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谭文忠，王启盛，梅红兴，谢昊，张思远
(国网湖南省电力有限公司，湖南 长沙 410004)
随着特高压远距离输电系统，尤其是交直流混联电网成为主干网架，当前“源-网-荷-储”电网呈现全新的物理结构和运行特征[1]。一方面，特高压线路故障或闭锁，使系统负荷发生较大的缺额、潮流瞬时发生巨大改变，电压、频率急剧波动；
另一方面，风能、光伏等新能源的大规模接入以及配套储能设施的入网，给电网运行带来新的物理特性，故障暂态过程呈现全新的非线性振荡，为电网集中控制带来巨大挑战[2-4]。为此，传统的“源随荷动”集中调度模式亟需向“源网荷储多元协调调度”控制模式方向转变。另一方面，《电力安全事故应急处置和调查处理条例》的出台，尤其是对配网用户连续供电要求的提高，要求主网事故情况下，需以最小低电压负荷损失代价来恢复电网安全[5]。
当前电网故障处置依赖于D5000调度平台的在线安全稳定分析系统，是基于静态潮流越限的定期安全扫描及预想方式分析，本质上是以电网安全为唯一控制目标的静态分区处置方案[6]。
为兼顾电力系统运行的经济性和安全性，最近，业界提出了一种综合计及经济性、安全性、可靠性指标的动态分区控制方案[7]。因此，研究基于最优动态分区与最小低电压负荷损失相结合的多级调度协调控制策略很有必要。
特高压线路故障或闭锁、系统负荷产生较大的缺额时，通过动态调整电网分区结构解除对控制时限要求不高的紧急状态，从而减少下一级电网切负荷量，降低事故处置代价。当故障过程存在多个动态分区方案可以解除电网紧急状态时，需要考虑动态分区与下一级电网切负荷措施协调配合，从备选方案中选择最优分区方案[8]。
寻求最优辅助决策的过程实质是一个包含多种约束的优化调度问题[6]。本文结合省级电网调度原则、控制要求及实际运行经验，提出了一种省地一体化联合控制方案。在如图1所示技术线路中，省调围绕“源-网”为中心，通过动态分区来调节电源出力控制断面潮流，安全稳定控制系统下发切负荷命令来控制功率缺额(ΔP)及频率波动(Δf)；
地调以“荷-储”为调节手段，依据断面灵敏度顺次切除低压负荷以控制节点电压水平(ΔU)和无功平衡(ΔQ)[9-10]。
图1 省地一体化智能辅助决策
在图1所示省地一体化智能辅助决策路线中，故障处置包含两个层级。①省调层级:基于电网动态分区控制技术，通过调节发电机出力和改变电网运行方式来调节断面潮流、启动安全稳定控制系统向联切装置下发切负荷命令来控制功率缺额及频率波动。②地调层级:基于断面灵敏度切负荷控制技术，根据各事故断面灵敏度大小顺次执行多轮切低压负荷以控制节点电压。
2.1 动态分区决策目标函数
为了从诸多动态分区备选方案中选择解除电网紧急状态的最优方案，首先需要研究一套综合考量安全性和经济性的动态分区评价指标。
在研究静态分区评价工作的基础上，综合计及经济性、安全性、可靠性指标后，可用函数式(1)表示电网动态分区切负荷的代价[11-12]。
式中，F1为切负荷造成负荷损失的经济代价，见式(2)；
F2为电网规模；
δ1、δ2为其责任代价的权重系数，δ1+δ2=1，一般1≥δ1＞δ2≥0。
式中，ΔP为期望缺失供电量；
为因停电造成社会经济损失的赔偿代价；
为切负荷造成电网损失的赔偿代价；
为切负荷造成发电损失的赔偿代价。
针对不同规模的电网，F2有不同的表达形式，参考相关文献[11]，以及《电力安全应急处置和调查处理条例》相关规定，结合实际省级电网规模，得到F2为相应地区电网减供负荷比例α的分段函数。责任代价函数制定如下:
2.2 基于动态分区的协调控制流程
动态分区与切负荷协调优化方案应满足minF，即综合考虑动态分区和切负荷协调后切负荷措施造成控制代价最小[12]。图2给出了动态分区与切负荷协调优化方法流程。
图2 电网动态分区与切负荷决策流程
具体步骤如下:
步骤1、2:根据预想故障下设备的过载安全裕度，确定最大可用动态分区操作数，在最大操作数约束下，校核综合控制性能满足要求的各动态分区操作执行后是否能解决预想故障下的设备过载。
步骤3、4、5:若能解决，则从中根据多目标决策方法选择最优的动态分区操作组合方案。
步骤6、7、8:若不能解决，则选择综合控制性能最好的动态分区操作组合，在此基础上计算各备选切负荷点计及电力安全事故风险的切负荷性能代价比，迭代切除性能代价比最高的负荷，直至预想故障下的过载问题解决。
2.3 算例分析
以中部某特高压直流落点近区电网为例验证所提方法在保障系统安全稳定、减少事故后切负荷量、降低电力安全事故等级方面的有效性，如图3所示，CY换流站为特高压直流逆变站，直流双极高端满送时落地约640万kW，HB、HZ、HD三个负荷分区，L1、L2分别为HZ区向HD区输送负荷的直流通道，图中实线为500 kV线路。其中系统全接线方式下，断面L1稳定限额560万kW，L2稳定限额640万kW，L3稳定限额240万kW，断面L4稳定限额130万kW，正常运行方式下各断面功率均在稳定限额内。若L2发生单极闭锁故障，系统保持稳定，直流输送的2 400 MW电力将转移到该区域电网500 kV交流系统；
L2继续发展为双极闭锁故障时，巨大的功率缺额将导致近区潮流重新分布，断面L3、L4功率均超稳定限额，如果不采取任何稳控措施，将导致该区域电网的机组与系统主网失步，为保证故障后各断面功率不超稳定限额，需采取紧急控制措施。基于图2的动态分区优化控制方案经过9次迭代后，目标代价函数minF趋于最小值，并得到切负荷量及电网事故等级见表1。
图3 电网动态分区算例示意图
表1 不同稳定控制方案下系统暂态失稳风险值
通过比较表1不同稳定控制方案下系统暂态失稳风险值，可以分析得出如下结论:
1)比较方案A和B，以及方案C和D1可见，《电力安全事故应急处置和调查处理条例》的出台使得切负荷的代价较高，安全稳定控制措施中考虑切负荷方案的风险较高。
2)从方案B和C可见，考虑L1直流有功功率调制辅助切机措施可以减少切机量，降低暂态失稳控制风险。
3)从方案D1—D6的结果可见，L1直流调制量越大，切机量越小，系统暂态失稳控制风险越小[13]。
3.1 目标函数
在主网事故处置过程中，省级调度根据目标代价函数minF选取最优动态分区后，地区调度需配合上级调度，继续根据事故断面灵敏度顺次多轮切除低压负荷，从而以最小的控制代价将不安全电压节点拉回到安全区域内[11]，模型目标函数见式(4)。
式中，Ui、Uoibj分别为节点i的当前电压和切负荷启动电压；
SLC为切负荷控制节点集；
SLC0为初始切负荷节点集，对应式(5)中各SLC0节点的切负荷灵敏度系数，ΔPk为低电压切负荷控制量[14]。
3.2 约束条件
系统运行约束包含灵敏度约束、节点平衡约束和潮流约束。
1)灵敏度约束
式中，、分别表示为与节点i相连线路k的视在有功、电压相角。
2)节点平衡约束
式中，N为所有节点集合；
和为与节点n相连线路k的首端点和末端点集合；
Pk，t为线路k中的潮流；
Pn，t为节点n负荷。
3)潮流约束
潮流约束包含线路传输潮流约束式(7)和相角约束式(8)。
式中，θn，t、θmin、θmax为节点n电压相角及运行上、下限额，θn，t∈[-∏，∏]；
K为所有线路集合；
Pn，t、、为节点n相连线路k中的有功功率及其潮流上、下限额。
3.3 地调低电压切负荷优化控制流程
地调低电压切负荷流程如图4所示，当存在节点电压Ui低于切负荷启动值Uoibj时，根据系统离线阻抗矩阵行元素Zi，k生成初始切负荷节点集SLC0、切负荷灵敏度系数及其初始切负荷控制节点集SLC[15-16]。根据式(6)得出第k轮次低电压切负荷控制量ΔPk。如此循环直至节点电压Ui恢复至启动值。
图4 地调切负荷优化控制流程
3.4 算例分析
采用改进的IEEE 30节点作为测试系统，系统基准功率为100 MW，分区如图5所示，送端系统区域1通过联络线4-12、6-10、9-10和28-27向受端区域2供电。
图5 IEEE 30节点测试系统
当某特高压直流落点近区故障，智能辅助决策系统根据省调电网动态分区结果选择最优协调控制方案，向相关地区调度推送基于节点电压的切负荷协调控制策略，图6为节点3电压水平与切负荷次数关系。
图6 节点电压水平与切负荷次数关系
图6给出了两轮切负荷控制的效果，其中，切负荷次数4—6为按灵敏度大小顺序执行第2轮切负荷控制。从图6可以看出，在第2轮切负荷控制后，负荷节点3的电压恢复到了相对较好的水平。
本文构建基于最优动态分区与最小切负荷相结合的多级调度协调控制策略，围绕故障处置过程的不同控制层级展开详细论述，并通过仿真验证模型与控制的正确有效。
1)构建综合计及经济性、安全性、可靠性指标的动态分区决策目标函数，以动态分区切负荷的代价最小minF，求解省调最优分区控制方案。
2)相关联的地调根据事故断面灵敏度顺次多轮切除低压负荷，以最小的控制代价恢复节点电压。
省级、地级调度分别作为多级调度协调控制策略的一部分，融合了主网故障连续动态控制和低压负荷的离散投切，并共同作用于优化结果。同时，由于滚动优化和递进式的优化求解过程，可在控制过程中实时响应用户或馈线侧的控制要求。
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