紧急控制

给出电力人工智能的概念和核心技术分层架构，分析梳理了电网安全与控制、输变电、配用电、新能源、企业经营管理等重点领域的人工智能需求，重点阐述了中国电科院针对实际业务痛点所做的人工智能应用实践，包括基于深度强化学习的电网紧急控制策略、输电线路智能巡检、基于集成学习的电力设备状态评价、低压配电台区拓扑智能识别、基于聚类算法的用电行为分析等研究与应用，并对电力人工智能的发展趋势和应用前景进行了总结与展望。

极端天气频发，对新型电力系统的源、网、荷侧设备都会带来安全风险新型电力系统自身抵御外部风险的能力下降，需要树立强烈的忧患意识。下好预防性控制与事后紧急控制两手棋，使新型电力系统在极端条件下能够化险为夷、转危为机。

为抑制直流送端电网暂态过电压，充分发挥风电在风火打捆直流外送系统功率调节作用，提出了一种考虑风电场调控裕度的无功电压紧急控制策略。首先，分析换相失败故障下风火打捆系统电气量变化及故障引发直流送端过电压机理；其次，在遭遇换相失败故障后通过降低直流输送功率抑制直流系统连续换相失败，减少故障恢复期间系统无功需求，分析功率速降后系统无功潮流变化；再次，针对盈余无功导致送端暂态高压提出直流送端无功电压紧急控制策略，根据超短期预测风速对风电场无功裕度进行分配，针对不同情形设计具有多种工作模式的风机控制器；仿真结果表明：所提控制方法能够较好地解决风火打捆直流外送系统直流送端暂态过电压问题。

本项目历时9年，从电网仿真建模、源网友好互动、连锁故障紧急防御及垮网风险快速阻断等方面开展技术攻关和工程应用，取得了一批创新性成果，获得授权发明专利8项，发表论文18篇。主要成果如下：1、提出了计及外部环境扰动的大型新能源场站动态等值技术，建立了计及详细控制系统的柔性设备仿真模型，应用于西北电网生产实际，提升了对复杂电网运行控制的精度。2、揭示了新能源与直流交互耦合及连锁脱网演化机理，计及新能源量化接纳能力和柔性装备优化配置的源网协同预防控制技术，提升了高占比新能源送端电网抗扰能力和交直流输电通道送电水平，降低了新能源大规模连锁脱网风险。3、提出了计及新能源暂态演化信息的连锁故障紧急阻断技术，研发了应对多类型连锁故障的全局资源协调紧急控制系统，填补了高占比新能源电网连锁故障紧急防控技术空白，提升了电网应对连锁故障风险的能力。4、提出计及新能源的高频切机控制技术，研发了西北电网高频切机监视与预警系统，构建了监视、控制及预警于一体的涵盖新能源的高频切机体系，提升电网抵御严重故障能力。 项目成果已应用于祁韶特高压直流工程、青海海西串补工程、甘肃河西加强工程等重大工程项目，显著提升了电网应对连锁故障的防控能力。截止2020年底，累计提高新能源消纳电量114.2亿千瓦，减少电煤消耗近365.44万吨，减少二氧化硫排放约65094吨，降低烟尘排放约18272吨，累计新增销售额98.44亿元，新增利润9.07亿元。成果为推动我国电力能源转型升级和全球能源互联网安全领域科技创新提供了技术、装备支撑。

智能变电站，直流输电、新能源发电等逆变型电源接入以及UPFC、TCSC、SVC等设备大量应用，这些电力电子设备具有复杂、多变量、非线性、时变的特性，使电力系统的故障特征和动态特征正在发生质的变化。 配电网是变革最快的领域，伴随着分布式电源/电动自行车/分散式储能设备的规模化接入，配电网的电源，网络，负荷及保护控制方式要发生根本性变化。源网荷储互动从毫秒级的紧急控制扩展到日内实时优化调度，实现“荷随网动、储随网动”的源网荷储智能互动，提升电力系统的灵活调节能力和新能源消纳能力成为当前或待研究解决的追切问题。供电可靠性所要求的自愈控制与网络重构技术将使配电网网络拓扑变化成为常态。而为应对飞速发展配网环境，配电网电源发生变化后对主网影响成为我们重点研究对象。

项目成果已应用于涵盖电力生产、运行及装备制造等9家单位，在电网仿真分析、发电计划与备用安排、直流控保系统改造以及多元联动网源协同紧急控制系统研发等方面落地使用。至2017年底，新增122.27亿千瓦时的新能源发电量，促进了新能源消纳“双升双降”年度指标的完成，提高了天中、灵绍、祁韶特高压直流运行可靠性，推动了大规模新能源直流外送技术发展，具有广阔的应用前景。

该项目属于电力系统及其自动化学科。按照国家战略，华东电网（覆盖上海、江苏、浙江、安徽和福建省）大规模消纳长江上游水电，网内火力发电机组大量停备，对电网安全稳定运行带来了很多隐患。华东电网作为特大型区域受端电网，若大的受电通道失去，频率稳定将受到重大冲击，电网被道切除大量负荷，电网将发生大面积停电。根据国际大电网会议（CIGRE）权威报告数据，21世纪发生的13次负荷损失超过300万千瓦的大停电事故，影响人口超过10亿，经济损失超过1000亿美元。 为最大程度消纳区外清洁能源，华东电网成为国际上首个因区外大受电通道失去就可能发生频率稳定问题的区域电网，国内外无现成运行控制措施和经验可借鉴。华东电网大面积停电风险防控问题垂待解决，而省级电网本身用于频率稳定控制的资源和手段有限，自身无法彻底解决电网频率崩溃引起的大面积停电风险问题，需要华东整个区域电网同舟共济，协同作战，综合全网各种频率控制资源和手段。项目团队历时10年，建立了特大型电网时间、空间、风险多维度频率稳定防控体系。在技术上，提出了省级电网间直流大功率缺额时的备用共享机制，提出了针对直流大功率闭锁的电网频率防控预警算法和安全校核技术，提出了源网荷（电源-电网-负荷）控制资源的策略、时序、轮次协调原则；在应用上，研制出世界首套频率稳定多级（毫秒级-秒级-分钟级）智能防控系统，并成功应用于华东电网，频率的毫秒级紧急控制能力已经达到约1500万千瓦，可以确保在受电通道（两条直流同时）失去时，华东电网不会发生停电事故，真正为华东电网的安全稳定运行保驾护航。

电力系统稳定一旦被破坏将造成巨大的经济损失和灾难性后果。电力系统安全稳定控制是保障电力系统稳定运行的经济有效手段，包括预防控制、紧急控制和恢复控制，其中紧急控制是指电力系统由于扰动进入紧急状态后，为防止系统稳定破坏、运行参数严重超出规定范围以及事故进一步扩大引起大范围停电而进行的控制。 为解决上述问题，本项目在深入研究超实时仿真技术、优化算法及在线实时稳定控制决策技术的基础上，开发完成了“SPORS-5100在线实时稳定控制系统”。该系统利用稳控装置采集数据，获得电网的实时运行状态和故障信息，基于超实时仿真技术及优化算法在线进行电网稳定控制决策，完成电网安全稳定的综合评估和稳控策略的在线刷新，实现精确的闭环自适应稳定控制。该系统由国电南自和浙江大学合作研发，系统研制过程中取得了丰硕的技术成果，含发明专利32项（已授权22项）、实用新型专利13项、软件著作权2项、科技论文18篇、技术标准4项。

我国已建成世界规模最大的特高压交直流混联电网，随着电网格局和电源结构重大改变、远距离跨区输电规模持续增长，故障下电网特性日益复杂，多断面输送能力耦合、故障对电网冲击全局化复杂化。基于传统交流系统运行控制形成的认知和技术，已难以适应特高压交直流电网运行实践要求。近年来，世界范围内发生的多次大停电事故，也为我国大电网安全运行提出警示，追切需要突破交直流混联电网复杂特性的稳定控制技术，提升电网抵御大停电能力。 项目针对交直流混联电网运行特性的重大变化，从电网三道防线出发，突破暂态稳定关联断面识别和极限协调计算、应对多稳定模式交互影响的紧急控制优化、连锁故障链识别及防控、振荡中心定位和失步解列优化、解列后局部孤网保稳控制等关键技术，提升防御电网大面积停电的安全稳定控制水平，为保障特高压交直流混联电网安全稳定运行提供先进适用的技术手段。

云南电网异步运行后，转动惯量下降，本地负荷阻尼水平下降，水电比例大、火电比例小，频率变化对负荷扰动非常敏感。此外，直流输送容量大，直流闭锁等大扰动下频率稳定问题突出。为避免 AGC 控制引起的频率振荡，频率偏差系数 B 需大幅减小以满足 AGC 的小干扰稳定性要求，由此导致现有 AGC 控制策略在大扰动情况下调节指令偏保守，甚至 TBC 控制区出现反调等情况，大扰动下系统频率恢复缓慢。研究制定适用于云南电网的紧急 AGC 协调控制策略，在保持频率稳定性的基础上实现大扰动后频率快速恢复的调节需求，具有重大现实意义。 本专利基于最短恢复时间合理安排 AGC 机组参与调频，解决大扰动下系统频率快速恢复的难题。主要创新点：1）通过测量扰动瞬间系统频率变化率以及总惯性时间常数计算系统的功率缺额。2）提出最短恢复时间的 AGC 优化调用模型，以系统中 AGC 机组达到指定出力的指令时间最小为目标函数，并综合考虑线路过载、机组发电机出力上限和下限的约束。本专利提出的方法既有严格的理论基础，又结合实际系统情况，对我国大电网的大扰动下频率快速恢复有重要意义。