基于多代理技术的低频低压减负荷控制方法

摘要

基于多代理技术的低频低压减负荷控制方法包括同时进行的两个过程，过程1中就地反应层根据实时测量的就地电压、频率等状态量信息，在判定装置满足动作条件时触发装置动作，实施切负荷控制；过程2包括下列步骤：1、就地反应层上传就地状态量信息及装置实际可切负荷量至局部协调层；2、局部协调层上传数据分析结果至子区协调层；3、子区协调层计算针对各局部协调层的局部减载加重系数，同时上传信息分析结果至全网协调层；4、全网协调层汇总各子区协调层上传信息，计算针对各子区协调层的电网受电功率突降指标和子区减载加速系数并下发至各子区协调层，并由子区协调层下发至各局部协调层。

说明书

技术领域

本发明属电力系统稳定控制领域，更准确地说本发明涉及一种基于多代理技术实现电网自动低频低压减负荷的新型控制方法。

背景技术

电力系统自动减负荷控制是防止电网，尤其是受端电网在遭受极其严重扰动后发生稳定破坏和大面积停电事故的重要技术手段。

电网在突然发生功率缺额后，为保证保留运行的负荷容量与运行中的发电容量大体相当，并迅速恢复电网内各节点的电压、频率至额定值，必须配置自动减负荷控制装置。

现有的低频低压减负荷控制仅仅通过测量就地的电压或频率状态量的下降情况触发减负荷控制装置动作，分轮次实施减负荷。在装置的动作逻辑中没有考虑远方信息；而且，减负荷方案一旦整定好，便不再随实际工况的变化而变化。

分析和仿真试验均表明，电力系统受扰后的动态过程中不同节点的电压动态或频率动态不仅存在时间分布现象，而且常常存在空间分布现象。尤其对那些规模大、地域跨度广、拓扑结构复杂的电网，节点间的电压动态或频率动态可能存在较大差异。依靠传统的仅采用本地频率量测的低频减负荷控制策略，或仅采用本地电压量测的低压减负荷控制策略，难以在实时控制算法中计及受扰系统节点间电压动态或频率动态的空间分布现象；固定的减负荷方案也难以较好地适应系统运行工况的变化，从而可能出现严重的欠控制或过控制。换言之，单靠本地的电压量测或频率量测的变化难以体现电网内不同节点受扰程度的差异，也无法在运行工况变化时及时地对减负荷控制策略做出调整。为保证电网在遭受任何扰动的情况下所有节点的电压和频率均能恢复到可接受水平之上，目前通常的做法是在电网中配置足够多的可切负荷。对大量实际系统的分析研究表明，上述做法往往会导致装置动作过量，造成不必要的经济损失。

显然，传统的低频低压减负荷控制方法由于没有在实时控制算法中计及受扰系统不同节点电压动态或频率动态的空间分布，且无法根据实际工况变化对减负荷控制策略做出调整，存在欠控或过控的危险，可能对电网安全或经济运行造成严重后果。为此，需要一种能够在实时控制算法中计及不同节点电压动态和频率动态空间分布的影响，且能够根据运行工况的变化自动调整减负荷控制策略，从而更好地适应系统实际运行工况，降低减负荷控制代价的新型控制方法。

发明内容

本发明的目的是：

如何在电网，尤其是受端电网遭受大扰动后的动态过程中计及不同节点受扰程度的差异，并据此改进低频低压减负荷控制策略，降低减负荷控制代价，同时使得减负荷控制策略能较好地适应系统实际运行工况的变化。

为实现上述目的，本发明采用如下的技术方案制定控制系统结构：首先针对多种工况下电网可能发生的极端严重故障，进行系统安全稳定特性的大量分析研究，结合电网拓扑结构和低频低压减负荷控制装置的实际布点，将电网划分为一个或若干子分区，每个子分区划分为若干个局部分区；在各子分区内选择某枢纽变电站设置为多代理系统的子区协调层，若电网内存在多个子区协调层，从中选择某个子区协调层作为全网协调层，在各局部分区内选取某枢纽变电站设置为多代理系统的局部协调层；电网内的低频低压减负荷控制装置设置为多代理系统的就地反应层；就地反应层、局部协调层、子区协调层和全网协调层构成一个分层分布式多代理系统，就地反应层仅与其所属局部分区的局部协调层建立通信联系；局部协调层仅与其所属子分区的子区协调层建立通信联系；子区协调层仅与全网协调层建立通信联系。

设电网被划分成DMAX个子分区，即多代理系统包含DMAX个子区协调层。其中，第d(d＝1，2，...，DMAX)个子区协调层包含CMAX.d个局部协调层；第c.d(c.d＝1，2，...，CMAX.d)个局部协调层包含RMAX.c.d个就地反应层，r.c.d(r.c.d＝1，2，...，RMAX.c.d)代表第d个子区协调层的第c个局部协调层中的第r个就地反应层。

本发明采取如下的技术方案实现控制系统动作，该方案包括同时进行的两个过程，具体而言：

过程1中，就地反应层根据实时测量的装置安装处母线的就地电压、频率等状态量信息，在判定装置满足动作条件时触发装置动作，实施切负荷控制，包括下列步骤：

1.1、就地反应层r.c.d实时测量t时刻装置安装处母线的电压U_r.c.d(t)及其变化率U′_r.c.d(t)、频率f_r.c.d(t)及其变化率f′_r.c.d(t)，并利用上述信息判断电网是否遭受大扰动以及是否闭锁装置动作；同时，就地反应层还负责统计当前工况下装置实际可切负荷量P_r.c.d。

1.2、若前后两次采样时刻的母线电压波动和频率波动均在正常运行所允许的偏差范围内(一般地，电压偏差不超过±5％，频率偏差不超过±0.2Hz)，判定系统电压、频率均处于正常状态，更新装置实际可切负荷量P_r.c.d为该时刻统计值；否则，P_r.c.d保持上一采样时刻的统计值不变。

1.3、若t时刻时就地反应层r.c.d对应装置处于闭锁状态，转至步骤1.1；否则，根据就地测量的电压或频率动态响应判断当前时刻装置是否满足动作条件，若不满足动作条件，转至步骤1.1；若满足动作条件则按当前时刻的减负荷控制策略触发装置动作。

1.4、若某就地反应层对应装置所有轮次已全部动作，表明在后续动态过程中该装置无法继续从电网中切除负荷，结束该装置的控制；否则，返回步骤1.1开始下一时刻的测量和判断。

过程2中，多代理系统中各层代理间进行信息交互，以指导就地反应层生成匹配系统当前工况，并计及动态过程中电压、频率动态空间分布的减负荷控制策略，包括下列步骤：

2.1、若t时刻就地反应层判定系统电压、频率处于正常状态，置其对应的平均电压跌落和平均频率跌落均为0；否则，利用式(1)实时计算t时刻装置安装处母线的平均电压跌落，利用式(2-1)或式(2-2)计算t时刻装置安装处母线的平均频率跌落，并与该时刻的装置实际可切负荷量信息一并上传至局部协调层c.d。

$\Delta U_{r.c.d}\left(t\right)=\frac{U_0-U_{r.c.d}\left(t\right)+\Delta U_{r.c.d}\left(t^{\prime }\right)}{2}---\left(1\right)$

${\mathrm{\Delta f}}_{r.c.d}\left(t\right)=\frac{f_0-f_{r.c.d}\left(t\right)+f_{r.c.d}^{\prime }\left(t\right)·(t_c+t_{\mathrm{pre}}-t)+{\mathrm{\Delta f}}_{r.c.d}\left(t^{\prime }\right)}{2}---(2-1)$

${\mathrm{\Delta f}}_{r.c.d}\left(t\right)=\frac{f_0-f_{r.c.d}\left(t\right)+{\mathrm{\Delta f}}_{r.c.d}\left(t^{\prime }\right)}{2}---(2-2)$

其中：

a)t′为上一个采样时刻，U₀为额定电压，f₀为额定频率，针对我国电网，f₀＝50Hz；

b)若t时刻时低频减负荷控制装置首轮未动作，利用式(2-1)计算平均频率跌落；t_c为装置闭锁时间；t_pre为预测时间窗，参考目前低频减负荷控制中延时长度整定值，取值范围为0.1～0.2s；

c)若t时刻时低频减负荷控制装置首轮已动作，利用式(2-2)计算平均频率跌落。

2.2、局部协调层c.d对所在局部分区电网内所有就地反应层上传的平均电压跌落和平均频率跌落分别进行动态排序，利用式(3-1)计算所在局部分区电网的电压跌落指标，利用式(3-2)计算所在局部分区电网的频率跌落指标；同时，局部协调层c.d还汇总所在局部分区电网内所有就地反应层的装置实际可切负荷量，得到局部分区可切负荷量P_c.d，并将上述结果一并上传至其所属子分区的子区协调层d；

${\mathrm{\Delta U}}_{c.d}=w·{\Delta \bar{U}}_{r.c.d}+(1-w)·\Delta U_{\max .r}---(3-1)$

$\Delta f_{c.d}=w·\Delta {\bar{f}}_{r.c.d}+(1-w)·\Delta f_{\max .r}---(3-2)$

式中，ΔU_max.r(Δf_max.r)和分别为局部协调层c.d所在局部分区电网内所有就地反应层的平均电压跌落(平均频率跌落)的最大值和平均值；w(0≤w≤1.0)为加权因子，其数值根据对具体电网的离线分析结果确定。

2.3、子区协调层d实时统计所在子分区电网内所有局部协调层上传的局部分区可切负荷量，得到当前时刻的子分区可切负荷量P_d，并记初始工况下的子分区可切负荷量与该时刻的子分区可切量之差为ΔP_d；若当前时刻子区协调层d所在母线处的电压、频率均处于正常状态，测量该子分区电网从主网的初始受入功率，若该时刻电压或频率不安全，以初始受入功率与ΔP_d之差作为该子分区电网从主网的实际受入功率P_TL.d；同时，子区协调层d对所在子分区电网内各局部协调层上传的电压跌落指标和频率跌落指标分别进行动态排序，分别利用式(4-1)和式(4-2)计算所在子分区电网的电压跌落指标和频率跌落指标，并将电压跌落指标、频率跌落指标、受入功率以及子分区可切负荷量上传至全网协调层。

$\Delta U_d=w·\Delta {\bar{U}}_{c.d}+(1-w)·\Delta U_{\max .c}---(4-1)$

$\Delta f_d=w·\Delta {\bar{f}}_{c.d}+(1-w)·\Delta f_{\max .c}---(4-2)$

式中，ΔU_max.c(Δf_max.c)和分别为子区协调层c.d所在子分区电网内各局部协调层上传的电压跌落指标(频率跌落指标)的最大值和平均值。

子区协调层还根据局部协调层上传的电压跌落指标和频率跌落指标动态排序结果，计算针对本子区协调层所在子分区电网内各局部协调层的局部减载加重系数F_L，以判断该子分区内各局部分区的减负荷控制装置是否加重切负荷：F_L≥0时加重切负荷量；F_L＜0时减少切负荷量，其计算原则如2.3.1和2.3.2所述。

2.3.1局部减载加重系数F_L初始化为0；

2.3.2对低压减负荷，若子区协调层d所在子分区电网内各局部协调层上传的电压跌落指标间的最大差异不小于U_err(U_err为电压跌落差整定值，取值为0.1pu)，则利用式(5-1)计算针对局部协调层c.d的F_L；

$F_L=2·(\Delta U_{c.d}-\Delta {\bar{U}}_{c.d})---(5-1)$

对低频减负荷，若子区协调层d所在子分区电网内各局部协调层上传的频率跌落指标间的最大差异不小于f_err(f_err为局部频率跌落差整定值，取值为0.1Hz)，则利用式(5-2)计算针对局部协调层c.d的F_L。

$F_L=2·(\Delta f_{c.d}-\Delta {\bar{f}}_{c.d})---(5-2)$

2.4、全网协调层实时汇总各子区协调层上传信息，得到当前时刻电网实际受入功率总量P_TL∑和电网实际可切负荷总量P_LS∑，执行步骤2.4.1～2.4.3计算针对各子区协调层的电网受电功率突降指标F_w并将其下发至各子区协调层。

2.4.1电网受电功率突降指标F_w-初始化为1.0；

2.4.2若子区协调层d所在子分区电网从主网某受电通道受入的功率由某个正值突变为零并持续一段时间(整定为0.1s)，判定该子分区的相应受电通道开断，全网协调层对所有已开断的受入通道开断前传输的功率进行累加并记为P′_TL∑，计算针对各子区协调层的电网受电功率突降指标

2.4.3若全网协调层监测到P_TL∑突变为零并持续0.1s，判定电网受扰后全网孤网运行，更新该时刻针对各子区协调层的电网受电功率突降指标

同时，全网协调层根据各子区协调层上传的电压跌落指标和频率跌落指标动态排序结果，计算针对各子区协调层的子区减载加速系数F_S并下发至各子区协调层。子区减载加速系数F_S用于判断各子分区内的减负荷控制装置是否加速下一轮或取消本轮次动作：F_S＝1时加速下一轮动作；F_S＝0时不加速；F_S＝-1时取消本轮次动作。子区减载加速系数F_S初始化为0。若电网仅存在一个子分区，则该子分区的子区减载加速系数F_S恒等于0。

对多个子分区的低压减负荷控制，F_S赋值原则如2.4.4所述：

2.4.4若各子区协调层上传的电压跌落指标间的最大差异小于U_err，针对各子区协调层的子区减载加速系数F_S均为0；否则：

①若子区协调层d所在子分区电网的电压跌落指标不小于ΔU_max(ΔU_max为最大电压跌落整定值，参考目前国内外常用的低压减负荷控制装置中故障后电压恢复定值，该值取为0.25～0.3pu)，则针对该子区协调层的F_S＝1；

②若子区协调层d所在子分区电网的电压跌落指标小于ΔU_acc(ΔU_acc为电压允许偏差，参考《电力系统电压和无功电力技术导则》事故后的电压允许偏差，该值取为0.1～0.15pu)，则针对该子区协调层的F_S＝-1；

③其它情况下，子区协调层d对应的F_S＝0；

对多个子分区的低频减负荷控制，F_S赋值原则如2.4.5所述：

2.4.5若子区协调层上传的频率跌落指标间的最大差异小于f_err1(f_err1为子区频率跌落差整定值，参考传统低频减负荷控制典型配置方案中相邻两轮的频率动作整定值，该值取为0.2Hz)，针对各子区协调层的子区减载加速系数F_S均为0；否则：

①频率跌落指标最大的子分区电网，其子区协调层对应的F_S＝1；

②频率跌落指标最小的子分区电网，若频率跌落指标不大于Δf_acc(Δf_acc为频率允许偏差，典型值为1.0Hz，即频率不小于49.0Hz)，则其子区协调层对应的F_S＝-1；

③其它子区协调层对应的F_S＝0。

2.5、子区协调层d将局部减载加重系数F_L和全网协调层下发的针对本子区协调层的电网受电功率突降指标F_w、子区减载加速系数F_S一并实时下发给所在子分区电网内各局部协调层。

2.6、局部协调层c.d接收子区协调层d下发的F_w、F_S和F_L，并根据所在局部分区电网内各就地反应层的平均电压跌落和平均频率跌落动态排序结果，执行步骤2.6.1～2.6.3计算针对就地反应层r.c.d的反应层减载加重系数K_a.r和反应层减载轮次速动指标N_a.r，并将F_w、K_a.r和N_a.r下发至就地反应层r.c.d。

2.6.1就地反应层r.c.d对应的反应层减载加重系数K_a.r和反应层减载轮次速动指标N_a.r均初始化为0；

2.6.2若F_w＞K_UC，N_a.r置为∞，不再计算K_a.r；若K_OC≤F_w≤K_UC，不论子区减载加速系数F_S如何取值，N_a.r＝1；若F_w＜K_OC，N_a.r＝F_S；

2.6.3若根据步骤2.6.2计算得到的反应层减载轮次速动指标N_a.r＝0或N_a.r＝1，利用式(6)计算K_a.r。

$K_{a.r}=\left(\begin{array}{cc}{F}_L+0.1·\frac{(\mathrm{RMAX}.c.d-r+1)}{\mathrm{RMAX}.c.d}& F_L\ge 0\\ F_L-0.1·\frac{r}{\mathrm{RMAX}.c.d}& F_L<0\end{array}\right)---\left(6\right)$

其中：

a)K_UC为欠控系数，考虑电网本身热备用及装置特殊轮可切负荷量，其值大于1；K_OC为过控系数，其值小于1；

b)r(1≤r≤RMAX.c.d)为就地反应层r.c.d在平均电压跌落(或平均频率跌落)动态排序表由大到小排序时的次序。

2.7就地反应层r.c.d实时接收局部协调层c.d下发的电网受电功率突降指标F_w、反应层减载加重系数K_a.r和反应层减载轮次速动指标N_a.r，利用式(7)计算当前时刻对应动作轮次的减负荷量，式中省略时间下标t。若该时刻未能成功接收上述信息，动作轮次的减负荷量保持上一时刻值不变。

$P_{\mathrm{now}.r}^{\prime }=\left(\begin{array}{cc}0& N_{a.r}=-1\\ (1+K_{a.r})·F_w·P_{\mathrm{now}.r}& N_{a.r}=0\\ (1+K_{a.r})·F_w·P_{\mathrm{now}.r}+P_{\mathrm{next}.r}& N_{a.r}=1\\ P_{\mathrm{all}.r}& N_{a.r}>1\end{array}\right)---\left(7\right)$

其中，P_now.r为初始方案下动作轮次now.r设定的减负荷量(或比例)；P_next.r为初始方案下轮次next.r(next.r＝now.r+1)设定的减负荷量(或比例)；P_all.r为初始方案下动作轮次now.r及后续所有轮设定的减负荷总量(或比例)；P′_now.r为更新后的动作轮次now.r减负荷量(或比例)。

本发明中，披露了一种可在实时控制算法中计及动态过程中电网不同节点间受扰程度的差异，并根据实际工况变化自动调节装置动作轮次减负荷量的低频低压减负荷控制方法。该方法在电网内构建一个包括就地反应层、局部协调层、子区协调层和全网协调层的分层分布式多代理系统，通过各层代理间的信息交互，获知实际工况下系统受扰后的受入功率和可切功率；通过对电网中低频低压减负荷控制装置的测量信息进行分析整合，确定不同区域或节点受扰程度的差异，在受扰严重的区域或节点加速或加重控制，而在受扰相对较轻的区域或节点取消或减轻控制，利用差异化的减负荷控制提高控制手段的性价比。利用该发明提出的方法，克服了传统低频低压减负荷方案无法随运行方式变化而调整的问题，并通过自动定位最有效控制点、调整减负荷控制量，进一步降低了减负荷控制代价。

附图说明

图1是本发明过程1流程图；

图2是本发明过程2流程图；

图3是某实际受端电网500kV网架结构图；

图4是与图3所示实际受端电网相对应的多代理系统结构图。

具体实施方式

下面以某实际受端电网为例，考察该方法的有效性，并结合图1和图2，对本发明方法进行详细描述。

某实际受端电网的500kV主网架结构如图3所示，图中略去了通过各500kV主变下网的220kV及110kV负荷节点。电网通过6条500kV线路构成的受入断面与主网相连，并从主网受入功率约6784MW。

针对电网拓扑结构和电网内自动低频低压减负荷控制装置布点情况，将其划分为三个子分区电网，其中子分区1由3个局部分区组成；子分区2和子分区3分别由2个局部分区组成，相应的多代理系统如图4所示。

图1主要描述了本发明方法中过程1的行为，包括下述步骤：

根据图1中步骤1，各就地反应层实时测量装置安装处母线的电压、频率及装置实际可切负荷量信息。根据测量结果，就地反应层可判断当前时刻本地的电压波动和频率波动是否在正常运行所允许的偏差范围内，如果是，判定当前时刻系统运行正常，电压和频率均安全，只需更新装置实际可切负荷量以匹配当前运行工况；否则，说明当前时刻电压或频率不安全，执行下一步骤。

某种严重故障下，受入断面6条500kV线路相继断开，电网孤网运行。根据图1中步骤2，装置在检测到电压或频率不安全时判断装置是否满足闭锁条件，在满足闭锁条件时将装置可靠闭锁并返回步骤1，等待测量下一时刻的状态量信息；在装置解除闭锁后，执行步骤3。

根据图1中步骤3，装置通过本地电压或频率量测判断装置是否满足动作条件，若是则触发装置相应轮次动作；否则，表明装置不满足动作条件，返回步骤1等待下一时刻的测量和判断。

若某就地反应层对应装置所有轮次已全部动作，说明在后续动态过程中该装置无法继续从电网中切除负荷，结束该装置的控制；否则，返回步骤1开始下一时刻的测量和判断。

图2主要描述了本发明方法中过程2的行为，包括下述步骤：

根据图2中步骤1，各就地反应层在装置解除闭锁后实时计算平均电压跌落和平均频率跌落，并将其值与装置实际可切负荷量一并上传至所属局部分区的局部协调层。

根据图2中步骤2，各局部协调层一方面将统计的局部分区可切负荷量上传至所属子分区电网的子区协调层；另一方面，局部协调层对所在局部分区电网内各就地反应层上传的平均电压跌落和平均频率跌落分别进行动态排序，根据排序结果计算本局部协调层所在局部分区电网的电压跌落指标和频率跌落指标，并将其值上传至所属子分区的子区协调层。

根据图2中步骤3，各子区协调层对所在子分区电网内所有局部协调层上传的局部分区可切负荷量进行统计，得到子分区可切负荷量，并测量所在子分区电网从主网受入的功率，并将受入功率和子分区可切负荷量上传至全网协调层；同时，子区协调层根据各局部分区电网的电压跌落指标和频率跌落指标动态排序结果，计算所在子分区电网的电压跌落指标和频率跌落指标，并将其值上传至全网协调层；计算针对所在子分区电网内各局部协调层的局部减载加重系数F_L。

根据图2中步骤4，全网协调层根据各子分区上传的受入功率及子分区可切负荷量，获得当前时刻电网实际受入功率总量和电网实际可切负荷总量，计算针对各子区协调层的电网受电功率突降指标F_w，针对图3所示的实际受端电网，电网内负荷总量约23713MW，初始减负荷方案下装置可切负荷量总计为14687MW，计算F_w约为0.46；同时，根据各子分区电网的电压跌落指标和频率跌落指标动态排序结果，计算针对各子区协调层的子区减载加速系数F_S，并将电网受电功率突降指标F_w和子区减载加速系数F_S下发至各子区协调层。

根据图2中步骤5，子区协调层将生成的局部减载加重系数F_L及全网协调层下发的电网受电功率突降指标F_w和子区减载加速系数F_S下发至所在子分区电网内各局部协调层。

根据图2中步骤6，局部协调层接收子区协调层下发的电网受电功率突降指标F_w、子区减载加速系数F_S及局部减载加重系数F_L，并结合所在局部分区电网内各就地反应层的平均电压跌落和平均频率跌落动态排序结果，计算针对所在局部分区电网内各就地反应层的反应层减载加重系数和反应层减载轮次速动指标，并将电网受电功率突降指标、反应层减载加重系数和反应层减载轮次速动指标下发至各就地反应层。

根据图2中步骤7，就地反应层接收协调层下发的电网受电功率突降指标、反应层减载加重系数和反应层减载轮次速动指标信息，如果接收成功则更新当前时刻动作轮次的减负荷量；否则，动作轮次的减负荷量保持上一时刻值不变。在通信正常的情况下，采用本发明提出的方法，仅切除负荷2890MW即可恢复系统电压、频率至可接受水平。与传统低频低压减负荷控制方法相比，减少切负荷达3000MW，大大降低减负荷控制代价。

总之，本发明通过在电网内构建一个分层分布式的多代理系统，并利用各层代理间的信息交互，充分地计及了受扰系统不同区域或节点间受扰程度的差异，并以此在初始减负荷控制策略上进行调整；根据实际工况下电网受入功率与安排的电网整体可切负荷量，在扰动导致较大功率缺额时加速一轮或几轮减负荷控制。采用本发明提出的方法，一方面可在恢复系统电压、频率至可接受水平的前提下降低减负荷控制代价，另一方面使减负荷控制方案较好地适应系统运行工况的变化。