[0001] 本发明涉及一种电网频率安全调度方法，尤其涉及一种考虑互联电网备用互济的频率安全调度方法，属于电力系统领域。

[0002] 近年来，新能源逐渐成为电力系统装机主体。新能源出力的随机性和波动性使系统电力平衡难度加大，大量同步机组被替代导致系统转动惯量显著降低，频率调节能力减弱，频率安全稳定问题愈发突出。此外，特高压直流(high voltage direct current,HVDC)发展迅速，区域间通过直流进行互联互供已成为大电网的发展趋势。HVDC联络形式导致不同区域的转动惯量相互隔离，系统整体的频率动态响应能力进一步减弱。如何抵御电网功率失衡风险，实现不同区域调节资源的协调互济，是互联电网安全运行控制面临的关键问题。

[0003] 互联电网电力平衡的关键是充分利用送受端调节资源，协同应对电网源荷不确定性，促进风光新能源的跨区消纳。常见的互联电网备用优化思路是对系统的源荷弃限风险进行评估和量化，并在决策过程中处理多重不确定性因素，以提升系统运行的经济效益为目标，实现不同区域电网电能量和备用容量的联合优化，对于多区域间的调频资源互济及频率安全问题的研究不够充分，存在互联电网时空互济与平衡机理不清，缺乏电力平衡和频率安全的协同调度模型问题，对调峰调频需求耦合交织的复杂运行模式应对能力有所不足。

[0082] 下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

[0083] 本发明提出了一种针对互联电网频率兼顾灵活调峰与安全调频的协同调度方法。基于直流互联电网的有功频率互济调节过程，分析了调峰调频全过程的安全约束及扰动模式。以互联电网面临的叠加风险为扰动约束，提出了有功频率安全运行方式获取思路，建立了包括直流联络线约束、有功频率安全约束在内的运行约束集。在此基础上，以安全经济运行为目标，构建了直流互联电网的电力平衡与频率安全协同调度模型，实现调节资源的区域间协调互济，提升系统安全经济运行水平。与传统调度模式相比，本发明具有明显的优势。

[0084] 具体包括如下步骤：

[0085] 1)互联电网有功频率调节过程分析

[0086] 互联电网可以通过联络线实现调节资源的区域互济，提高电力供应的可靠性和灵活性，降低运行成本。不计及直流快速调节的直流互联双端电网如图1所示，其可以通过自动发电控制(automaticgeneration control，AGC)系统实现区内和区域间的灵活调峰资源和二次调频资源互济，但无法实现惯量和一次调频资源共享。

[0087] 区域A的有功频率调节过程如图2所示，PH表示直流的联络功率计划值，ΔPH表示直流的计划外支援功率。

[0088] 当t1～t2时段区域A出现稳态灵活调峰需求时，功率缺额导致系统频率出现下跌趋势，在AGC系统的调节下，区域A的调节电源增发功率，同时区域B通过直流联络线进行灵活调峰支援，双区共同维持系统电力平衡。在稳态阶段，互联电网的任一区域均需满足稳态调峰需求，即区内灵活调节备用与区外灵活调节支援总量应不小于本区域的灵活调峰需求。

[0089] 当t3～t5时段区域A出现暂态功率冲击时，由于直流联络线无法快速调节，区域A需要依靠本区域的系统惯量和一次调频资源进行暂态频率调节，防止频率下跌过快或过深。在暂态阶段，任一区域发生暂态N‑1故障时，本区域需要具备充足的惯量备用和一次调频备用，保障暂态最低频率(lowestfrequencyoftransient，LFoT)、频率变化率
(rateofchangeof frequency，RoCoF)和准稳态频率偏差(frequencydeviationofquasi‑stablestate,FDoQS)三个频率安全约束指标不突破限值。

[0090] 当t5时刻系统一次调频完成时，区域A进入准稳态频率恢复阶段，区域A和区域B的二次调频资源共同作用，将区域A的频率恢复至稳态初始值。其中，区域B通过直流联络线对区域A进行灵活调峰、二次调频支援，因此其调节能力还受到直流运行要求约束在准稳态阶段，系统完成一次调频后应具备充足的二次调频资源，确保系统可恢复至初始频率，即区内一次调频备用、二次调频备用以及区外二次调频支援总量应不小于该区域的暂态功率冲击。此外，直流联络线存在传输功率、调节速率、调节时间、调节次数等方面的运行约束，也会限制区域间的互济能力。

[0091] 2)扰动模式分析

[0092] 电网的功率扰动包括稳态调峰扰动、暂态冲击扰动两类。对于互联电网而言，应满足灵活充裕要求和暂态N‑1稳定约束，安全可靠的运行方式需能够应对以下类型的功率扰动模式：a.任意区域发生单一类型功率扰动；b.任一区域两类功率扰动叠加发生；c.两个区域同时发生功率扰动，均为稳态调峰扰动；d.两个区域同时发生功率扰动，分别为稳态调峰扰动、暂态冲击扰动；e.两个区域同时发生调峰扰动，且任一区域叠加发生暂态冲击扰动。其中扰动模式e的期望扰动风险最大，故以该方式作为互联电网的有功频率安全约束条件。

[0093] 3)安全经济运行方式获取

[0094] 如图3所示，考虑系统有功频率扰动风险，在安全性、经济性的双重约束下，合理安排调节电源、风光电源、负荷及直流联络线的运行方式，即可获得互联电网的安全经济运行方式。

[0095] 其中，互联电网的扰动风险应考虑最恶劣扰动模式，即在扰动模式e下，暂态功率冲击较大的区域叠加发生暂态扰动。安全性约束主要包括稳态灵活调峰能力充裕、暂态过程系统频率不越限、二次调频备用充足以及直流联络线的运行调节能力限制。经济性要求主要考虑整个调度周期内，风光新能源弃限成本、限负荷成本，调节电源的启停成本、备用成本，以及发电成本最小。

[0096] 实施例

[0097] 采用两个互联的IEEE39节点系统建立对比例，定义区域A为送端电网，区域B为受端电网，每个区域包含7台火电机组、1个聚合等效光伏电场、1个聚合等效风电场、以及1条直流联络线。对比例的新能源与负荷的预测曲线如图4所示，其中A区域分别接入960MW的风电与850MW的光伏，B区域分别接入620MW的风电与520MW的光伏。

[0098] 本发明调度结果分析如下：

[0099] 互联电网应满足灵活充裕要求和暂态N‑1稳定约束。以扰动模式e下区域A发生故障为例进行分析，求得的联络线互济量以及多类型备用量如图5～图6所示：

[0100] 由图5～图6可知，本发明模型下区域A的向上调节备用被分割解耦为灵活性备用、一次调频备用以及二次调频备用三部分；区域B的向上调节备用被分割解耦为灵活性备用和一次调频备用两部分；且区域A、B可通过联络线实现灵活性备用和二次调频备用的区域互济，当系统遭受功率冲击、面临功率失衡时，可以充分协调区域内的调节资源应对叠加运行风险。

[0101] 备用互济优势分析：

[0102] 为验证本发明模型考虑区域间多类型备用互济的优势，采用如表1所示2种电网运行方式获取模式进行对比分析。

[0103] 表1对比算例设置

[0104]

[0105] 不同调度模式下的成本组成如表2所示：

[0106] 表2不同调度模式的对比

[0107]

[0108] 由表2可知，和对比例相比，本发明采用方法的系统启停运行成本下降了10.75％，灵活性备用成本下降了6.36％，一次调频备用成本下降了1.06％，二次调频备用成本下降了5.69％，弃限成本下降了43.01％，而调度总成本下降了10.18％。这是由于对比例不能通过区域间备用互济解决系统的调峰调频需求，只能增加开机数量获得足够的调节空间，导致机组启停运行成本增加、备用预留成本增加以及风光新能源弃限成本增加，系统运行的经济性变差。

[0109] 本发明调度方法和对比例两种运行模式下的备用预留量对比如图7、图8所示：本发明方法和对比例所预留的多类型备用量在所有时段均能满足系统的多类型备用需求，区域A的上调灵活性备用分析如图7(左上)所示，本发明方法相较于对比例预留降低了7.83％；区域B的上调灵活性备用分析如图7(右上)所示，本发明方法相较于对比例预留降低了13.39％；区域A的下调灵活性备用分析如图7(左下)所示，本发明方法相较于对比例预留降低了5.11％；区域B的下调灵活性备用分析如图7(右下)所示，本发明方法相较于对比例预留降低了6.57％；区域A的一次调频备用分析如图8(左)所示，本发明方法相较于对比例预留降低了1.09％，区域B的一次调频备用分析如图8(右)所示，本发明方法相较于对比例预留降低了0.78％；区域A二次调频备用分析如图8(下)所示，本发明方法相较于对比例预留降低了6.47％。由此可知，本发明方法相较于对比例的多类型备用预留均有所降低，节省了备用预留成本，在保障系统安全运行的前提下，提升了系统运行的经济性。

[0110] 综上可知，本发明所提调度模式可解决调节资源不足带来的有功频率安全问题，能够实现电网安全运行边界的精确刻画，所提出的联络线调节空间分割方法，能够实现区域间灵活性备用和二次调频备用资源的精确互济，可有效抵御互联电网的功率失衡风险，能够兼顾系统运行的安全性的同时，实现系统运行经济性的提升，较其他多种调度模式具有明显优势。

[0111] 上述实施方式并非是对本发明的限制，本发明也并不仅限于上述举例，本技术领域的技术人员在本发明的技术方案范围内所做出的变化、改型、添加或替换，也均属于本发明的保护范围。