CN100375982C - 电力系统外网等值模型自动生成方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于电力系统调度自动化领域，其特征在于包括以下步骤：下级电网调度中心向上级电网调度中心传送实时数据；上级电网调度中心收集到实时数据后进行全网的潮流计算，并为各个下级电网计算它们的实时外网等值模型，然后通过远程数据网将外网等值模型传送到下级电网调度中心。下级电网调度中心将接收到的自己电网的外网等值模型和自己的内部电网详细模型合并，在此基础上进行下级电网的能量管理系统和仿真培训系统的网络分析计算。本系统周期启动或者网络结构发生变化时自动启动。本发明中采用保留缓冲网的扩展WARD等值法，缓冲网由人工指定或通过本发明提出的基于灵敏度的方法自动生成。本发明对提高电网安全经济运行将发挥重要作用。

Description

电力系统外网等值模型自动生成方法

技术领域

本发明属于电力系统调度自动化技术领域，特别涉及上级电网调度中心实时跟踪电网运行状态的变化，为下级电网实时提供外网等值模型。下级电网调度中心利用该等值模型进行自己电网的能量管理和仿真培训系统的网络分析计算。

背景技术

电网是由多个区域电网互联组成的，是一个整体；而对电网的调度和控制通常是分层的、分散的、分别独立进行的。各级电网调度中心分别监控属于自己管辖范围内的电网并作相应的能量管理系统(EMS)和仿真培训系统(DTS)的网络分析计算，如何保证各级电网调度中心对自己管辖区域电网独立进行的分析计算结果正确，直接影响电网调度决策的正确性，事关重大。

受通讯技术和分布式计算研究进展的限制，各级调度中心以往的做法是，基于某一典型运行方式，下级电网离线计算出本区域电网的外网等值模型，供在线使用；甚至更简单地在自己电网的边界上挂等值机来代替整个外部电网。实际上，外部电网的运行方式经常变化，采用离线计算的固定的外网等值模型不能反映当时外部电网的变化，不能保证子区域电网EMS/DTS网络分析计算结果的正确性。

另外，由于电网是互联为一体的，发生在外部电网中的故障可能会影响到本区域电网，事故会在区域之间的扩散，目前的离线等值的做法无法分析计算这种情况。

在电力市场环境下，各个区域电网因竞争需要，通常要保护自己电网的信息，每个区域电网要获取全网信息是不可能的。在只有局部信息情况下，如何保证自己电网独立进行的计算和全网计算两者结果一致，是一个现实的技术问题。也是本发明要解决的问题。

为了提高下级电网对自己电网独立进行计算的精度，需要对外部系统进行等值处理。为此，国际上曾提出过一些外网等值方法，其中典型的方法都是从WARD等值发展出来的。由于常规WARD等值方法需要假定外部系统注入电流不变，但在实际电力系统中这个假设条件不能成立，因此，常规WARD等值的精度不高。于是，人们提出了各种改进的方法，比较成功的是《电力系统安全分析的一种扩展WARD等值方法》(K.L.Lo，L.J.Peng，J.F.Macqueen.An extended Ward equivalent approach for power system security assessment.Electric Power Systems Research,1997，42：181-188)描述的扩展WARD等值方法，其步骤是：

1)在自己电网侧建立自己电网的外部电网模型。

2)不计外部系统对地支路，用Gauss消去法消去所有外部节点，进而求出边界节点间的所有等值支路，这些支路作为外网等值模型中边界节点之间的串联支路。根据边界匹配原则计算边界等值注入；

3)从原外网导纳阵(包括外网并联支路)开始，将所有外部PV节点接地，利用Gauss消去法消去所有外部节点，然后将各边界节点的对角元和非对角元相加，取其负虚部，即得到各扩展支路的导纳值。这些支路作为外网等值模型中的接地支路。

4)在各边界节点处增加虚构的PV节点，规定虚构的PV节点处有功注入为0，电压等于边界节点电压初值。

以上模型是在下级电网离线进行的，不能及时反映外部电网中网络结构的实时变化；另一方面，外部电网中的某些重要部分对内部电网影响较大，全部等值掉会对计算结果产生负面影响。

由于外网中的部分电网对内网中的扰动影响较大，为了进一步提高内网开断计算的精度，可以在Gauss消去时保留部分缓冲网。

以上方法都是在下级电网调度中心离线建立自己电网的外网等值模型的，受当时控制中心之间网络通信技术的限制，这些做法没有多控制中心之间的等值网络模型的交换，也没有多控制中心之间的实时数据交换，不能及时反映外部电网发生的各种变化，因此，等值误差很大。

为了真实反映电网实时发生的变化，本申请发明人张海波，张伯明在《广东省地区电网外网等值自动生成系统设计》(电力系统自动化，2004 28(20)：77-79)中提出了在省级电网调度中心实现地区电网的外网等值的必要性，并对广东电网的实际情况进行了描述，但是，没有对外网等值自动生成方法进行描述，也没有给出实现细节。

本发明的主要内容体现在发明人研究生张海波(导师：张伯明，副导师：孙宏斌)的博士论文《电力系统多控制中心之间分解协调计算模式的研究》(清华大学博士论文，2005年6月)中。

发明内容

本发明的目的是为了克服过去在区域电网调度中心离线进行外网等值不能反映外部电网运行方式的实时变化，造成等值精度不高的缺点。利用当前电网多调度中心之间已经建成的高速数据通信网，由各个下级电网调度中心向上级电网调度中心传送实时数据，由上级电网调度中心汇总数据后，进行上级电网的状态估计和潮流计算，基于此，上级电网调度中心自动生成各个下级电网的外网等值模型和相应的实时潮流数据，并将这些数据下发到相应的下级电网调度中心。下级电网将接收到的自己电网的外网等值模型贴到自己电网的详细模型上，并将接收到等值潮流数据和下级电网的潮流数据相匹配，最后在该电网模型上进行自己电网的EMS/DTS网络分析计算。本发明的效果是，下级电网使用的是实时反映当时电网情况的外网等值模型和数据，使得在各个下级电网调度中心进行的EMS/DTS网络分析计算结果真实地反映当时电网的情况，计算精度大大提高。

该方法是在电网调度中心能量管理计算机系统中实现的，所述方法依次含有以下步骤：

步骤1：下级电网调度中心确定自己电网的内部网络范围、自己电网和包括上级电网在内的外部电网的边界以及需要保留的自己和外部电网之间的联络线，并通过远程数据通信网将这些数据汇报给上级电网调度中心的能量管理计算机系统作为初始化条件使用；

步骤2：各个下级电网调度中心的能量管理计算机系统采集实时信息，并通过远程数据网把各自的实时遥测遥信数据传送给所述上级电网调度中心能量管理计算机系统；

步骤3：所述上级电网调度中心能量管理计算机系统收到步骤2所发来的数据后，依次按以下步骤进行：

第3.1步：该上级电网调度中心能量管理计算机系统进行全网的状态估计和潮流计算；

第3.2步：该上级电网调度中心能量管理计算机系统根据步骤1界定的范围，按以下步骤确定需要保留的外部缓冲网，步骤如下：

第3.2.1步：对于原来是闭合的联络线，用k-l表示，计算该联络线有功潮流相对于用节点p表示的外网发电机或负荷节点的有功功率变化的分布因子：

G_(k-1,p)＝(A_kp-A_lp)/x_kl，

其中，x_kl为该联络线k-l的电抗，k-l表示从节点k至节点l的联络线，下标k、l分别表示联络线两端的节点序号，该闭合的联络线k-l开断对外网支路i-j的有功潮流分布因子：

$D_{(k-l,i-j)}=\frac{b_{\mathrm{kl}}(A_{\mathrm{ki}}-A_{\mathrm{kj}}-A_{\mathrm{li}}-A_{\mathrm{li}})}{1-b_{\mathrm{ij}}(A_{\mathrm{ii}}+A_{\mathrm{jj}}-2A_{\mathrm{ij}})},$

A＝B′^-1，B′是用-1/x为支路导纳形成的节点导纳矩阵，x为该支路的电抗，上标符号“-1”表示矩阵取逆，A_ki表示矩阵A的第k行第i列元素，b_kl,b_ji分别为用-1/x表示的支路k-l，i-j的支路导纳；

对于原来是断开的联络线k-l，如果合上该联络线，则外网中线路或变压器绕组i-j上的有功潮流受影响程度用

C_(k-l,i-j)＝A_(i-j,k-l)/x_ij，

来表示，由此计算断开的联络线k-l合上时线路i-j的有功潮流分布因子C_(k-l,i-j)；

第3.2.2步：对第3.2.1步计算出的分布因子，把超过设定门槛值者对应的线路按其所在厂站进行因子累加，取分布因子之和较大的厂站作为该联络线的对应缓冲网厂站；

第3.2.3步：把计算出的所有联络线对应的缓冲网厂站综合在一起进行调整，构成该地区电网的缓冲网；最终确定厂站规模不大于外网厂站数的一半的缓冲网模型；

第3.3步：对外网中除了外部缓冲网以外的其余部分网络进行扩展WARD等值网络化简计算，得到各个下级电网调度中心所管辖电网的外网等值模型，该模型按实际设备建模，每条等值支路用两端连有开关的设备模型描述，用等值开关的开合状态模拟等值支路的接入和退出，步骤如下：

第3.3.1步：

当下级子网数少于15时用导纳法：

对于N×N阶有接地支路的节点导纳矩阵Y和节点阻抗矩阵Z，把内网节点、边界节点和要保留的缓冲节点定义为m集，其余节点为r集，总节点数为N，N＝m+r，把Y和Z表示成分块矩阵的形式有

$Y=\left[\begin{array}{cc}{Y}_{\mathrm{rr}}& Y_{\mathrm{rm}}\\ Y_{\mathrm{mr}}& Y_{\mathrm{mm}}\end{array}\right],$ $Z=\left[\begin{array}{cc}{Z}_{\mathrm{rr}}& Z_{\mathrm{rm}}\\ Z_{\mathrm{mr}}& Z_{\mathrm{mm}}\end{array}\right],$

其中，下标r、m分别表示节点导纳矩阵Y和节点阻抗矩阵Z中与r集和m集节点相对应的部分；

接着，用高斯消去法消去r集的节点，得到

${\tilde{Y}}_{\mathrm{mm}}=Y_{\mathrm{mm}}-Y_{\mathrm{mr}}{Y}_{\mathrm{rr}}^{-1}{Y}_{\mathrm{mr}}^T,$

然后，去掉m集节点和r集节点之间的支路，m集节点及这些节点之间的支路组成的网络的节点导纳矩阵是Y′_mm，外网等值后的节点导纳矩阵用Y″_mm表示：

$Y_{\mathrm{mm}}^{\″\′}={\tilde{Y}}_{\mathrm{mm}}-Y_{\mathrm{mm}}^{\′};$

当下级子网数多于15时用阻抗法：

首先对所述Z_mm求逆，得到

，其余步骤与当下级子网数少于15时的相同；

Y″_mm是外网等值模型的节点导纳矩阵；

第3.3.2步：根据第3.3.1步得到的外网等值模型的节点导纳矩阵Y″_mm，计算出按设备建模的外网等值模型中的等值支路的参数值和支路两端等值开关的开合状态，以及等值支路上的潮流数据；

步骤4：判断是否是首次计算外网等值模型或者是电网拓扑结构发生了变化，如果是，则转入步骤5；否则，转入步骤7；

步骤5：该上级电网调度中心的能量管理计算机系统把第3.3步得到的外网等值模型用联络线模型连接上虚拟内网厂站模型后，通过远程数据网传给下级电网调度中心的能量管理计算机系统；

步骤6：下级电网调度中心的能量管理计算机系统在收到用联络线模型连接上虚拟内网厂站模型后的外网等值模型后，先去掉下级子网侧初始网络模型中的本地初始外网模型，再去掉该模型中在下发时同时给出的虚拟内网厂站模型，然后再把该下发模型中留下的可用的外网等值模型通过下级子网侧的初始网络模型中的联络线模型和所述下级子网侧的初始网络模型中留下的内网模型相连接，实现了把所述外网等值模型和下级电网调度中心的能量管理计算机系统中自己的内部网络模驯合并；

步骤7：上级电网调度中心的能量管理计算机系统把外网等值实时潮流数据作为缓冲网上的支路潮流量测量，通过远程数据网实时发送给各下级电网调度中心的能量管珲计算机系统：

步骤8：基于包含最新外网等值模型和最新外网等值实时潮流数据的下级电网模型，下级电网调度中心的能量管理计算机系统计算出自己电网的在线潮流，并用于自己电网后续的各种能量管理系统和仿真培训系统的网络分析计算；

步骤9：按照设定的周期定时执行步骤3-8，或者在网络结构发尘变化时候自动启动步骤3-8，以自动生成电力系统外网等值模型。

在步骤3形成外网等值模型后，当内部系统因为发电机或负荷开断而出现有功功率缺额△P时，在等值模型边界节点上有功注入功率会发生变化，需要山外网向内网提供有功功率支援，缺额有功功率△P按一个设定的分配系数矢量α＝[α₁α₂，…，α_g]^T(g为系统机组个数)在全系统所有发电机组间进行分配，这时所述边界节点的有功注入功率变化量为

，其中：

${\mathrm{\α}}_B^{\mathrm{eq}}={\mathrm{\α}}_B-B_{\mathrm{BE}}^{\′}{B}_{\mathrm{EE}}^{\′-1}{\mathrm{\α}}_E,$

其中，B’是用-1/x为支路导纳形成的节点导纳矩阵，α_B是边界节点机组的有功功率分配系数矢量，α_E是外部节点机组的有功功率分配系数矢量，B′_BE是B′矩阵中对应于边界节点和外部节点的子矩阵，

是B′矩阵中对应于外部节点的子矩阵的逆矩阵。

所述的外网等值模型是导纳模型或者阻抗模型。

本发明的特点可用图1解释。下级电网A，B，C通过联络线l_AB,l_BC和l_CA互联，下级电网A，B，C的调度中心和上级电网调度中心M通过远程数据通信网交换信息。图1中下级电网A，B，C的调度中心将各自电网及联络线信息传送到上级电网调度中心M，上级电网调度中心M汇总全网信息后，进行全网状态估计和潮流计算，然后根据下级电网(例如图1中的A)的边界节点和需要保留的联络线(例如图1中的l_AB和l_CA)，再利用灵敏度确定对下级电网影响大的外部电网的节点，作为下级电网A的缓冲网节点，对其余部分进行扩展WARD等值，计算出下级电网的外网等值模型和相应的潮流数据，并将这些结果下发给下级电网(例如图2中的A)的调度中心。图2中下级电网调度中心将接收到的外网等值模型贴加到自己电网模型上，并进行相应的边界潮流匹配，获得自己电网的潮流解。在此基础上进行自己电网的EMS/DTS网络分析计算。

以往的做法是在下级电网自己的电网处(例如图1中的A)完成外网等值工作的。其缺点是：(1)下级电网离线建立自己电网的外部电网模型，不但初始建模工作量大，外部电网发生变化时还须人工修改外网模型，而且在电力市场环境下，平级的下级电网之间数据并不透明，使得外网模型很难建立；(2)不能实时反映外部电网网络结构发生的变化，等值效果较差。

本发明所提出的电力系统外网等值自动生成方法与已有的外网等值方法的显著区别在于：

1)各个下级电网的外网等值模型不是在下级电网调度中心而是在上级电网调度中心建立的，然后下发到各个下级电网调度中心；

2)上级电网调度中心实时接收下级电网调度中心的实时数据，基于此，在上级电网调度中心生成各个下级电网的外网等值模型；每当电网发生网络结构的变化，本发明的计算流程都要自动启动，进行上下级电网调度中心之间的数据交换，进行外网模型的更新。这种做法能实时跟踪当前电网运行情况的变化，真实反映当前电网的运行情况；

3)各级电网维护自己电网的网络模型，上级电网调度中心汇总各个下级电网传送来的网络模型和实时数据，完成等值模型的建立，这种模式在现有电网EMS条件下，不需增加额外的工作量，容易被各级电网调度中心接受。

附图说明

图1：3区域互联电网示意图，各个下级电网调度中心和上级电网调度中心双向传送实时信息。

图2：本发明所提出的上级电网调度中心M为下级电网A做实时外网等值，并将等值信息发送到下级电网A的调度中心。

图3：本发明所提出的电力系统外网等值自动生成方法的步骤框图。

图4：按实际设备建模的等值模型。

图5：下级电网调度中心侧模型合并示意图。

图6：a)：广东省电网调度中心向深圳地区电网调度中心下发模型数据流程图；b)：广东省电网调度中心向深圳地区电网调度中心下发模型数据流程的说明。

图7：a)：广东省电网调度中心向深圳地区电网调度中心下发实时数据流程图；b)：广东省电网调度中心向深圳地区电网调度中心下发实时数据流程图。

图8：在深圳地区电网处做联络线合环操作的电网示意图。

图9：联络线合环操作仿真结果以及现场试验的结果，图中的模型_1是在边界上挂等值机的方法；模型_2是常规Ward等值方法；模型_3是本发明提出的方法；模型_4是全网未简化方法，它作为比较的标准。白色的棒是仿真计算结果和现场实际操作结果的比较，黑色的棒是仿真结果之间的比较，横坐标表示不同的仿真模型，纵坐标表示百分比误差。

具体实施方式

概括而言，本发明依次含有以下步骤：

①初始化：下级电网调度中心确定自己电网的内部网络范围、自己电网和外部电网的边界以及需要保留的和外部电网之间的联络线，并将此结果汇报给上级电网调度中心。此项工作在系统建模初期完成，以后通常不变；

②下级电网调度中心采集实时信息，并通过远程数据通信网将自己的实时遥测遥信数据传送给上级电网调度中心；

③上级电网调度中心收集到数据后，进行全网的状态估计和潮流计算，在此基础上，根据以上第①步界定的范围，通过比较计算的灵敏度和设定的灵敏度门槛值确定需要保留的外部缓冲网，对其余部分进行扩展WARD等值网络化简计算，计算出各个下级电网调度中心管辖电网的外网等值模型，并计算出该模型中的等值支路上的潮流数据；

④判断是否是首次计算或者是电网拓扑结构发生了变化，如果是，则需要转第⑤步；否则，转第⑦步；

⑤将外网等值模型下传给下级电网调度中心；

⑥下级电网调度中心接收到外网等值模型之后，将它和自己的内部网络模型合并；

⑦将外网等值实时潮流数据传送给下级电网调度中心；

⑧基于包含最新外网等值模型和最新外网等值实时潮流数据后的下级电网模型，计算出自己电网的在线潮流，并用于自己电网后续的各种EMS/DTS网络分析计算。

以上③到⑧步形成一个闭环，按预先指定的周期定时启动，或者在网络结构发生变化的时候自动启动。全部过程自动执行，正常情况下不需人工干预。

以上步骤中，第③步和第⑥步是核心。其中有若干关键技术，介绍如下：

(1)  按实际设备建模建立等值网模型

为保证外网等值模型和内网的按实际设备建模的模型一致，本发明对外网等值模型也按实际设备建模。如图4所示。连接边界节点的等值支路l_ij及边界节点与虚拟PV节点间等值支路l_im、l_jn的等值参数由实时等值计算通过在线匹配给出，并通过连接在两端的开关的开合决定该支路是投入还是退出。等值开关的状态由实时等值计算出的参数来决定。

在初始化时装入固定的按设备建模的外网等值模型，而实时运行时接收外网等值支路上的等值开关状态及相应的外网等值支路参数；数据量较大的外网等值设备模型数据在相关网络模型发生变化时才需重传一次。

图4的等值机作为PQ节点，虚构PV节点上的发电机为调相机，有功为零，即端电压不变。

(2)  外部网络的等值方法

等值方法为高斯消去法。

对于N×N阶有接地支路的节点导纳矩阵Y和节点阻抗矩阵Z，将内网节点、边界节点和要保留的缓冲节点定义为m集，其余节点为r集，有N=m+r，将Y和Z写成分块矩阵的形式有

$Y=\left[\begin{array}{cc}{Y}_{\mathrm{rr}}& Y_{\mathrm{rm}}\\ Y_{\mathrm{mr}}& Y_{\mathrm{mm}}\end{array}\right]$ $Z=\left[\begin{array}{cc}{Z}_{\mathrm{rr}}& Z_{\mathrm{rm}}\\ Z_{\mathrm{mr}}& Z_{\mathrm{mm}}\end{array}\right]---\left(1\right)$

用高斯消去法消去r集的节点，得到

${\tilde{Y}}_{\mathrm{mm}}=Y_{\mathrm{mm}}-Y_{\mathrm{mr}}{Y}_{\mathrm{rr}}^{-1}{Y}_{\mathrm{mr}}^T---\left(2\right)$

去掉m集节点和r集节点之间的联系，m集节点及节点之间的支路组成的网络的节点导纳矩阵是Y′_mm，则

就是等值后的外网等值模型的导纳矩阵。

以上是基本等值方法，本发明采用扩展WARD等值方法，除了进行串联支路的等值之外，还需要进行外网PV节点处理，计算出外网等值模型中的接地支路。从原外网导纳阵(包括外网并联支路)开始，将所有外部PV节点接地，利用Gauss消去法消去所有外部节点。然后将各边界节点的对角元和非对角元相加，取其负虚部，即得到各扩展支路的导纳值。这些支路作为外网等值模型中的接地支路。

当下级子网较多时，例如大于15个，也可用阻抗矩阵求逆法，直接从(1)式中取出Z_mm，将其求逆，得到其余做法相同。用扩展WARD等值时，因为要去掉外网中所有对地支路，使得Z及其子矩阵不可逆，本发明在N个节点中设置一个参考节点s，然后形成N-1阶Z矩阵，只要使s在m集之内就能保证Z及其子矩阵可逆；当s不在m集时，可以通过(3)式将参考节点由节点s转换到m集中的节点k上。

${z_{\mathrm{ij}}^{\′}=z}_{\mathrm{ij}}-z_{\mathrm{ik}}-z_{\mathrm{kj}}+z_{\mathrm{kk}}---\left(3\right)$

(3)外部网络发电机的等值有功功率分配方法

当内部系统因为发电机或负荷丌断而出现有功功率缺额△P时，需要由外部系统向内网提供有功支援，缺额功率AP会按一个己知的分配系数矢量α=[α₁，α₂，…，α_g]^T(g为系统机组个数)在全系统所有机组间进行分配，在等值后的网络中，则体现在边界节点的有功注入发生变化，变化了

${\mathrm{\α}}_B^{\mathrm{eq}}={\mathrm{\α}}_B-B_{\mathrm{BE}}^{\′}{B}_{\mathrm{EE}}^{\′-1}{\mathrm{\α}}_E---\left(4\right)$

式中，下标B表示边界节点集合，E表示外部节点集合，B′是用-1/x为支路导纳形成的节点导纳矩阵。

(4)缓冲网的选择方法

步骤1：对于原来是闭合的联络线(k-l)，计算该联络线有功潮流相对于外网发电机或负荷节点i有功功率变化的分布因子：

$G_{(k-l,i)}=\frac{A_{\mathrm{ki}}-A_{\mathrm{li}}}{x_{\mathrm{kl}}}---\left(5\right)$

以及闭合的联络线(k-l)对外网支路(i-j)开断的分布因子

$D_{(k-l,i-j)}=\frac{b_{\mathrm{kl}}(A_{\mathrm{ki}}-A_{\mathrm{kj}}-A_{\mathrm{li}}+A_{\mathrm{lj}})}{1-b_{\mathrm{ij}}(A_{\mathrm{ii}}+A_{\mathrm{jj}}-2A_{\mathrm{ij}})}---\left(6\right)$

式中A＝B′^-1，B′的定义同(4)式；x_kl为联络线(k-l)的电抗。

对于原来是断开的联络线(k-l)，如果合上该联络线，外网中线路或变压器绕组(i-j)潮流受影响程度可用

A_(i-j,k-l)/x_ij    (7)

来表征，计算出该因子。

步骤2：对(5)-(7)计算出的因子，将超过某一设定门槛值者对应的线路按其所在厂站进行因子累加，取分布因子加和较大的厂站作为该联络线的对应缓冲网厂站；

步骤3：将计算出的所有联络线对应缓冲网厂站综合在一起构成该地区的缓冲网；

步骤4：根据等值边界节点个数对缓冲网厂站集合进行调整，最终确定厂站规模适中、等值边界节点个数较少的缓冲网模型，缓冲网的节点数一般不大于外部电网节点数的50％。

(5)下级子网侧外网等值模型的合并

图3的第⑥步要求进行外网等值模型的合并，本发明以地区电网之间的联络线为基准，进行模型对接，方法如下：

图5中：图a)为下级子网侧初始网络模型，其中1区代表内网模型，是详细模型；2区为本地联络线模型，3区为本地初始外网模型；图b)为由上级电网调度中心下发的外网等值模型，其中4区代表下发时给出的虚拟内网厂站模型，目的是为了保证下发的外网模型的完整性，5区为下发外网模型中的联络线模型，这些联络线的命名与2区中的本地联络线命名一致，6区为可用外网等值模型，一般由缓冲网和等值网模型构成；图c)为合并后的地区电网计算模型，这个模型是将图a)和图b)中的模型分别去掉虚线部分区域后通过联

(6)模型数据下发方法

以广东省(上级)电网和深圳地区(下级)电网为例说明。模型数据的具体下发流程如图6所示。当广东省网模型发生变化时，首先，由广东省调EMS系统将用CIM(CommonInformation Model)描述的全省网络模型以XML(Extended Model Language)文件方式通过局域网FTP发送到外网等值自动生成系统的服务器，服务器自动将新的模型导入，并根据预先设定好的地区电网缓冲网的边界来计算等值模型，省中调侧的CIS(Component InterfaceSpecification)客户端将等值模型及缓冲网模型通过CIS接口发送至相应地调的CIS服务器，在这个过程中，首先由省调CIS客户端向地调侧CIS服务器提交模型删除请求，地调侧CIS服务器在删除原实时库中模型数据的同时，通过事件通知服务来发送删除事件的通知给本地CIS客户端执行相关清除操作，如清空SQL数据库中与外网相关的表单等，省调CIS客户端在确认服务端模型已经被删除后，重新向服务端提交模型创建请求，地调侧CIS服务器在执行模型创建操作的同时，向本地CIS客户端发送模型创建事件通知，地调CIS客户端将CIS服务器中用CIM描述的模型导出，转换为本地调EMS厂家自身采用的模型格式，并在当地自动将缓冲网等值模型与地调EMS的内网模型合并，作为地调EMS/DTS计算用的新的网络模型。若根据需求某地调侧需要改变它的外网模型设置时，可在省调侧通过简单的界面设置重新设置缓冲网，再按上述方式等值并将等值结果下发至地调。地调依接收到的外网模型实现省、地电网模型的对接。在模型下发的过程中系统会自动记录需要实时传送的CIS记录ID，为实时数据的下发做好准备。

(7)实时数据下发方法

实时数据的具体下发流程如图7所示。实时数据的下发以模型数据为基础，以周期的CIS更新方式实时下发，下发周期由广东省调EMS系统控制，数据通道与图5所示等值模型的数据通道相同，只是数据量要少得多。首先，由广东省调EMS系统将状态估计的注入功率结果及开关状态、变压器档位等信息传送至外网等值服务器，外网等值服务器计算全网潮流及各地调等值模型参数(包括等值线路、变压器、发电机参数和等值开关状态)，将这些等值模型的实时信息连同缓冲网上的潮流和开关状态通过CIS接口发送至地调的CIS服务器，地调CIS服务器在接收到等值外网模型的更新信息后，会发送更新事件通知给本地CIS客户端，由本地CIS客户端向服务端查询更新过的模型数据并按照模型创建时自动生成的映射关系将更新数据导出为本地EMS厂家自己的实时数据格式，供地调状态估计使用。

实际应用效果：

为测试本发明的应用效果，做了广东省电网和深圳电网的现场试验。如图8所示，右下角是深圳电网，左上角是深圳电网的外网，即广东省电网，在联络线断面上有3条联络线，由鹏城变电站发出的两条500kV联络线和由公明发出的一条220kV联络线(长安-公明线)。在试验前，(长安-公明)线处于开的位置，当(长安-公明)线合上时，将和由鹏城变电站发出的两条500kV联络线形成电磁环网，产生较大的环流。如果没有广东省调和深圳地调之间的分解协调计算和数据交换，没有实时在线生成的外网等值模型，深圳地调侧的合环潮流的误差会很大。采用了本发明的外网等值自动生成方法，深圳电网的EMS/DTS网络分析计算准确性大大提高了。

参加比较的模型有4个：

模型_1：在边界上挂等值机模型的方法；

模型_2：常规Ward等值模型方法；

模型_3：本发明提出的方法；

模型_4：全网未简化方法。

本试验分两方面：

(1)考查本发明的外网等值模型自动生成方法和全网统一计算模式两者的误差。

本试验中，模型4是全网统一计算模式，作为比较的标准。图9中的黑色棒是和全网统一计算相比较的仿真试验结果。上图a)为有功潮流误差，下图b)为无功潮流误差。可见模型1误差极大，模型2次之，本发明的模型3误差很小。

(2)考查本发明的外网等值模型自动生成方法和现场实际操作两者结果的误差。

本试验将该(长安-公明)线合上，操作前模拟计算的断面时间是.(2004-10-18，13:55:41)，操作后潮流实际测量的断面时间是(2004-10-18，13:59:03)。图9的白色棒是试验结果。上图为有功潮流误差，下图为无功潮流误差。同样，本发明的模型3误差很小，和实际操作结果比较，误差不大于2％。

Claims (3)

1.电力系统外网等值模型自动生成方法，其特征在于，该方法是在电网调度中心能量管理计算机系统中实现的，所述方法依次含有以下步骤：

步骤1：下级电网调度中心确定自己电网的内部网络范围、自己电网和包括上级电网在内的外部电网的边界以及需要保留的自己和外部电网之间的联络线，并通过远程数据通信网将这些数据汇报给上级电网调度中心的能量管理计算机系统作为初始化条件使用；

步骤2：各个下级电网调度中心的能量管理计算机系统采集实时信息，并通过远程数据网把各自的实时遥测遥信数据传送给所述上级电网调度中心能量管理计算机系统；

步骤3：所述上级电网调度中心能量管理计算机系统收到步骤2所发来的数据后，依次按以下步骤进行：

第3.1步：该上级电网调度中心能量管理计算机系统进行全网的状态估计和潮流计算；

第3.2步：该上级电网调度中心能量管理计算机系统根据步骤1界定的范围，按以下步骤确定需要保留的外部缓冲网，步骤如下：

第3.2.1步：对于原来是闭合的联络线，用k-l表示，计算该联络线有助潮流相对于用节点p表示的外网发电机或负荷节点的有功功率变化的分布因子：

G_(k-l，p)＝(A_kp-A_lp)/x_kl，

其中，x_kl为该联络线k-l的电抗，k-l表示从节点k至节点l的联络线，下标k、l分别表示联络线两端的节点序号，该闭合的联络线k-l开断对外网支路i-j的有功潮流分布因子：

$D_{(k-l,i-j)}=\frac{b_{\mathrm{kl}}(A_{\mathrm{ki}}-A_{\mathrm{kj}}-A_{\mathrm{li}}+A_{\mathrm{li}})}{1-b_{\mathrm{ij}}(A_{\mathrm{ii}}+A_{\mathrm{jj}}-2A_{\mathrm{ij}})},$

A＝B′^-1，B′是用-1/x为支路导纳形成的节点导纳矩阵，x为该支路的电抗，上标符号“-1”表示矩阵取逆，A_ki表示矩阵A的第k行第i列元素，b_kl，b_ij分别为用-1/x表示的支路k-l，i-j的支路导纳；

对于原来是断开的联络线k-l，如果合上该联络线，则外网中线路或变压器绕组i-j上的有功潮流受影响程度用

C_(k-l，i-j)＝A_(i-j，k-l)/X_ij，

来表示，由此计算断开的联络线k-l合上时线路i-j的有功潮流分布因子C_(k-l，i-j)；

第3.2.2步：对第3.2.1步计算出的分布因子，把超过设定门槛值者对应的线路按其所在厂站进行因子累加，取分布因子之和较大的厂站作为该联络线的对应缓冲网厂站；

第3.2.3步：把计算出的所有联络线对应的缓冲网厂站综合在一起进行调整，构成该地区电网的缓冲网；最终确定厂站规模不大于外网厂站数的一半的缓冲网模型；

第3.3步：对外网中除了外部缓冲网以外的其余部分网络进行扩展WARD等值网络化简计算，得到各个下级电网调度中心所管辖电网的外网等值模型，该模型按实际设备建模，每条等值支路用两端连有开关的设备模型描述，用等值开关的开合状态模拟等值支路的接入和退出，步骤如下：

第3.3.1步：

当下级子网数少于15时用导纳法：

对于N×N阶有接地支路的节点导纳矩阵Y和节点阻抗矩阵Z，把内网节点、边界节点和要保留的缓冲节点定义为m集，其余节点为r集，总节点数为N，N＝m+r，把Y和Z表示成分块矩阵的形式有

$Y=\left[\begin{array}{cc}{Y}_{\mathrm{rr}}& Y_{\mathrm{rm}}\\ Y_{\mathrm{mr}}& Y_{\mathrm{mm}}\end{array}\right],Z=\left[\begin{array}{cc}{Z}_{\mathrm{rr}}& Z_{\mathrm{rm}}\\ Z_{\mathrm{mr}}& Z_{\mathrm{mm}}\end{array}\right],$

其中，下标r、m分别表示节点导纳矩阵Y和节点阻抗矩阵Z中与r集和m集节点相对应的部分；

接着，用高斯消去法消去r集的节点，得到

${\tilde{Y}}_{\mathrm{mm}}=Y_{\mathrm{mm}}-Y_{\mathrm{mr}}{Y}_{\mathrm{rr}}^{-1}{Y}_{\mathrm{mr}}^T,$

然后，去掉m集节点和r集节点之间的支路，m集节点及这些节点之间的支路组成的网络的节点导纳矩阵是Y′_mm，外网等值后的节点导纳矩阵用Y″_mm表示：

$Y_{\mathrm{mm}}^{\′\′}={\tilde{Y}}_{\mathrm{mm}}-Y_{\mathrm{mm}}^{\′};$

当下级子网数多于15时用阻抗法：

首先对所述Z_mm求逆，得到其余步骤与当下级子网数少于15时的相同；

Y″_mm就是外网等值模型的节点导纳矩阵；

第3.3.2步：根据第3.3.1步得到的外网等值模型的节点导纳矩阵Y″_mm，计算出按设备建模的外网等值模型中的等值支路的参数值和支路两端等值开关的开合状态，以及等值支路上的潮流数据；

步骤4：判断是否是首次计算外网等值模型或者是电网拓扑结构发生了变化，如果是，则转入步骤5；否则，转入步骤7；

步骤5：该上级电网调度中心的能量管理计算机系统把第3.3步得到的外网等值模型用联络线模型连接上虚拟内网厂站模型后，通过远程数据网传给下级电网调度中心的能量管理计算机系统；

步骤6：下级电网调度中心的能量管理计算机系统在收到用联络线模型连接上虚拟内网厂站模型后的外网等值模型后，先去掉下级子网侧初始网络模型中的本地初始外网模型，再去掉该模型中在下发时同时给出的虚拟内网厂站模型，然后再把该下发模型中留下的可用的外网等值模型通过下级子网侧的初始网络模型中的联络线模型和所述下级子网侧的初始网络模型中留下的内网模型相连接，实现了把所述外网等值模型和下级电网调度中心的能量管理计算机系统中自己的内部网络模型合并；

步骤7：上级电网调度中心的能量管理计算机系统把外网等值实时潮流数据作为缓冲网上的支路潮流量测量，通过远程数据网实时发送给各下级电网调度中心的能量管理计算机系统；

步骤8：基于包含最新外网等值模型和最新外网等值实时潮流数据的下级电网模型，下级电网调度中心的能量管理计算机系统计算出自己电网的在线潮流，并用于自己电网后续的各种能量管理系统和仿真培训系统的网络分析计算；

步骤9：按照设定的周期定时执行步骤3-8，或者在网络结构发生变化时候自动启动步骤3-8，以自动生成电力系统外网等值模型。

2.根据权利要求1所述的电力系统外网等值模型自动生成方法，其特征在于：在步骤3形成外网等值模型后，当内部系统因为发电机或负荷开断而出现有功功率缺额ΔP时，在等值模型边界节点上有功注入功率会发生变化，需要由外网向内网提供有功功率支援，缺额有功功率ΔP按一个设定的分配系数矢量α＝[α₁，α₂，...，α_g]^T，g为系统机组个数，在全系统所有发电机组间进行分配，这时所述边界节点的有功注入功率变化量为α_B ^eq·ΔP，其中：

${\mathrm{\α}}_B^{\mathrm{eq}}={\mathrm{\α}}_B-{{{B^{\′}}_{\mathrm{BE}}B}^{\′}}_{\mathrm{EE}}^{-1}{\mathrm{\α}}_E,$

其中，B′是用-1/x为支路导纳形成的节点导纳矩阵，α_B是边界节点机组的有功功率分配系数矢量，α_E是外部节点机组的有功功率分配系数矢量，B′_BE是B′矩阵中对应于边界节点和外部节点的子矩阵，B_EE′^-1是B′矩阵中对应于外部节点的子矩阵的逆矩阵。

3.根据权利要求1所述的电力系统外网等值模型自动生成方法，其特征在于：所述的外网等值模型是导纳模型或者阻抗模型。

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