基于计算机辅助设计的电力系统动态稳定控制方法及系统

摘要

本发明提供一种基于计算机辅助设计的电力系统动态稳定控制方法及其系统。通过分析所述互联电力系统的潮流数据，计算各个振荡模式的特征根，根据所述特征根选取需要进行分析调整的振荡模式，以及影响最大的高压直流输电系统和发电机组。然后计算在所述振荡模式下相关高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器(PSS)附加控制系统的参数的灵敏度，根据灵敏度对所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数进行有目标、方向明确的优化设计，提高振荡模式的阻尼，抑制低频振荡的发生。避免了对高压直流输电附加控制系统和PSS参数用近似方法试拼凑的盲目性，有利于所述大型互联电力系统的稳定运行。

说明书

技术领域

本发明涉及电力系统安全稳定控制的技术领域，尤其涉及一种基于计算机辅助设计的电力系统动态稳定控制方法，以及一种基于计算机辅助设计的电力系统动态稳定控制系统。

背景技术

互联大电力系统(Large Scale System)是解决能源和负荷分布不均的主要方针，也是国际、国内电力系统技术发展的大势所趋，其安全稳定运行对国民经济影响十分重大。互联大电力系统的负荷容量通常有数千万甚至上亿千瓦，供电区内人口通常可达数千万甚至上亿，电网内成百上千的变电站由成千上万条交流输电线路和少量大容量、远距离高压直流输电系统连接起来，其中还安装有成百上千台发电机及其励磁系统，带有分群及关联的结构特征。然而，大型互联电力系统中各控制系统环节的惯性造成信号传递和调节滞后，导致互联电力系统必然有潜在的自发振荡，而且振型繁多，仅机电振荡模式常常论千，而低频振荡频率一般在0.2-2.0Hz范围内。当所述互联电力系统中发生低频振荡时，会危及系统的安全稳定运行，限制联络线输送功率的能力。至于低频振荡是否引发，引发后是否衰减，则取决于所述电力互联系统各个振荡模式的阻尼，因此，设法增加阻尼是抑制低频振荡、提高电网的动态稳定性的最常用且行之有效的方法。发电机励磁系统中的电力系统稳定器(Power System Stabilizer，PSS)就是专门为增强低频振荡阻尼而设计的，对抑制发电机本机振荡和分区内机群间振荡尤其有效，因此，在近年来得到了最广泛的使用。

除此之外，在跨区域、大容量传输有功功率的高压直流输电系统中加入附加控制则也是抑制大区之间低频振荡的行之有效的手段。

PSS是发电机励磁系统的一种附加控制功能，励磁正常工作以机端电压为反馈量，PSS在这个基础上加入了以有功功率为主的反馈，也就是在有功发生振荡时为系统增加一个阻尼，使振荡尽快平稳。而单独一个电厂投入PSS效果有限，只有互联电力系统中的大部分电源点都投入PSS，电网的抗振荡能力才能显著提高。因此，全国各大电网近年来，都把PSS的普及推广当作一项重要任务来抓。

互联电力系统庞大而复杂，潜伏着各种不同频率的低频振荡模式，每一种振荡模式和不同的机组或机群相关联，一旦某一振荡模式的阻尼不足，就会发生低频振荡。而常规的PSS中，通常采用局部有效的、不经过协调的控制策略。互联电力系统中每台发电机都有PSS，对各个机电振荡模式的影响非常复杂，单个PSS在对某一个振荡模式有抑制作用的同时可能会对另外一个振荡模式有不良影响，因此，如果不能准确地根据具体的振荡模式协调整个所述互联电力系统中的各个电力系统稳定器的PSS参数，不利于所述互联电力系统的全局稳定运行。

并且，对于目前大量存在的交直流互联电网，由于缺乏技术手段和方法，跨区域、大容量传输有功功率的高压直流输电的附加控制系统在传统的电力系统动态稳定分析中从来都没有被考虑进来，因此，长期以来，人们一直无法预知和发挥高压直流输电的附加控制系统在抑制大区之间低频振荡的效果和特长。

发明内容

本发明要解决的技术问题在于提供一种能够根据具体的振荡模式调整每个相关高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数，以达到提高电力系统动态稳定性的控制方法。

一种基于计算机辅助设计的电力系统动态稳定控制方法，包括以下步骤：根据互联电力系统的潮流数据，计算所述互联电力系统中各个振荡模式的特征根；根据各个所述特征根的实部，判断对应的所述振荡模式的阻尼比是否小于预定值，如果小于所述预定值，则选定对应的所述振荡模式以及对应的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统；根据选定的所述振荡模式的特征根变化量，以及所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的各个参数变化量，计算各个所述震荡模式对应的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数灵敏度；根据各个所述参数灵敏度的大小，调节对应的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的对应参数。

本发明要解决的技术问题还在于提供一种能够根据具体的振荡模式调整每个相关高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数，以达到提高电力系统动态稳定性的控制。

一种基于计算机辅助设计的电力系统动态稳定控制系统，包括：特征根计算模块、振荡模式分析模块、参数灵敏度计算模块和参数调节模块。所述特征根计算模块用于根据互联电力系统的潮流数据，计算所述互联电力系统中各个振荡模式的特征根；所述振荡模式分析模块用于根据各个所述特征根的实部，判断对应的所述振荡模式的阻尼比是否小于预定值，如果小于所述预定值，则选定对应的所述振荡模式以及对应的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统；所述参数灵敏度计算模块用于根据选定的所述振荡模式的特征根变化量，以及所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的各个参数变化量，计算各个所述震荡模式对应的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数灵敏度；所述参数调节模块用于根据各个所述参数灵敏度的大小，调节对应的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的对应参数。

与现有技术相比较，本发明的基于计算机辅助设计的电力系统动态稳定控制方法及其系统中，通过所述互联电力系统的潮流数据，计算各个振荡模式的特征根，根据所述特征根选取需要进行分析调整的振荡模式，以及最有效的电力系统稳定器(PSS)。然后计算在所述振荡模式下所述电力系统稳定器的PSS参数灵敏度，对所述电力系统稳定器的PSS参数进行优化，提高振荡模式的阻尼，防止低频振荡发生。因此本发明的互联电力系统的稳定控制方法及其系统能够根据所述互联电力系统的具体振荡模式调整最有效的电力系统稳定器的PSS参数，使每个所述电力系统稳定器的调整更加切合所述互联电力系统的实时情况，有利于所述互联电力系统的稳定运行。

总之，本发明系统地、完整地提出了全局性的手段和方法来从全网的角度出发，分析交直流互联电网的动态稳定性、筛选振荡模式、设计、优化和协调个各机组之间的PSS和高压直流输电附加控制系统，通过在SSAP软件中对高压直流输电及其控制系统进行建模、线性化、纳入全网的振荡模式计算以及灵敏度分析和控制系统优化设计等，从而控制和提高交直流互联电网的动态稳定性，解决了这一技术领域长期无法解决的问题。

附图说明

图1是本发明互联电力系统的稳定控制方法的步骤流程图；

图2是一种典型的电力系统稳定器附加控制系统的模型结构示意图；

图3一种典型的双侧频率调制的高压直流输电附加控制系统的结构示意图；

图4是本发明互联电力系统的稳定控制系统的结构示意图。

具体实施方式

请参阅图1，图1是本发明互联电力系统的稳定控制方法的步骤流程图。

所述互联电力系统的稳定控制方法包括以下步骤：

步骤S101，根据互联电力系统的潮流数据，计算所述互联电力系统中各个振荡模式的特征根；

在进行所述振荡模式的特征根计算时，可以从所述互联电力系统的潮流计算程序(BPA)的系统数据文件dat和暂态稳定分析数据文件swi中读取所述互联电力系统的原始潮流数据，其中，所述原始潮流数据反应所述互联电力系统结构和运行工况；并从所述潮流计算程序(BPA)的潮流计算结果文件pfo中读取所述互联电力系统各个振荡模式的潮流计算结果数据，即所述互联电力系统的初始平衡工作点；然后根据所述原始潮流数据和所述潮流计算结果数据计算所述电力系统的特征根。

在开始计算之前，可以先根据所述互联电力系统的规模大小，选择合适的计算方法计算所述特征根：对于规模较大的互联电力系统采用IRA关键特征根算法；而对于规模较小的互联电力系统则采用QR全特征根算法。

通过分析所述互联电力系统的规模大小，分别选择适当的特征根算法，可以提高计算所述特征根的效率，从而提高整个所述互联电力系统的稳定控制方法的控制效率。

步骤S102，根据各个所述特征根的实部，判断对应的所述振荡模式的阻尼比是否小于预定值，如果小于所述预定值，则选定对应的所述振荡模式以及对应的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统；

在步骤S101中计算得到的所述互联电力系统的各个振荡模式的特征根为：λ＝σ+jω，其中，每个所述特征根分别对应一个振荡模式，σ是所述特征根的实部，即对应振荡模式的阻尼比；ω是所述特征根的虚部，与对应振荡模式的频率成正比。

因此，在本步骤中，可以将所述特征根的实部与预定值相比较，选出弱阻尼的振荡模式，所述预定值可以根据行业标准或者电网的实际运行需要设定，通常要求阻尼比应不小于0.1。

如果在本步骤中判断所述振荡模式的阻尼比大于所述预定值，则不调整对应的所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数，从步骤S101开始从新执行分析其他振荡模式对应的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数。

在本步骤中，可以进一步根据所述互联电力系统的电网结构去选定分析的振荡模式，例如，可以根据所述特征根对应的振荡模式的发生区域在所述互联电力系统中的作用或者保护优先级，来确定其是否重点分析的振荡模式。在本实施方式中，可以优先选择机群内、机组和电厂局部有关的振荡模式，优先增强这些振荡模式的阻尼。

在本步骤中，同时对应的所述振荡模式以及对应的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统。

步骤S103，根据选定的所述振荡模式的特征根变化量，以及所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的各个参数变化量，计算各个所述震荡模式对应的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数灵敏度；

典型电力系统稳定器的模型如图2所示，所述电力系统稳定器的传递函数包括：由R组成的惯性环节、由时间常数Tw组成的隔直环节、以及由相位补偿环节时间常数T1～T6组成的多阶超前滞后环节构成，通常附加控制的放大倍数Kp和各时间常数Ti(i＝1，2，3，......6)可以通过有目的、有方向地调节来进行优化。

而典型的双侧频率调制的高压直流输电附加控制系统的结构如图3所示，其中：Δω_R、Δω_I分别为整流侧、逆变侧的转速微增量；K_R、K_I分别为整流侧、逆变侧的调制增益；T_R、T_I分别为整流侧、逆变侧的测量时间常数；T_RW、T_IW分别为整流侧、逆变侧的隔直环节时间常数；T_R1～T_R6为整流侧超前滞后相位补偿环节时间常数；T_I1～T_I6为逆变侧超前滞后相位补偿环节时间常数；P_mod为双侧频率调制的输出，作为直流主控回路的功率调制量输入信号。

因此，所述高压直流输电附加控制系统同样具有附加控制的放大倍数Kp和各时间常数Ti，可以通过有目的、有方向地调节来进行优化。

在本步骤中，按照以下公式计算各个所述震荡模式的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数灵敏度：

$S_{\mathrm{RRSC}}=\mathrm{Re}\left\{\frac{\partial \lambda }{\partial \alpha }\right\};$

其中，S_RRSC为所述振荡模式的相关高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数灵敏度的实部；λ为所述振荡模式的特征根；α为相关高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数。作为一种优选实施方式，所述参数是所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的相位补偿环节时间常数Ti和/或放大倍数Kp。

步骤S104，根据各个所述参数灵敏度的大小指示，有目的、有方向地调节对应的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的对应参数。

在本实施方式中，具体地，如果在上述步骤S103中计算得到所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统中的放大倍数Kp所对应的参数灵敏度，则本步骤中，对各个所述高压直流输电附加控制系统和所述电力系统稳定器附加控制系统的各个环节的放大倍数Kp进行优化整定：如果所述附加控制的放大倍数Kp的参数灵敏度的实部大于0，则减小所述放大倍数Kp的取值；如果所述附加控制的放大倍数Kp的参数灵敏度的实部小于0，则增大所述放大倍数Kp的取值。

如果根据上述步骤S103中计算得到所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统中的相位补偿环节的时间常数Ti所对应的参数灵敏度，则本步骤中，对各个高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统中的各个环节的时间常数Ti进行优化整定：如果所述相位补偿环节时间常数Ti的参数灵敏度的实部大于0，则减小所述时间常数Ti的取值；如果所述相位补偿环节时间常数Ti的参数灵敏度的实部小于0，则增大所述时间常数Ti的取值。

重复步骤S101-S104，分别计算所述互联电力系统各个所述振荡模式的特征根，分析各个所述振荡模式的参数灵敏度来进行所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数调节，使所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统互相配合工作，即能有效地抑制低频振荡，又不会产生明显的副作用，例如显著削弱其它振荡模式的阻尼。

如果在步骤S102中判断所述互联电力系统的所有振荡模式的阻尼比都大于所述预定值，则认为所有振荡模式的阻尼比都符合要求，结束对所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数的调整。

与现有技术相比较，本发明的基于计算机辅助设计的电力系统动态稳定控制方法中，使用目前电力系统广泛应用的潮流计算程序(BPA)的系统数据和潮流计算输出，分别计算每个振荡模式的阻尼比(特征值实部)对所述电力系统稳定器和高压直流输电附加控制系统的放大倍数和相位补偿环节时间常数的灵敏度指标。通过对比很容易分析得出各高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数对各个所述振荡模式的阻尼的影响。可以确定调整哪个高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数对抑制哪个振荡模式最有效。明确了参数如何变化最合适：在所述参数灵敏度大于0时，减小参数可减小特征根实部；在所述参数灵敏度小于0时，加大参数可增大特征根实部，增加该模式的阻尼，有利于平抑振荡。不需要进行机组的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的现场整定试验，就可以预知和评估在该点安装所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统是否合适，以及调整参数可以达到的效果。这为运行、调度、管理、科研和设计部门提供了研究、设计和改善电网动态稳定的新方法，为从全局角度优化所述电力系统稳定器的布点方案、设计优化其参数、避免所述所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统在投运和参数整定上的盲目性提供了新的手段，也可以指导现场优化整定试验。

同时，在对大型交直流互联电网进行动态稳定分析时，运用所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数灵敏度的分析方法，可以在大量的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统中，辨明每个高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的当前整定效果和进一步的参数优化整定的方向是增大还是减小；避免了在大型互联电力系统中PSS和高压直流输电附加控制系统参数用近似方法试着凑，无法优化，效果此优彼劣的局面。

请参阅图3，图3是本发明互联电力系统的稳定控制系统的结构示意图。

所述互联电力系统中电力系统稳定器包括：特征根计算模块31、振荡模式分析模块32、参数灵敏度计算模块33和参数调节模块34。

所述特征根计算模块31用于根据互联电力系统的潮流数据，计算所述互联电力系统中各个振荡模式的特征根；所述振荡模式分析模块32用于根据各个所述特征根的实部，判断对应的所述振荡模式的阻尼比是否小于预定值，如果小于所述预定值，则选定对应的所述振荡模式以及对应的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统；所述参数灵敏度计算模块33用于根据选定的所述振荡模式的特征根变化量，以及所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的各个参数变化量，计算各个所述震荡模式对应的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数灵敏度；所述参数调节模块34用于根据各个所述参数灵敏度的大小指示，有目的、有方向地调节对应的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的对应参数。

在本实施方式中，所述特征根计算模块31包括以下子模块：

用于从所述互联电力系统的潮流计算程序的系统数据文件dat和暂态稳定分析数据文件swi中读取所述互联电力系统的原始潮流数据的模块，其中，所述原始潮流数据反应所述互联电力系统结构和运行工况；

用于从所述潮流计算程序的潮流计算结果文件pfo中读取所述互联电力系统各个振荡模式的潮流计算结果数据的模块；

以及，用于根据所述原始潮流数据和所述潮流计算结果数据计算所述电力系统的特征根的模块。

进一步地，所述特征根计算模块31还包括：用于根据所述互联电力系统的规模大小，分别选用关键特征根算法或者全特征根算法计算所述互联电力系统的所述振荡模式的特征根的模块，对于规模较大的互联电力系统，采用IRA关键特征根算法；而对于规模较小的互联电力系统则采用QR全特征根算法。

通过分析所述互联电力系统的规模大小，分别选择适当的特征根算法，可以提高所述特征根计算模块的计算效率，从而提高整个所述互联电力系统的稳定控制系统的控制效率。

所述振荡模式分析模块32从所述特征根计算模块31获得所述互联电力系统各个振荡模式的特征根。所述特征根为：λ＝σ+jω，其中，每个所述特征根分别对应一个振荡模式，σ是所述特征根的实部，即对应振荡模式的阻尼比；ω是所述特征根的虚部，与对应振荡模式的频率成正比。

所述振荡模式分析模块32将所述特征根的实部与预定值相比较，选出弱阻尼的振荡模式，其中，所述预定值可以根据行业标准或者电网的实际运行需要设定，通常要求阻尼比应不小于0.1。

如果所述振荡模式分析模块32判断所述振荡模式的阻尼比大于所述预定值，则不调整对应的所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的特征参数。

进一步地，所述振荡模式分析模块32还可以根据所述互联电力系统的电网结构去选定重点分析的振荡模式，例如，可以根据所述特征根对应的振荡模式的发生区域在所述互联电力系统中的作用或者保护优先级，来确定其是否重点分析的振荡模式。在本实施方式中，所述振荡模式分析模块32可以优选设置选择机群内、机组和电厂局部有关的振荡模式，优先增强这些振荡模式的阻尼。

所述振荡模式分析模块32同时选定与所述振荡模式相关的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统。

在本实施方式中，所述参数灵敏度计算模块33按照以下公式计算各个所述震荡模式的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数灵敏度：

$S_{\mathrm{RRSC}}=\mathrm{Re}\left\{\frac{\partial \lambda }{\partial \alpha }\right\};$

其中，S_RRSC为所述振荡模式的相关高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数灵敏度的实部；λ为所述振荡模式的特征根；α为相关高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数，所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数可以是相位补偿环节时间常数Ti和放大倍数Kp。

在一个优选实施例中，所述参数灵敏度计算模块33同时计算并输出一个低频振荡模式对所有选定的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统参数的灵敏度；并将所述振荡模式和多个所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数灵敏度组成矩阵输出，作为所述互联电力系统中的高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统参数优化的根据。

所述参数调节模块34在调节所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数时，如果所述参数灵敏度的实部大于0，则减小对应的所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数取值；如果所述参数灵敏度的实部小于0，则增大对应的所述参数取值。

本发明针对的所述互联电力系统中高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的控制系统分别计算所述互联电力系统各个所述振荡模式的特征根，分析各个所述振荡模式的参数灵敏度来进行所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数调节，使所述互联电力系统各个电力系统稳定器和高压直流输电附加控制系统相配合工作，抑制低频振荡。

如果所述振荡模式分析模块32判断所述互联电力系统的所有振荡模式的阻尼比都大于所述预定值，则认为所有振荡模式的阻尼比都符合要求，结束对所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数的调整。

与现有技术相比较，本发明的互联电力系统的稳定控制系统通过读取目前电力系统广泛应用的潮流计算程序(BPA)的系统数据和潮流计算输出，分别计算每个振荡模式的阻尼(特征值实部)对所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的放大倍数和相位补偿环节时间常数的灵敏度指标。通过对比很容易分析得出各PSS附加控制系统和高压直流输电附加控制系统的参数对各个所述振荡模式的阻尼的影响。可以确定调整哪个PSS附加控制系统和高压直流输电附加控制系统的参数对抑制哪个振荡模式最有效。明确了参数如何变化最合适：在所述参数灵敏度大于0时，减小参数可减小特征根实部；在所述参数灵敏度小于0时，加大参数可增大特征根实部，增加该模式的阻尼，有利于平抑振荡。不需要进行机组的电力系统稳定器和高压直流输电附加控制系统的现场整定试验，就可以预知和评估在该点安装电力系统稳定器和高压直流输电附加控制系统是否合适，以及调整参数的效果。这为运行、调度、管理、科研和设计部门提供了研究、设计和改善电网动态稳定的新方法，为从全局角度优化所述电力系统稳定器和高压直流输电附加控制系统的布点方案、设计优化其参数、避免所述电力系统稳定器和高压直流输电附加控制系统在投运和参数整定上的盲目性提供了新的手段，也可以指导现场优化整定试验。

同时，在对大型交直流互联电网进行动态稳定分析时，运用所述高压直流输电附加控制系统和电力系统稳定器附加控制系统的参数灵敏度的分析方法，可以在大量的电力系统稳定器和高压直流输电附加控制系统中，辨明每个PSS和高压直流输电附加控制系统的当前整定效果和进一步的参数优化整定的方向是增大还是减小；避免了在互联电力系统中PSS和高压直流输电附加控制系统参数用近似方法试着凑，无法优化，效果此优彼劣的局面。

以上所述的本发明实施方式，并不构成对本发明保护范围的限定。任何在本发明的精神和原则之内所作的修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的权利要求保护范围之内。