暂态稳定仿真（通用7篇）
暂态稳定仿真 篇1
0 引言
励磁控制系统的主要任务是维持发电机(或其控制点)在给定电压水平上,提高电力系统运行的稳定性,大型同步发电机励磁控制系统对系统的安全稳定运行影响尤为重要。维持系统在一定的电压水平上有利于提高电力设备运行的安全性和系统运行的经济性,同时励磁控制系统也是改善系统稳定性最为经济有效的途径[1,2,3,4,5,6,7]。
在系统稳定性研究中,要精确仿真同步发电机的行为,励磁系统模型需要足够详细,必须能代表实际励磁设备的性能,同时适用于相应的扰动分析模型。IEEE Std 421.5-1992标准[8]推荐了用于系统稳定性研究的3种励磁系统:直流励磁机励磁系统、交流励磁机励磁系统和静止励磁系统。这里针对其中的交流励磁机励磁系统和静止励磁系统,对相应励磁模型的阶跃响应特性、动态电压调节特性进行了仿真分析[9,10,11,12]。在阶跃响应和动态电压调节特性研究中采用了单机-无穷大网络,系统中发电机采用了汽轮机双轴6阶模型,励磁系统主要考察发电机在额定转速解裂运行方式下的90%额定电压起励特性、10%阶跃响应特性和在并网额定运行方式下三相短路故障后的动态电压调节特性[13,14,15,16]。
1 交流励磁机励磁模型与静止励磁模型的概述
交流励磁机励磁系统主要包括AC1~AC66种模型,而静止励磁系统主要包括ST1、ST2、ST33种模型[8,17]。
AC1模型用于模拟无刷励磁系统或三机励磁系统,系统包括用于控制发电机励磁的交流励磁机-不控整流桥,交流励磁机的励磁调节器电源不受系统暂态行为的影响,可以是厂用交流电或交流永磁副励磁机或自励恒压的交流副励磁机。
AC2模型用于模拟具有高起始响应的无刷励磁系统,我国的300 MW和600 MW汽轮发电机组励磁系统使用的就是这项技术。系统包括用于控制发电机励磁的交流励磁机-不控整流桥,交流励磁机的励磁调节器电源不受系统暂态行为的影响。
AC3与AC1、AC2模型不同的是励磁调节器电源取自交流励磁机的机端。
AC4用于模拟由自励恒压交流励磁机供电的全控整流桥励磁系统或旋转晶闸管励磁系统。自励恒压交流励磁机的机端电压用另外一个电压调节器维持在给定水平,并配有辅助的起励电源,在忽略自励恒压调节动态的前提下,交流励磁机可等同于一个他励电压源。
AC5模型是用于模拟小型无刷励磁系统的简化模型,励磁调节器电源取自永磁副励磁机机端,不受系统扰动的影响。
AC6模型用于模拟交流励磁机-静止二极管整流系统,其励磁调节器由系统供电,励磁电压输出受发电机端电压影响。
ST1模型用于模拟电压源-可控整流桥励磁系统,电压源可以是系统电压或厂用电压源,发电机定子通过励磁变压器供给励磁整流装置励磁功率,励磁系统输出与发电机端电压成正比。
ST2模型用于模拟饱和电流变压器SCPT(Saturable Current Potential Transformer)型磁耦合相补偿励磁变压器式静止励磁系统,其励磁电源为发电机端电压和定子电流,2个电源通过各自的激磁线圈在相补偿励磁变压器SCPT上进行向量迭加,将合成能量作为不控整流系统的整流电源。
ST3模型用于模拟磁耦合相补偿励磁变压器式静止励磁系统或类似励磁系统,其励磁电源可以取自发电机端,也可以用电机内绕组的电压源,有些设计中利用机端发电电压和电流的复合功率源。
2 阶跃响应特性
图1所示为一个单机-无穷大系统的网络结构。图中G为发电机,AVR为励磁调节器,QFG为发电机开关,发电机经△/Y变压器T1连接双回输电线路L1、L2,再通过变压器T2与无穷大母线相连,QF1、QF2为线路L2的断路器开关,P为系统网络的故障点,由故障等效电阻Rs、Rg组合可模拟出单相、两相或三相短路故障。
2.1 90%额定电压起励特性
在图1系统中,跳开发电机开关QFG,将发电机转速调至额定,在励磁设定值为90%额定电压条件下投励升压,可进行90%额定电压起励仿真模拟。图2为AC1~AC6交流励磁模型和ST1~ST3静止励磁模型的90%额定电压起励特性仿真曲线(图中,1为励磁电压,2为机端电压,3为励磁电流,图3、4同)。
在图2中,AC模型较ST模型有较短的起励时间,但普遍存在较大的超调;AC1、AC3、AC6模型的励磁电压顶值较高,其中AC3模型调节时间较长,AC6模型调节时间较短;AC2、AC4、AC5模型的起励特性曲线比较接近,励磁电压顶值都不太高,AC2、AC4模型的励磁电压上升速度很快;在交流励磁模型中,AC3模型调节时间最长,AC6模型调节时间最短。静止励磁系统起励时间较长,其中ST1、ST2模型励磁调节特性比较接近,超调量很小、调节时间很短,ST2模型超调较大且调节时间较长。
2.2 10%阶跃响应特性
在图1系统中,跳开发电机开关QFG,发电机转速为额定,投励升压至90%额定电压后,待各电气变量进入稳态,将励磁设定值设置为额定电压,可进行10%阶跃响应模拟。图3为AC1~AC6交流励磁模型和ST1~ST3静止励磁模型的10%阶跃响应特性仿真曲线。
在图3中,AC1、AC5、AC6模型的阶跃特性较接近,励磁电压对机端电压的控制较为灵敏,但存在多次摆动,其中AC6模型最为灵敏;AC2、AC3、AC4、ST2模型的阶跃特性比较接近,调节时间较长,其中AC3、ST2模型可能存在较长时间的超调;ST1、ST3模型阶跃特性比较接近,控制最为灵敏且调节时间最短。
3 动态电压调节特性
在图1系统中,合发电机开关QFG,使发电机处于并网运行状态,调节励磁电压和有功出力,使发电机运行处于额定状态,在单机-无穷大网络的线路L2的P点进行三相短路扰动设置,扰动时间为0.1 s,之后断路器QF1、QF2动作,线路L2切除,之后,系统采用单回线运行方式,在此,可考察各种励磁模型的动态电压调节特性。图4为AC1~AC6模型、ST1~ST3模型的动态电压调节特性曲线。
在图4所示的动态电压调节特性曲线中,AC3、AC4、ST2模型在故障扰动期间表现出了较好的强励特性;AC1、AC2等模型考虑了励磁电流对励磁机电压的去磁效应,在故障扰动期间,励磁电流随着发电机定子电流突变而突变,导致励磁电压在故障扰动期间因励磁电流去磁效应而降低;由于ST1、ST2模型的励磁电压与机端电压成正比,在故障扰动期间励磁电压会随机端电压成比例降低,在扰动切除后这2种模型会迅速强励。
4 励磁系统的强励特性
励磁系统在扰动期间和扰动切除后的强励性能将影响系统的稳定性。
对于送端类型的子区域系统,如果影响区域子系统输送功率极限的主要因素为子系统与主系统间的联络线故障,则改善励磁系统的强励性能可提高区域子系统的极限输送功率。
影响励磁控制系统强励性能的主要因素有:励磁系统的强励顶值倍数、励磁系统电压响应比和励磁系统强励倍数的利用程度。励磁系统的强励顶值倍数主要与交流励磁系统的励磁机顶值电压或静止励磁系统的励磁变压器变比有关;励磁系统的电压响应比主要与励磁系统的类型、控制规律和控制参数有关;励磁系统强励倍数的利用程度主要与励磁系统的开环增益和强励时间限制有关。
5 结论
电力系统的安全稳定分析要考察全系统的运行状态与稳定特性,与系统内各元件的运行状态和动态特性相关,励磁系统的调节特性对系统稳定性有重要影响;励磁系统的设计要考虑励磁元件和参数对系统稳定性的影响。所作研究可为上述工作提供参考。
摘要：在电力系统运行中,发电机励磁系统的电压调节特性和强励性能对整个系统的稳定运行有重要影响,为深入认识该特性和与之相关的影响因素,以IEEE Std 421.5-1992标准推荐的交流励磁机励磁系统和静止励磁系统为基础,构建了单机-无穷大网络数值模型和励磁控制数值模型,交流励磁机励磁系统主要包括AC1～AC6 6种模型,静止励磁系统主要包括ST1～ST3 3种模型。励磁系统主要考察发电机在额定转速解裂运行方式下的90%额定电压起励特性、10%阶跃响应特性和在并网额定运行方式下三相短路故障后的励磁电压动态调节特性,比较了不同励磁模型在相同工况下的控制品质和对系统稳定运行的影响,分析了励磁强励特性的影响因素。
关键词：电力系统,发电机,励磁模型,电力系统仿真
暂态稳定仿真 篇2
为了保证仿真结果的精度, 需要对所用模型的可信度和精度进行分析研究[3]。本文利用量化方法[4]研究了发电机建模中转速的相关简化处理对暂态稳定性的影响[5], 并据此提出电力系统暂态仿真计算中相关发电机模型选取的建议。
1 发电机模型中对转速的处理
考虑电磁暂态的发电机模型可达8阶, 实际计算中常根据所研究的问题进行适当简化。d轴和q轴的电压方程为:
由于与网络有关的暂态衰减很快, 机电暂态稳定的研究往往忽略网络的暂态, 包括忽略定子暂态。变压器电动势ψd·、ψq·相对于速度电动势ωψq、ωψd可以忽略不计, 即假定ψd·=ψq·=0。通常还假定电压方程中转速的标幺值为1.0, 即认为暂态过程中转速变化对电压没有显著影响, 这个假设抵消了在低频振荡的研究中忽略ψd·、ψq·带来的影响。在上述2个假定条件下, 定子电压方程被简化为:
发电机机端电磁功率为:
气隙电磁转矩Te与气隙电磁功率Pe的关系为:
假定整个暂态过程中ω=1, 则有:
发电机模型的定子电压方程和转矩方程对转速有4种处理方式: (1) 两者都不考虑转速影响, 见式 (5) , 这是机电暂态仿真程序最常用的方式; (2) 仅定子电压方程考虑转速影响, 见式 (6) ; (3) 仅转矩方程考虑转速影响, 见式 (7) ; (4) 两者都考虑转速影响, 见式 (8) 。
但是, 并没有文献对这些简化的影响做过具体的分析和比较。显然, 这与缺乏可靠的量化分析方法有关。
2 发电机实用模型
2.1 次暂态模型
当对电力系统暂态计算的精度要求较高且相关数据较准确时, 可采用次暂态模型。它计及阻尼绕组D、Q、g和励磁绕组f的暂态, 忽略了定子绕组的暂态, 为6阶模型。该模型比较适合于描述实心转子和汽轮机。如再忽略q轴的阻尼绕组g, 则为5阶模型, 适合于描述水轮机。
2.2 暂态模型
如果忽略定子绕组的暂态及阻尼绕组D、Q的作用, 只计及励磁绕组f和阻尼绕组g的暂态, 就构成4阶的暂态模型。该4阶模型比较适合模拟汽轮机;不考虑绕组g时简化为3阶模型, 比较适合模拟水轮机。暂态模型简单而仍能计算励磁系统动态, 故广泛地用于精度要求不太高, 但需计及转子绕组和励磁系统暂态的分析中。
2.3 2阶模型
在暂态模型基础上, 进一步忽略阻尼绕组g和励磁绕组f暂态, 得到只计及转子动态的2阶模型。2阶模型简单, 而且近似计及了励磁系统的作用, 故广泛用于精度要求不高的大规模电力系统分析计算。对发电机阻尼绕组和励磁绕组的不同处理方式形成了上述不同模型。其中任何一种模型都可以分别和式 (5) 、式 (6) 、式 (7) 或式 (8) 结合, 得到各种对应的简化模型。
3 仿真计算分析
FASTEST是依据扩展等面积准则 (EEAC) 开发的新一代的暂态稳定量化分析工具, 允许用户选择发电机定子方程和转矩方程与转速的关联形式, 自动给出稳定裕度和故障临界清除时间 (CCT, 记为tCCT) 。限于篇幅, 下面仅给出3个系统, 即2机4节点系统 (表1) 、IEEE14节点系统 (表2) 和福建系统 (表3) 的比较结果。其中, tCCT1表示定子电压方程和转矩方程都不考虑转速影响时的结果, 取其作为基准值。tCCT2 (仅电压方程考虑转速影响) , tCCT3 (仅转矩方程考虑转速影响) 和tCCT4 (定子电压方程和转矩方程都考虑转速影响) 都用百分数表示其相对于tCCT1的变化。
式中, i=1, 2, 3, 4。
综合上述及其他大量算例, 转速简化处理对暂态稳定仿真结果的影响归纳如下:
(1) 绝大多数情况下, 忽略转速影响所得到的CCT偏小, 稳定性评估偏保守。
(2) 大多数情况下, 转矩方程中的转速因素对暂态稳定性的影响远大于电压方程中的转速因素的影响;但当发电机采用次暂态模型时, 相当一部分算例中其影响相反。
(3) 转矩方程中的转速因素对暂态稳定性的影响程度与发电机模型的关系不大, 而电压方程中的转速因素的相对影响则与发电机模型关系较密切:在2阶模型和暂态模型下几乎没有影响, 次暂态模型下的影响相对较大。
(4) 当考虑电压方程中转速影响时求得的CCT反而较小, 表现出其影响暂态稳定性的复杂性。
(5) 算例中转速因素对CCT的影响最大者为0.067 6 s (18.16%) 。
(6) 同一系统, 转速因素对暂态稳定影响的程度随故障的不同而不同。
4 结语
大区互联和远距离重负荷输电使得电力系统安全稳定裕度变小, 对电力系统数字仿真的准确度提出更高的要求。忽略发电机模型中的转速因素会影响数值仿真的结果, 特别是在采用次暂态模型的情况下可能导致较大的偏差。如果由于精度要求高而要采用次暂态模型, 则不但应该保证参数的准确性, 同时必须考虑转速对电压方程和转矩方程的影响。当发电机采用暂态模型或2阶模型时, 不必考虑转速对定子电压的影响;但为了提高仿真精度, 可以考虑转速对转矩方程的影响。
参考文献
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[3]贺仁睦.电力系统动态仿真准确度的探究.电网技术, 2002, 24 (12)
[4]薛禹胜.运动稳定性量化理论——非自治非线性多刚体系统的稳定性分析.南京:江苏科学技术出版社, 1999
暂态稳定仿真 篇3
电力系统的安全供电对于社会生活和经济发展都是至关重要的，而稳定性又是电力系统安全运行的关键。为了防止事故的发生，电网采取了各种措施，如快速保护、自动重合闸、远程切机切负荷等，而这些都必须建立在对系统有很好的稳定分析的基础上。
电力系统暂态稳定性分析目前主要采用三种方法，即时域仿真法（又称逐步积分法）、直接法（又称暂态能量函数法）及将两者结合起来的混合法[1]。
时域仿真法由于直观性，可适用于有几百台机组、几千条线路、几千条母线的大系统，可适应各种不同的元件模型和系统故障及操作，因而得到了广泛的应用[2]。随着计算机技术的发展，利用计算机仿真研究电力系统稳定性的技术已日趋成熟。目前已经有许多商业性的程序相继问世，比如我国电力科学研究院编制的“交直流电力系统综合计算”程序、BPA开发的暂态稳定分析程序、加拿大IREQ的暂态稳定程序、PTI开发的PSSE, 及德国的VISTA程序等。
本文应用目前在稳定分析领域使用比较广泛的软件——PSD-BPA潮流及暂态稳定程序，对一个典型的4机11节点系统运用时域仿真法进行仿真，模拟不同的故障切除时间下系统的机电暂态过程，并得到不同的仿真结果曲线，根据结果对比判别系统的暂态稳定性，并利用二分法原理找出此故障时系统的临界稳定点，同时采取相应的有效的措施提高系统暂态稳定性[3][4]。
2 系统模型及算法
2.1 数学模型
本算例采用经典4机11节点系统，如图1所示。
本系统中发电机模型均采用经典二阶模型，暂态电抗后的暂态电动势恒定；忽略原动机及调速系统的动态，设机械功率为定常数。网络采用线性模型，用节点导纳矩阵表示，负荷采用恒定阻抗模型，并将负荷阻抗以及发电机暂态阻抗都追加到节点导纳阵中，修正网络节点导纳阵方程。
根据上述的模型和假设系统可由以下几个方程来描述[5]：
发电机定子电压方程：
发电机转子运动方程：
修正网络方程：
2.2 计算流程
运用时域仿真法对电力系统暂态稳定性分析的流程如图2所示。首先输入原始数据，包括系统元件模型、参数、网络拓扑信息、稳定分析要求（如计算步长、仿真总时间等等）、打印输出要求，另外还应输入暂态分析时的初始稳态工况，一般为潮流计算结果。然后根据潮流及原始数据计算各代数量变化和状态量变化的初值。根据网络元件参数及网络拓扑关系形成网络稳态工况下的节点导纳矩阵，并将节点负荷等值导纳和发电机内部暂态导纳并入导纳阵中。将时钟指针tn置零，根据扰动过程参数，判别当前时刻有无扰动发生。若有，则要根据扰动参数修改导纳阵及微分方程，并设tn时刻状态量不突变，根据扰动后系统代数方程计算tn+时刻的代数量，作为tn+～tn+1时步的初值；若无扰动则作tn+～tn+1时段计算，求取tn+1时刻系统的状态量和代数量。若需继续仿真则更新时标转入下一步计算。
程序中网络方程解法主要采用三角分解法或牛顿法对系统网络以及稳态的发电机、负荷等构成的稳态代数方程进行求解。一般程序缺省采用三角分解迭代法解代数方程。常微分方程的解法主要应用隐式梯形积分法对系统构成的微分方程进行差分化，再用差分方程与网络方程交替求解[6]。
3 算例仿真及分析
在系统稳态运行的情况下，时刻，在母线8至母线10之间的线路1上发生三相短路故障，通过控制改变线路故障切除时间，做出系统在故障发生时刻起的300周波内系统中发电机的功角、母线电压及系统频率的变化曲线。利用二分法原理逐步逼近，最后得到满足精度要求的临界切除时间。
从图3中可以看出在故障发生后t=2T及t=2.9T时刻切除故障，最终发电机间最大角度差趋于一个恒定不变的值，说明系统的发电机在受到扰动后最终能够达到同步运行，系统最小电压在扰动初始时间段里波动较大，随着故障切除能够回到一个较高的水平，而频率曲线最终也达到一个稳定的数值，系统是暂态稳定的。另外上图也表明t=2.9T（蓝色虚线）时刻切除故障系统的振幅明显大于t=2T（黑色实线）时刻切除故障的振幅，故障持续时间越长，系统受到扰动越大。
从图4中可以看出在t=3T时刻切除故障，各发电机间的最大角度差成三角波型振荡且无衰减，发电机之间已经失去同步且无法回到同步状态，同样电压和频率波形也都在振荡，可以判定系统失稳。所以可近似认为本系统中在母线8至母线10之间的线路1上发生三相短路故障时t=2.9T为临界切除时间。
实际中往往由于各种条件限制无法保证在极限时间内切除故障，需要采取其它措施来避免系统失稳，所以追加发电机间相对角随时间变化曲线。因为从结构上看发电机2与发电机3关于故障点是对称的，所以以发电机1为基准，作发电机2和发电机4的功角差曲线，如图5所示。
从图5中可以看出发电机2在系统切除故障之后仍然能够恢复稳定，和系统保持同步运行，而发电机4由于受扰动严重当故障切除时间延长之后，发电机4转子将继续加速，无法与系统保持同步运行。由于发电机4的接线方式是单元接线，故障发生在与发电机4同一单元的双回线中的一回上，所以当程序判断出发电机4失稳，及时将发电机4与系统解列就能使系统保持同步运行，等故障排除后再将发电机4并网即可。切除发电机4后程序运行结果如图6所示。
从图6中可以看到在发电机4被切除之后，系统恢复了同步运行。但是，当系统由原先4台机组运行变成3台机组运行后，导致系统有功容量不足，使得系统频率严重下降，如图7所示。对此，可采用低频减载措施，切除母线8上的180MW有功负荷，使系统恢复稳定，如图8所示。
4 结束语
运用时域仿真法可以清楚地把系统受到扰动后每个时刻的动态量记录下来进行分析，依靠线下对系统可能出现的故障模拟仿真，得到系统故障的临界稳定点，在系统运行接近临界稳定时采取及时有效的措施，针对系统发电机4为单元接线的特点，在发电机4受到严重扰动失步时将其解列，并同时切除系统部分负荷使有功功率平衡，从而使系统保持稳定，避免稳定事故的发生。
可以看到运用此方法分析电力系统暂态稳定的优点在于系统模型的适应性很好，计算结果清晰，准确性高。但是当系统较庞大、元件模型较复杂时，求解系统动态方程需要进行多次迭代，计算时间相对较长，很难满足实时性要求。
摘要：本文应用电力系统稳定分析BPA软件, 对典型的4机11节点系统进行时域仿真计算, 通过在不同故障切除时间下发电机的转子摇摆曲线, 判别电力系统的稳定状态, 从而可以在系统受扰失稳前采取有效的措施提高系统暂态稳定性, 避免稳定事故的发生。
关键词：电力系统,暂态稳定,时域仿真
参考文献
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暂态稳定仿真 篇4
关键词：分布式计算,时域暂态稳定仿真,评价指标,电力系统
0 引言
分布式暂态稳定仿真旨在整合各调度中心内异构的计算资源和数据资源,在广域网络环境中通过传递少量信息获得全网一致收敛的暂态稳定仿真结果。
由于广域网络具有高延时和不可靠等特点,分布式暂态稳定仿真研究中不仅需要考虑其计算的准确性和高效性,更要验证其计算的稳定性和鲁棒性,即对不同规模互联电网的不同故障算例,算法是否具有同样的计算性能,以及在通信条件发生改变甚至出现通信故障的情况下,计算是否收敛并且仿真结果是否保持正确等。因而,衡量分布式暂态稳定仿真可行性的重要指标应包括计算的准确性、稳定性、鲁棒性、高效性以及可扩展性。
目前对分布式暂态稳定算法的研究主要集中在设计高效、准确的分解协调算法。文献[1,2]提出了交换边界母线电压的分布式暂态稳定仿真算法,并采用预估下一时刻边界条件的方法提高收敛速度;文献[3]对比了可行的分布式仿真实现方案,给出了基于交换分区等值信息的分解协调算法,并引入时窗和移窗技术提高算法收敛性,减小通信开销。为进一步简化协调计算数据接口,克服网络延时和网络带宽制约,文献[4]提出了一种基于求解隐函数形式边界协调方程的暂态稳定仿真分解协调算法。该方法采用Jacobian-free Newton-GMRES(JFNG)方法求解边界协调方程,只需交换边界节点状态信息即可完成协调计算,且能获得较高的通信效率。
需要指出的是,现有的各种分布式暂态稳定仿真算法均是在较为理想的局域网通信环境中针对中小规模的电力系统进行测试和分析。所得到的测试结果无法完全反映算法在实际电力系统通信环境中的计算性能。因此,有必要基于可以模拟电力系统真实通信条件的分布式计算平台,在通信延时和带宽可变的情况下对分布式暂态稳定仿真算法进行测试。同时,应针对大规模实际电力系统进行多个算例测试,并考察通信故障对分布式仿真正确性的影响,从而评估算法的稳定性和鲁棒性。
本文构建了新的分布式暂态稳定仿真平台。该平台采用网络仿真服务器技术[5,6],可实现通信网络参数的实时调节,能准确模拟实际电力系统使用的网络环境。在上述平台中,本文选用基于JFNG(m)方法的分布式暂态稳定算法,实现了全国联网(10 000节点)系统和东北—华北—华中联网(5 000节点)系统仿真算例测试,并评估了算法的各项指标,论证了分布式暂态稳定仿真技术的可行性。
1 分布式仿真评价指标
1.1 准确性指标
分布式暂态稳定仿真的结果必须准确,即仿真结果与电力系统实际动态过程之间的误差须在可接受的范围内。由于仿真算例对应的电力系统实际动态过程无法实测,因此,准确性的评估方法是将分布式仿真结果与串行仿真结果相比较,观察其绝对误差,如果该误差能在设定的精度要求以内,即认为仿真结果准确。用公式表示为:
式中:D表示分布式计算的结果,可以是节点电压、相角、功率和发电机的转角等;S表示串行计算的结果,同样可取以上各量;i为节点号,i=1,2,…,N;N为系统节点数目;t为时步序号,t=1,2,…,M;M为仿真总时步数;ε为判断阈值,需根据仿真需求确定,一般小于10-3。
1.2 稳定性指标
计算性能稳定可靠是对分布式暂态稳定仿真应用于实际电力系统的基本要求。分布式暂态稳定仿真算法应具有较高的数值稳定性,并对不同的测试系统以及同一测试系统中不同的故障算例,表现出平稳相似的计算性能。
对大系统进行大量故障扫描测试,统计分布式算法针对不同算例的计算性能,可一定程度上验证算法的稳定性。本文以最常用的正态分布为衡量标准[7],对各算例的计算性能进行统计,如下式:
式中:X为算例集合;μ为通信轮数平均值(通信轮数直接影响仿真的效率[1,2,3,4]);σ为方差,如果σ小于设定的阈值,则认为算法具有较好的稳定性,本文中该阈值取为50。
1.3 鲁棒性指标
各调度中心间的分布式计算是在广域通信网络环境中完成,该过程中可能发生各种类型的通信故障,包括短时间的链路阻塞和长时间的通信中断等。这些通信故障均可导致参与分布式计算的各计算节点间信息交互失败。在这种情况下,分布式暂态稳定仿真计算若能继续进行并获得可接受的正确结果,则相应算法具有较高的鲁棒性。通信故障期间保持分布式计算持续进行的基本策略是利用故障信道的相应历史信息进行协调计算。
鲁棒性的评价方法也可采用式(1),即只要在通信故障下仿真结果仍能保持一定的精度(如10-3),即可认为算法具有较好的鲁棒性。
1.4 高效性指标
分布式仿真与并行仿真的最大不同在于其通信时间较长且不可控。因此采用加速比来衡量分布式计算的高效性不合理,而应根据不同的仿真需求制定不同的仿真阈值,使实际仿真时间Ttotal满足:
式中:T0为仿真时间阈值,在不同的应用场合有不同的取值,例如在实际电力通信网络中,该值应小于一个调度周期,即5 min[8]。
一次基于分解协调的分布式暂态稳定仿真的仿真耗时Ttotal由协调计算时间Tcoor、通信时间Tcomm和分区仿真计算时间Tarea组成,其关系如下:
考虑通信轮数、多个暂态稳定仿真时步同时协调等因素,可进一步将式(4)表述为:
式中:n为分布式仿真所需通信轮次(分区和协调计算侧一次收发数据);m为同时协调的暂态稳定仿真时步数;tcoor和tarea分别为单个仿真时步对应的协调计算时间和分区仿真计算时间;tcomm为平均每轮通信耗时,它由网络延时tdelay和数据传送时间ttrans组成。
由于协调计算规模较小,tcoor≪tarea,且带宽较大的情况下,ttrans≪tdelay,式(5)可简化为:
由式(6)可知,分布式暂态稳定仿真耗时主要由通信轮次、网络延时、同时协调时步数目和分区计算时间这4个因素共同决定。
由于广域网络中网络延时较大,所以目前在分布式暂态稳定仿真算法研究中均通过采用降低通信轮次来加速仿真。文献[1,2]采用预估边界条件的方法来加速收敛。文献[3]设计了时窗和移窗方法,通过增大同时协调时步数目来减少通信轮次。文献[4,9]综合采用自适应预处理、预估边界条件和多时步同时协调的方法来减少通信轮次。然而,nmtarea反映了分区仿真计算量的增长。使用多仿真时步同时协调时,若不能等比例地减少通信轮次,则会引发分区仿真计算量的大幅增长,进而增加总仿真耗时。因此,评估分布式暂态稳定仿真算法的高效性,不仅需要在高延时广域网络通信环境中测试其实际仿真耗时,更应分析影响仿真效率的各种因素间的关系,给出合理的仿真参数设置。
1.5 可扩展性指标
可扩展性描述了分布式暂态稳定仿真兼容异构软硬件环境能力,以及进行二次开发实现高级应用的能力。本文从3个方面考察分布式暂态稳定仿真算法的可扩展性:
1)可兼容各调度中心内的异构计算资源;
2)能够应用于不同规模的互联电力系统一体化仿真;
3)可进行多个算例的并发计算,在信道带宽利用率增大的同时计算效率无降低或降低很少。
2 分布式仿真测试平台
2.1 仿真平台基本结构
本文设计的分布式暂态稳定仿真平台的主要功能包括:
1)模拟实际电力系统通信环境,实现分布式暂态稳定仿真;
2)监测计算过程中各种计算资源的使用情况;
3)采用可视化的方式设置仿真参数和展示仿真结果。
该平台的组成具体包括:
1)分区暂态稳定仿真服务器,可完成独立分区电力系统的暂态稳定仿真计算;
2)暂态稳定仿真协调服务器,负责协调各分区暂态稳定仿真服务器完成全网一体化仿真;
3)网络仿真服务器,可控制各服务器之间的通信链路,模拟不同网络环境;
4)监控服务器,采集其他服务器的运行状态数据,记录并展示;
5)交互服务器,设置仿真参数和展示仿真结果。
其总体架构以及各应用服务器的连接关系和软硬件配置见附录A图A1。
需要指出的是,分区暂态稳定仿真服务器和协调服务器共同完成暂态稳定仿真分解协调计算过程,是仿真平台的核心所在。另一方面,网络仿真服务器也是所建平台的重要组成部分,其功能和设置方式决定各项测试结果是否可用于验证实际电力系统网络环境中分布式暂态稳定仿真的性能。以下分别介绍3种应用服务器的设计思路和应用流程。
2.2 分区暂态稳定仿真服务器
分区暂态稳定仿真服务器采用多CPU多核的高性能计算服务器作为基础硬件。为了完全发挥硬件性能,提高分区暂态稳定仿真的计算效率,分区暂态稳定仿真采用高性能并行仿真程序[10,11]。该并行仿真程序可实现上万节点电力系统超实时仿真。
为实现分解协调计算,必须对并行仿真程序进行封装,使其提供交换边界信息所需的数据接口。其中,边界信息包括边界节点电压、注入功率、仿真起始时刻等仿真参数。
分区暂态稳定仿真服务器应用流程为:
1)初始化计算环境;
2)接收协调服务传来的边界条件进行本时步的积分计算;
3)向协调服务返送边界结果,并等待协调服务下发新的边界条件;
4)重复计算直到本时步收敛;
5)进行下一时步的计算,直到仿真结束;
6)计算结束,释放各种计算资源。
其应用流程图见附录A图A2。
2.3 暂态稳定仿真协调服务器
暂态稳定仿真协调服务器也采用高性能计算服务器构建,其基本应用是实现基于JFNG的协调算法[4],并控制启停和时序。
协调服务的基本工作流程为:
1)分析当前仿真时刻和步长;
2)根据是否存在扰动确定仿真的时间序列和多时步数;
3)进行边界条件预估,得到边界节点电压初值;
4)将边界信息代入JFNG算法进行迭代计算,并采用自适应预处理加快计算速度;
5)全局收敛性判断,如收敛则进行下一时步仿真,反之则退出;
6)仿真结束,向分区发送停机消息。
其流程图见附录A图A3。
2.4 网络仿真服务器
网络仿真服务器部署在装载FreeBSD操作系统的服务器上,其应用功能由通信中间件和ModelNet网络仿真软件共同完成。通信中间件负责接收其他服务器的消息并打包发送到目标地址,为多暂态稳定算例并发的分布式仿真提供优化的消息分发机制;ModelNet用来设置一个虚拟通信网络,并可灵活配置该网络的拓扑结构和各条数据链路的性能参数,如传输延迟、通信带宽、丢包率等。
将通信中间件和ModelNet网络仿真软件相结合,使通信中间件在虚拟通信网络中完成消息的接收和发送,可以使分布式暂态稳定仿真平台的通信环境贴近真实的电力通信网络。文献[12]给出多级调度中心间单向通信延时为几十毫秒到几百毫秒。实测结果表明,由于网调通信条件较好,国调中心与东北、华北和华中网调中心间一轮通信(数据一次往返传递)可在30 ms～40 ms内完成。
3 大规模互联电网分布式仿真测试结果
3.1 系统参数和测试环境
本文选择全国联网电力系统[10] (包括华北、东北、华中、华东、华南和西北6个分区,下文简称CHN系统)和东北—华北—华中系统(包括华北、东北和华中3个分区,下文简称NNN系统)作为测试系统验证分布式暂态稳定仿真的各项性能,相关系统规模、元件和仿真参数如表1所示。
文献[4,9]给出基于JFNG方法的分布式暂态稳定仿真算法正确性测试结果。以下首先以CHN系统测试结果说明上述算法的稳定性和鲁棒性,进而基于NNN系统的测试结果分析广域网络环境中分布式暂态稳定仿真的效率,并讨论其可扩展性。
3.2 稳定性指标测试
本文针对CHN系统中744个500 kV节点三相短路故障,进行稳定性指标的测试。各仿真算例均从0 s开始,10 s结束,故障持续时间统一设置为0.1 s到0.2 s,步长为0.02 s。协调算法中采用了连续预处理修正、预估边界条件和多时步同时协调3种加速方法。其中,多时步同时协调方法选择了单时步、5时步和10时步3种情况进行对比实验。测试中,统计各算例完成分布式暂态稳定仿真所需通信轮数,共得2 232组测试数据。测试数据在不同通信轮数区间上的分布情况见附录B图B1。
从测试结果可以看出:
1)在不同的加速方法作用下,774个故障算例都能够顺利完成仿真,协调求解过程未出现异常终止现象;
2)采用多时步同时协调后,所有算例所需通信轮数均大幅减少;
3)在不同多时步同时协调策略作用下,大多数算例所需通信轮数集中在一个较小的范围内。
进一步,采用稳定性指标来分析这3个算例集,得到其通信平均值和方差,如表2所示。
综上所述,对大规模电力系统,选用基于JFNG方法的协调算法可以将通信轮数的方差控制在30以内,满足稳定性指标。
3.3 鲁棒性指标测试
以CHN系统为例,进行鲁棒性指标的测试,仿真从0 s开始,10 s结束,步长0.02 s。本文设计的鲁棒性测试流程为:0.1 s东北分区220号母线发生三相接地故障,0.2 s故障清除。0.4 s华北分区仿真服务与协调服务间发生通信故障,华北分区所有边界信息无法更新。通信故障持续时间分为0.02 s,0.04 s,0.1 s,0.2 s,0.3 s和0.4 s共6种情况,即协调服务缺失华北分区仿真结果信息的时步个数为1时步、2时步、5时步、10时步、15时步和20时步。取这6种情况中所有节点相角与串行解的最大误差值绘制成曲线,如图1所示。
从图1可以看出,随着通信故障持续时间增长,协调计算中缺失了更多的华北分区仿真结果信息,虽然可以通过利用历史信息保持协调算法正常运行,但全网仿真结果偏离正确值的幅度仍不断增大。当缺失时步数达到20个时步时,上述误差超过10-2,仿真结果无法达到准确性要求。由图1可见,通信故障期间仿真误差值快速增大,在故障清除后误差会逐渐减小。
综上所述,本文所选用的基于JFNG方法的协调算法可克服短时间通信故障的影响,满足鲁棒性指标。
3.4 高延时通信环境下的高效性指标测试与分析
在高延时通信环境下,对NNN系统进行5 s过程的动态仿真,以测试高效性指标。故障设置为华中分区“湘民丰500”母线三相接地,故障持续时间0 s到0.09 s,仿真步长0.01 s,通信带宽2 Mbit/s,网络延时可调。在不同网络延时和不同数目的多时步同时协调情况下,所需的仿真时间见附录B图B2。从仿真结果可以看出:
1)采用同样数目多时步同时协调,仿真耗时随着网络延时线性增加;
2)同一网络延时下,仿真时间随着多时步数目的增加先快速减少,在达到最小值后逐渐增加。
进一步,分析通信时间、网络延时、同时协调时步数目和分区计算时间之间的内在联系,见图2。
由图2可知:
1)增加同时协调的时步数目可以显著降低通信时间,但降低幅度会随着同时协调时步数目增长趋向饱和;
2)增加同时协调时步数目会明显增大分区的计算时间。特别是,当同时协调时步数大于10时通信轮数趋于稳定,分区计算时间趋于线性增长。
附录B图B3给出了0～70 ms通信延时下,各种多时步对应的加速比(物理过程时间/仿真耗时)变化情况,进一步表明可根据仿真应用的效率要求和网络延时情况,判断分布式仿真是否可行。例如,当网络延时为10 ms时,选择合适的同时协调时步数目,分布式仿真的加速比可以超过0.7,而20 ms延时下则无法实现。
综上所述,本文所选用的分解协调仿真算法符合式(3)～式(6)所定义的高效性指标和仿真耗时模型,而且可以在不同延时通信网络中获得相对较高的计算效率。
3.5 可扩展性指标测试
基于JFNG方法的暂态稳定分解协调算法已应用于IEEE 39节点系统[4,9]、河北系统(1 000节点)、NNN系统(5 000节点)和CHN系统(10 000节点)。而且,多时步同时协调时边界协调方程规模会显著增大,这也说明现有协调算法可适用于更大规模的测试系统。
在互联电网的在线安全分析等实际应用中,需要对关键母线、支路进行多算例扫描,计算大量的算例。此时可并发地计算多个算例,以提高算法效率和通信通道利用率。对NNN系统进行5 s过程的动态仿真,仿真参数与前述算例一致。算例1的故障设置为华中分区的“湘民丰500”母线三相接地,持续时间0 s到0.09 s。算例2故障设置为华北分区的“绥中51”母线三相接地,持续时间0 s到0.09 s。表3给出2个算例并发计算的仿真效率。
表3中,2个算例并发计算总的仿真时间只比单算例最长仿真时间增加1%～2%,即用约2%额外的时间开销完成了近1倍的额外计算任务。
综上所述,多算例并发计算具有较高的计算和通信效率,是原算法的一种良好扩展。如能进一步优化算例调度策略,有望实现大规模互联电网的在线安全校验等应用。
4 结语
本文提出了用于衡量分布式算法可行性的5项指标,即准确性、稳定性、鲁棒性、高效性和可扩展性,并在可模拟真实电力系统通信环境的平台上以NNN系统和CHN系统为例对这些指标进行了测试,其结果证明了基于互联网的分布式时域暂态稳定仿真的可行性。后续研究工作可包括:①完善指标体系,给出更为准确的量化标准;②完善平台,模仿更真实和复杂的网络环境;③研究多算例并发的算法;④算法鲁棒性的进一步验证和理论证明。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
感谢清华大学信息科学与技术国家实验室(筹)对本文研究工作的资助。
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暂态稳定仿真 篇5
提高供电可靠性一直是电力系统致力的首要目标。带电合环操作可以减少停电时间,是提高系统供电可靠性的一种重要方法[1,2]。电网正常运行时,不同母线所带的负荷区域之间的联络开关都是打开的。线路故障或者检修时,通过先停电隔离,再转供负荷的方式,可以在一定程度上减少停电时间,提高供电可靠性[3,4]。当前,转供负荷的实现方法是先将待转供负荷的线路从现有电源断开,再将它投运到另一个电源供电,操作过程中会有短时停电,这样既损失了电量,又造成负荷用户减产,影响正常的生产秩序,甚至可能导致重大的经济损失。此外,在执行合环操作时,由于合环点两侧电压或系统短路阻抗相差较大,使合环稳态电流和冲击电流过大,导致系统过电压、过电流,引起保护误动甚至设备损坏。瞬时合环电流过大还可能造成联络开关和线路过载,甚至发生爆炸,威胁操作人员的人身安全[5]。
目前,对合环操作问题的处理方式可纳为以下四种:一、工作人员根据运行经验判断合环操作可行性[6],但由于电力系统本身的复杂性,该方法具有较大的局限性;二、调度员根据潮流计算得到合环后稳态电流大小并以此来判断合环操作的可行性[7,8],但此方法不适用于暂态冲击电流过大导致合环失败的情形;三、利用离线分析工具,对合环操作进行模拟来判断合环条件,常见的软件有PSASP、BPA、PSCAD[9,10,11]等;四、根据电网实际情况开发专门的合环计算系统[12,13,14],这些系统大都采用等值的方法,工作量随着电网规模的增大呈指数递增。
鉴于以上原因,开发了基于机电-电磁暂态混合仿真的电网合环分析计算系统,用于判断电网合环操作的可行性。
1 机电暂态-电磁暂态混合仿真原理
1.1 机电暂态仿真与电磁暂态仿真
机电暂态仿真主要研究电力系统受到大扰动后的暂态稳定性能[15];而电磁暂态仿真主要研究系统元件中电场和磁场以及相应的电压和电流的变化情况[16]。电力系统电磁暂态仿真和机电暂态仿真的仿真差异见表1[17,18,19]。
1.2 机电-电磁混合仿真的必要性
机电暂态仿真往往因为仿真步长较大,无法获得电气量更精细的变化结果,不能分析系统过电压、过电流等情况。当需要详细研究次同步谐振等电力系统复杂问题时,需采用电磁暂态仿真。但电磁暂态仿真模型复杂、计算量大,与之相关的网络常需等值简化,从而降低了计算分析的准确性。
为了解决上述问题,将电磁暂态计算与机电暂态计算进行实时接口,在一次仿真过程中同时实现对大规模电力系统的机电暂态仿真和局部网络的电磁暂态仿真,不但可以了解大系统暂态稳定过程的动态特性,而且有助于了解大系统中某一区域电网的详细暂态变化过程。
1.3 机电-电磁混合仿真接口等值电路
混合仿真时,整个网络分为机电暂态网络和电磁暂态网络。在对电磁暂态网络进行仿真时,接入机电暂态网络的戴维南等值电路,如图1(a)所示;在对机电暂态网络进行仿真时,接入电磁暂态网络的诺顿等值电路,如图1(b)所示。由于机电暂态网络为三序相量网络,而电磁暂态网络为三相瞬时值网络,因此,还需要进行序-相变换以及瞬时值-相量变换。该等值电路对于有源网络和无源网络都适用。
1.4 机电-电磁混合仿真接口时序(图2)
由于机电暂态网络计算步长大于电磁暂态网络计算的步长,因此两个网络之间的数据交换是以机电暂态步长为单位进行的。以机电暂态网络计算步长为DTP=0.01 s、电磁暂态网络计算步长为DTE=0.001 s为例说明:机电暂态网络和电磁暂态网络在每个机电暂态网络积分时段,即t=0.01 s,0.02 s…时刻交换一次数据,其中初始化时机电暂态网络向电磁暂态网络发送正、负、零序等值阻抗阵及等值电势的初始值;在每一次数据交换时刻机电暂态网络向电磁暂态网络发送边界点的正、负、零序等值电势,电磁暂态网络向机电暂态网络发送边界点的正、负、零序电压和电流。在有故障或操作导致机电暂态网络结构发生变化时,机电暂态网络还需向电磁暂态网络发送机电暂态网络的正、负、零序等值阻抗阵。交换的数据均为两网在0.009 s、0.019s…t-DTE时刻的值。
上述为机电暂态网络和电磁暂态网络并行计算数据交换时序,在对计算时间要求不严的情况下,也可采用串行计算数据交换时序,这里不作介绍。
2 电网合环分析计算系统的设计与实现
考虑到机电-电磁混合仿真的优点以及现有解决方案的不足,比如电磁暂态仿真(如PSCAD)难以反映潮流转移情况,而机电暂态仿真(如PSASP)无法分析合环可能出现的过电压、过电流情况,本文介绍了基于机电-电磁暂态混合仿真的合环分析计算系统。
2.1 系统架构
输配电网合环仿真计算系统包括合环潮流计算与合环暂态计算两部分,合环潮流计算可得到合环稳态电流,合环暂态计算可得到合环冲击电流。系统架构如图3所示。
2.2 图形界面
系统能够实现地理图与厂站图相关联功能,即地理图上的每个厂站(如图4箭头所指厂站)都可与对应的厂站单线图(图5)关联,当合、解环操作涉及到该厂站时,可以方便切换到厂站单线图,观察到厂站断路器的具体开合情况。
2.3 计算功能模块
2.3.1 潮流计算模块
潮流计算是根据给定的电网结构、参数以及发电机、负荷等元件的运行条件,确定电力系统各部分稳态运行状态参数的计算。合环计算系统提供多种计算方法(PQ分解法、牛顿法、最佳乘子法、PQ分解转牛顿法)供选择。与常规潮流计算相比,合环潮流计算包含了合环前与合环后两次潮流计算。通过潮流计算用户可以直观地发现合环操作可能带来的潮流转移及其他潮流不合理问题。
2.3.2 机电暂态仿真模块
合环机电暂态仿真模块主要用来计算合环冲击电流值,分析合环操作对系统稳定性的影响。与常规机电暂态仿真[20]计算相比,合环机电暂态仿真根据用户设定的合环点信息自动形成合环操作动作序列卡,不额外设定故障卡。合环机电暂态计算给出合环操作后系统暂态稳定性结论,计算得到的冲击电流与继电保护整定值相比较,判定合环操作是否可行。
2.3.3 机电-电磁暂态混合仿真模块
机电暂态-电磁暂态混合仿真根据设置的合环点信息,将合环点附近区域自动划为电磁暂态网络,其他部分为机电暂态网络,在一次仿真过程中实现对大规模电力系统的机电暂态仿真和局部合环点区域网络的电磁暂态仿真,通过计算得到不同合环相角对应的冲击电流瞬时值以及合环点附近各母线电压、各母线电流和功率的瞬时值,可进一步分析合环操作过电压情况。
系统具备开关统计功能,即对一个周期内的不同合环时刻进行逐个时间点的混合仿真,给出冲击电流值的变化区间,分析合环冲击电流最大(最恶劣)的情况。
3 关键技术
3.1 基于最大级数搜索算法的电磁暂态网络自动划分
电力系统中的同心松弛是指在大规模的电力系统中,若系统某处的参数发生了变化,如断线、母线功率变化等,则距该处最近的母线或线路受到的影响很大,而在距离较远的区域则影响较小。根据同心松弛原理,合环操作产生的过电压、冲击电流在合环点附近区域最为严重,而对较远区域的影响较小。因此,电磁暂态网络应以合环点为中心进行划分。
通常,进行混合仿真计算之前,需确定机电暂态网络(可一个或多个)和电磁暂态网络(可一个或多个),一般做法是先绘制系统单线图,在单线图上将电网划分为若干个相互独立的子网,然后检查网络分割结果的合理性。若单线图未完全画出,则很容易产生画面上相互独立的电网实际上还存在支路连接的情况,导致分网不成功。网络划分的结果,包括边界点、联络线等数据,存储在数据库中,可以提供给其他计算模块使用。对应一个工程可以有多套网络划分的方案,这些方案是可以在工程中保存的。将这种处理方式应用于合环计算系统会带来许多不便:首先,大规模电网中合环点可能有成百上千个,也就是说,每次进行合环计算都将面临分网工作;其次,已有的分网方案存储后,一旦潮流变化,这些方案将不再适用;此外,若电网数据更新,整个工程变化,原有的存储方案将不复存在。
基于上述考虑,提出基于最大级数搜索算法的电磁暂态网络自动划分方法,该方法根据设定的合环点信息,自动将合环点附近区域电网作为电磁暂态网络,由拓扑程序确定边界点和联络线,保证与机电暂态网络的独立性,其基本原理可解释如下:将合环点两侧母线作为同一母线定义为初始母线,同时定义具有阻抗的支路作为单元级数。此外,用户还可以选择是否将“死岛”合并到电磁暂态网络。
在混合仿真配置页包含了最大搜索级数的选项,例如设置最大搜索级数为X,则所有距离初始母线不大于X条单元级数的母线与合环点两侧母线一起构成电磁暂态网络母线集合,所有与电磁暂态网络外的母线有联系的支路都划分到机电暂态网络。如图6中,设最大搜索级数为1,那么所有距离合环线路1条及以内的网络(粗线标注)都被划为电磁网络,其余则为机电网络部分。
3.2 机电暂态模型到电磁暂态模型的自动转换算法
通常,进行混合仿真计算之前、除了确定电磁暂态网络,还需建立电磁暂态仿真程序并进入电磁暂态网络相对应的电磁暂态工程算例:首先设置机电暂态工程路径及作业名称,添加接口元件并选择相应母线;其次建立电磁暂态网络所有元件,录入元件参数;最后根据潮流计算的结果填写相应电磁暂态工程潮流初始值(包括母线电压幅值和相角、发电机功率等)。这是一个繁琐的过程,随着电磁暂态网络规模的增大,相应的工作量也增加。
机电暂态模型到电磁暂态模型的自动转换算法避免了以往建立电磁暂态工程需手工录入大量参数的弊端。自动转换算法涉及的元件分为两类:第一类是简单元件,可定义为机电暂态模型参数与电磁暂态模型参数能够互相转换的元件,这类元件包括线路、变压器、负荷、电容器、电抗器等(这些元件在电网中占绝大多数,对于合环点附近的区域电网几乎是全部);其他参数不能互相转换的元件定义为第二类,即复杂元件,这类元件包括发电机、FACTS设备、直流输电线路等。在模型自动转换算法中,简单模型可直接转换,复杂模型需按照元件类型与名称建立电磁暂态模型文件库,以备在模型转换过程中进行检索,详细的转换流程如图7所示。
3.3 合环混合仿真计算的单机Windows并行算法
以往机电暂态-电磁暂态混合并行仿真通常依赖于计算机群,以实现较快的计算性能。现有的Windows系统微机硬件进步速度很快,目前市场上双核及以上微机已经相当普及,为充分利用计算机硬件资源,利用微机CPU多核处理能力,同时也为了降低合环计算系统软件的应用成本,电网合环分析计算系统在单机上实现合环混合仿真计算的并行算法(图8)。
合环混合仿真算例包含机电暂态子网和电磁暂态子网各一个,Windows并行计算时有3个进程,分别为机电暂态计算进程、电磁暂态计算进程和IO进程。每个计算进程都与界面建立Socket通信;每个计算进程与IO进程之间建立MPIFIFO通信,用于文件输出。
4 算例及结果分析
本文针对新疆喀什电网(图4)的四个变电站组成的环形电网(图4方框标示,放大图如图9)进行合环分析。
首先进行潮流计算,包括基本潮流及合(解)环潮流。本例中选择的合环点为天色断,解环点为天巴断。潮流计算结果可直接在单线图上显示,也可通过潮流报表输出或在信息反馈栏的合环数据比较框(图10)显示。合环数据比较框中所列比较项为用户关心线路的合环前后数据比较,包括线路两侧电压、功率等信息,方便用户比较合环前后潮流,本例中选择的是天色交流线以及天巴交流线作为监测量。
接着进行机电暂态仿真及机电-电磁暂态混合仿真。仿真开始后,可以通过实时监测曲线窗口直观观察所关心电气量的变化曲线。机电暂态仿真结果可以通过摘要信息和报表曲线两种方式输出。
机电-电磁暂态混合仿真前需进行机电、电磁网络划分。一般来说,最大支路搜索数选择1即可满足计算精度要求。仿真开始后,用户可以通过实时监测窗口监测所选电气量随时间的变化情况。除了通过摘要信息和报表曲线方式,用户还可以在曲线阅览室查看混合暂态仿真结果(图11)。
除了上述两种仿真,系统还设有“开关统计”仿真功能,本例中开关统计次数设为10,即在一个周波内对系统进行10次混合暂态仿真,分析了在不同角度下系统合环的情况。理论上开关统计次数越多,仿真结果更接近实际情况,但仿真时间也会相应增长,开关统计次数的结果查看与混合暂态仿真相同。
本系统提供合环计算报告,包括潮流结果报告、机电暂态报告、混合仿真报告(图12)以及综合报告,用户可以对合环结果以及重要数据一目了然。
潮流结果报告提供了合环前线路两侧的母线电压及相角差,若差值过大,用户可直接判断合环操作不可行。机电暂态报告主要提供合环时刻的最大冲击电流值,将其与最大允许电流值比较,判断合环操作是否可行。此外,机电暂态计算结果报告还提供了合环线路的电流变化趋势图。混合仿真计算结果报告提供了过电压分析结果以及混合暂态计算得到的最大、最小冲击电流值(若不执行开关统计,则最小电流冲击值为空)。结果与允许最大电流值及允许电流超出时间比较,判断合环操作的可行性。此外,混合仿真计算报告还提供了最恶劣合环情况电流变化趋势图(若开关统计次数大于1,则为最大冲击电流对应的那一次合环)。合环计算综合报告是将潮流计算结果、机电暂态计算结果及混合仿真计算结果报告中用户较关注的数据提炼到一张报告,用户可以直观的看到计算结果。
5 结论
根据机电-电磁混合仿真原理,设计了电网合环分析计算系统。该系统基于Windows平台开发,通过基于最大级数搜索算法的电磁暂态网络自动划分及机电暂态模型自动转化为电磁暂态模型功能,为用户提供合环操作方便的同时,也提高了计算结果的准确性。通过潮流计算模块反映潮流转移情况,机电暂态计算可以得到合环稳态电流值与冲击电流值,通过机电-电磁混合仿真分析过电压情况,并通过对不同合环时刻仿真的开关统计功能,得到最恶劣合环情况。此外,本系统同时适用于各种电压等级电磁环网及同电压等级输配电网的合环操作。
摘要：为了提高电网的安全运行,开发了基于机电暂态-电磁暂态混合仿真原理的电网合环分析计算系统。利用机电-电磁混合仿真原理,提出了基于最大级数搜索算法的电磁网络自动划分方法,实现了机电暂态模型自动转换为电磁暂态模型的功能,并完成了地理图与厂站图相关联的功能,方便用户操作的同时提高了合环计算结果的准确性。利用开关统计功能,可以得到系统不同时刻的合环情况。通过对新疆喀什地区电网的合环仿真计算,其结果表明该系统能够提高合环操作的准确性,为合环操作提供了重要依据。
暂态稳定仿真 篇6
关键词：机电暂态,电磁暂态,混合仿真
0引言
随着区域电网的互联、直流输电及交流柔性输电技术的发展和应用,电网规模不断扩大,大量高度非线性的电力电子元件的研究和应用方兴未艾,这给电力系统的准确仿真带来了新的挑战。传统意义上的机电暂态和电磁暂态仿真手段均显不足。基于基波、单相和相量模拟技术的机电暂态程序对于HVDC和FACTS等电力电子器件采用准稳态模型,不能准确模拟其快速暂态特征从而引致一定误差;电磁暂态程序虽然能更真实地反映系统非线性元件的瞬变过程以及波形畸变现象,但受限于仿真规模,通常需要对外部网络进行等值处理,这在一定程度上牺牲了原系统的一些固有特征[1,2,3,4]。
例如,当直流系统接入的换流母线两端交流系统的有效短路比小于2.5,而且计算时间长达数秒或以上时,采用等值化简后的系统来表示外部电网就不能满足仿真精度的要求[5]。为协调这些矛盾,提出了采用机电/电磁暂态混合仿真的方法。首先在同一系统中划分出电磁暂态区域与机电暂态区域,各自采用不同的软件进行仿真,两者再通过接口程序实现数据交换。
因此,混合仿真事实上兼顾了机电暂态程序在计算速度上和电磁暂态程序在计算精度上的优点,而且一旦实现了交直流大电网仿真计算的实时性,仿真系统将能够与外部实际物理装置(如保护或控制装置)构成一个实时闭环仿真测试系统,基本上满足了仿真系统在规模、精度、实时性、闭环测试等方面的要求[6]。
1 混合仿真发展简介
早在20世纪70年代末,NETOMAC软件就实现了简单的混合仿真功能;而后文献[7]等建立了包含HVDC的混合仿真系统;鉴于将电磁/机电接口选定于换流站交流侧母线处时无法很好处理波形的畸变,文献[8]提出将接口位置延伸到交流系统内部,而文献[9,10,11]则提出对机电侧采用频率相关网络等值网络(FDEN)的方法进行解决。自2000年以来,直流输电工程的快速发展促使混合仿真在国内成为研究热点,一些研究院和高校均取得一定研究成果[12,13,14,15,16,17]。目前,多数的研究思路均为在成熟的机电暂态程序和电磁暂态程序的基础上实现二者的接口,因此混合仿真的关键实际上在于接口程序的设计与实现。
2 机电暂态与电磁暂态仿真对比
原理上,机电暂态主要表征旋转机械的能量与网络中电磁能量之间的相互影响,其过渡时间较长,持续数毫秒至数十秒不等;电磁暂态主要描述系统中电容建立的电场与电感建立的磁场之间的相互作用及其引起的电压电流的变化过程,其过渡时间通常在纳秒至毫秒级别[10]。因此机电暂态仿真中往往忽略或近似考虑电力系统各元件的电磁暂态过程,包括发电机定子电压方程的电磁暂态项,短路时出现的各非基波电气分量,电力电子器件的快速暂态过程等。
模型上,机电暂态仿真以基频分量刻画电力系统,元件均采用准稳态模型(或称相量模型),三相对称,特点是以集总参数形式表示,忽略了电磁暂态相关项,只考虑基频下的响应;电磁暂态仿真的求解天然地涵盖了一定频率范围谐波分量,因其电气元件多采用微分或偏微分方程描述。电磁暂态模型包括了发电机中的电磁暂态、输电线路的分布参数特征及参数本身的频率特征、直流及其控制系统的电磁暂态特征,以及元件(如避雷器、铁磁电感等)的非线性特征等。此外,电磁暂态中复杂的同步机模型和电力电子器件控制保护模型通常涉及复杂的初始化过程。一系列的差别导致电磁暂态仿真无论在建模抑或求解上均复杂于机电暂态程序,其仿真速度大受影响,难以满足当前实时性的要求。
算法上,机电暂态程序将全系统划分为正负零3个序网,以相量形式进行求解,其积分步长通常为5～20 ms,在扰动瞬间,系统的电压电流等非状态量会出现突变;电磁暂态程序将微分方程差分化后形成由纯电阻和迭代电流源组成的暂态等值网络,以瞬时值的形式对abc三相进行运算,由于涉及到多次谐波的计算,其积分步长往往在微秒级别,较典型的数值为50μs。线路通断和电力电子器件开关均可能在电磁暂态仿真中引发数值振荡问题,因此需要引入复杂的插值算法予以消除,使其成为算法上区别于机电暂态的鲜明特点之一[18]。
3 混合仿真的技术关键点
机电/电磁暂态混合仿真的基本过程如图1所示,全系统划分为机电暂态仿真和电磁暂态仿真2部分子网,各自采用对应的仿真程序进行建模及计算。一侧计算时另一侧以相应的等值电路来替代,每隔一个机电暂态仿真步长两侧进行一次数据交换,更新对应的等值电气量。由此过程可见,混合仿真的关键在于接口程序的实现,实质上是需要设计这样一个接口:本侧网络进行仿真计算时,对侧网络的影响能得到足够精确的模拟。
3.1 接口位置的选择
考虑到应当尽量缩小电磁暂态仿真子网规模,提高计算的效率,一些混合仿真方案中将接口位置选在HVDC换流站交流侧母线处或者FACTS装置连接变压器一次侧母线处。这种分网策略最为简单,物理意义明确。然而,仿真计算中发现[8],当扰动较为严重,导致接口母线电气量(如电压电流)的剧烈波动时,接口母线上的波形畸变将降低仿真的准确性。因此可以通过将接口位置延伸到交流系统内部的方法使接口波形畸变程度降低。然而这种方法增加了电磁暂态子网的计算量,降低了计算效率。文献[19]提出,接口位置应当选择在系统耦合关系最为清晰之处,而耦合关系的确定可以事先通过特征分析法实现。
总而言之,当前尚无较统一的分网策略制定依据和相关量化指标。笔者认为,分网位置选择的实质问题,是如何充分考虑接口处畸变波形包含的非周期及谐波分量甚至频偏对机电侧和电磁侧仿真计算的影响。一方面,机电侧计算只涵盖基波分量,无法刻画出扰动导致的快速变化的非周期及谐波分量对电磁侧的影响;另一方面,电磁暂态侧波形的频率偏移及其直流分量对于基频电气量的提取也会造成一定影响,从而影响机电暂态侧的计算精度。因此将接口位置往交流系统延伸的处理方法只是在一定程度上缓和了这些问题,接口位置选择这一问题仍根源于机电暂态与电磁暂态仿真的差异。
3.2 双侧等值电路的确定及参数求取
混合仿真中,在本侧子网(如电磁侧)进行仿真计算时,对侧(如机电侧)通常采用等值电路接入。
3.2.1 机电暂态侧等值电路
由于机电暂态侧通常为传统的交流有源网,可假定其参数符合线性关系,从而在电磁侧进行求解时,机电侧通常以戴维宁(或诺顿)等值电路接入(1个以上接口则为多端口戴维宁电路),如图2所示。
图2各变量满足:
式中:Um和Im分别为接口处矢量形式的电压电流基频相量;端口等值阻抗等值Zeq可由原机电侧节点导纳矩阵经高斯消元得到。
等值电路在接入电磁侧进行计算时,首先将以上参数正、负、零三序相量转换为电磁暂态侧的节点,然后再离散化为瞬时值的形式。在机电侧正负序阻抗不相等的情形下,该变换将造成电磁暂态侧的节点,导纳矩阵不对称。鉴于目前EMTP类电磁暂态计算程序是基于对称的节点导纳阵运算的,这种情况可采用“基波负序补偿法”[5]或将阻抗不平衡转移为电势不平衡[19]予以解决。
戴维宁等值形式简单,参数求取方便,但准确度不高。戴维宁等值过程中只涉及基频信息量,被认为是影响混合仿真准确性的重要原因。因此一些学者研究采用频率相关等值网(FDNE)进行机电暂态侧的等值[11,20-23]。其仿真算例表明,FDNE充分计及宽频条件下的网络响应,同时提高了机电暂态侧和电磁暂态侧的仿真水平。然而,采用FDNE方法极大地增加了等值的工作量,除本身参数的拟合计算之外,还需进行FDNE的无源性校正,使得混合仿真的效率大为降低。
3.2.2 电磁暂态侧等值电路
电磁暂态侧等值电路的确定较为复杂,通常是依据不同的建模对象采取不同的等值电路。例如,电磁暂态建模的对象是FACTS装置时,可将其等值为时变负荷;对直流输电环节进行等值时,可采用时变电流源表示;对常规交流网络则采用诺顿等值。但是,无论采用何种等值电路类型,都将面临着如何将abc三相瞬时值的离散序列转化为正负零序基频相量值从而接入机电暂态侧的问题。目前尚无统一的方法。以诺顿等值为例,一种方法是通过在接口处注入单位基频电流值,再求解电磁暂态子网获取电压响应进而求得等值阻抗,而涉及到的各电压电流基频量均采用FFT或曲线拟合算法(CPA)求得[19]。此方法能获得较为准确的等值参数,但是计算量偏大。
可见,由于电磁暂态仿真计算的特点,使得对其进行基频等值参数的计算存在一定困难,当前流行的方法均基于“提取离散序列基频值”这一技术路线。但若从另一角度考虑,电磁暂态侧非周期和谐波分量理应对机电暂态侧产生影响,于是可对以上思路进行改进:将电磁暂态侧非基频分量折合至基频数值中,而不是将其作为无关信号过滤掉。这样,电磁侧非基频能量对机电暂态侧的影响将被近似地考虑,从而提高整个系统的仿真准确性。
3.2.3 两侧等值电路的总结
等值电路的类型及其参数求解对混合仿真精度和速度都有重要影响。综上等值电路的形式(FDNE除外),大多仍属于静态等值范畴。因而一些文献[24]曾提出采用更为精确的动态等值方法,但实用性并不强。动态等值求解过程复杂,同时机电侧等值网络规模庞大,将造成混合仿真只适合于离线场合;然而在强调准确性的离线仿真研究中,直接对机电子网进行动态等值,再建立全系统电磁暂态仿真模型的方法可能更具优势,而这也是目前工程上流行的处理方法。目前在混合仿真中等值电路的研究方向中,存在着2条主线:一是在电磁侧计算时,如何进行机电侧的等值电路设计,使其反映出本侧非基频量的影响;二是在机电侧计算时,如何快速准确地从电磁侧获取基频相量形式的等值电路。
(1)充分考虑电磁暂态侧的谐波和直流分量对于机电暂态子网计算的影响。当前针对机电侧等值的FDNE技术能够体现机电侧宽频范围内的响应,相当于将非基波分量折合在等值电路中,从而提高仿真精度。同理,可认为电磁暂态侧非基波分量对机电暂态也有一定影响,然而目前对于电磁侧的非基频分量的处理均为将其作为无关量过滤掉。笔者认为若将非周期分量的影响以一定形式折合到周期分量中将有利于仿真准确性的提高。
(2)计及故障期间频率变化对混合仿真的影响。文献[25]曾讨论了机电侧频率变动对于接口数据交互的影响。但事实上电磁侧故障造成的频偏同样对混合仿真不利。由于目前机电侧的接口无一例外都需要从电磁侧离散序列过滤出基频量,无论FFT或CFA均无法避免频偏时的误差。FFT算法非整周期采样和运算将带来频带混叠等问题,而基于最小二乘的CFA计算前需要假定一个频率,若频偏必然导致误差。
3.3 混合仿真中的接口交互时序
混合仿真中的接口交互时序描述了机电暂态侧与电磁暂态侧的数据交换次序。目前混合仿真中所采用的接口交互可概括为串行、并行和迭代3类方式。
(1)串行交互时序。这是最早提出的数据交互方式,其特点是某一侧延时一个机电积分步长(如10 ms),等待对侧计算完毕,再获取边界条件(即对侧等值电路)开始本侧的解算。其优点是不会存在交接误差,即t时刻进行本侧计算时所采用的是t时刻的边界条件;但其缺点是任一侧计算时对侧必须处于等待状态,从而降低了仿真效率。
(2)并行交互时序。为了克服串行时序的延时缺点,一些研究者[15]提出采用并行时序以提高仿真速度,满足实时性要求。并行交互的特点在于机电/电磁暂态两侧仿真计算时都不需要等待,实现了并行计算。但由于本侧计算时所采用的都是本次计算完毕时的边界条件,因而造成了一定的交接误差,这在扰动施加及恢复期间表现得更为突出。文献[17]描述了并行时序导致混合仿真中出现的“虚拟小扰动”问题,但目前尚无较好的消除办法。
(3)两侧迭代的交互时序。无论是串行还是并行交互时序,都没有考虑全网求解的收敛性问题[20]。在接口处电气量波形变动较为剧烈的情形下,收敛性问题可能比较突出,甚至出现数值不稳定现象。由此,机电/电磁暂态两侧相互迭代的接口时序应运而生,然而这种数据交互方式涉及大量的非线性迭代运算,影响仿真速度,因而并不实用。
以上3种接口交互时序在实际中都有所应用,但由于仿真计算中数值稳定问题并不突出,而且迭代时序的计算量庞大,因而得以广泛应用的仍然是串行和并行时序。前者优先考虑仿真准确性,后者优先考虑实时性。一种折中方案[1,17]是,正常运行时采用并行时序而故障期间采用串行时序。然而,笔者在对交直流大电网的仿真计算中发现,机电暂态程序与电磁暂态程序仿真结果差别显著之处集中在故障(操作)发生瞬间以及恢复期间。因此若从提高准确性的角度出发,有必要将串行时序的执行时间延长至故障恢复阶段。
4 结论与展望
混合仿真很好地协调了交直流大电网仿真计算中速度和精度之间的矛盾,其关键技术在于接口程序的设计,内容包括接口位置的选择、等值电路的形式和接口交互时序等。经过30年左右的发展,混合仿真的接口框架已基本成型,现正处于实用化阶段,目前在南方电网和国京电网公司相关科研单位已投入试用。然而在大电网计算的背景下,混合仿真方案在准确性和实时性等方面仍存在很大的发展空间,其中的技术难点在于机电/电磁接口中等值电路的快速形成。
机电/电磁两类仿真在原理、模型及算法等方面反映出来的客观差异,以及由此造成的接口波形畸变和数值振荡等问题,实质上体现了仿真频域响应带宽的不同,即机电暂态仅仅是基波频率下的仿真,而电磁暂态则刻画了系统宽范围频率下的计算结果。
复杂电磁暂态故障自动仿真方法 篇7
数字仿真成本低、灵活, 是分析研究电力系统电磁暂态过程的重要手段, 尤其在过电压防护与绝缘配合、输电线路新型继电保护与故障定位、灵活交流输电、次同步振荡等领域有着广泛的应用。随着硬件运算速度的提升、计算方法的完善、元件模型的丰富, 仿真复杂程度和计算规模均得以大幅提升。另一方面, 在校验保护算法原理、计算线路沿线过电压、优化控制器参数等方面, 针对同一模型下多参数 (故障位置、观测点、故障类型、故障角等) 变化的批量仿真的需求, 显得尤为迫切。
常用的电磁暂态数字仿真工具主要包括自编程序和以EMTP、EMTDC为代表专业仿真软件两大类。自编程序可灵活改动, 对解决单一问题, 可以方便地实现针对不同变量的穷举, 实现批量仿真。然而受规模所限, 难以搭建复杂的模型, 且由于缺乏友好的图形化人机接口, 工程人员难以快速掌握。PSCAD/EMTDC等商业仿真软件界面友好, 模型丰富, 仿真规模大, 且有外部扩展接口, 在电力系统中获得了广泛的应用, 特别是其中的动态调用机制、变参数多次运行等功能, 为参数的寻优提供了方便, 但该功能仅适于集中元件和控制器的参数, 无法应用于线路长度的变化;有学者亦针对免费的ATP-EMTP的变故障类型、故障角、故障电阻的自动运行方法开展研究。因而, 当前所有通用电磁暂态仿真软件仍无法实现输电线路不同故障位置以及沿线观测的批处理仿真, 对于统计沿线电压分布以及测试继保装置的动作特性, 必需手工变更故障位置和观测点, 进行大量重复、单调、耗时的仿真工作, 极大地影响了效率。以下先介绍了PSCAD/EMTDC的运行机制和多运行功能, 在此基础上, 提出一种动态修改线路长度, 动态调用计算内核, 实现交直流电磁暂态计算商业软件包 (PSCAD/EMTDC) 下对线路遍历的批处理仿真原理, 给出具体实现方法及应用实例。
2 PSCAD/EMTDC多次运行功能
2.1 PSCAD/EMTDC简介
PSCAD/EMTDC, 理论基础是基于Dommel网络求解方法及梯形隐式积分离散技术, EMTDC是计算内核, PSCAD是前端用户接口。不但可进行传统电磁暂态仿真, 在直流系统仿真方面更具有绝对的优势。
2.2 多次运行功能
多次运行功能是EMTDC的一大特色, 该功能使得对同一模型, 能够在每次运行中变更单个或多个参量 (如RLC值、控制变量、开关等) , 进行多次仿真, 得到对应的结果文件。可通过以下两种方式实现:
1) 使用Multiple Run组件。
2) 手工定义多次运行变量。每步计算时系统首先检测是否有用户自定义动态元件或外部接口程序, 修正等值注入电流源, 再进行网络求解、结果输出与保存, 完成完整的一仿真时长后, 判断是否为多次运行模型, 如果是, 修正变量, 进行下一次仿真。完整的EMTDC计算流程如图1所示, 以下称之为EMTDC内核。
以一简单例子说明多次运行功能, 系统模型如图2 (a) 所示, 线路发生故障时, 包含多次运行组件的仿真模型如图2 (b) , 在Mulitple Run模块内设定其输出为1维整型变量V1, 变化范围从1到10, 每次递增1, 分别对应于10种不同线路故障类型, 每次仿真记录线路三相电压, 使能端设置为有效, 则系统将自动运行10次, 遍历10种故障, 并记录每次仿真时数据。
可见, 多次运行功极大地提高仿真效率, 对于不同输电线路故障类型, 能够自动实现穷举, 并保存所需结果。遗憾的是, 由于EMTDC的执行过程中, 对输电线路采取的是在仿真前预处理的模式, 使得仿真过程中线路结构、长度均保持不变, 无法利用多次运行这一功能实现线路故障位置的遍历。虽然可通过将线路人为切割为若干段, 在每段连接点放置故障元件, 利用多次运行功能控制每次故障的投入来实现, 如图3所示。然而, 这种离散的切割不能过于精细, 否则将导致模型节点数剧增、开关控制难度加大, 严重耗费机时, 且无法实现沿线电压的观测。
3 PSCAD/EMTDC批处理仿真
由以上分析可知, PSCAD/EMTDC下的分布参数输电线路 (包括架空线、电缆) , 均是在仿真开始前进行预处理的。以架空线为例, 即通过PSCAD将输入的每条线路模型生成后缀名为.tli (架空线) 、.cli (电缆) 的数据文件, 并由名为Tline的线路参数计算程序读入该数据文件经计算得到后缀名为.tlo、.clo的线路参数矩阵, 之后调用EMTDC内核开始仿真计算, 此后过程中, 线路参数均保持不变。传统的仿真线路故障, 采用的是将线路一分为二, 在连接点出放置故障元件来实现, 如图4所示, 通过每次仿真前人为变更两段线路的长度l1、l2, 实现改变故障位置批量仿真。根据本文分析, 如果能找到线路对应的.tli数据文件中的线路长度所在位置, 动态修改其值, 继而调用一次EMTDC的计算内核, 再根据离散化的线路步长分别调整两段线路的长度, 实现变故障位置, 再次调用仿真计算, 如此反复, 就可以实现全线路故障位置的遍历, 同样地, 在连接点处放置电压测量单元, 亦能获得沿线的电压分布。
线路长度参数对应于线路模型生成为后缀名为.tli、.cli数据文件中Line Length (电缆为Cable Length) 一行, 该数据文件为ASCII码格式存储, 可由C++编程实现对两段线路长度的修改。进一步研究发现, 仿真模型连同EMTDC内核被系统编译链接形成可执行文件, 可在命令行窗口直接运行, 按提示输入仿真时是否从快照文件开始、仿真结果是否显示、是否保存、存储文件名等设置。这些人机交互可采用编程直接写屏代替人工输入, 亦可将每次待输入的参数依次逐行写入一文本文件, 利用如下type和管道命令实现:
type 文本文件名 | 仿真模型文件名.exe
每次仿真时, 还需利用程序实现动态修改仿真结果的存储文件名, 可按线路故障位置命名, 便于确定该数据所对应的仿真条件。
4 批处理仿真具体实现流程
1) 在PSCAD/EMTDC平台下搭建完整的系统仿真模型。
2) 确定需遍历的线路, 根据需要在线路分点处放置故障模型或电压测量模块。
3) 运行该仿真模型, 得到线路数据输入文件及该仿真计算模型的可执行内核文件。
4) 读取线路全长, 输入每次线路故障位置的变动步长。
5) 通过程序动态修改待遍历线路的两段线路数据文件中的线路长度, 并调用Tline计算线路参数。
6) 调用EMTDC内核, 更名保存计算结果。
7) 判断该条线是否遍历完成, 若否, 增加位置偏移, 返回步骤 (5) , 若是, 则遍历下一条线路。
8) 判断是否所有待遍历线路均完成, 若完成, 仿真结束。相应的流程图如图5所示。
在VC++ 6.0平台下编程实现步骤 (5) - (8) , 采用字符串函数和文件命令完成对.tli文件中线路长度的修改, 采用system () 函数运行Tline计算程序, 采用type+管道命令的方式实现EMTDC内核的调用。对该程序进行了大量测试, 与多次手动仿真的结果作对比, 表明所提方法可行, 有效。由于本文所提方法未破坏原有EMTDC的内核, 故不影响原有的多次运行功能的实现, 将多次运行功能与本文所提方法结合, 可实现几乎任意线路位置、不同故障类型、不同元件参数下的批处理仿真, 对架空线、电缆以及线缆混联线路都具有良好适用性。
5 应用实例
1) 线缆混联线路重合闸过电压计算。
线缆混联线路由于接线方式复杂, 难以解析过点压倍数, 采用本文所提遍历方法可以得到各情况下的沿线电压分布, 得到最大过电压倍数。
2) 输电线路行波智能测距。
利用本文所提方法能够快速生成不同故障距离、故障过渡电阻、故障角的大量训练样本。
以上的数据记录不仅适用于模拟量, 同样可应用于诸如校验保护动作逻辑、判断绝缘子是否闪络等开关量数据的记录。
6 结论
PSCAD/EMTDC具有友好的操作界面、丰富的元件模型、多样的外部扩展接口, 特别是其自带的Multiple Run组件, 能够改变参数值自动进行多次仿真, 在设计控制器参数、优化控制性能、计算统计过电压等应用时有着重要应用。
PSCAD/EMTDC中的Multiple Run组件不支持输电线路长度的动态改变, 采用本文所提的通过外部程序动态修改原始数据文件中的线路长度参数, 再调用EMTDC的计算内核, 并最终输出结果, 可以实现输电线路全线故障位置、观测点自动遍历以及数据结果的保存。
将PSCAD/EMTDC中自带的Multiple Run组件与本文所提的线路长度遍例方法相结合, 可方便地实现复杂电磁暂态自动、批量仿真, 极大提高效率。
摘要：分析了交直流电磁暂态计算商业软件包的执行流程, 提出了基于C++和PSCAD/EMTDC的联合电磁暂态批处理自动仿真方法。通过动态修改输电线路长度, 逐次调用EMTDC计算内核, 实现输电线路全线故障位置、观测点自动遍历以及数据结果的存储, 给出了完整的程序实现流程。
关键词：电磁暂态,自动仿真,批处理,沿线电压分布,线路遍历,PSCAD/EMTDC
参考文献
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