技术领域
[0001] 本
发明属于电
力系统技术领域，尤其涉及一种规模化海上风电柔性送出系统安全控制 策略求解方法。
背景技术
[0002] 目前，
能源供应短缺问题日益严重。为了解决能源需求快速增长与能源减少之间矛 盾，同时应对
温室效应、控制
碳排放量。截止2015年底，我国风电装机量再创新高，全 年风电新增装机容量3297万千瓦，累计并网装机容量达到1.29亿千瓦。《国家应对
气候变 化规划(2014-2020年)》提出2020年并网风电装机容量达到2亿千瓦以上；其中，海上风电 凭借其诸多优势，有望成为我国风电产业发展的新动力。
[0003] 海上风电对交流主网的稳定带来挑战。规模化风电经电力
电子装置柔性并网后，风 电系统的功率扰动、风机故障、直
流线路故障等都会给交流系统带来影响，并且多端柔 性直流故障时间常数要比交流系统故障时短的多，交流系统原有的安控措施能否适应这 些影响需要进一步分析论证；进一步需要研究满足规模化海上风电并网需求的安控措施 方案；在现有海上风电接入
电网规划研究的
基础上，还需要进一步研究海上风电柔性送 出对电网安全稳定的影响，提出适应海上风电大规模接入和柔性送出的安全稳定控制策 略。
发明内容
[0004] 本发明的目的是提供一种规模化海上风电柔性送出系统安全控制策略求解方法，可用 于制定安全控制策略。
[0005] 本发明的目的是通过以下技术方案实现的：一种规模化海上风电柔性送出系统安全 控制策略求解方法，所述方法包括：
[0006] 步骤1、针对规模化海上风电柔性送出系统建立大系统协调控制数学模型；
[0007] 步骤2、利用大系统协调控制数学模型制定求解策略；
[0008] 在所述步骤1中，针对规模化海上风电柔性送出系统建立大系统协调控制数学模型的 过程具体为：
[0009] 首先，采用
频率跌落的累积量和切风机量最小作为协调控制的目标函数，如下所 示：
[0010]
[0011] 式中，f[ti]为频率响应曲线上时刻ti对应的频率值；fN为系统额定频率；Δti为频率响 应计算采取的时间步长；n为
采样点总个数；Sl为可切风机的
节点数；Plj为节点j的可切 风机量；Clj为相应风机的发电权重系数；ulj为风机节点j的切机比例控制变量；α、β分 别为频率跌落累积量和切风机量的权重系数；
[0012] 然后，将协调控制的等式约束条件引入数学模型，所述的等式约束包括潮流约束、 动态约束和网络约束；
[0013] 最后，将协调控制的不等式约束条件引入数学模型，所述的不等式约束包括运行不 等式约束、稳定不等式约束和控制措施不等式约束。
[0014] 作为上述方法的补充，所述的运行不等式约束为：
[0015]
[0016] 式中， 为节点i处发
电机的最小、最大有功出力； 为节点i处min max min
发 电机的最小、最大无功出力；Vi 、Vi 为节点i处
电压幅值的最小、最大允许值； fi 、fimax为节点i处频率的最小、最大允许值； 为节点i和节点j之间的线路视 在潮流。
[0017] 作为上述方法的补充，所述的稳定不等式约束为：
[0018]
[0019] 式中，η为稳定裕度函数，u1、u2、…un为控制措施的功率调整量，ε为稳定裕度阈 值，Δfimax、Δfimin为节点i处频率
波动的上、下限，ΔVimax、ΔVimin为节点i处电压波动的 上、下限， 节点i和节点j之间的线路潮流波动的上、下限。
[0020] 作为上述方法的补充，所述的控制措施不等式约束为：
[0021]
[0022] 式中， 为节点i处允许的最大切机量； 为节点i处允许的最大切负荷量；ugi为节点i处切机控制变量，[0,1]表示切机量占该节点发电机总出力的比例；uli为节点i处 切负荷控制变量，[0,1]切负荷量占该节点总负荷功率的比例；utline为特高压联络线状态变 量，0表示特高压联络线未开断，1表示特高压联络线开断。
[0023] 作为上述方法的补充，在所述步骤2中，利用大系统协调控制数学模型制定求解策略 的具体步骤包括：
[0024] 1)决策启动判据
[0025] 借助广域测量系统实时监测系统动态安全，当检测到决策启动判据满足时，表明系 统遭受到大干扰影响，启动暂态稳定快速分析，决策启动判据用一定时间内机组间功
角 差的变化程度或断面有功波动大小，其
阈值按工程经验选取；
[0026] 2)暂态稳定快速分析
[0027] 暂态稳定快速分析启动后，通过WAMS的实时测量值判断系统
稳定性，估计系统稳 定裕度，为了加快暂态稳定分析的速度，必要时对受扰后的系统轨迹进行估计预测；
[0028] 3)基于灵敏度分析法形成控制策略
[0029] 当暂态稳定分析得出系统失稳，则启动基于灵敏度分析法的控制策略使系统恢复稳 定，得到控制策略后下发指令对系统进行控制；基于灵敏度分析法的控制策略主要是利 用各节点调整出力切负荷量的灵敏度，来选择调整出力机组和切负荷点，并分配总出力 调整量和切负荷量。
[0030] 作为上述方法的补充，控制策略的决策包括火电机组控制策略、风电机组控制策略 与切负荷策略的决策，若火电机组控制策略未使系统频率恢复稳定，则需要调整风电机 组的出力；若火电机组和风电机组控制策略未使系统频率恢复稳定，则需要进行切负荷 操作。
[0031] 作为上述方法的补充，考虑控制代价的策略决策过程如下：首先确定候选控制措施 空间，然后令控制措施Z沿控制k方向增加单位控制量，得到措施Z’；在预想故障i及工况j 的条件下，进行积分，通过数学模型的计算，得到目标函数J，进而得出稳定裕度η；同 时，求出控制措施Z’的代价C；根据稳定裕度η和代价C，得到控制措施Z沿控制k方向增加 量的性能代价比，进而决定搜索方向，将数学模型转换为含约束条件的动态规划问题， 进行控制策略的优化求解；之后进行仿真验证，若该策略无效，则重新制定控制策略； 若该策略有效，即得到最终控制策略。
[0032] 作为上述方法的补充，所述火电机组控制策略的制定过程包括失稳模式判断、出力 调整地点的选择、调整量的分配、控制的执行与返回，其具体流程如下：
[0033] 根据WAMS的量测数据，判断系统的失稳模式，如果系统发生单机失稳，则立即执 行切机控制，将失稳火电机组
切除；否则转入分析各火电机组节点对系统稳定性的控制 灵敏度；
[0034] 计算不同地点调整对目标函数的灵敏度，根据灵敏度的综合指标进行调整地点优先 级排序；
[0035] 选择有效性指标高的一些发电机节点作为出力调整的实施地点，按照发电机机械功 率与电磁功率平衡的原则，将灵敏度高机组优先分配的方式，逐步分配调整量。
[0036] 作为上述方法的补充，所述风电机组控制策略的制定过程包括出力调整地点的选 择、调整量的分配、控制的执行与返回，其具体流程如下：
[0037] 计算不同地点调整对目标函数的灵敏度，根据灵敏度的综合指标进行出力调整地点 优先级排序；
[0038] 选择有效性指标高的一些发电机节点作为出力调整控制的实施地点，按照发电机机 械功率与电磁功率平衡的原则，将灵敏度高机组优先分配的方式，逐步分配调整量。
[0039] 作为上述方法的补充，所述切负荷策略的制定过程包括切负荷地点的选择、切负荷 量的分配、控制的执行与返回，其具体流程如下：
[0040] 计算不同地点切负荷对目标函数灵敏度，根据灵敏度的综合指标进行切负荷地点优 先级排序；
[0041] 选择有效性综合指标高的一些负荷节点作为切负荷控制的实施地点，根据灵敏度的 综合指标进行切机地点优先级排序。
[0042] 本发明具有的有益效果如下：本发明从安全稳定控制的基本方法着眼，通过建立协 调控制数学模型和求解模型的方式，制定安全控制策略，从而保持系统稳定。
附图说明
[0043] 为了更清楚地说明本发明
实施例的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的 附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于 本领域的普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得 其他附图。
[0044] 图1为本发明实施例提供的协调控制决策
流程图；
[0045] 图2为本发明实施例提供的考虑控制代价的策略决策过程图；
[0046] 图3为本发明实施例提供的控制策略的执行过程图；
[0047] 图4为本发明实施例提供的火电机组控制决策流程图；
[0048] 图5为本发明实施例提供的风电机组控制决策流程图；
[0049] 图6为本发明实施例提供的切负荷控制决策流程图；
[0050] 图7为本发明实施例提供的某小电网线路图；
[0051] 图8为本发明实施例提供的某故障下的系统
频率偏差图；
[0052] 图9为本发明实施例提供的调整火电机组LX出力之后的系统频率偏差图；
[0053] 图10为本发明实施例提供的调整火电机组LH出力之后的系统频率偏差图；
[0054] 图11为本发明实施例提供的调整风电机组DB出力之后的系统频率偏差图。
具体实施方式
[0055] 下面结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地 描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于 本发明的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他 实施例，都属于本发明的保护范围。
[0056] 本发明实施例提供一种规模化海上风电柔性送出系统安全控制策略求解方法。该方 法首先建立了一个适用于规模化海上风电柔性送出系统的大系统协调控制数学模型；然 后利用此模型制定求解策略，并进行了仿真验证。
[0057] 步骤1、建立协调控制数学模型
[0058] 电力系统暂态稳定协调控制的数学模型除了含有一般的代数微分方程(DAE)外， 还需要用差分方程和逻辑语句描述的切机切负荷控制、支路过负荷相继开断及低频低压 自动切负荷控制等事件。
[0059] 因此，其数学模型包括：
[0060] (1)运动状态变量的微分方程
[0061]
[0062] (2)非运动状态变量的微分方程
[0063]
[0064] (3)潮流方程及其它代数方程
[0065] 0＝g(x,y,z,u) (3)
[0066] (4)描述相继事件的差分方程，如
[0067] wk＝φ(wk-1,wk-2,…,wk-m) (4)
[0068] (5)描述各种逻辑关系的逻辑方程
[0069]
[0070] (6)在工程上还存在各种运行中的规程要求需要用知识表达方式进行描述，如 “If(Statement)，then(Action)”语句。
[0071] 该数学模型是逻辑-差分-微分-代数方程(LDDAE)，含有强非自治性、强非线性(包 括
开关特性)。该方程的有界稳定性问题非常复杂，其求解不可能脱离数值积分。安全稳 定协调控制措施则反映在大扰动发生后，数学模型的变化上。
[0072] 一、安全策略求解的目标函数
[0073] 采用调整风机出力、调整火电厂出力、切负荷控制措施时，考虑在使系统恢复稳定 的同时，风机出力最大，这里采用频率跌落的累积量和切风机量最小作为协调控制的目 标函数。则大系统协调控制问题可描述为：
[0074]
[0075] 其中，f[ti]为频率响应曲线上时刻ti对应的频率值；fN为系统额定频率；Δti为频率响应计 算采取的时间步长；n为采样点总个数；Sl为可切风机的节点数；Plj为节点j的可切风机 量；Clj为相应风机的发电权重系数；ulj为风机节点j的切机比例控制变量；α、β分别为 频率跌落累积量和切风机量的权重系数。
[0076] 二、安全策略求解的约束条件
[0077] 协调控制的约束条件包括等式约束和不等式约束，描述如下：
[0078] 约束条件
[0079]
[0080] x(0)＝x0 (8)
[0081] 等式约束
[0082] 0＝g(x,y,u) (9)
[0083] 稳定裕度约束
[0084] η(u1,u2,u3)>ε (10)
[0085] 不等式约束
[0086] h(x,y,u)≤0 (11)
[0087] 协调控制的等式约束包括潮流约束、动态约束、网络约束。
[0088] (1)潮流约束：
[0089] 扰动前
[0090]
[0091] 扰动后
[0092]
[0093] 其中
[0094]
[0095] PGi0、QGi0为扰动前节点i处发电机注入节点的有功功率和
无功功率；PLi0、QLi0为 扰动前节点i处负荷消耗的有功功率和无功功率；PGicl、QGicl为扰动后节点i处发电机注 入节点的有功功率和无功功率；PLicl、QLicl为扰动后节点i处负荷消耗的有功功率和无功 功率；Vi、Vj为节点i和节点j的电压幅值；θij为节点i和节点j之间电压相角差； Yij＝Gij+jBij为节点i和j之间的导纳矩阵；n为节点总数。
[0096] (2)动态约束：
[0097] 扰动前系统
[0098]
[0099] 扰动中系统
[0100]
[0101] 扰动后系统
[0102]
[0103] 如果故障过程中有多次开关动作，并且将人为的控制策略也作为一种扰动，则上面 扰动中系统的动态方程包含一组微分代数方程，如下所示：
[0104]
[0105] 其中状态变量x＝[δ1,δ2,…,δn,ω1,ω2,…,ωn]；
[0106] 代数变量y＝[V1,V2,…,VN,θ1,θ2,…,θN]；
[0107] 紧急控制措施控制变量u＝[ξ1,ξ2,…,ξn,ζ1,ζ2,…,ζn]
[0108] 其中包括发电机i的动态方程为
[0109]
[0110] 节点i处的负荷方程
[0111]
[0112] (3)网络约束：
[0113]
[0114] 协调控制的不等式约束包括运行不等式约束、稳定不等式约束和控制措施不等式约 束。
[0115] (1)运行不等式约束
[0116]
[0117] 其中 为节点i处发电机的最小、最大有功出力； 为节点i处发min max min
电机 的最小、最大无功出力；Vi 、Vi 为节点i处电压幅值的最小、最大允许值；fi 、 max
fi 为节点i处频率的最小、最大允许值。 为节点i和节点j之间的线路视在 潮流。
[0118] (2)稳定不等式约束
[0119]
[0120] 其中η为稳定裕度函数，u1、u2、…un为风机出力调整量、火电机组出力调整量、切负荷 量等控制措施的功率调整量，ε为稳定裕度阈值，，Δfimax、Δfimin为节点i处频率波动的 上下限，ΔVimax、ΔVimin为节点i处电压波动的上下限， 节点i和节点j之间 的线路潮流波动的上下限。
[0121] (3)控制措施不等式约束
[0122]
[0123] 其中 为节点i处允许的最大切机量； 为节点i处允许的最大切负荷量；ugi为节点 i处切机控制变量，[0,1]表示切机量占该节点发电机总出力的比例；uli为节点i处切负荷 控制变量，[0,1]切负荷量占该节点总负荷功率的比例；utline为特高压联络线状态变量，0 表示特高压联络线未开断，1表示特高压联络线开断。
[0125] 在线安全稳定协调控制决策流程如图1所示，其过程大致可以由以下三部分组成：
[0126] (1)决策启动判据
[0127] 借助广域测量系统实时监测系统动态安全，当检测到决策启动判据满足时，表明系 统遭受到大干扰影响，启动暂态稳定分析，决策启动判据常用一定时间内机组间功角差 的变化程度或断面有功波动大小，其阈值可按工程经验选取。
[0128] (2)暂态稳定快速分析
[0129] 暂态稳定快速分析启动后，通过WAMS的实时测量值判断系统稳定性，估计系统稳 定裕度。为了加快暂态稳定分析的速度，必要时可对受扰后的系统轨迹进行估计预测。
[0130] (3)基于灵敏度分析法形成线性控制策略
[0131] 当稳定分析得出系统失稳，则必须启动稳定控制使系统恢复稳定。线性控制策略的 决策主要是利用各节点调整出力切负荷量的灵敏度，来选择调整出力机组和切负荷点， 并分配总出力调整量和切负荷量。得到控制策略后下发指令对系统进行控制。
[0132] 考虑控制代价的策略决策过程如图2所示，首先确定候选控制措施空间，然后令控制 措施Z沿控制k方向增加单位控制量，得到措施Z’；在预想故障i及工况j的条件下，进 行积分，通过数学模型的计算，得到目标函数J，进而得出稳定裕度η；同时，求出控制 措施Z’的代价C；根据稳定裕度η和代价C，得到控制措施Z沿控制k方向增加量的性 能代价比，进而决定搜索方向，将数学模型转换为含约束条件的动态规划问题，进行控 制策略的优化求解；之后进行仿真验证，若该策略无效，则重新制定控制策略；若该策 略有效，即得到最终控制策略。
[0133] 控制策略的决策包括火电机组控制策略、风电机组控制策略与切负荷策略的决策。 对于某一故障，控制策略的执行过程如图3所示。而三种控制策略的制定过程如下所示：
[0134] 一、火电机组控制策略
[0135] 火电机组控制策略的制定过程包括失稳模式判断、出力调整地点的选择、调整量的 分配、控制的执行与返回。其决策流程如图4所示。
[0136] Step1失稳模式判别
[0137] 根据WAMS的量测数据，判断系统的失稳模式，如果系统发生单机失稳，则立即执 行切机控制，将失稳火电机组切除；否则转入分析各火电机组节点对系统稳定性的控制 灵敏度。
[0138] Step2出力调整地点的选择
[0139] 计算不同地点调整对目标函数(6)的灵敏度。根据灵敏度的综合指标进行调整地点 优先级排序。
[0140] Step3调整量的分配
[0141] 选择有效性指标较高的一些发电机节点作为出力调整的实施地点。按照发电机机械 功率与电磁功率平衡的原则，将灵敏度较高机组优先分配的方式，逐步分配调整量。
[0142] 二、风电机组控制策略
[0143] 若火电机组控制策略未使系统频率恢复稳定，则需要调整风电机组的出力。风电机 组控制策略与火电机组类似，但是由于风电机组控制是在火电机组控制之后进行的，所 以不需再进行失稳模式的判断。其制定过程包括出力调整地点的选择、调整量的分配、 控制的执行与返回。其决策流程如图5所示。
[0144] Step1出力调整地点的选择
[0145] 计算不同地点调整对目标函数的灵敏度。根据灵敏度的综合指标进行出力调整地点 优先级排序。
[0146] Step2调整量的分配
[0147] 选择有效性指标较高的一些发电机节点作为出力调整控制的实施地点。按照发电机 机械功率与电磁功率平衡的原则，将灵敏度较高机组优先分配的方式，逐步分配调整 量。
[0148] 三、切负荷策略
[0149] 切负荷策略的制定过程包括切灵敏度的计算、切负荷量的分配。其决策流程如图6所 示。
[0150] Step1负荷地点的选择
[0151] 计算不同地点切负荷对目标函数(6)灵敏度。根据灵敏度的综合指标进行切负荷地 点优先级排序。
[0152] Step2负荷量的计算与分配
[0153] 选择有效性综合指标较高的一些负荷节点作为切负荷控制的实施地点。根据灵敏度 的综合指标进行切机地点优先级排序。
[0154] 仿真验证：
[0155] 本实例中所采用的某电网如图7所示，此电网中有五端柔直线路和两个风
电场接入。
[0156] 仿真验证所采用的故障类型是检修时发生故障(N-4)和风电骤降，设置的具体故障 是接入400MW风电和柔直线路，ZH-ZSHAN线路(500kV)检修；CX-ZSHAN线路(500Kv)ZSHAN侧，1回三相
短路，2回三相同跳；DB风机和QS风机功率骤降 300MW。
[0157] 该故障发生后，电力系统广域测量系统采集到的实时测量数据满足决策启动判据， 之后进行暂态稳定的快速分析，系统频率偏差的轨迹如图8所示。根据系统频率偏差的轨 迹进行稳定性判断，系统频率持续下降，因此在该故障下，系统频率不能保持稳定，需 要制定基于灵敏度分析法的线性控制策略。
[0158] 根据图3所示的控制策略执行过程，对该故障的控制策略如下所示：
[0159] Step1：判断系统未发生单机失稳，转入分析各火电机组节点对系统稳定性的控制灵 敏度。
[0160] Step2：计算不同地点调整火电机组出力对目标函数的灵敏度。根据灵敏度的综合指 标进行出力调整地点优先级排序，LX火电厂排第一位，LH火电厂排第二位。
[0161] Step3：灵敏度较高机组优先分配，先是LX火电厂增加出力320MW，系统频率未恢 复稳定，系统频率偏差如图9所示；再LH火电厂增加出力100MW，系统频率仍未恢复 稳定，系统频率偏差如图10所示。
[0162] Step4：计算不同地点调整风电机组出力对目标函数的灵敏度。根据灵敏度的综合指 标进行出力调整地点优先级排序，DB风机排第一位，QS风机排第二位。
[0163] Step5：灵敏度较高机组优先分配，因此DB风机增加出力100MW，系统频率恢复稳 定，系统频率偏差如图11所示。
