大可用储能功率后还不足以保证系统稳定，再施加切负荷措施。如图1和图2所示，本发明提供的应对馈入直流故障的电网综合稳定控制方法，通过使用储能电站提升可用储能功率保证了系统稳定。

具体包括以下步骤：

步骤A：分别确定联络线的可耐受功率冲击阈值ΔP_cr和馈入直流故障导致的联络线功率峰值的最大可能变化量ΔP_{max_DC}；

步骤B：计算出降低联络线功率峰值的需求量P_sum，计算公式为：

P_sum＝ΔP_{max_DC}-ΔP_cr；

步骤C：计算出当受端电网全部储能电站均提升至最大可用储能功率时，联络线功率峰值的降低量ΔP_{max_b}，计算公式为：

其中，ΔP_{max_bi}为第i个储能电站降低联络线功率峰值的效果幅值，n为储能电站的总数量；

步骤D：通过比较ΔP_{max_b}和P_sum的大小，来确定电网综合稳定控制方法，具体包括：

D1:如果ΔP_{max_b}＝P_sum，将全部储能电站均提升至最大可用储能功率；

D2:如果ΔP_{max_b}＜P_sum，将全部储能电站均提升至最大可用储能功率，同时使用切负荷措施；

D3:如果ΔP_{max_b}＞P_sum，提升部分储能电站的可用储能功率。

本实施例的一可选实施方式中，步骤A中，联络线的可耐受功率冲击阈值ΔP_cr的计算公式如下：

ΔP_cr＝P_sl-P_t0-μ；

其中，P_sl为联络线的静稳极限，P_t0为联络线初始功率，μ为安全裕度量。

安全裕度量μ根据经验设置，可以为联络线的静稳极限P_sl的5％-10％。

联络线的静稳极限P_sl计算方法可以为：采用送端机组增加出力、受端机组减少出力的工程计算方法，进行时域仿真，计算当前联络线的静稳极限P_sl。

本实施例的一可选实施方式中，步骤A中，馈入直流故障导致的联络线功率峰值的最大可能变化量ΔP_{max_DC}的计算公式如下：

其中，ΔP_{max_DCA}为联络线功率峰值变化量，ΔP_DCA为直流功率突降量，P_DC为直流闭锁故障损失的功率。

直流功率突降量ΔP_DCA为预先设置；设置直流功率突降，联络线两侧系统未发生功角失稳的场景，通过时域仿真，得到联络线功率峰值变化量ΔP_{max_DCA}。

本实施例的一可选实施方式中，步骤C中，逐个设置受端电网第i个储能电站的最大可用储能功率P_{s_bi}，i＝1,...n，n为储能电站的总数量，通过时域仿真获得第i个储能电站降低联络线功率峰值的效果幅值ΔP_{max_bi}。

本实施例的一可选实施方式中，步骤D2中，需采取的切负荷措施的切除负荷量P_ld按下式计算：

其中，k_ld为切负荷效应系数，0.5≤k_ld≤1，根据经验设置。

本实施例的一可选实施方式中，步骤D3中，优先提升控制灵敏度较大的储能电站的可用储能功率。具体地，第i个储能电站功率提升量P_bi,i＝1,...n，n为储能电站的总数量,满足下式：

其中,C_bi为第i个储能电站的控制灵敏度，按下式计算：

按照优先使用C_bi较大的储能电站的原则，确定各储能电站功率提升量P_bi。

根据上述方法，结合某算例系统为例做进一步说明，该算例系统中包括送、受端各有1台等值发电机组，送受端间存在长距离联络线，形成弱互联同步电网结构，并且有直流馈入受端系统，受端系统中有3个储能电站，额定充电、放电功率均为50MW。

步骤A：分别确定联络线的可耐受功率冲击阈值ΔP_cr和馈入直流故障导致的联络线功率峰值的最大可能变化量ΔP_{max_DC}；

A101:获取联络线初始功率P_t0＝548.8MW；

A102:采用送端机组增加出力、受端机组减少出力的工程计算方法，进行时域仿真，计算当前联络线的静稳极限P_sl＝648.9MW；

A103:线路功率的安全裕度量根据经验设置，设置为静稳极限P_sl的5％，为32.4MW；

A104:计算联络线的可耐受功率冲击阈值ΔP_cr：

ΔP_cr＝P_sl-P_t0-μ＝(648.9-548.8-32.4)MW＝67.7MW；

A201:设置直流功率突降量ΔP_DCA＝30MW，联络线两侧系统未发生功角失稳的场景，通过时域仿真，得到联络线功率峰值变化量ΔP_{max_DCA}＝22MW；

A202:直流闭锁故障损失的功率P_DC为200MW；

A203:馈入直流故障导致的联络线功率峰值的最大可能变化量ΔP_{max_DC}的计算公式如下：

步骤B：计算出降低联络线功率峰值的需求量P_sum，计算公式为：

P_sum＝ΔP_{max_DC}-ΔP_cr＝146.7-67.7＝79.0MW；

步骤C：计算出当受端电网全部储能电站均提升至最大可用储能功率时，联络线功率峰值的降低量ΔP_{max_b}：

C101:逐个设置受端电网各个储能电站的最大可用储能功率P_{s_b1}、P_{s_b2}、P_{s_b3}，分别为45MW、45MW、35MW，得到各个储能电站降低联络线功率峰值的效果幅值ΔP_{max_b1}、ΔP_{max_b2}、ΔP_{max_b3}，分别为34.4MW、34.6MW、27.2MW；

C102:计算ΔP_{max_b}：

步骤D：判断ΔP_{max_b}与P_sum大小关系，满足ΔP_{max_b}＞P_sum，提升部分储能电站的可用储能功率，就可保证系统稳定，无需切负荷措施；

先确定三个储能电站的控制灵敏度C_b1、C_b2、C_b3；

依据公式

计算后得到：C_b1＝76.4％、C_b2＝76.9％、C_b3＝77.7％；

因此，三个储能电站使用的先后顺序依次是第三个储能电站、第二个储能电站、第一个储能电站；

将第三个储能电站和第二个储能电站提升至最大可用储能功率后，降低联络线功率峰值的需求量仍然还需79.0MW-27.2MW-34.6MW＝12.2MW，因此，还需第一个储能电站参与，第一个储能电站降低联络线功率峰值的效果幅值为34.4MW，所以，第一个储能电站只需提升部分可用储能功率。

依据：

确定三个储能电站功率提升量P_b1、P_b2、P_b3分别为：23MW、45MW、35MW。

以上所述实施例仅是为充分说明本发明而所举的较佳的实施例，本发明的保护范围不限于此。本技术领域的技术人员在本发明基础上所作的等同替代或变换，均在本发明的保护范围之内。本发明的保护范围以权利要求书为准。

Claims (6)

1.一种应对馈入直流故障的电网综合稳定控制方法，其特征在于，通过储能电站提升可用储能功率来保证系统稳定，若全部储能电站均提升至最大可用储能功率后还不足以保证系统稳定，再施加切负荷措施；

具体包括以下步骤：

步骤A：分别确定联络线的可耐受功率冲击阈值ΔP_cr和馈入直流故障导致的联络线功率峰值的最大可能变化量ΔP_{max_DC}；

步骤B：计算出降低联络线功率峰值的需求量P_sum，计算公式为：

P_sum＝ΔP_{max_DC}-ΔP_cr；

步骤C：计算出当受端电网全部储能电站均提升至最大可用储能功率时，联络线功率峰值的降低量ΔP_{max_b}，计算公式为：

其中，ΔP_{max_bi}为第i个储能电站降低联络线功率峰值的效果幅值，n为储能电站的总数量；

步骤D：通过比较ΔP_{max_b}和P_sum的大小，来确定电网综合稳定控制方法，具体包括：

D1:如果ΔP_{max_b}＝P_sum，将全部储能电站均提升至最大可用储能功率；

D2:如果ΔP_{max_b}＜P_sum，将全部储能电站均提升至最大可用储能功率，同时使用切负荷措施；

D3:如果ΔP_{max_b}＞P_sum，提升部分储能电站的可用储能功率；

其中，步骤A中，馈入直流故障导致的联络线功率峰值的最大可能变化量ΔP_{max_DC}的计算公式如下：

其中，ΔP_{max_DCA}为联络线功率峰值变化量，ΔP_DCA为直流功率突降量，P_DC为直流闭锁故障损失的功率。

2.如权利要求1所述的应对馈入直流故障的电网综合稳定控制方法，其特征在于，步骤A中，联络线的可耐受功率冲击阈值ΔP_cr的计算公式如下：

ΔP_cr＝P_sl-P_t0-μ；

其中，P_sl为联络线的静稳极限，P_t0为联络线初始功率，μ为安全裕度量。

3.如权利要求2所述的应对馈入直流故障的电网综合稳定控制方法，其特征在于，安全裕度量μ为联络线的静稳极限P_sl的5％-10％。

4.如权利要求1所述的应对馈入直流故障的电网综合稳定控制方法，其特征在于，步骤C中，逐个设置受端电网第i个储能电站的最大可用储能功率P_{s_bi}，i＝1,...n，n为储能电站的总数量，通过时域仿真获得储能电站降低联络线功率峰值的效果幅值ΔP_{max_bi}。

5.如权利要求1所述的应对馈入直流故障的电网综合稳定控制方法，其特征在于，步骤D2中，需采取的切负荷措施的切除负荷量P_ld按下式计算：

其中，k_ld为切负荷效应系数，0.5≤k_ld≤1。

6.如权利要求1所述的应对馈入直流故障的电网综合稳定控制方法，其特征在于，步骤D3中，优先提升控制灵敏度较大的储能电站的可用储能功率。

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