含高渗透率风电的地区电网预防-紧急控制协调优化

电工电气 (20 7 No.3)0 引言
“大机小网”是弱送端电网在发展过渡阶段出现的一个典型网络结构。

频率、电压稳定以及低频振荡是该类型电网较突出的安全稳定问题[1-2]。

故障导致地区孤网时，通常采取切机或者切负荷等紧急控制措施保证电网的频率安全。

由于紧急控制措施量存在一定的离散性，对于“大机小网”电力系统，在某些场景下难以找到合适的紧急控制措施来保证电网的安全。

针对此问题，有必要通过预防控
作者简介：陈连凯(1964- )，男，高级工程师，本科，从事电力系统运行与管理工作； 姜国义(1965- )，男，高级工程师，本科，从事电力系统运行与管理工作；
周磊(1982- )，男，工程师，硕士，从事电力系统安全稳定分析与控制研究工作。

含高渗透率风电的地区电网预防-紧急控制协调优化
陈连凯1，姜国义1，周磊2，刘海波1，由楚1，扬志华1，袁虎玲2
(1 内蒙古东部电力有限公司，内蒙古 呼和浩特 010020；2 南瑞集团公司(国网电力科学研究院)，江苏 南京 211100)
摘 要：风电渗透率较高的弱送端电网，孤网后高频问题突出，若存在大机小网特征，由于紧急控制措施的离散性较大，单纯通过紧急控制，难以找到合适的稳控切机组合来保证电网频率稳定。

提出一种辨识大机小网系统中紧急控制措施适应性的识别方法，并将现有紧急控制措施作为既有模型，综合考虑大规模风电接入的影响，并计及不同种类电源的综合控制代价，对预防控制与紧急控制策略进行协调优化。

以蒙东兴安地区电网为例，仿真结果验证了该方法的有效性。

关键词：高渗透率风电；预防控制；紧急控制；协调优化；控制代价
中图分类号：TM614 文献标识码：A 文章编号：1007-3175(2017)03-0012-04
Abstract: High-frequency problem occurs in weak power supply network with high wind power permeability after the grid isolated. If there exists large-machine small-grid characteristics, because of the large dispersion of emergency control measures, it is difficult to find a suitable stability control cutting machine combination to ensure the grid frequency stabilization. This paper proposed a kind of identification method to discern the emergency control measures adaptability in large-machine small-grid system. The existing emergency control measure was acted as the model with comprehensive consideration large-scale wind power accessing impacts. The integrated control cost for different types of power supply was calculated to carry out coordination and optimization for the preventive and emergency control strategy. Taking Xing’an regional power grid of eastern Inner Mongolia for example, the simulation results confirmed the validity of the proposed method.
Key words: high permeability wind power; preventive control; emergency control; coordination and optimization; control cost
CHEN Lian-kai , JIANG Guo-yi , ZHOU Lei 2, LIU Hai-bo , YOU Chu , YANG Zhi-hua , YUAN Hu-ling 2
（ East Inner Mongolia Electric Power Company, Hohhot 0 0020, China ;
2 NARI Group Corporation (State Grid Electric Power Research Institute ), Nanjing 2 00, China ）
Coordination and Optimization of Regional Power Grid Preventive and
Emergency Control for High Permeability Wind Power
制和紧急控制协调，提高控制措施的适应性，避免出现大面积停电及电网崩溃事故[3]。

预防-紧急控制协调属于高维强非线性优化问题，参考文献[4-5]基于扩展等面积法则(E E A C)提出一种基于失稳模式拓扑关系的协调预防控制和紧急控制的寻优算法。

参考文献[6]通过风险分摊与迭代报价协调预防控制与紧急控制，属于电力系统广义阻塞及市场力研究框架的一个应用。

参考文献[7]通过引入系统暂态安全指标约束，将预防-紧急协调控制问题分解为预防控制子问题和后续各故障下的紧急控制子问题进行求解。

含高渗透率风电的地区电网预防-紧急控制协调优化
电工电气 (20 7 No.3)
本文在参考文献[4]的基础上，首先针对“大机小网”电力系统孤网后紧急控制措施失配问题，提出一种考虑风电出力波动性的辨识紧急控制措施适应性的识别方法，并且以综合代价最小为目标，进行预防控制与紧急控制协调优化。

最后对蒙东兴安地区电网进行仿真研究，验证该方法的有效性。

1 孤网条件下的频率紧急控制适应性的识别
方法
频率控制主要与孤网后的功率平衡有关，紧急控制措施在尽量保持孤网功率平衡的同时，还遵循“最小欠切原则”[8]，在实际稳控系统中体现为稳控装置的“欠切定值”，当电网外送功率在欠切定值以下时，发生故障后导致孤网，无需采取稳控措施，电网即可保持安全稳定。

“大机小网”电力系统孤网后的频率紧急控制措施失配，主要由切机组合总量与过剩功率的差值大于“欠切定值”或“过切定值”所导致。

在大量风电机组接入的地区电网，此问题更加凸显。

若地区电网外送功率P 小于任意一台可切的大容量机组出力，则切除大机组后造成过切；若地区电网外送功率大于所有小机组出力与风电出力之和，即使切除全部小机组和风电机组，仍造成欠切。

以上两种情况同时满足，就无法找到合适的紧急控制措施，则判断该电网当前状态下的紧急控制措施不适应：其中，P 大机组为大容量火电机组单台发电机出力，P 为地区电网外送功率，P 风总为孤网系统内风电机组总出力，ΔP 风为风电的最大功率波动量，P 小机组为小容量火电机组单台发电机出力，P s e t 为孤网后相应稳控策略中的欠切定值。

单台容量达到或超过全网负荷10%的发电机组可视为大机组，容量在50MW 及以下的机组视为小机组。

统计资料表明，秒级的时间段单个风场的出力变化率约为0.3%～0.6%。

考虑风电功率波动等不确定因素、监测装置通信延时以及预防控制策略计算的延时(十分之一秒级)，风电变化量ΔP 风折算为风电总装机的0.6%。

2 预防与紧急控制协调
2.1 理论基础
预防控制和紧急控制决策的协调问题是混合型的非线性规划问题，假设通过预防控制P ，将系统运行点由x 0移到靶点x T 。

后者在扰动i 下可能仍不稳定，故一旦检测到扰动i ，应立即执行相应的紧急控制e i ，以保证系统稳定。

协调的目标是使从x 0到靶点x T 的预防控制代价和x T 对应的各紧急控制代价的概率加权之和为最小[3]。

其数学模型可表示为：
其中：C (或C P )为研究时段内稳定控制的总代价(或预防控制代价)，C e (或C e i )为紧急控制e (或e i )的代价；e i 及αi 分别表示针对第i 种预想事故的紧急控制措施及研究时段内期望次数。

式(3)为运行的等式约束，如潮流方程；式(4)包含控制量的容量限制和系统的稳定要求，须通过稳定分析来判断[4]。

2.2 预防与紧急控制协调优化
本文根据电网控制的实际情况，将现有紧急控制措施作为既定模型，在判断出现有紧急控制措施不适应时，以综合代价最小为目标，通过预防控制与紧急控制协调优化，实现系统的安全稳定和经济运行。

控制逻辑如图1所示。

min(P 大机组)＞P ＞P 风总-ΔP 风+P 小机组+P set (1)
(2)
min C (x T )=min[C P (x T )+C e (x T ，e )]=
min[C P (x T )+ αi C e (x T ，e )
]n
i =1s.t. g (x T )=0(3)
h (x T ，e )=0(4)
图1 预防控制与紧急控制的协调优化流程图
含高渗透率风电的地区电网预防-紧急控制协调优化
电工电气 (20 7 No.3)步骤1，首先获得准确在线监测信息。

步骤2，按照式(1)判断是否满足预防控制动作条件，若满足则进入步骤4；若不满足，则进入步骤5。

步骤3，按照式(5)获得预防控制量初值，若不满足判据则预防控制量初值为0。

计算按照预防控制初值调整方式后的外送功
率：
步骤4，以ε为摄动量，逐轮增加预防控制量：
步骤5，紧急控制策略计算，获得第i 个方案下
k 个不同组合的控制措施及控制量。

步骤6，按照式(8)和式(9)获得第i 个方案下预防控制与紧急控制的综合代价，若未进行预防控制，则预防控制代价为零。

考虑不同类型电源控制代价及预防控制与紧急控制代价的不同，将综合控制代价优化，取第i 个方案下的代价为k 个不同组合的控制措施代价最小值。

其中，e k 为第i 个方案下第k 个组合控制措施，
e p w k 、e p
f k 、e e w k 、e e f k 分别为第i 个方案下第k 个组合控制措施下预防控制风电措施、预防控制火电措施、紧急控制切风电措施和紧急控制切火电措施。

步骤7，获得控制代价最小的预防与紧急协调控制方案。

3 仿真验证
以蒙东兴安地区电网为例，进行预防控制与紧急控制协调优化。

电网结构如图2所示，最大负荷450M W，电厂装机容量如表1所示，属于典型的大机小网系统。

3.1 紧急控制措施适应性识别
典型方式下，兴安电网外送功率230M W，兴安热电厂两台机组均满发300M W，小机组总出力为50M W，风电出力35M W，稳控欠切定值为70M W，风电功率波动折算为6M W。

将各参数代入式(1)，满足相应判别条件，即兴安地区孤网后，现有紧急控制措施不适应。

按照现有紧急控制措施进行仿真，结果表明，若切除“全部风机+乌兰二厂”共85M W，切机量不足导致稳态频率高于50.5Hz，如图3所示。

若切除1台兴安热电机组，则过切导致频率下降至48Hz及以下，风机低频保护动作，风机脱网后功率缺额更加严重，导致频率崩溃，如图4所示。

P 预防0=P -(P 风总-ΔP 风+P 小机组+P set )(5)
P 外i =P -P 预防0=P 风总-ΔP 风+P 小机组+P set
(6)
P 外i +1=P 外i -i ·ε(7)(8)
C i (x T )=min[C i (x T ，e 1)，…，C i (x T ，e k )]
(9)C i (x T ，e k )=C PTi (x T ，e k )+C ECi (x T ，e k )= [C PTi (x T ，e pwk )+C PTi (x T ，e pfk )]+
αj [C ECij (x T ，e ewk )+C ECij (x T ，e efk )
]n
i =1
表1 蒙东兴安地区电网装机容量
MW
电厂名称容量总容量兴安热电厂2×300600乌兰二厂2×50100乌兰热电厂
3×12
36
太和风场
天洁风场老爷岭风场
九龙风场
西哲
里木突泉
科右前旗额木庭高勒风场联合风场乌兰哈达兴牧风场
公主岭风场额尔格图风场
额尔敦风场
音德尔
德伯斯阿尔山兴安热电厂
呼和马场风场兴安开发区
乌兰北郊
乌兰南郊
乌兰西郊乌兰热电乌兰二电
兴安
甜水
松白电网
—500kV变电站 —220kV火电厂 —220kV变电站—220kV风电场 —66kV火电厂 —66kV变电站—500kV线路 —220kV线路 —66kV线路
图2 蒙东兴安地区网架结构图
图3 兴甜线N-2故障下切风电和乌兰二厂
后频率响应曲线
时间/s
频率/H z 60
50.010
50.2
50.450.650.851.051.251.420
3040
50
49.8
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电工电气 (20 7 No.3)
3.2 预防控制与紧急控制优化
经过紧急控制措施适应性识别，兴安外送功率为230M W时，现有紧急控制措施不能适应电网运行要求，需要进一步调整运行方式或紧急控制策略。

为达到综合控制代价最小的目标，需要进行预防控制
与紧急控制优化。

预防控制量初值设为15M W，即按照预防控制初值进行方式调整后，兴安外送功率降为215M W。

假设预防控制措施中减少火电机组出力的代价为1万元/M W，减少风机出力的代价为5万元/M W；紧急控制措施中切除火电机组的代价为30万元/MW，切除风电机组的代价为10万元/MW。

按照图1所示的流程进行预防控制与紧急控制优化，得到综合代价最小的方案，即采取预防控制调整运行方式，减少外送功率至105M W，同时紧急控制中仅切除风电35M W。

优化后的方案与其它备选方案的对比如表2所示，其中第1～2个方案为仅采取预防控制措施的方案，第3～4个方案为采取预防控制与紧急控制措施的组合方案，第5个方案为预防控制和紧急控制协调优化后的方案。

可见方案5的综合控制代价最小。

仿真结果如图5所示，可以在综合控制代价最小的基础上保证电网稳定。

4 结语
本文提出了辨识大机小网系统中紧急控制措施适应性的识别方法，并在考虑预防控制与紧急控制综合代价的基础上，对预防控制与紧急控制进行协调优化。

优化后的控制措施突出体现了不同种类电源对控制代价的影响，反映了清洁能源在控制代价上的优势，可为实际电网的安全稳定与经济运行提
图4 兴甜线N-2故障下切1台兴安热电机组
后频率响应曲线
时间/s
频率/H z 30
48.05
10
1520
25
48.549.049.550.050.551.051.552.047.5
表2 不同预防和紧急控制协调方案下的混合控制代价
编号采取预防控制后外
送功率/MW
预防控制措施中外送功率调减量/MW
紧急控制措施预防控制代价C PC /(万元·MW -1)
紧急控制代价C EC /(万元·MW -1)
综合控制代价C /(万元·MW -1)
10230-2300230.0270160-1600160.0314090切风机20MW+火电50MW 9085.0175.0415070切风机20MW+火电50MW
7090.0160.05
105125
切风机35MW
125
17.5
142.5
图5 孤网后频率响应曲线
时间/s
频率/H z 60
49.6
10
51.420
3040
50
49.850.050.250.450.650.851.051.2供参考。

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含高渗透率风电的地区电网预防-紧急控制协调优化
(下转第31页)
电工电气 (20 7 No.3)
6 结语
监控后台偶发“220kV 滨锦线4853测控_智能终端A 接收测控gsGOOSE0断链”信号，判断为220kV 滨锦线4853保护屏内光配架A、220kV 滨锦线4853汇控柜光配架A 上原先对应光口光功率衰耗过大，导致从220kV 滨锦线4853测控装置发到220kV 滨锦线4853智能终端A 收这条GOOSE 链路传输不稳定，因而GOOSE 断链偶有发生。

因此，在以后智能变电站日常运行和检修中应加强对各个设备光口维护，备用光口应套上防尘罩，避免光口直接暴露在空气中。

同时应尽量少插拔光
纤，以免损伤光纤和光口。

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收稿日期：2016-12-21
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修稿日期：2017-01-17
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