电网安全稳定运行全过程协调防御方法

2011-04-12李碧君

电力工程技术 2011年3期

郑亮,李碧君,周霞

(1.东南大学，江苏南京210096；2.国网电力科学研究院，江苏南京210003)

随着社会用电需求快速增长，社会经济和文化生活对电力供应可靠性的依赖度和敏感度日益提高，电网安全问题日益重要。区域电网的互联提高了运行可靠性和经济性，但是电网特性变得更加复杂，局部故障的波及范围更大，一旦发生事故，调度运行人员不可避免的陷入海量数据中，难以做出快速、有效的决策。美加“8·14”大停电事故所反映出来的电网安全稳定运行技术手段不足问题，给世界各国敲响了警钟。应对事故并消除环环相扣的事故连锁反应，必须有效借助电网监控及预警能力，这是防止事故扩大化的重要手段之一[1]。电力系统安全性、可靠性单一分析手段已无法满足以市场化为背景的电力系统调度和决策管理的要求。

目前，我国已形成了以省级电网为基础的大规模跨区互联电网，省级电网的不安全因素将会危及跨区互联电网的安全稳定运行；同时跨区互联电网运行方式和输送功率的变化又影响省级电网的稳定水平[2]。随着特高压工程的建设，电网正面临着运行机理及运行特性复杂、方式变化大的困难局面。在生产运行中迫切要求整合多种监测数据源，对电网运行生产全过程给出系统运行状态的稳定性、可靠性以及相应评价的综合量化指标，从而为电网的生产管理和调度运行提供建议，保障电力系统安全、稳定、可靠、经济运行。在大电网安全稳定防御方面，国内已经开展了较深入的研究。文献[3-5]阐述了大电网综合防御系统的框架，介绍了广域测量与数据挖掘、在线稳定量化分析与控制、多道防线的优化与协调等关键技术。文献[6]从时间、空间和对象3个维度设计了安全稳定预警和决策支持系统。文献[7]介绍了大电网安全稳定综合防御系统在国内网、省级电网的应用。可以看出当前运行的防御系统其功能覆盖的最大时间区间是，从电力系统当时的运行时刻开始，到系统解列崩溃为止[8]。无法实现对电网运行生产全过程的安全稳定预警和辅助决策。

1 全过程协调防御系统功能框架

电网远期特性研究和运行方式安排，合理的日检修计划、周检修计划，正确安全的电网操作以及对实时电网安全性评估及预警预控，是电网长期安全稳定运行的保障。综合利用电网实时数据、超短期预报数据、日检修计划和周检修计划数据，构建时间梯度上全过程协调防御系统的结构体系（如图1所示），将电网预警、预控、预决策提前至电网运行检修计划安排阶段，通过量化分析手段，使电网运行稳定性和可靠性相结合，在电网检修计划安排、运行方式校核、调度运行操作及调度实时监控一连贯生产全程实现安全运行有裕度、危险状态有预警、决策处理有依据。

图1 全过程协调防御系统框架

1.1 离线研究子系统

离线研究子系统面向运行方式人员，以实时数据或历史断面数据为基础，根据需要调整网络结构和运行方式开展安全稳定计算分析，可以分析系统存在的安全稳定问题。运行方式人员通过选择关心的断面数据，借助于离线研究子系统进行详细研究，寻找系统存在静态和暂态安全稳定问题的成因；利用调整电厂出力、负荷大小、修改网络拓扑等途径，研究解决问题的根本方法，优化系统运行，提高系统安全、稳定、经济运行水平。也可以基于历史典型方式和未来方式，进行案例分析和未来电网研究分析。

（1）针对系统分析人员所关注的运行方式下某个断面或故障，进行静态稳定、静态安全、暂态稳定和动态稳定等方面的分析研究。

（2）分析历史数据，研究电网的特性和运行的机理。

（3）在详细网络拓扑基础上，评估外网故障对省级电网稳定水平的影响，提出省级电网相应控制措施。

（4）对电网集中发展、电源集中投产所引起的短路电流超限、系统稳定水平降低、断面变化等新问题、新矛盾开展专题研究，对电网结构优化提出可行的建议。

（5）针对电网开环分片运行后区域电网与系统联系薄弱的问题，通过对地区电网负荷分析及潮流、无功、短路及稳定计算分析，重点剖析网架结构上电网存在的薄弱点和安全危险点，为开环提供建议和优化方案。

（6）评估当年电网的稳定水平，对存在的薄弱环节开展网架结构加强计算，结合成本核算提供多种可行性方案，向规划部门提出电网补强建议。在此基础上，进一步开展电网2～3年规划计算校核工作，对规划项目的适应性进行计算分析并提出优化方案。

1.2 日计划和周计划校核及预警预控子系统

面向调度计划的需要，进行日、周计划检修项目的风险评估，对检修引起的输电阻塞进行预警，研究确定与检修方式配合协调的开机方式和负荷控制的要求，从而为合理安排检修提供科学依据，为分析研究检修对系统运行方式及安全稳定特性的影响提供手段，规避检修给电网安全稳定运行带来的风险。

（1）根据系统负荷预测、发电计划、区域和省间联络线交易计划等数据对日前发电和输电计划进行安全稳定评估，得出线路或输电断面的安全稳定裕度，并对出现的系统失稳进行预警，以减少电网阻塞。

（2）在日常检修计划安排中进行短路电流计算确定开机方式，避免短路电流超限。

（3）对上报检修项目开展停电风险评估，在此基础上制定日、周检修计划。

1.3 操作前安全评估与校核子系统

电网操作前安全稳定评估与校核面向调度运行控制决策的需要，在当前运行方式下，调度运行人员在下达调度命令前，针对实施调度操作后的电网，选择与电网变化密切相关的预想故障集，进行安全稳定性的定量评估。如果存在安全稳定裕度不能满足要求的情况，则发出告警；如果该项命令必须执行，则通过分析计算提出相应的预防控制建议，与该项操作配合执行，从而避免因调度命令不当带来的安全隐患。

（1）由于在电网操作过程中易诱发电网故障，为提高系统抗扰动能力，调度员可在日计划所安排的设备操作前，依据当前潮流水平在下令操作前利用“操作前安全评估与校核子系统”对该项操作任务开展操作风险评估工作；针对网络结构变化后系统潮流及稳定水平的改变，提供操作风险评估事故处理预案。

（2）结合超短期负荷预测，对可能存在暂稳或热稳问题的断面、线路提前报警。

1.4 在线安全评估与辅助决策子系统

以电网实时数据为基础，分析电网安全稳定性。对于满足安全稳定要求的断面，计算断面输电裕度；对实际存在和预想故障后潜在的安全稳定问题进行预警，并计算预防控制辅助决策措施，为调度运行人员消除安全问题和隐患提供建议。

（1）以系统当前运行方式为基础，对预设的故障集进行静态稳定、静态安全、暂态功能、电压和频率稳定性分析，评估系统阻尼特性，给出稳定裕度并按照危险程度进行排序。

（2）对失稳或接近稳定边界的故障进行告警，并在预设的控制措施空间内优化控制措施，给出控制建议，提前消除事故隐患。

（3）对电压偏移超出可接受程度的情况进行告警，并提供投切电容器、电抗器的控制措施。

（4）计算实时的断面功率极限，并与实际断面功率进行比较，按照危险程度进行排序，并给出相应的严重故障；对超过或接近断面功率极限的情况进行告警，并在预设的控制措施空间内优化控制措施，给出控制建议；对于未达输送极限的断面，给出提高输送功率的建议。

（5）进行网络拓扑分析，对与主网以薄弱断面相联的区域电网进行辨识，提示告警信息。

（6）以系统当前运行方式为基础，进行短路电流计算，与开关实际遮断容量进行比对，按照短路电流数值进行排序，对越限的情形进行告警；依据短路电流计算所得出的机组灵敏度向调度员提供停机等控制措施。

（7）针对开环后地市220 kV电网与主网联系薄弱的问题，评估孤网运行的风险。

2 河南电网4级梯度预警预控系统的实施

河南电网安全可靠运行4级梯度预警预控系统是电网安全稳定运行全过程协调防御思想在河南电网的具体实施。把预警预防的范围在时间尺度上进行了扩展，对运行和检修计划的安排和完善运行方式的调整策略提供决策支持；并将电网协调防御系统的应用领域从实时预警及辅助决策、离线研究扩展到电网操作前安全校核和计划安全校核。系统体系结构如图2所示，实时安全评估与控制决策子系统、电网操作前安全评估和校核子系统、周日计划校核及预警预控子系统部署在安全Ⅰ区，离线研究子系统部署在安全Ⅲ区。系统通过网络与EMS系统、计划系统等外部系统互联。

图2 河南电网4级梯度预警预控系统结构

2.1 系统总体目标

（1）构筑4级梯度预警预控系统平台，在线跟踪河南电网的实际工况，实现电网安全稳定性的可视化监视和在线辅助决策；能够应调度运行人员的要求在电网操作前对操作后的电网，以及应调度计划和运行方式人员的要求对日检修计划、周检修计划进行安全稳定和可靠性校核，系统主要逻辑及功能信息流程如图3所示。

（2）建设系统数据平台，实现对电网实时数据、超短期负荷预报、发电计据、检修计划、临时检修、外网准时实时数据的综合应用。

（3）建设实时安全评估与控制决策子系统实现以下主要功能：

①实际过载监视；

②电压模式分析；

③小扰动稳定分析；

④静态安全评估；

⑤暂态安全稳定评估；

⑥动态稳定评估；

⑦网络薄弱性评估；

⑧孤网频率安全评估；

⑨在线短路电流评估；

图3 河南电网4级梯度预警预控系统信息流程

⑩预防控制辅助决策和紧急控制策略优化。

（4）建设电网操作前安全评估和校核子系统实现以

下主要功能：

①静态安全评估；

②暂态安全稳定评估；

③预防控制辅助决策。

（5）建设周、日计划校核及预警预控子系统实现以下主要功能：

①静态安全评估；

②暂态安全稳定评估；

③在线短路电流评估；

④预防控制辅助决策。

（6）建设离线研究子系统实现实时系统的计算功能的离线应用。

（7）实现分析计算结果的三维可视化表达。

2.2 系统实现的关键技术

2.2.1 模型重建技术

1级梯度电网安全稳定预警预控系统要成功运行，首先要正确建立合适的电网模型，这涉及3个方面工作：（1）通过状态估计建立内网的实时网络模型；（2）接入外网动态计算的全模型，对外网潮流进行调整，使之和内网潮流匹配；或者使用外网的动态等值模型，进行内外网边界状态量匹配；（3）将内网实时模型和外网模型合并，得到完整的电力网络潮流模型。解决方法如下：（1）内网的状态估计和不良数据辨识；（2）外网数据调整考虑联络线有功和边界点电压约束。采用等比例调整与根据外网调整点有功注入灵敏度二次规划调整相结合的方法调整联络线有功功率；根据灵敏度选择调整节点，利用二次规划法调整外网负荷节点的无功负荷，以满足边界节点电压约束。（3）将内网计算数据和模型与调整后的外网数据和模型合并，得到可用于安全稳定分析计算的华中电网模型数据。

2.2.2 基于多数据源的日计划和周计划生成方法

日预报潮流计算根据数据库中第2d96个数据点的检修计划、负荷预测以及联络线传输计划信息，预测出内网第2d96个预报点的潮流分布。解决方法：通过读取负荷预测和发电计划进行网络注入修正；支持检修态的计算，通过读取检修计划进行网络拓扑修正；从而形成1个可计算的潮流模型，并且通过潮流调整，使得预测态潮流模型满足联络线计划。与实时系统不同的是，由于外网相应数据点的潮流数据无法获得，外网实时数据又与第2d的潮流分布误差过大，因此不进行网络模型合并计算，但需要调整内网潮流，使得其满足联络线计划。

周预报潮流计算数据生成方法与日预报潮流计算数据生成方法基本相同。

日、周计划潮流生成技术需要计划系统支持，检修计划、负荷预测以及联络线传输计划数据的充裕度和准确性对日、周计划潮流准确性影响较大。

2.2.3 开放、灵活的集群计算平台

河南电网安全可靠运行4级梯度预警预控系统的功能范围涵盖实时安全评估、操作前安全评估和日、周计划校核等多个时间域，分析的安全稳定特性包括暂态、静态和动态全过程，安全稳定分析计算量巨大，时效性要求高。需要采用分布式集群计算平台支撑并行计算。

电力系统分析计算专用并行计算平台由若干计算机（节点）通过网络连接的计算机群和相应软件组成。从计算参与角色而言，节点可分为管理节点和计算节点，管理节点1个实例，计算节点可有若干个实例；分布式并行管理平台侦测到管理节点因故障退出运行后，计算节点中的1台自动升级成管理节点，继续进行分布式计算；计算节点退出运行后，系统降阶继续运行，从而实现多机热备功能。系统增加节点时，将自动增加为计算节点。

2.2.4 三维可视化技术

采用三维可视化的表达方法，快速、高效和直观地表达电网中的数据，以便调度员迅速识别出当前系统电压和潮流分布的概况、不同地区或厂站电压问题的严重程度，从整体上把握电网的电压和潮流分布情况。

针对与电压和潮流相关的数据，实现了三维柱状图、三维曲面图、三维管道图和三维箭头图等多种各有特点的表达方式。其中三维柱状图适用于点数据（例如厂站电压、区域无功裕度等）的可视化表达；三维曲面图适用于物理量在整个空间的总体分布情况的可视化表达（例如厂站电压）；三维管道图适用于无方向的线路数据（例如线路损耗）的可视化，也可用于有方向线路数据（如有功潮流）的可视化表达。