CN103199528A - 广域电力系统状态估计协调方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及电力系统控制领域，本发明公开了一种广域电力系统状态估计协调方法，解决输电系统状态估计和配电网状态估计在边界节点处的电压和功率不匹配问题。本发明的广域电力系统状态估计协调方法，主要包括：步骤1、电力系统区域解耦；步骤2、区域网络建模；步骤3、系统量测配置和量测函数；步骤4、聚合系统状态估计；步骤5、终止条件判断：若聚合系统满足则聚合系统状态估计终止并输出结果，若不满足，则返回步骤4直到满足终止条件为止。本发明能解决了现有技术输电和配电环节出现的电压和功率不匹配问题，电网状态估计精度高，能够实现电力系统输电和配电环节的实时监测和控制。

Description

广域电力系统状态估计协调方法

所属技术领域

本发明涉及电力系统控制领域，特别涉及一种广域电力系统状态估计协调方法。

背景技术

近年来，智能电网技术逐步成为各个国家所关注的重点，它旨在对传统电力系统的发电、输电、配电和用电环节的全面升级改造。在发电环节，着重于新能源发电厂规划、选址和设备管理方面的研究；在输电环节，着重于电网规划、可再生能源并网、运行调度、广域控制等研究；配电网环节，着重于高级量测体系、通信技术、信息安全技术、微网运行技术和高级配电自动化方面的研究；在用电环节，着重于智能电器调控、用户用电行为分析和供求交互等方面的研究。而智能电网技术的不断发展离不开电力系统状态估计的运用，尤其是在输电和配电环节。自从F.C.Schweppe首次提出电力系统状态估计以来，电力系统状态估计在电网监控和规划中已成为一个关键功能。它的作用是对数据采集与监控系统(SCADA)提供的实时信息进行滤波，以提高数据精度，排除错误信息的干扰，从而得到一个高质量的实时数据库，为能量管理中心(EMS)进行各种重要的控制和规划提供数据支持，例如,电网的实时建模、潮流优化、不良数据的检测与辨识和基于电力系统状态估计的可靠与安全性评估。

到目前为止，状态估计在输电和配电环节是分开进行研究的，在输电网状态估计中，配电网被等效为一个负荷，而在配电网状态估计中，输电网等效为一个电源，这样的处理方式导致了配电网与输电网相连的边界节点电压和功率不匹配，传统的输电网状态估计和配电网状态估计并不能得到相一致的结果，而这种不一致将使系统很难进行全局优化，进而影响系统的安全评估和经济调度，例如对于输电系统，如果在负荷建模时忽略了安装在配电系统中的有载调压变压器(OLTC)的操作，那么电压稳定性得不到保证。

发明内容

本发明所要解决的技术问题，就是提供一种广域电力系统状态估计协调方法，解决输电系统状态估计和配电网状态估计在边界节点处的电压和功率不匹配问题。

本发明解决所述技术问题采用的技术方案是，广域电力系统状态估计协调方法，包括以下步骤：

步骤1、电力系统区域解耦

采用基于地理分布的网络解耦方法，将一个给定区域输电和配电网的聚合系统解耦为输电网、边界系统、配电网；

步骤2、区域网络建模

读取各个输电网和配电网的网络数据，包括网络结构和线路阻抗、量测值，对各个输电网和配电网区域进行拓扑结构分析，形成网络模型，构建网络矩阵；

步骤3、系统量测配置和量测函数

包括节点的有功和无功注入量测函数、有功和无功潮流注入量测函数、电流幅值量测函数；

步骤4、聚合系统状态估计

在基于区域网络建模、系统量测配置和量测函数基础上，进行聚合系统状态估计，包括：

利用配电管理中心的遥测信息初始化边界虚拟量测值Z''_B，利用向量量测单元的实时量测值设置参考电压V_BS，利用步骤2中配电网网络结构和线路阻抗和步骤3中的量测值进行配电网状态估计；

利用配电网状态估计结果和估计得到的虚拟量测值Z'_BM，利用步骤2中输电网网络结构和线路阻抗和步骤3中的量测值进行输电网状态估计；

将输电网状态估计结果和估计得到的虚拟量测值Z'_BM传到配电管理中心，并用此时的边界虚拟量测值Z''_B代替初始值，其余的结果作为配电网状态估计的伪量测值；

步骤5、终止条件判断

若聚合系统满足则聚合系统状态估计终止并输出结果，若不满足，则返回步骤4直到满足终止条件为止；其中，和分别为第k和k+1次迭代的边界节点B的电压幅值。

推荐的，步骤2中，在形成网络矩阵时，输电网作为单相网络，配电网作为三相网络。

具体的，步骤2中，网络矩阵包括节点导纳矩阵和支路-节点关联矩阵。

具体的，所述量测函数为π型等效电路量测函数。

进一步的，步骤4中，只有当配电网状态估计或者输电网状态估计收敛时，才将输电网状态估计结果和估计得到的虚拟量测值Z'_BM传到配电管理中心。

本发明的有益效果是，将PMU(向量量测单元)的电压实时量测值设置为系统的参考电压，能提高聚合电网系统状态估计的收敛性能，具备处理互联大电网系统的能力。本发明采用基于地理分布的网络解耦策略将系统分为输电网、边界系统和配电网，有利于分布式计算平台的运用。本发明能解决了现有技术输电和配电环节出现的电压和功率不匹配问题，电网状态估计精度高，能够实现电力系统输电和配电环节的实时监测和控制，为电网系统及时的安全评估、经济调度等奠定基础，具有较大的应用前景。本发明并将输电网、配电网进行统一的调度和管理，能及时的响应系统故障、及时预防大系统的连锁故障和及时进行系统的全局优化和控制。

附图说明

图1是本发明流程图；

图2是本发明基于地理分布的网络解耦示意图；

图3是不含变压器支路的π型等效电路量测计算图；

图4是变压器支路π型等效电路量测计算图；

图5是图2的简化图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的技术方案进行详细描述。

为了求解广域电力系统状态估计的协调问题，根据附图1中的流程图所示，步骤如下：

(1)电力系统区域解耦

采用基于地理分布的网络解耦方法将一个给定的区域输电和配电网聚合系统解耦为输电网、边界系统、配电网，如附图2所示。解耦之后，输电等级由输电能量管理中心管理和控制，配电系统等级由配电管理中心管理和控制，而边界等级则作为协调系统，采用适当的协调算法可解决边界节点处的电压和功率不匹配问题。

(2)区域网络建模

本步骤中主要包括以下两部分：

各个电网（输电网和配电网）区域的网络数据读取，包括网络结构和线路阻抗、量测值；

对电网区域进行拓扑结构分析，形成网络模型，构建网络矩阵。计算节点导纳矩阵及支路-节点关联矩阵。由于输电网一般都是三相平衡的，而配电网三相不平衡，因此在构建网络矩阵时，输电网作为单相网络考虑，配电网则作为三相网络考虑。

(3)系统量测配置和量测函数

系统的量测配置如附图2所示，其量测函数为π型等效电路量测函数。下面进行详细说明。

如图3，不含变压器支路时节点的有功和无功注入、有功和无功潮流注入、电流幅值量测函数如下：

节点i的有功P_i和无功Q_i注入量测函数分别为：

$P_i=V_i\underset{j\∈N_i}{\mathrm{\Σ}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})$

$Q_i=V_i\underset{j\∈N_i}{\mathrm{\Σ}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})$

节点i到j的注入有功P_ij和无功潮流Q_ij量测函数分别为：

P_ij=V_i ²(g_si+g_ij)-V_iV_j(g_ijcosθ_ij+b_ijsinθ_ij)

Q_ij=-V_i ²(b_si+b_ij)-V_iV_j(g_ijsinθ_ij-b_ijcosθ_ij)

节点i到j的线路电流幅值I_ij为：

见图4，含变压器支路时节点的有功和无功注入、有功和无功潮流注入、电流幅值量测函数如下：

节点i到j的注入有功P_ij和无功潮流Q_ij量测函数分别为：

$P_{\mathrm{ij}}=-\frac{1}{K}{V}_i{V}_j{b}_T\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}$

$Q_{\mathrm{ij}}=-\frac{1}{K^2}{V_i}^2{b}_T+\frac{1}{K}{V}_i{V}_j{b}_T\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}$

$P_{\mathrm{ji}}=\frac{1}{K}{V}_i{V}_j{b}_T\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}$

$Q_{\mathrm{ij}}=-{V_j}^2{b}_T+\frac{1}{K}{V}_i{V}_j{b}_T\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}$

节点i的有功P_i和无功Q_i注入和节点i到j的线路电流幅值I_ij和不含变压器支路时一致，节点i的有功P_i和无功Q_i注入量测函数分别为：

$P_i=V_i\underset{j\∈N_i}{\mathrm{\Σ}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})$

$Q_i=V_i\underset{j\∈N_i}{\mathrm{\Σ}}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}\sin {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}\cos {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})$

节点i到j的线路电流幅值I_ij为：

在上述量测函数中，各符号含义解释如下：V_i和V_i分别为节点i和j的电压幅值；节点i和j之间的相角差θ_ij=θ_i-θ_j，θ_i和θ_i分别为节点i和j的相角；N_i为连接到节点i的节点数量；G_ij+jB_ij为导纳矩阵的第i行第j列元素；g_ij+jb_ij为节点i到j间的序导纳；g_si+jb_si为非变压器支路节点i到j间的并联导纳；K为变压器非标准变比；b_T为变压器标准侧的电纳。

(4)聚合系统状态估计

将附图2简化为附图5所示，一个含输电网、边界系统和配电网聚合系统的状态估计模型为：

Z=h(x)+e

式中x、h(x)和e分别表示聚合系统的状态变量、量测函数和均值为零的高斯量测噪声量测误差向量。

运用加权最小二乘法可得：

$\left[\begin{array}{ccc}{H}_{\mathrm{MM}}^T(x_M,x_B)& H_{\mathrm{BM}}^T(x_M,x_B)& 0\\ H_{\mathrm{MB}}^T(x_M,x_B)& {H^{\′}}_{\mathrm{BB}}^T(x_M,x_B)+{H^{\′}}_{\mathrm{BB}}^T(x_B,x_S)& H_{\mathrm{SB}}^T(x_B,x_S)\\ 0& H_{\mathrm{BS}}^T(x_B,x_S)& H_{\mathrm{SS}}^T(x_B,x_S)\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}{W}_M[Z_M-h_M(x_M,x_B)]\\ W_B[Z_B-h_B^{\′}(x_M,x_B)-h_B^{\′\′}(x_B,x_S)]\\ W_S[Z_S-h_S(x_B,x_S)]\end{array}\right]=0$

式中H_MM，H_MB，H_BM，H_BS，H_SB和H_SS分别为雅可比矩阵H中相对应的块，且

h_M和h_S分别为输电网和配电网的量测函数；h'_B和h''_B分别表示从边界系统流向输电网和配电网的潮流量测函数；H'_BB和H''_BB分别表示h'_B和h''_B关于x_B的雅可比矩阵；若令 $\left\{\begin{array}{c}{Z}_B^{\′}=Z_B-h_B^{\′\′}(x_B,x_S)\\ Z_B^{\′\′}=Z_B-h_B^{\′}(x_B,x_S)\end{array}\right.,$ 并且假设实际电力系统运行时配电网是近似三相平衡的，则上式可以变换为：

$H_{\mathrm{MM}}^{T}W[Z_{\mathrm{MM}}-h_{\mathrm{MM}}(x_M,x_B,x_S)]+(H_{\mathrm{BB}}^T+H_{\mathrm{SS}}^T)W[Z^{\′}-h^{\′}(x_M,x_B,x_S)]=0$

其中 $H_{\mathrm{MM}}^T=\left[\begin{array}{ccc}{H}_{\mathrm{MM}}^T(x_M,x_B)& H_{\mathrm{BM}}^T(x_M,x_B)& 0\\ H_{\mathrm{MB}}^T(x_M,x_B)& {H^{\′}}_{\mathrm{BB}}^T(x_M,x_B)& 0\\ 0& 0& 0\end{array}\right],$ $H_{\mathrm{BB}}^T=\left[\begin{array}{ccc}0& 0& 0\\ 0& {H^{\′\′}}_{\mathrm{BB}}^T(x_B,x_S)& H_{\mathrm{SB}}^T(x_B,x_S)\\ 0& 0& 0\end{array}\right],$

$H_{\mathrm{SS}}^T=\left[\begin{array}{ccc}0& 0& 0\\ 0& 0& 0\\ 0& H_{\mathrm{Bs}}^T(x_B,x_S)& H_{\mathrm{SS}}^T(x_B,x_S)\end{array}\right],$ $W={[W_M,W_B,W_S]}^T,$ $Z_{\mathrm{MM}}={[Z_M,Z_B^{\′},Z_S]}^T,$ $Z^{\′}={[Z_M,Z_B^{\′\′},Z_S]}^T,$

h_MM(x_M,x_B,x_S)=[h_M(x_M,x_B),h'_B(x_M,x_B),h_S(x_B,x_S)]^T

h'(x_M,x_B,x_S)=[h_M(x_M,x_B),h''_BB(x_B,x_S),h_S(x_B,x_S)]^T

进一步化解以上式子可得到：

$\left[\begin{array}{cc}{H}_{\mathrm{MM}}^T(x_M,x_B)& H_{\mathrm{BM}}^T(x_M,x_B)\\ H_{\mathrm{MB}}^T(x_M,x_B)& {H^{\′}}_{\mathrm{BB}}^T(x_M,x_B)\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}{W}_M[Z_M-h_M(x_M,x_B)]\\ W_B[Z_{\mathrm{BM}}^{\′}-h_{\mathrm{BM}}^{\′}(x_M,x_B)]\end{array}\right]=\left[\begin{array}{c}0\\ y_{\mathrm{BM}}(x_M,x_B)\end{array}\right]$

$\left[\begin{array}{cc}{H}_{\mathrm{BS}}^T(x_B,x_S)& H_{\mathrm{SS}}^T(x_B,x_S)\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}{W}_M[Z_B^{\′\′}-h_B^{\′\′}(x_M,x_B)]\\ W_S[Z_S-h_S(x_B,x_S)]\end{array}\right]=0$

$y_B(x_B,x_S)=-H_{\mathrm{BB}}^{\′\′T}(x_B,x_S)W_B^{\′\′}[Z_B-h_{\mathrm{BB}}^{\′\′}(x_B,x_S)]-H_{\mathrm{SB}}^T(x_B,x_S)W_S[Z_S-h_S(x_B,x_S)]=0$

其中y_B和y_BM为中间变量。经过这样的处理，聚合系统就被解耦为含协调机制的单独输电网和配电网，聚合系统状态估计就成为含协调机制的单独输电网状态估计和配电网状态估计。

在基于系统网络建模、系统量测配置和量测函数基础上，具体的聚合系统状态估计实施如下：

利用配电管理中心的遥测信息初始化边界虚拟量测值Z''_B，利用PMU（向量量测单元）的实时量测设置参考电压V_BS，利用步骤2中配电网网络结构和线路阻抗和步骤3中的量测值进行配电网状态估计；

利用配电网状态估计结果和估计得到的虚拟量测值Z'_BM，利用步骤2中输电网网络结构和线路阻抗和步骤3中的量测值进行输电网状态估计；

将输电网状态估计结果和估计得到的虚拟量测值Z'_BM传到配电管理中心，并用此时的边界虚拟量测值Z''_B代替初始值，其余的结果作为配电网状态估计的伪量测值。需要说明的是，只有当配电网状态估计或者输电网状态估计收敛时，才将状态估计结果和估计得到的虚拟量测值Z'_BM进行传输，以进行下一次的聚合系统状态估计。

在附图5中输电网作为配电网的电源，而边界系统B作为馈线为配电网提供电压、功率。设边界系统的状态变量和量测值分别为x_B和Z_B，输电网的状态变量和量测值分别为x_M和Z_M，配电网的状态变量和量测值为x_S和Z_S，则聚合系统的状态变量和量测值分别为x=[x_M x_B x_S]和Z=[Z_M Z_B Z_S]。若状态变量的量测值是相互独立的，则加权最小二乘法状态估计法的加权矩阵为W： $W=\left[\begin{array}{ccc}{W}_M& 0& 0\\ 0& W_B& 0\\ 0& 0& W_S\end{array}\right]$

其中,W_M、W_B和W_S分别为输电网、边界系统和配电网的加权矩阵。

(5)终止条件判断

若聚合系统满足

则聚合系统状态估计终止并输出结果，若不满足，则转步骤4直到满足终止条件为止。其中，

和分别为第k和k+1次迭代的边界节点B的电压幅值。

利用上述的方法对附图2的系统进行了实验，其结果如下表所示：

从表中结果可以看出，本发明可以准确的估计出电力系统输电网和配电网边界处的电压幅值和功率值，并且估计精度高，很好的解决了现有技术只采用单一的输电网状态估计或者配电网状态估计方法所没有解决的系统输电和配电环节出现的电压和功率不匹配问题。另外，当系统的规模扩大时，采用本发明基于地理分布的网络解耦策略将系统分为输电网、边界系统和配电网，进而利用分布式计算平台可以大大的提高计算速度。本发明能够满足系统实时监控边界系统的要求，能较好解决系统输电和配电环节出现的电压和功率不匹配问题，对促进智能电网能量管理系统的不断完善具有重要意义。

Claims (5)

1.广域电力系统状态估计协调方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1、电力系统区域解耦

采用基于地理分布的网络解耦方法，将一个给定区域输电和配电网的聚合系统解耦为输电网、边界系统、配电网；

步骤2、区域网络建模

读取各个输电网和配电网的网络数据，包括网络结构和线路阻抗、量测值，对各个输电网和配电网区域进行拓扑结构分析，形成网络模型，构建网络矩阵；

步骤3、系统量测配置和量测函数

包括节点的有功和无功注入量测函数、有功和无功潮流注入量测函数、电流幅值量测函数；

步骤4、聚合系统状态估计

在基于区域网络建模、系统量测配置和量测函数基础上，进行聚合系统状态估计，包括：

利用配电管理中心的遥测信息初始化边界虚拟量测值Z''_B，利用向量量测单元的实时量测值设置参考电压V_BS，利用步骤2中配电网网络结构和线路阻抗和步骤3中的量测值进行配电网状态估计；

利用配电网状态估计结果和估计得到的虚拟量测值Z'_BM，利用步骤2中输电网网络结构和线路阻抗和步骤3中的量测值进行输电网状态估计；

将输电网状态估计结果和估计得到的虚拟量测值Z'_BM传到配电管理中心，并用此时的边界虚拟量测值Z''_B代替初始值，其余的结果作为配电网状态估计的伪量测值；

步骤5、终止条件判断

若聚合系统满足

则聚合系统状态估计终止并输出结果，若不满足，则返回步骤4直到满足终止条件为止；其中，和分别为第k和k+1次迭代的边界节点B的电压幅值。

2.根据权利要求1所述的广域电力系统状态估计协调方法，其特征在于，步骤2中，在形成网络矩阵时，输电网作为单相网络，配电网作为三相网络。

3.根据权利要求1所述的广域电力系统状态估计协调方法，其特征在于，步骤2中，网络矩阵包括节点导纳矩阵和支路-节点关联矩阵。

4.根据权利要求1所述的广域电力系统状态估计协调方法，其特征在于，所述量测函数为π型等效电路量测函数。

5.根据权利要求1所述的广域电力系统状态估计协调方法，其特征在于，步骤4中，只有当配电网状态估计或者输电网状态估计收敛时，才将输电网状态估计结果和估计得到的虚拟量测值Z'_BM传到配电管理中心。

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