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专利名称：含高比例新能源的地区电网紧急切机协调控制方法及系统

专利类型：实用新型专利

专利申请号：CN202310130739.3

专利申请（专利权）人：国网湖北省电力有限公司随州供电公司,国家电网有限公司,北京四方继保工程技术有限公司
权利人地址：湖北省随州市迎宾大道41号

专利发明（设计）人：王武林,李毅,张晓煜,张庆,李晨,杨曙光,梁雅孜,艾欣琦,黎姣,金巧,贾耀坤,曹威,黎家成,成坤,冷爽,李玮,时伯年,孙刚,常富杰,胡实,黄永清

专利摘要：含高比例新能源的地区电网紧急切机协调控制方法及系统，包括：利用基于等效惯量建立的频率响应模型，根据有功扰动确定频率变化量；根据电网系统第三道防线高频切机的门槛值，基于频率变化量的最大值与有功扰动幅值的关系确定扰动预警值；当有功扰动幅值超过扰动预警值时，求解满足延时限值的触发第三道防线高频切机的最小扰动幅值；比较有功扰动幅值、扰动预警值以及最小扰动幅值的大。允迪秩哦⑸，根据真实扰动的幅值大。卸鲜欠窕嵋鸶咂登谢，以及第一时间实现高频切机。

主权利要求：
1.一种含高比例新能源的地区电网紧急切机协调控制方法，其特征在于，包括：步骤1，采用近似方法在线求解地区电网的等效惯量；
步骤2，考虑地区电网中常规机组的调速器作用，根据等效惯量和通用频率响应模型，建立地区电网的平均频率变化与有功变化的频率响应模型；
步骤3，根据地区电网的有功扰动，基于频率响应模型，确定地区电网的频率变化量；从频率变化量中获取频率变化量的最大值、频率变化量的最大值发生时间，建立频率变化量的最大值与有功扰动幅值的关系；
步骤4，根据电网系统第三道防线高频切机的门槛值，基于频率变化量的最大值与有功扰动幅值的关系，确定扰动预警值；当地区电网的有功扰动幅值不超过扰动预警值时，不触发高频切机；当地区电网的有功扰动幅值超过扰动预警值时，进入步骤5；
步骤5，考虑安全稳定控制策略对频率达到高频切机的门槛值后的延时限值，求解满足延时限值的触发第三道防线高频切机的最小扰动幅值；
步骤5包括：
步骤5.1，满足高频切机触发条件的最小有功扰动对于的频率响应曲线会两次经过门* *槛值f，频率变化值Δf(t)＝f?f(t0)的两个解t1和t2分别为第一次经过门槛值的时间和第二次经过门槛值的时间，f(t0)为扰动发生前系统频率；t1和t2分布于频率变化量最大值发生时间tmax的两侧，且满足 为延时限值；
*
步骤5.2，通过Δf(t)＝f ?f(t0)，计算t1和t2分别对应的频率变化量Δf(t1)和Δf(t2)的值，并将{t1，Δf(t1)}和{t2，Δf(t2)}分别带入频率随时间变化函数，计算得到对应的有功扰动第一幅值K1和有功扰动第二幅值K2；以有功扰动幅值均值 作为有功扰动幅值的初始值；
频率随时间变化函数Δf(t)如下：
式中，a为第一系数，满足： b为第二系数，满足： c为第三系数，满足： H为等效惯量，T为时间常数，s为微分算子，D为阻尼系数，R为调速器调差系数；
*
步骤5.3，将初始值 和频率变化值Δf(t)＝f?f(t0)代入频率随时间变化函数，求解幅值为 的有功扰动下频率两次经过门槛值的时间 和步骤5.4，令 若 增大有功扰动幅值，重复步骤5.3；若减小有功扰动幅值，重复步骤5.3，直到 此时对应的有功扰动幅值为一定会触发**第三道防线高频切机的最小扰动幅值K ；
*
步骤6，在地区电网受到有功扰动时，比较有功扰动幅值K、扰动预警值K以及最小扰动**幅值K 的大小关系：
*
当K＜K，不触发第三道防线高频切机；
* **
当K≤K＜K 时，不满足延时限值，不触发第三道防线高频切机；
**
当K≥K 时，于t1时刻前触发第三道防线高频切机，其中，t1为地区电网频率第一次达到高频切机的门槛值的时间。
2.根据权利要求1所述的含高比例新能源的地区电网紧急切机协调控制方法，其特征在于，步骤1中，等效惯量H如下：
式中，
Hi和Si分别为常规机组i的惯量和装机容量，Hw和Pw分别为风场w的等效惯量和实时出力，Pv为光伏场站v的实时出力，
n、m、l分别为常规机组、风场和光伏场站的数量。
3.根据权利要求2所述的含高比例新能源的地区电网紧急切机协调控制方法，其特征在于，步骤2中，频率响应模型G(s)，如下：式中，
ΔPe(s)为发电机组电磁功率变化量的s域表达，Δf(s)为地区电网的频率变化量的s域表达，H为等效惯量，
T为时间常数，
s为微分算子，
D为阻尼系数，
R为调速器调差系数。
4.根据权利要求3所述的含高比例新能源的地区电网紧急切机协调控制方法，其特征在于，步骤3包括：
步骤3.1，以幅值为K的阶跃信号作为系统有功扰动ΔP(s)，利用频率响应模型求得系统频率变化函数Δf(s)，并通过拉普拉斯反变化求解频率随时间变化函数Δf(t)；
步骤3.2，根据地区电网的频率随时间的变化，确定地区电网的频率变化量的最大值以及最大值发生的时间，其中，频率变化量的最大值与有功扰动幅值有关，最大值发生的时间与有功扰动幅值无关。
5.根据权利要求4所述的含高比例新能源的地区电网紧急切机协调控制方法，其特征在于，对频率随时间变化函数Δf(t)求解，得到频率变化量最大值发生的时间tmax和频率变化量最大值Δf(t)max，建立频率变化量最大值Δf(t)max与有功扰动幅值K的关系，如下：频率变化量的最大值与有功扰动幅值有关，最大值发生的时间与有功扰动幅值无关。
6.根据权利要求5所述的含高比例新能源的地区电网紧急切机协调控制方法，其特征在于，步骤4中，设扰动发生前系统频率为f(t0)，则扰动后频率响应的最大值为f(t0)+Δf*(t)max；令扰动后频率响应的最大值等于系统第三道防线高频切机第一轮的门槛值f，求得* * *频率变化量最大值Δf(t)max＝f?f(t0)，并根据式(8)求得扰动预警值K；
*
其中，系统第三道防线高频切机的门槛值f不大于51.5Hz。
7.根据权利要求1所述的含高比例新能源的地区电网紧急切机协调控制方法，其特征在于，延时限值 大于等于0.2s且小于等于0.5s。
8.根据权利要求1所述的含高比例新能源的地区电网紧急切机协调控制方法，其特征在于，*
当K＜K，第二道防线切机量为ΔPg＝K；
* **
当K≤K＜K 时，第二道防线切机量ΔPg＝K；
**
当K≥K 时，第二道防线切机量ΔPg＝K?D(fN?f∞)，其中fN为地区电网的额定频率，f∞为不切机系统频率最终的理论值，D为阻尼系数。
9.一种利用权利要求1?8任一项权利要求所述方法的含高比例新能源的地区电网紧急切机协调控制系统，其特征在于，包括：等效惯量模块，频率响应模型模块，扰动预警值计算模块，最小扰动幅值计算模块，高频切机控制模块；
等效惯量模块，用于采用近似方法在线求解地区电网的等效惯量；
频率响应模型模块，用于考虑地区电网中常规机组的调速器作用，根据等效惯量和通用频率响应模型，建立地区电网的平均频率变化与有功变化的频率响应模型；
扰动预警值计算模块，用于根据地区电网的有功扰动，基于频率响应模型，确定地区电网的频率变化量；从频率变化量中获取频率变化量的最大值、频率变化量的最大值发生时间，建立频率变化量的最大值与有功扰动幅值的关系；根据电网系统第三道防线高频切机的门槛值，基于频率变化量的最大值与有功扰动幅值的关系，确定扰动预警值；
最小扰动幅值计算模块，用于考虑安全稳定控制策略对频率达到高频切机的门槛值后的延时限值，求解满足延时限值的触发第三道防线高频切机的最小扰动幅值；
高频切机控制模块，用于在地区电网受到有功扰动时，比较有功扰动幅值K、扰动预警* **值K以及最小扰动幅值K 的大小关系：*
当K＜K，不触发第三道防线高频切机；
* **
当K≤K＜K 时，不满足延时限值，不触发第三道防线高频切机；
**
当K≥K 时，于t1时刻前触发第三道防线高频切机，其中，t1为地区电网频率第一次达到高频切机的门槛值的时间。 说明书 : 含高比例新能源的地区电网紧急切机协调控制方法及系统技术领域[0001] 本发明属于含新能源的电网安全稳定控制技术领域，具体地，涉及含高比例新能源的地区电网紧急切机协调控制方法及系统。背景技术[0002] 安全稳定控制系统是保障电网安全稳定运行的重要组成部分。近年来，随着新能源并网量不断攀升，在富含风光资源地区，新能源装机容量大大超过常规机组，新能源出力随机性和波动性给电网出力调度带来很大挑战。例如，当风电场中的风机正在出力爬坡过程中，此时切除部分风机，需要考虑剩余风机后续出力的增加，否则会导致欠切。随着新能源渗透率不断提高和电力电子设备大量应用，电网的惯量不断减。庇龅饺哦逼德室追⑸焖俦浠，原有的一些安全稳定控制措施可能误动或者拒动。例如澳大利亚“9.28”大停电事故中，部分风机脱网后，导致区域间联络线过载跳闸，地区电网的频率迅速下降，一度达到6Hz/s，使得滑差保护启动，低频减载闭锁。虽然滑差保护在我国安全稳定控制领域应用不多，但是此类事故反映出含高比例新能源地区电网由于惯量。龅饺哦德时浠，频率支撑明显不足，在设计安全稳定控制三道防线的策略时，应将新能源的这一特性进行充分而全面的考虑。此外，我国富含风光资源的地区常常位于电网末端，新能源并网后，需要经过较长的联络线与主网相连，且很多情况下为单线单主变连接方式，一旦联络线或主变因故障跳闸，新能源场站会因电力无法外送导致频率迅速升高，电压也随之升高，即使故障被很快清除，新能源可能已经出于自我保护而脱网，引发电网后续连锁故障。因此，在为含高比例新能源的地区电网制定安全稳定控制策略时，必须要考虑新能源场站的实时出力，并满足根据系统运行工况和扰动大小进行快速判断的要求。[0003] 现有的电网第三道防线高频紧急切机技术主要关注于在触发切机条件后切机量和切机轮次的计算和优化，致力于在满足系统稳定的条件下减少总的切机量，提高经济效益。例如，现有技术中1(CN114004090A)针对多轮高频切机采用遗传算法进行递进寻优，优化各轮次切机量。现有技术2(CN112561137B)通过新能源外送功率的连续概率密度建立外送功率场景集，并优化求解切机容量。现有技术1和2为代表的高频紧急切机技术，必须要等到系统频率上升到触发切机条件时才采取切机措施，均不涉及对系统扰动能否引起高频切机进行预测和提前判断，从而无法实现在扰动后第一时间进行高频切机，因此错过最佳的切机时间，导致更为严重的系统频率问题。发明内容[0004] 为解决现有技术中存在的不足，本发明提供一种含高比例新能源的地区电网紧急切机协调控制方法及系统，根据系统当前运行工况和系统参数，实时计算出系统有功扰动和频率响应最大值的数值关系；并结合第三道防线高频切机的触发条件，计算出在当前运行方式下引发系统高频切机动作的有功扰动的最小值，从而能够在扰动发生时刻根据真实扰动的幅值大。纯膛卸鲜欠窕嵋鸶咂登谢。[0005] 本发明采用如下的技术方案。[0006] 本发明提出了一种含高比例新能源的地区电网紧急切机协调控制方法，包括：[0007] 步骤1，采用近似方法在线求解地区电网的等效惯量；[0008] 步骤2，考虑地区电网中常规机组的调速器作用，根据等效惯量和通用频率响应模型，建立地区电网的平均频率变化与有功变化的频率响应模型；[0009] 步骤3，根据地区电网的有功扰动，基于频率响应模型，确定地区电网的频率变化量；从频率变化量中获取频率变化量的最大值、频率变化量的最大值发生时间，建立频率变化量的最大值与有功扰动幅值的关系；[0010] 步骤4，根据电网系统第三道防线高频切机的门槛值，基于频率变化量的最大值与有功扰动幅值的关系，确定扰动预警值；当地区电网的有功扰动幅值不超过扰动预警值时，不触发高频切机；当地区电网的有功扰动幅值超过扰动预警值时，进入步骤5；[0011] 步骤5，考虑安全稳定控制策略对频率达到高频切机的门槛值后的延时限值，求解满足延时限值的触发第三道防线高频切机的最小扰动幅值；[0012] 步骤6，在地区电网受到有功扰动时，比较有功扰动幅值K、扰动预警值K*以及最小**扰动幅值K 的大小关系：[0013] 当K[0014] 当K*≤K[0015] 当K≥K**时，于t1时刻前触发第三道防线高频切机，其中，t1为地区电网频率第一次达到高频切机的门槛值的时间。[0016] 优选地，步骤1中，等效惯量H如下：[0017][0018] 式中，[0019] Hi和Si分别为常规机组i的惯量和装机容量，[0020] Hw和Pw分别为风场w的等效惯量和实时出力，[0021] Pv为光伏场站v的实时出力，[0022] n、m、l分别为常规机组、风场和光伏场站的数量。[0023] 优选地，步骤2中，频率响应模型G(s)，如下：[0024][0025] 式中，[0026] ΔPe(s)为发电机组电磁功率变化量的s域表达，[0027] Δf(s)为地区电网的频率变化量的s域表达，[0028] H为等效惯量，[0029] T为时间常数，[0030] s为微分算子，[0031] D为阻尼系数，[0032] R为调速器调差系数。[0033] 优选地，步骤3包括：[0034] 步骤3.1，以幅值为K的阶跃信号作为系统有功扰动ΔP(s)，利用频率响应模型求得系统频率变化函数Δf(s)，并通过拉普拉斯反变化求解频率随时间变化函数Δf(t)；[0035] 步骤3.2，根据地区电网的频率随时间的变化，确定地区电网的频率变化量的最大值以及最大值发生的时间，其中，频率变化量的最大值与有功扰动幅值有关，最大值发生的时间与有功扰动幅值无关。[0036] 频率随时间变化函数Δf(t)如下：[0037][0038] 式中，[0039] a为第一系数，满足：[0040] b为第二系数，满足：[0041] c为第三系数，满足：[0042] 对频率随时间变化函数Δf(t)求解，得到频率变化量最大值发生的时间tmax和频率变化量最大值Δf(t)max，建立频率变化量最大值Δf(t)max与有功扰动幅值K的关系，如下：[0043][0044] 频率变化量的最大值与有功扰动幅值有关，最大值发生的时间与有功扰动幅值无关。[0045] 优选地，步骤4中，设扰动发生前系统频率为f(t0)，则扰动后频率响应的最大值为f(t0)+Δf(t)max；令扰动后频率响应的最大值等于系统第三道防线高频切机第一轮的门槛* * * *值f，求得频率变化量最大值Δf(t)max＝f?f(f0)，并根据式(8)求得扰动预警值K；[0046] 其中，系统第三道防线高频切机的门槛值f*不大于51.5Hz。[0047] 优选地，延时限值 大于等于0.2s且小于等于0.5s。[0048] 优选地，步骤5包括：[0049] 步骤5.1，满足高频切机触发条件的最小有功扰动对于的频率响应曲线会两次经* *过门槛值f，即Δf(t)＝f?f(t0)的两个解t1和t2分别为第一次经过门槛值的时间和第二次经过门槛值的时间；[0050] t1和t2分布于tmax两侧，且满足[0051] 步骤5.2，通过Δf(t)＝f*?f(t0)，计算t1和t2分别对应的频率变化量Δf(t1)和Δf(t2)的值，并将{t1,Δf(t1)}和{t2,Δf(t2)}分别带入式(6)，计算得到对应的有功扰动第一幅值K1和有功扰动第二幅值K2；以有功扰动幅值均值 作为有功扰动幅值的初始值；*[0052] 步骤5.3，将初始值 和频率变化值Δf(t)＝f ?f(t0)代入式(6)，求解幅值为 的有功扰动下频率两次经过门槛值的时间 和[0053] 步骤5.4，令 若 增大有功扰动幅值，重复步骤5.3；若减小有功扰动幅值，重复步骤5.3，直到 此时对应的有功扰动幅值即**为一定会触发第三道防线高频切机的最小扰动幅值K 。[0054] 当K[0055] 当K*≤K[0056] 当K≥K**时，第二道防线切机量ΔPg＝K?D(fN?f∞)，其中fN为地区电网的额定频率，f∞为不切机系统频率最终的理论值，D为阻尼系数。[0057] 本发明还提出了一种含高比例新能源的地区电网紧急切机协调控制系统，包括：[0058] 等效惯量模块，频率响应模型模块，扰动预警值计算模块，最小扰动幅值计算模块，高频切机控制模块；[0059] 等效惯量模块，用于采用近似方法在线求解地区电网的等效惯量；[0060] 频率响应模型模块，用于考虑地区电网中常规机组的调速器作用，根据等效惯量和通用频率响应模型，建立地区电网的平均频率变化与有功变化的频率响应模型；[0061] 扰动预警值计算模块，用于根据地区电网的有功扰动，基于频率响应模型，确定地区电网的频率变化量；从频率变化量中获取频率变化量的最大值、频率变化量的最大值发生时间，建立频率变化量的最大值与有功扰动幅值的关系；根据电网系统第三道防线高频切机的门槛值，基于频率变化量的最大值与有功扰动幅值的关系，确定扰动预警值；[0062] 最小扰动幅值计算模块，用于考虑安全稳定控制策略对频率达到高频切机的门槛值后的延时限值，求解满足延时限值的触发第三道防线高频切机的最小扰动幅值；[0063] 高频切机控制模块，用于在地区电网受到有功扰动时，比较有功扰动幅值K、扰动* **预警值K以及最小扰动幅值K 的大小关系：[0064] 当K[0065] 当K*≤K[0066] 当K≥K**时，于t1时刻前触发第三道防线高频切机，其中，t1为地区电网频率第一次达到高频切机的门槛值的时间。[0067] 本发明的有益效果在于，与现有技术相比，当系统受到严重有功扰动时，能够第一时间判断该扰动是否会引起高频切机，提前预警，不需要等到系统频率触发高频切机条件时再采取切机措施，极大的缩短了系统稳控反应时间，帮助调度提前采取措施，避免更为严重的系统频率问题。[0068] 本发明提出的方法和系统，尤其适用于含高比例新能源的地区电网，能够及时采取切机措施，避免大规模新能源连锁脱网以及后续的系统低频问题，保证了含高比例新能源的地区电网的安全稳定性。[0069] 此外，针对含高比例新能源的地区电网，本发明采用在线求解地区电网等效惯量的方法，将新能源低惯量的特点引入到频率响应模型中，从而提高了频率响应模型的准确性。附图说明[0070] 图1是本发明提出的一种含高比例新能源的地区电网紧急切机协调控制方法的流程图；[0071] 图2是本发明实施例中通用频率响应模型；[0072] 图3是本发明实施例中不同扰动幅值K对应的频率响应曲线；[0073] 图4是本发明实施例中恰好达到高频切机第一轮门槛值的频率响应曲线；[0074] 图5是本发明实施例中恰好触发高频切机的频率响应曲线(Δt＝0.5s)；[0075] 图6是图5内虚线框中的曲线的放大图。具体实施方式[0076] 为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述。本申请所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部实施例。基于本发明精神，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，都属于本发明的保护范围。[0077] 国标GB/T26399—2011《电力系统安全稳定控制技术导则》中对电力系统安全稳定控制的三道防线做出了定义：第一道防线需要在电力系统正常状态下通过预防性控制保持其充裕性和安全性(即足够的稳定裕度)，当发生短路故障时由电力系统固有的控制设备及继电保护装置快速、正确地切除电力系统的故障元件；第二道防线针对预先考虑的故障形式和运行方式，按预定的控制策略，采用安全稳定控制系统(装置)实施切机、切负荷、局部解列等控制措施，防止系统失去稳定；第三道防线由失步解列、频率及电压紧急控制装置构成，当电力系统发生失步振荡、频率异常、电压异常等事故时采取解列、切负荷、切机等控制措施，防止系统崩溃。[0078] 其中，安全稳定控制策略是安全稳定控制系统的核心。第二道防线中通常采用的离线控制策略表是根据预想的各种工况和故障条件，运用离线稳定分析方法确定和归纳的。第三道防线则是根据系统实时测量的功角、频率、电压等电气量来确定稳控措施。本发明主要关注第三道防线中的紧急切机协调控制方法，但其思路和方法也适用于第三道防线的其他稳控策略和部分第二道防线的稳控策略。[0079] 基于含高比例新能源的地区电网的特性，以及易出现的高频问题，本发明提出了一种含高比例新能源的地区电网紧急切机协调控制方法，实现紧急切机协调控制，如图1，包括如下步骤：[0080] 步骤1，采用近似方法在线求解地区电网的等效惯量[0081] 将地区电网看作一个系统，采用近似方法在线求解该系统的等效惯量H，如下：[0082][0083] 式中，[0084] Hi和Si分别为常规机组i的惯量和装机容量，[0085] Hw和Pw分别为风场w的等效惯量和实时出力，[0086] Pv为光伏场站v的实时出力，[0087] n、m、l分别为常规机组、风场和光伏场站的数量。[0088] 在非限制性的较优实施例中，求得等效惯量H为3/s。[0089] 步骤2，考虑地区电网中常规机组的调速器作用，根据等效惯量和通用频率响应模型，建立地区电网的平均频率变化与有功变化的频率响应模型G(s)。[0090] 图2为通用频率响应模型，ΔPL(s)为负载功率变化量的s域表达，ΔPe(s)为发电机组电磁功率变化量的s域表达，ΔPm(s)为发电机组机械功率变化量的s域表达，H为等效惯量，T为时间常数，s为微分算子，D为阻尼系数，R为调速器调差系数，Δ ω(s)为发电机组的转子角速度变化量的s域表达。进一步，实际计算时，以上所有参数均为标幺值。[0091] 频率响应模型中的等效调速系统模型Gm(s)如下：[0092][0093] 其中，等效调速系统模型采用了一阶函数的形式，通用于含多种电源的电力系统。实际中，可以根据调速器的复杂程度采用二阶甚至更高阶数的等效调速系统模型。[0094] 由图2可以获得 的传递函数，如下：[0095][0096] 由于安全稳定控制策略常用的频率单位为赫兹(Hz)，所以上式转化为地区电网的平均频率变化与有功变化的频率响应模型G(s)，如下：[0097][0098] 式中，[0099] Δf(s)为地区电网的频率变化量的s域表达。[0100] 在非限制性的较优实施例中，通用频率响应模型参数选取如下：H＝5，D＝0.8，R＝0.05，T＝0.3，则频率响应模型G(s)如下：[0101][0102] 步骤3，根据地区电网的有功扰动，基于频率响应模型，确定地区电网的频率变化量；从频率变化量中获取频率变化量的最大值、频率变化量的最大值发生时间，建立频率变化量的最大值与有功扰动幅值的关系。[0103] 具体地，步骤3包括：[0104] 步骤3.1，以幅值为L的阶跃信号作为系统有功扰动ΔP(s)，利用频率响应模型求得系统频率变化函数Δf(s)，并通过拉普拉斯反变化求解频率随时间变化函数Δf(t)。[0105] 当系统由于故障导致较大的有功扰动时，可以将有功扰动ΔP(s)看作幅值为K的阶跃信号，s域表达为 对于含高比例新能源的区域电网，当新能源大发向电网上送功率时，由线路故障导致功率上送受阻，是导致地区电网频率急剧升高的最为常见的形式。此时由于地区电网有功突然过剩，故默认有功扰动为正。[0106] 基于频率响应模型，可以求得有功扰动ΔP(s)导致的频率变化的s域表达Δf(s)如下：[0107][0108] 在非限制性的较优实施例中，有功扰动ΔP(s)导致的频率变化的s域表达Δf(s)如下：[0109][0110] 安全稳定控制策略需要根据频率随时间变化的情况来做出判断，因此，s域的频率变化Δf(s)需要通过拉普拉斯反变化来求得其时域表达式Δf(t)。[0111] 利用拉普拉斯反变换 求得频率变化的时域表达式，过程如下：[0112][0113] 式中，[0114] a为第一系数，满足：[0115][0116] b为第二系数，满足：[0117][0118] c为第三系数，满足：[0119][0120] 在非限制性的较优实施例中，选择不同的K值，并假设有功扰动发生在t0＝0s，且f(t0)＝50Hz，则得到不同的频率响应曲线Δf(t)，如图3所示。[0121] 以K＝0.2为例，频率响应时域表达式如下：[0122][0123][0124] 步骤3.2，根据地区电网的频率随时间的变化，确定地区电网的频率变化量的最大值以及最大值发生的时间，其中，频率变化量的最大值与有功扰动幅值有关，最大值发生的时间与有功扰动幅值无关。[0125] 具体地，频率随时间变化函数Δf(t)，求解频率变化量最大值发生的时间tmax和频率变化量最大值Δf(t)max，建立频率变化量最大值Δf(t)max与有功扰动幅值K的关系。[0126] 首先基于频率变化的时域表达式(6)，通过求导，并令导数等于0，求得极值所对应的时间tmax，如下：[0127][0128] 可得 即[0129][0130] 根据式(7)，地区电网的频率变化的最大值发生的时间tmax与有功扰动的幅值K无关，只取决于地区电网本身。[0131] 将式(7)计算得到的tmax代入式(6)，求得频率变化的最大值Δf(t)max，即[0132][0133] 基于地区电网当前的运行工况(即惯量H)和系统参数(D、R、T)，对于特定有功扰动幅值，由式(8)可以直接求得地区电网的未来频率响应的最大值，也就是说，式(8)建立了频率变化量的最大值Δf(t)max与有功扰动幅值K的关系。[0134] 在非限制性的较优实施例中，通过式(7)求得极值所对应的时间为：[0135][0136] 以有功扰动幅值K＝0.2为例，将tmax代入式(8)，可求得频率变化量最大值为Δf(t)max＝0.5354Hz。[0137] 步骤4，根据电网系统第三道防线高频切机的门槛值，基于频率变化量的最大值与有功扰动幅值的关系，确定扰动预警值；当地区电网的有功扰动幅值不超过扰动预警值时，不触发高频切机；当地区电网的有功扰动幅值超过扰动预警值时，进入步骤5。[0138] 基于式(8)，根据电网系统第三道防线高频切机的门槛值f*，求得对应的扰动幅值* *K作为扰动预警值。当地区电网的实际有功扰动幅值满足K≤K时，不会引发高频切机；当K>*K时，进入步骤5。[0139] 具体地，设扰动发生前系统频率为f(t0)，则扰动后频率响应的最大值为f(t0)+Δf*(t)max。令其等于系统第三道防线高频切机第一轮的门槛值f，可求得对应的频率变化量最* * *大值Δf(t)max＝f?f(t0)，并根据式(8)求得对应的扰动幅值K。[0140] 在非限制性的较优实施例中，根据国标GB/T40592?2021《电力系统自动高频切除发电机组技术规定》，高频切机整定方案配置宜使得系统频率波动过程中最高频率不超过*51.5Hz。因此，系统第三道防线高频切机的门槛值f不应大于51.5Hz。[0141] 在非限制性的较优实施例中，假设扰动发生前频率f(t0)＝50Hz，系统第三道防线* *高频切机的门槛值f＝51.5Hz，可求得对应的频率变化量最大值Δf(t)max＝1.5Hz，根据式*(8)求得对应的扰动幅值K＝0.56。其频率响应如图4所示。[0142] 值得注意的是，安全稳定控制策略通常在频率达到防线的门槛值后，需要满足一定的延时要求才启动防线措施，避免由于频率的快速波动或者测量噪声触发切机操作。因*此，步骤4中计算出的扰动幅值K，实际上并不会令第三道防线的高频切机启动。[0143] 步骤5，考虑安全稳定控制策略对频率达到高频切机的门槛值后的延时限值，求解**满足延时限值的触发第三道防线高频切机的最小扰动幅值K 。[0144] 安全稳定控制策略中，采取紧急高频切机的前提是频率在不低于切机门槛值上维持一段时间。根据国标GB/T40592?2021《电力系统自动高频切除发电机组技术规定》，延时限值 在0.2s～0.5s范围内选择。[0145] 针对延时限值 直接对扰动幅值K进行解析计算是相对复杂的非线性方程组求解，需要耗费较多计算资源。实际中，可以根据频率响应曲线的特点，简化计算复杂程度。具体步骤如下：[0146] 步骤5.1，满足高频切机触发条件的最小有功扰动对于的频率响应曲线会两次经* *过门槛值f，即Δf(t)＝f?f(t0)的两个解t1和t2分别为第一次经过门槛值的时间和第二次经过门槛值的时间。通过观察频率响应曲线可得，t1和t2分布于tmax两侧，且近似满足[0147] 步骤5.2，通过Δf(t)＝f*?f(t0)，计算t1和t2分别对应的频率变化量Δf(t1)和Δf(t2)的值(理想状态下两者相等)，并将{t1,Δf(t1)}和{t2,Δf(t2)}分别带入式(6)，计算得到对应的有功扰动第一幅值K1和有功扰动第二幅值K2。以有功扰动幅值均值 作为有功扰动幅值的初始值。[0148] 步骤5.3，将初始值 和频率变化值Δf(t)＝f*?f(t0)代入式(6)，求解幅值为 的有功扰动下频率两次经过门槛值的时间 和[0149] 步骤5.4，令 若 增大有功扰动幅值，重复步骤5.3；若减小有功扰动值，重复步骤5.3，直到 此时对应的有功扰动幅值即为** **一定会触发第三道防线高频切机的最小扰动幅值K 。最小扰动幅值K 为一定会触发第三**道防线高频切机的最小扰动幅值。当系统实际有功扰动K≥K 时，定会触发第三道防线高频切机。[0150] 在非限制性的较优实施例中，设f*＝51.5Hz， 同时tmax＝1.1233不会**发生变化，最终求得K ＝0.5716，t1＝0.9092，t2＝1.4086，Δt＝0.4993。其频率响应如图5和图6所示。[0151] 步骤6，在地区电网受到有功扰动时，比较有功扰动幅值K、扰动预警值K*以及最小**扰动幅值K 的大小关系：[0152] 当K[0153] 当K*≤K[0154] 当K≥K**时，于t1时刻前触发第三道防线高频切机，其中，t1为地区电网频率第一次达到高频切机的门槛值的时间，并且第二道防线切机量ΔPg＝K?D(fN?f∞)，其中fN为地区电网的额定频率，f∞为不切机系统频率最终的理论值。[0155] 具体来说，当K作；当K≥K 时，若不采取措施，系统第三道防线高频切机会在t＝t1+Δtdel 动作，其中t1为系统频率第一次达到门槛值的时间。因此，须在t1时刻前切机。按照本发明提出的方法，当* **系统由于故障等原因受到幅值为K(标幺值)的扰动时，第一时间比较K与K和K 的大小关系即刻可以确定系统第三道防线高频切机是否动作及相应切机量。[0156] 本公开可以是系统、方法和/或计算机程序产品。计算机程序产品可以包括计算机可读存储介质，其上载有用于使处理器实现本公开的各个方面的计算机可读程序指令。[0157] 计算机可读存储介质可以是可以保持和存储由指令执行设备使用的指令的有形设备。计算机可读存储介质例如可以是――但不限于――电存储设备、磁存储设备、光存储设备、电磁存储设备、半导体存储设备或者上述的任意合适的组合。计算机可读存储介质的更具体的例子(非穷举的列表)包括：便携式计算机盘、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)、静态随机存取存储器(SRAM)、便携式压缩盘只读存储器(CD?ROM)、数字多功能盘(DVD)、记忆棒、软盘、机械编码设备、例如其上存储有指令的打孔卡或凹槽内凸起结构、以及上述的任意合适的组合。这里所使用的计算机可读存储介质不被解释为瞬时信号本身，诸如无线电波或者其它自由传播的电磁波、通过波导或其它传输媒介传播的电磁波(例如，通过光纤电缆的光脉冲)、或者通过电线传输的电信号。[0158] 这里所描述的计算机可读程序指令可以从计算机可读存储介质下载到各个计算/处理设备，或者通过网络、例如因特网、局域网、广域网和/或无线网下载到外部计算机或外部存储设备。网络可以包括铜传输电缆、光纤传输、无线传输、路由器、防火墙、交换机、网关计算机和/或边缘服务器。每个计算/处理设备中的网络适配卡或者网络接口从网络接收计算机可读程序指令，并转发该计算机可读程序指令，以供存储在各个计算/处理设备中的计算机可读存储介质中。[0159] 用于执行本公开操作的计算机程序指令可以是汇编指令、指令集架构(ISA)指令、机器指令、机器相关指令、微代码、固件指令、状态设置数据、或者以一种或多种编程语言的任意组合编写的源代码或目标代码，所述编程语言包括面向对象的编程语言—诸如Smalltalk、C++等，以及常规的过程式编程语言—诸如“C”语言或类似的编程语言。计算机可读程序指令可以完全地在用户计算机上执行、部分地在用户计算机上执行、作为一个独立的软件包执行、部分在用户计算机上部分在远程计算机上执行、或者完全在远程计算机或服务器上执行。在涉及远程计算机的情形中，远程计算机可以通过任意种类的网络—包括局域网(LAN)或广域网(WAN)—连接到用户计算机，或者，可以连接到外部计算机(例如利用因特网服务提供商来通过因特网连接)。在一些实施例中，通过利用计算机可读程序指令的状态信息来个性化定制电子电路，例如可编程逻辑电路、现场可编程门阵列(FPGA)或可编程逻辑阵列(PLA)，该电子电路可以执行计算机可读程序指令，从而实现本公开的各个方面。[0160] 最后应当说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。

专利地区：湖北

专利申请日期：2023-02-17

专利公开日期：2024-08-09

专利公告号：CN116316562B