CN104866973A - 电力系统暂态稳定控制策略表快速整定方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种电力系统暂态稳定控制策略表快速整定方法，对于不稳定的事故仿真功角曲线，依据功角曲线的轨迹特征，一次性计算出保持稳定性所需要的切机控制量，避免暂态稳定控制策略表整定过程中对控制量试凑的大量重复性仿真计算工作，具体步骤为：1、预想可能会对系统造成重大冲击的故障集；2、对于失稳系统，根据上一步的仿真结果，将系统分为两群，进行等值计算，确定控制时刻，获取控制时刻对应的等值功角和角速度，以及系统的最大摇摆角；3、计算需限定摇摆角所需要的控制量；4、综合考虑发电机的暂态动能和功角的影响，对可控机组进行排序，确定控制措施；5、返回第1步，进行下一个样本的仿真计算。

Description

电力系统暂态稳定控制策略表快速整定方法

技术领域

本发明属于电力系统技术领域，具体涉及一种电力系统暂态稳定控制策略表快速整定方法。

背景技术

随着现代电力系统向超高压、大容量、交直流混合互联等方向的迅速发展，以及负荷的急遽增长，使得现代电力系统的同调性、失稳模式和关键输电断面等动态特性日益复杂。“三道防线”是我国电网能够长期安全稳定运行的成功经验，其中的第二道防线是通过采取必要的切机、切负荷等手段，以确保电网在发生严重故障时能够继续保持稳定运行的状态，而策略表是第二道防线的核心和基础。

在制定策略表时，需要预想一些可能会对系统造成重大冲击的严重故障，通过大量的重复性仿真计算，试凑得到能够使得系统恢复稳定的控制措施，将严重故障与其所对应的控制措施构成策略表，并提取一些特征量的变化构成相应的启动条件。当实际电力系统发生严重故障时，根据实测的电力系统的某些电气特征量，匹配策略表当中对应的控制措施进行控制。其最主要的优点是控制措施投入速度快，当实际故障与预想故障匹配时，效果明显。

然而，现有的离线或在线稳控计算策略表时，对于不稳定的事故，需要根据经验反复给定切机控制措施试凑出有效的切机控制方案，每个方案的整定都需要通过多次仿真计算，对于大量的故障样本和运行工况的组合，这种方法将会耗费大量的时间和人力。

发明内容

为避免暂态稳定控制策略表整定过程中的大量的重复性仿真计算工作，本发明的目的在于提供一种电力系统暂态稳定控制策略表快速整定方法，对于不稳定的事故仿真功角曲线，依据功角曲线的轨迹特征，一次性计算出保持稳定性所需要的切机控制量，避免暂态稳定控制策略表整定过程中对控制量试凑的大量重复性仿真计算工作。

为了达到上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种电力系统暂态稳定控制策略表快速整定方法，其特征在于：对于不稳定的事故仿真功角曲线，依据功角曲线的轨迹特征，一次性计算出保持稳定性所需要的切机控制量，避免暂态稳定控制策略表整定过程中对控制量试凑的大量重复性仿真计算工作；

具体包括如下步骤：

1)在不同工况下，预想可能会对系统造成重大冲击的故障集，通过仿真计算校验该故障下系统是否稳定，若失稳则需要制定控制策略；

2)分群等值：对于失稳系统，根据上一步的仿真结果，将系统分为超前与滞后两群，进行等值计算；根据给定的控制时刻，获取控制时刻对应的等值功角δ_c和角速度Δω_c，以及系统给定的控制后最大摇摆角δ_b；

3)计算给定最大摇摆角下保证系统不失稳所需要的控制量ΔP_m；

$\mathrm{\λ}=1-\frac{P_{\mathrm{ec}}}{P_{\mathrm{mc}}+\frac{M_T\·\mathrm{\Δ}{{\mathrm{\ω}}_c}^2}{{\mathrm{\δ}}_b-{\mathrm{\δ}}_c}}$

式中：

λ——等值单机系统恢复稳定时所需要的控制量；

δ_c——等值单机系统控制时刻的功角；

Δω_c——等值单机系统控制时刻的角速度；

δ_b——给定的等值单机系统的最大摇摆角；

P_ec——等值单机系统的电磁功率在控制时刻Tc的值；

M_T——等值单机系统的惯性时间常数；

P_mc——等值单机系统的机械功率在控制时刻Tc的值；

$\mathrm{\Δ}{P}_m=\frac{(M_a+M_s)\·\mathrm{\λ}\·P_{\mathrm{mc}}}{\frac{P_{\mathrm{mac}}}{P_{\mathrm{msc}}}{M}_s-M_a}$

式中：

ΔP_m——保证系统不失稳所需要的控制量；

P_msc——超前机群的等值机械功率在控制时刻Tc的值；

P_mac——滞后机群的等值机械功率在控制时刻Tc的值；

M_s——超前机群等值惯性时间常数；

M_a——滞后机群等值惯性时间常数；

4)将控制量分配到各发电厂：综合考虑发电机的暂态动能和功角对后续稳定性的影响，对超前群中可控机组计算发电机受扰程度指标W_c(i)，按照发电机受扰程度指标W_c(i)从大到小的方向对各个可控机组进行优先级排序；

$W_c\left(i\right)=\frac{1}{2}{M}_i\·\left|{\mathrm{\Δ\ω}}_{i,c}\right|\·{\mathrm{\Δ\ω}}_{i,c}\·{\mathrm{\δ}}_{i,c}$

式中，Δω_i,c是第i台发电机在系统惯性中心坐标下控制时刻T_c的角速度，δ_i,c是第i台发电机在系统惯性中心坐标下控制时刻T_c的功角差，M_i是第i台发电机的惯性时间常数；

在滞后机群中的可控机组中选择W_c(i)大于零的发电机组，记为控制地点集合Ω(i)：

Ω(i)＝{i|W_c(i)>0}

将控制地点集合Ω(i)中的所有发电机按照发电机受扰程度指标W_c(i)从大到小的顺序进行排序便得到切机地点排序表；当保证不失稳系统所需要的控制量ΔP_m确定后，取总容量大于ΔP_m且最接近于ΔP_m的切机地点排序表中的前几台发电机作为最终的切机控制策略；

5)返回1)，进行下一个样本的仿真计算。

本发明和现有技术相比较，具备如下优点：

现有的离线或在线稳控计算策略表时，对于不稳定的事故，需要根据经验反复给定切机控制措施试凑出有效的切机控制方案，每个方案的整定都需要通过多次仿真计算，对于大量的故障样本和运行工况的组合，这种方法将会耗费大量的时间和人力。本发明避免了暂态稳定控制策略表整定过程中的大量的重复性仿真计算工作，一次性给出所需要的切机控制量，可对暂态稳定策略表的制定提供一定的参考。

附图说明

图1是2005年山东省电力系统500kV线路图。

图2是暂态稳定控制策略表整定流程图。

图3是未采取控制措施的发电机功角曲线图。

图4是采取控制措施后的发电机功角曲线图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细说明。

如图1所示，2005年山东省500kV电力系统地理节点图。

如图2所示，本实施例电力系统暂态稳定控制策略表快速整定方法，步骤如下：

第一步：预想故障设置为在母线“鲁聊城站”与母线“鲁长清站”之间的500kV双回线路中的一回线(线路编号：600624)上0秒发生三相短路，并在0.12秒切除故障线路，无控制措施时的功角曲线图如图3所示。如果不施加控制措施，则系统将会失去稳定，因此需要制定控制措施。

第二步：根据仿真数据，将系统分为两群，并进行等值计算，给定控制时刻为0.12s，由仿真结果得到等值系统在0.12s的等值功角为38°，等值角速度为4.0357rad/s，给定最大摇摆角为180°。

第三步：计算得到系统所需要的最小控制量为600MW。

第四步：临界机群为G9,G10,G11,G12,G52,G53,G54,G55,G56,G57,G58,G59,G95。

计算各机组的W_c(i)指标，其结果如表1所示。

表1临界机群各发电机的受扰程度指标

按照表1所得的受扰程度进行排序得到切机顺序为：G53，G52，G9，G59，G57，G95，G58，G11，G12，G56，G10，G54，G55。

选择切机顺序的前几台发电机组且机械功率总和大于210MW，最后确定的控制措施为：切除G53机组210MW的出力。

第五步：控制措施实施后的系统功角曲线图如图4所示，系统恢复稳定，切除G53机组600MW的出力即为该故障下对应的控制措施。进行下一个故障样本的计算。

Claims (1)

1.一种电力系统暂态稳定控制策略表快速整定方法，其特征在于：对于不稳定的事故仿真功角曲线，依据功角曲线的轨迹特征，一次性计算出保持稳定性所需要的切机控制量，避免暂态稳定控制策略表整定过程中对控制量试凑的大量重复性仿真计算工作；

具体包括如下步骤：

1)在不同工况下，预想可能会对系统造成重大冲击的故障集，通过仿真计算校验该故障下系统是否稳定，若失稳则需要制定控制策略；

2)分群等值：对于失稳系统，根据上一步的仿真结果，将系统分为超前与滞后两群，进行等值计算；根据给定的控制时刻，获取控制时刻对应的等值功角δ_c和角速度Δω_c，以及系统给定的控制后最大摇摆角δ_b；

3)计算给定最大摇摆角下保证系统不失稳所需要的控制量ΔP_m；

$\mathrm{\λ}=1-\frac{P_{\mathrm{ec}}}{P_{\mathrm{mc}}+\frac{M_T\·\mathrm{\Δ}{{\mathrm{\ω}}_c}^2}{{\mathrm{\δ}}_b-{\mathrm{\δ}}_c}}$

式中：

λ——等值单机系统恢复稳定时所需要的控制量；

δ_c——等值单机系统控制时刻的功角；

Δω_c——等值单机系统控制时刻的角速度；

δ_b——给定的等值单机系统的最大摇摆角；

P_ec——等值单机系统的电磁功率在控制时刻Tc的值；

M_T——等值单机系统的惯性时间常数；

P_mc——等值单机系统的机械功率在控制时刻Tc的值；

$\mathrm{\Δ}{P}_m=\frac{(M_a+M_s)\·\mathrm{\λ}\·P_{\mathrm{mc}}}{\frac{P_{\mathrm{mac}}}{P_{\text{msc}}}{M}_s-M_a}$

式中：

ΔP_m——保证系统不失稳所需要的控制量；

P_msc——超前机群的等值机械功率在控制时刻Tc的值；

P_mac——滞后机群的等值机械功率在控制时刻Tc的值；

M_s——超前机群等值惯性时间常数；

M_a——滞后机群等值惯性时间常数；

4)将控制量分配到各发电厂：综合考虑发电机的暂态动能和功角对后续稳定性的影响，对超前群中可控机组计算发电机受扰程度指标W_c(i)，按照发电机受扰程度指标W_c(i)从大到小的方向对各个可控机组进行优先级排序；

$W_c\left(i\right)=\frac{1}{2}{M}_i\·\left|\mathrm{\Δ}{\mathrm{\ω}}_{i,c}\right|\·\mathrm{\Δ}{\mathrm{\ω}}_{i,c}\·{\mathrm{\δ}}_{i,c}$

式中，Δω_i,c是第i台发电机在系统惯性中心坐标下控制时刻T_c的角速度，δ_i,c是第i台发电机在系统惯性中心坐标下控制时刻T_c的功角差，M_i是第i台发电机的惯性时间常数；

在滞后机群中的可控机组中选择W_c(i)大于零的发电机组，记为控制地点集合Ω(i)：

Ω(i)＝{i|W_c(i)>0}

将控制地点集合Ω(i)中的所有发电机按照发电机受扰程度指标W_c(i)从大到小的顺序进行排序便得到切机地点排序表；当保证不失稳系统所需要的控制量ΔP_m确定后，取总容量大于ΔP_m且最接近于ΔP_m的切机地点排序表中的前几台发电机作为最终的切机控制策略；

5)返回1)，进行下一个样本的仿真计算。