考虑设备运行状态的频率和电压紧急调控在线预决策

张建新，吴峰，黄磊，鲍颜红，徐伟，徐光虎，杨君军

(1.中国南方电网有限责任公司电力调度控制中心，广东 广州 510530；2.南瑞集团(国网电力科学研究院)有限公司，江苏 南京 211106)

0 引言

随着我国特高压交直流电网的建设，目前已初步形成特高压交直流、多直流混联格局。以华东电网为例，2019年华东跨区直流总容量约占华东汛期一般低谷负荷的46%，负荷规模大、区外受电占比高，常规机组大量被替代导致电网转动惯量下降，频率和电压安全风险突出[1—3]。

华东电网已建成频率协控系统，即系统保护，提高电网整体频率稳定水平。并通过制定事故预案，即紧急调控策略，应对故障过渡到准稳态后可能出现的过载、电压、频率安全问题。但离线事故预案基于较为恶劣的典型方式制定，经济性不足，也无法计及发电机、直流、容抗器等可控设备实时运行状态，预想的故障后准稳态方式与实际差别较大，且具体控制量需要调度运行人员根据电网实际状态和运行经验进一步确定。此外，间歇性新能源大规模接入和电力市场逐步推进使得电网运行方式与离线典型方式偏差日益增大[4—5]，离线事故预案难以有效保障交直流电网的安全运行[6—8]。

目前，在线方式下已初步实现了电压安全问题紧急调控预决策。文献[10]提出“事前决策、事后匹配”的紧急调控方法，决策过程未考虑电网频率越限，也未考虑同时影响电压、频率的直流功率调制、减负荷等措施。文献[11]提出基于启发式的多类安全问题预防控制决策方法，但忽略了有功措施对交流电压、无功措施对系统潮流的影响，也未计及系统保护装置实际运行状态，优化结果存在偏差。文献[12]建立考虑频率特性的故障后潮流模型，系统的功率缺额由机组和负荷的一次调节作用共同承担，但未考虑无功调节措施，生成的稳态方式不够准确。紧急调控实时决策能够为调度运行人员提供校正控制策略[13]，但故障后电网处于动态过程且校正控制决策计算耗时较长，并不能保证策略的准确可靠[14—15]。

为弥补离线事故预案制定方式与故障发生时刻方式差异导致的预案欠控或失配风险，文中考虑系统保护、机组一次调频、自动发电控制(automatic generation control,AGC)和自动电压控制(automatic voltage control,AVC)等装置动作对实际运行电网节点注入的影响，计及系统保护当值策略识别故障后准稳态方式，构建以综合控制代价最小为目标的频率和电压协调决策模型。通过有功、无功多类措施枚举组合形成校核方案，并基于措施调整量快速估算实现校核方案筛选，兼顾频率和电压安全问题进行预决策策略迭代搜索，提升电网抵御严重故障事故风险的能力。

1 在线预决策基本思路

频率和电压紧急调控在线预决策可解决由暂态过程平息过渡到准稳态后出现的稳态频率越限或电压越限问题[16—17]。其首先获取状态估计、气象环境等多源数据生成电网运行方式和预想故障集，计及设备运行状态进行系统保护当值策略识别；然后，基于交直流设备详细模型进行暂态时域仿真，根据节点电压和频率波动情况判断系统是否达到准稳态，并根据节点注入量自动生成稳态运行方式，通过故障后电压、频率安全裕度计算识别需要在线预决策的故障集。考虑到在线计算时效性的要求，利用方案枚举组合、集群并行迭代的求解策略，进行频率和电压紧急调控预决策。紧急调控在线预决策基本思路如图1所示。

图1 紧急调控在线预决策Fig.1 Online pre-decision for emergency regulation

紧急调控在线预决策的关键问题之一是事故后电网准稳态方式生成的准确性。因此仿真中需要基于电网设备实时运行状态，准确模拟安控、系统保护、发电机一次调频、AGC和AVC等自动装置动作，获取故障后各节点注入量和控制量，生成准确的事故后电网运行方式。此外，在线预决策需要快速搜索同时满足电压和频率安全要求的控制措施，对于交直流混联电网，有功和无功措施不能完全解耦，须要以综合控制代价最小为目标，迭代搜索同时满足电压、频率等多类安全稳定约束的控制策略，克服离线预案仅能给出处置要点的弊端。

2 计及设备状态的准稳态方式生成

为获取准确的电网故障后运行方式，需要计及设备实际运行状态识别系统保护[18—20]、机组一次调频等动作。设备实际运行状态指系统保护或安控装置、常规机组、容抗器等设备的实时运行状态，包括投停状态、实时出力等。准稳态指故障发生后在设定的Δt时间内各母线频率波动不超过Δf(通常设定为0.01 Hz)，同时各母线电压波动幅度不超过Δu(通常设定为0.05 kV)的运行状态。

2.1 系统保护当值策略模拟

系统保护策略模型包括：故障约束、方式约束、潮流约束、控制约束、执行约束、措施约束、控制策略表达式、执行策略表达式以及优先级表达式。需采集的设备运行状态包括：电网一次设备的投停状态、系统保护装置及其压板的投退状态、可控设备的有功功率、电流以及当前处于发电状态还是抽水蓄能状态等。

根据电网故障前运行方式和预想故障，对系统保护策略进行在线分析和转化，将策略分配到相应控制子站、执行站执行或在本地执行，进而正确模拟系统保护的动作措施，为准确获取节点注入量变化和进行预决策策略计算奠定基础[21—24]。

2.2 机组一次调频模拟

故障后节点有功注入量变化与发电机一次调频参数、负荷的静态频率特性和功率不平衡量等有关。

首先，针对特高压直流所连接的交流电网，根据以检测到交直流故障为启动判据的安控和系统保护控制策略，运行状态，以及电网运行方式的实时信息，确定故障当值控制措施，计算各交流电网因故障和当值措施实施所引起的有功功率不平衡量ΔPdis。

其次，计算当值措施和发电机一次调频动作后发电机和负荷节点的稳态有功潮流，具体步骤如下。

步骤一：计算各发电机一次调频限幅对应的频率变化量Δfi。

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

(1)

式中：PGNi，PGi，σGi，KGi分别为发电机i的有功功率上、下限，故障前有功出力，一次调频限幅和调差系数；NG为发电机数目。

步骤二：将各发电机按|Δfi|由小到大排序，排序后满足|Δfi-1|≤|Δfi|。置k=1，Δf0=0，ΔPS=0，ΔPS为发电机有功功率调整量之和。

步骤三：计算发电机k参与一次调频时系统的调频系数KSk。

(2)

式中：KDj为节点j负荷的有功静态频率特性系数；NS为负荷数目。

步骤四：计算频率偏差由Δfk-1变化到Δfk对应的有功功率调整量ΔPSk。

ΔPSk=KSk(Δfk-Δfk-1)

(3)

更新ΔPS=ΔPS+ΔPSk。

步骤五：如果ΔPS<ΔPdis，则置k=k+1，返回步骤三；否则，计算系统有功功率缺额ΔPdis对应的频率偏差Δfdis。

Δfdis=Δfk-(ΔPS-ΔPdis)/KSk

(4)

步骤六：计算系统频率偏差为Δfdis时各发电机和负荷分摊的有功功率。如果Δfdis<Δfi，则发电机i分摊的有功功率ΔPGi为：

ΔPGi=KGiΔfdis

(5)

否则，发电机i分摊的有功功率ΔPGi为：

ΔPGi=min(|PGNi-PGi|,σGiPGNi)

(6)

负荷j分摊的有功功率为：

ΔPDj=KGjΔfdis

(7)

2.3 无功电压控制策略模拟

基于故障后有功功率和无功功率计算电网中枢母线电压，故障后中枢母线电压未越限时，该母线电压无需修正。当中枢母线电压越限时，获取越限中枢母线所在分区中的控制策略、运行状态、可调整空间信息。通过归一化处理构建当前计算方式数据下AVC电压控制优化模型。其目标函数如下：

J1=min(ω1J1,1+ω2J1,2)

(8)

式中：ω1，ω2均为权重因子；J1,1，J1,2分别为电压偏差目标和无功调整目标。

选用机组无功功率、可投切电容器和变压器分接头作为控制变量，以节点电压幅值作为状态变量，优化计算时必须满足状态变量约束、控制变量约束和潮流计算约束等约束条件。

3 频率和电压预决策策略迭代求解

对于计及系统保护、调频调压策略后仍然存在的电压、频率越限等安全问题，以控制代价最小为目标，通过频率、电压迭代求解，搜索紧急调控预决策策略，提供具体控制设备和控制量。

3.1 目标函数

预决策目标是总控制代价最小，式(9)为决策目标函数。主要考虑的安全约束有稳态频率越限、设备过载/断面越限和稳态电压越限。

(9)

式中：ni为发电机可控措施数目；CGP,i，ΔPG,i分别为第i个发电机单位有功调整代价和发电机有功变化量；CGQ,i，ΔQG,i分别为第i个发电机单位无功调整代价和发电机无功变化量；nj为负荷可控措施总数；CLP,j，ΔPL,j分别为第j个负荷单位有功调整代价和负荷有功变化量；CLQ,j，ΔQL,j分别为第j个负荷单位无功调整代价和负荷无功变化量；nk为直流可控措施总数；CD,k，ΔPD,k分别为第k个直流单位有功调整代价和直流有功变化量；nl为容抗器可控措施总数；CX,l，ΔQX,l分别为第l个容抗器无功调整代价和容抗器无功变化量。

约束条件包括设备和断面有功限额、母线电压安全上下限、系统频率安全上下限。

3.2 措施控制性能指标计算

对于实际大电网而言，频率和电压安全稳定问题具有高维、强时变、强非线性的本质，基于性能指标的启发式方法易于满足实际应用中对于计算方法适应性和计算速度的需求。

针对频率跌落安全稳定的发电机有功调整措施控制性能指标计算方法如下，频率上升安全稳定以及直流有功调整、负荷有功调整计算方法与之类似。

(10)

式中：J1为频率跌落安全薄弱集中关键节点/发电机数；ηtfd,j1为第j1个关键节点/发电机的频率跌落安全裕度；(1-ηtfd,j1)k为ygfd,j1的权重系数，k为设定的大于1的参数，该参数用以调节裕度作为权重系数的大小，k值大表明排序靠前的措施优先解决裕度较低的节点，k值小则表明排序靠前的措施需兼顾更多的不安全节点，ygfd,j1为发电机所连接的节点与第j1个关键节点/发电机节点之间电气距离的倒数，措施距离频率薄弱节点电气距离越近，表明该措施越有效；Cg为发电机单位有功功率控制代价。式(10)中频率薄弱节点指频率跌落安全裕度小于设定门槛值的节点(门槛值一般设置为0)。电压控制措施性能指标计算方法与频率类似。

3.3 策略在线搜索

基于频率和电压安全稳定问题的特点和影响范围，按照频率、电压安全稳定问题分类优先原则进行优化决策。在线计算通常利用集群并行计算方法提升计算效率，流程如图2所示。为减少枚举组合方案数目，需对枚举方案进行筛选：若存在频率安全问题，则需根据K系数估算频率安全问题，预估调整量Pre，估算调整量大于设定门槛值(通常为2 000 MW)时，将排序靠前的N个措施调整至上限，仅对接近并超出估算量的M个措施进行分档枚举和组合，从而缩小校核方案数目；否则，若仅存在电压安全问题，则无需计算预估调整量，所有措施均纳入后续分档枚举和组合。

图2 频率和电压紧急调控在线预决策方法Fig.2 Online pre-decision method for emergency regulation of frequency and voltage

需要说明的是，对于故障后可能出现的设备过载安全问题，可在频率和电压决策的基础上基于发电机措施灵敏度进行优化决策。

4 算例验证

4.1 电网运行方式简介

采用华东电网2019-08-18断面时刻数据进行算例验证。该方式下，宾金直流双极输送功率5 379 MW，复奉直流双极输送功率5 353 MW。预想宾金+复奉两回直流双极闭锁故障，根据系统保护实时运行状态监测信息识别当值控制策略，抽蓄机组全部为发电状态，切负荷装置通信异常，直流紧急提升1 562 MW，故障后，系统稳态频率49.80 Hz。其网架结构示意如图3所示。表1为故障后电压和频率越限信息。

表1 电压和频率越限信息Table 1 Voltage and frequency limit information

图3 网架结构示意Fig.3 Schematic diagram of power grid

4.2 频率紧急控制决策

根据式(5)计算发电机措施控制性能指标，性能指标排序靠前的8台机组指标计算结果见表2。

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

系统频率调节K系数按照3 800 MW/0.1 Hz考虑，估算调整量Pre为5 700 MW。因直流已无可调空间，因此仅需对发电机措施进行枚举组合。根据3.3节方法计算，可得N=37，M=4，ΔPG取50 MW。

表3为估算量附近的6个调整方案，方案4调整量为6 002.8 MW，虽然大于方案3的5 990.1 MW，但由于发电机控制代价较小，其总代价小于方案3，满足目标函数和约束条件。因此，选取方案4作为频率预决策措施，即通过增加机组出力约6 000 MW将系统频率恢复至49.95 Hz。

表3 不同控制方案详细信息Table 3 Details of different control schemes

4.3 电压紧急控制决策

在频率预决策基础上进行电压预决策，频率策略实施后浙江仁和站500 kVⅡ母线稳态电压为509.12 kV(限值设置为510 kV)，计算电压控制性能指标，结果如表4所示，无功控制代价均设置为0.01万元/Mvar，共筛选出4个有效措施。对措施进行枚举组合共形成16个待校核方案，表5列出其中4个方案的校核结果，可知方案3满足安全约束且总代价最小。因此，退仁和1号和2号电抗、投乔司4号电容解决电压越下限问题，共调整无功功率170 Mvar，经校核，控制后仁和500 kV母线电压升至512.19 kV，满足事故后电压控制要求，频率和电压紧急调控预决策策略搜索结束。

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

表5 不同控制方案详细信息Table 5 Details of different control schemes

5 结语

为了弥补目前调度运行人员采用基于离线典型方式制定事故预案时面临的方式适应性差、经济性不佳以及仅能给出处置要点的不足，文中提出了考虑设备实际运行状态的频率和电压紧急调控在线预决策方法。计及系统保护、机组一、二次调频等设备实际运行状态，在线准确识别故障后准稳态运行方式，构建以综合控制代价最小为目标的频率和电压协调决策模型。通过有功、无功多类措施枚举组合形成校核方案，兼顾频率和电压安全问题进行预决策策略迭代搜索，实际故障发生后通过匹配故障和故障后问题实现紧急调控，提升电网抵御严重故障事故风险的能力。

后续将融合人工智能技术，探索智能化的在线紧急调控决策方法。

本文得到南瑞集团有限公司科技项目“交直流混联电网多时态计划快速校核与协同决策关键技术研究”资助，谨此致谢！