CN108649559A - 一种评估电力系统紧急控制策略的效果的方法和系统 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种评估电力系统紧急控制策略的效果的方法和系统，所述方法包括：当电力系统发生故障时根据故障场景信息调用故障紧急控制策略表，确定在线匹配紧急控制策略、仿真等值功角轨迹Pfz(δfz)、预期暂态动能Vfz轨迹和预期暂稳裕度Sxn；根据电力系统当前时刻的实际发电机功角和转速偏差求取实际等值功角δsj、实际等值转速偏差ωsj和暂态偏差能量Vpc(δsj)；根据Vpc(δsj)的值以及比较Vpc(δsj)的绝对值与Sxn的大小确定紧急控制策略的效果；确定电力系统运行状态，并根据紧急控制策略的效果和系统运行状态确定是否结束评估。本发明能够实时的评估电力系统紧急控制策略的防控效果，尽早发现策略无效的故障场景，为采取追加控制或主动解列提供了宝贵的决策时间。
Description
技术领域
本发明涉及电力控制领域，并且更具体地，涉及一种评估电力系统紧急控制策略的效果的方法和系统。
背景技术
近年来，随着电力系统规模的不断扩大、大量新设备的接入，电网特性愈加复杂，其安全稳定运行面临更为严峻的挑战。由于电网故障难以避免，高效、可靠的电力系统紧急控制是电网安全稳定运行的重要保障。但电力系统长期运行实践表明，不论紧急控制策略如何完善，总可能因一些事先不可预料的偶然因素的叠加，导致实施的紧急控制策略难以达到预期效果。
如果能够实时的评估紧急控制策略的防控效果，尽早发现策略无效的故障场景，则可为采取追加控制或主动解列提供宝贵的决策时间。
电力系统紧急控制方案可分为“离线决策，实时匹配”、“在线决策，实时匹配”和“实时决策，实时匹配”3种。离线决策一般是指在日前或更早的阶段通过对预想事故进行大量的仿真制定决策表；在线决策是指在超短期阶段生成决策表，如每15min滚动生成策略表；实时决策则是直接根据系统的实际情况直接计算控制策略，无需生成决策表。目前，离线决策作为最成熟的控制方式，在实际应用中仍占据主导地位，在线决策方式在部分电网中已有应用，实时决策则仅停留在研究阶段。因此，本发明主要针对离线决策方式和在线决策方式的防控效果进行评估。
现有离线和在线紧急控制策略的制定和实施过程中，在决策和匹配阶段易引入两种偏差：一种是模型偏差，无论依靠经验离线制定策略表还是在线滚动生成策略表均依赖电网仿真模型，而仿真模型与实际系统间一般存在偏差；另一种是场景偏差，因为“实时匹配”是通过电压、电流、功率等的测量值与仿真结果比对实现的，因此，匹配的预想故障场景可能与实际故障场景间存在偏差。
模型偏差与场景偏差的存在导致预想故障场景下的仿真轨迹与实际多机受扰轨迹不重合，即存在轨迹偏差，当轨迹偏差较大时，则可能导致紧急控制策略无法达到预期效果，造成预先制定的控制策略在实际场景下无效，因此，如何及时有效地评估电力系统紧急控制策略的有效性就成为电力控制领域一个亟需解决的问题。
发明内容
为了解决背景技术存在的现有离线和在线紧急控制策略的制定和实施过程中，由于模型偏差与场景偏差的存在而引起的预想故障场景下的仿真轨迹与实际多机受扰轨迹之间的轨迹偏差导致紧急控制策略无法达到预期效果的技术问题，本发明提供一种评估电力系统紧急控制策略的效果的方法，所述方法包括：
步骤1、当电力系统发生故障时根据故障场景信息调用故障紧急控制策略表，确定在线匹配紧急控制策略、仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹和预期暂稳裕度Sxn，其中仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)是经互补群惯量中心-相对运动变换形成的曲线，δeq是预想故障下的仿真等值功角，所述预期暂稳裕度Sxn是预想故障下的暂稳裕度；
步骤2：将电力系统当前时刻测量的实际发电机功角和转速偏差数据经互补群惯量中心-相对运动变换后得到实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj，并根据在线匹配的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹、实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj计算当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)；
步骤3：根据当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)的值的正负以及比较Vpc(δsj)的绝对值与预期暂稳裕度Sxn的大小确定紧急控制策略的效果，其中，所述效果包括策略有效和策略无效；
步骤4、确定电力系统运行状态，当紧急控制策略有效，且电力系统运行状态达到稳态，或者当紧急控制策略无效，且电力系统运行状态为失步，即失步解列装置动作时，结束评估。
进一步地，确定电力系统运行状态，并根据紧急控制策略的效果和系统运行状态确定是否结束评估包括：
当输出评估结果为策略有效时，电力系统未到达稳态或者当输出评估结果为策略无效时，电力系统为未失步状态则返回步骤2；
当紧急控制策略有效，且电力系统运行状态达到稳态，或者当紧急控制策略无效，且电力系统运行状态为失步，即失步解列装置动作时，结束评估。
进一步地，在根据故障场景信息调用故障紧急控制策略表之前还包括计算预想故障场景下采取紧急控制策略时的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹和预期暂稳裕度Sxn，形成故障紧急控制策略表，其中仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)是经互补群惯量中心-相对运动变换形成的曲线，δeq是预想故障下的仿真等值功角。
进一步地，所述仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹和预期暂稳裕度Sxn均为离线求取或在线滚动求取，并在故障紧急控制策略表生成过程中同步进行，同步存储。
进一步地，所述仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj采用互补群惯量中心-相对运动变换进行等值，所述方法包括：
对于有n台发电机的电力系统，采用扩展等面积法对n台发电机进行分群，其中，运行受扰的机组属于K群，其余机组属于W群，则通过采用互补群惯量中心-相对运动变换将该n台发电机的系统简化并等值为单机无穷大系统，其运动方程为：
式中，Meq、ωeq和δeq分别为单机无穷大系统的等值惯量、等值转速偏差和等值功角，Pm,eq和Pe,eq分别为等值机械功率和电磁功率；
设Mi、ωi和δi分别为第i台发电机的转动惯量、转速偏差和功角，Pmi和Pei分别为第i台发电机的机械功率和电磁功率，则式中各参数求取方法为：
Pm,eq＝(MWPmK-MKPmW)/MT；Pe,eq＝(MWPeK-MKPeW)/MT；
式中，下标W、K分别表示W机群和K机群，下标T表示全部发电机组。
进一步地，所述预期暂稳裕度Sxn是根据仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)构造虚拟机械功率轨迹和虚拟电磁功率轨迹后，求取的虚拟电磁功率轨迹与虚拟机械功率轨迹包围的面积，其中，虚拟机械功率轨迹是E点处的等值机械功率水平延伸形成的曲线，虚拟电磁功率轨迹是等值电磁功率在E点处通过正弦预报形成的曲线，所述E点为首摆过程中的最远点。
进一步地，根据在线匹配的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹、实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj计算当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)包括：
计算当前时刻的实际暂态动能Vsj(δsj)，其公式为：
Vsj(δsj)＝Meq*ωsj 2(δsj)/2
式中，Meq是单机无穷大系统的等值惯量，ωsj是实际等值转速偏差，δsj是实际等值功角；
根据在线匹配的仿真等值功角δeq和预期暂态动能Vfz轨迹，搜索δeq等于当前实际等值功角δsj时对应的预期暂态动能值Vfz(δeq＝δsj)；
根据预期暂态动能Vfz(δsj)和当前时刻的实际暂态动能Vsj(δsj)计算当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)，其计算公式为：
Vpc(δsj)＝Vfz(δsj)-Vsj(δsj)。
进一步地，根据当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)的值的正负以及Vpc(δsj)的绝对值与预期暂稳裕度Sxn的大小比较确定紧急控制策略的效果包括：
当Vpc(δsj)≥0时，则输出评估结果为策略有效；
当Vpc(δsj)＜0且|Vpc|＞＞Sxn时，则输出评估结果为策略无效；
当Vpc(δsj)＜0且|Vpc|＜Sxn时，则输出评估结果为策略有效。
进一步地，所述电力系统达到稳态是指电力系统各个发电机间的功角差波动保持在预设区间。
根据本发明的另一方面，本发明提供一种评估电力系统紧急控制策略的效果的系统，所述系统包括：
匹配单元，其用于当电力系统发生故障时根据故障场景信息调用故障紧急控制策略表，确定在线匹配紧急控制策略、仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹和预期暂稳裕度Sxn，其中仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)是经互补群惯量中心-相对运动变换形成的曲线，δeq是预想故障下的仿真等值功角，所述预期暂稳裕度Sxn是预想故障下的暂稳裕度；
偏差能量确定单元，其用于将电力系统当前时刻测量的实际发电机功角和转速偏差数据经互补群惯量中心-相对运动变换后得到实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj，并根据在线匹配的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹、实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj计算当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)；
控制效果确定单元，其用于根据当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)的值的正负以及比较Vpc(δsj)的绝对值与预期暂稳裕度Sxn的大小确定紧急控制策略的效果，其中，所述效果包括策略有效和策略无效；
运行状态确定单元，其用于确定电力系统运行状态，并根据紧急控制策略的效果和系统运行状态确定是否结束评估。
进一步地，所述运行状态确定单元确定电力系统运行状态，并根据紧急控制策略的效果和系统运行状态确定是否结束评估包括：
当紧急控制策略有效，且电力系统运行状态为未达到稳态，或者当紧急控制策略无效，且电力系统运行状态为未失步时返回偏差能量确定单元；
当紧急控制策略有效，且电力系统运行状态达到稳态时，或者当紧急控制策略无效，且电力系统运行状态为失步，即失步解列装置动作时，结束评估。
进一步地，所述系统还包括控制策略建立单元，其用于计算预想故障场景下采取紧急控制策略时的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹和预期暂稳裕度Sxn，形成故障紧急控制策略表，其中仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)是经互补群惯量中心-相对运动变换形成的曲线，δeq是预想故障下的仿真等值功角。
进一步地，所述控制策略建立单元中生成的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹以及预期暂稳裕度Sxn均为离线求取或在线滚动求取，并在故障紧急控制策略表生成过程中同步进行，同步存储。
进一步地，所述控制策略建立单元的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)以及偏差能量确定单元的实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj采用互补群惯量中心-相对运动变换进行等值包括：
对于有n台发电机的电力系统，采用扩展等面积法对n台发电机进行分群，其中，运行受扰的机组属于K群，其余机组属于W群，则通过采用互补群惯量中心-相对运动变换将该n台发电机的系统简化并等值为单机无穷大系统，其运动方程为：
式中，Meq、ωeq和δeq分别为单机无穷大系统的等值惯量、等值转速偏差和等值功角，Pm,eq和Pe,eq分别为等值机械功率和电磁功率；
设Mi、ωi和δi分别为第i台发电机的转动惯量、转速偏差和功角，Pmi和Pei分别为第i台发电机的机械功率和电磁功率，则式中各参数求取方法为：
Pm,eq＝(MWPmK-MKPmW)/MT；Pe,eq＝(MWPeK-MKPeW)/MT；
式中，下标W、K分别表示W机群和K机群，下标T表示全部发电机组。
进一步地，所述控制策略建立单元的预期暂稳裕度Sxn是根据仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)构造虚拟机械功率轨迹和虚拟电磁功率轨迹后，求取的虚拟电磁功率轨迹与虚拟机械功率轨迹包围的面积，其中，虚拟机械功率轨迹是E点处的机械功率水平延伸形成的曲线，虚拟电磁功率轨迹是在E点处通过正弦预报形成的曲线，所述E点为首摆过程中的最远点。
进一步地，所述偏差能量确定单元包括：
第一动能确定单元，其用于计算当前时刻的实际暂态动能Vsj(δsj)，其公式为：
Vsj(δsj)＝Meq*ωsj 2(δsj)/2
式中，Meq是单机无穷大系统的等值惯量，ωsj是实际等值转速偏差，δsj是实际等值功角；
第二动能确定单元，其用于根据在线匹配的仿真等值功角δeq和预期暂态动能Vfz轨迹，搜索δeq等于当前实际等值功角δsj时对应的预期暂态动能值Vfz(δeq＝δsj)；
第三动能确定单元，其用于根据预期暂态动能Vfz(δsj)和当前时刻的实际暂态动能Vsj(δsj)计算当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)，其计算公式为：
Vpc(δsj)＝Vfz(δsj)-Vsj(δsj)。
进一步地，所述控制效果确定单元根据当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)的值的正负以及Vpc(δsj)的绝对值与预期暂稳裕度Sxn的大小比较确定紧急控制策略的效果包括：
当Vpc(δsj)≥0时，则输出评估结果为策略有效；
当Vpc(δsj)＜0且|Vpc|＞＞Sxn时，则输出评估结果为策略无效；
当Vpc(δsj)＜0且|Vpc|＜Sxn时，则输出评估结果为策略有效。
进一步地，所述最终效果确定单元确定电力系统达到稳态是指电力系统各个发电机间的功角差波动保持在预设区间。
本发明所提供的基于暂态偏差能量评估电力系统紧急控制策略的效果的方法和系统将预想故障场景下的仿真等值功角轨迹和广域测量系统提供的实测功角轨迹分别经互补群惯量中心-相对运动变换后形成等值单机无穷大系统功角轨迹，然后根据轨迹偏差计算暂态偏差能量，根据暂态偏差能量值的正负以及暂态偏差能量值的绝对值与预期暂稳裕度间的大小关系，实时评估紧急控制策略的控制效果，在一定程度上弥补了现行离线及在线控制策略难以穷尽故障场景的不足，可快速甄别控制策略无效的故障场景，为采取追加控制或主动解列提供宝贵的决策时间，而且所述方法计算相对简单，计算速度快，能够满足大规模电网实时计算的需求。
附图说明
通过参考下面的附图，可以更为完整地理解本发明的示例性实施方式：
图1是本发明优选实施方式的评估电力系统紧急控制策略的效果的方法的流程图；
图2是本发明优选实施方式的评估电力系统紧急控制策略的效果的仿真等值功角轨迹图；
图3是本发明优选实施方式的评估电力系统紧急控制策略的效果的系统的结构图；
图4是本发明另一个优选实施方式的评估电力系统紧急控制策略的效果的方法采用的标准算例的电网网架结构图；
图5是本发明另一个优选实施方式的预期暂态动能轨迹图；
图6是本发明另一个优选实施方式的暂态偏差能量轨迹图；
图7是本发明另一个优选实施方式的发电机功角曲线图。
具体实施方式
现在参考附图介绍本发明的示例性实施方式，然而，本发明可以用许多不同的形式来实施，并且不局限于此处描述的实施例，提供这些实施例是为了详尽地且完全地公开本发明，并且向所属技术领域的技术人员充分传达本发明的范围。对于表示在附图中的示例性实施方式中的术语并不是对本发明的限定。在附图中，相同的单元/元件使用相同的附图标记。
除非另有说明，此处使用的术语(包括科技术语)对所属技术领域的技术人员具有通常的理解含义。另外，可以理解的是，以通常使用的词典限定的术语，应当被理解为与其相关领域的语境具有一致的含义，而不应该被理解为理想化的或过于正式的意义。
实施例一
图1是本发明优选实施方式的评估电力系统紧急控制策略的效果的方法的流程图。如图1所示，本发明所述的评估电力系统紧急控制策略的效果的方法100从步骤101开始。
在步骤101，计算预想故障场景下采取紧急控制策略时的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹和预期暂稳裕度Sxn，形成故障紧急控制策略表，其中仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)是经互补群惯量中心-相对运动变换形成的曲线，δeq是预想故障下的仿真等值功角。
优选地，所述仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹和预期暂稳裕度Sxn均为离线求取或在线滚动求取，并在故障紧急控制策略表生成过程中同步进行，同步存储。
在步骤102，当电力系统发生故障时根据故障场景信息调用故障紧急控制策略表，确定在线匹配紧急控制策略、仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹和预期暂稳裕度Sxn，其中仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)是经互补群惯量中心-相对运动变换形成的曲线，δeq是预想故障下的仿真等值功角，所述预期暂稳裕度Sxn是预想故障下的暂稳裕度。
图2为本发明优选实施方式的仿真等值功角轨迹图。如图2所示，PB是仿真等值功角轨迹，所述E点为首摆过程中的最远点，所述预期暂稳裕度Sxn是根据仿真等值功角轨迹PB构造虚拟机械功率轨迹和虚拟电磁功率轨迹后，求取的虚拟电磁功率轨迹与虚拟机械功率轨迹包围的面积，其中，虚拟机械功率轨迹是E点处的等值机械功率水平延伸形成的曲线，虚拟电磁功率轨迹是等值电磁功率，即仿真等值功角轨迹PB在E点处通过正弦预报形成的曲线。当曲线PB在到达最远点E点后摆回时，说明在预想故障场景下的紧急控制策略实施后能够有效的防止系统失稳。
在步骤103，将电力系统当前时刻测量的实际发电机功角和转速偏差数据经互补群惯量中心-相对运动变换后得到实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj，并根据在线匹配的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹、实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj计算当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)。
优选地，所述仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj采用互补群惯量中心-相对运动变换进行等值，所述方法包括：
对于有n台发电机的电力系统，采用扩展等面积法对n台发电机进行分群，其中，运行受扰的机组属于K群，其余机组属于W群，则通过采用互补群惯量中心-相对运动变换将该n台发电机的系统简化并等值为单机无穷大系统，其运动方程为：
式中，Meq、ωeq和δeq分别为单机无穷大系统的等值惯量、等值转速偏差和等值功角，Pm,eq和Pe,eq分别为等值机械功率和电磁功率；
设Mi、ωi和δi分别为第i台发电机的转动惯量、转速偏差和功角，Pmi和Pei分别为第i台发电机的机械功率和电磁功率，则式中各参数求取方法为：
Pm,eq＝(MWPmK-MKPmW)/MT；Pe,eq＝(MWPeK-MKPeW)/MT；
式中，下标W、K分别表示W机群和K机群，下标T表示全部发电机组。
优选地，根据在线匹配的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹、实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj计算当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)包括：
计算当前时刻的实际暂态动能Vsj(δsj)，其公式为：
Vsj(δsj)＝Meq*ωsj 2(δsj)/2
式中，Meq是单机无穷大系统的等值惯量，ωsj是实际等值转速偏差，δsj是实际等值功角；
根据在线匹配的仿真等值功角δeq和预期暂态动能Vfz轨迹，搜索δeq等于当前实际等值功角δsj时对应的预期暂态动能值Vfz(δeq＝δsj)；
根据预期暂态动能Vfz(δsj)和当前时刻的实际暂态动能Vsj(δsj)计算当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)，其计算公式为：
Vpc(δsj)＝Vfz(δsj)-Vsj(δsj)。
在步骤104，根据当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)的值的正负以及比较Vpc(δsj)的绝对值与预期暂稳裕度Sxn的大小确定紧急控制策略的效果，其中，所述效果包括策略有效和策略无效。
优选地，根据当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)的值的正负以及Vpc(δsj)的绝对值与预期暂稳裕度Sxn的大小比较确定紧急控制策略的效果包括：
当Vpc(δsj)≥0时，则输出评估结果为策略有效；
当Vpc(δsj)＜0且|Vpc|＞＞Sxn时，则输出评估结果为策略无效；
当Vpc(δsj)＜0且|Vpc|＜Sxn时，则输出评估结果为策略有效。
在实际运行过程中，受运行工况、模型偏差等影响，实际等值功角轨迹与仿真等值功角轨迹间可能存在偏差。因此本方法的评估基本原理为：
若Vpc(δsj)≥0，说明系统实际吸收了较期望值更多的暂态动能，则实际运行状态优于仿真预想结果。因此，认为该场景下紧急控制策略能够达到预期控制效果，即策略有效。
若Vpc(δsj)＜0，说明系统实际吸收的暂态动能低于期望值，则实际运行状态较仿真预想结果恶化，此时系统是否失稳取决于恶化程度，若暂态动能在首摆过程中不能减小到0，则紧急控制策略失效，系统最终失稳，即：
若运行过程中Vpc(δsj)＜0且|Vpc|＜Sxn，说明在功角摆开过程中，虽然轨迹偏差的积累效应使系统的暂态稳定情况恶化，但恶化程度较轻，尚不足以抵消预期暂稳裕度。故紧急控制策略仍然有效。
若运行过程中Vpc(δsj)＜0且|Vpc|＞＞Sxn，说明轨迹偏差的积累效应使系统的暂态稳定情况严重恶化，并且其恶化程度已经抵消了预期暂稳裕度。故紧急控制策略将失效。
在步骤105，确定电力系统运行状态，并根据紧急控制策略的效果和电力系统的运行状态确定是否继续进行评估，即：
当紧急控制策略有效，且电力系统运行状态为未达到稳态，或者当紧急控制策略无效，且电力系统运行状态为未失步时，系统的最终运行状态无法确定，因此，评估继续进行，跳转至步骤2。
当紧急控制策略有效，且电力系统运行状态达到稳态，或者当紧急控制策略无效，且电力系统运行状态为失步，即失步解列装置动作时，结束评估。
优选地，所述电力系统达到稳态是指电力系统各个发电机间的功角差波动保持在预设区间。一般情况下，所述预设区间为-5°至5°。
图3是本发明优选实施方式的评估电力系统紧急控制策略的效果的系统的结构图。如图3所示，本发明优选实施方式所述的评估电力系统紧急控制策略的效果的系统300，所述系统300包括：
控制策略建立单元301，其用于计算预想故障场景下采取紧急控制策略时的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹和预期暂稳裕度Sxn，形成故障紧急控制策略表，其中仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)是经互补群惯量中心-相对运动变换形成的曲线，δeq是预想故障下的仿真等值功角。
优选地，所述控制策略建立单元301中生成的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹以及预期暂稳裕度Sxn均为离线求取或在线滚动求取，并在故障紧急控制策略表生成过程中同步进行，同步存储。
匹配单元302，其用于当电力系统发生故障时根据故障场景信息调用故障紧急控制策略表，确定在线匹配紧急控制策略、仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹和预期暂稳裕度Sxn，其中仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)是经互补群惯量中心-相对运动变换形成的曲线，δeq是预想故障下的仿真等值功角，所述预期暂稳裕度Sxn是预想故障下的暂稳裕度。
优选地，所述控制策略建立单元301的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)以及偏差能量确定单元的实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj采用互补群惯量中心-相对运动变换进行等值包括：
对于有n台发电机的电力系统，采用扩展等面积法对n台发电机进行分群，其中，运行受扰的机组属于K群，其余机组属于W群，则通过采用互补群惯量中心-相对运动变换将该n台发电机的系统简化并等值为单机无穷大系统，其运动方程为：
式中，Meq、ωeq和δeq分别为单机无穷大系统的等值惯量、等值转速偏差和等值功角，Pm,eq和Pe,eq分别为等值机械功率和电磁功率；
设Mi、ωi和δi分别为第i台发电机的转动惯量、转速偏差和功角，Pmi和Pei分别为第i台发电机的机械功率和电磁功率，则式中各参数求取方法为：
Pm,eq＝(MWPmK-MKPmW)/MT；Pe,eq＝(MWPeK-MKPeW)/MT；
式中，下标W、K分别表示W机群和K机群，下标T表示全部发电机组。
优选地，所述控制策略建立单元301的预期暂稳裕度Sxn是根据仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)构造虚拟机械功率轨迹和虚拟电磁功率轨迹后，求取的虚拟电磁功率轨迹与虚拟机械功率轨迹包围的面积，其中，虚拟机械功率轨迹是E点处的机械功率水平延伸形成的曲线，虚拟电磁功率轨迹是在E点处通过正弦预报形成的曲线，所述E点为首摆过程中的最远点。
偏差能量确定单元303，其用于将电力系统当前时刻测量的实际发电机功角和转速偏差数据经互补群惯量中心-相对运动变换后得到实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj，并根据在线匹配的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹、实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj计算当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)；
优选地，所述偏差能量确定单元包括：
第一动能确定单元，其用于计算当前时刻的实际暂态动能Vsj(δsj)，其公式为：
Vsj(δsj)＝Meq*ωsj 2(δsj)/2
式中，Meq是单机无穷大系统的等值惯量，ωsj是实际等值转速偏差，δsj是实际等值功角；
第二动能确定单元，其用于根据在线匹配的仿真等值功角δeq和预期暂态动能Vfz轨迹，搜索δeq等于当前实际等值功角δsj时对应的预期暂态动能值Vfz(δeq＝δsj)；
第三动能确定单元，其用于根据预期暂态动能Vfz(δsj)和当前时刻的实际暂态动能Vsj(δsj)计算当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)，其计算公式为：
Vpc(δsj)＝Vfz(δsj)-Vsj(δsj)。
控制效果确定单元304，其用于根据当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)的值的正负以及比较Vpc(δsj)的绝对值与预期暂稳裕度Sxn的大小确定紧急控制策略的效果，其中，所述效果包括策略有效和策略无效。
优选地，所述控制效果确定单元根据当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)的值的正负以及Vpc(δsj)的绝对值与预期暂稳裕度Sxn的大小比较确定紧急控制策略的效果包括：
当Vpc(δsj)≥0时，则输出评估结果为策略有效；
当Vpc(δsj)＜0且|Vpc|＞＞Sxn时，则输出评估结果为策略无效；
当Vpc(δsj)＜0且|Vpc|＜Sxn时，则输出评估结果为策略有效。
运行状态确定单元305，其用于确定电力系统运行状态，并根据紧急控制策略的效果和系统运行状态确定是否结束评估。
优选地，所述运行状态确定单元确定电力系统运行状态，并根据紧急控制策略的效果和系统运行状态确定是否结束评估包括：
当紧急控制策略有效，且电力系统运行状态为未达到稳态，或者当紧急控制策略无效，且电力系统运行状态为未失步时返回偏差能量确定单元；
当紧急控制策略有效，且电力系统运行状态达到稳态时，或者当紧急控制策略无效，且电力系统运行状态为失步，即失步解列装置动作时，结束评估。
优选地，所述最终效果确定单元确定电力系统达到稳态是指电力系统各个发电机间的功角差波动保持在预设区间。一般情况下，所述预设区间为-5°至5°。
实施例二
图4是本发明另一个优选实施方式的评估电力系统紧急控制策略的效果的方法采用的标准算例的电网网架结构图。如图4所示，本优选实施例采用IEEE39节点系统标准算例。假设预想故障场景为：线路16-17发生永久性三相短路故障，0.4s时通过切除线路的方式清除故障。针对该故障场景制定的紧急控制策略为：在30周波切除发电机G_33有功功率400MW。
假设故障的实际持续时间为23周波，则通过本发明方法对上述紧急控制策略防控效果的评估过程如下：
在步骤1，离线将预想故障场景下的多机系统功角轨迹经互补群惯量中心-相对运动变换后形成等值仿真功角轨迹，构造虚拟轨迹并计算预期暂稳裕度Sxn＝0.0024pu，同步计算仿真暂态动能Vfz轨迹。图5是本发明另一个优选实施方式的预期暂态动能轨迹图。如图5所示，所述预期暂态动能Vfz与仿真等值功角构成一一对应的关系。
在步骤2，判断系统是否发生故障，若发生故障则根据故障场景信息在线匹配紧急控制策略、等值仿真功角轨迹、Sxn和Vfz轨迹，假设匹配的故障场景为上述预想故障场景。
在步骤3，将测量系统提供的实际发电机功角和转速偏差数据互补群惯量中心-相对运动变换后得到实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj，设当前时刻实际等值功角为δsj，则可计算出当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)＝Vfz(δsj)-Vsj(δsj)。
在步骤4，当Vpc(δsj)≥0时，则输出评估结果为策略有效；
当Vpc(δsj)＜0且|Vpc|＞＞Sxn时，则输出评估结果为策略无效；
当Vpc(δsj)＜0且|Vpc|＜Sxn时，则输出评估结果为策略有效。
在步骤5，当输出评估结果为策略有效时，电力系统未到达稳态或者当输出评估结果为策略无效时，电力系统为未失步状态则返回步骤3。
在步骤6，当输出评估结果为策略有效时，电力系统到达稳态，或者当输出评估结果为策略无效时，电力系统为失步状态，结束评估。
图6是本发明另一个优选实施方式的暂态偏差能量轨迹图。重复上述步骤3至6得到暂态偏差能量轨迹如图6所示，可以看出在0.46s判断出紧急控制策略失效。
图7是本发明另一个优选实施方式的发电机功角曲线图。如图7所示，将实际的发电机功角轨迹全部显示出来，可以看出发电机间相对功角超过180度并继续增大，说明电力系统最终发生功角失稳，评估结果正确。
通常地，在权利要求中使用的所有术语都根据他们在技术领域的通常含义被解释，除非在其中被另外明确地定义。所有的参考“一个/所述/该【装置、组件等】”都被开放地解释为所述装置、组件等中的至少一个实例，除非另外明确地说明。这里公开的任何方法的步骤都没必要以公开的准确的顺序运行，除非明确地说明。
Claims (18)
1.一种评估电力系统紧急控制策略的效果的方法，其特征在于，所述方法包括：
步骤1、当电力系统发生故障时根据故障场景信息调用故障紧急控制策略表，确定在线匹配紧急控制策略、仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹和预期暂稳裕度Sxn，其中仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)是经互补群惯量中心-相对运动变换形成的曲线，δeq是预想故障下的仿真等值功角，所述预期暂稳裕度Sxn是预想故障下的暂稳裕度；
步骤2：将电力系统当前时刻测量的实际发电机功角和转速偏差数据经互补群惯量中心-相对运动变换后得到实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj，并根据在线匹配的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹、实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj计算当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)；
步骤3：根据当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)的值的正负以及比较Vpc(δsj)的绝对值与预期暂稳裕度Sxn的大小确定紧急控制策略的效果，其中，所述效果包括策略有效和策略无效；
步骤4、确定电力系统运行状态，并根据紧急控制策略的效果和系统运行状态确定是否结束评估。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，确定电力系统运行状态，并根据紧急控制策略的效果和系统运行状态确定是否结束评估包括：
当输出评估结果为策略有效时，电力系统未到达稳态或者当输出评估结果为策略无效时，电力系统为未失步状态则返回步骤2；
当紧急控制策略有效，且电力系统运行状态达到稳态，或者当紧急控制策略无效，且电力系统运行状态为失步，即失步解列装置动作时，结束评估。
3.根据权利要求1或者2所述的方法，其特征在于，在根据故障场景信息调用故障紧急控制策略表之前还包括计算预想故障场景下采取紧急控制策略时的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹和预期暂稳裕度Sxn，形成故障紧急控制策略表，其中仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)是经互补群惯量中心-相对运动变换形成的曲线，δeq是预想故障下的仿真等值功角。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹和预期暂稳裕度Sxn均为离线求取或在线滚动求取，并在故障紧急控制策略表生成过程中同步进行，同步存储。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述仿真等值功角轨迹Vfz(δeq)、实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj采用互补群惯量中心-相对运动变换进行等值，所述方法包括：
对于有n台发电机的电力系统，采用扩展等面积法对n台发电机进行分群，其中，运行受扰的机组属于K群，其余机组属于W群，则通过采用互补群惯量中心-相对运动变换将该n台发电机的系统简化并等值为单机无穷大系统，其运动方程为：
式中，Meq、ωeq和δeq分别为单机无穷大系统的等值惯量、等值转速偏差和等值功角，Pm,eq和Pe,eq分别为等值机械功率和电磁功率；
设Mi、ωi和δi分别为第i台发电机的转动惯量、转速偏差和功角，Pmi和Pei分别为第i台发电机的机械功率和电磁功率，则式中各参数求取方法为：
Pm,eq＝(MWPmK-MKPmW)/MT；Pe,eq＝(MWPeK-MKPeW)/MT；
式中，下标W、K分别表示W机群和K机群，下标T表示全部发电机组。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述预期暂稳裕度Sxn是根据仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)构造虚拟机械功率轨迹和虚拟电磁功率轨迹后，求取的虚拟电磁功率轨迹与虚拟机械功率轨迹包围的面积，其中，虚拟机械功率轨迹是E点处的等值机械功率水平延伸形成的曲线，虚拟电磁功率轨迹是等值电磁功率在E点处通过正弦预报形成的曲线，所述E点为首摆过程中的最远点。
7.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，根据在线匹配的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹、实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj计算当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)包括：
计算当前时刻的实际暂态动能Vsj(δsj)，其公式为：
Vsj(δsj)＝Meq*ωsj 2(δsj)/2
式中，Meq是单机无穷大系统的等值惯量，ωsj是实际等值转速偏差，δsj是实际等值功角；
根据在线匹配的仿真等值功角δeq和预期暂态动能Vfz轨迹，搜索δeq等于当前实际等值功角δsj时对应的预期暂态动能值Vfz(δeq＝δsj)；
根据预期暂态动能Vfz(δsj)和当前时刻的实际暂态动能Vsj(δsj)计算当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)，其计算公式为：
Vpc(δsj)＝Vfz(δsj)-Vsj(δsj)。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，根据当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)的值的正负以及Vpc(δsj)的绝对值与预期暂稳裕度Sxn的大小比较确定紧急控制策略的效果包括：
当Vpc(δsj)≥0时，则输出评估结果为策略有效；
当Vpc(δsj)<0且|Vpc|＞＞Sxn时，则输出评估结果为策略无效；
当Vpc(δsj)<0且|Vpc|<Sxn时，则输出评估结果为策略有效。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述电力系统达到稳态是指电力系统各个发电机间的功角差波动保持在预设区间。
10.一种评估电力系统紧急控制策略的效果的系统，其特征在于，所述系统包括：
匹配单元，其用于当电力系统发生故障时根据故障场景信息调用故障紧急控制策略表，确定在线匹配紧急控制策略、仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹和预期暂稳裕度Sxn，其中仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)是经互补群惯量中心-相对运动变换形成的曲线，δeq是预想故障下的仿真等值功角，所述预期暂稳裕度Sxn是预想故障下的暂稳裕度；
偏差能量确定单元，其用于将电力系统当前时刻测量的实际发电机功角和转速偏差数据经互补群惯量中心-相对运动变换后得到实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj，并根据在线匹配的仿真等值功角轨迹Vfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹、实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj计算当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)；
控制效果确定单元，其用于根据当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)的值的正负以及比较Vpc(δsj)的绝对值与预期暂稳裕度Sxn的大小确定紧急控制策略的效果，其中，所述效果包括策略有效和策略无效；
运行状态确定单元，其用于确定电力系统运行状态，并根据紧急控制策略的效果和系统运行状态确定是否结束评估。
11.根据权利要求10所述的系统，其特征在于，所述运行状态确定单元确定电力系统运行状态，并根据紧急控制策略的效果和系统运行状态确定是否结束评估包括：
当紧急控制策略有效，且电力系统运行状态为未达到稳态，或者当紧急控制策略无效，且电力系统运行状态为未失步时返回偏差能量确定单元；
当紧急控制策略有效，且电力系统运行状态达到稳态时，或者当紧急控制策略无效，且电力系统运行状态为失步，即失步解列装置动作时，结束评估。
12.根据权利要求10或者11所述的系统，其特征在于，所述系统还包括控制策略建立单元，其用于计算预想故障场景下采取紧急控制策略时的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹和预期暂稳裕度Sxn，形成故障紧急控制策略表，其中仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)是经互补群惯量中心-相对运动变换形成的曲线，δeq是预想故障下的仿真等值功角。
13.根据权利要求12所述的系统，其特征在于，所述控制策略建立单元中生成的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)、预期暂态动能Vfz轨迹以及预期暂稳裕度Sxn均为离线求取或在线滚动求取，并在故障紧急控制策略表生成过程中同步进行，同步存储。
14.根据权利要求13所述的系统，其特征在于，所述控制策略建立单元的仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)以及偏差能量确定单元的实际等值功角δsj和实际等值转速偏差ωsj采用互补群惯量中心-相对运动变换进行等值包括：
对于有n台发电机的电力系统，采用扩展等面积法对n台发电机进行分群，其中，运行受扰的机组属于K群，其余机组属于W群，则通过采用互补群惯量中心-相对运动变换将该n台发电机的系统简化并等值为单机无穷大系统，其运动方程为：
式中，Meq、ωeq和δeq分别为单机无穷大系统的等值惯量、等值转速偏差和等值功角，Pm,eq和Pe,eq分别为等值机械功率和电磁功率；
设Mi、ωi和δi分别为第i台发电机的转动惯量、转速偏差和功角，Pmi和Pei分别为第i台发电机的机械功率和电磁功率，则式中各参数求取方法为：
Pm,eq＝(MWPmK-MKPmW)/MT；Pe,eq＝(MWPeK-MKPeW)/MT；
式中，下标W、K分别表示W机群和K机群，下标T表示全部发电机组。
15.根据权利要求14所述的系统，其特征在于，所述控制策略建立单元的预期暂稳裕度Sxn是根据仿真等值功角轨迹Pfz(δeq)构造虚拟机械功率轨迹和虚拟电磁功率轨迹后，求取的虚拟电磁功率轨迹与虚拟机械功率轨迹包围的面积，其中，虚拟机械功率轨迹是E点处的机械功率水平延伸形成的曲线，虚拟电磁功率轨迹是在E点处通过正弦预报形成的曲线，所述E点为首摆过程中的最远点。
16.根据权利要求15所述的系统，其特征在于，所述偏差能量确定单元包括：
第一动能确定单元，其用于计算当前时刻的实际暂态动能Vsj(δsj)，其公式为：
Vsj(δsj)＝Meq*ωsj 2(δsj)/2
式中，Meq是单机无穷大系统的等值惯量，ωsj是实际等值转速偏差，δsj是实际等值功角；
第二动能确定单元，其用于根据在线匹配的仿真等值功角δeq和预期暂态动能Vfz轨迹，搜索δeq等于当前实际等值功角δsj时对应的预期暂态动能值Vfz(δeq＝δsj)；
第三动能确定单元，其用于根据预期暂态动能Vfz(δsj)和当前时刻的实际暂态动能Vsj(δsj)计算当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)，其计算公式为：
Vpc(δsj)＝Vfz(δsj)-Vsj(δsj)。
17.根据权利要求16所述的系统，其特征在于，所述控制效果确定单元根据当前时刻的暂态偏差能量Vpc(δsj)的值的正负以及Vpc(δsj)的绝对值与预期暂稳裕度Sxn的大小比较确定紧急控制策略的效果包括：
当Vpc(δsj)≥0时，则输出评估结果为策略有效；
当Vpc(δsj)<0且|Vpc|＞＞Sxn时，则输出评估结果为策略无效；
当Vpc(δsj)<0且|Vpc|<Sxn时，则输出评估结果为策略有效。
18.根据权利要求11所述的系统，其特征在于，所述最终效果确定单元确定电力系统达到稳态是指电力系统各个发电机间的功角差波动保持在预设区间。
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Legal Events
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| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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