考慮設備運行狀態的頻率和電壓緊急調控在線預決策

張建新，吳峰，黃磊，鮑顏紅，徐偉，徐光虎，楊君軍

(1.中國南方電網有限責任公司電力調度控制中心，廣東 廣州 510530；2.南瑞集團(國網電力科學研究院)有限公司，江蘇 南京 211106)

0 引言

隨著我國特高壓交直流電網的建設，目前已初步形成特高壓交直流、多直流混聯格局。以華東電網為例，2019年華東跨區直流總容量約占華東汛期一般低谷負荷的46%，負荷規模大、區外受電占比高，常規機組大量被替代導致電網轉動慣量下降，頻率和電壓安全風險突出[1—3]。

華東電網已建成頻率協控系統，即系統保護，提高電網整體頻率穩定水平。并通過制定事故預案，即緊急調控策略，應對故障過渡到準穩態后可能出現的過載、電壓、頻率安全問題。但離線事故預案基于較為惡劣的典型方式制定，經濟性不足，也無法計及發電機、直流、容抗器等可控設備實時運行狀態，預想的故障后準穩態方式與實際差別較大，且具體控制量需要調度運行人員根據電網實際狀態和運行經驗進一步確定。此外，間歇性新能源大規模接入和電力市場逐步推進使得電網運行方式與離線典型方式偏差日益增大[4—5]，離線事故預案難以有效保障交直流電網的安全運行[6—8]。

目前，在線方式下已初步實現了電壓安全問題緊急調控預決策。文獻[10]提出“事前決策、事后匹配”的緊急調控方法，決策過程未考慮電網頻率越限，也未考慮同時影響電壓、頻率的直流功率調制、減負荷等措施。文獻[11]提出基于啟發式的多類安全問題預防控制決策方法，但忽略了有功措施對交流電壓、無功措施對系統潮流的影響，也未計及系統保護裝置實際運行狀態，優化結果存在偏差。文獻[12]建立考慮頻率特性的故障后潮流模型，系統的功率缺額由機組和負荷的一次調節作用共同承擔，但未考慮無功調節措施，生成的穩態方式不夠準確。緊急調控實時決策能夠為調度運行人員提供校正控制策略[13]，但故障后電網處于動態過程且校正控制決策計算耗時較長，并不能保證策略的準確可靠[14—15]。

為彌補離線事故預案制定方式與故障發生時刻方式差異導致的預案欠控或失配風險，文中考慮系統保護、機組一次調頻、自動發電控制(automatic generation control,AGC)和自動電壓控制(automatic voltage control,AVC)等裝置動作對實際運行電網節點注入的影響，計及系統保護當值策略識別故障后準穩態方式，構建以綜合控制代價最小為目標的頻率和電壓協調決策模型。通過有功、無功多類措施枚舉組合形成校核方案，并基于措施調整量快速估算實現校核方案篩選，兼顧頻率和電壓安全問題進行預決策策略迭代搜索，提升電網抵御嚴重故障事故風險的能力。

1 在線預決策基本思路

頻率和電壓緊急調控在線預決策可解決由暫態過程平息過渡到準穩態后出現的穩態頻率越限或電壓越限問題[16—17]。其首先獲取狀態估計、氣象環境等多源數據生成電網運行方式和預想故障集，計及設備運行狀態進行系統保護當值策略識別；然后，基于交直流設備詳細模型進行暫態時域仿真，根據節點電壓和頻率波動情況判斷系統是否達到準穩態，并根據節點注入量自動生成穩態運行方式，通過故障后電壓、頻率安全裕度計算識別需要在線預決策的故障集。考慮到在線計算時效性的要求，利用方案枚舉組合、集群并行迭代的求解策略，進行頻率和電壓緊急調控預決策。緊急調控在線預決策基本思路如圖1所示。

圖1 緊急調控在線預決策Fig.1 Online pre-decision for emergency regulation

緊急調控在線預決策的關鍵問題之一是事故后電網準穩態方式生成的準確性。因此仿真中需要基于電網設備實時運行狀態，準確模擬安控、系統保護、發電機一次調頻、AGC和AVC等自動裝置動作，獲取故障后各節點注入量和控制量，生成準確的事故后電網運行方式。此外，在線預決策需要快速搜索同時滿足電壓和頻率安全要求的控制措施，對于交直流混聯電網，有功和無功措施不能完全解耦，須要以綜合控制代價最小為目標，迭代搜索同時滿足電壓、頻率等多類安全穩定約束的控制策略，克服離線預案僅能給出處置要點的弊端。

2 計及設備狀態的準穩態方式生成

為獲取準確的電網故障后運行方式，需要計及設備實際運行狀態識別系統保護[18—20]、機組一次調頻等動作。設備實際運行狀態指系統保護或安控裝置、常規機組、容抗器等設備的實時運行狀態，包括投停狀態、實時出力等。準穩態指故障發生后在設定的Δt時間內各母線頻率波動不超過Δf(通常設定為0.01 Hz)，同時各母線電壓波動幅度不超過Δu(通常設定為0.05 kV)的運行狀態。

2.1 系統保護當值策略模擬

系統保護策略模型包括：故障約束、方式約束、潮流約束、控制約束、執行約束、措施約束、控制策略表達式、執行策略表達式以及優先級表達式。需采集的設備運行狀態包括：電網一次設備的投停狀態、系統保護裝置及其壓板的投退狀態、可控設備的有功功率、電流以及當前處于發電狀態還是抽水蓄能狀態等。

根據電網故障前運行方式和預想故障，對系統保護策略進行在線分析和轉化，將策略分配到相應控制子站、執行站執行或在本地執行，進而正確模擬系統保護的動作措施，為準確獲取節點注入量變化和進行預決策策略計算奠定基礎[21—24]。

2.2 機組一次調頻模擬

故障后節點有功注入量變化與發電機一次調頻參數、負荷的靜態頻率特性和功率不平衡量等有關。

首先，針對特高壓直流所連接的交流電網，根據以檢測到交直流故障為啟動判據的安控和系統保護控制策略，運行狀態，以及電網運行方式的實時信息，確定故障當值控制措施，計算各交流電網因故障和當值措施實施所引起的有功功率不平衡量ΔPdis。

其次，計算當值措施和發電機一次調頻動作后發電機和負荷節點的穩態有功潮流，具體步驟如下。

步驟一：計算各發電機一次調頻限幅對應的頻率變化量Δfi。

Δfi=min(|PGNi-PGi|,σGiPGNi)/KGii=1,…,NG

(1)

式中：PGNi，PGi，σGi，KGi分別為發電機i的有功功率上、下限，故障前有功出力，一次調頻限幅和調差系數；NG為發電機數目。

步驟二：將各發電機按|Δfi|由小到大排序，排序后滿足|Δfi-1|≤|Δfi|。置k=1，Δf0=0，ΔPS=0，ΔPS為發電機有功功率調整量之和。

步驟三：計算發電機k參與一次調頻時系統的調頻系數KSk。

(2)

式中：KDj為節點j負荷的有功靜態頻率特性系數；NS為負荷數目。

步驟四：計算頻率偏差由Δfk-1變化到Δfk對應的有功功率調整量ΔPSk。

ΔPSk=KSk(Δfk-Δfk-1)

(3)

更新ΔPS=ΔPS+ΔPSk。

步驟五：如果ΔPS<ΔPdis，則置k=k+1，返回步驟三；否則，計算系統有功功率缺額ΔPdis對應的頻率偏差Δfdis。

Δfdis=Δfk-(ΔPS-ΔPdis)/KSk

(4)

步驟六：計算系統頻率偏差為Δfdis時各發電機和負荷分攤的有功功率。如果Δfdis<Δfi，則發電機i分攤的有功功率ΔPGi為：

ΔPGi=KGiΔfdis

(5)

否則，發電機i分攤的有功功率ΔPGi為：

ΔPGi=min(|PGNi-PGi|,σGiPGNi)

(6)

負荷j分攤的有功功率為：

ΔPDj=KGjΔfdis

(7)

2.3 無功電壓控制策略模擬

基于故障后有功功率和無功功率計算電網中樞母線電壓，故障后中樞母線電壓未越限時，該母線電壓無需修正。當中樞母線電壓越限時，獲取越限中樞母線所在分區中的控制策略、運行狀態、可調整空間信息。通過歸一化處理構建當前計算方式數據下AVC電壓控制優化模型。其目標函數如下：

J1=min(ω1J1,1+ω2J1,2)

(8)

式中：ω1，ω2均為權重因子；J1,1，J1,2分別為電壓偏差目標和無功調整目標。

選用機組無功功率、可投切電容器和變壓器分接頭作為控制變量，以節點電壓幅值作為狀態變量，優化計算時必須滿足狀態變量約束、控制變量約束和潮流計算約束等約束條件。

3 頻率和電壓預決策策略迭代求解

對于計及系統保護、調頻調壓策略后仍然存在的電壓、頻率越限等安全問題，以控制代價最小為目標，通過頻率、電壓迭代求解，搜索緊急調控預決策策略，提供具體控制設備和控制量。

3.1 目標函數

預決策目標是總控制代價最小，式(9)為決策目標函數。主要考慮的安全約束有穩態頻率越限、設備過載/斷面越限和穩態電壓越限。

(9)

式中：ni為發電機可控措施數目；CGP,i，ΔPG,i分別為第i個發電機單位有功調整代價和發電機有功變化量；CGQ,i，ΔQG,i分別為第i個發電機單位無功調整代價和發電機無功變化量；nj為負荷可控措施總數；CLP,j，ΔPL,j分別為第j個負荷單位有功調整代價和負荷有功變化量；CLQ,j，ΔQL,j分別為第j個負荷單位無功調整代價和負荷無功變化量；nk為直流可控措施總數；CD,k，ΔPD,k分別為第k個直流單位有功調整代價和直流有功變化量；nl為容抗器可控措施總數；CX,l，ΔQX,l分別為第l個容抗器無功調整代價和容抗器無功變化量。

約束條件包括設備和斷面有功限額、母線電壓安全上下限、系統頻率安全上下限。

3.2 措施控制性能指標計算

對于實際大電網而言，頻率和電壓安全穩定問題具有高維、強時變、強非線性的本質，基于性能指標的啟發式方法易于滿足實際應用中對于計算方法適應性和計算速度的需求。

針對頻率跌落安全穩定的發電機有功調整措施控制性能指標計算方法如下，頻率上升安全穩定以及直流有功調整、負荷有功調整計算方法與之類似。

(10)

式中：J1為頻率跌落安全薄弱集中關鍵節點/發電機數；ηtfd,j1為第j1個關鍵節點/發電機的頻率跌落安全裕度；(1-ηtfd,j1)k為ygfd,j1的權重系數，k為設定的大于1的參數，該參數用以調節裕度作為權重系數的大小，k值大表明排序靠前的措施優先解決裕度較低的節點，k值小則表明排序靠前的措施需兼顧更多的不安全節點，ygfd,j1為發電機所連接的節點與第j1個關鍵節點/發電機節點之間電氣距離的倒數，措施距離頻率薄弱節點電氣距離越近，表明該措施越有效；Cg為發電機單位有功功率控制代價。式(10)中頻率薄弱節點指頻率跌落安全裕度小于設定門檻值的節點(門檻值一般設置為0)。電壓控制措施性能指標計算方法與頻率類似。

3.3 策略在線搜索

基于頻率和電壓安全穩定問題的特點和影響范圍，按照頻率、電壓安全穩定問題分類優先原則進行優化決策。在線計算通常利用集群并行計算方法提升計算效率，流程如圖2所示。為減少枚舉組合方案數目，需對枚舉方案進行篩選：若存在頻率安全問題，則需根據K系數估算頻率安全問題，預估調整量Pre，估算調整量大于設定門檻值(通常為2 000 MW)時，將排序靠前的N個措施調整至上限，僅對接近并超出估算量的M個措施進行分檔枚舉和組合，從而縮小校核方案數目；否則，若僅存在電壓安全問題，則無需計算預估調整量，所有措施均納入后續分檔枚舉和組合。

圖2 頻率和電壓緊急調控在線預決策方法Fig.2 Online pre-decision method for emergency regulation of frequency and voltage

需要說明的是，對于故障后可能出現的設備過載安全問題，可在頻率和電壓決策的基礎上基于發電機措施靈敏度進行優化決策。

4 算例驗證

4.1 電網運行方式簡介

采用華東電網2019-08-18斷面時刻數據進行算例驗證。該方式下，賓金直流雙極輸送功率5 379 MW，復奉直流雙極輸送功率5 353 MW。預想賓金+復奉兩回直流雙極閉鎖故障，根據系統保護實時運行狀態監測信息識別當值控制策略，抽蓄機組全部為發電狀態，切負荷裝置通信異常，直流緊急提升1 562 MW，故障后，系統穩態頻率49.80 Hz。其網架結構示意如圖3所示。表1為故障后電壓和頻率越限信息。

表1 電壓和頻率越限信息Table 1 Voltage and frequency limit information

圖3 網架結構示意Fig.3 Schematic diagram of power grid

4.2 頻率緊急控制決策

根據式(5)計算發電機措施控制性能指標，性能指標排序靠前的8臺機組指標計算結果見表2。

表2 措施控制性能指標Table 2 Performance index of measures control

系統頻率調節K系數按照3 800 MW/0.1 Hz考慮，估算調整量Pre為5 700 MW。因直流已無可調空間，因此僅需對發電機措施進行枚舉組合。根據3.3節方法計算，可得N=37，M=4，ΔPG取50 MW。

表3為估算量附近的6個調整方案，方案4調整量為6 002.8 MW，雖然大于方案3的5 990.1 MW，但由于發電機控制代價較小，其總代價小于方案3，滿足目標函數和約束條件。因此，選取方案4作為頻率預決策措施，即通過增加機組出力約6 000 MW將系統頻率恢復至49.95 Hz。

表3 不同控制方案詳細信息Table 3 Details of different control schemes

4.3 電壓緊急控制決策

在頻率預決策基礎上進行電壓預決策，頻率策略實施后浙江仁和站500 kVⅡ母線穩態電壓為509.12 kV(限值設置為510 kV)，計算電壓控制性能指標，結果如表4所示，無功控制代價均設置為0.01萬元/Mvar，共篩選出4個有效措施。對措施進行枚舉組合共形成16個待校核方案，表5列出其中4個方案的校核結果，可知方案3滿足安全約束且總代價最小。因此，退仁和1號和2號電抗、投喬司4號電容解決電壓越下限問題，共調整無功功率170 Mvar，經校核，控制后仁和500 kV母線電壓升至512.19 kV，滿足事故后電壓控制要求，頻率和電壓緊急調控預決策策略搜索結束。

表4 措施控制性能指標Table 4 Performance index of measures control

表5 不同控制方案詳細信息Table 5 Details of different control schemes

5 結語

為了彌補目前調度運行人員采用基于離線典型方式制定事故預案時面臨的方式適應性差、經濟性不佳以及僅能給出處置要點的不足，文中提出了考慮設備實際運行狀態的頻率和電壓緊急調控在線預決策方法。計及系統保護、機組一、二次調頻等設備實際運行狀態，在線準確識別故障后準穩態運行方式，構建以綜合控制代價最小為目標的頻率和電壓協調決策模型。通過有功、無功多類措施枚舉組合形成校核方案，兼顧頻率和電壓安全問題進行預決策策略迭代搜索，實際故障發生后通過匹配故障和故障后問題實現緊急調控，提升電網抵御嚴重故障事故風險的能力。

后續將融合人工智能技術，探索智能化的在線緊急調控決策方法。

本文得到南瑞集團有限公司科技項目“交直流混聯電網多時態計劃快速校核與協同決策關鍵技術研究”資助，謹此致謝！