国电南自电网自动化公司孙丹：基于实时决策与实时控制模式的稳控系统研究

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南京国电南自电网自动化有限公司的孙丹，在2022年第11期《电气技术》上撰文，提出一种基于实时决策与实时控制模式的稳控系统，从硬件体系、软件体系、关键技术和控制流程4个方面进行详细介绍。系统硬件主要分为稳控服务器、通信接口装置和稳控装置；软件主要分为8个模块，即在线数据库读写、离线数据库读取、高速通信、实时结线分析、建立基础计算数据、电力系统状态估计、超实时暂稳计算和在线实时稳控策略计算模块。系统采用超实时暂稳仿真算法，针对失稳故障，在线完成控制策略快速计算和控制命令下发，实现了稳控系统的“实时决策与实时控制”。最后，通过某企业自备电网实际算例验证了实时决策与实时控制模式稳控系统的有效性和实用性。

安全稳定控制系统是保证电网安全稳定运行的第二道防线。按照策略模式制定方式分类，稳控系统可分为以下三种。

1）离线决策与实时匹配：稳控分析人员通过现有电力系统仿真软件，基于预想故障集，进行大量仿真计算，形成离线策略表。稳控开发人员针对不同稳控工程根据策略表定制稳控程序。

2）在线预决策与实时匹配：在线预决策系统从调度自动化系统获取电力系统运行数据，代替稳控分析人员仿真过程，每隔固定时间形成在线策略表，下发给稳控装置。

3）实时决策与实时控制：在线实时决策系统从调度自动化系统获得电力系统运行数据，开展状态估计。该决策方式脱离策略表的概念，不需事先计算。当电力系统发生故障时，系统实时确定稳控措施，下发给稳控装置。

离线决策与实时匹配模式，技术最成熟，目前得到广泛采用，但存在策略失配或不准确的情况。在线预决策与实时匹配模式，由于预想故障不可能穷举，预想故障与真实发生的故障形式、故障位置不可能完全一致，仍存在控制精度不高和策略失配的问题。

上述两种模式都需要事先将控制措施保存在离线或在线策略表，待故障发生后进行实时匹配。有文献提出一种在线实时稳控系统，是基于实时决策、实时控制模式，该模式与上述两种模式不同，不需事先计算，在故障发生后进行实时决策与实时控制，控制措施直接出口执行，整个过程不依赖策略表，不存在失配问题，目前仍处于热点研究阶段。

“大机大负荷小网”型电网具有技术力量薄弱、系统稳定性差、电网旋转备用容量不足、运行情况恶劣等缺点。实际运行时，出现稳控策略失配风险较大。当前，实时决策与实时控制模式稳控系统主要基于此类电网研究。

本文从系统的硬件体系、软件体系、关键技术和控制流程4个方面对提出的基于实时决策与实时控制模式的稳控系统进行详细介绍。

1  硬件体系

实时决策与实时控制模式稳控系统硬件包括稳控服务器、通信接口装置和稳控装置，系统硬件结构如图1所示。

图1  系统硬件结构

稳控服务器安装有实时决策与实时控制软件，用于接收稳控装置采集的电网运行状态信息（电网开关信息和功率信息），进行状态估计，计算周期约为5s；接收稳控装置通过通信接口装置上传的实时故障信息，进行故障仿真及稳控策略计算，并通过通信接口装置下发实时计算的稳控策略给各地稳控装置。

通信接口装置上送稳控装置采集的实时故障信息给稳控服务器，下发稳控服务器控制措施到稳控装置。

稳控装置采集电网运行信息，通过网络交换机定周期上送稳控服务器；采集实时故障信息，通过通信接口装置上送；稳控装置接收并执行稳控服务器通过通信接口装置下发的稳控命令。

2  软件体系

实时决策与实时控制软件由8个模块组成，包括在线数据库读写模块、离线数据库读取模块、高速通信模块、实时结线分析模块、建立基础计算数据模块、电力系统状态估计模块、超实时暂态稳定计算模块和在线实时稳控策略计算模块。系统软件体系如图2所示，各模块功能如下。

图2  系统软件体系

1）在线数据库读写模块：读取和修改实时数据库数据。实时数据库存放数据包括开关-端点关联表（开关两侧端点、开关状态）、支路-端点关联表（支路两侧端点）、量测信息。

2）离线数据库读取模块：读取离线数据库中存放数据，离线数据库存放数据包括线路参数、变压器参数、元件暂态参数、系统参数、发电机及负荷可控制特性。

3）高速通信模块：按照规约与稳控装置进行通信，接收稳控装置上传的实时故障信息，下发稳控装置能够识别和执行的命令。

4）实时结线分析模块：根据在线数据库和离线数据库数据，完成变电站结线分析、网络结线分析、量测可用性检查及网络可观测性分析，生成可直接用于电力系统状态估计的网络拓扑信息（节点、线路、变压器、注入型量测与线路潮流量测配置位置、误差及量测值）。

5）建立基础计算数据模块：根据在线数据库、离线数据库数据和实时结线分析生成的网络拓扑信息，建立用于状态估计、暂稳计算、稳控策略计算需要的基础计算数据结构，并不断刷新。

6）电力系统状态估计模块：根据基础计算数据，基于加权最小二乘法完成电力系统状态估计，得到系统所有节点的电压、相位和系统潮流分布情况。

7）超实时暂态稳定计算模块：根据基础计算数据与电力系统状态估计结果，经由故障信息触发，进行电力系统暂态稳定超实时仿真分析。

8）在线实时稳控策略计算模块：根据基础计算数据及超实时暂态稳定分析结果，对失稳故障计算稳控策略，并输出满足规约的控制命令。

3  关键技术

实时决策与实时控制模式稳控系统主要时间要求为：电力系统在发生故障后300ms内（含开关动作时间）控制策略实施完毕，故障信息在20ms内传到稳控服务器，服务器在200ms内完成控制策略和控制量计算，控制指令在20ms内下发至相应稳控装置并开始执行。

为了实现实时决策与实时控制模式稳控系统功能，需要在故障清除后200ms内做出紧急控制决策，因此对控制策略的计算速度提出了很高的要求。计算速度主要受限于：①超实时暂态稳定计算模块，负责超实时稳定仿真计算，并对控制方案做出评价；②在线实时稳控策略计算模块，负责控制策略的快速计算。

3.1  超实时暂态稳定仿真技术

考虑“大机大负荷小网”型电网特点，从以下两个方面改进现有暂态稳定仿真算法，缩短仿真时间，加快仿真速度：①利用节点编号优化和稀疏矢量算法减少仿真时求解网络代数方程的计算量；②利用隐式精细积分算法提高微分方程求解的精度。超实时仿真算法流程如图3所示，具体步骤如下。

图3  超实时仿真算法流程

• 1）确定故障和节点扰动操作时序。
• 2）判断当前时步是否存在故障或节点扰动，若不存在，转步骤4）。
• 3）根据当前故障或节点扰动，更新系统节点导纳矩阵，重新求解因故障和节点扰动影响跳变的系统运行变量。
• 4）求解当前时步系统状态变量。
• 5）利用节点编号优化和稀疏矢量法求解网络代数方程，得到当前时步节点电压。
• 6）求解元件功率，包括发电机、感应电动机负荷。
• 7）判断当次迭代功角计算结果与上次迭代计算结果之间的差值，若小于最大允许误差，则转步骤8），否则转步骤4）。
• 8）当前时步是否为仿真终止时刻，若是则结束，否则转步骤2），继续计算下一时步状态变量与运行变量。

3.2  快速紧急控制决策技术

实时决策与实时控制模式稳控系统判断系统稳定性时，如果稳定，则在线稳控策略计算结束，如果失稳，则根据失稳类型，结合具体算法确定控制量。分析当前控制量下的稳定性，若前后两次控制量修正大小在一定范围内且控制后系统稳定，则输出控制策略，否则继续计算稳控策略。

为缩短仿真时间、加快仿真速度，在稳定性判别阶段，判定失稳模式后立刻终止超实时暂态稳定仿真计算，进行在线实时稳控决策，得到稳控策略后直接下发执行。基于不同的失稳类型，稳控策略计算采用相适应的控制策略快速优化算法。

4  控制流程

实时决策与实时控制模式稳控系统主要包括以下步骤：

1）稳控系统初始化阶段，接收到第一批数据后，稳控服务器根据稳控装置采集上送的电网运行状态信息进行实时结线分析。系统初始化流程如图4所示。

图4  系统初始化流程

全网络拓扑结构包括节点、线路、变压器抽头、变电站开关信息，得到当前状态的系统结线，经过筛选得到有效量测数据。

2）稳控服务器根据全网络拓扑结构、系统结线及有效量测数据（电压、节点功率、线路功率）进行状态估计，估计系统运行变量。

3）稳控服务器根据状态估计得到的系统潮流，读取网络动态元件参数（发电机、励磁、调速和动态负荷），进行暂稳初值计算。实时决策与实时控制模式稳控系统持续运行阶段，即初始化完成后系统控制流程如图5所示。

4）稳控服务器获取稳控装置定时上送的信息，实时结线分析变位触发，若发生开关变位，则根据上一次结线状态，修正网络结线。

5）稳控服务器状态估计定时触发，完成一次状态估计后开始计时，若到达定时，读取该时刻量测数据，在上一次状态估计结果的基础上，进行新的状态估计，刷新系统状态，并进行暂态稳定初值计算。

图5  系统控制流程

6）稳控服务器超实时暂态稳定计算变位触发，若接收到稳控装置通过通信接口装置上送的故障信号，进行超实时暂态稳定计算。

7）稳控服务器判断电力系统稳定性，若失稳，则进行稳控策略计算，基于不同的失稳类型，采用相适应的控制策略快速优化算法，得到优化的控制措施。

8）稳控服务器下发控制命令到稳控装置。

9）稳控装置接收控制命令并执行。

实时结线分析模块基于变位计算模式进行实时结线分析与超实时暂态稳定计算，当接收到开关或保护动作后，开始计算。状态估计采取定时计算，完成一次状态估计后，认为在下一次状态估计前，系统潮流保持不变。

实时结线分析触发后，在分析完成后重新进行状态估计，刷新系统状态。当在状态估计过程中接收到故障信息时，若该次状态估计不是由结线变化触发，则以上一次估计结果进行超实时暂稳计算。

5  应用案例

5.1  概述

以某自备电网为实例来验证实时决策与实时控制模式稳控系统的有效性。自备电网最高电压等级为220kV，网内共五个电源点（V、W、X、Y、Z），均为火电，总装机容量约为4 040MW，包含3台660MW机组、4台360MW机组、4台150MW机组。电网分J和R两个片区，电网网架结构如图6所示。

图6  某自备电网网架结构

5.2  故障1：单台发电机跳闸

Z电厂一台装机360MW发电机发生跳闸，失去发电功率320MW，仿真时间20s，该故障情形下对应系统频率响应曲线如图7所示。

图7  故障1系统频率响应曲线

Z电厂稳控装置用时30ms判出机组跳闸后，将跳闸信息上送给稳控服务器。故障信息传送延时约10ms。稳控服务器通过超实时仿真计算，判断系统频率将越下限（一次故障设为49.2Hz），频率失稳。在判定失稳后立刻终止超实时暂态稳定仿真计算，进行在线实时稳控决策，确定稳控措施，需切E站负荷共216MW。稳控服务器从接收到故障信息到完成控制策略和控制量计算用时42ms。稳控服务器将控制命令下发至稳控装置，控制命令下发延时约11ms。E站稳控装置接收控制命令直接切负荷动作出口。

由图7可以看出，故障发生后，稳控系统不采取措施的情况下，系统频率将快速下降，导致频率失稳。实时决策与实时控制模式稳控系统在判定系统失稳后，快速确定稳控措施，使系统频率维持在正常范围内。

5.3  故障2：超短时间（20ms）内相继故障

Z电厂一台装机360MW发电机发生跳闸，20ms内V电厂一台装机660MW发电机相继跳闸，共失去发电功率900MW，约占系统总容量22%，仿真时间20s。该故障情形下对应系统频率响应曲线如图8所示。

图8  故障2系统频率响应曲线

稳控服务器在接收到第一个跳闸信息后进行超实时仿真计算，仿真未结束时收到第二个跳闸信息，结合两次故障重新进行超实时仿真计算，判断系统频率将越下限，频率失稳。需切D站与C站负荷共801MW，稳控装置执行命令。稳控装置故障判别时间为28ms，故障传送延时约11ms。稳控服务器从接收到第一个故障信息到完成控制策略和控制量计算用时64ms。控制命令下发延时13ms。

由图8可以看出，极短时间内相继故障发生后，稳控系统不采取措施的情况下，系统频率将急速下降进而系统失稳。实时决策与实时控制模式稳控系统结合两次故障信息，在判定系统失稳后，快速确定稳控措施，使系统频率维持在正常范围内。

5.4  故障3：短时间（10s）内相继故障 

Z电厂一台装机360MW发电机发生跳闸，失去发电功率320MW，10s后V电厂一台装机660MW发电机跳闸，失去发电功率578MW。该故障情形下对应系统频率响应曲线如图9所示。

图9  故障3系统频率响应曲线

稳控服务器在接收到第一个跳闸信息后进行超实时仿真计算，确定稳控措施切E站共216MW负荷。稳控切负荷后系统频率稳定。在收到第二个跳闸信息后，针对第二次故障进行超实时仿真计算，判断系统频率将越下限（第二次故障设为49Hz），频率失稳。需切F站和D站负荷共523MW。稳控装置执行命令。两次故障稳控服务器从接收到故障信息到完成控制策略和控制量计算分别用时43ms和49ms。稳控装置判断故障用时约30ms，故障传送延时约11ms，控制命令下发延时约10ms，不同故障情形下相差不大。

由图9可以看出，第一次故障发生后，实时决策与实时控制模式稳控系统与故障1中动作相同，使系统频率维持在正常范围内。短时间内第二次故障发生后，稳控系统不采取措施的情况下，系统频率仍将急速下降导致失稳。实时决策与实时控制模式稳控系统针对第二次故障信息，在判定系统失稳后，快速确定稳控措施，使系统频率维持在正常范围内。

6  结论

本文基于“大机大负荷小网”型电网研究了实时决策与实时控制模式稳控系统，从硬件体系、软件体系、关键技术和控制流程4个方面对系统进行了详细介绍。“实时决策与实时控制”型稳控系统采用超实时暂稳仿真算法，针对失稳故障，在线完成控制策略快速计算和控制命令下发，实现了稳控系统的“实时决策与实时控制”。最后通过某自备电网实际算例验证了实时决策与实时控制模式稳控系统的有效性和实用性。本文可为大规模电力系统在线实时稳定控制系统的开发提供参考。

本文编自2022年第11期《电气技术》，论文标题为“基于实时决策与实时控制模式的稳控系统研究”，作者为孙丹。

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