一种仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略的方法
【专利摘要】本发明公开了一种仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略计算方法，属于电力系统自动化技术领域和电网调度运行控制技术领域。本发明将故障后的频率紧急控制分为两级；基于一次时域仿真，进行频率特性分析，估算全网负荷频率因子；计及负荷频率调节特性，考虑紧急控制抽蓄切泵负荷、紧急提升直流功率控制和紧急切负荷控制等三类可控措施的优先级，通过代数计算，分别得到全网两级、三类紧急控制措施的控制总量；在计算II级紧急控制措施时，计及I级紧急控制措施实施后的效果和发电机组一次调频作用。本发明为实现多直流馈入受端电网各类可控资源协同紧急控制频率提供技术支撑，促成全面达成频率安全控制目标，提高频率安全稳定紧急控制效益。
【专利说明】
-种仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略的方法
技术领域
[0001] 本发明属于电力系统运行控制技术领域，具体来说，本发明设及一种仿真计算多 直流馈入电网频率紧急控制策略的方法。
【背景技术】
[0002] 电力系统频率特性直接对系统安全稳定性和电能质量产生重要影响。发生大功率 失去的故障后，减小频率波动幅度，确保频率在允许范围，是电网安全稳定运行控制的重要 任务之一。为此，一方面，相关技术管理标准对故障后动态过程中频率最小值和恢复后的稳 态频率都有明确要求；另一方面，已经开展大量理论研究，并在长期电网运行控制实践中， 形成了很多行之有效的技术措施，主要是控制负荷，例如，低频减载在常规电网运行的频率 安全稳定控制中发挥了有效作用。
[0003] 随着大容量特高压直流逐步投运，全球范围内呈现多个大容量多直流馈入受端电 网，接受外部来电的比例持续提高。大容量直流故障是引起运类电网大功率缺额的重要因 素，由此出现全网性频率问题的概率增加，全网性频率问题的严重程度也可能加剧，需要协 调全网资源实现对频率的有效控制。
[0004] 直流输电具有快速紧急提升功率的能力，在多直流馈入受端电网，出现某些直流 故障造成大功率失去后，通过紧急提升其它直流的功率，可在一定程度降低直流故障对频 率安全稳定性造成的不良影响。另外，为了增强多直流馈入受端电网的调频、调峰能力，通 常都配置了一些抽水蓄能电站。可见，与一般电网比较，在多直流馈入受端电网，应对大功 率突然失去后的频率控制手段更为丰富，在通常可控制负荷的基础上，增加了紧急提升直 流功率和紧急控制抽蓄切累负荷措施。因此，高效解决部分直流故障造成大功率失去后的 多直流馈入受端电网的频率安全稳定问题，必须对紧急提升直流功率、紧急控制抽蓄切累 负荷和紧急切负荷运=类紧急控制措施进行协调，形成统一的频率紧急控制策略。
[0005] 频率安全稳定控制策略计算是项十分复杂的工作，计及发电机组和负荷的频率调 节特性，比较不同控制策略的性价比，从大量候选措施中遽选出合适的控制措施，目前通常 要对每个预想故障，反复进行多次仿真计算，耗时耗力。
[0006] 因此，针对大容量多直流馈入受端电网特点，结合频率安全稳定控制要求，研究仿 真计算频率紧急控制策略的方法，为实现全网各类可控资源协同紧急控制频率提供技术支 撑，对全面达成频率安全控制目标，提高频率安全稳定紧急控制效益，从而提升电网安全稳 定经济运行水平，具有十分重要的意义。
【发明内容】
[0007] 本发明目的是:针对大容量多直流馈入受端电网频率安全稳定问题特点，提供一 种仿真计算电网频率紧急控制策略的方法。该方法为实现多直流馈入受端电网各类可控资 源协同紧急控制频率提供技术支撑，对全面达成频率安全控制目标，提高频率安全稳定紧 急控制效益，具有重要价值，另外，该方法还能提高频率紧急控制策略计算工作效率。
[0008] 具体地说，本发明是采用W下技术方案实现的，包括W下步骤：
[0009] 1)基础数据准备。基础数据分为用于安全稳定仿真计算的数据、电网频率安全控 制目标数据和控制措施约束等3类。
[0010] 所述用于安全稳定仿真计算的数据，包括潮流数据、稳定数据和频率紧急控制预 想故障，潮流数据和稳定数据可源于离线典型方式计算数据，也可从智能电网调度技术支 持系统中获取;频率紧急控制预想故障主要考虑直流闭锁，包括单一直流双极闭锁和不同 直流组合闭锁故障。
[0011] 所述电网频率安全控制目标数据，包括发生大功率缺少故障后动态过程中频率跌 落最大允许偏移量A fLmitmax和故障后稳态频率跌落允许偏移量A fc^^ax。其中，A fLmitmax =故 障发生时刻前的全网频率时一故障发生后允许的频率最小值fLmitmin，A fc""ax =故障发生时 刻前的全网频率时一故障发生后允许的稳态频率最小值fc^in。
[0012] 所述控制措施约束，包括处于抽水状态的抽蓄机组负荷总量PPumpO和每条直流允许 的最大紧急功率提升控制量A PDCimax。其中
，NP是处于抽水状态的 抽蓄机组数量，PumpiO第i台处于抽水状态的抽蓄机组负荷;所述每条直流允许的最大紧急功 率提升控制量A PDCimax,同时考虑直流系统自身和电网两个方面的安全稳定约束。
[0013] 2)时域仿真及全网频率特性分析与信息统计。分为W下两步：
[0014] 第一步是时域仿真，对频率紧急控制覆盖的预想故障，重点是直流闭锁等导致多 直流馈入受端电网大功率缺额的预想故障，在不考虑安控措施(包括低频低压减载)的条件 下，进行时域仿真分析计算。
[0015] 第二步是全网频率特性分析与信息统计，根据时域仿真过程信息，分析统计:故障 发生时刻前的全网频率时、全网负荷Plo和全网发电出力化0;故障后动态过程中，全网频率跌 落至最低点的时刻Tfmin、全网频率f min、全网负荷PLfmin和全网发电出力PGfmin ;故障后电网稳 态运行时的全网频率f~、全网负荷Pl-和全网发电出力Pg-;故障后全网发电出力开始增加的 时刻Tgup;故障后频率下降过程中典型时刻全网频率和全网负荷，频率恢复过程中典型时刻 全网频率和全网负荷，形成全网频率对应的全网负荷系列数据组(fi，PLi)，应包含时刻Tfmin 和Tcup的数据组，频率下降过程中的数据不少于3组，频率恢复过程中的数据不少于5组。
[0016] 3)估算全网负荷频率因子。分为W下两步：
[0017] 第一步，对步骤2)得到的全网频率对应的全网负荷系列数据中的每点(fi，PLi)，按 下式估算相应的全网负荷频率因子Kli:
[001 引
[0019] F式估算全网负荷频率因子KLav:
[0020]
[0021 ]其中M是故障后动态过程中典型频率负荷数据组数量。
[0022] 4)计算I级紧急控制量。基本思路是，根据故障后动态过程中频率跌落最大允许偏 移量控制目标，结合控制措施约束，计算全网I级紧急控制抽蓄切累负荷总量、全网I级紧急 提升直流功率控制总量和全网I级紧急切负荷控制总量。3类措施的优先顺序是:紧急控制 抽蓄切累负荷、紧急提升直流功率控制和紧急切负荷控制，只有在优先级较高的措施控制 总量用完，还不能实现控制目标时，才计算优先级较低措施需要的控制量。
[0023] 具体实现分为W下=个阶段：
[0024] 第一个阶段是，计算全网I级紧急控制抽蓄切累负荷总量CPi，细划为W下两步：
[0025] (1)计算实施控制措施抽蓄切累总量时umpO(即全部切除处于抽水状态的抽蓄机组 负荷)后的最大频率跌落偏移量A f IminPump，按下式计算：
[0026]
[0027]
[002引其中，O =2地)，M是系统惯性常数。Pm0 = ^0+P肌DC0，P肌DC日是故障发生时刻后电网通 过直流输入的总功率。
[0029] 如果I A fiminPimp I《A fLmitmax,则转(2);否贝[J ,全网I级紧急巧制抽蓄切累负何总重 CPl = PpumpO，结束第一阶段的计算工作，转至第二个阶段。
[0030] (2)按下式计算全网I级紧急控制抽蓄切累负荷总量CPi:
[0031]
[0032]
[0033]
[0034] 其中，Npump是处于抽水状态的抽蓄机组数量，PiPump为第i台处于抽水状态的抽蓄机 组负荷，PkpI为第i台处于抽水状态的抽蓄机组第I级紧急控制系数，如果控制该机组，贝U PicpI 二 1 ,否贝ijpicpi 二 0。
[0035] 将全网直流I级紧急功率提升控制总量设置为0(即C出= 0)，将全网I级紧急切负 荷控制总量设置为〇(即化1 = 0)，结束步骤4)，转至步骤5)。
[0036] 第二个阶段是，计及全网I级紧急控制抽蓄切累负荷总量CPi的控制效果，计算全 网I级紧急提升直流功率控制总量C出，细划为W下两步：
[0037] (1)计算实施控制措施紧急提升直流功率总量CHmax(即控制量为故障后全网允许 的紧急提升直流功率最大控制量)后最大频率跌落偏移量A f IminHVDe，按下式计算：
[00；3 引
[0
[0040]其中，
，NDC是故障后具备紧急功率提升能力的直流 系统数量。
[OOW 如果I A fiminHVDG I《A fLmitmax，则转（2);否则，全网I级紧急提升直流功率控制量 C出=CHmax,结束第二阶段的计算工作，转至第S个阶段。
[0042] (2)按下式计算全网直流I级紧急功率提升控制量CHi:
[0043]
[0044]
[0045] 将全网I级紧急切负荷控制总量设置为0(即化1 = 0)，结束步骤4)，转至步骤5)。
[0046] 第S个阶段是，计及全网I级紧急控制抽蓄切累负荷总量CPi的控制效果和全网I 级紧急提升直流功率控制总量C出的控制效果，计算全网I级紧急切负荷控制总量化I，按下 式计算化I:
[0047]
[
[0049] 5)计算II级紧急控制量。基本思路是，根据故障后稳态频率跌落允许偏移量控制 目标，结合控制措施约束，并计及I级紧急控制量要求和控制效果，考虑发电机组一次调频 作用影响，计算全网II级紧急控制抽蓄切累负荷总量、全网II级紧急提升直流功率控制总 量和全网II级紧急切负荷控制总量。3类措施的优先顺序是:紧急控制抽蓄切累负荷、紧急 提升直流功率控制和紧急切负荷控制，只有在优先级较高的措施控制总量用完，还不能实 现控制目标时，才实施优先级较低措施的控制。
[0050] 具体实现细分为W下3步：
[0051] (1)计算II级紧急切负荷控制总量化II，按下式计算：
[0化2]
[0053] 其中Pml = Pc--PGO是故障后全网发电机组一次调频作用新增发电出力。
[0054] (2)如果化11>0,则全网II级紧急控制抽蓄切累负荷控制总量CPii = Pp?p〇-CPi，全 网II级紧急提升直流功率控制总量C出I = CHmax-C出，结束;否则，转(3 )。
[00对 （3)如果化11<0,则全网II级紧急切负荷控制总量化11 = 0。
[0化6] 首先按下式计算CPn与C出I之和CTn:
[0化7]
[0化引再计算CPii和C出I，计算方法如下：
[0059] 如果CTn-时ump〇-CPi>0,则全网II级紧急控制抽蓄切累负荷控制总量CPn = PpumpO- CPi，全网II级紧急提升直流功率控制总量畑I = CTn-化I;否则，全网II级紧急控制抽蓄切 累负荷控制总量CPii = CTii，全网II级紧急提升直流功率控制总量C出I = 0。
[0060] 本发明的有益效果如下:本发明针对大容量多直流馈入受端电网频率安全稳定问 题特点，结合故障后各个阶段的频率控制目标，提供一种基于一次时域仿真，计算电网频率 紧急控制策略的方法。本发明将故障后的频率紧急控制分为两级，对应故障后动态过程中 的频率跌落最大偏移量控制和故障后稳态频率控制，符合电网运行频率安全稳定控制的要 求。本发明重点考虑直流闭锁故障导致的多直流馈入受端电网频率安全稳定问题，与多直 流馈入受端电网运行中的实际场景相吻合。本发明设及的控制措施包括紧急控制抽蓄切累 负荷、紧急提升直流功率控制和紧急切负荷控制，与多直流馈入受端电网安全稳定紧急控 制可控资源的实际情况一致。本发明计算频率紧急控制策略时，计及负荷频率调节特性和 发电机一次调频作用，能较为真实的反映电网频率变化特性。本发明基于一次仿真计算，进 行频率特性分析，得到全网频率紧急控制策略，避免对一个预想故障反复进行多次仿真计 算，提高了控制策略计算工作效率。本发明提供的方法为实现多直流馈入受端电网各类可 控资源协同紧急控制频率提供技术支撑，对全面达成频率安全控制目标，提高频率安全稳 定紧急控制效益，从而提升电网安全经济运行水平，具有重要价值。
【附图说明】
[0061 ]图1为本发明的流程框图。
【具体实施方式】
[0062] 下面结合实施例并参照附图对本发明作进一步详细描述。
[0063] 实施例1:
[0064] 本发明的一个实施例，其步骤如图1所示：
[0065] 图1中描述的步骤1是基础数据准备：基础数据分为用于安全稳定仿真计算的数 据、电网频率安全控制目标数据和控制措施约束等3类。
[0066] 所述用于安全稳定仿真计算的数据，包括潮流数据、稳定数据和频率紧急控制预 想故障，潮流数据和稳定数据可源于离线典型方式计算数据，也可从智能电网调度技术支 持系统中获取;频率紧急控制预想故障主要考虑直流闭锁，包括单一直流双极闭锁和不同 直流组合闭锁故障。
[0067] 所述电网频率安全控制目标数据，包括发生大功率缺少故障后动态过程中频率跌 落最大允许偏移量A fLmitmax和故障后稳态频率跌落允许偏移量A fc^^ax。其中，A fLmitmax =故 障发生时刻前的全网频率时一故障发生后允许的频率最小值fLmitmin，A fc""ax =故障发生时 刻前的全网频率时一故障发生后允许的稳态频率最小值fc^in。
[0068] 所述控制措施约束，包括处于抽水状态的抽蓄机组负荷总量时umpO和每条直流允许 的最大紧急功率提升控制量A PDCimax。其中，
NP是处于抽水状态 的抽蓄机组数量，PumpiO第i台处于抽水状态的抽蓄机组负荷;所述每条直流允许的最大紧急 功率提升控制量A PDCimax,同时考虑直流系统自身和电网两个方面的安全稳定运行约束。
[0069] 图I中描述的步骤2是时域仿真及全网频率特性分析与信息统计。
[0070] 分为W下两步：
[0071] 第一步是时域仿真，采用商品化的电力系统安全稳定分析软件，对频率紧急控制 覆盖的预想故障，重点是直流闭锁等导致多直流馈入受端电网大功率缺额的预想故障，在 不考虑安控措施(包括低频低压减载)的条件下，进行机电暂态时域仿真分析计算。
[0072] 第二步是全网频率特性分析与信息统计，根据时域仿真过程信息，分析统计:故障 发生时刻前的全网频率时、全网负荷Plo和全网发电出力化0;故障后动态过程中，全网频率跌 落至最低点的时刻Tfmin、全网频率f min、全网负荷PLfmin和全网发电出力PGfmin ;故障后电网稳 态运行时的全网频率f~、全网负荷Pl-和全网发电出力Pg-;故障后全网发电出力开始增加的 时刻Tgup;故障后频率下降过程中典型时刻全网频率和全网负荷，频率恢复过程中典型时刻 全网频率和全网负荷，形成全网频率对应的全网负荷系列数据组(fi，PLi)，应包含时刻Tfmin 和Tcup的数据组，频率下降过程中的数据不少于3组，频率恢复过程中的数据不少于5组。
[0073] 图1中描述的步骤3是估算全网负荷频率因子。分为两步，对应图1中的步骤3-1)和 步骤3-2):
[0074] 图1中的步骤3-1)描述的是，对步骤2得到的全网频率对应的全网负荷系列数据中 的每点(fi，PLi)，按下式估算相应的全网负荷频率因子Kli:
[0075]
[0076] 图1中的步骤3-2)描述的是，用最小二乘法，按下式估算全网负荷频率因子KLav:
[0077]
[0078] 其中NK是故障后动态过程中典型频率负荷数据组数量。
[0079] 图1中描述的步骤4是计算I级紧急控制量，包括全网I级紧急控制抽蓄切累负荷总 量、全网I级紧急提升直流功率控制总量和全网I级紧急切负荷控制总量。
[0080] 基本思路是，根据故障后动态过程中频率跌落最大允许偏移量控制目标，结合控 制措施约束，计算全网I级紧急控制抽蓄切累负荷总量、全网I级紧急提升直流功率控制总 量和全网I级紧急切负荷控制总量。3类措施的优先顺序是:紧急控制抽蓄切累负荷、紧急提 升直流功率控制和紧急切负荷控制，只有在优先级较高的措施控制总量用完，还不能实现 控制目标时，才计算优先级较低措施需要的控制量。
[0081] 具体实现分为S个阶段，对应图1中的步骤4-1)、步骤4-2)和步骤4-3)。在执行过 程中，根据中间计算结果情况，不一定都要顺序执行完整的=个阶段，对此在下文将进行详 细说明。
[0082] 图1中描述的步骤4-1)是第一个阶段，计算全网I级紧急控制抽蓄切累负荷总量 CPi，可细划为W下两步。需要说明的是，在执行过程中，根据中间计算结果情况，不一定两 步都要执行，对此在下文将进行详细说明。
[0083] (1)计算实施控制措施紧急控制抽蓄切累负荷总量时umpO(即全部切除处于抽水状 态的抽蓄机组负荷)后的最大频率跌落偏移量A flminPump，按下式计算：
[0084]
[0085]
[0086] 其中，CO =2地)，M是系统惯性常数。Pm0 = ^0+P肌DC0，P肌DC日是故障发生时刻后电网通 过直流输入的总功率。
[0087] 根据A f IminPump的计算结果，确定后续流程。
[008引如果I AfiminPumpI《AfLmit丽，则转本阶段的（2);否则，全网I级紧急控制抽蓄切累 负荷总量CPl = PpumpO,结束第一阶段的计算工作，转至第二个阶段。
[0089] (2)按下式计算全网I级紧急控制抽蓄切累负荷总量CPi:
[0090]
[0091]
[0092]
[0093] 其中，Npump是处于抽水状态的抽蓄机组数量，PiPump为第i台处于抽水状态的抽蓄机 组负荷，PkpI为第i台处于抽水状态的抽蓄机组第I级紧急控制系数，如果控制该机组，贝U PicpI 二 1 ,否贝ijpicpi 二 0。
[0094] 将全网I级紧急提升直流功率控制总量设置为0(即C出= 0)，将全网I级紧急切负 荷控制总量设置为〇(即化1 = 0)，结束步骤4,转至步骤5。
[00M]图1中描述的步骤4-2)是第二个阶段，计及全网I级紧急控制抽蓄切累负荷总量 CPi的控制效果，计算全网I级紧急提升直流功率控制总量CHi，细划为W下两步。需要说明的 是，在执行过程中，根据中间计算结果情况，不一定两步都要执行，对此在下文将进行详细 说明。
[0096] (1)计算实施控制措施紧急提升直流功率控制总量CHmax(即控制量为故障后全网 允许的紧急提升直流功率最大控制量)后最大频率跌落偏移量A f IminHVDe，按下式计算：
[0097]
[009引
[0099] 其中，
，NDC是故障后具备紧急功率提升能力的直流 系统数量。
[0100] 根据A f IminHVDC的计算结果，确定后续流程。
[0101] 如果I Afimin肌Dc|《 AfLmitmax,则转本阶段的（2);否则，全网I级紧急提升直流功率
[0103] 控制量C出=CHmax，结束第二阶段的计算工作，转至第S个阶段。[0102] (2)按下式计算全网I级紧急提升直流功率控制总量CHi:
[0104]
[0105] 将全网I级紧急切负荷控制总量设置为0(即化1 = 0)，结束步骤4,转至步骤5。
[0106] 图1中描述的步骤4-3)是第S个阶段，计及全网I级紧急控制抽蓄切累负荷总量 CPi的控制效果和全网I级紧急提升直流功率控制总量C出的控制效果，计算全网I级紧急切 负荷控制量化I，按下式计算化I:
[0107]
[
[0109] 图1中描述的步骤5是计算II级紧急控制量，包括全网II级紧急控制抽蓄切累负荷 总量、全网II级紧急提升直流功率控制总量和全网II级紧急切负荷控制总量。
[0110] 基本思路是，根据故障后稳态频率跌落允许偏移量控制目标，结合控制措施约束， 并计及I级紧急控制量要求和控制效果，考虑发电机组一次调频作用影响，计算全网II级紧 急控制抽蓄切累负荷总量、全网II级紧急提升直流功率控制总量和全网II级紧急切负荷控 制总量。3类措施的优先顺序是:紧急控制抽蓄切累负荷、紧急提升直流功率控制和紧急切 负荷控制，只有在优先级较高的措施控制总量用完，还不能实现控制目标时，才实施优先级 较低措施的控制。
[0111] 具体实现细分为W下=步。需要说明的是，在执行过程中，根据中间计算结果情 况，不一定=步都要执行，对此在下文将进行详细说明。
[0112] (1)计算II级紧急切负荷控制总量化II，按下式计算：
[0113]
[0114] 其中PmI = Pc--Pco是故障后全网发电机组一次调频作用新增发电出力。
[011引 （2)如果化11>0,则全网II级紧急控制抽蓄切累负荷控制总量化I =时umpO-CPi，全 网II级紧急提升直流功率控制量C出I = CHmax-C出，结束;否则，转(3 )。
[0116] (3)如果化11<0,则全网II级紧急切负荷控制总量化11 = 0。
[0117] 首先按下式计算CPn与CHn之和CTn:
[011 引
[0119] 再计算CPii和C出I，计算方法如下：
[0120] 如果CTn-时ump〇-CPi>0,则全网II级紧急控制抽蓄切累负荷控制总量CPii =时umpo- CPi，全网II级紧急提升直流功率控制总量畑I = CTn-化I;否则，全网II级紧急控制抽蓄切 累负荷控制总量CPii = CTii，全网II级紧急提升直流功率控制总量C出I = O。
[0121] 综上所述，上述方法针对大容量多直流馈入受端电网频率安全稳定问题特点，结 合电网运行故障后各个阶段的频率控制目标和频率紧急控制可控资源的实际情况，提出基 于一次时域仿真计算电网频率紧急控制策略的方法。该方法将故障后的频率紧急控制分为 两级，对应故障后动态过程中的频率跌落最大偏移量控制和故障后稳态频率控制，符合电 网运行频率安全稳定控制的要求。该方法重点考虑直流闭锁故障导致的多直流馈入受端电 网频率安全稳定问题，与多直流馈入受端电网运行中的实际场景相吻合。该方法设及的控 制措施包括紧急控制抽蓄切累负荷、紧急提升直流功率控制和紧急切负荷控制，与多直流 馈入受端电网安全稳定紧急控制可控资源的实际情况一致。该方法计算频率紧急控制策略 时，计及负荷频率调节特性和发电机一次调频作用，能较为真实的反映电网频率变化特性。 该方法基于一次仿真计算，进行频率特性分析，得到全网频率紧急控制策略，避免对一个预 想故障反复进行多次仿真计算，提高了控制策略计算工作效率。该方法提供的方法为实现 多直流馈入受端电网各类可控资源协同紧急控制频率提供技术支撑，对全面达成频率安全 控制目标，提高频率安全稳定紧急控制效益，从而提升电网安全经济运行水平，具有重要价 值。
[0122] 虽然本发明已W较佳实施例公开如上，但实施例并不是用来限定本发明的。在不 脱离本发明之精神和范围内，所做的任何等效变化或润饰，同样属于本发明之保护范围。因 此本发明的保护范围应当W本申请的权利要求所界定的内容为标准。
【主权项】
1. 一种仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略的方法，其特征在于，包括W下步 骤： 1) 准备基础数据准备： 基础数据分为用于安全稳定仿真计算的数据、电网频率安全控制目标数据和控制措施 约束3类； 用于安全稳定仿真计算的数据包括潮流数据、稳定数据和频率紧急控制预想故障； 电网频率安全控制目标数据包括故障后频率跌落最大允许偏移量Δ fLmitmax和故障后稳 态频率跌落允许偏移量Δ 其中： A fLmitmax - f Ο-f Lmitmin Δ fc〇max -f O~fc〇min fo为故障发生时刻前的全网频率，fLmitmin为故障发生后允许的频率最小值，fc"min为故障 发生后允许的稳态频率最小值； 控制措施约束包括处于抽水状态的抽蓄机组负荷总量PPumpO和每条直流允许的最大紧 急功率提升控制量； 2) 时域仿真及全网频率特性分析与信息统计： 对直流闭锁等导致多直流馈入受端电网大功率缺额的预想故障，在不考虑包括低频低 压减载的安控措施的条件下，进行时域仿真分析计算;根据时域仿真过程信息分析统计:故 障发生时刻前的全网频率fo、全网负荷Plo和全网发电出力化0;故障后全网频率跌落至最低 点的时间Tfmin、全网频率fmin、全网负荷PLfmin和全网发电出力化fmin ;故障后电网稳态运行时 的全网频率f~、全网负荷Pl~和全网发电出力Pg~;故障后全网发电出力开始增加的时间Tg叩； 故障后频率下降过程中典型时刻全网频率与全网负荷，频率恢复过程中典型时刻全网频率 与全网负荷，形成全网频率对应的全网负荷系列数据(fi，PLi); 3) 估算全网负荷频率因子： 对全网频率对应的全网负荷系列数据中的每点，按下式估算相应的全网负荷频率因子 KLi：用最小二乘法，按下式估算全网负荷频率因子肚av:4) 计算I级紧急控制量： 根据频率跌落最大允许偏移量控制目标，结合控制措施约束，计算全网I级紧急控制抽 蓄切累负荷总量、全网I级紧急提升直流功率控制总量和全网I级紧急切负荷控制总量； 3类措施的优先顺序是:紧急控制抽蓄切累负荷、紧急提升直流功率控制和紧急切负荷 控制，只有在优先级较高的措施控制总量用完，还不能实现控制目标时，才计算优先级较低 措施需要的控制量； 5) 计算II级紧急控制量： 根据稳态频率跌落允许偏移量控制目标，结合控制措施约束，并计及I级紧急控制量要 求和控制效果，考虑发电机组一次调频作用影响，计算全网II级紧急控制抽蓄切累负荷总 量、全网II级紧急提升直流功率控制总量和全网II级紧急切负荷控制总量； 3类措施的优先顺序是:紧急控制抽蓄切累负荷、紧急提升直流功率控制和紧急切负荷 控制，只有在优先级较高的措施控制总量用完，还不能实现控制目标时，才计算优先级较低 措施需要的控制量。2. 根据权利要求1所述的仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略的方法，其特征 在于，根据频率控制要求，频率紧急控制分为两级，I级紧急控制对应于频率跌落偏移最大 幅度控制目标，在频率跌落至最低值前实施；Π 级紧急控制对应于稳态频率偏移控制目标， 频率恢复阶段实施。3. 根据权利要求1所述的仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略的方法，其特征 在于，所述步骤4)中计算全网I级紧急控制抽蓄切累负荷总量的方法，步骤如下： 第一步，计算实施全部可控紧急控制抽蓄切累负荷措施后的最大频率跌落偏移量A f Imin化mp , 了 胃^:其中，ω =2地)，M是系统惯性常数;Pm〇 = PG〇+P肌dco，Phvdc日是故障发生时刻后电网通过直 流输入的总功率； 如果I Δ f iminPimp I《Δ f Lmitmax ,则转束一步；否则，全网I级紧急巧制抽蓄切累负何巧制 总量化= Ppump日，不再执行第二步； 第二步，按下式计算全网I级紧急控制抽蓄切累负荷控制总量CPi:其中，Npump是处于抽水状态的抽蓄机组数量，PiPump为第i台处于抽水状态的抽蓄机组负 荷，Picpl为第i台处于抽水状态的抽蓄机组第I级紧急控制系数，如果控制该机组，则Picpl = 1，否则PiGpI 二 0。4. 根据权利要求3所述的仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略的方法，其特征 在于，所述步骤4)中计算全网I级紧急提升直流功率控制总量的方法是，计及全网I级紧急 控制抽蓄切累负荷控制总量CPi的控制效果，只有I Δ f iminPump I〉Δ fLmitmax时，才需要计算全 网I级紧急提升直流功率控制总量CHl，计算方法如下： 第一步，计算实施全网允许的最大紧急提升直流功率控制量措施后最大频率跌落偏移 量A f iminHVDe，按下式计算：其中，CHmax是全网允许的最大紧急提升直流功率控制量； 如果I Δ f iminHVDG I《Δ fLmitmax，则转第二步；否则，全网I级紧急提升直流功率控制总量 CHl = CHmax,不再执化束^步； 第二步，按下式计算全网I级紧急提升直流功率控制总量CHi:5. 根据权利要求4所述的仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略的方法，其特征 在于，所述步骤4)中计算全网I级紧急切负荷控制总量的方法是，计及全网I级紧急控制抽 蓄切累负荷控制总量CPi的控制效果和全网I级紧急提升直流功率总量C出的控制效果，只有 A f Imi址VDC I〉Δ fLmit丽时，才需要计算全网I级紧急切负荷控制量总量化I，按下式计算化I:6. 根据权利要求5所述的仿真计算多直流馈入电网频率紧急控制策略的方法，其特征 在于，所述步骤5)，计算II级紧急控制量的方法，是根据故障后稳态频率跌落允许偏移量控 制目标，计及发电机组一次调频动作特性的影响和I级紧急控制动作效果的影响，具体方法 如下： 第一步，计算II级紧急切负荷控制总量化II，按下式计算：其中PmI = Pcc?-P?是故障后全网发电机组一次调频作用新增发电出力； 第二步，如果:CLii〉0，则全网II级紧急控制抽蓄切累负荷控制总量CPii =时umpo-CPi，全 网II级紧急提升直流功率控制总量C出I = CHmax-C出，结束;否则，转第立步； 第^步，如果:化11<0，贝化Lii = 0; 计算化I与C出込和CTii，按下式计算：再计算CPii和CHii，计算方法如下： 如果CTn-时皿p〇-CPi〉0，则全网II级紧急控制抽蓄切累负荷控制总量CPii = PPump〇-CPi，全 网II级紧急提升直流功率控制总量C出i = CTn-化I;否则，全网II级紧急控制抽蓄切累负荷 控制总量CPii = CTii，全网II级紧急提升直流功率控制总量C出I = 0。
【文档编号】H02J3/00GK106099918SQ201610509995
【公开日】2016年11月9日
【申请日】2016年6月30日
【发明人】李碧君, 李兆伟, 李威, 徐泰山, 刘福锁, 薛峰, 方勇杰
【申请人】国家电网公司, 南京南瑞集团公司, 国电南瑞科技股份有限公司