基于外部网络在线等值的全网短路电流分析方法及系统与流程
本发明属于电力系统及其自动化技术领域，更准确地说，本发明涉及一种基于外部网络在线等值的全网短路电流分析方法及系统。
背景技术：
特高压交直流混联大电网的一体化运行，要求主网各级调度具备大电网全局在线分析能力。电网实时运行方式是全局分析的基础，现有在线分析通常采用本地状态估计和外网等值模型拼接形成基础数据，或者直接采用上级调度下发的全网运行方式作为基础数据。短路电流分析软件通常部署在各级调度的自动化系统中，仅对本级电网的短路故障进行分析。在这种模式下，由于外网等值模型难以反映外部电网的方式变化，而上级下发的运行方式又存在较大的延时，短路电流分析的准确性和时效性难以满足调度运行控制的要求。
调控云的建设为电网在线分析提供了全网在线运行方式，为实现大电网全局在线分析提供了全网一致和快速更新的基础数据。在云计算模式下，各级调度用户共享云端的短路电流分析服务，当云端服务完成计算后将结果推送至用户端，从而满足各级调度一体化运行对大规模互联电网一体化在线安全分析计算的需求。若直接对全网在线运行方式进行短路电流分析，需要对全网形成正序、负序和零序网的导纳阵，针对全网的短路故障依次计算短路电流，时效性仍然难以满足调度运行控制的要求。
技术实现要素：
本发明公开一种基于外部网络在线等值的全网短路电流分析方法及系统，通过按省级电网并行的方式提高全网在线运行方式短路电流分析的计算速度，在针对省级电网的短路电流分析过程中通过将外部电网等值降低待分析电网规模，提高单个计算任务短路电流分析的计算速度。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案，具体如下：
基于外部网络在线等值的全网短路电流分析方法，包括以下步骤：
1)取全网状态估计结果、省级电网的联络线和电力系统元件的序网参数；
其中，全网状态估计结果是对互联电网中所有省级以上调度rtu(rtu远程终端装置remoteterminalunit)采集数据的状态估计结果；
2)将直流系统的整流侧交流母线和逆变侧交流母线等值为恒阻抗负荷；
其中，将直流系统等值为恒阻抗负荷是为了保证直流系统等值前后短路电流计算结果的一致性；
3)统计直流系统等值后交流同步电网的个数ng和第i个交流同步电网ni(i＝1,…,ng)内省级电网个数
4)将单个省级电网的短路电流分析作为计算任务，计算任务数为t；按省级电网包含的厂站数对t个计算任务进行排序，形成调度队列，基于调度队列对单个省级电网j进行短路电流分析。
短路电流分析的输入数据包括交流同步电网的运行方式数据、对应电力系统元件的序网参数、所述省级电网对应的省级联络线和短路故障点的开路电压；基于全网状态估计结果的潮流计算获取节点电压，将节点电压作为故障点的开路电压。
计算任务数
步骤4)中对省级电网j进行短路电流分析具体包括以下步骤：
4-1)将省级电网作为内部电网，将所属交流同步电网的其他部分作为外部电网，其中，省级电网对应的省级联络线划分至内部电网；
4-2)根据外部电网的运行方式数据和电网元件的序网参数构建外部等值电网导纳矩阵，外部等值电网导纳矩阵包括正序网导纳矩阵
4-3)求解以联络线外网侧节点作为端口的外部等值电网的正序网边界阻抗矩阵
4-4)根据内部电网的运行方式数据和电网元件的序网参数形成对应的正序网导纳矩阵
4-5)对正序边界阻抗矩阵
4-6)根据外部等值电网导纳矩阵对内部电网的导纳矩阵中边界节点的自导纳和互导纳进行修正，形成考虑外部电网等值网络的正序网导纳矩阵
4-7)根据考虑外部电网等值网络的正序网导纳矩阵
步骤4-3)求解以联络线外网侧节点作为端口的外部等值电网的过程具体包括以下步骤：
4-3-1)将联络线外网侧节点k和参考节点作为端口，k＝1,…,tj，其中，tj为省级电网j对应的联络线个数；
4-3-2)对外部电网的正序网导纳矩阵
4-3-3)通过连续回代法求取正序网阻抗矩阵中联络线外网侧节点对应端口的自阻抗
4-3-4)形成外部等值电网正序网边界阻抗矩阵
4-3-5)对外部电网的负序网导纳矩阵
4-3-6)通过连续回代法求取负序网阻抗矩阵中联络线外网侧节点对应端口的自阻抗
4-3-7)形成外部等值电网负序网边界阻抗矩阵
4-3-8)对外部电网的零序网导纳矩阵
4-3-9)通过连续回代法求取零序网阻抗矩阵中联络线外网侧节点对应的自阻抗
4-3-10)形成外部等值电网负序网边界阻抗矩阵
步骤4-6)具体包括以下步骤：
4-6-1)对边界节点的自导纳进行修正；
边界节点i在内部电网正序网导纳矩阵
4-6-2)对边界节点的互导纳进行修正；
边界节点i和边界j在内部电网正序网导纳矩阵
步骤4)之后还包括以下步骤：完成所有单个省级电网的计算任务后，将短路电流分析结果推送至各省级电网的监控系统；根据短路故障所属厂站的区域属性，筛选出省级以上电网调管厂站的短路电流分析结果并推送至对应电网的监控系统。
基于外部网络在线等值的全网短路电流分析系统，包括数据获取单元、直流系统等值单元、统计单元和短路电流分析单元；
数据获取单元获取全网状态估计结果、省级电网的联络线和电力系统元件的序网参数；
直流系统等值单元将直流系统的整流侧交流母线和逆变侧交流母线等值为恒阻抗负荷；
统计单元统计直流系统等值后交流同步电网的个数ng和第i个交流同步电网ni(i＝1,…,ng)内省级电网个数
短路电流分析单元将单个省级电网的短路电流分析作为计算任务，计算任务数为t；按省级电网包含的厂站数对t个计算任务进行排序，形成调度队列，基于调度队列对单个省级电网j进行短路电流分析。
短路电流分析单元中对省级电网j进行短路电流分析具体包括以下步骤：
4-1)将省级电网作为内部电网，将所属交流同步电网的其他部分作为外部电网，其中，省级电网对应的省级联络线划分至内部电网；
4-2)根据外部电网的运行方式数据和电网元件的序网参数构建外部等值电网导纳矩阵，外部等值电网导纳矩阵包括正序网导纳矩阵
4-3)求解以联络线外网侧节点作为端口的外部等值电网的正序网边界阻抗矩阵
4-4)根据内部电网的运行方式数据和电网元件的序网参数形成对应的正序网导纳矩阵
4-5)对正序边界阻抗矩阵
4-6)根据外部等值电网导纳矩阵对内部电网的导纳矩阵中边界节点的自导纳和互导纳进行修正，形成考虑外部电网等值网络的正序网导纳矩阵
4-7)根据考虑外部电网等值网络的正序网导纳矩阵
其中，短路故障的边界条件是指故障端口处的故障电路方程。
本发明基于外部网络在线等值的全网短路电流分析系统，步骤4-3)求解以联络线外网侧节点作为端口的外部等值电网的过程具体包括以下步骤：
4-3-1)将联络线外网侧节点k和参考节点作为端口，k＝1,…,tj，其中，tj为省级电网j对应的联络线个数；
4-3-2)对外部电网的正序网导纳矩阵
4-3-3)通过连续回代法求取正序网阻抗矩阵中联络线外网侧节点对应端口的自阻抗
4-3-4)形成外部等值电网正序网边界阻抗矩阵
4-3-5)对外部电网的负序网导纳矩阵
4-3-6)通过连续回代法求取负序网阻抗矩阵中联络线外网侧节点对应端口的自阻抗
4-3-7)形成外部等值电网负序网边界阻抗矩阵
4-3-8)对外部电网的零序网导纳矩阵
4-3-9)通过连续回代法求取零序网阻抗矩阵中联络线外网侧节点对应端口的自阻抗
4-3-10)形成外部等值电网负序网边界阻抗矩阵
步骤4-6)具体包括以下步骤：
4-6-1)对边界节点的自导纳进行修正；
边界节点i在内部电网正序网导纳矩阵
4-6-2)对边界节点的互导纳进行修正；
边界节点i和边界j在内部电网正序网导纳矩阵
本发明有益效果包括：
本发明公开一种基于外部网络在线等值的全网短路电流分析方法及系统，将全网在线运行方式中的直流系统等值为恒阻抗负荷并确定等值后的交流同步电网，降低短路电流分析的电网规模；以各交流同步电网中单个省级电网的短路电流分析作为计算任务进行并行计算，降低短路电流分析的故障规模；将省级电网的外部电网进行诺顿等值，降低求解故障点各序网等值阻抗的网络规模；本发明通过提高全网短路电流分析的计算速度，满足调度运行控制对在线分析的时效性要求。
附图说明
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明；
图1为本发明一种基于外部网络在线等值的全网短路电流分析方法的流程图；
图2为本发明省级电网进行短路电流分析的流程。
具体实施方式
下面结合附图并通过具体实施例对本发明作进一步详述，以下实施例只是描述性的，不是限定性的，不能以此限定本发明的保护范围。
为了使本发明的技术手段、创作特征、工作流程、使用方法达成目的与功效，且为了使该评价方法易于明白了解，下面结合具体实施例，进一步阐述本发明。
下面参照附图并结合实例对本发明作进一步描述。
如图1所示，基于外部网络在线等值的全网短路电流分析方法，包括以下步骤：
1)从ems系统(能量管理系统energymanagementsystem)获取全网状态估计结果、省级电网的联络线和电力系统元件的序网参数；
其中，全网状态估计结果是对互联电网中所有省级以上调度rtu(rtu远程终端装置remoteterminalunit)采集数据的状态估计结果；
2)将直流系统的整流侧交流母线和逆变侧交流母线等值为恒阻抗负荷；
其中，将直流系统等值为恒阻抗负荷是为了保证直流系统等值前后短路电流计算结果的一致性；
3)统计直流系统等值后交流同步电网的个数ng和第i个交流同步电网ni(i＝1,…,ng)内省级电网个数
4)将单个省级电网的短路电流分析作为计算任务，计算任务数为t；其中，计算任务数
按省级电网包含的厂站数对t个计算任务进行排序，形成调度队列，将调度队列对单个省级电网j进行短路电流分析。
5)完成所有单个省级电网的计算任务后，将短路电流分析结果推送至各省级电网的监控系统；根据短路故障所属厂站的区域属性，筛选出省级以上电网调管厂站的短路电流分析结果并推送至对应电网的监控系统。
短路电流分析的输入数据包括交流同步电网的运行方式数据、对应电力系统元件的序网参数、所述省级电网对应的省级联络线和短路故障点的开路电压。基于全网状态估计结果的潮流计算获取节点电压，将节点电压作为故障点的开路电压。
如图2所示，步骤4)中对省级电网j进行短路电流分析具体包括以下步骤：
4-1)将省级电网作为内部电网，将所属交流同步电网的其他部分作为外部电网，其中，省级电网对应的省级联络线划分至内部电网；
4-2)根据外部电网的运行方式数据和电网元件的序网参数构建外部等值电网导纳矩阵，外部等值电网导纳矩阵包括正序网导纳矩阵
4-3)求解以联络线外网侧节点作为端口的外部等值电网的正序网边界阻抗矩阵
4-4)根据内部电网的运行方式数据和电网元件的序网参数形成对应的正序网导纳矩阵
4-5)对正序边界阻抗矩阵
4-6)根据外部等值电网导纳矩阵对内部电网的导纳矩阵中边界节点的自导纳和互导纳进行修正，形成考虑外部电网等值网络的正序网导纳矩阵
4-7)根据考虑外部电网等值网络的正序网导纳矩阵
其中，短路故障的边界条件是指故障端口处的故障电路方程。
步骤4-3)求解以联络线外网侧节点作为端口的外部等值电网的过程具体包括以下步骤：
4-3-1)将联络线外网侧节点k和参考节点作为端口lk，k＝1,…,tj，其中，tj为省级电网j对应的联络线个数；
4-3-2)对外部电网的正序网导纳矩阵
4-3-3)通过连续回代法求取正序网阻抗矩阵中联络线外网侧节点对应端口的自阻抗
4-3-4)形成外部等值电网正序网边界阻抗矩阵
4-3-5)对外部电网的负序网导纳矩阵
4-3-6)通过连续回代法求取负序网阻抗矩阵中联络线外网侧节点对应端口的自阻抗
4-3-7)形成外部等值电网负序网边界阻抗矩阵
4-3-8)对外部电网的零序网导纳矩阵
4-3-9)通过连续回代法求取零序网阻抗矩阵中联络线外网侧节点对应的自阻抗
4-3-10)形成外部等值电网负序网边界阻抗矩阵
步骤4-6)具体包括以下步骤：
4-6-1)对边界节点的自导纳进行修正；
边界节点i在内部电网正序网导纳矩阵
4-6-2)对边界节点的互导纳进行修正；
边界节点i和边界j在内部电网正序网导纳矩阵
基于外部网络在线等值的全网短路电流分析系统，包括数据获取单元、直流系统等值单元、统计单元和短路电流分析单元；
数据获取单元获取全网状态估计结果、省级电网的联络线和电力系统元件的序网参数；
直流系统等值单元将直流系统的整流侧交流母线和逆变侧交流母线等值为恒阻抗负荷；
统计单元统计直流系统等值后交流同步电网的个数ng和第i个交流同步电网ni(i＝1,…,ng)内省级电网个数
短路电流分析单元将单个省级电网的短路电流分析作为计算任务，计算任务数为t；按省级电网包含的厂站数对t个计算任务进行排序，形成调度队列，基于调度队列对单个省级电网j进行短路电流分析
其中，计算任务数
排序单元中对省级电网j进行短路电流分析具体包括以下步骤：
4-1)将省级电网作为内部电网，将所属交流同步电网的其他部分作为外部电网，其中，省级电网对应的省级联络线划分至内部电网；
4-2)根据外部电网的运行方式数据和电网元件的序网参数构建外部等值电网导纳矩阵，外部等值电网导纳矩阵包括正序网导纳矩阵
4-3)求解以联络线外网侧节点作为端口的外部等值电网的正序网边界阻抗矩阵
4-4)根据内部电网的运行方式数据和电网元件的序网参数形成对应的正序网导纳矩阵
4-5)对正序边界阻抗矩阵
4-6)根据外部等值电网导纳矩阵对内部电网的导纳矩阵中边界节点的自导纳和互导纳进行修正，形成考虑外部电网等值网络的正序网导纳矩阵
4-7)根据考虑外部电网等值网络的正序网导纳矩阵
其中，短路故障的边界条件是指故障端口处的故障电路方程。
本发明基于外部网络在线等值的全网短路电流分析系统，步骤4-3)求解以联络线外网侧节点作为端口的外部等值电网的过程具体包括以下步骤：
4-3-1)将联络线外网侧节点k和参考节点作为端口，k＝1,…,tj，其中，tj为省级电网j对应的联络线个数；
4-3-2)对外部电网的正序网导纳矩阵
4-3-3)通过连续回代法求取正序网阻抗矩阵中联络线外网侧节点对应端口的自阻抗
4-3-4)形成外部等值电网正序网边界阻抗矩阵
4-3-5)对外部电网的负序网导纳矩阵
4-3-6)通过连续回代法求取负序网阻抗矩阵中联络线外网侧节点对应端口的自阻抗
4-3-7)形成外部等值电网负序网边界阻抗矩阵
4-3-8)对外部电网的零序网导纳矩阵
4-3-9)通过连续回代法求取零序网阻抗矩阵中联络线外网侧节点对应端口的自阻抗
4-3-10)形成外部等值电网负序网边界阻抗矩阵
步骤4-6)具体包括以下步骤：
4-6-1)对边界节点的自导纳进行修正；
边界节点i在内部电网正序网导纳矩阵
4-6-2)对边界节点的互导纳进行修正；
边界节点i和边界j在内部电网正序网导纳矩阵
在此处所提供的说明书中，说明了大量具体细节。然而，能够理解，本发明的实施例可以在没有这些具体细节的情况下被实践。在一些实例中，并未详细示出公知的方法、结构和技术，以便不模糊对本说明书的理解。
类似地，应当理解，为了精简本公开并帮助理解各个发明方面中的一个或多个，在上面对本发明的示例性实施例的描述中，本发明的各个特征有时被一起分组到单个实施例、图、或者对其的描述中。然而，并不应将该公开的方法解释成反映如下意图：即所要求保护的本发明要求比在每个权利要求中所明确记载的特征更多特征。更确切地说，如权利要求书所反映的那样，发明方面在于少于前面公开的单个实施例的所有特征。因此，遵循具体实施方式的权利要求书由此明确地并入该具体实施方式，其中每个权利要求本身都作为本发明的单独实施例。
本领域那些技术人员应当理解在本文所公开的示例中的设备的模块或单元或组间可以布置在如该实施例中所描述的设备中，或者可替换地可以定位在与该示例中的设备不同的一个或多个设备中。前述示例中的模块可以组合为一个模块或者此外可以分成多个子模块。
本领域那些技术人员可以理解，可以对实施例中的设备中的模块进行自适应性地改变并且把它们设置在与该实施例不同的一个或多个设备中。可以把实施例中的模块或单元或组间组合成一个模块或单元或组间，以及此外可以把它们分成多个子模块或子单元或子组间。除了这样的特征和/或过程或者单元中的至少一些是相互排斥之外，可以采用任何组合对本说明书(包括伴随的权利要求、摘要和附图)中公开的所有特征以及如此公开的任何方法或者设备的所有过程或单元进行组合。除非另外明确陈述，本说明书(包括伴随的权利要求、摘要和附图)中公开的每个特征可以由提供相同、等同或相似目的的替代特征来代替。
此外，本领域的技术人员能够理解，尽管在此所述的一些实施例包括其它实施例中所包括的某些特征而不是其它特征，但是不同实施例的特征的组合意味着处于本发明的范围之内并且形成不同的实施例。例如，在下面的权利要求书中，所要求保护的实施例的任意之一都可以以任意的组合方式来使用。
此外，所述实施例中的一些在此被描述成可以由计算机系统的处理器或者由执行所述功能的其它装置实施的方法或方法元素的组合。因此，具有用于实施所述方法或方法元素的必要指令的处理器形成用于实施该方法或方法元素的装置。此外，装置实施例的在此所述的元素是如下装置的例子：该装置用于实施由为了实施该发明的目的的元素所执行的功能。
这里描述的各种技术可结合硬件或软件，或者它们的组合一起实现。从而，本发明的方法和设备，或者本发明的方法和设备的某些方面或部分可采取嵌入有形媒介，例如软盘、cd-rom、硬盘驱动器或者其它任意机器可读的存储介质中的程序代码(即指令)的形式，其中当程序被载入诸如计算机之类的机器，并被所述机器执行时，所述机器变成实践本发明的设备。
在程序代码在可编程计算机上执行的情况下，计算设备一般包括处理器、处理器可读的存储介质(包括易失性和非易失性存储器和/或存储元件)，至少一个输入装置，和至少一个输出装置。其中，存储器被配置用于存储程序代码；处理器被配置用于根据该存储器中存储的所述程序代码中的指令，执行本发明的方法。
以示例而非限制的方式，计算机可读介质包括计算机存储介质和通信介质。计算机可读介质包括计算机存储介质和通信介质。计算机存储介质存储诸如计算机可读指令、数据结构、程序模块或其它数据等信息。通信介质一般以诸如载波或其它传输机制等已调制数据信号来体现计算机可读指令、数据结构、程序模块或其它数据，并且包括任何信息传递介质。以上的任一种的组合也包括在计算机可读介质的范围之内。
如在此所使用的那样，除非另行规定，使用序数词“第一”、“第二”、“第三”等等来描述普通对象仅仅表示涉及类似对象的不同实例，并且并不意图暗示这样被描述的对象必须具有时间上、空间上、排序方面或者以任意其它方式的给定顺序。
尽管根据有限数量的实施例描述了本发明，但是受益于上面的描述，本技术领域内的技术人员明白，在由此描述的本发明的范围内，可以设想其它实施例。此外，应当注意，本说明书中使用的语言主要是为了可读性和教导的目的而选择的，而不是为了解释或者限定本发明的主题而选择的。因此，在不偏离所附权利要求书的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。对于本发明的范围，对本发明所做的公开是说明性的，而非限制性的，本发明的范围由所附权利要求书限定。
本领域内的技术人员可以对本发明进行改动或变型的设计但不脱离本发明的思想和范围。因此，如果本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同的技术范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。
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