一种互联电网扰动控制性能评价方法

摘要

本发明公开了一种互联电网扰动控制性能评价方法，包括以下步骤：设定互联电力系统的扰动参量；采集互联电力系统的扰动变量；计算扰动控制标准的启动条件；计算扰动控制性能评价指标；评价区域电网扰动控制性能。本发明明确设定互联电力系统的扰动参量，根据采集的互联电力系统扰动变量，计算扰动控制标准的启动条件。提出将频率偏差、大规模负荷波动、特高压线路波动、关键线路故障、直流外部联络线故障以及风电反调峰因素纳入到扰动控制标准启动条件中，定量地给出了设置原则，可适用于各电网不同的电源结构与负荷结构。对于达到启动条件的扰动，计算评价指标，依此展开评价，并对备用共享组的事故备用容量进行调整，是普适性较好的评价方法。

权利要求

1.一种互联电网扰动控制性能评价方法，其特征在于：包括以下步骤：A、设定互联电力系统的扰动参量；

所述的扰动参量包括安全频率偏差限值Δfd、特高压联络线功率波动限值LTr、关键机组发电容量Giloss、大规模负荷波动量Djloss、直流外部联络线额定输送容量MW、风电置信容量D0.9和评价时长T；

B、采集互联电力系统的扰动变量；

所述的扰动变量包括电网频率、特高压联络线功率、关键节点N-1故障损失功率、区外直流损失功率、风电反调峰功率损失量；

C、计算扰动控制标准的启动条件；

所述的扰动控制标准启动条件包括频率越限、特高压线路波动越限、关键节点N-1故障、直流外部联络线故障、风电反调峰；具体计算方法如下：C1、计算频率越限启动条件：

式中，x1＝0表示不启动扰动控制评价，x1＝1表示启动扰动控制评价；Δf为频率偏差，单位Hz；Δfd为系统安全频率偏差限值，单位Hz，国家电网公司有关频率质量相关企业标准规定：“互联电网频率的标准是50Hz，频率偏差不得超过±0.2Hz；在自动发电控制投运情况下，互联电网频率按50±0.1Hz控制；频率合格率不低于99.99％；”设定Δfd＝0.09Hz；

C2、计算特高压线路波动越限启动条件：设区域i和区域j为特高压联络线互联两区域电网，特高压联络线功率越限ΔPTr≥LTr，ΔPTr为特高压联络线功率偏差，下标r为联络线编号，规定特高压联络线功率由区域i到区域j为正方向，区域i为特高压线路功率波动正偏差越限的一方，区域j为特高压线路功率波动负偏差越限的一方；LTr为特高压联络线功率波动限值，由联络线功率波动长期统计值的均方根算出；

对区域i：

对区域j：

x2＝x2i+x2j    (4)

式中，x2≥1表示启动扰动控制评价，x2＝0表示不启动扰动控制评价；ACEi，ACEj分别为区域i和区域j的区域控制偏差；

C3、计算关键节点N-1故障启动条件：

式中，x3＝1表示启动扰动控制评价，x3＝0表示不启动扰动控制评价；ΔPloss为机组离线或负荷波动造成的功率损失；Giloss为电网调度根据容量以及地域条件预先计算出的关键机组发电容量，i＝1，2，…，NG为关键机组编号；Djloss为电网调度根据负荷规模以及地域条件预先计算出的大规模负荷波动量，j＝1，2，…，ND为大规模负荷编号；

C4、计算直流外部联络线故障启动条件：

式中，x4＝1表示启动扰动控制评价，x4＝0表示不启动扰动控制评价；MWloss为直流外部联络线故障导致的功率损失量；MW为直流外部联络线额定输送容量；α为门槛系数，取值范围为60％到80％；

C5、计算高峰时段风电反调峰启动条件：

式中，x5＝1表示高峰时段的风电反调峰，具备“一分钟内损失了大量发电功率”的特征，并且损失发电功率量超过限定值，启动扰动控制评价，x5＝0表示损失发电功率量低于限定值，不启动扰动控制评价；ΔPloss为高峰时段风电反调峰导致的功率损失量；D0.9为在置信度90％的情况下，基于有效载荷能力的风电置信容量；

C6、计算扰动控制标准启动条件：

x＝x1+x2+x3+x4+x5    (8)x≥1表示启动扰动控制性能评价；

D、若启动扰动控制性能评价，则计算扰动控制性能评价指标；

所述的控制性能评价指标为备用容量、扰动恢复率、运行备用调整因子和调整的运行备用容量；具体计算方法如下：D1、计算备用共享组总备用容量以及备用共享组内各控制区备用容量分配：PR＝MAX{PC，PMZ}    (9)

式中，PR为备用共享组总备用容量；PC为备用共享组总容量；PMZ为备用共享组最大事故容量；PRi为备用共享组内控制区i的备用容量；PCi为备用共享组内控制区i的容量；

为传输断面m的有功功率，是构成该断面的Nm条线路功率之和；

D2、计算扰动恢复率：

式中，EACE0为事故开始时备用共享组内各控制区区域控制偏差之和；EACE1为扰动后T时间末各控制区区域控制偏差之和；T为评价时长，即扰动恢复时长，按区域情况直接选择10分钟或15分钟；

D3、计算运行备用调整因子：

式中，CRA季度为备用共享组事故备用调整因子；N季度为当前季度启动扰动控制性能评价总次数；Ri为第i次启动扰动控制性能评价的扰动恢复率；

D4、计算备用共享组的调整运行备用容量：P′Ri＝PRi×(CRA季度/100)    (13)式中，P′Ri为备用共享组i的调整运行备用容量；PRi为备用共享组i的原先设置的备用容量；

E、评价区域电网扰动控制性能；

根据步骤A-D的结果，评价区域电网的扰动控制性能；具体评价如下：扰动控制标准的等级按4级分类：

第一级：Ri在95％-100％之间；

第二级：Ri在90％-95％之间；

第三级：Ri在85％-90％之间；

第四级：Ri小于85％；

Ri值越大说明备用共享组对扰动后频率恢复贡献越大；

对于达到启动条件的扰动，备用共享组按季度对扰动恢复的平均水平进行统计，并按季度统计各备用共享组的事故备用调整因子，以确定下一季度备用共享组的事故备用容量。

说明书

一种互联电网扰动控制性能评价方法

技术领域

[0001] 本发明涉及互联电网性能评价技术领域，尤其涉及一种互联电网扰动控制性能评价方法。

背景技术

[0002] 自1960年以来，北美电力可靠性协会(现更名为北美电力可靠性公司，缩写同为NERC)一直采用其颁发的控制性能标准(Control Performance Criteria,CPC)体系来对互联电网各控制区的控制性能予以评价。CPC包括A1、A2、B1、B2共4个标准。为了更加客观地评价各控制区的控制行为对互联电网的作用，1997年2月1日起，NERC提出以新的控制性能标准(Control Performance Standard,CPS)来替代原A1和A2标准，以扰动控制标准(Disturbance Control Standard,DCS)来替代原B1和B2标准。其中DCS主要是确保控制区能利用事故备用来平衡区域的电源损失，使互联区域的频率控制在规定范围内。

[0003] 1.北美DCS简介

[0004] 扰动控制标准是依据DCS指标对扰动后频率及区域控制偏差(Area Control Error,ACE)恢复情况，并结合失去的电源容量，对控制区域扰动恢复能力进行评价的标准。其主要技术及指标如下：

[0005] (1)可报告扰动。可报告扰动是大于等于80％最严重单个故障(Most Severe Single Contingency,MSSC)的事故。只要正常的运行特性不被考虑或误认为是事故，那么备用共享组可以选择性的减小80％的限制。在一分钟内发生的多个故障按单个故障进行处理，如果多个故障的损失总量超过最严重单个故障MSSC，则只报告不进行评价。在一个可报告扰动发生后1min到恢复周期结束前发生的其他故障不进行评价。

[0006] (2)备用共享组(Reserving Sharing Group,RSG)：一组控制区通过分摊并共享事故备用容量来恢复互联电力系统中的故障。当备用共享组的一个成员遭遇了可报告扰动，如果启动了备用共享的程序，则需要对整个备用共享组按DCS进行评价；否则，仅对扰动的控制区进行评价。

[0007] (3)扰动恢复率Ri。对控制区域失去电源，根据故障前ACE可分为以下两种情况：

[0008] 如果ACEA＜0，则

[0009]

[0010] 如果ACEA≥0，则

[0011]

[0012] 其中，MWLoss在扰动开始时测量的失去的电源的大小，单位为MW；ACEA为扰动发生前10～60s时间范围内(至少包括四个ACE的采样周期)的ACE的平均值；ACEM为扰动发生后
15min内ACE的代数值的最大值。

[0013] (4)事故备用的调整因子CS。

[0014]

[0015] 式中：nS为当前季度可报告扰动事件总数；Ri为可报告的第i个扰动的扰动恢复率。依此来对该区域下个季度事故备用的容量进行调整，这有利于更加经济、合理地安排互联电力系统备用。

[0016] 2.DCS应用分析

[0017] 若将北美DCS应用到其他电网，需考虑以下几个问题：

[0018] (1)DCS在北美实施的基础在于北美电网无论硬件设备还是软件管理都较为先进，通过一次调节与AGC调节等自动化方式，实现了优秀的负荷跟踪效果，即电网在正常运行状态下可以保证并维持相当程度频率质量。因此，在正常运行频率质量稳固的基础上，即使发生最严重单个故障时，频率质量乃至互联电力系统的安全仍存在相当大的冗余度。

[0019] (2)正是由于北美一二次调节的打底工作扎实，DCS的制定也就不是非常严谨。与CPS标准中严密的数学推理不同，DCS的提出并没有标准产生的推理过程及完备的理论基础，以“80％以上最严重单个故障为可报告扰动”这一指标为例，各区域电网完全可以自由设置80％这个可报告扰动线，而且标准中也未定量地给出设置原则。类似地，其他参数的取值很多也带有较强主观性。这种近似于模糊的设定，削弱了北美DCS的适用性以及可操作性。

[0020] (3)DCS主要使用功率进行指标计算，指标并未直接与频率质量及频率安全相关联，内部机理不够明晰，容易给参数设定过程及调度过程带来困惑，也不利于标准执行者理解标准所要达到的目的。

[0021] 从整体来看，DCS应属于经验性标准，在理论上并不具有完备性，这也就造成了DCS在不同电网结构下的普适性较差。其理论缺陷主要表现在标准中并未针对各电网不同的电源结构与负荷结构提出具体的参数设置方法。从电源结构差异来说，由小机组组成的电网、由大机组组成的电网和风电占比大的电网等，应如何设置可报告扰动？从负荷结构差异来说，对于负荷具有剧烈波动特性的电网，正常运行的系统频率安全冗余度小，由于保证安全边际的需要，极端的情况下甚至不能够再接受来自电源的“最严重单个故障”，此时又应该如何设置可报告扰动？显然，北美的DCS中并没有满意的答案。

[0022] 因此，我们应该充分认识到北美DCS普适性较差的不足，针对各电网的不同客观条件，提出适合不同电网的扰动控制标准。

发明内容

[0023] 本发明要提供一种互联电网扰动控制性能评价方法，以克服现有技术中DCS评价普适性较差的问题。

[0024] 为解决上述问题，本发明的技术方案如下：

[0025] 一种互联电网扰动控制性能评价方法，包括以下步骤：

[0026] A、设定互联电力系统的扰动参量；

[0027] 所述的扰动参量包括安全频率偏差限值Δfd、特高压联络线功率波动限值LTr、关键机组发电容量Giloss、大规模负荷波动量Djloss、直流外部联络线额定输送容量MW、风电置信容量D0.9和评价时长T。

[0028] B、采集互联电力系统的扰动变量；

[0029] 所述的扰动变量包括电网频率、特高压联络线功率、关键节点N-1故障损失功率、区外直流损失功率、风电反调峰功率损失量；

[0030] C、计算扰动控制标准的启动条件；

[0031] 所述的扰动控制标准启动条件包括频率越限、特高压线路波动越限、关键节点N-1故障、直流外部联络线故障、风电反调峰。具体计算方法如下：

[0032] C1、计算频率越限启动条件：

[0033]

[0034] 式中，x1＝0表示不启动DCS，x1＝1表示启动DCS；Δf为频率偏差，单位Hz；Δfd为系统安全频率偏差限值，单位Hz，国家电网公司有关频率质量相关企业标准规定：“互联电网频率的标准是50Hz，频率偏差不得超过±0.2Hz。在AGC投运情况下，互联电网频率按50±0.1Hz控制。频率合格率不低于99.99％。”设定Δfd＝0.09Hz。

[0035] C2、计算特高压线路波动越限启动条件：

[0036] 设区域i和区域j为特高压联络线互联两区域电网，特高压联络线功率越限ΔPTr≥LTr，ΔPTr为特高压联络线功率偏差，下标r为联络线编号，规定特高压联络线功率由区域i到区域j为正方向，区域i为特高压线路功率波动正偏差越限的一方，区域j为特高压线路功率波动负偏差越限的一方；LTr为特高压联络线功率波动限值，由联络线功率波动长期统计值的均方根算出。

[0037] 对区域i：

[0038]

[0039] 对区域j：

[0040]

[0041] x2＝x2i+x2j  (4)

[0042] 式中，x2≥1表示启动DCS，x2＝0表示不启动DCS；ACEi，ACEj分别为区域i和区域j的区域控制偏差。

[0043] C3、计算关键节点N-1故障启动条件：

[0044]

[0045] 式中，x3＝1表示启动DCS，x3＝0表示不启动DCS；ΔPloss为机组离线或负荷波动造成的功率损失；Giloss为电网调度根据容量以及地域条件预先计算出的关键机组发电容量，i＝1，2，…，NG为关键机组编号；Djloss为电网调度根据负荷规模以及地域条件预先计算出的大规模负荷波动量，j＝1，2，…，ND为大规模负荷编号。

[0046] C4、计算直流外部联络线故障启动条件：

[0047]

[0048] 式中，x4＝1表示启动DCS，x4＝0表示不启动DCS；MWloss为直流外部联络线故障导致的功率损失量；MW为直流外部联络线额定输送容量；α为门槛系数，取值范围为60％到80％。

[0049] C5、计算高峰时段风电反调峰启动条件：

[0050]

[0051] 式中，x5＝1表示高峰时段的风电反调峰，具备“一分钟内损失了大量发电功率”的特征，并且损失发电功率量超过限定值，启动DCS评价，x5＝0表示损失发电功率量低于限定值，不启动DCS；ΔPloss为高峰时段风电反调峰导致的功率损失量；D0.9为在置信度90％的情况下，基于有效载荷能力的风电置信容量。

[0052] C6、计算扰动控制标准启动条件：

[0053] x＝x1+x2+x3+x4+x5  (8)

[0054] x≥1表示启动扰动控制性能评价；

[0055] D、若启动扰动控制性能评价，则计算扰动控制性能评价指标；

[0056] 所述的控制性能评价指标为备用容量、扰动恢复率、运行备用调整因子和调整的运行备用容量。具体计算方法如下：

[0057] D1、计算RSG总备用容量以及RSG内各控制区备用容量分配：

[0058] PR＝MAX{PC，PMZ}  (9)

[0059]

[0060] 式中，PR为RSG总备用容量；PC为RSG总容量；PMZ为RSG最大事故容量；PRi为RSG内控制区i的备用容量；PCi为RSG内控制区i的容量； 为传输断面m的有功功率，是构成该断面的Nm条线路功率之和。

[0061] D2、计算扰动恢复率：

[0062]

[0063] 式中，EACE0为事故开始时RSG内各控制区ACE之和；EACE1为扰动后T时间末各控制区ACE之和；T为评价时长，即扰动恢复时长，按区域情况直接选择10分钟或15分钟。

[0064] D3、计算运行备用调整因子：

[0065]

[0066] 式中，CRA季度为RSG事故备用调整因子；N季度为当前季度启动DCS总次数；Ri为第i次启动DCS的扰动恢复率。

[0067] D4、计算RSG的调整运行备用容量：

[0068] P′Ri＝PRi×(CRA季度/100)  (13)

[0069] 式中，P′Ri为备用共享组i的调整运行备用容量；PRi为备用共享组i的原先设置的备用容量。

[0070] E、评价区域电网扰动控制性能；

[0071] 根据步骤A-D的结果，评价区域电网的扰动控制性能。具体评价如下：

[0072] DCS的等级按4级分类：

[0073] 第一级：Ri在95％-100％之间；

[0074] 第二级：Ri在90％-95％之间；

[0075] 第三级：Ri在85％-90％之间；

[0076] 第四级：Ri小于85％；

[0077] Ri值越大说明RSG对扰动后频率恢复贡献越大。

[0078] 对于达到启动条件的扰动，RSG按季度对扰动恢复的平均水平进行统计，并按季度统计各RSG的事故备用调整因子，以确定下一季度RSG的事故备用容量。

[0079] 与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

[0080] 本发明明确设定互联电力系统的扰动参量，根据采集的互联电力系统扰动变量，计算扰动控制标准的启动条件。提出将频率偏差、大规模负荷波动、特高压线路波动、关键线路故障、直流外部联络线故障以及风电反调峰因素纳入到DCS启动条件中，定量地给出了设置原则，可适用于各电网不同的电源结构与负荷结构。对于达到启动条件的扰动，计算评价指标，依此展开评价，并对RSG的事故备用容量进行调整。从而实现了一种普适性较好，可以适用于不同电网的互联电网扰动控制性能评价方法。

附图说明

[0081] 本发明共有附图3幅，其中：

[0082] 图1是本发明互联电网扰动控制性能评价方法的结构示意图。

[0083] 图2是应用北美DCS时的频率响应情况。

[0084] 图3是应用本发明的DCS后的频率响应情况

具体实施方式

[0085] 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，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，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他实施例，都属于本发明保护的范围。

[0086] 本发明所涉及的扰动控制标准用于评价区域扰动状态下的控制性能，扰动控制性能即为从平衡故障事件中恢复的故障备用，标准规定的是对故障备用的最低要求和使用，以及检验的方法。

[0087] 扰动控制标准作为正常情况下控制区频率控制CPS评价标准的补充，当电网进入扰动状态后，强制各控制区域对大波动的频率进行支援，加快系统频率恢复，与CPS标准互相配合，目标是实现对区域在扰动状态及正常状态的控制行为的全面评价。

[0088] 图1是本发明互联电网扰动控制性能评价方法的结构示意图，如图1所示，一种互联电网扰动控制性能评价方法，包括以下步骤：

[0089] A、设定互联电力系统的扰动参量；

[0090] 所述的扰动参量包括安全频率偏差限值Δfd、特高压联络线功率波动限值LTr、关键机组发电容量Giloss、大规模负荷波动量Djloss、直流外部联络线额定输送容量MW、风电置信容量D0.9和评价时长T。

[0091] B、采集互联电力系统的扰动变量

[0092] 所述的扰动变量包括电网频率、特高压联络线功率、关键节点N-1故障损失功率、区外直流损失功率、风电反调峰功率损失量；

[0093] C、计算扰动控制标准的启动条件

[0094] 标准的启动，对应于电网进入扰动状态后的控制性能评价。扰动状态本质上是电网发生功率较为严重的失衡或网架结构被削弱后脱离了平稳运行状态，是一种具有潜在不安全因素的运行状态。由于电网自身特性的不同，进入扰动状态的因素也会有所不同。需要全面考虑影响频率安全的因素，完整地评价区域处于扰动状态的控制性能。因此，应从扰动状态的定义入手，上升到电网整体频率安全的高度来确定扰动控制标准的启动条件。

[0095] 所述的扰动控制标准启动条件包括频率越限、特高压线路波动越限、关键节点N-1故障、直流外部联络线故障、风电反调峰。具体计算方法如下：

[0096] C1、计算频率越限启动条件

[0097] 频率是反映互联电网有功平衡状态的最主要标志。当出现频率偏差较大的情况时，电网所能承受的意外功率波动能力减小，可以认为此时电网存在一定的安全隐患。因此，首先应该以频差越过限值为判定条件，即频差波动超过限值后，电网进入扰动状态。

[0098] 对频率的正偏差越限，无论是渐变的还是突变的，其性质都属于供过于求，类似于损失负荷，不应作为DCS评价的内容，反而应该考虑对DCS的启动提出限制，以免造成影响频率恢复的反调节。

[0099] 对频率的负偏差越限，一种是大的突变引起的频率越限，应能找到引起该突变的可报告平衡故障事件，并针对该事件开展评价。利用DCS的强迫支援特性，“强迫”各区域对大波动的频率进行支援，从而减少频率大幅波动的几率，提高系统安全稳定水平。

[0100] 另一种频率的负偏差越限是渐变的，或由非可报告事件引起的，这种情况可以用BAL-001-2标准来进行评价，不列入DCS评价。

[0101]

[0102] 式中，x1＝0表示不启动DCS，x1＝1表示启动DCS；Δf为频率偏差，单位Hz；Δfd为系统安全频率偏差限值，单位Hz，国家电网公司有关频率质量相关企业标准规定：“互联电网频率的标准是50Hz，频率偏差不得超过±0.2Hz。在AGC投运情况下，互联电网频率按50±0.1Hz控制。频率合格率不低于99.99％。”设定Δfd＝0.09Hz。

[0103] C2、计算特高压线路波动越限启动条件

[0104] 我国特高压交流电网建设初期，网间互联比较薄弱，有功功率的在特高压联络线上的波动会引发两端电网电压波动，此时要求特高压联络线有功功率波动要求比较严格。因此，应该定义当特高压联络线功率波动超过一定限值时，电网进入扰动状态。

[0105] 对特高压线路功率波动正偏差越限的一方来说，存在两种情况：一是本方供过于求，类似于损失负荷，不应作为DCS标准评价的内容。另一种是对方欠供，因为此时联络线功率已经越限，需要判断频率的状态，若频率偏差在0.09-0.19Hz之间，则进入频率预警状态，联络线功率偏差是主要矛盾，不启动DCS；若频率偏差大于0.19Hz，则进入频率紧急状态，频率偏差是主要矛盾，启动DCS，但是要降低对本方支援力度的要求，即恢复频率的同时不要加大联络线功率偏差。

[0106] 对特高压线路功率波动的负偏差越限一方来说，对于大的突变引起的功率波动，或是对方大的损失负荷性质的扰动引起的，或能找到本方引起该突变的可报告平衡故障事件，如此，应针对该事件开展评价。可以为特高压线路两侧的电网各规定一个功率值，作为确定可报告事件需要考虑的条件。

[0107] 另一种特高压线路功率波动的负偏差越限是渐变的，或由非可报告事件引起的，只要有对特高压线路功率波动短期控制性能评价的措施，就能促使各负责单位控制这一类特高压线路功率波动偏差了，不列入DCS评价。

[0108] 设区域i和区域j为特高压联络线互联两区域电网，特高压联络线功率越限ΔPTr≥LTr，ΔPTr为特高压联络线功率偏差，下标r为联络线编号，规定特高压联络线功率由区域i到区域j为正方向，区域i为特高压线路功率波动正偏差越限的一方，区域j为特高压线路功率波动负偏差越限的一方；LTr为该条特高压联络线功率波动限值，由联络线功率波动长期统计值的均方根算出。

[0109] 对区域i：

[0110]

[0111] 对区域j：

[0112]

[0113] x2＝x2i+x2j  (4)

[0114] 式中，x2≥1表示启动DCS，x2＝0表示不启动DCS；ACEi，ACEj分别为区域i和区域j的区域控制偏差。

[0115] C3、计算关键节点N-1故障启动条件

[0116] 关键节点N-1故障主要包括目前特定机组离线以及一定规模的大负荷波动等。本条件涵盖了原DCS中的启动条件，但不同于北美80％最大单个故障的设置，此时的特定机组是由电网调度计算出的对电网运行起到关键作用的机组。此外本条件中还额外包括了大规模负荷波动的情况，使扰动评价更加全面。

[0117]

[0118] 式中，x3＝1表示启动DCS，x3＝０表示不启动DCS；ΔPloss为机组离线或负荷波动造成的功率损失；Giloss为电网调度根据容量以及地域条件预先计算出的关键机组发电容量，i＝1，2，…，NG为关键机组编号；Djloss为电网调度根据负荷规模以及地域条件预先计算出的大规模负荷波动量，j＝1，２，…，ND为大规模负荷编号。

[0119] C4、计算直流外部联络线故障启动条件

[0120] 互联电网分析中，一般将直流外部联络线等效为发电机看待。由于目前特高压直流传输功率可达数千兆瓦，一条直流联络线故障相当于数台发电机同时离线，此时应列为扰动状态。

[0121]

[0122] 式中，x4＝1表示启动DCS，x4＝0表示不启动DCS；MWloss为直流外部联络线故障导致的功率损失量；MW为直流外部联络线额定输送容量；α为门槛系数，取值范围为60％到80％。

[0123] C5、计算高峰时段风电反调峰启动条件

[0124] 虽然风电问题应该主要由计划层面应对，但由于我国电网正处在发电计划、联络线计划等相关管理水平尚未跟上风电发展的时期，为尽量吸纳风电同时也为保证电网整体安全，目前可以暂时将风电的反调峰直接看作大扰动处理，由全部区域负责吸收。

[0125] 低谷时段的风电反调峰属于供过于求，类似损失负荷，不应作为DCS评价的内容；高峰时段的风电反调峰，如果具备“一分钟内损失了大量发电功率”的特征，则应该将其列入“平衡故障事件”，同时设定损失发电功率量的门槛值，若在该值以下，则常规调节手段足以应对，不启动DCS，否则，若超过限定值，需要采用应对故障的手段，启动DCS评价。

[0126]

[0127] 式中，x5＝1表示高峰时段的风电反调峰，具备“一分钟内损失了大量发电功率”的特征，并且损失发电功率量超过限定值，启动DCS评价，x5＝0表示损失发电功率量低于限定值，不启动DCS；ΔPloss为高峰时段风电反调峰导致的功率损失量；D0.9为在置信度90％的情况下，基于有效载荷能力的风电置信容量；α为门槛系数，取值范围为60％到80％。

[0128] C6、计算扰动控制标准启动条件

[0129] 使用上述DCS启动条件的互联电网应该根据自身的特点设定各项启动阈值，无论哪个条件到达阈值均启动DCS进行控制性能评价，从而使各种原因引起的电网扰动可以尽快恢复。

[0130] x＝x1+x2+x3+x4+x5  (8)

[0131] x≥1表示启动扰动控制性能评价；

[0132] D、若启动扰动控制性能评价，则计算扰动控制性能评价指标；

[0133] 所述的控制性能评价指标为备用容量、扰动恢复率、运行备用调整因子和调整的运行备用容量。

[0134] D1、计算RSG总备用容量以及RSG内各控制区备用容量分配

[0135] 电网处于扰动状态时，频率安全已经受到威胁，扰动对电网的安全威胁不再局限于单一区域，而是对更广范围内电网的威胁。此时，若仍主要依据自我调节，则恢复较慢，电网越长时间处于扰动状态则越对安全不利。因此，结合我国多级调度的管理模式，当扰动发生时，上级部门出面进行备用协调，由所有区域或大部分区域共同应对扰动，则电网安全可以更快速地得以保障。

[0136] 我国各省市发电资源的类型、数量分布不均，发电成本也有一定差异。因此，需从全网的角度划分备用共享组，并对各省市备用容量进行安排，进一步地优化配置。强制区域网内各省网组成备用共享组，采用集中控制应对扰动，整体把握电网全局优势，进行优化调节，减少调节总量，及时从故障中恢复。

[0137] 总备用容量根据区域网容量及最大事故容量综合制定。各控制区备用容量分配则依据容量比，并考虑各断面限制。

[0138] PR＝MAX{PC，PMZ}  (9)

[0139]

[0140] 式中，PR为RSG总备用容量；PC为RSG总容量；PMZ为RSG最大事故容量；PRi为RSG内控制区i的备用容量；PCi为RSG内控制区i的容量； 为传输断面m的有功功率，是构成该断面的Nm条线路功率之和。

[0141] D2、计算扰动恢复率

[0142]

[0143] 式中，EACE0为事故开始时RSG内各控制区ACE之和；EACE1为扰动后T时间末各控制区ACE之和；T为评价时长，即扰动恢复时长，按区域情况直接选择10分钟或15分钟。

[0144] D3、计算运行备用调整因子

[0145]

[0146] 式中，CRA季度为RSG事故备用调整因子；N季度为当前季度启动DCS总次数；Ri为第i次启动DCS的扰动恢复率。

[0147] D4、计算RSG的调整运行备用容量

[0148] 每次扰动发生，RSG内各控制区应报告各自扰动时ACE曲线及相应事故原因分析，如发电机离线或大负荷波动等，以及备用机组响应曲线，作为故障分析及标准改进依据。

[0149] 当RSG的本季度CRA季度大于100后，需要对下一季度的备用容量进行适当的调整。

[0150] P′Ri＝PRi×(CEA季度/100)  (13)

[0151] 式中，P′Ri为备用共享组i的调整运行备用容量；PRi为备用共享组i的原先设置的备用容量。

[0152] E、评价区域电网扰动控制性能

[0153] 根据步骤A-D的结果，评价区域电网的扰动控制性能。

[0154] DCS的等级按4级分类：

[0155] 第一级：Ri在95％-100％之间；

[0156] 第二级：Ri在90％-95％之间；

[0157] 第三级：Ri在85％-90％之间；

[0158] 第四级：Ri小于85％；

[0159] Ri值越大说明RSG对扰动后频率恢复贡献越大。

[0160] 对于达到启动条件的扰动，RSG按季度对扰动恢复的平均水平进行统计，并按季度统计各RSG的事故备用调整因子，以确定下一季度RSG的事故备用容量。

[0161] 下面结合典型控制策略仿真实验，对本发明进行进一步地描述，具体如下：

[0162] 根据以上设计的DCS，本发明设计了一套仿真对比实验。两次对比实验中，设定相同的事件，即在前300秒均为正常运行，当300秒时，出现较大的负荷波动，使频率下降，600秒时，又出现发电机意外离线事故。通过频率响应的不同，实验演示并验证了使用北美DCS与使用本发明提出DCS的效果区别。

[0163] 图2为直接使用北美DCS时的频率情况。300秒左右由于负荷波动原因使频率出现较大降低，如前文所述，北美DCS并不针对负荷波动，在300～600秒间，备用并未启动。由于电网的一二次调节，使频率有所恢复，但效果有限，频率仍维持在较低水平。(二次调节非强制性支援，使频率无法完全恢复)。600秒左右，发电机发生意外离线事故，使频率进一步下降，由于第一次波动使一二次调节能力基本释放完毕，频率基本维持在低水平，电网安全堪忧。在约850秒后，DCS启动，将频率恢复到正常值内。

[0164] 使用本发明提出的DCS后，频率波动如图3。由于涵盖了负荷波动造成的频率扰动情况，300秒时，DCS机制即启效，强制备用共享组中的紧急备用启动。实验中，备用于负荷波动出现200秒左右开始启动，使频率上升至额定值。在600秒时，发生了发电机离线事故，DCS再次启效，使频率再次恢复。

[0165] 对比两次实验结果，在应用北美DCS时，紧急备用只启动一次，使得事故中出现极低频率情况，影响系统安全。在应用本发明提出的DCS后，紧急备用前后启动两次，避免了频率的进一步降低，频率质量优于使用北美DCS时的结果，电网安全性更高。