譚文忠，王啟盛，梅紅興，謝昊，張思遠

(國網(wǎng)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(tǒng)，尤其是交直流混聯(lián)電網(wǎng)成為主干網(wǎng)架，當前“源-網(wǎng)-荷-儲”電網(wǎng)呈現(xiàn)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(tǒng)負荷發(fā)生較大的缺額、潮流瞬時發(fā)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(guī)模接入以及配套儲能設施的入網(wǎng)，給電網(wǎng)運行帶來新的物理特性，故障暫態(tài)過程呈現(xiàn)全新的非線性振蕩，為電網(wǎng)集中控制帶來巨大挑戰(zhàn)[2-4]。為此，傳統(tǒng)的“源隨荷動”集中調度模式亟需向“源網(wǎng)荷儲多元協(xié)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(wǎng)用戶連續(xù)供電要求的提高，要求主網(wǎng)事故情況下，需以最小低電壓負荷損失代價來恢復電網(wǎng)安全[5]。

當前電網(wǎng)故障處置依賴于D5000調度平臺的在線安全穩(wěn)定分析系統(tǒng)，是基于靜態(tài)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(wǎng)安全為唯一控制目標的靜態(tài)分區(qū)處置方案[6]。

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

1 省地一體化聯(lián)合控制技術

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

尋求最優(yōu)輔助決策的過程實質是一個包含多種約束的優(yōu)化調度問題[6]。本文結合省級電網(wǎng)調度原則、控制要求及實際運行經(jīng)驗，提出了一種省地一體化聯(lián)合控制方案。在如圖1所示技術線路中，省調圍繞“源-網(wǎng)”為中心，通過動態(tài)分區(qū)來調節(jié)電源出力控制斷面潮流，安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)下發(fā)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(jié)手段，依據(jù)斷面靈敏度順次切除低壓負荷以控制節(jié)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(wǎng)動態(tài)分區(qū)控制技術，通過調節(jié)發(fā)電機出力和改變電網(wǎng)運行方式來調節(jié)斷面潮流、啟動安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)向聯(lián)切裝置下發(fā)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(jù)各事故斷面靈敏度大小順次執(zhí)行多輪切低壓負荷以控制節(jié)點電壓。

2 基于動態(tài)分區(qū)的省調控制模型和實現(xiàn)流程

2.1 動態(tài)分區(qū)決策目標函數(shù)

為了從諸多動態(tài)分區(qū)備選方案中選擇解除電網(wǎng)緊急狀態(tài)的最優(yōu)方案，首先需要研究一套綜合考量安全性和經(jīng)濟性的動態(tài)分區(qū)評價指標。

在研究靜態(tài)分區(qū)評價工作的基礎上，綜合計及經(jīng)濟性、安全性、可靠性指標后，可用函數(shù)式(1)表示電網(wǎng)動態(tài)分區(qū)切負荷的代價[11-12]。

式中，F(xiàn)1為切負荷造成負荷損失的經(jīng)濟代價，見式(2)；F2為電網(wǎng)規(guī)模；δ1、δ2為其責任代價的權重系數(shù)，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(jīng)濟損失的賠償代價；為切負荷造成電網(wǎng)損失的賠償代價；為切負荷造成發(fā)電損失的賠償代價。

針對不同規(guī)模的電網(wǎng)，F(xiàn)2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(guī)定，結合實際省級電網(wǎng)規(guī)模，得到F2為相應地區(qū)電網(wǎng)減供負荷比例α的分段函數(shù)。責任代價函數(shù)制定如下:

2.2 基于動態(tài)分區(qū)的協(xié)調控制流程

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

圖2 電網(wǎng)動態(tài)分區(qū)與切負荷決策流程

具體步驟如下:

步驟1、2:根據(jù)預想故障下設備的過載安全裕度，確定最大可用動態(tài)分區(qū)操作數(shù)，在最大操作數(shù)約束下，校核綜合控制性能滿足要求的各動態(tài)分區(qū)操作執(zhí)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(jù)多目標決策方法選擇最優(yōu)的動態(tài)分區(qū)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(tài)分區(qū)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(qū)電網(wǎng)為例驗證所提方法在保障系統(tǒng)安全穩(wěn)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(qū)，L1、L2分別為HZ區(qū)向HD區(qū)輸送負荷的直流通道，圖中實線為500 kV線路。其中系統(tǒng)全接線方式下，斷面L1穩(wěn)定限額560萬kW，L2穩(wěn)定限額640萬kW，L3穩(wěn)定限額240萬kW，斷面L4穩(wěn)定限額130萬kW，正常運行方式下各斷面功率均在穩(wěn)定限額內。若L2發(fā)生單極閉鎖故障，系統(tǒng)保持穩(wěn)定，直流輸送的2 400 MW電力將轉移到該區(qū)域電網(wǎng)500 kV交流系統(tǒng)；L2繼續(xù)發(fā)展為雙極閉鎖故障時，巨大的功率缺額將導致近區(qū)潮流重新分布，斷面L3、L4功率均超穩(wěn)定限額，如果不采取任何穩(wěn)控措施，將導致該區(qū)域電網(wǎng)的機組與系統(tǒng)主網(wǎng)失步，為保證故障后各斷面功率不超穩(wěn)定限額，需采取緊急控制措施?；趫D2的動態(tài)分區(qū)優(yōu)化控制方案經(jīng)過9次迭代后，目標代價函數(shù)minF趨于最小值，并得到切負荷量及電網(wǎng)事故等級見表1。

圖3 電網(wǎng)動態(tài)分區(qū)算例示意圖

表1 不同穩(wěn)定控制方案下系統(tǒng)暫態(tài)失穩(wěn)風險值

通過比較表1不同穩(wěn)定控制方案下系統(tǒng)暫態(tài)失穩(wěn)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(wěn)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(tài)失穩(wěn)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(tǒng)暫態(tài)失穩(wěn)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(xiàn)流程

3.1 目標函數(shù)

在主網(wǎng)事故處置過程中，省級調度根據(jù)目標代價函數(shù)minF選取最優(yōu)動態(tài)分區(qū)后，地區(qū)調度需配合上級調度，繼續(xù)根據(jù)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(jié)點拉回到安全區(qū)域內[11]，模型目標函數(shù)見式(4)。

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

3.2 約束條件

系統(tǒng)運行約束包含靈敏度約束、節(jié)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(jié)點i相連線路k的視在有功、電壓相角。

2)節(jié)點平衡約束

式中，N為所有節(jié)點集合；和為與節(jié)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(jié)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(jié)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(jié)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(yōu)化控制流程

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

圖4 地調切負荷優(yōu)化控制流程

3.4 算例分析

采用改進的IEEE 30節(jié)點作為測試系統(tǒng)，系統(tǒng)基準功率為100 MW，分區(qū)如圖5所示，送端系統(tǒng)區(qū)域1通過聯(lián)絡線4-12、6-10、9-10和28-27向受端區(qū)域2供電。

圖5 IEEE 30節(jié)點測試系統(tǒng)

當某特高壓直流落點近區(qū)故障，智能輔助決策系統(tǒng)根據(jù)省調電網(wǎng)動態(tài)分區(qū)結果選擇最優(yōu)協(xié)調控制方案，向相關地區(qū)調度推送基于節(jié)點電壓的切負荷協(xié)調控制策略，圖6為節(jié)點3電壓水平與切負荷次數(shù)關系。

圖6 節(jié)點電壓水平與切負荷次數(shù)關系

圖6給出了兩輪切負荷控制的效果，其中，切負荷次數(shù)4—6為按靈敏度大小順序執(zhí)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(jié)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(yōu)動態(tài)分區(qū)與最小切負荷相結合的多級調度協(xié)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(jīng)濟性、安全性、可靠性指標的動態(tài)分區(qū)決策目標函數(shù)，以動態(tài)分區(qū)切負荷的代價最小minF，求解省調最優(yōu)分區(qū)控制方案。

2)相關聯(lián)的地調根據(jù)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(jié)點電壓。

省級、地級調度分別作為多級調度協(xié)調控制策略的一部分，融合了主網(wǎng)故障連續(xù)動態(tài)控制和低壓負荷的離散投切，并共同作用于優(yōu)化結果。同時，由于滾動優(yōu)化和遞進式的優(yōu)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。