一种复杂能源环境下电力系统运行方式的确定方法

技术领域

本发明属于电力系统安全稳定分析技术领域，具体涉及一种复杂能源环境下电力系统运 行方式的确定方法。

背景技术

中国西北地区的风能和光能资源较为丰富，当地负荷水平较低，系统规模小，风光电消 纳能力十分有限，大规模风光电（风电、光伏和火电，简称风光电）必须远距离输送到其他 区域消纳。风光电年利用小时数低，单独远距离传输经济性很差；同时，传输线路上风光电 功率的频繁波动极不利于系统的安全稳定运行。采取风电光电火电打捆外送策略不仅能有效 减小线路功率的波动，而且还有利于系统的安全稳定，同时明显降低受端电力系统的供电成 本。

但是随着越来越多大容量风光火打捆能源基地的建成投运，在带来巨大经济效益的同时， 其动态行为变得越来越复杂，电力系统的安全稳定特性也因此发生很大变化。

受经济、能源以及环境变化等问题的影响，近年来各国对新能源的开发和利用较多。然 而由于自然条件和电力系统环境的不一样,国内外的新能源利用方式也不一样。国外的新能源 多半分散开发、就近接入，电力系统联系紧密技术成熟，且与其他电源协调发展；国内则受 自然资源分布的影响,新能源发电呈现高集中、远距离输电,调峰能力不足且联网较弱的特点。

目前德国、丹麦等国新能源与负荷中心地理距离相对较短，大多分散就近接入、就地消 纳,因此开发成本也较低。欧美国家在发展新能源发电的同时也大力发展燃油、燃气等调节能 力强的机组,以满足风电大规模并网的需要。同时其电力系统联系紧密,功率交换能力强,为新 能源发电跨区、跨国消纳提供了坚实的基础。国外新装风机都具备有功/无功调节能力及低电 压穿越能力,新的光伏发电并网导则也提出了类似的要求。

中国风电、光伏发电等新能源大多分布在西北、内蒙以及东北等地方，远离负荷中心， 电能必须远距离大容量输送，因此开发成本相对较高；我国的电源以火电为主，目前约占总 装机容量的76%，系统调峰调频能力有限、峰谷差大；而且地域宽广，各区域电力系统跨度 大，区域电力系统之间联系较弱,功率交换能力不强。另外，风电、光伏发电等起步相对国外 来说比较晚，技术相对不成熟，风电机组和光伏电站有功/无功调节能力差，很多都不具备低 电压穿越能力。

因此，有必要深入研究考虑风光火复杂能源环境下系统运行方式确定的方法，以最小的 代价保证系统稳定运行。

发明内容

为了克服上述现有技术的不足，本发明提供一种复杂能源环境下电力系统运行方式的确 定方法，针对风光火打捆外送能源基地方式确定的问题，通过对风光火新能源外送电力系统 的特性分析，提出一种利用各种电源不同比例开机方式比较分析的方法，可以通过各种开机 组合方式下的故障分析，在确保系统故障后满足N-1的要求，并且使得发生严重故障后系统 的安控措施量最小，并为故障后系统恢复创造有利条件。

为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：

本发明提供一种复杂能源环境下电力系统运行方式的确定方法，复杂能源环境为风电、 光伏和火电兼有的环境，所述方法包括以下步骤：

步骤1：生成电力系统初步运行方式，并确定母线电压控制范围；

步骤2：进行单一元件安全稳定计算，并对其进行评估；

步骤3：进行严重故障冲击下的安全稳定计算，确定最终的电力系统运行方式。

所述步骤1包括以下步骤：

步骤1-1：根据年负荷曲线、负荷预测和电力系统负荷容量，确定大负荷供电需求年最大 值或者小负荷供电需求年最小值；

步骤1-2：根据电力系统中风电、光伏、火电机组的各自装机容量和地域分布，结合方式 确定的季节特性，生成各种发电组合；

步骤1-3：根据生成的各种发电组合，计算电力系统各断面输电能力极限；

步骤1-4：对比不同发电组合下电力系统各断面输电能力极限的差异，优选合理的发电组 合，生成电力系统初步运行方式；

步骤1-5：针对生成的电力系统初步运行方式，确定母线电压控制范围。

所述步骤1-2中，发电集合包括风电大发方式、光伏大发方式或火电大发方式。

所述步骤1-3中，计算电力系统各断面输电能力极限过程为：先确定断面的构成，逐步 增加送端开机量，减少受端开机量；然后校核N-1故障，直至系统失稳；最终计算出断面输 电能力极限。

所述步骤1-4中，根据发电集合对输电能力影响的原则，按照下述标准优选发电组合；

1）各断面输电能力极限满足由步骤A中的负荷容量和步骤B中的地域分布所确定的各 断面送受电容量需求；

2）减小各断面输电能力极限之间的相互影响，避免某些断面送电规模较大时导致其他相 关断面输电能力极限显著下降。

所述步骤1-5中，针对生成的电力系统初步运行方式，引入电力系统安全稳定约束，确 定母线电压控制范围，实现保证电力系统安全稳定和预控故障后电压波动范围的目标；

所述电力系统安全稳定约束指电力系统运行方式满足《电力系统稳定导则》的要求；母 线电压控制范围指母线电压满足《电力系统电压和无功电力技术导则》的要求。

所述步骤2包括以下步骤：

步骤2-1：根据生成的电力系统初步运行方式，进行单一元件安全稳定计算，评估其是否 满足电力系统安全稳定约束；若满足，则继续进行步骤2-2；若不满足，则返回步骤1-4；

步骤2-2：判断单一元件故障后电力系统电压水平是否影响风电、光伏甚至相关直流系统 的稳定运行，进而造成连锁故障；若有影响，则返回步骤1-5；若无影响，则执行步骤3。

所述步骤2-1中，评估单一元件是否满足电力系统安全稳定约束标准为：电力系统运行 方式满足《电力系统稳定导则》的要求，即正常运行方式下的电力系统发生单一元件故障扰 动后，保护、开关及重合闸正确动作，不采取稳定控制措施，保持电力系统稳定运行和电力 系统的正常供电，其他元件不超过规定的事故过负荷能力，不发生连续跳闸。

所述步骤2-2中，根据评估标准评估单一元件故障后是否存在过电压或低电压情况，判 断单一元件故障后电力系统电压水平是否影响风电甚至光伏的稳定运行，进而造成连锁故障； 评估标准为：若单一元件故障后母线恢复电压升高至1.1p.u.，即认为影响风电、光伏发电稳 定运行；若故障后母线电压恢复水平低于0.87p.u.，即认为影响直流系统稳定运行。

所述步骤3中，根据电力系统初步运行方式进行严重故障的安全稳定计算，评估电力系 统安全稳定控制措施量的规模，主要为切机、切负荷措施量；若安全稳定控制措施量代价过 大，则返回步骤1-4；若安全稳定控制措施量可接受，即确定为最终的电力系统运行方式集合。

所述严重故障包括电力系统主网架电压等级同杆并架线路三相永久性短路跳双回故障和 直流闭锁故障；根据《电力系统安全稳定控制技术导则》标准，若电力系统发生严重故障导 致电力系统安全稳定破坏时，采取送端切机或受端切负荷措施，防止电力系统崩溃，若安全 稳定控制措施量超过严重故障后电力转移或损失量，认为安全稳定控制措施量代价过大，反 之则认为安全稳定控制措施量可接受。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

本发明提供的一种复杂能源环境下电力系统运行方式的确定方法，针对风光火打捆外送 能源基地方式安排的问题，通过对风光火新能源外送电网的特性分析，可以通过各种开机组 合方式下的故障分析，在确保系统故障后满足N-1的要求的条件下，使得发生严重故障后系 统的安控措施量最小，并为故障后系统恢复创造有利条件。

附图说明

图1是本发明提供的复杂能源环境下电力系统运行方式的确定方法流程图；

图2为本发明实施例计算中的电网结构示意图；

图3为发明实施例计算中的原方式下东郊-吐鲁番N-2部分750kV母线电压曲线；

图4为发明实施例计算中的采用考虑风光火复杂能源环境下系统运行方式安排方法后的 方式下东郊-吐鲁番N-2部分750kV母线电压曲线。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细说明。

如图1，本发明提供一种复杂能源环境下电力系统运行方式的确定方法，复杂能源环境 为风电、光伏和火电兼有的环境，包括以下步骤：

步骤1：生成电力系统初步运行方式，并确定母线电压控制范围；

步骤1-1：根据年负荷曲线、负荷预测和电力系统负荷容量，确定大负荷供电需求年最大 值或者小负荷供电需求年最小值；

步骤1-2：根据电力系统中风电、光伏、火电机组的各自装机容量和地域分布，结合方式 确定的季节特性，生成各种发电组合；

发电集合包括风电大发方式、光伏大发方式或火电大发方式；

1）风电大发方式：风电实际出力达到风电装机容量的45%以上，其他不足电力由火电和 光伏发电承担；

2）光伏大发方式：光伏实际出力达到光伏发电装机容量的80%以上，其他不足电力由火 电和风电承担；

3）火电大发方式：火电实际出力达到火电装机容量的90%以上；其他不足电力由风电、 光伏承担。

步骤1-3：根据生成的各种发电组合，计算电力系统各断面输电能力极限；

计算电力系统各断面输电能力极限过程为：先确定断面的构成，逐步增加送端开机量， 减少受端开机量；然后校核N-1故障，直至系统失稳；最终计算出断面输电能力极限。

步骤1-4：对比不同发电组合下电力系统各断面输电能力极限的差异，优选合理的发电组 合，生成电力系统初步运行方式；

所述步骤1-4中，根据发电集合对输电能力影响的原则，按照下述标准优选发电组合；

1）各断面输电能力极限满足由步骤A中的负荷容量和步骤B中的地域分布所确定的各 断面送受电容量需求；

2）减小各断面输电能力极限之间的相互影响，避免某些断面送电规模较大时导致其他相 关断面输电能力极限显著下降。

步骤1-5：针对生成的电力系统初步运行方式，确定母线电压控制范围。

针对生成的电力系统初步运行方式，引入电力系统安全稳定约束，确定母线电压控制范 围，实现保证电力系统安全稳定和预控故障后电压波动范围的目标；

所述电力系统安全稳定约束指电力系统运行方式满足《电力系统稳定导则》的要求；母 线电压控制范围指母线电压满足《电力系统电压和无功电力技术导则》的要求。

步骤2：进行单一元件安全稳定计算，并对其进行评估；

步骤2-1：根据生成的电力系统初步运行方式，进行单一元件安全稳定计算，评估其是否 满足电力系统安全稳定约束；若满足，则继续进行步骤2-2；若不满足，则返回步骤1-4；

评估单一元件是否满足电力系统安全稳定约束标准为：电力系统运行方式满足《电力系 统稳定导则》的要求，即正常运行方式下的电力系统发生单一元件故障扰动后，保护、开关 及重合闸正确动作，不采取稳定控制措施，保持电力系统稳定运行和电力系统的正常供电， 其他元件不超过规定的事故过负荷能力，不发生连续跳闸。

步骤2-2：判断单一元件故障后电力系统电压水平是否影响风电、光伏甚至相关直流系统 的稳定运行，进而造成连锁故障；若有影响，则返回步骤1-5；若无影响，则执行步骤3。

根据评估标准评估单一元件故障后是否存在过电压或低电压情况，判断单一元件故障后 电力系统电压水平是否影响风电甚至光伏的稳定运行，进而造成连锁故障；评估标准为：若 单一元件故障后母线恢复电压升高至1.1p.u.，即认为影响风电、光伏发电稳定运行；若故障 后母线电压恢复水平低于0.87p.u.，即认为影响直流系统稳定运行。

步骤3：进行严重故障冲击下的安全稳定计算，确定最终的电力系统运行方式。

根据电力系统初步运行方式进行严重故障的安全稳定计算，评估电力系统安全稳定控制 措施量的规模，主要为切机、切负荷措施量；若安全稳定控制措施量代价过大，则返回步骤 1-4；若安全稳定控制措施量可接受，即确定为最终的电力系统运行方式集合。

所述严重故障包括电力系统主网架电压等级同杆并架线路三相永久性短路跳双回故障和 直流闭锁故障；根据《电力系统安全稳定控制技术导则》标准，若电力系统发生严重故障导 致电力系统安全稳定破坏时，采取送端切机或受端切负荷措施，防止电力系统崩溃，若安全 稳定控制措施量超过严重故障后电力转移或损失量，认为安全稳定控制措施量代价过大，反 之则认为安全稳定控制措施量可接受。

以图2所示电力系统故障后风电、火电切机策略协调优化为例，有如下实施例：

A、搭建西北电力系统研究水平年方式数据作为研究基础，潮流示意图如图1所示。

B、数字仿真表明，东郊-吐鲁番线路运行功率为2910MW，东郊-吐鲁番线路发生N-2故 障后，新疆主网将与外送一通道和二通道断开，具体仿真结果如图2所示。由仿真结果可知： 解列后两部分电力系统的频率在稳定范围内；但由于开断直接造成一、二通道各个断面潮流 减小，通道750kV母线电压大多已经超过1p.u.（800kV），影响到设备安全；同时，哈郑直 流的500kV换流母线、青藏直流的330kV换流母线电压分别都超过了设计手册要求的最高极 端电压限值550kV以及363kV，影响到了两条直流的可靠运行。

C、根据故障后的情况，调整基础方式，将沙州-鱼卡线路上的可控高抗调整至156Mvar， 留出可控裕度234Mvar；敦煌母线上的可控高抗调整至150Mvar，留出可控裕度150Mvar； 敦煌、柴达木、酒泉、日月山、哈密、哈密换、吐鲁番变电站均作出调整，原方式和采用考 虑风光火多种能源复杂环境下系统运行方式安排方法调整后方式的调整对比表参见表1。方 式调整后，再次分析东郊-吐鲁番N-2故障后的情况，东郊-吐鲁番发生N-2故障后，将沙州- 鱼卡线路上预留出的234Mvar可控高抗投入，敦煌母线上预留的150Mvar投入，并且将敦煌、 柴达木和酒泉变电站内的电抗全部投入，结果参见图3。

表1

D、数字仿真表明，在东郊-吐鲁番线路发生N-2故障后，采取联投主变低抗和线路、母 线高抗及联切低容的措施后，哈密换800kV母线及500kV母线、柴达木800kV母线及330kV 母线电压均下降至1.0p.u.以下，可以满足系统运行要求。

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范围当中。