專利名稱：電力系統外網等值模型自動生成方法
技術領域：
本發明屬于電力系統調度自動化技術領域，特別涉及上級電網調度中心實時跟蹤電網運行狀態的變化，為下級電網實時提供外網等值模型。下級電網調度中心利用該等值模型進行自己電網的能量管理和仿真培訓系統的網絡分析計算。
背景技術：
電網是由多個區域電網互聯組成的，是一個整體；而對電網的調度和控制通常是分層的、分散的、分別獨立進行的。各級電網調度中心分別監控屬于自己管轄范圍內的電網并作相應的能量管理系統(EMS)和仿真培訓系統(DTS)的網絡分析計算，如何保證各級電網調度中心對自己管轄區域電網獨立進行的分析計算結果正確，直接影響電網調度決策的正確性，事關重大。
受通訊技術和分布式計算研究進展的限制，各級調度中心以往的做法是，基于某一典型運行方式，下級電網離線計算出本區域電網的外網等值模型，供在線使用；甚至更簡單地在自己電網的邊界上掛等值機來代替整個外部電網。實際上，外部電網的運行方式經常變化，采用離線計算的固定的外網等值模型不能反映當時外部電網的變化，不能保證子區域電網EMS/DTS網絡分析計算結果的正確性。
另外，由于電網是互聯為一體的，發生在外部電網中的故障可能會影響到本區域電網，事故會在區域之間的擴散，目前的離線等值的做法無法分析計算這種情況。
在電力市場環境下，各個區域電網因競爭需要，通常要保護自己電網的信息，每個區域電網要獲取全網信息是不可能的。在只有局部信息情況下，如何保證自己電網獨立進行的計算和全網計算兩者結果一致，是一個現實的技術問題。也是本發明要解決的問題。
為了提高下級電網對自己電網獨立進行計算的精度，需要對外部系統進行等值處理。為此，國際上曾提出過一些外網等值方法，其中典型的方法都是從WARD等值發展出來的。由于常規WARD等值方法需要假定外部系統注入電流不變，但在實際電力系統中這個假設條件不能成立，因此，常規WARD等值的精度不高。于是，人們提出了各種改進的方法，比較成功的是《電力系統安全分析的一種擴展WARD等值方法》(K.L.Lo，L.J.Peng，J.F.Macqueen.An extended Ward equivalent approach for power system security assessment.Electric Power Systems Research，1997，42181-188)描述的擴展WARD等值方法，其步驟是1)在自己電網側建立自己電網的外部電網模型。
2)不計外部系統對地支路，用Gauss消去法消去所有外部節點，進而求出邊界節點間的所有等值支路，這些支路作為外網等值模型中邊界節點之間的串聯支路。根據邊界匹配原則計算邊界等值注入；3)從原外網導納陣(包括外網并聯支路)開始，將所有外部PV節點接地，利用Gauss消去法消去所有外部節點，然后將各邊界節點的對角元和非對角元相加，取其負虛部，即得到各擴展支路的導納值。這些支路作為外網等值模型中的接地支路。
4)在各邊界節點處增加虛構的PV節點，規定虛構的PV節點處有功注入為0，電壓等于邊界節點電壓初值。
以上模型是在下級電網離線進行的，不能及時反映外部電網中網絡結構的實時變化；另一方面，外部電網中的某些重要部分對內部電網影響較大，全部等值掉會對計算結果產生負面影響。
由于外網中的部分電網對內網中的擾動影響較大，為了進一步提高內網開斷計算的精度，可以在Gauss消去時保留部分緩沖網。
以上方法都是在下級電網調度中心離線建立自己電網的外網等值模型的，受當時控制中心之間網絡通信技術的限制，這些做法沒有多控制中心之間的等值網絡模型的交換，也沒有多控制中心之間的實時數據交換，不能及時反映外部電網發生的各種變化，因此，等值誤差很大。
為了真實反映電網實時發生的變化，本申請發明人張海波，張伯明在《廣東省地區電網外網等值自動生成系統設計》(電力系統自動化，200428(20)77-79)中提出了在省級電網調度中心實現地區電網的外網等值的必要性，并對廣東電網的實際情況進行了描述，但是，沒有對外網等值自動生成方法進行描述，也沒有給出實現細節。
本發明的主要內容體現在發明人研究生張海波(導師張伯明，副導師孫宏斌)的博士論文《電力系統多控制中心之間分解協調計算模式的研究》(清華大學博士論文，2005年6月)中。

發明內容
本發明的目的是為了克服過去在區域電網調度中心離線進行外網等值不能反映外部電網運行方式的實時變化，造成等值精度不高的缺點。利用當前電網多調度中心之間已經建成的高速數據通信網，由各個下級電網調度中心向上級電網調度中心傳送實時數據，由上級電網調度中心匯總數據后，進行上級電網的狀態估計和潮流計算，基于此，上級電網調度中心自動生成各個下級電網的外網等值模型和相應的實時潮流數據，并將這些數據下發到相應的下級電網調度中心。下級電網將接收到的自己電網的外網等值模型貼到自己電網的詳細模型上，并將接收到等值潮流數據和下級電網的潮流數據相匹配，最后在該電網模型上進行自己電網的EMS/DTS網絡分析計算。本發明的效果是，下級電網使用的是實時反映當時電網情況的外網等值模型和數據，使得在各個下級電網調度中心進行的EMS/DTS網絡分析計算結果真實地反映當時電網的情況，計算精度大大提高。
該方法是在電網調度中心能量管理計算機系統中實現的，所述方法依次含有以下步驟步驟1下級電網調度中心確定自己電網的內部網絡范圍、自己電網和包括上級電網在內的外部電網的邊界以及需要保留的自己和外部電網之間的聯絡線，并通過遠程數據通信網將這些數據匯報給上級電網調度中心的能量管理計算機系統作為初始化條件使用；步驟2各個下級電網調度中心的能量管理計算機系統采集實時信息，并通過遠程數據網把各自的實時遙測遙信數據傳送給所述上級電網調度中心能量管理計算機系統；步驟3所述上級電網調度中心能量管理計算機系統收到步驟2所發來的數據后，依次按以下步驟進行第3.1步該上級電網調度中心能量管理計算機系統進行全網的狀態估計和潮流計算；第3.2步該上級電網調度中心能量管理計算機系統根據步驟1界定的范圍，按以下步驟確定需要保留的外部緩沖網，步驟如下第3.2.1步對于原來是閉合的聯絡線，用k-l表示，計算該聯絡線有功潮流相對于用節點p表示的外網發電機或負荷節點的有功功率變化的分布因子G(k-l.p)＝(Akp-Alp)/xkl，其中，xkl為該聯絡線k-l的電抗，k-l表示從節點k至節點l的聯絡線，下標k、l分別表示聯絡線兩端的節點序號，該閉合的聯絡線k-l開斷對外網支路i-j的有功潮流分布因子D(k-l,i-j)=bkl(Aki-Akj-Ali+Ali)1-bij(Aii+Ajj-2Aij),]]>A＝B′-1，B’是用-1/x為支路導納形成的節點導納矩陣，x為該支路的電抗，上標符號“-1”表示矩陣取逆，Aki表示矩陣A的第k行第i列元素，bkl，bij分別為用-1/x表示的支路k-l，i-j的支路導納；對于原來是斷開的聯絡線k-l，如果合上該聯絡線，則外網中線路或變壓器繞組i-j上的有功潮流受影響程度用C(k-l，i-j)＝A(i-j，k-l)/xij，來表示，由此計算斷開的聯絡線k-l合上時線路i-j的有功潮流分布因子C(k-l，i-j)；第3.2.2步對第3.2.1步計算出的分布因子，把超過設定門檻值者對應的線路按其所在廠站進行因子累加，取分布因子之和較大的廠站作為該聯絡線的對應緩沖網廠站；第3.2.3步把計算出的所有聯絡線對應的緩沖網廠站綜合在一起進行調整，構成該地區電網的緩沖網；最終確定廠站規模不大于外網廠站數的一半的緩沖網模型；第3.3步對外網中除了外部緩沖網以外的其余部分網絡進行擴展WARD等值網絡化簡計算，得到各個下級電網調度中心所管轄電網的外網等值模型，該模型按實際設備建模，每條等值支路用兩端連有開關的設備模型描述，用等值開關的開合狀態模擬等值支路的接入和退出，步驟如下第3.3.1步當下級子網數少于15時用導納法對于NXN階有接地支路的節點導納矩陣Y和節點阻抗矩陣Z，把內網節點、邊界節點和要保留的緩沖節點定義為m集，其余節點為r集，總節點數為N，N＝m+r，把Y和Z表示成分塊矩陣的形式有Y=YrrYrmYmrYmm,Z=ZrrZrmZmrZmm,]]>其中，下標r、m分別表示節點導納矩陣Y和節點阻抗矩陣Z中與r集和m集節點相對應的部分；接著，用高斯消去法消去r集的節點，得到Y~mm=Ymm-YmrYrr-1YmrT,]]>然后，去掉m集節點和r集節點之間的支路，m集節點及這些節點之間的支路組成的網絡的節點導納矩陣是Ymm′，外網等值后的節點導納矩陣用Ymm″表示Ymm′′=Y~mm-Ymm′;]]>當下級子網數多于15時用阻抗法首先對所述Zmm求逆，得到 其余步驟與當下級子網數少于15時的相同；Ymm″就是外網等值模型的節點導納矩陣；第3.3.2步根據第3.3.1步得到的外網等值模型的節點導納矩陣Ymm″，計算出按設備建模的外網等值模型中的等值支路的參數值和支路兩端等值開關的開合狀態，以及等值支路上的潮流數據；步驟4判斷是否是首次計算外網等值模型或者是電網拓撲結構發生了變化，如果是，則轉入步驟5否則，轉入步驟7；步驟5該上級電網調度中心的能量管理計算機系統把第3.3步得到的外網等值模型用聯絡線模型連接上虛擬內網廠站模型后，通過遠程數據網傳給下級電網調度中心的能量管理計算機系統；
步驟6下級電網調度中心的能量管理計算機系統在收到用聯絡線模型連接上虛擬內網廠站模型后的外網等值模型后，先去掉下級子網側初始網絡模型中的本地初始外網模型，再去掉該模型中在下發時同時給出的虛擬內網廠站模型，然后再把該下發模型中留下的可用的外網等值模型通過下級子網側的初始網絡模型中的聯絡線模型和所述下級子網側的初始網絡模型中留下的內網模型相連接，實現了把所述外網等值模型和下級電網調度中心的能量管理計算機系統中自己的內部網絡模型合并；步驟7上級電網調度中心的能量管理計算機系統把外網等值實時潮流數據作為緩沖網上的支路潮流量測量，通過遠程數據網實時發送給各下級電網調度中心的能量管理計算機系統；步驟8基于包含最新外網等值模型和最新外網等值實時潮流數據的下級電網模型，下級電網調度中心的能量管理計算機系統計算出自己電網的在線潮流，并用于自己電網后續的各種能量管理系統和仿真培訓系統的網絡分析計算；步驟9按照設定的周期定時執行步驟3-8，或者在網絡結構發生變化時候自動啟動步驟3-8，以自動生成電力系統外網等值模型。
在步驟3形成外網等值模型后，當內部系統因為發電機或負荷開斷而出現有功功率缺額ΔP時，在等值模型邊界節點上有功注入功率會發生變化，需要由外網向內網提供有功功率支援，缺額有功功率ΔP按一個設定的分配系數矢量α＝[α1，α2，…，αg]T(g為系統機組個數)在全系統所有發電機組間進行分配，這時所述邊界節點的有功注入功率變化量為αBeq·ΔP，其中αBeq=αB-BBE′BEE′-1αE,]]>其中，B’是用-1/x為支路導納形成的節點導納矩陣，αB是邊界節點機組的有功功率分配系數矢量，αE是外部節點機組的有功功率分配系數矢量，BBE′是B′矩陣中對應于邊界節點和外部節點的子矩陣，BEE′-1是B′矩陣中對應于外部節點的子矩陣的逆矩陣。
所述的外網等值模型是導納模型或者阻抗模型。
本發明的特點可用圖1解釋。下級電網A，B，C通過聯絡線lAB，lBC和lCA互聯，下級電網A，B，C的調度中心和上級電網調度中心M通過遠程數據通信網交換信息。圖1中下級電網A，B，C的調度中心將各自電網及聯絡線信息傳送到上級電網調度中心M，上級電網調度中心M匯總全網信息后，進行全網狀態估計和潮流計算，然后根據下級電網(例如圖1中的A)的邊界節點和需要保留的聯絡線(例如圖1中的lAB和lCA)，再利用靈敏度確定對下級電網影響大的外部電網的節點，作為下級電網A的緩沖網節點，對其余部分進行擴展WARD等值，計算出下級電網的外網等值模型和相應的潮流數據，并將這些結果下發給下級電網(例如圖2中的A)的調度中心。圖2中下級電網調度中心將接收到的外網等值模型貼加到自己電網模型上，并進行相應的邊界潮流匹配，獲得自己電網的潮流解。在此基礎上進行自己電網的EMS/DTS網絡分析計算。
以往的做法是在下級電網自己的電網處(例如圖1中的A)完成外網等值工作的。其缺點是(1)下級電網離線建立自己電網的外部電網模型，不但初始建模工作量大，外部電網發生變化時還須人工修改外網模型，而且在電力市場環境下，平級的下級電網之間數據并不透明，使得外網模型很難建立；(2)不能實時反映外部電網網絡結構發生的變化，等值效果較差。
本發明所提出的電力系統外網等值自動生成方法與已有的外網等值方法的顯著區別在于1)各個下級電網的外網等值模型不是在下級電網調度中心而是在上級電網調度中心建立的，然后下發到各個下級電網調度中心；2)上級電網調度中心實時接收下級電網調度中心的實時數據，基于此，在上級電網調度中心生成各個下級電網的外網等值模型；每當電網發生網絡結構的變化，本發明的計算流程都要自動啟動，進行上下級電網調度中心之間的數據交換，進行外網模型的更新。這種做法能實時跟蹤當前電網運行情況的變化，真實反映當前電網的運行情況；3)各級電網維護自己電網的網絡模型，上級電網調度中心匯總各個下級電網傳送來的網絡模型和實時數據，完成等值模型的建立，這種模式在現有電網EMS條件下，不需增加額外的工作量，容易被各級電網調度中心接受。


圖13區域互聯電網示意圖，各個下級電網調度中心和上級電網調度中心雙向傳送實時信息。
圖2本發明所提出的上級電網調度中心M為下級電網A做實時外網等值，并將等值信息發送到下級電網A的調度中心。
圖3本發明所提出的電力系統外網等值自動生成方法的步驟框圖。
圖4按實際設備建模的等值模型。
圖5下級電網調度中心側模型合并示意圖。
圖6a)廣東省電網調度中心向深圳地區電網調度中心下發模型數據流程圖；b)廣東省電網調度中心向深圳地區電網調度中心下發模型數據流程的說明。
圖7a)廣東省電網調度中心向深圳地區電網調度中心下發實時數據流程圖；b)廣東省電網調度中心向深圳地區電網調度中心下發實時數據流程圖。
圖8在深圳地區電網處做聯絡線合環操作的電網示意圖。
圖9聯絡線合環操作仿真結果以及現場試驗的結果，圖中的模型_1是在邊界上掛等值機的方法；模型_2是常規Ward等值方法；模型_3是本發明提出的方法；模型_4是全網未簡化方法，它作為比較的標準。白色的棒是仿真計算結果和現場實際操作結果的比較，黑色的棒是仿真結果之間的比較，橫坐標表示不同的仿真模型，縱坐標表示百分比誤差。
具體實施例方式
概括而言，本發明依次含有以下步驟①初始化下級電網調度中心確定自己電網的內部網絡范圍、自己電網和外部電網的邊界以及需要保留的和外部電網之間的聯絡線，并將此結果匯報給上級電網調度中心。此項工作在系統建模初期完成，以后通常不變；②下級電網調度中心采集實時信息，并通過遠程數據通信網將自己的實時遙測遙信數據傳送給上級電網調度中心；③上級電網調度中心收集到數據后，進行全網的狀態估計和潮流計算，在此基礎上，根據以上第①步界定的范圍，通過比較計算的靈敏度和設定的靈敏度門檻值確定需要保留的外部緩沖網，對其余部分進行擴展WARD等值網絡化簡計算，計算出各個下級電網調度中心管轄電網的外網等值模型，并計算出該模型中的等值支路上的潮流數據；④判斷是否是首次計算或者是電網拓撲結構發生了變化，如果是，則需要轉第⑤步；否則，轉第⑦步；⑤將外網等值模型下傳給下級電網調度中心；⑥下級電網調度中心接收到外網等值模型之后，將它和自己的內部網絡模型合并；⑦將外網等值實時潮流數據傳送給下級電網調度中心；⑧基于包含最新外網等值模型和最新外網等值實時潮流數據后的下級電網模型，計算出自己電網的在線潮流，并用于自己電網后續的各種EMS/DTS網絡分析計算。
以上③到⑧步形成一個閉環，按預先指定的周期定時啟動，或者在網絡結構發生變化的時候自動啟動。全部過程自動執行，正常情況下不需人工干預。
以上步驟中，第③步和第⑥步是核心。其中有若干關鍵技術，介紹如下(1)按實際設備建模建立等值網模型為保證外網等值模型和內網的按實際設備建模的模型一致，本發明對外網等值模型也按實際設備建模。如圖4所示。連接邊界節點的等值支路lij及邊界節點與虛擬PV節點間等值支路lim、ljn的等值參數由實時等值計算通過在線匹配給出，并通過連接在兩端的開關的開合決定該支路是投入還是退出。等值開關的狀態由實時等值計算出的參數來決定。
在初始化時裝入固定的按設備建模的外網等值模型，而實時運行時接收外網等值支路上的等值開關狀態及相應的外網等值支路參數；數據量較大的外網等值設備模型數據在相關網絡模型發生變化時才需重傳一次。
圖4的等值機作為PQ節點，虛構PV節點上的發電機為調相機，有功為零，即端電壓不變。
(2)外部網絡的等值方法等值方法為高斯消去法。
對于NXN階有接地支路的節點導納矩陣Y和節點阻抗矩陣Z，將內網節點、邊界節點和要保留的緩沖節點定義為m集，其余節點為r集，有N＝m+r，將Y和Z寫成分塊矩陣的形式有Y=YrrYrmYmrYmm,Z=ZrrZrmZmrZmm---(1)]]>用高斯消去法消去r集的節點，得到Y~mm=Ymm-YmrYrr-1YmrT---(2)]]>去掉m集節點和r集節點之間的聯系，m集節點及節點之間的支路組成的網絡的節點導納矩陣是Ymm′，則 就是等值后的外網等值模型的導納矩陣。
以上是基本等值方法，本發明采用擴展WARD等值方法，除了進行串聯支路的等值之外，還需要進行外網PV節點處理，計算出外網等值模型中的接地支路。從原外網導納陣(包括外網并聯支路)開始，將所有外部PV節點接地，利用Gauss消去法消去所有外部節點，然后將各邊界節點的對角元和非對角元相加，取其負虛部，即得到各擴展支路的導納值。這些支路作為外網等值模型中的接地支路。
當下級子網較多時，例如大于15個，也可用阻抗矩陣求逆法，直接從(1)式中取出Zmm，將其求逆，得到 其余做法相同。用擴展WARD等值時，因為要去掉外網中所有對地支路，使得Z及其子矩陣不可逆，本發明在N個節點中設置一個參考節點s，然后形成N-1階Z矩陣，只要使s在m集之內就能保證Z及其子矩陣可逆；當s不在m集時，可以通過(3)式將參考節點由節點s轉換到m集中的節點k上。
zij′＝zij-zik-zkj+zkk(3)(3)外部網絡發電機的等值有功功率分配方法當內部系統因為發電機或負荷開斷而出現有功功率缺額ΔP時，需要由外部系統向內網提供有功支援，缺額功率ΔP會按一個已知的分配系數矢量α＝[α1，α2，…，αg]T(g為系統機組個數)在全系統所有機組間進行分配，在等值后的網絡中，則體現在邊界節點的有功注入發生變化，變化了αBeq·ΔP。
αBeq=αB-BBE′BEE′-1αE---(4)]]>式中，下標B表示邊界節點集合，E表示外部節點集合，B’是用-1/x為支路導納形成的節點導納矩陣。
(4)緩沖網的選擇方法步驟1對于原來是閉合的聯絡線(k-l)，計算該聯絡線有功潮流相對于外網發電機或負荷節點i有功功率變化的分布因子G(k-l,i)=Aki-Alixkl---(5)]]>以及閉合的聯絡線(k-l)對外網支路(i-j)開斷的分布因子D(k-l,i-j)=bkl(Aki-Akj-Ali+Alj)1-bij(Aii+Ajj-2Aij)---(6)]]>式中A＝B′-1，B’的定義同(4)式；xkl為聯絡線(k-l)的電抗。
對于原來是斷開的聯絡線(k-l)，如果合上該聯絡線，外網中線路或變壓器繞組(i-j)潮流受影響程度可用A(i-j，k-l)/xij(7)來表征，計算出該因子。
步驟2對(5)-(7)計算出的因子，將超過某一設定門檻值者對應的線路按其所在廠站進行因子累加，取分布因子加和較大的廠站作為該聯絡線的對應緩沖網廠站；步驟3將計算出的所有聯絡線對應緩沖網廠站綜合在一起構成該地區的緩沖網；步驟4根據等值邊界節點個數對緩沖網廠站集合進行調整，最終確定廠站規模適中、等值邊界節點個數較少的緩沖網模型，緩沖網的節點數一般不大于外部電網節點數的50％。
(5)下級子網側外網等值模型的合并圖3的第⑥步要求進行外網等值模型的合并，本發明以地區電網之間的聯絡線為基準，進行模型對接，方法如下圖5中圖a)為下級子網側初始網絡模型，其中1區代表內網模型，是詳細模型；2區為本地聯絡線模型，3區為本地初始外網模型；圖b)為由上級電網調度中心下發的外網等值模型，其中4區代表下發時給出的虛擬內網廠站模型，目的是為了保證下發的外網模型的完整性，5區為下發外網模型中的聯絡線模型，這些聯絡線的命名與2區中的本地聯絡線命名一致，6區為可用外網等值模型，一般由緩沖網和等值網模型構成；圖c)為合并后的地區電網計算模型，這個模型是將圖a)和圖b)中的模型分別去掉虛線部分區域后通過聯絡線對接在一起而得到的。
(6)模型數據下發方法以廣東省(上級)電網和深圳地區(下級)電網為例說明。模型數據的具體下發流程如圖6所示。當廣東省網模型發生變化時，首先，由廣東省調EMS系統將用CIM(CommonInformation Model)描述的全省網絡模型以XML(Extended Model Language)文件方式通過局域網FTP發送到外網等值自動生成系統的服務器，服務器自動將新的模型導入，并根據預先設定好的地區電網緩沖網的邊界來計算等值模型，省中調側的CIS(Component InterfaceSpecification)客戶端將等值模型及緩沖網模型通過CIS接口發送至相應地調的CIS服務器，在這個過程中，首先由省調CIS客戶端向地調側CIS服務器提交模型刪除請求，地調側CIS服務器在刪除原實時庫中模型數據的同時，通過事件通知服務來發送刪除事件的通知給本地CIS客戶端執行相關清除操作，如清空SQL數據庫中與外網相關的表單等，省調CIS客戶端在確認服務端模型已經被刪除后，重新向服務端提交模型創建請求，地調側CIS服務器在執行模型創建操作的同時，向本地CIS客戶端發送模型創建事件通知，地調CIS客戶端將CIS服務器中用CIM描述的模型導出，轉換為本地調EMS廠家自身采用的模型格式，并在當地自動將緩沖網等值模型與地調EMS的內網模型合并，作為地調EMS/DTS計算用的新的網絡模型。若根據需求某地調側需要改變它的外網模型設置時，可在省調側通過簡單的界面設置重新設置緩沖網，再按上述方式等值并將等值結果下發至地調。地調依接收到的外網模型實現省、地電網模型的對接。在模型下發的過程中系統會自動記錄需要實時傳送的CIS記錄ID，為實時數據的下發做好準備。
(7)實時數據下發方法實時數據的具體下發流程如圖7所示。實時數據的下發以模型數據為基礎，以周期的CIS更新方式實時下發，下發周期由廣東省調EMS系統控制，數據通道與圖5所示等值模型的數據通道相同，只是數據量要少得多。首先，由廣東省調EMS系統將狀態估計的注入功率結果及開關狀態、變壓器檔位等信息傳送至外網等值服務器，外網等值服務器計算全網潮流及各地調等值模型參數(包括等值線路、變壓器、發電機參數和等值開關狀態)，將這些等值模型的實時信息連同緩沖網上的潮流和開關狀態通過CIS接口發送至地調的CIS服務器，地調CIS服務器在接收到等值外網模型的更新信息后，會發送更新事件通知給本地CIS客戶端，由本地CIS客戶端向服務端查詢更新過的模型數據并按照模型創建時自動生成的映射關系將更新數據導出為本地EMS廠家自己的實時數據格式，供地調狀態估計使用。
實際應用效果為測試本發明的應用效果，做了廣東省電網和深圳電網的現場試驗。如圖8所示，右下角是深圳電網，左上角是深圳電網的外網，即廣東省電網，在聯絡線斷面上有3條聯絡線，由鵬城變電站發出的兩條500kV聯絡線和由公明發出的一條220kV聯絡線(長安-公明線)。在試驗前，(長安-公明)線處于開的位置，當(長安-公明)線合上時，將和由鵬城變電站發出的兩條500kV聯絡線形成電磁環網，產生較大的環流。如果沒有廣東省調和深圳地調之間的分解協調計算和數據交換，沒有實時在線生成的外網等值模型，深圳地調側的合環潮流的誤差會很大。采用了本發明的外網等值自動生成方法，深圳電網的EMS/DTS網絡分析計算準確性大大提高了。
參加比較的模型有4個模型_1在邊界上掛等值機模型的方法；模型_2常規Ward等值模型方法；模型_3本發明提出的方法；模型_4全網未簡化方法。
本試驗分兩方面(1)考查本發明的外網等值模型自動生成方法和全網統一計算模式兩者的誤差。
本試驗中，模型4是全網統一計算模式，作為比較的標準。圖9中的黑色棒是和全網統一計算相比較的仿真試驗結果。上圖a)為有功潮流誤差，下圖b)為無功潮流誤差。可見模型1誤差極大，模型2次之，本發明的模型3誤差很小。
(2)考查本發明的外網等值模型自動生成方法和現場實際操作兩者結果的誤差。
本試驗將該(長安-公明)線合上，操作前模擬計算的斷面時間是(2004-10-18，13:55:41)，操作后潮流實際測量的斷面時間是(2004-10-18，13:59:03)。圖9的白色棒是試驗結果。上圖為有功潮流誤差，下圖為無功潮流誤差。同樣，本發明的模型3誤差很小，和實際操作結果比較，誤差不大于2％。
權利要求
1.電力系統外網等值模型自動生成方法，其特征在于，該方法是在電網調度中心能量管理計算機系統中實現的，所述方法依次含有以下步驟步驟1下級電網調度中心確定自己電網的內部網絡范圍、自己電網和包括上級電網在內的外部電網的邊界以及需要保留的自己和外部電網之間的聯絡線，并通過遠程數據通信網將這些數據匯報給上級電網調度中心的能量管理計算機系統作為初始化條件使用；步驟2各個下級電網調度中心的能量管理計算機系統采集實時信息，并通過遠程數據網把各自的實時遙測遙信數據傳送給所述上級電網調度中心能量管理計算機系統；步驟3所述上級電網調度中心能量管理計算機系統收到步驟2所發來的數據后，依次按以下步驟進行第3.1步該上級電網調度中心能量管理計算機系統進行全網的狀態估計和潮流計算；第3.2步該上級電網調度中心能量管理計算機系統根據步驟1界定的范圍，按以下步驟確定需要保留的外部緩沖網，步驟如下第3.2.1步對于原來是閉合的聯絡線，用k-l表示，計算該聯絡線有功潮流相對于用節點p表示的外網發電機或負荷節點的有功功率變化的分布因子G(k-l，p)＝(Akp-Alp)/xkl，其中，xkl為該聯絡線k-l的電抗，k-l表示從節點k至節點l的聯絡線，下標k、l分別表示聯絡線兩端的節點序號，該閉合的聯絡線k-l開斷對外網支路i-j的有功潮流分布因子D(k-l,i-j)=bkl(Aki-Akj-Ali+Ali)1-bij(Aii+Ajj-2Aij),]]>A＝B′-1，B’是用-1/x為支路導納形成的節點導納矩陣，x為該支路的電抗，上標符號“-1”表示矩陣取逆，Aki表示矩陣A的第k行第i列元素，bkl，bij分別為用-1/x表示的支路k-l，i-j的支路導納；對于原來是斷開的聯絡線k-l，如果合上該聯絡線，則外網中線路或變壓器繞組i-j上的有功潮流受影響程度用C(k-l，i-j)＝A(i-j，k-l)/xij，來表示，由此計算斷開的聯絡線k-l合上時線路i-j的有功潮流分布因子C(k-l，i-j)；第3.2.2步對第3.2.1步計算出的分布因子，把超過設定門檻值者對應的線路按其所在廠站進行因子累加，取分布因子之和較大的廠站作為該聯絡線的對應緩沖網廠站；第3.2.3步把計算出的所有聯絡線對應的緩沖網廠站綜合在一起進行調整，構成該地區電網的緩沖網；最終確定廠站規模不大于外網廠站數的一半的緩沖網模型；第3.3步對外網中除了外部緩沖網以外的其余部分網絡進行擴展WARD等值網絡化簡計算，得到各個下級電網調度中心所管轄電網的外網等值模型，該模型按實際設備建模，每條等值支路用兩端連有開關的設備模型描述，用等值開關的開合狀態模擬等值支路的接入和退出，步驟如下第3.3.1步當下級子網數少于15時用導納法對于NXN階有接地支路的節點導納矩陣Y和節點阻抗矩陣Z，把內網節點、邊界節點和要保留的緩沖節點定義為m集，其余節點為r集，總節點數為N，N＝m+r，把Y和Z表示成分塊矩陣的形式有Y=YrrYrmYmrYmm,Z=ZrrZrmZmrZmm,]]>其中，下標r、m分別表示節點導納矩陣Y和節點阻抗矩陣Z中與r集和m集節點相對應的部分；接著，用高斯消去法消去r集的節點，得到Y~mm=Ymm-YmrYrr-1YmrT,]]>然后，去掉m集節點和r集節點之間的支路，m集節點及這些節點之間的支路組成的網絡的節點導納矩陣是Ymm′，外網等值后的節點導納矩陣用Ymm″表示Ymm′′=Y~mm-Ymm′;]]>當下級子網數多于15時用阻抗法首先對所述Zmm求逆，得到 其余步驟與當下級子網數少于15時的相同；Ymm″就是外網等值模型的節點導納矩陣；第3.3.2步根據第3.3.1步得到的外網等值模型的節點導納矩陣Ymm″，計算出按設備建模的外網等值模型中的等值支路的參數值和支路兩端等值開關的開合狀態，以及等值支路上的潮流數據；步驟4判斷是否是首次計算外網等值模型或者是電網拓撲結構發生了變化，如果是，則轉入步驟5；否則，轉入步驟7；步驟5該上級電網調度中心的能量管理計算機系統把第3.3步得到的外網等值模型用聯絡線模型連接上虛擬內網廠站模型后，通過遠程數據網傳給下級電網調度中心的能量管理計算機系統；步驟6下級電網調度中心的能量管理計算機系統在收到用聯絡線模型連接上虛擬內網廠站模型后的外網等值模型后，先去掉下級子網側初始網絡模型中的本地初始外網模型，再去掉該模型中在下發時同時給出的虛擬內網廠站模型，然后再把該下發模型中留下的可用的外網等值模型通過下級子網側的初始網絡模型中的聯絡線模型和所述下級子網側的初始網絡模型中留下的內網模型相連接，實現了把所述外網等值模型和下級電網調度中心的能量管理計算機系統中自己的內部網絡模型合并；步驟7上級電網調度中心的能量管理計算機系統把外網等值實時潮流數據作為緩沖網上的支路潮流量測量，通過遠程數據網實時發送給各下級電網調度中心的能量管理計算機系統；步驟8基于包含最新外網等值模型和最新外網等值實時潮流數據的下級電網模型，下級電網調度中心的能量管理計算機系統計算出自己電網的在線潮流，并用于自己電網后續的各種能量管理系統和仿真培訓系統的網絡分析計算；步驟9按照設定的周期定時執行步驟3-8，或者在網絡結構發生變化時候自動啟動步驟3-8，以自動生成電力系統外網等值模型。
2.根據權利要求1所述的電力系統外網等值模型自動生成方法，其特征在于在步驟3形成外網等值模型后，當內部系統因為發電機或負荷開斷而出現有功功率缺額ΔP時，在等值模型邊界節點上有功注入功率會發生變化，需要由外網向內網提供有功功率支援，缺額有功功率ΔP按一個設定的分配系數矢量α＝[α1，α2，…，αg]T(g為系統機組個數)在全系統所有發電機組間進行分配，這時所述邊界節點的有功注入功率變化量為αBeq· ΔP，其中αBeq=αB-BBE′BEE′-1αE,]]>其中，B’是用-1/x為支路導納形成的節點導納矩陣，αB是邊界節點機組的有功功率分配系數矢量，αE是外部節點機組的有功功率分配系數矢量，BBE′是B′矩陣中對應于邊界節點和外部節點的子矩陣，BEE′-1是B′矩陣中對應于外部節點的子矩陣的逆矩陣。
3.根據權利要求1所述的電力系統外網等值模型自動生成方法，其特征在于所述的外網等值模型是導納模型或者阻抗模型。
全文摘要
本發明屬于電力系統調度自動化領域，其特征在于包括以下步驟下級電網調度中心向上級電網調度中心傳送實時數據；上級電網調度中心收集到實時數據后進行全網的潮流計算，并為各個下級電網計算它們的實時外網等值模型，然后通過遠程數據網將外網等值模型傳送到下級電網調度中心。下級電網調度中心將接收到的自己電網的外網等值模型和自己的內部電網詳細模型合并，在此基礎上進行下級電網的能量管理系統和仿真培訓系統的網絡分析計算。本系統周期啟動或者網絡結構發生變化時自動啟動。本發明中采用保留緩沖網的擴展WARD等值法，緩沖網由人工指定或通過本發明提出的基于靈敏度的方法自動生成。本發明對提高電網安全經濟運行將發揮重要作用。
文檔編號G06F17/00GK1763782SQ200510086549
公開日2006年4月26日 申請日期2005年9月30日 優先權日2005年9月30日
發明者張伯明, 孫宏斌, 吳文傳, 張海波 申請人:清華大學