趙 淵，邱玉良，熊燕嬌，葉夢姣，吳 林

（重慶大學(xué) 輸配電裝備及系統(tǒng)安全與新技術(shù)國家重點實驗室，重慶 400044）

0 引言

電網(wǎng)風(fēng)險是衡量電網(wǎng)運行安全與否的一個重要指標(biāo)，現(xiàn)有理論從故障發(fā)生的概率和后果嚴(yán)重性2個方面定義電網(wǎng)風(fēng)險［1］。在實時運行條件下，事件發(fā)生的概率受運行條件的影響，從而導(dǎo)致電網(wǎng)運行風(fēng)險水平實時變化［2-3］。電網(wǎng)實時運行條件不僅與負(fù)荷水平密切相關(guān)，還取決于調(diào)度運行方式的優(yōu)化策略，而目前電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型［4-6］綜合考慮了經(jīng)濟性和安全性，故電網(wǎng)運行風(fēng)險評估和運行調(diào)度決策實質(zhì)上是相互影響的2個問題。

經(jīng)典經(jīng)濟調(diào)度ED（Economic Dispatch）是最早進(jìn)行研究的優(yōu)化調(diào)度模型，它在不考慮線路安全約束的條件下，根據(jù)給定負(fù)荷水平在運行發(fā)電機組之間進(jìn)行經(jīng)濟調(diào)度分配，期望達(dá)到系統(tǒng)總?cè)剂虾牧炕蛘甙l(fā)電費用最小的目標(biāo)［7］。安全約束經(jīng)濟調(diào)度SCED（Security Constrained Economic Dispatch）［8-9］進(jìn)一步考慮電網(wǎng)安全性，采用發(fā)電成本作為控制目標(biāo)，將電網(wǎng)風(fēng)險作為約束條件，以達(dá)到在安全運行范圍內(nèi)獲取電網(wǎng)運行經(jīng)濟性的目的，但它在考慮電網(wǎng)安全性時采用確定性的理論，從而導(dǎo)致該模型中安全性約束過于嚴(yán)格。安全性和經(jīng)濟性是電網(wǎng)運行中相互矛盾的2個方面，如何協(xié)調(diào)安全性與經(jīng)濟性成為面臨解決的重要問題。因此，文獻(xiàn)［10］從支路過載和節(jié)點電壓越限風(fēng)險的角度定義運行風(fēng)險指標(biāo)，構(gòu)建多目標(biāo)經(jīng)濟調(diào)度模型，以實現(xiàn)電網(wǎng)運行安全性和經(jīng)濟性的均衡調(diào)控。文獻(xiàn)［11］通過安全校正控制的耗費反映系統(tǒng)風(fēng)險代價，提出考慮系統(tǒng)事故發(fā)生可能性及其嚴(yán)重性的概率優(yōu)化調(diào)度，以概率的方式對系統(tǒng)安全性與經(jīng)濟性進(jìn)行有機協(xié)調(diào)。文獻(xiàn)［12］針對校正控制對電力系統(tǒng)運行風(fēng)險的影響建立了最優(yōu)潮流模型。這些優(yōu)化調(diào)度模型通過不同的風(fēng)險代價反映系統(tǒng)的安全性，在保證電網(wǎng)安全可靠性的同時盡量減小發(fā)電運行成本。然而，在短期運行風(fēng)險評估中，系統(tǒng)運行方式（包括外部環(huán)境、負(fù)荷水平及運行條件等）將實時影響系統(tǒng)可靠性［2，13］，在一定負(fù)荷水平下，不同的調(diào)度方案通過改變潮流分布將間接地改變系統(tǒng)運行條件，進(jìn)而影響元件可靠性水平。可見，系統(tǒng)運行風(fēng)險隨調(diào)度運行方式變化，二者相互牽制，因此在優(yōu)化運行調(diào)度方案時，不能忽略它們之間的相互影響。

因此，本文將條件相關(guān)的運行風(fēng)險評估與發(fā)電調(diào)度優(yōu)化相結(jié)合，構(gòu)建了基于條件相關(guān)運行風(fēng)險的發(fā)電調(diào)度優(yōu)化模型。在該模型中，條件相關(guān)運行風(fēng)險綜合反映元件可靠性水平隨運行條件變化以及電網(wǎng)風(fēng)險水平隨運行條件變化的關(guān)系，即運行條件相關(guān)的元件和電網(wǎng)運行風(fēng)險。由于晶閘管控制串聯(lián)電容補償器 TCSC（Thyristor Controlled Series Compensation）通過改變電網(wǎng)潮流分布將影響元件和電網(wǎng)運行風(fēng)險水平，因此本文將TCSC的運行特性考慮到模型中，同時在模型中計及旋轉(zhuǎn)備用響應(yīng)特性。本文模型有機牽制了負(fù)荷水平、實時調(diào)度運行方式、潮流分布和運行風(fēng)險，不僅可以得到潮流和運行風(fēng)險均衡分布下的調(diào)度運行方式，實現(xiàn)電網(wǎng)運行風(fēng)險和發(fā)電成本均衡協(xié)調(diào)的最優(yōu)調(diào)度決策，還可以得到電網(wǎng)負(fù)荷水平變化下的運行風(fēng)險和調(diào)度成本變化曲線，為調(diào)度人員提供決策依據(jù)。

1 條件相關(guān)運行風(fēng)險下發(fā)電調(diào)度優(yōu)化思路

發(fā)電調(diào)度優(yōu)化的目的是在電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行和電網(wǎng)經(jīng)濟運行2個目標(biāo)的前提下，通過一定的成本價值評估來尋求一個最佳運行點，使電網(wǎng)在該運行點下的總成本最低或者總收益最大。因此協(xié)調(diào)控制電網(wǎng)的經(jīng)濟性和安全性是尋求最優(yōu)調(diào)度決策方案的根本目標(biāo)。

在成本價值評估中，電網(wǎng)運行經(jīng)濟成本主要包括3類［12］：投資成本、運行成本和風(fēng)險成本。投資成本主要為規(guī)劃過程中的一次性建設(shè)投資成本，它屬于不變成本；運行成本包括發(fā)電、傳輸線路損耗以及校正控制運行成本（例如FACTS調(diào)節(jié)成本等），它屬于可變成本，其中，傳輸線路損耗和校正控制運行成本一般較小，可以忽略不計；風(fēng)險成本主要指故障發(fā)生后所引起的經(jīng)濟損失，主要指故障發(fā)生后切負(fù)荷引起的經(jīng)濟損失和機組再調(diào)度所引起的費用，風(fēng)險成本為可變成本。投資成本屬于電網(wǎng)規(guī)劃范疇，在調(diào)度優(yōu)化過程中主要考慮發(fā)電成本、切負(fù)荷經(jīng)濟損失和機組再調(diào)度引起的費用。

電網(wǎng)穩(wěn)定運行的約束條件包括正常狀況或者故障狀況的安全約束，即潮流等式約束和發(fā)電容量、線路容量等不等式約束。

發(fā)電調(diào)度優(yōu)化是在一定網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)和負(fù)荷水平下的運行方式尋優(yōu)過程，它是一個短期規(guī)劃行為，在該運行時間區(qū)間內(nèi)，不能忽略一定調(diào)度運行方式下實時運行條件（如線路潮流）對元件可靠性水平的影響。本文在常規(guī)優(yōu)化調(diào)度模型基礎(chǔ)上綜合考慮運行條件對元件和電網(wǎng)運行風(fēng)險的影響，以及電網(wǎng)運行風(fēng)險對風(fēng)險成本的貢獻(xiàn)，通過分析不同調(diào)度運行方式所對應(yīng)的電網(wǎng)風(fēng)險水平和風(fēng)險成本來指導(dǎo)調(diào)度優(yōu)化過程，構(gòu)建基于條件相關(guān)運行風(fēng)險的發(fā)電調(diào)度優(yōu)化模型，下面給出基本思路。

在給定初始調(diào)度運行方式下計算潮流分布以及元件和電網(wǎng)運行風(fēng)險，從而得到該初始運行方式下的期望總成本。為尋求最低成本下的調(diào)度方案，通過改變調(diào)度運行方式來改變系統(tǒng)潮流分布，進(jìn)而改變元件和電網(wǎng)運行可靠性水平，最后導(dǎo)致調(diào)度期望風(fēng)險成本以及期望總成本變化，而期望總成本指標(biāo)將指導(dǎo)調(diào)度運行方式朝著較優(yōu)方向改變。當(dāng)制定未來多時段機組發(fā)電計劃時，需分別對每個時段的調(diào)度運行方式進(jìn)行優(yōu)化，即在未來所有時段重復(fù)上述調(diào)度優(yōu)化過程。調(diào)度運行方式優(yōu)化與運行風(fēng)險評估的相互關(guān)系如圖1所示。

圖1 調(diào)度運行方式優(yōu)化與運行風(fēng)險評估的關(guān)系Fig.1 Relationship between operating mode dispatch optimization and operational risk assessment

由圖1可知，基于條件相關(guān)運行風(fēng)險的發(fā)電調(diào)度優(yōu)化主要包括條件相關(guān)運行風(fēng)險評估過程和發(fā)電調(diào)度優(yōu)化過程，它綜合考慮了負(fù)荷水平、實時調(diào)度運行方式、潮流分布和運行風(fēng)險的相互影響，通過電網(wǎng)運行狀態(tài)概率協(xié)調(diào)正常狀態(tài)和故障狀態(tài)下的經(jīng)濟成本，采用統(tǒng)一的貨幣形式量化發(fā)電機調(diào)度成本和風(fēng)險代價，以期望獲取經(jīng)濟成本和風(fēng)險代價均衡協(xié)調(diào)的最優(yōu)調(diào)度決策方案?；跅l件相關(guān)運行風(fēng)險的發(fā)電調(diào)度優(yōu)化模型與其他優(yōu)化調(diào)度模型存在的區(qū)別如表1所示。

2 條件相關(guān)運行風(fēng)險評估

2.1 運行風(fēng)險定義

電力系統(tǒng)運行風(fēng)險［14-15］的定義是：對電力系統(tǒng)所面臨的不確定性因素，給出可能性與嚴(yán)重性的綜合度量。系統(tǒng)在t時刻的運行風(fēng)險計算公式為：

其中，NS為t時刻可能出現(xiàn)的系統(tǒng)運行狀態(tài)數(shù)；PSk（t）為t時刻系統(tǒng)處于狀態(tài)k的概率；δSevSk（t）為在t時刻第k個系統(tǒng)運行狀態(tài)發(fā)生后系統(tǒng)損失的嚴(yán)重程度。

表1 優(yōu)化調(diào)度模型比較Table1 Comparison among different optimal dispatch models

本文計及實時調(diào)度運行方式下潮流分布對運行可靠性水平的影響，應(yīng)用基于實時運行條件的元件瞬時狀態(tài)概率和故障率模型計算系統(tǒng)狀態(tài)概率；并采用經(jīng)濟性函數(shù)度量實時調(diào)度運行方式下的狀態(tài)后果，故在t時刻第k個系統(tǒng)運行狀態(tài)發(fā)生后系統(tǒng)損失的嚴(yán)重程度也相應(yīng)地以經(jīng)濟費用形式表示，即通過電網(wǎng)期望經(jīng)濟成本表示系統(tǒng)實時運行狀態(tài)下的風(fēng)險代價。

2.2 基于實時運行條件的元件瞬時狀態(tài)概率和故障率模型

2.2.1 運行條件相關(guān)的元件故障率

電力系統(tǒng)元件故障受元件自身健康狀況、外部環(huán)境條件以及運行條件等因素影響，元件故障率隨運行條件實時變化。鑒于不同調(diào)度方式導(dǎo)致潮流分配的變化，本文主要考慮潮流對元件故障率的影響，元件的故障率與載流量的關(guān)系［13］如下：

其中，λ（I）為元件故障率，I為載流量；λ0為正常運行條件下的故障率，近似為長期統(tǒng)計數(shù)據(jù)平均值λˉ，即λ0＝；Δλ（I）為 I偏離基準(zhǔn)值的故障率增量；λmax為線路負(fù)載電流等于保護(hù)動作整定值時的故障率；Ispec為額定載流量；Itrip為保護(hù)裝置保護(hù)整定值；A、B為常數(shù)。

元件故障率隨載流量I的變化曲線如圖2所示。

圖2 元件故障率與載流量關(guān)系曲線Fig.2 Relationship between component failure rate and load flow

2.2.2 運行條件相關(guān)的系統(tǒng)狀態(tài)概率

假設(shè)元件有運行和失效2個狀態(tài)，由馬爾可夫過程可得它們的瞬時狀態(tài)概率，如式（5）、（6）所示。

其中，P0（t）、 P1（t）分別為 t時刻元件正常運行和故障失效概率；P0（0）、 P1（0）分別為評估周期初始時刻元件正常運行和故障失效概率；λ和μ分別為元件故障率和修復(fù)率，由于調(diào)度周期時間很短，可將元件看作不可修復(fù)元件，即μ=0。

考慮實際運行中負(fù)荷水平實時變化導(dǎo)致故障率隨時間變化。故本文將評估周期分成N個時間段Δt，每個時間段內(nèi)運行條件近似恒定，且根據(jù)每個時間段內(nèi)的運行條件計算元件故障率，則（i+1）Δt調(diào)度時刻元件的狀態(tài)概率如式（7）、（8）所示。

其中，P0（（i+1）Δt）、P1（（i+1）Δt）分別為（i+1）Δt時刻元件正常運行和故障失效概率；λi+1為［iΔt，（i+1）Δt］時間段元件故障率；P0（iΔt）為 iΔt時刻元件正常運行的概率。

那么：

令 t=（i+1）Δt，由式（1）—（9）可求得元件在任意t 時刻的狀態(tài)概率 P0（t）和 P1（t），則系統(tǒng)在該調(diào)度時刻的狀態(tài)概率為：

其中，PSk（t）為 t時刻系統(tǒng)處于狀態(tài) k的概率；Gk為系統(tǒng)在狀態(tài)k下故障元件集合；Pm1（t）為t時刻元件m故障失效概率；Pn0（t）為t時刻元件n正常運行概率。

2.3 實時運行狀態(tài)下的期望成本

本文主要考慮期望發(fā)電成本、期望發(fā)電機再調(diào)度耗費和期望切負(fù)荷損失，其相關(guān)成本費用計算公式參考文獻(xiàn)［6］。

（1）期望發(fā)電成本。

其中，NG為發(fā)電機總數(shù)；PGik（t）為 t時刻系統(tǒng)處于狀態(tài)k時發(fā)電機i的有功出力；FGi（·）為發(fā)電機i的發(fā)電成本函數(shù)，其計算公式如式（13）所示。

其中，ai、bi、ci為二次函數(shù)的系數(shù)。

（2）期望發(fā)電機再調(diào)度耗費。

其中，SF為t時刻可能出現(xiàn)的系統(tǒng)故障運行狀態(tài)數(shù)；FRi（·）為發(fā)電機i的發(fā)電機再調(diào)用耗費，其計算公式如式（15）所示。

其中，PGik（t）為 t時刻系統(tǒng)故障狀態(tài) k（k≠0）下發(fā)電機i的有功出力；PGi0（t）為t時刻系統(tǒng)正常狀態(tài)下發(fā)電機i的有功出力；aΔi為發(fā)電機i的再調(diào)整費用系數(shù)相應(yīng)的給定常系數(shù)。

（3）期望切負(fù)荷損失。

其中，ND為系統(tǒng)負(fù)荷母線總數(shù)；FCi（·）為節(jié)點 i切負(fù)荷的經(jīng)濟損失函數(shù)，其計算公式如式（17）所示。

其中，Cik（t）為t時刻系統(tǒng)處于狀態(tài)k時負(fù)荷母線i的切負(fù)荷量；IEARi為負(fù)荷節(jié)點i的停電損失評價率。

2.4 運行風(fēng)險評估流程

實時調(diào)度運行方式下的電網(wǎng)運行風(fēng)險評估與確定發(fā)電計劃條件下的電網(wǎng)運行風(fēng)險評估的基本方法和流程相同，主要區(qū)別是：為了求解最優(yōu)調(diào)度運行方案，實時調(diào)度運行方式下的風(fēng)險指標(biāo)采用經(jīng)濟性指標(biāo)。電網(wǎng)運行風(fēng)險評估流程如圖3所示。

圖3 運行風(fēng)險評估流程Fig.3 Flowchart of operational risk assessment

3 條件相關(guān)運行風(fēng)險下的發(fā)電調(diào)度優(yōu)化模型

3.1 目標(biāo)函數(shù)

本文的優(yōu)化調(diào)度模型以電網(wǎng)期望總成本最小為目標(biāo)，即：

目標(biāo)函數(shù)包括系統(tǒng)各狀態(tài)下的期望發(fā)電成本CCOG和故障狀態(tài)下的安全校正成本（包含期望發(fā)電機再調(diào)度耗費CCRG和期望切負(fù)荷損失CCIS），綜合考慮了電網(wǎng)運行的經(jīng)濟性和安全性。期望調(diào)度成本反映了不同狀態(tài)概率下的成本平均水平，有效協(xié)調(diào)了最優(yōu)潮流分布下的元件運行可靠性水平和調(diào)度成本。

本文模型將電網(wǎng)運行風(fēng)險評估和優(yōu)化調(diào)度決策相結(jié)合，使系統(tǒng)潮流分布和運行風(fēng)險控制達(dá)到平衡。從期望成本的函數(shù)表達(dá)式（12）、（14）和（16）可知，通過調(diào)度時刻狀態(tài)概率PSk（t）的預(yù)測，關(guān)聯(lián)了系統(tǒng)正常狀態(tài)和故障狀態(tài)的預(yù)測經(jīng)濟成本和事故狀態(tài)概率；從元件故障率計算公式（2）和故障概率計算公式（9）—（11）可知，PSk（t）考慮了不同時間段實時調(diào)度運行方式下潮流分布對元件運行可靠性的影響，以及實時調(diào)度運行方式對系統(tǒng)可靠性的影響?？梢姡疚哪Ｐ陀袡C協(xié)調(diào)了實時調(diào)度運行方式對元件和電網(wǎng)運行風(fēng)險的影響以及期望調(diào)度成本對調(diào)度優(yōu)化的影響。

由于元件運行可靠性與系統(tǒng)潮流密切相關(guān)，故本文基于交流潮流進(jìn)行建模，并綜合考慮含TCSC系統(tǒng)調(diào)度優(yōu)化模型。

3.2 約束條件

本文模型約束條件包括系統(tǒng)在正常運行狀態(tài)和預(yù)想事故狀態(tài)下所應(yīng)滿足的潮流平衡等式約束和不等式約束。

a.潮流平衡等式約束：

其中，i=1，2，…，N；k=1，2，…，NS；N 為系統(tǒng)節(jié)點總數(shù)；Gi為節(jié)點i上的發(fā)電機集合；分別為發(fā)電機m的有功出力和無功出力分別為節(jié)點i的有功負(fù)荷和無功負(fù)荷；為節(jié)點電壓為節(jié)點i和j間的電壓相角差；分別為支路i-j的電導(dǎo)和電納。

b.不等式約束。

不等式約束包括控制變量約束和狀態(tài)變量約束，即發(fā)電機有功和無功功率約束、節(jié)點電壓約束和線路潮流約束。

其中，NB為系統(tǒng)支路總數(shù)；PGm_max、PGm_min分別為發(fā)電機m的有功出力上限和下限；QGm_max、QGm_min分別為發(fā)電機m的無功出力上限和下限；Uimax、Uimin分別為節(jié)點i的電壓幅值的上限和下限；為支路i-j的傳輸功率；Sijmax為支路i-j的容量極限。

當(dāng)考慮備用機組的響應(yīng)特性時，約束集需增加正常運行狀態(tài)和預(yù)想事故狀態(tài)之間的耦合牽制約束，即：

其中，rm為發(fā)電機m的爬坡速率；為系統(tǒng)初始運行方式下發(fā)電機m的有功出力；ΔT為系統(tǒng)在t調(diào)度時段發(fā)生事故后所能容許的發(fā)電機組出力緊急再調(diào)整時間。

當(dāng)考慮TCSC的運行特性，不同數(shù)量的子模塊運行時TCSC的視在電抗范圍不同，TCSC的X-I特性曲線如圖4［16］所示，圖中視在電抗、線路電流分別為以XC、ILN為基準(zhǔn)的標(biāo)幺值，XC為TCSC標(biāo)稱容抗，ILN為線路額定電流。因此，對系統(tǒng)運行狀態(tài)k，含TCSC的電力系統(tǒng)的約束集增加約束條件如下：

式（26）、（27）分別為單個子模塊運行和多個子模塊運行時的TCSC視在電抗限制。

圖4 不同數(shù)量的模塊運行時對應(yīng)的TCSC X-I特性曲線Fig.4 TCSC X-I characteristic curve for different operating module quantities

4 模型求解

基于條件相關(guān)運行風(fēng)險的發(fā)電調(diào)度優(yōu)化模型涉及交流潮流計算和運行風(fēng)險評估，是一個非常復(fù)雜的非線性優(yōu)化問題，需要采用智能算法求解，因此，本文采用禁忌遺傳優(yōu)化算法（TSGA）對上述模型進(jìn)行求解。

禁忌遺傳優(yōu)化算法是將遺傳算法（GA）和禁忌搜索（TS）算法相結(jié)合而得出的一種混合優(yōu)化算法，即首先用遺傳算法進(jìn)行全局搜索，使個體分布在解空間的大部分區(qū)域，再從群體中每個個體開始，用禁忌搜索算法進(jìn)行局部搜索，改善群體的質(zhì)量，力圖在算法的收斂性和避免陷入局部最優(yōu)方面有較大改善［17-18］。該方法綜合了遺傳算法和禁忌搜索算法的優(yōu)點，具有較強的全局尋優(yōu)能力和局部搜索能力。在應(yīng)用禁忌遺傳優(yōu)化算法解決電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度問題時，為了簡化分析，本文直接將遺傳算法所得最優(yōu)解作為禁忌搜索的初始解。模型求解步驟如下：

a.運行狀態(tài)趨勢預(yù)測，給定系統(tǒng)未來t調(diào)度時段及需要給定的其他條件；

b.根據(jù)t時段的運行條件進(jìn)行運行風(fēng)險評估，即計算元件可靠性參數(shù)、系統(tǒng)狀態(tài)概率以及期望失負(fù)荷；

c.構(gòu)建基于條件相關(guān)運行風(fēng)險的發(fā)電調(diào)度優(yōu)化模型；

d.采用禁忌遺傳優(yōu)化算法求解模型。

算法流程如圖5所示。

5 算例分析

本文以RBTS測試系統(tǒng)［19］為例，利用MATLAB對所提出的發(fā)電調(diào)度優(yōu)化模型進(jìn)行仿真分析。

5.1 仿真參數(shù)設(shè)置

（1）系統(tǒng)計算條件。

為驗證電網(wǎng)運行方式對元件和系統(tǒng)可靠性的影響，設(shè)輸電線路的額定容量為原始數(shù)據(jù)的70%?？紤]到線路1和線路6附近負(fù)荷較大，本文選擇在這2條線路安裝TCSC。

（2）模型參數(shù)設(shè)置。

運行風(fēng)險評估模型：本文采用狀態(tài)枚舉法選取系統(tǒng)預(yù)想事故狀態(tài)，枚舉單重和雙重發(fā)輸電設(shè)備及TCSC的故障。發(fā)電和輸電設(shè)備采用兩狀態(tài)可靠性模型，而TCSC的可靠性模型見文獻(xiàn)［16］。輸電線路的Ispec、Itrip分別設(shè)為額定載流量的80%和120%，TCSC中電容元件和晶閘管元件的Ispec、Itrip分別設(shè)為額定載流量的100%和120%，元件最大故障率取為平均故障率的20倍。TCSC的故障模式、可靠性建模和條件相關(guān)故障率的計算詳見文獻(xiàn)［16］。

發(fā)電調(diào)度優(yōu)化模型：設(shè)所有發(fā)電機組為火力發(fā)電機，發(fā)電機組相關(guān)特性數(shù)據(jù)如表2所示，負(fù)荷節(jié)點的停電損失評價率取為1000$/MW，事故發(fā)生后所能容許的發(fā)電機組出力緊急再調(diào)整時間ΔT=5 min［6］。

表2 發(fā)電機相關(guān)特性參數(shù)Table 2 Parameters of generators

（3）遺傳禁忌算法：遺傳算法的群體規(guī)模取為30，交叉率取為0.85，變異率取為0.015，最大迭代代數(shù)取為50；禁忌搜索算法的鄰域規(guī)模取為30，禁忌表規(guī)模取為30，最大迭代次數(shù)取為50。

5.2 仿真結(jié)果分析

為驗證本文所建模型的有效性，本文基于交流潮流對以下幾種調(diào)度模型進(jìn)行計算分析。

Case1：基態(tài)下計及網(wǎng)絡(luò)安全約束，以最低發(fā)電成本為目標(biāo)函數(shù)，求解負(fù)荷系數(shù)為1時的傳統(tǒng)安全約束優(yōu)化調(diào)度模型。

Case2：計及單重預(yù)想事故狀態(tài)，考慮電網(wǎng)運行風(fēng)險控制影響，以電網(wǎng)期望總成本最低為目標(biāo)函數(shù)，求解負(fù)荷系數(shù)為1時的基于條件相關(guān)運行風(fēng)險的發(fā)電調(diào)度優(yōu)化模型。

Case3：同時計及單重預(yù)想事故狀態(tài)和雙重預(yù)想事故狀態(tài)，以電網(wǎng)期望總成本最低為目標(biāo)函數(shù)，求解負(fù)荷系數(shù)為1時的基于條件相關(guān)運行風(fēng)險的發(fā)電調(diào)度優(yōu)化模型。

表3給出了Case1—Case3下的發(fā)電機有功出力，表4和表5分別給出了系統(tǒng)在這3種調(diào)度方式下的期望成本和運行風(fēng)險指標(biāo)。

分析計算結(jié)果可得到如下結(jié)論。

a.系統(tǒng)期望總成本C主要取決于期望發(fā)電成本CCOG和期望切負(fù)荷損失CCIS，期望發(fā)電機再調(diào)度耗費CCRG較小。

b.由傳統(tǒng)安全約束優(yōu)化調(diào)度模型得到的調(diào)度方案，雖然期望發(fā)電成本較低，但在該調(diào)度方式下的運行風(fēng)險指標(biāo)較高，失負(fù)荷概率LOLP（Loss Of Load Probability）為 0.04178，期望缺供電量 EENS（Expected Energy Not Supplied）為 0.76817（MW·h）/h，從而導(dǎo)致CCIS較高，對系統(tǒng)期望總成本貢獻(xiàn)增加，使得該調(diào)度方式下的經(jīng)濟性和安全性偏低；基于條件相關(guān)運行風(fēng)險的發(fā)電調(diào)度優(yōu)化模型得到的調(diào)度方案與傳統(tǒng)方案相比，期望發(fā)電成本在一定程度有所上升，然而由于系統(tǒng)運行風(fēng)險的降低最終導(dǎo)致系統(tǒng)期望總成本整體減少。

表3 不同調(diào)度方式下的最優(yōu)發(fā)電機出力Table 3 Optimal generator outputs for different dispatch modes

表4 不同調(diào)度方式下的系統(tǒng)期望成本Table 4 Expected system costs for different dispatch modes$/h

表5 不同調(diào)度方式下的系統(tǒng)運行風(fēng)險指標(biāo)Table 5 System operational risk indexes for different dispatch modes

c.若基于條件相關(guān)運行風(fēng)險的發(fā)電調(diào)度優(yōu)化模型同時計及單重預(yù)想事故狀態(tài)和雙重預(yù)想事故狀態(tài)，對應(yīng)調(diào)度方式下的 EENS 為 0.60025（MW·h）/h；只計及單重預(yù)想事故狀態(tài)的調(diào)度方案下的風(fēng)險指標(biāo)為 0.62160（MW·h）/h。由此可知，計及雙重預(yù)想事故狀態(tài)后，為控制運行風(fēng)險水平需增加發(fā)電機出力。此時，雖然CCOG增大，但由于系統(tǒng)運行風(fēng)險降低使得CCIS減小，從而得到期望總成本和風(fēng)險都較低的調(diào)度方案。

為了進(jìn)一步分析不同負(fù)荷水平下調(diào)度運行方式與運行風(fēng)險的相互影響，本文采用基于條件相關(guān)運行風(fēng)險的發(fā)電調(diào)度優(yōu)化模型，分別計算了未來24 h系統(tǒng)在不同負(fù)荷水平下的最優(yōu)調(diào)度方案，并給出了第6 h、12 h、18 h和24 h的發(fā)電調(diào)度結(jié)果，如表6所示。表7和表8分別為系統(tǒng)在對應(yīng)調(diào)度方式下的期望成本和運行風(fēng)險指標(biāo)。

表6 不同時段下的最優(yōu)發(fā)電機出力Table 6 Optimal generator outputs for different periods

表7 不同時段下的系統(tǒng)期望成本Table 7 Expected system costs for different periods $/h

表8 不同時段下的系統(tǒng)運行風(fēng)險指標(biāo)Table 8 System operational risk indexes for different periods

從調(diào)度結(jié)果和風(fēng)險評估結(jié)果可知，發(fā)電機出力隨著負(fù)荷水平的變化而變化，在第12 h和第18 h，由于負(fù)荷水平較高，發(fā)電機出力增加，從而引起期望發(fā)電成本的增加，同時風(fēng)險水平也較高，期望總成本較其他時段高。

系統(tǒng)期望總成本隨時間變化曲線如圖6所示（圖中負(fù)荷水平為標(biāo)幺值，后同），由圖可知，負(fù)荷水平較低時，系統(tǒng)期望總成本主要取決于期望發(fā)電成本，但是當(dāng)負(fù)荷增加時（例如在第9 h至第21 h時間段），系統(tǒng)風(fēng)險水平增加引起切負(fù)荷經(jīng)濟損失增加，導(dǎo)致系統(tǒng)期望總成本增加，但總體增加幅度較低。由此可知，本文模型能將系統(tǒng)運行風(fēng)險控制在一定范圍，實現(xiàn)經(jīng)濟性和安全性的均衡調(diào)控。

圖6 未來24 h系統(tǒng)期望成本與負(fù)荷水平Fig.5 Expected system costs and load level for next 24 hours

表9給出了含TCSC系統(tǒng)在第6 h、12 h、18 h和24 h的發(fā)電調(diào)度結(jié)果。表10和表11分別為系統(tǒng)在對應(yīng)調(diào)度方式下的期望成本和運行風(fēng)險指標(biāo)。

表9 不同時段下的含TCSC系統(tǒng)最優(yōu)發(fā)電機出力Table 9 Optimal generator outputs of power system with TCSC for different periods

表10 不同時段下的含TCSC系統(tǒng)期望成本Table 10 Expected system costs of power system with TCSC for different periods $/h

表11 不同時段下的含TCSC系統(tǒng)運行風(fēng)險指標(biāo)Table 11 System operational risk indexes of power system with TCSC for different periods

從調(diào)度結(jié)果和風(fēng)險評估結(jié)果可知，當(dāng)系統(tǒng)安裝TCSC后，系統(tǒng)運行可靠性明顯改善，尤其是在負(fù)荷水平較高的時間段（第12 h和第18 h時間段），系統(tǒng)運行風(fēng)險指標(biāo)降低，期望切負(fù)荷損失較少，系統(tǒng)期望總成本也降低，系統(tǒng)期望總成本隨時間變化曲線如圖7所示。由于TCSC能調(diào)節(jié)系統(tǒng)潮流分布，尤其在負(fù)荷較大時，其調(diào)節(jié)作用明顯，TCSC通過調(diào)節(jié)潮流分布有效控制負(fù)荷水平較高的時間段的風(fēng)險。同時發(fā)電機出力對潮流分布也產(chǎn)生影響，故負(fù)荷波動牽制潮流、運行風(fēng)險以及發(fā)電機出力的變化，在優(yōu)化過程中會引起期望發(fā)電成本CCOG的波動，從而影響期望總成本C的變化。

圖8給出了不含TCSC和含TCSC系統(tǒng)的期望總成本隨時間變化曲線，圖9和圖10分別為對應(yīng)調(diào)度方式下的EENS和LOLP隨時間變化曲線。從期望總成本曲線和運行風(fēng)險指標(biāo)曲線可知，TCSC不僅能提高系統(tǒng)可靠性水平，還能降低調(diào)度期望成本，實現(xiàn)經(jīng)濟運行和風(fēng)險控制雙贏的調(diào)度決策。

圖7 未來24 h含TCSC系統(tǒng)期望成本與負(fù)荷水平Fig.7 Expected costs and load level of power system with TCSC for next 24 hours

圖8 未來24 h系統(tǒng)期望成本與負(fù)荷水平Fig.8 Expected cost of power system with/without TCSC and load level for next 24 hours

圖9 未來24 h系統(tǒng)EENS與負(fù)荷水平Fig.9 EENS of power system with/without TCSC and load level for next 24 hours

圖10 未來24 h系統(tǒng)LOLP與負(fù)荷水平Fig.10 LOLP of power system with/without TCSC and load level for next 24 hours

6 結(jié)論

本文基于交流潮流建立了基于條件相關(guān)運行風(fēng)險的發(fā)電調(diào)度優(yōu)化模型，將運行風(fēng)險評估和優(yōu)化調(diào)度有機結(jié)合，以協(xié)調(diào)控制調(diào)度成本和風(fēng)險代價。通過RBTS系統(tǒng)日調(diào)度優(yōu)化方案的分析，驗證了本文模型的有效性。

a.綜合考慮不同調(diào)度運行方式的電網(wǎng)風(fēng)險水平和該運行風(fēng)險產(chǎn)生的費用成本，建立調(diào)度優(yōu)化和風(fēng)險評估相互牽制的優(yōu)化調(diào)度模型。通過傳統(tǒng)安全約束優(yōu)化調(diào)度方案和基于條件相關(guān)運行風(fēng)險的發(fā)電調(diào)度優(yōu)化方案對比分析可知，本文模型能得到系統(tǒng)經(jīng)濟運行和風(fēng)險控制的最優(yōu)調(diào)度方案。

b.本文模型綜合考慮了實時運行條件對元件和電網(wǎng)運行可靠性的影響，以及不同調(diào)度方案對運行條件的影響，采用交流潮流進(jìn)行分析，調(diào)度決策方案和風(fēng)險評估結(jié)果更符合實際情況，可為調(diào)度人員提供有益的參考。

c.TCSC能靈活調(diào)節(jié)網(wǎng)絡(luò)潮流，為計及TCSC對系統(tǒng)運行條件的影響，本文模型將TCSC阻抗限制考慮到約束條件中。試驗結(jié)果表明，TCSC不僅能有效改善系統(tǒng)可靠性，還能降低調(diào)度運行成本，本文主要考慮運行過程中需要考慮的成本，對于已投資安裝TCSC的電力系統(tǒng)，能為其調(diào)度決策提供理論支撐，而對于TCSC一次性安裝投資成本應(yīng)在長期規(guī)劃中給予考慮。

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