1.本发明涉及一种储能系统参与电网第二道防线紧急控制的方法。
背景技术：
：：2.当前，精准切负荷等控制资源已接近极限，受端电网应对大容量有功冲击的手段极为匮乏，使得我国电网安全稳定运行面临重大风险。特高压交直流输电是我国电网具有坚强的网架结构，但同时也面临着更加复杂的安全稳定控制措施，在线预决策、实时匹配的紧急控制方案效果也日渐趋于饱和。因此实施“在线决策、实时控制”的暂态稳定紧急控制方案迫在眉睫。直流闭锁、新能源集群脱网等多种故障场景均可能带来巨大的功率缺额，将触发稳控切负荷，甚至是低频减载等电网第二、三道防线，存在较大切负荷风险。为确保电网安全稳定，必须对现有的安全防御体系asc三道防线引入全新的控制手段。电化学储能能够根据网络扰动主动响应，迅速对能量进行存储释放，提高电力系统事故后大容量有功冲击下的稳定性，同时有效减少切机、切负荷量，提高能源利用率。目前，国内外针对储能容量的优化配置、调峰、调频、调压、平抑新能源波动等应用场景下的场站级控制策略已开展大量研究。然而，仍缺乏将大规模储能融入现有三道防线安全防御体系的总体构想，储能集群在电网三道防线中应对大功率扰动的角色及措施还需深入研究。技术实现要素：3.本发明的目的在于提供一种有效提高电网暂态稳定裕度，提高储能系统工作效率的基于临界割集识别的储能系统参与电网第二道防线紧急控制的方法。4.本发明的技术解决方案是：5.一种基于临界割集识别的储能系统参与电网第二道防线紧急控制的方法，其特征是：6.包括下述步骤：7.1)改进综合性指标的临界割集辨识方法所述方法步骤为：8.(1)对割集ci规定一个参考方向，ci 表示割集ci中潮流方向为正的支路集合，同理ci-表示割集中潮流方向为负的支路集合；处于系统稳定平衡点(stableequilibriumpoint，sep)的任意支路的支路角σks沿潮流正方向偏移量σk 定义如下：[0009][0010]式中，分别对应于系统uep处沿正反方向的的支路角；系统在临界割集处发生解列的原因在于脆弱支路的势能小于故障后馈入系统的暂态能量，因此将支路势能纳入割集脆弱性指标；[0011](2)曲线pσ为支路有功功率关于支路角σk的函数关系，直线pσks为系统处于sep时支路k流过有功功率：[0012][0013]式中，vi，vj为支路k两侧母线电压幅值，xk为支路k电抗，忽略支路电阻，阴影面积wk 为沿支路有功潮流正方向的支路势能，wk-为沿支路有功潮流反方向的支路势能；[0014][0015](3)同一割集有两种角度解列模式，脆弱性指标分别为vi ，vi-，割集脆弱指标vi为二者最小值：[0016][0017]割集脆弱指标vi物理意义为割集ci中所有支路势能代数和的最小值，对应于系统失稳后的减速面积，也就是势能变化，是对网络拓扑结构的评价；vi越低，故障后系统越容易在此发生失稳解列；系统失稳模态的辨识中，临界机群的的暂态动能也是最不可忽略因素之一；故障清除时刻，通常具有最大转子转速(动能)的发电机最容易相对系统其它发电机发生失步，因此定义改进后的综合指标γci：[0018][0019]式中，nci为临界机群数量，ωj为故障清除时刻临界机群发电机j的转子角速度，mj为临界机群发电机j的转动惯量；式中分子为故障清除时刻导致系统失稳的暂态动能之和，分母为临界割集的支路势能之和；[0020]故障后系统的临界割集为：[0021][0022](4)综上，根据改进综合指标进行临济割集识别步骤如下：根据既定故障的位置以及类型筛选出候选割集；根据潮流结果以及网架结构参数计算候选割集的支路势能指标vi；计算候选割集对应的失稳机群的动能；计算综合指标，值最大者为该故障下对应的临界割集；通过暂态稳定时域仿真计算进行验证比对；[0023]2)储能系统参与电网安全稳定紧急控制的机理分析[0024](1)计及储能系统的双机等值模型：假设系统在临界割集处发生解列，形成两个同调区域，区域内部发电机转子角无相对摆动；将受扰严重机群称为s，其余机群称为a；储能系统位于临界割集s机群一侧母线处；在同步坐标基础上定义s机群，a机群等值功角δs、δa，角速度ωs、ωa及转动惯量ms、ma：[0025][0026]根据临界割集处支路角变化，储能馈入电网的电功率δpe＝keiσk＝kei(δs-δa)；kei为储能有功调节系数；惯量中心s和a的转子运动方程：[0027][0028]进一步做单机无穷大等值变换得：[0029][0030]式中各变量参数如下所示：[0031][0032]假设网络线性，忽略负荷电压、频率特性；负荷导纳、暂态电抗x'd并入网络导纳矩阵ybus，消去负荷节点及联络节点，只保留发电机机端节点；pei、pej分别为s机群、a机群各台发电机输出电磁功率为：[0033][0034]式中：ei、ej为x'd后的发电机内电势大小；g jb＝y为导纳矩阵ybus中元素；导出计及储能的双机等值系统电磁功率–功角表达式为[0035]pe＝pc pmaxsin(δ-γ) pdδ[0036]其中：[0037][0038](2)计及储能的beeac及其暂态能量函数计算[0039]在beeac基础上，计算系统暂态能量函数，分析储能参与紧急控制下的系统暂态稳定裕度；pe(1)、pe(2)、pe(3)、pe(4)分别为双机等值系统正常工况下，故障时，故障后以及投入储能后的系统电磁功率–功角特性曲线；δpm为等效切机量，p'm为切机后系统等效机械功率：[0040]pe＝pc pmaxsin(δ-γ) pdδ[0041][0042][0043]式中：δ0、δp分别为系统故障前后sep；δc为切除故障时转子角；δu、δd、δ'u分别为无措施、切机、投入储能后系统uep；定义系统能量函数v(ω,δ)＝vke vpe，故障后系统暂态动能为vke；对应图区域a(附图4)；[0044][0045]式中m为s机群发电机数量；采取投入储能参与紧急控制，故障后系统的势能为vpe；对应图区域b d(附图4)：[0046][0047]式中vp1、vp2、vp3分别为机械功率引起的转子位置势能，输电网络存储的电磁能(忽略电导引起的耗散势能)以及储能系统吸收的转子动能；[0048][0049]与多机系统的李雅普诺夫能量函数结相比，计及储能的双机等值系统能量函数多出vp3项；vp3反映了在临界割集处投入储能，可以迅速吸收临界机群转子过剩的暂态动能，储能系统充电将电能转为化学能存储在电池组中；由于储能系统响应时间在毫秒级，充放电迅速，因此与切机、切负荷控制措施相比，投入储能系统提高发电机转子第一摆稳定性效果更优；其次，储能系统采用基于临界割集状态变量负反馈的闭环控制策略，与切机切负荷开环控制相比，控制精度更高；[0050]定义系统暂态稳定裕度指标η为[0051][0052]储能系统提高的暂态稳定裕度δη为[0053][0054]与多机系统的李雅普诺夫能量函数结相比，除了转子的位置势能vdiss、网络的磁性势能vmag，多出vbess电池调节势能，从理论层面证明了储能增加了系统暂态势能，并提高系统暂态稳定裕度；其中暂态稳定裕度的计算为五章储能的容量配置计算奠定了基础，而等值双机系统电磁功率-功角特性曲线图为储能在系统发生故障后投入退出时间的计算奠定了基础；而储能的容量配置计算以及投入、退出时间是储能参与asc第二道防线的最关键的两个环节之一，因此计及储能系的双机等值模型以及定对应的beeac是暂态稳定紧急控制的理论基础；[0055]3)储能系统参与电网安全稳定紧急控制的机理分析[0056]构建控制临界割集状态变量的储能模型[0057](1)储能机电暂态模型及控制策略设计[0058]电池储能系统(batteryenergystoragesystem，bess)由电池组模块，功率变换器(powerconvertsystem，pcs)，监测与控制系统以及升压变压器组成(附图5)；储能机电暂态模型，主要针对pcs及其控制系统建模，分为支路角/有功控制、电压/无功控制、荷电状态(stateofcharge，soc)管理、系统容量限制、充放电功率限制以及并网接口6大模块(附图6)；[0059]有功、无功模块为独立的内外环控制结构；将临界割集处的支路角σk作为有功环节输入信号，经过比例积分(proportionintegration，pi)调节器得到内环输入信号pset；将储能接入位置母线电压与其暂态初值的差值δv作为无功环节输入信号，经pi调节得到qset；内环控制器为pcs模型，经过park变换并简化等效得到一阶动态环节，输出有功无功指令p、q：[0060][0061][0062]kσp、kσi分别为支路角/有功pi调节器的比例、积分系数；kvp、kvi分别为电压/无功pi调节器的比例、积分系数；t为pcs时间常数；[0063]储能系统在实际运行当中，为了保证bess安全稳定运行，通常soc高于0.9停止充电，低于0.1停止放电；[0064]pcs的容量限制环节也以及功率损耗也应当考虑：[0065][0066]式中：pmax、qmax为bess最大充放电有功无功功率；iac、vac为pcs交流侧母线电流，电压；pdc为直流侧有功功率；ηpcs为pcs能量转换效率；[0067]并网接口环节将内环输出的p、q指令转换成电流注入电网；vp、vq为储能系统并网点正序电压的实部和虚部，ip、iq为并网点注入电流的的实部和虚部；[0068][0069](2)储能系统容量配置[0070]大规模容量的电池储能电站首先要能够消纳故障后网络大量的暂态动能，这样才能满足asc紧急控制的要求；假设网络等值双机系统发生三相接地故障，故障时pe(2)＝0，因此求出网络暂态动能：[0071]vkemax＝pm(δc-δ0)[0072]综合考虑电网安全稳定性与储能系统投资成本，令暂态稳定裕度η≥0.5；解得储能有功调节系数kei：[0073][0074]vpos、vmag分别为转子位置势能，输电网络存储的电磁能，均与网络结构参数有关；储能系统调节电网有功功率pbess为：[0075]pbess＝keiσk[0076]考虑储能系统备用容量裕度以及无功调节能力，需引入裕度系数krel，工程上，krel取1.6，支路角σk取π，储能系统装机容量sbess(mw)为：[0077]sbess＝krelpbess[0078]网侧大容量储能电站的电量配置需满足不同工作场景下的电能需求，主要为：控制电网暂态稳定，根据agc指令辅助调频，参与电网日负荷调节，减小用电峰谷差；因此储能系统电量配置ebess(mwh)为：[0079][0080]pe，pf，pl分别为储能参与暂态稳定控制、辅助调频、调节日负荷的有功功率，te，tf，tl分别对应储能在三种场景下的最大工作周期；储能系统一般用于有功调节，而调节无功功率采用技术成熟且成本较低的静止无功补偿装置(staticvarcompensator，svc)；如果储能系统调节的有功功率小于pcs的容量，pcs则剩余容量可用于无功调节；[0081](3)储能系统选址[0082]电力系统暂态稳定是与故障相关，网络中不同位置的严重故障对应的临界割集可能相同也可能不同；从经济实际出发不可能在全网每一临界割集处配置储能系统，因此提出如下选址准则：首先对预想事故集进行离线动态安全评估与分析，通过综合指标γci找出对应的临界割集，最后统计不同临界割集ci对应严重事故数的比重；通过大量仿真可以发现总存在一个临界割集cimax对应的事故数远超其余割集，此割集为网络输送断面最为薄弱的环节；在此割集cimax配置储能系统可充分发挥其暂稳调节能力；对导致网络在其他临界割集处发生失稳解列的少数事故，通过以常规切机切负荷手段进行暂稳控制；[0083]一个临界割集有多条支路，每条支路对应两个节点；从现有技术手段来看，储能系统属于可以灵活调节有功无功的电源；从吸收暂态能量角度来看，储能系统配置于距临界机群电气距离最近的临界割集支路送端节点处调节效果最佳；当故障支路同属于临界割集支路集合l∈cimax时，无法通过该故障支路送端的储能系统调节，需在cimax其余支路送端配置储能进行调节；综上，在临界割集cimax每条支路的的送端(距临界机组电气距离最近的一端)母线处均配置储能系统；[0084](4)储能系统退出运行时间计算[0085]计算储能系统的投入退出时间，可以最大限度发挥储能系统的调节能力，同时也避免了电池组充放电频繁动作，在最短的实际内使系统保持暂态稳定；借助计及储能的双机等值系统电磁功率-功角曲线图(附图4)来具体分析计算储能系统的投退时间；[0086]在故障切除时刻，系统的暂态动能达到最大值；临界割集支路处的暂态能量达到峰值(dv/dt＝0)；此时应该投入储能迅速吸收该能量，才能发挥储能系统调节能力的最大效应；因此电池储能系统投入时刻为故障清除时刻tc；[0087]当δ》δ’u时，系统越过uep时，如果继续投入储能，储能系统提也无法增加额外的暂态势能(减速面积)，让储能电站继续工作则毫无意义，此时储能电站应当退出运行；储能有效工作时间处于δc～δ’u所对应的tc～t’u时段内，因此在t’u时刻让储能退出运行；根据beeac理论，等值临界机群的转子运动方程为：[0088][0089]令分离参数，两边积分得：[0090][0091]在工程上为通常取1.8倍时间裕度消除系统误差，保证系统稳定运行，储能退出时间toff：[0092]toff＝tc 1.8(t'u-tc)[0093]通过求解发电机转子运动方程提出了储能系统退出时间计算的方法，在快速高效调节系统暂态稳定的前提下，减少储能系统调节时间；利用积分函数计算储能退出运行时间，减少电池充放电次数，提高储能系统运行效率。[0094]与现有技术相比，本发明具有以下优点：[0095]储能系统能够根据网络扰动主动响应，迅速对能量进行存储释放，提高电力系统事故后大容量有功冲击下的稳定性，同时有效减少切机、切负荷量，提高能源利用率。因此将储能系统引入构筑安全稳定控制asc(automaticstabilitycontrol，asc)第二道防线，参与暂态稳定紧急控制具有良好的工程前景，能够真正做到源-网-荷-储一体化协调发展。[0096]与传统第二道防线紧急控制措施相比，储能克服了切机产生的转子角恢复稳定产生的时滞，使系统相轨迹向故障后稳定平衡点收敛速度最快，暂态稳定裕度显著提高。电力系统asc紧急控制目前大多为基于eeac的在线预决策，实施匹配的开环离散控制。随着“双高”电力系统的发展，我国电网的安全稳定运行问题也日益突出，需要能够满足实时决策，实时控制、闭环控制的紧急控制方案。将大规模容量的电池储能系统引入asc第二道防线，根据网络扰动通负反馈控制进行主动响应，通过控制临界割集状态变量对临界割集暂态能量进行调控，使系统向稳定平衡点迅速收敛，省去了大量的计算决策方案时间，完美解决了制约实时决策，实时控制、闭环的理想型紧急控制策略的两大因素。电池储能系统控制了临界割集状态变量支路角σk，对应于控制此输断面有功功率pk，控制临界割集状态变量母线电压vi，对应于控制割集输断面的无功功率qi。附图说明[0097]下面结合附图和实施例对本发明作进一步说明。[0098]图1为临界割集。[0099]图2为支路功率与支路角函数关系图。[0100]图3为计及储能双机等值系统图。[0101]图4为计及储能等值双机系统电磁功率-功角特性曲线图。[0102]图5为储能电站系统示意图。[0103]图6为储能系统机电暂态数学模型示意图。[0104]图7为储能系统参与asc紧急控制流程图。[0105]图8为cepri8机36节点单线图。[0106]图9为无控制措施不同故障下发电机转子摇摆角曲线。[0107]图10为切机、切负荷措施不同故障下发电机转子摇摆曲线。[0108]图11为储能系统参与紧急控制不同故障下发电机转子摇摆曲线。[0109]图12为故障②下不同措施仿真示意图。[0110]图13为故障②下不同措施母线电压与有功功率示意图。具体实施方式[0111]一种基于临界割集识别的储能系统参与电网第二道防线紧急控制的方法，包括下述步骤：[0112]1)改进综合性指标的临界割集辨识方法所述方法步骤为：[0113](1)对割集ci规定一个参考方向，ci 表示割集ci中潮流方向为正的支路集合，同理ci-表示割集中潮流方向为负的支路集合；处于系统稳定平衡点(stableequilibriumpoint，sep)的任意支路的支路角σks沿潮流正方向偏移量σk 定义如下：[0114][0115]式中，分别对应于系统uep处沿正反方向的的支路角；系统在临界割集处发生解列的原因在于脆弱支路的势能小于故障后馈入系统的暂态能量，因此将支路势能纳入割集脆弱性指标；[0116](2)曲线pσ为支路有功功率关于支路角σk的函数关系，直线pσks为系统处于sep时支路k流过有功功率：[0117][0118]式中，vi，vj为支路k两侧母线电压幅值，xk为支路k电抗，忽略支路电阻，阴影面积wk 为沿支路有功潮流正方向的支路势能，wk-为沿支路有功潮流反方向的支路势能；[0119][0120](3)同一割集有两种角度解列模式，脆弱性指标分别为vi ，vi-，割集脆弱指标vi为二者最小值：[0121][0122]割集脆弱指标vi物理意义为割集ci中所有支路势能代数和的最小值，对应于系统失稳后的减速面积，也就是势能变化，是对网络拓扑结构的评价；vi越低，故障后系统越容易在此发生失稳解列；系统失稳模态的辨识中，临界机群的的暂态动能也是最不可忽略因素之一；故障清除时刻，通常具有最大转子转速(动能)的发电机最容易相对系统其它发电机发生失步，因此定义改进后的综合指标γci：[0123][0124]式中，nci为临界机群数量，ωj为故障清除时刻临界机群发电机j的转子角速度，mj为临界机群发电机j的转动惯量；式中分子为故障清除时刻导致系统失稳的暂态动能之和，分母为临界割集的支路势能之和；[0125]故障后系统的临界割集为：[0126]γ＝max{γci}[0127](4)综上，根据改进综合指标进行临济割集识别步骤如下：根据既定故障的位置以及类型筛选出候选割集；根据潮流结果以及网架结构参数计算候选割集的支路势能指标vi；计算候选割集对应的失稳机群的动能；计算综合指标，值最大者为该故障下对应的临界割集；通过暂态稳定时域仿真计算进行验证比对；[0128]2)储能系统参与电网安全稳定紧急控制的机理分析[0129](1)计及储能系统的双机等值模型：假设系统在临界割集处发生解列，形成两个同调区域，区域内部发电机转子角无相对摆动；将受扰严重机群称为s，其余机群称为a；储能系统位于临界割集s机群一侧母线处；在同步坐标基础上定义s机群，a机群等值功角δs、δa，角速度ωs、ωa及转动惯量ms、ma：[0130][0131]根据临界割集处支路角变化，储能馈入电网的电功率δpe＝keiσk＝kei(δs-δa)；kei为储能有功调节系数；惯量中心s和a的转子运动方程：[0132][0133]进一步做单机无穷大等值变换得：[0134][0135]式中各变量参数如下所示：[0136][0137]假设网络线性，忽略负荷电压、频率特性；负荷导纳、暂态电抗x'd并入网络导纳矩阵ybus，消去负荷节点及联络节点，只保留发电机机端节点；pei、pej分别为s机群、a机群各台发电机输出电磁功率为：[0138][0139]式中：ei、ej为x'd后的发电机内电势大小；g jb＝y为导纳矩阵ybus中元素；导出计及储能的双机等值系统电磁功率–功角表达式为[0140]pe＝pc pmaxsin(δ-γ) pdδ[0141]其中：[0142][0143](2)计及储能的beeac及其暂态能量函数计算[0144]在beeac基础上，计算系统暂态能量函数，分析储能参与紧急控制下的系统暂态稳定裕度；pe(1)、pe(2)、pe(3)、pe(4)分别为双机等值系统正常工况下，故障时，故障后以及投入储能后的系统电磁功率–功角特性曲线；δpm为等效切机量，p'm为切机后系统等效机械功率：[0145]pe＝pc pmaxsin(δ-γ) pdδ[0146][0147][0148]式中：δ0、δp分别为系统故障前后sep；δc为切除故障时转子角；δu、δd、δ'u分别为无措施、切机、投入储能后系统uep；定义系统能量函数v(ω,δ)＝vke vpe，故障后系统暂态动能为vke；对应图区域a(附图4)；[0149][0150]式中m为s机群发电机数量；采取投入储能参与紧急控制，故障后系统的势能为vpe；对应图区域b d(附图4)：[0151][0152]式中vp1、vp2、vp3分别为机械功率引起的转子位置势能，输电网络存储的电磁能(忽略电导引起的耗散势能)以及储能系统吸收的转子动能；[0153][0154]与多机系统的李雅普诺夫能量函数结相比，计及储能的双机等值系统能量函数多出vp3项；vp3反映了在临界割集处投入储能，可以迅速吸收临界机群转子过剩的暂态动能，储能系统充电将电能转为化学能存储在电池组中；由于储能系统响应时间在毫秒级，充放电迅速，因此与切机、切负荷控制措施相比，投入储能系统提高发电机转子第一摆稳定性效果更优；其次，储能系统采用基于临界割集状态变量负反馈的闭环控制策略，与切机切负荷开环控制相比，控制精度更高；[0155]定义系统暂态稳定裕度指标η为[0156][0157]储能系统提高的暂态稳定裕度δη为[0158][0159]与多机系统的李雅普诺夫能量函数结相比，除了转子的位置势能vdiss、网络的磁性势能vmag，多出vbess电池调节势能，从理论层面证明了储能增加了系统暂态势能，并提高系统暂态稳定裕度；其中暂态稳定裕度的计算为五章储能的容量配置计算奠定了基础，而等值双机系统电磁功率-功角特性曲线图为储能在系统发生故障后投入退出时间的计算奠定了基础；而储能的容量配置计算以及投入、退出时间是储能参与asc第二道防线的最关键的两个环节之一，因此计及储能系的双机等值模型以及定对应的beeac是暂态稳定紧急控制的理论基础；[0160]3)储能系统参与电网安全稳定紧急控制的机理分析[0161]构建控制临界割集状态变量的储能模型[0162](1)储能机电暂态模型及控制策略设计[0163]电池储能系统(batteryenergystoragesystem，bess)由电池组模块，功率变换器(powerconvertsystem，pcs)，监测与控制系统以及升压变压器组成(附图5)；储能机电暂态模型，主要针对pcs及其控制系统建模，分为支路角/有功控制、电压/无功控制、荷电状态(stateofcharge，soc)管理、系统容量限制、充放电功率限制以及并网接口6大模块(附图6)；[0164]有功、无功模块为独立的内外环控制结构；将临界割集处的支路角σk作为有功环节输入信号，经过比例积分(proportionintegration，pi)调节器得到内环输入信号pset；将储能接入位置母线电压与其暂态初值的差值δv作为无功环节输入信号，经pi调节得到qset；内环控制器为pcs模型，经过park变换并简化等效得到一阶动态环节，输出有功无功指令p、q：[0165][0166][0167]kσp、kσi分别为支路角/有功pi调节器的比例、积分系数；kvp、kvi分别为电压/无功pi调节器的比例、积分系数；t为pcs时间常数；[0168]储能系统在实际运行当中，为了保证bess安全稳定运行，通常soc高于0.9停止充电，低于0.1停止放电；[0169]pcs的容量限制环节也以及功率损耗也应当考虑：[0170][0171]式中：pmax、qmax为bess最大充放电有功无功功率；iac、vac为pcs交流侧母线电流，电压；pdc为直流侧有功功率；ηpcs为pcs能量转换效率；[0172]并网接口环节将内环输出的p、q指令转换成电流注入电网；vp、vq为储能系统并网点正序电压的实部和虚部，ip、iq为并网点注入电流的的实部和虚部；[0173][0174](2)储能系统容量配置[0175]大规模容量的电池储能电站首先要能够消纳故障后网络大量的暂态动能，这样才能满足asc紧急控制的要求；假设网络等值双机系统发生三相接地故障，故障时pe(2)＝0，因此求出网络暂态动能：[0176]vkemax＝pm(δc-δ0)[0177]综合考虑电网安全稳定性与储能系统投资成本，令暂态稳定裕度η≥0.5；解得储能有功调节系数kei：[0178][0179]vpos、vmag分别为转子位置势能，输电网络存储的电磁能，均与网络结构参数有关；储能系统调节电网有功功率pbess为：[0180]pbess＝keiσk[0181]考虑储能系统备用容量裕度以及无功调节能力，需引入裕度系数krel，工程上，krel取1.6，支路角σk取π，储能系统装机容量sbess(mw)为：[0182]sbess＝krelpbess[0183]网侧大容量储能电站的电量配置需满足不同工作场景下的电能需求，主要为：控制电网暂态稳定，根据agc指令辅助调频，参与电网日负荷调节，减小用电峰谷差；因此储能系统电量配置ebess(mwh)为：[0184][0185]pe，pf，pl分别为储能参与暂态稳定控制、辅助调频、调节日负荷的有功功率，te，tf，tl分别对应储能在三种场景下的最大工作周期；储能系统一般用于有功调节，而调节无功功率采用技术成熟且成本较低的静止无功补偿装置(staticvarcompensator，svc)；如果储能系统调节的有功功率小于pcs的容量，pcs则剩余容量可用于无功调节；[0186](3)储能系统选址[0187]电力系统暂态稳定是与故障相关，网络中不同位置的严重故障对应的临界割集可能相同也可能不同；从经济实际出发不可能在全网每一临界割集处配置储能系统，因此提出如下选址准则：首先对预想事故集进行离线动态安全评估与分析，通过综合指标γci找出对应的临界割集，最后统计不同临界割集ci对应严重事故数的比重；通过大量仿真可以发现总存在一个临界割集cimax对应的事故数远超其余割集，此割集为网络输送断面最为薄弱的环节；在此割集cimax配置储能系统可充分发挥其暂稳调节能力；对导致网络在其他临界割集处发生失稳解列的少数事故，通过以常规切机切负荷手段进行暂稳控制；[0188]一个临界割集有多条支路，每条支路对应两个节点；从现有技术手段来看，储能系统属于可以灵活调节有功无功的电源；从吸收暂态能量角度来看，储能系统配置于距临界机群电气距离最近的临界割集支路送端节点处调节效果最佳；当故障支路同属于临界割集支路集合l∈cimax时，无法通过该故障支路送端的储能系统调节，需在cimax其余支路送端配置储能进行调节；综上，在临界割集cimax每条支路的的送端(距临界机组电气距离最近的一端)母线处均配置储能系统；[0189](4)储能系统退出运行时间计算[0190]计算储能系统的投入退出时间，可以最大限度发挥储能系统的调节能力，同时也避免了电池组充放电频繁动作，在最短的实际内使系统保持暂态稳定；借助计及储能的双机等值系统电磁功率-功角曲线图(附图4)来具体分析计算储能系统的投退时间；[0191]在故障切除时刻，系统的暂态动能达到最大值；临界割集支路处的暂态能量达到峰值(dv/dt＝0)；此时应该投入储能迅速吸收该能量，才能发挥储能系统调节能力的最大效应；因此电池储能系统投入时刻为故障清除时刻tc；[0192]当δ》δ’u时，系统越过uep时，如果继续投入储能，储能系统提也无法增加额外的暂态势能(减速面积)，让储能电站继续工作则毫无意义，此时储能电站应当退出运行；储能有效工作时间处于δc～δ’u所对应的tc～t’u时段内，因此在t’u时刻让储能退出运行；根据beeac理论，等值临界机群的转子运动方程为：[0193][0194]令分离参数，两边积分得：[0195][0196]在工程上为通常取1.8倍时间裕度消除系统误差，保证系统稳定运行，储能退出时间toff：[0197]toff＝tc 1.8(t'u-tc)[0198]通过求解发电机转子运动方程提出了储能系统退出时间计算的方法，在快速高效调节系统暂态稳定的前提下，减少储能系统调节时间；利用积分函数计算储能退出运行时间，减少电池充放电次数，提高储能系统运行效率。[0199]与现有技术相比，本发明具有以下优点：[0200]储能系统能够根据网络扰动主动响应，迅速对能量进行存储释放，提高电力系统事故后大容量有功冲击下的稳定性，同时有效减少切机、切负荷量，提高能源利用率。因此将储能系统引入构筑安全稳定控制asc(automaticstabilitycontrol，asc)第二道防线，参与暂态稳定紧急控制具有良好的工程前景，能够真正做到源-网-荷-储一体化协调发展。[0201]与传统第二道防线紧急控制措施相比，储能克服了切机产生的转子角恢复稳定产生的时滞，使系统相轨迹向故障后稳定平衡点收敛速度最快，暂态稳定裕度显著提高。电力系统asc紧急控制目前大多为基于eeac的在线预决策，实施匹配的开环离散控制。随着“双高”电力系统的发展，我国电网的安全稳定运行问题也日益突出，需要能够满足实时决策，实时控制、闭环控制的紧急控制方案。将大规模容量的电池储能系统引入asc第二道防线，根据网络扰动通负反馈控制进行主动响应，通过控制临界割集状态变量对临界割集暂态能量进行调控，使系统向稳定平衡点迅速收敛，省去了大量的计算决策方案时间，完美解决了制约实时决策，实时控制、闭环的理想型紧急控制策略的两大因素。电池储能系统控制了临界割集状态变量支路角σk，对应于控制此输断面有功功率pk，控制临界割集状态变量母线电压vi，对应于控制割集输断面的无功功率qi。[0202]下面给出储能参与asc第二道防线紧急控制的具体决策方案(附图7)：[0203](1)网络既定故障发生后，根据ems能量中心发电机电气量、及网络拓扑以及实时运行工况进行临界割集识别以及临界机群划分。[0204](2)根据网络简化等值形成故障前、故障时、故障后的节点导纳矩阵，获得临界机群的发电机转子角δ，转速ω，以及电磁功率pe，机械功率pm根据eeac进行omib等值，得到pe-δ曲线，计算系统的能量函数以及稳定裕度，判断系统是否在不采取紧急控制措施下保持稳定。如果系统暂态稳定，则闭锁asc第二道防线安控装置。[0205](3)如果系统失稳，通过高速通信系统向调度中心发出询问指令，判断导致电网失稳解列的临界割集处是否有电池储能系统。如果没有，切换常规紧急控制决策方案，通过在线预决策、实时匹配决策表进行切机、切负荷等常规紧急控制。[0206](4)如果临界割集处配置了大容量电池储能系统，在保证一定暂稳裕度的情况下，计算储能系统充放电功率，投入、退出时间，并对储能电站下达调度指令，使储能按照既定目标对临界割集处的暂态能量进行调控，吸收临界机群过剩的暂态动能，使系统恢复暂态稳定。[0207]仿真案例。[0208]本文以psasp作为仿真平台，在用户自定义(userdefinition，ud)模块搭建电池储能模型，通过cepri8机36节点(附图8)系统验证储能参与asc第二道防线紧急控制，提高电网暂态稳定裕度的有效性。系统基准容量100mva，总装机容量26.3pu./2630mw，主网架电压等级为220kv，根据储能容量配置计算方法得储能电站容量配置约为250mw/8mwh，约为系统总容量10％。仿真总时长10秒，积分步长0.01秒。[0209]在各支路的5％，25％，55％，75％，95％处设置三相短路故障，进行临界割集识别并找出对应故障数最多的临界割集cimax。[0210]表1不同临界割集对应故障数分布[0211][0212]割集19-30，33-34综合指标最大且对应事故数量最多，因此该网络cimax为割集19-30，33-34。7、8号发电机为临界机群，等值为s机群，剩余1到6号发电机等值为a机群。因此按所提出选址方法在节点30、33分别配置储能系统。[0213]故障设置：[0214]表2故障设置[0215][0216]表3临界割集辨识结果[0217][0218]三种故障下系统临界割集均为19-30,33-34，临界机组为7、8号发电机。[0219]故障①，②储能有功控制输入信号为σ19-30，无功控制输入信号vbus33，33节点处储能系统参与调节；故障③储能有功控制输入信号为σ33-34，功控制输入信号vbus30，30节点处储能系统参与调节。仿真观察7号机与1～8号机组的相对转子摇摆角。[0220]此外，为验证规划方法的有效性，设计3种方案进行仿真计算，设置如下：[0221]方案一：无紧急控制措施。(见附图9)[0222]不采取任何紧急措施，系统在故障①下保持稳定，在故障②，③下发电机失步，故障②、③均为两群失稳模式，符合2.3中临界割集识别结果。因此要想系统保持暂态稳定，必须控制临界割集处的暂态能量，消纳临界机组过剩的暂态动能。[0223]方案二：切机、切负荷控制措施。(见附图10)[0224]表4切机、切负荷方案[0225][0226]故障②，③下采取切机、切负荷急控制措施，系统保持稳定，各机组相对转子角保持同步。7号机第二摆转子角会拉大，4秒后逐步恢复稳定，因为故障后临界机群发电机转子过剩的动能馈入电网，网络无法迅速消纳。因此采用切机、切负荷控制措施，临界机组的转子角恢复稳定的过程有一定的时滞，这是因为发电机组是一个具有很大惯性时间常数的机械系统。[0227]方案三：储能系统参与紧急控制。(见附图11)[0228]表5储能投切方案[0229][0230]储能系统在实际运行当中，为了保证电池安全稳定运行，需要对充放电深度加以限制，通常设置荷电量soc高于0.9停止充电：soc低于0.1停止放电。储能系统充放电有功功率图像反映储能系统在故障清除时刻投入运行时，迅速充电，吸收系统过剩的暂态动能，增大临界割集处支路的暂态势能，有效验验证了提出的能量函数模型中的vbess的作用，精确计算储能退出时间toff，减少储能充放电次数，达到精准控制的目标。[0231]仿真结果：[0232]从图12可看出投入储能系统可使各机组功角保持同步。相比切机切负荷，储能系统可以有效平抑临界机群第二摆转子角的拉大，克服临界机组恢复稳定过程中的时滞现象。[0233]故障②下无措施系统相轨迹发散失稳；采取切机以及投入储能措施，系统相轨迹均渐进收敛于故障后sep，储能使系统相轨迹运动收敛速度最快。选取故障②，无措施、切机切负荷以及投入储能三种不同工况下临界割集处母线电压、联络线功率仿真结果如附图13：临界割集处在三相短路故障切除前母线失压，如果未采取紧急控制措施，系统暂态失稳，电压会在0.2pu.至1.2pu.间大幅振荡。切机切负荷使故障后母线电压恢复至0.65pu.，然后幅值衰减振荡。投入储能使电压迅速上升至0.8pu.后渐进恢复稳定，储能使母线电压振幅更小，恢复稳定速度更快。联络线传输有功功率在系统失稳状态下高频大幅振荡，储能系统比切机、切负荷更能够迅速平抑联络线有功功率。[0234]按照beeac理论计算不同故障、不同措施下的发电机转子暂态动能vke、转子的位置势能vdiss、网络的磁性势能vmag以及电池调节势能vbess，并计算不同故障、不同措施下对应的暂态稳定裕度。不同工况下系统暂态能量及稳定裕度η见表6[0235]表6不同工况下系统暂态能量及稳定裕度η[0236][0237][0238]系统在故障①下暂态稳定裕度η为0.145，接近临界失稳模态，投入储能系统后，η为1.058。故障②，③使系统失稳解列，η小于0。通过采取切机切负荷措施使系统恢复稳定，η分别为0.341、0.389，通过投切储能进行控制下的η分别为0.619、0.597。与切机、切负荷措施相比，投切储能使系统暂态稳定裕度分别提高了81.5％，53.5％。[0239]最后应该说明的是，结合上述实施例仅说明本发明的技术方案而非对其限制。所属领域的普通技术人员应当理解到，本领域技术人员可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，但这些修改或变更均在申请待批的权利要求保护范围之中。当前第1页12当前第1页12
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：：2.当前，精准切负荷等控制资源已接近极限，受端电网应对大容量有功冲击的手段极为匮乏，使得我国电网安全稳定运行面临重大风险。特高压交直流输电是我国电网具有坚强的网架结构，但同时也面临着更加复杂的安全稳定控制措施，在线预决策、实时匹配的紧急控制方案效果也日渐趋于饱和。因此实施“在线决策、实时控制”的暂态稳定紧急控制方案迫在眉睫。直流闭锁、新能源集群脱网等多种故障场景均可能带来巨大的功率缺额，将触发稳控切负荷，甚至是低频减载等电网第二、三道防线，存在较大切负荷风险。为确保电网安全稳定，必须对现有的安全防御体系asc三道防线引入全新的控制手段。电化学储能能够根据网络扰动主动响应，迅速对能量进行存储释放，提高电力系统事故后大容量有功冲击下的稳定性，同时有效减少切机、切负荷量，提高能源利用率。目前，国内外针对储能容量的优化配置、调峰、调频、调压、平抑新能源波动等应用场景下的场站级控制策略已开展大量研究。然而，仍缺乏将大规模储能融入现有三道防线安全防御体系的总体构想，储能集群在电网三道防线中应对大功率扰动的角色及措施还需深入研究。技术实现要素：3.本发明的目的在于提供一种有效提高电网暂态稳定裕度，提高储能系统工作效率的基于临界割集识别的储能系统参与电网第二道防线紧急控制的方法。4.本发明的技术解决方案是：5.一种基于临界割集识别的储能系统参与电网第二道防线紧急控制的方法，其特征是：6.包括下述步骤：7.1)改进综合性指标的临界割集辨识方法所述方法步骤为：8.(1)对割集ci规定一个参考方向，ci 表示割集ci中潮流方向为正的支路集合，同理ci-表示割集中潮流方向为负的支路集合；处于系统稳定平衡点(stableequilibriumpoint，sep)的任意支路的支路角σks沿潮流正方向偏移量σk 定义如下：[0009][0010]式中，分别对应于系统uep处沿正反方向的的支路角；系统在临界割集处发生解列的原因在于脆弱支路的势能小于故障后馈入系统的暂态能量，因此将支路势能纳入割集脆弱性指标；[0011](2)曲线pσ为支路有功功率关于支路角σk的函数关系，直线pσks为系统处于sep时支路k流过有功功率：[0012][0013]式中，vi，vj为支路k两侧母线电压幅值，xk为支路k电抗，忽略支路电阻，阴影面积wk 为沿支路有功潮流正方向的支路势能，wk-为沿支路有功潮流反方向的支路势能；[0014][0015](3)同一割集有两种角度解列模式，脆弱性指标分别为vi ，vi-，割集脆弱指标vi为二者最小值：[0016][0017]割集脆弱指标vi物理意义为割集ci中所有支路势能代数和的最小值，对应于系统失稳后的减速面积，也就是势能变化，是对网络拓扑结构的评价；vi越低，故障后系统越容易在此发生失稳解列；系统失稳模态的辨识中，临界机群的的暂态动能也是最不可忽略因素之一；故障清除时刻，通常具有最大转子转速(动能)的发电机最容易相对系统其它发电机发生失步，因此定义改进后的综合指标γci：[0018][0019]式中，nci为临界机群数量，ωj为故障清除时刻临界机群发电机j的转子角速度，mj为临界机群发电机j的转动惯量；式中分子为故障清除时刻导致系统失稳的暂态动能之和，分母为临界割集的支路势能之和；[0020]故障后系统的临界割集为：[0021][0022](4)综上，根据改进综合指标进行临济割集识别步骤如下：根据既定故障的位置以及类型筛选出候选割集；根据潮流结果以及网架结构参数计算候选割集的支路势能指标vi；计算候选割集对应的失稳机群的动能；计算综合指标，值最大者为该故障下对应的临界割集；通过暂态稳定时域仿真计算进行验证比对；[0023]2)储能系统参与电网安全稳定紧急控制的机理分析[0024](1)计及储能系统的双机等值模型：假设系统在临界割集处发生解列，形成两个同调区域，区域内部发电机转子角无相对摆动；将受扰严重机群称为s，其余机群称为a；储能系统位于临界割集s机群一侧母线处；在同步坐标基础上定义s机群，a机群等值功角δs、δa，角速度ωs、ωa及转动惯量ms、ma：[0025][0026]根据临界割集处支路角变化，储能馈入电网的电功率δpe＝keiσk＝kei(δs-δa)；kei为储能有功调节系数；惯量中心s和a的转子运动方程：[0027][0028]进一步做单机无穷大等值变换得：[0029][0030]式中各变量参数如下所示：[0031][0032]假设网络线性，忽略负荷电压、频率特性；负荷导纳、暂态电抗x'd并入网络导纳矩阵ybus，消去负荷节点及联络节点，只保留发电机机端节点；pei、pej分别为s机群、a机群各台发电机输出电磁功率为：[0033][0034]式中：ei、ej为x'd后的发电机内电势大小；g jb＝y为导纳矩阵ybus中元素；导出计及储能的双机等值系统电磁功率–功角表达式为[0035]pe＝pc pmaxsin(δ-γ) pdδ[0036]其中：[0037][0038](2)计及储能的beeac及其暂态能量函数计算[0039]在beeac基础上，计算系统暂态能量函数，分析储能参与紧急控制下的系统暂态稳定裕度；pe(1)、pe(2)、pe(3)、pe(4)分别为双机等值系统正常工况下，故障时，故障后以及投入储能后的系统电磁功率–功角特性曲线；δpm为等效切机量，p'm为切机后系统等效机械功率：[0040]pe＝pc pmaxsin(δ-γ) pdδ[0041][0042][0043]式中：δ0、δp分别为系统故障前后sep；δc为切除故障时转子角；δu、δd、δ'u分别为无措施、切机、投入储能后系统uep；定义系统能量函数v(ω,δ)＝vke vpe，故障后系统暂态动能为vke；对应图区域a(附图4)；[0044][0045]式中m为s机群发电机数量；采取投入储能参与紧急控制，故障后系统的势能为vpe；对应图区域b d(附图4)：[0046][0047]式中vp1、vp2、vp3分别为机械功率引起的转子位置势能，输电网络存储的电磁能(忽略电导引起的耗散势能)以及储能系统吸收的转子动能；[0048][0049]与多机系统的李雅普诺夫能量函数结相比，计及储能的双机等值系统能量函数多出vp3项；vp3反映了在临界割集处投入储能，可以迅速吸收临界机群转子过剩的暂态动能，储能系统充电将电能转为化学能存储在电池组中；由于储能系统响应时间在毫秒级，充放电迅速，因此与切机、切负荷控制措施相比，投入储能系统提高发电机转子第一摆稳定性效果更优；其次，储能系统采用基于临界割集状态变量负反馈的闭环控制策略，与切机切负荷开环控制相比，控制精度更高；[0050]定义系统暂态稳定裕度指标η为[0051][0052]储能系统提高的暂态稳定裕度δη为[0053][0054]与多机系统的李雅普诺夫能量函数结相比，除了转子的位置势能vdiss、网络的磁性势能vmag，多出vbess电池调节势能，从理论层面证明了储能增加了系统暂态势能，并提高系统暂态稳定裕度；其中暂态稳定裕度的计算为五章储能的容量配置计算奠定了基础，而等值双机系统电磁功率-功角特性曲线图为储能在系统发生故障后投入退出时间的计算奠定了基础；而储能的容量配置计算以及投入、退出时间是储能参与asc第二道防线的最关键的两个环节之一，因此计及储能系的双机等值模型以及定对应的beeac是暂态稳定紧急控制的理论基础；[0055]3)储能系统参与电网安全稳定紧急控制的机理分析[0056]构建控制临界割集状态变量的储能模型[0057](1)储能机电暂态模型及控制策略设计[0058]电池储能系统(batteryenergystoragesystem，bess)由电池组模块，功率变换器(powerconvertsystem，pcs)，监测与控制系统以及升压变压器组成(附图5)；储能机电暂态模型，主要针对pcs及其控制系统建模，分为支路角/有功控制、电压/无功控制、荷电状态(stateofcharge，soc)管理、系统容量限制、充放电功率限制以及并网接口6大模块(附图6)；[0059]有功、无功模块为独立的内外环控制结构；将临界割集处的支路角σk作为有功环节输入信号，经过比例积分(proportionintegration，pi)调节器得到内环输入信号pset；将储能接入位置母线电压与其暂态初值的差值δv作为无功环节输入信号，经pi调节得到qset；内环控制器为pcs模型，经过park变换并简化等效得到一阶动态环节，输出有功无功指令p、q：[0060][0061][0062]kσp、kσi分别为支路角/有功pi调节器的比例、积分系数；kvp、kvi分别为电压/无功pi调节器的比例、积分系数；t为pcs时间常数；[0063]储能系统在实际运行当中，为了保证bess安全稳定运行，通常soc高于0.9停止充电，低于0.1停止放电；[0064]pcs的容量限制环节也以及功率损耗也应当考虑：[0065][0066]式中：pmax、qmax为bess最大充放电有功无功功率；iac、vac为pcs交流侧母线电流，电压；pdc为直流侧有功功率；ηpcs为pcs能量转换效率；[0067]并网接口环节将内环输出的p、q指令转换成电流注入电网；vp、vq为储能系统并网点正序电压的实部和虚部，ip、iq为并网点注入电流的的实部和虚部；[0068][0069](2)储能系统容量配置[0070]大规模容量的电池储能电站首先要能够消纳故障后网络大量的暂态动能，这样才能满足asc紧急控制的要求；假设网络等值双机系统发生三相接地故障，故障时pe(2)＝0，因此求出网络暂态动能：[0071]vkemax＝pm(δc-δ0)[0072]综合考虑电网安全稳定性与储能系统投资成本，令暂态稳定裕度η≥0.5；解得储能有功调节系数kei：[0073][0074]vpos、vmag分别为转子位置势能，输电网络存储的电磁能，均与网络结构参数有关；储能系统调节电网有功功率pbess为：[0075]pbess＝keiσk[0076]考虑储能系统备用容量裕度以及无功调节能力，需引入裕度系数krel，工程上，krel取1.6，支路角σk取π，储能系统装机容量sbess(mw)为：[0077]sbess＝krelpbess[0078]网侧大容量储能电站的电量配置需满足不同工作场景下的电能需求，主要为：控制电网暂态稳定，根据agc指令辅助调频，参与电网日负荷调节，减小用电峰谷差；因此储能系统电量配置ebess(mwh)为：[0079][0080]pe，pf，pl分别为储能参与暂态稳定控制、辅助调频、调节日负荷的有功功率，te，tf，tl分别对应储能在三种场景下的最大工作周期；储能系统一般用于有功调节，而调节无功功率采用技术成熟且成本较低的静止无功补偿装置(staticvarcompensator，svc)；如果储能系统调节的有功功率小于pcs的容量，pcs则剩余容量可用于无功调节；[0081](3)储能系统选址[0082]电力系统暂态稳定是与故障相关，网络中不同位置的严重故障对应的临界割集可能相同也可能不同；从经济实际出发不可能在全网每一临界割集处配置储能系统，因此提出如下选址准则：首先对预想事故集进行离线动态安全评估与分析，通过综合指标γci找出对应的临界割集，最后统计不同临界割集ci对应严重事故数的比重；通过大量仿真可以发现总存在一个临界割集cimax对应的事故数远超其余割集，此割集为网络输送断面最为薄弱的环节；在此割集cimax配置储能系统可充分发挥其暂稳调节能力；对导致网络在其他临界割集处发生失稳解列的少数事故，通过以常规切机切负荷手段进行暂稳控制；[0083]一个临界割集有多条支路，每条支路对应两个节点；从现有技术手段来看，储能系统属于可以灵活调节有功无功的电源；从吸收暂态能量角度来看，储能系统配置于距临界机群电气距离最近的临界割集支路送端节点处调节效果最佳；当故障支路同属于临界割集支路集合l∈cimax时，无法通过该故障支路送端的储能系统调节，需在cimax其余支路送端配置储能进行调节；综上，在临界割集cimax每条支路的的送端(距临界机组电气距离最近的一端)母线处均配置储能系统；[0084](4)储能系统退出运行时间计算[0085]计算储能系统的投入退出时间，可以最大限度发挥储能系统的调节能力，同时也避免了电池组充放电频繁动作，在最短的实际内使系统保持暂态稳定；借助计及储能的双机等值系统电磁功率-功角曲线图(附图4)来具体分析计算储能系统的投退时间；[0086]在故障切除时刻，系统的暂态动能达到最大值；临界割集支路处的暂态能量达到峰值(dv/dt＝0)；此时应该投入储能迅速吸收该能量，才能发挥储能系统调节能力的最大效应；因此电池储能系统投入时刻为故障清除时刻tc；[0087]当δ》δ’u时，系统越过uep时，如果继续投入储能，储能系统提也无法增加额外的暂态势能(减速面积)，让储能电站继续工作则毫无意义，此时储能电站应当退出运行；储能有效工作时间处于δc～δ’u所对应的tc～t’u时段内，因此在t’u时刻让储能退出运行；根据beeac理论，等值临界机群的转子运动方程为：[0088][0089]令分离参数，两边积分得：[0090][0091]在工程上为通常取1.8倍时间裕度消除系统误差，保证系统稳定运行，储能退出时间toff：[0092]toff＝tc 1.8(t'u-tc)[0093]通过求解发电机转子运动方程提出了储能系统退出时间计算的方法，在快速高效调节系统暂态稳定的前提下，减少储能系统调节时间；利用积分函数计算储能退出运行时间，减少电池充放电次数，提高储能系统运行效率。[0094]与现有技术相比，本发明具有以下优点：[0095]储能系统能够根据网络扰动主动响应，迅速对能量进行存储释放，提高电力系统事故后大容量有功冲击下的稳定性，同时有效减少切机、切负荷量，提高能源利用率。因此将储能系统引入构筑安全稳定控制asc(automaticstabilitycontrol，asc)第二道防线，参与暂态稳定紧急控制具有良好的工程前景，能够真正做到源-网-荷-储一体化协调发展。[0096]与传统第二道防线紧急控制措施相比，储能克服了切机产生的转子角恢复稳定产生的时滞，使系统相轨迹向故障后稳定平衡点收敛速度最快，暂态稳定裕度显著提高。电力系统asc紧急控制目前大多为基于eeac的在线预决策，实施匹配的开环离散控制。随着“双高”电力系统的发展，我国电网的安全稳定运行问题也日益突出，需要能够满足实时决策，实时控制、闭环控制的紧急控制方案。将大规模容量的电池储能系统引入asc第二道防线，根据网络扰动通负反馈控制进行主动响应，通过控制临界割集状态变量对临界割集暂态能量进行调控，使系统向稳定平衡点迅速收敛，省去了大量的计算决策方案时间，完美解决了制约实时决策，实时控制、闭环的理想型紧急控制策略的两大因素。电池储能系统控制了临界割集状态变量支路角σk，对应于控制此输断面有功功率pk，控制临界割集状态变量母线电压vi，对应于控制割集输断面的无功功率qi。附图说明[0097]下面结合附图和实施例对本发明作进一步说明。[0098]图1为临界割集。[0099]图2为支路功率与支路角函数关系图。[0100]图3为计及储能双机等值系统图。[0101]图4为计及储能等值双机系统电磁功率-功角特性曲线图。[0102]图5为储能电站系统示意图。[0103]图6为储能系统机电暂态数学模型示意图。[0104]图7为储能系统参与asc紧急控制流程图。[0105]图8为cepri8机36节点单线图。[0106]图9为无控制措施不同故障下发电机转子摇摆角曲线。[0107]图10为切机、切负荷措施不同故障下发电机转子摇摆曲线。[0108]图11为储能系统参与紧急控制不同故障下发电机转子摇摆曲线。[0109]图12为故障②下不同措施仿真示意图。[0110]图13为故障②下不同措施母线电压与有功功率示意图。具体实施方式[0111]一种基于临界割集识别的储能系统参与电网第二道防线紧急控制的方法，包括下述步骤：[0112]1)改进综合性指标的临界割集辨识方法所述方法步骤为：[0113](1)对割集ci规定一个参考方向，ci 表示割集ci中潮流方向为正的支路集合，同理ci-表示割集中潮流方向为负的支路集合；处于系统稳定平衡点(stableequilibriumpoint，sep)的任意支路的支路角σks沿潮流正方向偏移量σk 定义如下：[0114][0115]式中，分别对应于系统uep处沿正反方向的的支路角；系统在临界割集处发生解列的原因在于脆弱支路的势能小于故障后馈入系统的暂态能量，因此将支路势能纳入割集脆弱性指标；[0116](2)曲线pσ为支路有功功率关于支路角σk的函数关系，直线pσks为系统处于sep时支路k流过有功功率：[0117][0118]式中，vi，vj为支路k两侧母线电压幅值，xk为支路k电抗，忽略支路电阻，阴影面积wk 为沿支路有功潮流正方向的支路势能，wk-为沿支路有功潮流反方向的支路势能；[0119][0120](3)同一割集有两种角度解列模式，脆弱性指标分别为vi ，vi-，割集脆弱指标vi为二者最小值：[0121][0122]割集脆弱指标vi物理意义为割集ci中所有支路势能代数和的最小值，对应于系统失稳后的减速面积，也就是势能变化，是对网络拓扑结构的评价；vi越低，故障后系统越容易在此发生失稳解列；系统失稳模态的辨识中，临界机群的的暂态动能也是最不可忽略因素之一；故障清除时刻，通常具有最大转子转速(动能)的发电机最容易相对系统其它发电机发生失步，因此定义改进后的综合指标γci：[0123][0124]式中，nci为临界机群数量，ωj为故障清除时刻临界机群发电机j的转子角速度，mj为临界机群发电机j的转动惯量；式中分子为故障清除时刻导致系统失稳的暂态动能之和，分母为临界割集的支路势能之和；[0125]故障后系统的临界割集为：[0126]γ＝max{γci}[0127](4)综上，根据改进综合指标进行临济割集识别步骤如下：根据既定故障的位置以及类型筛选出候选割集；根据潮流结果以及网架结构参数计算候选割集的支路势能指标vi；计算候选割集对应的失稳机群的动能；计算综合指标，值最大者为该故障下对应的临界割集；通过暂态稳定时域仿真计算进行验证比对；[0128]2)储能系统参与电网安全稳定紧急控制的机理分析[0129](1)计及储能系统的双机等值模型：假设系统在临界割集处发生解列，形成两个同调区域，区域内部发电机转子角无相对摆动；将受扰严重机群称为s，其余机群称为a；储能系统位于临界割集s机群一侧母线处；在同步坐标基础上定义s机群，a机群等值功角δs、δa，角速度ωs、ωa及转动惯量ms、ma：[0130][0131]根据临界割集处支路角变化，储能馈入电网的电功率δpe＝keiσk＝kei(δs-δa)；kei为储能有功调节系数；惯量中心s和a的转子运动方程：[0132][0133]进一步做单机无穷大等值变换得：[0134][0135]式中各变量参数如下所示：[0136][0137]假设网络线性，忽略负荷电压、频率特性；负荷导纳、暂态电抗x'd并入网络导纳矩阵ybus，消去负荷节点及联络节点，只保留发电机机端节点；pei、pej分别为s机群、a机群各台发电机输出电磁功率为：[0138][0139]式中：ei、ej为x'd后的发电机内电势大小；g jb＝y为导纳矩阵ybus中元素；导出计及储能的双机等值系统电磁功率–功角表达式为[0140]pe＝pc pmaxsin(δ-γ) pdδ[0141]其中：[0142][0143](2)计及储能的beeac及其暂态能量函数计算[0144]在beeac基础上，计算系统暂态能量函数，分析储能参与紧急控制下的系统暂态稳定裕度；pe(1)、pe(2)、pe(3)、pe(4)分别为双机等值系统正常工况下，故障时，故障后以及投入储能后的系统电磁功率–功角特性曲线；δpm为等效切机量，p'm为切机后系统等效机械功率：[0145]pe＝pc pmaxsin(δ-γ) pdδ[0146][0147][0148]式中：δ0、δp分别为系统故障前后sep；δc为切除故障时转子角；δu、δd、δ'u分别为无措施、切机、投入储能后系统uep；定义系统能量函数v(ω,δ)＝vke vpe，故障后系统暂态动能为vke；对应图区域a(附图4)；[0149][0150]式中m为s机群发电机数量；采取投入储能参与紧急控制，故障后系统的势能为vpe；对应图区域b d(附图4)：[0151][0152]式中vp1、vp2、vp3分别为机械功率引起的转子位置势能，输电网络存储的电磁能(忽略电导引起的耗散势能)以及储能系统吸收的转子动能；[0153][0154]与多机系统的李雅普诺夫能量函数结相比，计及储能的双机等值系统能量函数多出vp3项；vp3反映了在临界割集处投入储能，可以迅速吸收临界机群转子过剩的暂态动能，储能系统充电将电能转为化学能存储在电池组中；由于储能系统响应时间在毫秒级，充放电迅速，因此与切机、切负荷控制措施相比，投入储能系统提高发电机转子第一摆稳定性效果更优；其次，储能系统采用基于临界割集状态变量负反馈的闭环控制策略，与切机切负荷开环控制相比，控制精度更高；[0155]定义系统暂态稳定裕度指标η为[0156][0157]储能系统提高的暂态稳定裕度δη为[0158][0159]与多机系统的李雅普诺夫能量函数结相比，除了转子的位置势能vdiss、网络的磁性势能vmag，多出vbess电池调节势能，从理论层面证明了储能增加了系统暂态势能，并提高系统暂态稳定裕度；其中暂态稳定裕度的计算为五章储能的容量配置计算奠定了基础，而等值双机系统电磁功率-功角特性曲线图为储能在系统发生故障后投入退出时间的计算奠定了基础；而储能的容量配置计算以及投入、退出时间是储能参与asc第二道防线的最关键的两个环节之一，因此计及储能系的双机等值模型以及定对应的beeac是暂态稳定紧急控制的理论基础；[0160]3)储能系统参与电网安全稳定紧急控制的机理分析[0161]构建控制临界割集状态变量的储能模型[0162](1)储能机电暂态模型及控制策略设计[0163]电池储能系统(batteryenergystoragesystem，bess)由电池组模块，功率变换器(powerconvertsystem，pcs)，监测与控制系统以及升压变压器组成(附图5)；储能机电暂态模型，主要针对pcs及其控制系统建模，分为支路角/有功控制、电压/无功控制、荷电状态(stateofcharge，soc)管理、系统容量限制、充放电功率限制以及并网接口6大模块(附图6)；[0164]有功、无功模块为独立的内外环控制结构；将临界割集处的支路角σk作为有功环节输入信号，经过比例积分(proportionintegration，pi)调节器得到内环输入信号pset；将储能接入位置母线电压与其暂态初值的差值δv作为无功环节输入信号，经pi调节得到qset；内环控制器为pcs模型，经过park变换并简化等效得到一阶动态环节，输出有功无功指令p、q：[0165][0166][0167]kσp、kσi分别为支路角/有功pi调节器的比例、积分系数；kvp、kvi分别为电压/无功pi调节器的比例、积分系数；t为pcs时间常数；[0168]储能系统在实际运行当中，为了保证bess安全稳定运行，通常soc高于0.9停止充电，低于0.1停止放电；[0169]pcs的容量限制环节也以及功率损耗也应当考虑：[0170][0171]式中：pmax、qmax为bess最大充放电有功无功功率；iac、vac为pcs交流侧母线电流，电压；pdc为直流侧有功功率；ηpcs为pcs能量转换效率；[0172]并网接口环节将内环输出的p、q指令转换成电流注入电网；vp、vq为储能系统并网点正序电压的实部和虚部，ip、iq为并网点注入电流的的实部和虚部；[0173][0174](2)储能系统容量配置[0175]大规模容量的电池储能电站首先要能够消纳故障后网络大量的暂态动能，这样才能满足asc紧急控制的要求；假设网络等值双机系统发生三相接地故障，故障时pe(2)＝0，因此求出网络暂态动能：[0176]vkemax＝pm(δc-δ0)[0177]综合考虑电网安全稳定性与储能系统投资成本，令暂态稳定裕度η≥0.5；解得储能有功调节系数kei：[0178][0179]vpos、vmag分别为转子位置势能，输电网络存储的电磁能，均与网络结构参数有关；储能系统调节电网有功功率pbess为：[0180]pbess＝keiσk[0181]考虑储能系统备用容量裕度以及无功调节能力，需引入裕度系数krel，工程上，krel取1.6，支路角σk取π，储能系统装机容量sbess(mw)为：[0182]sbess＝krelpbess[0183]网侧大容量储能电站的电量配置需满足不同工作场景下的电能需求，主要为：控制电网暂态稳定，根据agc指令辅助调频，参与电网日负荷调节，减小用电峰谷差；因此储能系统电量配置ebess(mwh)为：[0184][0185]pe，pf，pl分别为储能参与暂态稳定控制、辅助调频、调节日负荷的有功功率，te，tf，tl分别对应储能在三种场景下的最大工作周期；储能系统一般用于有功调节，而调节无功功率采用技术成熟且成本较低的静止无功补偿装置(staticvarcompensator，svc)；如果储能系统调节的有功功率小于pcs的容量，pcs则剩余容量可用于无功调节；[0186](3)储能系统选址[0187]电力系统暂态稳定是与故障相关，网络中不同位置的严重故障对应的临界割集可能相同也可能不同；从经济实际出发不可能在全网每一临界割集处配置储能系统，因此提出如下选址准则：首先对预想事故集进行离线动态安全评估与分析，通过综合指标γci找出对应的临界割集，最后统计不同临界割集ci对应严重事故数的比重；通过大量仿真可以发现总存在一个临界割集cimax对应的事故数远超其余割集，此割集为网络输送断面最为薄弱的环节；在此割集cimax配置储能系统可充分发挥其暂稳调节能力；对导致网络在其他临界割集处发生失稳解列的少数事故，通过以常规切机切负荷手段进行暂稳控制；[0188]一个临界割集有多条支路，每条支路对应两个节点；从现有技术手段来看，储能系统属于可以灵活调节有功无功的电源；从吸收暂态能量角度来看，储能系统配置于距临界机群电气距离最近的临界割集支路送端节点处调节效果最佳；当故障支路同属于临界割集支路集合l∈cimax时，无法通过该故障支路送端的储能系统调节，需在cimax其余支路送端配置储能进行调节；综上，在临界割集cimax每条支路的的送端(距临界机组电气距离最近的一端)母线处均配置储能系统；[0189](4)储能系统退出运行时间计算[0190]计算储能系统的投入退出时间，可以最大限度发挥储能系统的调节能力，同时也避免了电池组充放电频繁动作，在最短的实际内使系统保持暂态稳定；借助计及储能的双机等值系统电磁功率-功角曲线图(附图4)来具体分析计算储能系统的投退时间；[0191]在故障切除时刻，系统的暂态动能达到最大值；临界割集支路处的暂态能量达到峰值(dv/dt＝0)；此时应该投入储能迅速吸收该能量，才能发挥储能系统调节能力的最大效应；因此电池储能系统投入时刻为故障清除时刻tc；[0192]当δ》δ’u时，系统越过uep时，如果继续投入储能，储能系统提也无法增加额外的暂态势能(减速面积)，让储能电站继续工作则毫无意义，此时储能电站应当退出运行；储能有效工作时间处于δc～δ’u所对应的tc～t’u时段内，因此在t’u时刻让储能退出运行；根据beeac理论，等值临界机群的转子运动方程为：[0193][0194]令分离参数，两边积分得：[0195][0196]在工程上为通常取1.8倍时间裕度消除系统误差，保证系统稳定运行，储能退出时间toff：[0197]toff＝tc 1.8(t'u-tc)[0198]通过求解发电机转子运动方程提出了储能系统退出时间计算的方法，在快速高效调节系统暂态稳定的前提下，减少储能系统调节时间；利用积分函数计算储能退出运行时间，减少电池充放电次数，提高储能系统运行效率。[0199]与现有技术相比，本发明具有以下优点：[0200]储能系统能够根据网络扰动主动响应，迅速对能量进行存储释放，提高电力系统事故后大容量有功冲击下的稳定性，同时有效减少切机、切负荷量，提高能源利用率。因此将储能系统引入构筑安全稳定控制asc(automaticstabilitycontrol，asc)第二道防线，参与暂态稳定紧急控制具有良好的工程前景，能够真正做到源-网-荷-储一体化协调发展。[0201]与传统第二道防线紧急控制措施相比，储能克服了切机产生的转子角恢复稳定产生的时滞，使系统相轨迹向故障后稳定平衡点收敛速度最快，暂态稳定裕度显著提高。电力系统asc紧急控制目前大多为基于eeac的在线预决策，实施匹配的开环离散控制。随着“双高”电力系统的发展，我国电网的安全稳定运行问题也日益突出，需要能够满足实时决策，实时控制、闭环控制的紧急控制方案。将大规模容量的电池储能系统引入asc第二道防线，根据网络扰动通负反馈控制进行主动响应，通过控制临界割集状态变量对临界割集暂态能量进行调控，使系统向稳定平衡点迅速收敛，省去了大量的计算决策方案时间，完美解决了制约实时决策，实时控制、闭环的理想型紧急控制策略的两大因素。电池储能系统控制了临界割集状态变量支路角σk，对应于控制此输断面有功功率pk，控制临界割集状态变量母线电压vi，对应于控制割集输断面的无功功率qi。[0202]下面给出储能参与asc第二道防线紧急控制的具体决策方案(附图7)：[0203](1)网络既定故障发生后，根据ems能量中心发电机电气量、及网络拓扑以及实时运行工况进行临界割集识别以及临界机群划分。[0204](2)根据网络简化等值形成故障前、故障时、故障后的节点导纳矩阵，获得临界机群的发电机转子角δ，转速ω，以及电磁功率pe，机械功率pm根据eeac进行omib等值，得到pe-δ曲线，计算系统的能量函数以及稳定裕度，判断系统是否在不采取紧急控制措施下保持稳定。如果系统暂态稳定，则闭锁asc第二道防线安控装置。[0205](3)如果系统失稳，通过高速通信系统向调度中心发出询问指令，判断导致电网失稳解列的临界割集处是否有电池储能系统。如果没有，切换常规紧急控制决策方案，通过在线预决策、实时匹配决策表进行切机、切负荷等常规紧急控制。[0206](4)如果临界割集处配置了大容量电池储能系统，在保证一定暂稳裕度的情况下，计算储能系统充放电功率，投入、退出时间，并对储能电站下达调度指令，使储能按照既定目标对临界割集处的暂态能量进行调控，吸收临界机群过剩的暂态动能，使系统恢复暂态稳定。[0207]仿真案例。[0208]本文以psasp作为仿真平台，在用户自定义(userdefinition，ud)模块搭建电池储能模型，通过cepri8机36节点(附图8)系统验证储能参与asc第二道防线紧急控制，提高电网暂态稳定裕度的有效性。系统基准容量100mva，总装机容量26.3pu./2630mw，主网架电压等级为220kv，根据储能容量配置计算方法得储能电站容量配置约为250mw/8mwh，约为系统总容量10％。仿真总时长10秒，积分步长0.01秒。[0209]在各支路的5％，25％，55％，75％，95％处设置三相短路故障，进行临界割集识别并找出对应故障数最多的临界割集cimax。[0210]表1不同临界割集对应故障数分布[0211][0212]割集19-30，33-34综合指标最大且对应事故数量最多，因此该网络cimax为割集19-30，33-34。7、8号发电机为临界机群，等值为s机群，剩余1到6号发电机等值为a机群。因此按所提出选址方法在节点30、33分别配置储能系统。[0213]故障设置：[0214]表2故障设置[0215][0216]表3临界割集辨识结果[0217][0218]三种故障下系统临界割集均为19-30,33-34，临界机组为7、8号发电机。[0219]故障①，②储能有功控制输入信号为σ19-30，无功控制输入信号vbus33，33节点处储能系统参与调节；故障③储能有功控制输入信号为σ33-34，功控制输入信号vbus30，30节点处储能系统参与调节。仿真观察7号机与1～8号机组的相对转子摇摆角。[0220]此外，为验证规划方法的有效性，设计3种方案进行仿真计算，设置如下：[0221]方案一：无紧急控制措施。(见附图9)[0222]不采取任何紧急措施，系统在故障①下保持稳定，在故障②，③下发电机失步，故障②、③均为两群失稳模式，符合2.3中临界割集识别结果。因此要想系统保持暂态稳定，必须控制临界割集处的暂态能量，消纳临界机组过剩的暂态动能。[0223]方案二：切机、切负荷控制措施。(见附图10)[0224]表4切机、切负荷方案[0225][0226]故障②，③下采取切机、切负荷急控制措施，系统保持稳定，各机组相对转子角保持同步。7号机第二摆转子角会拉大，4秒后逐步恢复稳定，因为故障后临界机群发电机转子过剩的动能馈入电网，网络无法迅速消纳。因此采用切机、切负荷控制措施，临界机组的转子角恢复稳定的过程有一定的时滞，这是因为发电机组是一个具有很大惯性时间常数的机械系统。[0227]方案三：储能系统参与紧急控制。(见附图11)[0228]表5储能投切方案[0229][0230]储能系统在实际运行当中，为了保证电池安全稳定运行，需要对充放电深度加以限制，通常设置荷电量soc高于0.9停止充电：soc低于0.1停止放电。储能系统充放电有功功率图像反映储能系统在故障清除时刻投入运行时，迅速充电，吸收系统过剩的暂态动能，增大临界割集处支路的暂态势能，有效验验证了提出的能量函数模型中的vbess的作用，精确计算储能退出时间toff，减少储能充放电次数，达到精准控制的目标。[0231]仿真结果：[0232]从图12可看出投入储能系统可使各机组功角保持同步。相比切机切负荷，储能系统可以有效平抑临界机群第二摆转子角的拉大，克服临界机组恢复稳定过程中的时滞现象。[0233]故障②下无措施系统相轨迹发散失稳；采取切机以及投入储能措施，系统相轨迹均渐进收敛于故障后sep，储能使系统相轨迹运动收敛速度最快。选取故障②，无措施、切机切负荷以及投入储能三种不同工况下临界割集处母线电压、联络线功率仿真结果如附图13：临界割集处在三相短路故障切除前母线失压，如果未采取紧急控制措施，系统暂态失稳，电压会在0.2pu.至1.2pu.间大幅振荡。切机切负荷使故障后母线电压恢复至0.65pu.，然后幅值衰减振荡。投入储能使电压迅速上升至0.8pu.后渐进恢复稳定，储能使母线电压振幅更小，恢复稳定速度更快。联络线传输有功功率在系统失稳状态下高频大幅振荡，储能系统比切机、切负荷更能够迅速平抑联络线有功功率。[0234]按照beeac理论计算不同故障、不同措施下的发电机转子暂态动能vke、转子的位置势能vdiss、网络的磁性势能vmag以及电池调节势能vbess，并计算不同故障、不同措施下对应的暂态稳定裕度。不同工况下系统暂态能量及稳定裕度η见表6[0235]表6不同工况下系统暂态能量及稳定裕度η[0236][0237][0238]系统在故障①下暂态稳定裕度η为0.145，接近临界失稳模态，投入储能系统后，η为1.058。故障②，③使系统失稳解列，η小于0。通过采取切机切负荷措施使系统恢复稳定，η分别为0.341、0.389，通过投切储能进行控制下的η分别为0.619、0.597。与切机、切负荷措施相比，投切储能使系统暂态稳定裕度分别提高了81.5％，53.5％。[0239]最后应该说明的是，结合上述实施例仅说明本发明的技术方案而非对其限制。所属领域的普通技术人员应当理解到，本领域技术人员可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，但这些修改或变更均在申请待批的权利要求保护范围之中。当前第1页12当前第1页12
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