协调经济性及切负荷率公平性的紧急负荷控制优化方法

摘要

本发明公开了一种协调经济性及切负荷率公平性的紧急负荷控制优化方法，其步骤：(1)获取区域电力系统数据；(2)计算区域电力系统功率缺额对各负荷有功功率的灵敏度；(3)构建区域电力系统紧急负荷控制优化问题数学模型；(4)应用改进PSO算法求解区域电力系统紧急负荷控制优化方案；(5)校核紧急负荷控制优化方案下区域电力系统的暂态安全稳定性。本发明考虑了各负荷中心的负荷组成、不同类型负荷的可控量及经济代价的差别，控制方案精细化程度高，可行性好。对算例的仿真表明，该方法生成的负荷紧急控制方案既能保证较小的经济代价，又能尽量减小各负荷中心切除率的差异，具有较好的综合性能，可适用于大功率输电线故障情况下区域电力系统的紧急负荷控制。

说明书

技术领域

本发明属于区域电力系统紧急负荷控制技术领域，涉及一种协调经济性及切负荷率公平性的紧急负荷控制优化方法。

背景技术

随着高压直流输电工程及特高压交流电网的建设，我国远距离输送电能的规模越来越大，这一方面可以向负荷中心提供更清洁、更经济的优质能源，有利于降低成本、保护环境，但另一方面，也提高了区域电力系统对外来输电的依赖性，在大功率输电线路发生故障的情况下，将造成受端系统功率严重不平衡，从而引发区域电力系统频率、功角及电压等稳定问题。大功率联络线故障常伴有功率的大规模跨网转移，使得电力系统中其它线路的传输功率超过稳定极限，如不及时采取紧急控制措施，将导致线路和机组的无序被动切除，进一步加重功率不平衡问题，直至电力系统全面崩溃。

目前，区域电力系统紧急负荷控制一般按照多轮次分时操作、逐次逼近的原则切除负荷，在一次负荷切除后系统不能恢复稳定的情况下，再依据系统电压、频率的限制进行下一轮切除，这种方法时间延迟较长，易错过紧急处理的最佳时机，无法适应事故情况下紧急控制的时间要求，而且易导致负荷过切或欠切等问题，因此迫切需要研究批量负荷的快速切除问题。现有区域电力系统紧急负荷控制中，确定各负荷中心切除量的常用方法主要有：等比例切除、以最小切除量为目标和以最小经济代价为目标。其中，等比例切除方法不考虑各节点负荷切除的经济代价及切除功效的差别，也不考虑各节点负荷组成及可控量约束的差别，方案的精细化程度不高。而另外两种紧急负荷控制的方法：以切除量最少为目标、以经济代价最小为目标的方法，则由于其目标函数单一，缺乏多目标之间的协调优化，并且，各负荷中心切负荷率的分配欠缺公平性。2011年，我国《电力安全事故应急处置和调查处理条例》颁布施行，对各类事故等级及处理办法做出了明确规定，在制定紧急负荷控制方案时不仅应考虑经济代价、切负荷量等指标，还必须使得各负荷中心切负荷率的分配尽量公平。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术所存在的考虑目标较为单一、延迟时间过长、精细化程度不高、易导致过切或欠切、缺乏多目标之间的协调优化，以及切负荷率的分配欠缺公平性的技术缺陷，提供一种协调经济性及切负荷率公平性的紧急负荷控制优化方法，不仅考虑到经济代价、切负荷量等指标，还能使各负荷中心切负荷率的分配尽量公平。

为了解决上述现有技术的技术问题，本发明采用以下技术方案。

本发明的一种协调经济性及切负荷率公平性的紧急负荷控制优化方法，包括以下步骤：

(1)获取区域电力系统数据；

(2)计算区域电力系统功率缺额对各负荷有功功率的灵敏度；

(3)构建区域电力系统紧急负荷控制优化问题数学模型；

(4)应用改进粒子群优化算法求解区域电力系统紧急负荷控制优化方案；

(5)校核紧急负荷控制优化方案下区域电力系统的暂态安全稳定性，

所述的区域电力系统数据包括：各支路阻抗、各负荷中心各类负荷的比例、可控量上下限及代价因子，各联络线对外输出功率，各变压器、同步发电机等数据；设所述的区域电力系统有n台发电机、k个负荷中心，每个负荷中心包含1类、2类及3类三种负荷：第1类负荷优先级最高，中断后将带来严重后果，第3类负荷切除代价较小，可随时中断，第2类负荷介于两者之间；负荷L_lr表示负荷中心l的第r类负荷，其中，l＝1,…,k，r＝1,2,3，区域电力系统与外部电力系统之间有m条联络线，将输出有功功率的联络线视作区域电力系统的m个等效负荷L_l，l＝k+1,…,k+m。

在所述步骤(2)中，所述的计算区域电力系统功率缺额对各负荷有功功率的灵敏度，其过程为：

所述的区域电力系统的功率缺额为γ，其中，l＝1,…,k时，表示负荷中心l的有功负荷；l＝k+1,…,k+m时，表示区域电力系统通过m条联络线对外输出的有功功率；为发电机G_g输出的有功功率，其中，g＝1,…,n-1，第n台发电机所在节点为平衡节点，其输出有功功率为P_s，P_loss为区域电力系统网损；

所述的区域电力系统网损P_loss等于区域电力系统各节点注入功率之和，计算区域电力系统潮流，得出各节点电压幅值、相角及导纳矩阵，其中，U_i,U_j为节点i,j的电压幅值，θ_i,θ_j为节点i,j的电压相角，G_ij为节点间i,j间互电导，i＝1,…,N，j＝1,…,N，N为区域电力系统节点总数；

设负荷中心l的有功负荷减少l＝1,…,k+m，其它负荷和发电机输出功率保持不变，由引起的网损变化ΔP_loss为：其中：J为区域电力系统Jacobi矩阵，为(2N-n-1)×(2N-n-1)阶矩阵，[ΔPΔQ]^T为各节点注入有功、无功功率的变化量，为(2N-n-1)维向量；网损P_loss对负荷的灵敏度为区域电力系统功率缺额γ对负荷有功功率的灵敏度为：

在所述步骤(3)中，所述的构建区域电力系统紧急负荷控制优化问题数学模型的实现过程为：

将所述的区域电力系统紧急负荷控制的优化问题描述为：

其中，λ₁,λ₂分别为切负荷经济代价和切负荷率标准差对应的加权系数，c_lr为切除负荷L_lr的代价因子，ρ_lr为负荷L_lr切除率，ρ_lr,up、ρ_lr,low为负荷L_lr切除率的上、下限，为故障前负荷L_lr的负荷总量，ρ_l为负荷中心l的总切负荷率，l＝1,…,k，r＝1,2,3，std([ρ₁,ρ₂,…,ρ_k])为各负荷中心总切负荷率所构成数组的标准差，标准差越大，则各负荷中心切除率相差越大，控制方案的公平性越差；为区域电力系统功率缺额γ对负荷有功功率的灵敏度，l＝1,…,k+m，ΔP_s为平衡节点同步发电机输出有功的变化量。

在所述步骤(4)中，所述的应用改进粒子群优化(ParticleSwarmOptimization,PSO)算法求解区域电力系统紧急负荷控制优化方案的实现过程为：

定义罚函数θ(ρ)＝λ₃h²(ρ),其中，λ₃为惩罚系数，ρ是k个负荷中心及m条联络线对应的等效负荷的切除率构成的(k+m)×r的矩阵，θ(ρ)反映了区域电力系统的功率不平衡程度，θ(ρ)越大表明功率不平衡程度越严重；有关负荷切除率上、下界的约束，可直接通过限制PSO算法搜索区间来实现；由此，将含约束的紧急负荷控制优化问题转化成目标函数为：的无约束优化问题；

由于F(ρ)中的各项具有不同的物理意义和量级，故对其进行归一化，定义：F′(ρ)＝λ₁·f′(ρ)+λ₂·g′(ρ)+λ₃·h′²(ρ)，其中，g′(ρ)＝std([ρ₁,ρ₂,…,ρ_k])，γ₀为故障后未采取紧急负荷控制措施时区域电力系统的初始功率缺额；λ₁越大，优化方案越侧重经济性；λ₂越大，优化目标越强调各节点切负荷率的公平性；由于功率平衡方程是电力系统运行的基本约束条件，故λ₃取值一般至少要比λ₁、λ₂大1个数量级；

应用改进PSO算法求解区域电力系统紧急负荷控制优化方案，定义1/F′(ρ)为粒子适应度；首先，初始化粒子群，设置初始切除率及最大迭代次数n_max；接着，计算各粒子适应度，更新各粒子的局部最优值及整个粒子群的全局最优值，并据此计算各粒子移动速度，调整粒子位置；如此不断循环，直到迭代次数大于设定值n_max；最后，输出最优负荷切除率ρ_opt；为改善PSO算法的收敛性，在优化过程中，采用线性递减方法动态调节惯性权重，在初始阶段，设置较大的惯性权重，使粒子具有较大移动速度，以避免陷入局部最优；在算法后期，逐渐减小惯性权重，减慢粒子移动速度，以保证平稳收敛。

在所述步骤(5)中，所述的校核紧急负荷控制优化方案下区域电力系统的暂态安全稳定性的实现过程为：

在区域电力系统电网失去大功率区外来电时，按照最优负荷切除率规定的比例快速切除各负荷中心的各类负荷，对区域电力系统暂态响应进行仿真计算，观察同步发电机转速、功角摇摆曲线及区域电力系统中各母线的电压跌落，如符合暂态安全稳定性的规定要求，则输出优化控制方案；否则，调整区域电力系统紧急负荷控制优化问题中切负荷经济代价对应的加权系数λ₁、切负荷率标准差对应的加权系数λ₂以及功率不平衡程度对应的惩罚系数λ₃，重新进行控制方案优化。

与现有技术相比，本发明具有以下优点和有益效果：

1.本发明提出的协调经济性及切负荷率公平性的紧急负荷控制优化方法，以控制方案的经济代价和各负荷中心切负荷率标准差的加权和为目标函数，考虑区域系统功率平衡要求及各负荷中心各类负荷的可控量限制，构建紧急负荷控制优化问题的数学模型；通过引入罚函数，将约束优化问题转化为无约束优化问题；应用改进PSO算法求解最优控制方案，最后，对采用优化控制方案时区域电力系统的暂态安全性进行了校核。本发明利用系统功率缺额对负荷的灵敏度，并考虑了不同节点、不同类型负荷代价因子、可控量的差别，控制方案精细化程度高，可行性好。

2.本发明对算例的仿真表明，该方法生成的负荷紧急控制方案既能保证较小的经济代价，又能使各负荷中心的负荷切除率差异较小，具有较好的综合性能，可适用于电力系统大功率输电线故障情况下区域电力系统的快速紧急负荷控制。

附图说明

图1是本发明协调经济性及切负荷率公平性的紧急负荷控制优化方法的流程图。

图2是本发明的区域电力系统原理图。

图3是本发明的应用改进PSO算法求解紧急负荷控制优化问题的流程图。

图4是本发明一个实施例的IEEE10机39节点算例系统结构图。

图5是本发明一个实施例的改进PSO算法求解紧急负荷控制优化问题的收敛过程曲线图。

图6是采用本发明所述的紧急负荷控制方法前、后的电力系统频率响应对比曲线图。

图7是采用本发明所述的紧急负荷控制方法前、后的电力系统电压响应对比曲线图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明做进一步详细说明。

本发明所述的一种协调经济性及切负荷率公平性的紧急负荷控制优化方法，包括以下步骤。图1所示为本发明协调经济性及切负荷率公平性的紧急负荷控制优化方法的流程图。

步骤一、获取区域电力系统数据。本发明的区域电力系统原理图如图2所示，其数据包括：各支路阻抗、各负荷中心各类负荷的比例、可控量上下限及代价因子，各联络线对外输出的功率，各变压器、同步发电机等数据；设所述的区域电力系统有n台发电机、k个负荷中心，每个负荷中心包含1类、2类及3类三种负荷：第1类负荷优先级最高，中断后将带来严重后果，第3类负荷切除代价较小，可随时中断，第2类负荷介于两者之间；负荷L_lr表示负荷中心l的第r类负荷，其中，l＝1,…,k，r＝1,2,3，区域电力系统与外部电力系统之间有m条联络线，将输出有功功率的联络线视作区域电力系统的m个等效负荷L_l，l＝k+1,…,k+m。

步骤二、计算区域电力系统功率缺额对各负荷有功功率的灵敏度。所述的区域电力系统的功率缺额为γ，其中，l＝1,…,k时，表示负荷中心l的有功负荷；l＝k+1,…,k+m时，表示区域电力系统通过m条联络线对外输出的有功功率；为发电机G_g输出的有功功率，其中，g＝1,…,n-1，第n台发电机所在节点为平衡节点，其输出有功功率为P_s，P_loss为区域电力系统网损；

所述的区域电力系统网损P_loss等于区域电力系统各节点注入功率之和，计算区域电力系统潮流，得出各节点电压幅值、相角及导纳矩阵，其中，U_i,U_j为节点i,j的电压幅值，θ_i,θ_j为节点i,j的电压相角，G_ij为节点间i,j间互电导，i＝1,…,N，j＝1,…,N，N为区域电力系统节点总数；

设负荷中心l的有功负荷减少l＝1,…,k+m，其它负荷和发电机输出功率保持不变，由引起的网损变化ΔP_loss为：其中：J为区域电力系统Jacobi矩阵，为(2N-n-1)×(2N-n-1)阶矩阵，[ΔPΔQ]^T为各节点注入有功、无功功率的变化量，为(2N-n-1)维向量；网损P_loss对负荷的灵敏度为区域电力系统功率缺额γ对负荷有功功率的灵敏度为：

步骤三、构建区域电力系统紧急负荷控制优化问题数学模型。

将区域电力系统紧急负荷控制的优化问题描述为：

其中，λ₁,λ₂分别为切负荷经济代价和切负荷率标准差对应的加权系数_，c_lr为切除负荷L_lr的代价因子，ρ_lr为负荷L_lr切除率，ρ_lr,up、ρ_lr,low为负荷L_lr切除率的上、下限，为切负荷前负荷L_lr的负荷总量，ρ_l为负荷中心l的总切负荷率，l＝1,…,k，r＝1,2,3，std([ρ₁,ρ₂,…,ρ_k])为各负荷中心总切负荷率所构成数组的标准差，为区域电力系统功率缺额γ对负荷有功功率的灵敏度，l＝1,…,k+m，ΔP_s为平衡节点同步发电机输出有功的变化量。

步骤四、应用改进PSO算法求解区域电力系统紧急负荷控制优化方案。

定义罚函数θ(ρ)＝λ₃h²(ρ),其中，λ₃为惩罚系数，ρ是k个负荷中心及m条联络线对应的等效负荷的切除率构成的(k+m)×r的矩阵，θ(ρ)反映了区域电力系统的功率不平衡程度，θ(ρ)越大表明功率不平衡程度越严重；有关负荷切除率上、下界的约束，可直接通过限制PSO算法搜索区间来实现；由此，将含约束的紧急负荷控制优化问题转化成目标函数为：的无约束优化问题；

由于F(ρ)中的各项具有不同的物理意义和量级，故对其进行归一化，定义：F′(ρ)＝λ₁·f′(ρ)+λ₂·g′(ρ)+λ₃·h′²(ρ)，其中，g′(ρ)＝std([ρ₁,ρ₂,…,ρ_k])，γ₀为故障后未采取紧急负荷控制措施时区域电力系统的初始功率缺额；λ₁越大，优化方案越侧重经济性；λ₂越大，优化目标越强调各节点切负荷率的公平性；由于功率平衡方程是电力系统运行的基本约束条件，故λ₃取值一般至少要比λ₁、λ₂大1个数量级；

应用改进PSO算法求解区域电力系统紧急负荷控制优化方案，定义1/F′(ρ)为粒子适应度；首先，初始化粒子群，设置初始切除率及最大迭代次数n_max；接着，计算各粒子适应度，更新各粒子的局部最优值及整个粒子群的全局最优值，并据此计算各粒子移动速度，调整粒子位置；如此不断循环，直到迭代次数大于设定值n_max；最后，输出最优负荷切除率ρ_opt；为改善PSO算法的收敛性，在优化过程中，采用线性递减方法动态调节惯性权重，在初始阶段，设置较大的惯性权重，使粒子具有较大移动速度，以避免陷入局部最优；在算法后期，逐渐减小惯性权重，减慢粒子移动速度，以保证平稳收敛。本发明的应用改进PSO算法求解紧急负荷控制优化问题的流程图如图3所示。

步骤五、校核紧急负荷控制优化方案下区域电力系统的暂态安全稳定性。

在区域电力系统电网失去大功率区外来电时，按照最优负荷切除率规定的比例快速切除各负荷中心的各类负荷，对区域电力系统暂态响应进行仿真计算，观察同步发电机转速、功角摇摆曲线及区域电力系统中各母线的电压跌落，如符合暂态安全稳定性的规定要求，则输出优化控制方案；否则，调整区域电力系统紧急负荷控制优化问题中切负荷经济代价对应的加权系数λ₁、切负荷率标准差对应的加权系数λ₂以及功率不平衡程度对应的惩罚系数λ₃，重新进行控制方案优化。

实施例：协调经济性及切负荷率公平性的紧急负荷控制优化方法在IEEE10机39节点算例系统中的应用。

本实施例将上述协调经济性及切负荷率公平性的紧急负荷控制优化方法应用于IEEE10机39节点算例系统，对大功率输电线路故障情况下区域电力系统的紧急负荷控制方案进行优化，对控制方案的综合性能进行了分析。实施步骤如下：

步骤1、获取区域电力系统数据。

本实施例的IEEE10机39节点算例系统结构如图4所示，IEEE10机39节点系统为标准算例，虚线内为区域电力系统A，其中，区域A内包含13个节点，节点{30,37,38}为3个发电机节点，以节点30为平衡节点，节点{3,18,25,26,27,28,29}为7个负荷中心，区域电力系统A与外部系统有1-39、3-4、17-16共3条联络线，即区域电力系统中，N＝13，n＝3,k＝7,m＝3。联络线功率分别为64.05-7.97j、-40.76+108.61j、-626.94+30.25j，其中，有功功率单位为MW，无功功率单位为MVar，联络线功率以流出区域A为正。各负荷中心的负荷组成、可控比例及切除的代价因子如表1所示。

表1.各负荷中心的负荷组成、可控比例及代价因子

区域电力系统A的负荷总量为2224.3MW,由联络线17-16输入的区外功率占区域电力系统总负荷的28.2％。若联络线17-16发生故障断开，区域电力系统A将产生较大功率缺额，如不及时采取控制措施，将会引起频率下降、功率大规模转移以及部分线路过载跳线等现象，最终导致系统解列，需要研究区域电力系统A的紧急负荷控制方案，并对控制方案进行优化。

步骤2、计算区域电力系统功率缺额对各负荷有功功率的灵敏度。

将联络线看作功率相等的等效PQ负荷，流出区域A则为正负荷，反之为负的负荷。首先，计算故障前区域电力系统A的潮流，得出各节点电压幅值、相角，以及区域电力系统的导纳矩阵、Jacobi矩阵J，J为(2N-n-1)×(2N-n-1)阶矩阵；然后，根据公式：计算出网损P_loss对节点电压幅值、相角的偏导数，其中，U_i,U_j为节点i,j的电压幅值，θ_i,θ_j为节点i,j的电压相角，G_ij为节点间i,j间互电导，i＝1,…,N，j＝1,…,N；再根据并设第l个负荷中心的有功负荷减少单位量，l＝1,…,k+m，其它负荷和发电机输出功率保持不变，即：(2N-n-1)维向量[ΔPΔQ]^T的第l个元素而其它元素为零，由此可计算出网损P_loss对负荷的灵敏度$>\partial P_{loss}/\partial P_{L_l}={\mathrm{\Delta P}}_{loss}/{\mathrm{\Delta P}}_{L_l};$>最后，根据$>\partial \gamma /P_{L_l}=1+\partial P_{loss}/\partial P_{L_l}$>计算出区域电力系统功率缺额γ对负荷有功功率的灵敏度，本实施例的算例系统中功率缺额灵敏度的计算结果如表2所示。

表2.区域电力系统各节点的功率缺额灵敏度

步骤3、构建区域电力系统紧急负荷控制优化问题数学模型。

将所述的区域电力系统紧急负荷控制的优化问题描述为：

其中，λ₁,λ₂分别为切负荷经济代价和切负荷率标准差对应的加权系数，c_lr为切除负荷L_lr的代价因子，ρ_lr为负荷L_lr切除率，ρ_lr,up、ρ_lr,low为负荷L_lr切除率的上、下限，算例系统中c_lr及ρ_lr,up取值如表1所示。

步骤4、应用改进PSO算法求解区域电力系统紧急负荷控制优化方案。

定义罚函数θ(ρ)＝λ₃h²(ρ),其中，λ₃为惩罚系数，ρ是k个负荷中心及m条联络线对应的等效负荷的切除率构成的(k+m)×r的矩阵，θ(ρ)反映了区域电力系统的功率不平衡程度，θ(ρ)越大表明功率不平衡程度越严重。有关负荷切除率上、下界的约束，可直接通过限制PSO算法搜索区间来实现；由此，将含约束的紧急负荷控制优化问题转化成目标函数为：的无约束优化问题；

由于F(ρ)中的各项具有不同的物理意义和量级，故对其进行归一化，定义：F′(ρ)＝λ₁·f′(ρ)+λ₂·g′(ρ)+λ₃·h′²(ρ)，其中，g′(ρ)＝std([ρ₁,ρ₂,…,ρ_k])，γ₀为联络线17-16发生故障断开时，区域电力系统的初始功率缺额；λ₁越大，优化方案越侧重经济性；λ₂越大，优化目标越强调各节点切负荷率的公平性；由于功率平衡方程是电力系统运行的基本约束条件，故λ₃取值一般至少要比λ₁、λ₂大1个数量级，本实施例中取λ₁＝1，λ₂＝1，λ₃＝100。按照图3所示的应用改进PSO算法求解紧急负荷控制优化问题的流程，求解协调经济性及切负荷率公平性的紧急负荷控制方案，结果如表3所示。为了对不同控制方案进行比较，表3同时列出了以等切除比例、最小经济损失、最小切除总量等为目标函数时的控制方案。

表3.不同优化目标下的控制方案

表4对四种不同控制方案的效果进行了对比，由表4可知，在等比例切除方案下，各节点切负荷率相等，但经济代价最大；在最小经济代价方案下，经济损失最小，但各节点切负荷率相差很大；而在最少切负荷量方案下，切负荷总量最小，但各节点切负荷率的差异也较大；协调经济性及公平性方案不但经济损失较小，而且各节点的切负荷率差异适中，从归一化的目标函数取值来看，协调控制方案兼顾了经济代价和切负荷率一致性的要求，具有最优综合性能。

表4.不同控制方案的效果对比

图5所示为本实施例的改进PSO算法求解紧急负荷控制优化问题的收敛过程曲线图，给出了采用改进PSO算法求解协调经济性及公平性的最优控制方案时的收敛过程。由图5可见，在初始粒子数为20时，经过约350次迭代后，适应度趋于稳定，目标函数收敛于最小值，对于本算例，计算用时约24秒，控制决策所需时间可满足紧急控制要求。

步骤5、校核紧急负荷控制优化方案下区域电力系统的暂态安全稳定性。

针对以上优化所得的协调经济性及切负荷率公平性的紧急负荷控制方案，校核区域电力系统的暂态安全稳定性。为了校核紧急控制的效果，设1.0s时刻联络线17-16发生故障，在采取或不采取紧急控制方案的情况下，分别计算了电力系统的故障后暂态响应。采取紧急控制方案时，设2.0s时发出负荷切除指令，开关动作时延为0.02s。

图6是采用本发明所述的紧急负荷控制方法前、后的电力系统的频率响应对比曲线图，图7是采用本发明所述的紧急负荷控制方法前、后的电力系统的电压响应对比曲线图。仿真表明，若不采取紧急控制措施，故障后大部分输入功率将转移到剩余联络线上，造成线路1-39、3-4严重过载，最终导致线路过流断开，系统解列。若采用紧急控制，则可保持联络线1-39、3-4的潮流基本不变，区域电力系统A的频率、电压响应如图6、图7所示，由图6可见，如不采取紧急控制，区域A频率将直线下降，而采用紧急控制后，频率很快稳定在0.997。同样，由图7可见，在没有控制时，15s时最低电压将跌落到0.945，而采取紧急控制后，电压将稳定在1.02左右。由此可见，优化所得的协调经济性及切负荷率公平性的紧急负荷控制方案符合系统暂态稳定性的要求。

综上所述，本发明的协调经济性及切负荷率公平性的紧急负荷控制优化方法弥补了已有控制的不足，以控制方案的经济代价及各负荷中心切负荷率标准差的加权和为目标函数，考虑各负荷中心的负荷组成及可控量的限制，构建紧急负荷控制优化问题的数学模型，应用改进PSO算法，求解最优控制方案。与传统的等比例切除、最小切除量或最小经济代价等紧急控制方案相比，本发明协调经济性及切负荷率公平性的控制方案既具有较小的经济代价，又使得各负荷中心切负荷率的差异较小，具有较好的综合性能。另外，由于考虑了各负荷中心的各类负荷组成及可控量限制，控制方案的精细化程度较高，有较好的可行性。