基于态势感知理论的大电网运行控制系统设计及开发应用

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(1.国网河南省电力公司，河南 郑州 450000;2.贵州大学电气工程学院，贵州 贵阳 550025；3.北京清大科越股份有限公司，北京 100084)

0 引言

电网规模不断扩大，运行控制难度大幅提升，使得传统以人工经验为基础的运行控制方法难以满足电网运行要求，电网运行安全性、经济性难以保证。

为适应上述发展要求，引入态势感知理念构建大电网运行控制平台,已成为电网发展的重要趋势。文献[1-2]介绍了配电网中引入态势感知技术后的运行控制策略，其重点在于实现对故障的快速辨识。文献[3-4]介绍了输电网中的态势感知技术，提出了输电网态势感知的关键要素。文献[5]介绍了考虑电能质量态势感知的分布式电源运行控制策略，给出了其运行控制方法。文献[6]将态势感知结果以图形化方式展现，实现了多时间电网运行展示。此外，在电机控制、园区电网管理和变电站监控等方面,态势感知技术也得到了不同程度应用[7-9]。

上述研究表明了态势感知技术在电力系统生产运行的有效性。但是从大电网运行控制角度出发，态势感知相关的研究与应用还比较少。随着电网调度运行控制精益化水平的不断提升，态势感知技术的研究与应用将成为电网发展的必然趋势。

围绕基于态势感知技术的大电网运行控制技术这一主题，剖析了态势感知理念内涵和外延，结合大电网运行控制要求，提出了基于态势感知的大电网运行控制模型与方法，并构建了大电网运行控制系统，详细设计了该系统的业务功能。

1 大电网态势感知模型与方法研究

1.1 态势感知理论内涵

态势感知是近年来兴起的自动控制理念，其目的在于解决复杂系统的运行控制问题。传统自动控制所面临的问题规模较小、复杂程度不高，依靠人工分析就能得到比较准确的控制策略，获得较高的控制效果。但是随着系统规模增加、复杂度提高，人工经验式的运行控制方法弊端日益凸显，其控制有效性和决策速度均难以满足复杂系统在线分析的要求。

所谓态势感知就是将运行控制关口前移，通过捕捉系统未来发展趋势，辨识运行薄弱环节，给出运行控制策略。从实施流程来说，态势感知一般包括未来态势分析、控制策略制定、实际运行执行和执行效果反馈4个步骤。其中,控制策略制定是态势感知理念的核心，也是其实施的重点。

1.2 基于态势感知的大电网运行控制方法

大电网运行控制的重点内容是合理调整各发电厂的发电功率，在满足电网运行安全边界的基本要求下提升运行经济性。传统调度运行中，主要依赖人工经验，根据当前功率偏差被动式响应调整。而引入态势感知理念后，必须建设系统负荷预测系统、新能源功率预测系统等预测分析系统，将运行控制所需要的各方面数据信息反馈至控制中心，供其决策分析。该决策分析过程可用一个规划优化问题描述。

1.2.1 优化目标

以运行经济性为决策优化目标，该目标可表示为：

(1)

(2)

1.2.2 约束条件

主要包括电网运行约束、机组运行约束和N-1故障安全约束。

a.电网运行约束。

电网运行约束包括电力平衡约束、运行特性约束、传输能力约束和备用容量约束[10-11]，可表示为：

∀t=1,…,NT

(3)

b.机组运行约束

机组运行约束包括机组出力上、下限约束，机组出力爬坡约束，备用预留合理性约束，可表示为：

∀i=1，…，Np,t=1，…，NT

(4)

c.N-1故障安全约束

N-1故障安全约束，指纳入N-1扫描故障集中的线路跳闸均能保证剩余线路潮流在其限值内。该约束为电网实时运行控制的基本要求，可表示为：

∀t=1,…,NT,i=1,…,NL,i≠j

(5)

1.2.3 求解算法

上述运行控制模型实际上为凸二次目标规划问题，可以通过现有商业规划软件包直接优化求解得到[11]，这里对其求解方法不再赘述。

2 基于态势感知理论的运行控制系统体系架构与功能设计

2.1 体系架构

按照态势感知理论，大电网运行控制系统的整体结构也可分为未来态势分析、控制策略制定、实际运行执行和执行效果反馈4个步骤，其体系架构如图1所示。

图1 体系架构

2.2 未来态势分析

未来态势分析是基于态势感知技术的大电网运行控制系统的基础。所谓未来态势实际上是未来一段时间电网运行的边界数据的变化情况，包括负荷预测，风电、光伏等新能源功率预测，火电、水电等常规机组的运行状态变化，考虑设备缺陷的N-1扫描故障集更新，考虑输变电设备停运的电网拓扑结构变化等信息。

其中，负荷预测，风电、光伏等新能源功率预测是需要依据当前气温、湿度等因素进行预测分析；当水电水位变化，来水变化时，水电厂的发电能力就会发生改变；火电来煤变化或设备故障时，其出力能力就会改变；输变电设备存在计划性停运或发现设备缺陷时，就必须对N-1扫描故障集和电网拓扑结构进行改变。上述几方面变化信息构成了大电网运行控制的边界条件，也是态势感知分析的基础。

2.3 控制策略制定

控制策略制定是基于上述未来态势分析基础数据，利用1.2节所提出的大电网运行控制模型与方法，制定未来对应时段的运行控制策略。

水电、火电等常规机组出力调整，是调度员实际运行中进行运行控制的主要手段。在实际运行中，必须同时满足电网电力平衡要求、断面传输要求、备用裕度和N-1扫描故障集安全要求，而上述运行要求相互关联，相互影响。在传统调度模式下调度员主要凭借经验进行调控。而在态势感知模式下，上述运行要求均以约束条件的形式内嵌于运行控制模型中，优化得到的分析结果将自动满足上述运行要求。同时，目标函数可根据运行要求进行自适应匹配，从而在满足运行要求的前提下实现了运行效益的最大化。

2.4 实际运行执行

由基于态势感知技术的大电网运行控制模型，可以得到未来一段时间的火电、水电常规电厂出力计划。实际执行环节，上述机组出力计划将通过发电计划系统下发至各电厂。电厂的控制系统将根据上述控制目标值调控进煤、水门开度等控制变量以满足上述运行控制要求。

当电网出现超过未来态势分析N-1扫描故障集的紧急设备跳闸故障时，则终止上述控制过程，转入人工事故处置；否则依据上述控制要求控制执行。

2.5 执行效果反馈

执行完毕后，则必须跟踪分析执行效果，并将运行评价结果反馈调度员，以便与其修正运行控制策略，不断改进提升。

执行效果评价分析的基础是运行情况的对比分析，对比分析内容包括：

a.负荷预测，风电、光伏功率预测等未来态势分析中的边界数据预测数据。

b.火电、水电等常规电厂的出力计划执行情况。

c.系统运行备用，关键输电断面潮流的实际执行情况。

在对上述3方面数据信息对比分析的基础上，还需要进一步分析系统运行备用等控制目标偏差与边界数据和控制对象等偏差的相互关系，掌握内部规律，以提升控制效果。

3 系统开发与实践应用

本文所提出的基于态势感知技术的大电网运行控制技术，已成功用于河南电网的运行控制中，该系统于2015年部署实施，至今已成功运行2年时间，取得了显著的运行效益。

3.1 系统架构

结合河南电网自动化系统的实际水平，河南态势感知运行控制系统部署结构如图2所示。在态势感知运行控制系统上线实施前，河南电网已经开发应用了“负荷预测系统”、“新能源功率预测系统”、“网络拓扑分析系统”、“发电计划系统”和“能量管理系统”。

图2 系统部署结构

态势感知运行控制系统、能量管理系统、网络拓扑分析系统部署于安全生产Ⅰ区；负荷预测系统、新能源功率预测系统、发电计划系统部署于安全生产Ⅱ区。安全生产Ⅰ区与安全生产Ⅱ区之间通过防火墙进行数据交换。态势感知运行控制系统所需要的未来态势分析分析数据，来源于负荷预测系统、吸能能源功率预测系统和网络拓扑分析系统；其运行控制策略则传递至发电计划系统和能量管理系统执行；执行结果通过能量管理系统反馈至态势感知运行控制系统。

3.2 功能设计

在态势感知运行控制系统中，一方面将负荷预测、新能源功率预测系统等预测信息汇总分析，另一方面将运行控制策略发送至发电计划系统和能量管理系统，付诸实施，其地位实际上相当于电网实时运行控制中枢神经。具体来说,其功能包括：

a.依托负荷预测、新能源功率预测系统所提供的未来态势分析数据，实现了对大电网的超前控制，降低了人工分析决策工作量，提升运行控制效益。

b.通过对比控制策略执行效果和控制目标，能够不断优化所制定的运行控制策略，给出负荷预测偏差、新能源预测偏差等数据信息对运行控制效益的影响程度。

c.实现了电网运行效益指标的自动统计分析，依托指标体系实现了对运行效益的评价分析，成为重要的管理抓手。

3.3 运行效益

态势感知运行控制系统实现了大电网超前运行控制，在河南电网部署实施2年以来，取得了显著的运行效益，表现在：

a.降低调度员人工运行控制工作量，符合电网企业降本提质的发展需要。在系统实施的2年时间内河南电网220 kV网架规模较实施前增大了近50%，但是得益于该系统，省调调度员在值班人数不变的情况下工作效率大幅提升，完全能够胜任电网规模快速扩大背景下的调度运行业务要求。

b.运行控制效益显著，备用容量不合格时间、关键输变电断面越限次数等不良指标大幅降低。以备用容量不合格时间为例，河南电网该指标由系统实施前的每年46 h大幅下降到8 h。

c.调度员运行分析水平显著提升。传统模式下调度员关注点仅是当前时刻电网运行情况，对未来的发展趋势关注不足，造成线路跳闸、负荷突变等情况下响应不及时的事件时有发生。本系统上线实施后，依托于系统的自动在线分析，调度员能够将更多的精力集中于运行分析和超前控制上，大大提升了其决策分析的能力和水平。

4 结束语

通过引入态势感知理论，提出了大电网运行控制模型与方法，并在此基础上提出了态势感知运行控制系统的体系结构和关键技术。从河南电网的实际运行情况来看，该系统能大大提升电网运行效率和调度员的工作效率，降低调度员人工运行控制工作量的同时显著提升调度员的运行分析水平，有利于调度员业务模式转变，更加符合大电网发展要求。

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