用于识别电力系统中的弱总线的系统和方法

摘要

根据一个实施例，提供用于确定电力系统（100）中的一个或多个弱总线（102，104，106，108，110，304，306）的方法。该方法包括计算作为与多个总线（102，104，106，108，110，304，306）关联的相量值和参考相位角（其对应于这些多个总线（102，104，106，108，110，304，306）中的一个）的函数的电压稳定性指数（VSI），其对应于电力系统（100）中的多个总线（102，104，106，108，110，304，306）。相量值包括（a）电压幅度（V

说明书

背景技术

稳定性是现代电力系统中的关键问题之一。随着电网变得更复杂，电网网络中的电压稳定性对于公用事业提供可靠服务甚至变得更关键。监测并且控制电力系统来提供连续且可靠的服务；然而，系统断电仍可能发生并且通常与电压不稳定关联。因为电力系统稳定性直接与网络、负载条件、系统中的变化和时间联系起来，尽可能早地感测或预测不稳定，这是必要的。计算或测量电压稳定性中的任何误差可导致电压不稳定的检测中的延迟。感测和实施对策中的任何延迟可进一步使系统条件恶化并且可以导致不希望且不可控的崩溃，或更昂贵的对策。

用于确定电压不稳定的方法可大致分成三类；可需要一些广域网信息（例如拓扑、发电机的无功功率极限、线路阻抗，等）的第一类；可使用局域网信息的第二类，例如特定线路上的功率流或在末端总线处的电压和电流；以及可不需要任何系统信息而相反仅依靠局部测量（例如电压、电流和这些量的变化率）的第三类。

现有的方法中的大部分使用基于模型的解决方案而不是基于测量的方法。一个常用的基于模型的方法使用功率流或持续功率流来跟踪功率电压（PV）曲线用于电压不稳定评价。在工业中使用的一个基于测量的方法是Thevenin方法，其使用电压和电流相量值来评估电压不稳定。一些现有的方法试图识别例如弱总线等系统中的弱位置并且可以进一步用于在系统达到电压不稳定点之前实施对策。

这些现有方法的挑战是它们对于电压不稳定的实时评价是不准确的或在计算上是繁琐的。此外，除例如连接性、网络参数、关于负载状况、控制中的变化、断电等用于评价电压不稳定的信息等其他参数外，现有的基于测量的方法还需要例如电压和电流相量值等各种参数。这些参数中的任一个的不可用或计算它们中的误差可导致电压不稳定的不准确检测，这可导致服务中断并且因此对消费者和公用事业两者都导致损失。

发明内容

根据一个实施例，提供用于确定电力系统中的一个或多个弱总线的方法。该方法包括计算作为与多个总线关联的相量值和参考相位角（其对应于这些多个总线中的一个）的函数的电压稳定性指数（VSI），其对应于电力系统中的多个总线。相量值包括（a）电压幅度（V_m）和相位角（δ_m），两者都对应于相应的总线，或（b）电压幅度的变化（△V_m）或变化率，和相位角的变化（△δ_m）或变化率，两者都对应于相应的总线。该方法进一步包括基于计算的VSI从电力系统中的多个总线识别一个或多个弱总线。

提供一种方法，其包括：

（i）计算作为与多个总线（102，104，106，108，110，304，306）关联的相量值和参考相位角的函数的电压稳定性指数（VSI），其对应于电力系统（100）中的多个总线（102，104，106，108，110，304，306），所述参考相位角对应于所述多个总线（102，104，106，108，110，304，306）中的一个总线，其中所述相量值中的每个包括以下中的一个：

对应于相应的总线的电压幅度（V_m），和相位角（δ_m），其对应于所述相应的总线，或

对应于所述相应的总线的所述电压幅度的变化（△V_m）或变化率，和对应于所述相应的总线的相位角的变化（△δ_m）或变化率；以及

（ii）基于计算的VSI从所述电力系统（100）中的所述多个总线（102，104，106，108，110，304，306）识别一个或多个弱总线（102，104，106，108，110，304，306）。

优选的，所述参考相位角包括从与所述多个总线（102，104，106，108，110，304，306）关联的相位角（δ_m）确定的最大相位角（δ_max）或最小相位角（δ_min）中的一个。

优选的，所述最大相位角（δ_max）通过以下而确定为所述参考相位角：

从所述多个总线（102，104，106，108，110，304，306）的总线的第一区域（418）内的相位角（δ_1m）确定第一最大相位角（δ_1max）；

从所述多个总线（102，104，106，108，110，304，306）的总线的第二区域（420）内的相位角（δ_2m）确定第二最大相位角（δ_2max）；以及

将所述第一最大相位角（δ_1max）与所述第二最大相位角（δ_2max）比较来确定所述第一最大相位角（δ_1max）和所述第二最大相位角（δ_2max）中的最大值作为所述参考相位角。

优选的，所述最小相位角（δ_min）通过以下而确定为所述参考相位角：

从所述多个总线（102，104，106，108，110，304，306）的总线的第一区域（418）内的相位角（δ_1m）确定第一最小相位角（δ_1min）；

从所述多个总线（102，104，106，108，110，304，306）的总线的第二区域（420）内的相位角（δ_2m）确定第二最小相位角（δ_2min）；以及

将所述第一最小相位角（δ_1min）与所述第二最小相位角（δ_2min）比较来确定所述第一最小相位角（δ_1min）和所述第二最小相位角（δ_2min）中的最小值作为所述参考相位角。

优选的，所述方法进一步包括：

从计算的VSI确定对应于相应总线的最小VSI（VSI_min）；以及

将具有所述最小VSI（VSI_min）的总线限定为一个或多个弱总线（102，104，106，108，110，304，306）。

优选的，所述方法进一步包括：

将所述最小VSI（VSI_min）与总线稳定性阈值比较；以及

如果所述最小VSI（VSI_min）小于或等于所述总线稳定性阈值则在所述电力系统（100）中确定电压不稳定。

优选的，所述方法进一步包括：

将以下中的一个与一个或多个弱总线阈值比较：所述计算的VSI，或来自所述计算的VSI的最小VSI（VSI_min）；

基于比较将来自所述计算的VSI的一个或多个VSI或所述最小VSI（VSI_min）确定为小于或等于所述弱总线阈值；以及

将一个或多个总线（102，104，106，108，110，304，306）限定为所述一个或多个弱总线，所述一个或多个总线（102，104，106，108，110，304，306）对应于以下中的一个：所述一个或多个VSI或所述最小VSI（VSI_min）。

优选的，所述方法进一步包括产生通知消息来指示所述一个或多个弱总线（102，104，106，108，110，304，306）的一个或多个类别。

提供一种系统（100），其包括：

计算模块（216），其配置成计算作为与多个总线（102，104，106，108，110，304，306）关联的相量值和参考相位角的函数的电压稳定性指数（VSI），其对应于电力系统（100）中的多个总线（102，104，106，108，110，304，306），所述参考相位角对应于所述多个总线（102，104，106，108，110，304，306）中的一个总线，其中所述相量值中的每个包括以下中的一个：

对应于相应的总线的电压幅度（V_m），和对应于所述相应的总线的相位角（δ_m），或

对应于所述相应的总线的所述电压幅度的变化（△V_m）或变化率，和对应于所述相应的总线的相位角的变化（△δ_m）或变化率；以及

位置识别模块（218），其配置成基于计算的VSI从所述电力系统（100）中的所述多个总线（102，104，106，108，110，304，306）识别一个或多个弱总线（102，104，106，108，110，304，306）。

优选的，所述计算模块（216）进一步配置成使用以下中的至少一个来获得所述相量值或所述参考相位角中的至少一个：监测所述多个总线（102，104，106，108，110，304，306）的一个或多个相量测量单元（PMU），能量管理系统（EMS）、来自公用事业操作者的手动输入，所述相量值的历史数据，或用于计算所述相量值的工具。

优选的，所述参考相位角包括从与所述多个总线（102，104，106，108，110，304，306）关联的相位角（δ_m）确定的最大相位角（δ_max）或最小相位角（δ_min）中的一个。

优选的，所述计算模块（216）进一步配置成：

从所述多个总线（102，104，106，108，110，304，306）的总线的第一区域（418）内的相位角（δ_1m）确定第一最大相位角（δ_1max）；

从所述多个总线（102，104，106，108，110，304，306）的总线的第二区域（420）内的相位角（δ_2m）确定第二最大相位角（δ_2max）；以及

将所述第一最大相位角（δ_1max）与所述第二最大相位角（δ_2max）比较来确定所述第一最大相位角（δ_1max）和所述第二最大相位角（δ_2max）中的最大值作为所述参考相位角。

优选的，所述计算模块（216）进一步配置成：

从所述多个总线（102，104，106，108，110，304，306）的总线的第一区域（418）内的相位角（δ_1m）确定第一最小相位角（δ_1min）；

从所述多个总线（102，104，106，108，110，304，306）的总线的第二区域（420）内的相位角（δ_2m）确定第二最小相位角（δ_2min）；以及

将所述第一最小相位角（δ_1min）与所述第二最小相位角（δ_2min）比较来确定所述第一最小相位角（δ_1min）和所述第二最小相位角（δ_2min）中的最小值作为所述参考相位角。

优选的，所述计算模块（216）进一步配置成从计算的VSI确定最小VSI（VSI_min）。

优选的，所述位置识别模块（218）配置成将具有所述最小VSI（VSI_min）的总线限定为所述一个或多个弱总线（102，104，106，108，110，304，306）。

优选的，所述系统（100）进一步包括电压稳定性确定模块（236），其配置成：

将所述最小VSI（VSI_min）与总线稳定性阈值比较；以及

如果所述最小VSI（VSI_min）小于或等于所述总线稳定性阈值则在所述电力系统（100）中确定电压不稳定。

优选的，所述位置识别模块（218）进一步配置成：

将以下中的一个与一个或多个弱总线阈值比较：所述计算的VSI，或来自所述计算的VSI的最小VSI（VSI_min）；

基于比较将来自所述计算的VSI的一个或多个VSI或所述最小VSI（VSI_min）确定为小于或等于所述弱总线阈值；以及

将一个或多个总线（102，104，106，108，110，304，306）限定为所述一个或多个弱总线（102，104，106，108，110，304，306），所述一个或多个总线（102，104，106，108，110，304，306）对应于以下中的一个：所述一个或多个VSI或所述最小VSI（VSI_min）。

优选的，所述位置识别模块（218）进一步配置成产生通知消息来指示所述一个或多个弱总线（102，104，106，108，110，304，306）的一个或多个类别。

附图说明

当下列详细描述参照附图（其中所有图中相似的符号代表相似的部件）阅读时，本发明的实施例的这些和其他特征和方面将变得更好理解，其中：

图1是电力系统，其包括经由传送或分配链路而连接到其他总线的总线；

图2描绘根据一个实施例与一个或多个监测模块通信用于确定电力系统中的一个或多个弱总线和电压不稳定的控制中心系统。

图3描绘双总线电系统（其包括发电机和负载）和该双总线电系统的等效相量图。

图4描绘根据一个实施例的通信架构，其包括与集中控制中心通信的两个控制中心系统。

图5描绘根据另一个实施例的通信架构，其包括彼此直接通信的两个控制中心系统。

图6是描绘用于从多个总线识别弱总线并且确定电力系统中的电压不稳定的方法的流程图。

具体实施方式

除非另外限定，本文使用的技术和科学术语具有与由本公开所属的领域内技术人员所通常理解的相同的含义。如本文使用的术语“第一”、“第二”及诸如此类不指示任何顺序、数量或重要性，而相反用于将要素彼此区别开来。同样，术语“一（a）”和“一（an）”不指示数量的限制，而相反指示存在所引用项中的至少一个。术语“或”意指为包括性的并且表示列出的项中的一个、一些或全部。例如“包括”、“包含”或“具有”及其变化形式在本文的使用意指包含之后列出的项和其等同物以及另外的项。术语“模块”、“处理器”、“存储单元”、“网络接口”和“输入/输出（I/O）接口”可包括单个部件或多个部件，其是有源和/或无源的或两者都是，并且连接或用别的方式耦合在一起来提供描述的功能。另外，为了解释目的，阐述特定数字、部件和配置以便提供本发明的各种实施例的全面理解。

本发明的各种实施例针对用于实时确定例如一个或多个弱总线等弱位置（在下文称为弱总线）的系统和方法，该一个或多个弱总线包括电力系统中的单个最弱总线或多个弱总线。本文公开的系统和方法的实施例可确保确定弱总线可进一步用于实现适当的对策来减少或消除由于电压不稳定检测中的延迟而引起的任何损坏。

图1是电力系统100（在下文称为“系统100”），其包括分别经由传送或分配链路（在下文称为“链路”）112、114、116和118而连接到一个或多个总线104、106、108和110的总线102。根据一些实施例，该系统100可以是同步交流（AC）系统。该系统100可进一步包括电负载120，其经由另一个链路122而连接到总线102。系统100可进一步包括一个或多个电力源，例如可对系统100的剩余部分产生电力的一个或多个发电机124。尽管图1图示三个发电机；然而，在系统100中可部署任何数量的发电机而不偏离本发明的范围。相似地，根据本发明的一些实施例，任何数量的电负载、总线或链路可在系统100中实现。

在一些实施例中，系统100可进一步包括一个或多个监测模块126（在下文称为“监测模块126”），其可配置成确定与多个总线（‘m’个总线，其中m是总线的数量）关联的相量值。如在图1中示出的，在一些实施例中，多个总线（或‘m’个总线）可包括总线102和总线104、106、108和110中的一些或全部。在一个示范性实施例中，监测模块126可以是相量测量单元（PMU）或PMU的中继嵌入功能性。在另一个示范性实施例中，相量值中的一些或全部可但不限于从能量管理系统（EMS）、来自公用事业操作者的手动输入、相量值的历史数据或用于计算相量值的工具或其任何组合获得。在一些实施例中，可实时确定或获得相量值。在一个实施例中，实时可指事件的瞬时发生，例如大约毫秒或微秒。在另一个实施例中，实时可以是近实时，其相对于瞬时实时具有预定公差（例如，2-5%）。在其中近实时地接收数据的一个示范性实施例中，查看数据的公用事业操作者或保护工程师可不能感知数据显示期间的任何延迟。

在一个示范性实施例中，相量值可包括在‘第m个’总线处确定的电压幅度（V_m）和在相同的‘第m个’总线处确定的相位角（δ_m）。在本文术语在‘第m个’总线处的“电压幅度（V_m）”指以每单位（pu）表达的‘第m个’总线处的电压值。直到另外提到，本文描述的用于计算VSI的各种电参数以pu表达。相位角在本文以度或弧度表达。在一个实施例中，在相位角由监测模块126测量时，相量角可关于例如全球定位系统（GPS）时钟等全球时间参考来测量。例如，在总线‘B1’（‘m’个总线中的一个）处确定的电压幅度和相位角在下文分别能互换地称为V₁和δ₁。在一些实施例中，监测模块126可配置成在相同的时间情形测量多个总线处的所有相量值，其可以是绝对时间或相对时间，因为这些值由于例如系统拓扑中的变化（例如系统100中无功功率支持的添加或去除）而在不同的时间情形处测量时可不同。在另一个实施例中，相量值中的一些或全部可从控制中心系统（例如EMS）中的状态估计器估计。

在备选实施例中，相量值可包括对应于相应的‘第m个’总线的电压幅度中的变化（△V_m），和对应于在一段时间内计算的相同的‘第m个’总线的相位角的变化（△δ_m），其中该变化通过测量在相同总线并且在不同时间情形处的相量值并且然后计算这些测量的相量值之间的差而确定。在一个示范性实施例中，监测模块126可配置成测量在时间情形‘T1’处在‘第m个’总线处的电压幅度（‘V_mT1’）和相位角（‘δ_mT1’），并且可配置成进一步测量在另一个时间情形‘T2’处在相同的‘第m个’总线处的电压幅度（‘V_mT2’）和相位角（‘δ_mT2’）。在‘第m个’总线处的这些测量的参数的变化（△δ_m和△V_m）可计算为在不同的时间情形‘T1’和‘T2’处测量的在相同的‘第m个’总线处的电压幅度之间的差（‘V_mT1’-‘V_mT2’）或相位角之间的差（‘δ_mT1’-‘δ_mT2’）。在一些示范性实施例中，△δ_m可由以下确定：

在再另一个实施例中，相量值可包括对应于相应的‘第m个’总线的电压幅度的变化率，和对应于相同的‘第m个’总线的相位角的变化率。

图2描绘根据一个实施例的控制中心系统200（在下文称为系统200），其与监测模块126通信用于确定电力系统（例如系统100）中的弱总线和电压不稳定。在一个示范性实施例中，该系统200可以是相量数据集中器（PDC）或监管控制和数据采集/能量管理系统（SCADA/EMS），其可配置成控制并且监测监测模块126并且可访问由监测模块126确定的相量值。在一个这样的实施例中，当系统200是PDC时，系统200可进一步连接到广域监测系统，例如SCADA/EMS（未在图2中示出）。

如在图2中图示的，系统200可包括存储单元204、处理器206、I/O接口208和网络接口210。根据一个实施例，该I/O接口208可包括一个或多个人I/O装置，其使公用事业操作者或保护工程师能够经由通信网络212而与监测模块126或其他通信装置通信。在备选实施例中，公用事业操作者或保护工程师可经由通信网络212而与监测模块126或来自本地或远程工作站214的其他通信装置通信。通信网络212可以是例如已知的有线或无线网络，系统200可使用其来控制并且监测监测模块126。

在某些实施例中，处理器206可将接收、处理和传送的数据存储到例如硬盘驱动器、软盘驱动器、压缩盘-读/写（CD-R/W）驱动器、数字多功能盘（DVD）驱动器、闪速驱动器或固态存储装置等存储单元204，或可从所述存储单元204读取。处理器206可包括例如一个或多个专用处理器、图形处理单元、数字信号处理器、微型计算机、微控制器、专用集成电路（ASIC）、现场可编程门阵列（FPGA）或与系统200的一个或多个部件通信的其他适合的装置。

处理器206可包括计算模块216，用于分析在系统200中的I/O接口208或网络接口210处接收并且从其传送的数据。在一些实施例中，计算模块216可配置成计算‘m个’总线的电压稳定性指数（VSI）。与图1相似，如在图2中示出的，在一些实施例中，这些‘m个’总线可包括总线102和总线104、106、108和110中的一些或全部。

在电力系统计算中，总线处的相位角应参考电力系统中的另一个相位角（例如，另一个总线的相位角）。因为如上文描述的相位角（δ_m）关于例如GPS时钟（其不是电力系统的部件）等全球时间参考来测量，可使用例如系统中的总线的相位角等参考角（在下文称为‘参考相位角’）。在一些实施例中，可对全部的‘m个’总线计算VSI，其中该参考相位角作为共同参考。在一些其他实施例中，可对一些‘m个’总线计算VSI，其中该参考相位角作为共同参考，其中使用不同的参考相位角对总线的剩余部分计算VSI。

参考相位角的确定和多个总线处的VSI的计算在本文结合图3描述。图3描绘双总线电系统（其包括发电机‘G’和负载L（具有负载阻抗‘Z_Load’）），和该双总线电系统的等效相量图。在一些实施例中，计算模块216可配置成计算作为总线‘B1’处的电压幅度（“V₁”）和总线‘B1’处的相位角‘δ₁’与系统（例如100）中的参考总线‘Br’处参考相位角‘δ_r’之间的差的函数的总线‘B1’处的VSI（VSI₁）。参考图3，参考总线Br处的电压幅度（‘V_r’）与V_m（例如，如在图3中示出的V₁）之间的相量角由‘δ’表示，其中。在其中实现单个控制中心系统的一个实施例中，例如如在图2中示出的，监测模块126中的任何一个可选择‘m个’总线中的一个作为参考总线‘Br’。在这样的实施例中，在该‘第m个’总线处确定的相位角可限定为参考相位角。在一个实施例中，从与‘m个’总线关联的相位角（δ_m）选择的最大值可限定为参考相位角。该最大值在下文称为最大相位角（δ_max）。在备选实施例中，从与‘m个’总线关联的相位角（δ_m）选择的最小值可限定为参考相位角。该最小值在下文称为最小相位角（δ_min）。

在一个示范性实施例中，下列等式可用于确定系统（例如100）中的任何‘第m个’总线（例如，总线‘B1’、总线‘B2’等）处的VSI：              

其中，

VSI_m是在‘第m个’总线处计算的VSI值，

V_m是在‘第m个’总线处的电压幅度，

δ_m是在‘第m个’总线处的相位角。

在一些实施例中，计算模块216可配置成采用与确定相量值相同的方式来确定参考相位角，如在上文结合图1解释的。在一个示范性实施例中，参考相位角可以是从监测模块126获得的相位角中的一个。在备选实施例中，当监测模块126不能获得参考相位角时，参考相位角可但不限于从EMS、来自公用事业操作者的手动输入、相量值的历史数据或用于计算相量值的工具或其任何组合获得。在一些实施例中，因为系统100中的总线的参考相位角可由于例如负载中的变化或网络拓扑中的变化而随时间变化，可实时确定或获得参考相位角。

在一些实施例中，可对系统100中的每个总线获得多个相量值并且这些相量值可在计算‘m个’总线处的VSI之前由处理器206处理。在一个示范性实施例中，可每秒对系统100中的每个总线测量或获得六十个样本的相量值（例如，电压幅度和相位角，或它们的变化或变化率）。在这样的实施例中，对于总线的少数样本（例如，2-10个样本）可具有与对于相同总线的其他样本明显不同的相量值。少数样本中的明显差异可由于系统100中的功率量中的变化或由于测量中的一些误差。在一些实施例中，为了消除VSI计算中的任何不准确，可计算对于系统100中的每个总线在一段时间（例如，一秒）内测量或获得的相量值样本的平均值。这样的平均值然后可用于计算系统100中的‘m个’总线处的VSI。在一些备选实施例中，任何其他技术可用于补偿VSI计算中的不准确，其可导致系统中弱总线识别中的不准确以及系统100中的电压不稳定的假报警。在一个示例中，对系统100中的每个总线在一段时间（例如，每秒）内测量或获得的样本的积分可用于计算VSI。在另一个示例中，现有的过滤装置可用于去除与在某一时段内对相同总线测量或估计的其他样本明显不同的少数样本（例如，来自总共60个样本的2-10个样本）。

参考图2，一旦测量或估计相量值、确定参考相位角并且计算‘m个’总线处的VSI，处理器中的位置识别模块218可配置成分析由计算模块216计算的VSI。在一个示范性实施例中，位置识别模块218可配置成基于计算的VSI从‘m个’总线识别弱总线。在一个实施例中，位置识别模块218可配置成通过从计算的VSI确定最小值并且然后通过将具有该最小值的总线限定为最弱总线而识别系统100中的最弱总线。该最小值在下文称为最小VSI（VSI_min）。在备选实施例中，计算模块216（而不是位置识别模块218）可配置成确定该VSI_min。之后，在这样的实施例中，位置识别模块218可配置成将具有该VSI_min的总线限定为最弱总线。

因为VSI_min可具有指示具有VSI_min的总线仍是系统100中的较强总线的较高值，即使它相对于系统100中的其他总线较弱，VSI_min可并不总是表示系统100中的最弱总线。为了处理这样的情景，在一些实施例中，位置识别模块218可配置成通过将计算的VSI与一个或多个弱总线阈值（在下文称为‘弱总线阈值’）比较来识别系统100中的弱总线。在这样的实施例中，如果该比较导致计算的VSI中的任何或一些小于或等于弱总线阈值，位置识别模块218可配置成将具有这样的VSI的总线限定为系统100中的弱总线。在一些其他实施例中，位置识别模块218可配置成仅将VSI_min（来自计算的VSI）与弱总线阈值比较来识别系统100中的最弱总线。在这样的实施例中，如果该比较导致VSI_min小于或等于弱总线阈值，位置识别模块218可配置成将具有VSI_min的总线限定为系统100中的最弱总线。

在一些实施例中，弱总线阈值可由公用事业操作者（或保护工程师）限定或修改，或动态限定和控制。在一个实施例中，每个弱总线阈值可意在向公用事业操作者或保护工程师提供指示符。在一个示范性实施例中，一个弱总线阈值（例如，在0.8至0.9pu之间）可意在向公用事业操作者提供具有小于该阈值的VSI（或VSI_min）的一个或多个总线可近似电压稳定性裕度（系统100可在其处或以下崩溃）的警告或警报。在另一个示范性实施例中，另一个弱总线阈值（例如，在0.51至0.79pu之间）可意在向公用事业操作者提供具有小于该阈值的VSI（或VSI_min）的一个或多个总线可近似电压稳定性裕度并且因此公用事业操作者可产生控制动作来确保VSI维持在该裕度以上的紧急指示符。该控制动作可包括但不限于无功功率支持、卸载或系统重配置的增强。

此外，在一些实施例中，位置识别模块218可配置成产生通知消息来向公用事业操作者指示弱总线的一个或多个类别。如本文使用的‘弱总线的类别’基于弱总线阈值的类型而限定。例如，总线‘B1’可具有这样的VSI值，其可小于意在提供警告或警报的弱总线阈值但超过意在提供紧急指示符的阈值。该总线可归类为弱总线的类别‘A’。另一方面，在另一个示例中，总线‘B2’可具有这样的VSI值，其可小于意在提供紧急指示符的弱总线阈值。该总线可归类为弱总线的类别‘B’。在一个示范性实施例中，通知消息可以是对于公用事业操作者的系统100近似电压稳定性裕度的音频或视觉指示符。

在一些实施例中，本地或远程工作站214可配置成经由通信网络212或直接与位置识别模块218通信，如在图2中示出的。在这样的实施例中，位置识别模块218可配置成通过产生弱总线的位置信息（例如，对应于弱总线的位置身份（ID））来识别系统（例如100）中的弱总线的位置。位置识别模块218可进一步配置成将该位置信息传送到本地或远程工作站214用于将系统（例如100）中的弱总线的位置通知公用事业操作者或保护工程师。在一个示范性实施例中，公用事业操作者或保护工程师例如可在本地或远程工作站214处提供的显示器（未示出）上查看这些位置。在一些实施例中，本地或远程工作站214可在系统200中或在通信架构400或500中的任何地方（例如，在通信架构400中的集中控制中心412内）实现。

此外，在一些实施例中，一旦在系统100中确定弱总线，可确定系统100的电压稳定性裕度。处理器206可包括电压稳定性确定模块236，其可配置成基于电压稳定性裕度（在下文称为‘总线稳定性阈值’）确定系统100中的电压不稳定。在一些实施例中，该阈值可与弱总线阈值相同或不同。在一个示范性实施例中，电压稳定性确定模块236可配置成将确定的最小VSI（VSI_min）与总线稳定性阈值比较。在一个这样的实施例中，如果最小VSI（VSI_min）小于或等于总线稳定性阈值，电压稳定性确定模块236可配置成确定系统100中的电压不稳定。

在一些实施例中，总线稳定性阈值可基于参考总线‘Br’处的电压幅度（“V_r”）而确定。在一个示范性实施例中，对于欠补偿电力系统，考虑通过电力系统（其包括‘第m个’总线和参考总线‘Br’）的最大电力传输，‘V_m*cos(δ)’的值可等于‘V_r/2’。使用等式2用VSI_m替换‘V_m*cos(δ)’，如果计算的VSI小于或等于‘V_r/2’，系统100可确定为不稳定。

备选地，在另一个示范性实施例中，总线稳定性阈值可使用任何其他技术来确定。在一个示例中，电操作者可对过补偿电力系统限定该阈值。在另一个实施例中，阈值可例如从电力系统量（例如无功功率）动态得到。

在其中使用多个发电机的另一个示例中，对应于这些发电机的电压幅度的加权平均值可用于确定总线稳定性阈值。

在一个实施例中，最小VSI（VSI_min）对于系统100中的一些总线可是相同的。在这样的实施例中，当一些总线具有相同的最小VSI（VSI_min）时，任何现有的方法可用于确定系统100中的电压不稳定。在一个示范性实施例中，当总线具有相同的最小VSI（VSI_min）时，无功功率支持或有功功率支持可用于确定系统100中的电压不稳定。

如上文描述的，在一些实施例中，相量值可以是△V_m（或V_m的变化率）和△δ_m（或δ_m的变化率），而不是V_m和δ_m。在一个这样的示范性实施例中，下列等式可用于确定在任何‘第m个’总线处的VSI（而不是等式2）：

其中，

△δ_r是在参考总线‘Br’处的参考相位角的变化，其计算为在参考总线‘Br’处和在时间情形‘T1’处确定的相位角（‘δ_rT1’）与在相同的参考总线‘Br’处并在时间情形‘T2’处确定的相位角（‘δ_rT2’）之间的差，

△V_m是在‘第m个’总线处的电压幅度的变化，其计算为在‘第m个’总线处和在时间情形‘T1’处确定的电压幅度（‘V_mT1’）与在‘第m个’总线处和在时间情形‘T2’处确定的电压幅度（‘V_mT2’）之间的差。

在另一个实施例中，VSI可计算为V_m和△δ_m（或δ_m的变化率）的函数。在再另一个实施例中，VSI可计算为△V_m（或V_m的变化率）和δ_m的函数。V_m可由于例如无功功率支持的切换而变化并且因此如果单独用于VSI计算的话可不提供期望的VSI。另一方面，δ_m可由于负载或系统变化而变化。如在等式3中给出的，VSI可计算为△V_m和△δ的乘积，其可指示实际和无功负载和系统中的变化，其中△δ指示相量角（δ）的变化，其计算为在‘第m个’总线处和在时间情形‘T1’处确定的相量角与在‘第m个’总线处和在时间情形‘T2’处确定的相量角之间的差。此外，在另一个实施例中，对于过补偿系统，因为电压幅度（V_m）接近一，仅△δ可用于VSI计算。在这样的实施例中，当系统100近似稳定时，△δ可增加。

上文的图2考虑其中单个控制中心系统200直接与监测模块126交换数据的实施例。然而，在一些其他实施例中，可使用多个控制中心系统而不偏离本发明的范围。例如，图4和5描绘两个不同类型的通信架构，其包括与监测模块通信的两个控制中心系统。图4描绘根据一个实施例的通信架构400，其包括可与集中控制中心412通信的两个控制中心系统402和404（与系统200相似）。在一个实施例中，控制中心系统402和404可经由与通信网络212相似的通信网络（未示出）连接到集中控制中心412。如在图4中示出的，两个控制中心系统402和404也可分别与监测模块406和408（与监测模块126相似）通信。在一些实施例中，通信架构400可进一步包括两个监测模块410（也与监测模块126相似），其可经由通信网络414（与通信网络212相似）与集中控制中心412通信，由此绕过两个控制中心系统402和404。在一个实施例中，集中控制中心412可是超级PDC或EMS，其可配置成控制和监测两个控制中心系统402和404以及两个监测模块410。

在一些实施例中，集中控制中心412可包括与处理器206相似的处理器416。在这样的实施例中，集中控制中心412中的处理器416可配置成执行控制中心系统402或404中的处理器206的一些或全部功能性。在一个示范性实施例中，可在处理器416处计算VSI。在另一个实施例中，弱总线的识别可在处理器416处执行。在再另一个实施例中，处理器206的这些功能性中的一些可在监测模块406、408或410中实现。

在一个实施例，监测模块406、408或410可配置成彼此通信（例如，使用通信网络212或经由任何其他的通信部件）以便交换在它们相应的区域内确定的最大或最小相位角。在一些实施例中，监测模块406可彼此交换对应于第一区域418内的相应总线的相位角，并且这些监测模块406中的一个可配置成从这些交换的相位角确定最大或最小值。该最大或最小值在下文中称为‘第一最大（δ_1max）或最小（δ_1min）相位角’。相似地，监测模块408中的一个可从对应于第二区域420中的相应总线的相位角确定最大或最小值，并且监测模块410中的一个可从对应于第三区域422或第四区域424中的相应总线的相位角确定最大或最小值。第二区域420中的最大或最小值在下文中称为‘第二最大（δ_2max）或最小（δ_2min）相位角’。同样，第三和第四区域422和424中的最大或最小值在下文中分别称为‘第三最大（δ_3max）或最小（δ_3min）相位角’和‘第四最大（δ_4max）或最小（δ_4min）相位角’。

因此，监测模块（406、408或410）可确定它们的监测区域内相应的最大或最小相位角。这些相位角可仅关于在监测模块的相应监测区域内的那些总线提供关于系统100中弱总线的信息。为了识别系统范围的弱总线和它们到临界点（即，电压不稳定状况）的接近度，可对整个系统100确定共同或唯一的参考相位角。该共同参考相位角可是通过比较最大或最小相位角（每个在相应监测模块组处确定）获得的最大或最小值。

在一个实施例中，计算模块（在处理器206中或在处理器416中，或在监测模块406、408和410中的一个中的处理器（未示出）中）可配置成彼此交换相位角的这些最大或最小值，并且然后比较这些值来从这些交换的值确定唯一的最大或最小值作为参考相位角。该最大或最小值然后可用作共同‘参考相位角’，用于系统100中所有总线的VSI的计算和系统100中弱总线的确定。在一些实施例中，在参考总线‘Br’（在其处确定共同‘参考相位角’）处的电压幅度（“V_r”）被确定，然后可用于确定总线稳定性阈值。如上文描述的，该阈值可用于确定系统100中的电压不稳定。

上文描述的用于确定参考相位角的实施例关于两个控制中心系统402和404。然而，那些实施例可以相似地适用于超过两个控制中心系统。

上文描述的图4考虑了集中控制中心412的存在。然而，在图4中示出的控制中心系统402和404可备选地彼此直接连接，而不需要集中控制中心412。图5描绘根据一个实施例的通信架构500，其包括可彼此直接通信的两个控制中心系统402和404，即没有任何集中控制中心。在一个实施例中，两个控制中心系统402和404可经由通信网络502（与通信网络212相似）或任何其他通信部件互连。通信架构400的各种实施例可同样适用于通信架构500，所不同的是由集中控制中心412执行的功能性将由一个或两个控制中心系统402和404执行。同样，如在图5中示出的，通信架构500中的两个监测单元410可与其他监测单元406和408相似地配置成经由通信网络212与相应的控制中心系统402和404通信。在一个示范性实施例中，参考相位角可由两个控制中心系统402和404中的一个中的处理器206通过在两个控制中心系统402和404之间直接交换相位角的最大或最小值（每个在相应控制中心系统402和404处确定）以从这两个角确定最大或最小值而确定。该最大或最小值然后可用作共同参考相位角，用于系统100中所有总线的VSI的计算，并且确定系统100中的弱总线。在一些实施例中，在参考总线‘Br’（在其处确定共同‘参考相位角’）处的电压幅度（“V_r”）被确定，然后可用于确定总线稳定性阈值，用于确定系统100中的电压不稳定。

在一个实施例中，呈现用于识别弱总线的方法。图6是描绘根据一个实施例用于从多个总线识别弱总线并且确定电力系统（例如100）中的电压不稳定的方法600的流程图。在步骤602处，可确定与多个总线关联的相量值。在一个示范性实施例中，相量测量单元（PMU）或PMU的中继嵌入功能性可用于确定这些相量值。在另一个示范性实施例中，相量值可但不限于从能量管理系统（EMS）、来自公用事业操作者的手动输入、相量值的历史数据或用于计算相量值的工具或其任何组合获得。

在步骤604处，可确定对应于多个总线中的一个的参考相位角。在一个实施例中，该参考相位角可是在步骤602处确定的相量值中的相位角中的一个。上文描述的用于确定该参考相位角的各种实施例可同样适用于方法600。

在步骤606处，对应于‘m个’总线的VSI可在电力系统中作为‘m个’总线处的相量值和参考相位角的函数而计算。在一个实施例中，相量值可包括电压幅度（V_m）和相位角（δ_m），两者都对应于相应的‘第m个’总线。在另一个实施例中，相量值可包括电压幅度的变化（ΔV_m）（或变化率）和相位角的变化（Δδ_m）（或变化率），两者都对应于相应的‘第m个’总线。上文结合图1-5描述的各种实施例可同样适用于用于VSI的计算的方法600。

此外，在步骤608，弱总线可基于计算的VSI从电力系统中的多个总线识别。在一个实施例中，弱总线可通过从计算的VSI确定最小VSI（VSI_min）并且然后将具有该最小VSI（VSI_min）的总线限定为最弱总线而识别。在一些实施例中，系统中的弱总线可通过比较计算的VSI与弱总线阈值而识别。在这样的实施例中，如果该比较导致计算的VSI中的任何或一些小于或等于弱总线阈值，具有这样的VSI的总线可限定为系统中的弱总线。在一些其他的实施例中，仅VSI_min（来自计算的VSI）可与弱总线阈值比较来识别系统100中最弱的总线。

在一些实施例中，一旦最弱的总线在电力系统（例如100）中确定，方法600可进一步基于总线稳定性阈值确定系统中的电压不稳定。在一个示范性实施例中，VSI_min可与该阈值比较。在这样的实施例中，如果VSI_min小于或等于该阈值，确定系统中的电压不稳定。

上文结合图1-5描述的各种实施例可同样适用于方法600，其用于弱总线的识别和电力系统（例如100）中电压不稳定的确定。

根据本发明的实施例的系统和方法可提供电力系统（例如100）中弱总线或最弱总线的实时确定。本文公开的系统和方法的实施例可确保确定较弱总线或最弱总线可用于实现适当的对策来减少或消除由于电压不稳定检测中的延迟而引起的任何损坏并且防止级联效应。当最小VSI（VSI_min）与总线稳定性阈值的比较指示系统中的电压不稳定时，本文公开的各种实施例可实现对策。各种实施例通过使用相量值结合参考相位角来计算VSI并且通过基于这些计算的VSI确定系统中最弱的总线或电压不稳定，而避免电压不稳定的检测中的延迟。通过仅使用相量值和参考相位角，各种实施例对于VSI的计算和系统中弱总线或电压不稳定的确定进一步消除对任何另外信息的需要，例如电流幅度、连接性、网络参数、负载状况、控制中的变化、断电等。

各种实施例可采取全部硬件实施例、全部软件实施例或包含硬件和软件部件两者的实施例的形式。根据一个实施例，本发明可采用软件实现，其包括但不限于固件、常驻软件或微代码。

技术人员将认识到来自不同实施例的各种特征的互换性。相似地，描述的各种方法步骤和特征以及每个这样的方法和特征的其他已知的等同物可以由本领域内技术人员混合和匹配以根据本发明的原理构建另外的组装件和技术。因此，要理解附上的权利要求意在涵盖所有这样的修改和改变，它们落入本发明的真正精神内。

要素列表

100电力系统102、104、106、108、110、304、306总线112、114、116、118、122链路120电负载124发电机126、406、408、410监测模块200、402、404控制中心系统204存储单元206、416处理器208I/O接口210网络接口212、414、502通信网络214工作站216计算模块218位置识别模块236电压稳定性确定模块400、500通信架构412集中控制中心418第一区域420第二区域422第三区域424第四区域600用于识别弱总线的方法602-608用于执行方法600的步骤