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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:
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%。
本发明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发明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。本发明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|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;
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