CN104079010A - 一种切机与直流紧急功率调制相协调的暂态稳定紧急控制策略计算方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种切机与直流紧急功率调制相协调的暂态稳定紧急控制策略计算方法，属于电力系统及其自动化技术领域。本发明求取切机和直流紧急功率调制两种类型紧急控制措施的各自参与因子，基于扩展等面积法则计算两种类型紧急控制措施的折算因子，从而确定两种类型紧急控制措施的协调控制指标，进一步在初始有效预估控制量的基础上，采用迭代的方法确定最终相协调的紧急控制措施。本发明可用于离线安控策略计算或在线预决策紧急控制措施的计算，有益于协调利用交、直流不同措施的有效性，改善系统的暂态稳定性，提高电力系统运行的经济性和安全性。

Description

一种切机与直流紧急功率调制相协调的暂态稳定紧急控制策略计算方法

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切机与直流紧急功率调制相协调的暂态稳定紧急控制策略计算方法。

背景技术

故障状态下的紧急控制属于电力系统安全稳定第二道防线。随着直流输电系统的快速发展，电网交直流互联已成发展趋势。直流输电技术因其经济、灵活、可控等优点在远距离输电和大型互联电网中扮演着越来越重要的角色。预计到2020年，全国投运的直流输电线路将超过20条。直流系统具有快速可控的特点，且控制代价小、安全可靠。通过直流系统的可控特点可以有效的改善系统的暂态稳定性，特别在系统受到扰动后的暂态过程中可以利用直流系统的紧急功率调制来提高系统的暂态稳定性，可避免切机或者减少切机量。

目前调度运行部门采取的暂态稳定紧急控制措施中，仍然以切机措施为主。随着直流的发展，有效衡量广泛使用的各切机紧急控制措施和各直流紧急功率调制的有效性，制定切机与直流紧急功率调制相协调的紧急控制策略，对提高电力系统的暂态安全稳定性，提升控制的经济性、有效性以及调度运行的精细化和自动化水平具有重要的意义。

基于此，本申请提出切机与直流紧急功率调制相协调的暂态稳定紧急控制策略计算方法，该方法基于扩展等面积准则和系统仿真分析，可有效获得两种措施类型相协调的紧急控制策略。

发明内容

本发明的目的是：克服根据经验制定紧急控制策略的缺点，充分利用切机和直流紧急功率调制的优点，有效评估两种控制策略的效果，获得切机与直流紧急功率调制相协调的紧急控制策略。首先求取切机和直流紧急功率调制两种类型紧急控制措施的各自参与因子，然后基于扩展等面积法则计算两种类型紧急控制措施的折算因子，从而确定两种类型紧急控制措施的协调控制指标，然后进一步在初始有效预估控制量的基础上，采用迭代的方法确定最终相协调的紧急控制措施。本发明可用于离线安控策略计算或在线预决策紧急控制措施的计算，有益于协调利用交、直流不同措施的有效性，改善系统的暂态稳定性，提高电力系统运行的经济性和安全性。

具体地说，本发明是采用以下的技术方案来实现的，包括下列步骤：

1）根据电力系统模型和参数、运行工况和预想故障，进行暂态稳定时域仿真，得到导致系统失稳的故障及其失稳模式信息；

2）分别确定切机和直流紧急功率调制两种紧急控制措施的可控对象和可控量，以及各个可控对象控制措施的优先级排序；

3）分别预估解决系统失稳所需的切机和直流功率调制的控制量；

4）计算切机和直流紧急功率调制可控对象在可控量范围内的控制性能指标；

5）确定切机和直流功率调制相协调的紧急控制策略。

上述技术方案的进一步特征在于：所述步骤1）中的系统失稳模式信息基于时域仿真轨迹和扩展等面积准则进行分析计算获得，包括失稳故障下系统的临界群机组G_A={G_i|i＝1～N_A}及其标幺化的参与因子α_g={α_gi|i＝1～N_A}，其中N_A为临界群机组数目，α_gi由扩展等面积准则提供、其最大值为1。

上述技术方案的进一步特征在于：所述步骤2）具体包括以下步骤：

2-1）将所有能接受安全稳定控制系统指令的临界群机组确定为切机可控对象，设其总数为N、其集合设为G_AZ，切机措施的可控量为其有功出力：ΔP_A={ΔP_gi＝P_gi|i＝1～N}；将切机可控对象G_AZ的各机组按其标幺化的参与因子由大到小排序得到切机措施的优先级排序；

2-2）确定直流紧急功率调制的可控对象为系统中所有含附加紧急功率调制功能且与能接受安全稳定控制系统指令的直流线路；采用摄动法改变临界群中各发电机的功率，通过系统潮流的变化按公式（1）和（2）确定各直流线路标幺化的参与因子α_d={α_dj|j＝1～M}：

${\mathrm{\α}}_{\mathrm{dj}}^{\′}=\underset{i=1}{\overset{N_A}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\α}}_{\mathrm{gi}}\·\frac{\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{di},j}^{\′}}{\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{gi}}^{\′}},(j=\mathrm{1,2},...,M)---\left(1\right)$

${\mathrm{\α}}_{\mathrm{dj}}=\frac{{\mathrm{\α}}_{\mathrm{dj}}^{\′}}{\max \left\{\right|{\mathrm{\α}}_{d1}^{\′}|,|{\mathrm{\α}}_{d2}^{\′}|,...|{\mathrm{\α}}_{\mathrm{dM}}^{\′}|\}},(j=\mathrm{1,2},...,M)---\left(2\right)$

其中，α′_dj为各直流线路未经过标幺化的参与因子，M为所有含附加紧急功率调制功能且与能接受安全稳定控制系统指令直流线路的总数，ΔP′_gi为临界群中第i台发电机的功率摄动量，ΔP′_di,j为临界群中第i台发电机功率摄动后第j条直流线路的输送功率改变量，设发电机摄动为增加出力，若此时直流输电功率增加，则改变量为正值，否则为负值；α_gi为失稳故障下临界群中第i台发电机标幺化的参与因子；

对直流线路按标幺化的参与因子从大到小进行排序得到直流紧急功率调制的优先级排序；

2-3）求取各直流线路的可控量，令P_d＝{P_dj|j＝1～M}为直流系统中直流线路的初始输电功率向量，P_dmax＝{P_dmaxj|j＝1～M}为直流线路的短期过载能力向量，P_dmin＝{P_dminj|j＝1～M}为调度运行部门规定的各直流最小输电功率；若直流线路参与因子为正，则该直流功率调制措施为紧急提升线路输电功率，可控量为ΔP_dj＝P_dmaxj-P_dj；若直流线路参与因子为负，则该直流功率调制措施为紧急回降线路输电功率，可控量为ΔP_dj＝P_dj-P_dminj。

上述技术方案的进一步特征在于：所述步骤3）具体包括以下步骤：

3-1）根据扩展等面积准则，确定系统失稳时的单机无穷大等值系统及动态鞍点δ_DSP，以及关于实施紧急控制措施后单机无穷大等值系统动态鞍点的方程，该方程如公式（3）所述：

$-\frac{2}{3}a{\left({\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}^{*}\right)}^3+(a{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{cg}}-\frac{1}{2}b){\left({\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}^{*}\right)}^2+b{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{cg}}{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}^{*}-\frac{1}{3}a{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}^3-\frac{1}{2}b{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}^2-c({\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}-{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{cg}})-\frac{1}{2}{M}_e{\left({\mathrm{\ω}}_{\mathrm{DSP}}\right)}^2=0---\left(3\right)$

式中，a、b、c为二次曲线拟合系数，利用紧急控制前单机无穷大等值系统P-δ曲线上δ_DSP前的3个点 $({\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}-({\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}^{*}-{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}),$ $\frac{[{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}-({\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}^{*}-{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}})]+{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}}{2},$ δ_DSP）数据进行二次曲线拟合计算获得；δ_cg为紧急控制时刻单机无穷大等值机等值角；ω_DSP为单机无穷大等值系统动态鞍点所对应的角速度；M_e为等值机惯量；

利用牛顿迭代法求解公式（3）的方程，得到实施紧急控制措施后临界稳定的单机无穷大等值系统；

3-2）根据公式（4）求取等值紧急控制量ΔP：

$\mathrm{\ΔP}=-a{\left({\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}^{*}\right)}^2-b{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}^{*}-c---\left(4\right)$

3-3）获得切机的预估控制量P_g：制定关于G_AZ中机组有功出力与惯量的对应关系＜P_i,M_i＞，P_i、M_i分别表示G_AZ中前i个发电机的惯量之和、有功出力之和；逐一将＜P_i,M_i＞中的P_i、M_i代入公式（5），判断公式（5）是否成立；若成立，则此时的P_i为使系统保持稳定的预估切机量P_g；否则，校验下一个＜P_i,M_i＞是否满足公式（5)；

$\frac{M_A}{M_T-M_i}{P}_i+\underset{j\∈G_S}{\mathrm{\Σ}}(P_{\mathrm{ej}}-P_{\mathrm{ej}}^{\′})>\mathrm{\ΔP}---\left(5\right)$

式中，M_A为临界群所有机组的惯量和，临界群所有机组的集合即为G_A；M_T为系统中所有发电机的惯量和；G_S表示余下群机组的集合；P_ej为实施紧急控制前余下群第j个发电机的电磁功率；P′_ej为实施紧急控制后余下群第j个发电机的电磁功率；

3-4）根据公式（6）获得直流功率调制的预估控制量P_d：

P_d＝ΔP   (6)。

上述技术方案的进一步特征在于：所述步骤4）具体包括以下步骤：

4-1）根据切机和直流紧急功率调制的预估控制量，以直流紧急功率调制为基准，以预估控制量的倒数作为控制效果的评判标准计算切机措施相对于直流功率调制措施控制效果的折算因子k_g：

$k_g=\frac{1/P_g}{1/P_d}=\frac{P_d}{P_g}---\left(7\right)$

4-2）计算计及切机和紧急功率调制措施类型差异的各个可控对象的控制性能指标PI_i：

PI_i＝k×α_i×ΔP_i(i=1,2,…,N+M)   (8)

式中，k为关于措施类型的折算因子，当为直流功率调制措施时取值为1，当为切机措施时取值为k_g；α_i为第i个控制措施标幺化的参与因子，根据措施类型取α_g或α_d相应元素值；ΔP_i为第i个控制措施的可控量；

4-3）将所有可控对象按控制性能指标从大到小进行排序。

上述技术方案的进一步特征在于：所述步骤5）具体包括以下步骤：

5-1）设定初始预估控制量为P_d；

5-2）根据控制性能指标PI_i从大到小的序列对各控制措施的可控量进行累加，其中对于切机措施累计的可控量要除以k_g，直到累加的可控量刚好大于初始预估控制量P_d或修正后的预估控制量P_d′则停止，此时所有参与可控量累加的控制措施的总和为校核策略；

5-3）将校核策略加入电网仿真数据，仿真校核系统暂态稳定性；

若系统稳定，则按减小预估控制量得到修正后的预估控制量P_d′，再根据步骤5-2）的方法重新计算新的校核策略并仿真校核系统稳定性，如此迭代直到系统失去稳定，则将最后一次使系统保持稳定的策略作为最终策略；

若系统不稳定，则按增大预估控制量得到修正后的预估控制量P_d′，再根据步骤5-2）的方法重新计算新的校核策略并仿真校核系统稳定性，如此迭代直到系统保持稳定，则将最后保持系统稳定的策略作为最终策略。

上述技术方案的进一步特征在于：所述步骤3-3）中，实施紧急控制后余下群第j个发电机的电磁功率P′_ej计算方法方法如下：

首先，根据公式（9）计算切除G_A中前i个发电机后的节点电压向量U'：

U'=Y^'-1I'   (9)

式中，Y'为G_A中前i个发电机切除后的节点导纳矩阵；I'为G_A中前i个发电机切除后的节点注入电流向量；

然后，根据公式（10）计算切除G_A中前i个发电机后的余下群各发电机的电磁功率：

$P_{\mathrm{ej}}^{\′}=\frac{E_{\mathrm{qj}}^{\′}{U}_j^{\′}}{X_j}\sin ({\mathrm{\δ}}_j-{\mathrm{\θ}}_j^{\′})---\left(10\right)$

式中，E′_qj为余下群中第j个发电机的暂态电势，由暂态稳定时域仿真过程提供；δ_j为余下群中第j个发电机的转子角，由暂态稳定时域仿真过程提供；X_j为余下群中第j个发电机的暂态电抗；U′_j为切除G_A中前i个发电机后余下群中第j个发电机机端电压幅值，由公式(9)计算得到的节点电压向量U'中的相应元素确定；θ′_j为其相应的机端电压相角，由公式(9)计算得到的节点电压向量U'中的相应元素确定。

本发明的有益效果如下：本发明采用基于扩展等面积法则和系统仿真的方法，有效评估切机与直流紧急功率调制两种类型紧急控制措施的效果，有效预估初始控制量，提升获得控制策略的效率。给出切机和直流紧急功率调制的综合控制性能指标，获得各控制措施的优先级。并结合时域仿真进行迭代计算，获得切机与直流紧急功率调制相协调的紧急控制策略。本发明给出的协调控制策略可用于离线安控策略计算或在线预决策紧急控制措施的计算，有益于协调利用交、直流不同措施的有效性，改善系统的暂态稳定性，提高电力系统运行的经济性和安全性。

附图说明

图1为本发明方法的流程示意图。

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，根据电力系统模型和参数、运行工况、导致系统失稳的故障，进行暂态稳定时域仿真，确定系统失稳模式。其中失稳模式基于时域仿真轨迹和扩展等面积准则获得，该获得过程为成熟现有技术，可见《运动稳定性量化理论——非自治非线性多刚体系统的稳定性分析》（薛禹胜著，南京：江苏科学技术出版社，1999.12版）。失稳模式信息包括：失稳故障下系统的临界群机组G_A={G_i|i＝1～N_A}（N为临界群机组数目）及其标幺化的参与因子α_g={α_gi|i＝1～N_A}（由扩展等面积准则提供，其最大值为1）。

图1中步骤2描述的是，分别确定切机和直流紧急功率调制两种紧急控制措施的可控对象和可控量，以及各个可控对象控制措施的优先级排序，包括如下步骤。

2-1）将所有能接受安全稳定控制系统指令的临界群机组确定为切机可控对象（设其总数为N，其集合设为G_AZ），切机措施的可控量为其有功出力：ΔP_A={ΔP_gi＝P_gi|i＝1～N}；将切机可控对象G_AZ的各机组按其标幺化的参与因子由大到小排序得到切机措施的优先级排序；

2-2）确定直流紧急功率调制的可控对象为系统中所有含附加紧急功率调制功能且与能接受安全稳定控制系统指令的直流线路；采用摄动法改变临界群中各发电机的功率，通过系统潮流的变化按公式（1）和（2）确定各直流线路标幺化的参与因子α_d={α_dj|j＝1～M}：

${\mathrm{\α}}_{\mathrm{dj}}^{\′}=\underset{i=1}{\overset{N_A}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\α}}_{\mathrm{gi}}\·\frac{\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{di},j}^{\′}}{\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{gi}}^{\′}},(j=\mathrm{1,2},...,M)---\left(1\right)$

${\mathrm{\α}}_{\mathrm{dj}}=\frac{{\mathrm{\α}}_{\mathrm{dj}}^{\′}}{\max \left\{\right|{\mathrm{\α}}_{d1}^{\′}|,|{\mathrm{\α}}_{d2}^{\′}|,...|{\mathrm{\α}}_{\mathrm{dM}}^{\′}|\}},(j=\mathrm{1,2},...,M)---\left(2\right)$

其中，α′_dj为各直流线路未经过标幺化的参与因子，M为所有含附加紧急功率调制功能且与能接受安全稳定控制系统指令直流线路的总数，ΔP′_gi为临界群中第i台发电机的功率摄动量，ΔP′_di,j为临界群中第i台发电机功率摄动后第j条直流线路的输送功率改变量，设发电机摄动为增加出力，若此时直流输电功率增加，则改变量为正值，否则为负值；α_gi为失稳故障下临界群中第i台发电机标幺化的参与因子；

对直流线路按标幺化的参与因子从大到小进行排序得到直流紧急功率调制的优先级排序；

2-3）求取各直流线路的可控量，令P_d＝{P_dj|j＝1～M}为直流系统中直流线路的初始输电功率向量，P_dmax＝{P_dmaxj|j＝1～M}为直流线路的短期过载能力向量，P_dmin＝{P_dminj|j＝1～M}为调度运行部门规定的各直流最小输电功率；若直流线路参与因子为正，则该直流功率调制措施为紧急提升线路输电功率，可控量为ΔP_dj＝P_dmaxj-P_dj；若直流线路参与因子为负，则该直流功率调制措施为紧急回降线路输电功率，可控量为ΔP_dj＝P_dj-P_dminj。

图1中步骤3描述的是，分别预估解决系统失稳所需的切机和直流功率调制的控制量，包括如下步骤。

3-1）根据扩展等面积准则，确定系统失稳时的单机无穷大（OMIB）等值系统及动态鞍点δ_DSP，以及关于实施紧急控制措施后OMIB等值系统动态鞍点的方程，该方程如公式（3）所述：

$-\frac{2}{3}a{\left({\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}^{*}\right)}^3+(a{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{cg}}-\frac{1}{2}b){\left({\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}^{*}\right)}^2+b{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{cg}}{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}^{*}-\frac{1}{3}a{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}^3-\frac{1}{2}b{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}^2-c({\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}-{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{cg}})-\frac{1}{2}{M}_e{\left({\mathrm{\ω}}_{\mathrm{DSP}}\right)}^2=0---\left(3\right)$

式中，a、b、c为二次曲线拟合系数，利用紧急控制前OMIB等值系统P-δ曲线上δ_DSP前的3个点 $({\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}-({\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}^{*}-{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}),$ $\frac{[{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}-({\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}^{*}-{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}})]+{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}}{2},$ δ_DSP）数据进行二次曲线拟合计算获得；δ_cg为紧急控制时刻OMIB等值机等值角；ω_DSP为OMIB等值系统动态鞍点所对应的角速度；M_e为等值机惯量。

利用牛顿迭代法求解公式（3）的方程，得到实施紧急控制措施后临界稳定的OMIB等值系统。

3-2）根据公式(4)求取等值紧急控制量ΔP：

$\mathrm{\ΔP}=-a{\left({\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}^{*}\right)}^2-b{\mathrm{\δ}}_{\mathrm{DSP}}^{*}-c---\left(4\right)$

3-3）获得切机的预估控制量P_g。制定关于G_AZ中机组有功出力与惯量的对应关系＜P_i,M_i＞（P_i、M_i分别表示G_AZ中前i个发电机的惯量之和、有功出力之和）；逐一将＜P_i,M_i＞中的P_i、M_i代入公式(5)，判断公式(5)是否成立。若成立，则此时的P_i为使系统保持稳定的预估切机量P_g；否则，校验下一个＜P_i,M_i＞是否满足公式(5)。

$\frac{M_A}{M_T-M_i}{P}_i+\underset{j\∈G_S}{\mathrm{\Σ}}(P_{\mathrm{ej}}-P_{\mathrm{ej}}^{\′})>\mathrm{\ΔP}---\left(5\right)$

式中，M_A为临界群所有机组（其集合为G_A）的惯量和；M_T为系统中所有发电机的惯量和；G_S表示余下群机组的集合；P_ej为实施紧急控制前余下群第j个发电机的电磁功率；P′_ej为实施紧急控制后余下群第j个发电机的电磁功率。P′_ej计算方法方法如下：

a)根据式(6)计算切除G_A中前i个发电机后的节点电压向量U'：

U'=Y^'-1I'   (6)

式中，Y'为G_A中前i个发电机切除后的节点导纳矩阵；I'为G_A中前i个发电机切除后的节点注入电流向量（与前i个发电机切除前相同，只是节点数可能发生变化，各节点注入电流由暂态稳定时域仿真过程提供）。

b)根据式(7)计算切除G_A中前i个发电机后的余下群各发电机的电磁功率：

$P_{\mathrm{ej}}^{\′}=\frac{E_{\mathrm{qj}}^{\′}{U}_j^{\′}}{X_i}\sin ({\mathrm{\δ}}_j-{\mathrm{\θ}}_j^{\′})---\left(7\right)$

式中，E′_qj为余下群中第j个发电机的暂态电势（由暂态稳定时域仿真过程提供）；δ_j为余下群中第j个发电机的转子角（由暂态稳定时域仿真过程提供）；X_j为余下群中第j个发电机的暂态电抗；U′_j为切除G_A中前i个发电机后余下群中第j个发电机机端电压幅值，由公式(6)计算得到的节点电压向量U'中的相应元素确定；θ′_j为其相应的机端电压相角，由公式(6)计算得到的节点电压向量U'中的相应元素确定。

3-4）根据公式(8)获得直流功率调制的预估控制量P_d。

P_d＝ΔP   (8)

图1中步骤4描述的是，计算切机和直流紧急功率调制可控对象在可控量范围内的控制性能指标，包括如下步骤。

4-1）根据切机和直流紧急功率调制的预估控制量，以直流紧急功率调制为基准，计算切机措施相对于直流功率调制措施控制效果的折算因子（以预估控制量的倒数作为控制效果的评判标准）：

4-2）计算计及切机和紧急功率调制措施类型差异的各个可控对象的控制性能指标PI_i：

PI_i＝k×α_i×ΔP_i(i=1,2,…,N+M)   (10)

式中，k为关于措施类型的折算因子（当为直流功率调制措施时取值为1，当为切机措施时取值为k_g）；α_i为第i个控制措施标幺化的参与因子（根据措施类型取α_g或α_d相应元素值），ΔP_i为第i个控制措施的可控量。

4-3）将所有可控对象按控制性能指标从大到小进行排序。

图1中步骤5描述的是，确定切机和直流功率调制相协调的紧急控制策略，包括如下步骤。

5-1）设定初始预估控制量为P_d；

5-2）根据控制性能指标PI_i从大到小的序列对各控制措施的可控量进行累加（对于切机措施，累计的可控量要除以k_g），直到累加的可控量刚好大于P_d（或修正后的预估控制量P_d′）则停止，此时所有参与可控量累加的控制措施的总和为校核策略；

5-3）将校核策略加入电网仿真数据，仿真校核系统暂态稳定性。若稳定，则按一定的比例减小预估控制量得到P_d′（如可令P_d′＝k_rst·P_d,0.8<k_rst＜1），再根据步骤5-2）的方法重新计算新的校核策略并仿真校核系统稳定性，如此迭代直到系统失去稳定，则将最后一次使系统保持稳定的策略作为最终策略；若不稳定，则按一定的比例增大预估控制量得到P_d′（如可令P_d′＝k_rst·P_d,1<k_rst＜1.2），再根据步骤5-2）的方法重新计算新的校核策略并仿真校核系统稳定性，如此迭代直到系统保持稳定，则将最后保持系统稳定的策略作为最终策略。

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 (7)

1.一种切机与直流紧急功率调制相协调的暂态稳定紧急控制策略计算方法，其特征在于，包括如下步骤：

1）根据电力系统模型和参数、运行工况和预想故障，进行暂态稳定时域仿真，得到导致系统失稳的故障及其失稳模式信息；

2）分别确定切机和直流紧急功率调制两种紧急控制措施的可控对象和可控量，以及各个可控对象控制措施的优先级排序；

3）分别预估解决系统失稳所需的切机和直流功率调制的控制量；

4）计算切机和直流紧急功率调制可控对象在可控量范围内的控制性能指标；

5）确定切机和直流功率调制相协调的紧急控制策略。

2.根据权利要求1所述的切机与直流紧急功率调制相协调的暂态稳定紧急控制策略计算方法，其特征在于，所述步骤1）中的系统失稳模式信息基于时域仿真轨迹和扩展等面积准则进行分析计算获得，包括失稳故障下系统的临界群机组G_A={G_i|i＝1～N_A}及其标幺化的参与因子α_g={α_gi|i＝1～N_A}，其中N_A为临界群机组数目，α_gi由扩展等面积准则提供、其最大值为1。

3.根据权利要求2所述的切机与直流紧急功率调制相协调的暂态稳定紧急控制策略计算方法，其特征在于，所述步骤2）具体包括以下步骤：

2-1）将所有能接受安全稳定控制系统指令的临界群机组确定为切机可控对象，设其总数为N、其集合设为G_AZ，切机措施的可控量为其有功出力：ΔP_A={ΔP_gi＝P_gi|i＝1～N}；将切机可控对象G_AZ的各机组按其标幺化的参与因子由大到小排序得到切机措施的优先级排序；

2-2）确定直流紧急功率调制的可控对象为系统中所有含附加紧急功率调制功能且与能接受安全稳定控制系统指令的直流线路；采用摄动法改变临界群中各发电机的功率，通过系统潮流的变化按公式（1）和（2）确定各直流线路标幺化的参与因子α_d={α_dj|j＝1～M}：

${\mathrm{\&alpha;}}_{\mathrm{dj}}^{\&prime;}=\underset{i=1}{\overset{N_A}{\mathrm{\&Sigma;}}}{\mathrm{\&alpha;}}_{\mathrm{gi}}\&CenterDot;\frac{\mathrm{\&Delta;}{P}_{\mathrm{di},j}^{\&prime;}}{\mathrm{\&Delta;}{P}_{\mathrm{gi}}^{\&prime;}},(j=\mathrm{1,2},...,M)---\left(1\right)$

${\mathrm{\&alpha;}}_{\mathrm{dj}}=\frac{{\mathrm{\&alpha;}}_{\mathrm{dj}}^{\&prime;}}{\max \left\{\right|{\mathrm{\&alpha;}}_{d1}^{\&prime;}|,|{\mathrm{\&alpha;}}_{d2}^{\&prime;}|,...|{\mathrm{\&alpha;}}_{\mathrm{dM}}^{\&prime;}|\}},(j=\mathrm{1,2},...,M)---\left(2\right)$

其中，α′_dj为各直流线路未经过标幺化的参与因子，M为所有含附加紧急功率调制功能且与能接受安全稳定控制系统指令直流线路的总数，ΔP′_gi为临界群中第i台发电机的功率摄动量，ΔP′_di,j为临界群中第i台发电机功率摄动后第j条直流线路的输送功率改变量，设发电机摄动为增加出力，若此时直流输电功率增加，则改变量为正值，否则为负值；α_gi为失稳故障下临界群中第i台发电机标幺化的参与因子；

对直流线路按标幺化的参与因子从大到小进行排序得到直流紧急功率调制的优先级排序；

2-3）求取各直流线路的可控量，令P_d＝{P_dj|j＝1～M}为直流系统中直流线路的初始输电功率向量，P_dmax＝{P_dmaxj|j＝1～M}为直流线路的短期过载能力向量，P_dmin＝{P_dminj|j＝1～M}为调度运行部门规定的各直流最小输电功率；若直流线路参与因子为正，则该直流功率调制措施为紧急提升线路输电功率，可控量为ΔP_dj＝P_dmaxj-P_dj；若直流线路参与因子为负，则该直流功率调制措施为紧急回降线路输电功率，可控量为ΔP_dj＝P_dj-P_dminj。

4.根据权利要求3所述的切机与直流紧急功率调制相协调的暂态稳定紧急控制策略计算方法，其特征在于，所述步骤3）具体包括以下步骤：

3-1）根据扩展等面积准则，确定系统失稳时的单机无穷大等值系统及动态鞍点δ_DSP，以及关于实施紧急控制措施后单机无穷大等值系统动态鞍点的方程，该方程如公式（3）所述：

$-\frac{2}{3}a{\left({\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{DSP}}^{*}\right)}^3+(a{\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{cg}}-\frac{1}{2}b){\left({\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{DSP}}^{*}\right)}^2+b{\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{cg}}{\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{DSP}}^{*}-\frac{1}{3}a{\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{DSP}}^3-\frac{1}{2}b{\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{DSP}}^2-c({\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{DSP}}-{\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{cg}})-\frac{1}{2}{M}_e{\left({\mathrm{\&omega;}}_{\mathrm{DSP}}\right)}^2=0---\left(3\right)$

式中，a、b、c为二次曲线拟合系数，利用紧急控制前单机无穷大等值系统P-δ曲线上δ_DSP前的3个点 $({\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{DSP}}-({\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{DSP}}^{*}-{\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{DSP}}),$ $\frac{[{\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{DSP}}-({\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{DSP}}^{*}-{\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{DSP}})]+{\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{DSP}}}{2},$ δ_DSP）数据进行二次曲线拟合计算获得；δ_cg为紧急控制时刻单机无穷大等值机等值角；ω_DSP为单机无穷大等值系统动态鞍点所对应的角速度；M_e为等值机惯量；

利用牛顿迭代法求解公式（3）的方程，得到实施紧急控制措施后临界稳定的单机无穷大等值系统；

3-2）根据公式（4）求取等值紧急控制量ΔP：

$\mathrm{\&Delta;P}=-a{\left({\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{DSP}}^{*}\right)}^2-b{\mathrm{\&delta;}}_{\mathrm{DSP}}^{*}-c---\left(4\right)$

3-3）获得切机的预估控制量P_g：制定关于G_AZ中机组有功出力与惯量的对应关系＜P_i,M_i＞，P_i、M_i分别表示G_AZ中前i个发电机的惯量之和、有功出力之和；逐一将＜P_i,M_i＞中的P_i、M_i代入公式（5），判断公式（5）是否成立；若成立，则此时的P_i为使系统保持稳定的预估切机量P_g；否则，校验下一个＜P_i,M_i＞是否满足公式（5)；

$\frac{M_A}{M_T-M_i}{P}_i+\underset{j\&Element;G_S}{\mathrm{\&Sigma;}}(P_{\mathrm{ej}}-P_{\mathrm{ej}}^{\&prime;})>\mathrm{\&Delta;P}---\left(5\right)$

式中，M_A为临界群所有机组的惯量和，临界群所有机组的集合即为G_A；M_T为系统中所有发电机的惯量和；G_S表示余下群机组的集合；P_ej为实施紧急控制前余下群第j个发电机的电磁功率；P′_ej为实施紧急控制后余下群第j个发电机的电磁功率；

3-4）根据公式（6）获得直流功率调制的预估控制量P_d：

P_d＝ΔP    (6)。

5.根据权利要求4所述的切机与直流紧急功率调制相协调的暂态稳定紧急控制策略计算方法，其特征在于，所述步骤4）具体包括以下步骤：

4-1）根据切机和直流紧急功率调制的预估控制量，以直流紧急功率调制为基准，以预估控制量的倒数作为控制效果的评判标准计算切机措施相对于直流功率调制措施控制效果的折算因子k_g：

$k_g=\frac{1/P_g}{1/P_d}=\frac{P_d}{P_g}---\left(7\right)$

4-2）计算计及切机和紧急功率调制措施类型差异的各个可控对象的控制性能指标PI_i：

PI_i＝k×α_i×ΔP_i(i=1,2,…,N+M)   (8)

式中，k为关于措施类型的折算因子，当为直流功率调制措施时取值为1，当为切机措施时取值为k_g；α_i为第i个控制措施标幺化的参与因子，根据措施类型取α_g或α_d相应元素值；ΔP_i为第i个控制措施的可控量；

4-3）将所有可控对象按控制性能指标从大到小进行排序。

6.根据权利要求5所述的切机与直流功率调制相协调的暂态稳定紧急控制策略计算方法，其特征在于，所述步骤5）具体包括以下步骤：

5-1）设定初始预估控制量为P_d；

5-2）根据控制性能指标PI_i从大到小的序列对各控制措施的可控量进行累加，其中对于切机措施累计的可控量要除以k_g，直到累加的可控量刚好大于初始预估控制量P_d或修正后的预估控制量P_d′则停止，此时所有参与可控量累加的控制措施的总和为校核策略；

5-3）将校核策略加入电网仿真数据，仿真校核系统暂态稳定性；

若系统稳定，则按减小预估控制量得到修正后的预估控制量P_d′，再根据步骤5-2）的方法重新计算新的校核策略并仿真校核系统稳定性，如此迭代直到系统失去稳定，则将最后一次使系统保持稳定的策略作为最终策略；

若系统不稳定，则按增大预估控制量得到修正后的预估控制量P_d′，再根据步骤5-2）的方法重新计算新的校核策略并仿真校核系统稳定性，如此迭代直到系统保持稳定，则将最后保持系统稳定的策略作为最终策略。

7.根据权利要求4所述的切机与直流紧急功率调制相协调的暂态稳定紧急控制策略计算方法，其特征在于，所述步骤3-3）中，实施紧急控制后余下群第j个发电机的电磁功率P′_ej计算方法方法如下：

首先，根据公式（9）计算切除G_A中前i个发电机后的节点电压向量U'：

U'=Y^'-1I'    (9)

式中，Y'为G_A中前i个发电机切除后的节点导纳矩阵；I'为G_A中前i个发电机切除后的节点注入电流向量；

然后，根据公式（10）计算切除G_A中前i个发电机后的余下群各发电机的电磁功率：

$P_{\mathrm{ej}}^{\&prime;}=\frac{E_{\mathrm{qj}}^{\&prime;}{U}_j^{\&prime;}}{X_j}\sin ({\mathrm{\&delta;}}_j-{\mathrm{\&theta;}}_j^{\&prime;})---\left(10\right)$

式中，E′_qj为余下群中第j个发电机的暂态电势，由暂态稳定时域仿真过程提供；δ_j为余下群中第j个发电机的转子角，由暂态稳定时域仿真过程提供；X_j为余下群中第j个发电机的暂态电抗；U′_j为切除G_A中前i个发电机后余下群中第j个发电机机端电压幅值，由公式(9)计算得到的节点电压向量U'中的相应元素确定；θ′_j为其相应的机端电压相角，由公式(9)计算得到的节点电压向量U'中的相应元素确定。