CN117559481A - 一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估方法，属于电力系统频率稳定分析技术领域；评估方法包括：根据SCADA和WAMS系统获取区域电网运行数据，形成区域电网预想故障集，构建区域电网频率响应模型；根据电网安全稳定运行要求，确定区域电网频率稳定约束条件；判断响应模型是否满足约束条件，若满足，则降低系统等效惯性常数，再次构建响应模型，直到不满足约束条件，进入下一步；若不满足，则直接进入下一步；在典型预想故障集下，基于区域电网频率响应模型获取频率稳定约束条件下区域电网所需最小惯量；获取区域电网惯量水平，并计算区域电网惯量比指标；根据区域电网惯量比指标的计算值与阈值评估区域电网频率支撑能力。

Description

一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估方法

技术领域

本发明属于电力系统频率稳定分析技术领域，具体涉及一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估方法。

背景技术

随着风电、光伏发电等可再生能源逐步替代常规同步机组发电，区域电网惯量水平不断降低。在低惯性运行场景下，直流闭锁等功率扰动事件易导致区域电网频率迅速下降或飙升，进而触发电网三道防线的保护动作，使系统存在大面积切机、切负荷的风险。因此，有必要开展区域电网频率支撑能力评估方法研究。惯量是影响系统稳定的关键因素，惯量监测可加强电网调度员对系统惯量水平的实时感知，但在当前的电网调度运行过程中仍然缺乏准确分析系统惯量充裕程度评判依据。因此，现提出一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估方法。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明的目的在于提供一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估方法，解决了现有技术中的问题。

本发明的目的可以通过以下技术方案实现：

一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估方法，包括以下步骤：

根据SCADA和WAMS系统获取区域电网运行数据，形成区域电网预想故障集，并构建区域电网频率响应模型；

根据电网安全稳定运行要求，确定区域电网频率稳定约束条件；

判断区域电网频率响应模型是否满足区域电网频率稳定约束条件，若满足，则降低系统等效惯性常数，再次构建区域电网频率响应模型，直到不满足区域电网频率稳定约束条件，进入下一步；若不满足，则直接进入下一步；

在典型预想故障集下，基于区域电网频率响应模型获取频率稳定约束条件下区域电网所需最小惯量；

基于区域电网所需最小惯获取区域电网惯量水平，并计算区域电网惯量比指标；

根据区域电网惯量比指标的计算值与阈值评估区域电网频率支撑能力。

进一步地，所述区域电网频率响应模型包括：外部等值系统频率响应、系统惯量与阻尼响应、火电机组一次调频响应、水电机组一次调频响应和新能源机组一次调频响应。

进一步地，所述外部等值系统通过高阶传递函数等效表示区域间传输功率的频率响应特性，高阶传递函数为：

式中，G_trans(s)为外部等值系统传递函数，△P_trans为与区域相连的所有联络线上功率变化量，△f为系统频率变化量，s为拉普拉斯算子，a_i和b_i为传递函数系数，I为传递函数分母的阶数。

进一步地，所述区域电网频率稳定约束条件包括：最大频率偏差约束和频率变化率约束。

进一步地，所述最大频率偏差约束为：

f_{limit_low}≤f_nadir≤f_{limit_high}

式中，f_nadir为频率最小值，f_{limit_low}为低频保护装置动作阈值，f_{limit_high}为高频保护装置动作阈值。

进一步地，所述频率变化率约束为：

式中，f(t)为系统频率，RoCoF_limit为系统频率变化率阈值。

进一步地，所述区域电网所需最小惯量表达式为：

式中，H_min为区域电网所需最小惯量，为考虑频率变化率约束条件所需最小惯量，/>为考虑最大频差约束条件所需最小惯量。

进一步地，所述惯量比计算公式为：

式中，IR为区域电网惯量比，H_sys为区域电网实际惯量，H_min为区域电网所需最小惯量。

一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估系统，包括：

模型构建模块：根据SCADA和WAMS系统获取区域电网运行数据，形成区域电网预想故障集，并构建区域电网频率响应模型；

约束条件确定模块：根据电网安全稳定运行要求，确定区域电网频率稳定约束条件；

判断模块：判断区域电网频率响应模型是否满足区域电网频率稳定约束条件，若满足，则降低惯性常数系数，再次构建区域电网频率响应模型，直到满足区域电网频率稳定约束条件，进入下一步；若不满足，则直接进入下一步；

最小惯量获取模块：在典型预想故障集下，基于区域电网频率响应模型获取频率稳定约束条件下区域电网所需最小惯量；

惯量比计算模块：基于区域电网所需最小惯获取区域电网惯量水平，并计算区域电网惯量比指标；

以及，评估模块：根据区域电网惯量比指标的计算值与阈值评估区域电网频率支撑能力。

一种计算机存储介质，存储有可读程序，当程序运行时，能够执行上述的方法。

本发明的有益效果：

本发明提出了一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估方法，在典型故障集下，以最大频率偏差、最大频率变化率为约束条件，基于区域电网频率响应模型计算系统所需最小惯量，并结合系统实际惯量值计算区域电网惯量比指标，便于调度人员掌握系统惯量水平，直观判断当前系统惯量水平下系统是否存在频率稳定风险，助力电网安全稳定运行。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例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，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是本发明区域电网频率支撑能力评估方法流程图；

图2为本发明中区域电网频率响应模型框图；

图3为本发明中10机39节点系统结构

图4为本发明中区域电网惯量不同时特征节点频率曲线。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅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作出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。

如图1所示，一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估方法，包括以下步骤：

S1，根据SCADA和WAMS系统获取区域电网运行数据，形成区域电网预想故障集，并构建区域电网频率响应模型；

根据电网运行数据，考虑电网初始时刻故障强度及连锁故障造成的损失，形成电网在线预想故障集。

如图2所示，区域电网频率响应模型包括：外部等值系统频率响应、系统惯量与阻尼响应、火电机组一次调频响应、水电机组一次调频响应和新能源机组一次调频响应。

其中，外部等值系统通过一个高阶传递函数等效表示区域间传输功率的频率响应特性，高阶传递函数如式(1)所示

式中，G_trans(s)为外部等值系统传递函数，△P_trans为与区域相连的所有联络线上功率变化量，△f为系统频率变化量，s为拉普拉斯算子，a_i和b_i为传递函数系数，I为传递函数分母的阶数。

系统惯量与阻尼响应：

式中，G_sys(s)为系统惯量与阻尼响应传递函数，H_seq为系统等效惯性常数，D_sys为等效阻尼系数。

火电机组一次调频响应：

式中，G_TG(s)为火电机组一次调频响应传递函数，η₁为火电机组装机占比，F₁为火电机组特征系数，R₁为火电机组一次调频调差系数，T₁为汽轮机等值时间常数。

水电机组一次调频响应：

式中，G_HG(s)为水电机组一次调频响应传递函数，η₂为水电机组装机占比，R₂为水电机组一次调频调差系数，T₂为涡轮机等值时间常数。

新能源机组一次调频响应：

式中，G_RES(s)为新能源机组一次调频响应传递函数，η₃为新能源机组装机占比，R₃为新能源机组一次调频调差系数，T₃为新能源机组调速器的等值时间常数。

S2，根据电网安全稳定运行要求，确定区域电网频率稳定约束条件；

区域电网频率稳定约束条件包括：最大频率偏差约束和频率变化率(Rate ofChange ofFrequency,RoCoF)约束。

针对频率频差约束条件，当系统频率降低时，以不触低频保护装置动作为低频频差约束条件，当系统频率升高时，以不触发高频保护装置动作为高频频差约束条件，最大频率偏差约束如式(2)所示：

f_{limit_low}≤f_nadir≤f_{limit_high} (6)

式中，f_nadir为频率最小值，f_{limit_low}为低频保护装置动作阈值，f_{limit_high}为高频保护装置动作阈值。

针对RoCoF约束条件，综合考虑分布式电源RoCoF保护的设定值及同步机组RoCoF耐受能力，取两者的最小值作为系统RoCoF约束条件，最大频率变化率约束如式(3)所示：

式中，f(t)为系统频率，RoCoF_limit为系统频率变化率阈值。

S3，在典型预想故障集下，基于区域电网频率响应模型，获取系统频率响应数据，判断系统频率是否满足频率稳定约束条件，若满足则降低系统等效惯性常数H_seq，再次构建区域电网频率响应模型，直至频率响应数据不满足频率稳定约束条件，进入S4；若不满足，则直接进入S4。

S4，在典型预想故障集下，基于区域电网频率响应模型获取频率稳定约束条件下区域电网所需最小惯量；

同时考虑RoCoF和频率偏差约束的区域电网所需最小惯量为两个约束下的所需惯量的最大值，区域电网所需最小惯量表达式如式(4)所示：

式中，H_min为区域电网所需最小惯量，为考虑频率变化率约束条件所需最小惯量，/>为考虑最大频差约束条件所需最小惯量。

S5，基于S4获取的区域电网所需最小惯量，来获取区域电网惯量水平，并计算区域电网惯量比指标；

惯量比(Inrtia Ratio,IR)指标为区域电网实际惯量与所需最小惯量的比值，惯量比计算公式如式(5)所示：

式中，IR为区域电网惯量比，H_sys为区域电网实际惯量，H_min为区域电网所需最小惯量。

S6，根据区域电网惯量比指标的计算值与阈值评估区域电网频率支撑能力。

IR越大，系统惯量支撑强度越高，系统越安全，当IR小于1时，意味系统实际惯量低于最小惯量，系统惯量水平不足。

下面基于DIgSILENT/PowerFactory仿真平台搭建含新能源发电的New England10机39节点系统为仿真对象，来阐述区域电网频率支撑能力评估方法：

火电机组调速器控制系统采用IEEE-G1型调速系统，根据美国电力科学研究院和美国西部电力协调委员会发布的新能源通用动态仿真模型，分别搭建四种类型新能源控制模型。四种类型新能源控制模型具体如下：

Type1：无附加控制的GFL，新能源场站工作在恒有功输出模式，不提供惯量及频率支撑。

Type2：采用附加频率下垂控制的GFL，新能源提供一次调频支撑。

Type3：采用虚拟惯量控制的GFL，新能源提供惯量和一次调频支撑。

Type4：采用虚拟同步控制的GFM，新能源提供惯量和一次调频支撑。如图3所示，断开原始系统中输电线路17-18和25-26，将原始系统的G4替换为Type1类型新能源场站，G5替换为Type3类型新能源场站，G6替换为Type1类型新能源场站，G7替换为Type4类型新能源场站，关键参数均设置如下：调频死区±0.05Hz，不等率10％，虚拟惯性常数设置值与原机组保持一致。各台同步机额定容量、有功出力、惯性常数(以机组额定容量标幺)如表1所示：

表1 10机39节点系统各同步机信息

通过机组装机信息，可求得区域3常火电机组装机容量与区域系统总装机比值η₁为0.2564，水电机组装机容量与区域系统总装机比值η₂为0，新能源机组装机容量与区域系统总装机比值η₃为0.7436。通过参数估计方法可求得，区域3内部系统参数估计结果为：H_eq＝1.6026，D_sys＝0.0749，T₁＝2.5825，F₁＝0.3275，1/R₁＝9.5910，T₃＝0.0.0111，1/R₃＝4.2693；区域3外部系统参数估计结果为：a₁＝3.6094，a₂＝13.0604，a₃＝18.6641，b₀＝194.7327，b₁＝97.4252，b₂＝181.0977。为了说明IR指标的有效性与直观性，改变区域3的G7机组虚拟同步系数，设置2组对照方案：

方案1：维持G7机组虚拟同步系数3.771不变，此时区域系统等效惯量为1.6s

方案2：将G7机组虚拟同步系数改为16，此时区域系统等效惯量为3.76s。根据电网安全稳定运行要求，将f_{limit_low}取为49.2Hz，RoCoF_imit取为2Hz/s。不同方案下惯量支撑能力指标如表2所示：

表2不同方案下惯量支撑能力指标

方案1下区域系统IR<1，表明系统惯量严重不足，系统存在频率稳定问题；方案2下区域系统IR>1，表明系统惯量充足，最大功率扰动下不存在频率稳定问题。

不同方案下新能源机组G6脱网后节点36的频率曲线如图4所示，方案1下频率最低点为49.17Hz，小于f_{limit_low}，同时最大RoCoF为2.58Hz/s，小于RoCoF_limit，系统存在频率稳定问题；方案2案下频率最低点为49.27Hz、最大RoCoF为1.11Hz/s，均满足频率稳定约束条件，系统安全。

综上所述，本发明提供的一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估方法，IR指标便于调度人员直接了解系统惯量充裕程度，判断当前系统惯量水平下系统是否存在频率稳定风险。

此外，在一些实施例中，还涉及一种计算机可读取的存储介质，存储有计算机程序来指令相关硬件，程序被执行时，能够实现上述的光伏发电调频模式间协调控制的关键参数整定。本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例中的全部或部分流程，是可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的程序可存储于一种计算机可读取存储介质中，该程序在执行时，可包括如上述各方法的实施例的流程。其中，所述的存储介质可为磁碟、光盘、只读存储记忆体(Read-Only，ROM)或随机存储记忆体(Random Access Memory，RAM)等。

在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“示例”、“具体示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。

以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。

Claims (10)

1.一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估方法，其特征在于，包括以下步骤：

根据SCADA和WAMS系统获取区域电网运行数据，形成区域电网预想故障集，并构建区域电网频率响应模型；

根据电网安全稳定运行要求，确定区域电网频率稳定约束条件；

判断区域电网频率响应模型是否满足区域电网频率稳定约束条件，若满足，则降低系统等效惯性常数，再次构建区域电网频率响应模型，直到不满足区域电网频率稳定约束条件，进入下一步；若不满足，则直接进入下一步；

在典型预想故障集下，基于区域电网频率响应模型获取频率稳定约束条件下区域电网所需最小惯量；

基于区域电网所需最小惯获取区域电网惯量水平，并计算区域电网惯量比指标；

根据区域电网惯量比指标的计算值与阈值评估区域电网频率支撑能力。

2.根据权利要求1所述的一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估方法，其特征在于，所述区域电网频率响应模型包括：外部等值系统频率响应、系统惯量与阻尼响应、火电机组一次调频响应、水电机组一次调频响应和新能源机组一次调频响应。

3.根据权利要求2所述的一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估方法，其特征在于，所述外部等值系统通过高阶传递函数等效表示区域间传输功率的频率响应特性，高阶传递函数为：

式中，G_trans(s)为外部等值系统传递函数，△P_trans为与区域相连的所有联络线上功率变化量，△f为系统频率变化量，s为拉普拉斯算子，a_i和b_i为传递函数系数，I为传递函数分母的阶数。

4.根据权利要求1所述的一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估方法，其特征在于，所述区域电网频率稳定约束条件包括：最大频率偏差约束和频率变化率约束。

5.根据权利要求4所述的一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估方法，其特征在于，所述最大频率偏差约束为：

f_{limit_low}≤f_nadir≤f_{limit_high}

式中，f_nadir为频率最小值，f_{limit_low}为低频保护装置动作阈值，f_{limit_high}为高频保护装置动作阈值。

6.根据权利要求4所述的一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估方法，其特征在于，所述频率变化率约束为：

式中，f(t)为系统频率，RoCoF_limit为系统频率变化率阈值。

7.根据权利要求1所述的一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估方法，其特征在于，所述区域电网所需最小惯量表达式为：

式中，H_min为区域电网所需最小惯量，为考虑频率变化率约束条件所需最小惯量，/>为考虑最大频差约束条件所需最小惯量。

8.根据权利要求1所述的一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估方法，其特征在于，所述惯量比计算公式为：

式中，IR为区域电网惯量比，H_sys为区域电网实际惯量，H_min为区域电网所需最小惯量。

9.一种基于惯量比的区域电网频率支撑能力评估系统，其特征在于，包括：

模型构建模块：根据SCADA和WAMS系统获取区域电网运行数据，形成区域电网预想故障集，并构建区域电网频率响应模型；

约束条件确定模块：根据电网安全稳定运行要求，确定区域电网频率稳定约束条件；

判断模块：判断区域电网频率响应模型是否满足区域电网频率稳定约束条件，若满足，则降低系统等效惯性常数，再次构建区域电网频率响应模型，直到不满足区域电网频率稳定约束条件，进入下一步；若不满足，则直接进入下一步；

最小惯量获取模块：在典型预想故障集下，基于区域电网频率响应模型获取频率稳定约束条件下区域电网所需最小惯量；

惯量比计算模块：基于区域电网所需最小惯获取区域电网惯量水平，并计算区域电网惯量比指标；

以及，评估模块：根据区域电网惯量比指标的计算值与阈值评估区域电网频率支撑能力。

10.一种计算机存储介质，存储有可读程序，其特征在于，当程序运行时，能够执行权利要求1-8任一项所述的方法。