WO2014117582A1 - 一种基于相对动能的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法 - Google Patents

一种基于相对动能的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2014117582A1
WO2014117582A1 PCT/CN2013/087993 CN2013087993W WO2014117582A1 WO 2014117582 A1 WO2014117582 A1 WO 2014117582A1 CN 2013087993 W CN2013087993 W CN 2013087993W WO 2014117582 A1 WO2014117582 A1 WO 2014117582A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
power
time
group
control
real
Prior art date
Application number
PCT/CN2013/087993
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
顾卓远
汤涌
张健
Original Assignee
国家电网公司
中国电力科学研究院
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 国家电网公司, 中国电力科学研究院 filed Critical 国家电网公司
Publication of WO2014117582A1 publication Critical patent/WO2014117582A1/zh

Links

Classifications

    • HELECTRICITY
    • H02GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02HEMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H7/00Emergency protective circuit arrangements specially adapted for specific types of electric machines or apparatus or for sectionalised protection of cable or line systems, and effecting automatic switching in the event of an undesired change from normal working conditions
    • H02H7/06Emergency protective circuit arrangements specially adapted for specific types of electric machines or apparatus or for sectionalised protection of cable or line systems, and effecting automatic switching in the event of an undesired change from normal working conditions for dynamo-electric generators; for synchronous capacitors
    • HELECTRICITY
    • H02GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02HEMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H3/00Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection
    • H02H3/006Calibration or setting of parameters

Definitions

  • the invention belongs to the technical field of power systems, and particularly relates to a transient stability real-time emergency control method for a power system based on relative kinetic energy.
  • the power grid In order to meet the needs of continuous and rapid growth of power load, the power grid is developing in the direction of the highest voltage and largest cross-flow hybrid power system. Its operation mode is increasingly complex and changeable, and the safe and stable operation faces new challenges. It is of great significance to prevent the stability of the system from being destroyed and to further expand the large-scale blackouts and prevent the loss of a stable power system.
  • the widely used transient stability control scheme is "offline decision-making, real-time matching", which is mainly for the expected operation mode and fault set, and a large number of offline calculations of the power system to obtain a security and stability control strategy table. Since the operation mode and the expected fault are not exhaustive when offline calculation, there may be mismatch in practice, poor adaptability, lack of flexibility in dealing with small probability accidents; in the offline calculation process, system models and parameters are inevitable There will be some deviations, which will affect the accuracy of the calculation results to some extent. Therefore, the study of flexible, reliable and adaptable transient stability emergency control scheme is a worldwide problem facing power researchers.
  • the present invention proposes a transient steady-state real-time emergency control method based on relative kinetic energy, which overcomes the need for predictive operation mode and expected failure during offline calculation, and lacks flexibility in coping with small probability accidents. Insufficient, with strong adaptability and flexibility, it can complement the traditional safety and stability control system, build a new line of defense to prevent further deterioration of the system and even cause blackouts, enriching the grid security and stability defense system.
  • the invention provides a method for transiently real-time emergency control of a power system based on relative kinetic energy, which is improved in that the method comprises the following steps:
  • step (3) If the detection system is faulty, then proceed to step (3), otherwise return to step (1); (3) Performing a two-machine equivalent on the system;
  • step (3) of performing the two-machine equivalent to the system means that the multi-machine system is equivalent to two units.
  • the step of calculating the remaining acceleration area at each moment in the step (4) includes: setting S as a severely disturbed cluster with an inertia center, A being the remaining cluster, and having its inertia center, defining the cluster S and
  • the equivalence angle and speed of the cluster A cluster are:
  • M s and ⁇ ⁇ are the total inertia time constants of the S group and the A group respectively; M, and the inertia time constants of each unit in the S group and the A group respectively ; ⁇ , and the speed of each unit in the S group and the squad group respectively; and the equivalent power angle of the S group and the power angle of each unit respectively; and the equivalent power angle of each group A and each unit Power angle; when the system is equivalent to a two-machine system:
  • step (4) it is determined whether the system is unstable according to the trend of the first derivative of the phase trajectory
  • the change trend of the first-order derivative of the phase trajectory is the change trend of the equivalent two-machine system.
  • the condition of the number change trend to judge whether the system is unstable is: If the first derivative of the phase trajectory of the system has an increasing trend, the judgment system will lose stability.
  • step (5) uses the remaining acceleration area and the remaining deceleration area to determine the amount of cutting and control the deceleration area to be provided.
  • the steps are as follows:
  • step (6) when the cutting machine control is implemented, if there is an action time delay in the actual control process, the formula (15) is used in calculating the control amount:
  • the invention overcomes the shortage of flexibility in dealing with small probability accidents during the offline calculation, and has the flexibility and flexibility to complement the traditional safety and stability control system. Constructing a new line of defense to prevent further deterioration of the system and even cause a blackout, enriching the security and stability system of the power grid.
  • the invention is separated from the calculation of the component model and the operation mode of the power system, and only needs to utilize the dynamic response curve of the system to adapt to any complicated operation mode and fault form.
  • the invention only uses the measured power angle and the rotational speed of the generator, the calculation amount is small, the use is convenient and flexible, the system can be further deteriorated or even cause a blackout accident, the safety and stability defense system of the power grid is enriched, and the safe and stable operation level of the power system is improved.
  • FIG. 1 is a flow chart of a transient steady real-time emergency control scheme for a power system based on relative kinetic energy provided by the present invention.
  • FIG. 2 is a schematic diagram showing the movement path of the rotor phase plane of the generator after the fault according to the present invention.
  • FIG. 3 is a power angle characteristic of a single-machine infinity system provided by the present invention.
  • FIG. 4 is a schematic diagram of control decisions provided by the present invention.
  • FIG. 5 is a model diagram of a New England 10-machine 39-node system provided by the present invention.
  • FIG. 6 is a schematic diagram of a simulation curve of power angles of each unit when not controlled according to the present invention.
  • FIG. 7 is a schematic diagram of the simulation curve of each unit speed when not controlled according to the present invention.
  • FIG. 8 is a schematic diagram of the motion path of the phase plane after the uncontrolled time according to the present invention.
  • FIG. 9 is a schematic diagram of an uncontrolled time change curve provided by the present invention.
  • FIG. 10 is a schematic diagram of a calculation process of implementing control measures after control according to the present invention.
  • FIG. 11 is a schematic diagram showing the first derivative of the motion track after the control is implemented according to the present invention.
  • FIG. 12 is a schematic diagram of the simulation of the power angle curve of each unit after the implementation of the control provided by the present invention.
  • FIG. 13 is a schematic diagram of simulation of the speed curve of each unit after the implementation of the control provided by the present invention.
  • the present invention provides a method for transiently real-time emergency control of a power system based on relative kinetic energy.
  • the flow chart is as shown in FIG. 1 , and specifically includes the following steps:
  • step (3) Detecting whether the system is faulty by the detection system or processor (can also be seen by the change of the values of the rotational speed and the power angle), then proceed to step (3), otherwise return to step (1);
  • step ( 1 ) Calculate the remaining acceleration area at each moment (depending on the measured step size, typically 10 ms), obtain the equivalent power characteristic curve, and judge whether the system is unstable, then proceed to step (5), otherwise return to the step ( 1 );
  • step (3) The content of the step (3) is to extend the concept of relative kinetic energy in the two-machine system to the multi-machine system.
  • equation of motion of the generator rotor is:
  • w is the generator speed
  • Aw is the generator speed difference
  • It is the speed reference value
  • 7 ⁇ is the inertia time constant
  • it is the prime mover mechanical power
  • it is the generator electromagnetic power; as shown in Fig. 3, respectively, corresponding to the generator power characteristic curve before the fault, during the fault and after the fault. The power angle is reached when the fault is removed.
  • the remaining acceleration area of the generator (refer to the total acceleration area minus the deceleration area that has passed) can be expressed as: Indicates the remaining acceleration area corresponding to the current time of the system running; the current power angle of the generator; For the initial moment of the generator power angle; after the multi-machine system is disturbed, it usually first appears as the two-machine instability mode.
  • the cluster with severe disturbance is called S, it has a inertia center, and the rest of the cluster is called A, and also has its inertia center.
  • M s and ⁇ ⁇ are the total inertia time constants of the S group and the A group respectively; M, and the inertia time constants of each unit in the S group and the A group respectively ; ⁇ , and the speed of each unit in the S group and the A group respectively; and the equivalent power angle of the S group and the power angle of each unit respectively; and the equivalent power angle of each group A and each unit
  • the power angle; the system is equivalent to a two-machine system, at this time:
  • the corresponding relative kinetic energy (ie remaining acceleration area) at this time can be expressed as:
  • step (4) the system instability is judged by the first-order derivative change trend of the phase trajectory, that is, the ⁇ change trend of the equivalent two-machine system.
  • the transient stability of the power system essentially reflects the problem of whether the unbalanced energy injected during the fault can be digested.
  • the power system In the transient process after a large disturbance, the power system generally loses the power angle stability first between the two groups. Then, whether the two groups can maintain synchronous operation depends on whether the system can absorb the accumulated unbalanced energy. Whether it can keep running synchronously, the trend of the movement trajectory on a ⁇ o, phase plane will be reflected in advance.
  • the generator will have the following states after the fault is cleared:
  • the first derivative of the motion trajectory is always greater than zero and the system loses stability. (This embodiment does not consider the case where there is no deceleration area)
  • the motion trajectory on the phase plane shows a downward trend, less than zero. If the system is stable, the motion of the generator on the phase plane ⁇
  • the generator motion trajectory will not reach the horizontal axis. When the system reaches the unstable equilibrium point, it is equal to zero, and the motion trajectory reaches ⁇ .
  • the positive and negative of the second derivative of the motion trajectory are used to determine the change trend of the first derivative ⁇ .
  • A represents the first derivative
  • a (0 represents the value at time i. This method uses a new method to judge the trend of change. If the system is unstable, the motion Trajectory first derivative do
  • the parabolic fit can be used to easily judge the trend.
  • the content of the step (5) is to apply the equal area criterion of the two-machine system, and then the cutting machine control amount can be calculated.
  • A1 represents the remaining deceleration area estimated based on the fitted power characteristic curve. Since the deceleration area is insufficient, the deceleration area that should be increased after the control is implemented is as shown in equation (14):
  • step E c - Q5 m H - ⁇ u xt d , in order to calculate the estimated unstable equilibrium point; to determine the control time power angle; ⁇ jon to determine the control time rotation speed difference; to control the action time delay.
  • the content of the step E is that after all the cutting power is calculated, the cutting amount is distributed according to the output situation in the accelerator group.
  • a New England 10-machine 39-node system as shown in Fig. 5 is taken as an example, and all generators adopt a classical sub-transient model, taking into account the action of the excitation system.
  • a transient three-phase ground short-circuit fault occurs on the busbar 26, and the system response curve with a simulated fault time of 0.18 seconds (assuming that Unit 38 consists of four identical generators).
  • the first step real-time monitoring of the operating state of the system, the motion trajectory on the phase plane ⁇ starts increasing at 0. 34 seconds
  • the megatrend indicates that the electromagnetic energy converted by the increase of the power angle difference can not accelerate the speed difference, the system will lose stability, and the emergency control measures are decided. If no control is taken, it can be seen from the time domain simulation curves in Fig. 6 and Fig. 7, that unit 38 is an acceleration group and the system is unstable. After the two machines are equal, the trajectory of the system on the phase plane is shown in Fig. 8. The power angle difference is around 165°, the speed difference reaches the minimum value, and then the upward movement begins, and the system cannot keep running synchronously. ⁇ The curve of variation is shown in Figure 9.
  • Step 2 Calculate the discrete points of the power characteristic curve using the measured data obtained at each moment, and then fit the power characteristic curve using the least squares method.
  • the dotted line in Fig. 10 indicates the sinusoidal power characteristic curve obtained by fitting the data after the failure.
  • the fourth step According to the output of each unit, the amount of cutting machine is allocated. Since the output of each unit is 207 MW, it is determined that 2 machines are cut, and the actual control action takes place at 0.44 seconds.
  • Figure 11 shows the change of ⁇ during the whole monitoring process. It can be seen that after the cutting machine, ⁇ changes the increasing trend, starts to fall, and the system can remain stable, from Figure 12 do

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Abstract

一种基于相对动能的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法,利用判断转速差-功角差变化趋势的方法实时监视系统的暂态稳定性,作为紧急控制的启动条件。当判断出系统将会失去功角稳定时,基于两机系统中相对动能的概念计算剩余的加速面积,利用等面积准则计算控制切机量。控制决策过程中考虑了动作延迟时间的影响,使得计算结果更加可靠。该方法克服了离线计算时需要预想运行方式和预想故障,在应对小概率意外事故方面缺乏灵活性的不足,具有很强的适应性和灵活性,提高电力系统安全稳定运行水平。

Description

一种基于相对动能的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法 技术领域
本发明属于电力系统技术领域,具体涉及一种基于相对动能的电力系统暂态稳定实 时紧急控制方法。
背景技术
为满足电力负荷持续快速增长的需要, 电网正向着电压等级最高、 规模最大的交直 流混合电力系统方向发展, 其运行方式日趋复杂多变, 安全稳定运行面临新的挑战。 对 于防止系统稳定遭到破坏乃至进一步扩大引起大范围的停电事故, 防止失去稳定的电力 系统安全稳定控制第二道防线的紧急控制意义重大。
目前广泛采用的暂态稳定控制方案是 "离线决策, 实时匹配", 主要针对预想的运 行方式和故障集, 对电力系统进行大量离线计算得到安全稳定控制策略表。 由于离线计 算时运行方式和预想故障不可能穷举, 实际中可能会存在失配现象, 适应性较差, 在应 对小概率意外事故方面缺乏灵活性; 离线计算过程中, 系统模型和参数不可避免的会存 在一些偏差, 一定程度上会影响计算结果的精度。 因此研究灵活、 可靠、 适应性强的暂 态稳定紧急控制方案是摆在电力科研人员面前的一道世界性难题。
近年来, 迅速发展的广域测量系统(wide area measurement system, WAMS)为基于 响应的电网在线暂态稳定分析与控制研究提供了新的技术条件。研究有效感知系统运行 状态的电网暂态稳定监测方法和灵活有效的控制方案,对于实际电力系统的安全稳定运 行与控制有着重要意义。 不过目前尚处于初期理论研究阶段, 技术还不成熟。
发明内容
针对现有技术的不足,本发明提出一种基于相对动能的电力系统暂态稳定实时紧急 控制方法, 克服了离线计算时需要预想运行方式和预想故障, 在应对小概率意外事故方 面缺乏灵活性的不足, 具有很强的适应性和灵活性, 可以与传统的安全稳定控制系统互 为补充, 构筑一道新的防线防止系统进一步恶化甚至造成大停电事故, 丰富了电网安全 稳定防御体系。
本发明提供的一种基于相对动能的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法,其改进之 处在于, 所述方法包括如下步骤:
( 1 ) 实时采集系统中的测量量; 包括转速和功角。
(2) 检测系统是否故障, 是则进行步骤 (3), 否则返回步骤 (1 ); (3) 对系统进行双机等值;
(4)计算每时刻 (取决于测量步长, 一般为 10毫秒)剩余加速面积, 得到等值功 率特性曲线, 并且, 判断系统是否失稳, 是则进行步骤 (5), 否则返回步骤 (1 );
(5) 利用剩余加速面积与剩余减速面积, 决定切机量;
(6) 实施切机控制。
其中, 步骤 (3) 所述对系统进行双机等值是指将多机系统等值为两台机组。
其中, 步骤(4) 中计算每时刻剩余加速面积的步骤包括: 设 S为受扰严重的机群, 其设有一个惯量中心, A为其余机群, 其设有其惯量中心, 则定义机群 S和机群 A机群 的等值角度及速度分别为:
Figure imgf000004_0001
Figure imgf000004_0002
式中, 和 分别为 S机群及 A机群的转速; Ms和 ΛίΑ分别为 S机群及 A机群的 总惯性时间常数; M,和 分别为 S机群及 A机群中每台机组的惯性时间常数; ω,和 分别为 S机群及 Α机群中每台机组的转速; 和 分别为 S机群的等值功角和每台机组 的功角; 和 分别为 A机群的等值功角和每台机组的功角; 系统等效为两机系统时:
AS ^ SV - S 式中, Δω为两等值惯量中心的转速差; A 为两等值惯量中心的功角差; 双机等值时, 机群 S的惯量中心运动方程和机群 Α的惯量中心运动方程分别为:
Figure imgf000005_0001
式中, 和 分别为 S机群及 A机群的功角二阶导数; 和 分别为 S机群及 A 机群中每台机组的机械功率; ^和 分别为 S机群及 A机群中每台机组的电磁功率; 转为单机系统形式为: d (AS)
- Αω · ω,
Figure imgf000005_0002
发电机剩余加速面积表示为:
Figure imgf000005_0003
式中, Δί0ί为 t时刻的转速差。 其中, 根据式 (7), 转为单机系统中功率特性曲线为:
Pe ^ A + B sm(S - C) (9) 式中, A、 B和 C分别为系数。
其中, 步骤 (4) 中根据相轨迹一阶导数变化趋势判断系统是否失稳;
所述相轨迹一阶导数变化趋势为等值两机系统的 ^^变化趋势。根据相轨迹一阶导 do
数变化趋势判断系统是否失稳的条件为: 若系统的相轨迹一阶导数有增大趋势, 判断系 统会失去稳定。
其中, 步骤 (5 ) 利用剩余加速面积与剩余减速面积, 决定切机量, 控制应提供的 减速面积, 其步骤为:
①根据式(8)计算 t时刻和 t+1时刻的剩余加速面积, 其差值为系统经过的减速面 积;
②所述减速面积用等面积矩形来代替, 得到这段时间内的 ΔΡ, 即得到离散的功率 特性曲线点;
③当辨识出系统会失去稳定时, 通过全部离散点采用最小二乘法拟合成式 (9)的形 式, 预估出剩余的减速面积, 给切机控制措施提供依据。
其中, 若剩余减速面积不足 (指比剩余加速面积小), 实施控制后应该增加的减速 面积如式(14) :
Sc - ^remain (14) 式中, 为剩余减速面积。 其中, 步骤 (6 ) 中, 实施切机控制时, 若实际控制过程存在动作时间延迟, 则在 计算控制量时采用式(15) :
AP = c- Q5
m H - ^u x td 式中, 为计算预估的不稳定平衡点; 为决定控制时刻功角; Δ „为决定控制 时刻转速差; 为控制动作时间延迟。 与现有技术比, 本发明的有益效果为:
本发明克服了离线计算时需要预想运行方式和预想故障,在应对小概率意外事故方 面缺乏灵活性的不足, 具有很强的适应性和灵活性, 可以与传统的安全稳定控制系统互 为补充, 构筑一道新的防线防止系统进一步恶化甚至造成大停电事故, 丰富了电网安全 稳定防御体系。
本发明脱离了电力系统的元件模型和运行方式的计算,只需利用系统的动态响应曲 线, 适应任意复杂的运行方式和故障形式。
本发明仅使用实测的发电机功角和转速量, 计算量小, 使用方便灵活, 可以防止系 统进一步恶化甚至造成大停电事故, 丰富了电网安全稳定防御体系, 提高电力系统安全 稳定运行水平。
附图说明
图 1为本发明提供的基于相对动能的电力系统暂态稳定实时紧急控制方案流程图。 图 2为本发明提供的故障后发电机转子相平面运动轨迹示意图。
图 3为本发明提供的单机无穷大系统功角特性。
图 4为本发明提供的控制决策示意图。
图 5为本发明提供的新英格兰 10机 39节点系统模型图。 图 6为本发明提供的未控制时各机组功角仿真曲线示意图。
图 7为本发明提供的未控制时各机组转速仿真曲线示意图。
图 8为本发明提供的未控制时等值后相平面运动轨迹示意图。
图 9为本发明提供的未控制时^ ^变化曲线示意图。
do
图 10为本发明提供的实施控制后控制措施计算过程示意图。
图 11为本发明提供的实施控制后运动轨迹一阶导数示意图。
图 12为本发明提供的实施控制后各机组功角曲线仿真示意图。
图 13为本发明提供的实施控制后各机组转速曲线仿真示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。
本发明提供的一种基于相对动能的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法,其流程图 如图 1所示, 具体包括如下步骤:
( 1 ) 实时采集系统中的测量量, 包括转速和功角;
(2) 通过检测系统或处理器检测系统是否故障 (也可通过转速和功角的值的变化 看出), 是则进行步骤 (3), 否则返回步骤 (1 );
( 3 ) 对系统进行双机等值, 即将整个系统等效为两台机组;
(4) 计算每时刻 (取决于测量的步长, 一般为 10毫秒)剩余加速面积, 得到等值功 率特性曲线, 并且, 判断系统是否失稳, 是则进行步骤 (5), 否则返回步骤 (1 );
( 5 ) 利用剩余加速面积与剩余减速面积, 决定切机量, 控制应提供的减速面积;
( 6) 实施切机控制。
其中所述步骤 (3 ) 的内容是将两机系统中的相对动能概念推广到多机系统中。 对于哈密顿单机无穷大系统, 发电机转子的运动方程为:
Figure imgf000007_0001
式中, 为发电机功角; w为发电机转速; Aw为发电机转速差; 《。为转速基准值; 7}为惯性时间常数; 为原动机机械功率; 为发电机电磁功率;如图 3所示, 、 、 分别对应故障前, 故障中和故障后的发电机功率特性曲线。 切除故障时功角达到 。 当发电机功角达到 时, 发电机剩余加速面积(指全部加速面积减去已经经过的减速面 积) 可以表示为:
Figure imgf000008_0001
表示系统运行到当前时刻对应的剩余加速面积大小; 为当前时刻发电机功 角; 。为初始时刻发电机功角; 多机系统受到扰动后通常首先表现为双机失稳模式, 设受扰严重的机群称为 S, 它 有一个惯量中心, 其余机群称为 A, 也有其惯量中心, 则定义 S及 A机群的等值角度及 速度为:
Figure imgf000008_0002
Ms =∑Mt
ieS 及
Figure imgf000008_0003
式中, 和 分别为 S机群及 A机群的转速; Ms和 ΛίΑ分别为 S机群及 A机群的 总惯性时间常数; M,和 分别为 S机群及 A机群中每台机组的惯性时间常数; ω,和 分别为 S机群及 A机群中每台机组的转速; 和 分别为 S机群的等值功角和每台机组 的功角; 和 分别为 A机群的等值功角和每台机组的功角; 系统等效为两机系统, 此时:
Αω - ω5 - ωΑ
(5) AS ^ SS - SA 式中, Δω为两等值惯量中心的转速差; A 为两等值惯量中心的功角差;
显然双机等值时, 惯量中心 S和 Α的运动方程为:
Figure imgf000009_0001
式中, 和 分别为 S机群及 A机群的功角二阶导数; 和 分别为 S机群及 A 机群中每台机组的机械功率; ^和 分别为 S机群及 A机群中每台机组的电磁功率; 转化为单机系统形式, 惯性时间常数归一化处理, 将其除到右侧, 如公式 (7),
- Αω · ω(
Figure imgf000009_0002
此时对应的相对动能 (即剩余加速面积) 可表示为:
(8) 式中, Δί0ί为 t时刻的转速差。 根据公式 (7), 此映像的 OMIB中功率特性曲线为:
Pe ^ A + B sm(S - C) (9) 式中, A、 B和 C分别为系数。
计算 t时刻和 t+1时刻的相对动能, 其差值代表这段时间内系统经过的减速面积, 这段减速面积用近似矩形来代替, 可以得到这段时间内的 ΔΡ, 便可以得到离散的功率 特性曲线点。 当辨识出系统会失去稳定时, 利用已有的全部离散点采用最小二乘法拟合 成式 (9)的形式, 便可以预估出剩余的减速面积, 给切机控制措施提供依据。
其中, 步骤 (4) 中判断系统失稳是通过相轨迹一阶导数变化趋势, 即等值两机系 统的 ^^变化趋势判断。
do
从系统能量角度看, 电力系统暂态稳定实质上反映的是故障期间注入的不平衡能量 能否被消化的问题。在大扰动后的暂态过程中, 电力系统一般会在两个机群间首先失去 功角稳定, 那么两个机群能否维持同步运行, 就在于系统能否吸纳积累的不平衡能量, 其能否保持同步运行, 在 一^ o、 相平面上的运动轨迹变化趋势会提前有所体现。 在哈密顿单机无穷大系统中, 发电机在故障清除后会存在如下几种状态:
1 ) 发电机不存在减速面积, 则发电机转子始终处于加速状态, ^ (相平面上的 do
运动轨迹一阶导数) 始终大于零, 系统失去稳定。 (本实施例暂不考虑不存在减速面积 的情况)
2 ) 发电机存在减速面积, 那么系统能否保持稳定取决于减速面积的大小, 进入减 速面积后, 在到达不稳定平衡点之前, 发电机转速的加速度小于零, 转速差逐渐减小, άΑω
相平面上运动轨迹呈现下降趋势, 小于零。 如果系统稳定, 相平面上发电机的运动 άΑω
轨迹将穿过横轴, 当转速差 Aw到达零时, 趋于负无穷, 此时功角 不再增加, 达 到最大值, 开始回摆过程; 如果系统不稳定, 则发电机转速回复不到同步速, 相平面上 άΑω
发电机运动轨迹将不能到达横轴, 系统达到不稳定平衡点时 等于零,运动轨迹达到 άΑω
故障清除后的最低点, 此后开始向上运动, 如图 2所示。 实时监测 H, 当发现其有变 大趋势时, 即功角差增大转化的电磁能已经不能使转速差加速减小, 判断系统将会失去 稳定, 以此作为紧急控制的启动条件。
具体的, 利用运动轨迹二阶导数的正负来判断一阶导数^ 的变化趋势。
do
根据 WAMS采集到的离散数据点计算 A, i表示当前时刻, - 1表示上一时刻, 如式 ( 12):
Αω(ί) - Αω(ί - 1)
Λ ) δ{ί) - δ{ί - \) W) A表示一阶导数, A(0表示 i时刻的数值。 本方法采用一种新的方法来判断^变化趋势。如果系统失稳, 运动轨迹一阶导数 do
在达到最小值后有变大趋势; 如果系统稳定, 一阶导数一直减小。 根据此特性, 采用抛 物线拟合的方式可以方便的判断其变化趋势。 故障清除后, 根据 WAMS采集到的数据计 算每时刻的一阶导数值, 然后利用最小二乘法拟合 A二次抛物线, 如下: Z)x(t) = -t2 +b-t + c (11) 根据拟合出得曲线判断系统稳定性。
(1) 二次项系数 a<0。 说明此抛物线开口向下, ^不断减小, 向负无穷运动, do
即准备穿过 X轴, 开始回摆, 此时系统时稳定的。
(2) 二次项系数《>0。 说明此抛物线开口向上, 即说明存在拐点, ^有变大 do 的可能。但是单凭二次项系数来判断 ^的变化趋势并不严密, 采用如下判断方法, 计 do
算出二次抛物线的理论最低点- , 与此刻的时间做比较, 确定是否已经越过了最低 点开始向上运动。
b ( 、 t>—― Ί ~ (12) 说明曲线已过最低点, 开始有变大趋势, 判断系统将要失去稳定。
b ( 、 t<— ~ (13) 说明曲线还没到最低点, 并没有变大趋势, 判断系统目前是稳定的。
其中所述步骤(5) 的内容是应用两机系统的等面积准则, 便可以计算切机控制量。 首先计算此时的剩余加速面积。 A1代表根据拟合功率特性曲线预估的剩余减速面积, 由 于减速面积不足, 实施控制后应该增加的减速面积如公式(14):
Sc - ^remain (14) 式中, 为剩余减速面积。 其中所述步骤 (6) 实施时, 还可考虑实际控制过程存在动作时间延迟的影响。 时 间延迟包括 3部分, 实际控制器动作时间、 控制决策计算时间、 数据和控制命令传输时 间, 假设一共有 100ms。 为了考虑这部分的影响, 得到更为合理的切机量, 在计算控制 量时采用公式(15):
AP = c- Q5 m H -^u xtd 式中, 为计算预估的不稳定平衡点; 为决定控制时刻功角; Δ „为决定控制 时刻转速差; 为控制动作时间延迟。 控制决策示意图如图 4所示。 其中所述步骤 E的内容是计算出全部切机功率后,在加速机群中按照出力情况分配 切机量。
本实施例以如图 5所示的新英格兰 10机 39节点系统为例,所有发电机均采用经典 次暂态模型, 考虑励磁系统作用。 母线 26发生瞬时性三相接地短路故障, 仿真故障存 在时间 0. 18秒的系统响应曲线 (假设 38号机组由 4台相同的发电机组成)。
第一步: 实时监视系统的运行状态, 相平面上的运动轨迹 ^^在 0. 34秒开始有增 do
大趋势, 说明此时功角差增大转化的电磁能已经不能使转速差加速减小, 系统将会失去 稳定,决定启动紧急控制措施。如果不采取控制,从图 6和图 7时域仿真曲线可以看出, 38 号机组是加速群, 系统失去稳定。 双机等值后, 系统在相平面上的运动轨迹如图 8 所示, 功角差在 165° 附近, 转速差达到最小值, 此后开始向上运动, 系统无法保持同 步运行。 ^变化曲线如图 9所示。
do
第二步: 利用每一时刻得到的测量数据计算功率特性曲线的离散点, 然后利用最小 二乘法拟合功率特性曲线。 图 10中虚线表示利用故障后的数据拟合得到的正弦功率特 性曲线。
第三步: 判断失稳时刻对应的剩余加速面积为 0. 02428, 拟合得到的剩余减速面积 为 0. 012, ^ =160. 3 ° , =120. 9° , Δ¾ =0. 012433pu, 通过式(14)和(15)计算得到
AP =0. 042, ΔΡ =289. 8丽。 第四步: 根据各台机组的出力情况分配切机量。 由于每台机组出力为 207 MW, 所 以决定切机 2台, 实际控制动作发生在 0. 44秒。 图 11表示整个监视过程中^^的变化 do 情况, 可以看到切机后, ^^改变增大趋势, 开始下降, 系统能够保持稳定, 从图 12 do
和图 13可以看到整个过程中系统各台发电机的功角和转速曲线。
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范围当中。

Claims

权 利 要 求
1、 一种基于相对动能的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法, 其特征在于, 所述 方法包括如下步骤:
( 1 ) 实时采集系统中的测量量;
(2) 检测系统是否故障, 是则进行步骤 (3), 否则返回步骤 (1 );
(3) 对系统进行双机等值;
(4) 计算每时刻剩余加速面积, 得到等值功率特性曲线, 并且, 判断系统是否失 稳, 是则进行步骤 (5), 否则返回步骤 (1 );
(5) 利用剩余加速面积与剩余减速面积, 决定切机量;
(6) 实施切机控制。
2、 如权利要求 1所述的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法, 其特征在于, 步骤 ( 1 ) 中采集的测量量包括转速和功角。
3、 如权利要求 1所述的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法, 其特征在于, 步骤
(3) 所述对系统进行双机等值是指将多机系统等值为两台机组。
4、 如权利要求 1所述的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法, 其特征在于, 步骤
(4) 中计算每时刻剩余加速面积的步骤包括:
设 S为受扰严重的机群,其设有一个惯量中心, A为其余机群,其设有其惯量中心, 则定义机群 S和机群 A机群的等值角度及速度分别为:
Figure imgf000013_0001
Figure imgf000013_0002
式中, 和 分别为 S机群及 A机群的转速; ^和 ^分别为 S机群及 A机群的 总惯性时间常数; M,和 分别为 S机群及 A机群中每台机组的惯性时间常数; ω,和 ^ 分别为 S机群及 A机群中每台机组的转速; 和 分别为 S机群的等值功角和每台机组 的功角; 和 分别为 A机群的等值功角和每台机组的功角; 系统等效为两机系统时:
Αω = ω8Α
(5)
Αδ = δν-δ 式中, Δω为两等值惯量中心的转速差; A 为两等值惯量中心的功角差; 双机等值时, 机群 S的惯量中心运动方程和机群 Α的惯量中心运动方程分别为:
Figure imgf000014_0001
式中, 和 分别为 S机群及 A机群的功角二阶导数; 和/^分别为 S机群及 A 机群中每台机组的机械功率; 和 分别为 S机群及 A机群中每台机组的电磁功率; 转为单机系统形式为:
= ω·ω0
Figure imgf000014_0002
发电机剩余加速面积表示为:
Figure imgf000014_0003
式中, 为 t时刻的转速差。
5、 如权利要求 4所述的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法, 其特征在于, 根据 式 (7), 转为单机系统中功率特性曲线为:
Pe ^A + Bsm(S-C) (9) 式中, A、 B和 C分别为系数。 6、 如权利要求 1所述的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法, 其特征在于, 步骤
( 4) 中根据相轨迹一阶导数变化趋势判断系统是否失稳;
所述相轨迹一阶导数变化趋势为等值两机系统的^^的变化趋势。
do
7、 如权利要求 6所述的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法, 其特征在于, 根据 相轨迹一阶导数变化趋势判断系统是否失稳的条件为:若系统的相轨迹一阶导数有增大 趋势, 判断系统会失去稳定。
8、 如权利要求 1所述的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法, 其特征在于, 步骤
( 5 ) 利用剩余加速面积与剩余减速面积, 决定切机量, 控制应提供的减速面积, 其步 骤为:
①根据式(8 )计算 t时刻和 t+1时刻的剩余加速面积, 其差值为系统经过的减速面 积;
②所述减速面积用等面积矩形来代替, 得到这段时间内的 ΔΡ, 即得到离散的功率 特性曲线点;
③当辨识出系统会失去稳定时, 通过全部离散点采用最小二乘法拟合成式 (9)的形 式, 预估出剩余的减速面积, 给切机控制措施提供依据。
9、 如权利要求 8所述的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法, 其特征在于, 若剩余减速面积不足, 实施控制后应该增加的减速面积如式(14):
Sc - ^remain (14) 式中, 为剩余减速面积。
10、 如权利要求 1所述的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法, 其特征在于, 步骤
( 6 ) 中, 实施切机控制时, 若实际控制过程存在动作时间延迟, 则在计算控制量时采 用式(15) :
AP = c- Q5
m H - ^u x td 式中, 为计算预估的不稳定平衡点; 为决定控制时刻功角; Δ „为决定控制 时刻转速差; 为控制动作时间延迟。
PCT/CN2013/087993 2013-02-04 2013-11-28 一种基于相对动能的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法 WO2014117582A1 (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201310043900.X 2013-02-04
CN201310043900.XA CN103138267B (zh) 2013-02-04 2013-02-04 一种基于相对动能的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2014117582A1 true WO2014117582A1 (zh) 2014-08-07

Family

ID=48497742

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/CN2013/087993 WO2014117582A1 (zh) 2013-02-04 2013-11-28 一种基于相对动能的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法

Country Status (2)

Country Link
CN (1) CN103138267B (zh)
WO (1) WO2014117582A1 (zh)

Cited By (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104749491A (zh) * 2015-04-22 2015-07-01 武汉大学 一种基于系统惯量中心变换的多机暂态稳定判定方法
CN107565597A (zh) * 2017-07-27 2018-01-09 东南大学 一种基于混合指标的风电场孤岛紧急切机方法
CN110460116A (zh) * 2019-08-29 2019-11-15 国电南瑞科技股份有限公司 新能源参与暂态功角稳定紧急控制的方法及系统
CN110943479A (zh) * 2019-11-25 2020-03-31 中国电力科学研究院有限公司 一种基于随机矩阵理论的广域暂态稳定控制方法及系统
CN111564870A (zh) * 2020-06-04 2020-08-21 华北电力大学 一种提高电力系统暂态稳定性的紧急切机控制策略表整定方法
CN112271756A (zh) * 2020-11-18 2021-01-26 国网黑龙江省电力有限公司电力科学研究院 一种新能源场站并网稳定性评估方法
CN112366689A (zh) * 2020-10-27 2021-02-12 中国电力科学研究院有限公司 一种确定交流电网绝对惯量的方法和系统
CN112542832A (zh) * 2020-11-28 2021-03-23 国网宁夏电力有限公司 电力系统暂态稳定状态、运行状态分析方法及系统
CN112952896A (zh) * 2020-10-26 2021-06-11 浙江运达风电股份有限公司 一种电压源型双馈风机功角稳定增强控制方法
CN113193576A (zh) * 2021-06-10 2021-07-30 荣信汇科电气股份有限公司 一种用于抑制发电机组次同步暂态振荡的方法
CN113852100A (zh) * 2021-09-24 2021-12-28 广东电网有限责任公司 基于数据驱动的tcpst紧急控制启动判据生成方法
CN113964880A (zh) * 2021-09-30 2022-01-21 国电南瑞科技股份有限公司 兼顾切机和速调的新能源场群控制功率分配方法和装置
CN115864435A (zh) * 2022-12-05 2023-03-28 浙江大学 一种基于单调控制系统理论的电力系统低频减载有效性判别方法
CN116388296A (zh) * 2023-04-04 2023-07-04 山东大学 一种基于灵敏度映射的功角稳定控制方法和系统
CN117937468A (zh) * 2024-01-25 2024-04-26 天津大学 基于扩展相轨迹理论的电网动态安全域构建方法及装置

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103138267B (zh) * 2013-02-04 2015-04-29 中国电力科学研究院 一种基于相对动能的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法
CN103532147B (zh) * 2013-10-24 2016-01-20 国家电网公司 一种基于响应信息的电压与功角稳定实时紧急控制方法
CN103606952B (zh) * 2013-11-19 2016-02-24 国家电网公司 一种基于系统加速能量的切机控制措施量化方法
CN103855727B (zh) * 2014-03-18 2016-01-20 西安交通大学 电力系统紧急控制地点的选择方法
CN104331837B (zh) * 2014-08-13 2017-11-03 国网电力科学研究院 电力系统暂态稳定最优切机控制策略搜索的简化方法
CN104268410B (zh) * 2014-09-28 2017-02-08 合肥工业大学 一种连锁故障多阶段动态博弈防御方法
CN104866973A (zh) * 2015-05-29 2015-08-26 西安交通大学 电力系统暂态稳定控制策略表快速整定方法
CN106549379B (zh) * 2016-12-14 2019-09-24 贵州电网有限责任公司电力调度控制中心 一种应用相轨迹的柔性直流附加控制方法
CN108462169B (zh) * 2018-03-19 2021-03-02 昆明理工大学 一种提高电力系统暂态稳定的切机切负荷量计算方法
CN108832620B (zh) * 2018-05-31 2023-04-07 中国电力科学研究院有限公司 一种基于偏差面积评估紧急控制策略的效果的方法和系统
CN110635474B (zh) * 2019-09-16 2022-01-28 东北电力大学 一种基于长短期记忆网络的电网动态轨迹趋势预测方法
CN112054550B (zh) * 2020-09-11 2022-04-15 武汉大学 一种多回特高压直流馈入的交流系统的直流功率互济方法
CN114629137B (zh) * 2022-03-22 2024-08-13 南瑞集团有限公司 一种暂态功角失稳最优紧急控制实施时刻确定方法及装置

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102403720A (zh) * 2011-11-23 2012-04-04 昆明理工大学 一种基于暂态电压安全裕度的超实时重合时序整定方法
CN102570470A (zh) * 2012-02-15 2012-07-11 河海大学 基于暂态稳定的发电机进相深度确定方法
CN102904246A (zh) * 2012-09-07 2013-01-30 中国电力科学研究院 一种点对网输电系统暂态稳定输电极限的快速计算方法
CN103138267A (zh) * 2013-02-04 2013-06-05 中国电力科学研究院 一种基于相对动能的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102403720A (zh) * 2011-11-23 2012-04-04 昆明理工大学 一种基于暂态电压安全裕度的超实时重合时序整定方法
CN102570470A (zh) * 2012-02-15 2012-07-11 河海大学 基于暂态稳定的发电机进相深度确定方法
CN102904246A (zh) * 2012-09-07 2013-01-30 中国电力科学研究院 一种点对网输电系统暂态稳定输电极限的快速计算方法
CN103138267A (zh) * 2013-02-04 2013-06-05 中国电力科学研究院 一种基于相对动能的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法

Cited By (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104749491A (zh) * 2015-04-22 2015-07-01 武汉大学 一种基于系统惯量中心变换的多机暂态稳定判定方法
CN107565597A (zh) * 2017-07-27 2018-01-09 东南大学 一种基于混合指标的风电场孤岛紧急切机方法
CN107565597B (zh) * 2017-07-27 2019-10-11 东南大学 一种基于混合指标的风电场孤岛紧急切机方法
CN110460116B (zh) * 2019-08-29 2022-08-19 国电南瑞科技股份有限公司 新能源参与暂态功角稳定紧急控制的方法及系统
CN110460116A (zh) * 2019-08-29 2019-11-15 国电南瑞科技股份有限公司 新能源参与暂态功角稳定紧急控制的方法及系统
CN110943479A (zh) * 2019-11-25 2020-03-31 中国电力科学研究院有限公司 一种基于随机矩阵理论的广域暂态稳定控制方法及系统
CN111564870A (zh) * 2020-06-04 2020-08-21 华北电力大学 一种提高电力系统暂态稳定性的紧急切机控制策略表整定方法
CN111564870B (zh) * 2020-06-04 2023-10-27 华北电力大学 一种提高电力系统暂态稳定性的紧急切机控制策略表整定方法
CN112952896A (zh) * 2020-10-26 2021-06-11 浙江运达风电股份有限公司 一种电压源型双馈风机功角稳定增强控制方法
CN112366689A (zh) * 2020-10-27 2021-02-12 中国电力科学研究院有限公司 一种确定交流电网绝对惯量的方法和系统
CN112366689B (zh) * 2020-10-27 2022-09-20 中国电力科学研究院有限公司 一种确定交流电网绝对惯量的方法和系统
CN112271756A (zh) * 2020-11-18 2021-01-26 国网黑龙江省电力有限公司电力科学研究院 一种新能源场站并网稳定性评估方法
CN112542832A (zh) * 2020-11-28 2021-03-23 国网宁夏电力有限公司 电力系统暂态稳定状态、运行状态分析方法及系统
CN113193576A (zh) * 2021-06-10 2021-07-30 荣信汇科电气股份有限公司 一种用于抑制发电机组次同步暂态振荡的方法
CN113852100A (zh) * 2021-09-24 2021-12-28 广东电网有限责任公司 基于数据驱动的tcpst紧急控制启动判据生成方法
CN113964880A (zh) * 2021-09-30 2022-01-21 国电南瑞科技股份有限公司 兼顾切机和速调的新能源场群控制功率分配方法和装置
CN113964880B (zh) * 2021-09-30 2023-11-28 国电南瑞科技股份有限公司 兼顾切机和速调的新能源场群控制功率分配方法和装置
CN115864435A (zh) * 2022-12-05 2023-03-28 浙江大学 一种基于单调控制系统理论的电力系统低频减载有效性判别方法
CN116388296A (zh) * 2023-04-04 2023-07-04 山东大学 一种基于灵敏度映射的功角稳定控制方法和系统
CN116388296B (zh) * 2023-04-04 2024-01-23 山东大学 一种基于灵敏度映射的功角稳定控制方法和系统
CN117937468A (zh) * 2024-01-25 2024-04-26 天津大学 基于扩展相轨迹理论的电网动态安全域构建方法及装置

Also Published As

Publication number Publication date
CN103138267B (zh) 2015-04-29
CN103138267A (zh) 2013-06-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2014117582A1 (zh) 一种基于相对动能的电力系统暂态稳定实时紧急控制方法
CN103532147B (zh) 一种基于响应信息的电压与功角稳定实时紧急控制方法
CN103078312A (zh) 一种基于直流电流预测控制的换相失败抑制方法
CN103887820A (zh) 一种大功率光伏逆变器的低电压穿越方法
CN106230024A (zh) 含双馈风电场的电力系统停电风险计算方法
CN105978027A (zh) 一种虚拟同步发电机暂态过程的频率控制方法及系统
CN109921461B (zh) 虚拟同步发电机一次调频性能评价及参数优化系统
CN113098039B (zh) 基于飞轮储能可变速抽水蓄能机组的动能回收系统及方法
Khan et al. Analytical review on common and state-of-the-art FR strategies for VSC-MTDC integrated offshore wind power plants
CN103883468A (zh) 一种风力发电机组在低风时的控制方法
CN108494002A (zh) 大扰动情况下虚拟同步机惯量参数自适应控制
CN107294127B (zh) 一种自适应的hvdc紧急功率支援方法
CN111564870A (zh) 一种提高电力系统暂态稳定性的紧急切机控制策略表整定方法
CN105305498A (zh) 一种大功率光伏并网逆变器低电压穿越控制方法
CN112653130B (zh) 一种基于惯量比确定电网的频率支撑能力的方法及系统
CN104505827B (zh) 基于响应信息的复杂电力系统闭环控制方法
CN104135207B (zh) 一种大型双馈风力发电机并网联合优化控制方法
CN113937810B (zh) 双馈异步风机惯量支撑后的转子转速控制方法及系统
JP2013087631A (ja) 風力発電装置及びその方法並びにプログラム
CN105470980B (zh) 一直基于电网直流换相失败下的交直流协调控制方法
CN106640523B (zh) 一种垂直轴风力发电系统的蓄电池充放电控制策略
CN106356903B (zh) 一种基于风电机组和同步发电机控制频率的方法及装置
CN114389288B (zh) 一种自适应紧急切机-换相序协同控制方法及系统
WO2013058106A1 (ja) 風力発電装置及びその方法並びにプログラム
CN110311382B (zh) 一种提高同步调相机惰速并网成功率的惰速点整定方法

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 13873604

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 13873604

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1