特高压直流闭锁后省间紧急功率支援的协调优化调度策略
电网弹性备用参与下的机组组合优化决策研究
第28卷㊀第3期2023年6月㊀哈尔滨理工大学学报JOURNAL OF HARBIN UNIVERSITY OF SCIENCE AND TECHNOLOGY㊀Vol.28No.3Jun.2023㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀电网弹性备用参与下的机组组合优化决策研究周㊀毅1,㊀李一晨2,㊀傅幼书3,㊀秦康平1,㊀朱㊀文1,㊀范栋琦1(1.国家电网有限公司华东分部,上海200120;2.南京邮电大学自动化学院㊁人工智能学院,南京210023;3.国电南瑞科技股份有限公司,南京211106)摘㊀要:电网结构的日益复杂使得电网应对各种事故的能力亟待提高,合理的增加电网备用容量有助于降低电网运行风险㊂首先考虑极端情况下电网中存在备用不足的风险,将新能源调频㊁直流调制以及可中断负荷归为电网弹性备用,对其备用潜力进行量化建模㊂其次,以系统运行总费用最小为目标函数建立计及弹性备用的机组组合优化模型,在Lingo 环境下编写优化算法程序,对多种备用资源进行优化㊂最后,在IEEE-39节点系统中进行算例分析㊂结果表明,所建模型在保证系统安全的情况下,对日前机组计划进行了重新分配,可以实现资源最优分配,有效缓解常规备用压力,保证系统稳定运行㊂关键词:弹性备用;备用量化;优化决策;机组组合DOI :10.15938/j.jhust.2023.03.007中图分类号:TM712文献标志码:A文章编号:1007-2683(2023)03-0056-11Study on Optimal Decision of Unit Commitment withFlexible Reserve Participation in Power GridZHOU Yi 1,㊀LI Yichen 2,㊀FU Youshu 3,㊀QIN Kangping 1,㊀ZHU Wen 1,㊀FAN Dongqi 1(1.East China Branch of State Grid Corporation of China,Shanghai 200120,China;2.College of Automation &College of Artificial Intelligence,Nanjing University of Posts and Telecommunications,Nanjing 210023,China;3.NARI Technology Development Co.,Ltd.,Nanjing 211106,China)Abstract :The increasing complexity of the grid structure makes the gridᶄs ability to respond to various accidents urgently need tobe improved,and a reasonable increase in grid reserve capacity can help reduce grid operation risks.Under extreme conditions of the power grid,the risk of insufficient reserve is considered in this article.New energy frequency modulation,DC modulation andinterruptible load are classified as grid flexible reserve,and the reserve potential is quantified.Secondly,a unit combination model considering the flexible reserve is established with the objective function of minimizing the total operating cost of the system,and the optimization algorithm program is written in the Lingo environment to optimize a variety of reserve resources.Finally,an example isanalyzed in IEEE 39-bus system.The results show that the built model redistributes the day-ahead unit plan under the condition of ensuring the safety of the system,which can realize the optimal allocation of resources,effectively alleviate the pressure of conventional reserve,and ensure the stable operation of the system.Keywords :flexible reserve;standby quantitative;optimization decision;unit commitment㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀收稿日期:2021-11-30基金项目:国家自然科学基金(62073173);江苏省自然科学基金(BK20191376).作者简介:李一晨(1996 ),男,硕士;傅幼书(1990 ),男,硕士.通信作者:周㊀毅(1982 ),男,正高级工程师,E-mail:3523788837@.0㊀引㊀言随着新能源占比的不断提高,以及特高压交直流输电工程规模的不断扩大,电网结构变得日益复杂㊂目前,依据国内外当前新能源发展态势,我国的风电装机容量已成为世界首位㊂然而,由于风电出力的间歇性㊁不确定性㊁不可预测性,大规模的新能源并网给电力系统的稳定运行带来挑战[1]㊂以西北电网为例,2019年各类型电网总装机容量达到35.7%,风电和光伏成为第二㊁第三大电源[2]㊂因此如何保证电网安全稳定运行成了一项重要挑战㊂一方面,可再生能源的大规模应用,其出力的波动性㊁间歇性㊁不可控性增大了电网峰谷差和电网调控的不确定性[3-4],导致电网快速响应备用容量需求增大㊂另一方面,在特高压交直流电网建设过渡期,电网强直弱交特征突出,送㊁受端系统转动惯量减小,一旦发生直流闭锁故障将产生巨大有功缺额,落点区域可用的旋转备用容量难以满足大功率缺失下的控制需求㊂若电网备用不足,则以上各种因素都会对电网稳定带来影响,特别是在负荷高峰时期,一旦线路发生故障,大电源退出,系统就会因供电不足发生连锁反应,轻则影响电能质量,重则破坏电力稳定性㊂因此,为保障电网安全稳定运行,需对电力系统的备用容量安排做出合理安排[5]㊂目前备用大多是从系统发电机组获取,发电侧备用主要是火电机组(燃气㊁燃煤机组)㊁水电机组以及抽水蓄能机组等常规机组㊂然而随着新能源大量接入电网以及大规模直流输电的快速发展,新能源出力的随机不确定性以及大功率缺额事故使电网形态日益复杂化㊂在电网严重故障时,仅仅是将新能源机组切除㊁直流调制以及可中断负荷紧急切除作为紧急控制手段[6-7]㊂相关学者在高占比新能源电力系统的备用优化方面开展了一系列研究㊂文[8]基于风速预测得到风电出力的概率密度函数,并在调度问题中以机会约束的形式约束备用总量㊂考虑到中期风电过程的可用程度及适用范围,文[9]提出考虑置信水平的风电等效机组划分方法,进而实现中期-日前嵌套式机组组合优化㊂文[10]通过模拟大规模风电渗透调度模型,对风电合理纳入备用减少常规机组开机方式展开研究㊂文[11]提出了备用需求动态评估模型,将无效向上/向下备用容量㊁切负荷量和弃风量期望作为评价指标,实现动态评估不同调度时段下受系统不确定性影响的备用需求㊂基于上述研究,针对负荷预测㊁新能源预测误差分析,提出了兼顾电网安全和新能源消纳的柔性备用机制[12]㊂文[13-15]研究表明:新能源机组调频㊁直流调制以及可中断负荷具备灵活的有功功率平衡控制能力,可以达到与常规发电机组相近的响应速率,但鲜有研究将各种资源整合量化,并探讨其备用能力,使得调度人员无法合理有效的利用这些资源㊂备用容量的确定离不开机组组合[16],机组组合问题可以针对24小时不同时段的负荷变化来确定机组最优出力方式[17]㊂考虑采用机组组合优化的方法来合理利用这些资源,所获得经济效益有时比单纯经济调度所获得的经济效益更好㊂本文针对电网运行新形势下运行备用不足的问题,考虑新能源机组㊁直流调制以及可中断负荷的功率调节的能力,将其视为电网弹性备用,并对其调节原理做了分析㊂接着,对弹性备用的备用能力做了量化处理,同时以经济性为目标,建立了计及弹性备用的机组组合优化模型,在兼顾系统可靠性的同时使系统运行成本最低,并通过IEEE-39节点系统对模型进行了验证㊂1㊀电力系统运行备用1.1㊀电力系统常规备用备用是指在电力系统运行中的备用容量㊂备用使电网能经受设备随机停运㊁负荷波动等扰动,能尽快地建立发电与负荷的平衡,保证频率在规定的范围内,不发生连锁事故甚至大面积停电㊂按GB/T 38969_2020‘电力系统技术导则“定义,备用分为运行备用和检修备用,其中运行备用按用处可分为负荷备用和事故备用㊂需说明的是,本文所研究备用均为运行备用㊂现有备用体系中的备用多来自电源侧发电机组,来源单一,且配置及调度优化过程中缺乏风险决策㊁风险管控的经验与手段[18]㊂传统的电力系统备用容量的确定一般都基于最大单机容量与年最大负荷的百分数相加来确定,一般以区域电网全网容量的3%~5%为基础,结合区域电网实际运行方式及地区负荷变化特点进行调整㊂运行备用容量按各个电网公司要求进行配置,南方电网要求全网负荷备用不低于全网最大统调负荷的2%,全网事故备用为全网最大统调负荷的8%~12%;国家电网要求负荷备用容量应按全网最大发电负荷的2%~5%配置,事故备用容量应按不小于本区域电网内运行的最大单机容量与跨区重要输电通道的最大受电功率之和㊂75第3期周㊀毅等:电网弹性备用参与下的机组组合优化决策研究1.2㊀电力系统弹性备用新能源机组调频㊁直流调制以及可中断负荷具备灵活的有功功率平衡控制能力,可以达到与常规发电机组相近的响应速率,具有为系统提供备用服务的潜力㊂本文考虑新能源调频㊁直流调制及可中断负荷功率调节能力,将其视为系统弹性备用,并纳入系统运行备用,且本文提及的弹性备用作为常规运行备用的补充,可以作为负荷备用和事故备用使用㊂以下将对弹性备用调节机理做简单分析㊂1)风电机组参与调频新能源参与电网有功调控方式主要有新能源机组自身控制和新能源集群管理㊂目前参与并网的风电机组主要是变速恒频风电机组,在风电机组控制层面,风电机组参与电网有功调节主要体现在频率控制方面㊂国内外最新发布的一些电网导则均明确提出并网风电场需要提供和常规发电厂一样的旋转备用㊁惯性响应以及一次调频等附属功能[19]㊂风电参与调频的控制方法主要包括虚拟惯性控制[20]和有功减载控制[21],其中有功减载又包括转子超速控制和浆距角控制[22]㊂文[23]基于风电机组的虚拟惯性和一次调频特性,提出追踪最大功率点轨迹的减载运行方案,为风电厂预留调频所需备用容量㊂2)直流功率调制直流功率调制(DC power modulation,DCM)是指在直流输电控制系统中加入附加直流调制器,当交流系统发生扰动时,从交流系统中提取反映系统异常的信号来调节直流输电线路的输送功率,使之快速吸收或补偿其所连交流系统的功率过剩或缺额部分,起紧急支援和阻尼振荡的作用,从而改善系统运行性能㊂其本质就是通过直流线路来共同分担交流联络线上的功率波动[24-25]㊂3)可中断负荷可中断负荷(interruptible load,IL)资源主要是指一些具备灵活响应能力的负荷,当系统发生功率缺额时,通过在允许的时间内切除部分负荷来减少系统功率缺额[26]㊂按照赔偿方式,可以将可中断负荷分为低价可中断负荷以及高赔偿可中断负荷㊂美国的电力市场已经将可中断负荷作为应急资源参与到紧急需求响应计划中[27]㊂文[28]阐述了世界各个国家的电力市场的可中断负荷参与电力系统运行备用的情况,均表明可中断负荷可以作为紧急备用资源参与系统调频㊂上述研究表明风电机组㊁直流功率支援㊁可中断负荷作为电网弹性备用,均有提供电网备用的潜力,并参与系统调频㊂但面对不同事故场景,不同资源备用潜力尚需进一步量化分析㊂本文针对大规模有功缺失场景,对电网弹性备用能力做具体量化,旨在为调度人员提供指导㊂2㊀弹性备用量化建模2.1㊀风电机组备用能力量化变速风电机组通过超速与变桨距协调配合的主动减载策略使其具备一次调频能力,即不让风机在最大功率点运行㊂风速对风机的输出功率起着决定性作用,由于风速在相邻时间内具有关联性与稳定性,且风电场风速数据具有按时间排序和离散性,同时由于时间序列同时蕴含着数据顺序大小[29],所以可以采用时间序列分析法来预测风速㊂风电机组减载比d%反映了预留备用容量的大小:d%=P opt-P rP optˑ100%(1)其中P opt为机组减载前的有功功率;P r为机组减载后的有功功率㊂参考常规调频机组静态调差系数的定义,风机组减载比还可表示为d%=Δf0f n R aˑ100%(2)式中:Δf0为电网频率允许的最大偏差;f n为电网额定频率;R a为风电机组一次调频静态调差系数㊂风电机组机械输出功率为P m=12ρπR2ν3C P(λ,β)(3)其中:ρ为空气密度;R为风机叶片半径;ν为风速;C P(λ,β)为风能利用系数;λ为叶尖速比;β为桨距角㊂通过减载控制后,量化单个风机α留有的备用容量Wα为:W a=0νa,tɤνin或νa,tȡνout 12ρπR2v3a,t C P,max d%νin<νa,t<νnP wn d%νnɤνa,t<νoutìîíïïïï(4)其中:C P,max为最佳叶尖速比;P wn为机组额定功率;νa,t为风机α在t时刻的预测风速;νin为切入风速;νout为切出风速;νn为额定风速㊂由于风机的预测风速与实际测得风速有偏差,会导致预测功率因此发生偏差,因此,通过对大量历史数据的分析得到合适的校正因子B,同时假设不同风速下都使用相同的85哈㊀尔㊀滨㊀理㊀工㊀大㊀学㊀学㊀报㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第28卷㊀减载比d%,最后得到风机所能提供的总备用容量W :W =B ðGa =1W a(5)其中G 为风电场提供备用的风机总数㊂2.2㊀直流调制备用能力量化当交流系统发生有功缺失时,直流系统可通过加大馈入功率来减少交流系统有功缺额,在直流进行功率支援时,其实际支援的功率ΔP d 为ΔP d =P ᶄd -P d 0=K (t 2-t 1)(6)其中:P ᶄd 为直流调制后直流线路的功率;P d 0为直流不调制时的馈入功率;K 为直流调制速率;t 1为调制开始的时刻;t 2为调制结束时刻㊂直流系统具有3s 的1.5倍和2h 的1.1倍的过负荷能力,具有为电力系统提供备用的潜力,首先计算单条直流线路在t 时段的备用能力Dn :Dn =1.5P dN -P d 00ɤT ɤ3s 1.1P dN -P d 03s <T ɤ2h{(7)式中:P dN 为直流线路额定功率;T 为响应时间㊂再计算全网直流系统可以提供的功率D :D =ðHn =1(1.5P n dN -P n d 0)0ɤT ɤ3s ðHn =1(1.1P n dN -P n d 0)3s <T ɤ2hìîíïïïï(8)式中:P n dN 为第n 条线路的额定功率;P nd 0为第n 条线路的初始实际运行功率;H 为可以提供功率支援的线路数量㊂2.3㊀可中断负荷备用能力量化结合理论研究和工程实际,目前空调和热水器可作为理想的可中断负荷㊂同时考虑到空调与热水器的参与调控会对用户产生影响,因此本文加入舒适度因素㊂其t 时段可提供的备用能力L 为L =ðMj =1P j AC ,t S j AC ,t +ðNk =1P k WH ,t S kWH ,t(9)S j AC ,t =0T j AC ,t <T AC ,min 或T j AC ,t >T AC ,max 1T AC ,min ɤTjAC ,tɤT AC ,max{(10)Sk WH ,t=0T k WH ,t <T PS 1T k WH ,t >T PS{(11)式中:P j AC ,t 为第j 台空调t 时刻的响应功率;M 为空调的数量;S j AC ,t 为第j 台空调t 时刻的状态;P k WH ,t 为第k 台热水器t 时刻的响应功率;N 为热水器台数;S k WH ,t 为第k 台热水器t 时刻状态;T jAC ,t 为第j 台空调t 时刻室温;T AC ,min 为人体舒适室温下限;T AC ,max 为人体舒适室温上限;T k WH ,t 为第k 台热水器t 时刻水温;T PS 为预置人体合适水温㊂当空调所在室温为人体体感温度舒适区域内时,空调可以通过状态启停参与响应;若室温在人体体感舒适温度之外,则不参与响应㊂给热水器提供一个预置的人体舒适的预置水温,当热水器温度达到预置温度,则参与响应,否则不参与响应㊂2.4㊀新能源-直流-可中断负荷协同的备用能力将直流调制提供的备用容量与可中断负荷所能提供的备用容量以及风电机组通过减载运行提供的备用容量相加,得到弹性备用容量S :S =W +D +L (12)在发生功率缺失的不同时间段内,弹性备用所能提供的备用容量是不同的㊂本文以直流系统短时与长期过载能力的时间节点来做时间划分:S =W +ðHi =1(1.5P i dN -P i d 0)+L 0<T b <3sW +ðH i =1(1.1P i dN -P i d 0)+L 3sɤT b ɤ2hW +L T b >2h ìîíïïïïï(13)其中:T b 为故障发生的起始时间㊂可以看到,在0到3s 内,弹性备用容量为直流系统1.5倍过负荷所提供的备用能力加上可中断负荷提供的备用能力,再加上风电机组提供的备用;在3s 到2h 内,弹性备用容量为直流系统1.1倍过负荷所提供的备用能力加上可中断负荷提供的备用能力,再加上风电机组提供的备用;超过2h,直流系统不参与备用,弹性备用容量为可中断负荷提供的备用能力加上风电机组提供的备用㊂3㊀计及弹性备用参与的机组组合优化模型在完成弹性备用量化建模的基础上,本节将以经济性为目标,建立计及弹性备用的机组组合优化模型㊂备用成本包括弃风成本㊁直流功率调制出力成本㊁可中断负荷出力成本,以及常规机组运行成本㊂在保证系统安全的情况下,对日前机组计划进行重新分配㊂3.1㊀目标函数综合考虑系统发电成本㊁发电侧正负旋转备用㊁弃风成本㊁可中断负荷成本和直流调制成本,以系统总运行成本C min 最小为目标函数,表达式如下:C min =F G +F SR +F wc +F z +F IL (14)式中:F G 为常规机组运行成本;F SR 为常规机组提供的旋转备用成本;F wc 为弃风惩罚成本;F z 为直流调制成本;F IL 可中断负荷成本㊂95第3期周㊀毅等:电网弹性备用参与下的机组组合优化决策研究常规机组运行成本F G可表示为F G=ðT t=1ðNG i u i,t(a i P2Gi,t+b i P Gi,t+c i)+ðT t=1ðN G i=1u i,t(1-u i,t-1)SC iìîíïïïï(15)式中:T为总优化时间;N G为常规机组总数;P Gi,t为常规机组i在t时段的出力;a i,b i,c i为常规机组i 电量报价曲线系数;u i,t=0/1为常规机组处于停机开机状态;SC i为开机成本㊂常规机组提供的旋转备用成本F SR可表示为F SR=ðT t=1ðN G i=1(C+Gi R+Gi,t+C-Gi R-Gi,t)u i,t(16)式中:C+Gi和C-Gi分别为常规机组i提供的单位正负旋转备用报价;R+Gi,t为常规机组i在t时段提供的正旋转备用;R-Gi,t为常规机组i在t时段提供的负旋转备用㊂弃风惩罚成本F wc可表示为F wc=ðT t=1C wc P yc wc,t d(17)式中:C wc为弃风单位惩罚成本;P yc wc,t为t时段风电预测出力㊂为简化分析,假设风电场内所有风机控制性能相同且可以用单一风机等值风电场,同时忽略风电场内风速差异㊂由于风电出力上限受自然因素限制,其提供正旋转备用可信度不高[30-31],风电减载运行作为正备用的可靠性还需进一步验证,因此本文只考虑少量弃风作为负备用㊂直流调制成本F z可表示为F z=C z|P z0-P z,t|(18)式中:P z0为直流不调制时馈入功率;P z,t为t时刻直流输入功率;C z为直流调制成本系数㊂可中断负荷成本F IL可表示为F IL=ðT t=1C IL,t P IL,t(19)式中:C IL,t为t时段削减负荷所对应的代价系数;P IL,t 为t时段所对应的负荷削减量㊂综上有:min{ðT t=1ðN G i u i,t(a i P2Gi,t+b i P Gi,t+c i)+ðT t=1ðN G i=1u i,t(1-u i,t-1)SC i+ðT t=1ðN G i=1(C+Gi R+Gi,t+C-Gi R-Gi,t)u i,t+ðT t=1C wc P yc wc,t d+C z|P z0-P z,t|+ðT t=1C IL,t P IL,t}(20) 3.2㊀约束条件约束条件主要包括功率平衡约束㊁常规机组发电容量约束㊁常规机组爬坡㊁滑坡约束㊁常规机组最小持续运行时间和最小持续停机时间约束㊁常规机组旋转备用容量约束㊁风力发电约束㊁直流调制约束,以及可中断负荷备用约束㊂1)有功平衡约束ðN G i=1P Gi,t+P w,t+P z,t=P load,t-P IL,t(21)式中P load为系统总负荷㊂2)常规机组发电容量约束P min Gi,tɤP Gi,tɤP max Gi,t(22)式中:P min Gi,t为第i台电机组出力下限;P max Gi,t为第i台电机组出力上限㊂3)常规机组爬坡㊁滑坡约束P Gi,t-P Gi,t-1ɤR up GiP Gi,t-1-P Gi,tɤR down Gi}(23)式中:R up Gi和R down Gi为机组i单位时间爬坡功率和下降功率限值㊂4)常规机组最小持续运行时间和最小持续停机时间约束T on i,tȡT on i,minT off i,tȡT off i,min}(24)式中:T on i,t为常规机组运行时间;T off i,t为常规机组停机时间;T on i,min为常规机组最小持续运行时间;T off i,min为最小持续停机时间㊂5)常规机组旋转备用容量约束0ɤR+Gi,tɤmin{u Gi,t P Gi,max-P Gi,t,u Gi,t r up GiΔt R} 0ɤR-Gi,tɤmin{P Gi,t-u Gi,t P Gi,min,u Gi,t r down GiΔt R}}(25)式中Δt R为旋转备用响应时间㊂6)风力发电约束P min wc,tɤP wc,tɤP max wc,t(26)式中:P min wc,t为风电出力最小值;P max wc,t为风电出力最大值㊂7)直流调制约束㊂为简化模型,本文仅考虑直流长期调制㊂P d,minɤP d,tɤP d,max(27)式中:最小调制功率P d,min=0.9P d0;最大调制功率P d,max=1.1P d0㊂8)可中断负荷备用约束0ɤP IL,tɤP IL,max(28)式中P IL,max为可中断负荷最大可中断量㊂3.3㊀模型求解计及弹性备用参与的机组组合优化决策模型包括:目标函数㊁等式约束条件㊁不等式约束条件㊁上下限约束条件以及求解变量㊂机组组合优化是一个高维数㊁离散㊁非线性混合整数优化优化问题㊂对此问题,众多学者提出了多种求解方法,如遗传算法[32]㊁拉格朗日松弛法[33]㊁人工鱼群算法[34]㊁混合粒子群06哈㊀尔㊀滨㊀理㊀工㊀大㊀学㊀学㊀报㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第28卷㊀算法[35]等㊂尽管这些算法在理论上可以找到最优解,但是编程复杂,且不适用于所有问题㊂Lingo 软件可以针对所输入的优化模型的类别自动选取相应的求解程序,且编程简单,易于修改,故本文借助Lingo 对模型进行求解,主要包含以下步骤:1)输入发电机组㊁负荷㊁风电㊁直流及其他相关参数;2)定义机组组合优化模型目标函数中的独立变量,包括各时段机组启停状态㊁有功出力㊁旋转备用预留容量㊁直流馈入量;3)列写约束条件并根据约束条件写出目标函数;4)建立混合整数非线性规划机组组合模型;5)调用Lingo 求解模型㊂图1为机组组合优化模型求解流程图㊂图1㊀优化模型求解流程Fig.1㊀Optimization model solving process4㊀算例分析4.1㊀仿真系统为了验证本文所提模型的优越性和有效性,以IEEE-39节点系统为例进行仿真分析,系统结构如图2所示㊂在18号节点处接入的50MW 的直流,在12号节点接入风电场㊂设该风电场24时段的风功率预测值和可中断负荷预测值如图3所示㊂负荷参数㊁IEEE-39节点的10台机组参数参照文[36]㊂根据仿真系统,采用对比分析:方案1: 新能源-直流-可中断负荷 不参与系统日前机组组合调度,仅对常规10台发电机组做出优化,即采用常规机组组合模型㊂方案2: 新能源-直流-可中断负荷 参与日前机组组合调度,但是不计入备用,仅由常规机组提供正负备用㊂方案3: 新能源-直流-可中断负荷 参与日前机组组合调度,同时与常规机组一起组成系统正负备用㊂图2㊀IEEE-39节点系统结构Fig.2㊀IEEE-39node systemstructure图3㊀风功率预测和可中断负荷预测数据Fig.3㊀Wind power forecast and interruptibleload forecast data16第3期周㊀毅等:电网弹性备用参与下的机组组合优化决策研究参照文[36],设模型中发电侧提供的正旋转备用成本系数为20/MWh,发电侧提供的负旋转备用成本系数为11/MWh,弃风惩罚系数为35/MWh,直流调制成本系数为11/MWh,可中断负荷成本系数为100/MWh㊂4.2㊀仿真结果对比分析根据方案1㊁方案2和方案3的优化求解结果,分析系统的总成本,如表1所示㊂表1㊀方案1㊁方案2㊁方案3成本对比Tab.1㊀Cost comparison of plan 1,plan 2,plan 3方案发电侧成本/弹性侧成本/系统总成本/1584209058420925120657705720353510823773570796㊀㊀由表1可知,方案2比方案1总成本节省12174㊂由于方案2从 新能源-直流-可中断负荷 角度考虑了弃风㊁直流调制㊁可中断负荷参与系统优化,从而有效减少常规机组出力,减少发电侧出力成本,部分成本由弹性侧承担㊂方案3与方案2相比,发电侧成本较少,弹性侧成本略有增加,但是总成本减少㊂这是由于将弃风纳入系统负备用,直流调制和可中断负荷纳入系统正备用,从而减少常规备用压力,关闭部分处于开机状态但是不发电机组,减少机组开机成本,从而大幅减少总成本㊂图4㊀常规机组开机台数Fig.4㊀Number of conventional units started图4是3种方案下发电机开机台数的对比㊂由图4可见,方案2中大多数时段发电机的开机台数与方案1无区别,结合表2说明 新能源-直流-可中断负荷 融入系统后,可以有效减少常规机组的发电成本,但是,由于没有纳入系统备用,所以对机组启停无太大影响㊂方案3下10㊁11㊁12㊁13㊁14㊁20㊁21时段的发电机开机台数小于方案1㊁方案2,说明在负荷高峰期,可中断负荷的加入,可以有效减少传统机组配置的备用容量,从而减少增开的机组台数,减少因机组频繁启停带来的经济损失和环境污染㊂图5㊁6㊁7为方案1㊁2㊁3的不同机组㊁资源出力情况㊂图5㊀方案1机组组合优化结果Fig.5㊀Plan 1Unit Commitment OptimizationResults图6㊀方案2机组组合优化结果Fig.6㊀Plan 2Unit Commitment OptimizationResults图7㊀方案3机组组合优化结果Fig.7㊀Plan 3Unit Commitment Optimization Results26哈㊀尔㊀滨㊀理㊀工㊀大㊀学㊀学㊀报㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第28卷㊀对比方案1㊁2㊁3,在负荷低谷时段,机组出力情况大致相同㊂在负荷高峰期,相较于方案1,方案2和3中的常规机组出力减少,直流调制和可中断负荷代替部分高费用机组出力,从而减少发电成本㊂例如,在11点时,5号发电机组出力明显降低,直流调制与可中断负荷参与系统调峰,维持系统功率平衡㊂对比方案2㊁3,方案3比方案2多考虑了 新能源-直流-可中断负荷 纳入系统备用㊂在系统用电低谷时段机组多未满发,备用预留在机组上较多㊂12点时,处于负荷高峰,在方案2中,1㊁2㊁3㊁4号机组满发,8㊁9㊁10号机组处于出力下限,此时备用由5㊁6㊁8㊁9㊁10号机组承担㊂由于传统方法 新能源-直流-可中断负荷 侧不提供备用,因此需要多开机组保证备用容量,这就相当于以一定的经济代价换取系统安全,使得不少机组处于弱开机方式,同时5号高效能机组不能满发,带来资源浪费和环境污染;在方案3中,1㊁2㊁3㊁4㊁5号机组满发,同时关闭了8㊁9㊁10号弱开机机组,此时备用容量主要由6号机组㊁直流调制以及可中断负荷来承担,从而有效减少开机成本和资源浪费㊂需要提及的是,由于系统负备用充足,且弃风惩罚较高,因此一般情况下,弃风作为负备用时并不出力㊂本文所提模型目的是在确保系统可靠性的前提下,实现系统经济最优,通过以上方案1㊁2㊁3的运行成本㊁开机台数㊁机组出力的对比分析可知,方案3,即本文所提的计及弹性备用的机组组合模型,在满足系统同等可靠性要求的前提下,可以有效降低系统发电成本,减少机组频繁启停带来的环境污染,实现经济性更优㊂在电网发生大功率有功缺额事故时,备用不足将使系统频率大幅跌落情况,为考察优化后的机组备用组合出力对电网频率稳定性的影响,加入弹性备用有助系统频率的稳定恢复㊂假设某时刻发生发电机组掉机故障,基于IEEE-39节点系统,利用PSD-BPA软件模拟备用资源参与系统有功缺失扰动下的频率恢复过程,仿真结果如图8所示㊂由图8可见,加入弹性备用后,对比不考虑弹性备用的情况,系统频率跌落的最小值减小,稳态频率值上升㊂这是由于风机采用了主动减载控制策略为参与发电机组的一次调频留了备用容量,因此当系统发生功率缺额时,风电机组在频率动态过程转速降低,释放了动能,对系统起到了显著的惯性支持;直流参与备用后,由于与交流系统共同分担了功率缺额,所以直流系统会向交流系统增加有功功率的支持,防止交流系统频率的大幅度跌落;通过可中断负荷参与系统备用调频,使得动态过程中系统频率跌落显著下降,同时提升了最终的稳态值㊂图8㊀弹性备用方式下的频率恢复效果图Fig.8㊀The frequency recovery effect diagram underthe flexible reserve mode综上,相较于只考虑常规备用,计及弹性备用下的系统频率恢复效果更好,在系统一次调频过程中(10s后),明显改善了频率恢复特性㊂5㊀结㊀论本文从电网运行新形势背景出发,考虑当前电网中存在备用不足的风险,提出通过直流功率支援㊁风电减载控制以及可中断负荷组成电网弹性备用,在发生有功缺失事故时参与电网调频㊂对弹性备用潜力进行量化,建立弹性备用量化模型㊂建立计及 新能源-直流-可中断负荷 参与下的系统优化模型,并对模型求解,得出的结论为:1)考虑 新能源-直流-可中断负荷 参与日前机组组合调度,但是不计入备用,相较于常规机组组合模型可以有效减少系统发电成本,同时可以消纳部分风电㊂2)考虑 新能源-直流-可中断负荷 作为弹性备用纳入系统备用,并参与日前调度安排,可以有效减少系统发电成本;有效减少传统机组配置的备用容量,从而减少增开的机组台数,减少因机组频繁启停带来的经济损失和环境污染㊂3)本文提出的计及弹性备用参与日前机组组合优化模型,可以在电力系统发生故障时灵活调用各种备用资源,有效减少系统因备用不足而产生的风险,对保障电网安全稳定运行具有重要的学术研究36第3期周㊀毅等:电网弹性备用参与下的机组组合优化决策研究。
高压直流配套安全稳定控制系统
一、研究意义配置电网安全稳定控制系统(简称稳控系统)，采取紧急控制措施，是应对特高压直流故障大功率冲击带来的电网稳定问题的重要手段。
自2010年以来，复奉、锦苏、宾金等数个±800kV 特高压直流先后建成投产，每个直流工程均配套实施了稳控系统，以确保电网的稳定运行。
根据实际运行和控制需要，调度部门、科研机构和设备厂商在提高特高压直流配套稳控系统可靠性方面进行了大量研究和工程实践，成效显著。
但现有研究大多针对具体工程采取“量体裁衣”式的定制，对于特高压直流稳控系统的标准化和典型设计研究较少。
随着直流输电距离和容量的不断增加，建设速度的加快，研究特高压直流输电配套安全稳定控制系统的典型设计方案，对于相关稳控系统的设计实施具有重要指导与借鉴意义。
二、架构设计1）直流送端稳控系统架构系统主要解决在直流故障后因功率过剩而导致的频率稳定问题，以及大功率冲击导致的交流电网功角稳定问题，利用故障联切配套电源机组等措施，在确保电网稳定的同时有效提高断面输电能力。
按照分层分区控制的设计原则，并综合考虑系统的可靠性和灵活性，配置控制主站，设置部分交流网内控制子站，相关的电厂作为切机执行站。
通常情况下，特高压直流有相对固定的配套电源，故障时应优先切除该部分机组，仅当切机容量可能不足时，才在送端电网内配置少量的其他切机执行站。
直流配套电源由控制主站直接控制，而送端交流电网内部的其他电源，则由控制主站发送命令至相关控制子站，再由其进行协调控制。
这样的设计的优点在于：多数情况下，紧急控制仅涉及到直流主站和配套电源，中间环节少，控制更可靠；当配套电源可控量不足时，可由控制子站结合送端交流电网的实际情况，进行优化控制；当送端交流故障时，可方便实现快速回降直流功率，以维持送端电网内的功率平衡。
2）直流受端配套稳控系统架构与送端电网的稳控系统结构大体相同，主要由安装在逆变侧换流站的控制主站、交流电网内的控制子站和配套切负荷执行站构成。
特高压直流输电控制与保护技术的探讨
特高压直流输电控制与保护技术的探讨摘要：随着特高压大电网、交直流并网等领域的不断发展，直流输电技术在实际工程中得到了越来越多的应用。
本文主要基于对直流输电技术和换流技术的深入研究，并结合±800 kV特高压直流输电工程，对其分层冗余结构、控制和保护技术进行了较为系统的阐述，以期更好地确保特高压大电网及交直流并网安全稳定运行提供良好技术支撑。
关键词：特高压；直流输电工程；换流技术；控制和保护技术引言在我国电网发展中，特高压直流输电起着举足轻重的作用。
其中，控制与保护是其中的关键，其能保证传输电源的正常运行，并能有效地保证传输电源的安全。
±800 kV特高压直流每极均采用串联、母线区连接方式，各电极工作方式灵活、完整，这对保证其工作性能将能够发挥良好的辅助作用。
1 直流输电简介1.1 直流输电系统当前直流输电系统通常采用两端直流传输的方式，包括整流站、直流线路和逆变站。
1.2 换流技术换流站的关键部件为换流器，它包括一个或几个换流器，其电路都是三相换流桥，主要材料为晶闸阀。
其基本工作原理是：通过对桥式阀门的触发时间进行控制，从而实现对直流电压瞬时值、电阻上直流电流、直流传输功率的调整。
同时，对各个桥式阀门的晶闸管单元进行同一触发脉冲控制。
2 特高压直流输电的特点特高压直流输电的特点具体包括：①增加传送能力，增加传送距离。
②节约了线路走廊和变电所的空间。
③有利于联网，简化网络结构，降低故障率。
3 直流输电控制系统分层冗余结构UHVDC是指超过600 kV的直流输电系统，它的控制和保护系统是分层、分布式、全冗余的。
本文以±800 kV特高压直流工程为例，将其按控制等级划分为三个层次：运行人员控制层、过程控制层和现场控制层。
4 为满足特高压交直流系统动态性能要求的控制技术4.1 降低和避免直流对交流系统的不良影响由于换流技术的机制存在着两个主要的问题：谐波和无功。
传统的方法是，安装合适的容量和数量的直流滤波器/电容，并采用多脉动式变流器。
电力系统新能源接入技术考核试卷
5. ×
6. ×
7. ×
8. ×
9. ×
10. √
五、主观题（参考）
1.新能源接入电力系统意味着减少对化石能源的依赖，降低环境污染，促进能源结构多元化。对电力市场的影响包括：增加市场竞争，影响电价形成，提高系统运行灵活性，促进新技术和新业务的发展。
2.关键技术包括：电力电子接口技术、并网控制策略、电网稳定性分析。这些技术通过提高新能源发电系统的可调度性、可预测性和兼容性，增强电网适应性。
17.以下哪个因素会影响光伏发电系统的发电效率？（)
A.光照角度
B.环境温度
C.灰尘积累
D.以上都对
18.以下哪个技术可以有效地解决新能源发电系统的间歇性问题？（）
A.储能技术
B.调度技术
C.控制技术
D.通信技术
19.以下哪个设备在新能源发电系统中起到能量转换作用？（）
A.发电机
B.逆变器
C.变压器
D.断路器
20.关于新能源发电系统，以下哪个说法正确？（）
A.新能源发电系统可以完全替代传统能源发电系统
B.新能源发电系统只能作为辅助能源发电系统
C.新能源发电系统在未来将逐渐成为主要能源发电系统
D.新能源发电系统的发展取决于政策支持。
二、多选题（本题共20小题，每小题1.5分，共30分，在每小题给出的四个选项中，至少有一项是符合题目要求的）
1.新能源发电系统可以直接替代传统的火力发电系统。（）
2.新能源发电系统不会对电力系统的稳定性产生影响。（）
3.光伏发电系统在阴雨天气下无法发电。（）
4.风力发电系统的发电效率随着风速的增加而线性增加。（）
5.新能源并网可以完全解决电力系统的环境污染问题。（）
中国南方电网电力调度管理规程
3.5运行值班单位是指发电厂、变电站、大用户配电系统等的运行值班单位。集控中心（包括流域电厂远程集控中心、变电站集控中心等）属于发电厂或变电站的异地值班单位，仍属调度系统的一部分，未经调度机构同意不得自行操作、控制调度管辖范围的任何设备。
3.6
3.7总调是南方电网最高调度指挥机构, 代表中国南方电网有限责任公司（以下简称网公司）在南方电网运行中行使调度权，各级调度机构以及其它从事电力通信等调度业务的机构，在电力调度业务活动中是上下级关系，下级机构必须服从上级机构的调度。
3.7.2
3.7.3负责南方电网调度、运行方式、继电保护、安全自动装置、电力通信、调度自动化、水库调度等专业管理工作，根据授权开展南方电网调度相关专业的技术监督工作。组织制定并监督执行相应的规章制度，包括各专业管理规定、设备配置选型技术原则和评价考核标准等。
3.7.4
3.7.5负责编制和执行南方电网运行方式，协调省（区）电网运行方式编制。
4.1.9并网或联网调度协议应提前3个月协商，最迟于首次并网前3个工作日签订。并网调度协议内容不得违反调度管理的规程规定。
4.1.10
4.1.11各级调度机构应编制并下达管辖范围内设备年度、月度检修计划。年度、月度检修计划是设备运行维护单位安排检修工作的依据，凡需改变或限制调度机构调管设备运行方式或状态的，均应向调度机构报送申请，未经批准不得擅自工作。
3.7.16
3.7.17负责调度管辖范围内继电保护、安全自动装置、电力通信、调度自动化、水库调度自动化等二次系统（设备）的调度运行管理和总调主站端设备的运行维护工作。
3.7.18
3.7.19负责调度管辖范围内继电保护、安全自动装置定值的整定计算。负责主干通信网络的资源管理。负责统一管理南方电网IP地址、跨省网载波频率。负责指导调度数据网、调度二次系统的安全防护工作。
国家发展改革委、国家能源局关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见
国家发展改革委、国家能源局关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会,国家能源局•【公布日期】2024.01.27•【文号】•【施行日期】2024.01.27•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文国家发展改革委国家能源局关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见各省、自治区、直辖市发展改革委、能源局，北京市城管委，天津市、辽宁省、上海市、重庆市、四川省、甘肃省工信厅（经信委），中国核工业集团有限公司、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、华润集团有限公司、国家开发投资集团有限公司、中国广核集团有限公司：电网调峰、储能和智能化调度能力建设是提升电力系统调节能力的主要举措，是推动新能源大规模高比例发展的关键支撑，是构建新型电力系统的重要内容。
为更好统筹发展和安全，保障电力安全稳定供应，推动能源电力清洁低碳转型，现就加强电网调峰、储能和智能化调度能力建设提出如下意见。
一、总体要求以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻落实党的二十大精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，着力推动高质量发展，统筹发展和安全，深入推进能源革命，统筹优化布局建设和用好电力系统调峰资源，推动电源侧、电网侧、负荷侧储能规模化高质量发展，建设灵活智能的电网调度体系，形成与新能源发展相适应的电力系统调节能力，支撑建设新型电力系统，促进能源清洁低碳转型，确保能源电力安全稳定供应。
——问题导向，系统谋划。
聚焦电力系统调节能力不足的关键问题，坚持全国一盘棋，推动规划、建设、运行各环节协同发展，推动技术、管理、政策、机制各方面协同发力，充分发挥源网荷储各类调节资源作用。
特高压直流输电的技术特点和工程应用
汇报人：
单击输入目录标题 特高压直流输电的技术特点 特高压直流输电的工程应用
特高压直流输电的技术挑战与解决方案
特高压直流输电的未来发展与趋势
添加章节标题
特高压直流输电的技术特点
电压等级与电流模式
电压等级：特高压直流输电 的电压等级通常为±800kV 或更高，能够实现远距离大 容量的电力传输。
添加标题
未来发展趋势：随 着技术的不断进步， 新型材料和制造技 术的应用前景广阔， 未来特高压直流输 电设备将更加高效、
环保、安全。
添加标题
面临的挑战：虽然 新型材料和制造技 术的应用前景广阔， 但也面临着一些挑 战，如技术研发、 设备成本等问题， 需要不断进行研究
和探索。
添加标题
特高压直流输电在新能源领域的应用前景
电流模式：特高压直流输电 采用单极或双极直流输电模 式，通过大地或海底电缆等 实现电力传输。
换流技术及其工作原理
换流技术：采用晶闸管换流器实现直流输电的转换 工作原理：通过控制晶闸管的触发角，实现直流电压的变换和传输 换流器类型：三相桥式、六相桥式、十二相桥式等 换流站设备：换流变压器、平波电抗器、滤波器等
新能源发展对特高压直流输电的需 求
特高压直流输电在新能源领域的技 术挑战与解决方案添加标题添加标题添加标题添加标题
特高压直流输电在新能源领域的应 用现状
特高压直流输电在新能源领域的未 来发展趋势与展望
THANK YOU
汇报人：
容量还将进一步增大。
单击添加标题
智能化和自动化技术的应用： 随着智能化和自动化技术的 不断发展，特高压直流输电 技术也将不断引入这些技术， 提高输电系统的智能化和自 动化水平，提高输电效率和
智能电网中的电力系统优化调度策略
智能电网中的电力系统优化调度策略概述智能电网是指利用现代信息技术和先进通信技术进行电力生产、传输、分配和消费的高效能电力系统。
其中，电力系统的优化调度策略是确保智能电网能够实现高效、可靠和可持续运营的关键因素之一。
本文将探讨智能电网中的电力系统优化调度策略，并分析其对电力系统运行的影响。
一、能源管理和需求响应智能电网的关键目标是实现能源的高效管理和灵活调度。
通过实时监测和分析电力系统的运行状态、负荷需求和能源供应情况，智能电网可以根据需求的变化进行相应的调整。
而这种需求响应的方式主要依赖于先进的数据处理和通信技术。
例如，通过智能电表的安装，电力系统可以实时监测用户的用电情况，并根据需求调整电力供应的方式和时段。
同时，智能电网还可以利用可再生能源和储能技术，将分散的能源资源进行有效管理和调度，实现能源的可持续利用。
二、电力负荷预测和优化调度电力负荷预测是电力系统优化调度的重要环节。
通过对历史负荷数据的分析和建模，智能电网可以预测未来的负荷需求，并根据需求的变化制定相应的优化调度策略。
例如，根据预测的负荷需求，智能电网可以合理安排发电机组的运行计划，以及调整电力网络的输电线路。
同时，通过与用户进行有效的信息共享，智能电网可以调整用户的用电行为，实现负荷的平衡和优化。
这种负荷预测和优化调度策略可以有效提高电力系统的供需匹配程度，并降低能源的浪费和环境的负荷。
三、能源交易和市场运行智能电网中的电力系统优化调度策略还包括能源交易和市场运行。
通过建立高效的能源交易平台和市场机制，智能电网可以实现电力资源的灵活配置和交易。
例如，智能电网可以利用电力市场的竞价机制，通过对电力供应和需求进行定价，实现电力资源的高效分配和调度。
同时，通过电力市场的建立，智能电网可以促进可再生能源的开发和应用，推动新能源产业的发展。
这种能源交易和市场运行的调度策略可以有效提高电力系统的运行效率和经济性。
四、故障监测和智能维护电力系统的故障监测和智能维护是智能电网中的一项重要任务。
网省两级AGC机组协调调度的二层规划模型
网省两级AGC机组协调调度的二层规划模型赵霞;叶晓斌;杨仑;张荣荣;颜伟【摘要】现有关于网省两级自动发电控制(AGC)优化调度的研究未充分考虑网省调的上下级关系以及网/省调AGC机组的调频责任和调节特性.为此,根据中国电网网省调管理规程和控制性能标准(CPS)考核办法,提出网省两级AGC机组协调调度的二层规划模型.该模型以“网调分配调频任务、省调优化调节功率”为核心机制,上层网调模型主要负责省间AGC资源的协调,以全网AGC总调节费用最小为目标,考虑频率和联络线偏差等约束;下层省调模型负责省内AGC机组的协调,以本省调节费用最小为目标,考虑CPS指标等约束;上、下层模型通过各省调节功率分配和调节费用反馈实现互动.以含有5个省级控制区的网省两级电网为算例,考虑负荷小幅/大幅变动两个场景,通过对比所建模型和省级电网独立调度模型,验证了所建模型的有效性和适应性.【期刊名称】《电工技术学报》【年(卷),期】2018(033)020【总页数】12页(P4876-4887)【关键词】自动发电控制机组;网省两级电网;二层规划;协调调度;控制性能标准【作者】赵霞;叶晓斌;杨仑;张荣荣;颜伟【作者单位】输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室(重庆大学) 重庆400044;输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室(重庆大学) 重庆400044;输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室(重庆大学) 重庆400044;国网南昌供电公司南昌330000;输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室(重庆大学) 重庆400044【正文语种】中文【中图分类】TM734自动发电控制（Automatic Generation Control, AGC）是电力系统实现有功频率控制的重要手段[1]。
区域电网调度中心实时监测区域控制偏差（Area Control Error, ACE），通过调节AGC机组的出力对ACE进行闭环校正控制；而多个区域电网构成的互联电网则通过一些运行准则，例如目前国内外广泛采用的控制性能标准（Control Performance Standard, CPS）[2]，来考核和规范各区域的运行控制行为。
电力工程设计规划中的电力系统调度策略
电力工程设计规划中的电力系统调度策略在电力工程设计规划中，电力系统调度策略是一个至关重要的环节。
它涉及到电力系统的运行和管理，对于保证电力供应的可靠性和经济性具有重要的作用。
本文将从电力系统调度的概念、目标和关键策略等方面进行探讨。
一、电力系统调度的概念电力系统调度是指为了实现电网安全稳定运行和优化电力负荷调度，合理配置电力资源以适应电力市场需求的管理活动。
在电力系统调度中，需要考虑各种因素，如负荷预测、电力供应与需求平衡、新能源的接入等，以保证电力系统的稳定运行。
二、电力系统调度的目标1. 实现电力供需平衡：在电力系统调度中，需要根据负荷预测和电力供应能力，合理调度各类发电机组和负荷之间的关系，确保电力供需平衡，避免供电紧张或过剩的情况发生。
2. 提高电力系统的可靠性：电力系统调度应考虑到各种可能的故障和突发事件，制定相应的应对方案，以确保电力系统的可靠性。
调度员需要根据实时数据和准确的负荷预测，及时采取措施，防止电力系统的故障扩大和事故的发生。
3. 实现电力系统的经济运行：在电力系统调度中，需要优化电力资源配置，合理安排各类发电机组的运行模式，以实现电力系统的经济运行。
通过合理的电力系统调度策略，可以降低电力生产成本，提高电力供应的效率。
三、电力系统调度的关键策略1. 负荷预测与调度：准确的负荷预测是电力系统调度的基础。
通过对历史数据和实时数据的分析，结合先进的负荷预测模型，可以对未来负荷进行较为准确的预测。
在负荷预测的基础上，调度员可以合理安排发电机组的出力，以满足电力需求。
2. 发电机组的优化调度：发电机组的优化调度是电力系统调度的重要内容。
通过对各类发电机组的特性和运行模式的了解，可以合理安排发电机组的出力和运行方式，以实现电力系统的经济运行。
3. 新能源的接入：随着新能源的快速发展，电力系统调度需要考虑新能源的接入问题。
新能源的特点是随机性和波动性较大，因此在调度中需要合理安排新能源发电的比例和运行方式，以平衡电力供需，保证电力系统的稳定运行。
电气工程师面试题及答案(完整版)
电气工程师面试题及答案问题1：请简要介绍一下电气工程师的主要职责？答案：电气工程师的主要职责包括设计、开发、测试和维护电气设备和系统。
他们需要确保这些系统在各种环境下安全、有效地运行。
此外，他们还需要评估现有设备的性能，提出改进措施，以及与其他工程师和专业人员合作，确保项目的顺利进行。
电气工程师还负责解决与电气设备和系统相关的问题，提供技术支持和培训。
问题2：请解释电气工程中的三相电力系统的基本概念？答案：三相电力系统是一种常见的交流电力传输方式，它包含了三个相互间隔120度的交流电压。
这种配置可以提供更平稳的功率输出，减少对设备的损耗，并提高系统的效率。
三相电力系统通常应用于工业和商业场合，如工厂、大型商场等。
在三相系统中，有三种连接方式：星形（Y）连接、三角形（Δ）连接和Y-Δ转换。
问题3：什么是单线图，它在电气工程中的作用是什么？答案：单线图（也称为单线示意图）是一种用于描述电气系统中电气元件和连接关系的简化图。
它将三相电力系统中的相互关系用一个线表示，以便于阅读和理解。
单线图在电气工程中的作用主要包括：帮助工程师对电气系统的布局、电气元件的位置和连接方式有更直观的了解；用于分析系统性能，如电压、电流和功率分布；以及作为维修和调试的参考资料。
问题4：什么是电气设备的保护装置，它们的作用是什么？答案：电气设备的保护装置是一种用于监测和保护电气系统中电气设备免受故障和损坏的装置。
它们的主要作用是实时监测电气设备的工作状态，如电压、电流、温度等，并在检测到异常时采取相应的措施，如切断电源、发出警报等。
这些保护装置有助于确保电气设备的安全、可靠运行，防止因故障导致的设备损坏和人员伤害。
问题5：请描述一下变压器的工作原理和主要类型？答案：变压器是一种用于在不同电压等级之间传输电能的电气设备。
它的工作原理基于电磁感应现象，即在交流电流通过原始线圈时，会产生交变磁场，进而在次级线圈中产生感应电压。
根据原、次级线圈的匝数比，可以实现电压的升压或降压。
计及直流限额动态调整的送受端一体化日前调度计划模型
西南地区为水能富集区，西北及东北地区为风光资 源富集区，而负荷中心则在中东部地区。近年来， 在上述能源富集区已逐步形成了大规模水电、风电、 光伏基地，与之相匹配的是特高压交直流输电的快 速发展。清洁能源大容量跨省跨区外送已成为电网
第 36 卷第 13 期
许 丹等 计及直流限额动态调整的送受端一体化日前调度计划模型
Keywords：Generation schedule, DC schedule, security constraints, unit commitment stability limit
0 引言
我国具有一次能源与电力负荷逆向分布的特点，
国 家 重 点 研 发 计 划（ 2 0 17 YF B09 02 60 0 ）和 国 家 电 网 公 司 科 技 项 目（ 考 虑不确定性的省间现货市场可用输电能力计算研究）资助。 收稿日期 2020-07-29 改稿日期 2020-10-09
进一步完善。 本文以特高压直流风光火打捆外送实际问题
为 背 景 ，针 对 直 流 计 划 与 送 受 端 电 网 计 划 耦 合 性 较 弱 、不 能 动 态 考 虑 直 流 限 额 调 整 、送 受 端 协 调 困 难 且 无 法 充 分 发 挥 特 高 压 直 流 的 输 电 能 力 等 问 题 ，提 出 将 送 端 的 风 光 火 打 捆 外 送 、直 流 输 电 及 受 端 机 组 组 合 进 行 统 一 考 虑 ，将 开 机 台 数 、开 机 容 量 和 备 用 容量等电网方式信息对直流限额的影响纳入机组 组 合 模 型 ，构 建 了 计 及 直 流 限 额 动 态 调 整 的 送 受 端 一 体 化 调 度 计 划 模 型 。模 型 可 在 保 障 电 网 安 全 的 前 提 下 ，一 次 性 求 得 配 套 火 电 、直 流 输 电 及 受 端 机 组 计 划 ，既 可 以 确 保 全 局 最 优 性 ，又 可 以 有 效 提 升 直 流利用效率。
加快建设新型电力系统助力实现“双碳”目标
加快建设新型电力系统助力实现“双碳”目标摘要：新型电力系统的构建是一项复杂的系统工程，需要电力行业中发输配用各环节共同努力。
构建新型电力系统对推动我国能源结构转型，助力实现“双碳”目标意义重大。
而目前国内外针对新一代电力系统低碳规划问题的研究仍处于起步阶段，需要进一步的完善和发展。
论文对新型电力系统规划方面的研究现状及重点研究方向进行了分析，以期为低碳发展目标下的电网规划决策研究提供参考。
关键词：新型电力系统；“双碳”目标；措施1构建新型电力系统下，实现“双碳”目标的路径1.1建设期新能源装机逐步成为第一大电源，常规电源逐步转变为调节性和保障性电源。
电力系统总体维持较高转动惯量和交流同步运行特点，交流与直流、大电网与微电网协调发展。
系统储能、需求响应等规模不断扩大，发电机组出力和用电负荷初步实现解耦。
主要解决的问题：要实现达峰时的新能源装机容量达到一定的规模，为达峰后的新能源向主体发展奠定基础，保证达后不返；开展新能源为主体的新型电力系统设计和构建，探索新型电力系统的路径并向其演进。
1.2成熟期新能源逐步成为电力电量供应主体，火电通过CCUS技术逐步实现净零排放，成为长周期调节电源。
分布式电源、微电网、交直流组网与大电网融合发展。
系统储能全面应用、负荷全面深入参与调节，发电机组出力和用电负荷逐步实现全面解耦。
主要解决的问题：该阶段是新型电力系统建设的主导发展期，重点需要通过技术手段解决新能源出力比例和消纳利用受限的问题，解决全社会深度脱碳的电能增长的承载问题，最终实现电网形态的革命性转变。
2“十四五”期间构建新型电力系统的建议2.1保障电力安全保障电力安全包括对电能在“量”和“质”两方面的要求。
但是，从科学性和系统经济性来看，在任何时间、任何范围、任何条件、对任何对象都百分之百地保障电力供应，这是无法实现的。
在低碳电力转型过程中，由于随机性高、波动性大的新能源发电大规模进入电力系统，电网、电力负荷、热电联产的热力供应等都将受到不同程度的影响，一些新型风险（如互联网黑客攻击等）对电力系统也会形成安全隐患，这些因素对电力安全提出了更为严峻的挑战，因此，需要针对电力安全的新特点，制定专门的量化指标和防范要求。
雅中—江西特高压直流消纳能力分析及提升措施研究
电网技术GRID TECHNOLOGY雅中—江西特高压直流消纳能力分析及提升措施研究陈波，熊华强，舒展，李升健，程思萌（国网江西省电力有限公司电力科学研究院，江西南昌330096）摘要：雅中—江西特高压直流投运将使江西电网安全稳定运行特性发生巨大变化。
文中在大负荷、平均大负荷、小负荷运行方式下，基于PSASP开展了全网N-1、N-2热稳和暂稳校核，得到江西电网对直流功率的消纳能力，梳理了卡口断面与系统失稳故障集，明确了电压稳定问题是制约直流功率消纳能力的瓶颈。
从源网荷几方面分析了电压稳定影响因素，并在此基础上开展了抽水蓄能机组空载调相运行与网源稳态调压优化等提升措施研究。
仿真结果表明，所提措施配合同步调相机能够有效提升江西电网故障风险应对能力，保障直流功率足额消纳。
关键词：特高压直流；电压稳定；调相机；抽水蓄能机组；网源稳态调压中图分类号：TM723文献标志码：B文章编号：1006-348X（2021）04-0002-050引言为满足清洁能源大规模送出、负荷中心电力可靠供应的需求，国家电网公司正大力发展远距离、大容量特高压直流输电技术[1-2]。
随着江西社会经济快速发展，全省用电需求不断增长，为缓解省内电力供需矛盾，雅中—江西特高压直流输电工程（以下简称雅湖直流）于2019年9月正式开工建设，计划2021年迎峰度夏前投运。
雅湖直流分高低端接入江西电网负荷中心，额定输电功率800万kW。
江西电网位于华中电网东南末端，现通过3回500kV鄂赣联络线与华中主网相联。
雅湖直流投运后，江西电网电源组成、潮流分布、稳定特性等将发生重大变化。
由于华中特高压交流环网工程进展缓慢，江西电网在未来较长时间内将处于单直流接入格局，呈现明显的“强直弱交”特性。
一方面，在大直流功率注入方式下江西常规发电机组开机规模减少，动态无功支撑能力削弱，系统暂态电压稳定水平下降[3]；另一方面，直流换相失败过程中会从交流系统吸收大量无功，进一步加剧系统动态无功缺额[4]，从而严重影响直流功率的足额消纳。
±800kV特高压直流输电工程保护闭锁策略分析
±800kV特高压直流输电工程保护闭锁策略分析摘要：特高压直流输电工程在正常的运行中，直流系统也会由于遭到雷击或者过电压等情况导致线路发生故障。
如果直流输电系统发生故障后造成直流保护动作或者控制系统启动的线路停运就是故障紧急停运。
上述的直流保护和控制系统动作主要就是为了迅速的切去故障点的电流；将交流断路器与交流系统之间的联系进行隔离。
但是当直流线路中的一次设备出现故障后，由于电路中缺少能够直接切断直流电流的断路器，只能通过直流电路的控制保护系统来对故障设备进行隔离。
关键词：±800kV特高压；直流输电；保护闭锁；策略1 ±800kV特高压直流输电工程故障隔离的方法1.1一般隔离措施当特高压直流工程发生故障以后，一般的隔离措施有以下几种：（1）立即切换到备用控制系统；（2）移相并闭锁换流器；（3）瞬降换流器功率；（4）跳换流变交流侧的断路器；（5）启动断路器的失灵保护；（6）闭锁交流断路器等。
1.2旁通对的投入对直流系统发生故障的影响在对故障进行隔离时，投入旁通对，这种措施也可以将线路中的故障点从线路中隔离出来，以此来保护直流系统安全的运行。
其在工作中主要是将交流侧的电流和直流侧的电流进行隔离。
当直流电路中投入旁通对时，将直流回路从电路中隔离了出来，也就等于是直流回路发生了短路，此时换流变压器中并没有电流进入。
另外，如果阀内发生短路，旁通对可以将故障转移到自身上，对设备进行保护。
由于在一些特高压直流电路中，故障比较特殊，因此如果投入旁通对时，就会使故障的电流过大，进而会冲击到线路中的一些避雷器等设备，此时，控制系统就会发出禁投旁通对的指令。
2 ±800kV特高压直流输电工程的闭锁类型2.1特高压直流保护闭锁类型特高压直流保护闭锁类型一般有以下4种：（1）X闭锁—旁通对不投闭锁。
通常如果阀发生故障时，就会用到X闭锁。
或者当触发电路所选择的旁通对由于一些原因而没有被投入到故障线路中时，这时线路中也会出发X闭锁。
基于深度学习的特高压直流闭锁故障智能调度决策
基于深度学习的特高压直流闭锁故障智能调度决策杨晓楠，孙博，郎燕生(电网安全与节能国家重点实验室（中国电力科学研究院有限公司）），北京 100192)摘 要：针对特高压直流闭锁故障的处置策略问题，提出一种基于深度学习的故障特征建模方法及故障后电网调度策略生成方法，所提智能调控决策依据电网直流故障特征和运行环境信息，通过大数据驱动模型训练得到故障后的调度策略。
首先根据故障环境信息，利用故障影响相关性提取有效故障信息，构建故障特征模型。
然后介绍深度学习类神经网络原理和多层感知器模型，提出利用深度网络提取训练故障前后运行特征，自动生成调控策略的思路。
之后利用反向传播算法构建深度学习框架，通过不断计算损失函数和准确率修正训练模型，自动生成有效故障处置策略。
最后利用锦苏直流特高压线路相关的电力系统验证了所提方法的有效性。
关键词：深度学习；直流故障；数据驱动；调度决策；人工智能DOI ：10.11930/j.issn.1004-9649.2019101380 引言随着中国特高压交直流互联电网的快速发展，特高压直流建设进程不断加快。
特高压直流输电（UHVDC ）有效节约输电线路的走廊宽度，提高输送能力，但同时对电网安全稳定运行也带来了新的挑战[1]。
特高压直流输电系统一旦发生闭锁故障，送端电网产生大量功率盈余，引起区域电网功率失衡、频率升高等问题，导致整个电力系统的不稳定运行甚至解列，影响电网安全运行。
目前调度员对特高压直流闭锁故障后电网的调控，主要借助故障处置预案进行处置。
但是由于电网一体化运行特征的凸显，以往的调度控制系统在支撑特高压电网实时监控和故障决策时存在不足。
对此，国内外学者在特高压交直流电网运行控制方面进行了大量研究。
文献[2]提出了一种安全稳定紧急调控在线预决策方法，通过故障形态和安全稳定问题对预决策策略匹配，进行故障后的紧急调控。
文献[3]提出了一种特高压互联电网跨区协同处置的目标和架构，实现多级调度间特高压电网故障协同处置。
电力系统无功功率优化调度研究
电力技术应用71 限和上限。
节点电压约束为 U i,min ≤U i ≤U i,max （4）式中：U i,min 与U i,max 分别为第i 个节点的电压下限和上限。
静态无功优化数学模型可以在某一特定时刻，满足电力系统各项约束条件，从而达到电压水平最优和无功分配最合理的目标。
1.2 动态无功优化数学模型无功功率优化调度在动态环境下的考量尤为重要，涉及电力系统在实际运行过程中无功功率的调度和控制。
与静态模型不同，动态无功优化数学模型需要考虑时间因素，特别是系统在短时标和长时标下的动态响应[2]。
将目标函数定义为最小化系统的电压偏差积分，公式为 ()()f22i,t ref k k,t 11''d n m t t i k U U U R I t ===−+×∑∑∫ （5）式中：t 0和t f 分别为起始时间和结束时间；U i,t 为第i个节点在t 时刻的电压幅值；I k,t 表示第k 条线路在t 时刻的电流幅值。
动态模型约束条件为节点无功功率动态平衡，公式为()g,i,t l,i,t i,t j,t i,j i,j,t i,j i,j,t 11sin cos 0mnj i Q Q U U G B θθ==−−××−×=∑∑ （6）式中：Q g,i,t 与Q 1,i,t 分别为第i 个节点在t 时刻的无功出力和无功负荷，i ∈[1,n ]；θi,j,t 表示第i 个节点与第j 个节点在t 时刻的电压相角差。
动态节点无功出力约束条件为 Q g,min,i,t ≤Q g,i,t ≤Q g,max,i,t （7）动态电压幅值约束为 U min,i,t ≤U i,t ≤U max,i,t （8）动态无功优化数学模型可以在系统动态变化的情况下，满足电力系统各项约束条件，从而稳定电压水平和优化系统性能。
2 基于IIGA 的无功优化模型求解为可靠高效地完成无功优化模型的求解，文章提出了一种基于控制变量的十进制整数编码策略与罚因子自适应调整策略，以提高模型求解的有效性与健壮性。
浙江电网宾金直流闭锁调度处置预案编制
浙江电网宾金直流闭锁调度处置预案编制张小聪;金啸虎;杨运国;余剑锋;高强【摘要】After ±800 kV Yibin-Jinhua UHVDC power transmission project (shortened as Binjin DC), over-load of the corridor across the river is greatly eased. Meantime, occurrence of bipolar blocking fault in high-power operation mode of Binjin DC may result in power deficiency and wide transfer of power flow, severely influencing operation safety and stability of Zhejiang power grid. On the basis of analyzing the impact of bipo-lar blocking fault of Binjin DC on Zhejiang power grid, the paper establishes dispatching and disposal plan and summarizes six key technologies in the plan, providing dispatchers with reference and decision-making support to handle accidents rapidly and effectively.%±800 kV宜宾-金华特高压直流工程（简称宾金直流）投运后，极大地缓解了浙江电网过江通道的重载问题。
与此同时，一旦宾金直流大功率运行方式下发生双极闭锁故障，将造成电力大量缺失和潮流大范围转移，严重影响浙江电网的安全稳定运行。
高压直流输电系统典型闭锁事件分析
通过现场检查发现并处理问题后，该事件依然有一些对事件分析会产生误导的疑难点需要解答。
3.1 极，极Ⅰ控制系统P1PCPA的阀控VBE负责阀D4触发的两块触发板LE板均处于损坏状态，极Ⅰ的阀D4确实出现了丢触发脉冲现象，理论上直流电压、电流应该出现扰动，整流侧换流站谐波保护应该动作，但根据故障录播显示，极Ⅰ控制系统切换后，直流电压、电流UDL、IDL保持稳定。
对上述两块LE板进行更换后再次进行触发试验，试验结果正常。
因此可得结论：极Ⅰ控制系统P1PCPB向P1PC-PA进行切换后，由于此时阀控VBE的阀D4两块触发板LE板均出现损坏，在这种状况下晶闸管级控制板TE板不向VBE发送反馈信号，VBE不会产生EOC信号，因此两套极控系统都检测到了换流器丢脉冲信号，从而导致极Ⅰ闭锁。
[2]赵畹君.高压直流输电工程技术[M]．北京：中国电力出版社，2010．ZHAO Wanjun.HVDC transmission engineering technology[M].Beijing:China Power Press,2010.
[3]CHEN Kun,ZHOU Youbin,ZHANG Kanjun,et al.Research on the user-defined modeling of HVDC converter firing control based on ETSDAC[C]∥the 5th International Conference on Electric Utility Deregulation and Restructuring and Power Technologies(DRPT2015),Changsha,2015.
表1 主要事件记录Tab.1 Main event record
提升特高压直流送端电网新能源消纳水平措施
提升特高压直流送端电网新能源消纳水平措施摘要：特高压直流是输送大规模新能源最有前景的方式之一，基于此，本文详细论述了特高压直流送端电网新能源消纳水平的影响因素及其措施。
关键词：特高压直流；新能源；消纳水平一、高压直流送端电网新能源消纳水平的影响因素1、频率稳定。
随着风机等新能源比例的增大，系统中同步机装机容量减少，其惯性时间常数随着新能源接入比例的增加而减小。
一旦发生功率扰动，如直流闭锁或换相故障导致的功率不平衡功率，将影响高压直流送端电网频率产生冲，导致暂态频率最大偏差、稳态频率偏差增大，影响系统频率稳定。
此外，一旦新能源出力不具备调频能力，即无惯性支撑，随着系统能源渗透率的增加，发电机单位功率调节系数将减小，系统等值惯性时间常数将减小，而直流送端系统最大功率偏差及稳态偏差将增大，影响系统频率稳定性，即频率稳定性是影响直流送端电网新能源消纳水平的重要因素之一。
2、暂态过电压。
假设新能源场站与换流站间电气距离较近，即U w≈U d，交流线路传输功率可表示为P1=P s+P w-P D(1)Q1=Q s+Q w+Q c-Q D(2)高压直流发生闭锁故障时，则P D=0，Q D=0，同步机出力P s在短时间内不会变化，若新能源不进入高低穿策略，新能源出力P w也不会变化；若新能源机组由于高电压或低电压而进入高低压穿越策略，要分析新能源出力变化。
当风机低穿时，风机有功、无功功率变化量可表示为ΔP w=(k w-1)P w(3)ΔQ w=λw(0.9-U w)Q w(4)式中：ΔP w、ΔQ w为故障时风机有功、无功功率出力变化量；k w为低穿期风机有功功率比例系数；λw为风机低穿期间无功功率比例系数。
新能源并网电压可近似表示为U w≈U d=(5)若新能源机组未进入高低穿策略，一旦直流闭锁，从式(1)可知，流过交流线路的有功功率突然增加，在送端换流站投入的无功功率补偿装置无法及时退出运行，瞬时无功盈余较大，即P1、Q1将突然增大。
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第35卷第11期中国电机工程学报V ol.35 No.11 Jun. 5, 20152015年6月5日Proceedings of the CSEE ©2015 Chin.Soc.for Elec.Eng. 2695 DOI：10.13334/j.0258-8013.pcsee.2015.11.007 文章编号：0258-8013 (2015) 11-2695-08 中图分类号：TM 85特高压直流闭锁后省间紧急功率支援的协调优化调度策略王莹1，刘兵2，刘天斌2，孙海顺1(1．强电磁工程与新技术国家重点实验室(华中科技大学)，湖北省武汉市 430074；2．国家电网公司华中分部，湖北省武汉市 430077)Coordinated Optimal Dispatching of Emergency Power Support Among Provinces AfterUHVDC Transmission System Block FaultWANG Ying1, LIU Bing2, LIU Tianbin2, SUN Haishun1(1. State Key Laboratory of Advanced Electromagnetic Engineering and Technology (Huazhong University of Science andTechnology), Wuhan 430074, Hubei Province, China;2. Central China Branch of State Grid Corporation of China, Wuhan 430077, Hubei Province, China)ABSTRACT: Once block fault occurs in high-capacity UHVDC transmission system, it brings large-capacity power supply loss to AC power system located at receiving end. If the reserve capacity in the disturbed control area is insufficient to fill up the gap，reserves in other areas of the interconnected system will be transferred to support the recovery of system frequency. Based on the analysis of the defects of existing control strategies when dealing with large-capacity power shortage, this paper presented a coordinated optimal dispatch strategy of emergency power support among provinces after block fault of UHVDC transmission system. Total power shortage was firstly allocated among provinces aiming at maximum remaining spare and inter-area available transfer capability with the constraints such as tie line power and reserve capacity taken into account. Then，allocation scheme among units according to generator units’ type was raised. Cooperation among the regional grid dispatching system and provincial dispatching systems achieved emergency power support among provinces. Simulation results verify the effectiveness of the proposed approach.KEY WORDS: UHVDC transmission system; automatic generation control (AGC); emergency power support (EPS); optimal dispatch摘要：大容量特高压直流(UHVDC)输电系统一旦发生直流闭锁故障，会造成受端交流系统的巨大功率缺额，仅靠故障区域的旋转备用可能无法填补，需要调集互联电网中其他区基金项目：国网华中分部科技项目(5214001300w9)。
Scientific and Technological Project of Central China Branch of State Grid Corporation of China (5214001300w9). 域的备用以支援系统的频率恢复。
在分析现有应对策略处理大功率缺额事故的不足后，该文提出特高压直流闭锁后的省间紧急功率支援优化调度策略。
该策略首先以各区域间的可用输电能力和每个子区域的剩余备用容量为优化目标，同时考虑省间断面限额、区域备用限制等约束条件，求解功率缺额在各区域的分摊方案；进一步，根据各类机组的调节性能和控制方式，可得到区域调节功率在机组间的分配原则。
通过网省两级调度协调控制，可实现特高压直流闭锁后省间紧急功率支援的协调优化调度。
仿真结果表明了所提控制策略的有效性。
关键词：特高压直流输电；自动发电控制；紧急功率支援；优化调度0 引言特高压直流系统具有大容量、可控、灵活的特点，在大区电网互联、远距离大容量输电及跨海峡送电等方面得到了十分广泛的应用[1]。
这些工程的建成在极大提高电网大范围资源配置能力的同时，也使得电网调度运行和安全控制特性日趋复杂。
大容量直流输电系统的紧急闭锁，会导致送端交流系统产生功率盈余而受端系统产生较大的功率缺额，对系统潮流、频率、母线电压产生较大冲击[2-4]。
实际运行中当直流系统发生严重故障时，按照事先策略通过切机、切负荷、直流调制等措施控制来确保系统安全、稳定运行[5]。
维持暂态稳定的紧急控制措施通常无法填补系统的功率缺额，若故障省(市)自身的备用不足，调度员将下令所有发电厂退出自2696 中国电机工程学报第35卷动发电控制(automatic generation control，AGC)功能，手动调节机组出力，调出旋转备用容量[6]。
显然，这种手动调节的方法不能满足外来大功率缺失情况下电网频率的快速恢复。
因此针对特高压直流闭锁故障，研究网内快速备用的协调调度技术已成为当前面临的非常现实的课题。
针对省调AGC容量不足的情况，文献[7]提出将网调机组自身的一部分出力补偿给省调的区域控制误差(area control error，ACE)计算，协助省调控制区调节区域功率平衡的补偿控制措施，但该方法仅实现了网调机组对扰动区的功率支援，没有实现区域间的备用共享。
文献[8]按各区AGC机组装机容量比例的分配方式简单明了，但对AGC资源配置要求较高；对于AGC机组功率调整可能引起的联络线功率越限，需要调度员利用发电机−联络线功率灵敏度系数手动调整动态ACE，无法实现AGC的闭环控制。
除按区域备用比例分配调节责任的方法，文献[9]还提出了以经济最优为目标的总负荷扰动量分配方法。
这种方式可计及联络线功率限制，在区域间分配调节责任的同时也完成了AGC 电厂间的调节分配。
但该方法要求网调实时掌握全网频率波动、线路潮流、机组调节容量等大量信息，对通信系统有很高的要求。
本文在分析现有AGC控制策略及其不足的基础上，提出考虑危险断面安全裕度的网内快速备用协调优化调度策略，通过网省两级调度协调控制实现特高压直流闭锁后省间的紧急功率支援，充分发挥大电网资源互补的优势和全网备用互享的原则。
某大区电网的算例结果表明了策略的可行性。
1 现有应对策略的分析在互联电力系统中，各区域的调度中心要维持电力系统频率稳定以及区域间净交换功率为计划值。
AGC是满足以上要求的闭环控制系统，其功能结构如图1[10]所示。
目前区域电网的AGC系统一般采用联络线频率偏差控制(tie-line frequency bias control，TBC)策略[11-13]。
TBC方式可以做到各控制区域的AGC系统只负责本区内的负荷扰动控制，实现发电−负荷的就地平衡。
这种控制方式存在以下两点不足：1）系统发生大功率扰动时，若扰动所在省区AGC备用容量不足，则省间联络线交换功率和频率都将偏离正常值；2）传统 AGC策略在调节机组出力时只考虑机图1自动控制发电功能结构图Fig. 1 Function structure diagram of AGC system组的调节能力，未考虑系统的安全约束，容易引起稳定断面潮流越限[14]。
因此当电力系统发生严重故障时，将暂停AGC 控制，即进入图1所示的紧急模式。
调度员在断面功率不越限的条件下逐渐调出各省备用，使系统频率恢复到允许范围内。
手动调节的方法存在以下几个缺点：各地区支援功率分摊比例和对电厂的二次分配基本上由调度员凭经验确定，缺乏依据；在退出AGC功能的时段内，系统将无法根据实际用电负荷与计划偏差的波动进行精确调整机组出力，实时性和准确性较差；电网频率恢复缓慢，没有充分发挥全网备用共享的作用。
因此，针对特高压直流闭锁故障后网内快速备用的协调调度技术的研究实际上就是研究紧急模式下满足电网实时性和安全性要求的备用优化调度方案。
2 网内快速备用优化调度的数学模型实现省间紧急功率支援的关键是要确定备用调度的方案，它直接影响到系统的运行状态和安全裕度。
为了分析区域备用调度方案对系统潮流分布的影响，将进行省间紧急功率支援前的稳态潮流称之为初始潮流，区域间联络线功率记为0TP；采取省间紧急功率支援引起的潮流变化记为TΔP，则采取省间紧急功率支援后的区域间稳态潮流为ijT T T=+ΔP P P(1) 由式(1)可知，若省间功率支援引起的功率转移方向与初始潮流方向相同，则断面潮流会加重，备用调度的过程中需注意防止断面潮流越限，此时从保证系统安全运行的角度希望该断面的稳定裕度尽可能大；反之，则断面潮流减轻，在不引起潮流第11期 王莹等：特高压直流闭锁后省间紧急功率支援的协调优化调度策略 2697反转的情况下，机组出力的调整不会引起断面潮流越限，此时从各控制区的角度希望本控制区提供的功率支援量最小。