CN108075470A - 一种基于sfr和elm的电网暂态频率特征预测方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提出一种基于SFR和ELM的电网暂态频率特征预测方法,属于电网安全稳定分析技术领域。该方法以***频率响应模型和极限学习机理论为支撑,建立了电网暂态频率特征预测模型,并考虑了通信异常场景的影响,可依靠***在线量测数据,实现对电网暂态过程中频率变化特征的预测。本发明能够在满足在线计算速度要求的前提下,保证电网暂态预测特征结果的准确性和可靠性,从而为电力***状态评估与运行控制提供决策依据。
Description
技术领域
本发明涉及电网安全稳定分析方法,具体涉及一种电网暂态频率特征的在线预测方 法。
背景技术
随着大规模特高压交直流输电通道建设的推进,受电比例增高间接降低了受端电网 中传统电源的频率调节能力,导致大功率缺额情况下电网频率异常波动的风险增加。因此,在***受扰后对电网频率态势进行高精度在线预测,对保证受端电网频率稳定具有 重要意义。
传统的电力***暂态频率稳定分析方法主要有通过求解包含全网模型的高阶非线 性微分代数方程组的全时域仿真法、以平均***频率模型和***频率响应模型(SystemFrequency Response,SFR)为代表的单机***等值法以及以直流潮流法和***方程线性化方法为代表的模型线性化方法。由于对频率动态过程中复杂非线性模型分析的精细化程度,决定了频率动态特征预测的精度,上述SFR方法在线应用时,对复杂非线性模型 大量简化以提高速度,但也导致计算精度的大幅降低。
近年来,迅速发展的机器学习理论为电力***频率特征预测提供了新技术支撑。机 器学习方法能够快速地对数据进行处理,而且在非线性拟合方面具有非常大的优势,但其实施的效果受样本质量、数量及训练算法的影响,若能在机器学习方法中引入传统的 物理模型方法作支撑,将使得电力***暂态频率特征预测的准确性和可靠性大幅提高。
发明内容
发明目的:针对以上不足,本发明提出一种基于SFR和ELM(Extreme LearningMachine,极限学习机)的电网暂态频率特征预测方法,在保留强因果关系的SFR模型 基础上,采用机器学习算法挖掘误差影响关联关系,构建基于ELM的误差校正模型, 从而提高电网暂态频率特征预测的精度。
技术方案:为实现上述目的,本发明提出基于频率变化率的电网不平衡功率计算方 法、SFR模型建立方法、ELM模型建立方法、电网暂态频率特征综合预测模型建立方 法。其中,电网不平衡功率的计算方法为:其中,ΔPall为电网的功 率不平衡量,fN为电网基准频率,Hi为发电机i的惯性时间常数;可以通过对电网 中发电机节点频率的量测信息进行计算而得到,当电网通信异常,存在频率量测信息缺 失时,以邻近发电机节点频率量测信息作为替代。
SFR模型可根据***惯性中心变换理论,对电网进行聚合简化得到,计算方法如下:
其中,SB为***基准容量,SSB为***中各发电机额定容量的和,Hi、Ri、PSPi和Pei分别为发电机i的惯性时间常数、调差系数、扰动功率和电磁功率,s为拉普拉斯算子, Δω为频率相对偏差值,FH为高压缸输出功率所占比例,TR为再热时间常数,Km是一个 系数,受***功率因数和***备用容量影响。
ELM模型的构建方法,可基于对SFR模型预测结果与实际结果的误差样本,以SFR模型的输出结果以及电网运行基本信息为输入,通过ELM算法进行训练,建立ELM模 型。
电网暂态频率特征综合预测模型,包含SFR和ELM模型,以电网不平衡功率为输入,以暂态频率关键特征为输出,包括:频率最低值、最低值时刻以及稳态频率值,其 中,ELM模型以SFR输出的暂态频率关键特征为输入,输出为校正后的暂态频率关键 特征。
基于该电网暂态频率特征综合预测模型,本发明提供一种基于SFR和ELM的电网暂态频率特征预测方法,该方法包含如下步骤:
(1)对电力***运行状态进行持续的监测,并以固定的周期采集信息;
(2)监测到扰动后,记录量测的电力***运行状态数据,更新电力***运行状态数据库;
(3)利用发电机母线PMU对频率信息进行实时量测,计算频率变化率(df/dt)并 上传至电网调控中心;
(4)电网调控中心根据所有发电机母线频率变化率和***可观性矩阵对全网功率缺额ΔP进行计算;
(5)根据全网功率缺额估计值ΔP、惯量中心参数及电网运行信息(扰动前),利 用基于SFR和ELM的电网暂态频率特征综合预测模型,预测暂态频率特征。
有益效果:与现有技术相比,本发明具有以下有益效果:
本发明在保留强因果关系的SFR模型基础上,采用机器学习算法挖掘误差影响关联 关系,构建基于ELM的误差校正模型,能够弥补单独依靠SFR或ELM模型的电网暂 态频率特征预测方法在实际应用中的不适应性,有效提高预测结果的精度和可靠性。基 于此,本发明对扰动后电网暂态频率特征的预测,能够为构建基于在线量测的电网在线 辅助决策***提供实施依据,有助于运行人员快速、准确地制定电网集中控制措施,减 小事故扩大的风险。
附图说明
图1为本发明提出的电网暂态频率特征综合预测模型框架图;
图2为本发明的在线应用实现流程图;
图3为本发明所测试***的电力网络拓扑图;
图4为本发明与SFR模型的结果准确性对比图;
图5为本发明与SVM、ELM模型结果的RMSE指标对比图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的技术方案作进一步说明。
图1为本发明提出的电网暂态频率特征在线预测模型框架图。电网中决定***受扰 后频率响应特性的主要因素为发电机组和负荷组成的***的惯性、阻尼和调速特性,本发明中基于此建立SFR模型;而网架结构、电压无功动态特性等也对***频率态势造成 轻微影响,本发明中基于此建立基于ELM的误差校正模型。扰动事件描述、电力*** 拓扑/参数、状态数据等信息作为SFR模型的输入;选取电网运行状态量测信息,构建 基于ELM的预测误差校正模型,从而共同构成电网暂态频率特征综合预测模型。
在电网运行过程中,可能出现某节点功率发生扰动,造成电网频率发生跌落,并最终恢复至特定的水平。根据本发明的电网暂态频率特征预测方法,电网调度中心通过分 析接收到的电网频率变化数据,评估***功率缺额的大小,后将电网功率缺额与***运 行状态数据结合,利用电网暂态频率特征综合预测模型,对电网频率最低值、最低值时 刻以及稳态频率这三个关键频率特征进行预测。同时考虑到实际电网中,可能因通信中 断、异常等原因造成频率数据缺失,因此提出了通信故障时采用邻近机组频率量测信息 代替缺失数据的方法,以计算***的不平衡功率。参照图2,本发明的方法包括以下步 骤:
(1)对电力***运行状态进行持续的监测,并以固定的周期采集信息。
(2)监测到扰动后,记录量测的电力***运行状态数据,更新电力***运行状态数据库。
(3)利用发电机母线PMU对频率信息进行实时量测,计算频率变化率并上传至电网调控中心。电网频率变化率(df/dt)采用***惯量中心频率表示dfCOI/dt,当电网通信 正常时,其计算公式如下:
其中,Hi为发电机i的惯性时间常数,fi为发电机节点i的频率。当电网发生通信中断、异常,导致某些节点的频率信息无法获取时,其频率值采用临近节点的频率值等效 替代,则电网惯量中心的频率变化率可表示为:
其中,为等效电网惯量中心频率变化率,Gn为所有发电机组的集合,Hj为发 电机j的惯性时间常数,为第j台发电机组的替代频率。
(4)电网调控中心根据所有发电机母线频率变化率和***可观性矩阵对全网功率缺额进行计算,计算方法如下:
其中,ΔPall为电网的功率不平衡量,fN为电网基准频率,Hi为发电机i的惯性时间常数
(5)根据全网功率缺额估计值、惯量中心参数及扰动前的电网运行信息,利用基于SFR和ELM的电网暂态频率特征综合预测模型,预测暂态频率特征。其中,SFR模 型以电网不平衡功率为输入,以暂态频率关键特征为输出,包括:频率最低值、最低值 时刻以及稳态频率值。具体地,SFR模型根据***惯性中心变换理论,对电网进行聚合 简化,简化计算公式如下:
其中,SB为***基准容量;SSB为***中各发电机额定容量的和,Hi、Ri、PSPi和Pei分别为发电机i的惯性时间常数、调差系数、扰动功率和电磁功率;s为拉普拉斯算子, Δω为频率相对偏差值,FH为高压缸输出功率所占比例,TR为再热时间常数,Km是一个 系数,受***功率因数和***备用容量影响,通过下式计算:
其中:
Pm:***中所有发电机的机械功率输出值之和;
SBi:第i个发电机的额定输出功率;
Fpi:第i个发电机的功率因数;
Fp:等效的***功率因数,假设所有机组功率因数恒定,等效方法为
fSR:***旋转备用容量比例。
ELM模型基于对SFR模型预测结果与实际结果的误差样本,以SFR模型的输出结 果即暂态频率关键特征以及电网运行基本信息为输入,通过ELM算法进行训练,建立 ELM模型,输出校正后的暂态频率关键特征。
图3为本发明所测试的电力***网络拓扑图,包含10台发电机,46条输电线路, 采用Monte-Carlo方法生成测试所需的1080组样本,设置整体负荷水平服从某一区间均 匀分布,取值为[0.8,1.2](标幺值,下同),同时设置所有节点注入功率服从正态分布, 取值为N(1,0.1);为模拟不同扰动情况,设置***中除平衡节点外任意节点发生不平衡 功率扰动事件概率相同,扰动大小和持续时间分别服从[0.1,1.2]的均匀分布和N(0.1,0.03) 的正态分布。
针对图3所示电力***,在仿真平台上利用本发明的方法进行暂态频率预测,验证扰动后电网暂态频率特征预测性能。测试所用计算机配置为Inter(R)Core i5-5200U,8G,仿真软件为Matlab PST v3.0。并与SFR、SVM和ELM三种方法对比,四种方法的输入 和输出如表1所示。其中机器学习方法样本训练属于离线配置过程,不影响方法在线计 算速度。
表1四种方法的输入和输出
选用平均绝对误差(Mean Absolute Error,MAE),平均绝对误差百分比(MeanAbsolute Percentage Error,MAPE)以及回归问题性能度量常用的均方根误差(Root-MeanSquared Error,RMSE)三个指标对各方法的预测精度进行评价。
其中D={(x1,y1),(x2,y2,…,(xm,ym)}为样本集,m为测试样本个数,yi是xi的真实值; f为预测方法函数。各项指标的分析结果如下:
(1)计算速度
通过数值仿真方法对测试样本的频率跌落幅值、最低频率时刻以及稳态频率偏差进 行计算,平均值为(0.565Hz,5.949s,0.233Hz)。SFR、SVM、ELM以及本发明方法的 平均计算时间为(10.84ms,3.43ms,2.50ms,6.38ms),均满足在线预测的速度要求。
(2)MAE和MAPE指标分析
在两个算例中各随机选取一组测试结果,SFR方法与本发明方法预测结果的绝对误 差对比如图4所示。由图4可直观看出,本发明的方法针对每个测试样本的预测精度均大幅领先于SFR方法。
表2测试***各方法预测结果误差-MAE/MAPE
从上表中针对各种方法MAE/MAPE指标对比看出,基于数据模型的方法(SVM、 ELM和本发明方法)在电网频率特征预测中精度均远高于基于物理模型的SFR方法: 在对***受扰后最低频率的预测中,SFR方法误差达到了0.244Hz/0.904Hz(26.99%), 而数据模型方法中最差(SVM)也达到了0.061Hz/0.904Hz(6.74%)。而从表中可以看 出,本发明的方法均比SVM和ELM方法具备更高精度。
(3)RMSE指标分析
针对测试***,对比SVM、ELM和本发明方法结果的RMSE指标,如图5所示。 由图5可看出,相比于SVM、ELM方法,本发明的方法的预测结果具有更高的稳定性。
(4)通信网络故障场景分析
分析***中因PMU设备故障导致实时频率信息无法量测的工况。该场景下,采用通信故障点临近PMU设备的频率量测信息,代替进行不平衡功率的计算。针对SFR方 法与本发明的方法预测结果的精度进行比较,如表3所示。
表3通信故障时,SFR模型方法与本发明方法结果比较
结合表3可以看出,通信故障使所提方法的预测精度受到影响,预测结果的误差出现小幅增加,其中最低频率预测误差增加了0.011Hz/0.565Hz(1.95%),最低频率时刻 预测误差增加了0.033Hz/5.949Hz(0.55%),稳态频率预测误差增加了0.004Hz/0.233Hz(1.72%)。而且,在预测结果的稳定性方面,通信故障仅使RMSE指标发生了微小增 加。因此,通信故障对本发明的方法预测性能的影响较小。
Claims (7)
1.一种基于SFR和ELM的电网暂态频率特征预测方法,其特征在于,包括如下步骤:
(1)对电力***运行状态进行持续的监测,并以固定的周期采集信息;
(2)监测到扰动后,记录量测的电力***运行状态数据,更新电力***运行状态数据库;
(3)利用发电机母线PMU对频率信息进行实时量测,计算频率变化率并上传至电网调控中心;
(4)电网调控中心根据所有发电机母线频率变化率和***可观性矩阵对全网功率缺额进行计算;
(5)根据全网功率缺额估计值、惯量中心参数及电网运行信息,利用基于SFR和ELM的电网暂态频率特征综合预测模型,预测暂态频率特征。
2.根据权利要求1所述的基于SFR和ELM的电网暂态频率特征预测方法,其特征在于,所述步骤(3)中电网频率变化率采用***惯量中心频率表示dfCOI/dt,其计算公式如下:
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其中,Hi为发电机i的惯性时间常数,fi为发电机节点i的频率。
3.根据权利要求2所述的基于SFR和ELM的电网暂态频率特征预测方法,其特征在于,所述步骤(3)中,当电网发生通信中断、异常,导致某些节点的频率信息无法获取时,其频率值采用临近节点的频率值等效替代,则电网惯量中心的频率变化率表示为:
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其中,为等效电网惯量中心频率变化率,Gn为所有发电机组的集合,Hi为发电机i的惯性时间常数,fi为发电机i的频率;Hj为发电机j的惯性时间常数,为第j台发电机组的替代频率。
4.根据权利要求2所述的基于SFR和ELM的电网暂态频率特征预测方法,其特征在于,所述步骤(4)中电网的功率缺额可以通过电网惯量中心频率变化率计算,其计算公式如下:
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其中,ΔPall为电网的功率不平衡量,fN为电网基准频率。
5.根据权利要求1所述的基于SFR和ELM的电网暂态频率特征预测方法,其特征在于,所述步骤(5)中电网暂态频率特征综合预测模型,包含SFR和ELM模型,SFR模型以电网不平衡功率为输入,以暂态频率关键特征为输出,包括:频率最低值、最低值时刻以及稳态频率值;ELM模型以SFR模型输出的暂态频率关键特征为输入,输出校正后的暂态频率关键特征。
6.根据权利要求5所述的基于SFR和ELM的电网暂态频率特征预测方法,其特征在于,所述SFR模型根据***惯性中心变换理论,对电网进行聚合简化,简化计算公式如下:
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其中,SB为***基准容量;SSB为***中各发电机额定容量的和,Hi、Ri、PSPi和Pei分别为发电机i的惯性时间常数、调差系数、扰动功率和电磁功率;s为拉普拉斯算子,Δω为频率相对偏差值,FH为高压缸输出功率所占比例,TR为再热时间常数,Km是一个系数,受***功率因数和***备用容量影响,通过下式计算:
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</mrow>
其中:
Pm:***中所有发电机的机械功率输出值之和;
SBi:第i个发电机的额定输出功率;
Fpi:第i个发电机的功率因数;
Fp:等效的***功率因数;
fSR:***旋转备用容量比例。
7.根据权利要求5所述的基于SFR和ELM的电网暂态频率特征预测方法,其特征在于,所述ELM模型基于对SFR模型预测结果与实际结果的误差样本,以SFR模型的输出结果以及电网运行基本信息为输入,通过ELM算法进行训练,建立ELM模型。
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