CN117239718A - 基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制方法及系统 - Google Patents
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Abstract
基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制方法及系统，基于频谱分析法计算待平抑联络线的瞬时有功功率；获取相邻两次频谱计算之间的PMU数据时标，基于余弦波外推法计算PMU数据时标的瞬时有功功率；控制主站向控制子站下发的控制指令包括PMU数据时标及对应的瞬时有功功率；控制子站根据PMU数据时标、从本地同步时钟得到的时间以及固有时间延迟，计算控制指令的执行时间延迟，利用执行时间延迟、发电厂的调节功率分配比例修正PMU数据时标对应的瞬时有功功率，获得发电厂实际执行控制指令时的功率调节量，各发电厂根据功率调节量对功率振荡进行平抑；解决传统振荡抑制方法不能精确自适应变化时延和变化振荡频率的问题，实现基于局域信息的振荡抑制。
Description
技术领域
本发明涉及电网稳定控制技术领域，具体地，涉及基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制方法及系统。
背景技术
大规模电网互联和新能源发电电力系统使得低频振荡和次同步振荡比以往更容易发生。电力系统中的低频振荡和次同步振荡都是典型的大范围功率振荡。
现有技术中，低频振荡依赖各发电机组就地自身安装的电力系统稳定器(PowerSystem Stabilizer，PSS)，基于检测到的机端功率信号对电网的振荡进行抑制，然而电力系统稳定器的控制参数是基于预想的电网状态和预想的振荡模式设计的，当实际电网运行模式和振荡模式与设计时的预想系统有差异时，PSS的控制效果将大大折扣。近年来出现的基于同步相量测量装置(Phasor MeasurementUnit，PMU)的广域PSS，虽然可以对电网的振荡进行多机组的协同控制，但是其仍然是基于预想的振荡模式进行控制；更重要的是对于广域控制，因为涉及到广域通信系统产生的延时，因此延时补偿是控制程序必须考虑的内容。现有方法通常是对系统的延时进行预估，然后利用传递函数延时补偿环节进行修正(CN201711154870一种时延匹配电力系统稳定器及其设计方法)，没有提及如何得到具体的延时或者仅提及通过估计得到延时，但是由于预估的相位延迟与实际的相位延迟的真实差距难以确定，因此实际补偿效果往往不好，甚至可能同相位比较，加剧振荡。而对于次同步振荡，目前主要的方法是在就地或者调度中心监测参与次同步振荡的机组，当振荡功率超过限值时，即切除对振荡功率贡献大的机组，对电网发电影响很大，不利于电源和负荷的快速恢复。传统的低频振荡或次同步振荡控制技术大多基于就地控制，虽然也有广域振荡控制方法并且考虑了测量和控制的延时，但是现有的延时补偿时通过传递函数对预想的振荡模式进行补偿，无法实现对延时和相位精确补偿，因此无法准确得到反向功率，相应的振荡抑制效果往往达不到需求，尤其是对预想振荡模式相差大的振荡模式。现有技术(CN201310179845)一种基于PMU的多直流协调广域阻尼控制方法虽然打了时标，但是是在控制子站打时标，并且没有提及如何利用该时标计算延时，以及如何进行相位补偿。而且目前的打时标方法在子站进行，不能确定与主站决策数据代表的电网断面的时差。
此外，对于传统的振荡控制方法，需要基于参与振荡的全部机组信息，制定电力系统稳定器的参数；当监控范围内的振荡机组仅为参与振荡的部分机组的情况下，目前除了切除相应机组外，没有自动连续调节方法。
发明内容
为解决现有技术中存在的不足，本发明提供一种基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制方法及系统，针对现有低频振荡和次同步功率振荡技术中存在的不足，采用长周期精确计算振荡特征参数与短周期快速计算振荡参数的方法相结合，实现对振荡未来变化特征的快速计算；利用在主站控制指令中包含决策所依据电网断面的测量时标以及振荡未来变化特征参数的方法，使得控制子站可以精确获得执行时间延迟，并对振荡相位延迟进行精确补偿，从而实现对低频或次同步功率振荡的有效反向抑制；利用振荡同调机组对区域对外联络线的振荡功率进行反向调节，实现不依赖振荡机理的对功率振荡的区域自阻尼控制
本发明采用如下的技术方案。
本发明提出了一种基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制方法，包括：
启动功率振荡抑制后，基于频谱分析法计算振荡待平抑的联络线上的瞬时有功功率；在相邻两次频谱分析法计算之间，获取所述联络线的PMU数据的测量时刻作为PMU数据时标，基于余弦波外推法计算PMU数据时标对应的瞬时有功功率；
控制主站向控制子站下发控制指令，控制指令包括PMU数据时标以及PMU数据时标对应的瞬时有功功率；控制子站根据控制指令中的PMU数据时标、控制子站从本地同步时钟得到的时间以及控制子站固有时间延迟，计算得到控制指令的执行时间延迟，利用执行时间延迟以及发电厂的调节功率分配比例对PMU数据时标对应的瞬时有功功率进行修正，以获得发电厂实际执行控制指令时的功率调节量，各发电厂根据功率调节量对功率振荡进行平抑；
其中，频谱分析法的计算周期为秒级，余弦波外推法的计算周期为毫秒级。
优选地，所述方法包括：
步骤1，控制主站基于频谱分析法计算联络线上的功率振荡幅值和振荡持续周期，当检测到功率振荡幅值大于幅值阈值且振荡持续周期不小于周期阈值时，启动功率振荡的抑制；
步骤2，从参与功率振荡的全部发电厂中选择输出功率振荡幅值最大的发电厂作为参考发电厂，以参考发电厂的初相位为基准确定其它各发电厂的相对初相位；按照相对初相位将各发电厂划分为正向振荡群和反向振荡群，以连接正向振荡群和反向振荡群的联络线作为待平抑联络线；
对待平抑联络线的有功功率进行频谱分析以获取功率振荡相量，以待平抑联络线的功率振荡相量为基准确定各参与振荡的发电厂的功率振荡相量，以各发电厂的功率振荡相量与待平抑联络线的功率振荡相量的比值作为贡献因子，选择贡献因子大于设定值的发电厂参与功率振荡的抑制；
步骤3，以第一时间阈值为周期，基于频谱分析法计算振荡待平抑的联络线上的瞬时有功功率；在相邻两次频谱分析法计算之间，获取所述联络线的PMU数据的测量时刻作为PMU数据时标，以第二时间阈值为周期，基于余弦波外推法计算PMU数据时标对应的瞬时有功功率；
步骤4，控制主站形成的控制指令，包括：控制类型、发电厂站标识、决策所依据的PMU数据时标、PMU数据时标对应的瞬时有功功率以及发电厂的调节功率分配比例；当本次控制指令中的PMU数据时标与上次控制指令中的PMU数据时标的差值超过第二时间阈值时，控制主站以组播方式对参与功率振荡抑制的各发电厂控制子站同步下发控制指令；
步骤5，参与功率振荡抑制的各发电厂控制子站，根据控制指令中的PMU数据时标、控制子站从本地同步时钟得到的时间以及控制子站固有时间延迟，计算得到控制指令的执行时间延迟，利用执行时间延迟以及发电厂的调节功率分配比例对PMU数据时标对应的瞬时有功功率进行修正，以获得发电厂实际执行控制指令时的功率调节量；
步骤6，利用发电厂内各机组的调节功率分配比例和功率调节量，确定各机组的功率调节量，机组的功率调节量与机组的输出功率之和作为机组的目标有功功率；当前时刻与控制子站上次下发功率控制指令的时刻超过第三时间阈值时，控制子站以组播方式对各机组下发目标有功功率作为各机组的功率控制指令。
优选地，步骤1包括：
步骤1.1，控制主站以30s为计算时窗、1秒为计算时窗的移动步长，对监控区域的各联络线上的有功功率进行频谱分析，得到频率范围在0.1Hz至40Hz之间的多种功率振荡；
步骤1.2，从多种功率振荡中，筛选出功率振荡幅值大于幅值阈值Aosc、且连续振荡周期不小于周期阈值Nosc的功率振荡；其中，幅值阈值Aosc为5MW，周期阈值Nosc为3次；
步骤1.3，启动功率振荡抑制，并在筛选所得的功率振荡中，获取振荡幅值最大值所对应的频率Fosc，以频率Fosc下功率振荡作为平抑对象。
优选地，步骤2包括：
步骤2.1，对发电厂群中各发电厂的输出功率进行频谱分析，获取在0.9Fosc至1.1Fosc之间且与频率Fosc距离最近的振荡频率，作为各发电厂参与频率Fosc下功率振荡的实际频率，以实际频率、实际频率对应的功率振荡实际幅值和初相位构成参与频率Fosc下功率振荡的各发电厂的功率振荡特征参数；
步骤2.2，从参与频率Fosc下功率振荡的全部发电厂中，选择功率振荡实际幅值最大值对应的发电厂作为参考发电厂并设定参考发电厂的初相位为0；以参考发电厂的初相位为基准，计算得到其它各发电厂的相对初相位，把相对初相位绝对值小于90°的发电厂划分至正向振荡群，把相对初相位绝对值大于90°的发电厂划分至反向振荡群；以连接正向振荡群和反向振荡群中发电厂所在区域的联络线作为待平抑联络线；
步骤2.3，对待平抑联络线的有功功率进行频谱分析，获取频率在0.9Fosc至1.1Fosc之间且功率振荡幅值最大值对应的功率振荡分量，以功率振荡分量的相位为基准相位，以如下关系式确定实际频率下各发电厂的功率振荡相量：
Pg_icos(2πfosct+θ)
式中，
Pg_i为发电厂i的功率振荡相量的功率幅值，
fosc为各发电厂参与频率Fosc下功率振荡的实际频率，
θ为发电厂在实际频率下的功率振荡相量与功率振荡分量之间的夹角；
步骤2.4，以如下关系式计算实际频率下发电厂功率振荡相量的功率幅值对待平抑联络线上功率振荡分量的功率幅值的贡献因子：
hi＝Pg_icosθ/Ptie
式中，
hi为发电厂i的贡献因子，
Ptie为待平抑联络线中功率振荡分量的功率幅值；
步骤2.5，选择贡献因子hi大于设定值H的发电厂参与功率振荡抑制，其中H取值为0.05；并且将θ大于等于90°的机组定义为正相关发电厂，小于90°的机组定义为负相关发电厂。
优选地，步骤3包括：
步骤3.1，在相邻两次频谱分析法计算之间获取的PMU数据时标；取PMU数据时标之前的长度为NT的时间段作为频谱分析时窗，其中N取大于等于5的整数，其中，T为振荡周期，满足T＝1/Fosc；或者取PMU数据时标至频率Fosc下功率振荡的起始时刻之间的时间段作为频谱分析时窗；
步骤3.2，在频谱分析时窗内，实际频率下振荡的瞬时有功功率p如下式所示：
式中，
PA为实际频率下振荡的功率幅值，
为第一时差，满足/>其中T0为相邻两次频谱分析法计算中的第一次频谱分析法计算周期的起始时刻，TC-0为PMU数据时标，
Φ0为初相位，是起始时刻T0对应的相位；
步骤3.3，在连续的50个振荡周期T内，当功率幅值PA均小于10％Aosc时，则返回步骤1；否则进入步骤3.4；
步骤3.4，若第一时差超过第一时间阈值，则返回步骤3.1；其中，第一时间阈值T1为0.5s；否则进入步骤3.5；
步骤3.5，以PMU数据时标Tc-0为初相位的振荡特征参数中，根据实际频率下振荡的瞬时有功功率p，基于余弦波外推法计算得到的瞬时有功功率pc如下式所示：
pc＝PAcos(2πfosctc+Φc-0)
式中，Φc-0为PMU数据时标Tc-0对应的相位，满足：
Φc-0＝Φ0+2πfosc(Tc-0-T0)
tc为第二时差，满足tc＝T-Tc-0。
优选地，第二时间阈值T2为10ms级，取值为30ms或40ms；
第三时间阈值T3的值小于T2/2，取值为10ms。
优选地，步骤5包括：
步骤5.1，以如下关系式计算发电厂i的控制子站中控制指令的执行时间延迟△tosc-i：
△tosc-i＝Tosc-s-i-Tosc-m-i+Texc-i
式中，
Tosc-s-i为发电厂i的控制子站从本地同步时钟得到的时间，
Tosc-m-i为发电厂i的控制子站接收到的控制指令中的PMU数据时标，
Texc-i为发电厂i的控制子站的固有时间延迟；
步骤5.2，根据执行时间延迟，计算从本地同步时钟得到的时间Tosc-s-i下发电厂i的功率调节量Posc-i-r(Tosc-s-i)，如下：
Posc-i-r(Tosc-s-i)＝-kiPAcos(2πfoscΔtosc-i+Φc-0)
式中，
ki为发电厂i的调节功率分配比例，
负号表示功率调节量是与联络线上振荡功率反向的有功功率，
PA为实际频率下振荡的功率幅值，
fosc为实际频率，
Φc-0为PMU数据时标Tc-0对应的相位。
优选地，PMU数据时标下的正向振荡群中，发电厂的调节功率分配比例为正向振荡群中各发电厂功率调节裕度占正向总功率调节裕度的比例；PMU数据时标下的反向振荡群中，发电厂的调节功率分配比例为反向振荡群中各发电厂功率调节裕度占反向总功率调节裕度的比例。
优选地，步骤6中，计算发电厂i的机组j的目标有功功率Posc-ij(Tosc-s-i)，如下：
Posc-ij(Tosc-s-i)＝Posc-ij-PMU(Tosc-s-i)+kijPosc-i-r(Tosc-s-i)
式中，
Posc-ij-PMU(Tosc-s-i)为发电厂i的机组j在时间Tosc-s-i的机组的输出功率的PMU测量值，
kij为发电厂i的机组j的调节功率分配比例，是机组j的功率调节裕度占发电厂功率调节裕度的比例。
本发明还提出了一种基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制系统，包括：
启动模块，振荡参数计算模块，主站指令下发模块，指令补偿模块，指令执行模块；
启动模块，用于控制主站基于频谱分析法计算联络线上的功率振荡幅值和振荡持续周期，当检测到功率振荡幅值大于幅值阈值且振荡持续周期不小于周期阈值时，启动功率振荡的抑制；从参与功率振荡的全部发电厂中选择输出功率振荡幅值最大的发电厂作为参考发电厂，以参考发电厂的初相位为基准确定其它各发电厂的相对初相位；按照相对初相位将各发电厂划分为正向振荡群和反向振荡群，以连接正向振荡群和反向振荡群的联络线作为待平抑联络线；对待平抑联络线的有功功率进行频谱分析以获取功率振荡相量，以待平抑联络线的功率振荡相量为基准确定各参与振荡的发电厂的功率振荡相量，以各发电厂的功率振荡相量与待平抑联络线的功率振荡相量的比值作为贡献因子，选择贡献因子大于设定值的发电厂参与功率振荡的抑制；
振荡参数计算模块，以第一时间阈值为周期，基于频谱分析法计算振荡待平抑的联络线上的瞬时有功功率；在相邻两次频谱分析法计算之间，获取所述联络线的PMU数据的测量时刻作为PMU数据时标，以第二时间阈值为周期，基于余弦波外推法计算PMU数据时标对应的瞬时有功功率；
主站指令下发模块，用于控制主站形成的控制指令，包括：控制类型、发电厂站标识、决策所依据的PMU数据时标、PMU数据时标对应的瞬时有功功率以及发电厂的调节功率分配比例；当本次控制指令中的PMU数据时标与上次控制指令中的PMU数据时标的差值超过第二时间阈值时，控制主站以组播方式对参与功率振荡抑制的各发电厂控制子站同步下发控制指令；
指令补偿模块，用于参与功率振荡抑制的各发电厂控制子站，根据控制指令中的PMU数据时标、控制子站从本地同步时钟得到的时间以及控制子站固有时间延迟，计算得到控制指令的执行时间延迟，利用执行时间延迟以及发电厂的调节功率分配比例对PMU数据时标对应的瞬时有功功率进行修正，以获得发电厂实际执行控制指令时的功率调节量；
指令执行模块，用于利用发电厂内各机组的调节功率分配比例和功率调节量，确定各机组的功率调节量，机组的功率调节量与机组的输出功率之和作为机组的目标有功功率；当前时刻与控制子站上次下发功率控制指令的时刻超过第三时间阈值时，控制子站以组播方式对各机组下发目标有功功率作为各机组的功率控制指令。
本发明的有益效果在于，与现有技术相比：
1、当检测到频率Fosc下发生功率振荡时，利用频谱分析算法以秒级长周期准确计算振荡参数，利用余弦波外推算法在毫秒级短周期即控制周期中快速粗略估算振荡参数，从而避免因为在每一个控制周期调用计算耗时的频谱分析算法导致毫秒级周期控制的实时性受影响；
2、利用在主站控制指令中包含控制决策所依据PMU数据在测量时刻的时标以及功率振荡未来的特征参数的方法，使得控制子站可以精确获得执行时间延迟，并对振荡相位延迟进行精确补偿，从而实现对低频或次同步功率振荡的有效反向抑制。解决了传统振荡抑制方法不能精确自适应变化时延和变化振荡频率的问题。
3、利用振荡同调机组对区域对外联络线的振荡功率进行反向调节，实现不依赖振荡机理的对功率振荡的区域自阻尼控制；解决传统振荡控制方法需要基于参与振荡的全部机组信息制定电力系统稳定器的参数，导致当监控范围内的振荡机组仅为参与振荡的部分机组的情况下，除了切除相应机组外，没有自动连续调节方法的问题。
附图说明
图1是本发明中基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制方法流程图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述。本申请所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部实施例。基于本发明精神，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明的保护范围。
本发明提出了一种基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制方法，启动功率振荡抑制后，启动功率振荡抑制后，基于频谱分析法计算振荡待平抑的联络线上的瞬时有功功率；在相邻两次频谱分析法计算之间，获取所述联络线的PMU数据的测量时刻作为PMU数据时标，基于余弦波外推法计算PMU数据时标对应的瞬时有功功率；控制主站向控制子站下发控制指令，控制指令包括PMU数据时标以及PMU数据时标对应的瞬时有功功率；控制子站根据控制指令中的PMU数据时标、控制子站从本地同步时钟得到的时间以及控制子站固有时间延迟，计算得到控制指令的执行时间延迟，利用执行时间延迟以及发电厂的调节功率分配比例对PMU数据时标对应的瞬时有功功率进行修正，以获得发电厂实际执行控制指令时的功率调节量，各发电厂根据功率调节量对功率振荡进行平抑；其中，频谱分析法的计算周期为秒级，余弦波外推法的计算周期为毫秒级。
本发明提出的基于控制延时实测的功率振荡区域自阻尼控制方法，如图1所示，包括：
步骤1，控制主站基于频谱分析法计算联络线上的功率振荡幅值和振荡持续周期，当检测到功率振荡幅值大于幅值阈值Aosc且振荡持续周期不小于周期阈值Nosc时，启动功率振荡的抑制。
具体地，基于实时频谱分析，控制主站检测到存在频率Fosc的振荡幅值大于振荡阈值Aosc、且振荡持续Nosc个周期及以上时，启动频率Fosc下功率振荡的抑制。
具体地，步骤1包括：
步骤1.1，控制主站以30s为计算时窗、1秒为计算时窗的移动步长，对监控区域的各联络线上的有功功率进行频谱分析，得到频率范围在0.1Hz至40Hz之间的多种功率振荡；多种功率振荡包括低频功率振荡、次同步功率振荡。
步骤1.2，从多种功率振荡中，筛选出功率振荡幅值大于幅值阈值Aosc、且连续振荡周期不小于周期阈值Nosc的功率振荡；
在非限制的较优实施例中，幅值阈值Aosc为5MW，周期阈值Nosc为3次。
步骤1.3，启动功率振荡抑制，并在筛选所得的功率振荡中，获取振荡幅值最大值所对应的频率Fosc，以频率Fosc下功率振荡作为平抑对象。
步骤2，从参与功率振荡的全部发电厂中选择输出功率振荡幅值最大的发电厂作为参考发电厂，以参考发电厂的初相位为基准确定其它各发电厂的相对初相位；按照相对初相位将各发电厂划分为正向振荡群和反向振荡群，以连接正向振荡群和反向振荡群的联络线作为待平抑联络线；
对待平抑联络线的有功功率进行频谱分析以获取功率振荡相量，以待平抑联络线的功率振荡相量为基准确定各参与振荡的发电厂的功率振荡相量，以各发电厂的功率振荡相量与待平抑联络线的功率振荡相量的比值作为贡献因子，选择贡献因子大于设定值的发电厂参与功率振荡的抑制。
具体地，步骤2包括：
步骤2.1，对发电厂群中各发电厂的输出功率进行频谱分析，获取在0.9Fosc至1.1Fosc之间且与频率Fosc距离最近的振荡频率，作为各发电厂参与频率Fosc下功率振荡的实际频率fosc，以实际频率fosc、实际频率fosc对应的功率振荡实际幅值Afosc和初相位构成参与频率Fosc下功率振荡的各发电厂的功率振荡特征参数。
步骤2.2，从参与频率Fosc下功率振荡的全部发电厂中，选择功率振荡实际幅值Afosc最大值对应的发电厂作为参考发电厂并设定参考发电厂的初相位为0；以参考发电厂的初相位为基准，计算得到其它各发电厂的相对初相位，把相对初相位绝对值小于90°的发电厂划分至正向振荡群，把相对初相位绝对值大于90°的发电厂划分至反向振荡群；以连接正向振荡群和反向振荡群中发电厂所在区域的联络线作为待平抑联络线
当全部发电厂均属于正向振荡群时，以发电厂群所在区域对外联络线路作为待平抑联络线，并以流出发电厂群所在区域为功率正方向。
步骤2.3，对待平抑联络线的有功功率进行频谱分析，获取频率在0.9Fosc至1.1Fosc之间且功率振荡幅值最大值对应的功率振荡分量，以功率振荡分量的相位为基准相位，以如下关系式确定实际频率下各发电厂的功率振荡相量：
Pg_icos(2πfosct+θ)
式中，
Pg_i为发电厂i的功率振荡相量的功率幅值，
fosc为各发电厂参与频率Fosc下功率振荡的实际频率，
θ为发电厂在实际频率下的功率振荡相量与功率振荡分量之间的夹角。
步骤2.4，以如下关系式计算实际频率下发电厂功率振荡相量的功率幅值对待平抑联络线上功率振荡分量的功率幅值的贡献因子：
hi＝Pg_icosθ/Ptie
式中，
hi为发电厂i的贡献因子，
Ptie为待平抑联络线中功率振荡分量的功率幅值。
步骤2.5，选择贡献因子hi大于设定值H的发电厂参与功率振荡抑制，其中H取值为0.05；并且将θ大于等于90°的机组定义为正相关发电厂，小于90°的机组定义为负相关发电厂。
步骤3，以第一时间阈值T1为周期，基于频谱分析法计算振荡待平抑的联络线上的瞬时有功功率；在相邻两次频谱分析法计算之间，获取所述联络线的PMU数据的测量时刻作为PMU数据时标Tc-0，以第二时间阈值T2为周期，基于余弦波外推法计算PMU数据时标Tc-0对应的瞬时有功功率。
具体地，高精度的频谱分析算法包括但不限于Prony方法、经验模态分解EMD方法。
具体地，步骤3包括：
步骤3.1，在相邻两次频谱分析法计算之间获取的PMU数据时标；取PMU数据时标之前的长度为NT的时间段作为频谱分析时窗，其中，T为振荡周期，满足T＝1/Fosc；或者取PMU数据时标至频率Fosc下功率振荡的起始时刻之间的时间段作为频谱分析时窗。
在非限制性的较优实施例中，N取大于等于5的整数。
步骤3.2，在频谱分析时窗内，实际频率下振荡的瞬时有功功率p如下式所示：
式中，
PA为实际频率下振荡的功率幅值，
t为第一时差，满足其中T0为相邻两次频谱分析法计算中的第一次频谱分析法计算周期的起始时刻，TC-0为PMU数据时标，
Φ0为初相位，是起始时刻T0对应的相位。
步骤3.3，在连续的50个振荡周期T内，当功率幅值PA均小于10％Aosc时，则返回步骤1；否则进入步骤3.4。
步骤3.4，若第一时差超过第一时间阈值，则返回步骤3.1；其中，第一时间阈值T1为0.5s；否则进入步3.5；。
步骤3.5，以PMU数据时标Tc-0为初相位的振荡特征参数中，根据实际频率下振荡的瞬时有功功率p，基于余弦波外推法计算得到的瞬时有功功率pc如下式所示：
pc＝PAcos(2πfosctc+Φc-0)
式中，Φc-0为PMU数据时标Tc-0对应的相位，满足：
Φc-0＝Φ0+2πfosc(Tc-0-T0)
tc为第二时差，满足tc＝T-Tc-0。
本发明提出的方法中，当检测到频率Fosc下发生功率振荡时，利用频谱分析算法以秒级长周期准确计算振荡参数，利用余弦波外推算法在毫秒级短周期即控制周期中快速粗略估算振荡参数，从而避免因为在每一个控制周期调用计算耗时的频谱分析算法导致毫秒级周期控制的实时性受影响。
步骤4，控制主站形成的控制指令，包括：控制类型、发电厂站标识、决策所依据的PMU数据时标Tc-0、PMU数据时标Tc-0对应的瞬时有功功率以及发电厂的调节功率分配比例；当本次控制指令中的PMU数据时标与上次控制指令中的PMU数据时标的差值超过第二时间阈值T2时，控制主站以组播方式对参与功率振荡抑制的各发电厂控制子站同步下发控制指令
具体地，步骤4中，PMU数据时标Tc-0下的正向振荡群中，发电厂i的调节功率分配比例ki为正向振荡群中各发电厂功率调节裕度占正向总功率调节裕度的比例；PMU数据时标Tc-0下的反向振荡群中，发电厂i的调节功率分配比例ki为反向振荡群中各发电厂功率调节裕度占反向总功率调节裕度的比例
在非限制性的较优实施例中，第二时间阈值T2为10ms级，取值为30ms或40ms。
步骤5，参与功率振荡抑制的各发电厂控制子站，根据控制指令中的PMU数据时标、控制子站从本地同步时钟得到的时间以及控制子站固有时间延迟，计算得到控制指令的执行时间延迟，利用执行时间延迟以及发电厂的调节功率分配比例对PMU数据时标对应的瞬时有功功率进行修正，以获得发电厂实际执行控制指令时的功率调节量Posc-i-r。
步骤5包括：
步骤5.1，以如下关系式计算发电厂i的控制子站中控制指令的执行时间延迟△tosc-i：
△tosc-i＝Tosc-s-i-Tosc-m-i+Texc-i
式中，
Tosc-s-i为发电厂i的控制子站从本地同步时钟得到的时间，
Tosc-m-i为发电厂i的控制子站接收到的控制指令中的PMU数据时标，
Texc-i为发电厂i的控制子站的固有时间延迟。
步骤5.2，根据执行时间延迟，计算从本地同步时钟得到的时间Tosc-s-i下发电厂i的功率调节量Posc-i-r(Tosc-s-i)，如下：
Posc-i-r(Tosc-s-i)＝-kiPAcos(2πfoscΔtosc-i+Φc-0)
式中，
ki为发电厂i的调节功率分配比例，
负号表示功率调节量是与联络线上振荡功率反向的有功功率，
PA为实际频率下振荡的功率幅值，
fosc为实际频率，
Φc-0为PMU数据时标Tc-0对应的相位。
步骤6，利用发电厂内各机组的调节功率分配比例kij和功率调节量Posc-i-r，确定各机组的功率调节量，机组的功率调节量与机组的输出功率之和作为机组的目标有功功率Posc-ij(Tosc-s-i)；当前时刻与控制子站上次下发功率控制指令的时刻超过第三时间阈值T3时，控制子站以组播方式对各机组下发目标有功功率作为各机组的功率控制指令。
步骤6中，步骤6中，计算发电厂i的机组j的目标有功功率Posc-ij(Tosc-s-i)，如下：
Posc-ij(Tosc-s-i)＝Posc-ij-PMU(Tosc-s-i)+kijPosc-i-r(Tosc-s-i)
式中，
Posc-ij-PMU(Tosc-s-i)为发电厂i的机组j在时间Tosc-s-i的机组的输出功率的PMU测量值。
kij为发电厂i的机组j的调节功率分配比例，是机组j的功率调节裕度占发电厂功率调节裕度的比例。
在非限制性的较优实施例中，第三时间阈值T3的值小于T2/2，取值为10ms。
本发明还提出了一种基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制系统，包括：
启动模块，振荡参数计算模块，主站指令下发模块，指令补偿模块，指令执行模块；
启动模块，用于控制主站基于频谱分析法计算联络线上的功率振荡幅值和振荡持续周期，当检测到功率振荡幅值大于幅值阈值且振荡持续周期不小于周期阈值时，启动功率振荡的抑制；从参与功率振荡的全部发电厂中选择输出功率振荡幅值最大的发电厂作为参考发电厂，以参考发电厂的初相位为基准确定其它各发电厂的相对初相位；按照相对初相位将各发电厂划分为正向振荡群和反向振荡群，以连接正向振荡群和反向振荡群的联络线作为待平抑联络线；对待平抑联络线的有功功率进行频谱分析以获取功率振荡相量，以待平抑联络线的功率振荡相量为基准确定各参与振荡的发电厂的功率振荡相量，以各发电厂的功率振荡相量与待平抑联络线的功率振荡相量的比值作为贡献因子，选择贡献因子大于设定值的发电厂参与功率振荡的抑制；
振荡参数计算模块，以第一时间阈值为周期，基于频谱分析法计算振荡待平抑的联络线上的瞬时有功功率；在相邻两次频谱分析法计算之间，获取所述联络线的PMU数据的测量时刻作为PMU数据时标，以第二时间阈值为周期，基于余弦波外推法计算PMU数据时标对应的瞬时有功功率；
主站指令下发模块，用于控制主站形成的控制指令，包括：控制类型、发电厂站标识、决策所依据的PMU数据时标、PMU数据时标对应的瞬时有功功率以及发电厂的调节功率分配比例；当本次控制指令中的PMU数据时标与上次控制指令中的PMU数据时标的差值超过第二时间阈值时，控制主站以组播方式对参与功率振荡抑制的各发电厂控制子站同步下发控制指令；
指令补偿模块，用于参与功率振荡抑制的各发电厂控制子站，根据控制指令中的PMU数据时标、控制子站从本地同步时钟得到的时间以及控制子站固有时间延迟，计算得到控制指令的执行时间延迟，利用执行时间延迟以及发电厂的调节功率分配比例对PMU数据时标对应的瞬时有功功率进行修正，以获得发电厂实际执行控制指令时的功率调节量；
指令执行模块，用于利用发电厂内各机组的调节功率分配比例和功率调节量，确定各机组的功率调节量，机组的功率调节量与机组的输出功率之和作为机组的目标有功功率；当前时刻与控制子站上次下发功率控制指令的时刻超过第三时间阈值时，控制子站以组播方式对各机组下发目标有功功率作为各机组的功率控制指令。
其中，启动模块、振荡参数计算模块以及主站指令下发模块均位于控制主站；指令补偿模块及指令执行模块位于控制子站。
本发明提出了一种基于控制延时实测的功率振荡自阻尼控制方法，在局部电网建设用于抑制低频振荡或次同步功率振荡的控制主站和子站，实现局部电网不参与外部电网或者全局电网的功率振荡，从而帮助抑制外部电网或者全局电网的功率振荡。待抑制的功率振荡的最小周期为25ms，最长周期可以到10s以上，为了实现对上述振荡周期范围的功率振荡的及时跟踪，要求PMU装置采用专用独立端口向功率平抑控制主站上送100帧/s数据，即对关键功率断面和被控发电场站内的机组监测采用10ms上送周期的PMU数据，以取代常规的20ms上送周期的PMU数据。对于数据采集和控制所用的通信网，为了保证振荡控制的可靠性，建议采用控制专网，例如对于大容量且响应速度快的高性能火电厂、储能站、光伏站、风电场采用2M专线作为采集和控制的通信网。
另外，本发明之所以把抑制的功率振荡对象限于低频功率振荡或者次同步功率振荡，是因为这些功率振荡的周期都长于25ms，而目前能实现的交流电网广域控制系统的最短控制周期为10ms，因此对这个频段通过构造反相位振荡功率进行直接抑制是可能的。对于电力系统中更高频率的功率振荡，目前主要采用对电网或者控制系统的参数进行控制，然后间接对功率振荡进行抑制。
对振荡进行反相位抑制需要知道控制指令的时间延迟导致的相位延迟，而计算振荡曲线的相位的频谱分析算法，例如Prony算法，通常计算量大且非常耗时，难以实现每10ms一次的连续计算，因此在振荡抑制中目前没有根据延时实测进行振荡抑制的方法。本发明采用长周期精确计算振荡特征参数与短周期快速计算振荡参数的方法相结合，实现对振荡未来变化特征的快速计算，即：利用秒级长周期采用精确复杂的频谱分析算法(例如Prony或者EMD算法)进行精确的频谱分析得到某时刻的精确相位；然后在两次精确相位计算之间的相位，采用毫秒级短周期利用固定频率的快速算法进行相位估计，因此实现了10ms级控制周期相位的较精确计算，从而使得打时标的方法在振荡抑制中得到应用。另外，在主站打的指令时标并不是在主站得到的，而是要打主站当前控制决策所用PMU数据在测量时刻的时标。
本公开可以是系统、方法和/或计算机程序产品。计算机程序产品可以包括计算机可读存储介质，其上载有用于使处理器实现本公开的各个方面的计算机可读程序指令。
计算机可读存储介质可以是可以保持和存储由指令执行设备使用的指令的有形设备。计算机可读存储介质例如可以是――但不限于――电存储设备、磁存储设备、光存储设备、电磁存储设备、半导体存储设备或者上述的任意合适的组合。计算机可读存储介质的更具体的例子(非穷举的列表)包括：便携式计算机盘、硬盘、随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、可擦式可编程只读存储器(EPROM或闪存)、静态随机存取存储器(SRAM)、便携式压缩盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能盘(DVD)、记忆棒、软盘、机械编码设备、例如其上存储有指令的打孔卡或凹槽内凸起结构、以及上述的任意合适的组合。这里所使用的计算机可读存储介质不被解释为瞬时信号本身，诸如无线电波或者其它自由传播的电磁波、通过波导或其它传输媒介传播的电磁波(例如，通过光纤电缆的光脉冲)、或者通过电线传输的电信号。
这里所描述的计算机可读程序指令可以从计算机可读存储介质下载到各个计算/处理设备，或者通过网络、例如因特网、局域网、广域网和/或无线网下载到外部计算机或外部存储设备。网络可以包括铜传输电缆、光纤传输、无线传输、路由器、防火墙、交换机、网关计算机和/或边缘服务器。每个计算/处理设备中的网络适配卡或者网络接口从网络接收计算机可读程序指令，并转发该计算机可读程序指令，以供存储在各个计算/处理设备中的计算机可读存储介质中。
用于执行本公开操作的计算机程序指令可以是汇编指令、指令集架构(ISA)指令、机器指令、机器相关指令、微代码、固件指令、状态设置数据、或者以一种或多种编程语言的任意组合编写的源代码或目标代码，所述编程语言包括面向对象的编程语言—诸如Smalltalk、C++等，以及常规的过程式编程语言—诸如“C”语言或类似的编程语言。计算机可读程序指令可以完全地在用户计算机上执行、部分地在用户计算机上执行、作为一个独立的软件包执行、部分在用户计算机上部分在远程计算机上执行、或者完全在远程计算机或服务器上执行。在涉及远程计算机的情形中，远程计算机可以通过任意种类的网络—包括局域网(LAN)或广域网(WAN)—连接到用户计算机，或者，可以连接到外部计算机(例如利用因特网服务提供商来通过因特网连接)。在一些实施例中，通过利用计算机可读程序指令的状态信息来个性化定制电子电路，例如可编程逻辑电路、现场可编程门阵列(FPGA)或可编程逻辑阵列(PLA)，该电子电路可以执行计算机可读程序指令，从而实现本公开的各个方面。
最后应当说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。
Claims (10)
1.一种基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制方法，其特征在于，包括：
启动功率振荡抑制后，基于频谱分析法计算振荡待平抑的联络线上的瞬时有功功率；在相邻两次频谱分析法计算之间，获取所述联络线的PMU数据的测量时刻作为PMU数据时标，基于余弦波外推法计算PMU数据时标对应的瞬时有功功率；
控制主站向控制子站下发控制指令，控制指令包括PMU数据时标以及PMU数据时标对应的瞬时有功功率；控制子站根据控制指令中的PMU数据时标、控制子站从本地同步时钟得到的时间以及控制子站固有时间延迟，计算得到控制指令的执行时间延迟，利用执行时间延迟以及发电厂的调节功率分配比例对PMU数据时标对应的瞬时有功功率进行修正，以获得发电厂实际执行控制指令时的功率调节量，各发电厂根据功率调节量对功率振荡进行平抑；
其中，频谱分析法的计算周期为秒级，余弦波外推法的计算周期为毫秒级。
2.根据权利要求1所述的基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制方法，其特征在于，
步骤1，控制主站基于频谱分析法计算联络线上的功率振荡幅值和振荡持续周期，当检测到功率振荡幅值大于幅值阈值且振荡持续周期不小于周期阈值时，启动功率振荡的抑制；
步骤2，从参与功率振荡的全部发电厂中选择输出功率振荡幅值最大的发电厂作为参考发电厂，以参考发电厂的初相位为基准确定其它各发电厂的相对初相位；按照相对初相位将各发电厂划分为正向振荡群和反向振荡群，以连接正向振荡群和反向振荡群的联络线作为待平抑联络线；
对待平抑联络线的有功功率进行频谱分析以获取功率振荡相量，以待平抑联络线的功率振荡相量为基准确定各参与振荡的发电厂的功率振荡相量，以各发电厂的功率振荡相量与待平抑联络线的功率振荡相量的比值作为贡献因子，选择贡献因子大于设定值的发电厂参与功率振荡的抑制；
步骤3，以第一时间阈值为周期，基于频谱分析法计算振荡待平抑的联络线上的瞬时有功功率；在相邻两次频谱分析法计算之间，获取所述联络线的PMU数据的测量时刻作为PMU数据时标，以第二时间阈值为周期，基于余弦波外推法计算PMU数据时标对应的瞬时有功功率；
步骤4，控制主站形成的控制指令，包括：控制类型、发电厂站标识、决策所依据的PMU数据时标、PMU数据时标对应的瞬时有功功率以及发电厂的调节功率分配比例；当本次控制指令中的PMU数据时标与上次控制指令中的PMU数据时标的差值超过第二时间阈值时，控制主站以组播方式对参与功率振荡抑制的各发电厂控制子站同步下发控制指令；
步骤5，参与功率振荡抑制的各发电厂控制子站，根据控制指令中的PMU数据时标、控制子站从本地同步时钟得到的时间以及控制子站固有时间延迟，计算得到控制指令的执行时间延迟，利用执行时间延迟以及发电厂的调节功率分配比例对PMU数据时标对应的瞬时有功功率进行修正，以获得发电厂实际执行控制指令时的功率调节量；
步骤6，利用发电厂内各机组的调节功率分配比例和功率调节量，确定各机组的功率调节量，机组的功率调节量与机组的输出功率之和作为机组的目标有功功率；当前时刻与控制子站上次下发功率控制指令的时刻超过第三时间阈值时，控制子站以组播方式对各机组下发目标有功功率作为各机组的功率控制指令。
3.根据权利要求2所述的基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制方法，其特征在于，
步骤1包括：
步骤1.1，控制主站以30s为计算时窗、1秒为计算时窗的移动步长，对监控区域的各联络线上的有功功率进行频谱分析，得到频率范围在0.1Hz至40Hz之间的多种功率振荡；
步骤1.2，从多种功率振荡中，筛选出功率振荡幅值大于幅值阈值Aosc、且连续振荡周期不小于周期阈值Nosc的功率振荡；其中，幅值阈值Aosc为5MW，周期阈值Nosc为3次；
步骤1.3，启动功率振荡抑制，并在筛选所得的功率振荡中，获取振荡幅值最大值所对应的频率Fosc，以频率Fosc下功率振荡作为平抑对象。
4.根据权利要求3所述的基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制方法，其特征在于，
步骤2包括：
步骤2.1，对发电厂群中各发电厂的输出功率进行频谱分析，获取在0.9Fosc至1.1Fosc之间且与频率Fosc距离最近的振荡频率，作为各发电厂参与频率Fosc下功率振荡的实际频率，以实际频率、实际频率对应的功率振荡实际幅值和初相位构成参与频率Fosc下功率振荡的各发电厂的功率振荡特征参数；
步骤2.2，从参与频率Fosc下功率振荡的全部发电厂中，选择功率振荡实际幅值最大值对应的发电厂作为参考发电厂并设定参考发电厂的初相位为0；以参考发电厂的初相位为基准，计算得到其它各发电厂的相对初相位，把相对初相位绝对值小于90°的发电厂划分至正向振荡群，把相对初相位绝对值大于90°的发电厂划分至反向振荡群；以连接正向振荡群和反向振荡群中发电厂所在区域的联络线作为待平抑联络线；
步骤2.3，对待平抑联络线的有功功率进行频谱分析，获取频率在0.9fosc至1.1Fosc之间且功率振荡幅值最大值对应的功率振荡分量，以功率振荡分量的相位为基准相位，以如下关系式确定实际频率下各发电厂的功率振荡相量：
Pg_icos(2πfosct+θ)
式中，
Pg_i为发电厂i的功率振荡相量的功率幅值，
fosc为各发电厂参与频率Fosc下功率振荡的实际频率，
θ为发电厂在实际频率下的功率振荡相量与功率振荡分量之间的夹角；
步骤2.4，以如下关系式计算实际频率下发电厂功率振荡相量的功率幅值对待平抑联络线上功率振荡分量的功率幅值的贡献因子：
hi＝Pg_icosθ/Ptie
式中，
hi为发电厂i的贡献因子，
Ptie为待平抑联络线中功率振荡分量的功率幅值；
步骤2.5，选择贡献因子hi大于设定值H的发电厂参与功率振荡抑制，其中H取值为0.05；并且将θ大于等于90°的机组定义为正相关发电厂，小于90°的机组定义为负相关发电厂。
5.根据权利要求4所述的基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制方法，其特征在于，
步骤3包括：
步骤3.1，在相邻两次频谱分析法计算之间获取的PMU数据时标；取PMU数据时标之前的长度为NT的时间段作为频谱分析时窗，其中N取大于等于5的整数，其中，T为振荡周期，满足T＝1/Fosc；或者取PMU数据时标至频率Fosc下功率振荡的起始时刻之间的时间段作为频谱分析时窗；
步骤3.2，在频谱分析时窗内，实际频率下振荡的瞬时有功功率p如下式所示：
式中，
PA为实际频率下振荡的功率幅值，
为第一时差，满足/>其中T0为相邻两次频谱分析法计算中的第一次频谱分析法计算周期的起始时刻，TC-0为PMU数据时标，
Φ0为初相位，是起始时刻T0对应的相位；
步骤3.3，在连续的50个振荡周期T内，当功率幅值PA均小于10％Aosc时，则返回步骤1；否则进入步骤3.4；
步骤3.4，若第一时差超过第一时间阈值，则返回步骤3.1；其中，第一时间阈值T1为0.5s；否则进入步骤3.5；
步骤3.5，以PMU数据时标Tc-0为初相位的振荡特征参数中，根据实际频率下振荡的瞬时有功功率p，基于余弦波外推法计算得到的瞬时有功功率pc如下式所示：
pc＝PAcos(2πfosctc+Φc-0)
式中，Φc-0为PMU数据时标Tc-0对应的相位，满足：
Φc-0＝Φ0+2πfosc(Tc-0-T0)
tc为第二时差，满足tc＝T-Tc-0。
6.根据权利要求2所述的基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制方法，其特征在于，
第二时间阈值T2为10ms级，取值为30ms或40ms；
第三时间阈值T3的值小于T2/2，取值为10ms。
7.根据权利要求2所述的基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制方法，其特征在于，
步骤5包括：
步骤5.1，以如下关系式计算发电厂i的控制子站中控制指令的执行时间延迟△tosc-i：
△tosc-i＝Tosc-s-i-Tosc-m-i+Texc-i
式中，
Tosc-s-i为发电厂i的控制子站从本地同步时钟得到的时间，
Tosc-m-i为发电厂i的控制子站接收到的控制指令中的PMU数据时标，
Texc-i为发电厂i的控制子站的固有时间延迟；
步骤5.2，根据执行时间延迟，计算从本地同步时钟得到的时间Tosc-s-i下发电厂i的功率调节量Posc-i-r(Tosc-s-i)，如下：
Posc-i-r(Tosc-s-i)＝-kiPAcos(2πfoscΔtosc-i+Φc-0)
式中，
ki为发电厂i的调节功率分配比例，
负号表示功率调节量是与联络线上振荡功率反向的有功功率，
PA为实际频率下振荡的功率幅值，
fosc为实际频率，
Φc-0为PMU数据时标Tc-0对应的相位。
8.根据权利要求7所述的基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制方法，其特征在于，
PMU数据时标下的正向振荡群中，发电厂的调节功率分配比例为正向振荡群中各发电厂功率调节裕度占正向总功率调节裕度的比例；PMU数据时标下的反向振荡群中，发电厂的调节功率分配比例为反向振荡群中各发电厂功率调节裕度占反向总功率调节裕度的比例。
9.根据权利要求8所述的基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制方法，其特征在于，
步骤6中，计算发电厂i的机组j的目标有功功率Posc-ij(Tosc-s-i)，如下：
Posc-ij(Tosc-s-i)＝Posc-ij-PMU(Tosc-s-i)+kijPosc-i-r(Tosc-s-i)
式中，
Posc-ij-PMU(Tosc-s-i)为发电厂i的机组j在时间Tosc-s-i的机组的输出功率的PMU测量值，
kij为发电厂i的机组j的调节功率分配比例，是机组j的功率调节裕度占发电厂功率调节裕度的比例。
10.一种基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制系统，用于实现权利要求1-9任一项权利要求所述方法，其特征在于，系统包括：
启动模块，振荡参数计算模块，主站指令下发模块，指令补偿模块，指令执行模块；
启动模块，用于控制主站基于频谱分析法计算联络线上的功率振荡幅值和振荡持续周期，当检测到功率振荡幅值大于幅值阈值且振荡持续周期不小于周期阈值时，启动功率振荡的抑制；从参与功率振荡的全部发电厂中选择输出功率振荡幅值最大的发电厂作为参考发电厂，以参考发电厂的初相位为基准确定其它各发电厂的相对初相位；按照相对初相位将各发电厂划分为正向振荡群和反向振荡群，以连接正向振荡群和反向振荡群的联络线作为待平抑联络线；对待平抑联络线的有功功率进行频谱分析以获取功率振荡相量，以待平抑联络线的功率振荡相量为基准确定各参与振荡的发电厂的功率振荡相量，以各发电厂的功率振荡相量与待平抑联络线的功率振荡相量的比值作为贡献因子，选择贡献因子大于设定值的发电厂参与功率振荡的抑制；
振荡参数计算模块，以第一时间阈值为周期，基于频谱分析法计算振荡待平抑的联络线上的瞬时有功功率；在相邻两次频谱分析法计算之间，获取所述联络线的PMU数据的测量时刻作为PMU数据时标，以第二时间阈值为周期，基于余弦波外推法计算PMU数据时标对应的瞬时有功功率；
主站指令下发模块，用于控制主站形成的控制指令，包括：控制类型、发电厂站标识、决策所依据的PMU数据时标、PMU数据时标对应的瞬时有功功率以及发电厂的调节功率分配比例；当本次控制指令中的PMU数据时标与上次控制指令中的PMU数据时标的差值超过第二时间阈值时，控制主站以组播方式对参与功率振荡抑制的各发电厂控制子站同步下发控制指令；
指令补偿模块，用于参与功率振荡抑制的各发电厂控制子站，根据控制指令中的PMU数据时标、控制子站从本地同步时钟得到的时间以及控制子站固有时间延迟，计算得到控制指令的执行时间延迟，利用执行时间延迟以及发电厂的调节功率分配比例对PMU数据时标对应的瞬时有功功率进行修正，以获得发电厂实际执行控制指令时的功率调节量；
指令执行模块，用于利用发电厂内各机组的调节功率分配比例和功率调节量，确定各机组的功率调节量，机组的功率调节量与机组的输出功率之和作为机组的目标有功功率；当前时刻与控制子站上次下发功率控制指令的时刻超过第三时间阈值时，控制子站以组播方式对各机组下发目标有功功率作为各机组的功率控制指令。
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| CN202311057817.8A CN117239718A (zh) | 2023-08-21 | 2023-08-21 | 基于延时实测的功率振荡区域自阻尼控制方法及系统 |
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Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN118100450A (zh) * | 2024-04-29 | 2024-05-28 | 北京华孚聚能科技有限公司 | 一种并网点频率监测方法、低频振荡监测装置、电力系统 |
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2023
- 2023-08-21 CN CN202311057817.8A patent/CN117239718A/zh active Pending
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