黑启动过程中的负荷恢复与系统并网问题研究

黑启动过程中的负荷恢复与系统并网问题研究

0并网安全生产目标函数在黑色启动过程中，主干网架的主电源逐渐开始充电，主电源的后端进入系统恢复的最后一步，即全面、快速恢复负荷，并逐渐合并每个子系统。在这一阶段的初期,主要目标是尽快地恢复尽可能多的负荷,约束条件主要包括电压、线路、变压器的热稳定,以及系统频率。这是一个求解最大可恢复负荷的过程,同时还需要解决恢复过程中的频率模拟问题。另外,在这一阶段,还需要研究如何快速、有效地调节发电机有功、无功出力来缩小各子系统的并网点的电压幅值和相角差,以达到安全并网的目的。文献[1-3]指出了如何防止大停电事故和恢复控制技术是控制中心系统功能发展的重要研究内容;文献[4]则结合实际论述了保证调度拥有足够的事故处理能力对于上海电网的安全生产的重要性。关于黑启动方面的研究,目前国内外已取得了显著进展。如文献[5-12]则分别从理论和实践方面对黑启动做了较全面地研究,但是系统地研究主网架建立之后的负荷恢复与并网控制方面的工作还较少,本文将对这一阶段的问题进行分析。与发电机的输出功率可以连续调节不同,负荷的增加一般是离散的,希望在网络结构不变的情况下,系统能恢复最多的负荷,并满足所有的约束。负荷恢复问题的目标函数可以写成其中:l在对系统恢复过程的研究中,式(4)的分析是难点所在。从系统安全的角度出发,在恢复负荷之后若再发生N-1开断,潮流应仍运行在可行域A1热稳定和n-1安全问题的求解步骤在恢复负荷的过程中,需要保证电网运行在热稳定极限和电压限值内,另外考虑到恢复过程的不确定性因素,还需要保证待恢复电网的N-1安全,即N-1后的系统潮流仍是可求的。由于负荷的恢复是一个离散量,而且每次并不能精确地预知恢复负荷量,因此每个负荷点恢复的仿真过程实际上可以定义成2步:第一步是确定在静态安全稳定约束下能否恢复该点的负荷,若能则最大限度地恢复;第二步是通过调节发电机和切除部分负荷,保证电网运行在热稳定极限和电压限值内,同时还要保证N-1的安全。第一步我们可以采用连续潮流法计算得到待恢复负荷点的最大可承受负荷量,但是这时只能保证基态的潮流有解,并不能保证不发生热稳定和N-1安全问题。所以,第二步就要在第一步计算的基础上,确保电网不发生热稳定和N-1安全问题。本文重点研究的是第二步的问题,该问题的模型可以写成如下形式其中:u是控制变量包括发电机出力调节、电容器、切负荷量;c(u)是控制代价;式(6)为热稳定约束和电压约束;式(7)为控制变量上、下限约束;式(8)为潮流约束方程;式(9)为控制变量在N-1潮流可行域内。式(5)~(9)可以分解成2个子问题求解,其目的首先是要恢复潮流有解,然后再消除系统越界。首先判断N-1后潮流解是否可行,若不可行则需要确定N-1后的系统潮流的可行域A然后消除基态的热稳定越界。可以通过准稳态的灵敏度和线性规划算法来计算消除越界需要的控制策略。2潮流不收敛的约束并不合理本文采用基于直角坐标的加权最优乘子牛顿潮流法进行分析。当采用标准的牛顿-拉夫逊法求解潮流方程时,在正常情况下,潮流迭代将迅速收敛;但在重负荷或方程病态时,潮流不易收敛甚至发散。最优乘子牛顿潮流法在求出状态变量的修正量时,利用一个乘子λ来限制修正量的大小,乘子λ的取值应使不匹配函数D(x)取值最小其中:f(x)为潮流约束方程组;S为节点功率注入矢量。采用最优乘子牛顿潮流法在每一步迭代计算中,最优乘子λ以minD(x)为目标进行选择。minD(x)=0时,表示潮流收敛。当潮流不收敛,D(x)接近最小时,可得到系统的一个最好的可能解x值得注意的是,这里得到的D(x为最短Euclidean距离。S其中:x但是潮流可行域边界往往不是超平面,所以式(13)求得的S前面导出的离可行域边界的距离是基于所有潮流方程的权重相同,通过最小二乘估计得到的。但实际上这些潮流约束方程是有功平衡、无功平衡和电压平衡的组合,调整这些量的代价是不一样的,所以需要引入不同的权重系数。则式(10)化为其中W是权重系数对角阵。有了距离D后,我们就可以定义控制变量u关于D的灵敏度其中(f(x如果N-1分析发现存在m个潮流无可行解的情况,就需要对求得的控制方案进行协调优化,协调优化的线性规划模型为其中:∆u3稳态物理响应系统消除了N-1不可行的所有情况后,可能还存在热稳定与电压越界的情况,本文采用准稳态灵敏度和线性规划法对该问题进行求解。准稳态灵敏度区别于一般灵敏度在于考虑了电力系统的准稳态物理响应。所谓准稳态物理响应是指系统在受操作和扰动后,不计系统暂态过程,但计及系统扰动前后新旧稳态间的总变化。详细的公式可以参阅文献[16]。热稳定越界与电压越界主要是指支路电流I假设有L条线路过载,K条母线电压越限,则控制代价最小的目标模型为其中:∆u对于潮流不可行和热稳定破坏的控制问题,本文采用了灵敏度技术建模。灵敏度技术是当前运行点的线性化结果,所以在实际控制中存在误差。为提高控制的精度,本文采用连续线性规划算法对这2个问题进行求解,使得每次的优化调节量控制在一定范围内以确保每步迭代的精度。4动态潮流的计算保证频率稳定性是负荷恢复过程中很重要的约束。电网操作引起功率不平衡,产生净加速功率P引入惯性中心的概念,认为全系统的频率唯一。每5s计算一次动态潮流,每0.02s进行一次频率积分。如图1所示,动态潮流采用的模型由动态单元和网络单元2部分构成。动态单元包括发电机和负荷模型,采用改进欧拉法可以进行系统频率计算。其中发电机模型考虑了转子运动方程和发电机的一次调节特性;负荷模型则考虑了有功频率调节效益系数和电压静态特性。动态单元通过积分计算出各发电机注入电网的有功功率P5计算5.1+j210本文采用IEEE57节点系统进行了潮流无解恢复控制研究并对某省级电网负荷恢复的频率模拟和并网分析,验证本文算法的有效性。为构造潮流无解的方程式,本文把IEEE57节点标准系统的8号节点的发电机有功出力从450MW涨到650MW,9号节点的发电机有功出力从0MW涨到200MW,同时把53号节点的负荷从20+j10调整到220+j210,把54号节点的负荷从4.1+j1.4调整到204.1+j201.4,此时潮流不可行。通过7步迭代得到了成本最小的控制策略,如表1所示。其中,初始的潮流不匹配量为3.858pu,总控制成本为61.45。本文采用的控制变量有发电机有功出力、机端电压(发电机节点都设为PV节点)和负荷的有功、无功功率。其中卸负荷控制采用等功率因数的方式,也就是负荷的有功、无功功率采取同比减载的算法。算例系统中的控制参数如表2所示。图2为IEEE57系统每步迭代中的不匹配量,控制算法通过5步的迭代控制使得潮流恢复到可行。每步迭代后,潮流不匹配量单调递减。图3给出了各步迭代中灵敏度向量与初始灵敏度向量的交角变化趋势,从图中可以看出,每步迭代的灵敏度向量的方向是不断变化的,并与初始的灵敏度向量方向的交角不断增大,最后近34º。这说明,采用灵敏度控制算法需要采用连续线性规划算法,每步调整量不能太大,需要保持在一定限值内才能保证结果的精度;另一方面,每步的灵敏度向量与初始的灵敏度向量交角始终保持小于90º,这说明各步的调整方向基本保持一致,因而采用灵敏度方法可以保证系统良好的收敛性。5.2频率仿真过程本文以某省级电网2条联络线同时跳闸、系统发生解列为例。其中一个孤立小系统的频率快速下降而引起崩溃,有2台容量均为160MVA的机组成功实现黑启动,对该小系统的3个重要负荷的恢复进行频率仿真。基本参数如表3所示。为提高仿真的逼真性,本文在程序中加了分布区间为(-2MW,2MW)的随机白噪声负荷扰动。频率仿真过程如图4所示,系统黑启动后,逐步增加出力,系统频率达到50.77Hz,然后着手恢复重要负荷。合上景大线,它的负荷约为12.01MW;然后合上景德线,它的负荷约为11MW;最后,合上景黄线,它的负荷约为16MW。系统的频率变化过程如图4所示。由图4可知,利用本文的方法,可以很好地模拟负荷恢复过程的频率变化,从而可以用于制定负荷恢复的方案。5.3调节并网灵敏度本文采用发电机有功出力对并网点的电压相角度的准稳态灵敏度某省级电网在分区恢复中最后形成2部分:一部分为主网架系统;另一部分为含有3台已启动的发电机(新余5号机,萍乡4号机,萍乡5号机)的区域网架。其中主网系统总发电为3184.8MW,负荷为3124.8MW;区域系统总发电为474.5MW,负荷为472.2MW。如图5所示,系统总共存在4个并网点。其中1号和2号并网点的主系统侧是500kV变电站,3号和4号并网点的主系统侧为220kV变电站,因此应优先选择1号和2号并网点。1号并网点的两侧电压差为4.62kV,2号并网点的两侧电压差为4.08kV,因此选择2号并网点为最终并网点。本文采用最大调节步长为0.2kV,控制过程如表4所示,其中主网侧为罗坊变220II母线,区域侧为白沙变220II母线,初始压差为4.08kV。通过2次调节新余5号机的机端电压共0.33kV(第1次0.2kV,第2次0.13kV),使得合并点的压差缩小了0.04kV,达到了并网要求。第一次调整前后的机端电压对被控母线的电压灵敏度如表5所示,由于系统状态变化不大,所以各灵敏度系统变化也不大。算例表明,本文方法可以有效求解并网点的压差控制问题。6负荷增长的连续、事先难以确定负荷恢复是一个多阶段的过程,每个阶段所能