CN105637730B - 电力系统及控制电力系统中的电力潮流和/或电压的方法 - Google Patents

电力系统及控制电力系统中的电力潮流和/或电压的方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种控制电力系统中的电力潮流和/或电压的方法，包括：针对包括一系列时间步长的同步测量的扫描周期，监视在一组系统位置处的电压和/或电流的条件；基于针对两个或更多个连续时间步长的数据来确定瞬态估计；形成包括电力系统的瞬时电压、电流和电力潮流的快照；以及进行调节以减轻扰动的影响。在一系列时间步长中，进行电压和/或电流的瞬时样本测量。监视提供包括针对完整扫描周期的瞬时样本测量的数据。瞬态估计包括对由对电力系统的扰动引起的非正弦电压或电流波形的估计。还公开了一种电力系统。上述分析提供了瞬态条件期间的电力系统的快照，并且该快照可以由控制功能或FACTS设备使用以保护和控制电网。

Description

电力系统及控制电力系统中的电力潮流和/或电压的方法
技术领域
本发明涉及一种用于监控电力系统的装置、方法和计算机程序。更具体地，本发明涉及在系统扰动的情况下控制电力系统的电力潮流和电压。
背景技术
电力系统或电网通常包括通过传输线互连的多个电力总线。图1示出了IEEE 14-总线系统10的示例，其中，总线Bus 1、Bus 2、…、Bus 14通过传输线12互连。发电机G向一些总线(诸如Bus 1和Bus 2)提供电力，与此同时，负载L从一些总线汲取电力。另外，一些总线具有同步调相机(condenser)C，同步调相机C用于产生或吸收调节电压或提高电网中的功率因数所需的能量。此外，如图1中所示，一些传输线12可以包括变压器T，变压器T用于降低或增加总线之间的电压。如图1中所示，电网可以包括一个或多个变电站16。变电站16被示为包括总线4、7、8和9以及相关联的传输线12和这些总线之间的变压器T。
期望电力系统在稳定状态下运转。然而，因为不能避免系统扰动，所以电力系统几乎总是不得不在瞬态条件下工作。当发生系统扰动时，系统中的电力潮流(power flow)、电压和电流会非常快地变化，电力系统可能不稳定。在快速瞬态条件的情况下，必需进行电力系统的控制以使系统稳定。这种控制可以通过若干控制功能(诸如频率稳定控制、电压稳定控制、瞬态稳定控制和系统振荡控制)以及电力系统元件保护方案和系统范围自动化保护方案(叫做系统完整性保护方案(SIPS))和/或使用现代电力系统中的FACTS(灵活AC传输系统)设备和/或HVDC(高压DC)和/或HVDC电网来进行。FACTS通常是基于电力电子的系统，在现代工业中广泛地用于控制电网。
然而，控制大的复杂的电网不是简单的任务。在可以采用系统控制功能之前，应当在电压和电流方面对系统状态进行估计，以提供准确的快照(snapshot)。使用原始测量系统将需要过多的测量仪器/信号以及处理器需求。因此，电网控制功能使用电力系统状态估计，电力系统状态估计包括根据更可管理数量的测量来估计电网的状态。电力系统状态估计器将提供在给定时间点对在所有系统总线的电压(和/或电流)和相位角的估计。可以在电力系统的控制功能中使用这种估计。
稳定状态或条件变化相对缓慢的电网中的状态估计已经广泛用于电网中。然而，当尝试在瞬态条件(具体地，快速瞬态条件)期间执行状态估计时出现了问题，该问题也可以在电网中存在扰动时发生。在系统扰动期间，当电压和电流波形不是正弦波(在50或60Hz的基频)时，用于稳定状态的状态估计方法无效或者根本不工作。在这些情况下，需要特殊的瞬态估计。
瞬态估计方法的一个示例已经由Zima-Bockarjova等在2011年的IEEETrans.Power Syst.的26(4)的第1866-1874页的“Analysis of the StateEstimationPerformance in Transient Conditions”中进行了描述。其提出了通过调节系统扰动来升级正常状态估计过程。然而，在这种尝试中不考虑非正弦的电压和电流波形，因此，这种方法不能用于有效地处理系统扰动期间的状态估计。
由Yu和Watson在2007年的IEEE Trans.Power Del.的22(3)的第1680-1687页的“An Approximate Method for Transient State Estimation”中提出了另一种方法。这种方法基于单个、非常短的时间步长的测量。该方法的问题在于，它对测量仪器的性能和数据通信速度具有不可接受的要求。
本发明旨在缓解上述问题。
发明内容
根据本发明的第一方面，提供了一种控制电力系统中的电力潮流和/或电压的方法。所述方法包括：针对同步测量的扫描周期，监视在一组系统位置处的电压和/或电流的状况。所述扫描周期包括一系列时间步长，在所述一系列时间步长中，进行电压和/或电流的瞬时样本测量。所述监视提供包括针对完整扫描周期的瞬时样本测量的数据。基于针对两个或更多个连续时间步长的数据来确定瞬态估计。所述瞬态估计包括对由对电力系统的扰动引起的非正弦电压或电流波形的估计。所述方法还包括：形成包括电力系统的瞬时电压、电流和电力潮流的快照。所述方法还包括：进行调节以减轻扰动的影响。所述调节可以是对提供给电力系统的电量和/或从电力系统汲取的电量的调节，和/或通过改变系统配置来保护系统。
同步测量可以是由多个时间同步测量仪器(诸如PMU)提供的。可以通过使用标准时间信号(例如，全球定位系统GPS时间信号)作为基准来获得同步测量。扫描周期可以按照在电网运行与控制中测量的传输数据的国际标准。
确定瞬态估计可以包括：确定在与用于所述监视的系统位置不同的系统位置处的估计。所述瞬态估计基于状态空间模型和离散模型，所述离散模型在估计中包括非正弦电压或电流波形。
电力系统可以包括多个互连的总线，所述多个互连的总线包括能够将电力提供给电网的一个或多个总线以及能够从电网汲取电力的一个或多个总线，所述方法包括：调节提供给一个或多个总线的电量和/或从一个或多个总线汲取的电量。
所述方法还可以包括：将电力系统划分成多个子系统，每个子系统包括所述总线中的一个或多个总线。优选地，所述子系统中的一个或多个子系统包括一个或多个变电站，每个变电站包括一个或多个总线、电力变压器、用于切断电力的开关设备(诸如电路断路器或切断开关(disconnector))，其中，测量、保护和控制设备物理地位于变电站中。
可以使用非重叠方法将电力系统划分成通过连接线连接的多个子系统，所述连接线包括传输线或变压器。可以通过从每个子系统单独进行同步测量，来真的每个子系统进行瞬态估计。
优选地，对每个子系统的瞬态估计进行合计，以提供对整个电网的瞬态估计。合计的瞬态估计可以提供以下快照：所述快照包括整个电力系统的或者电力系统的一部分的电压、电流和电力潮流。
所述方法还可以包括：在控制功能或FACTS设备或HVDC系统中使用快照数据，以保护和控制电力系统。
可以在变电站中实现所述方法。
根据本发明的第二方面，提供了一种电力系统，所述电力系统包括位于电力系统中的多个位置处的多个同步测量单元。每个测量单元被配置为在包括一系列时间步长的同步扫描周期上获得样本数据，并且在周期结束之后发送针对完整扫描周期的瞬时样本数据，其中，在所述一系列时间步长中，进行电压和/或电流的瞬时样本测量。瞬态估计器被配置为接收和分析样本数据以基于针对两个或更多个连续时间步长的数据来确定瞬态估计。所述瞬态估计包括对由对电力系统的扰动引起的非正弦电压或电流波形的估计。至少一个电力设备调节提供给电力系统的电量和/或从电力系统汲取的电量，以减轻扰动的影响。
所述瞬态估计器可以被配置为分析样本数据以提供对多个子系统中的每个子系统的瞬态估计，其中，所述多个子系统组成整个电力系统或者电力系统的一部分。所述瞬态估计器还可以被配置为对每个子系统的瞬态估计进行合计，以提供对整个电力系统或电力系统的一部分的瞬态估计。
所述电力系统还可以包括：系统控制器，所述系统控制器被配置为接收瞬态估计，以及控制所述至少一个电力设备减轻扰动的影响。
所述系统可以将输出提供给若干控制功能，诸如频率稳定控制、电压稳定控制、瞬态稳定控制、系统振荡控制、系统组件保护方案、系统范围自动化保护方案和系统完整性保护方案(SIPS)，或者用于由FACTS设备和/或高电压DC(HVDC)和/或HVDC电网使用，以保护和控制电力系统。
优势在于，通过使用扫描周期中的同步测量，可以使用单个扫描周期中的多个步长的测量来执行瞬态估计。因而，即使对于由扰动引起的非正弦波形，也可以对电网中的每个总线处的状态(例如，电压)进行准确估计。此外，在扫描周期结束之后，将针对每个扫描周期中的多个步长的测量的数据发送到状态估计器。这充分减轻了通信负担，并允许通过使用扫描周期中的较短时间步长进行更加精确的估计。这些功能迄今在实际电力系统状态估计器中尚不可用，这是因为状态估计不能在非正弦扰动期间提供可靠的估计。
借助于同步测量，本发明是第一个能够在考虑到通信需求的同时可以实现在电网中以在瞬态条件下执行状态估计的方法。来自电网上的多个远程测量点的同步测量通过公共时间源进行同步。状态估计的输出可以形成瞬态条件期间的电力系统的快照(在所有总线处的电压和/或电流)，并且该快照可以用于若干控制功能或FACTS设备以保护和控制电网。
随着电网的发展和间歇性能源的大规模整合以及快速电力电子设备(诸如FACTS设备和HVDC电网)的发展，扰动时段期间的估计结果变得非常重要，并且可以用于快速系统保护和控制功能。所述分析提供了瞬态条件期间的电力系统的快照(在总线处的瞬时电压和/或电流)，并且该快照可以由控制功能或FACTS设备使用以保护和控制电网。状态估计器的结果可以用于确定是否应当针对进一步控制功能进行和提供任何改变(例如，使用同步调相机调节任何总线处的电压)以使电网稳定或优化电网的性能。
附图说明
图1是针对IEEE 14-总线系统的示例的电网的示意图。
图2是用于分解电网的非重叠方法的示意图。
图3是由相量测量单元(PMU)进行的测量的简单功能图。
图4是示出了扫描周期中的PMU测量样本与正弦波形之间的关系的图。
图5是集总(lumped)传输线的典型单相模型的电气接线图。
图6是示出了在本发明的实施例中使用的测量矩阵的结构的示意图。
图7是示出了根据本发明的实施例进行的瞬态估计的示例的结果的图。
图8是示出了图7的示例瞬态估计中的实际值与估计值之间的差异的图。
图9是示出了根据本发明的实施例的采用瞬态估计器的电力系统的主要组件的框图。
图10是示出了根据本发明的实施例的瞬态估计方法中的主要步骤的流程图。
具体实施方式
以下描述的实施例包括用于执行电网的瞬态估计的实用方法，所述方法允许在系统扰动时段期间进行准确的状态估计。这包括图1中示出的电网类型的瞬态估计的示例，但是所述方法不限于这种示例，而可以应用于多种电网配置。此外，实施例描述了使用相量测量单元(PMU)获得同步测量。同步测量可以通过大量仪器来提供。PMU是当前在电网中正被使用的一个示例。PMU是能够利用公共时间源提供电波的同步测量的设备。然而，可以采用能够以高采样频率提供同步测量样本的任何其他已知或还在开发的设备。
该过程的概况在图10的流程图中示出，并且具有以下步骤：
1)步骤101对于大的电网或系统，优选地，将电网分解成多个小的子系统。针对每个子系统单独执行瞬态估计方法。因此，以下将该过程称为分布空间状态估计(DSSE)；
2)步骤102在每个子系统中，针对一个扫描周期获得同步测量的多个步长，并且在每个扫描周期的结尾同时将所述多个步长提供给估计器；
3)步骤103使用在扰动时段期间的子系统的模型来执行估计。所述模型是能够在估计处理中使用非正弦电压和电流波形的模型；
4)步骤104利用2)中的多个步长的同步测量和3)中的估计模型，在扰动时段期间针对每个子系统确定瞬态估计；
5)步骤105所有子系统估计被合计以提供在扰动时段期间对集成系统(即，整个电网)的瞬态估计。该集成系统的瞬态估计提供了扰动期间电网状态的快照；
6)步骤106在扰动时段期间直接将估计结果(快照)发送到系统控制功能或FACTS设备或HVDC或HVDC电网以进行系统保护和控制。
现在将考虑步骤1)至步骤4)中的每个步骤的更详细的说明和示例。
1)分解电网相量测量单元(如PMU-见下文)的高采样率表示存在能够在瞬态条件下提供给状态估计器的更多测量，但是这对设备的要求更高。特别是在大的电网中，将由所有PMU获取的所有原始采样数据发送到控制中心以执行瞬态估计是不实际的。为了减轻计算负担、存储器存储和数据交换要求，采用分布式配置。此外，分布式配置引入了更大的灵活性，这对于在未来的“智能电网”中进行使用更具有吸引力。
图2是示出了电力系统的分解的示例的示意图，其采用非重叠方法通过连接线14将电力系统划分成若干子系统-组1、组2、组3。在2011年的Electric Power SystemsResearch的第81卷第1060-1069页的“Ataxonomy of multi-area state estimationmethods”中Gómez-Expósito等提供了关于非重叠方法的详细信息，其中包括相应的测量和状态。在这种非重叠方法中，若干相邻变电站可以形成DSSE组，所以可以将大的电力系统划分成许多独立的DSSE组。单个组经仅由连接线14受其相邻组的影响。这种方法假定组之间的相互影响是可以忽略的，这是因为在瞬态条件下信号改变太快。因此，每个DSSE组可以被视为独立系统，从而可以局部地执行每个组中的瞬态估计。此外，降低了计算负担和硬件要求。
2)获得测量 在该示例中，使用相量测量单元(PMU)获得瞬态估计将基于的同步测量。PMU测量电网中的电波(电流和/或电压)的原始样本。PMU是能够利用公共时间源提供电波的同步测量的设备。PMU可以将具有GPS(全球定位系统)时间标记的同步相量测量提供给电力系统。由于它们的高精度和采样率，PMU测量广泛用于状态估计。在实践中，PMU提供从原始样本估计的相量测量。这些相量测量由幅度和相位角组成。幅度是信号的均方根(RMS)值，相位角是报告时刻与正弦波的峰值之间的角度。在图3中示出了PMU测量的简单功能图。
可以在PMU中产生每个相量测量的时段被称为扫描周期。在图4中示出了扫描周期与PMU中的原始样本之间的关系。
图4示出了针对一个波形的PMU的同步测量与样本之间的关系。原始样本在被叫做扫描周期或报告时间的短时段期间的每个时刻捕获信号的瞬时幅度。在每个扫描周期中，产生多个离散时间步长处的多个同步测量。传统的远程终端单元(RTU)的扫描周期在50Hz的频率下是580ms，这对于典型的瞬态估计来说太慢了。另一方面，根据IEEE StdC37.118-2011，如果需要的话，同步测量的扫描周期可以减小到10ms或者甚至更小。因此，PMU提供具有高得多的采样率的同步测量。
注意到，从基频下的具有时不变(time-invariant)振幅的稳定状态正弦波产生每个PMU相量测量。然而，在瞬态条件下，振幅和基频二者变成时变(time-variant)的，所以目标信号不能被视为正弦波。因此，传统的相量测量(来自PMU)可能不适于瞬态估计。
在这里描述的瞬态DSSE方法的实施例中，将每个同步测量(例如，PMU测量)的多个样本(例如，每个样本)的瞬时幅度发送到估计器，而非相量测量。瞬时测量包括电压和电流。如图4中所示，在一个扫描周期中存在多个样本，所以瞬时测量的采样率比相量测量高得多。此外，(在扫描周期的结束)将一个扫描周期中的所有瞬时测量同时输入到估计器。因此，两个连续DSSE估计之间的时间间隔等于同步测量(例如，PMU测量)的扫描周期。
为了确保在DSSE状态估计中使用的测量的精度，重要的是确保所有PMU的扫描周期同步。如之前提到的，PMU可以提供具有GPS时间标记的同步相量测量。PMU的其他操作参数是扫描周期长度和每周期样本的数量。根据IEEE标准C37.118-2011，如果需要的话，同步测量的扫描周期可以减小到10ms或者甚至更小。基于IEC 61850标准，通常在每个扫描周期中存在80个样本。在以下描述的测试情况研究中，使用5ms的扫描周期，从而导致测量样本之间的0.125ms的时间间隔。
来自电网上的多个远程测量点的同步测量通过公共时间源进行同步。可以将战略上位于电网上的PMU的输出提供给状态估计器，状态估计器分析数据以执行状态估计。
3)瞬态估计模型 基于电力系统的静态模型建立传统的状态估计。然而，对于瞬态估计，使用状态空间模型。图5示出了在该示例中使用的针对电力系统的集总传输线的典型单相模型，其中，在电力系统中，传输线的短分段(segment)由耦合的PI(π)模型表示。如图5中所示的PI模型是用于表示传输线的典型模型。在图5中：lij、rij和bij分别是分支ij的电感、电阻和电纳；vi(t)和vj(t)分别是总线i和j处的瞬时电压；ii(t)、ij(t)、iij(t)、ishi(t)和ishj(t)分别表示发送端电流、接收端电流、支路电流和分路电流的瞬时值。以下等式用于瞬态条件下的分支ij的状态空间模型。
离散状态模型
上述等式(1)至(3)是支路电流iij以及总线电压vi和vj的一阶微分模型。为了将其变换为离散状态空间模型，dx/dt项可以写成以下形式：
其中：
Δt 是两个步长之间的间隔时间；
x(t) 表示t时刻的变量；以及
x(t-Δt) 表示t-Δt时刻的变量。
因此，瞬态条件下的离散状态模型可以写成：
等式(5)至(7)示出了在时刻t和时刻t-Δt处的分支ij的电压和电流之间的关系。这意味着在瞬态估计器中使用历史测量(即，来自至少一个之前时间步长的测量)。
注意到，上述瞬态估计(TSE)算法基于离散状态空间模型。然而，因为样本测量之间的间隔与估计之间的间隔相同，所以当前硬件不可能针对每个时间步长执行该TSE算法。但是，如上所述，对于瞬态DSSE，两个估计处理之间的间隔是扫描周期，扫描周期更大(即，多个时间步长)。实际上这可以降低用于测量数据传输的硬件要求并且在实践上更容易实施DSSE。
4)瞬态估计 在静态状态估计中，估计的状态包含电压幅度和相位角。如上所述，相量在瞬态条件下没有意义，所以将瞬时总线电压(图5中的vi(t)和vj(t))以及支路电流iij(t)选择为瞬态DSSE估计的状态。在t时刻，所述状态的数学表达式是：
x(t)＝[vi(t) vj(t) iij(t)]T (8)
在DSSE估计器中考虑的瞬时测量包括分支中的发送端和接收端的总线电压和电流。测量可以被描述为：
z(t)＝[zv(t) zli(t) zlj(t)]T (9)
其中：
zv(t) 是电压幅度测量的矢量；
zli(t) 是发送端电流测量的矢量；以及
zlj(t) 是接收端电流测量的矢量。
DSSE估计器在每个周期的结尾接收一个同步测量或一个PMU扫描周期的数据(即，每个扫描周期接收一组测量)。如图4中所示，对于在以上步骤2)获得的同步测量，在一个扫描周期中存在n个样本。每个样本对应于估计模型中的时间步长。在每个时间步长，存在涉及在扫描周期中对状态的测量的测量模型。换言之，从扫描周期中的测量模型得到估计模型。因此，瞬态DSSE估计器可以一次估计n个时间步长的状态。
可以使用以下等式形成该估计模型，该估计模型可以被称为具有多个步长测量的瞬态估计。
其中：
是测量矩阵；
是测量的误差矢量；
是扫描周期中的瞬时测量矢量；以及
是扫描周期中的状态矢量。
在图6中示出了测量矩阵的结构。在每个时间步长，测量将向测量矩阵添加一组行添加。测量仅与前一时间步长和当前时间步长处的状态相关联(如以上等式5至7所示)。结果，测量矩阵非常稀疏(符号“X”表示矩阵中的非零项，并且其他是零项)。测量矩阵的项取决于网络拓扑和PMU测量的采样率。如果两者保持不变，则测量矩阵将不变。在这种情况下，仅需要被求解一次。可以将结果保存在存储器中并利用结果执行DSSE估计，直到网络拓扑的下一改变。因此，可以降低存储器成本，并且还提高计算效率。
此外，由于等式(5)至(7)是线性的，因此测量矩阵也是线性的。等式(11)中的测量模型可以通过线性方法来求解。然而，更高的测量采样率导致数据交换量增加，但是这可以通过步骤1)中的电网分解和分布式计算策略来减轻。
图7和图8示出了在图1中示出的IEEE 14-总线系统上执行的测试情况的结果。使用PSCAD/EMTDC(电力系统计算机辅助设计/包括DC的电磁瞬态)模拟由总线Bus 5处的三相接地故障引起的瞬态条件。情况A使用由Yu和Watson在2007年的IEEE Trans.Power Del.的22(3)的第1680-1687页的“An Approximate Method for Transient StateEstimation”中提出的方法(参见以上)，情况B使用本文中描述的DSSE方法。
图7示出了使用本发明的DSSE方法的估计解，并描述了该方法的可行性。图7针对每个时间步长逐点地示出了在扰动期间在总线Bus 5处的瞬时电压的估计结果，实线是实际电压。虽然不完美，但是对于大多数电网应用，估计精度是可接受的，并且估计精度相对于实践中使用的其他已知方法有了显著提高。
图8示出了针对情况A和情况B中的每个情况的总线Bus 5处的电压的估计值与准确值之间的绝对差异。这表明本发明的DSSE方法(情况B)具有更高的估计精度。
与Yu和Watson提出的方法(以上情况A)相比，利用一些合理的分解策略，本发明的DSSE方法可以将估计精度提高达32％，并将计算效率提高达24％。对于更大的电力系统，可以预期计算效率的进一步改善。
图9是示出了DSSE估计器90如何与电力系统的组件连接的示意图。如上所述，电力系统在多个位置处具有多个同步测量单元(PMU)92a至92n，并且这些同步测量单元(PMU)92a至92n用于监视所述位置处的状况(电流和/或电压)。单元92a至92n在每个扫描周期之后将针对完整扫描周期进行的所有采样电压/电流测量的数据提供给DSSE估计器90。DSSE估计器90分析数据，并将如上所述的状态估计提供给系统控制功能94。系统控制功能94控制各种电力设备96a至96m的运行，诸如同步调相机、FACTS设备以及HVDC和/或HVDC电网。系统控制功能94可以基于由DSSE估计器90提供的状态估计，通过这些电力设备96a至96m对电力系统中的电力潮流进行调节。
以下特征影响DSSE的性能：
·同步测量的精度；
·扫描周期的时段和每个扫描周期样本的数量确定两个测量步长之间的时间间隔–可以利用较小的时间间隔实现较高的估计精度；
·用于对大系统进行子划分的分解策略–如果从大系统划分出的子系统越多，则计算效率越高，同时估计精度越低，从而导致估计精度与效率之间的权衡；
·硬件组件之间的通信速度以及估计器的计算速度。

Claims (23)

1.一种控制电力系统中的电力潮流和/或电压的方法，所述方法包括：
针对包括一系列时间步长的同步测量的扫描周期，监视在一组系统位置处的电压和/或电流的状况，其中，在所述一系列时间步长中，进行电压和/或电流的瞬时样本测量，所述监视提供包括针对完整扫描周期的瞬时样本测量的数据；
基于针对两个或更多个连续时间步长的数据来确定瞬态估计，其中，所述瞬态估计包括对由对电力系统的扰动引起的非正弦电压或电流波形的估计；
形成包括电力系统的瞬时电压、电流和电力潮流的快照；以及
进行调节以减轻扰动的影响。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，同步测量是从若干同步测量单元提供的。
3.根据权利要求2所述的方法，其中所述同步测量单元是相量测量单元PMU。
4.根据权利要求1或权利要求2所述的方法，其中，确定瞬态估计包括：确定在与用于所述监视的系统位置不同的系统位置处的估计。
5.根据权利要求1所述的方法，其中，使用标准时间信号作为基准来获得同步测量。
6.根据权利要求5所述的方法，其中所述标准时间信号是全球定位系统GPS时间信号。
7.根据权利要求5所述的方法，其中，所述瞬态估计具有使用所述标准时间信号的相同时间基准。
8.根据权利要求1所述的方法，其中，扫描周期按照在电网运行与控制中测量的传输数据的IEEE标准C37.118-2011。
9.根据权利要求1所述的方法，其中，所述瞬态估计基于状态空间模型和离散模型，所述离散模型在估计中包括非正弦电压或电流波形。
10.根据权利要求1所述的方法，其中，电力系统包括多个互连的总线，所述多个互连的总线包括能够将电力提供给电网的一个或多个总线以及能够从电网汲取电力的一个或多个总线，所述方法包括：调节提供给一个或多个总线的电量和/或从一个或多个总线汲取的电量。
11.根据权利要求10所述的方法，还包括：将电力系统划分成多个子系统，每个子系统包括所述总线中的一个或多个，其中，所述监视包括：从每个子系统进行测量，其中，针对每个子系统确定瞬态估计。
12.根据权利要求11所述的方法，其中，使用非重叠方法将电力系统划分成通过连接线连接的多个子系统，所述连接线包括传输线或变压器。
13.根据权利要求11或权利要求12所述的方法，其中，对每个子系统的瞬态估计进行合计，以提供对整个电力系统的瞬态估计。
14.根据权利要求13所述的方法，其中，经过合计的瞬态估计提供包括整个电力系统或者电力系统的一部分的电压、电流和电力潮流的快照。
15.根据权利要求1所述的方法，其中，所述调节是对提供给电力系统的电量和/或从电力系统汲取的电量的调节，和/或通过改变系统配置来保护系统。
16.根据权利要求1所述的方法，还包括：在控制功能或FACTS设备或HVDC系统中使用快照数据，以保护和控制电力系统。
17.根据权利要求1所述的方法，其中，在变电站中执行所述方法。
18.一种电力系统，包括：
多个同步测量单元，位于电力系统中的多个位置处，每个测量单元被配置为在包括一系列时间步长的同步扫描周期上获得样本数据，并且在所述周期结束之后发送针对完整扫描周期的瞬时样本数据，其中，在所述一系列时间步长中，进行电压和/或电流的瞬时样本测量；
瞬态估计器，被配置为接收和分析样本数据以基于针对两个或更多个连续时间步长的数据来确定瞬态估计，其中，所述瞬态估计包括对由对电力系统的扰动引起的非正弦电压或电流波形的估计；以及
至少一个电力设备，用于进行调节以减轻扰动的影响。
19.根据权利要求18所述的电力系统，其中，所述瞬态估计器被配置为：分析样本数据以提供对多个子系统中的每个子系统的瞬态估计，其中，所述多个子系统组成整个电力系统或者电力系统的一部分。
20.根据权利要求19所述的电力系统，其中，所述瞬态估计器还被配置为：对每个子系统的瞬态估计进行合计，以提供对整个电力系统或电力系统的一部分的瞬态估计。
21.根据权利要求18至20中任一项权利要求所述的电力系统，还包括：系统控制器，被配置为接收瞬态估计，以及控制所述至少一个电力设备减轻扰动的影响。
22.根据权利要求18至20中任一项权利要求所述的电力系统，其中，所述系统将输出提供给1)控制器；该控制器选自如下组中的一个或多个：频率稳定控制、电压稳定控制、瞬态稳定控制、系统振荡控制；2)系统组件保护方案、系统范围自动化保护方案或系统完整性保护方案(SIPS)；或者3)用于由FACTS设备和/或高电压DC(HVDC)使用，以保护和控制电力系统。
23.根据权利要求19或权利要求20所述的电力系统，其中，所述子系统中的一个或多个子系统包括一个或多个变电站，每个变电站包括一个或多个总线、电力变压器、用于切断电力的开关设备，其中，测量、保护和控制设备物理地位于变电站中。
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