基于广域支路响应特征的失稳预判与紧急控制

依据电网受扰响应连续监测暂态功角稳定态势,并适时实施紧急控制,对降低电网失稳风险减小故障损失,具有重要的理论意义和迫切的现实需求。该文首先解析机组功角摇摆过程中网络节点电压相位与频率的时空分布规律,研究不同支路段相频响应轨迹的差异特征;针对广域分布的多支路,利用简化支路暂态输电能力指数,识别可表征系统稳定态势的关键支路,并提出基于关键支路响应特征的失稳预判方法,以及降低失稳风险的紧急控制策略。交直流混联电网仿真结果,验证了基于广域支路响应特征识别关键支路并进行失稳预判及紧急控制的有效性。     

基于关键支路sBTTC指数幅相相关性的主导稳定形态判别与多级主动控制

大扰动冲击下,功角与电压两者相互影响、交互作用,主导稳定形态存在难以判别的问题,进而制约有效控制策略的制定。该文首先针对机组–机组、机组–负荷系统,通过支路两端节点空间位置遍历,分析不同失稳形态下支路两端节点电压幅值乘积Um Un和相位差△θmn空间分布的差异特征;其次,基于可表征电网稳定态势的简化支路暂态输电能力(simplifiedbranchtransienttransmissioncapability,s BTTC)指数,定义指数与其电压因子和相位因子的相关系数CCsBTTC-U、CCsBTTC-θ以及系数比CCRUθ。在此基础上,提出主导稳定形态判别方法和多级稳定控制策略。面向实际交直流混联电网,仿真验证判别方法连续监测主导稳定形态演变的准确性,以及多级控制策略降低失稳风险和限制失稳影响范围的有效性。     

基于广域支路响应无功分布特征的主导失稳形态判别EI北大核心CSCD

随着交直流混联电网规模不断扩大,稳定特性愈趋复杂,功角失稳和电压失稳常常相互交织不易区分,快速准确判别主导形态是实施针对性控制措施的重要前提。首先,基于3种典型系统,分析支路无功在不同失稳形态下的时空分布特性,提取特性间的差异化特征;其次,结合支路首、末端的无功乘积及电压幅值乘积,构建具有固定临界值和明确物理意义的主导性判别指标,用以指示主导失稳形态的同时,还可判别垂足电压落点位置;最后,利用电压幅值乘积指数辨识关键支路,在此基础上,提出主导失稳形态判别及紧急控制策略。标准算例和实际交直流混联电网的仿真结果验证了所提方法及策略的有效性。     

基于sBTTC指数的主导稳定形态判别多场景验证——功角失稳场景

功角失稳是威胁交直流混联大电网安全稳定运行的重要形式之一，快速甄别功角失稳形态是实施切机组、送端速升直流外送功率等紧急控制的前提。为更有效判别出功角、电压主导稳定形态，对简化支路暂态输电能力(simplified branch transient transmission capability, sBTTC)指数进行了修正，弱化了原指数的相位因子。依据关键支路sBTTC指数与电压因子的相关性系数、与相位因子的相关性系数以及二者的系数比进行主导稳定形态判别；将支路垂足电压位于支路之上作为判别功角稳定形态的必要条件之一，以提升判别的可靠性。针对功角失稳的四种典型形式，即功角第一摆失稳、第二摆失稳，以及功角低频增幅振荡失稳、超静态稳定极限失稳进行验证，仿真表明判别方法对不同形式功角失稳均可准确有效判别出主导稳定形态。     

适应主导薄弱断面迁移的暂态稳定控制

为适应电网大扰动冲击下,表征机群主导失稳模式的主导薄弱断面动态迁移之复杂场景,需要制定相应暂态稳定控制策略。在薄弱断面关键支路识别方法,以及关键受扰轨迹几何特征判稳方法的基础上,针对大扰动冲击下主导薄弱断面迁移的复杂扰动场景,提出了以交流支路实时受扰电气量为信息源的暂态稳定控制策略,可有效降低系统失稳风险。大容量长距离交直流混联输电系统仿真结果,验证了控制策略的有效性。     

基于广域支路响应的暂态电压失稳判据与控制

该文首先针对电压稳定分析的机组–负荷典型输电系统，研究随负荷功率增长的网络节点电压幅值、支路电流与无功的变化特征与规律，构建以支路响应为信息源的暂态电压失稳判据；其次，提出综合关键支路、准关键支路以及边界支路的判稳联合支路定位方法，分析支路无功变化方向以及不同失稳形态可能引起的判据误判问题，并提出解决方法，在此基础上，提出缓解暂态电压失稳威胁的主动控制策略。最后，针对3机10节点系统以及湖南特高压交直流混联受端大电网，仿真验证失稳判据正确性和主动控制的有效性。     

基于关键支路受扰轨迹凹凸性的暂态稳定判别及紧急控制

基于局部受扰信息,判别大扰动冲击下互联电网暂态功角稳定性,具有本地量测信息量少、实时响应实时判别、稳定判别计算量小等突出技术优点。该文首先分析了稳定与失稳两种情况下,发电机相轨迹与网络交流支路相轨迹几何特征的一致性;提出了基于临界断面中交流关键支路受扰相轨迹凹凸性的暂态稳定判别新方法;通过与快速失步解列装置整定参数的协调配合,获得了具备工程实施条件的时间裕度,在防控暂态稳定的第二道防线失效时,可作为避免失稳的紧急追加控制措施;交直流混联外送电网和特高压跨大区互联电网仿真结果,均验证了稳定判别方法和紧急追加控制的有效性。     

基于广域支路响应的功角失稳主动解列控制

主动解列控制是限制扰动波及范围、阻断连锁反应路径和减小故障造成损失的有效措施,对保障电网安全稳定具有重要意义。该文首先研究功角摇摆过程中机组与支路的响应特征,分析多支路互连电网中传输功率转移规律与失稳进程。其次,提出基于简化支路暂态输电能力定量评价指数的关键支路与准关键支路识别方法。再次,提出基于关键支路响应特征的功角失稳综合判据、联合准关键支路的解列割集搜索方法以及主动解列控制策略。最后,面向实际交直流混联电网的严重故障仿真结果,验证所提策略具有失步割集搜索准确、主动解列控制快速等技术优点,可降低直流功率大幅波动以及新能源低压脱网等连锁反应风险。     

暂态功角多群失稳机制及基于广域支路响应的阻断控制

暂态功角稳定存在三群失稳和多群失稳模式，一旦发生电网崩溃垮网的风险极大。首先建立了三机群等值机互联模型，揭示了两群失稳模式发生后领先机群与滞后机群功角摆幅增大过程中，中间机群电磁功率输出特性及演进为三群失稳模式的机制；其次，解析了三群失稳模式下网络节点电压幅值与相位的分布规律以及电压零值点迁移特征，分析了多群失稳模式演变过程；再次，基于支路暂态输电能力指数识别关键支路，并结合其响应特征，提出了阻断三群、多群失稳模式的主动解列控制和解列后的恢复控制策略。面向多集群水电外送系统以及严重故障扰动，仿真验证了阻断控制及恢复控制的有效性。     

基于CNN-LSTM网络的电网电压稳定紧急控制策略

运行方式的复杂多变性、扰动故障的不确定性、电力电子设备的弱抗扰性为交直流混联电网的安全稳定运行带来了巨大挑战。为保证大扰动故障后电网电压的稳定，提出一种基于卷积神经网络(CNN)和长短期记忆(LSTM)网络的响应驱动紧急控制策略。首先，分析关键母线节点电压时序值和电压稳定水平的映射关系，离线建立基于CNN-LSTM网络的大干扰电压稳定评估模型。然后，采用评估模型预测备选切机、切负荷点控制措施动作后电网电压稳定水平的提升量，确定响应驱动紧急控制措施灵敏度。最后，考虑紧急控制措施灵敏度，建立计及电网实际运行约束的紧急控制优化问题，求解得到最优紧急控制策略。面向存在电压失稳问题的交直流混联电网实际场景，仿真结果验证了所提响应驱动控制灵敏度预测方法的准确性，电压稳定紧急控制措施优化协调策略可以保证大扰动故障后电网的安全稳定运行。     

交直流混联系统电压稳定在线评估体系

在对现状/规划交直流混联电网电压稳定问题大量仿真计算的基础上,提出了电压失稳问题的分类方法;针对无短路冲击的大范围潮流转移问题,提出了分电压等级的综合考虑有功、无功潮流影响的电压稳定在线评估指标,电网仿真表明该指标既可有效评估负荷缓慢增长方式下的静态电压稳定水平,也可有效评估直流闭锁故障下系统的暂态电压稳定水平;在此基础上,提出了交直流混联电网电压稳定在线评估体系,依据故障性质不同采用不同的电压稳定判别方法,显著简化了在线计算规模、提升了计算速度。     

基于特征匹配的暂态稳定紧急控制策略快速生成

“在线计算、实时匹配”的紧急控制模式是降低控制策略失配风险的有效途径和技术发展趋势。为进一步提高在线紧急控制策略生成的快速性,提出了一种基于特征匹配的暂态稳定紧急控制策略快速生成方法。借助扩展等面积准则对暂态稳定性以及电网故障下轨迹时变程度的量化分析能力,综合利用电网暂态稳定轨迹特征和稳态潮流关键特征量,建立运行方式特征量匹配指标,在历史方式中匹配最接近方式,实现紧急控制策略的快速生成,通过校核验证后下发装置执行。最后,基于实际电网验证了所提方法的有效性。     

浙江多馈入交直流混联电网电压稳定性分析

特高压灵绍直流投运后,浙江电网运行特性发生重要转变,省内主要受电断面由钱塘江断面转变为宁绍台温"十线断面",系统电压稳定存在薄弱环节。基于上述原因,首先分析了2016年灵绍直流馈入后,浙江交直流混联电网主要运行特征,并开展静态电压稳定裕度和暂态电压稳定特性分析,得出关系到浙江电网电压稳定的薄弱环节和关键机组。相关研究成果为浙江交直流混联电网的优化运行和调度提供了参考。     

多端直流输电接入下的交直流混联系统电压稳定性研究综述

电流源型(voltage source converter,CSC)直流输电在远距离大功率输电方面技术成熟、经济性好,有利于跨区域电力资源优化配置;电压源型(voltage source converter,VSC)直流输电可控性好,适合大规模风电接入、弱区域互联、孤岛电力传输等场合。多端直流输电技术为多能源中心多负荷中心以及分布式风电等可再生能源的接入奠定了技术支持。CSC和VSC的换流器结构和控制策略不同,基于这2种类型换流器技术的多端直流输电稳态分析、暂态分析、优化控制等成为多端直流输电技术发展的重要研究课题。对国内外多端直流输电的应用背景进行了简介,对直流电网的拓扑结构、多端直流的潮流分析、暂态控制策略、换相失败以及交直流混联系统的电压稳定评估方法等技术进行了分析和总结,并对提高交直流混联系统电压稳定性的优化方法和紧急控制策略进行了分析,最后对多端直流输电技术的发展趋势、关键技术进行了讨论,对提高交直流电网的安全稳定性应对措施提出了建议。     

同步和异步运行电网暂态电压稳定性分析

随着直流输电快速发展,交直流混联电网暂态稳定问题越来越突出,将同步运行大电网通过直流线路实现异步互联成为一种新的思路。同步大电网异步运行后,暂态稳定问题尤其对于直流闭锁故障后引发的功角稳定问题有所好转,但异步运行后暂态电压稳定风险依然存在。本文从实际运行的大电网入手,建立了同步和异步运行2种交直流混联电网的等值模型,通过理论分析和仿真计算,揭示了直流故障和交流故障导致这2种电网暂态电压失稳的风险,并探讨了影响交直流混联电网暂态电压稳定性的因素。结果表明大电网异步运行能有效避免大面积电压失稳,但系统薄弱网架或潮流分布不均处仍可能存在局部电网功角失稳或电压失稳。     

基于广域响应的暂态稳定在线预判控制系统

现有的安全稳定控制策略是基于离线计算的预想方式和故障集,难以全面涵盖电网所有的特殊运行方式。在分析比较现有基于广域响应的暂态失稳判据的基础上,利用电力系统发生严重故障后发电机功角和振荡中心电压的同调变化关系,提出了一种计及振荡中心电压轨迹时间积分的暂态稳定判别技术,采用集中式控制结构方案,研发了基于广域响应的暂态稳定在线预判控制系统,实现了不依赖模型的电力系统暂态稳定实用化快速判别,并成功应用于贵州六盘水北部电网,投运至今运行正常,为电网严重故障时的紧急控制提供支持。     

特高压直流故障对交流系统稳定性的影响分析

基于2016年新疆特高压交直流混联送端电网不同的运行方式,仿真分析±800 kV特高压直流输电系统发生不同类型的故障时对哈密地区与近区交流系统电压的影响;并且针对不同的故障形式采取不同的控制策略,分析不同控制策略对于交直流混联系统运行电压的影响。研究结果表明,在直流系统发生故障时,从故障类型来看,直流单极闭锁故障时,富裕功率小,对系统稳定运行影响小;双极闭锁故障时,富裕功率大,从而引起沿线交流母线电压的降低,严重时则引起电压失稳,对系统稳定运行影响大;发生换相失败对系统暂态电压稳定性影响较大。随着直流外送功率的不断增大,无论是直流双极闭锁故障还是换相失败故障均会出现暂态压升更加严重的局面。     

特高压直流分层馈入系统大扰动层间耦合特性及稳定控制

特高压直流分层馈入系统具有新型拓扑结构,除传统交直流耦合路径外,还具有层间直流、层间交流耦合新路径,因此,大扰动冲击下其动态行为更为复杂。该文首先建立了特高压直流分层馈入系统机电暂态仿真模型,针对2类具有不同特征的扰动形态,利用大扰动激励法,揭示了直流分层馈入系统非线性功率响应特性,分析了不同耦合路径作用特征,评估了交流电气参量对功率特性的影响,针对存在的换相失败和电压失稳2种威胁,提出了换相失败预测联动控制策略和电压稳定紧急控制策略。面向测试系统和扎青特高压直流分层馈入受端电网,通过大扰动时域仿真,验证了控制策略的有效性。     

基于区间联络线能量预测的暂态稳定紧急切机控制（二）工程案例

随着PMU/WAMS技术的广泛应用,基于广域响应的暂态稳定紧急控制技术已成为可能。在基于区间联络线能量预测紧急切机方法的基础上,结合基于电压轨迹的暂态失稳判别方法,提出一种适用于互联电网区间暂态失稳的暂态稳定控制技术。该技术采用主站-子站控制方式进行区间暂态失稳判别与紧急切机控制。针对复杂故障下南方电网两广断面暂态失稳,建立详细的工程化控制方案。探讨所提紧急控制技术与现有安全稳定防线的协调配合问题。仿真结果表明,采用所提方法能够制定合理、有效的紧急切机策略,维持电网的安全稳定运行。     

基于区间联络线能量预测的暂态稳定紧急切机控制(二)工程案例EI北大核心CSCD

随着PMU/WAMS技术的广泛应用,基于广域响应的暂态稳定紧急控制技术已成为可能。在基于区间联络线能量预测紧急切机方法的基础上,结合基于电压轨迹的暂态失稳判别方法,提出一种适用于互联电网区间暂态失稳的暂态稳定控制技术。该技术采用主站-子站控制方式进行区间暂态失稳判别与紧急切机控制。针对复杂故障下南方电网两广断面暂态失稳,建立详细的工程化控制方案。探讨所提紧急控制技术与现有安全稳定防线的协调配合问题。仿真结果表明,采用所提方法能够制定合理、有效的紧急切机策略,维持电网的安全稳定运行。