用于主变紧急功率控制措施的新能源AGC系统及其对应方法与流程

本发明涉及新能源，并且更具体地，涉及一种用于主变紧急功率控制措施的新能源agc系统及其对应方法。

背景技术：

1、电力系统三道防线采用先隔离自身故障(第一道防线)，再控制故障影响程度和范围(第二、三道防线)的原则；在控制故障影响方面，又采取了先针对性的主动控制(第二道防线)，再应用广泛性的被动控制(第三道防线)的原则。该体系具有相当的普适性。

2、我国将逐步建设以新能源为主体的新型电力系统。在此背景下，新能源高占比、交直流紧密耦合，电力系统大扰动特性发生显著变化，传统三道防线面临较大挑战。

3、变电站的主变通常采用并列运行方式，在正常运行方式下，单台主变故障时，负荷将通过母线联络开关自动转移至另一台主变，保证不损失负荷，提高供电的可靠性。然而，在大负荷期间，部分变电站的主变负载较重，在此情况下，一旦单台主变故障跳闸，全站负荷由单台主变承担，将导致运行主变严重过载情况，可能造成运行主变迅速损坏并引发连锁故障，导致变电站全停事件的发生。因此，在大负荷情况下，针对重载的并列运行主变，有必要采取针对性的风险控制措施。

技术实现思路

1、为了解决上述背景技术所述的至少一个问题，本发明提供一种用于主变紧急功率控制措施的新能源agc系统及其对应方法。

2、根据本发明的一个方面，提供了一种用于主变紧急功率控制措施的方法，包括：

3、步骤1，对变电站主变开关遥信量及功率遥测量数据的秒级数据采集，包括功率遥测量数据处理；

4、步骤2，利用步骤1中采集数据，进行多周期数据采样，为故障逻辑判断做准备。

5、步骤3，根据故障判定策略判定单台主变是否故障并且正常运行主变有功潮流是否超过限值；

6、步骤4，利用步骤3中故障判定策略判断有故障发生时，根据主变负荷水平、灵敏度引入大于1的放大系数，在判定故障且正常运行主变有功潮流越限后根据策略计算紧急控制总量；

7、步骤5，读取参与控制的新能源场站参数，采用加权平均分配策略将紧急控制总量考虑参与紧急控制的新能源场站当前负荷率k1、灵敏度k2、调节性能k3进行加权平均分配，产生参与紧急控制的新能源场站分配指令；

8、步骤6，按照步骤5中场站分配指令统一下发新能源场站agc系统进行执行；

9、步骤7，在完成控制后产生告警信息，紧急功率控制措施处于退出投运状态，需要人工确认后再次投入。

10、可选地，所述步骤1中对变电站主变开关遥信量及功率遥测量数据的秒级数据采集，选取采集数据周期t大于等于电力调控中心scada系统数据刷新周期；功率遥测量数据处理包括检测数据n个周期内是否刷新正常；

11、其中，所述检测数据n个周期内是否刷新正常包括：

12、对n个采集周期相邻两个周期的有功差求和，求和值大于零即判断为数据刷新正常，否则为不正常，计算公式如下：

13、

14、其中，pt为t时刻采集有功数据，pt-1为t上一时刻采集有功数据，δp为n个周期的有功差值。

15、可选地，所述步骤2中进行多周期数据采样，包括：对变电站主变每个遥信量及功率遥测量数据进行最少4个周期的瞬时采样。

16、可选地，所述步骤3的根据故障判定策略判定单台主变是否故障并且正常运行主变有功潮流是否超过限值，包括：

17、步骤31，变电站主变开关遥信量判定单台主变是否故障的判定策略，过程如下：

18、每台主变使用3个条件来判断是否故障，一是主变中压侧开关状态在最近4个采样周期发生由合到分；二是主变高压侧边开关和中开关状态在最近4个采样周期发生由合到分；三是主变高压侧边开关和中开关状态在最近4个采样周期有一个开关发生由合到分，而另一个开关是分位；

19、步骤32，变电站主变功率遥测量判定单台主变是否故障的判定策略，过程如下：

20、使用4个功率遥测量变化条件来判断主变是否故障，一是步骤31中判定故障的主变由主变高压侧流向母线的有功潮流减少超过主变限值的50％；二是步骤31中判定故障的主变由母线流向主变中压侧的有功潮流减少超过主变限值的50％；三是步骤31中判定未故障的主变由主变高压侧流向母线的有功潮流增加超过主变限值的40％；四是步骤31中判定未故障的主变由母线流向主变中压侧的有功潮流增加超过主变限值的40％；

21、步骤31中开关遥信量判定有故障主变，同时步骤32中4个条件满足其中3个条件则最终判定为有单台主变故障发生；

22、步骤33，正常运行主变有功潮流是否超过限值判定过程如下：

23、正常主变由母线流向主变中压侧的有功潮流是否超过主变限值，如果超过主变限值则最终判定为主变紧急功率控制措施启动。

24、可选地，所述步骤4中利用步骤3中故障判定策略判断有故障发生时，为保证控制到位，根据主变负荷水平、灵敏度等因素引入大于1的放大系数，在判定故障且正常运行主变有功潮流越限后根据策略计算紧急控制总量，计算公式如下：

25、δpc＝ρ(pt-plimit)；

26、其中，δpc为紧急控制总量，ρ为大于1的放大系数，pt为正常主变由母线流向主变中压侧有功潮流，plimit为正常主变限值。

27、可选地，所述步骤5中读取参与控制的新能源场站参数，采用加权平均分配策略将紧急控制总量考虑参与紧急控制的新能源场当前负荷率k1、灵敏度k2、调节性能k3进行加权平均分配，包括：

28、步骤51，读取参与控制的新能源场站参数，计算场站最大可调量及最大快速可调量；

29、最大可调量计算如下：

30、

31、其中，δpmax为参与紧急控制的新能源场站最大可调量，pi,t为新能源场站当前时刻的实际有功出力；

32、计算实际有功出力大于装机容量的20％的新能源场站的最大快速可调量如下：

33、

34、其中，δpfmax为参与紧急控制的新能源场站最大快速可调量，pi,t为新能源场站当前时刻的实际有功出力,pi,t为当前新能源场站的装机容量；

35、步骤52，根据所计算紧急控制总量δpc，在紧急控制总量大于步骤51计算的δpmax最大可调量时，最终分配参与新能源场站的有功目标值为0：

36、pi,c2＝0

37、其中，pi,c2为新能源场站分配目标值；

38、步骤53，根据所计算紧急控制总量δpc，在紧急控制总量小于等于步骤51计算的δpfmax最大快速可调量时，实际有功出力大于装机容量20％的新能源场站参与紧急控制，采用加权平均分配策略，分配策略如下：

39、

40、其中，pi,c1为参与紧急控制的新能源场站加权平均分配目标值，pi,r为新能源场站当前时刻的实际有功出力，δpc为紧急控制总量，ki为单个新能源场站的加权平均值，n为参与分配的新能源数量；

41、通过加权平均分配后所参与分配的场站可能出现分配目标值小于装机20％以下，进行二次分配，计算二次分配总量：

42、

43、其中，δpsec为二次分配总量，pi,t为当前新能源场站的装机容量，pi,c1为步骤53中参与紧急控制的新能源场站加权平均分配目标值，n为步骤53中分配目标值小于装机20％的新能源场站数量；

44、步骤53中分配目标值小于等于装机20％的新能源场站二次分配，包括：

45、pi,c2＝0.2*pi,t

46、其中，pi,c2为步骤53中分配目标值小于等于装机20％的新能源场站的二次分配目标值，pi,t为当前新能源场站的装机容量；

47、步骤53中分配目标值大于装机20％的新能源场站二次分配，包括：

48、

49、其中，pi,c2为步骤53中分配目标值大于装机20％的新能源场站的二次分配目标值，δpsec为二次分配总量,pi,c1为步骤53中参与紧急控制的新能源场站加权平均分配目标值；

50、步骤54，根据所计算紧急控制总量δpc，在紧急控制总量大于步骤51计算的δpfmax最大快速可调量，且小于步骤51计算的δpmax最大可调量时，首先将参与调整的新能源场场站的实际出力在装机20％以上的场站的目标值全部调整到装机20％：

51、pi,c1＝0.2*pi,t

52、其中，pi,c1为分配目标值，pt为当前新能源场站的装机容量；

53、步骤54中剩余参与调整的新能源场场站的实际出力不在装机20％以上的场站的分配目标值为：

54、pi,c1＝pi,r

55、其中，pi,c1为分配目标值，pi,r为当前新能源场站的实际出力；

56、步骤54中分配目标值后计算调整量：

57、

58、其中，δpct为已调整量，pi,r为新能源场站实际有功出力,pi,c1为步骤54计算的新能源场站分配目标值；

59、根据步骤4所计算的紧急控制总量与步骤54中计算的已调整量计算剩余需要调整量：

60、δpcl＝δpc-δpct

61、其中，δpcl为剩余需要调整量，δpc为紧急控制总量,δpct为步骤54计算的已调整量；

62、根据步骤54中剩余需要调整量δpcl与参与紧急控制场站分配目标值pi,c1进行二次分配，分配策略如下：

63、

64、其中，pi,c2为新能源场站的二次分配目标值，δpcl为剩余需要调整量，pi,c1为步骤54中计算的参与紧急控制场站分配目标值，n为参与紧急控制的新能源场站数量。

65、可选地，所述所述步骤6参与紧急控制的新能源场站分配指令统一下发新能源场站agc系统进行执行，包括：

66、将步骤5中计算的二次分配目标值确定为最终目标值，并下发到新能源场站agc系统进行执行。

67、可选地，所述步骤7的具体实现为：

68、在步骤6中完成最终目标值下发后产生告警信息，紧急功率控制措施置为退出投运状态，需要人工确认后可再次投入。

69、根据本发明的又一个方面，提供了一种用于主变紧急功率控制措施的新能源agc系统，包括：

70、电力自动化scada系统、若干新能源场站agc系统、服务器和客户端；其中

71、所述电力自动化scada系统用于实现变电站主变开关遥信量及功率遥测量、新能源场站的实时运行数据采集，并上传至所述服务器；

72、所述若干新能源场站agc系统通过交换机连接到所述服务器；

73、所述服务器与所述客户端连接，所述服务器用于根据获取变电站主变开关遥信量及功率遥测量数据进而判断主变故障及计算紧急控制总量，用于根据新能源场站实时运行数据及参数按照策略进行有功目标值分配，用于将分配的新能源场站有功目标值发送给所述新能源场站agc系统；

74、所述客户端用于从所述服务器获取相关信息并进行展示。

75、可选地，所述服务器包括数据采集模块、数据存储模块、数据读取模块、数据处理模块和数据输出模块；其中

76、所述数据采集模块用于接收所述电力自动化scada系统的变电站主变开关遥信量及功率遥测量、新能源场站的实时运行数据；

77、所述数据存储模块用于存储及采样变电站主变开关遥信量及功率遥测量、新能源场站的实时运行数据；

78、所述数据读取模块用于根据所述数据处理模块的指令从所述数据存储模块获取所需的计算数据，并传送给所述数据处理模块；

79、所述数据处理模块用于根据所述数据读取模块获取的变电站主变开关遥信量及功率遥测量数据进而判断主变故障及计算紧急控制总量，用于根据新能源场站实时运行数据及参数按照策略进行有功目标值分配，并将分配的新能源场站有功目标值存储到数据存储模块中，用于将分配的新能源场站有功目标值发送给所述新能源场站agc系统；

80、所述数据输出模块用于根据所述客户端发送的指令从所述数据存储模块获取相应数据，并传送给所述客户端。

81、本发明的有益效果：本发明结合电力自动化scada系统的变电站主变开关遥信量及功率遥测量，实现了变电站主变故障的准确判断，并计算出了正常主变过载量。结合主变过载量、新能源场站的实时运行数据及新能源场站agc系统考虑最大控制速率实现了快速下调过载量。并取得如下效果,一是实现了在其中一台主变突发故障，导致另一台主变过载运行的情况下，在短时间内自动调控新能源出力，降低该过载主变负荷，防止事故进一步扩大，从而实现作为除保护及稳控外电力系统的第三道防线；二是对于国内电网的风电调度能够提供技术支撑和借鉴，因而具有良好的应用推广前景。