本发明专利技术公开了一种仅基于广域测量系统(WAMS)主站的相量测量数据发现各变电站或发电厂时钟同步故障的方法。该方法首先计算所有有直接相连线路的变电站间一条线路的阻抗或孤立PMU厂站(群)间的相角差，然后计算各线路计算阻抗与实际阻抗(或日前相应时段的平均阻抗)的百分比误差或虚拟连通线路两端电压相角差与日前统计值的偏差，并设定偏差阈值，断开线路阻抗或相角偏差大于阈值的连通线路，由此形成若干仅含有PMU厂站的连通岛。对包含最多厂站的连通岛以外的连通岛或孤立厂站给出检查其时钟同步问题的提示。本发明专利技术有利于及时、独立地发现时钟同步故障，提高电网安全稳定决策的可靠性。
【技术实现步骤摘要】
本专利技术属于电力系统时钟同步领域，特别涉及一种仅基于相量测量信息，利用阻抗计算技术实现厂站时钟同步装置故障监测的技术。
技术介绍
随着同步相量测量技术在电力系统中的广泛采用，电网控制中心的运行人员可以根据广域的相量测量信息对电网的动态运行行为进行快速实时的观测，及时发现电网的安全稳定运行问题。同步相量测量的基础是卫星时钟同步技术，然而，卫星时钟同步装置会由于各种各样的原因失去同步，并且产生很大的计时误差。及时发现时钟同步系统的故障，可以避免由于同步相量数据的错误，导致对电力系统安全稳定的误判。很多情况下同步相量测量装置故障会在其质量位上有所表示，但是当相应的同步故障不在质量位的监视范围之内或质量位标注存在故障时，相量测量装置的同步故障将不能被主站的运行人员所知晓，因此存在根据不同步的错误相量数据做出危害电力系统安全稳定运行的风险。如何让控制中心的调度运行人员及时发现其所使用的相量数据存在同步问题目前还没有公开的，系统的解决方法。本专利技术提出一个仅基于广域测量系统(WAMS)主站的相量测量数据，通过阻抗计算及时发现各变电站或发电厂时钟同步故障的方法，该方法对于电网控制中心人员来说简单易行，直观可靠，可以及时发现厂站时钟同步系统的故障。
技术实现思路
为了让电网控制中心的调度运行人员及时发现其所使用的相量数据存在同步问题，本专利技术提出一个仅基于广域测量系统(WAMS)主站的相量测量数据发现各变电站或发电厂时钟同步故障的方法。本专利技术具体采用以下技术方案：一种厂站时钟同步故障监测方法，其特征在于：通过计算变电站或发电厂间直接连通线路的阻抗或虚拟连通线路端节点间电压相角差相对于实际值或历史值的变化，发现厂站即发电厂和/或变电站之间的时钟同步故障，并根据厂站间时钟同步的一致性定位具有同步故障的厂站。所述厂站时钟同步故障监测方法具体包括以下步骤：步骤1：在电力系统的同一个电气岛中，在全部安装有相量测量单元PMU的各变电站和各发电厂间即PMU厂站间建立一个最小连通网络N，即用最少数目的实际直接连通线路或虚拟连通线路将各安装有PMU的厂站连接起来的网络；步骤2：获取过去设定时间段内的每一连通线路两端的电压和电流相量量测值；步骤3：计算步骤2设定时段内每一采样时刻各直接连通线路的阻抗幅值|Z|和虚拟连通线路端节点间的电压相角差δ，并求取阻抗幅值和端节点电压相角差在该时段内的统计期望值即平均值|Z|E和δE；步骤4：计算步骤3中求得的各直接连通线路的计算阻抗幅值的期望值|Z|E与实际阻抗幅值|Z|r的百分比偏差ez，以及虚拟连通线路端节点间电压相角差期望值δE与前日同时段该虚拟连通线路端节点间电压相角差期望值δE-pre的百分比偏差eδ；步骤5：根据设定的阻抗百分比偏差阈值ERz或相角差百分比偏差阈值ERδ，选择阻抗百分比偏差ez大于ERz的直接连通线路或是相角差百分比偏差eδ大于ERδ的虚拟连通线路作为问题线路；步骤6：对于最小连通网络N，断开步骤5中选出的问题线路，由此形成若干仅含有PMU厂站的子连通岛即由原最小连通网路N的部分线路和节点构成的岛，或孤立PMU厂站；步骤7：令包含最多PMU厂站的子连通岛为主岛，并排除其包含的PMU厂站，则剩余的子连通岛和孤立PMU厂站中存在时钟同步异常，对其中孤立PMU厂站和子连通岛中与主岛直接相连的PMU厂站，给出检查其时钟同步异常的告警。本专利技术还进一步优选包括以下方案：在步骤(1)中，最小连通网络N的建立方法如下：首先选择PMU厂站间的实际连通线路即直接连通线路，并且选择1条即可；若具有PMU的变电站或发电厂间无直接连通线路，则在这两个PMU厂站间选择电气距离最近的节点间连接虚拟连通线路。在步骤3中，对于直接连通线路的计算阻抗幅值|Z|采用下式求得：|Z|=|R+jX|=|U·F2-U·T2I·FU·T-I·TU·F|]]>其中分别为线路始端电压、末端电压、始端电流，末端电流相量；虚拟连通线路端节点间的电压相角差δ由虚拟连通线路始端电压相角δUF和虚拟连通线路末端电压相角δUT的差值求得:δ＝δUF-δUT。在步骤4中，若无直接连通线路的实际阻抗幅值|Z|r，则用前日同时段该直接连通线路的阻抗幅值的期望值|Z|E-pre替代。在步骤5中，ERz取值范围为20％-40％，ERδ取值范围为40-60％，优选ERz为30％，ERδ为50％。本专利技术的实施将使得电网控制中心的运行人员仅根据具有相量测量装置的变电站、发电厂日常上送调度主站的电压相量、电流相量就可以及时发现相应厂站时钟同步系统是否存在问题，避免过多依赖厂站的就地监视和分析系统，有利于及时、独立地发现时钟同步故障，提高电网安全稳定决策的可靠性。附图说明图1基于相量阻抗计算的厂站时钟同步故障监测方法流程图。具体实施方式下面结合说明书附图和具体实施例对本专利技术的技术方案做进一步详细介绍。如图1所示为基于相量阻抗计算的厂站时钟同步故障监测方法流程图。本专利技术所提出的厂站时钟同步故障监测方法模块运行于电网调度控制中心的广域测量系统平台。各个具有相量测量装置的发电厂和变电站将同步相量测量数据以50帧/秒等高频速率上送调度主站，存储于主站的同步相量实时库和历史库，主站的时钟同步监测模块基于同步相量实时库信息按照本专利所提的方法在线计算各变电站间的线路阻抗(和相角)，并与实际阻抗值或历史阻抗值(和相角)进行比较，通过其差异发现厂站间的时钟同步故障，并根据厂站间时钟同步的一致性定位具有同步故障的厂站。其具体包括以下步骤：步骤1：在电力系统的同一个电气岛(即带电的并且相互直接连通的所有电网元件构成的系统)中，在全部装有相量测量装置PMU的各变电站和各发电厂间建立一个最小连通网络N，即用最少数目的实际直接连通线路或虚拟连通线路将各安装有PMU的厂站连接起来的网络；其中连通线路的选择方法如下：优先选择PMU厂站间的实际连通线路，并且选择1条即可；若具有PMU的变电站或厂站群与其他PMU厂站群间无直连线路，则在这两个PMU厂站群间选择电气距离最近的节点间连接虚拟连通线路；步骤2：获取过去设定时间段内每一连通线路两端的电压和电流相量量测，本申请实施例优选设定时段为5秒钟；步骤3：计算步骤2设定时段内每一采样时刻各直接连通线路的阻抗|Z|和虚拟连通线路端节点间本文档来自技高网...
【技术保护点】
一种厂站时钟同步故障监测方法，其特征在于：通过计算变电站或发电厂间直接连通线路的阻抗或虚拟连通线路端节点间电压相角差相对于实际值或历史值的变化，发现厂站即发电厂和/或变电站之间的时钟同步故障，并根据厂站间时钟同步的一致性定位具有时钟同步故障的厂站。
【技术特征摘要】
1.一种厂站时钟同步故障监测方法，其特征在于：通过计算变电站或发电厂间直
接连通线路的阻抗或虚拟连通线路端节点间电压相角差相对于实际值或历史值的变化，
发现厂站即发电厂和/或变电站之间的时钟同步故障，并根据厂站间时钟同步的一致性定
位具有时钟同步故障的厂站。
2.根据权利要求1所述的厂站时钟同步故障监测方法，其特征在于：所述厂站时
钟同步故障监测方法具体包括以下步骤：
步骤1：在电力系统的同一个电气岛中，在全部安装有相量测量单元PMU的各变电
站和各发电厂间即PMU厂站间建立一个最小连通网络N，即用最少数目的直接连通线
路或虚拟连通线路将各安装有PMU的厂站连接起来的网络；
步骤2：获取过去设定时间段内的每一连通线路两端的电压和电流相量量测值；
步骤3：计算步骤2设定时段内每一采样时刻各直接连通线路的阻抗幅值|Z|和虚拟
连通线路端节点间的电压相角差δ，并求取阻抗幅值和端节点电压相角差在该时段内的
统计期望值即平均值|Z|E和δE；
步骤4：计算步骤3中求得的各直接连通线路的计算阻抗幅值的期望值|Z|E与实际
阻抗幅值|Z|r的百分比偏差ez，以及虚拟连通线路端节点间电压相角差期望值δE与前日
同时段该虚拟连通线路端节点间电压相角差期望值δE-pre的百分比偏差eδ；
步骤5：根据设定的阻抗百分比偏差阈值ERz或相角差百分比偏差阈值ERδ，选择
阻抗百分比偏差ez大于ERz的直接连通线路或是相角差百分比偏差eδ大于ERδ的虚拟
连通线路作为问题线路；
步骤6：对于最小连通网络N，断开步骤5中选出的问题线路，由此形成若干仅含
有PMU厂站的子连通岛即由原最小连通网路N的部分线路和节点构成的岛，或孤立
PMU厂站；
步骤7：令包含最多PMU厂站...
【专利技术属性】
技术研发人员：段刚，杨东，刘刚，
申请(专利权)人：北京四方继保自动化股份有限公司，
类型：发明
国别省市：北京;11
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