CN104377722B - 用于电力系统中摆角估算的系统和方法 - Google Patents

用于电力系统中摆角估算的系统和方法 Download PDF

Info

Publication number
CN104377722B
CN104377722B CN201410401864.4A CN201410401864A CN104377722B CN 104377722 B CN104377722 B CN 104377722B CN 201410401864 A CN201410401864 A CN 201410401864A CN 104377722 B CN104377722 B CN 104377722B
Authority
CN
China
Prior art keywords
power
module
pivot angle
acquisition
hunting
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201410401864.4A
Other languages
English (en)
Other versions
CN104377722A (zh
Inventor
潘艳
W.J.普雷默拉尼
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
General Electric Co PLC
Original Assignee
General Electric Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by General Electric Co filed Critical General Electric Co
Publication of CN104377722A publication Critical patent/CN104377722A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN104377722B publication Critical patent/CN104377722B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/24—Arrangements for preventing or reducing oscillations of power in networks
    • H02J3/242—Arrangements for preventing or reducing oscillations of power in networks using phasor measuring units [PMU]
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/34—Testing dynamo-electric machines
    • G01R31/343—Testing dynamo-electric machines in operation
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
    • G01R19/25—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof using digital measurement techniques
    • G01R19/2513—Arrangements for monitoring electric power systems, e.g. power lines or loads; Logging
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R21/00—Arrangements for measuring electric power or power factor
    • G01R21/133—Arrangements for measuring electric power or power factor by using digital technique
    • G01R21/1331—Measuring real or reactive component, measuring apparent energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H3/00—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection
    • H02H3/38—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to both voltage and current; responsive to phase angle between voltage and current
    • H02H3/382—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to both voltage and current; responsive to phase angle between voltage and current involving phase comparison between current and voltage or between values derived from current and voltage
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
    • Y02E40/70—Smart grids as climate change mitigation technology in the energy generation sector
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/22—Flexible AC transmission systems [FACTS] or power factor or reactive power compensating or correcting units

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)
  • Measurement Of Length, Angles, Or The Like Using Electric Or Magnetic Means (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)

Abstract

本发明实施例提供一种用于针对源端发电机(108)的内部电压(ES)与接收端发电机(110)的内部电压(ER)之间的摆角的至少第一范围来检测功率摆动的方法和系统。所述方法包括获得所述源端发电机(108)的电压幅值(VS)和所述源端发电机(108)的电流幅值(IS)。所述方法进一步包括估算所述源端发电机(108)与所述接收端发电机(110)之间的总电抗(X)，并且根据获得的VS、获得的IS和估算的X来估算所述ES与所述ER之间的第一摆角(θ)。所述方法进一步包括基于所述估算的θ来检测功率摆动状况。

Description

用于电力系统中摆角估算的系统和方法
技术领域
本发明实施例涉及电力系统，特别涉及用于电力系统中摆角估算的系统和方法。
背景技术
电力系统在系统产生的有功功率与消耗的有功功率之间存在平衡时在稳态条件下运转。电力系统干扰可能会引起机器转子角的振荡，所述振荡在系统发电机的内部电压相对彼此波动时会导致类似功率摆动的状况。电力系统故障、线路切换、发电机断开或大量负载消失或突然施加大量负载是可能引起电力系统中发生功率摆动事件的系统干扰的实例。取决于干扰的严重程度和电力系统控制动作，系统可能返回到稳定状态或经历大负载角分离并且最终失去同步。大功率摆动(稳定的或不稳定的)可能会在系统中的不同位置处引起不想要的继电器操作，这会使系统干扰加剧并且会导致大范围的断电或停电。
另外，电力系统中不稳定功率摆动导致的互连发电机的异步操作可能引发电路断路器的失控跳闸，从而导致设备损坏并且使电力操作人员面临安全问题。因此，异步系统区域可能需要快速且动态地与彼此分离以便避免大范围设备损坏和系统主要部分停机。为了遏制这些风险，根据国际标准要求，应当配备最优发电机保护设备(如发电机继电器)，以便在半波动周期中使发电机与系统的其余部分隔离开来。满足国际标准的需要对保护工程师提出确保选择性且可靠的继电器操作的挑战。
在常规继电方法中，对发电机终端处确定的系统阻抗变化进行分析来检测功率摆动。当前正在使用各种基于阻抗的保护方法，包括振荡闭锁(PSB)和失步跳闸(OST)。然而，这些保护方法可能需要进行大量电力系统稳定性研究才能得到用于选择性且可靠的继电器操作的最优设置。保护工程师通常使用不适于适应系统配置或操作动力学的变化(例如，实施阶段期间传输和分配布置的变化或操作阶段期间的动态变化)的初步设置。大量研究和非动态初步设置可能导致保护设备在此类事件期间无法选择性地、可靠地且稳靠地检测功率摆动和隔离发电机。
其他已知继电方法估算摆动中心电压(SCV)来检测功率摆动。此类方法使用未将实时电力系统动力学考虑在内的近似估算。在一些继电方法中，使用高速通信网络(如光纤通信或全球定位系统(GPS) 通信)来在源端处从位于远离源端位置的一个或多个接收端处的一个或多个发电机获得数据以用于SCV估算。然而，由于与实施和维护高速通信网络相关的成本，此类方法存在经济挑战。用于SCV的一些方法直接测量发电机的内部电压与终端电压之间的转子角来检测功率摆动。在不存在直接测量结果的情况下，确定功率摆动状况是困难的。
在一种已知SCV方法中，双源等效系统的SCV与摆角(θ)之间的关系可根据以下方程式来确定：
其中，E是源端发电机的内部电压。
在此类方法中，功率摆动可通过计算SCV的变化率来检测。SCV 的时间导数通过以下方程式给出：
在这个方程式中，由于sin(θ/2接近于一，所以θ应为约180度 (例如，在90度与180度之间)。因此，当θ值约为180度时，以上方程式可用于检测功率摆动。然而，对于在0度与90度之间的θ/2 值，以上方程式将导致sin(θ/2接近于零。换句话说，这种方法不适用于更小的θ值范围(例如，在0度与90度之间)。
发明内容
根据一个实施例，提供一种用于针对源端发电机的内部电压(ES) 与接收端发电机的内部电压(ER)之间的摆角的至少第一范围来检测功率摆动的方法。所述方法包括获得所述源端发电机的电压幅值(VS) 和所述源端发电机的电流幅值(IS)。所述方法进一步包括估算所述源端发电机与所述接收端发电机之间的总电抗(X)，并且根据获得的VS、获得的IS和估算的X来估算ES与ER之间的第一摆角(θ)。所述方法进一步包括基于所述估算的θ来检测功率摆动状况。
附图说明
在参考附图阅读以下详细说明后，将更好地理解本发明实施例的这些和其他特征以及方面，在附图中，相似的符号表示所有附图中相似的部分，其中：
图1描绘出根据一个实施例具有以网状布置互连的多个发电机的电力系统。
图2是根据一个实施例的功率摆动检测设备的方框图。
图3表示根据本发明的一个实施例的双源系统和所述双源系统的向量相量表示。
图4是根据本发明的一个实施例描绘出用于检测电力系统中的功率摆动的方法的流程图。
图5是根据本发明的另一实施例描绘出用于检测电力系统中的功率摆动的方法的流程图。
具体实施方式
除非另行规定，否则本说明书中所使用的技术和科学术语与本发明所属领域的一般技术人员所公知的意义相同。本说明书中所使用的术语“第一”、“第二”等并不表示任何顺序、数量或重要性，而是用于区分不同元素。另外，术语“一”和“一个”并不表示数量限制，而是表示存在引用项中的至少一项。术语“或者”意在是包括性的并且意味着所列项中的一个、一些或者全部。本说明书中使用诸如“包括”、“包含”或“具有”等术语及其变体表示涵盖此后所列项及其等效物以及另外的项。术语“模块”、“控制器”、“处理单元”、“存储单元”和“输入/输出(I/O单元)”可包括连接(connected) 在一起或以其他方式连接(coupled)在一起以提供所描述的功能的有源或无源或两者皆有的单个部件或多个部件。
此外，出于解释目的，将阐述具体数字、材料和配置以便提供对本发明的各个实施例的完整理解。所属领域的技术人员会认识到来自不同实施例的各种特征的可互换性。相似地，所描述的各种方法步骤和特征，以及每种此类方法和特征的其他已知等效物，可由所属领域的一般技术人员来进行组合和匹配，以构建出根据本发明原理的额外组件和技术。
本发明的各个实施例提供用于基于局部测量结果和一个或多个系统参数检测电力系统中的功率摆动状况(本说明书中称为“功率摆动”)的设备和方法。在各个实施例中，所述设备和方法可获得包括电力系统中源端发电机的电压幅值(VS)和源端发电机的电流幅值(IS) 的局部测量结果。各个实施例可进一步估算一个或多个系统参数，例如像电力系统中的源端发电机与接收端发电机之间的总电抗(X)。在一些实施例中，源端发电机的内部电压(ES)与接收端发电机的内部电压(ER)之间的第一摆角(θ)可根据获得的电压VS、获得的电流幅值IS和估算的总电抗X来估算。在某些实施例中，功率摆动状况然后可基于估算的θ值来检测。在一个实施例中，可针对ES与ER之间的摆角的第一范围实施这种检测功率摆动技术，如稍后将描述。还呈现出相关系统。
在一个实施例中，呈现出功率摆动检测设备和相关电力系统。
图1描绘出根据本发明的一个实施例具有以网状布置互连的多个发电机104和108的电力系统100(本说明书中称为“系统100”)。系统100可用于互连交流电(AC)电网或微电网。如图1中所示，在一些实施例中，系统100可包括源端102和一个或多个接收端104。本说明书中所使用的术语“源端”是指系统100的传输端，并且术语“接收端”是指接收从源端102经由传输链路106(例如但不限于传输电缆或传输电线)传输的电力的一端。如图1中所示，源端102包括发电机108(本说明书中称为“源端发电机108”)，并且每个接收端104包括配置用于电连接到源端发电机108的发电机110(本说明书中统一称为“一个或多个接收端发电机110”)。所属领域的技术人员将清楚，功率摆动可能发生在任何两个发电机之间(例如，在源端发电机108与任一接收端发电机110之间)或两组发电机之间。虽然图1示出三个接收端发电机110，但在不脱离本发明的范围的情况下可部署任何数量的接收端发电机。类似地，根据本发明的一些实施例，代替图1中所示的单个源端发电机108，可在系统100中部署多个源端发电机。在此类实施例中，每个源端发电机可包括或连接至稍后描述的保护单元。
功率摆动是在一个电力源的相角(本说明书中称为“摆角”)开始随着时间的推移相对于同一电力系统网络中的另一源变化时观察到的系统现象。在一些实施例中，源端发电机108和接收端发电机110 中的一个可能是两个电力源。术语“摆角(θ)”在本说明书中是指源端发电机108的内部电压(ES)与任一接收端发电机110的内部电压 (ER)之间的相角分离。在双源系统失去稳定性并且进入失步(OOS) 状况时，两个发电机(例如，源端发电机108和任一接收端发电机110) 的角度差(通过θ给出)可能随着时间的变化而增大。因此，根据一些实施例，θ提供关于电力系统中的功率摆动状况的信息。
例如，系统100中示出的部件是示例性的并且系统100还可包括各种其他部件(图1中未示出)，例如但不限于连接至源端发电机108 的涡轮机、自动电压调节器(AVR)、升压变压器、线路侧断路器和一个或多个电负载。
源端102进一步包括用于测量源端发电机108的电压幅值(VS) 的电压变压器114和用于测量源端发电机108的电流幅值(IS)的电流变压器116。虽然图1中示出单个电压变压器114和单个电流变压器116，但所属领域的技术人员将认识到，可在系统100中部署任何数量的电流变压器和电压变压器来感测局部参数，如IS和VS。术语“局部测量结果”在本说明书中是指无需与接收端发电机110通信、可在源端102内测得的参数。
如图1中所示，系统100进一步包括源端102处的电路断路器 (CB)118。在一些实施例中，电路断路器118配置用于将源端发电机108与接收端发电机110电连接在一起或者使所述源端发电机与所述接收端发电机电断开连接。在一个实施例中，电路断路器118是52G发电机电路断路器。电路断路器118可配置用于产生源端发电机108 的连接状态。本说明书中所使用的术语“连接状态”是指源端发电机 108的状态，所述状态指示所述源端发电机是否电连接至系统100的其余部分或与所述其余部分电断开。在一个实施例中，高信号(例如，二进制1)可指示电路断路器118是闭合的并且源端发电机108连接至系统100，而低信号(例如，二进制0)可指示电路断路器118是断开的并且源端发电机108与系统100电断开。在一些实施例中，连接状态可使用其他手段来确定。在一个示例性实施例中，使用电流反馈(如电流幅值IS的存在或缺失)来确定源端发电机108的连接状态。在另一实施例中，使用电流反馈与电路断路器位置反馈的组合来确定源端发电机108的连接状态。在一些实施例中，电路断路器118、电压变压器114和电流变压器116实时测量相应的数据(例如，连接状态、VS、IS等)。如稍后将描述，系统100还可估算系统参数，如源端发电机108与任一接收端发电机110之间的总电抗(X)。根据一些实施例，这种估算可实时执行。在一个实施例中，实时可以指事件发生的瞬时，例如，大约是毫秒或微秒。在另一实施例中，实时可以是相对于瞬时实时来说具有预定公差(例如，百分之二)的近实时。在近实时接收数据的一个示例性实施例中，查看数据(例如，在I/O 终端处)的电力操作人员或保护工程师可能不能察觉到数据显示过程中的任何延迟。
如图1中所示，系统100进一步包括源端102处的功率摆动检测设备120(本说明书中称为“设备120”)。本说明书中所使用的术语“功率摆动检测设备”是指配置用于检测功率摆动并且在功率摆动状况期间保护源端发电机108的部件。这种保护可通过在检测到这种状况时触发电路断路器118跳闸或通过触发警报来实现。使电路断路器118跳闸可以导致源端发电机108与系统100的其余部分隔离或断开连接。根据一些实施例，设备120可为保护继电器，例如但不限于数字(digital)、数字(numeric)、静态或机电保护继电器。
另外，如图1中所示，设备120可包括处理单元122和I/O单元 124，其中处理单元122可对在I/O单元124处接收到和从所述I/O单元124传输的数据进行分析。处理单元122可包括：例如，一个或多个专用处理器、图形处理单元、数字信号处理器、微型计算机、微控制器、专用集成电路(ASIC)、现场可编程门阵列(FPGA)，或与系统100的一个或多个部件通信的其他合适设备。I/O单元124可包括一个或多个人用I/O设备，所述设备使得电力操作人员或保护工程师能够使用任何类型的通信链路与设备120或一个或多个通信设备通信。在一些实施例中，I/O单元124与电压变压器114、电流变压器 116和电路断路器118对接，以分别接收局部参数(例如，VS、IS) 和连接状态。根据某些实施例，VS和IS可以是例如正弦波或矩形脉冲形式的模拟输入。在一个实施例中，I/O单元124配置用于过滤噪声并且然后将过滤后的模拟输入转换成数字样本。在另一实施例中，在功率摆动状况期间，I/O单元124配置用于触发警报或向电路断路器 118发送跳闸命令以使电路断路器118跳闸或两者皆有。
设备120可进一步包括保护单元112和存储单元126。在一些实施例中，保护单元112执行程序代码，例如存在于存储单元126中的摆动检测方案。在一些实施例中，保护单元112是具备用于检测系统 100是否正在趋近源端发电机108与任一接收端发电机110之间的功率摆动状况的摆动检测方案的继电器。在一些替代实施例中，处理单元122可执行这种摆动检测方案。在某些实施例中，处理单元122将接收的、处理的和传输的数据存储到存储单元126中或从所述存储单元读取所述数据，所述存储单元例如硬盘驱动器、软盘驱动器、压缩盘读/写(CD-R/W)驱动器、数字通用盘(DVD)驱动器、闪存驱动器或固态存储设备。在一些实施例中，处理单元122可与保护单元112 集成在一起。
本发明的各个实施例将摆动检测方案部署在设备120中，所述设备配置用于基于包括VS、IS和X的实时数据测量结果来检测功率摆动状况。术语“摆动检测方案”在本说明书中是指这样的逻辑：定义用于检测功率摆动状况并且然后在不稳定功率摆动期间选择性地、可靠地且稳靠地保护源端发电机108，并且在稳定功率摆动期间使源端发电机108保持操作。在一些实施例中，在摆动检测方案确定系统100 中的干扰是不稳定功率摆动的情况下，设备120通过触发警报、发电机电路断路器跳闸动作或两者来保护源端发电机108。稍后将结合图2详细描述摆动检测方案的各种实施例。
设备120可进一步包括时间同步单元134，所述时间同步单元可配置用于从外部时间同步设备接收一个或多个时间同步信号以使设备120的内部时钟同步，借助于此设备120可与绝对时间同步。在不脱离本发明的范围的情况下，可使用用于时间同步数据的任何已知技术，如全球定位系统(GPS)或定时协议。在一些实施例中，设备120 的各个部件可经由设备120中的通信总线136与彼此通信。
图1中所示的一个或多个部件可集成为单个部件。例如，时间同步单元134可与I/O单元124集成在一起。另外，设备120的部件的功能可分散或分布在多个部件上。例如，保护单元112的一些或所有逻辑可存储在存储单元126中并且在处理单元122中进行处理。在一些实施例中，I/O单元124的功能性可集成到保护单元112的一个或多个模块中，在这种情况下可省略I/O单元124。
如本说明书中所使用，术语设备120内的“单元”是指使用任何解决方案实施结合其所描述的功能、具有或不具有软件的任何硬件构造。另外，术语“模块”在本说明书中是指使得处理单元122能够使用任何解决方案实施结合其所描述的动作的程序代码。无论如何，应理解，两个或更多个单元、模块或系统可共享它们相应硬件或软件中的一些或全部。另外，当执行本说明书中所描述的过程时，设备120 可使用任何类型的通信链路与一个或多个其他计算部件通信。在一些实施例中，通信链路可包括但不限于有线链路(如光纤)或无线链路。另外，系统100可进一步包括一种或多种类型网络的任何组合，或者利用各种类型传输技术和协议的任何组合。
图2是根据本发明的一个实施例的功率摆动检测设备200(本说明书中称为“设备200”)的方框图。除了图2中示出保护单元112 的详细视图以外，设备200与设备120相似。在一些实施例中，设备 120的各个部件可在设备200中以相同方式实施。如图2中所示，在一些实施例中，保护单元112包括连接至I/O单元124并且配置用于获得源端发电机108的电压幅值(VS)的电压确定(VD)模块202。保护单元112进一步包括连接至I/O单元124并且配置用于获得源端发电机108的电流幅值((IS)的电流确定(CD)模块204。在一个实施例中，VD模块202和CD模块204分别配置用于从相应的电压变压器114和电流变压器116接收VS和IS。作为替代，在另一实施例中，VD模块202和CD模块204可与相应的电压变压器114和电流变压器116集成在一起以直接测量VS和IS。在又一实施例中，可使用相量测量单元(PMU)来测量相量值，如VS和IS。在此类实施例中，可省略电压变压器114和电流变压器116，或者除了PMU之外，还可实施电压变压器114和电流变压器116。
在一些实施例中，如图2中所示，保护单元112进一步包括连接至I/O单元124并且配置用于估算源端发电机108与任一接收端发电机110之间的总电抗(X)的电抗估算(RE)模块206。在此，各个实施例将X看作用于检测功率摆动的总电抗，因为阻抗一般是由电抗而非电阻主导。在一个示例性实施例中，如果存在θ摆动接近180度的功率摆动，那么RE模块206根据功率摆动期间确定的最大电流幅值(Imax)和功率摆动期间确定的最大有功功率幅值(Pmax)来估算X。在一个此类实施例中，基于记录的历史摆动状况来估算X，使用所述 X来确定Imax和Pmax。一旦已知Imax和Pmax，就使用以下方程式来估算X：
在不脱离本发明的范围的情况下，可使用任何其他已知的合适估算技术来估算X。例如，可使用系统拓扑和线路参数来估算X。
在一些实施例中，如图2中所示，保护单元112另外包括连接至 I/O单元124并且配置用于获得VS与IS之间的负载角(α)的负载角确定(LAD)模块208。在一个示例性实施例中，可获得α作为使用 PMU获得的相量值的一部分。
在一些实施例中，如图2中所示，保护单元112进一步包括连接至模块202、204、206和208的摆角估算(SAE)模块210。在一个实施例中，SAE模块210配置用于根据获得的VS、获得的IS和估算的X来估算ER与ES之间的第一摆角(θ)。在另一实施例中，除了获得的VS、获得的IS和估算的X之外，SAE模块210配置用于根据获得的α来估算θ值。θ值可从以下给出的有功功率(P)和电流(IS) 的方程式推导出来：
为了推演出θ的方程式，根据各个实施例，假设ES等于ER并且通过“E”来标记两者。将这种假设代入到方程式2和3中，可推导出以下针对P与IS的方程式。
在方程式5的两侧上乘以(IS*X)/2并且用方程式5中给出的IS公式替换方程式5的右侧上的IS，可推导出以下方程式：
在一些实施例中，通过组合方程式4和6来推导θ，如在以下方程式中给出：
可使用任何已知技术来从获得的VS和IS确定P。在一个实例中， P是使用每个相的线与中性点间电压(V)和线电流(I)的瞬时值来确定，P为Va*Ia、Vb*Ib和Vc*Ic(其中，在系统100是三相AC电力系统的情况下，a、b和c对应于三相)。Va*Ia、Vb*Ib和Vc*Ic的总和得到瞬时三相有功功率(P)。在另一实例中，P可使用相量值的乘积来确定，即，例如从PMU确定的VS、IS和α的函数(例如，cosα)。
在一些实施例中，如图2中所示，保护单元112进一步包括连接至SAE模块210的检测模块212。此类实施例中的检测模块212配置用于基于估算的θ来检测功率摆动。在不脱离本发明的范围的情况下，本说明书中可使用基于θ检测功率摆动的任何已知技术。在一个示例性实施例中，定义阈值并且将所述阈值与估算的θ进行比较。在此类实施例中，当θ超过这个定义的阈值时，将系统定义为失步或不稳定，因此将切断电路断路器118以将源端发电机108与系统100的其余部分隔离开来，或者触发警报。
在一些其他实施例中，SAE 210和检测模块212可使用另外的一个或多个参数来检测功率摆动。在一个此类实施例中，保护单元112 包括有功功率确定(有功PD)模块214和无功功率确定(无功PD) 模块216。在一个实施例中，有功PD模块214配置用于基于获得的 VS和IS来确定P。在另一实施例中，无功PD模块216配置用于基于获得的IS和估算的X来确定无功功率值(Q)。在一个示例性实施例中，Q可使用以下方程式来确定：
在此类实施例中，SAE模块210可配置用于根据分别使用模块214 和216确定的P和Q来估算另外的参数，如摆角变化率为了推导出的方程式，方程式8和9可与用于表观功率(S)的方程式 10一起使用，以获得方程式11和12：
另外，P变化率和Q变化率可从方程式11和12推导出来：
其中，是S的变化率。
可对方程式13和14进行求解来用P变化率和Q变化率表达
和可使用以下方程式来确定：
其中，
P(t(k))表示t(k)时刻测得的有功功率。
P(t(k-1))表示t(k-1)时刻测得的有功功率；t(k-1)是t(k)之前的时刻。
Q(t(k))表示t(k)时刻测得的无功功率，并且
Q(t(k-1))表示t(k-1)时刻测得的无功功率。
在某些实施例中，检测模块212可配置用于基于所述估算的θ和来检测功率摆动。在不脱离本发明的范围的情况下，本说明书中可使用基于θ和检测功率摆动的任何已知技术。在一个示例性实施例中，在功率摆动期间，摆动能量在θ与之间来回传递；因此可使用θ和的平方的加权和来检测功率摆动或失步状况。在一个此类实施例中，在满足以下条件时确定功率摆动或失步状况：
其中，θmax和分别是最大允许摆角和最大允许摆角变化率。
在一个实施例中，设备200中的各个模块的配置可用于所有摆角值。作为替代，在另一实施例中，上文针对RE模块206、SAE模块 210和检测模块212所描述的各种配置可提供用于ES与ER之间的仅摆角的第一范围。在一个实施例中，摆角的第一范围可包括较大θ值。例如，90度至180度可定义为较大θ值。更具体地说，120度至180 度可定义为较大θ值。然而，对于更小的θ值(即，摆角的第二范围)，可使用一种不同方法来检测摆动状况。摆角的第二范围可包括较小θ值。例如，0度至90度可定义为较小θ值。更具体地说，0度至30 度可定义为较小θ值。对于较小θ值，电流幅值(IS)也较小。因此，对于较小θ值，功率摆动可通过比较IS幅值与电流阈值(Imin)来检测。在一个示例性实施例中，电力操作人员可将Imin定义为例如1.1与1.2pu之间的任意值。具体地说，在另一实例中，Imin可定义为1.1 pu。在此类实施例中，可以将可使IS在1.1pu下流动的摆角定义为较小θ值。
在一些实施例中，如图2中所示，保护单元112另外包括连接至 CD模块204和SAE模块210的比较模块218。比较模块218配置用于将从CD模块204获得的IS与Imin进行比较。在一个实施例中，当获得的IS大于或等于Imin时，比较模块218配置用于通知SAE模块 210和检测模块212以基于如上所描述的估算的θ来估算θ和检测功率摆动。作为替代，在另一实施例中，当获得的IS小于Imin时，比较模块218配置用于向SAE模块210和检测模块212发送停用信号以停用这两个模块。SAE模块210和检测模块212的停用导致θ估算和功率摆动检测的过程的中断。
作为替代，在另一实施例中，当获得的IS小于Imin时，比较模块 218配置用于向SAE模块210和检测模块212发送修改信号来修改这些模块的配置，以便使用不同的方法来计算不同的摆角。在此类实施例中，保护单元112可另外包括连接至比较模块218并且配置用于确定从源端发电机108传输至任一接收端发电机110的最大功率幅值 (Pmax)的最大功率确定模块220。另外，在此类实施例中，有功PD 模块214可用于基于获得的VS和IS来确定P。在一个实施例中，SAE 模块210处接收到的修改信号触发SAE模块210改变其配置，以根据确定的P和Pmax估算ES与ER之间的第二摆角(θ1)。为了确定θ1，方程式4可近似重写(用θ1替换θ)如下：
可θ1根据以下方程式从方程式19确定：
在一个实施例中，Pmax根据E和X从方程式19确定。
在一个实施例中，当获得的IS小于Imin时，在检测模块212处接收到的修改信号触发检测模块212改变其配置以基于这个θ1检测功率摆动。
在另一实施例中，当获得的IS小于Imin时，在检测模块212处接收到的修改信号触发检测模块212改变其配置以基于θ1以及θ1变化率检测功率摆动。在此类实施例中，SAE模块210可配置用于根据和Pmax另外估算 可使用以下方程式来确定：
在一个实施例中，如图2中所示，保护单元112可任选地包括故障检测模块222以确定源端102处的故障状况。故障检测模块222确定它是正常状况还是故障状况。在一个示例性实施例中，检测模块212 将功率摆动状况与故障状况区分开来，并且向故障检测模块222发送这个信息以便执行适当动作。在另一实施例中，故障检测模块222可在除设备200之外的设备中实施。在此类实施例中，在检测到故障状况之后，可绕过图2中所示的各个模块，并且故障检测模块222可配置用于向检测模块212(或某个其他模块)发送故障通知以便使电路断路器118跳闸。
在一些其他实施例中，在检测到功率摆动之后，设备200确定功率摆动是稳定的还是不稳定的。可使用任何已知技术来确定稳定或不稳定的功率摆动。在一个示例性实施例中，当θ在某一时间段内增大并且之后开始减小时，将这种功率摆动确定为稳定摆动。然而，当θ在整个监测时间段内持续增大时，将这种功率摆动确定为不稳定摆动。
图3表示根据一个实施例的双源(即，源端102和接收端104) 系统300和双源系统300的向量相量表示302。如图3中所示，双源系统300是用于研究功率摆动现象的最简单网络的配置。源端发电机 108具有等于θ的摆角，并且在功率摆动期间，这个角度可能变化。接收端发电机110表示无限大容量母线并且它的角度可能不随着时间变化。这种简单网络可用于对在更复杂的网络中发生的功率摆动进行建模。在一些实施例中，当双源系统300失去稳定性并且进入功率摆动状况时，两个来源108与110之间的角度差(由θ表示)可能随着时间的变化而增大。
在一个实施例中，呈现出一种用于检测功率摆动的方法。图4是根据本发明的一个实施例描绘出用于检测电力系统(如100)中的功率摆动的方法400的流程图。方法400基于局部测量结果和一个或多个系统参数来检测源端发电机(如108)与接收端发电机(如接收端发电机110中的一个)之间的功率摆动。在一些实施例中，包括保护单元(如112)的功率摆动检测设备(例如继电器)(如120)可具备摆动检测方案以检测源端发电机与接收端发电机之间的功率摆动。在步骤402和404中，获得包括源端发电机的电压幅值(VS)和电流幅值(IS)的局部测量结果。在一些实施例中，电压确定(VD)模块 (如202)获得VS并且电流确定(CD)模块(如204)获得IS。在一个实施例中，VD模块和CD模块配置用于分别从相应的电流变压器(如116)和电压变压器(如114)接收VS和IS。作为替代，在另一实施例中，这些模块可与相应的电流变压器和电压变压器集成在一起以直接测量VS和IS。在又一实施例中，可使用相量测量单元(PMU) 来测量相量值，如VS和IS。
另外，在步骤406中，估算源端发电机与接收端发电机之间的总电抗(X)。在一个实施例中，电抗估算(RE)模块(如206)根据功率摆动期间确定的最大电流幅值(Imax)和功率摆动期间确定的最大有功功率幅值(Pmax)来估算X。在不脱离本发明的范围的情况下，可使用任何其他已知的估算技术来估算X。在另一实施例中，可获得VS与IS之间的负载角(α)。在一个示例性实施例中，可获得α作为使用PMU获得的相量值的一部分。
在步骤408中，根据获得的VS、获得的IS和估算的X来估算ES与ER之间的第一摆角(θ)。在一个实施例中，使用SAE模块(如 210)来根据获得的VS、获得的IS和估算的X来估算θ。作为替代，在另一实施例中，除了获得的VS、获得的IS和估算的X之外，可根据获得的α来估算θ。θ可从以下给出的有功功率(P)和电流(IS) 的方程式推导出来：θ可如以上在图2的各个实施例中所描述的那样来计算。
最终，在步骤410中，基于θ的估算值来检测功率摆动。在不脱离本发明的范围的情况下，本说明书中可使用基于θ检测功率摆动的任何已知技术。在一个示例性实施例中，可定义阈值并且可使用检测模块(如212)来将估算的θ与这个阈值进行比较。在此类实施例中，当θ值超过这个定义的阈值时，将系统确定为失步或不稳定，因此将使电路断路器118跳闸以将源端发电机108与系统100的其余部分隔离开来，或者触发警报。
在一些其他实施例中，SAE模块和检测模块可使用另外的一个或多个参数(如摆角变化率)根据P和Q来检测功率摆动。可如以上在图2的各个实施例中所描述的那样来估算。在某些实施例中，检测模块212可配置用于基于所述估算的θ和来检测功率摆动。在不脱离本发明的范围的情况下，本说明书中可使用基于θ和检测功率摆动的任何已知技术。在一个示例性实施例中，功率摆动或失步状况可根据方程式18来确定。
在一个实施例中，方法400中所描述的各个模块的配置可用于所有摆角值。作为替代，在另一实施例中，如上文结合图2所描述，上文针对RE模块、SAE模块和检测模块212所描述的各种配置可提供用于ES与ER之间的仅摆角的第一范围。然而，对于更小的θ值(即，摆角的第二范围)，可使用一种不同方法来检测摆动状况。如上文结合图2所描述，摆角的第二范围可包括较小θ值。
图5是根据本发明的另一实施例描绘出用于检测电力系统(如 100)中的功率摆动的方法500的流程图。步骤502和504分别与方法400的步骤402和404相同。在步骤506中，将在步骤504中获得的IS与电流阈值(Imin)进行比较。对于较小θ值，由于电流幅值(IS) 也较小，所以比较模块(如218)通过比较IS幅值与Imin来检测功率摆动。
当获得的IS大于或等于Imin时，执行步骤508至512。步骤508 至512分别与方法400的步骤406至410相同。在一个实施例中，比较模块可配置用于通知SAE模块和检测模块来如步骤406至410中所描述基于θ的估算值估算θ值和检测功率摆动。作为替代，在一些其他实施例中，SAE模块和检测模块可使用根据P和Q来检测功率摆动。在某些实施例中，检测模块212可配置用于基于所述估算的θ和来检测功率摆动。
然而，根据一些实施例，当获得的IS小于Imin时，执行步骤514 至520。在步骤514中，基于获得的VS和IS来确定有功功率值(P)。
另外，在步骤516中，确定从源端发电机传输至接收端发电机的最大功率幅值(Pmax)。
另外，比较模块可配置用于向SAE模块和检测模块发送修改信号以修改这些模块的配置，以便使用不同的方法来计算不同的摆角。在步骤518中，在SAE模块处接收到的修改信号可触发SAE模块改变其配置来根据确定的P和Pmax估算ES与ER之间的第二摆角(θ1)。在某些实施例中，θ1可使用方程式20来确定。
最终，在步骤520中，当获得的IS小于Imin时，则基于估算的θ1来检测功率摆动。在一个实施例中，在检测模块处接收到的修改信号可触发检测模块改变其配置来基于估算的θ1检测功率摆动。
在另一实施例中，当获得的IS小于Imin时，在检测模块212处接收到的修改信号触发检测模块212改变其配置以基于θ1以及θ1变化率检测功率摆动。在此类实施例中，SAE模块210配置用于另外使用方程式21来估算
作为替代，在另一实施例中，当获得的IS小于Imin时，比较模块配置用于向SAE模块和检测模块发送停用信号以停用这两个模块。 SAE模块和检测模块的停用可导致θ估算和功率摆动检测的过程的中断。
根据本发明实施例的设备、系统和方法可消除在各个实施例中使用摆动检测方案进行功率摆动检测所用的远程测量结果的需要(并且因此消除要求与诸如接收端发电机和相关联部件等远程部件通信的需要)。在各个实施例中，使用局部测量结果和一个或多个系统参数来进行功率摆动检测。各个实施例可实施用于发电机保护或传输水平 OOS保护。某些实施例提供用于准确检测功率摆动的方法，甚至是在θ值较小情况下。
本发明的各个实施例中所描述的设备、系统和方法可应用于任何类型的保护设备，并且不限于UR保护家族。本发明的各个实施例不限于在诸如电网或微电网等应用领域中使用，并且可扩展到电力系统中的任何其他类型的应用领域。
应了解，所属领域的技术人员将认识到，来自不同实施例的各种特征具有可互换性，并且所属领域的普通技术人员可根据本发明的原理将所描述的各种特征和每个特征的其他已知等效物进行组合和匹配以便构建另外的系统和技术。因此，应理解，所附权利要求书意图覆盖本发明的真实精神范围内的所有此类修改和变化。
虽然本说明书中仅示出和描述本发明的某些特征，但所属领域的技术人员将想出许多修改和变化。因此，应理解，所附权利要求书意图覆盖本发明的真实精神范围内的所有此类修改和变化。

Claims (13)

1.一种功率摆动检测方法，所述方法包括：
针对源端发电机(108)的内部电压ES与接收端发电机(110)的内部电压ER之间的摆角的至少第一范围：
(i)通过功率摆动检测设备中的电压确定模块获得所述源端发电机(108)的电压幅值VS；
(ii)通过所述功率摆动检测设备中的电流确定模块获得所述源端发电机(108)的电流幅值IS；
(iii)通过所述功率摆动检测设备中的电抗估算模块基于在功率摆动状况期间确定的最大电流幅值Imax和在所述功率摆动状况期间确定的最大有功功率幅值Pmax或基于系统拓扑参数和线路参数估算所述源端发电机(108)与所述接收端发电机(110)之间的总电抗X；
(iv)通过所述功率摆动检测设备中的摆角估算模块估算所述ES与所述ER之间的第一摆角θ，其中所述第一摆角θ是所述获得的VS、所述获得的IS和所述估算的X的函数，所述摆角估算模块连接于电压确定模块、电流确定模块和电抗估算模块；以及
(v)通过所述功率摆动检测设备中连接到摆角估算模块的检测模块，基于所述估算的第一摆角θ变化率，检测所述功率摆动状况；
(vi)通过所述功率摆动检测设备中连接到电流确定模块和摆角估算模块的比较模块，将所述获得的IS与电流阈值Imin进行比较；
(vii)当所述获得的IS大于或等于所述Imin时，执行步骤(i)、(ii)、(iii)、(iv)和(v)；以及，
(viii)当通过所述检测模块检测出功率摆动状况时，使电路断路器跳闸以隔离所述源端发电机；
其中，当所述获得的Is小于所述Imin时，针对所述Es与所述ER之间的摆角的至少第二范围：
通过所述功率摆动检测设备中的有功功率确定模块，基于所述获得的VS和所述获得的IS来确定有功功率值P；
通过所述功率摆动检测设备中的连接到所述比较模块的最大功率确定模块，确定从所述源端发电机(108)传输至所述接收端发电机(110)的最大功率幅值Pmax；
通过所述摆角估算模块，根据所述确定的P和所述确定的Pmax来估算所述ES与所述ER之间的第二摆角θ1；以及
通过所述检测模块基于所述估算的θ1来检测所述功率摆动状况。
2.如权利要求1所述的功率摆动检测方法，进一步包括获得所述VS与所述IS之间的负载角α。
3.如权利要求2所述的功率摆动检测方法，其中步骤(iv)包括根据所述获得的α来估算所述θ。
4.如权利要求1所述的功率摆动检测方法，进一步包括：
基于所述获得的VS和所述获得的IS来确定有功功率值P；
基于所述获得的IS和所述估算的X来确定无功功率值Q；以及
根据所述确定的P和所述确定的Q的变化率来估算摆角变化率
5.如权利要求4所述的功率摆动检测方法，其中步骤(v)包括基于所述估算的来检测所述功率摆动状况。
6.一种功率摆动检测设备(120，200)，所述功率摆动检测设备包括：
针对源端发电机(108)的内部电压ES与接收端发电机(110)的内部电压ER之间的摆角的至少第一范围：
电压确定模块(202)，所述电压确定模块配置用于获得所述源端发电机(108)的电压幅值VS；
电流确定模块(204)，所述电流确定模块配置用于获得所述源端发电机(108)的电流幅值IS；
电抗估算模块(206)，基于在功率摆动状况期间确定的最大电流幅值Imax和在所述功率摆动状况期间确定的最大有功功率幅值Pmax或基于系统拓扑参数和线路参数所述电抗估算模块配置用于估算所述源端发电机(108)与所述接收端发电机(110)之间的总电抗X；
摆角估算模块(210)，所述摆角估算模块配置用于根据所述获得的VS、所述获得的IS和所述估算的X来估算所述ES与所述ER之间的第一摆角θ；以及
检测模块(212)，所述检测模块配置用于基于所述估算的第一摆角θ变化率，检测所述功率摆动状况；
比较模块(218)，所述比较模块配置用于将所述获得的IS与电流阈值Imin进行比较，其中所述比较模块(218)配置用于当所述获得的IS小于所述Imin时，向所述摆角估算模块(210)和检测模块(212)发送停用信号以停用所述摆角估算模块和所述检测模块；以及
电路断路器，配置用于当检测出功率摆动状况时隔离所述源端发电机；
其中当所述获得的IS小于所述Imin时，针对所述ES与所述ER之间的摆角的至少第二范围，所述功率摆动检测设备(120，200)进一步包括：
有功功率确定模块(214)，所述有功功率确定模块配置用于基于所述获得的VS和所述获得的IS来确定有功功率值P；以及
最大功率确定模块(220)，所述最大功率确定模块配置用于确定从所述源端发电机(108)传输至所述接收端发电机(110)的最大功率幅值Pmax，其中
所述摆角估算模块(210)配置用于根据所述确定的P和所述确定的Pmax来估算所述ES与所述ER之间的第二摆角θ1，以及
所述检测模块(212)配置用于基于所述估算的θ1来检测所述功率摆动状况。
7.如权利要求6所述的功率摆动检测设备(120，200)，进一步包括负载角确定模块(208)，所述负载角确定模块配置用于获得所述VS与所述IS之间的负载角α。
8.如权利要求7所述的功率摆动检测设备(120，200)，其中所述摆角估算模块(210)配置用于根据所述获得的α来估算所述θ。
9.如权利要求6所述的功率摆动检测设备(120，200)，进一步包括：
有功功率确定模块(214)，所述有功功率确定模块配置用于基于所述获得的VS和所述获得的IS来确定有功功率值P；以及
无功功率确定模块(216)，所述无功功率确定模块配置用于基于所述获得的IS和所述估算的X来确定无功功率值Q，
其中所述摆角估算模块(210)配置用于根据所述确定的P和所述确定的Q的变化率来估算摆角变化率
10.如权利要求9所述的功率摆动检测设备(120，200)，其中所述检测模块(212)配置用于基于所述估算的来检测所述功率摆动状况。
11.一种电力系统(100)，所述电力系统包括：
接收端发电机(110)；
源端发电机(108)，所述源端发电机配置用于电连接至所述接收端发电机(110)；以及
功率摆动检测设备(120，200)，所述功率摆动检测设备包括：
针对所述源端发电机(108)的内部电压ES与所述接收端发电机(110)的内部电压ER之间的摆角的至少第一范围：
电压确定模块(202)，所述电压确定模块配置用于获得所述源端发电机(108)的电压幅值VS；
电流确定模块(204)，所述电流确定模块配置用于获得所述源端发电机(108)的电流幅值IS；
电抗估算模块(206)，所述电抗估算模块配置为基于在功率摆动状况期间确定的最大电流幅值Imax和在所述功率摆动状况期间确定的最大有功功率幅值Pmax或基于系统拓扑参数和线路参数估算所述源端发电机(108)与所述接收端发电机(110)之间的总电抗X；
摆角估算模块(210)，所述摆角估算模块配置用于根据所述获得的VS、所述获得的IS和所述估算的X来估算所述ES与所述ER之间的第一摆角θ；以及
检测模块(212)，所述检测模块配置用于基于所述估算的第一摆角θ变化率，检测所述功率摆动状况；
比较模块(218)，所述比较模块配置用于将所述获得的IS与电流阈值Imin进行比较，其中所述比较模块(218)配置用于当所述获得的IS小于所述Imin时，向所述摆角估算模块(210)和检测模块(212)发送停用信号以停用所述摆角估算模块和所述检测模块；以及，
电路断路器，配置用于当检测出功率摆动状况时隔离所述源端发电机，
其中针对所述ES与所述ER之间的摆角的至少第二范围，所述功率摆动检测设备(120，200)进一步包括：
比较模块(218)，所述比较模块配置用于将所述获得的IS与电流阈值Imin进行比较；
当所述获得的IS小于所述Imin时：
有功功率确定模块(214)，所述有功功率确定模块配置用于基于所述获得的VS和所述获得的IS来确定有功功率值P；
最大功率确定模块(220)，所述最大功率确定模块配置用于确定从所述源端发电机(108)传输至所述接收端发电机(110)的最大功率幅值Pmax，其中
所述摆角估算模块(210)配置用于根据所述确定的P和所述确定的Pmax来估算所述ES与所述ER之间的第二摆角θ1，以及
所述检测模块(212)配置用于基于所述估算的θ1来检测所述功率摆动状况。
12.如权利要求11所述的电力系统(100)，其中所述摆角估算模块(210)配置用于根据所述VS与所述IS之间的负载角α来估算所述θ。
13.如权利要求11所述的电力系统(100)，其中所述功率摆动检测设备(120，200)进一步包括：
有功功率确定模块(214)，所述有功功率确定模块配置用于基于所述获得的VS和所述获得的IS来确定有功功率值P；以及
无功功率确定模块(216)，所述无功功率确定模块配置用于基于所述获得的IS和所述估算的X来确定无功功率值Q，
其中所述摆角估算模块(210)配置用于根据所述确定的P和所述确定的Q的变化率来估算摆角变化率并且所述检测模块(212)配置用于基于所述估算的来检测所述功率摆动状况。
CN201410401864.4A 2013-08-16 2014-08-15 用于电力系统中摆角估算的系统和方法 Active CN104377722B (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/968,684 US10024920B2 (en) 2013-08-16 2013-08-16 Systems and methods for swing angle estimation in an electrical power system
US13/968684 2013-08-16

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN104377722A CN104377722A (zh) 2015-02-25
CN104377722B true CN104377722B (zh) 2019-11-22

Family

ID=51298658

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201410401864.4A Active CN104377722B (zh) 2013-08-16 2014-08-15 用于电力系统中摆角估算的系统和方法

Country Status (5)

Country Link
US (1) US10024920B2 (zh)
EP (1) EP2840674B1 (zh)
JP (1) JP6397249B2 (zh)
CN (1) CN104377722B (zh)
CA (1) CA2858611C (zh)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9909940B2 (en) * 2015-04-27 2018-03-06 General Electric Company System and method for non-invasive generator damping torque estimation
JP6787181B2 (ja) * 2017-02-28 2020-11-18 株式会社Ｓｏｋｅｎ 中継装置
CN108599270A (zh) * 2018-04-27 2018-09-28 国家电网公司东北分部 一种考虑风电随机性的电力系统广域协调消纳方法
WO2023087226A1 (en) * 2021-11-18 2023-05-25 Abb Schweiz Ag Method of determining fault of power system

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7710729B2 (en) * 2007-07-27 2010-05-04 British Columbia Transmission Corporation Method and system of real-time estimation of transmission line parameters in on-line power flow calculations

Family Cites Families (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS61170667A (ja) * 1985-01-25 1986-08-01 Kansai Electric Power Co Inc:The 電力系統の電圧、リアクタンス推定方法
JPH03257386A (ja) 1990-03-07 1991-11-15 Toshiba Corp 発電機脱調予測の誤判定防止方法
JPH08265979A (ja) * 1995-03-22 1996-10-11 Tokyo Electric Power Co Inc:The 電力系統の外部リアクタンス推定装置
JPH0946908A (ja) * 1995-07-28 1997-02-14 Toshiba Corp 電力系統安定化装置
US5731943A (en) * 1996-01-04 1998-03-24 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Protective relay having out-of-step logic capability
JP3174525B2 (ja) * 1997-03-07 2001-06-11 三菱電機株式会社 モデリング方法、予測方法及び系統安定化制御方法
JPH10336883A (ja) * 1997-04-02 1998-12-18 Toshiba Corp 電力系統の脱調検出方法および脱調検出装置
DE19746719C1 (de) * 1997-10-15 1999-05-06 Siemens Ag Verfahren zum Gewinnen eines eine Pendelung in einem elektrischen Energieversorgungsnetz anzeigenden Signals
JPH11289669A (ja) * 1998-03-31 1999-10-19 Tokyo Electric Power Co Inc:The 電力系統の安定化装置
SE517714C2 (sv) 2000-05-31 2002-07-09 Abb Ab Nätvärnssystem för skydd av ett totalt elkraftsystems integritet mot svagt dämpade effektsvängningar, elkraftsystem innefattande ett nätvärn, systemskyddssystemförfarande, systemskyddsterminal, datorprogramprodukt samt datorläsbart medium
JP4092617B2 (ja) 2001-12-03 2008-05-28 学校法人日本大学 電力系統の脱調検出方法およびその装置
CN1204773C (zh) 2001-12-28 2005-06-01 光宝科技股份有限公司 以短讯息锁住用户识别卡及移动电话的方法
US7457088B2 (en) * 2004-09-29 2008-11-25 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Systems and methods for protection of electrical networks
WO2008117748A1 (ja) 2007-03-23 2008-10-02 Komatsu Ltd. ハイブリッド建設機械の発電制御方法およびハイブリッド建設機械
US7930117B2 (en) 2007-09-28 2011-04-19 Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Systems and methods for power swing and out-of-step detection using time stamped data
US8369055B2 (en) 2007-12-13 2013-02-05 Areva T&D Uk Ltd Method for setting free detection of out of step condition in electrical power system
US8451570B2 (en) * 2008-06-26 2013-05-28 Siemens Aktiengesellshaft Method for production of an oscillating signal and of an electrical protection device or measurement instrument having an oscillation identification device
CN101807789A (zh) 2009-02-18 2010-08-18 上海电机学院 同步电动机失步保护方法
RU2503111C2 (ru) 2009-06-15 2013-12-27 Абб Текнолоджи Аг Устройство для защиты оборудования энергетической системы
US8588984B2 (en) 2009-07-23 2013-11-19 Athula Dayanarth Rajapaske Rotor angle stability prediction using post disturbance voltage trajectories
WO2011092193A2 (en) 2010-01-26 2011-08-04 Vestas Wind Systems A/S Method for emulation of synchronous machine
US8606422B2 (en) 2010-11-17 2013-12-10 Electric Power Research Institute, Inc. Application of phasor measurement units (PMU) for controlled system separation
RU2013154105A (ru) 2011-05-06 2015-06-20 Сименс Акциенгезелльшафт Способ и устройство для распознавания симметричного короткого замыкания в многофазной электрической сети энергоснабжения
US20130066480A1 (en) 2011-09-07 2013-03-14 Quanta Associates, L.P Real-time monitoring of electric power system voltage stability margins
US9529057B2 (en) 2012-07-24 2016-12-27 Binod Shrestha Apparatus and method for out-of-step protection using the analysis of trajectories of electrical measurements in state plane
US8773829B2 (en) 2012-10-31 2014-07-08 General Electric Company Method and system for power swing detection in a generator
US10436823B2 (en) 2013-08-16 2019-10-08 General Electric Company Systems and methods for swing angle estimation in an electrical power system

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7710729B2 (en) * 2007-07-27 2010-05-04 British Columbia Transmission Corporation Method and system of real-time estimation of transmission line parameters in on-line power flow calculations

Also Published As

Publication number Publication date
EP2840674A2 (en) 2015-02-25
EP2840674A3 (en) 2015-09-30
JP6397249B2 (ja) 2018-09-26
CA2858611C (en) 2022-01-18
EP2840674B1 (en) 2020-12-02
US20150051850A1 (en) 2015-02-19
CN104377722A (zh) 2015-02-25
CA2858611A1 (en) 2015-02-16
US10024920B2 (en) 2018-07-17
JP2015037378A (ja) 2015-02-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10436823B2 (en) Systems and methods for swing angle estimation in an electrical power system
Yan et al. PMU-based monitoring of rotor angle dynamics
Liu et al. D-PMU based applications for emerging active distribution systems: A review
Hashemi et al. Fault detection during power swings using the properties of fundamental frequency phasors
Zhang et al. Fault analysis and traveling-wave protection scheme for bipolar HVDC lines
Freitas et al. A practical method for assessing the effectiveness of vector surge relays for distributed generation applications
Farantatos et al. A predictive generator out-of-step protection and transient stability monitoring scheme enabled by a distributed dynamic state estimator
Alinezhad et al. Out-of-step protection based on equal area criterion
CN104377722B (zh) 用于电力系统中摆角估算的系统和方法
US8773829B2 (en) Method and system for power swing detection in a generator
Nale et al. Comparative assessment of passive islanding detection techniques for microgrid
US8340930B2 (en) Arrangement for protecting equipment of a power system
CN106249105B (zh) 一种电力系统振荡识别系统及其方法
WO2011022153A1 (en) Systems and methods for asynchronous sampling data conversion
Liu et al. A simple multi agent system based adaptive relay setting strategy for distribution system with wind generation integration
CA2783755C (en) Apparatus and method for out-of-step protection using the analysis of trajectories of electrical measurements in state plane
Zweigle et al. Adding shaft angle measurement to generator protection and monitoring
Rampurkar et al. PMU based identification of low frequency oscillations—A case study
US10753976B2 (en) Detection of transient high torque events associated with rotating machinery in electric power systems
WO2014094977A1 (en) A power-based method of out of step detection in electrical power network
Nale et al. Protection schemes for sustainable microgrids
Salehi et al. Developing virtual protection system for control and self-healing of power system
CA2907443C (en) Systems and methods for swing angle estimation in an electrical power system
Le Roux et al. Transient stability control by means of under-frequency load shedding and a hybrid control scheme
Alinejad et al. Detection of unstable low frequency oscillations based on PMU measurements

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20240108

Address after: Swiss Baden

Patentee after: GENERAL ELECTRIC CO. LTD.

Address before: New York, United States

Patentee before: General Electric Co.

TR01 Transfer of patent right