CN102723710A - 一种用于电力系统暂态稳定分析的临界机群识别方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种用于电力系统暂态稳定分析的临界机群识别方法，包括步骤：利用时域仿真求取故障的临界清除时间，根据临界清除时间仿真得到电力系统的临界稳定轨迹和临界不稳定轨迹；根据临界稳定轨迹和临界不稳定轨迹确定主导不稳定平衡点，得到各发电机在主导不稳定平衡点处的功角；根据故障的实际清除时间仿真得到故障轨迹，根据故障轨迹和各发电机在主导不稳定平衡点处的功角，计算能量裕度对各发电机的机械功率的灵敏度；将灵敏度的计算结果为负值的发电机中预定数量的发电机识别为临界机群。所述用于电力系统暂态稳定分析的临界机群识别方法，基于能量裕度对各发电机的机械功率的灵敏度识别临界机群，提高了识别准确度，减少了误判的情况。

Description

一种用于电力系统暂态稳定分析的临界机群识别方法

技术领域

本发明涉及电力系统分析技术领域，特别涉及一种用于电力系统暂态稳定分析的临界机群识别方法。

背景技术

暂态稳定是电力系统安全稳定的重要内容。电网运行部门需要对预想的运行方式进行大量的暂态稳定计算，以保证电网在预想故障下能够保持暂态稳定。在暂态稳定分析中，临界机群的识别对于稳定控制具有重要意义。某一故障下的临界机群是对该故障下系统暂态稳定性影响最大的发电机。如果该故障下系统是暂态不稳定的，最优的控制策略是减少临界机群的机械功率，同时相应增加其他机组的的机械功率。如果系统是暂态稳定的，增加临界机群的机械功率同时减少其他机组的机械功率则是最危险的调整方式。

常规的临界机群识别方法主要通过故障轨迹进行判断，系统失稳时失去同步的发电机群即被视为临界机群。但该方法缺乏严格的理论基础，有可能出现误判，不能找出真正的对系统暂态稳定性影响最大的机组。

发明内容

(一)要解决的技术问题

本发明要解决的技术问题是：如何提供一种用于电力系统暂态稳定分析的临界机群识别方法，以提高临界机群的识别准确度。

(二)技术方案

为解决上述技术问题，本发明提供一种用于电力系统暂态稳定分析的临界机群识别方法，其包括步骤：

A：利用时域仿真求取故障的临界清除时间，根据所述临界清除时间仿真得到电力系统的临界稳定轨迹和临界不稳定轨迹；

B：根据所述临界稳定轨迹和所述临界不稳定轨迹确定主导不稳定平衡点，得到各发电机在所述主导不稳定平衡点处的功角；

C：根据故障的实际清除时间仿真得到故障轨迹，根据所述故障轨迹和各发电机在所述主导不稳定平衡点处的功角，计算能量裕度对各发电机的机械功率的灵敏度；

D：将所述灵敏度的计算结果为负值的发电机中预定数量的发电机识别为临界机群。

优选地，所述步骤C中能量裕度对各发电机的机械功率的灵敏度的计算公式如下：

$S_{g,i}=({\mathrm{\δ}}_{\mathrm{cl},i}-{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{uep},i})-{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{cl},i}{t}_{\mathrm{cl}}+\frac{1}{{2M}_i}(P_{m,i}-P_{\mathrm{ecl},i})t_{\mathrm{cl}}^2;$

其中，S_g，i表示能量裕度对发电机i的机械功率的灵敏度；δc_l，i表示在惯性中心坐标下发电机i在故障清除时刻的功角；δ_uep，i表示在惯性中心坐标下发电机i在所述主导不稳定平衡点处的功角；ω_cl，i表示在惯性中心坐标下发电机i在故障清除时刻的转速；t_cl表示从故障开始到故障清除的时间；M_i表示发电机i的转动惯量；P_m，i表示发电机i的机械功率；P_ecl，i表示发电机i在故障清除后瞬间的电磁功率。

优选地，所述步骤A具体包括步骤：

A1：设定不同的故障清除时间进行仿真，直到确定前后两个故障清除时间t₁和t₂满足：t₁小于t₂，t₁时刻所述电力系统暂态稳定，t₂时刻所述电力系统暂态不稳定，而且t₁与t₂的时间间隔小于预定误差ε；

A2：确定故障的临界清除时间属于区间[t₁，t₂]，从t₁时刻进行仿真得到所述电力系统的临界稳定轨迹，从t₂时刻进行仿真得到所述电力系统的临界不稳定轨迹。

优选地，所述预定误差ε为0.01秒。

优选地，所述步骤B具体包括步骤：

B1：从t₁时刻开始沿着所述临界稳定轨迹向前搜索得到所述电力系统动能的首个极小值点，记作稳定极小值；

B2：从t₂时刻开始沿着所述临界不稳定轨迹向前搜索得到所述电力系统动能的首个极小值点，记作不稳定极小值；

B3：以所述稳定极小值和所述不稳定极小值的平均值作为主导不稳定平衡点，进而得到各发电机在所述主导不稳定平衡点处的功角。

优选地，所述电力系统动能的计算公式如下：

$E=\underset{i=1}{\overset{n_g}{\mathrm{\Σ}}}\frac{1}{2}{M}_i{\mathrm{\ω}}_i^2;$

其中，E表示所述电力系统动能；n_g表示发电机母线数；ω_i表示发电机i的转速。

(三)有益效果

本发明的用于电力系统暂态稳定分析的临界机群识别方法，基于能量裕度对各发电机的机械功率的灵敏度识别临界机群，提高了识别准确度，减少了误判的情况。所述方法提高了电网的分析技术水平，利用所述灵敏度信息，电网运行人员可以准确掌握不同机组对暂态稳定性的影响，了解最危险的发电机的机械功率的变化方式；所述方法还提高电网的控制技术水平，当电网在某个故障下暂态不稳定或稳定裕度很小时，运行人员可以基于所述灵敏度识别出的临界机群采取最有效的控制措施，减少临界机群的机械功率，同时相应增加剩余机群的机械功率，能够以最小的调整量提高系统的暂态稳定性。

附图说明

图1是本发明实施例所述用于电力系统暂态稳定分析的临界机群识别方法流程图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例，对本发明的具体实施方式作进一步详细描述。以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。

本发明所述用于电力系统暂态稳定分析的临界机群识别方法，利用能量裕度作为系统稳定性的量化指标，则能量裕度对发电机的机械功率的灵敏度就可以定量的描述发电机对系统暂态稳定性的影响。能量裕度记为W_m，W_m＞0时所述电力系统暂态稳定，W_m＜0时所述电力系统暂态不稳定，W_m＝0时是临界稳定的情况。W_m越大，暂态稳定性越好。W_m对发电机i的机械功率P_m，i的灵敏度记为：

$S_{g,i}=\frac{{\mathrm{\ΔW}}_m}{{\mathrm{\ΔP}}_{m,i}}.$

S_g，i＞0表示增加该发电机的机械功率可以提高系统暂态稳定性，S_g，i＜0表示减少该发电机的机械功率可以提高系统暂态稳定性。根据临界机群的含义，S_g，i为负的发电机可能是临界机群。

所述电力系统采用结构保留模型，发电机采用经典模型，有功负荷采用恒功率模型，无功负荷采用恒阻抗模型，且视为一个接地支路并入网络中，忽略网络电阻，惯性中心坐标下所述电力系统的能量函数为：

其中，n_g表示发电机母线数；n_b表示总母线数；M_i表示发电机i转动惯量；ω_i表示发电机i的转速；P_m，i表示发电机i的机械功率；δ_i表示发电机i的功角；P_L，i表示母线i的有功负荷；

表示母线i的电压相角；U_i表示母线i的电压幅值；X_k表示支路(包含接地支路)电抗。发电机i的功角δ_i和转速ω_i以及母线i的电压相角

都采用惯性中心坐标下的值。j为非0自然数，最小值为1，最大值为与母线i相连的母线的数量。

所述电力系统的能量裕度为：

W_m＝W_uep-W_cl；

其中，W_uep表示所述电力系统在主导不稳定平衡点处的能量；W_cl表示所述电力系统在故障清除时刻的能量。

所述能量裕度对发电机i的机械功率的灵敏度为：

$S_{g,i}=\frac{{\mathrm{\ΔW}}_m}{{\mathrm{\ΔP}}_{m,i}}=({\mathrm{\δ}}_{\mathrm{cl},i}-{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{uep},i})-{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{cl},i}{t}_{\mathrm{cl}}+\frac{1}{{2M}_i}(P_{m,i}-P_{\mathrm{ecl},i})t_{\mathrm{cl}}^2;$

其中，S_g，i表示能量裕度对发电机i的机械功率的灵敏度；δ_cl，i表示在惯性中心坐标下发电机i在故障清除时刻的功角；δ_uep，i表示在惯性中心坐标下发电机i在所述主导不稳定平衡点处的功角；ω_cl，i表示在惯性中心坐标下发电机i在故障清除时刻的转速；t_cl表示从故障开始到故障清除的时间；M_i表示发电机i的转动惯量；P_m，i表示发电机i的机械功率；P_ecl，i表示发电机i在故障清除后瞬间的电磁功率。

计算S_g，i需要的变量中，除了δ_uep，i，其它的都可以通过仿真故障轨迹获得。本发明方法通过时域仿真法计算主导不稳定平衡点处的发电机i的功角δ_uep，i。

图1是本发明实施例所述用于电力系统暂态稳定分析的临界机群识别方法流程图，如图1所示，所述方法包括步骤：

步骤A：利用时域仿真求取故障的临界清除时间，根据所述临界清除时间仿真得到电力系统的临界稳定轨迹和临界不稳定轨迹。

所述步骤A具体包括：

步骤A1：设定不同的故障清除时间进行仿真，直到确定前后两个清除时间t₁和t₂满足：t₁小于t₂，t₁时刻所述电力系统暂态稳定，t₂时刻所述电力系统暂态不稳定，而且t₁与t₂的时间间隔小于预定误差ε；所述预定误差ε一般为0.01秒。

步骤A2：确定故障的临界清除时间属于区间[t₁，t₂]，从t₁时刻进行仿真得到所述电力系统的临界稳定轨迹，从t₂时刻进行仿真得到所述电力系统的临界不稳定轨迹。

步骤B：根据所述临界稳定轨迹和所述临界不稳定轨迹确定主导不稳定平衡点，得到各发电机在所述主导不稳定平衡点处的功角；所述步骤B具体包括步骤：

步骤B1：从t₁时刻开始沿着所述临界稳定轨迹向前(时间增加的方向)搜索得到所述电力系统动能的首个极小值点，记作稳定极小值；

步骤B2：从t₂时刻开始沿着所述临界不稳定轨迹向前搜索得到所述电力系统动能的首个极小值点，记作不稳定极小值；

步骤B3：以所述稳定极小值和所述不稳定极小值的平均值作为主导不稳定平衡点，进而得到各发电机在所述主导不稳定平衡点处的功角。

所述步骤B2和所述步骤B3中，所述电力系统动能的计算公式如下：

$E=\underset{i=1}{\overset{n_g}{\mathrm{\Σ}}}\frac{1}{2}{M}_i{\mathrm{\ω}}_i^2;$

其中，E表示所述电力系统动能；n_g表示发电机母线数；ω_i表示发电机的转速。

步骤C：根据故障的实际清除时间仿真得到故障轨迹，根据所述故障轨迹和各发电机在所述主导不稳定平衡点处的功角，计算能量裕度对各发电机的机械功率的灵敏度。所述能量裕度对各发电机的机械功率的灵敏度的计算公式如下：

$S_{g,i}=({\mathrm{\δ}}_{\mathrm{cl},i}-{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{uep},i})-{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{cl},i}{t}_{\mathrm{cl}}+\frac{1}{{2M}_i}(P_{m,i}-P_{\mathrm{ecl},i})t_{\mathrm{cl}}^2;$

其中，S_g，i表示能量裕度对发电机i的机械功率的灵敏度；δ_cl，i表示在惯性中心坐标下发电机i在故障清除时刻的功角；δ_uep，i表示在惯性中心坐标下发电机i在所述主导不稳定平衡点处的功角；ω_cl，i表示在惯性中心坐标下发电机i在故障清除时刻的转速；t_cl表示从故障开始到故障清除的时间；M_i表示发电机i的转动惯量；P_m，i表示发电机i的机械功率；P_ecl，i表示发电机i在故障清除后瞬间的电磁功率。

步骤D：将所述灵敏度的计算结果为负值的发电机中预定数量的发电机识别为临界机群。本步骤中，将所有灵敏度的计算结果为负值的发电机作为临界机群的备选发电机。在具体选取时，可以将所有备选发电机对应的灵敏度进行排序，对应灵敏度的数值越小的发电机越可能是临界机群。一般情况下，出于操作方便的考虑，并不需要将所有备选发电机识别为临界机群，这样可以按照所述灵敏度的排序结果，将对应所述灵敏度的数值较小的前预定数量的发电机识别为临界机群。所述预定数量根据具体的电网确定，本领域技术人员熟知如何确定其数值，在此不再赘述。

本发明所述用于电力系统暂态稳定分析的临界机群识别方法，基于能量裕度对各发电机的机械功率的灵敏度识别临界机群，提高了识别准确度，减少了误判的情况。所述方法提高了电网的分析技术水平，利用所述灵敏度信息，电网运行人员可以准确掌握不同机组对暂态稳定性的影响，了解最危险的发电机的机械功率的变化方式；所述方法还提高电网的控制技术水平，当电网在某个故障下暂态不稳定或稳定裕度很小时，运行人员可以基于所述灵敏度识别出的临界机群采取最有效的控制措施，减少临界机群的机械功率，同时相应增加剩余机群的机械功率，能够以最小的调整量提高系统的暂态稳定性。

以上实施方式仅用于说明本发明，而并非对本发明的限制，有关技术领域的普通技术人员，在不脱离本发明的精神和范围的情况下，还可以做出各种变化和变型，因此所有等同的技术方案也属于本发明的范畴，本发明的专利保护范围应由权利要求限定。

Claims (6)

1.一种用于电力系统暂态稳定分析的临界机群识别方法，其特征在于，包括步骤：

A：利用时域仿真求取故障的临界清除时间，根据所述临界清除时间仿真得到电力系统的临界稳定轨迹和临界不稳定轨迹；

B：根据所述临界稳定轨迹和所述临界不稳定轨迹确定主导不稳定平衡点，得到各发电机在所述主导不稳定平衡点处的功角；

C：根据故障的实际清除时间仿真得到故障轨迹，根据所述故障轨迹和各发电机在所述主导不稳定平衡点处的功角，计算能量裕度对各发电机的机械功率的灵敏度；

D：将所述灵敏度的计算结果为负值的发电机中预定数量的发电机识别为临界机群。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤C中能量裕度对各发电机的机械功率的灵敏度的计算公式如下：

$S_{g,i}=({\mathrm{\δ}}_{\mathrm{cl},i}-{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{uep},i})-{\mathrm{\ω}}_{\mathrm{cl},i}{t}_{\mathrm{cl}}+\frac{1}{{2M}_i}(P_{m,i}-P_{\mathrm{ecl},i})t_{\mathrm{cl}}^2;$

其中，S_g，i表示能量裕度对发电机i的机械功率的灵敏度；δ_cl，i表示在惯性中心坐标下发电机i在故障清除时刻的功角；δ_uep，i表示在惯性中心坐标下发电机i在所述主导不稳定平衡点处的功角；ω_cl，i表示在惯性中心坐标下发电机i在故障清除时刻的转速；t_cl表示从故障开始到故障清除的时间；M_i表示发电机i的转动惯量；P_m，i表示发电机i的机械功率；P_ecl，i表示发电机i在故障清除后瞬间的电磁功率。

3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述步骤A具体包括步骤：

A1：设定不同的故障清除时间进行仿真，直到确定前后两个故障清除时间t₁和t₂满足：t₁小于t₂，t₁时刻所述电力系统暂态稳定，t₂时刻所述电力系统暂态不稳定，而且t₁与t₂的时间间隔小于预定误差ε；

A2：确定故障的临界清除时间属于区间[t₁，t₂]，从t₁时刻进行仿真得到所述电力系统的临界稳定轨迹，从t₂时刻进行仿真得到所述电力系统的临界不稳定轨迹。

4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述预定误差ε为0.01秒。

5.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述步骤B具体包括步骤：

B1：从t₁时刻开始沿着所述临界稳定轨迹向前搜索得到所述电力系统动能的首个极小值点，记作稳定极小值；

B2：从t₂时刻开始沿着所述临界不稳定轨迹向前搜索得到所述电力系统动能的首个极小值点，记作不稳定极小值；

B3：以所述稳定极小值和所述不稳定极小值的平均值作为主导不稳定平衡点，进而得到各发电机在所述主导不稳定平衡点处的功角。

6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，所述电力系统动能的计算公式如下：

$E=\underset{i=1}{\overset{n_g}{\mathrm{\Σ}}}\frac{1}{2}{M}_i{\mathrm{\ω}}_i^2;$

其中，E表示所述电力系统动能；n_g表示发电机母线数；ω_i表示发电机i的转速。

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