基于区间联络线能量预测的暂态稳定紧急切机控制方法
【专利摘要】本发明公开了一种基于区间联络线能量预测的暂态稳定紧急切机控制方法，属于电力系统安全稳定控制技术领域。包括如下步骤：步骤1：紧急控制能量评估，当判定系统暂态失稳后，根据振荡中心所在联络线量测数据，预估系统的完整暂态能量，并计算联络线调节功率；步骤2：采集电网中各地区发电机的转速量测数据，定时计算发电机的暂态动能变化指标，并刷新切机序位表；步骤3：根据离线计算获得的发电机?联络线功率转移分布因子，制定基于最小切机量的暂态稳定控制策略。本发明克服常规基于发电机量测数据的暂态稳定控制方法所存在依赖全网量测数据、时效性差、工程可行性低的缺点，具备所需量测少、计算效率高、针对性强的特点。
【专利说明】
基于区间联络线能量预测的暂态稳定紧急切机控制方法
技术领域
[0001] 本发明涉及电力系统安全稳定控制技术领域，特别是基于区间联络线能量预测的 暂态稳定紧急切机控制方法。
【背景技术】
[0002] 合理、有效的暂态稳定控制是电力系统安全稳定防线的核心内容。现有的电力系 统紧急控制通常采用事件驱动的控制技术:通过离线仿真或者在线预算方式得到对象电网 在预想故障下的运行轨迹和稳定性特征，从而制定针对性的控制措施，当实际扰动发生后， 通过事件匹配触发相应控制策略。该类方法具有简单、快速、针对性强的特点，但控制的可 靠性依赖于数值仿真的准确性，且无法应对预想故障外的意外事故。
[0003] 随着广域量测技术的广泛应用，响应驱动的暂态稳定控制技术已成为可能。文献 一《运动稳定性量化理论》(江苏科学技术出版社，1999年）提出了扩展等面积法则，基于发 电机功角量测进行系统暂态失稳判别与控制。该方法机具有理性强、适用性好的优点，但是 严重依赖于全网发电机的广域响应，由于广域信息的采集和处理存在不确定性时滞，这将 严重影响暂态稳定控制的时效性。
[0004] 由于经济发展与能源分布的不平衡，大型互联电网通常具有远距离、大容量输电 的特征。文献二《基于受扰电压轨迹的电力系统暂态失稳判别：（二)算例分析》（电力系统自 动化，2013年，第37卷第17期第58页)指出：区域电网间联系相对薄弱，系统暂态过程中区间 联络线的受扰特征明显，易成为振荡中心。文献三《基于网络信息的暂态稳定性定量分 析--支路势能法》（中国电机工程学报，2004年，第24卷第5期第1页)研究表明：随着暂态 稳定性的下降，系统的暂态势能将集中于振荡中心所在的主振荡支路上，导致系统的同步 运行在该支路"撕开"。在此基础上，文献四《利用实测响应信息的暂态功角失稳实时判别方 法》（中国电机工程学报，2013，第33卷第34期第171页)提出一种失稳判别方法:建立振荡中 心所在联络线功率及相角差相平面，以轨迹特征分析方法辨识系统的暂态稳定性。该方法 主要针对互联电网区间暂态失稳特征，所需量测少。但是该方法仅进行了失稳判别，并未涉 及暂态稳定控制。
【发明内容】
[0005] 本发明所要解决的技术问题是克服现有技术的不足而提供基于区间联络线能量 预测的暂态稳定紧急切机控制方法，具备所需量测少、计算效率高、针对性强的特点。
[0006] 本发明为解决上述技术问题采用以下技术方案：
[0007] 根据本发明提出的一种基于区间联络线能量预测的暂态稳定紧急切机控制方法， 包括以下步骤：
[0008] 步骤A、紧急控制能量评估，当判定系统暂态失稳后，根据振荡中心所在联络线量 测数据，预估系统的完整暂态能量，并计算联络线调节功率；
[0009] 步骤B、采集电网中各地区发电机的转速量测数据，定时计算发电机的暂态动能变 化指标，并刷新切机序位表；
[0010] 步骤C、根据离线计算获得的全网各发电机与联络线间的功率转移分布因子，制定 基于最小切机量的暂态稳定控制策略;具体如下：
[0011] 由步骤B得到切机序位表先后顺序选取切机对象，并根据功率转移分布因子估计 切除多少发电机能够满足步骤A计算得到的联络线调节功率需求，满足下式的最小切机方 式，即为维持系统暂态稳定的最佳控制策略；
[0012] DiPi+D2P2+---+DnPn> AP,
[0013] 其中，Pi-Pn为切机序位表1~η的发电机有功功率，Di-Dn为切机序位表1~η的发 电机与联络线的功率转移分布因子，η为所切除发电机总数，ΔΡ为联络线调节功率。
[0014] 作为本发明所述一种基于区间联络线能量预测的暂态稳定紧急切机控制方法进 一步优化方案，所述步骤Α中，计算联络线调节功率，具体实现方法为：
[0015] 根据相量测量单元实时获取的振荡中心所在联络线t时刻的有功功率P(t)和相角 差9(t)，t为任意采样时刻；当系统稳定时，联络线的有功功率即为机械功率：
[0016] Pm=P(ts),
[0017] 其中，ts为系统稳定时刻，P( ts)为七时刻联络线的有功功率，Pm为机械功率且是恒 定值；
[0018] 根据采样周期T，计算t时刻区间转速偏差Δ co(t)的离散值：
[0019]
[0020] 在系统实际运行中，实时判断系统是否暂态失稳，若t。时刻判定系统暂态失稳，计 算此时振荡系统的动能Vk( t。)为：
[0021]
L
[0022] 利用曲线拟合外推方法，进行未来时刻的有功功率快速预测：
[0023] Ρ(θ) = Α + Β^η(θ + 〇,
[0024] 其中，汽0；)为关于相角差Θ的有功功率预测值，A，B，C为拟合参数，通过最小二乘 法对A，B，C进行参数辨识；
[0025] 根据有功功率预测值#(約，计算系统不稳定平衡点的相角差0b:
[0026]
[0027] 进而预测未进行暂态稳定控制时系统的剩余减速面积Sd:
[0028]
[0029] 其中，Θ。为系统稳定平衡点的相角差；
[0030] 然后计算得到控制补偿面积Sc为：
[0031] Sc = Vk(tc)-Sd,
[0032] 利用失稳判别时刻t。的转速偏差Δ ω (t。)近似估计控制执行时刻td的相角差9d:
[0033] 9d=0c-A ω (tc)tdelay，
[0034] 其中，tdelay为失稳判别与控制执行之间所存在的时延；
[0035]因此，联络线调节功率ΔΡ*:
[0036]
[0037] 作为本发明所述一种基于区间联络线能量预测的暂态稳定紧急切机控制方法进 一步优化方案，tcblay取0.1 S。
[0038] 作为本发明所述一种基于区间联络线能量预测的暂态稳定紧急切机控制方法进 一步优化方案，所述步骤B中，刷新切机序位表，具体步骤如下：
[0039] 步骤B1:设定受扰观测时间窗T。，在实际电网运行过程中，实时采样地区发电机i 的转速值^，定时评估在受扰观测时间窗内全网各发电机的动能量，以此计算发电机的受 扰严重程度：
[0040]
[0041] 其中，Si为地区发电机i在t时刻至t+T。时刻之间的受扰严重程度，Wl(t)为地区发 电机i在t时刻的转速值；
[0042]步骤B2:对每次计算得到的全网发电机受扰严重程度进行排序，由数值从大到小 制定基于发电机响应的切机序位表；当系统失稳时，以最新的切机序位表顺序选取切机对 象。
[0043] 作为本发明所述一种基于区间联络线能量预测的暂态稳定紧急切机控制方法进 一步优化方案，T。取0.2s。
[0044] 本发明采用以上技术方案与现有技术相比，具有以下技术效果：
[0045] (1)本发明区别于常规暂态稳定控制方法，无需进行发电机快速分群与等值聚合， 仅需少量数据交互与通信，计算效率相对较高；
[0046] (2)本发明针对互联电网区间暂态失稳，所需量测较少，具备工程可实施性；
[0047] (3)本发明计算得到的联络线调节功率，还可用于生成切负荷等其他紧急控制策 略；
[0048] (4)本发明基于电网中现有的相量测量单元及广域量测系统，当区域互联电网发 生大扰动并造成系统暂态失稳后，根据区间量测信息评估系统暂态能量，并执行针对性的 紧急切机控制策略，以维持系统暂态稳定性；
[0049] (5)克服常规基于发电机量测数据的暂态稳定控制方法所存在依赖全网量测数 据、时效性差、工程可行性低的缺点，提供了一种针对互联电网区间暂态失稳的切机控制方 法，具备所需量测少、计算效率高、针对性强的特点。
【附图说明】
[0050] 图1是本发明方法的总体流程框图。
[0051] 图2是互联电网区域振荡模式图。
[0052]图3是基于区间暂态能量预测的功率调节示意图。
[0053] 图4是IEEE-39节点系统发电机在故障时的受扰功角轨迹图。
[0054] 图5是IEEE-39节点系统发电机在紧急切机控制后的受扰功角轨迹图。
【具体实施方式】
[0055] 下面结合附图对本发明的技术方案做进一步的详细说明：
[0056] 下面根据图1所示的总体方法流程图，对本发明实现的具体步骤进行详细的说明。 [0057]对于区域互联电网，当观察到系统发生功率振荡现象时，根据振荡中心所在的联 络断面可将系统划分为两区域系统，如图2所示。其中子系统A为送端电网，子系统B为受端 电网。此时，区间联络线A-B的有功功率可表示为：
[0058]
[0059]式中：P为联络线的有功功率。UA和UB分别为送端与受端的电压幅值，XL为联络线电 抗，Θ为联络线相角差。
[0060] 假设系统具有较强的电压调节能力，即送端和受端的电压幅值UA和UB均为常数。则 振荡中心所在联络线即为系统的主振荡支路。其有功功率P可近似表征为关于联络线相角 差Θ的正弦变化函数。
[0061] 当电网受扰后，系统A存在不平衡功率。若该扰动造成子系统A与B间失去同步，则 区域发电机群相对功角递增，造成区间相角差Θ增大，联络线功率P剧烈波动。若受扰后联络 线功率能够趋于稳定，则子系统间同步运行;反之，系统将暂态失稳。若能尽早地判定系统 暂态失稳，可通过切机控制快速调节区间联络线的有功功率，控制振荡系统间的能量变化， 以维持全网机组的同步运行。基于上述原因，本发明提出了一种基于区间联络线暂态能量 预测的暂态稳定紧急切机控制方法，主要包含以下步骤。
[0062] 步骤1:当判定系统暂态失稳后，根据振荡中心所在的联络线量测，预测系统的完 整暂态能量，并计算联络线调节功率，如图3所示。
[0063] 首先根据相量测量单兀，实时获取振荡中心所在的联络线t时刻的有功功率P (t) 和相角差9(t)，其中t为任意采样时刻。当系统稳定时，联络线的有功功率即为机械功率：
[0064] Pm=P(ts)
[0065] 式中：t s为系统稳定时刻，P (t s)为t s时刻联络线的有功功率。Pm为机械功率，是恒 定值。
[0066] 根据采样周期T，计算t时刻区间转速偏差Δ co(t)的离散值：
[0067]
[0068] 在系统实际运行中，根据文献二《基于受扰电压轨迹的电力系统暂态失稳判别： (二)算例分析》（电力系统自动化，2013年，第37卷第17期第58页)实时判断系统是否暂态失 稳。若t。时刻判定系统暂态失稳，计算此时振荡系统的动能Vk (t。)为：
[0069]
[0070] 利用文献五《电力系统暂态稳定实时紧急控制的研究》（中国电机工程学报，2003， 第23卷第1期第64页）的曲线拟合外推方法，进行未来时刻的有功功率快速预测：
[0071]
[0072] 式中：#(的为关于相角差Θ的有功功率预测值，A，B，C为拟合参数，通过最小二乘法 对A，B，C进行参数辨识。
[0073] 根据有功功率预测值汽的，计算系统不稳定平衡点的相角差0b:
[0074] 戶(見）=Usin(% + 〇 = 0
[0075] 进而预测未进行暂态稳定控制时系统的剩余减速面积Sd:
[0076]
[0077] 式中，Θ。为系统稳定平衡点的相角差，户(奶为系统相角差Θ所对应的有功功率预测 值。
[0078]然后计算得到控制补偿面积Sc:
[0079] Sc = Vk(tc)-Sd
[0080] 利用失稳判别时刻t。的转速偏差Δ ω (t。)近似估计控制执行时刻td的相角差0d:
[0081] 0d=0c-A ω (tc)tdelay
[0082] 式中：tdelay为失稳判别与控制执行之间所存在的时延，优选地取0.1 s。
[0083] 因此，联络线调节功率ΔΡ*:
[0084]
[0085] 步骤2:采集电网中各地区发电机的转速量测，定时计算发电机的暂态动能变化指 标，并刷新切机序位表。
[0086] 设定受扰观测时间窗T。。在实际电网运行过程中，实时采样地区发电机i的转速值 Wl，定时评估在受扰观测时间窗内全网各发电机的动能量，以此计算发电机的受扰严重程 度：
[0087]
[0088]式中：Si为地区发电机i在t时刻至t+T。时刻之间的受扰严重程度，Wl(t)为地区发 电机i在t时刻的转速值，数值越大说明受扰越严重。受扰观测时间窗T。，优选地取0.2s。
[0089] 对每次计算得到的全网发电机受扰严重程度进行排序，由数值从大到小制定基于 发电机响应的切机序位表。当系统失稳时，以最新的切机序位表顺序选取切机对象。
[0090] 步骤3:根据离线计算获得的发电机-联络线功率转移分布因子，制定基于最小切 机量的暂态稳定控制策略。
[0091] 通过离线计算获取全网各发电机与联络线间的功率转移分布因子。具体计算方法 见文献六《高等电力网络分析》(清华大学出版社，2004年）。由步骤2得到切机序位表先后顺 序选取切机对象，并根据功率转移分布因子估计切除多少发电机能够满足步骤1计算得到 的联络线调节功率需求，如下所示：
[0092] DiPi+D2P2+---+DnPn> AP
[0093] 式中fi-Pn为切机序位表1~η的发电机有功功率，Di-Dn为切机序位表1~η的发 电机与联络线的功率转移分布因子。η为所切除发电机总数。
[0094]满足该式的最小切机方式，即为维持系统暂态稳定的最佳控制策略。
[0095]结果验证:为了测试本发明所述方法的有效性，应用本发明方法对ΙΕΕΕ-39节点系 统故障情况进行了仿真验证。
[0096]算例:0时刻线路4-14的母线4侧开关后发生三相短路，0.2s线路主保护拒动，0.3s 后备保护动作切除故障。
[0097] 此时39节点机组将与其他机组失去同步，系统的主振荡支路为支路2-1，全网发电 机受扰功角轨迹如图4所示。采用文献二《基于受扰电压轨迹的电力系统暂态失稳判别： (二)算例分析》（电力系统自动化，2013年，第37卷第17期第58页)方法于扰动后0.54s判定 系统暂态失稳。
[0098] 此时根据联络线两端量测预测区间暂态能量，计算得到支路2-1的调节功率为 43.7MW。在此过程中，利用发电机转速评估机组受扰严重程度，在0-0.2s及0.2-0.4s完成两 次切机序位表刷新工作，其中最新切机序位表中受扰最严重发电机为32节点机组。根据离 线计算得到32节点发电机与支路2-1的功率转移分布因子为0.183,计算得到最小切机量为 238.8丽。假设该节点由5台相同机组构成，总有功出力为650MW，则可切除其中2台机组，合 计260MW，以满足最小切机量要求。
[0099]计及失稳判别与控制执行之间所存在的时延0.1s，于0.64s执行上述暂态稳定控 制，切除32节点下260MW发电机，控制后发电机受扰功角轨迹如图5所示。通过本发明计算得 到的暂态稳定措施，系统将恢复暂态稳定。
[0100]从上述结果中可以发现，本发明方法针对性强、效果好，具备工程可实施性。本发 明可用于大型区域互联电网的调度控制中心，基于广域量测系统实现基于区间暂态能量预 测的互联电网暂态稳定控制，保障电力系统的安全稳定运行。
【主权项】
1. 一种基于区间联络线能量预测的暂态稳定紧急切机控制方法，其特征在于，包括以 下步骤： 步骤A、紧急控制能量评估，当判定系统暂态失稳后，根据振荡中心所在联络线量测数 据，预估系统的完整暂态能量，并计算联络线调节功率； 步骤B、采集电网中各地区发电机的转速量测数据，定时计算发电机的暂态动能变化指 标，并刷新切机序位表； 步骤C、根据离线计算获得的全网各发电机与联络线间的功率转移分布因子，制定基于 最小切机量的暂态稳定控制策略;具体如下： 由步骤B得到切机序位表先后顺序选取切机对象，并根据功率转移分布因子估计切除 多少发电机能够满足步骤A计算得到的联络线调节功率需求，满足下式的最小切机方式，BP 为维持系统暂态稳定的最佳控制策略； DlPl+D2P2+."+DnPn> Λ P， 其中，P1-Pn为切机序位表1~η的发电机有功功率，D1-D n为切机序位表1~η的发电机 与联络线的功率转移分布因子，η为所切除发电机总数，△ P为联络线调节功率。2. 根据权利要求1所述一种基于区间联络线能量预测的暂态稳定紧急切机控制方法， 其特征在于，所述步骤A中，计算联络线调节功率，具体实现方法为： 根据相量测量单兀实时获取的振荡中心所在联络线t时刻的有功功率P(t)和相角差Θ (t)，t为任意采样时刻；当系统稳定时，联络线的有功功率即为机械功率： Pm = P(ts)， 其中，ts为系统稳定时刻，P (ts )为^时刻联络线的有功功率，Pm为机械功率且是恒定值； 根据采样周期T，计算t时刻区间转谏偏差Δω (t)的离散倌： 在系统实际运行中，实时判断系统是否暂态失稳，若t。时刻判定系统暂态失稳，计算此 时振汤系统的动能Vk(tc)为：利用曲线拟合外推方法，进行未来时刻的有功功率快速预测：其中，户(0)为关于相角差Θ的有功功率预测值，A，B，C为拟合参数，通过最小二乘法对A， B，C进行参数辨识； 根据有功功率预测值汽仍，计算系统不稳定平衡点的相角差9b:进而预测未进行暂态稳定控制时系统的剩余减速面积Sd:其中，Θ。为系统稳定平衡点的相角差； 然后计算得到控制补偿面积S。为： Sc = Vk(tc)-Sd, 利用失稳判别时刻t。的转速偏差△ ω (t。)近似估计控制执行时刻td的相角差0d: -9C-Δ O (tc)tdelayj 其中，td(3lay为失稳判别与控制执行之间所存在的时延；因此，联络线调节功率A Pv 3 ·根据权利要求2所述一抑整丁 IA |H」狀??τSSHEMIW WJ的暂态稳定紧急切机控制方法， 其特征在于，〖<^1#取0.18。4. 根据权利要求1所述一种基于区间联络线能量预测的暂态稳定紧急切机控制方法， 其特征在于，所述步骤B中，刷新切机序位表，具体步骤如下： 步骤BI:设定受扰观测时间窗Τ。，在实际电网运行过程中，实时采样地区发电机i的转速 值^，定时评估在受扰观测时间窗内全网各发电机的动能量，以此计算发电机的受扰严重 程度：其中，S1为地区发电机i在t时刻至t+T。时刻之间的受扰严重程度，Wl(t)为地区发电机i 在t时刻的转速值； 步骤B2:对每次计算得到的全网发电机受扰严重程度进行排序，由数值从大到小制定 基于发电机响应的切机序位表;当系统失稳时，以最新的切机序位表顺序选取切机对象。5. 根据权利要求4所述一种基于区间联络线能量预测的暂态稳定紧急切机控制方法， 其特征在于，T。取0.2s。
【文档编号】H02J3/24GK105896571SQ201610326724
【公开日】2016年8月24日
【申请日】2016年5月17日
【发明人】赵晋泉, 邓晖, 章玉杰, 张盼
【申请人】河海大学