CN105811401A - 省级电网事故应急控制辅助决策方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种省级电网事故应急控制辅助决策方法，包括电力***自动扫描并判断省级电网故障的性质，获取故障时的省级电网运行数据，建立电网实时潮流、安全限制、控制措施和电网灵敏度数据库；将省级电网220kV及以上***等效为节点‑支路拓扑结构；以电网事故后控制总代价最小为目标函数，以负荷平衡、潮流安全和控制变量为约束条件，建立省级电网事故应急控制辅助决策模型；求解模型，得到省级电网事故应急控制辅助决策方案。本发明结合省级电网调度原则、控制要求及实际运行经验，从省级电网特殊性出发提出决策方法，提高决策方案的可执行性和可操作性，减少调度员处理电网事故时的工作量，优化处理策略，确保电网事故处理的及时性。

Description

省级电网事故应急控制辅助决策方法

技术领域

本发明属于电力***自动化领域，具体涉及一种省级电网事故应急控制辅助决策方法。

背景技术

近年来，随着国家电网大运行体系建设全面推进，全国特高压互联电网的加速建设，传统依赖电力调度员经验的电网调度模式的弊端已逐步凸显，国、分、省三级调度电网在线安全稳定分析应用由此应运而生。目前，在线安全稳定分析***嵌入新一代D5000调度平台，基于全网实时数据同步与共享、定期安全扫描及预想方式分析机制，监测当前电网的运行风险并给出实用辅助决策，能及时发现当前电网运行的薄弱点，实现电网预防性控制。

省级电网事故后应急控制是在电网事故或异常情况下的紧急控制手段，其在线辅助决策直接影响电网事故后控制的及时性和正确性。当前在线***自上而下建设，事故应急控制辅助决策模型基于特高压互联大电网建立，其对省级电网事故应急控制的控制代价、控制手段、稳控策略、水火电调节特性等方面的尚未进行精细地考虑和优化，可能导致决策方案可执行性不强或控制成本过高的问题。

发明内容

本发明的目的在于提供一种针对省级电网事故、综合考虑电网各类型机组出力和电网供电要求的省级电网事故应急控制辅助决策方法。

本发明提供的这种省级电网事故应急控制辅助决策方法，包括如下步骤：

S1.当省级电网发生事故时，电力***自动扫描并判断省级电网故障的性质，并获取故障时的省级电网运行数据，建立电网实时潮流、安全限制、控制措施和电网灵敏度数据库；

S2.将省级电网220kV及以上***等效为节点-支路拓扑结构；

S3.以电网事故后控制总代价最小为目标函数，将各支路潮流安全、省间联络线功率平衡作为首要控制要求，以负荷平衡、潮流安全和控制变量为约束条件，具体考虑水、火电出力调整、水电机组启停、火电紧急停机、负荷倒供、小电源出力控制、元件支路投切、拉限负荷、机组无功调节、容抗器投退、主变档位调整、设备跳闸稳措切机、切负荷因素、水火电可调范围及水电水情因素，建立省级电网事故应急控制辅助决策模型；

S4.对步骤S3建立的省级电网事故应急控制辅助决策模型进行求解，得到省级电网事故应急控制辅助决策方案。

步骤S2所述的节点-支路拓扑结构，为以输电线路、联络变主变为支路，以发电厂、省间联络线本侧母线为电源节点，以所有变电站220kV母线为负荷节点，将下网负荷、上网小电源出力均等效至220kV母线，形成节点-支路拓扑结构。

步骤S3所述的目标函数，具体为采用下式作为目标函数：

$\begin{array}{cc}\min & F=\underset{v=1}{\overset{11}{\Σ}}{\mathrm{\β}}_v{C}_v\\ \left\{\begin{array}{c}{C}_1=\underset{i=1}{\overset{a}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{s-i}\right|\\ C_2=\underset{j=1}{\overset{b}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{h-j}\right|\\ C_3=\underset{i=1}{\overset{a}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{s-i}\right|t_{s-i}\\ C_4=\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{d-k}\right|\\ C_5=\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{x-k}\right|\end{array}\right.& \left\{\begin{array}{c}{C}_6=\underset{e=1}{\overset{n}{\Σ}}{r}_e\\ C_7=\underset{j=1}{\overset{b}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{h-j}\right|t_{h-j}\\ C_8=\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{l-k}\right|\\ C_9=\underset{i=1}{\overset{a}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δq}}_{s-i}\right|+\underset{j=1}{\overset{b}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δq}}_{h-j}\right|\\ C_{10}=\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δq}}_{l-k}\right|\\ C_{11}=\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}{\mathrm{\Δ\τ}}_k\end{array}\right.\end{array}$

式中C₁～C₈分别表示水电出力调整、火电出力调整、水电机组启停、负荷倒供、小电源出力控制、元件支路投切、火电紧急停机、拉限负荷八类有功控制策略的控制代价，C₉～C₁₁分别表示水、火电无功出力调整、变电站无功补偿调整、变电站主变带负荷调档三类电压控制策略的控制代价；β₁～β₁₁则表示相应的控制代价的代价系数；Δp_s-i、Δq_s-i(1≤i≤a)、Δp_h-j、Δq_h-j(1≤j≤b)表示对水电厂i、火电厂j的有功、无功出力调整量，Δp_d-k、Δp_x-k、Δp_l-k、Δq_l-k、τ_k(1≤k≤m)表示对负荷节点k的倒出有功负荷、小电源有功出力调节、拉限有功负荷、无功补偿调整量及主变调档数；a、b、m分别为全网水、火电电源节点及负荷节点的数量；t_s-i为水电厂i的启停机组台数，t_h-j为j火电厂的紧急停机台数；r_e代表全网支路，若支路e参与投/切则r_e＝1，否则r_e＝0。

所述的代价系数，为采用以下算式计算代价系数：

β_v＝Tim_v×Eco_v

式中Tim_v为第v个调节措施的单位时间成本，Eco_v为第v个调节措施的单位经济成本；Tim_v和Eco_v的值为结合运行实际中对机组启停及调节、调度操作的数据统计得到。

所述的Tim_v和Eco_v的取值，具体如下表1所示：

表1各调节措施的Tim_v、Eco_v、参考值

步骤S3所述的以负荷平衡、潮流安全和控制变量为约束条件，具体为采用下式作为约束条件：

$(P_w^{*}-p_w)+\underset{i=1}{\overset{a}{\Σ}}{\mathrm{\Δp}}_{s-i}+\underset{j=1}{\overset{b}{\Σ}}{\mathrm{\Δp}}_{h-j}+\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}{\mathrm{\Δp}}_{x-k}+\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}{\mathrm{\Δp}}_{l-k}=0$

$D+{\Π}_G\·{\mathrm{\Δp}}_G+{\Π}_L\·{\mathrm{\Δp}}_L+{\Π}_R\·R\≤\stackrel{\‾}{D}$

$\underset{\‾}{U}\≤U+\mathrm{\Φ}\·\mathrm{\Δ}q+{\mathrm{\Φ}}_T\·{\mathrm{\Δ\τ}}_T\≤\stackrel{\‾}{U}$

$\underset{\‾}{p_e}\≤p_e\≤\stackrel{\‾}{p_e}$

$\left\{\begin{array}{c}\underset{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{s-i}}\≤{\mathrm{\Δp}}_{s-i}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{s-i}}\\ -p_{h-j}\≤{\mathrm{\Δp}}_{h-j}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{h-j}}\\ 0\≤{\mathrm{\Δp}}_{d-k}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{d-k}}\\ \underset{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{x-k}}\≤{\mathrm{\Δp}}_{x-k}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{x-k}}\\ 0\≤{\mathrm{\Δp}}_{l-k}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{l-k}}\end{array}\right.$

$\left\{\begin{array}{c}\underset{\‾}{{\mathrm{\Δq}}_{s-i}}\≤{\mathrm{\Δq}}_{s-i}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δq}}_{s-i}}\\ \underset{\‾}{{\mathrm{\Δq}}_{h-j}}\≤{\mathrm{\Δq}}_{h-j}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δq}}_{h-j}}\\ \underset{\‾}{{\mathrm{\Δq}}_{l-k}}\≤{\mathrm{\Δq}}_{l-k}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δq}}_{l-k}}\end{array}\right.$

式中，p^* _w、p_w分别表示当前区外联络线送入有功计划值与实时值；D＝[d₁…d_n]、分别表示全网有功潮流断面当前值及其控制限额列表，各控制限额由在线***对事故后电网经实时N-1扫描确定；ΔP_G、ΔP_L、R分别表示全网电源节点、负荷节点及支路列表，其中：

ΔP_G＝ΔP_G＝[Δp_s-1…Δp_s-a…Δp_h-1…Δ_ph-b…]^T，

ΔP_L＝[…(Δp_d-k+Δp_x-k+Δp_l-k)…(-Δp_d-k+Δp_x-p+Δp_l-p)…]^T(k、p互为负荷倒出、倒入节点，1≤k≠p≤m)，R＝[r₁…r_e…r_n]^T；∏_G、∏_L、∏_R相应表示电源节点-断面灵敏度、负荷节点-断面灵敏度及支路-断面灵敏度矩阵；U、 U分别表示全网节点电压当前值及其控制上、下限列表，其中U＝[u_i…u_j…u_k…]^T；Φ、Φ_T分别为全网各节点注入无功-电压灵敏度、主变调档-电压灵敏度矩阵，矩阵元素Φ_ij、Φ_T-ij分别表示节点j调节单位无功或主变档位对节点i的电压调整量；Δq为节点无功调节量列表，Δq＝[Δq_i…Δq_j…Δq_k…]^T，主要是电源节点无功出力、负荷节点无功补偿等；Δτ_T为负荷节点有载调压主变调档列表，Δτ_T＝[…Δτ_k…]T。p_e、 p _e 表示各支路有功及其热稳上、下限； Δp _s-i 、 Δ p _ｈ-j 、 Δp _x-k 分别表示水、火电及小电源可调有功出力范围，表示负荷节点可倒出、可拉限有功限额； Δq _s-i 、 Δq _h-j 、 Δq _l-k 为相应水、火电无功出力及变电站无功补偿可调范围； Δp _s-i ′为i厂实时上、下旋转备用额度，为i厂水电机组避开振动区后的单机可调上、下限，λ为自然数；p_h-j、为火电厂j的实时有功出力及其单机最低稳燃出力，t_h-j为其紧急停机台数，η为自然数；若支路e对所有越限支路f的投/切灵敏度均为负值则考虑支路e参与投/切，r_e置1，否则r_e置0。

步骤S4所述的求解，包括如下步骤：

步骤1)对步骤S3建立的省级电网事故应急控制辅助决策模型的参数进行优化；

步骤2)对步骤1)得到的优化参数后的省级电网事故应急控制辅助决策模型，采用启发式算法寻优求解。

步骤1)所述的优化，包括灵敏度矩阵稀疏化、矩阵解耦降阶和支路合并降阶。

本发明提供的这种省级电网事故应急控制辅助决策方法，结合省级电网调度原则、控制要求及实际运行经验，从省级电网的特殊性出发，提出实用的省级电网事故应急控制在线辅助决策建模方法，弥补了现有模型的不足，提高辅助决策的可执行性和可操作性，对减少调度员处理电网事故时的工作量，优化事故处理策略，确保电网事故处理及时性，对控制电网运行风险极具实用价值。

附图说明

图1为本发明的方法流程图。

图2为本发明的具体实施例的电网结构示意图。

具体实施方式

如图1所示为本发明的方法流程图：本发明提供的这种省级电网事故应急控制辅助决策方法，包括如下步骤：

S1.当省级电网发生事故时，电力***自动扫描并判断省级电网故障的性质，并获取故障时的省级电网运行数据，建立电网实时潮流、安全限制、控制措施和电网灵敏度数据库；

S2.将省级电网220kV及以上***等效为节点-支路拓扑结构：以输电线路、联络变主变为支路，以发电厂、省间联络线本侧母线为电源节点，以所有变电站220kV母线为负荷节点，将下网负荷、上网小电源出力均等效至220kV母线，形成节点-支路拓扑结构。

S3.以电网事故后控制总代价最小为目标函数，将各支路潮流安全、省间联络线功率平衡作为首要控制要求，以负荷平衡、潮流安全和控制变量为约束条件，具体考虑水、火电出力调整、水电机组启停、火电紧急停机、负荷倒供、小电源出力控制、元件支路投切、拉限负荷、机组无功调节、容抗器投退、主变档位调整、设备跳闸稳措切机、切负荷因素、水火电可调范围及水电水情因素，建立省级电网事故应急控制辅助决策模型；

目标函数，具体为采用下式作为目标函数：

$\begin{array}{cc}\min & F=\underset{v=1}{\overset{11}{\Σ}}{\mathrm{\β}}_v{C}_v\\ \left\{\begin{array}{c}{C}_1=\underset{i=1}{\overset{a}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{s-i}\right|\\ C_2=\underset{j=1}{\overset{b}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{h-j}\right|\\ C_3=\underset{i=1}{\overset{a}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{s-i}\right|t_{s-i}\\ C_4=\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{d-k}\right|\\ C_5=\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{x-k}\right|\end{array}\right.& \left\{\begin{array}{c}{C}_6=\underset{e=1}{\overset{n}{\Σ}}{r}_e\\ C_7=\underset{j=1}{\overset{b}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{h-j}\right|t_{h-j}\\ C_8=\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{l-k}\right|\\ C_9=\underset{i=1}{\overset{a}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δq}}_{s-i}\right|+\underset{j=1}{\overset{b}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δq}}_{h-j}\right|\\ C_{10}=\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δq}}_{l-k}\right|\\ C_{11}=\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}{\mathrm{\Δ\τ}}_k\end{array}\right.\end{array}$

式中C₁～C₈分别表示水电出力调整、火电出力调整、水电机组启停、负荷倒供、小电源出力控制、元件支路投切、火电紧急停机、拉限负荷八类有功控制策略的控制代价，C₉～C₁₁分别表示水、火电无功出力调整、变电站无功补偿调整、变电站主变带负荷调档三类电压控制策略的控制代价；β₁～β₁₁则表示相应的控制代价的代价系数；Δp_s-i、Δq_s-i(1≤i≤a)、Δp_h-j、Δq_h-j(1≤j≤b)表示对水电厂i、火电厂j的有功、无功出力调整量，Δp_d-k、Δp_x-k、Δp_l-k、Δq_l-k、τ_k(1≤k≤m)表示对负荷节点k的倒出有功负荷、小电源有功出力调节、拉限有功负荷、无功补偿调整量及主变调档数；a、b、m分别为全网水、火电电源节点及负荷节点的数量；t_s-i为水电厂i的启停机组台数，t_h-j为j火电厂的紧急停机台数；r_e代表全网支路，若支路e参与投/切则r_e＝1，否则r_e＝0。

其中，代价系数可以采用如下算式计算：

β_v＝Tim_v×Eco_v

式中Tim_v为第v个调节措施的单位时间成本，Eco_v为第v个调节措施的单位经济成本；Tim_v和Eco_v的值为结合运行实际中对机组启停及调节、调度操作的数据统计得到。

具体的，Tim_v和Eco_v的取值如下表1所示：

表1各调节措施的Tim_v、Eco_v、参考值

而本步骤中所述的以负荷平衡、潮流安全和控制变量为约束条件，具体为采用下式作为约束条件：

$(P_w^{*}-p_w)+\underset{i=1}{\overset{a}{\Σ}}{\mathrm{\Δp}}_{s-i}+\underset{j=1}{\overset{b}{\Σ}}{\mathrm{\Δp}}_{h-j}+\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}{\mathrm{\Δp}}_{x-k}+\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}{\mathrm{\Δp}}_{l-k}=0$

$D+{\Π}_G\·{\mathrm{\Δp}}_G+{\Π}_L\·{\mathrm{\Δp}}_L+{\Π}_R\·R\≤\stackrel{\‾}{D}$

$\underset{\‾}{U}\≤U+\mathrm{\Φ}\·\mathrm{\Δ}q+{\mathrm{\Φ}}_T\·{\mathrm{\Δ\τ}}_T\≤\stackrel{\‾}{U}$

$\underset{\‾}{p_e}\≤p_e\≤\stackrel{\‾}{p_e}$

$\left\{\begin{array}{c}\underset{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{s-i}}\≤{\mathrm{\Δp}}_{s-i}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{s-i}}\\ -p_{h-j}\≤{\mathrm{\Δp}}_{h-j}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{h-j}}\\ 0\≤{\mathrm{\Δp}}_{d-k}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{d-k}}\\ \underset{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{x-k}}\≤{\mathrm{\Δp}}_{x-k}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{x-k}}\\ 0\≤{\mathrm{\Δp}}_{l-k}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{l-k}}\end{array}\right.$

$\left\{\begin{array}{c}\underset{\‾}{{\mathrm{\Δq}}_{s-i}}\≤{\mathrm{\Δq}}_{s-i}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δq}}_{s-i}}\\ \underset{\‾}{{\mathrm{\Δq}}_{h-j}}\≤{\mathrm{\Δq}}_{h-j}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δq}}_{h-j}}\\ \underset{\‾}{{\mathrm{\Δq}}_{l-k}}\≤{\mathrm{\Δq}}_{l-k}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δq}}_{l-k}}\end{array}\right.$

式中，p^* _w、p_w分别表示当前区外联络线送入有功计划值与实时值；D＝[d₁…d_n]、分别表示全网有功潮流断面当前值及其控制限额列表，各控制限额由在线***对事故后电网经实时N-1扫描确定；ΔP_G、ΔP_L、R分别表示全网电源节点、负荷节点及支路列表，其中：

ΔP_G＝ΔP_G＝[Δ_ps-1…Δ_ps-a…Δp_h-1…Δ_ph-b…]^T，

ΔP_L＝[…(Δp_d-k+Δp_x-k+Δp_l-k)…(-Δp_d-k+Δp_x-p+Δp_l-p)…]^T(k、p互为负荷倒出、倒入节点，1≤k≠p≤m)，R＝[r₁…r_e…r_n]^T；∏_G、∏_L、∏_R相应表示电源节点-断面灵敏度、负荷节点-断面灵敏度及支路-断面灵敏度矩阵；U、 U分别表示全网节点电压当前值及其控制上、下限列表，其中U＝[u_i…u_j…u_k…]^T；φ、φ_T分别为全网各节点注入无功-电压灵敏度、主变调档-电压灵敏度矩阵，矩阵元素Φ_ij、Φ_T-ij分别表示节点j调节单位无功或主变档位对节点i的电压调整量；Δq为节点无功调节量列表，Δq＝[Δq_i…Δq_j…Δq_k…]^T，主要是电源节点无功出力、负荷节点无功补偿等；Δτ_T为负荷节点有载调压主变调档列表，Δτ_T＝[…Δτ_k…]T。p_e、 p _e 表示各支路有功及其热稳上、下限； Δp _s-i 、 Δ p _h-j 、 Δp _x-k 分别表示水、火电及小电源可调有功出力范围，表示负荷节点可倒出、可拉限有功限额； Δq _s-i 、 Δq _h-j 、 Δq _l-k 为相应水、火电无功出力及变电站无功补偿可调范围； Δp _s-i ′为i厂实时上、下旋转备用额度，为i厂水电机组避开振动区后的单机可调上、下限，λ为自然数；p_h-j、为火电厂j的实时有功出力及其单机最低稳燃出力，t_h-j为其紧急停机台数，η为自然数；若支路e对所有越限支路f的投/切灵敏度均为负值则考虑支路e参与投/切，r_e置1，否则r_e置0。

S4.对步骤S3建立的省级电网事故应急控制辅助决策模型进行求解，得到省级电网事故应急控制辅助决策方案。

由于本发明方法丰富了控制措施类型，但同时也提高了模型参、变量维度，导致求解难度、计算时间增加；为保证其在线实时性，在实际计算时需要进行如下参数优化。

(1)灵敏度矩阵稀疏化：潮流安全约束式是模型求解的重要环节，其中灵敏度矩阵根据电网规模可达数百甚至上千阶，严重制约计算速度。实际电网中，对某一越限断面，仅少数耦合度高、电气距离短的节点、支路对其灵敏度较高，其余大量节点、支路对其灵敏度很低甚至为零且保持相对稳定，此类节点、支路基本不参与控制。对此，在初始灵敏度矩阵中通过灵敏度排序或设定灵敏度门槛，将大量将较低的灵敏度置数为零，通过稀疏化提高求解效率。建议将灵敏度门槛设置为5％，此举能提高约70％的矩阵稀疏度，而不影响控制效果。

(2)矩阵解耦降阶：由于节点-断面及支路-断面灵敏度与电气距离密切相关，将***中节点、支路及灵敏度矩阵按照电压等级、电网结构等分区，将灵敏度较低的各分区间解耦，形成多个低阶的节点、支路灵敏度矩阵进行计算，能有效提高计算速度。根据本省电网结构，将与主网联系较弱、电源点较少的220kV片区电网作为解耦分区，与主网协同建立解耦降阶的灵敏度矩阵。

(3)支路合并：对于同杆并架双回线，若线路同跳被纳入N-1范畴，且该线路参数相近，可将其建模支路合并，实现模型降阶。

在模型优化完成之后，采用启发式算法对优化后的模型进行寻优求解，得出最终的省级电网事故应急控制辅助决策方案。

以下结合一个具体算例对本发明提供的这种省级电网事故应急控制辅助决策方法进行进一步说明：

如图2所示，为某省级电网检修方式局部结构示意图：A～D为500kV变电站，a～n为220kV变电站，cd线停电检修，s1、s2、h1、h2分别为四座水、火电厂。取夏季某日高峰负荷潮流断面，模拟同杆并架的Aa-I、Aa-II线三永故障同跳，将事故潮流分别导入在线***及本模型进行仿真计算，***关键指标见下表2。

表2事故后关键指标值

根据上表，事故后Be线、eb线有功潮流严重超过热稳限值，A变下网有功轻微过载，但A变+B变下网断面未过载；此外220kV最低电压越下限，最低频率未越限。

对此，在线***辅助决策(决策1)及本模型辅助决策(决策2)见下表3、4。若事故后各控制措施立即同时开始执行，根据上文表1，两类辅助决策执行效果对比见下表5。

表3在线***紧急状态辅助决策(决策1)

表4本模型事故应急辅助决策(决策2)

表5决策1、决策2关键指标对比

从表3～表5可知，两类辅助决策均能达到最终控制目标。决策1通过调整电厂有功出力、拉限负荷控制有功潮流，调整电厂无功出力及变电站无功补偿控制电压，总控制代价F达331360，其中拉限负荷219MW，严重过载线路越限时长达17.4min；决策2除采用上述措施，还采用了水电开机、火电紧急停机、倒负荷、调整小电源出力、投入备用线路等措施，总控制代价F达99508.8，其中拉限负荷35MW，严重过载线路越限时长达0.1min。对比表明，决策2的总控制代价、拉限负荷量、严重过载线路越限时长均远低于决策1，能大大降低电网事故风险和影响。可见，面对电网严重事故、复杂异常潮流时，本模型事故应急辅助决策能达到控制要求，且控制效率、质量更高。

Claims (8)

1.一种省级电网事故应急控制辅助决策方法，包括如下步骤：

S1.当省级电网发生事故时，电力***自动扫描并判断省级电网故障的性质，获取故障时的省级电网运行数据，建立电网实时潮流、安全限制、控制措施和电网灵敏度数据库；

S2.将省级电网220kV及以上***等效为节点-支路拓扑结构；

S3.以电网事故后控制总代价最小为目标函数，将各支路潮流安全、省间联络线功率平衡作为首要控制要求，以负荷平衡、潮流安全和控制变量为约束条件，具体考虑水、火电出力调整、水电机组启停、火电紧急停机、负荷倒供、小电源出力控制、元件支路投切、拉限负荷、机组无功调节、容抗器投退、主变档位调整、设备跳闸稳措切机、切负荷因素、水火电可调范围及水电水情因素，建立省级电网事故应急控制辅助决策模型；

S4.对步骤S3建立的省级电网事故应急控制辅助决策模型进行求解，得到省级电网事故应急控制辅助决策方案。

2.根据权利要求1所述的省级电网事故应急控制辅助决策方法，其特征在于步骤S2所述的节点-支路拓扑结构，为以输电线路、联络变主变为支路，以发电厂、省间联络线本侧母线为电源节点，以所有变电站220kV母线为负荷节点，将下网负荷、上网小电源出力均等效至220kV母线，形成节点-支路拓扑结构。

3.根据权利要求1或2所述的省级电网事故应急控制辅助决策方法，其特征在于步骤S3所述的目标函数为：

$\begin{array}{cc}\min & F=\underset{v=1}{\overset{11}{\Σ}}{\mathrm{\β}}_v{C}_v\end{array}$

$\left\{\begin{array}{c}{C}_1=\underset{i=1}{\overset{a}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{s-i}\right|\\ C_2=\underset{j=1}{\overset{b}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{h-j}\right|\\ C_3=\underset{i=1}{\overset{a}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{s-i}\right|t_{s-i}\\ C_4=\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{d-k}\right|\\ C_5=\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{x-k}\right|\end{array}\right.\left\{\begin{array}{c}{C}_6=\underset{e=1}{\overset{n}{\Σ}}{r}_e\\ C_7=\underset{j=1}{\overset{b}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{h-j}\right|t_{h-j}\\ C_8=\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δp}}_{l-k}\right|\\ C_9=\underset{i=1}{\overset{a}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δq}}_{s-i}\right|+\underset{j=1}{\overset{b}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δq}}_{h-j}\right|\\ C_{10}=\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}\left|{\mathrm{\Δq}}_{l-k}\right|\\ C_{11}=\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}{\mathrm{\Δ\τ}}_k\end{array}\right.$

式中C₁～C₈分别表示水电出力调整、火电出力调整、水电机组启停、负荷倒供、小电源出力控制、元件支路投切、火电紧急停机、拉限负荷八类有功控制策略的控制代价，C₉～C₁₁分别表示水、火电无功出力调整、变电站无功补偿调整、变电站主变带负荷调档三类电压控制策略的控制代价；β₁～β₁₁则表示相应的控制代价的代价系数；Δp_s-i、Δq_s-i(1≤i≤a)、Δp_h-j、Δq_h-j(1≤j≤b)表示对水电厂i、火电厂j的有功、无功出力调整量，Δp_d-k、Δp_x-k、Δp_l-k、Δq_l-k、τ_k(1≤k≤m)表示对负荷节点k的倒出有功负荷、小电源有功出力调节、拉限有功负荷、无功补偿调整量及主变调档数；a、b、m分别为全网水、火电电源节点及负荷节点的数量；t_s-i为水电厂i的启停机组台数，t_h-j为j火电厂的紧急停机台数；r_e代表全网支路，若支路e参与投/切则r_e=1，否则r_e=0。

4.根据权利要求3所述的省级电网事故应急控制辅助决策方法，其特征在于所述的代价系数，为采用以下算式计算代价系数：

β_v＝Tim_v×Eco_v

式中Tim_v为第v个调节措施的单位时间成本，Eco_v为第v个调节措施的单位经济成本；Tim_v和Eco_v的值为结合运行实际中对机组启停及调节、调度操作的数据统计得到。

5.根据权利要求4所述的省级电网事故应急控制辅助决策方法，其特征在于所述的Tim_v和Eco_v的取值，具体如下表1所示：

6.根据权利要求1或2所述的省级电网事故应急控制辅助决策方法，其特征在于步骤S3所述的以负荷平衡、潮流安全和控制变量为约束条件，具体为采用下式作为约束条件：

$(P_w^{*}-p_w)+\underset{i=1}{\overset{a}{\Σ}}{\mathrm{\Δp}}_{s-i}+\underset{j=1}{\overset{b}{\Σ}}{\mathrm{\Δp}}_{h-j}+\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}{\mathrm{\Δp}}_{x-k}+\underset{k=1}{\overset{m}{\Σ}}{\mathrm{\Δp}}_{l-k}=0$

$D+{\Π}_G\·{\mathrm{\Δp}}_G+{\Π}_L\·{\mathrm{\Δp}}_L+{\Π}_R\·R\≤\stackrel{\‾}{D}$

$\underset{\‾}{U}\≤U+\mathrm{\Φ}\·\mathrm{\Δ}q+{\mathrm{\Φ}}_T\·{\mathrm{\Δ\τ}}_T\≤\stackrel{\‾}{U}$

$\underset{\‾}{p_e}\≤p_e\≤\stackrel{\‾}{p_e}$

$\left\{\begin{array}{c}\underset{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{s-i}}\≤{\mathrm{\Δp}}_{s-i}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{s-i}}\\ -p_{h-j}\≤{\mathrm{\Δp}}_{h-j}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{h-j}}\\ 0\≤{\mathrm{\Δp}}_{d-k}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{d-k}}\\ \underset{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{x-k}}\≤{\mathrm{\Δp}}_{x-k}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{x-k}}\\ 0\≤{\mathrm{\Δp}}_{l-k}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δp}}_{l-k}}\end{array}\right.$

$\left\{\begin{array}{c}\underset{\‾}{{\mathrm{\Δq}}_{s-i}}\≤{\mathrm{\Δq}}_{s-i}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δq}}_{s-i}}\\ \underset{\‾}{{\mathrm{\Δq}}_{h-j}}\≤{\mathrm{\Δq}}_{h-j}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δq}}_{h-j}}\\ \underset{\‾}{{\mathrm{\Δq}}_{l-k}}\≤{\mathrm{\Δq}}_{l-k}\≤\stackrel{\‾}{{\mathrm{\Δq}}_{l-k}}\end{array}\right.$

式中，p^* _w、p_w分别表示当前区外联络线送入有功计划值与实时值；D=[d₁…d_n]、分别表示全网有功潮流断面当前值及其控制限额列表，各控制限额由在线***对事故后电网经实时N-1扫描确定；ΔP_G、ΔP_L、R分别表示全网电源节点、负荷节点及支路列表，其中：

ΔP_G=ΔP_G=[Δp_s-1…Δp_s-a…Δp_h-1…Δp_h-b…]^T，

ΔP_L=[…(Δp_d-k+Δp_x-k+Δp_l-k)…(-Δp_d-k+Δp_x-p+Δp_l-p)…]^T（k、p互为负荷倒出、倒入节点，1≤k≠p≤m），R=[r₁…r_e…r_n]^T；∏_G、∏_L、∏_R相应表示电源节点-断面灵敏度、负荷节点-断面灵敏度及支路-断面灵敏度矩阵；U、 U分别表示全网节点电压当前值及其控制上、下限列表，其中U＝[u_i…u_j…u_k…]^T；Φ、Φ_T分别为全网各节点注入无功-电压灵敏度、主变调档-电压灵敏度矩阵，矩阵元素Φ_ij、Φ_T-ij分别表示节点j调节单位无功或主变档位对节点i的电压调整量；Δq为节点无功调节量列表，Δq＝[Δq_i…Δq_j…Δq_k…]^T，主要是电源节点无功出力、负荷节点无功补偿等；Δτ_T为负荷节点有载调压主变调档列表，Δτ_T＝[…Δτ_k…]T。p_e、 p _e 表示各支路有功及其热稳上、下限； Δp _s-i 、 Δp _h-j 、 Δp _x-k 分别表示水、火电及小电源可调有功出力范围，表示负荷节点可倒出、可拉限有功限额； Δq _s-i 、Δq_h-j、 Δq _l-k 为相应水、火电无功出力及变电站无功补偿可调范围； Δp _s-i ′为i厂实时上、下旋转备用额度，为i厂水电机组避开振动区后的单机可调上、下限，λ为自然数；p_h-j、为火电厂j的实时有功出力及其单机最低稳燃出力，t_h-j为其紧急停机台数，η为自然数；若支路e对所有越限支路f的投/切灵敏度均为负值则考虑支路e参与投/切，r_e置1，否则r_e置0。

7.根据权利要求1或2所述的省级电网事故应急控制辅助决策方法，其特征在于步骤S4所述的求解，包括如下步骤：

步骤1)对步骤S3建立的省级电网事故应急控制辅助决策模型的参数进行优化；

步骤2)对步骤1)得到的优化参数后的省级电网事故应急控制辅助决策模型，采用启发式算法寻优求解。

8.根据权利要求7所述的省级电网事故应急控制辅助决策方法，其特征在于步骤1)所述的优化，包括灵敏度矩阵稀疏化、矩阵解耦降阶和支路合并降阶。