[发明专利]电力系统暂态安全稳定在线紧急控制策略的集群计算方法

摘要

本发明公开了一种电力系统暂态安全稳定在线紧急控制策略的集群计算方法，属电力系统紧急控制技术领域。本发明将暂态安全稳定在线紧急控制策略计算分为两个阶段，首先进行暂态功角稳定紧急控制策略的计算，然后在已搜索到的优化控制策略基础上，进行暂态电压和频率安全稳定紧急控制策略的计算。通过采用以上技术方案，本发明实现了大电网暂态安全稳定在线紧急控制优化策略的快速搜索。

主权项

1.电力系统暂态安全稳定紧急控制在线策略的集群计算方法，其特征在于，包括如下步骤:1）基于电网实时断面数据，针对安控系统所覆盖的故障，进行不考虑控制措施的暂态安全稳定量化评估，获得此时电网的暂态安全稳定参数，所述暂态安全稳定参数包括暂态功角稳定裕度η_a、暂态电压安全稳定裕度η_v、暂态频率偏移安全裕度η_f、暂态频率跌落安全裕度和暂态频率上升安全裕度，所述暂态频率偏移安全裕度η_f等于暂态频率跌落安全裕度和暂态频率上升安全裕度两者之中的最小值；若此时的暂态功角稳定裕度η_a、暂态电压安全稳定裕度η_v以及暂态频率偏移安全裕度η_f均大于0，则认为该故障发生后不需要施加控制措施，刷新该故障的在线控制策略，结束本方法，否则进入步骤2），进行该故障的暂态安全稳定紧急控制在线控制策略优化计算，计算分为两个阶段，第一阶段是采用集群计算进行暂态功角稳定紧急控制策略的搜索，第二阶段是在已搜索到的优化控制策略的基础上，采用集群计算进行暂态电压安全稳定和暂态频率偏移安全紧急控制策略的搜索；以下步骤2）至步骤10）属于第一阶段，步骤11）至步骤17）属于第二阶段；2）根据安控系统采集的电网实时数据，确定该故障的备选的控制措施，所述备选的控制措施的类型包括直流系统功率紧急调制措施、投切电容器措施、投切电抗器措施、切除发电机措施、解列小电源送出电网措施、切负荷措施和解列小受端电网措施；若此时的暂态功角稳定裕度η_a大于0，则确认该故障的暂态功角稳定不需要在线紧急控制措施，进入步骤11），否则进入步骤3）；3）若该故障的备选的控制措施中有直流系统功率紧急调制措施，则进入步骤4）；若该故障的备选的控制措施中没有直流系统功率紧急调制措施，则进入步骤5）；4）首先，针对该故障的备选的控制措施中所有的直流系统功率紧急调制措施，获得与每个直流系统功率紧急调制措施相对应的各个直流系统，然后计及发电机的暂态功角稳定参与因子，分别计算出主导群中所有发电机母线与每个直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离以及主导群中所有发电机母线与每个直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离；然后，根据计算出的综合电气距离分别设定每个直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向：若主导群中所有发电机母线与某个直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离小于主导群中所有发电机母线与该直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离，则将与该直流系统相对应的直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向设定为提升，否则设定为回降；如某个直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向为提升，则该直流系统功率紧急提升措施的控制性能指标取值为主导群中所有发电机母线与该直流系统功率紧急提升措施相对应的直流系统的送端交流侧母线之间的综合电气距离模值的倒数，否则取值为主导群中所有发电机母线与该直流系统功率紧急提升措施相对应的直流系统的受端交流侧母线之间的综合电气距离模值的倒数；然后根据每个直流系统功率紧急调制措施的功率调制方向，筛选掉需要功率提升但又没有提升空间的直流系统功率紧急调制措施以及需要功率回降但又没有回降空间的直流系统功率紧急调制措施，再从剩下的直流系统功率紧急调制措施中筛选出控制性能指标与剩下的直流系统功率紧急调制措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₁的直流系统功率紧急调制措施，作为待组合的直流系统功率紧急调制措施；最后，若选出的待组合的直流系统功率紧急调制措施不为空集，则根据设定的直流功率调制收敛精度ΔP_DC，分别将待组合的各直流系统功率紧急调制措施的直流系统输送功率提升空间ΔP_up和回降空间ΔP_down平均分为M和N档，使得各直流系统功率紧急调制措施的调制档位转变为由（-N，…，-1，0，1，…，M）共M+N+1个档位构成，其中若ΔP_up能被ΔP_DC整除，则M取为否则M取为int若ΔP_down能被ΔP_DC整除，则N取为否则N取为int5）若该故障的备选的控制措施中有切发电机措施，则从中筛选出含有主导群中发电机的切发电机措施，并对于筛选出的含有主导群中发电机的切发电机措施，首先考虑切发电机措施的控制代价及其暂态功角稳定参与因子，计算出所有筛选出的含有主导群中发电机的切发电机措施的控制性能指标，再从这些切发电机措施中筛选出控制性能指标与这些切发电机措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₂的切发电机措施，作为待组合的切发电机措施；6）若该故障的备选的控制措施中有解列小电源送出电网措施，则从中筛选出含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施，并对于筛选出的含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施，首先考虑解列小电源送出电网措施的控制代价及其暂态功角稳定参与因子，分别计算出所有筛选出的含有主导群中发电机的含有主导群中发电机的解列小电源送出电网措施的控制性能指标，再从这些解列小电源送出电网措施中筛选出控制性能指标与这些解列小电源送出电网措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₂的解列小电源送出电网措施，作为待组合的解列小电源送出电网措施；7）若选出的待组合的直流系统功率紧急调制措施、待组合的切发电机措施和待组合的解列小电源送出电网措施不全为空集，则针对这些控制措施，进行控制措施的枚举组合并得到控制措施的枚举组合数，进入步骤8）,否则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略，结束本方法；8）对于每个控制措施组合：先根据故障后满足电网安全要求的稳态频率下限f_d，分别计算出需要匹配的切负荷量ΔP_L.m，然后采用失步振荡中心识别方法，以振荡中心为割集将电网划分为两部分，将与余下群发电机连接在一起的备选的切负荷措施、解列小受端电网措施作为用于匹配的备选措施；若ΔP_L.m小于用于匹配的备选措施的切负荷量之和，则考虑所有的用于匹配的备选措施对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子及其控制代价计算其控制性能指标，再基于负荷欠切原则、根据计算出的控制性能指标由大到小的顺序逐个选择需要匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施，直至若再增加1个切负荷措施或解列小受端电网措施后用于该次匹配的切负荷总量大于ΔP_L.m时方停止选择，最后将选出的需要匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施加入到该控制措施组合中；若ΔP_L.m大于等于用于匹配的备选措施的切负荷量之和，则剔除该控制措施组合；9）将每个控制措施组合的暂态安全稳定量化评估作为一个计算任务，并按控制代价由小到大对各计算任务进行排序，形成调度队列，提交给集群系统进行暂态安全稳定量化评估的并行计算；在并行计算过程中，若控制代价小的控制措施组合能够确保该故障的暂态功角稳定性，则终止所有控制代价大于该控制代价的控制措施组合的计算任务；当所有的计算任务都已经完成或终止时，若有能够确保该故障的暂态功角稳定性的控制措施组合，则将其中控制代价最小的控制措施组合作为该故障的暂态功角稳定在线紧急控制策略，并进入步骤10），若没有可以确保该故障的暂态功角稳定性的控制措施组合，则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略并结束本方法；10）若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v和暂态频率偏移安全裕度η_f均大于0，则将该故障的暂态功角稳定在线紧急控制措施作为该故障的暂稳在线控制策略并结束本方法，否则进入步骤11）；11）若步骤2）中确认该故障的暂态功角稳定不需要在线紧急控制措施，则将除直流系统功率紧急调制措施之外的备选的控制措施作为余下的备选的控制措施，否则将除该故障的暂态功角稳定在线紧急控制策略中的控制措施以及直流系统功率紧急调制措施之外的备选的控制措施作为余下的备选的控制措施；若余下的备选的控制措施是空集，则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略并结束本方法，否则进入步骤12）；12）若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v小于等于0，且余下的备选的控制措施中只有切发电机措施或解列小电源送出电网措施，则进入步骤14）；若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v小于等于0，且余下的备选的控制措施中有可投电容器措施或可切电抗器措施，则根据余下的备选的可投电容器、可切电抗器所连接的母线对暂态电压安全稳定薄弱节点的无功电压灵敏度，筛选出无功电压灵敏度与这些投电容器措施、切电抗器措施的无功电压灵敏度中的最大值之比大于设定值λ₃的投电容器措施、切电抗器措施，作为待组合的紧急控制措施；若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v小于等于0，且余下的备选的控制措施中有切负荷措施或解列小受端电网措施，则根据余下的备选的切负荷措施、解列小受端电网措施对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子及其控制代价计算其控制性能指标，从中筛选出控制性能指标与这些切负荷措施、解列小受端电网措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₄的切负荷措施、解列小受端电网措施，作为待组合的紧急控制措施，进入步骤13）；若此时的暂态电压安全稳定裕度η_v大于0，则直接进入步骤13）；13）若此时的暂态频率跌落安全裕度小于等于0，且余下的备选的控制措施中除步骤12）中确定的待组合的紧急控制措施之外既没有切负荷措施也没有解列小受端电网措施，则进入步骤14）；若此时的暂态频率跌落安全裕度小于等于0，且余下的备选的控制措施中除步骤12）中确定的待组合的紧急控制措施之外还有切负荷措施或解列小受端电网措施，则考虑除步骤12）中确定的待组合的紧急控制措施之外的余下的备选的切负荷措施、解列小受端电网措施对暂态频率跌落安全薄弱节点的综合影响因子及其控制代价计算其控制性能指标，从中筛选出控制性能指标与这些切负荷措施、解列小受端电网措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₄的切负荷措施、解列小受端电网措施，作为待组合的紧急控制措施，进入步骤14）；若此时的暂态频率跌落安全裕度大于0，直接进入步骤14）；14）若此时的暂态频率上升安全裕度小于等于0，且余下的备选的控制措施中既没有切发电机措施也没有解列小电源送出电网措施，则进入步骤15）；若此时的暂态频率上升安全裕度小于等于0，且余下的备选的控制措施中有切发电机措施或解列小电源送出电网措施，则考虑余下的备选的切发电机措施、解列小电源送出电网措施对暂态频率上升安全薄弱节点的综合影响因子及其控制代价计算其控制性能指标，从中筛选出控制性能指标与这些切发电机措施、解列小电源送出电网措施的控制性能指标中的最大值之比大于设定值λ₅的切发电机措施、解列小电源送出电网措施，作为待组合的紧急控制措施，进入步骤15）；若此时的暂态频率上升安全裕度大于0，直接进入步骤15）；15）若此时步骤12）筛选出的待组合的紧急控制措施、步骤13）筛选出的待组合的紧急控制措施和步骤14）筛选出的待组合的紧急控制措施的集合不全是空集，则针对此时筛选出的待组合的紧急控制措施，在已经确认的暂态功角稳定在线紧急控制策略的基础上进行控制措施的枚举组合，进入步骤16）,否则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略，结束本方法；16）对于每个控制措施组合：根据故障后满足电网安全要求的稳态频率下限f_d，分别计算出需要匹配的切负荷量ΔP'_L.m，然后采用同步振荡中心识别方法，以振荡中心为割集将电网划分为两部分，将与余下群发电机连接在一起的余下的备选的切负荷措施、解列小受端电网措施作为用于匹配的备选措施；若ΔP'_L.m小于用于匹配的备选措施的切负荷量之和，则考虑所有的用于匹配的备选措施对暂态电压安全稳定薄弱节点的综合影响因子及其控制代价计算其控制性能指标，再基于负荷欠切原则，根据控制性能指标由大到小的顺序逐个选择需要匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施，直至若再增加1个切负荷措施或解列小受端电网措施后用于该次匹配的切负荷总量大于ΔP'_L.m时方停止选择，最后将选出的需要匹配的切负荷措施、解列小受端电网措施加入到该控制措施组合中；若ΔP'_L.m大于等于用于匹配的备选措施的切负荷量之和，则剔除该控制措施组合；17）将每个控制措施组合的暂态安全稳定量化评估作为一个计算任务，按控制代价由小到大对计算任务进行排序，形成调度队列，提交给集群系统进行暂态安全稳定量化评估的并行计算；在并行计算过程中，若控制代价小的控制措施组合能够确保该故障的暂态安全稳定性，则终止所有控制代价大于该控制代价的控制措施组合的计算任务；当所有计算任务已经完成或终止时，若有能够确保该故障的暂态安全稳定性的控制措施组合，则将其中控制代价最小的控制措施组合作为该故障的暂稳在线控制策略；若没有可以确保该故障的暂态安全稳定性的控制措施组合，则认为搜索不到该故障的暂稳在线控制策略，结束本方法。