交直流混聯電網多級調度協調控制策略及輔助決策研究

譚文忠，王啟盛，梅紅興，謝昊，張思遠

(國網湖南省電力有限公司，湖南 長沙 410004)

0 引言

隨著特高壓遠距離輸電系統，尤其是交直流混聯電網成為主干網架，當前“源-網-荷-儲”電網呈現全新的物理結構和運行特征[1]。一方面，特高壓線路故障或閉鎖，使系統負荷發生較大的缺額、潮流瞬時發生巨大改變，電壓、頻率急劇波動；另一方面，風能、光伏等新能源的大規模接入以及配套儲能設施的入網，給電網運行帶來新的物理特性，故障暫態過程呈現全新的非線性振蕩，為電網集中控制帶來巨大挑戰[2-4]。為此，傳統的“源隨荷動”集中調度模式亟需向“源網荷儲多元協調調度”控制模式方向轉變。另一方面，《電力安全事故應急處置和調查處理條例》的出臺，尤其是對配網用戶連續供電要求的提高，要求主網事故情況下，需以最小低電壓負荷損失代價來恢復電網安全[5]。

當前電網故障處置依賴于D5000調度平臺的在線安全穩定分析系統，是基于靜態潮流越限的定期安全掃描及預想方式分析，本質上是以電網安全為唯一控制目標的靜態分區處置方案[6]。

為兼顧電力系統運行的經濟性和安全性，最近，業界提出了一種綜合計及經濟性、安全性、可靠性指標的動態分區控制方案[7]。因此，研究基于最優動態分區與最小低電壓負荷損失相結合的多級調度協調控制策略很有必要。

1 省地一體化聯合控制技術

特高壓線路故障或閉鎖、系統負荷產生較大的缺額時，通過動態調整電網分區結構解除對控制時限要求不高的緊急狀態，從而減少下一級電網切負荷量，降低事故處置代價。當故障過程存在多個動態分區方案可以解除電網緊急狀態時，需要考慮動態分區與下一級電網切負荷措施協調配合，從備選方案中選擇最優分區方案[8]。

尋求最優輔助決策的過程實質是一個包含多種約束的優化調度問題[6]。本文結合省級電網調度原則、控制要求及實際運行經驗，提出了一種省地一體化聯合控制方案。在如圖1所示技術線路中，省調圍繞“源-網”為中心，通過動態分區來調節電源出力控制斷面潮流，安全穩定控制系統下發切負荷命令來控制功率缺額(ΔP)及頻率波動(Δf)；地調以“荷-儲”為調節手段，依據斷面靈敏度順次切除低壓負荷以控制節點電壓水平(ΔU)和無功平衡(ΔQ)[9-10]。

圖1 省地一體化智能輔助決策

在圖1所示省地一體化智能輔助決策路線中，故障處置包含兩個層級。①省調層級:基于電網動態分區控制技術，通過調節發電機出力和改變電網運行方式來調節斷面潮流、啟動安全穩定控制系統向聯切裝置下發切負荷命令來控制功率缺額及頻率波動。②地調層級:基于斷面靈敏度切負荷控制技術，根據各事故斷面靈敏度大小順次執行多輪切低壓負荷以控制節點電壓。

2 基于動態分區的省調控制模型和實現流程

2.1 動態分區決策目標函數

為了從諸多動態分區備選方案中選擇解除電網緊急狀態的最優方案，首先需要研究一套綜合考量安全性和經濟性的動態分區評價指標。

在研究靜態分區評價工作的基礎上，綜合計及經濟性、安全性、可靠性指標后，可用函數式(1)表示電網動態分區切負荷的代價[11-12]。

式中，F1為切負荷造成負荷損失的經濟代價，見式(2)；F2為電網規模；δ1、δ2為其責任代價的權重系數，δ1+δ2=1，一般1≥δ1＞δ2≥0。

式中，ΔP為期望缺失供電量；為因停電造成社會經濟損失的賠償代價；為切負荷造成電網損失的賠償代價；為切負荷造成發電損失的賠償代價。

針對不同規模的電網，F2有不同的表達形式，參考相關文獻[11]，以及《電力安全應急處置和調查處理條例》相關規定，結合實際省級電網規模，得到F2為相應地區電網減供負荷比例α的分段函數。責任代價函數制定如下:

2.2 基于動態分區的協調控制流程

動態分區與切負荷協調優化方案應滿足minF，即綜合考慮動態分區和切負荷協調后切負荷措施造成控制代價最小[12]。圖2給出了動態分區與切負荷協調優化方法流程。

圖2 電網動態分區與切負荷決策流程

具體步驟如下:

步驟1、2:根據預想故障下設備的過載安全裕度，確定最大可用動態分區操作數，在最大操作數約束下，校核綜合控制性能滿足要求的各動態分區操作執行后是否能解決預想故障下的設備過載。

步驟3、4、5:若能解決，則從中根據多目標決策方法選擇最優的動態分區操作組合方案。

步驟6、7、8:若不能解決，則選擇綜合控制性能最好的動態分區操作組合，在此基礎上計算各備選切負荷點計及電力安全事故風險的切負荷性能代價比，迭代切除性能代價比最高的負荷，直至預想故障下的過載問題解決。

2.3 算例分析

以中部某特高壓直流落點近區電網為例驗證所提方法在保障系統安全穩定、減少事故后切負荷量、降低電力安全事故等級方面的有效性，如圖3所示，CY換流站為特高壓直流逆變站，直流雙極高端滿送時落地約640萬kW，HB、HZ、HD三個負荷分區，L1、L2分別為HZ區向HD區輸送負荷的直流通道，圖中實線為500 kV線路。其中系統全接線方式下，斷面L1穩定限額560萬kW，L2穩定限額640萬kW，L3穩定限額240萬kW，斷面L4穩定限額130萬kW，正常運行方式下各斷面功率均在穩定限額內。若L2發生單極閉鎖故障，系統保持穩定，直流輸送的2 400 MW電力將轉移到該區域電網500 kV交流系統；L2繼續發展為雙極閉鎖故障時，巨大的功率缺額將導致近區潮流重新分布，斷面L3、L4功率均超穩定限額，如果不采取任何穩控措施，將導致該區域電網的機組與系統主網失步，為保證故障后各斷面功率不超穩定限額，需采取緊急控制措施。基于圖2的動態分區優化控制方案經過9次迭代后，目標代價函數minF趨于最小值，并得到切負荷量及電網事故等級見表1。

圖3 電網動態分區算例示意圖

表1 不同穩定控制方案下系統暫態失穩風險值

通過比較表1不同穩定控制方案下系統暫態失穩風險值，可以分析得出如下結論:

1)比較方案A和B，以及方案C和D1可見，《電力安全事故應急處置和調查處理條例》的出臺使得切負荷的代價較高，安全穩定控制措施中考慮切負荷方案的風險較高。

2)從方案B和C可見，考慮L1直流有功功率調制輔助切機措施可以減少切機量，降低暫態失穩控制風險。

3)從方案D1—D6的結果可見，L1直流調制量越大，切機量越小，系統暫態失穩控制風險越小[13]。

3 基于低壓切負荷的地調控制模型和實現流程

3.1 目標函數

在主網事故處置過程中，省級調度根據目標代價函數minF選取最優動態分區后，地區調度需配合上級調度，繼續根據事故斷面靈敏度順次多輪切除低壓負荷，從而以最小的控制代價將不安全電壓節點拉回到安全區域內[11]，模型目標函數見式(4)。

式中，Ui、Uoibj分別為節點i的當前電壓和切負荷啟動電壓；SLC為切負荷控制節點集；SLC0為初始切負荷節點集，對應式(5)中各SLC0節點的切負荷靈敏度系數，ΔPk為低電壓切負荷控制量[14]。

3.2 約束條件

系統運行約束包含靈敏度約束、節點平衡約束和潮流約束。

1)靈敏度約束

式中，、分別表示為與節點i相連線路k的視在有功、電壓相角。

2)節點平衡約束

式中，N為所有節點集合；和為與節點n相連線路k的首端點和末端點集合；Pk，t為線路k中的潮流；Pn，t為節點n負荷。

3)潮流約束

潮流約束包含線路傳輸潮流約束式(7)和相角約束式(8)。

式中，θn，t、θmin、θmax為節點n電壓相角及運行上、下限額，θn，t∈[-∏，∏]；K為所有線路集合；Pn，t、、為節點n相連線路k中的有功功率及其潮流上、下限額。

3.3 地調低電壓切負荷優化控制流程

地調低電壓切負荷流程如圖4所示，當存在節點電壓Ui低于切負荷啟動值Uoibj時，根據系統離線阻抗矩陣行元素Zi，k生成初始切負荷節點集SLC0、切負荷靈敏度系數及其初始切負荷控制節點集SLC[15-16]。根據式(6)得出第k輪次低電壓切負荷控制量ΔPk。如此循環直至節點電壓Ui恢復至啟動值。

圖4 地調切負荷優化控制流程

3.4 算例分析

采用改進的IEEE 30節點作為測試系統，系統基準功率為100 MW，分區如圖5所示，送端系統區域1通過聯絡線4-12、6-10、9-10和28-27向受端區域2供電。

圖5 IEEE 30節點測試系統

當某特高壓直流落點近區故障，智能輔助決策系統根據省調電網動態分區結果選擇最優協調控制方案，向相關地區調度推送基于節點電壓的切負荷協調控制策略，圖6為節點3電壓水平與切負荷次數關系。

圖6 節點電壓水平與切負荷次數關系

圖6給出了兩輪切負荷控制的效果，其中，切負荷次數4—6為按靈敏度大小順序執行第2輪切負荷控制。從圖6可以看出，在第2輪切負荷控制后，負荷節點3的電壓恢復到了相對較好的水平。

4 結語

本文構建基于最優動態分區與最小切負荷相結合的多級調度協調控制策略，圍繞故障處置過程的不同控制層級展開詳細論述，并通過仿真驗證模型與控制的正確有效。

1)構建綜合計及經濟性、安全性、可靠性指標的動態分區決策目標函數，以動態分區切負荷的代價最小minF，求解省調最優分區控制方案。

2)相關聯的地調根據事故斷面靈敏度順次多輪切除低壓負荷，以最小的控制代價恢復節點電壓。

省級、地級調度分別作為多級調度協調控制策略的一部分，融合了主網故障連續動態控制和低壓負荷的離散投切，并共同作用于優化結果。同時，由于滾動優化和遞進式的優化求解過程，可在控制過程中實時響應用戶或饋線側的控制要求。