CN102938588B - 电网智能安全稳定预警与控制系统 - Google Patents
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Abstract
一种电网智能安全稳定预警与控制系统，本发明涉及交流和直流电网出现异常状态时能完成自动切换的紧急保护电路装置，尤其涉及一种专用于电网安全稳定的智能化预警与控制系统，所述的安全稳定预警与控制系统包括分布式计算平台和多层次分区控制网络；多层次分区控制网络由智控主站，受智控主站控制的各分区的智控子站，以及分别连接到各智控子站的若干个智控终端站组成；智控主站与智控子站之间，各个智控子站互相之间，以及智控子站与下属的智控终端站之间，建立双向联接；使用电网实时运行数据提供电网安全稳定预警信息，实现电网的安全稳定控制，实现了电力系统第二道防线的功能，根据电网运行状况对稳控装置进行调整，保证电网安全稳定运行。
Description
技术领域
本发明涉及交流和直流电网出现异常状态时能完成自动切换的紧急保护电路装置，尤其涉及一种专用于电网安全稳定的智能化预警与控制系统。
背景技术
能量管理系统(EMS)是目前省级和区域电网调度中心在线分析的重要工具，在辅助调度员决策方面起到了重要作用，是调度中心不可缺少的工具,其主要功能由基础功能和应用功能两个部分组成。基础功能包括计算机、操作系统和EMS支撑系统。应用功能包括数据采集与监视(SCADA)、发电控制(AGC)与计划和网络分析三部分组成。传统的EMS使用在线数据进行分析和计算，但其网络分析功能的应用模式主要还是调度员请求才执行，侧重于研究模式，而缺少自动跟踪电网运行状态、自动诊断电网问题、自动给出控制策略和运行方式调整策略的功能。另外，EMS侧重在线静态分析，缺少在线暂态稳定、电压稳定和动态稳定分析功能。目前我国电网的稳定分析工作主要依赖离线仿真计算完成，离线仿真计算不可能穷举所有可能遇到的运行工况，为保证必要的安全稳定裕度，在日程方式计算工作中，通常采用极端方式进行研究，由此导致计算结果往往偏于保守，不能最大限度地发挥电网的运行效益。因此，传统EMS难以满足对电网进行全面安全预警和决策支持的要求。
中国发明专利“大电网安全稳定预警、预防控制和紧急控制的一体化协调控制方法”(发明专利号：ZL200810133761.9授权公告号：CN 101340080B)公开了一种大电网安全稳定预警、预防控制和紧急控制的一体化协调控制方法，步骤包括：采集大电网各类稳态和动态数据；实时匹配当前方式和历史严重故障形态,作为稳定分析计算的在线追加预想故障；利用扩展等面积法对电网仿真后的曲线数据进行数据挖掘,抽取系统的稳定性量化特征；当电网具有正的安全稳定裕度时,利用稳定裕度及相关的灵敏度分析技术，进行发电机极限出力、极限负荷和稳定断面极限功率计算；当电网具有负的安全稳定裕度时，进行预防控制计算、紧急控制计算，确定预防控制措施量及其控制代价、紧急控制措施量及其控制代价；自动搜索预防控制和紧急控制的优化组合。建立了安全稳定预警、预防控制和紧急控制的优化与协调的一体化框架。
中国发明专利“基于概率的电力系统电压稳定在线监视和预防控制方法”(发明专利号：ZL200610013272.0授权公告号：CN100382411C)公开了一种电力系统电压稳定在线监视和预防控制方法。该方法包括下列步骤：(1)从能量管理系统和电力市场交易平台得到电网在线数据；(2)根据设备检修安排和各地区气象情况确定该时段的设备故障概率；(3)由MonteCarlo仿真产生样本空间，每个样本都由X(功率增长方向)和Y(故障设备集合)两部分构成；(4)使用电压稳定域结合矢量量化聚类分析的分层计算方法快速计算各个样本对应的电压稳定裕度，从而得到电力系统电压稳定裕度的概率密度分布；(5)根据稳定裕度概率密度分布和事先指定的稳定裕度置信水平确定系统需要达到的稳定裕度数值，由电压稳定裕度的灵敏度计算系统参数极限值和预防控制值，通过调整系统运行参数保证电力系统达到指定置信水平下的电压稳定。本发明摆脱了传统“逐点法”的大量计算；从故障前电压稳定域边界点直接计算得到故障后电压稳定域边界点，避免了重新进行CPF计算，是一种具有分层结构的概率电压稳定快速计算方法。
目前电网大部分的安全稳定控制系统仍采用的是“离线决策”技术，现有安全稳定控制系统的缺点显而易见，以计算稳控装置的控制策略表为例：①控制策略表维数高，数据量大，计算和修改工作量大，当系统稍为复杂时，系统的接线方式、潮流方式和可能的故障方式的组合将达到一个很大的数值；②对系统运行工况适应性差，一旦系统条件(如网络结构参数)改变，就必须重新计算分析；③电力系统是一个复杂的非线性系统，在形成策略表时又不可能过于详细，实际上往往将工况分档，只考虑典型工况。因此在实际使用时只能按照近似匹配的原则查询策略表，当系统运行工况与离线预想工况相差较大时，容易造成匹配误差大，甚至发生失配现象；④抽取系统特征量需要运行人员的经验和大量的离线计算；⑤稳定判别和确定控制量时只能按偏严重的潮流方式进行，“就大不就小”，使结果偏于保守，且影响系统的经济运行；⑥对预料之外的工况无法适应。鉴于以上情况，目前电网大部分的安全稳定控制系统，仍然主要配置作为电网的第三道防线的低周、低压减载装置，以保证孤立分区的稳定运行，而作为电网第二道防线的联锁切机切负荷的安全稳定控制装置配置不多。随着电网的受电比例、受电容量的不断增大，以及电网运行方式的变化，特别是分区分片运行的实施，电网安全稳定的潜在威胁日益加大，仅依靠第三道防线保证孤立分区的稳定运行比较困难，一旦发生此类事故，很有可能引起局部系统的崩溃，直接威胁分区电网乃至整个大电网整体的安全稳定性。这些问题对传统的安全稳定控制系统提出了更高的要求，有些甚至并不属于传统的安全稳定控制系统的范畴，因此迫切需要提供一种智能安全稳定预警与控制方法和系统。
发明内容
本发明的目的是提供一种智能安全稳定预警与控制系统，结合作为电网第二道防线的安全稳定装置，以及基于电网实时安全稳定性评估与电网预防控制决策技术，实现电网紧急控制措施的在线决策与执行，以及电网方式调整措施的在线决策，同时可以对电网当前的短路电流水平和解/合环决策以及继电保护定值校核提供便捷手段。
本发明解决上述技术问题所采用的技术方案是：
一种电网智能安全稳定预警与控制系统，连接到电网调度自动化综合应用集成平台，通过EMS获取电网在线数据，其特征在于：
所述的安全稳定预警与控制系统包括分布式计算平台和多层次分区控制网络；所述的分布式计算平台包括通信接口服务器、数据库服务器和在线计算服务器组成的在线预警和控制系统；
所述的通信接口服务器连接到电网调度自动化综合应用集成平台，接收、处理EMS系统提供的电网模型数据和SCADA数据，传送到组成状态估计主节点的在线计算服务器，完成状态估计计算，把状态估计结果传送到数据库服务器并存储到数据库磁盘阵列；连接到分布式计算平台上的其他的在线计算服务器，通过所述的状态估计主节点获取最新的状态估计结果，作为电网安全稳定性在线评估和在线控制的输入数据；
所述的多层次分区控制网络由智控主站，受智控主站控制的各分区的智控子站，以及分别连接到各智控子站的若干个智控终端站组成；所述的智控子站设置在每个电网分区的主变电站；所述的智控终端站分别设置在每个电网分区的各个下级厂站；智控主站与智控子站之间，各个智控子站互相之间，以及智控子站与下属的智控终端站之间，互相建立双向联接；
所述的智控子站采集所在分区母线线路和变压器的运行状态和故障形态，上传至智控主站；所述的智控子站接收智控主站下发的切负荷命令，确定切负荷对象并将相应控制命令下发给相关的智控终端站；在本分区主变故障或者主变过载时，所述的智控子站向智控主站发出分区转供负荷或分区合环支援请求，或者搜索预警策略或控制策略，生成并下发切负荷命令给相关的智控终端站，或者通过监控终端发出预警提示信号；所述的智控子站接收并执行智控主站发来的分区转供负荷或分区合环支援命令；所述的智控子站监测本分区静态电压稳定水平，在静态电压失稳时生成并下发切负荷命令给相关的智控终端站。
本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的一种较佳的技术方案，其特征在于所述的智控终端站检测本站负荷量，将实时的负荷量上传到智控子站，或者根据需要上传到智控主站和电网调度自动化综合应用集成平台；接收智控子站/或和智控主站下发的控制命令，根据本站的负荷量选择最优的切负荷组合，执行切负荷；所述的智控终端站还配备低频低压切负荷模块，可以将变电站内低频低压减载实际可切负荷量以及切负荷动作执行状态上传至智控子站。
本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的一种更好的技术方案，其特征在于所述的分布式计算平台包括电网离线分析系统，所述的电网离线分析系统包括一台离线分析计算服务器和若干台用户计算机；电网离线分析系统中所有的计算机都安装和配置智能安全稳定预警与控制系统软件；所述的离线分析计算服务器通过EMS系统获取标准格式的电网模型、数据、厂站图，与外网模型拼接后形成用于电网稳定性分析的算例，并保存到数据库磁盘阵列；用户通过用户计算机读取各个时刻的算例，在本地或远程登录到离线分析计算服务器，执行离线分析操作；通过配置自动离线任务，离线分析计算服务器可以自动完成离线分析操作任务。
本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的一种优选的技术方案，其特征在于所述的智能安全稳定预警与控制系统与设置在各厂站端的安稳控制装置之间建立接口关系；智能安全稳定预警与控制系统通过点对点光纤通道，与厂站端的安稳控制装置双向联接；所述的安稳控制装置向智能安全稳定预警与控制系统发送电网运行信息和装置状态信息；智能安全稳定预警与控制系统向安稳控制装置下发在线控制策略表。
本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的一种改进的技术方案，其特征在于所述的在线预警和控制系统设置在电网安全区I，采用双网双分段网络方式，通过防火墙或者正向、反向物理隔离装置连接到所述的分布式计算平台；所述的电网离线分析系统设置在电网安全区III，采用单网段方式运行，通过物理隔离装置连接到所述的分布式计算平台。
本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的另一种改进的技术方案，其特征在于所述的智控主站采用自动切换的双机热备用，所述的各分区的智控子站和智控终端站采用双机配置，组成A和B两套电网智能安全稳定预警与控制系统；A套和B套子站采用相同的网络连接结构，可以在系统异常时自动切换，以保证电网智能安全稳定预警与控制系统的可靠性。
本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的一种进一步改进的技术方案，其特征在于从所述的各分区的智控子站中，选择一个智控子站定义为逻辑意义上的控制主站，该智控子站与所有各分区的智控子站建立双向联接，可以作为与其它的稳定控制系统连接的接口控制站，或者作为更高一级电网稳定控制系统的控制子站。
本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的另一种进一步改进的技术方案，其特征在于所述的安全稳定预警与控制系统，通过EMS、现场PMU装置和现场安稳控制装置三个来源，采集电网实时数据；所述的安全稳定预警与控制系统，通过硬件防火墙隔离双向连接到EMS系统，通过线路加密的专用光纤通道连接到厂站的安稳控制装置，并且通过硬件防火墙隔离连接到相角监测主站。
本发明的有益效果是：
1.本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统，结合了EMS与传统的安全稳定控制系统的特征，使用电网实时运行数据提供电网安全稳定预警信息，通过减控负荷实现电网的安全稳定控制，并且实现了电力系统第二道防线的功能，可以根据电网当前运行状况对稳控装置的行为进行调整。
2.本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统，利用电网实时数据实现在线决策，不是按照预想工况进行分析，一般不存在失配情况，并能够自动适应系统的发展变化，依据实时工况生成现场稳控装置的控制策略表，大大减少策略表的规模和计算工作量，不需要进行大量的离线计算分析，可将运行人员从繁重的离线计算工作中解脱出来。
3.本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统，通过分布式计算平台和多层次分区控制网络，实现电网安全稳定的预警与控制，可以保证其连续、不间断的高可靠运行，满足电力二次系统安全防护的要求，确保电力实时闭环监控系统及调度数据网络的安全。
附图说明
图1是本发明电网智能安全稳定预警与控制系统的主控制流程图；
图2是受电通道过载监测控制的流程图；
图3是线路过载切负荷控制的流程图；
图4是分区主变过载转供负荷控制的流程图；
图5是分区主变过载合环支援控制的流程图；
图6是分区静态电压失稳监控的流程图；
图7是本发明的安全稳定预警与控制系统的结构示意图；
图8是多数据源处理的流程图；
图9是本发明的安全稳定预警与控制系统的智控主站配置示意图；
图10是现有电网调度自动化综合应用集成平台示意图；
图11是本发明的安全稳定预警与控制系统的分布式计算平台示意图。
具体实施方式
为了能更好地理解本发明的上述技术方案，下面结合附图和实施例进行进一步地详细描述。
本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统，连接到电网调度自动化综合应用集成平台，通过EMS获取电网在线数据。所述的安全稳定预警与控制系统包括分布式计算平台和多层次分区控制网络；所述的分布式计算平台包括通信接口服务器、数据库服务器和在线计算服务器组成的在线预警和控制系统，参见图7、图9和图11。
根据本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的一个实施例，智能安全稳定预警与控制系统的所有分析、显示、和管理功能，都是在RCS-9001电网调度自动化综合应用集成平台上开发的，电网调度自动化综合应用集成平台的结构如图10所示，该平台功能强大，具备SCADA、PAS、图形、报表、告警、数据库等各种功能，因此大大降低了智能安全稳定预警与控制系统的开发工作量。
RCS-9001是一种总线结构的综合应用集成平台，每个子系统接入时只要支持一种接口就可以了。即使没有现有的接口标准，增加也比较容易。最极端的情况，各个子系统和综合应用集成平台接口都不同，各个子系统也能顺利访问其它子系统信息，新加入的子系统只要和RCS-9001综合应用集成平台建立连接就可以了。新开发的分布式计算平台完美解决了大规模电网计算速度与计算精度之间的矛盾。该平台可以自动对所有的计算机和计算任务进行调度和管理，并可以应对各种异常情况的发生。该平台支持多种Unix和Windows机型的混和运行，因此用户可以把关键的任务配置到可靠性更高、运行unix操作系统的计算机上。图11是分布式计算平台上不同操作系统的服务器共同完成分析计算任务的示意图。
所述的通信接口服务器连接到电网调度自动化综合应用集成平台，接收、处理EMS系统提供的电网模型数据和SCADA数据，传送到组成状态估计主节点的在线计算服务器，完成状态估计计算，把状态估计结果传送到数据库服务器并存储到数据库磁盘阵列；连接到分布式计算平台上的其他的在线计算服务器，通过所述的状态估计主节点获取最新的状态估计结果，作为电网安全稳定性在线评估和在线控制的输入数据。
专门为在线稳定分析及决策系统开发的并行处理技术能够充分利用多核CPU的计算能力，从而可以降低用户的硬件投资。目前该系统已经在Intel Xeon、Ibm P5等多种处理器上进行了测试，系统计算速度得到了非常明显的提升。例如，在安装了四颗Tigertown处理器的Intel最新Caneland系统(该硬件系统拥有16个处理核心)上，动态N-1扫描程序计算具有2100节点的某电网的在线数据，任意选定100组扰动的耗时为14.40秒。经过多种优化，智能安全稳定预警与控制系统核心计算程序的计算速度完全可以满足在线稳定控制决策的要求，并具有进一步提高计算速度的潜力。
根据图7所示的实施例，所述的多层次分区控制网络由智控主站，受智控主站控制的各分区的智控子站，以及分别连接到各智控子站的若干个智控终端站组成；所述的智控子站设置在每个电网分区的主变电站；所述的智控终端站分别设置在每个电网分区的各个下级厂站；智控主站与智控子站之间，各个智控子站互相之间，以及智控子站与下属的智控终端站之间，通过光纤通道互相建立双向联接。根据该实施例，智能安全稳定预警与控制系统首先在调度中心设置两套智控主站(A套和B套)，A和B两套智控主站分别通过通信机A和通信机B，连接到A和B两套智控子站。智控子站A1至A7分别设置在7个分区的主变电站(500kV变电站)，智控终端站Z11和Z12连接到智控子站A1，智控终端站Z21至Z23连接到智控子站A2，……，智控终端站Z71至Z73连接到智控子站A7。在图7所示的实施例中，B套子站联结图同A套子站，图中省略了B套的各智控子站和智控终端站及其具体的连接结构，仅用椭圆虚线框代表连接到通信机B的B套子站体系。各站之间的联系结构如图所示，其中调度中心的智控主站与智控子站之间、智控子站与智控子站之间、智控子站与智控终端站之间均以2M光纤通道双向联接。图中用粗实线表示智控主站与智控子站之间的联接，用细实线表示智控子站与智控子站之间的联接，用虚线表示智控子站与智控终端站之间的联接。
根据本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的一个实施例，所述的智控子站采集所在分区母线线路和变压器的运行状态和故障形态，上传至智控主站；所述的智控子站接收智控主站下发的切负荷命令，确定切负荷对象并将相应控制命令下发给相关的智控终端站；在本分区主变故障或者主变过载时，所述的智控子站向智控主站发出分区转供负荷或分区合环支援请求，或者搜索预警策略或控制策略，生成并下发切负荷命令给相关的智控终端站，或者通过监控终端发出预警提示信号；所述的智控子站接收并执行智控主站发来的分区转供负荷或分区合环支援命令；所述的智控子站监测本分区静态电压稳定水平，在静态电压失稳时生成并下发切负荷命令给相关的智控终端站。本发明的安全稳定预警与控制系统的结构示意图如图7所示，本发明的安全稳定预警与控制系统的智控主站配置示意图如图9所示，实际运行时，系统各种计算功能由分布式计算平台自动管理，图中计算机的数量仅仅为了示意，而不代表实际需要配置的计算机数量。
根据本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的一个实施例，所述的智控终端站检测本站负荷量，将实时的负荷量上传到智控子站，或者根据需要上传到智控主站和电网调度自动化综合应用集成平台；接收智控子站/或和智控主站下发的控制命令，根据本站的负荷量选择最优的切负荷组合，执行切负荷；所述的智控终端站还配备低频低压切负荷模块，可以将变电站内低频低压减载实际可切负荷量以及切负荷动作执行状态上传至智控子站。
智控终端站的设计主要考虑以下因素:
1)根据系统内可能出现的安全稳定问题来选择，主要通过“灵敏度”方法，优化选择切负荷智控终端站，以最小的代价、最有效的措施实现电网的安全稳定运行。
2)要兼顾全局和局部问题的解决，智控终端站的选择不仅要考虑能解决局部地区的安全稳定问题，同时也要考虑能兼顾解决全局层面的安全问题。首先要满足解决局部地区安全稳定问题的需要，在此基础上，可在全局优化配置智控终端站，以便能解决全局层面的安全稳定问题。
3)如果仅是解决过载问题，需按照灵敏度首选，然后再结合上海电网的实际可切负荷情况来最终确定。
4)对智控终端站的选择应建立在对电网详细分析的基础上，要涵盖电网中可能出现的安全稳定问题来选择且兼顾全局和局部问题的解决，同时为保证智控终端站动作的可靠性,可采用双机配置。
根据电力二次系统的特点，各相关业务系统的重要程度和数据流程、目前状况和安全要求，整个电力二次系统分为四个安全区：I实时控制区、II非控制生产区、III生产管理区、IV管理信息区。不同的安全区确定了不同的安全防护要求，从而决定了不同的安全等级和防护水平。其中安全区Ⅰ的安全等级最高，安全区II次之，其余依次类推。
根据本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的一个实施例，所述的分布式计算平台包括电网离线分析系统，设置在III区内电网离线分析系统包括一台离线分析计算服务器和若干台用户计算机；电网离线分析系统中所有的计算机都安装和配置智能安全稳定预警与控制系统软件；所述的离线分析计算服务器通过EMS系统获取标准格式的电网模型、数据、厂站图，与外网模型拼接后形成用于电网稳定性分析的算例，并保存到数据库磁盘阵列；用户通过用户计算机读取各个时刻的算例，在本地或远程登录到离线分析计算服务器，执行离线分析操作；通过配置自动离线任务，离线分析计算服务器可以自动完成离线分析操作任务。在该实施例中，离线分析计算服务器配置了2个高性能的4核处理器，可以实现用户计算机难以胜任的大批量计算任务。
根据本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的一个实施例，所述的智能安全稳定预警与控制系统与设置在各厂站端的安稳控制装置之间建立接口关系；智能安全稳定预警与控制系统通过点对点光纤通道，与厂站端的安稳控制装置双向联接；所述的安稳控制装置向智能安全稳定预警与控制系统发送电网运行信息和装置状态信息；智能安全稳定预警与控制系统向安稳控制装置下发在线控制策略表。发送的信息包括系统运行信息和装置状态信息，系统运行信息主要包括：500kV线路、主变(电厂为机组)的有功、无功功率以及电压，220kV母线电压，220kV线路的有功、无功功率，本站500kV设备与220kV线路的投/停状态等。安稳装置状态信息包括：当前策略表及定值，现场是否运行在线刷新策略表，策略表刷新成功与否。智能安全稳定预警与控制系统生成的在线控制策略表，按预先设定的原则，选择最合适的控制策略下发到各厂站稳定控制装置。在线控制策略表主要涉及系统在当前运行状态下，出现预想故障后的切负荷措施，智能安全稳定预警与控制系统形成切负荷策略的主要依据是切负荷的灵敏度与负荷的重要性。
根据图9所示的本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的实施例，为了提高系统运行的可靠性，所述的在线预警和控制系统设置在电网安全区I，采用双网双分段网络方式，通过防火墙或者正向、反向物理隔离装置连接到所述的分布式计算平台；所述的电网离线分析系统设置在电网安全区III，采用单网段方式运行，通过物理隔离装置连接到所述的分布式计算平台。为了提高通信速度，在该实施例中，位于I区的智能安全稳定预警与控制系统采用千兆网。
根据图7所示的本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的实施例，所述的智控主站采用自动切换的双机热备用，所述的各分区的智控子站和智控终端站采用双机配置，组成A和B两套电网智能安全稳定预警与控制系统；A套和B套子站采用相同的网络连接结构，可以在系统异常时自动切换，以保证电网智能安全稳定预警与控制系统的可靠性。
在图7所示的本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的实施例中，从所述的各分区的智控子站中，选择一个智控子站定义为逻辑意义上的控制主站，该智控子站与所有各分区的智控子站建立双向联接，可以作为与其它的稳定控制系统连接的接口控制站，或者作为更高一级电网稳定控制系统的控制子站。在该实施例中，智控子站A4被定义为逻辑意义上的控制主站，智控子站A4与智控子站A1～A3和A5～A7双向联接，在图7中用带有双向箭头的细实线表示。
在图8所示的本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的实施例中，所述的安全稳定预警与控制系统，通过EMS、现场PMU装置和现场安稳控制装置三个来源，采集电网实时数据；所述的安全稳定预警与控制系统，通过硬件防火墙隔离双向连接到EMS系统，通过线路加密的专用光纤通道连接到厂站的安稳控制装置，并且通过硬件防火墙隔离连接到相角监测主站。
本发明的安全稳定预警与控制系统的主控制流程图如图1所示，包括以下步骤：
S100)所述的智控主站通过EMS获取电网实时数据，监测当前全网所有受电通道的负载状况；
S200)各分区的智控子站实时监测本分区的母线电压，每个分区内的各个智控终端站，将本终端站的母线电压实时上传至智控子站；
智控主站获取当前全网所有交流受电通道的负载状况，根据预先制定解决交流受电通道过载判断规则，根据线路过载率和过载延时判断过载状态，选择控制目标。
不同的线路过载率对应不同的过载延时，二者具有反时限的关系，一旦某一交流受电线路或某几条交流受电线路过载超过指定范围并且超过所对应的延时，那么智控主站将针对过载最严重的线路启动交流受电通道过载控制的推理和决策过程。
S300)若所述的智控主站监测到受电通道过载，则选择受电通道中过载最严重的线路，启动受电通道过载减荷控制，按照消除过载的灵敏度寻求最少的切负荷量，通过相应的智控子站控制各相关智控终端站，执行过载切负荷操作；
S400)若分区主变过载，则由该分区的智控子站启动分区主变过载控制，通过本分区内相关智控终端站，执行过载切负荷操作，或者，通过智控主站与相邻分区的智控子站交互，执行分区间转供负荷或分区合环支援操作；
S500)若所述的分区智控子站监测到本分区的母线电压低于电压稳定预定值，则由该分区的智控子站启动分区电压失稳控制，通过本分区内各相关智控终端站，执行分区低电压切负荷操作；
S600)智控主站综合获取的电网实时数据和各子站上传的信息，实时形成当前电网的潮流断面数据，识别电网的运行方式，对数据的可靠性和电网状态以及电网安全稳定性进行在线评估，执行在线控制；
S700)根据从EMS调度系统获得发电计划、检修计划和母线负荷预测数据，对电网对未来超短期的电网运行稳定性进行模拟分析，输出相关的运行调度建议，并对潜在的电网失稳故障发出预警信息。
智控系统接入了全网和分区内的厂站，智控子站能够随时掌握本分区的电网负荷水平以及与外部联络关口的潮流工况，可以识别系统不同的运行方式，如交流受电通道检修、环网线路检修等。同时智控主站综合各子站上送的信息能够实时形成当前电网的潮流断面数据，可以比较准确的反映系统的潮流水平和网架变化，当电网故障损失元件后,智控系统能够根据最新的潮流断面调整系统的控制策略，从而使得智控系统推理分析出的各种策略均适应于系统运行工况的变化。
根据本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的一个受电通道过载控制的控制过程的实施例，智控主站一旦启动了交流受电通道过载控制的推理决策过程，就将借助于减负荷灵敏度来决策切负荷总量与切负荷分配。针对交流通道的减负荷灵敏度的计算是以分区为单位进行的，因为分区数目有限所以这种计算的速度能够满足实时性要求。
参见图2所示的流程图，步骤S300包括以下动作：
S320)根据线路过载率和过载延时时间判断受电通道过载状态；
S340)选择受电通道中过载最严重的线路作为控制目标；
S360)实时获取受电通道的电网等值断面数据；
S380)对选为控制目标的线路，启动过载减荷控制过程；
智控主站根据每一分区相对过载交流线路的减负荷灵敏度从大到小进行排序。以某一固定的功率步长，譬如10MW，从灵敏度高的分区开始增加减负荷，重复循环直到满足过载交流线路的功率控制设定目标。主网受电通道过载优化切荷量求取过程如表1所示，
表5-1主网受电通道过载优化切荷量求取
| 灵敏度1分区 | 灵敏度2分区 | 。。。。。。。 | 灵敏度n分区 | |
| 第1轮分配 | Z1L1 | Z2L1 | ZnL1 | |
| 第2轮分配 | Z1L2 | Z2L2 | ZnL2 | |
| 第3轮分配 | Z1L3 | Z2L3 | ZnL3 | |
| 。。。。。。 | ||||
| 第m轮可切负荷 | ZnLm | ZnLm |
根据这样的优化搜索原则可得到总的切负荷量和每个分区的切负荷量，兼顾了各个分区内切负荷量的平衡，同时又优先从灵敏度大的分区切除负荷，使得总的切负荷量较小。过载减荷控制过程的流程图如图3所示，包括以下步骤：
S382)获取受电通道过载率；
S384)确定消除过载所需切荷总量；
S386)根据每一分区相对过载交流线路的减负荷灵敏度从大到小进行排序，根据减负荷灵敏度分配切荷量，以固定的功率步长从灵敏度高的分区开始向智控子站下达切负荷指令；
S388)智控子站将所有下属各智控终端站的负荷单元，根据负荷重要性统一排序，按照优先级顺序排队，以最小过切原则选择切除负荷，并将选择结果下发送到终端站，由终端站执行切除相应负荷，重复循环直到满足过载线路消除过载所需切荷总量。
智控子站在收到智控主站下达的切负荷量后，依据各智控终端站对应的切除优先级定值，按轮次切除各智控终端站的负荷，在同一轮次内，优先级高的智控终端站的负荷优先切除，直到所切负荷量满足智控主站下达的切荷量为止。具体分配方法如下：智控子站接收到主站装置发来的切负荷命令和切负荷量，设需切负荷量为Pyq，将切负荷量Pyq分配给所属的各个智控终端站。
各智控终端站实时采集接入的所有可切负荷线路和主变低压侧(称之为负荷单元)，并实时上送给相应智控子站，智控子站将所有下属各智控终端站的负荷单元根据负荷重要性统一排序，优先级的整定范围为0～255，优先级为1的优先级最低，优先级为0不允许切除，依次类推。若两条线路在下级变电站存在互为备自投的关系，则将这两条线路的优先级整定为同一数值，若被选择为被切除的负荷单元，这两条线路将被同时切除，这就闭锁了备自投装置的动作，以达到实际切除负荷量的作用。根据以上策略，按照优先级顺序排队，以最小过切原则选择切除负荷，并将选择结果下发送到终端站，由终端站执行切除相应负荷。这样最多过切一条负荷线路，使得切负荷的执行达到了精细化的要求。
本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的另一个控制过程的实施例是分区主变过载控制，分区主变过载控制主要由智控子站决策并完成，但该项功能可能会涉及到与相邻分区智控子站间的协调配合问题，以及与智控主站的交互。现详述如下：
分区主变过载控制的策略有如下几种：
分区内切负荷；
分区间转供负荷；
分区合环支援；
智控系统具备以上三种策略功能，每种策略的具体实施方案详述如下：
1)分区内切负荷：
主变过载超过一定范围并达到一定延时将切除一定量的负荷，需要结合分区主变的过载能力来确定几个不同的过载和延时定值以及相应的切负荷量。
切负荷量的执行方案将参照主网受电通道过载控制中所描述的分区切荷量优化执行策略来执行，确保精确的切除所需切荷量，参见图3。
2)分区间转供负荷：
当分区主变出现过载后，若系统设定为主变过载允许分区间转供负荷，则智控子站将向智控主站发出转供负荷请求和所需转供负荷量，其中所需转供负荷量将视主变过载严重程度而定。
智控主站接收到某一智控子站，例如，分区x的智控子站，发出的转供负荷请求，知道该分区可向相邻那几个分区转供负荷，并知道这几个分区的主变负载情况，智控主站将选择主变负载最轻的分区作为接受分区，例如，分区y的智控子站，但同时保证接受分区主变在转供负荷后负载率在合理范围内。智控主站决策完毕后向请求转供分区x和接受转供分区y的智控子站发允许转供负荷命令，启动转供负荷。如图4所示，分区主变过载控制的步骤S400包括以下启动转供负荷的动作：
S410)若系统设定允许分区间转供负荷，则主变过载的智控子站根据主变过载率计算所需转供负荷量；
S420)主变过载的智控子站向智控主站发出转供负荷请求；
S430)智控主站搜索相邻的可转供分区，选择主变负载最轻的分区作为接受转供分区；
S440)智控主站向请求转供分区和接受转供分区的智控子站，发出允许转供负荷命令，启动转供负荷操作。
3)分区合环支援
当分区主变出现过载后，若系统设定为主变过载允许合环支援，则主变过载的分区x的智控子站将向智控主站发出合环支援请求,智控主站将启动合环支援决策功能，计算与各个可能提供合环支援分区进行合环后的功率、电压、短路电流是否满足要求，评估合环支援的可能性，并选择出最适宜合环的分区y，启动合环支援操作。如图5所示，分区主变过载控制的步骤S400包括以下启动合环支援的动作：
S450)若系统设定允许合环支援，则主变过载的智控子站向智控主站发出合环支援请求；
S460)智控主站计算与各个可能提供合环支援分区进行合环后的功率、电压、短路电流是否满足要求，评估合环支援的可能性，并选择最适宜合环的分区；
S470)智控主站向请求合环支援分区和提供合环支援分区的智控子站，发出启动合环支援命令，启动合环支援操作；
S490)否则，主变过载的智控子站启动分区内过载减荷控制过程，执行切负荷操作。
4)三种策略的配合
这三中策略可以单独指定是否投入使用，可在分区智控子站设置允许定值，因转供负荷、合环支援策略需要在主站侧进行决策，因此在主站侧也设置相应的允许定值，并且三种策略可设置优先级，根据优先，根据优先级来确定决策的先后顺序。
本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的另一个控制过程的实施例是分区电压失稳控制：各智控子站实时监测本分区厂站的母线电压，同时分区内各智控终端站将本站母线电压实时上送至本分区智控子站，如图6所示，分区电压失稳控制的步骤S500包括以下动作：
S510)当智控子站监测到本分区的母线电压低于第一电压预定值u1，并且超过预定延时时间，同时主变降压功率超过功率预定值，则判定本分区出现静态电压失稳，启动分区电压失稳控制操作；
S520)智控子站按电压从低到高对本分区内的智控终端站进行排序，同时剔除电压高于第二电压预定值u2的智控终端站；
S530)智控子站根据所排顺序依次向各智控终端站发出低电压切负荷命令，控制智控终端站切除本站优先级最高的负荷单元；
S540)控制智控终端站切负荷成功后，智控子站判断本分区的母线电压是否恢复稳定状态；若母线电压恢复稳定状态，则结束分区低电压切负荷控制，否则返回步骤S530，向下一轮次的智控终端站发送低电压切负荷命令；
S550)若遍历过所有排序后，本分区的母线电压仍未恢复稳定状态，则返回步骤S520，开始新一轮的分区低电压失稳控制。
判别分区电压失稳的电压预定值和功率预定值可以事先整定，或者利用智控主站的静态电压安全分析功能，动态的计算出各分区枢纽变电站(厂站)的母线的PV曲线，在保留一定裕度的情况下，实时刷新各分区判别静态电压失稳的电压预定值和功率预定值。这种方法结合了实时计算和实时整定，对分区静态电压失稳能够做到实时跟踪，但对计算数据的可靠性和准确性要求较高。在实际方案中可将这两种方法结合起来，若智控主站的分区静态电压稳定分析功能运行正常，能够达到实用化要求就可以实时刷新智控子站的分区静态电压稳定预定值，否则智控子站将根据自身的事先整定定值进行判别。在该实施例中，第一电压预定值u1为0.92p.u，第二电压预定值u2为0.95p.u，功率预定值要根据相关主变的额定功率确定，预定延时时间为10s。当智控子站监测到厂站的母线电压低于0.92p.u，并且超过10s，同时主变降压功率超过功率预定值时，判定本分区内出现静态电压失稳；在母线电压高于第二电压预定值0.95p.u，或者母线电压开始上升du/dt＞0时，判定本分区母线电压恢复稳定状态。
智控系统对电网的运行状态的评估与控制决策的结果，可以通过直观的可视化方式提供给用户，例如，针对某条交流受电通道的每个分区的减负荷灵敏度。另一方面智控系统必须与调度运行人员实现人机交互，譬如在形成控制策略后可提供给调度人员进行审核，经调度人员审核通过后再启动执行，或由调度人员在修改优化条件后重新进行稳控措施的推理与决策。
根据本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的控制过程的实施例，步骤S600包括以下各项动作中的至少一项：
S610)使用电网状态估计结果和PQ分解算法确定计算初始值，利用牛顿-拉夫逊算法计算电网的潮流断面数据；
S620)根据实时数据和设定故障集进行稳定计算，采用基于元件详细模型的时域仿真算法，确定电网系统的暂态功角稳定裕度；
S630)进行静态电压安全性分析，确定当前电网的静态电压稳定裕度；
S640)运用N-1准则分析出N-1故障下系统是否保持静态电压稳定，如果故障后系统保持稳定，则进一步计算出系统的稳定裕度；
S650)通过分析裕度指标对各控制变量的灵敏度，给出预防控制和增强控制的建议；
S660)根据实时数据对电网进行暂态电压和频率安全性分析，给出失去暂态电压、频率稳定性的故障列表；
S670)使用数值积分的方法对所有故障集进行稳定性分析，若发现存在导致系统失稳的故障，则发出安稳预警信息，并且根据给定的控制原则，在线确定在该故障状态下保证系统稳定运行所需采取的紧急控制措施，搜索确定最佳控制点和控制量，生成在线和/或离线控制策略表，传送给现场安稳控制装置；
S680)若受电通道或环网线路检修，或者电网故障损失元件，引起电网状态变化，则根据最新的潮流断面数据调整系统的控制策略，适应电网的运行工况变化。
S690)保存历史数据，利用在线数据或者保存的历史数据，进行静态和动态稳定性离线分析。
根据图1所示的本发明的电网智能安全稳定预警与控制系统的控制过程的实施例，步骤S700包括以下预测分析的动作：
S710)从调度EMS系统获得发电计划、检修计划和母线负荷预测数据；
S720)在每天指定的时间，根据发电计划、检修计划和母线负荷预测数据，生成未来一天24小时或者更长时间段的电网未来运行模拟数据；
S730)使用生成每个时间点的电网未来运行模拟数据，检验系统的静态稳定性和暂态稳定性；
S740)将所有的计算结果生成当日运行报告，作为当天对电网进行调度的基础；
S750)利用母线负荷预测数据，对未来超短期的电网运行稳定性进行分析，输出相关的运行调度建议，并对潜在的电网失稳故障发出预警信息。
智能安全稳定预警与控制系统可以提供基于发电计划、检修计划、母线负荷预测信息的系统稳定性的未来方式分析功能。在考虑到交易计划数据后，该功能也可以用于电力市场环境下的交易数据安全校核。
在未来方式分析模式下，智能安全稳定预警与控制系统根据从EMS系统获得发电计划、检修计划、母线负荷预测的结果，可以推算出未来时间点的系统可能运行方式，然后据此得到系统的完整潮流分布。获取的潮流数据提供给智能安全稳定预警与控制系统后，可以用于系统的稳定性分析，如静态电压稳定性、暂态安全稳定性，还可以用于计算系统的稳定裕度，相关结论可用于调度和运行方式人员对未来运行方式的提前掌握。
按照预测时间的长短，负荷预测可以分为中期、短期和超短期预测。其中，超短期预测是根据设定预测未来15分钟到4小时间隔5～60分钟(可调)的负荷的变化情况，这部分预测数据不仅较为准确，而且处于调度和运方人员较为关心的时间段，因此未来方式分析功能着重加强对这一部分数据的充分利用。
除了能量管理系统(EMS)数据之外，相角监测系统(PMU)数据及现场安稳控制装置的数据都可应用于状态估计。通过建立具有PMU和安稳装置厂站的采集模型，智能安全稳定预警与控制系统可提供与相角监测系统和安稳控制装置的通信功能。智能安全稳定预警与控制系统提供建立采集模型的图形工具、与相角监测主站(WAMS)系统通信对照表、与安稳装置的通信对照表，需根据PMU装置和安稳装置配置情况进行维护。具有PMU装置和安稳装置的厂站的设备将有三个数据源，PMU数据、稳控装置数据和EMS量测数据。EMS量测数据由智能安全稳定预警与控制系统的EMS接口软件送入数据采集与监视(SCADA)系统。SCADA对三个来源的数据按照更新时间及数据误差进行选择，提供一个最可靠的数据源提供给状态估计使用，多数据源的处理流程如图8所示。
智能安全稳定预警与控制系统进行分析计算所需的主要数据从EMS系统获得。智能安全稳定预警与控制系统可以WAMS主站可直接互联，或者通过数据平台间接相连。在通常情况下，在线稳定控制系统可以直接利用WAMS系统或数据平台提供的数据库接口获取PMU量测数据。
智能安全稳定预警与控制系统利用EMS数据、安稳控制装置数据和PMU数据，进行状态估计，其主要功能为：
(1)网络拓扑功能
网络拓扑功能可以根据电网电气元件互联关系和当前的开关刀闸状态判别电网结线方式，为分析应用软件创建网络的母线模型。它能够判断出当前系统的电气岛个数、电气岛设备组成、是否带电等状态，并能在图形上通过不同颜色显示出来。
对于特殊格式模型导入到网络库后，会自动在设备端增加连接开关，以方便表达设备运行状态。
(2)拓扑辨识功能
系统可以接受EMS数据进行拓扑分析，形成网络拓扑。系统提供拓扑辨识功能，根据遥测及其他设备状态判断设备是否运行。拓扑辨识功能采用逻辑法和数据计算相结合。逻辑法拓扑辨识采用计算设备运行可信度指标，运行可信度高的设备为运行设备、可信度不确定状态设备和停运设备。
对于可信度低的设备进入拓扑估计进一步判断状态。
(3)遥测检查功能
可根据功率平衡原理检查遥测是否合理，包括有功平衡、并列母线电压差、无功功率平衡等。对明显不合理的量测提供时间统计。
(4)状态估计
状态估计根据遥测遥信计算电网的节点电压和角度，提供一个完整的运行方式供稳定计算使用。状态估计具有CASE管理功能，能保存每天整点或者半点的电网运行状态。
(5)可疑数据辨识
提供可疑数据列表,并对可疑数据的持续时间进行统计。
智能安全稳定预警与控制系统按照设定的原则，对接收到的EMS系统状态估计结果数据，或者自己的状态估计结果进行可信度评估，对不满足要求的结果数据提出告警。系统记录数据评估失败的原因和时间，并发出告警，失败原因包括状态估计不收敛、枢纽母线电压不合格、联络线功率误差较大等。通过评估的数据才可用于在线决策合理先分析的计算。
本技术领域中的普通技术人员应当认识到，以上的实施例仅是用来说明本发明的技术方案，而并非用作为对本发明的限定，任何基于本发明的实质精神对以上所述实施例所作的变化、变型，都将落在本发明的权利要求的保护范围内。
Claims (8)
1.一种电网智能安全稳定预警与控制系统，连接到电网调度自动化综合应用集成平台，通过EMS获取电网在线数据，其特征在于：
所述的安全稳定预警与控制系统包括分布式计算平台和多层次分区控制网络；所述的分布式计算平台包括通信接口服务器、数据库服务器和在线计算服务器组成的在线预警和控制系统；
所述的通信接口服务器连接到电网调度自动化综合应用集成平台，接收、处理EMS系统提供的电网模型数据和SCADA数据，传送到组成状态估计主节点的在线计算服务器，完成状态估计计算，把状态估计结果传送到数据库服务器并存储到数据库磁盘阵列；连接到分布式计算平台上的其他的在线计算服务器，通过所述的状态估计主节点获取最新的状态估计结果，作为电网安全稳定性在线评估和在线控制的输入数据；
所述的多层次分区控制网络由智控主站，受智控主站控制的各分区的智控子站，以及分别连接到各智控子站的若干个智控终端站组成；所述的智控子站设置在每个电网分区的主变电站；所述的智控终端站分别设置在每个电网分区的各个下级厂站；智控主站与智控子站之间，各个智控子站互相之间，以及智控子站与下属的智控终端站之间，互相建立双向联接；
所述的智控子站采集所在分区母线线路和变压器的运行状态和故障形态，上传至智控主站；所述的智控子站接收智控主站下发的切负荷命令，确定切负荷对象并将相应控制命令下发给相关的智控终端站；在本分区主变故障或者主变过载时，所述的智控子站向智控主站发出分区转供负荷或分区合环支援请求，或者搜索预警策略或控制策略，生成并下发切负荷命令给相关的智控终端站，或者通过监控终端发出预警提示信号；所述的智控子站接收并执行智控主站发来的分区转供负荷或分区合环支援命令；所述的智控子站监测本分区静态电压稳定水平，在静态电压失稳时生成并下发切负荷命令给相关的智控终端站。
2.根据权利要求1所述的电网智能安全稳定预警与控制系统，其特征在于所述的智控终端站检测本站负荷量，将实时的负荷量上传到智控子站，或者根据需要上传到智控主站和电网调度自动化综合应用集成平台；接收智控子站/或和智控主站下发的控制命令，根据本站的负荷量选择最优的切负荷组合，执行切负荷；所述的智控终端站还配备低频低压切负荷模块，可以将变电站内低频低压减载实际可切负荷量以及切负荷动作执行状态上传至智控子站。
3.根据权利要求1所述的电网智能安全稳定预警与控制系统，其特征在于所述的分布式计算平台包括电网离线分析系统，所述的电网离线分析系统包括一台离线分析计算服务器和若干台用户计算机；电网离线分析系统中所有的计算机都安装和配置智能安全稳定预警与控制系统软件；所述的离线分析计算服务器通过EMS系统获取标准格式的电网模型、数据、厂站图，与外网模型拼接后形成用于电网稳定性分析的算例，并保存到数据库磁盘阵列；用户通过用户计算机读取各个时刻的算例，在本地或远程登录到离线分析计算服务器，执行离线分析操作；通过配置自动离线任务，离线分析计算服务器可以自动完成离线分析操作任务。
4.根据权利要求1所述的电网智能安全稳定预警与控制系统，其特征在于所述的智能安全稳定预警与控制系统与设置在各厂站端的安稳控制装置之间建立接口关系；智能安全稳定预警与控制系统通过点对点光纤通道，与厂站端的安稳控制装置双向联接；所述的安稳控制装置向智能安全稳定预警与控制系统发送电网运行信息和装置状态信息；智能安全稳定预警与控制系统向安稳控制装置下发在线控制策略表。
5.根据权利要求1至4之任一权利要求所述的电网智能安全稳定预警与控制系统，其特征在于所述的在线预警和控制系统设置在电网安全区I，采用双网双分段网络方式，通过防火墙或者正向、反向物理隔离装置连接到所述的分布式计算平台；所述的电网离线分析系统设置在电网安全区III，采用单网段方式运行，通过物理隔离装置连接到所述的分布式计算平台。
6.根据权利要求1至4之任一权利要求所述的电网智能安全稳定预警与控制系统，其特征在于所述的智控主站采用自动切换的双机热备用，所述的各分区的智控子站和智控终端站采用双机配置，组成A和B两套电网智能安全稳定预警与控制系统；A套和B套子站采用相同的网络连接结构，可以在系统异常时自动切换，以保证电网智能安全稳定预警与控制系统的可靠性。
7.根据权利要求1至4之任一权利要求所述的电网智能安全稳定预警与控制系统，其特征在于从所述的各分区的智控子站中，选择一个智控子站定义为逻辑意义上的控制主站，该智控子站与所有各分区的智控子站建立双向联接，可以作为与其它的稳定控制系统连接的接口控制站，或者作为更高一级电网稳定控制系统的控制子站。
8.根据权利要求1至4之任一权利要求所述的电网智能安全稳定预警与控制系统，其特征在于所述的安全稳定预警与控制系统，通过EMS、现场PMU装置和现场安稳控制装置三个来源，采集电网实时数据；所述的安全稳定预警与控制系统，通过硬件防火墙隔离双向连接到EMS系统，通过线路加密的专用光纤通道连接到厂站的安稳控制装置，并且通过硬件防火墙隔离连接到相角监测主站。
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