电力系统暂态功角失稳与暂态电压失稳的主导性识别

暂态功角失稳和暂态电压失稳是故障后系统失稳的两种表现形式,暂态功角失稳和暂态电压失稳现象有可能同时发生,正确区分这2种失稳模式是进行紧急控制的前提。分析大规模复杂电力系统输电断面的有功功率特性,基于功率全微分方程,提取了能反映系统失稳模式的主导系统变量。在此基础上,研究不同失稳模式与主导系统变量之间的关系,进而提出一种主导失稳模式识别方法。该方法能充分考虑系统的动态特性,仅利用实测数据进行计算。该方法物理意义明确,使用简单,计算速度快。仿真结果表明,运用此方法可有效识别系统的主导失稳模式。     

电网暂态相继失稳风险评估及协调阻断方法研究

以跨区互联电网为背景,以阻断电网发生暂态相继失稳、降低发生大停电事故风险、减少系统失稳控制代价为目的,提出了一种基于多代理技术的电网暂态相继失稳协调阻断方法。该方法首先基于确定性和风险分析方法,搜索多种工况下电网发生严重故障导致系统功角失稳情况后在相继事件作用下可能发生的暂态相继失稳模式及其事故链。然后,基于EEAC分群理论对控制策略进行搜索,解决不同失稳模式下的控制策略冲突问题,利用EEAC量化分析工具对不同控制措施进行排序。最后,以系统总风险最小为目标对预防控制和紧急控制进行协调优化。仿真验证了该方法的可行性。     

受端电网暂态失稳场景识别及控制措施优化

受交直流耦合、网源发展不协调、新能源涉网性能不满足要求等因素影响，电力系统稳定问题日益突出。分析了受端电网暂态电压和功角稳定关联特性，基于暂态稳定机理探讨了暂态电压和暂态功角失稳为主导诱因的两种暂态失稳模式及其具体演化过程。随后梳理并验证了电网布局、电源结构、网源协调、电源分布、源荷互动等方面的优化控制措施对提升暂态稳定的效果，避免了采用限制机组出力的传统稳定控制措施。暂态失稳模式演化过程的梳理及仿真分析研究为受端电网关键机组暂态失稳场景的识别、控制措施的制定提供了可靠参考。     

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。     

基于历史数据聚类分析的暂态功角稳定故障筛选

大电网中有上千个暂态稳定故障,若对每个故障分别进行暂态评估,难以满足在线评估对时间的要求。为了满足电网在线暂态安全稳定评估快速性的要求,提出了一种基于电网运行历史数据聚类分析的暂态功角稳定故障筛选方法。基于历史数据中的电网运行方式和暂态功角稳定评估结果,提取关键特征量,通过计及稳定模式的矢量量化方法确定聚类数和初始聚类中心,采用K中心点算法对聚类中心进行优化。针对分类后暂态功角稳定的考察故障快速估算其暂态功角裕度,最后得到包含暂态功角失稳和估算裕度低于门槛值的故障组成的用于暂态稳定分析计算的严重故障集。通过对实际省级电网运行历史数据的聚类分析,验证了所述方法的有效性和实用性。     

利用发电机转速实时识别两群暂态功角失稳EI北大核心CSCD

针对特高压直流配套电源存在的两群暂态失稳问题,提出了一种基于发电机转速数据识别暂态功角稳定性的新方法。首先,在单机无穷大系统中发现了暂态功角失稳时发电机转速的特征,并证明该特征与暂态失稳的严格对应关系,提出了易于工程实现的失稳判据;然后,基于互补群惯量中心变换,将该失稳判据用于识别多机系统的两群失稳模式。在实际大电网中对所提方法进行测试,结果表明,该方法能够有效甄别暂态功角失稳,具备量测信息少、计算简便快速的优点。     

基于最优控制原理的电力系统紧急控制及应用

基于时域方法仿真得到系统受扰轨迹,并结合实际电网安全稳定控制系统的配置情况和运行要求,给出了暂态稳定下最优紧急控制模型。采用了启发式故障后轨迹相对功角最大值小于门槛值作为暂态稳定约束条件,通过引入变分原理,推导了暂态稳定约束条件对控制量的灵敏度。通过建立线性规划模型,把微分代数方程所描述的电力系统紧急控制转化为以切机切负荷为控制量的最优控制问题。文中提出的暂态稳定紧急控制模型与时域仿真方法具有同等的适应性。广东电网的计算结果表明,文中方法对紧急控制策略灵敏度的确定高效且实用,对保证电网安全稳定运行有重要意义。     

高风电渗透互联系统的功角暂态稳定分析与惯性综合控制

具备虚拟惯性的变速风电机组接入电网,互联系统的暂态稳定控制将因惯性可控而更加灵活.首先推导含风电的两区域互联电力系统的线性化状态方程,分析风电机组的虚拟惯性作为系统运行可控参数对暂态功角特性的影响机理.其次,针对互联系统两侧区域电网,分别提出基于惯性调节的系统功角暂态稳定控制策略,通过协调两侧子区域惯性,提高系统功角暂态稳定.最后,通过建立高风电渗透下的两区域电网的仿真模型,验证所提控制策略通过灵活调节风电惯性,可显著改善区域互联系统的功角暂态稳定性.     

柔性直流与常规直流协调的紧急功率支援策略研究

柔性直流(VSC-HVDC)具有响应速度快、有功无功解耦、可向交流系统提供无功支撑等运行特性。将柔性直流纳入电网紧急控制系统,可在提升交直流电网暂态稳定性基础上降低常规切机切负荷控制的代价。基于扩展等面积法则(EEAC),研究直流紧急功率支援提高故障后系统暂态安全稳定性的机理;通过对不同类型直流功率调制的对比研究,指出柔性直流与常规直流(LCC-HVDC)的紧急功率支援在改善故障后系统功角恢复方面存在差异,紧急控制应考虑不同类型直流的控制优先级;提出为保障故障后电网暂态稳定所需直流紧急支援功率计算方法,并结合不同故障情况下直流功率支援的优先级制定相应的紧急协调控制策略。     

直流馈入受端电网暂态电压与频率稳定紧急协调控制策略

为应对多直流馈入受端电网直流闭锁故障导致的暂态电压和暂态频率稳定问题,提出一种综合考虑直流功率紧急提升、调相机紧急控制和切负荷的紧急协调控制策略。首先,采用了基于多二元表的暂态稳定裕度指标,分析了直流功率紧急提升和调相机紧急控制对受端电网暂态电压稳定的影响,提出了受端电网多控制手段紧急协调控制方案。其次,基于该控制方案,计及暂态电压和暂态频率稳定约束,以控制代价最小为目标,建立了多控制手段下受端电网紧急协调控制优化模型。然后,采用灵敏度法将模型线性化,考虑了直流功率紧急提升对暂态电压稳定的负面影响,并采用逐次线性规划方法求解。最后,通过华东电网实际案例结果验证了所提控制策略的有效性。     

交直流电力系统暂态安全稳定在线紧急控制策略并行算法

针对在线策略优化约束和控制措施考虑不足以及计算速度无法满足在线要求等问题,基于参与因子、综合电气距离、无功电压灵敏度及安全稳定裕度,提出了直流系统功率紧急调制、切机、切负荷和局部电网解列的量化控制性能指标和两阶段在线策略优化集群计算方法。在各阶段计算中,依据控制措施性能指标进行措施组合,形成计算任务,按控制代价对计算任务排序形成调度队列,提交集群系统进行并行计算。首先计算暂态功角稳定紧急控制策略,实现直流紧急调制与切机和匹配切负荷的协调;然后,在暂态功角稳定策略的基础上,进行暂态电压和频率安全稳定策略的计算,实现暂态功角稳定控制与暂态电压和频率安全稳定控制的协调。仿真实例验证了算法的有效性。     

计及FACTS的暂态安全稳定紧急控制策略

FACTS控制与传统控制手段缺乏协调可能威胁电网安全稳定。离线控制策略表在不考虑FACTS设备条件下的断面极限过于保守，紧急控制措施较重；而考虑FACTS设备全部容量均可用于暂态过程时，又会导致断面极限过于乐观，紧急控制措施不足。提出了计及FACTS的暂态安全稳定紧急控制策略，将FACTS参与电网暂态稳定控制分为FACTS设备主动调节、紧急执行修正策略和分轮次追加控制3个阶段，将传统暂态安全稳定控制和FACTS控制有机结合，既保证了系统的安全性又提高了控制措施的经济性。以可控串补为例，通过实际电网仿真验证了所提策略，仿真结果表明，通过可控串补参与电网暂态稳定控制，降低了暂态过程中的加速能量，可减少传统暂态稳定控制的切机量，同时维持了电网的稳定运行。     

暂态稳定视角下的强关联输电断面及其识别方法

多个交流输电断面暂态稳定极限功率相互耦合,给电网安全稳定运行控制带来了极大挑战。文中深入挖掘受扰系统中暂态响应轨迹特征与稳定模式的对应关系,提出了暂态稳定视角下关键输电断面及关联断面的概念,并将关联输电断面分为模式共存机理决定的关联断面和模式演化机理决定的关联断面两类。提出了基于电网电气量变化来反映系统稳定模式的支路同步力系数指标,并结合该指标、图论和暂态稳定模式识别方法,提出了关键断面及关联断面识别的实用算法,有利于克服人工经验方法中因机理分析不足而可能导致的识别不准和效率低下的缺陷,为基于输电断面准确识别的稳定分析或运行监控提供了基础。基于IEEE 10机39节点系统的算例阐明了所提方法的原理及有效性。     

抽水蓄能电站接入系统研究

介绍HN省计划建设的QZ抽水蓄能电站概况和接入系统推荐方案。结合电网的实际情况选择合理的运行方式,对QZ抽水蓄能电站接入系统方案进行潮流、稳定计算,发现NF电网至HN电网联网工程（简称联网线）断开（孤网运行）情况下,冬季小负荷方式QZ抽水蓄能电站抽水工况存在一定程度的稳定问题,结合联网、孤网方式的稳定曲线分析了失稳机理,确定为暂态失稳问题。根据影响系统暂态稳定性的因素,结合HN电网及QZ抽水蓄能机组的实际情况,提出了解决该稳定问题的若干可行措施,并通过稳定计算定量分析措施实施的力度,为QZ抽水蓄能电站投运后的事故预案及调度运行提供参考。     

一种基于贪心算法的紧急控制策略优化搜索方法

间歇式能源接入、全国电网互联、在线运行保护与控制需求等多重因素对电网紧急控制策略搜索提出了新的要求。为此提出了一种基于贪心算法的紧急控制策略优化搜索方法。该方法选择预想故障集中某一失稳算例进行时域仿真,再根据EEAC量化理论计算每个紧急控制措施性能指标,基于性能指标计算出紧急控制空间中各紧急控制措施性价比,其关键在于计算出采取紧急控制措施前后系统暂态稳定裕度的变化量。然后采用贪心算法在候选紧急控制空间搜索出紧急控制策略。最后通过简单电力系统和实际电网两个算例验证了该方法的正确性。     

紧急功率支援下自适应重合闸附加稳定控制策略

能源分布和负荷需求逆向分布特征促成了我国形成多个大规模电力电能外送系统,在非预期大扰动下会出现系统首摆失稳且自适应重合闸仍难以改善系统稳定性的局面。基于此,提出了一种紧急功率支援下自适应重合闸附加稳定控制策略。首先分析了系统首摆失稳的场景以及失稳条件,并提出了基于功角超实时预测的首摆稳定性预判方法,论证了长时间要求的预测最优阶数。然后结合直流通道提供紧急功率支援能够消纳系统不平衡能量,提出基于超前预控的自适应重合闸附加稳定控制策略。结合失稳判断,分析预判控制时序。基于紧急功率支援协同最佳重合闸时间最大程度上减小了系统功角摇摆,解决了瞬时性故障首摆失稳时重合闸方案的缺失问题。最后,基于PSCAD/EMTDC建立大规模电力外送模型,仿真验证了所提自适应重合闸附加稳定控制策略的有效性。