CN109713664B - 直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法及系统，该方法包括：根据实际电力系统模型、参数、运行方式和预设故障，进行暂态稳定时域仿真，得到导致直流孤岛系统失稳的故障及其失稳模式；采用原动机调速器附加控制GPSS设计对孤岛发电机组进行调速系统辅助控制量参数设计；采用粒子群优化算法对直流紧急功率支援进行参数设计；根据调速系统辅助控制量参数设计、直流紧急功率支援参数设计、导致直流孤岛系统失稳的故障及其失稳模式形成网源协调控制策略。该方法可用于离线或在线决策紧急控制措施计算，改善直流孤岛系统的暂态稳定性，协调网源不同控制措施，提升机网协调运行水平和电力系统运行的经济性和安全性。

Description

直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法及系统

技术领域

本发明涉及电力系统及其自动化技术领域，特别涉及一种直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法及系统。

背景技术

近年来，直流输电系统广泛应用于远距离大容量输电及区域异步互联工程中。直流输电系统便于实现两大电力系统的非同期联网运行和不同频率的电力系统的联网，利用直流系统的功率调制能提高电力系统的阻尼，抑制低频振荡，提高并列运行的交流输电线的输电能力。

直流孤岛是指直流输电系统与邻近的场站和线路构成独立小规模电网系统，失去了与交流主网的电气联系。对于远离主网或者与主网仅通过单一回路连接的大型水电、火电厂，当采用高压直流输电方式进行功率输送时，可能通过以下两种方式形成直流孤岛。一是送端电网的发电机组与直流换流母线组网运行，形成孤岛运行方式；二是送端电网由于交流输电线路故障，使得部分发电机组与直流换流母线形成孤岛，如图1所示。

电力系统的运行频率是电能质量最基本的指标之一，也是电力系统能否安全稳定运行的基础。对于电网运行，要求保证频率控制在标准值附近，否则，就会造成发电和用电侧各类设配的损坏，如果造成大量机组停机，就会进一步导致系统的频率崩溃，引起严重的大面积停电事故。

孤岛系统的旋转惯量小，同时由于缺少负荷的频率调节效应，电网承受扰动的能力差，频率的波动性远大于大电网。与并入交流电网不同，孤岛方式下系统频率调节仅能依赖孤岛内机组完成，部分依靠直流频率控制。孤岛系统在大功率水平运行时若经受故障扰动，会导致孤岛系统频率长时间偏离额定值，甚至引发频率崩溃，存在严重的频率稳定问题。在上述孤岛形成过程中，由于交流输电线路故障，使得孤岛系统存在大量不平衡功率，频率稳定问题突出。

直流孤岛系统中的机组一次调频与频率控制器是孤岛系统频率调节的主要手段。孤岛运行方式下，单机功率占比很大，机组功率变化对电网频率影响也很大，可充分发挥机组调节系统的一次调频作用维持系统频率稳定。直流附加控制主要包括紧急功率控制、紧急频率控制、无功调制、次同步振荡抑制和快速功率反转等。工程实际中采用的直流系统的紧急功率提升/速降功能，也是直流附加控制的一种形式，可用于严重故障下的功率平衡和频率控制。单独依靠一次调频难以维持孤岛系统频率稳定，而单独依靠直流附加控制难以发挥网源控制最大能力。

发明内容

本发明旨在至少在一定程度上解决相关技术中的技术问题之一。

为此，本发明的一个目的在于提出一种直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法，该方法可用于离线或在线决策紧急控制措施计算，改善直流孤岛系统的暂态稳定性，协调网源不同控制措施，提升机网协调运行水平，提高电力系统运行的经济性和安全性。

本发明的另一个目的在于提出一种直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算系统。

为达到上述目的，本发明一方面实施例提出了一种直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法，包括：根据实际电力系统模型、参数、运行方式和预设故障，进行暂态稳定时域仿真，得到导致直流孤岛系统失稳的故障和导致直流孤岛系统失稳的故障的失稳模式；采用原动机调速器附加控制GPSS设计对孤岛发电机组进行调速系统辅助控制量参数设计；采用粒子群优化算法对直流紧急功率支援进行参数设计；根据所述调速系统辅助控制量参数设计、所述直流紧急功率支援参数设计、所述导致直流孤岛系统失稳的故障和所述导致直流孤岛系统失稳的失稳模式生成网源协调控制策略。

本发明实施例的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法，通过对原动机调速器附加控制GPSS辅助控制量参数设计，进一步采用粒子群算法优化直流紧急功率支援参数，最终得到网源协调控制措施，可用于离线或在线决策紧急控制措施计算，改善直流孤岛系统的暂态稳定性，协调网源不同控制措施，提升机网协调运行水平，提高电力系统运行的经济性和安全性。

另外，根据本发明上述实施例的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法还可以具有以下附加的技术特征：

进一步地，在本发明的一个实施例中，所述网源协调控制策略包括：电网系统控制和电源系统控制；其中，所述电网系统控制为发电机组调速系统附加控制，所述电源系统控制为直流紧急功率支援。

进一步地，在本发明的一个实施例中，所述调速系统辅助控制量参数设计包括：

其中，ΔU_sup(s)为辅助控制量，K_gp为放大系数，T₁、T₂、T₃、T₄为时间常数，Δω为角速度差。

进一步地，在本发明的一个实施例中，所述直流紧急功率支援的影响因素包括：支援起始时间、支援结束时间、支援功率值和支援持续时间。

其中，所述支援功率值为：

P_mod＝P_{_0}+K(T_{_End}-T_{_Start})

其中，P_mod为支援功率值，P_{_0}为故障前直流线路功率值，K为支援速率，T_{_Start}为支援起始时间，T_{_End}为支援结束时间。

为达到上述目的，本发明另一方面实施例提出了一种直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算系统，包括：处理模块，用于根据实际电力系统模型、参数、运行方式和预设故障，进行暂态稳定时域仿真，得到导致直流孤岛系统失稳的故障和导致直流孤岛系统失稳的失稳模式；第一设计模块，用于采用原动机调速器附加控制GPSS设计对孤岛发电机组进行调速系统辅助控制量参数设计；第二设计模块，用于采用粒子群优化算法对直流紧急功率支援进行参数设计；生成模块，用于根据所述调速系统辅助控制量参数设计、所述直流紧急功率支援参数设计、所述导致直流孤岛系统失稳的故障和所述导致直流孤岛系统失稳的失稳模式生成成网源协调控制策略。

本发明实施例的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算系统，通过对原动机调速器附加控制GPSS辅助控制量参数设计，进一步采用粒子群算法优化直流紧急功率支援参数，最终得到网源协调控制措施，可用于离线或在线决策紧急控制措施计算，改善直流孤岛系统的暂态稳定性，协调网源不同控制措施，提升机网协调运行水平，提高电力系统运行的经济性和安全性。

另外，根据本发明上述实施例的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算系统还可以具有以下附加的技术特征：

进一步地，在本发明的一个实施例中，所述网源协调控制策略包括：电网系统控制和电源系统控制；其中，所述电网系统控制为发电机组调速系统附加控制，所述电源系统控制为直流紧急功率支援。

进一步地，在本发明的一个实施例中，所述调速系统辅助控制量参数设计包括：

其中，ΔU_sup(s)为辅助控制量，K_gp为放大系数，T₁、T₂、T₃、T₄为时间常数，Δω为角速度差。

进一步地，在本发明的一个实施例中，所述直流紧急功率支援的影响因素包括：支援起始时间、支援结束时间、支援功率值和支援持续时间。

其中，所述支援功率值为：

P_mod＝P_{_0}+K(T_{_End}-T_{_Start})

其中，P_mod为支援功率值，P_{_0}为故障前直流线路功率值，K为支援速率，T_{_Start}为支援起始时间，T_{_End}为支援结束时间。

本发明附加的方面和优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本发明的实践了解到。

附图说明

本发明上述的和/或附加的方面和优点从下面结合附图对实施例的描述中将变得明显和容易理解，其中：

图1为直流孤岛形成过程结构示意图；

图2为根据本发明一个实施例的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法流程图；

图3为根据本发明一个实施例的汽轮机调速系统传递函数框图；

图4为根据本发明一个实施例的机械功率(转矩)矢量图；

图5为根据本发明一个实施例的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算系统结构示意图。

具体实施方式

下面详细描述本发明的实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。下面通过参考附图描述的实施例是示例性的，旨在用于解释本发明，而不能理解为对本发明的限制。

下面参照附图描述根据本发明实施例提出的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法及系统。

首先将参照附图描述根据本发明实施例提出的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法。

图2为根据本发明一个实施例的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法流程图。

如图2所示，该直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法包括以下步骤：

在步骤S101中，根据实际电力系统模型、参数、运行方式和预设故障，进行暂态稳定时域仿真，得到导致直流孤岛系统失稳的故障和导致直流孤岛系统失稳的故障的失稳模式。

根据实际电力系统模型和参数，在典型运行方式下进行暂态稳定时域仿真，通过预设故障模拟仿真，观察系统暂态稳定情况，进而得到导致直流孤岛系统失稳的故障和导致直流孤岛系统失稳的故障的失稳模式。

在步骤S102中，采用原动机调速器附加控制GPSS设计对孤岛发电机组进行调速系统辅助控制量参数设计。

进一步地，在本发明的一个实施例中，网源协调控制策略包括：电网系统控制和电源系统控制，电网系统控制为发电机组调速系统附加控制，电源系统控制为直流紧急功率支援。

其中，电网采用的是原动机调速器附加控制GPSS设计对孤岛发电机组进行调速系统辅助控制量参数设计。

以中间再热式汽轮发电机组为例，采用能反映高压蒸汽和中间再热蒸汽容积效应的二阶模型，它与调速器一起构成的汽轮机调速系统传递函数框图如图3所示。

根据传递函数框图可以得到调速系统传递函数为：

将s＝jω,ω＝jδ代入，可得

-ΔP_m＝DΔω+KΔδ (2)

其中，-ΔP_m为机械功率增量，K_H为高压缸功率分配系数，T_Rs为再热器时间常数，K_IL为中低压缸功率分配系数，R为量测环节放大倍数，T_ss为调速器时间常，T_Hs为高压缸时间常数，Δω为角速度差，Δδ为转子运行角差。

其中，

其中，ω为角速度，K和D分别称为机械同步转矩系数和机械阻尼转矩系数，与系统的振荡频率有关。下面在Δω-Δδ平面上分析ΔP_m与Δω、Δδ的相位关系。如图4所示，若参数选择不当，可能使D为负，即-ΔP_m在第四象限，此时调速系统提供的是负阻尼；当D为正时，-ΔP_m在第一象限，则为正阻尼；当D＝0，即-ΔP_m与Δδ轴重合时，调速系统提供的阻尼转矩为零。

根据发电机转子方程

只有在机械同步转矩系数D为正时，才对发电机的暂态稳定特性是有利的。与在励磁上进行辅助控制的PSS(power system stabilizer，电力系统静态稳定器)相似，GPSS是在调速系统的放大环节之前，加入如式(4)所示的超前转速偏差一定角度(一般小于90°)的辅助控制量，与转速偏差相加，输入到后续环节中去。

其中，ΔU_sup(s)为辅助控制量，K_gp为放大系数，T₁、T₂、T₃、T₄为时间常数，Δω为角速度差。

辅助控制量参数设计步骤如下：

(1)确定系统振荡频率f_d。根据所分析的系统，确定需要抑制的振荡频率。

(2)计算在频率f_d下调速系统的相位滞后，确定辅助控制量ΔU_sup(s)需要补偿的角度θ(θ一般不超过90°)，然后整定T₁、T₂、T₃、T₄，使得ΔU_sup(s)超前Δω的角度为θ。

(3)确定放大系数K_gp。根据期望的阻尼比来分析D和K的比值，从而确定K_gp的值。或者是，先确定一个K_gp，然后根据实验整定一个理想的值。

在步骤S103中，采用粒子群优化算法对直流紧急功率支援进行参数设计。

直流功率支援的主要影响因素包括支援起始时间T_{_Start}、结束时间T_{_End}、支援功率值P_mod及支援持续时间T_{_Con}，P_mod可按下式输出：

P_mod＝P_{_0}+K(T_{_End}-T_{_Start}) (5)

其中，K为支援速率。由于孤岛发生后功率缺额一直存在，因此直流功率回降是长期的。支援起始时间、支援速率以及支援量之间的配合是直流功率支援效果好坏的关键。

采用粒子群算法优化直流功率支援参数，粒子群算法从模拟鸟群的社会行为发展而来，是一种基于种群的优化算法。它将群体中的每个个体当做D维搜索空间中一个没有体积与重量的粒子，粒子在空间中以一定的速度飞行，其经历过的最好位置即为该粒子的最优解。通过粒子位置与速度的动态调整，最终达到搜索的最优解。

设种群规模为N,第i(i＝1,2,…,N)个粒子在搜索空间中的位置可以表示为x＝(x₁,x₂,…,x_D),速度可以表示为v＝(v₁,v₂,…,v_D),在t+1时刻，粒子根据如下公式更新位置和速度：

v_id(t+1)＝v_id(t)+c₁r₁(p_id(t)-x_id(t))+c₂r₂(p_gd(t)-x_id(t)) (6)

x_id(t+1)＝x_id(t)+v_id(t+1) (7)

其中，p_id为第i个粒子的个体极值；p_gd为整个种群的全局极值；c₁和c₂为学习因子。粒子的个体极值由如下公式更新：

种群的全局极值由如下公式更新：

p_gd(t+1)min(p_id(t+1)) (9)

选择目标函数即粒子适应度函数为孤岛频率与故障前稳定频率偏差最小：

m_in g(t)＝∫₀ ^T(f(t)-f_s)dt (10)

其中，T为仿真时长，fs为稳定频率。

直流紧急功率支援参数优化步骤如下：

(1)设置粒子群算法参数，如种群规模，迭代次数，学习因子等；

(2)设置直流紧急功率支援参数范围；

(3)初始化粒子的位置和速度；

(4)进行暂态时域仿真，根据公式(10)计算每个粒子的适应度；

(5)根据公式(8)更新粒子个体最优；

(6)根据公式(9)更新种群全局最优；

(7)根据公式(6)和公式(7)更新粒子位置和速度；

(8)若达到终止条件，则停止计算，得到直流紧急功率支援优化参数，否则返回步骤(4)。

在步骤S104中，根据调速系统辅助控制量参数设计、直流紧急功率支援参数设计、导致直流孤岛系统失稳的故障和导致直流孤岛系统失稳的失稳模式生成网源协调控制策略。

可以理解的是，通过上述步骤设计参数，利用设计出的参数综合形成网源协调控制策略。

根据本发明实施例提出的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法，通过对原动机调速器附加控制GPSS辅助控制量参数设计，进一步采用粒子群算法优化直流紧急功率支援参数，最终得到网源协调控制措施，可用于离线或在线决策紧急控制措施计算，改善直流孤岛系统的暂态稳定性，协调网源不同控制措施，提升机网协调运行水平，提高电力系统运行的经济性和安全性。

其次参照附图描述根据本发明实施例提出的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算系统。

图5为根据本发明一个实施例的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算系统结构示意图。

如图5所示，该直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算系统包括：处理模块100、第一设计模块200、第二设计模块300和生成模块400。

其中，处理模块100用于根据实际电力系统模型、参数、运行方式和预设故障，进行暂态稳定时域仿真，得到导致直流孤岛系统失稳的故障和导致直流孤岛系统失稳的失稳模式。

第一设计模块200用于采用原动机调速器附加控制GPSS设计对孤岛发电机组进行调速系统辅助控制量参数设计。

第二设计模块300用于采用粒子群优化算法对直流紧急功率支援进行参数设计。

生成模块400用于根据调速系统辅助控制量参数设计、直流紧急功率支援参数设计、导致直流孤岛系统失稳的故障和导致直流孤岛系统失稳的失稳模式生成网源协调控制策略。

该网源协调控制策略计算系统10可用于离线或在线决策紧急控制措施计算，改善直流孤岛系统的暂态稳定性，协调网源不同控制措施，提升机网协调运行水平，提高电力系统运行的经济性和安全性。

进一步地，在本发明的一个实施例中，网源协调控制策略包括：电网系统控制和电源系统控制；其中，电网系统控制为发电机组调速系统附加控制，电源系统控制为直流紧急功率支援。

进一步地，在本发明的一个实施例中，调速系统辅助控制量参数设计包括：

其中，ΔU_sup(s)为辅助控制量，K_gp为放大系数，T₁、T₂、T₃、T₄为时间常数，Δω为角速度差。

进一步地，在本发明的一个实施例中，直流紧急功率支援的影响因素包括：支援起始时间、支援结束时间、支援功率值和支援持续时间。

进一步地，在本发明的一个实施例中，支援功率值为：

P_mod＝P_{_0}+K(T_{_End}-T_{_Start})

其中，P_mod为支援功率值，P_{_0}为故障前直流线路功率值，K为支援速率，T_{_Start}为支援起始时间，T_{_End}为支援结束时间。

需要说明的是，前述对直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法实施例的解释说明也适用于该实施例的系统，此处不再赘述。

根据本发明实施例提出的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算系统，通过对原动机调速器附加控制GPSS辅助控制量参数设计，进一步采用粒子群算法优化直流紧急功率支援参数，最终得到网源协调控制措施，可用于离线或在线决策紧急控制措施计算，改善直流孤岛系统的暂态稳定性，协调网源不同控制措施，提升机网协调运行水平，提高电力系统运行的经济性和安全性。

此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。在本发明的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。

在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。

尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。

Claims (10)

1.一种直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法，其特征在于，包括以下步骤：

根据实际电力系统模型、参数、运行方式和预设故障，进行暂态稳定时域仿真，得到导致直流孤岛系统失稳的故障和导致直流孤岛系统失稳的故障的失稳模式；

采用原动机调速器附加控制GPSS设计对孤岛发电机组进行调速系统辅助控制量参数设计；

采用粒子群优化算法对直流紧急功率支援进行参数设计；

根据所述调速系统辅助控制量参数设计、所述直流紧急功率支援参数设计、所述导致直流孤岛系统失稳的故障和所述导致直流孤岛系统失稳的故障的失稳模式生成网源协调控制策略。

2.根据权利要求1所述的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法，其特征在于，

所述网源协调控制策略包括：电网系统控制和电源系统控制；其中，所述电网系统控制为发电机组调速系统附加控制，所述电源系统控制为直流紧急功率支援。

3.根据权利要求1所述的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法，其特征在于，所述调速系统辅助控制量参数设计包括：

其中，ΔU_sup(s)为辅助控制量，K_gp为放大系数，T₁、T₂、T₃、T₄为时间常数，Δω为角速度差。

4.根据权利要求2所述的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法，其特征在于，

所述直流紧急功率支援的影响因素包括：支援起始时间、支援结束时间、支援功率值和支援持续时间。

5.根据权利要求4所述的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算方法，其特征在于，所述支援功率值为：

P_mod＝P_{_0}+K(T_{_End}-T_{_Start})

其中，P_mod为支援功率值，P_{_0}为故障前直流线路功率值，K为支援速率，T_{_Start}为支援起始时间，T_{_End}为支援结束时间。

6.一种直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算系统，其特征在于，包括：

处理模块，用于根据实际电力系统模型、参数、运行方式和预设故障，进行暂态稳定时域仿真，得到导致直流孤岛系统失稳的故障和导致直流孤岛系统失稳的失稳模式；

第一设计模块，用于采用原动机调速器附加控制GPSS设计对孤岛发电机组进行调速系统辅助控制量参数设计；

第二设计模块，用于采用粒子群优化算法对直流紧急功率支援进行参数设计；

生成模块，用于根据所述调速系统辅助控制量参数设计、所述直流紧急功率支援参数设计、所述导致直流孤岛系统失稳的故障和所述导致直流孤岛系统失稳的失稳模式生成成网源协调控制策略。

7.根据权利要求6所述的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算系统，其特征在于，所述网源协调控制策略包括：电网系统控制和电源系统控制；其中，所述电网系统控制为发电机组调速系统附加控制，所述电源系统控制为直流紧急功率支援。

8.根据权利要求6所述的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算系统，其特征在于，所述调速系统辅助控制量参数设计包括：

其中，ΔU_sup(s)为辅助控制量，K_gp为放大系数，T₁、T₂、T₃、T₄为时间常数，Δω为角速度差。

9.根据权利要求6所述的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算系统，其特征在于，

所述直流紧急功率支援的影响因素包括：支援起始时间、支援结束时间、支援功率值和支援持续时间。

10.根据权利要求9所述的直流孤岛频率稳定的网源协调控制策略计算系统，其特征在于，所述支援功率值为：

P_mod＝P_{_0}+K(T_{_End}-T_{_Start})

其中，P_mod为支援功率值，P_{_0}为故障前直流线路功率值，K为支援速率，T_{_Start}为支援起始时间，T_{_End}为支援结束时间。

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