一种风电场并网对电网惯量削弱的定量计算方法与流程

本发明属于电力系统运行与控制领域，具体涉及一种风电场并网对电网惯量削弱的定量计算方法。
背景技术：
：系统机组故障或负荷突然增大会引发频率事故，尤其当电网等效惯量较小时，会导致频率下降得更快，频率跌落最低点更低。当前风电场采用的变速风电机组经电力电子变换器并网，导致风机与电网之间机电解耦，丧失惯性响应能力。因此，风电大规模、高比例增长对电网频率稳定产生了显著影响。风电虚拟惯性控制方法被认为是解决上述问题的有效手段。近年来，不同的虚拟惯性响应实现方法层出不穷，大多聚焦在改进风机虚拟惯性响应性能方面，却忽略了理论研究与推广应用的衔接性，导致现有控制方法在风电场中的实际应用率很低。若能探明风电场并网到底在多大程度上削弱了电网等效惯量，即可望确立由惯量削弱量决定补偿量的风电场并网责任分担方式，并为虚拟惯性控制技术推行和标准制定提供可靠理论依据。电网惯量参数估计的经典研究思路是基于频率扰动事故或人为设置扰动激励，建立网络等值摇摆方程，利用频率扰动过程中的数据信息估计惯量。而风电场并网惯量削弱量随着电网运行方式实时变化，需通过在线连续估计来反映其时变趋势。随着同步相量测量装置(phasormeasurementunit，pmu)普及推广与电力大数据技术深入融合，利用常态化电力数据信息感知来估计电网惯量契合电力行业信息化的发展趋势。因此，函待提出基于常态化电力数据信息的一种风电场并网对电网惯量削弱的定量计算方法。技术实现要素：本发明提出了一种风电场并网对电网惯量削弱的定量计算方法，通过量化评估风电场并网对电网等效惯量的削弱程度，可为风电场虚拟惯性控制策略制定、电网风电穿透功率极限确定等方面应用提供重要参考。本发明采取的技术方案为：一种风电场并网对电网惯量削弱的定量计算方法，包括以下步骤：步骤1：通过求解全电网日前等效惯量均值，聚类划分替代全电网的风电场邻近小区域电网，以此作为风电场惯量削弱量求解对象，并将电网剩余部分视为外部系统。步骤2：根据所述小区域电网连接断面联络线的数据，利用摇摆方程求取小区域电网的等效惯量heq；小区域电网等值机电暂态摇摆方程为：其中，δ、ω、ω0分别为小区域电网惯量中心母线的的电压相角、角速度、额定角速度；pm是小区域电网内调速器工作时提供的机械功率之和；pe是小区域电网各个连接断面联络线有功功率之和；当小区域电网在小扰动下运行时，摇摆方程中的变量在稳态附近小幅度变化如下：其中，δω为小区域电网惯量中心母线的角速度变化量，δpm为小区域电网机械功率变化量之和，δpe是小区域电网各个连接断面联络线有功变化量之和。步骤3：根据小区域电网内部各变电站关口总负荷实时数据，辨识旋转负荷的在线容量其中，为旋转负荷第i时刻的额定在线容量。步骤4：根据小区域电网等效惯量和负荷的在线容量以及同步机、风机的调度信息，求解出旋转负荷的惯量调度信息以及旋转负荷惯量的分解方法如下：式中，分别为小区域电网中同步发电机组、风电场、旋转负荷第i时刻的惯性时间常数；分别为同步机组、风电场第i时刻的额定在线容量。步骤5：通过步骤3、步骤4求取的旋转负荷的惯性时间常数和在线容量，以及同步发电机组和风电场的调度信息，求解风电场并网/离网两种状态下的惯性时间常数及惯性时间常数减小值：风电场并网：风电场离网：惯性时间常数减小：式中，分别为风电场并网、离网时小区域电网第i时刻的惯性时间常数，t为最大时刻点；分别为小区域电网中同步发电机第i时刻的惯性时间常数与容量、风电机组第i时刻的惯性时间常数与容量、旋转负荷第i时刻的惯性时间常数与容量。分别为风电场离网、并网两种状态下的小区域电网的惯性时间常数。本发明提出一种风电场并网对电网惯量削弱的定量计算方法，技术效果如下：(1)、通过风电场邻近小区域电网替代全网进行惯量估计，可显著减小惯量估计误差。(2)、考虑了旋转负荷实时变化对电网惯量估计影响，更符合实际电网情况，可是惯量估计结果更客观、更精确。(3)、应用基于pmu量测负荷小扰动数据，可实现常态下对电网惯量的连续实时估计。附图说明图1为小区域电网划分示意图。图2为两区域频率响应模型图。图3为旋转负荷分解提取实施过程图。图4为10机39节点电网拓扑图。图5风电场并网/离网时小区域电网的等效惯量对比图。图6风电场并网对电网等效惯量的削弱量曲线图。图7为本发明计算流程图。具体实施方式一种风电场并网对电网惯量削弱的定量计算方法，包括以下步骤：步骤1：求解全电网日前等效惯量均值具体如下式：其中，是全电网日前等效惯量均值，hyi是全电网日前第i时等效惯量。选取一个包括待估计风电场、同步机组和负荷的风电场邻近小区域来替代全网，该小区域电网应与全网具有相当的等效惯量水平，以此作为风电场惯量削弱量求解对象。如图1所示，通过步骤1，可显著减小因全网误差源多(机组数量多)而产生惯量估计误差。将小区域电网与外部系统的连接断面联络线交换功率和频率数据，作为小区域电网负荷扰动信息。步骤2：根据所述小区域电网连接断面联络线的有功功率、频率数据，利用摇摆方程求取小区域电网的等效惯量heq；选定小区域后，可构建如图2所示的两区域频率响应模型。利用类噪声小波分解算法提取数据信息中具有惯性响应耦合特征的分量数据，剔除一次调频响应及噪声数据信息，在分别重构合成完整的激励/响应输入输出信息。利用摇摆方程求解出小区域电网的等效惯量heq。小区域电网等值机电暂态摇摆方程为：其中，δ、ω、ω0分别为小区域电网惯量中心母线的的电压相角、角速度、额定角速度；pm是小区域电网内调速器工作时提供的机械功率之和；pe是小区域电网各个连接断面联络线有功功率之和；当小区域电网在小扰动下运行时，摇摆方程中的变量在稳态附近小幅度变化如下：其中，δω为小区域电网惯量中心母线的角速度变化量，δpm为小区域电网机械功率变化量之和，δpe是小区域电网各个连接断面联络线有功变化量之和。由于研究数据仅为惯性响应时间尺度，频率变化范围在调速器动作死区内，所以小区域电网等效机械功率δpm为零。可得如下简化后摇摆方程：其中，heq为小区域电网等效惯性时间常数，δpe为断面联络线有功功率变化值。步骤3：非侵入式负荷分解提取过程。通过量测小区域电网内部各变电站关口负荷实时数据，并根据旋转负荷扰动特征，利用神经网络算法分解出旋转负荷的在线容量即非侵入式负荷分解。具体可参照如图3所示旋转负荷分解提取过程。其中，为旋转负荷第i时刻的额定在线容量。步骤4：基于步骤2估计出的小区域电网heq值，可以结合调度信息中关于同步机组惯量、在线容量和风电场实时并网信息，分解出旋转负荷的惯量：调度信息以及旋转负荷惯量的分解方法如下：式中，分别为小区域电网中同步发电机组、风电场、旋转负荷第i时刻的惯性时间常数；分别为同步机组、风电场第i时刻的额定在线容量。步骤5：通过步骤3、步骤4求取的旋转负荷的惯性时间常数和在线容量，以及同步发电机组和风电场的调度信息，求解风电场并网/离网两种状态下的惯性时间常数及惯性时间常数减小值：风电场并网：风电场离网：惯性时间常数减小：式中，分别为风电场并网、离网时小区域电网第i时刻的惯性时间常数，t为最大时刻点；分别为小区域电网中同步发电机第i时刻的惯性时间常数与容量、风电机组第i时刻的惯性时间常数与容量、旋转负荷第i时刻的惯性时间常数与容量。分别为风电场离网、并网两种状态下的小区域电网的惯性时间常数。实施例：在matlab/simulink环境下，建立了图4的仿真系统，系统为新英格兰10机39节点标准测试系统。其中，用风机代替g10接入系统，39母线上用电动机代替常规负荷，改变电动机转差率来模拟系统中的负荷扰动。其中，仿真参数如下：1)双馈风机参数：额定电压vn＝575v，额定功率pn＝250mw，定子电阻rs＝0.023pu，定子电感ls＝0.18pu，转子电阻rr＝0.016pu，转子电感lr＝0.16pu，励磁电感lm＝2.9pu，固有惯性时间常数hdfig＝5.29s，速度控制器积分系数ki＝0.6。额定角速度ωnom＝157.08rad/s，额定风速vwn＝11.7m/s，变流器时间常数τ＝0.02s。2)发电机、线路、负荷仿真参数分别如表1、2、3所示。所有的标幺值以100mva、60hz为基值。表1发电机仿真参数表发电机参数hrax`dx`qxdxqt`dot`qoxl150000.0060.0080.020.01970.70.003230.310.070.170.2950.2826.561.50.035335.820.0530.0880.250.2375.71.50.03428.630.0440.1660.2620.2585.691.50.0352640.1320.1660.670.625.40.440.054634.850.050.0810.2540.2417.30.40.022726.460.0490.1860.2950.2925.661.50.032824.370.0570.0910.290.286.70.410.028934.580.0570.0590.2110.2054.791.960.03表2线路和变压器仿真参数表表3母线仿真参数表结合图2所示两区域频率响应模型，利用摇摆方程求解出小区域电网的等效惯量heq。已知简化后摇摆方程：需要说明的是，仿真中的旋转负荷的位置是已知的，因此旋转负荷第i时刻的容量是可以观察得到的，用下式求解旋转负荷第i时刻的惯量估计因此，风电场第i时刻并网/离网时电网等效惯量由下式计算，可得如图5所示曲线图。即，风电场任意时刻并网对电网等效惯量削弱量就等于两种状态下等效惯量之差，可得到如图6所示曲线图，计算式如下：当前第1页12