[发明专利]基于双线性化的多区域电网全分布式抗差状态估计方法

摘要

本发明涉及基于双线性化的多区域电网全分布式抗差状态估计方法，属于电力系统运行和控制技术领域。该方法分为三阶段第一阶段是对量测的预处理，得到中间状态变量的预估计；第二阶段把中间状态变量进行非线性转换，得到新的量测，即各支路两端电压相角差以及电压对数幅值之和的两倍。第三阶段基于这些新的量测，估计出最终的状态变量。第二阶段的非线性转换，各区可以并行求解，不需要与其他区域通信。第一阶段与第三阶段的状态估计，针对的是线性化的系统，每个控制区利用本地与邻居的通信，采用交替方向乘子法，求得本地状态量。本发明适用于大规模多区域状态估计，能够很好地保护各区域数据隐私，具有很高的敏捷性、灵活性与鲁棒性。

主权项

一种基于双线性化的多区域电网全分布式抗差状态估计方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：1)将电力系统分成多个控制区，一个控制区为一条或若干条母线和挂接在上面的发电机；设给定的电力系统被划分为R个区域，R为正整数；定义每个控制区中所有节点的集合为节点j表示该区域中任意一节点，mj:＝|Mj|为包含节点j的区域数量；2)对划分后的电力系统的每个控制区域建立由目标函数和约束条件组成的分布式第一阶段线性模型，区域a和b为系统中任意两个相邻的控制区域，区域a其节点集Na＝{1,2,4…}，区域b节点集Nb＝{3,5…}；2‑1)设任意控制区域a目标函数为最小化全网残差平方和以及保证坏数据稀疏性所引入的惩罚项如式(1)：其中，为区域a的目标函数，ya为区域a的中间状态变量，由{Ua,i,Ka,ij,La,ij}组成，Ka,ij＝Va,iVa,jcosθa,ij，La,ij＝Va,iVa,jsinθa,ij，θa,ij＝θa,i‑θa,j，Va,i和Va,j分别为区域a节点i和节点j的电压幅值，θa,i和θa,j分别为区域a节点i和节点j的电压相角，为惩罚项；为区域a第一阶段坏数据向量，za为区域a的量测包括电压幅值量测、支路有功量测、支路无功量测、节点注入有功量测和注入无功量测，Ba为区域a的第一阶段量测矩阵，其元素由式(2)‑(6)量测方程确定：其中，和是区域a节点i的注入有功和无功量测，和是区域a支路ij的i端的有功和无功量测，是区域a节点i电压量测值的平方，gij为支路ij的电导，gsh,i为节点i的并联电导，bij为支路ij的电纳，bsh,i为节点i的并联电纳，εP,εQ,εU分别为有功量测、无功量测、电压幅值平方的误差项；λ为常数；2‑2)约束约束条件包括：区域a的零注入等式约束，如式(7)所示：Ea代表区域a的零注入量测矩阵；为保证相邻区域边界状态量一致所引入的约束，如式(8)所示：其中，Ka,ij为区域a线路ij两端电压幅值以及相角差之余弦的乘积，La,ij为区域a线路ij两端电压幅值以及相角差之正弦的乘积，Гa,b为区域a和b之间的联络线集合，Δa为a的相邻区域的集合；3)令交替方向乘子法的迭代下标t＝0；给定交替方向乘子法的收敛标准ε∈R+；采用交替方向乘子法对步骤2)建立的分布式第一阶段线性模型进行求解；具体包括：3‑1)更新控制区域a的中间状态变量，如式(9)所示：ρf∈R+为交替方向乘子法的罚因子，其中R+为正实数集，为增广信息矩阵，I为单位阵，为第t步迭代中区域a的辅助中间状态变量，由与{Ua,Ka,La}所对应的辅助中间状态变量组成，初始值选为为区域a的第一阶段辅助矩阵；3‑2)更新控制区域a的坏数据变量，如式(10)所示：其中代表阈值算符，相当于对向量中的每个分量做如式(11)运算：其中l代表分量序号；3‑3)控制区a与相邻控制区b交互边界辅助变量K和L，对相邻控制区a和b之间联络线上的辅助变量K和L求均值，如式(12)：3‑4)更新区域a的辅助中间状态变量，如式(13)：其中，均为的分量；3‑5)判断第一阶段中交替方向乘子法是否收敛：计算原始残差向量如式(14)：计算对偶残差向量如式(15)：计算总残差如式(16)：若δf,t≥εf，则t:＝t+1，返回步骤3‑1)；反之，说明交替方向乘子法已收敛，进行步骤4)；4)对控制区域a的辅助中间状态变量进行第二阶段非线性变换，从而得到分布式第三阶段线性模型所需要的量测，如式(17)‑(19)：αa,i＝lnUa,i  (17)其中αa,i为区域a节点i的电压幅值自然对数的两倍，αa,ij为区域a支路ij两端αa,i和αa,j之和，θa,ij为区域a的支路ij两端的电压相角差；5)对控制区a域建立由目标函数和约束条件组成的分布式第三阶段线性模型；5‑1)目标函数如下，为最小化全网残差平方和以及保证坏数据稀疏性所引入的惩罚项其中为区域a的目标函数，xa为区域a的最终状态变量包括节点电压幅值和相角，为区域第二阶段坏数据向量，为惩罚项；为区域a的经过非线性转换后的量测，包括{αa,i,θa,ij,αa,ij}，Ca为区域a的第三阶段量测矩阵，其元素由式(20)、(21)量测方程决定：αa,ij＝αa,i+αa,j+εα  (20)θa,ij＝θa,i‑θa,j+εθ  (21)其中，εα,εθ是第三阶段量测αa,ij,θa,ij的误差项；5‑2)约束条件是用以保证相邻区域在边界处一致的等式约束，如式(22)：s.t.xa,i＝xb,i,其中，xa,i为区域a节点i的状态变量，为区域a的边界节点集；6)令交替方向乘子法的迭代下标t＝0；给定交替方向乘子法的收敛标准ε∈R+；采用交替方向乘子法对步骤5)的分布式第三阶段线性模型进行求解；6‑1)更新区域a的最终状态变量，如式(23)所示：ρs∈R+为交替方向乘子法的罚因子，为第二阶段增广信息矩阵，为第t步迭代中区域a的辅助最终状态变量，初值为0；6‑2)更新区域a的坏数据变量，如式(24)所示：6‑3)控制区a利用本地和与邻居的通信，区域a与相邻区域b交互边界节点的状态变量最新估计值，对区域a任意边界节点i上的状态变量求均值，如式(25)所示：其中，Mi为包含节点i的区域集合，mi为包含节点i的区域数；6‑4)更新区域a的辅助状态变量，如式(26)所示：4‑5)判断第三阶段中交替方向乘子法是否收敛，计算原始残差向量如式(27)所示：计算对偶残差向量，如式(28)、(29)所示：计算总残差，如式(30)所示：若δs,t≥ε，则t:＝t+1，返回步骤4‑1)；反之，说明交替方向乘子法已收敛，则区域a输出xa为各区域a的电力系统状态变量，包括各区域a的电压幅值和相角，并结束计算。