CN101814739A - 电力系统低频振荡实时控制方法 - Google Patents

Abstract

本方法适用于将小干扰稳定在线控制策略或设定的离线策略应用于控制实际发生的低频振荡。通过小干扰稳定计算得到电网的弱阻尼模式，分别计算将各弱阻尼模式的阻尼提高到不同档位的控制措施，并根据振荡中心的物理特征确定各弱阻尼模式的振荡中心，将电网在振荡中心处分为两个独立网络。在电网发生低频振荡时，采用实测主导模式的频率筛选出候选的模式集，并根据实测的设备分群信息确定与实测主导模式对应的模式，根据实测主导模式阻尼与临界安全阻尼门槛值的差值确定对应的控制措施。若没有与实测主导模式对应的模式，则从离线策略表获取辅助决策信息。最后，通过自动发电控制系统(AGC)或者电厂的自动控制系统实施相应的控制策略。

Description

电力系统低频振荡实时控制方法

技术领域

本发明属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电力系统低频振荡实时控制的方法。

背景技术

低频振荡是大区互联电网可能存在的问题之一。受监测技术和分析技术的限制，目前对低频振荡的抑制措施主要包括安装电力系统稳定器、直流装置和灵活交流装置的附加控制功能。系统的运行点一旦超出了控制器的设计范围就有可能出现低频振荡现象。此时，调度员只能根据经验采取保守的控制措施，而且有可能延误控制的时机。基于广域测量系统(WAMS)数据平台，低频振荡在线分析功能可以得到系统的主导模式及设备分群信息，识别强相关的机组并计算参与因子，但无法在线分析计算抑制振荡的控制措施。小干扰稳定性辅助决策功能基于数据采集和监控系统(Supervisory Control And Data Acquisition，SCADA)量测和状态估计结果，可以提供提高弱阻尼模式的控制措施，但受状态估计刷新速度和控制措施计算时间的限制，无法实现实时控制。另一方面，计算的准确性受制于模型参数的准确性，一旦模型参数存在误差，则控制措施可能无法有效地抑制低频振荡。通过确定小干扰稳定性分析得到的模式集中与实测主导模式对应的模式，将小干扰辅助决策得到的控制措施应用于低频振荡的实时控制；如果在小干扰稳定性分析得到的模式集中无法找到与实测主导模式对应的模式，则通过匹配事先制定的离线策略表获取辅助决策信息。如此可以同时保证控制措施的有效性和及时性。电力系统低频振荡实时控制方法可以在检测到低频振荡发生时，实时给出控制措施并立即执行，对抑制低频振荡、保障互联电力系统的稳定运行有着重大意义。

发明内容

本发明的目的是：在检测到电力系统发生低频振荡时，将小干扰辅助决策得到控制措施或事先制定的离线策略表应用于低频振荡的实时控制，并给出机组出力调整控制措施的实施方案。

本发明在获取状态估计结果数据后采用小干扰稳定性分析得到系统的弱阻尼模式，计算将各弱阻尼模式的阻尼提高到不同档位值对应的控制措施，包括机组出力调整和电力系统稳定器(Power System Stabilizator，PSS)投运等。根据振荡中心的物理特征确定各弱阻尼模式的振荡中心，将系统在振荡中心处分为两个独立网络，得到所有节点的分群信息。在检测到电力系统发生低频振荡时，以实测主导模式的频率作为筛选条件，从前一时间断面的小干扰稳定性分析结果中筛选出候选的模式集，根据实测的设备分群信息确定与实测主导模式对应的模式。根据实测主导模式阻尼与临界安全阻尼门槛值的差值确定对应的控制措施。如果在小干扰稳定性分析得到的模式集中无法找到与实测主导模式对应的模式，则通过匹配事先制定的离线策略表获取辅助决策信息。最后，通过自动发电控制系统(Automatic Generation Control，AGC)或者调度员遥控的方法执行相应的控制策略。

具体地说，本发明是采取以下的技术方案来实现的，包括下列步骤：

1)阻尼小于临界安全门槛值σ_thres的模式为弱阻尼模式，在线获取状态估计结果、元件模型参数数据和PSS投退信息，采用给定范围的特征值计算得到电网的弱阻尼模式；

2)分别计算将各弱阻尼模式的阻尼提高到不同档位值的控制措施，模式i当前的阻尼为σ_i，0，将该模式的阻尼最大调整量Δσ_max.i分为N_i档，分别计算将σ_i，0提高Δσ_max.i*j/N_i(j＝1，…，N_i)的控制措施，控制措施包括机组出力调整和PSS投运等；

3)根据振荡中心的物理特征确定各弱阻尼模式的振荡中心，将电网在振荡中心处分为两个独立网络，得到所有节点的分群信息；

4)在检测到电力系统发生低频振荡时，根据相量测量单元(PhasorMeasurement Unit，PMU)实测的动态数据分析主导振荡模式，并确定电网的振荡中心大致区域，对安装PMU的设备进行分群；

5)从小干扰稳定计算得到的弱阻尼模式中筛选出与实测主导模式对应的模式；

6)计算实测主导模式的阻尼σ_real和σ_thres之间的差值Δσ，若Δσ_max.i*(j-1)/N_i＜Δσ＜Δσ_max.i*j/N_i，其中，Δσ_max.i为与实测主导模式对应的小干扰稳定计算模式的阻尼最大调整量，N_i为Δσ_max.i划分的档位数，1≤j≤N_i，则低频振荡实时控制的措施为Δσ_max.i*j/N_i对应的小干扰稳定分析模式的控制措施；

7)若在小干扰稳定计算得到的模式中无法找到与实测主导模式对应的模式，则根据实测主导模式从事先制定的离线策略表中匹配获取辅助决策措施；

8)调整机组出力的执行手段包括：(1)将机组调整量作为AGC调节的限值，由AGC自动执行；(2)通过AGC装置的通信通道，将机组出力调整量下发给电厂的自动控制系统，由其自动执行。PSS投运的执行手段是通过电厂的自动控制系统自动执行；(2)电厂的运行人员依据调度员命令进行操作。

本发明的有益效果如下：本发明将低频振荡监测、小干扰稳定性辅助决策和匹配离线低频振荡控制策略表相结合，给出低频振荡实时控制的方法。通过模式匹配确定小干扰稳定性分析得到模式集中与实测主导模式对应的模式。根据振荡中心的物理特征采用功率摄动法确定振荡中心附近的节点。将系统在振荡中心附近解列为两个独立的孤网，可以实现将所有节点分为两群，在模式匹配时可以同时利用机组和变电站的分群信息。根据实测主导模式匹配事先制定的离线策略表解决小干扰稳定性分析模式集中无法找到与实测主导模式对应的模式的问题。通过AGC执行或者调度员遥控的方法将控制措施立即执行，可以满足低频振荡实时控制对时间性的要求。低频振荡实时控制方法可以在检测到低频振荡发生时，实时给出控制措施并立即执行，对抑制低频振荡、保障互联电力系统的稳定运行有着重大意义。

附图说明

图1为本发明方法的流程图；

图2为将电网在振荡中心处分为两个独立网络的流程图。

具体实施方式

下面结合附图1和附图2，对本发明方法进行详细描述。

图1中步骤1描述的是在线获取状态估计结果、元件模型参数数据及PSS投退信息，采用给定范围的特征值计算得到系统当中的弱阻尼模式。

图1中步骤2描述的是分别计算将各弱阻尼模式的阻尼提高到不同档位值的控制措施，模式i当前的阻尼为σ_i，0，将该模式的阻尼最大调整量Δσ_max.i分为N_i档，分别计算将σ_i，0提高Δσ_max.i*j/N_i(j＝1，…，N_i)的控制措施，控制措施包括机组出力调整和PSS投运等。

图1中步骤3描述的是根据模态相角将参与因子较大的机组分成两群；设定机组功率的摄动量P_e，step，从两群机组中任选一群减功率，而另一群增功率，将P_e，step平均分配到各机组；采用潮流计算的方法统计功率摄动前后各节点的电压幅值变化；选取电压幅值变化最大节点附近的机组作为平衡机组，统计功率摄动前后各节点的电压相角变化。根据振荡中心的物理特征确定各弱阻尼模式的振荡中心，将系统在振荡中心处分为两个独立的网络，得到所有节点的分群信息。

图1中步骤4描述的是在检测到电力系统发生低频振荡时，根据PMU实测的动态数据分析主导模式，确定系统的振荡中心大致区域并对安装PMU的设备进行分群。

图1中步骤5描述的是根据实测主导模式的频率从前一时间断面小干扰稳定性分析结果中筛选出候选模式，筛选原则为候选模式频率与实测主导模式频率差的绝对值小于门槛值。通过寻找与实测主导模式PMU设备分群情况一致的模式，确定候选模式集中与实测主导模式对应的模式。

图1中步骤6描述的是计算实测主导模式的阻尼σ_real和σ_thres之间的差值Δσ，若Δσ_max.i*(j-1)/N_i＜Δσ＜Δσ_max.i*j/N_i，其中，Δσ_max.i为与实测主导模式对应的小干扰稳定计算模式的阻尼最大调整量，N_i为Δσ_max.i划分的档位数，1≤j≤N_i，则低频振荡实时控制的措施为Δσ_max.i*j/N_i对应的小干扰稳定分析模式的控制措施。

图1中步骤7描述的是若在小干扰稳定计算得到的模式中无法找到与实测主导模式对应的模式，则根据实测主导模式从事先制定的离线策略表中匹配获取辅助决策措施。

图1中步骤8描述的是调整机组出力的执行手段包括：(1)将机组调整量作为AGC调节的限值，由AGC自动执行；(2)通过AGC装置的通信通道，将机组出力调整量下发给电厂的自动控制系统，由其自动执行。PSS投运的执行手段是通过电厂的自动控制系统自动执行。

附图2为将电网在振荡中心处分为两个独立网络的流程图。

图2中步骤1描述的是按照电压幅值变化量由大到小选择N个节点，按照电压相角变化量由小到大选择N个节点；

图2中步骤2描述的是依次将与筛选出的节点相连的支路断开，在选择开断支路时，优先选择另一端节点排序靠前的支路；

图2中步骤3描述的是利用拓扑分析判断系统是否分成独立的孤网并且参与因子较大的两群机组间不存在路径，否则转向步骤1)；

图2中步骤4描述的是分别将断开的支路闭合，如果系统仍然可以分成独立的孤网，则将该支路从开断列表中去掉，否则确认该线路为关键线路并保留；

图2中步骤5描述的是最终保留的关键线路即为振荡中心所在的线路。将系统在关键线路处开断，则系统分成分别包含两群机组的两独立网络，由此实现对所有节点进行分群。

Claims (5)

1.电力系统低频振荡实时控制方法，其特征在于包括下列步骤：

1)阻尼小于临界安全门槛值σ_thres的模式为弱阻尼模式，在线获取状态估计结果、元件模型参数数据及PSS投退信息，采用给定范围的特征值计算得到电网的弱阻尼模式；

2)分别计算将各弱阻尼模式的阻尼提高到不同档位值的控制措施，模式i当前的阻尼为σ_i，0，将该模式的阻尼最大调整量Δσ_max，i分为N_i档，分别计算将σ_i，0提高Δσ_max，i*j/N_i，其中，j＝1，…，N_i，的控制措施，控制措施包括机组出力调整和PSS投运；

3)根据振荡中心的物理特征确定各弱阻尼模式的振荡中心，将电网在振荡中心处分为两个独立网络，得到所有节点的分群信息；

4)在检测到电力系统发生低频振荡时，根据PMU实测的动态数据分析主导振荡模式，并确定电网的振荡中心大致区域，对安装PMU的设备进行分群；

5)从小干扰稳定计算得到的弱阻尼模式中筛选出与实测主导模式对应的模式；

6)计算实测主导模式的阻尼σ_real和σ_thres之间的差值Δσ，若Δσ_max，i*(j-1)/N_i＜Δσ＜Δσ_max，i*j/N_i，其中，Δσ_max，i为与实测主导模式对应的小干扰稳定计算模式的阻尼最大调整量，N_i为Δσ_max，i划分的档位数，1≤j≤N_i，则低频振荡实时控制的措施为Δσ_max，i*j/N_i对应的小干扰稳定分析模式的控制措施；

7)若在小干扰稳定计算得到的模式中无法找到与实测主导模式对应的模式，则根据实测主导模式从事先制定的离线策略表中匹配获取辅助决策措施；

8)调整机组出力的执行手段包括：(1)将机组调整量作为AGC调节的限值，由AGC自动执行；(2)通过AGC装置的通信通道，将机组出力调整量下发给电厂的自动控制系统，由其自动执行；PSS投运的执行手段是通过电厂的自动控制系统自动执行。

2.根据权利要求1所述的电力系统低频振荡实时控制方法，其特征在于，所述步骤3)中确定各弱阻尼模式的振荡中心的方法如下：设置参与因子门槛值p_thres，根据模态相角将参与因子大于p_thres的机组分成两群；设定机组功率的摄动量P_e，step，从两群机组中任选一群减功率，而另一群增功率，将P_e，step平均分配到各机组；采用潮流计算的方法统计功率摄动前后各节点的电压幅值变化；选取电压幅值变化最大节点附近的机组作为平衡机组，统计功率摄动前后各节点的电压相角变化，根据电压幅值变化量和电压相角变化量确定振荡中心附近的节点。

3.根据权利要求1所述的电力系统低频振荡实时控制方法，其特征在于，所述步骤3)中将电网在振荡中心处分为两个独立网络的步骤如下：

步骤1)按照电压幅值变化量由大到小选择N个节点，按照电压相角变化量由小到大选择N个节点；

步骤2)依次将与筛选出的节点相连的支路断开，在选择开断支路时，优先选择另一端节点排序靠前的支路；

步骤3)利用拓扑分析判断电网是否分成两个独立的电网并且参与因子较大的两群机组间不存在连通路径，否则转向步骤1)；

步骤4)分别将断开的支路闭合，如果电网仍然可以分成两个独立的电网，则将该支路从开断列表中去掉，否则确认该线路为关键线路并保留；

步骤5)最终保留的关键线路即为振荡中心所在的线路，将电网在关键线路处开断，则电网分成分别包含两群机组的两个独立网络，由此实现对所有节点的分群。

4.根据权利要求1所述的电力系统低频振荡实时控制方法，其特征在于，所述步骤5)中确定小干扰稳定计算模式中与实测主导模式对应的模式方法如下：根据实测主导模式的频率从振荡起始前电网运行断面小干扰稳定计算结果中筛选出候选模式，筛选原则为候选模式频率与实测主导模式频率差的绝对值小于门槛值；通过寻找与实测主导模式中安装PMU的设备分群情况一致的模式，确定候选模式集中与实测主导模式对应的模式。

5.根据权利要求1所述的电力系统低频振荡实时控制方法，其特征在于，所述步骤8)中执行机组出力调整措施时，如果AGC的调节速度满足低频振荡实时控制的要求，则由AGC自动执行；否则将机组出力调整量作为命令下发到电厂，由电厂的自动控制系统执行。

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