CN116632932A - 一种区域电网调度控制策略 - Google Patents
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Abstract
本发明属于电力***调控策略方案制定技术领域，尤其涉及一种区域电网调度控制策略。包括区域电网发电侧及负荷侧惯量计算；区域电网节点位置信息获取；利用电网各节点的位置信息，获取区域电网地理坐标轴；利用获取的区域电网地理坐标轴，进行区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置计算；根据区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置，获取区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息；利用区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息，计算故障点距惯量重心距离；根据故障点距惯量重心距离，进行调控策略的制定。本发明根据故障点距离发电侧和负荷侧惯量重心的距离及权重计算调控优先级，进而制定出相应的实时调控策略，填补充了该技术领域的空白。
Description
技术领域
本发明属于电力***调控策略方案制定技术领域，更具体的是电力调控部门为维护电力***运行稳定，特别是频率稳定而制定实时调控策略的技术领域，尤其涉及一种区域电网调度控制策略。
背景技术
在能源消费清洁低碳化的进程中，电力占据着能源体系的主导地位，同时电力***发展面临着艰巨任务。考虑我国各类非化石能源资源禀赋以及开发利用的技术经济性，大力发展新能源是必然选择。建设以新能源为主体的新型电力***，既是能源电力转型的必然要求，也是实现碳达峰、碳中和目标的重要途径。
能源电力行业技术资金密集，存在高度的路径依赖，技术路线试错成本极高。构建以新能源为主体的新型电力***是一项复杂的***性工程，应超前研判、全面分析电力生产结构改变为电力***带来的变化与挑战，深入研究电力低碳转型路径及转型过程中的重大问题，力争就技术形态、技术方向等关键问题形成广泛共识。
电力***实现碳达峰、碳中和目标的过程，伴随着传统电力***向以新能源为主体的新型电力***转型升级，相关物质基础和技术基础持续深刻变化。
一是一次能源特性变化。电力***的一次能源主体由可存储和可运输的化石能源转向不可存储或运输、与气象环境相关的风能和太阳能资源，一次能源供应面临高度不确定性。
二是电源布局与功能变化。根据我国风能、太阳能资源分布，新能源开发将以集中式与分散式并举，电源总体接入位置愈加偏远、愈加深入低电压等级。未来新能源作为主体电源，不仅是电力电量的主要提供者，还将具备相当程度的主动支撑、调节与故障穿越等“构网”能力；常规电源功能则逐步转向调节与支撑。
三是网络规模与形态变化。西部、北部地区的大型清洁能源基地向东中部地区负荷中心输电的整体格局不变，近期电网规模仍将进一步扩大。电网形态从交直流混联大电网向微电网、柔直电网等多种形态电网并存转变。
四是负荷结构与特性变化。能源消费高度电气化，用电需求持续增长。配电网有源化，多能灵活转换，“产消者”广泛存在，负荷从单一用电朝着发/用电一体化方向转变，调节支撑能力增强。
五是电网平衡模式变化。新型电力***供需双侧均面临较大的不确定性，电力平衡模式由“源随荷动”的发/用电平衡转向储能、多能转换参与缓冲的更大空间、更大时间尺度范围内的平衡。
六是电力***技术基础变化。电源并网技术由交流同步向电力电子转变，交流电力***同步运行机理由物理特性主导转向人为控制算法主导；电力电子器件引入微秒级开关过程，分析认知由机电暂态向电磁暂态转变；运行控制由大容量同质化机组的集中连续控制向广域海量异构资源的离散控制转变；故障防御由独立“三道防线”向广泛调动源网荷储可控资源的主动综合防御体系转变。
电力***面临的问题与挑战有：
(一)电力供应保障。
一是保障供应充裕的基础理论面临挑战。在全球气候变化、可再生能源大规模开发的背景下，可再生能源资源禀赋在长期演化过程中会发生显著变化。电源、电网的规划决策面临资源禀赋和运行双重不确定性且具有明显的路径依赖性。上述特征为传统资源禀赋评估与规划理论带来重大挑战。
二是新能源小发时保障供应难度大。随着新能源发电的快速发展，可控电源占比下降，新能源“大装机、小电量”特性凸显，风能、太阳能小发时保障电力供应的难度加大。在碳中和阶段，火电占比将进一步下降，新能源装机规模持续提升，而负荷仍将保持一定增长，实时电力供应与中长期电量供应保障困难更加突出。
三是罕见天象、极端天气下的供应保障难度更大。日食等罕见天文现象将显著影响新能源出力；随着全球变暖、气候异常的加剧，飓风、暴雪冰冻、极热无风等极端天气事件不断增多增强，超出现有认知。罕见天象与极端天气具有概率小、风险高、危害大的特征，在新能源高占比情景下的影响极大，推高供电保障成本。
(二)***平衡调节。
一是供需平衡基础理论面临挑战。随着新能源占比的持续提高，供需双侧与***调节资源均呈现高度不确定性，***平衡机制由“确定性发电跟踪不确定负荷”转变为“不确定发电与不确定负荷双向匹配”。供需双侧运行特性对气候等外部条件的依赖性较高，针对传统电力***建立的供需平衡理论亟需发展完善。
二是日内调节面临较大困难。新能源出力的随机波动性需要可控电源的深度调节能力予以抵消，电力***现有的调节能力已基本挖掘殆尽，近期仍需更大的调节能力以满足新能源消纳需求。远期新能源成为主力电源后，依靠占比不断下降的常规电源以及有限的负荷侧调节能力难以满足日内消纳需求。
三是远期季节性调节需求增大。新能源发电与用电存在季节性不匹配，夏、冬季用电高峰期的新能源出力低于平均水平，而春、秋季新能源大发时的用电水平处于全年低谷。现有的储能技术只能满足日内调节需求，在新能源高占比情景下，季节性消纳矛盾将更加突出。
(三)安全稳定运行。
一是稳定基础理论面临挑战。新能源时变出力导致***工作点快速迁移，基于给定平衡点的传统Lyapunov稳定性理论存在不适应性。新能源发电有别于常规机组的同步机制及动态特性，使得经典暂态功角稳定性定义不再适用。高比例的电力电子设备导致***动态呈现多时间尺度交织、控制策略主导、切换性与离散性显著等特征，使得对应的过渡过程分析理论、与非工频稳定性分析相协调的基础理论亟待完善。
二是控制基础理论有待创新。传统电力***的控制资源主要是同步发电机等同质化大容量设备。而在新型电力***中，海量新能源和电力电子设备从各个电压等级接入，控制资源碎片化、异质化、黑箱化、时变化，使得传统基于模型驱动的集中式控制难以适应，需要新的控制基础理论对各类资源有效实施聚纳与调控。
三是传统安全问题长期存在。在未来相当长的时间内，电力***仍以交流同步电网形态为主；但随着新能源大量替代常规电源，维持交流电力***安全稳定的根本要素被削弱，传统的交流电网稳定问题加剧。例如，旋转设备被静止设备替代，***惯量不再随规模增长甚至呈下降趋势，电网频率控制更加困难；电压调节能力下降，高比例新能源接入地区的电压控制困难，高比例受电地区的动态无功支撑能力不足；电力电子设备的电磁暂态过程对同步电机转子运动产生深刻影响，功角稳定问题更为复杂。
四是高比例电力电子、高比例新能源(“双高”)的电力***面临新的问题。在近期，新能源机组具有电力电子设备普遍存在的脆弱性，面对频率、电压波动容易脱网，故障演变过程更显复杂，与进一步扩大的远距离输电规模相叠加，导致大面积停电的风险增加；同步电源占比下降、电力电子设备支撑能力不足导致宽频振荡等新形态稳定问题，电力***呈现多失稳模式耦合的复杂特性。在远期，更高比例的新能源甚至全电力电子***将伴生全新的稳定问题。
在大扰动事故发生后，***通过频率紧急控制(frequency emergency control，FEC)及时调控，即在全网内切除适量的机组或负荷来控制高频或低频事故。现有电力***频率紧急控制研究多集中于综合低频减载、自动切负荷、直流紧急功率支援、高频切机等多种控制方式组合的频率紧急控制方案研究。有文献提出一种综合直流调制、稳控切机、虚拟惯量和需求响应的多阶段协调频率紧急控制策略，以保障高水电占比送端电网频率稳定性。有文献提出一种新能源机组协同常规机组的紧急频率控制优化策略，从而维持***频率安全并将含高渗透率新能源发电送端电网对直流闭锁故障的控制代价最小化。有文献提出一种基于考虑非线性因素***大频差下频率解析模型的综合时－空条件的紧急控制协调配合方法，该方法通过减小频率最大偏移量、改善频率时空分布，提高电网频率安全稳定性。有文献通过ZIP负荷近区光伏的频率－无功下垂控制调整并网节点电压，间接控制ZIP负荷有功功率，从而构建具备本地快速响应能力的“源－荷”协调频率控制策略。
综上，目前已有涉及***惯量的电网调控安全技术只关注惯量来源、惯量计算、新型电力***频率控制技术等领域。国内结合***惯量水平制定电力***调控策略的研究几乎没有，因此该领域属于研究空白。
发明内容
针对上述现有技术中存在的不足之处，为保障电力***稳定运行，本发明提供了一种区域电网调度控制策略，基于***惯量时空分布特性的调控实时调控策略，其目的是为了在综合计算***的源、荷惯量的基础上计算故障点位与源、荷惯量重心的距离，根据距离及权重计算调控优先级，进而制定出相应的实时调控策的发明目的。
本发明为实现上述目的所采用的技术方案是：
一种区域电网调度控制策略，包括以下步骤：
步骤1.区域电网发电侧及负荷侧惯量计算；
步骤2.区域电网节点位置信息获取；
步骤3.利用电网各节点的位置信息，获取区域电网地理坐标轴；
步骤4.利用获取的区域电网地理坐标轴，进行区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置计算；
步骤5.根据区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置，获取区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息；
步骤6.利用区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息，计算故障点距惯量重心距离；
步骤7.根据故障点距惯量重心距离，进行调控策略的制定。
更进一步的，所述区域电网发电侧惯量计算，如下：
假设区域电网发电厂中发电机型号相同，则在已知发电机铭牌参数后，首先计算发电机单机转动惯量，计算发电厂总惯量，发电厂惯量Hi1为：
Hf1＝Nf1Sf1Tf1 (1)
式(1)中Hf1为发电厂1的总惯量；Nf1为发电厂1的发电机数量；Sf1为发电厂1内单台发电机的额定容量，单位MW；Tf1为发电厂1内单台发电机的惯性时间常数，单位s；
将所有发电厂并网发电机的惯量累加，获得发电侧总惯量，得：
Hfz＝∑Hf＝Hf1+Hf2+...+HfN (2)
式(2)中：Hfz是发电侧N个节点惯量的总和，即发电侧惯量重心处的总惯量，Hf1、Hf2…HfN为发电侧N台同步发电机惯量，也是N个节点的节点惯量，Hfz是发电侧N个节点惯量的总和，即发电侧惯量重心处的总惯量；
所述区域电网负荷侧惯量计算，如下：
区域电网负荷侧中电动机型号相同，则在已知电动机铭牌参数后，计算电动机单机转动惯量，并计算负荷侧总惯量，负荷侧节点1的总惯量Hd1为：
Hd1＝Nd1Sd1Td1 (3)
式(3)中Hd1为负荷侧节点1的总惯量，Nd1为负荷侧节点1的电动机数量，Sd1为负荷侧节点1内单台电动机的额定容量，单位MW；Td1为负荷侧节点1内单台电动机的惯性时间常数，单位s；
将所有负荷侧并网节点电动机的惯量累加，获得负荷侧总惯量，得：
Hdz＝∑Hd＝Hd1+Hd2+...+HdN (4)
式(2)中Hd1、Hd2…HdN为发电侧N台电动机惯量，也是负荷侧N个节点的节点惯量，Hdz是负荷侧N个节点惯量的总和，即负荷侧惯量重心处的总惯量。
更进一步的，所述区域电网节点位置信息获取，是指通过电力调度***软件获取电网各节点的位置信息；所述电网各节点指并网发电厂和并网负荷侧节点。
更进一步的，所述利用电网各节点的位置信息，获取区域电网地理坐标轴，是指设定区域电网外部某点为二维横纵坐标轴原点(0，0)，将电网各节点，即并网发电厂和并网负荷侧节点的位置信息折算成该坐标轴内的横纵位置坐标。
更进一步的，所述区域电网发电侧重心位置计算如下：
通过公式(1-2)计算区域电网发电侧惯量重心位置的横坐标：
式(5)中，Xfc为区域电网发电侧惯量重心的横坐标，Xf为节点电厂的横坐标，HfN为该电厂的节点惯量，Hfz是发电侧N个节点惯量的总和，即发电侧惯量重心处的总惯量；
通过公式(1-2)计算区域电网发电侧的惯量重心位置的纵坐标：
式(6)中，Yfc为区域电网发电侧惯量重心的纵坐标，Yf为节点电厂的纵坐标，HfN为该电厂的节点惯量，Hfz是发电侧N个节点惯量的总和，即发电侧惯量重心处的总惯量；
所述区域电网负荷侧重心位置计算如下：
通过公式(3-4)计算区域电网负荷侧的惯量重心位置的横坐标：
式(7)中，Xdc为区域电网负荷侧惯量重心的横坐标，Xd为负荷节点的横坐标，HdN为该负荷的节点惯量，Hdz是负荷侧N个节点惯量的总和，即负荷侧惯量重心处的总惯量；
通过公式(3-4)计算区域电网负荷侧的惯量重心位置的纵坐标：
式(8)中，Ydc为区域电网负荷侧惯量重心的纵坐标，Yd为负荷侧节点的纵坐标，HdN为该负荷侧的节点惯量，Hdz是负荷侧N个节点惯量的总和，即负荷侧惯量重心处的总惯量。
更进一步的，所述根据区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置，获取区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息，是通过式(1-8)，得到该区域电网发电侧惯量重心的大小Hfz及其坐标(Xfc，Yfc)；得到该区域电网负荷侧惯量重心的大小Hdz及其坐标(Xdc，Ydc)。
更进一步的，所述故障点距惯量重心距离的计算，包括：
假设***发生故障，且故障点位置坐标为(Xg，Yg),则故障点距离区域电网发电侧及负荷侧惯量重心的距离分别为：
式(9)中Pgfc为故障点(Xg，Yg)距离发电侧惯量重心(Xfc，Yfc)的直线距离；
式(10)中Pgdc为故障点(Xg，Yg)距离负荷侧惯量重心(Xdc，Ydc)的直线距离；
所述调控策略的制定，包括：
对比发电侧和负荷侧惯量重心权重(Hfz和Hdz)以及距离(Pgfc和Pgdc)大小，分A、B、C3种情况分别讨论：
A：若HfzPgfc>HdzPgdc，则故障发生后优先调控发电侧电气设备，对其进行增减出力调整；
B：若HfzPgfc<HdzPgdc，则故障发生后优先调控负荷侧电气设备，对其进行增减出力调整；
C：若HfzPgfc＝HdzPgdc，则故障发生后同时调控发电侧和负荷侧电气设备，对其进行增减出力调整。
一种区域电网调度控制装置，包括：
计算模块，用于计算区域电网发电侧及负荷侧惯量；
区域电网节点位置信息获取模块，用于区域电网节点位置信息获取；
区域电网地理坐标轴获取模块，用于利用电网各节点的位置信息，获取区域电网地理坐标轴；
区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置计算模块，用于利用获取的区域电网地理坐标轴，进行区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置计算；
区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息获取模块，用于根据区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置，获取区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息；
故障点距惯量重心距离计算模块，用于利用区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息，计算故障点距惯量重心距离；
制定模块，用于根据故障点距惯量重心距离，进行调控策略的制定。
一种计算机设备，包括存储介质、处理器及存储在存储介质上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现任一所述的一种区域电网调度控制策略、装置的步骤。
一种计算机存储介质，所述计算机存储介质上存有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现任一所述的一种区域电网调度控制策略、装置的步骤。
本发明具有以下有益效果及优点：
本发明通过计算获取区域电网发电侧和负荷侧各节点惯量、发电侧和负荷侧总惯量、发电侧和负荷侧惯量重心的位置坐标，计算故障点距离发电侧和负荷侧惯量重心的距离，根据距离及权重计算调控优先级，进而制定出相应的实时调控策略，填补充了该技术领域的空白。
附图说明
本发明的上述和/或附加的方面和优点从结合下面附图对实施例的描述中将变得明显和容易理解，其中：
图1是本发明的流程图。
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，下面将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。
下面参照图1描述本发明一些实施例的技术方案。
实施例1
本发明提供了一个实施例，是一种区域电网调度控制策略，如图1所示，图1是本发明的流程图，本发明包括以下步骤：
步骤1.区域电网发电侧及负荷侧惯量计算。
目前，惯量已成为双高电力***频率安全分析中关注的一个关键问题，但仍然有一些概念和特性需要进一步明确。物理上，惯量是一个旋转设备惯性的量度，但电力***中同步电机、异步电机、风机等不同类型旋转设备的惯量响应是不同的，对***频率动态的影响也不同。虚拟惯量控制的出发点是模拟同步机的惯量响应，但其特性和物理同步惯量的响应又存在很大区别。
所述区域电网发电侧惯量计算：
假设区域电网发电厂中发电机型号相同，则在已知发电机铭牌参数后，首先计算发电机单机转动惯量，并计算发电厂总惯量，发电厂惯量Hi1为：
Hf1＝Nf1Sf1Tf1 (1)
式(1)中Hf1为发电厂1的总惯量；Nf1为发电厂1的发电机数量；Sf1为发电厂1内单台发电机的额定容量，单位MW；Tf1为发电厂1内单台发电机的惯性时间常数，单位s。
将所有发电厂并网发电机的惯量累加，获得发电侧总惯量，得：
Hfz＝∑Hf＝Hf1+Hf2+...+HfN (2)
式(2)中：Hfz是发电侧N个节点惯量的总和，即发电侧惯量重心处的总惯量，Hf1、Hf2…HfN为发电侧N台同步发电机惯量，也是N个节点的节点惯量，Hfz是发电侧N个节点惯量的总和，即发电侧惯量重心处的总惯量。
所述区域电网负荷侧惯量计算：
同理，区域电网负荷侧中电动机型号相同，则在已知电动机铭牌参数后，首先计算电动机单机转动惯量，并计算负荷侧总惯量，负荷侧节点1的总惯量Hd1为：
Hd1＝Nd1Sd1Td1 (3)
式(3)中Hd1为负荷侧节点1的总惯量，Nd1为负荷侧节点1的电动机数量，Sd1为负荷侧节点1内单台电动机的额定容量，单位MW；Td1为负荷侧节点1内单台电动机的惯性时间常数，单位s。
将所有负荷侧并网节点电动机的惯量累加，获得负荷侧总惯量，得：
Hdz＝∑Hd＝Hd1+Hd2+...+HdN (4)
式(2)中Hd1、Hd2…HdN为发电侧N台电动机惯量，也是负荷侧N个节点的节点惯量，Hdz是负荷侧N个节点惯量的总和，即负荷侧惯量重心处的总惯量。
步骤2.区域电网节点位置信息获取。
通过市售国家电网各省市的电力调度***软件，获取电网各节点的位置信息。
所述电网各节点指并网发电厂和并网负荷侧节点。
步骤3.利用电网各节点的位置信息，获取区域电网地理坐标轴。
设定区域电网外部某点为二维横纵坐标轴原点(0，0)，将电网各节点，即并网发电厂和并网负荷侧节点的位置信息折算成该坐标轴内的横纵位置坐标，如(100.10，200.86)、(50.91，30.73)等位置信息。
步骤4.利用获取的区域电网地理坐标轴，进行区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置计算。
所述区域电网发电侧重心位置计算：
通过公式(1-2)计算区域电网发电侧惯量重心位置的横坐标：
式(5)中，Xfc为区域电网发电侧惯量重心的横坐标，Xf为节点电厂的横坐标，HfN为该电厂的节点惯量，Hfz是发电侧N个节点惯量的总和，即发电侧惯量重心处的总惯量。
通过公式(1-2)计算区域电网发电侧的惯量重心位置的纵坐标：
式(6)中，Yfc为区域电网发电侧惯量重心的纵坐标，Yf为节点电厂的纵坐标，HfN为该电厂的节点惯量，Hfz是发电侧N个节点惯量的总和，即发电侧惯量重心处的总惯量。
所述区域电网负荷侧重心位置计算：
通过公式(3-4)计算区域电网负荷侧的惯量重心位置的横坐标：
式(7)中，Xdc为区域电网负荷侧惯量重心的横坐标，Xd为负荷节点的横坐标，HdN为该负荷的节点惯量，Hdz是负荷侧N个节点惯量的总和，即负荷侧惯量重心处的总惯量。
通过公式(3-4)计算区域电网负荷侧的惯量重心位置的纵坐标：
式(8)中，Ydc为区域电网负荷侧惯量重心的纵坐标，Yd为负荷侧节点的纵坐标，HdN为该负荷侧的节点惯量，Hdz是负荷侧N个节点惯量的总和，即负荷侧惯量重心处的总惯量。
步骤5.根据区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置，获取区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息。
通过式(1-8)，得到该区域电网发电侧惯量重心的大小Hfz及其坐标(Xfc，Yfc)；得到该区域电网负荷侧惯量重心的大小Hdz及其坐标(Xdc，Ydc)。
步骤6.利用区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息，计算故障点距惯量重心距离。
假设***发生故障，且故障点位置坐标为(Xg，Yg),则故障点距离区域电网发电侧及负荷侧惯量重心的距离分别为：
式(9)中Pgfc为故障点(Xg，Yg)距离发电侧惯量重心(Xfc，Yfc)的直线距离。
式(10)中Pgdc为故障点(Xg，Yg)距离负荷侧惯量重心(Xdc，Ydc)的直线距离。
步骤7.根据故障点距惯量重心距离，进行调控策略的制定。
对比发电侧和负荷侧惯量重心权重(Hfz和Hdz)以及距离(Pgfc和Pgdc)大小，分A、B、C3种情况分别讨论：
A：若HfzPgfc>HdzPgdc，则故障发生后优先调控发电侧电气设备，对其进行增减出力调整。
B：若HfzPgfc<HdzPgdc，则故障发生后优先调控负荷侧电气设备，对其进行增减出力调整。
C：若HfzPgfc＝HdzPgdc，则故障发生后同时调控发电侧和负荷侧电气设备，对其进行增减出力调整。
实施例2
本发明又提供了一个实施例，是一种区域电网调度控制策略，假设发电厂内发电机数量相同且发电机惯性时间常数相等、负荷节点中电动机数量相等且电动机惯性时间常数相等。本发明包括以下步骤：
步骤1.区域电网节点惯量及总惯量计算。
区域电网发电侧惯量计算：
假设某区域电网中有3个发电厂，即3个区域电网节点，其各自拥有1台发电机，发电机容量均为100MW，惯性时间常数均为1s，则根据式(1)，发电侧节点惯量为：
Hf1＝Nf1Sf1Tf1＝1×100×1＝100MW.s (11)
发电侧单个节点惯量为100MW.s。
将所有发电厂并网发电机的惯量累加，获得发电侧总惯量，得：
Hfz＝∑Hf＝Hf1+Hf2+...+HfN＝100+100+100＝300MW.s (12)
由式(12)可知，发电侧惯量重心处的总惯量为300MW.s。
区域电网负荷侧惯量计算：
假设某区域电网中有3个负荷节点(即3个区域电网节点)，其各自拥有1台电动机，电动机容量均为20MW，惯性时间常数均为1s，则根据式(3)，负荷侧节点惯量为：
Hd1＝Nd1Sd1Td1＝1×20×1＝20MW.s (13)
负荷侧单个节点惯量为20MW.s。
将所有负荷侧电动机的惯量累加，获得负荷侧总惯量，得：
Hdz＝ΣHd＝Hd1+Hd2+...+HdN＝20+20+20＝60MW.s (14)
由式(14)可知，负荷侧惯量重心处的总惯量为60MW.s。
步骤2.区域电网节点位置信息获取。
通过国家电网各省市的电力调度***软件，获取电网各节点，即并网发电厂的位置信息。
步骤3.利用获取的区域电网节点位置信息，得到区域电网地理坐标轴。
设定区域电网外部某点为二维横纵坐标轴原点(0，0)，将并网发电厂的位置信息折算成该坐标轴内的横纵位置坐标，分别为(1，5)、(3，5)、(3，3)；将负荷节点的位置信息折算成该坐标轴内的横纵位置坐标，分别为(2，2)、(4，4)、(3，3)。
步骤4.利用获取的区域电网地理坐标轴，进行区域电网惯量重心位置计算。
区域电网发电侧重心位置计算：
通过公式(5)计算发电侧的惯量重心位置的横坐标，得：
可式(15)可知，横坐标Xfc为3。
通过公式(6)计算区域电网的惯量重心位置的纵坐标：
由式(16)可知，纵坐标Yfc为4.33。
区域电网负荷侧重心位置计算：
通过公式(7)计算负荷侧的惯量重心位置的横坐标，得：
可式(17)可知，横坐标Xdc为3。
通过公式(8)计算负荷侧的惯量重心位置的纵坐标：
由式(18)可知，纵坐标Ydc为3。
步骤5.根据区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置，获取区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息。
通过式(11-18)，得到该区域电网发电侧惯量重心的大小300MW.s及其坐标(3，4.33)；得到该区域电网负荷侧惯量重心的大小60MW.s及其坐标(3，3)。
步骤6.利用区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息，计算故障点距惯量重心距离；
假设***发生故障，且故障点位置坐标为(2，2),则故障点距离区域电网发电侧及负荷侧惯量重心的距离分别为：
式(19)可知，故障点距离发电侧惯量重心直线距离Pgfc为2.54。
式(20)可知，故障点距离负荷侧惯量重心直线距离Pgdc为1.41。
步骤7.根据故障点距惯量重心距离，进行调控策略的制定。
对比发电侧和负荷侧惯量重心权重(Hfz和Hdz)以及距离(Pgfc和Pgdc)大小，得：
HfzPgfc＝300×2.54＝762；HdzPgdc＝60×1.41＝84.6，属于A情况(HfzPgfc>HdzPgdc)。则故障发生后优先调控发电侧电气设备，对其进行增减出力调整。
实施例3
本发明又提供了一个实施例，是一种区域电网调度控制装置，包括：
计算模块，用于计算区域电网发电侧及负荷侧惯量；
区域电网节点位置信息获取模块，用于区域电网节点位置信息获取；
区域电网地理坐标轴获取模块，用于利用电网各节点的位置信息，获取区域电网地理坐标轴；
区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置计算模块，用于利用获取的区域电网地理坐标轴，进行区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置计算；
区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息获取模块，用于根据区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置，获取区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息；
故障点距惯量重心距离计算模块，用于利用区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息，计算故障点距惯量重心距离；
制定模块，用于根据故障点距惯量重心距离，进行调控策略的制定。
实施例4
基于同一发明构思，本发明实施例还提供了一种计算机设备，包括存储介质、处理器及存储在存储介质上并可在处理器上运行的计算机程序。所述处理器执行所述计算机程序时实现实施例1-3所述的任意一种区域电网调度控制策略、装置的步骤。
实施例5
基于同一发明构思，本发明实施例还提供了一种计算机存储介质，所述计算机存储介质上存有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现实施例1-3所述的任意一种区域电网调度控制策略、装置的步骤。
本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、***、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(***)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
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。
Claims (10)
1.一种区域电网调度控制策略，其特征是：包括以下步骤：
步骤1.区域电网发电侧及负荷侧惯量计算；
步骤2.区域电网节点位置信息获取；
步骤3.利用电网各节点的位置信息，获取区域电网地理坐标轴；
步骤4.利用获取的区域电网地理坐标轴，进行区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置计算；
步骤5.根据区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置，获取区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息；
步骤6.利用区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息，计算故障点距惯量重心距离；
步骤7.根据故障点距惯量重心距离，进行调控策略的制定。
2.根据权利要求1所述的一种区域电网调度控制策略，其特征是：所述区域电网发电侧惯量计算，如下：
假设区域电网发电厂中发电机型号相同，则在已知发电机铭牌参数后，首先计算发电机单机转动惯量，计算发电厂总惯量，发电厂惯量Hi1为：
Hf1＝Nf1Sf1Tf1 (1)
式(1)中Hf1为发电厂1的总惯量；Nf1为发电厂1的发电机数量；Sf1为发电厂1内单台发电机的额定容量，单位MW；Tf1为发电厂1内单台发电机的惯性时间常数，单位s；
将所有发电厂并网发电机的惯量累加，获得发电侧总惯量，得：
Hfz＝∑Hf＝Hf1+Hf2+...+HfN (2)
式(2)中：Hfz是发电侧N个节点惯量的总和，即发电侧惯量重心处的总惯量，Hf1、Hf2…HfN为发电侧N台同步发电机惯量，也是N个节点的节点惯量，Hfz是发电侧N个节点惯量的总和，即发电侧惯量重心处的总惯量；
所述区域电网负荷侧惯量计算，如下：
区域电网负荷侧中电动机型号相同，则在已知电动机铭牌参数后，计算电动机单机转动惯量，并计算负荷侧总惯量，负荷侧节点1的总惯量Hd1为：
Hd1＝Nd1Sd1Td1 (3)
式(3)中Hd1为负荷侧节点1的总惯量，Nd1为负荷侧节点1的电动机数量，Sd1为负荷侧节点1内单台电动机的额定容量，单位MW；Td1为负荷侧节点1内单台电动机的惯性时间常数，单位s；
将所有负荷侧并网节点电动机的惯量累加，获得负荷侧总惯量，得：
Hdz＝∑Hd＝Hd1+Hd2+...+HdN (4)
式(2)中Hd1、Hd2…HdN为发电侧N台电动机惯量，也是负荷侧N个节点的节点惯量，Hdz是负荷侧N个节点惯量的总和，即负荷侧惯量重心处的总惯量。
3.根据权利要求1所述的一种区域电网调度控制策略，其特征是：所述区域电网节点位置信息获取，是指通过电力调度***软件获取电网各节点的位置信息；所述电网各节点指并网发电厂和并网负荷侧节点。
4.根据权利要求1所述的一种区域电网调度控制策略，其特征是：所述利用电网各节点的位置信息，获取区域电网地理坐标轴，是指设定区域电网外部某点为二维横纵坐标轴原点(0，0)，将电网各节点，即并网发电厂和并网负荷侧节点的位置信息折算成该坐标轴内的横纵位置坐标。
5.根据权利要求1所述的一种区域电网调度控制策略，其特征是：所述区域电网发电侧重心位置计算如下：
通过公式(1-2)计算区域电网发电侧惯量重心位置的横坐标：
式(5)中，Xfc为区域电网发电侧惯量重心的横坐标，Xf为节点电厂的横坐标，HfN为该电厂的节点惯量，Hfz是发电侧N个节点惯量的总和，即发电侧惯量重心处的总惯量；
通过公式(1-2)计算区域电网发电侧的惯量重心位置的纵坐标：
式(6)中，Yfc为区域电网发电侧惯量重心的纵坐标，Yf为节点电厂的纵坐标，HfN为该电厂的节点惯量，Hfz是发电侧N个节点惯量的总和，即发电侧惯量重心处的总惯量；
所述区域电网负荷侧重心位置计算如下：
通过公式(3-4)计算区域电网负荷侧的惯量重心位置的横坐标：
式(7)中，Xdc为区域电网负荷侧惯量重心的横坐标，Xd为负荷节点的横坐标，HdN为该负荷的节点惯量，Hdz是负荷侧N个节点惯量的总和，即负荷侧惯量重心处的总惯量；
通过公式(3-4)计算区域电网负荷侧的惯量重心位置的纵坐标：
式(8)中，Ydc为区域电网负荷侧惯量重心的纵坐标，Yd为负荷侧节点的纵坐标，HdN为该负荷侧的节点惯量，Hdz是负荷侧N个节点惯量的总和，即负荷侧惯量重心处的总惯量。
6.根据权利要求1所述的一种区域电网调度控制策略，其特征是：所述根据区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置，获取区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息，是通过式(1-8)，得到该区域电网发电侧惯量重心的大小Hfz及其坐标(Xfc，Yfc)；得到该区域电网负荷侧惯量重心的大小Hdz及其坐标(Xdc，Ydc)。
7.根据权利要求1所述的一种区域电网调度控制策略，其特征是：所述故障点距惯量重心距离的计算，包括：
假设***发生故障，且故障点位置坐标为(Xg，Yg),则故障点距离区域电网发电侧及负荷侧惯量重心的距离分别为：
式(9)中Pgfc为故障点(Xg，Yg)距离发电侧惯量重心(Xfc，Yfc)的直线距离；
式(10)中Pgdc为故障点(Xg，Yg)距离负荷侧惯量重心(Xdc，Ydc)的直线距离；
所述调控策略的制定，包括：
对比发电侧和负荷侧惯量重心权重(Hfz和Hdz)以及距离(Pgfc和Pgdc)大小，分A、B、C 3种情况分别讨论：
A：若HfzPgfc>HdzPgdc，则故障发生后优先调控发电侧电气设备，对其进行增减出力调整；
B：若HfzPgfc<HdzPgdc，则故障发生后优先调控负荷侧电气设备，对其进行增减出力调整；
C：若HfzPgfc＝HdzPgdc，则故障发生后同时调控发电侧和负荷侧电气设备，对其进行增减出力调整。
8.一种区域电网调度控制装置，其特征是：包括：
计算模块，用于计算区域电网发电侧及负荷侧惯量；
区域电网节点位置信息获取模块，用于区域电网节点位置信息获取；
区域电网地理坐标轴获取模块，用于利用电网各节点的位置信息，获取区域电网地理坐标轴；
区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置计算模块，用于利用获取的区域电网地理坐标轴，进行区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置计算；
区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息获取模块，用于根据区域电网发电侧和负荷侧惯量重心位置，获取区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息；
故障点距惯量重心距离计算模块，用于利用区域电网发电侧和负荷侧惯量重心综合信息，计算故障点距惯量重心距离；
制定模块，用于根据故障点距惯量重心距离，进行调控策略的制定。
9.一种计算机设备，包括存储介质、处理器及存储在存储介质上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1-8中任一权利要求所述的一种区域电网调度控制策略、装置的步骤。
10.一种计算机存储介质，其特征在于，所述计算机存储介质上存有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1-8中任一权利要求所述的一种区域电网调度控制策略、装置的步骤。
Priority Applications (1)
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|---|---|---|---|
| CN202310221700.2A CN116632932A (zh) | 2023-03-08 | 2023-03-08 | 一种区域电网调度控制策略 |
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Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117852979A (zh) * | 2024-03-08 | 2024-04-09 | 国网北京市电力公司 | 一种新能源消纳评价方法、装置、设备及介质 |
-
2023
- 2023-03-08 CN CN202310221700.2A patent/CN116632932A/zh active Pending
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117852979A (zh) * | 2024-03-08 | 2024-04-09 | 国网北京市电力公司 | 一种新能源消纳评价方法、装置、设备及介质 |
| CN117852979B (zh) * | 2024-03-08 | 2024-05-31 | 国网北京市电力公司 | 一种新能源消纳评价方法、装置、设备及介质 |
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