一種含風電場的大電網(wǎng)可靠性的評估方法
【專利摘要】本發(fā)明公開了屬于電力系統(tǒng)可靠性評估【技術(shù)領(lǐng)域】的一種含風電場的大電網(wǎng)可靠性的評估方法。該方法首先建立風電場時序功率輸出模型；然后將風電場時序功率輸出模型和大電網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)合，建立含風電場的大電網(wǎng)可靠性模型；建立含風電場的大電網(wǎng)可靠性評估的指標體系；最后運用序貫蒙特卡洛模擬法對含風電場的大電網(wǎng)的可靠性進行評估。本發(fā)明從電網(wǎng)側(cè)以及風電場側(cè)分別建立了相關(guān)可靠性模型及指標體系，用以衡量風電場的接入對大電網(wǎng)可靠性的影響，可以更充分反映系統(tǒng)的整體可靠性狀況以及風電場對大電網(wǎng)充裕性的貢獻。
【專利說明】—種含風電場的大電網(wǎng)可靠性的評估方法
【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001]本發(fā)明屬于電力系統(tǒng)可靠性評估【技術(shù)領(lǐng)域】，特別涉及一種含風電場的大電網(wǎng)可靠性的評估方法。
【背景技術(shù)】
[0002]隨著世界能源需求的日益增長和可再生資源的開發(fā)和利用，風能作為可再生清潔新能源越來越受到人們的重。風力發(fā)電由于技術(shù)發(fā)展成熟并且發(fā)電成本相對較低而成為常規(guī)能源最主要的一種替代形式。由于風能具有間歇性和隨機性，在時間和空間上的分布具有很大的不均勻性，風電場的功率輸出隨風能資源、時間和空間的變化而波動，大規(guī)模風力發(fā)電并網(wǎng)后會對電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行帶來很大的影響，尤其是對大電網(wǎng)可靠性可靠性產(chǎn)生影響，傳統(tǒng)的大電網(wǎng)可靠性評估模型和指標體系無法滿足要求，需要提出一種新的含風電場的大電網(wǎng)可靠性的評估方法。

【發(fā)明內(nèi)容】

[0003]針對上述現(xiàn)有技術(shù)的存在的問題，本發(fā)明提出一種含風電場的大電網(wǎng)可靠性的評估方法，其特征在于，該方法具體步驟如下:
[0004]步驟一:建立風電場時序功率輸出模型；
[0005]步驟二:將步驟一的模型和大電網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)合，建立含風電場的大電網(wǎng)可靠性模型，包括如下子步驟:
[0006]子步驟21)建立元件的序貫概率仿真模型；
[0007]子步驟22)建立常規(guī)發(fā)電機組的序貫概率仿真模型；
[0008]子步驟23)利用時序負荷曲線，建立大電網(wǎng)時序負荷模型；
[0009]子步驟24)建立含風電場的大電網(wǎng)時序負荷模型；
[0010]步驟三:建立含風電場的大電網(wǎng)可靠性評估的指標體系；
[0011]步驟四:讀入風電場接入大電網(wǎng)后的整個系統(tǒng)的基本參數(shù)數(shù)據(jù)，設(shè)置仿真年數(shù)m ;
[0012]步驟五:讀入歷史風速數(shù)據(jù)，運用ARMA模型進行模擬，仿真m年的風速數(shù)據(jù)，基于步驟一中風電場時序功率輸出模型，求取風電場功率輸出曲線；
[0013]步驟六:根據(jù)含風電場大電網(wǎng)可靠性模型子步驟21)，對大電網(wǎng)中的元件狀態(tài)持續(xù)時間抽樣，得到相應(yīng)的持續(xù)時間與故障時間，形成元件的狀態(tài)序列；
[0014]步驟七:根據(jù)含風電場大電網(wǎng)可靠性模型子步驟22)，形成發(fā)電機組的狀態(tài)序列；
[0015]步驟八:將子步驟24)中得到的含風電場的大電網(wǎng)時序負荷看成是負的負荷，再與步驟六和步驟七得到的狀態(tài)序列相結(jié)合，形成含風電場的系統(tǒng)狀態(tài)序列；
[0016]步驟九:按時間順序依選取步驟八中系統(tǒng)狀態(tài)序列中的狀態(tài)，然后依次對選取的每個狀態(tài)進行判斷，如果后評估的系統(tǒng)狀態(tài)與前面評估過的系統(tǒng)狀態(tài)一樣，則直接讀入前面的評估結(jié)果；如果不一樣，則進入步驟十，對該狀態(tài)進行分析；
[0017]步驟十:判斷該狀態(tài)下系統(tǒng)是否解列，如果不能夠解列，則對整個系統(tǒng)進行分析；如果能夠解列，則將整個系統(tǒng)分解成各個子系統(tǒng)，進入步驟十一，分別對每個子系統(tǒng)進行分析；
[0018]步驟十一:判斷各個子系統(tǒng)發(fā)電總?cè)萘渴欠駶M足負荷，如果不滿足，則削減負荷；
[0019]步驟十二:計算上面選取的系統(tǒng)狀態(tài)下系統(tǒng)的直流潮流，以此來判斷輸電線路功率是否越限，若越限，則采用相應(yīng)的負荷切除策略削減負荷；若不越限，則進入步驟十三；
[0020]步驟十三:計算各母線的切負荷量、系統(tǒng)總切負荷量，判斷是否滿足收斂判據(jù)，若滿足則進入步驟十四；若不滿足，則返回步驟九；
[0021]步驟十四:輸出系統(tǒng)的可靠性指標。
[0022]所述步驟一 風電場時序功率輸出模型建立步驟如下:
[0023]11)錄入風電機組的基本參數(shù)數(shù)據(jù)；所述基本參數(shù)數(shù)據(jù)包括風電機組的故障率、修復(fù)率，風電場風機臺數(shù)，仿真年數(shù)；
[0024]12)統(tǒng)計大量歷史風速數(shù)據(jù)，建立ARMA風速預(yù)測模型，并依據(jù)仿真年數(shù)模擬給出時序風速數(shù)據(jù)；
[0025]13)運用風電機組停運模型來模擬抽樣得出風電機組的運行持續(xù)時間和故障恢復(fù)時間，建立風電機組的正常運行和故障停運的時序過程；
[0026]14)基于步驟12)中得到的時序風速數(shù)據(jù)，依據(jù)Jensen尾流損失模型，計算通過尾流效應(yīng)后通過各風電機組轉(zhuǎn)子處的風速；
[0027]15)依據(jù)風電機組的功率特性曲線，求取步驟14)中得到的某一風速數(shù)值的功率輸出，并將風電場內(nèi)各機組輸出功率相疊加，建立風電場的時序功率輸出模型。
[0028]所述步驟13)中風電機組停運模型為:假設(shè)風電機組正常持續(xù)時間和故障修復(fù)時間服從指數(shù)分布，風力發(fā)電機組的隨機停運用正常運行持續(xù)時間和故障修復(fù)時間來描述，其中
[0029]正常持續(xù)運行時間&為:
[0030]
【權(quán)利要求】
1.一種含風電場的大電網(wǎng)可靠性的評估方法，其特征在于，該方法具體步驟如下: 步驟一:建立風電場時序功率輸出模型； 步驟二:將步驟一的模型和大電網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)合，建立含風電場的大電網(wǎng)可靠性模型，包括如下子步驟: 子步驟21)建立元件的序貫概率仿真模型； 子步驟22)建立常規(guī)發(fā)電機組的序貫概率仿真模型； 子步驟23)利用時序負荷曲線，建立大電網(wǎng)時序負荷模型； 子步驟24)建立含風電場的大電網(wǎng)時序負荷模型； 步驟三:建立含風電場的大電網(wǎng)可靠性評估的指標體系； 步驟四:讀入風電場接入大電網(wǎng)后的整個系統(tǒng)的基本參數(shù)數(shù)據(jù)，設(shè)置仿真年數(shù)m ;步驟五:讀入歷史風速數(shù)據(jù)，運用ARMA模型進行模擬，仿真m年的風速數(shù)據(jù)，基于步驟一中風電場時序功率輸出模型，求取風電場功率輸出曲線； 步驟六:根據(jù)含風電場大電網(wǎng)可靠性模型子步驟21)，對大電網(wǎng)中的元件狀態(tài)持續(xù)時間抽樣，得到相應(yīng)的持續(xù)時間與故障時間，形成元件的狀態(tài)序列； 步驟七:根據(jù)含風電場大電網(wǎng)可靠性模型子步驟22)，形成發(fā)電機組的狀態(tài)序列；步驟八:將子步驟24)中得到的含風電場的大電網(wǎng)時序負荷看成是負的負荷，再與步驟六和步驟七得到的狀態(tài)序列相結(jié)合，形成含風電場的系統(tǒng)狀態(tài)序列； 步驟九:按時間順序依選取步驟八中系統(tǒng)狀態(tài)序列中的狀態(tài)，然后依次對選取的每個狀態(tài)進行判斷，如果后評估的系統(tǒng)狀態(tài)與前面評估過的系統(tǒng)狀態(tài)一樣，則直接讀入前面的評估結(jié)果；如果不一樣，則進入步驟十，對該狀態(tài)進行分析；`步驟十:判斷該狀態(tài)下系統(tǒng)是否解列，如果不能夠解列，則對整個系統(tǒng)進行分析；如果能夠解列，則將整個系統(tǒng)分解成各個子系統(tǒng)，進入步驟十一，分別對每個子系統(tǒng)進行分析；步驟十一:判斷各個子系統(tǒng)發(fā)電總?cè)萘渴欠駶M足負荷，如果不滿足，則削減負荷； 步驟十二:計算上面選取的系統(tǒng)狀態(tài)下系統(tǒng)的直流潮流，以此來判斷輸電線路功率是否越限，若越限，則采用相應(yīng)的負荷切除策略削減負荷；若不越限，則進入步驟十三； 步驟十三:計算各母線的切負荷量、系統(tǒng)總切負荷量，判斷是否滿足收斂判據(jù)，若滿足則進入步驟十四；若不滿足，則返回步驟九； 步驟十四:輸出系統(tǒng)的可靠性指標。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的評估方法，其特征在于，所述步驟一風電場時序功率輸出模型建立步驟如下: 11)錄入風電機組的基本參數(shù)數(shù)據(jù)；所述基本參數(shù)數(shù)據(jù)包括風電機組的故障率、修復(fù)率，風電場風機臺數(shù)，仿真年數(shù)； 12)統(tǒng)計大量歷史風速數(shù)據(jù)，建立ARMA風速預(yù)測模型，并依據(jù)仿真年數(shù)模擬給出時序風速數(shù)據(jù)； 13)運用風電機組停運模型來模擬抽樣得出風電機組的運行持續(xù)時間和故障恢復(fù)時間，建立風電機組的正常運行和故障停運的時序過程； 14)基于步驟12)中得到的時序風速數(shù)據(jù)，依據(jù)Jensen尾流損失模型，計算通過尾流效應(yīng)后通過各風電機組轉(zhuǎn)子處的風速； 15)依據(jù)風電機組的功率特性曲線，求取步驟14)中得到的某一風速數(shù)值的功率輸出，并將風電場內(nèi)各機組輸出功率相疊加，建立風電場的時序功率輸出模型。
3.根據(jù)權(quán)利要求2所述的評估方法，其特征在于，所述步驟13)中風電機組停運模型為:假設(shè)風電機組正常持續(xù)時間和故障修復(fù)時間服從指數(shù)分布，風力發(fā)電機組的隨機停運用正常運行持續(xù)時間和故障修復(fù)時間來描述，其中 正常持續(xù)運行時間h為:
=-4ln(^(/)) = -4ln.\- (.vg((),1]) 故障修復(fù)時間t2為: t2 =-丄 Inx (.V e (O, I]) μ 平均持續(xù)工作時間為:
MTTF= Ι-
Α 平均修復(fù)時間為: MTTR=-μ 元件的強迫停運率為: f 一 λ — MTTR JOr = /I + μ = MTTR + MTTF 其中，故障率λ和修復(fù)率μ為常數(shù)，R(t)為可靠度。
4.根據(jù)權(quán)利要求2所述的評估方法，其特征在于，所述步驟15)中風電機組的功率特性曲線由分段函數(shù)表示: OO <v<vr/
P = {A+Bv+Cv1)^ vri <ν<ν, 1 Pr^ V<Vco 0Vco < V 其中，Vci, Vr, Vco分別表示風電機組的切入風速、額定風速和切出風速，Pr為風電機組的額定功率，A、B、C為風電機組的功率特性曲線參數(shù)，利用如下公式計算:
IV - + V -X Λ = (ν -ν?-[νΛΚ? + O—4(匕x] V 67 ~ ^r)f B = ^、，州.,+ Vr)^^? — OKi + K )]
(Vc1-Vr Y
IY.+y , C = ^7[2-4[f ]3]。
5.根據(jù)權(quán)利要求1所述的評估方法，其特征在于，所述步驟21)中元件的序貫概率仿真模型為:按照時序，在一個時間跨度上進行模擬，通常假設(shè)元件的運行與修復(fù)過程服從指數(shù)分布:
Di =丄 Ini?,.Λ式中，Ri為[O，I]均勻分布的抽樣值，若λ i是某元件的故障率，則Di表示元件運行狀態(tài)的持續(xù)時間；反之，若λ i是某元件的修復(fù)率，則Di表示元件的故障的持續(xù)時間。
6.根據(jù)權(quán)利要求1所述的評估方法，其特征在于，所述步驟三中的評估指標體系包括: (1)切負荷頻率
7.根據(jù)權(quán)利要求1所述的評估方法，其特征在于，所述步驟十二中直流潮流表達式如下:
8.根據(jù)權(quán)利要求1所述的評估方法，其特征在于，所述步驟十二中相應(yīng)的負荷切除策略為采用最優(yōu)負荷削減模型，其目標函數(shù)為最小總負荷削減量: 目標函數(shù):
【文檔編號】H02J3/00GK103701120SQ201310716801
【公開日】2014年4月2日 申請日期:2013年12月23日 優(yōu)先權(quán)日:2013年12月23日
【發(fā)明者】毛安家, 高忠旭, 黃昀思, 陳得治, 宋云亭 申請人:華北電力大學(xué), 中國電力科學(xué)研究院