用于验证状态估计计算的准确性的方法和设备

摘要

本发明涉及减小电力系统(1)的工作安全裕量，而不危及电力系统的安全或者产生大的投资。根据本发明，对传统的状态估计(SE)过程的基本准确性或者正确性的检查可以提高该过程的结果的置信等级。为此，通过比较估计的状态和在电力系统的选择的多个位置(B、D)处进行的独立相量测量的结果(y，y’)来验证估计的状态的准确性。除非该比较报告了差异，否则可以假设SE的结果是足够准确的，可以放松旨在补偿SE的不确定性的任何保守或者附加的安全裕量。因此，在估计的状态确实表示这样一种可能性的情况下，即特别在边缘区域和/或国家之间的传输通道中，尤其在压力大的网络状况下，建立的估计的状态的可信度允许提高传输的功率。

说明书

技术领域

本发明涉及电力系统及其最优操作的领域。本发明从如在权利要求1的前序部分中所描述的用于估计这种电力系统的多个状态的过程出发。

背景技术

电力系统包括互连在地理上分离区域的电力传输网络、以及用来变换电压和用来切换网络的各个线路之间的连接的变电站。由中央能量管理系统(EMS，Energy Management System)管理并由数据采集和监控(SCADA，Supervisory Control And Data Acquisition)系统来监管具有几个变电站的系统中的发电和负载流(load flow)。在过去几年中，持续的负载增长而传输资源没有相应地增加对减小世界范围内的许多电力系统的工作安全裕量以及对使电力系统的工作更接近其稳定极限产生了增大的压力。这些问题以及总体上解除对电力市场的管制的持续的世界范围内的趋势产生了准确且更优良的网络监视、保护和控制的需要。

在过去，仅通过传统的仪表变压器以不同步的方式确定在网络中流动的电压、电流、有功功率和无功功率的均方根(RMS，root mean square)值。然而，近来已经可以获得用于同时测量网络的不同位置处的电压和电流相量的设备和系统。相量是例如电流、电压和负载流的局部电量的带有时间戳的复(complex)值，例如幅值和相位角，并且如例如在ABB Review1/2001，p.58的文章“PMUs-A new approach to power networkmonitoring”中所呈现的，可以通过相量测量单元(PMU，PhasorMeasurement Unit)来提供相量。这些单元包括例如通过使用全球定位卫星(GPS，Global Positioning Satellite)系统可获得的非常准确的时间基准，该时间基准允许来自不同位置的带有时间戳的值同步。在所谓的广域监视(wide-area monitoring)的示例性应用中，多个PMU将其测得的相量值传送到位于中心的系统监视中心。可以进一步在系统监视中心和例如上面提及的SCADA系统的其它控制和保护系统之间建立数据交换，以允许进行最优数据共享和控制动作。

上述SCADA/EMS系统的主要部分是如例如在A.Abur和A.G.Exposito编著的标题为“Power System State Estimation：Theory andImplementation”(Marcel Dekker，New York 2004)的教科书第一章和第二章(1～33页)中描述的所谓的状态估计(SE，State Estimation)。SE涉及表现电力系统的特征的大多数重要的量，例如线路流、负载、发电机输出或者母线电压，的常规更新。这些量中的一部分，例如传输线路流，可能无法直接观察到，但是可以从关于电力系统的拓扑和多个状态x的信息得出。优选地，这些状态x是电力系统的所有母线的母线电压的幅值和相位角。简而言之，如果已知网络模型和每一个系统母线处的复相量电压，则可以确定给定时间点处电力系统的工作状况或者静止状态。

在出现相量测量之前，因为缺乏测量设备的同步而无法测量相位角，因此SE被设计为用于根据例如电压幅值V、线路有功功率P流和无功功率Q流的一组测量值z计算电力系统的状态x的数学过程。然而，各种类型的加性误差(additive error)和不确定度v趋于影响这些测量值。

z＝h(x)+v

因此，SE的主要特征是通过冗余测量使误差v的影响最小。一般在特定时间点采集比要确定的状态变量的数量多的测量值z。在这种情况下，上述方程表示一组超定(over-determined)非线性方程，对于该方程最小二乘解产生使剩余矢量的分量的平方和最小的矢量x。通常，由于状态和测量值之间的关系是非线性的，因此情况更复杂，仅可以通过迭代获得这种非线性估计问题的最小二乘解。假设在测量配置中存在足够的冗余，可以通过这种方式来检测测量值组的总误差或者网络配置中的结构误差的存在。

状态估计基于测量误差在统计上以零均值分布的假设。这些误差的主要来源是a)仪表变压器、b)将仪表变压器连接到传感器的线缆和c)传感器本身。此外，不同传感器之间的次优同步引入附加的测量不确定度。

除了上述测量值z之外，SE的关键要素是网络参数和实际网络拓扑，尤其包括更新后的关于例如易受状态变化影响的开关、断路器和变压器的每一个单个部件的信息。为此，SE包括集合关于电路断路器和开关的状态数据的拓扑处理器，并且构成系统的单线图。然而，由于未报告的临时停电或者在热天时传输线的下垂会不时出现网络拓扑和参数的误差。

因此，需要根据设备的开关状态(例如为了服务或者在故障出现之后而接入线路或者断开线路)手动或者自动更新网络的拓扑，并且需要在将新的网络元件安装在电力系统中之后将其增加到SE系统中。同样地，使用SE的潜在问题由于随着时间以及环境状况(例如温度、辐射)变化的那些网络参数或者由于设备的老化而出现。显然，如果在系统中不小心维护拓扑，则SE结果不准确。

通常，SE假设电力系统处于稳态状态。在过渡状态下，例如在一系列故障之后，可能显示拓扑和测量值是不一致的，并且可能发现迭代过程以不令人满意的方式收敛或者根本不收敛。此外，例如沿着远程传输通道在电力系统的边缘区域，通常不设置测量的冗余，或者测量的冗余弱，如果从测量组中去除，则这些关键测量导致无法观察的系统。不充分的冗余导致SE过程无法补偿不好的测量值或者网络参数的不准确。

在误差或者不确定度的上述来源中，状态估计器可能还未注意参数和拓扑的变化。然而，迄今为止没有提出指示器或者检查来判断特定电力系统的状态估计过程是基本正确、还是由于未发现的参数或者拓扑的变化而出现了严重的偏差。

近来，提出相量测量单元(PMU)来作为状态估计的数据来源，例如用于通过增加附加冗余测量来提高准确性。显然，如果用PMU代替所有传统的传感器，则可以直接测量感兴趣的电压和电流的角度，并且连续的多组测量之间的更新间隔可以从几分钟减小到不到一秒。在这种情况下，得到最可能的状态x的连续SE过程将是线性的，因此无疑可以将其简化为：

z＝H·x+v

然而，仅仅为了SE的目的对所有网络节点安装PMU是不现实的。

发明内容

本发明的目的是减小电力系统的工作安全裕量并且提高通过电力系统的传输通道可传输的功率，而不危及电力系统的安全或者产生大的投资。通过根据权利要求1和5所述的用于验证状态估计过程的准确性的方法和设备来达到这些目的。从从属专利权利要求，其它优选实施例变得明显。

根据本发明，对传统的状态估计(SE)过程的基本准确性或者正确性的检查可以提高该过程的结果的置信等级。为此，通过比较估计的状态和在电力系统的多个选择的位置处进行的独立相量测量的结果来验证所估计的状态的准确性。除非该比较报告了差异，否则可以假设SE的结果是足够准确的，并且可以放松旨在补偿SE的不确定性的任何保守或者附加的安全裕量。因此，在估计的状态确实表示这样一种可能性的情况下，即特别在边缘区域和/或国家之间的传输通道中，尤其在压力大的网络状况下，建立的估计的状态的可信度允许提高传输的功率。

在优选实施例中，评价来自位于电力系统的不同变电站处的两个或更多PMU的相量测量以指出SE过程的正确性。确定例如电压相位角差的从属系统量，并且将其与从两个估计的状态获得的相位角差进行比较。因此，从相量得到的一个系统量和源自电远离位置的SE值的单个比较产生关于状态估计过程的准确性的精确表示。

在本发明的优选变形例中，定义差异阈值或者尺度，并且为了进行验证对其进行评价。如果没有超过该阈值，则可以减小例如变电站之间的传输区间的安全裕量。否则，可以发出警报或者其它指示。

附图说明

参考在附图中示出的优选示例性实施例，在下面的正文中更详细地说明本发明的主题，其中：

图1是电力系统的单线图。

在附图标记列表中以概要的形式列出在附图中使用的附图标记及其含义。原则上，在各个图中对相同的部件提供相同的附图标记。

具体实施方式

图1示出五母线电力系统1的单线图，电力系统1包括两个发电机10、10’和用五个母线11、11’、...表示的通过多个传输线互连的几个变电站。设置了一组传统的传感器(未示出)，假设其中四个位于母线11、11’、...中的四个处，并且提供测量值z₁、z₂、z₃、z₄，将这些测量值发送到控制、网络管理或者系统监视中心12(虚线)并在其中使用。在控制中心12处收到的测量值的总和z包括线功率流、母线电压和线电流幅值、发电机输出、负载、电路断路器和开关状态信息、变压器抽头位置和可切换的电容器组值。根据该测量值的总和z，通过已知的状态估计(SE)过程来确定系统状态的最优估计，包括整个电力系统中的各个位置A、B、C、D处的复母线电压。SE还提供对所有线路流、负载、变压器抽头、发电机输出和其它从属系统量的估计。

示出了与两个不同的变电站11、11”相关联的两个相量测量单元(PMU)2、2’，相量测量单元(PMU)2、2’提供系统量值y、y’，例如电压或者电流相量。将这些相量同样发送到控制中心12(点线箭头)，将这些相量与SE针对与变电站11、11”相对应的各个位置A、D所估计的系统状态进行比较。同样地，将从属系统量的值，例如从两个相量值y、y’得到的相位角差Δφ，与根据估计的状态算出的从属系统量的值进行比较。如果该一致性检查的结果是肯定的，则操作者可以相信SE的所有结果，因此减小例如变电站A和C之间的传输区间的安全裕量。

放置PMU的位置A、D要适当地选择，例如包括关键母线或者变电站中的线路馈电器。PMU数据y、y’本身可能或者可能没有部分或者完全包含在状态估计过程中。还应当理解，由于系统1中为了执行保护和控制任务而设置的智能电子设备同样可执行各个测量功能，因此不需要在一个单个或者专用的设备中实现传统的传感器或者PMU 2、2’。此外，控制中心12的位置可以与所提到的传感器、PMU或者IED中的一个相同。

优选为测得的相量y、y’和SE过程提供的值的比较定义阈值或者其它差异测量值ε。可能的实施例包括从所提到的值之间的差和阈值的简单比较，到包括方差计算的统计数学的各种方法。例如，计算作为来自PMUy_i，PMU和SEx_i，SE的复状态变量的各个电压和电流的幅值和角度之间的差。

如果|x_i，SE-y_i，PMU|≥ε，则指示器＝1。

如果该差在阈值ε以上，则设置指示器标记，并且对控制中心中的操作者发出光或者声音的警报信号或者错误消息。优选所述信号或者消息可以集成到SCADA系统和画面中。在识别出错误SE的情况下，可以启动分析处理，根据上面描述的来源来识别错误的原因(拓扑、过渡、网络数据、错误测量、SE软件问题)。

附图标记列表

1    电力系统

10   发电机

11  母线

12  控制中心

2   相量测量单元