CN103514365B - 电力系统暂态相继失稳模式搜索及关联交流断面识别方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种电力系统暂态相继失稳模式搜索及关联交流断面识别方法，属于电力系统及其自动化技术领域。本发明基于暂态安全稳定量化分析理论和方法，在量化评估系统网架结构、发电机投/退、发电出力变化对故障后暂态稳定模式、裕度影响的基础上，提出负荷功率、直流系统变化对预想故障后暂态稳定裕度影响的量化估算方法，进而筛选出暂态相继失稳模式搜索的触发故障集，针对每一个预想触发故障进行暂态相继失稳模式搜索和关联交流断面的识别。本发明能为大电网暂态稳定预想故障快速筛选、防御交直流混联电网暂态稳定模式的恶性演化提供技术支持，保持电网稳定。

Description

电力系统暂态相继失稳模式搜索及关联交流断面识别方法

技术领域

本发明属于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暂态相继失稳模式搜索及关联交流断面识别方法。

背景技术

远距离、大容量、跨大区交直流互联电网的建设，在取得巨大经济效益的同时，也使得各级电网相互影响、相互作用进一步增强，电网安全稳定运行一体化特征和交互影响更为显著，互联电网建设过渡期间，系统的暂态稳定问题突出，直流系统与薄弱交流断面间、多个交流断面间耦合特性明显，随着运行方式和网架结构的变化，存在故障后针对某一暂态失稳模式的控制措施会导致另一暂态模式相继失稳的现象，极端情况下故障后暂态失稳导致交流断面解列后可能会激发新的暂态失稳模式。这些因素均给电网安全稳定分析与控制带来极大的挑战。如何充分利用现有的在线系统，实时评估当前方式下面临的暂态相继失稳模式，并识别强相关的交流断面对防御大电网暂态失稳模式恶性演化带来的停电事故具有重要意义。

专利申请“电力系统在线暂态安全稳定评估预想故障筛选方法”（201110279948.1）基于电力系统暂态功角稳定量化分析理论（EEAC）量化评估系统网架结构、发电机投/退、发电出力变化对单一故障下不同稳定模式裕度的影响，进而在考虑稳定裕度随时间下降的特性下估算当前系统运行状态下各模式暂态稳定裕度的变化，确定当前方式下的稳定模式。但是该方法没有进一步考虑负荷功率、直流系统功率变化对预想故障后暂态稳定裕度的影响，也没有给出在线当前方式下系统潜在的暂态相继失稳模式搜索及关联交流断面的识别的方法。

发明内容

本发明的目的是：针对现有技术的不足，给出在线当前方式下系统潜在的暂态相继失稳模式搜索及关联交流断面的识别方法，为大电网暂态稳定预想故障快速筛选、防御交直流混联电网暂态稳定模式的恶性演化提供技术支持。

本发明在现有技术的基础上新增了负荷功率、直流系统功率变化对预想故障后暂态稳定裕度影响的量化估算。本发明基于前后两次方式系统运行状态变化对预想故障集中各故障暂态稳定裕度影响的量化估算，在庞大的预想事故空间中筛选出需要重点关注的暂态稳定初始预想故障集，并通过时域仿真精确量化分析筛选暂态相继失稳模式搜索的触发故障集，在此基础上考虑故障后安控的正确动作、拒动、失效及相关元件、装置相继动作等因素进行暂态相继失稳模式搜索及关联交流断面识别，为应对电网暂态相继失稳提供技术基础。

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）若不存在前一次在线分析结果，则根据电力系统安全稳定导则的规定结合电网离线特性分析，确定需要分析的初始故障集；

若存在前一次在线分析结果，则基于前一次在线分析结果，量化估算当前方式系统状态变化对稳定裕度的影响，筛选出需要分析的初始故障集；

2）针对步骤1）中筛选出的初始故障集进行时域仿真，量化评估各预想故障的模式及稳定裕度，将稳定裕度小于门槛值的故障确定为暂态相继失稳模式搜索的触发故障集；

3）针对步骤2）中确定的触发故障集，基于时域仿真的方法，考虑模拟故障后的安控正确动作、拒动、失效以及相关元件、装置的相继动作特性，进行暂态相继失稳模式的搜索及关联交流断面的识别，所述关联交流断面即为暂态失稳相继事故链中各失稳模式对应的关键交流断面。

上述技术方案的进一步特征在于：所述步骤1）中，在存在前一次在线分析结果的情况下筛选需要分析的初始故障集的过程，包括以下步骤：

1-1）基于前一次在线分析结果，获得前一次在线分析时每个预想故障下的暂态功角稳定模式、稳定裕度、发电机组的稳定参与因及主导模式临界群和余下群等值机组间的电气距离，记为矩阵（1）的形式：

$A=\left[\begin{array}{ccccccc}{\mathrm{\η}}_1& {\mathrm{\λ}}_{G1.1}& \·\·\·& {\mathrm{\λ}}_{G1.j}& \·\·\·& {\mathrm{\λ}}_{G1.N_G}& X_{\mathrm{sa}.1}\\ \·& \·& & \·& & & \·\\ \·& \·& & \·& & & \·\\ \·& \·& & \·& & & \·\\ {\mathrm{\η}}_i& {\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gi}.1}& \·\·\·& {\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gi}.j}& \·\·\·& {\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gi}.N_G}& X_{\mathrm{sa}.i}\\ \·& \·& & \·& & & \·\\ \·& \·& & \·& & & \·\\ \·& \·& & \·& & & \·\\ {\mathrm{\η}}_n& {\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gn}.1}& \·\·\·& {\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gn}.j}& \·\·\·& {\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gn}.N_G}& X_{\mathrm{sa}.n}\end{array}\right]---\left(1\right)$

矩阵（1）中，n为预想故障的总数，N_G为发电机组的总数，η_i为第i个预想故障下的功角稳定裕度，λ_Gi.j为第i个预想故障下第j个发电机组的暂态稳定参与因子，X_sa.i为第i个预想故障下发电机主导分群模式下领前群和余下群等值发电机组的互阻抗、用于反映二者的电气距离；

在计算各预想故障下发电机组暂态稳定参与因子的基础上，分别采用公式（2）和（3）计算前一次在线分析时第i个预想故障下各负荷的暂态稳定参与因子和第i个预想故障下各直流系统的暂态稳定参与因子：

${\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Li}.k}=\mathrm{\σ}\·\underset{j\∈\mathrm{AorS}}{\mathrm{\Σ}}\left|y_{\mathrm{kj}}\right|{\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gi}.j}---\left(2\right)$

${\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Di}.l}={\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Rl}}+{\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Il}}=K_l\·\left(\underset{j\∈\mathrm{AorS}}{\mathrm{\Σ}}\right|y_{\mathrm{Rl}.j}|{\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gi}.j}+\underset{j\∈\mathrm{AorS}}{\mathrm{\Σ}}|y_{\mathrm{Il}.j}\left|{\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gi}.j}\right)---\left(3\right)$

其中，λ_Li.k为第i个预想故障下第k个负荷的暂态稳定参与因子，|y_kj|为第k个负荷的母线与第j个发电机组的母线间的互导纳；λ_Di.l为第i个预想故障下第l个直流系统的暂态稳定参与因子，λ_Rl为第l个直流系统的整流侧的暂态稳定参与因子，λ_Il为第l个直流系统的逆变侧的暂态稳定参与因子，|y_Rl.j|为第l个直流系统的整流侧换流站母线与第j个发电机组的母线间的互导纳，|y_Il.j|为第l个直流系统的逆变侧换流站母线与第j个发电机组的母线间的互导纳，K_l为第l个直流系统的有功功率变化对关键交流断面功率的暂态转移比，S、A分别代表领前群、余下群发电机组的集合，σ为符号因子，当计算余下群内各负荷的暂态稳定参与因子时σ为正号，当计算领前群内各负荷的暂态稳定参与因子时σ为负号；

1-2）基于前一次在线分析结果，综合考虑当前方式相对于前一次方式在网架结构、发电机投/退、发电机出力、负荷水平、直流输送功率上的变化对预想故障下不同主导模式裕度变化的影响，并依据暂态稳定裕度随时间增大其可信度下降的特点，估算当前方式下各预想故障下的暂态稳定裕度，具体包括以下步骤：

（a）对于新增发电机组的情况，在前一次在线分析结果的基础上，对当前方式进行不同预想故障下新增发电机组的分群划分及参与因子计算：

先分别计算新增发电机组相对于领前群和余下群等值发电机组的电气距离，记为X_s和X_a，再分别计算出领前群和余下群内参与因子绝对值最大的发电机组与对应分群等值发电机组之间的电气距离，记为X_s.max和X_a.max；

若X_s＜X_a，则将该新增发电机组划归领前群，其参与因子按计算；若X_s≥X_a，则将该新增发电机组划归余下群，其参与因子按计算；其中， $X=X_{s.\max }-\frac{(X_{s.\max }-X_{a.\max })\·{\mathrm{\λ}}_{s.\max }}{{\mathrm{\λ}}_{s.\max }+{\mathrm{\λ}}_{a.\max }},$ λ_s.max、λ_a.max分别为领前群和余下群内参与因子最大的发电机组的参与因子值；若有多台发电机组同时投入运行，则对每一台新增发电机组按照上述方法进行分群处理并计算其参与因子；

最后在最终新的分群模式下计算当前方式下不同预想故障下两群等值发电机组之间的互阻抗X′_xa.i，进一步推算当前方式下不同预想故障下各负荷的暂态稳定参与因子λ′_Li.k和各直流系统的暂态稳定参与因子λ′_Di.l；

（b）对于有发电机组退出运行的情况，则分别从各故障暂态稳定主导模式中剔除退出该发电机组，按新的分群模式重新计算当前方式下不同预想故障下两群等值发电机组之间的互阻抗X′_sa.i、各直流系统的暂态稳定参与因子λ′_Di.l、各负荷的暂态稳定参与因子λ′_Li.k；

（c）对于网络结构发生变化的情况，重新计算当前方式下不同预想故障下两群等值发电机组之间的互阻抗X′_sa.i、各直流系统的暂态稳定参与因子λ′_Di.l、各负荷的暂态稳定参与因子λ′_Li.k；

（d）与前一次在线分析时相比，对于有新增发电机组、或有发电机组退出运行、或网络结构发生变化的情况，考虑发电机组、负荷、直流功率变化的影响，采用式（4）估算各预想故障下的稳定裕度：

${\mathrm{\η}}_i^{\text{'}}={\mathrm{\η}}_i-a_1\underset{j=1}{\overset{N_G^{\text{'}}}{\mathrm{\Σ}}}({\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gi}.j}\·\frac{P_{g.j}^{\text{'}}-P_{g.j}}{P_{g\max .j}})$ （4）

$-a_2\underset{l=1}{\overset{N_D}{\mathrm{\Σ}}}({\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Di}.l}^{\text{'}}\·\frac{P_{\mathrm{Dl}}^{\text{'}}-P_{\mathrm{Dl}}}{P_{\mathrm{Dl}.\max }})-a_3\underset{k=1}{\overset{N_L}{\mathrm{\Σ}}}({\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Li}.k}^{\text{'}}\·\frac{P_{\mathrm{Lk}}^{\text{'}}-P_{\mathrm{Lk}}}{P_{\mathrm{Lk}.\max }})-a_4\frac{X_{\mathrm{sa}.i}^{\text{'}}-X_{\mathrm{sa}.i}}{X_{\mathrm{sa}.i}}$

其中，η′_i为当前方式下第i个故障下的稳定裕度估算值，N′_G、N_L、N_D分别为当前方式下新增发电机组或有发电机组退出运行后的发电机组的总数、负荷的总数、直流系统的总数，P′_g.j、P′_Dl、P′_Lk分别为当前方式下第j个发电机组的出力、第l个直流系统的输电功率、第k个负荷的有功功率，P_g.j、P_Dl、P_Lk分别为前一次在线分析时第j个发电机组的出力、第l个直流系统的输电功率、第k个负荷的有功功率，P_gmax.j、P_Dl.max、P_Lk.max分别为第j个发电机组的最大可用出力、第l个直流系统的最大输电功率、第k个负荷的最大有功功率，a₁、a₂、a₃、a₄为反映电网的安全稳定特性的设定系数；

（e）与前一次在线分析时相比，若没有新增发电机组、也没有发电机组退出运行、且网络结构没有发生变化，考虑发电机组、负荷、直流功率变化的影响，采用式（5）估算各预想故障下的暂态稳定裕度：

${\mathrm{\η}}_i^{\text{'}}={\mathrm{\η}}_i-a_1\underset{j=1}{\overset{N_G}{\mathrm{\Σ}}}({\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gi}.j}\·\frac{P_{g.j}^{\text{'}}-P_{g.j}}{P_{g\max .j}})-a_2\underset{l=1}{\overset{N_D}{\mathrm{\Σ}}}({\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Di}.l}\·\frac{P_{\mathrm{Dl}}^{\text{'}}-P_{\mathrm{Dl}}}{P_{\mathrm{Dl}.\max }})-a_3\underset{k=1}{\overset{N_L}{\mathrm{\Σ}}}({\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Li}.k}\·\frac{P_{\mathrm{Lk}}^{\text{'}}-P_{\mathrm{Lk}}}{P_{\mathrm{Lk}.\max }})$

（5）

1-3）依据稳定裕度随时间增大其可信度下降的特性，采用式（6）进一步推算当前方式各预想故障下稳定裕度值：

η″_i＝η′_i-K(T_t-T_t-1) （6）

其中，η″_i为当前方式各预想故障下稳定裕度的修正值，T_t为当前方式时刻，T_t-1为前一次在线分析的时刻，K为设定的时间差-稳定裕度折算因子；

1-4）将当前方式各预想故障下稳定裕度的修正值小于设定的门槛值的预想故障，作为需要分析的初始故障集。

上述技术方案的进一步特征在于：所述步骤2）中，暂态相继失稳模式搜索的触发故障集的选取，包括以下步骤：

2-1）若有基于前一次在线分析的暂态稳定裕度量化估算结果，则对筛选出的初始故障集进行时域仿真，量化评估各预想故障的模式及稳定裕度，将稳定裕度小于门槛值的故障确定为暂态相继失稳模式搜索的触发故障集；

2-2）若不存在前一次在线分析结果，则对筛选出的初始故障集进行时域仿真，量化评估各预想故障的模式及稳定裕度，将稳定裕度小于零的故障确定为暂态相继失稳模式搜索的触发故障集。

上述技术方案的进一步特征在于：所述步骤3）中，暂态失稳相继模式的搜索及关联交流断面的识别，包括以下步骤：

3-1）对预想故障场景进行时域仿真，识别暂态稳定主导模式及各发电机的参与因子，并计算其裕度，若裕度小于等于零则转向3-2），若裕度大于零则转向3-3）；

3-2）对于失稳的故障场景，利用临界群发电机组的参与因子及其对交流元件的有功功率灵敏度识别关键交流断面，在此基础上考虑是否有安控动作，若有安控动作则转向3-1），若安控拒动、失效，则解列关键交流断面，转向3-1）；

3-3）对于稳定的故障场景，则考虑是否会导致相关元件、装置相继动作，若有相继动作发生则转向3-1）继续进行搜索，若无相继动作发生，则转向3-4）输出结果；

3-4）输出搜索到的暂态相继失稳事故链、失稳模式及暂态失稳相继事故链中各失稳模式对应的关键交流断面，所述暂态失稳相继事故链中各失稳模式对应的关键交流断面即为关联交流断面。

本发明的有益效果如下：本发明基于暂态安全稳定量化分析理论和方法，在量化评估系统网架结构、发电机投/退、发电出力变化对故障后暂态稳定模式、裕度影响的基础上，提出负荷功率、直流系统变化对预想故障后暂态稳定裕度影响的量化估算方法，进而筛选出暂态相继失稳模式搜索的触发故障集，针对每一个预想触发故障进行暂态相继失稳模式搜索和关联交流断面的识别，为大电网暂态稳定预想故障快速筛选、防御交直流混联电网暂态稳定模式的恶性演化提供技术支持。

附图说明

图1为本发明方法的流程图。

具体实施方式

下面参照附图并结合实例对本发明作进一步详细描述。

图1中步骤1描述的是初始预想故障集的筛选。若无前一次在线分析结果，则结合电网离线特性分析经验及电力系统安全稳定导则规定确定需要分析的初始故障集。若存在前一次在线分析结果，则基于前一次在线分析结果，量化估算当前方式系统状态变化对稳定裕度的影响，筛选出需要分析的初始故障集，具体包括以下4个步骤：

1）基于前一次方式量化分析结果获得每个预想故障下的暂态功角稳定模式、裕度及主导模式临界群和余下群等值机组间的电气距离，记为如下矩阵形式：

$A=\left[\begin{array}{ccccccc}{\mathrm{\η}}_1& {\mathrm{\λ}}_{G1.1}& \·\·\·& {\mathrm{\λ}}_{G1.j}& \·\·\·& {\mathrm{\λ}}_{G1.N_G}& X_{\mathrm{sa}.1}\\ \·& \·& & \·& & & \·\\ \·& \·& & \·& & & \·\\ \·& \·& & \·& & & \·\\ {\mathrm{\η}}_i& {\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gi}.1}& \·\·\·& {\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gi}.j}& \·\·\·& {\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gi}.N_G}& X_{\mathrm{sa}.i}\\ \·& \·& & \·& & & \·\\ \·& \·& & \·& & & \·\\ \·& \·& & \·& & & \·\\ {\mathrm{\η}}_n& {\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gn}.1}& \·\·\·& {\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gn}.j}& \·\·\·& {\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gn}.N_G}& X_{\mathrm{sa}.n}\end{array}\right]---\left(1\right)$

n为预想故障的总数，N_G为发电机组的总数，η_i为第i个预想故障下的功角稳定裕度，λ_Gi.j为第i个预想故障下第j个发电机组的暂态稳定参与因子，X_sa.i为第i个预想故障下发电机主导分群模式下领前群和余下群等值发电机组的互阻抗、用于反映二者的电气距离。

在计算各预想故障机组暂态稳定参与因子的基础上，分别采用式（2）和（3）计算各负荷和直流系统的暂态稳定参与因子λ_Li.k、λ_Di.l：

${\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Li}.k}=\mathrm{\σ}\·\underset{j\∈\mathrm{AorS}}{\mathrm{\Σ}}\left|y_{\mathrm{kj}}\right|{\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gi}.j}---\left(2\right)$

${\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Di}.l}={\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Rl}}+{\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Il}}=K_l\·\left(\underset{j\∈\mathrm{AorS}}{\mathrm{\Σ}}\right|y_{\mathrm{Rl}.j}|{\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gi}.j}+\underset{j\∈\mathrm{AorS}}{\mathrm{\Σ}}|y_{\mathrm{Il}.j}\left|{\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gi}.j}\right)---\left(3\right)$

其中，λ_Li.k为第i个预想故障下第k个负荷的暂态稳定参与因子，|y_kj|为第k个负荷的母线与第j个发电机组的母线间的互导纳；λ_Di.l为第i个预想故障下第l个直流系统的暂态稳定参与因子，λ_Rl为第l个直流系统的整流侧的暂态稳定参与因子，λ_Il为第l个直流系统的逆变侧的暂态稳定参与因子，|y_Rl.j|为第l个直流系统的整流侧换流站母线与第j个发电机组的母线间的互导纳，|y_Il.j|为第l个直流系统的逆变侧换流站母线与第j个发电机组的母线间的互导纳，K_l为第l个直流系统的有功功率变化对关键交流断面功率的暂态转移比，S、A分别代表领前群、余下群发电机组的集合，σ为符号因子，当计算余下群内各负荷的暂态稳定参与因子时σ为正号，当计算领前群内各负荷的暂态稳定参与因子时σ为负号

2）当前方式下各预想故障暂态稳定裕度估算

基于前一次方式在线计算获得的各预想故障暂态稳定模式和裕度，综合考虑当前方式相对于前一次方式在网架结构、发电机投/退、发电机出力、负荷水平、直流输送功率等变化对预想故障下不同主导模式裕度变化的影响，并依据暂态稳定裕度随时间增大其可信度下降的特点，估算当前方式下各预想故障下的暂态稳定裕度。

（a）对于新增的发电机组，在前一次方式评估结果的基础上，对当前方式进行不同预想故障下新增发电机组的分群划分及参与因子计算。

按新的分群模式重新计算等值两群间的互阻抗X′_sa.i：分别计算新增发电机相对于领前群和余下群等值机组的电气距离，记为X_s和X_a，再分别计算出领前群和余下群内参与因子绝对值最大的发电机组与对应分群等值机间的电气距离，记为X_s.max和X_a.max。若X_s＜X_a，则将该新增发电机划归领前群，其参与因子按计算，若X_s≥X_a，则将该新增发电机划归余下群，其参与因子按计算，其中， $X=X_{s.\max }-\frac{(X_{s.\max }-X_{a.\max })\·{\mathrm{\λ}}_{s.\max }}{{\mathrm{\λ}}_{s.\max }+{\mathrm{\λ}}_{a.\max }},$ λ_s.max、λ_a.max分别为领前群和余下群内参与因子最大机组的参与因子值。若有多台机组同时投入运行，则对每一台新增机组按照上述方法进行分群处理并计算其参与因子。最后在最终新的分群模式下计算当前方式下两群等值机间的互阻抗X′_xa.i，进一步推算当前方式下的各直流系统和负荷的暂态稳定参与因子λ′_Di.l和λ′_Li.k。

（b）对于有机组退出运行的情况，则分别从各故障暂态稳定主导模式中剔除退出运行机组，按新的分群模式重新计算当前方式下两群等值两机间的互阻抗X′_sa.i及各直流系统和负荷的暂态稳定参与因子λ′_Di.l和λ′_Li.k。

（c）对于网络结构发生变化的情况，重新计算当前方式下两群等值两机间的互阻抗X′_sa.i及各直流系统和负荷的暂态稳定参与因子λ′_Di.l和λ′_Li.k。

（d）与前一次方式相比，对于有发电机组投/退、或网络结构发生变化的情况，综合考虑机组、负荷、直流功率变化的影响，采用式（4）估算各预想故障下的暂态稳定裕度。

${\mathrm{\η}}_i^{\text{'}}={\mathrm{\η}}_i-a_1\underset{j=1}{\overset{N_G^{\text{'}}}{\mathrm{\Σ}}}({\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gi}.j}\·\frac{P_{g.j}^{\text{'}}-P_{g.j}}{P_{g\max .j}})$

$-a_2\underset{l=1}{\overset{N_D}{\mathrm{\Σ}}}({\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Di}.l}^{\text{'}}\·\frac{P_{\mathrm{Dl}}^{\text{'}}-P_{\mathrm{Dl}}}{P_{\mathrm{Dl}.\max }})-a_3\underset{k=1}{\overset{N_L}{\mathrm{\Σ}}}({\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Li}.k}^{\text{'}}\·\frac{P_{\mathrm{Lk}}^{\text{'}}-P_{\mathrm{Lk}}}{P_{\mathrm{Lk}.\max }})-a_4\frac{X_{\mathrm{sa}.i}^{\text{'}}-X_{\mathrm{sa}.i}}{X_{\mathrm{sa}.i}}$

（4）

（e）与前一次方式相比，若发电机投/退、网架结构均没有发生变化，考虑机组、负荷、直流功率变化的影响，采用式（5）估算各预想故障下的暂态稳定裕度。

${\mathrm{\η}}_i^{\text{'}}={\mathrm{\η}}_i-a_1\underset{j=1}{\overset{N_G}{\mathrm{\Σ}}}({\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Gi}.j}\·\frac{P_{g.j}^{\text{'}}-P_{g.j}}{P_{g\max .j}})-a_2\underset{l=1}{\overset{N_D}{\mathrm{\Σ}}}({\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Di}.l}\·\frac{P_{\mathrm{Dl}}^{\text{'}}-P_{\mathrm{Dl}}}{P_{\mathrm{Dl}.\max }})-a_3\underset{k=1}{\overset{N_L}{\mathrm{\Σ}}}({\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Li}.k}\·\frac{P_{\mathrm{Lk}}^{\text{'}}-P_{\mathrm{Lk}}}{P_{\mathrm{Lk}.\max }})$

（5）

公式（4）和（5）中，η′_i为当前方式下第i个故障下的稳定裕度估算值，N′_G、N_L、N_D分别为当前方式下新增发电机组或有发电机组退出运行后的发电机组的总数、负荷的总数、直流系统的总数，P′_g.j、P′_Dl、P′_Lk分别为当前方式下第j个发电机组的出力、第l个直流系统的输电功率、第k个负荷的有功功率，P_g.j、P_Dl、P_Lk分别为前一次在线分析时第j个发电机组的出力、第l个直流系统的输电功率、第k个负荷的有功功率，P_gmax.j、P_Dl.max、P_Lk.max分别为第j个发电机组的最大可用出力、第l个直流系统的最大输电功率、第k个负荷的最大有功功率，a₁、a₂、a₃、a₄为反映电网的安全稳定特性的设定系数，其取值可依据具体电网的安全稳定特性来确定，典型值均可取为1.0%。

3）依据稳定裕度随时间增大其可信度下降的特性，采用式（6）进一步推算当前方式各预想故障下稳定裕度值。

η″_i＝η′_i-K(T_t-T_t-1) （6）

其中，η″_i为当前方式各预想故障下稳定裕度的修正值，T_t为当前方式时刻，T_t-1为前一次在线分析的时刻，K为设定的时间差-稳定裕度折算因子，具体值需基于电网的安全稳定特性来确定，一般取值为1.2%。

4）将当前方式各预想故障下稳定裕度的修正值小于设定的门槛值的预想故障，作为需要分析的初始故障集，门槛值一般取为5%。

图1中步骤2描述的暂态相继模式搜索的触发故障集选取，主要分为两个方面：

1）若有基于前一次方式的暂态稳定裕度量化估算结果，则对筛选出的初始故障集进行时域仿真，量化评估各预想故障的模式及稳定裕度，将稳定裕度小于门槛值的故障确定为暂态相继失稳模式搜索的触发故障集。

2）若无在线前一次方式的暂态稳定量化评估结果，则针对结合电网离线特性分析经验及安全稳定导则规定确定的交流、直流故障均进行时域仿真，量化评估各预想故障的模式及稳定裕度，将稳定裕度小于零的故障确定为暂态相继失稳模式搜索的触发故障集。

图1中步骤3描述的是暂态失稳相继模式搜索及关联交流断面识别，采用时域仿真方法，在搜索过程中考虑模拟故障后的安控正确动作、拒动、失效以及相关元件、装置的相继动作对系统暂态稳定性的影响，故障失稳后若安控拒动则考虑其关键交流断面解列装置动作。主要分为如下4个步骤：

1）对预想故障场景进行时域仿真，识别暂态稳定主导模式及各发电机的参与因子，并计算其裕度，若裕度小于等于零则转向2），若裕度大于零则转向3）；

2）对于失稳的故障场景，利用临界群发电机的参与因子及其对交流元件的有功功率灵敏度识别关键交流断面，在此基础上考虑是否有安控动作，若安控动作则转向1），若安控拒动、失效，则解列关键交流断面，转向1）；

3）对于稳定的故障场景，则考虑是否会导致相关元件、装置相继动作，若有相继动作发生则转向1）继续进行搜索，若无相继动作发生，则转向4）输出结果；

4）输出搜索到的暂态相继失稳事故链、失稳模式及各失稳模式对应的关键交流断面（即关联交流断面）。

总之，电力系统暂态相继失稳模式搜索及关联交流断面识别方法是基于电力系统暂态安全稳定量化分析理论和方法，首先基于电网离线特性分析经验及安全稳定导则规定确定初始暂态稳定预想故障集，或基于在线前一次方式暂态稳定量化评估的结果筛选当前方式下的暂态稳定预想故障集，在量化评估系统网架结构、发电机投/退、发电出力变化对故障后暂态稳定模式、裕度影响的基础上，提出负荷功率、直流系统变化对预想故障后暂态稳定裕度影响的量化估算方法，基于前后两次方式系统运行状态变化（包括网架结构、发电机投/退、发电出力、负荷功率、直流功率的变化）对预想故障集中各故障暂态稳定裕度影响的量化估算，在庞大的预想事故空间中筛选出需要重点关注的暂态稳定初始预想故障集，并通过时域仿真精确量化分析确定暂态相继失稳模式搜索的触发故障集，考虑故障后安控的正确动作、拒动、失效及相关元件、装置相继动作等因素进行暂态相继失稳模式搜索及关联交流断面识别。为大电网暂态稳定预想故障快速筛选、防御交直流混联电网暂态稳定模式的恶性演化提供技术支持。

虽然本发明已以较佳实施例公开如上，但实施例并不是用来限定本发明的。在不脱离本发明之精神和范围内，所做的任何等效变化或润饰，同样属于本发明之保护范围。因此本发明的保护范围应当以本申请的权利要求所界定的内容为标准。

Claims (3)

1.电力系统暂态相继失稳模式搜索及关联交流断面识别方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)若不存在前一次在线分析结果，则根据电力系统安全稳定导则的规定结合电网离线特性分析，确定需要分析的初始故障集；

若存在前一次在线分析结果，则基于前一次在线分析结果，量化估算当前方式系统状态变化对稳定裕度的影响，筛选出需要分析的初始故障集，包括以下步骤：

1-1)基于前一次在线分析结果，获得前一次在线分析时每个预想故障下的暂态功角稳定模式、功角稳定裕度、发电机组的稳定参与因及主导模式临界群和余下群等值机组间的电气距离，记为矩阵(1)的形式：

$A=\left[\begin{array}{ccccccc}{\mathrm{\η}}_1& {\mathrm{\λ}}_{G1.1}& \mathrm{...}& {\mathrm{\λ}}_{G1.j}& \mathrm{...}& {\mathrm{\λ}}_{G1.N_G}& X_{sa.1}\\ .& .& & .& & & .\\ .& .& & .& & & .\\ .& .& & .& & & .\\ {\mathrm{\η}}_i& {\mathrm{\λ}}_{Gi.1}& \mathrm{...}& {\mathrm{\λ}}_{Gi.j}& \mathrm{...}& {\mathrm{\λ}}_{Gi.N_G}& X_{sa.i}\\ .& .& & .& & & .\\ .& .& & .& & & .\\ .& .& & .& & & .\\ {\mathrm{\η}}_n& {\mathrm{\λ}}_{Gn.1}& \mathrm{...}& {\mathrm{\λ}}_{Gn.j}& \mathrm{...}& {\mathrm{\λ}}_{Gn.N_G}& X_{sa.n}\end{array}\right]---\left(1\right)$

矩阵(1)中，n为预想故障的总数，N_G为发电机组的总数，η_i为第i个预想故障下的功角稳定裕度，λ_Gi.j为第i个预想故障下第j个发电机组的暂态稳定参与因子，X_sa.i为第i个预想故障下发电机主导分群模式下领前群和余下群等值发电机组的互阻抗、用于反映二者的电气距离；

在计算各预想故障下发电机组暂态稳定参与因子的基础上，分别采用公式(2)和(3)计算前一次在线分析时第i个预想故障下各负荷的暂态稳定参与因子和第i个预想故障下各直流系统的暂态稳定参与因子：

${\mathrm{\λ}}_{Li.k}=\mathrm{\σ}\·\underset{j\∈AorS}{\Σ}\left|y_{kj}\right|{\mathrm{\λ}}_{Gi.j}---\left(2\right)$

${\mathrm{\λ}}_{Di.l}={\mathrm{\λ}}_{Rl}+{\mathrm{\λ}}_{Il}=K_l\·\left(\underset{j\∈AorS}{\mathrm{\Σ}}\left|y_{Rl.j}\right|{\mathrm{\λ}}_{Gi.j}+\underset{j\∈AorS}{\mathrm{\Σ}}\left|y_{Il.j}\right|{\mathrm{\λ}}_{Gi.j}\right)---\left(3\right)$

其中，λ_Li.k为第i个预想故障下第k个负荷的暂态稳定参与因子，|y_kj|为第k个负荷的母线与第j个发电机组的母线间的互导纳；λ_Di.l为第i个预想故障下第l个直流系统的暂态稳定参与因子，λ_Rl为第l个直流系统的整流侧的暂态稳定参与因子，λ_Il为第l个直流系统的逆变侧的暂态稳定参与因子，|y_Rl.j|为第l个直流系统的整流侧换流站母线与第j个发电机组的母线间的互导纳，|y_Il.j|为第l个直流系统的逆变侧换流站母线与第j个发电机组的母线间的互导纳，K_l为第l个直流系统的有功功率变化对关键交流断面功率的暂态转移比，S、A分别代表领前群、余下群发电机组的集合，σ为符号因子，当计算余下群内各负荷的暂态稳定参与因子时σ为正号，当计算领前群内各负荷的暂态稳定参与因子时σ为负号；

1-2)基于前一次在线分析结果，综合考虑当前方式相对于前一次方式在网架结构、发电机投/退、发电机出力、负荷水平、直流输送功率上的变化对预想故障下不同主导模式裕度变化的影响，并依据暂态稳定裕度随时间增大其可信度下降的特点，估算当前方式下各预想故障下的暂态稳定裕度，包括以下步骤：

(a)对于新增发电机组的情况，在前一次在线分析结果的基础上，对当前方式进行不同预想故障下新增发电机组的分群划分及参与因子计算：

先分别计算新增发电机组相对于领前群和余下群等值发电机组的电气距离，记为X_s和X_a，再分别计算出领前群和余下群内参与因子绝对值最大的发电机组与对应分群等值发电机组之间的电气距离，记为X_s.max和X_a.max；

若X_s＜X_a，则将该新增发电机组划归领前群，其参与因子按计算；若X_s≥X_a，则将该新增发电机组划归余下群，其参与因子按计算；其中，λ_s.max、λ_a.max分别为领前群和余下群内参与因子最大的发电机组的参与因子值；

若有多台发电机组同时投入运行，则对每一台新增发电机组按照上述方法进行分群处理并计算其参与因子，最后在最终新的分群模式下计算当前方式下不同预想故障下两群等值发电机组之间的互阻抗X′_xa.i，进一步推算当前方式下不同预想故障下各负荷的暂态稳定参与因子λ′_Li.k和各直流系统的暂态稳定参与因子λ′_Di.l；

(b)对于有发电机组退出运行的情况，则分别从各故障暂态稳定主导模式中剔除退出该发电机组，按新的分群模式重新计算当前方式下不同预想故障下两群等值发电机组之间的互阻抗X′_sa.i、各直流系统的暂态稳定参与因子λ′_Di.l、各负荷的暂态稳定参与因子λ′_Li.k；

(c)对于网络结构发生变化的情况，重新计算当前方式下不同预想故障下两群等值发电机组之间的互阻抗X′_sa.i、各直流系统的暂态稳定参与因子λ′_Di.l、各负荷的暂态稳定参与因子λ′_Li.k；

(d)与前一次方式相比，对于有新增发电机组、或有发电机组退出运行、或网络结构发生变化的情况，考虑发电机组、负荷、直流功率变化的影响，采用式(4)估算各预想故障下的稳定裕度：

$\begin{array}{c}{\mathrm{\η}}_i^{\′}={\mathrm{\η}}_i-a_1\underset{j=1}{\overset{N_G^{\′}}{\Σ}}({\mathrm{\λ}}_{Gi.j}\·\frac{P_{g.j}^{\′}-P_{g.j}}{P_{g\max .j}})\\ -a_2\underset{l=1}{\overset{N_D}{\Σ}}\left({\mathrm{\λ}}_{Di.l}^{\′}\·\frac{P_{Dl}^{\′}-P_{Dl}}{P_{Dl.\max }}\right)-a_3\underset{k=1}{\overset{N_L}{\Σ}}\left({\mathrm{\λ}}_{Li.k}^{\′}\·\frac{P_{Lk}^{\′}-P_{Lk}}{P_{Lk.\max }}\right)-a_4\frac{X_{sa.i}^{\′}-X_{sa.i}}{X_{sa.i}}\end{array}---\left(4\right)$

其中，η′_i为当前方式下第i个故障下的稳定裕度估算值，N′_G、N_L、N_D分别为当前方式下新增发电机组或有发电机组退出运行后的发电机组的总数、负荷的总数、直流系统的总数，P′_g.j、P′_Dl、P′_Lk分别为当前方式下第j个发电机组的出力、第l个直流系统的输电功率、第k个负荷的有功功率，P_g.j、P_Dl、P_Lk分别为前一次在线分析时第j个发电机组的出力、第l个直流系统的输电功率、第k个负荷的有功功率，P_gmax.j、P_Dl.max、P_Lk.max分别为第j个发电机组的最大可用出力、第l个直流系统的最大输电功率、第k个负荷的最大有功功率，a₁、a₂、a₃、a₄为反映电网的安全稳定特性的设定系数；

(e)与前一次方式相比，若没有新增发电机组、也没有有发电机组退出运行、且网络结构没有发生变化，考虑发电机组、负荷、直流功率变化的影响，采用式(5)估算各预想故障下的暂态稳定裕度：

${\mathrm{\η}}_i^{\′}={\mathrm{\η}}_i-a_1\underset{j=1}{\overset{N_G}{\Σ}}({\mathrm{\λ}}_{Gi.j}\·\frac{P_{g.j}^{\′}-P_{g.j}}{P_{g\max .j}})-a_2\underset{l=1}{\overset{N_D}{\Σ}}\left({\mathrm{\λ}}_{Di.l}^{\′}\·\frac{P_{Dl}^{\′}-P_{Dl}}{P_{Dl.\max }}\right)-a_3\underset{k=1}{\overset{N_L}{\Σ}}\left({\mathrm{\λ}}_{Li.k}\·\frac{P_{Lk}^{\′}-P_{Lk}}{P_{Lk.\max }}\right)---\left(5\right)$

1-3)依据稳定裕度随时间增大其可信度下降的特性，采用式(6)进一步推算当前方式各预想故障下稳定裕度值：

η″_i＝η′_i-K(T_t-T_t-1) (6)

其中，η″_i为当前方式各预想故障下稳定裕度的修正值，T_t为当前方式时刻，T_t-1为前一次在线分析的时刻，K为设定的时间差-稳定裕度折算因子；

1-4)将当前方式各预想故障下稳定裕度的修正值小于设定的门槛值的预想故障，作为需要分析的初始故障集

2)针对步骤1)中筛选出的初始故障集进行时域仿真，量化评估各预想故障的模式及稳定裕度，将稳定裕度小于门槛值的故障确定为暂态相继失稳模式搜索的触发故障集；

3)针对步骤2)中确定的触发故障集，基于时域仿真的方法，考虑模拟故障后的安控正确动作、拒动、失效以及相关元件、装置的相继动作特性，进行暂态相继失稳模式的搜索及关联交流断面的识别，所述关联交流断面即为暂态失稳相继事故链中各失稳模式对应的关键交流断面。

2.根据权利要求1所述的电力系统暂态相继失稳模式搜索及关联交流断面识别方法，其特征在于，所述步骤2)中，暂态相继失稳模式搜索的触发故障集的选取，包括以下步骤：

2-1)若有基于前一次在线分析的暂态稳定裕度量化估算结果，则对筛选出的初始故障集进行时域仿真，量化评估各预想故障的模式及稳定裕度，将稳定裕度小于门槛值的故障确定为暂态相继失稳模式搜索的触发故障集；

2-2)若不存在前一次在线分析结果，则对筛选出的初始故障集进行时域仿真，量化评估各预想故障的模式及稳定裕度，将稳定裕度小于零的故障确定为暂态相继失稳模式搜索的触发故障集。

3.根据权利要求1所述的电力系统暂态相继失稳模式搜索及关联交流断面识别方法，其特征在于，所述步骤3)中，暂态失稳相继模式的搜索及关联交流断面的识别，包括以下步骤：

3-1)对预想故障场景进行时域仿真，识别暂态稳定主导模式及各发电机的参与因子，并计算其裕度，若裕度小于等于零则转向3-2)，若裕度大于零则转向3-3)；

3-2)对于失稳的故障场景，利用临界群发电机组的参与因子及其对交流元件的有功功率灵敏度识别关键交流断面，在此基础上考虑是否有安控动作，若有安控动作则转向3-1)，若安控拒动、失效，则解列关键交流断面，转向3-1)；

3-3)对于稳定的故障场景，则考虑是否会导致相关元件、装置相继动作，若有相继动作发生则转向3-1)继续进行搜索，若无相继动作发生，则转向3-4)输出结果；

3-4)输出搜索到的暂态相继失稳事故链、失稳模式及暂态失稳相继事故链中各失稳模式对应的关键交流断面，所述暂态失稳相继事故链中各失稳模式对应的关键交流断面即为关联交流断面。