CN118040785A - 一种新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法及装置 - Google Patents

一种新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法及装置 Download PDF

Info

Publication number
CN118040785A
CN118040785A CN202311692346.8A CN202311692346A CN118040785A CN 118040785 A CN118040785 A CN 118040785A CN 202311692346 A CN202311692346 A CN 202311692346A CN 118040785 A CN118040785 A CN 118040785A
Authority
CN
China
Prior art keywords
power
transmission section
member line
line
expected
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN202311692346.8A
Other languages
English (en)
Inventor
魏亚威
吕颖
王鑫明
鲁广明
李世辉
贾晓卜
梁华洋
张学伟
高岩
于之虹
戴红阳
张璐路
王梓淦
石琛
王洁聪
王兵
刘其泳
解梅
李亚楼
安宁
贾海波
马晶
陆俊
苗春帅
蔡顺友
宋元明
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China Electric Power Research Institute Co Ltd CEPRI
State Grid Hebei Electric Power Co Ltd
Original Assignee
China Electric Power Research Institute Co Ltd CEPRI
State Grid Hebei Electric Power Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China Electric Power Research Institute Co Ltd CEPRI, State Grid Hebei Electric Power Co Ltd filed Critical China Electric Power Research Institute Co Ltd CEPRI
Priority to CN202311692346.8A priority Critical patent/CN118040785A/zh
Publication of CN118040785A publication Critical patent/CN118040785A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/001—Methods to deal with contingencies, e.g. abnormalities, faults or failures
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/10—Power transmission or distribution systems management focussing at grid-level, e.g. load flow analysis, node profile computation, meshed network optimisation, active network management or spinning reserve management
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H02J2300/24—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/28—The renewable source being wind energy

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

本发明公开了一种新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法及装置。其中，方法包括：获取新型电力系统中输电断面的预想故障集合，其中预想故障集合包括多条预想发生断路故障的线路；分别在预想故障集合中的各个线路发生预想断路故障的情况下，调整输电断面的送受端参量数据，直至输电断面内各成员线路的输送功率达到越限临界值，确定输电断面各成员线路的局部日内计划输送功率极限；选取输电断面各成员线路的局部日内计划输送功率极限的最小值作为输电断面各成员线路的全局日内计划输送功率极限。

Description

一种新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法及装置
技术领域
本发明涉及电力系统在线安全稳定计算技术领域，并且更具体地，涉及一种新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法及装置。
背景技术
随着电力系统运行控制精细化程度不断提高，电力系统日内运行计划(简称日内计划)已经成为了电力公司运行控制开展每日实时调度的主要依据，合理的日内计划关系到电网每日运行的安全、稳定与经济性。需要看到，电力系统在实际运行控制中预期结果与实际情况之间永远存在差别，尤其是随着高比例新能源发电场站接入电网，新能源随机性出力对电网运行产生了较大影响，当规模化新能源出力发生快速出力波动时，会导致电网实时运行方式出现偏离日内计划的情况，客观上导致了发电机组无法执行日内发电计划的问题。因此，在新能源规模化接入的新型电力系统场景下日内计划的经济性、安全性已面目全非，严重情况下有可能造成电力系统跨区输送断面越限。
电力系统输电断面通常是指连接不同区域电力系统的一条/组输电线路,输电断面输送功率高低是电网日内计划重点关注指标，也是实时运行重点控制参数。因此，输电断面线路极限代表了电力系统安全稳定运行的最低阈值。在考虑新能源出力波动的情况下，日内快速评估输电断面线路极限，是制定合理的日内机组出力计划，消除电力系统安全稳定运行风险的关键环节，对确保电网运行处于正常状态具有重要意义。
同时，为了更快速的监测电网中新能源接入规模及运行方式是否处于安全水平，考虑目前双馈风机、直驱风机、光伏等新能源出力设备均需主系统提供无功/电压支撑的特点，需要考虑新能源短路比指标(以下简称新能源短路比，MRSCR)来评估新能源场站接入下的系统强度，并考虑该指标的趋势变化对输电断面线路极限的约束。
目前，日内计划对电网断面功率极限值评估分析存在安全性约束考虑不足、极限准确度不足的问题。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提供一种新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法及装置。
根据本发明的一个方面，提供了一种新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法，包括：
获取新型电力系统中输电断面的预想故障集合，其中预想故障集合包括多条预想发生断路故障的线路；
分别在预想故障集合中的各个线路发生预想断路故障的情况下，调整输电断面的送受端参量数据，直至输电断面内各成员线路的输送功率达到越限临界值，确定输电断面各成员线路的局部日内计划输送功率极限；
选取输电断面各成员线路的局部日内计划输送功率极限的最小值作为输电断面各成员线路的全局日内计划输送功率极限。
可选地，分别在预想故障集合中的各个线路发生预想断路故障的情况下，调整输电断面的送受端参量数据，直至输电断面内各成员线路的输送功率达到越限临界值，确定输电断面各成员线路的局部日内计划输送功率极限，包括：
分别在预想故障集合中的各个线路发生预想断路故障的情况下，调整输电断面送端已并网新能源设备的发电功率、输电断面送受端的常规发电机组功率和负荷功率；
在输电断面内各成员线路及输电断面送受端的发电/负荷满足预设的约束条件，并在输电断面内各成员线路的输送功率达到越限临界值时，确定输电断面各成员线路在多个预想短路故障下的多个局部日内计划输送功率极限。
可选地，调整输电断面送受端的常规发电机组功率和负荷功率，包括：
根据输电断面内各成员线路的额定载流量、各成员线路的基态功率，确定输电断面内各成员线路的负载率；
使成员线路上有并网新能源场站的线路功率增长或使负载率最大的成员线路的功率增长或使负载率最小的成员线路的传输功率更慢增长，调整输电断面送受端的常规发电机组功率和负荷功率。
可选地，约束条件包括：
输电断面内各成员线路所接入的新能源场站的新能源短路比约束条件：
式中，MRSCRi为输电断面送端的新能源场站短路比；MRSCRmin为并网点对应的新能源多场站短路比阈值；ΔMRSCRi为输电断面送端的新能源场站短路比给定计算周期内变化值；MRSCRthd为并网点对应的新能源多场站短路比阈值；
输电断面内各成员线路的热稳定约束条件：
其中，Pi为输电断面成员线路i的基态功率；Pm为输电断面成员线路m发生断路故障前的基态功率；Pi max为输电断面成员线路i的额定载流量；λm-i为成员线路m发生断路故障后，成员线路m向成员线路i转移功率时的分布因子。
可选地，在输电断面内各成员线路及输电断面送受端的发电/负荷满足预设的约束条件，并在输电断面内各成员线路的输送功率达到越限临界值时，确定输电断面各成员线路在多个预想短路故障下的多个局部日内计划输送功率极限，包括：
在满足约束条件时，根据预设的优化目标函数，采用线性规划优化算法，确定输电断面各成员线路在多个预想短路故障下的多个局部日内计划输送功率极限，其中优化目标函数为：
其中，为成员线路j在预想断路故障m发生时，且其载流量达到额定载流量时，各其他成员线路i的传输功率，ΔMRSCRi为输电断面送端的新能源场站短路比给定计算周期内，其中j≠i，且j≠m。
根据本发明的另一个方面，提供了一种新型电力系统输电断面日内计划极限评估装置，包括：
获取模块，用于获取新型电力系统中输电断面的预想故障集合，其中预想故障集合包括多条预想发生断路故障的线路；
确定模块，用于分别在预想故障集合中的各个线路发生预想断路故障的情况下，调整输电断面的送受端参量数据，直至输电断面内各成员线路的输送功率达到越限临界值，确定输电断面各成员线路的局部日内计划输送功率极限；
选取模块，用于选取输电断面各成员线路的局部日内计划输送功率极限的最小值作为输电断面各成员线路的全局日内计划输送功率极限。
根据本发明的又一个方面，提供了一种计算机可读存储介质，所述存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序用于执行本发明上述任一方面所述的方法。
根据本发明的又一个方面，提供了一种电子设备，所述电子设备包括：处理器；用于存储所述处理器可执行指令的存储器；所述处理器，用于从所述存储器中读取所述可执行指令，并执行所述指令以实现本发明上述任一方面所述的方法。
从而，本发明提供了考虑新能源短路比趋势的新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法。首先确定新能源送端输电断面日内计划极限的调整方向，然后考虑新能源短路比指标变化趋势，生成输电断面日内稳定极限的约束条件，并结合生成的输电断面日内计划稳定极限最优化计算的优化目标，通过最优化求解，确定输电断面的日内计划极限。能够快速确定新能源接入下电网输电断面的日内计划极限，速度更快，准确度更高；准确度高的日内计划极限可以充分保障电网发生预想事故情况时的短时电网安全。
附图说明
通过参考下面的附图，可以更为完整地理解本发明的示例性实施方式：
图1是本发明一示例性实施例提供的新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法的流程示意图；
图2是本发明一示例性实施例提供的新型电力系统输电断面日内计划极限评估装置的结构示意图；
图3是本发明一示例性实施例提供的电子设备的结构。
具体实施方式
下面，将参考附图详细地描述根据本发明的示例实施例。显然，所描述的实施例仅仅是本发明的一部分实施例，而不是本发明的全部实施例，应理解，本发明不受这里描述的示例实施例的限制。
应注意到：除非另外具体说明，否则在这些实施例中阐述的部件和步骤的相对布置、数字表达式和数值不限制本发明的范围。
本领域技术人员可以理解，本发明实施例中的“第一”、“第二”等术语仅用于区别不同步骤、设备或模块等，既不代表任何特定技术含义，也不表示它们之间的必然逻辑顺序。
还应理解，在本发明实施例中，“多个”可以指两个或两个以上，“至少一个”可以指一个、两个或两个以上。
还应理解，对于本发明实施例中提及的任一部件、数据或结构，在没有明确限定或者在前后文给出相反启示的情况下，一般可以理解为一个或多个。
另外，本发明中术语“和/或”，仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。另外，本发明中字符“/”，一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。
还应理解，本发明对各个实施例的描述着重强调各个实施例之间的不同之处，其相同或相似之处可以相互参考，为了简洁，不再一一赘述。
同时，应当明白，为了便于描述，附图中所示出的各个部分的尺寸并不是按照实际的比例关系绘制的。
以下对至少一个示例性实施例的描述实际上仅仅是说明性的，决不作为对本发明及其应用或使用的任何限制。
对于相关领域普通技术人员已知的技术、方法和设备可能不作详细讨论，但在适当情况下，技术、方法和设备应当被视为说明书的一部分。
应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步讨论。
本发明实施例可以应用于终端设备、计算机系统、服务器等电子设备，其可与众多其它通用或专用计算系统环境或配置一起操作。适于与终端设备、计算机系统、服务器等电子设备一起使用的众所周知的终端设备、计算系统、环境和/或配置的例子包括但不限于：个人计算机系统、服务器计算机系统、瘦客户机、厚客户机、手持或膝上设备、基于微处理器的系统、机顶盒、可编程消费电子产品、网络个人电脑、小型计算机系统﹑大型计算机系统和包括上述任何系统的分布式云计算技术环境，等等。
终端设备、计算机系统、服务器等电子设备可以在由计算机系统执行的计算机系统可执行指令(诸如程序模块)的一般语境下描述。通常，程序模块可以包括例程、程序、目标程序、组件、逻辑、数据结构等等，它们执行特定的任务或者实现特定的抽象数据类型。计算机系统/服务器可以在分布式云计算环境中实施，分布式云计算环境中，任务是由通过通信网络链接的远程处理设备执行的。在分布式云计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备的本地或远程计算系统存储介质上。
示例性方法
图1是本发明一示例性实施例提供的新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法的流程示意图。本实施例可应用在电子设备上，如图1所示，新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法100包括以下步骤：
步骤101，获取新型电力系统中输电断面的预想故障集合，其中预想故障集合包括多条预想发生断路故障的线路；
步骤102，分别在预想故障集合中的各个线路发生预想断路故障的情况下，调整输电断面的送受端参量数据，直至输电断面内各成员线路的输送功率达到越限临界值，确定输电断面各成员线路的局部日内计划输送功率极限；
步骤103，选取输电断面各成员线路的局部日内计划输送功率极限的最小值作为输电断面各成员线路的全局日内计划输送功率极限。
具体地，本发明提供一种考虑新能源短路比趋势的新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法，包括：
步骤S10：获取已并网新能源实时出力、日内预测出力；获取新能源接入电力系统的送端母线负荷预测数据、发电机组出力计划数据、输电断面日内计划数据；从电网运行在线监测装置中获取输电断面I的基态参数，基态包括：输电断面I各成员线路i的额定载流量、各成员线路i的基态功率、送受端的发电信息；
步骤S20：从电网安全校核装置中获取输电断面的预想故障集合M，预想故障集合M包括多条预想发生断路故障的线路；
步骤S30：确定在线路m发生预想断路故障时，首先调整输电断面送端已并网新能源设备的发电功率，并进一步调整输电断面送受端的常规发电机组功率和负荷功率，并在输电断面内各成员线路i及输电断面送受端的发电/负荷满足预先设定的约束条件，成员线路i的输送功率达到越限临界值时，输电断面I各成员线路的功率总加的最小增加值，
功率总加的最小增加值为成员线路i在线路m发生预想断路故障时的日内计划输送功率极限，其中，j≠i，且j≠m；
将在线路m发生预想断路故障时，成员线路i的输送功率达到越限临界值时，输电断面I各成员线路的功率总加与新能源场站短路比变化值的最小增加值对应的输电断面送端发电功率调整结果发送至电网运行在线调控装置。
在线路m发生预想断路故障时，成员线路j的输送功率达到越限临界值时，输电断面I各成员线路的功率总加与新能源场站短路比变化值的最小增加值与输电断面送端的发电功率的调整方法唯一地对应。
步骤S40：从预想故障集合M中依次选择线路i对应的预想发生断路故障的线路，并重复步骤S30，
以得到由成员线路i确定的输电断面的局部日内计划输送功率Li，局部日内计划输送功率Li为成员线路i在发生多个预想断路故障时分别确定的日内计划输送功率中的最小值。
步骤S50：依次选择输电断面中的成员线路，并重复步骤S30至S40，以得到由各成员线路i确定的输电断面的全局日内计划输送功率L；全局日内计划输送功率L为各成员线路i分别确定的局部日内计划输送功率中的最小值。
进一步地，步骤S30中，调整输电断面送受端的发电/负荷功率，为：
根据输电断面I各成员线路i的额定载流量、各成员线路i的基态功率，确定各成员线路i的负载率；
调整输电断面送受端的发电功率而改变各成员线路i的传输功率时，优先使成员线路上有并网新能源场站的线路功率增长；或
使负载率较重的成员线路的功率增长；或
使负载率较轻的成员线路的传输功率更慢增长。
进一步地，步骤S30中，输电断面内各成员线路i满足预先设定的约束条件，为：
输电断面内各成员线路i所接入的新能源场站满足以下新能源短路比约束：
输电断面内各成员线路i满足以下的热稳定约束：
各成员线路i的基态功率及预想故障发生后成员线路i的传输功率均小于其额定载流量：
其中，Pi为成员线路i的基态功率；Pm为成员线路m发生断路故障前的基态功率；Pi max为线路i的额定载流量；λm-i为成员线路m发生断路故障后，成员线路m向成员线路i转移功率时的分布因子。
进一步地，步骤S30中，输电断面送端的新能源场站短路比MRSCRi大于并网点对应的新能源多场站短路比阈值MRSCRmin，通常该阈值为1.5；输电断面送端的新能源场站短路比变化值ΔMRSCRi小于并网点对应的新能源多场站短路比阈值MRSCRthd，该阈值设置为0.2；及
输电断面送受端的发电/负荷满足预先设定的约束条件，为：发电的出力功率处于最小允许出力和最大允许出力之间，负荷的接收功率处于其最大允许负荷和最小允许负荷之间；及
输电断面送受端发电满足潮流平衡约束。
进一步地，步骤S30中，确定在线路m发生预想断路故障时，通过调整输电断面送受端的发电功率，并在输电断面内各成员线路i及输电断面送受端的发电满足预先设定的约束条件，成员线路i的输送功率达到越限临界值时，输电断面I各成员线路的功率总加的最小增加值，为：
在满足约束条件时，以下式为优化目标函数，采用线性规划优化算法确定输电断面I各成员线路的功率总加的最小增加值：
其中，为成员线路j在预想故障m发生时，且其载流量达到额定载流量时，各其他成员线路i的传输功率,ΔMRSCRi是对应的新能源场站短路比变化值。
从而，本发明提供了考虑新能源短路比趋势的新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法。首先确定新能源送端输电断面日内计划极限的调整方向，然后考虑新能源短路比指标变化趋势，生成输电断面日内稳定极限的约束条件，并结合生成的输电断面日内计划稳定极限最优化计算的优化目标，通过最优化求解，确定输电断面的日内计划极限。本发明提供的考虑新能源短路比趋势的新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法能够快速确定新能源接入下电网输电断面的日内计划极限，速度更快，准确度更高；准确度高的日内计划极限可以充分保障电网发生预想事故情况时的短时电网安全。
示例性装置
图2是本发明一示例性实施例提供的新型电力系统输电断面日内计划极限评估装置的结构示意图。如图2所示，装置200包括：
获取模块210，用于获取新型电力系统中输电断面的预想故障集合，其中预想故障集合包括多条预想发生断路故障的线路；
确定模块220，用于分别在预想故障集合中的各个线路发生预想断路故障的情况下，调整输电断面的送受端参量数据，直至输电断面内各成员线路的输送功率达到越限临界值，确定输电断面各成员线路的局部日内计划输送功率极限；
选取模块230，用于选取输电断面各成员线路的局部日内计划输送功率极限的最小值作为输电断面各成员线路的全局日内计划输送功率极限。
可选地，确定模块220，包括：
调整子模块，用于分别在预想故障集合中的各个线路发生预想断路故障的情况下，调整输电断面送端已并网新能源设备的发电功率、输电断面送受端的常规发电机组功率和负荷功率；
确定子模块，用于在输电断面内各成员线路及输电断面送受端的发电/负荷满足预设的约束条件，并在输电断面内各成员线路的输送功率达到越限临界值时，确定输电断面各成员线路在多个预想短路故障下的多个局部日内计划输送功率极限。
可选地，调整子模块中调整输电断面送受端的常规发电机组功率和负荷功率，包括：
第一确定单元，用于根据输电断面内各成员线路的额定载流量、各成员线路的基态功率，确定输电断面内各成员线路的负载率；
调整单元，用于使成员线路上有并网新能源场站的线路功率增长或使负载率最大的成员线路的功率增长或使负载率最小的成员线路的传输功率更慢增长，调整输电断面送受端的常规发电机组功率和负荷功率。
可选地，约束条件包括：
输电断面内各成员线路所接入的新能源场站的新能源短路比约束条件：
式中，MRSCRi为输电断面送端的新能源场站短路比；MRSCRmin为并网点对应的新能源多场站短路比阈值；ΔMRSCRi为输电断面送端的新能源场站短路比给定计算周期内变化值；MRSCRthd为并网点对应的新能源多场站短路比阈值；
输电断面内各成员线路的热稳定约束条件：
其中，Pi为输电断面成员线路i的基态功率；Pm为输电断面成员线路m发生断路故障前的基态功率；Pi max为输电断面成员线路i的额定载流量；λm-i为成员线路m发生断路故障后，成员线路m向成员线路i转移功率时的分布因子。
可选地，确定子模块，包括：
第二确定单元，用于在满足约束条件时，根据预设的优化目标函数，采用线性规划优化算法，确定输电断面各成员线路在多个预想短路故障下的多个局部日内计划输送功率极限，其中优化目标函数为：
其中，为成员线路j在预想断路故障m发生时，且其载流量达到额定载流量时，各其他成员线路i的传输功率，ΔMRSCRi为输电断面送端的新能源场站短路比给定计算周期内，其中j≠i，且j≠m。
示例性电子设备
图3是本发明一示例性实施例提供的电子设备的结构。如图3所示，电子设备30包括一个或多个处理器31和存储器32。
处理器31可以是中央处理单元(CPU)或者具有数据处理能力和/或指令执行能力的其他形式的处理单元，并且可以控制电子设备中的其他组件以执行期望的功能。
存储器32可以包括一个或多个计算机程序产品，所述计算机程序产品可以包括各种形式的计算机可读存储介质，例如易失性存储器和/或非易失性存储器。所述易失性存储器例如可以包括随机存取存储器(RAM)和/或高速缓冲存储器(cache)等。所述非易失性存储器例如可以包括只读存储器(ROM)、硬盘、闪存等。在所述计算机可读存储介质上可以存储一个或多个计算机程序指令，处理器31可以运行所述程序指令，以实现上文所述的本发明的各个实施例的软件程序的方法以及/或者其他期望的功能。在一个示例中，电子设备还可以包括：输入装置33和输出装置34，这些组件通过总线系统和/或其他形式的连接机构(未示出)互连。
此外，该输入装置33还可以包括例如键盘、鼠标等等。
该输出装置34可以向外部输出各种信息。该输出装置34可以包括例如显示器、扬声器、打印机、以及通信网络及其所连接的远程输出设备等等。
当然，为了简化，图3中仅示出了该电子设备中与本发明有关的组件中的一些，省略了诸如总线、输入/输出接口等的组件。除此之外，根据具体应用情况，电子设备还可以包括任何其他适当的组件。
示例性计算机程序产品和计算机可读存储介质
除了上述方法和设备以外，本发明的实施例还可以是计算机程序产品，其包括计算机程序指令，所述计算机程序指令在被处理器运行时使得所述处理器执行本说明书上述“示例性方法”部分中描述的根据本发明各种实施例的方法中的步骤。
所述计算机程序产品可以以一种或多种程序设计语言的任意组合来编写用于执行本发明实施例操作的程序代码，所述程序设计语言包括面向对象的程序设计语言，诸如Java、C++等，还包括常规的过程式程序设计语言，诸如“C”语言或类似的程序设计语言。程序代码可以完全地在用户计算设备上执行、部分地在用户设备上执行、作为一个独立的软件包执行、部分在用户计算设备上部分在远程计算设备上执行、或者完全在远程计算设备或服务器上执行。
此外，本发明的实施例还可以是计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序指令，所述计算机程序指令在被处理器运行时使得所述处理器执行本说明书上述“示例性方法”部分中描述的根据本发明各种实施例的方法中的步骤。
所述计算机可读存储介质可以采用一个或多个可读介质的任意组合。可读介质可以是可读信号介质或者可读存储介质。可读存储介质例如可以包括但不限于电、磁、光、电磁、红外线、或半导体的系统、系统或器件，或者任意以上的组合。可读存储介质的更具体的例子(非穷举的列表)包括：具有一个或多个导线的电连接、便携式盘、硬盘、随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、可擦式可编程只读存储器(EPROM或闪存)、光纤、便携式紧凑盘只读存储器(CD-ROM)、光存储器件、磁存储器件、或者上述的任意合适的组合。
以上结合具体实施例描述了本发明的基本原理，但是，需要指出的是，在本发明中提及的优点、优势、效果等仅是示例而非限制，不能认为这些优点、优势、效果等是本发明的各个实施例必须具备的。另外，上述公开的具体细节仅是为了示例的作用和便于理解的作用，而非限制，上述细节并不限制本发明为必须采用上述具体的细节来实现。
本说明书中各个实施例均采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其它实施例的不同之处，各个实施例之间相同或相似的部分相互参见即可。对于系统实施例而言，由于其与方法实施例基本对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
本发明中涉及的器件、系统、设备、系统的方框图仅作为例示性的例子并且不意图要求或暗示必须按照方框图示出的方式进行连接、布置、配置。如本领域技术人员将认识到的，可以按任意方式连接、布置、配置这些器件、系统、设备、系统。诸如“包括”、“包含”、“具有”等等的词语是开放性词汇，指“包括但不限于”，且可与其互换使用。这里所使用的词汇“或”和“和”指词汇“和/或”，且可与其互换使用，除非上下文明确指示不是如此。这里所使用的词汇“诸如”指词组“诸如但不限于”，且可与其互换使用。
可能以许多方式来实现本发明的方法和系统。例如，可通过软件、硬件、固件或者软件、硬件、固件的任何组合来实现本发明的方法和系统。用于所述方法的步骤的上述顺序仅是为了进行说明，本发明的方法的步骤不限于以上具体描述的顺序，除非以其它方式特别说明。此外，在一些实施例中，还可将本发明实施为记录在记录介质中的程序，这些程序包括用于实现根据本发明的方法的机器可读指令。因而，本发明还覆盖存储用于执行根据本发明的方法的程序的记录介质。
还需要指出的是，在本发明的系统、设备和方法中，各部件或各步骤是可以分解和/或重新组合的。这些分解和/或重新组合应视为本发明的等效方案。提供所公开的方面的以上描述以使本领域的任何技术人员能够做出或者使用本发明。对这些方面的各种修改对于本领域技术人员而言是非常显而易见的，并且在此定义的一般原理可以应用于其他方面而不脱离本发明的范围。因此，本发明不意图被限制到在此示出的方面，而是按照与在此公开的原理和新颖的特征一致的最宽范围。
为了示例和描述的目的已经给出了以上描述。此外，此描述不意图将本发明的实施例限制到在此公开的形式。尽管以上已经讨论了多个示例方面和实施例，但是本领域技术人员将认识到其某些变型、修改、改变、添加和子组合。

Claims (12)

1.一种新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法，其特征在于，包括：
获取新型电力系统中输电断面的预想故障集合，其中所述预想故障集合包括多条预想发生断路故障的线路；
分别在所述预想故障集合中的各个线路发生预想断路故障的情况下，调整所述输电断面的送受端参量数据，直至所述输电断面内各成员线路的输送功率达到越限临界值，确定所述输电断面各成员线路的局部日内计划输送功率极限；
选取所述输电断面各成员线路的所述局部日内计划输送功率极限的最小值作为所述输电断面各成员线路的全局日内计划输送功率极限。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，分别在所述预想故障集合中的各个线路发生预想断路故障的情况下，调整所述输电断面的送受端参量数据，直至所述输电断面内各成员线路的输送功率达到越限临界值，确定所述输电断面各成员线路的局部日内计划输送功率极限，包括：
分别在所述预想故障集合中的各个线路发生预想断路故障的情况下，调整所述输电断面送端已并网新能源设备的发电功率、所述输电断面送受端的常规发电机组功率和负荷功率；
在所述输电断面内各成员线路及所述输电断面送受端的发电/负荷满足预设的约束条件，并在所述输电断面内各成员线路的输送功率达到越限临界值时，确定所述输电断面各成员线路在多个预想短路故障下的多个所述局部日内计划输送功率极限。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，调整所述输电断面送受端的常规发电机组功率和负荷功率，包括：
根据所述输电断面内各成员线路的额定载流量、各成员线路的基态功率，确定所述输电断面内各成员线路的负载率；
使成员线路上有并网新能源场站的线路功率增长或使所述负载率最大的成员线路的功率增长或使所述负载率最小的成员线路的传输功率更慢增长，调整所述输电断面送受端的所述常规发电机组功率和负荷功率。
4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述约束条件包括：
所述输电断面内各成员线路所接入的新能源场站的新能源短路比约束条件：
式中，MRSCRi为输电断面送端的新能源场站短路比；MRSCRmin为并网点对应的新能源多场站短路比阈值；ΔMRSCRi为输电断面送端的新能源场站短路比给定计算周期内变化值；MRSCRthd为并网点对应的新能源多场站短路比阈值；
所述输电断面内各成员线路的热稳定约束条件：
其中，Pi为输电断面成员线路i的基态功率；Pm为输电断面成员线路m发生断路故障前的基态功率；Pi max为输电断面成员线路i的额定载流量；λm-i为成员线路m发生断路故障后，成员线路m向成员线路i转移功率时的分布因子。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，在所述输电断面内各成员线路及所述输电断面送受端的发电/负荷满足预设的约束条件，并在所述输电断面内各成员线路的输送功率达到越限临界值时，确定所述输电断面各成员线路在多个预想短路故障下的多个所述局部日内计划输送功率极限，包括：
在满足所述约束条件时，根据预设的优化目标函数，采用线性规划优化算法，确定所述输电断面各成员线路在多个预想短路故障下的多个所述局部日内计划输送功率极限，其中所述优化目标函数为：
其中，为成员线路j在预想断路故障m发生时，且其载流量达到额定载流量时，各其他成员线路i的传输功率，ΔMRSCRi为输电断面送端的新能源场站短路比给定计算周期内，其中j≠i，且j≠m。
6.一种新型电力系统输电断面日内计划极限评估装置，其特征在于，包括：
获取模块，用于获取新型电力系统中输电断面的预想故障集合，其中所述预想故障集合包括多条预想发生断路故障的线路；
确定模块，用于分别在所述预想故障集合中的各个线路发生预想断路故障的情况下，调整所述输电断面的送受端参量数据，直至所述输电断面内各成员线路的输送功率达到越限临界值，确定所述输电断面各成员线路的局部日内计划输送功率极限；
选取模块，用于选取所述输电断面各成员线路的所述局部日内计划输送功率极限的最小值作为所述输电断面各成员线路的全局日内计划输送功率极限。
7.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，确定模块，包括：
调整子模块，用于分别在所述预想故障集合中的各个线路发生预想断路故障的情况下，调整所述输电断面送端已并网新能源设备的发电功率、所述输电断面送受端的常规发电机组功率和负荷功率；
确定子模块，用于在所述输电断面内各成员线路及所述输电断面送受端的发电/负荷满足预设的约束条件，并在所述输电断面内各成员线路的输送功率达到越限临界值时，确定所述输电断面各成员线路在多个预想短路故障下的多个所述局部日内计划输送功率极限。
8.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，调整子模块中调整所述输电断面送受端的常规发电机组功率和负荷功率，包括：
第一确定单元，用于根据所述输电断面内各成员线路的额定载流量、各成员线路的基态功率，确定所述输电断面内各成员线路的负载率；
调整单元，用于使成员线路上有并网新能源场站的线路功率增长或使所述负载率最大的成员线路的功率增长或使所述负载率最小的成员线路的传输功率更慢增长，调整所述输电断面送受端的所述常规发电机组功率和负荷功率。
9.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述约束条件包括：
所述输电断面内各成员线路所接入的新能源场站的新能源短路比约束条件：
式中，MRSCRi为输电断面送端的新能源场站短路比；MRSCRmin为并网点对应的新能源多场站短路比阈值；ΔMRSCRi为输电断面送端的新能源场站短路比给定计算周期内变化值；MRSCRthd为并网点对应的新能源多场站短路比阈值；
所述输电断面内各成员线路的热稳定约束条件：
其中，Pi为输电断面成员线路i的基态功率；Pm为输电断面成员线路m发生断路故障前的基态功率；Pi max为输电断面成员线路i的额定载流量；λm-i为成员线路m发生断路故障后，成员线路m向成员线路i转移功率时的分布因子。
10.根据权利要求9所述的装置，其特征在于，确定子模块，包括：
第二确定单元，用于在满足所述约束条件时，根据预设的优化目标函数，采用线性规划优化算法，确定所述输电断面各成员线路在多个预想短路故障下的多个所述局部日内计划输送功率极限，其中所述优化目标函数为：
其中，为成员线路j在预想断路故障m发生时，且其载流量达到额定载流量时，各其他成员线路i的传输功率，ΔMRSCRi为输电断面送端的新能源场站短路比给定计算周期内，其中j≠i，且j≠m。
11.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序用于执行上述权利要求1-5任一所述的方法。
12.一种电子设备，其特征在于，所述电子设备包括：
处理器；
用于存储所述处理器可执行指令的存储器；
所述处理器，用于从所述存储器中读取所述可执行指令，并执行所述指令以实现上述权利要求1-5任一所述的方法。
CN202311692346.8A 2023-12-11 2023-12-11 一种新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法及装置 Pending CN118040785A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202311692346.8A CN118040785A (zh) 2023-12-11 2023-12-11 一种新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法及装置

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202311692346.8A CN118040785A (zh) 2023-12-11 2023-12-11 一种新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法及装置

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN118040785A true CN118040785A (zh) 2024-05-14

Family

ID=90995765

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202311692346.8A Pending CN118040785A (zh) 2023-12-11 2023-12-11 一种新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法及装置

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN118040785A (zh)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US20200358310A1 (en) Microgrid power flow monitoring and control
Mohamed et al. Optimal scheduling of reconfigurable grids considering dynamic line rating constraint
Pamshetti et al. Optimal coordination of PV smart inverter and traditional volt‐VAR control devices for energy cost savings and voltage regulation
El‐Araby et al. Reactive power reserve management tool for voltage stability enhancement
Ghaderi Darebaghi et al. Dynamic multi‐stage under frequency load shedding considering uncertainty of generation loss
JP2019091124A (ja) 信頼度評価システム、信頼度評価方法、及びプログラム
US20210159700A1 (en) Control system with load selection strategy that minimizes load overshed
Chi et al. Multi‐objective robust tuning of STATCOM controller parameters for stability enhancement of stochastic wind‐penetrated power systems
Momoh et al. A framework of voltage stability assessment in power system reliability analysis
US20240113558A1 (en) Power system supervisory control apparatus, power system supervisory control system, and power system supervisory control method
CN116316611B (zh) 基于低压台区下的供电方法及系统
Sharma et al. Ranking of phasor measurement units based on control strategy for small‐signal stability
CN118040785A (zh) 一种新型电力系统输电断面日内计划极限评估方法及装置
Wang et al. A fast load-shedding algorithm for power system based on artificial neural network
Mundotiya et al. Power system contingency analysis using improved computational techniques
Dyśko et al. Practical risk assessment of the relaxation of LOM protection settings in NIE Networks' distribution system
Le et al. Distributed Load Shedding considering the Multicriteria Decision‐Making Based on the Application of the Analytic Hierarchy Process
Radatz et al. Descriptive Example of a Hybrid Hosting Capacity Method
Dalali et al. Modified Thevenin‐based voltage instability indicator and load shedding approach for MCF connected network
Kawabe et al. Reactive power control of photovoltaic power generation systems by a wide‐area control system for improving transient stability in power systems
CN115940173B (zh) 新能源多场站送出系统的静态电压稳定的确定方法及装置
CN117748597B (zh) 一种分布式光伏电压越限边缘控制方法、装置及介质
Liu et al. Hierarchical risk assessment of transmission network considering the influence of micro-grid
CN117592645A (zh) 一种城市电网成熟度确定方法、装置及介质
CN117728503B (zh) 一种低压分布式光伏孤岛运行控制方法及装置

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication