CN112434936B - 电力系统惯量安全域评估方法、系统及可读存储介质 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种电力系统惯量安全域评估方法、系统及可读存储介质，所述方法包括：获取电力系统惯量安全域评估模型，所述电力系统惯量安全域评估模型以惯量安全域面积最大化作为优化目标函数，并至少包含了频率稳定安全约束；获取待评估的电力系统的性能参量，并将所述性能参量代入所述电力系统惯量安全域评估模型进行模型求解得到电力系统的惯量安全域，本发明获得的电力系统的惯量安全域，为电力系统运行与调度人员分析其系统在运行过程中惯量的安全性和充裕度提供了评判标准。
Description
技术领域
本发明属于电力系统运行调度技术领域，具体涉及一种电力系统惯量安全域评估方法、系统及可读存储介质。
背景技术
随着风电、光伏、直流等非同步电源的持续并入，电网中接入的换流器数量和容量快速攀升，使得其逐渐发展成为换流器高占比电力系统。由于新能源、直流等非同步元部件均通过电力电子换流器接入电网，常规控制下其传输功率与电网频率解耦，有功扰动下不能主动向系统提供惯量支撑。“源—网—荷”换流器的全链条、规模化并网将替代大量机械同步旋转器件，大幅降低系统转动惯量水平，严重削弱系统在有功扰动下的惯量响应和频率调节能力。
在系统转动惯量水平过低情况下，一旦发生大机组跳闸或直流闭锁等有功扰动事件，电力系统的频率将快速变化，容易触发低频减负荷或者高周切机等电力系统第三道防线的安全自动保护装置动作，造成大面积停电事故。为此，包括英国电网、爱尔兰电网等电力系统运营商建立起系统转动惯量监视系统，对系统转动惯量水平进行实时监测，避免系统陷入超低惯量运行场景。
然而，目前电力系统调度运行过程中仍然欠缺有效的惯量安全性判断依据，这使得相关工作人员在得知系统转动惯量后依旧无法评判该惯量值所处水平的高低。因此，大规模换流器接入背景下，电网运行与调度人员亟需一种能够有效判断电力系统转动惯量是否在安全范围内的评估方法，以协助分析当前或计划运行场景中系统的整体转动惯量水平是否足够支撑大扰动情况下电网频率不超过安全稳定限值，继而确保暂态过程中系统频率不会触发低频减负荷保护而酿成大面积停电等严重后果。
因此，还需要一种更加准确有效的惯量安全性判断评估手段来满足电力系统的需求。
发明内容
本发明的目的是提供一种全新的手段来实现电力系统惯量安全域评估，以惯量安全域面积最大化作为优化目标函数，进而评估结果中统筹了惯量安全域下界和惯量安全域上界，相较于单一的估算系统惯量需求方法，不仅仅能够用于判定目标运行场景中系统惯量的安全性，而且针对系统实际惯量不位于惯量安全域内情况下，为电力系统运行调度员调整系统惯量时提供一个调整方向和度量标准，进而为后续调整奠定了基础。
本发明提供的一种电力系统惯量安全域评估方法，包括如下步骤：
获取电力系统惯量安全域评估模型，所述电力系统惯量安全域评估模型以惯量安全域面积最大化作为优化目标函数，并至少包含了频率稳定安全约束；
获取待评估的电力系统的性能参量，并将所述性能参量代入所述电力系统惯量安全域评估模型进行模型求解得到电力系统的惯量安全域，所述性能参量是求解所述电力系统惯量安全域评估模型所需的参数。
求解模型计算出的惯量安全域为研究周期T内电力系统的可利用总惯(惯量安全域的上界)与惯量安全临界值(惯量安全域的下界)确定的范围。利用本发明所述方法可以研究得到目标场景下的惯量安全域后，基于该惯量安全域可以用于实时判断目标运行场景中系统惯量的安全性。进一步优选，所述目标函数如下：
其中，φH表示惯量安全域面积大小，表示第t时段电力系统的可利用总惯量；HSIL(t)表示第t时段电力系统的惯量安全临界值，T表示评估周期的长度。
由于惯量安全域面积等于系统可利用总惯量与惯量安全临界值之差的积分值，所以本发明以惯量安全域面积最大化为优化目标，从而求解过程中当惯量安全域面积达到最大值时，系统可利用总惯量与惯量安全临界值将分别达到最大值和最小值，进而求解模型不仅可以得到电力系统在目标研究场景下的实际惯量需求，还可以获取系统惯量的可上调空间，其技术效果能够突破现有方法只能估算得出惯量需求值，而无法获得系统惯量的具体上调范围的局限。
可选地，所述频率稳定安全约束包含暂态频率极值fextremum约束，并将所述暂态频率极值fextremum与系统惯量的耦合关系进行线性化处理，进而将所述暂态频率极值fextremum约束变换为如下约束：
式中，HISR(t)表示惯量安全域边界值，fN表示电力系统的额定频率，D表示电力系统的阻尼效应，fdb为发电机组的一次调频死区，Pf表示标准故障引起的有功扰动大小，fmin、fmax分别表示频率的安稳下限和上限，R为标准故障引起的扰动情况下的系统整体调频速度。
本发明可选的方式中，将暂态频率极值fextremum约束：fmin≤fextremum(t)≤fmax转换为上述约束条件，是基于考量所构建的电力系统惯量安全域评估模型涉及了系统惯量与暂态频率极值的强非线性关系直接求解上难以兼具求解时效和准确度。本方法通过预先建立系统整体调频速度评估模型，其中，对系统惯量与暂态频率极值之间的强非线性关系进行线性化处理，从而将整个惯量安全域评估模型转化线性优化模型，使得该模型在确保准确度前提下能够被快速求解，可以满足电力系统运行与调度人员实时判断其系统惯量水平安全性要求。此外，基于所述约束的模型，综合考虑系统惯量与暂态频率极值的耦合关系，能够更加有效保障当系统惯量水平接近惯量安全临界值时，大扰动情况下暂态频率极值逼近安稳极限，从而降低模型的保守度，使最后得到的惯量安全临界值的准确度大幅提升。
尤其是相较于现有频率变化率约束法，其指在分析电力系统最小转动惯量需求时，考虑系统整体惯量水平与频率变化率(Rate of Change of frequency,RoCoF)之间的关系，在频率变化率不超过某一最大限定值的约束下，求出电力系统惯量安全临界值。但由于频率变化率约束法忽略了系统惯量与暂态频率极值之间的牵连耦合关系，其分析结果一般趋于保守，具有评估精度较为不足的缺点，不利于支撑电力系统对新能源的深度消纳和促进跨区域电力资源的充分共享，而本发明可选的上述方式中综合考虑了系统惯量与暂态频率极值的耦合关系，可以有效地克服现有频率变化率约束法的相关问题。
相较于现有的时域仿真逼近法，其通过在搭建目标电力系统的动态模型进行仿真，根据仿真得到的频率曲线来调整系统惯量水平，当仿真频率结果(频率变化率以及暂态频率极值)在相应规定值的某个邻域内时，将相应的惯量水平值作为该电力系统的惯量安全临界值。但是只能借助仿真软件对电力系统的惯量需求进行离线计算，无法满足多重复杂不确定性下电力系统运行和调度人员实时监视、快速评估系统惯量水平安全性的急迫需求。而本发明利用上述线性处理，极大地加快了模型求解速度，满足快速评估系统惯量水平安全的需求。
应答理解，上述可选方式中考虑了暂态频率极值fextremum约束，并进行了线性处理，其他可选的方式中，也可以在考虑暂态频率极值fextremum约束的前提下不进行线性处理，用fmin≤fextremum(t)≤fmax原始约束来约束模型中的相关参数，只是其相较于线性处理时，线性处理的模型对应解更优以及求解速度更快。
可选地，所述频率稳定安全约束包含暂态频率极值fextremum约束和频率变化率约束，如下所示：
RoCoFmin≤RoCoFinertial(t)≤RoCoFmax
fmin≤fextremum(t)≤fmax
式中，RoCoFinertial(t)表示时段t对应的标准故障发生后瞬间电力系统的频率变化率；RoCoFmax和RoCoFmin分别表示电力系统安全运行所规定的频率变化最大值和最小值，fmax和fmin分别表示电力系统安全运行所规定的频率最大值和最小值；
所述电力系统惯量安全域评估模型还包含了系统整体惯量水平约束，如下：
其中，Hmax、Hmin分别表示系统整体惯量上限和下限。
上述可选的方式中，模型约束包含了系统整体惯量水平约束以及频率稳定安全约束。
可选地，所述标准故障为极限预想故障，所述极限预想故障为所研究场景范围下电力系统的最严重故障；
其中，在关键N-2故障集合中，以引发有功扰动最大的故障作为极限预想故障，如下：
其中，Pf为极限预想故障造成的有功扰动大小，|Fmn|对应电力系统同时损失第m和第n个元件所造成的有功扰动大小；表示关键N-2故障集，Ntotal表示单一故障总数。
其中，单一故障总数Ntotal＝NSG+NDC+NRE，NSG为系统中同步发电机组总数量，NDC为系统中直流输电线路总数量，NRE为系统中风电、光伏等新能源机组总数量。应当理解，本实施例中是考虑同时损失2个元件的故障，其他可行的方式中可以考虑损失其他个数元件的故障，譬如，1个或3个；同时，本发明以极限预想故障造成的有功扰动大小为标准确定极限预想故障，其他可行的实施例中，还可以用其他衡量系统故障影响力的参数为标准确定极限预想故障。同样，其他可行的实施例中，还可以将其他影响力或者其他规则标准确定的故障作为标准故障，标准故障实质是惯量安全域的故障标准。
可选地，所述标准故障为极限预想故障时，标准故障引起的扰动情况下的系统整体调频速度R按照如下公式确定：
其中，RSG,i、RDC,j和RRE,k分别表示常规发电机组i、直流输电线路j和新能源机组k在系统遭受严重有功扰动时的有功调节速度，RSP表示稳控方案的等效调频速率，ySG,i、yDC,j和yRE,k均为二元变量，表示极限预想故障发生后系统所损失的元件中，若存在常规发电机组i、直流输电线路j、新能源机组k，则对应的ySG,i、yDC,j和yRE,k值取0，若元件处于运行状态，则对应的ySG,i、yDC,j和yRE,k值取1。
其中，严重有功扰动是指当故障严重至一定程度时，电力系统的调频能力将达到饱和时的有功调节速度。
可选地，所述方法还包括：得出电力系统的惯量安全域后，采用频率变化率相对误差和暂态频率极值相对误差衡量所述电力系统惯量安全域的评估精度，如下：
其中，εr表示频率变化率相对误差，εf表示暂态频率极值相对误差； 分别表示将系统整体惯量设置为惯量安全域下边界值后，在标准故障下仿真得出的标准故障发生后瞬间频率变化率和暂态频率极值；RoCoFmin、RoCoFmax分别表示频率变化率的安稳下限值和上限值；fmin、fmax分别表示电力系统安全运行所规定的频率最大值和最小值，Pf表示标准故障引起的有功扰动大小。
第二方面，本发明还提供一种电力系统惯量安全域的评估系统，包括：
电力系统惯量安全域评估模型获取模块：用于获取电力系统惯量安全域评估模型，所述电力系统惯量安全域评估模型以惯量安全域面积最大化作为优化目标函数，并至少包含了频率稳定安全约束；
性能参量获取模块：用于获取待评估的电力系统的性能参量；
模型求解模块：用于将所述性能参量代入所述电力系统惯量安全域评估模型进行模型求解得到电力系统的惯量安全域，所述性能参量是求解所述电力系统惯量安全域评估模型所需的参数。
第三方面，本发明还提供一种电子终端，包括处理器和存储器，所述存储器存储了计算机程序，所述处理器调用所述计算机程序以执行：
获取电力系统惯量安全域评估模型，所述电力系统惯量安全域评估模型以惯量安全域面积最大化作为优化目标函数，并至少包含了频率稳定安全约束；
获取待评估的电力系统的性能参量，并将所述性能参量代入所述电力系统惯量安全域评估模型进行模型求解得到电力系统的惯量安全域，所述性能参量是求解所述电力系统惯量安全域评估模型所需的参数。
第四方面，本发明还提供一种可读存储介质，存储了计算机程序，所述计算机程序被处理器调用以执行：
获取电力系统惯量安全域评估模型，所述电力系统惯量安全域评估模型以惯量安全域面积最大化作为优化目标函数，并至少包含了频率稳定安全约束；
获取待评估的电力系统的性能参量，并将所述性能参量代入所述电力系统惯量安全域评估模型进行模型求解得到电力系统的惯量安全域，所述性能参量是求解所述电力系统惯量安全域评估模型所需的参数。
有益效果
本发明提供的所述评估方法中以惯量安全域面积最大化作为优化目标函数，进而评估结果中统筹了惯量安全域下界和惯量安全域上界，相较于单一的估算系统惯量需求方法，不仅仅能够用于判定目标运行场景中系统惯量的安全性，而且针对系统实际惯量不位于惯量安全域内情况下，为在电力系统运行调度员调整系统惯量时提供一个调整方向和度量标准，进而为后续调整奠定了基础。
再进一步优选的方案中，本发明所述模型不同于频率变化率约束法仅计及系统惯量与RoCoF指标之间的线性关系，本方法在界定惯量安全域下界，即惯量安全临界值时，综合考虑系统惯量与频率变化率和暂态频率极值的耦合关系，能够更加有效保障当系统惯量水平接近惯量安全临界值时，大扰动情况下系统频率变化率不超过限定值，并且暂态频率极值逼近安稳极限，从而降低模型的保守度，使最后得到的惯量安全临界值的准确度大幅提升。尤其是，本发明对系统惯量与暂态频率极值之间的强非线性关系进行线性化处理，从而将整个惯量安全域评估模型转化线性优化模型，使得该模型在确保准确度前提下能够被快速求解，可以满足电力系统运行与调度人员实时判断其系统惯量水平安全性要求。
附图说明
图1为本发明实施例提供的一种电力系统惯量安全域评估方法流程的示意图；
图2为本发明实施例提供的暂态频率极值约束线性化处理示意图；
图3为本发明实施例提供的新英格兰系统拓扑图；
图4为本发明实施例提供的惯量安全域评估结果示意图。
具体实施方式
为了能够更清楚地理解本发明的上述目的、特征和优点，下面结合附图和具体实施方式对本发明进行进一步的详细描述。需要说明的是，在相互不冲突的情况下，本申请的实施例及实施例中的特征可以相互组合。在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是，本发明还可以采用其他不同于在此描述范围内的其他方式来实施，因此，本发明的保护范围并不受下面公开的具体实施例的限制。
本发明提供的一种电力系统惯量安全域评估方法，主要包含了：获取电力系统惯量安全域评估模型，获取待评估的电力系统的性能参量，并将所述性能参量代入所述电力系统惯量安全域评估模型进行模型求解得到电力系统的惯量安全域。其中，所述目标函数如下：
其中，φH表示惯量安全域面积大小，表示第t时段电力系统的可利用总惯量，即惯量安全域的上界；HSIL(t)表示第t时段电力系统的惯量安全临界值，即惯量安全域的下界，T表示评估周期的长度。
为了求解上述目标函数，在评估周期内t时段的惯量安全域的上界和惯量安全域的下界的可选范围或可选要求是所需要获知的，为此，设置约束条件。
实施例：
针对上述架构，本发明实施例中电力系统的性能参量至少包含了预估研究场景中潜在的极限预想故障与系统整体调频速度，进而研究场景下的极限预想故障是通过从关键N-2故障集中筛选有功扰动功率最大者得到，系统整体调频速度可基于发电机组的旋转备用容量与调速速率、直流输电线路的频率限制控制(frequency limit control,FLC)的调节空间与调节速度以及极限预想故障对应的稳控方案预估得到；将求得的极限预想故障与系统整体调频速度代入电力系统惯量安全域评估模型中，求解惯量安全域评估模型以获得目标电力系统在当前或者计划运行场景下的惯量安全域。
关于极限预想故障的筛选
枚举系统发电机组跳闸故障以及直流闭锁故障，形成N-2故障集再进行筛选。其中，本实施例为避免惯量安全域评估模型求解过程中费时地遍历与校验所有潜在预想故障而加大模型求解的时间成本，在评估电力系统惯量安全域前首先筛选出所研究运行场景下系统可能遭受的最严重故障，即极限预想故障，具体为：在关键N-2故障集合中，筛选出引发有功扰动最大的故障，并将其确定为后续评估惯量安全域边界的极限预想故障：
其中，Pf为极限预想故障造成的有功扰动大小；|Fmn|对应电力系统同时损失第m和第n个元件(发电机或直流输电线路)所造成的有功扰动大小；表示关键N-2故障集，该集合所含故障包括发电机组跳闸与直流闭锁故障。
关键N-2故障集的表达式为：
其中，Ntotal表示单一故障总数，Ntotal＝NSG+NDC+NRE；NSG为系统中同步发电机组总数量；NDC为系统中直流输电线路总数量；NRE为系统中风电、光伏等新能源机组总数量。
系统调频速度的预估：
统筹常规发电机组和新能源的一次调频、直流输电线路FLC以及稳控措施的调频作用，获得电力系统在极限预想故障下的调频速度：
其中，R为系统整体调频速度；RSG,i、RDC,j和RRE,k分别表示常规发电机组i、直流输电线路j和新能源机组k在系统遭受严重有功扰动时的有功调节速度；RSP表示稳控方案(稳控减负荷或稳控切机措施)的等效调频速率；ySG,i、yDC,j和yRE,k为二元变量，极限预想故障发生后系统所损失的元件(常规发电机组i、直流输电线路j和新能源机组k)对应的y值取0，其余元件若处于运行状态则其y值取1，否则其y值也取0。
电力系统惯量安全域评估模型
评估模型的目标函数如上公式(1)，其中设置的约束条件表示为：
其中，F(x,zg)＝0表示系统潮流方程；G(x,zg)≤B1表示运行安全约束；f(Pf,R,H)≤B2表示频率稳定安全约束；H(zg)≤B3表示系统整体惯量水平约束；x为节点注入功率Pg和节点电压相位δ向量；zg为发电机组运行状态向量；Pf表示极限预想故障引起的有功扰动大小；R为大扰动情况下系统调频速率；H为系统整体惯量水平。
本实施例中，在电力系统中求解惯量安全域时，前3个约束条件均为本领域的常规设置，因此，下述将重点阐述后两个约束条件。
关于频率稳定安全约束：包括频率变化率约束以及暂态频率极值约束。
1)频率变化率约束为：
RoCoFmin≤RoCoFinertial(t)≤RoCoFmax (6)
其中，RoCoFinertial(t)表示时段t对应的极限预想故障发生后瞬间电力系统的频率变化率；RoCoFmax和RoCoFmin分别表示电力系统安全运行所规定的频率变化最大值和最小值，即频率变化率的安稳极限值。
2)暂态频率极值约束：
fmin≤fextremum(t)≤fmax (7)
其中，fextremum(t)表示时段t对应的极限预想故障发生后瞬间电力系统的暂态频率极值；fmax和fmin分别表示电力系统安全运行所规定的频率最大值和最小值，即频率的安稳极限值。当系统频率不超过其安稳极限时，可以防止低频减负荷或高频切机等安全自动装置动作，能够避免大面积停电事故的发生。
本实施例中，为了提升模型的求解效率和解的准确度，下面将暂态频率极值约束进行线性化处理，如下：
采用等值转子运动方程描述极限预想故障发生后，系统的频率响应过程：
其中，H表示系统惯量；f(t)表示时刻t对应的系统频率，fN表示电力系统的额定频率；(Pm-Pe)反映了系统整体有功平衡情况；D为阻尼系数；Δf(t)为频率偏差，即f(t)-fN。
为求暂态频率极值，对式(8)从[0,text]进行积分，得到：
其中，text为系统频率到达暂态极值的时间。
本模型中对系统惯量与暂态频率极值之间耦合关系的线性化处理思路如图2所示：
极限预想故障发生后，系统频率开始下降或上升，当频率偏差达到发电机组一次调频死区fdb后，发电机组一次调频控制开始动作，缩小极限预想故障造成的不平衡功率；当频率偏差继续突破直流频率限制控制的动作死区或故障发生时间达到与该故障相匹配的频率稳定控制(如精准减负荷、稳控切机)的预设时间后，发电机组的一次调频控制将协同直流频率限制控制、频率稳定控制措施来平衡极限预想故障造成的不平衡功率。当发电机组的一次调频控制、直流频率限制控制以及频率稳定控制措施的总有功调节功率达到极限预想故障造成的初始有功扰动功率时，系统频率将达到极值fextremum。因此，极限预想故障发生后，系统中的频率—有功调节过程主要分为两个阶段：
1)阶段一：频率偏差暂时未达到一次调频死区(对应时间为[0,tdb])，系统整体不平衡功率(Pm-Pe)保持为(-Pf)不变；
2)阶段二：频率调节相关控制(如发电机组的一次调频控制、直流频率限制控制以及频率稳定控制措施)开始动作(对应时间为[tdb,text])，系统整体不平衡功率(Pm-Pe)开始逐渐缩小。考虑上述发电机组一次调频与直流频率限制控制等频率相关控制的有功调节功率主要与系统频率偏差成正比，为将式(7)线性化，合理假定这一阶段内，系统的调频速度为：
其中，tdb为发电机组一次调频动作时间，系统整体调频速度R可由式(4)计算得到，利用该式可由系统整体调频速度R以及时间tdb得到频率达到暂态极值对应的时间text。
对式(8)从[0,tdb]进行积分，得到：
其中，系统惯量H表征如下：
H＝Hi·PN,i·ySG,i+HRE,k·PN,k·yRE,k(12)
PN,i、PN,k分别表示常规发电机组i和新能源机组k的额定功率；Hi、HRE,k分别表示常规发电机组i的惯性时间常数和新能源机组k的虚拟惯量参数；ySG,i、yRE,k为二元变量，极限预想故障发生后系统所损失的元件(常规发电机组i、直流输电线路j和新能源机组k)对应的y值取0，其余元件若处于运行状态则其y值取1，否则其y值也取0。
求解式(11)，有：
借助图2示意的线性化思路，对积分式(9)进行求解，根据式(10)所示的暂态频率极值对应时间text与系统整体调频速度R以及时间tdb之间的关系来消去text，最终整理可得：
将式(13)代入式(14)，可得：
利用式(15)，则可将约束(7)转化为如下线性约束：
本实施例中，上述约束公式(16)以及公式(6)对应公式(5)中的约束条件：f(Pf,R,H)≤B2。关于系统整体惯量水平约束H(zg)≤B3
本实施例中其展开式为：
其中，Hmax、Hmin分别表示系统整体惯量上限和下限，本实施例中系统整体惯量上限Hmax和下限Hmin为根据电力系统设置的。从上述来看，本实施例中的电力系统的性能参量至少包含了极限预想故障以及系统调频速度R，其中，极限预想故障与系统调频速度R以及系统惯量H相关，系统调频速度R与公式(15)计算相关，进而影响到模型内容。还应当理解，性能参量还包含了模型中其他已知参量，譬如，
收集模型计算所需的数据，包括：所研究的运行场景下系统负荷水平、新能源(风电与光伏等)的发电功率与备用容量、直流输电线路的传输功率与调节空间以及常规发电机组(水电、火电)的出力、旋转备用和常规发电机组的惯性时间常数以及其调频速度等。
基于收集的性能参量代入构建的模型中，可以获取得到评估周期内的惯量安全域，惯性安全域为惯量安全域的上界与下界确定的范围。
因此，如图1所述，本实施例中所述方法在实际应用中的流程可以表示为：
1：获取数据。
2：极限预想故障筛选以及系统综合调频速度R计算。
3：代入模型，模型以最大化惯量安全域为优化目标，并包含了频率安全稳定约束等。
4：求解模型得到惯量安全域，并可以选择进行可视化展示。
5：基于惯量安全域进行运行分析，判断实际惯量是否在惯量安全域内，若在，满足要求，若不在，不满足要求。
在一些实施例中，得出电力系统的惯量安全域后，还采用频率变化率相对误差和暂态频率极值相对误差衡量所述电力系统惯量安全域的评估精度，具体公式参照前文。
综上所述，本实施例中设定了公式(5)的约束条件，其他可行的实施例中，基于目标函数可以对其约束条件进行局部调整，调整后的约束条件约束目标函数中惯量安全域的上界和惯量安全域的下界的取值。
在另一些实施例中，本发明还提供一种电力系统惯量安全域的评估系统，包括：电力系统惯量安全域评估模型获取模块、性能参量获取模块以及模型求解模块。
电力系统惯量安全域评估模型获取模块：用于获取电力系统惯量安全域评估模型，所述电力系统惯量安全域评估模型以惯量安全域面积最大化作为优化目标函数，并至少包含了频率稳定安全约束。其中，模型的内容具体请参照前述方法的阐述。
性能参量获取模块：用于获取待评估的电力系统的性能参量；性能参量是模型计算所需的参数。
模型求解模块：用于将所述性能参量代入所述电力系统惯量安全域评估模型进行模型求解得到电力系统的惯量安全域。
在一些实施例中，电力系统惯量安全域评估模型获取模块包括构建单元以及提取单元，构建单元用于构建电力系统惯量安全域评估模型，提取单元用于从构建单元中获取电力系统惯量安全域评估模型。其他可行的实施例中，电力系统惯量安全域评估模型也可以是预先构建的，以便具体实施时，只需要调用即可。
在一些实施例中，所述评估系统还包括运行分析模块，用于判断实际惯量是否在所述惯量安全域内，若在，满足要求，若不在，不满足要求。
在一些实施例中，所述评估系统还包括评估模块，所述评估模块用于得出电力系统的惯量安全域后，还采用频率变化率相对误差和暂态频率极值相对误差衡量所述电力系统惯量安全域的评估精度。
应当理解，上述单元模块的具体实现过程参照方法内容，本发明在此不进行具体的赘述，且上述功能模块单元的划分仅仅是一种逻辑功能的划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。同时，上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
在另一些实施例中，本发明还提供一种电子终端，包括处理器和存储器，所述存储器存储了计算机程序，所述处理器调用所述计算机程序以执行：
获取电力系统惯量安全域评估模型，所述电力系统惯量安全域评估模型以惯量安全域面积最大化作为优化目标函数，并至少包含了频率稳定安全约束；
获取待评估的电力系统的性能参量，并将所述性能参量代入所述电力系统惯量安全域评估模型进行模型求解得到电力系统的惯量安全域，所述性能参量是求解所述电力系统惯量安全域评估模型所需的参数。
在一些实施例中，所述处理器调用所述计算机程序还执行：用于判断实际惯量是否在所述惯量安全域内，若在，满足要求，若不在，不满足要求。
在一些实施例中，所述处理器调用所述计算机程序还执行：得出电力系统的惯量安全域后，还采用频率变化率相对误差和暂态频率极值相对误差衡量所述电力系统惯量安全域的评估精度。
具体的模型内容，请参照前述方法阐述。
在另一些实施例中，本发明还提供一种可读存储介质，存储了计算机程序，所述计算机程序被处理器调用以执行：
获取电力系统惯量安全域评估模型，所述电力系统惯量安全域评估模型以惯量安全域面积最大化作为优化目标函数，并至少包含了频率稳定安全约束；
获取待评估的电力系统的性能参量，并将所述性能参量代入所述电力系统惯量安全域评估模型进行模型求解得到电力系统的惯量安全域，所述性能参量是求解所述电力系统惯量安全域评估模型所需的参数。
在一些实施例中，所述计算机程序被处理器调用还执行：用于判断实际惯量是否在所述惯量安全域内，若在，满足要求，若不在，不满足要求。
在一些实施例中，所述计算机程序被处理器调用还执行：得出电力系统的惯量安全域后，还采用频率变化率相对误差和暂态频率极值相对误差衡量所述电力系统惯量安全域的评估精度。
具体的模型内容，请参照前述方法阐述。
应当理解，在本发明实施例中，所称处理器可以是中央处理单元(CentralProcessing Unit，CPU)，该处理器还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(DigitalSignal Processor，DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、现成可编程门阵列(Field-Programmable GateArray，FPGA)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。存储器可以包括只读存储器和随机存取存储器，并向处理器提供指令和数据。存储器的一部分还可以包括非易失性随机存取存储器。例如，存储器还可以存储设备类型的信息。
所述可读存储介质为计算机可读存储介质，其可以是前述任一实施例所述的控制器的内部存储单元，例如控制器的硬盘或内存。所述可读存储介质也可以是所述控制器的外部存储设备，例如所述控制器上配备的插接式硬盘，智能存储卡(Smart Media Card,SMC)，安全数字(Secure Digital,SD)卡，闪存卡(Flash Card)等。进一步地，所述可读存储介质还可以既包括所述控制器的内部存储单元也包括外部存储设备。所述可读存储介质用于存储所述计算机程序以及所述控制器所需的其他程序和数据。所述可读存储介质还可以用于暂时地存储已经输出或者将要输出的数据。
数据验证：
本实例将所提出的一种电力系统惯量安全域评估方法应用于IEEE的新英格兰系统上，以评估该电力系统的惯量安全域，评估周期为24小时。所用IEEE新英格兰系统上的数据有：火电机组9台，总容量为6327MW；水电机组1台，额定发电功率为1040MW；风电场5个，总容量为1180MW；光伏电站3个，总容量为1020MW；评估周期内各小时系统的负荷水平如表1所示；各电源位置及该系统网络拓扑结构见于图3。考虑控制措施有：新能源的一次调频控制、同步发电机组一次调频控制和针对发电机组跳闸的精准减负荷控制。
表1评估周期内新英格兰系统的负荷水平
| 时间/h | 负荷/MW | 时间/h | 负荷/MW | 时间/h | 负荷/MW |
| 1 | 2501.69 | 9 | 4503.05 | 17 | 5003.38 |
| 2 | 2376.61 | 10 | 5003.38 | 18 | 4878.30 |
| 3 | 2251.52 | 11 | 5316.10 | 19 | 4690.68 |
| 4 | 2564.23 | 12 | 5628.81 | 20 | 4002.71 |
| 5 | 2626.78 | 13 | 5503.72 | 21 | 4065.25 |
| 6 | 3002.03 | 14 | 5003.38 | 22 | 3564.91 |
| 7 | 3314.74 | 15 | 4940.84 | 23 | 3439.83 |
| 8 | 3439.83 | 16 | 4940.84 | 24 | 3314.74 |
将上述算例数据用于本发明所提出的一种电力系统惯量安全域评估方法中，可以得到IEEE新英格兰系统在该评估周期(24小时)的惯量安全域，其形状特征如图4所示。将该惯量安全域的边界值(包括：上界值和下界值HSIL)绘制成表格，得到表2。电网运行调度人员可对比评估周期内实际系统惯量与惯量安全域下界HSIL的相对大小来评判系统惯量的安全性和充裕度。对比表2中的HSIL与实际系统惯量H可知，IEEE新英格兰系统在该运行场景下即使遭遇极限预想故障，实际惯量也足够支撑系统安全稳定运行。
表2新英格兰系统惯量安全域的边界值与实际系统惯量
分别将系统整体惯量设置为惯量安全域上界和下界值HSIL后，在极限预想故障Pf下仿真得出的极限预想故障发生后瞬间频率变化率和暂态频率极值。由表3和表4可知，当系统惯量介于由所提方法评估得出惯量安全域的上界与下界之间时，即系统惯量位于由所提方法评估得出惯量安全域内，即使发生严重有功扰动，系统频率及其变化率也不会超过安全稳定范围(本实例中，频率的安全稳定范围为49.0—50.8Hz；频率变化率的安全稳定范围为-2—2Hz·s-1)；而且当系统惯量等于本方法评估得出的惯量安全域下界HSIL时，极限预想故障发生后的暂态频率极值逼近安稳极限(49.0Hz)，可见由本方法得到惯量安全域评估结果的精度较高。
表3新英格兰系统整体惯量水平处于临界值下的暂态频率极值
表4新英格兰系统整体惯量水平处于临界值下的最大频率变化率
表5基于频率变化率约束法的评估得出的惯量安全域边界值
表6基于频率变化率约束法的惯量安全域边界值对应的暂态频率极值
对比表3和表6可知，相较频率变化率约束法，本方法评估的惯量安全域准确度更高，基于本方法评估得到的惯量安全域更为准确地刻画了电力系统的实际惯量安全域，当系统实际惯量位于由本方法得到的惯量安全域的内部时，可以有效确认该实际惯量足够支撑系统频率在面对大扰动时不超过安稳极限，可以有效避免低频减负荷等安全自动装置动作，从而防止大面积停电事故的发生。
表7本方法与时域仿真法计算成本对比
综上分析，本方法所提出的一种惯量安全域评估方法同时计及多种频率控制措施和双重频率指标约束，评估所得的惯量安全域临界值与传统的频率变化率约束法相比，评估结果准确度大幅提升；而评估计算所耗时间为毫秒级，远小于时域仿真法；整体而言，本方法所提出的一种惯量安全域评估方法在保证计算精度前提下具备更优良的计算速度，能够满足海量换流器接入下电力系统惯量安全性与充裕度评估的需求。
需要强调的是，本发明所述的实例是说明性的，而不是限定性的，因此本发明不限于具体实施方式中所述的实例，凡是由本领域技术人员根据本发明的技术方案得出的其他实施方式，不脱离本发明宗旨和范围的，不论是修改还是替换，同样属于本发明的保护范围。
Claims (8)
1.一种电力系统惯量安全域评估方法，其特征在于：包括如下步骤：
获取电力系统惯量安全域评估模型，所述电力系统惯量安全域评估模型以惯量安全域面积最大化作为优化目标函数，以及至少包含了频率稳定安全约束；
获取待评估的电力系统的性能参量，并将所述性能参量代入所述电力系统惯量安全域评估模型进行模型求解得到电力系统的惯量安全域，所述性能参量是求解所述电力系统惯量安全域评估模型所需的参数；
所述目标函数如下：
其中，φH表示惯量安全域面积大小，表示第t时段电力系统的可利用总惯量；HSIL(t)表示第t时段电力系统的惯量安全临界值，T表示评估周期的长度；
所述频率稳定安全约束包含暂态频率极值fextremum约束，并将所述暂态频率极值fextremum与系统惯量的耦合关系进行线性化处理，进而将所述暂态频率极值fextremum约束变换为如下约束：
式中，HISR(t)表示惯量安全域边界值，fN表示电力系统的额定频率，D表示电力系统的阻尼效应，fdb为发电机组的一次调频死区，Pf表示标准故障引起的有功扰动大小，fmin、fmax分别表示频率的安稳下限和上限，R为标准故障引起的扰动情况下的系统整体调频速度。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述频率稳定安全约束包含暂态频率极值fextremum约束和频率变化率约束，如下所示：
RoCoFmin≤RoCoFinertial(t)≤RoCoFmax
fmin≤fextremum(t)≤fmax
式中，RoCoFinertial(t)表示时段t对应的标准故障发生后瞬间电力系统的频率变化率；RoCoFmax和RoCoFmin分别表示电力系统安全运行所规定的频率变化最大值和最小值，fmax和fmin分别表示电力系统安全运行所规定的频率最大值和最小值；
所述电力系统惯量安全域评估模型还包含了系统整体惯量水平约束，如下：
其中，Hmax、Hmin分别表示系统整体惯量上限和下限。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于：所述标准故障为极限预想故障，所述极限预想故障为所研究场景范围下电力系统的最严重故障；
其中，在关键N-2故障集合中，以引发有功扰动最大的故障作为极限预想故障，如下：
其中，Pf为极限预想故障造成的有功扰动大小，Fmn对应电力系统同时损失第m和第n个元件所造成的有功扰动大小；表示关键N-2故障集，Ntotal表示单一故障总数。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述标准故障为极限预想故障时，标准故障引起的扰动情况下的系统整体调频速度R按照如下公式确定：
其中，RSG,i、RDC,j和RRE,k分别表示常规发电机组i、直流输电线路j和新能源机组k在系统遭受严重有功扰动时的有功调节速度，RSP表示稳控方案的等效调频速率，ySG,i、yDC,j和yRE,k均为二元变量，表示极限预想故障发生后系统所损失的元件中，若存在常规发电机组i、直流输电线路j、新能源机组k，则对应的ySG,i、yDC,j和yRE,k值取0，若元件处于运行状态，则对应的ySG,i、yDC,j和yRE,k值取1。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：还包括：得出电力系统的惯量安全域后，采用频率变化率相对误差和暂态频率极值相对误差衡量所述电力系统惯量安全域的评估精度，如下：
其中，εr表示频率变化率相对误差，εf表示暂态频率极值相对误差； 分别表示将系统整体惯量设置为惯量安全域下边界值后，在标准故障下仿真得出的标准故障发生后瞬间频率变化率和暂态频率极值；RoCoFmin、RoCoFmax分别表示频率变化率的安稳下限值和上限值；fmin、fmax分别表示电力系统安全运行所规定的频率最大值和最小值，Pf表示标准故障引起的有功扰动大小。
6.一种电力系统惯量安全域的评估系统，其特征在于：包括：
电力系统惯量安全域评估模型获取模块：用于获取电力系统惯量安全域评估模型，所述电力系统惯量安全域评估模型以惯量安全域面积最大化作为优化目标函数，并至少包含了频率稳定安全约束；
性能参量获取模块：用于获取待评估的电力系统的性能参量；
模型求解模块：用于将所述性能参量代入所述电力系统惯量安全域评估模型进行模型求解得到电力系统的惯量安全域，所述性能参量是求解所述电力系统惯量安全域评估模型所需的参数；
所述频率稳定安全约束包含暂态频率极值fextremum约束，并将所述暂态频率极值fextremum与系统惯量的耦合关系进行线性化处理，进而将所述暂态频率极值fextremum约束变换为如下约束：
式中，HISR(t)表示惯量安全域边界值，fN表示电力系统的额定频率，D表示电力系统的阻尼效应，fdb为发电机组的一次调频死区，Pf表示标准故障引起的有功扰动大小，fmin、fmax分别表示频率的安稳下限和上限，R为标准故障引起的扰动情况下的系统整体调频速度，表示第t时段电力系统的可利用总惯量，HSIL(t)表示第t时段电力系统的惯量安全临界值。
7.一种电子终端，其特征在于：包括处理器和存储器，所述存储器存储了计算机程序，所述处理器调用所述计算机程序以执行：
获取电力系统惯量安全域评估模型，所述电力系统惯量安全域评估模型以惯量安全域面积最大化作为优化目标函数，并至少包含了频率稳定安全约束；
获取待评估的电力系统的性能参量，并将所述性能参量代入所述电力系统惯量安全域评估模型进行模型求解得到电力系统的惯量安全域，所述性能参量是求解所述电力系统惯量安全域评估模型所需的参数；
所述频率稳定安全约束包含暂态频率极值fextremum约束，并将所述暂态频率极值fextremum与系统惯量的耦合关系进行线性化处理，进而将所述暂态频率极值fextremum约束变换为如下约束：
式中，HISR(t)表示惯量安全域边界值，fN表示电力系统的额定频率，D表示电力系统的阻尼效应，fdb为发电机组的一次调频死区，Pf表示标准故障引起的有功扰动大小，fmin、fmax分别表示频率的安稳下限和上限，R为标准故障引起的扰动情况下的系统整体调频速度，表示第t时段电力系统的可利用总惯量，HSIL(t)表示第t时段电力系统的惯量安全临界值。
8.一种可读存储介质，其特征在于：存储了计算机程序，所述计算机程序被处理器调用以执行：
获取电力系统惯量安全域评估模型，所述电力系统惯量安全域评估模型以惯量安全域面积最大化作为优化目标函数，并至少包含了频率稳定安全约束；
获取待评估的电力系统的性能参量，并将所述性能参量代入所述电力系统惯量安全域评估模型进行模型求解得到电力系统的惯量安全域，所述性能参量是求解所述电力系统惯量安全域评估模型所需的参数；
所述频率稳定安全约束包含暂态频率极值fextremum约束，并将所述暂态频率极值fextremum与系统惯量的耦合关系进行线性化处理，进而将所述暂态频率极值fextremum约束变换为如下约束：
式中，HISR(t)表示惯量安全域边界值，fN表示电力系统的额定频率，D表示电力系统的阻尼效应，fdb为发电机组的一次调频死区，Pf表示标准故障引起的有功扰动大小，fmin、fmax分别表示频率的安稳下限和上限，R为标准故障引起的扰动情况下的系统整体调频速度，表示第t时段电力系统的可利用总惯量，HSIL(t)表示第t时段电力系统的惯量安全临界值。
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