特高压互联电网一体化监视和故障协同处置方案及应用

闪 鑫, 王轶禹, 金一丁, 武 力, 江叶峰, 陆进军

(1. 南瑞集团(国网电力科学研究院)有限公司, 江苏省南京市 211106; 2. 国电南瑞科技股份有限公司, 江苏省南京市 211106; 3. 智能电网保护和运行控制国家重点实验室, 江苏省南京市 211106; 4. 国家电网有限公司国家电力调度控制中心, 北京市 100031; 5. 国网江苏省电力有限公司, 江苏省南京市 210024)

0 引言

特高压电网是支撑中国能源变革的重要手段,是促进清洁能源远距离输送和大规模消纳的关键。目前中国已形成世界上规模最大的特高压交直流互联电网,预计2017年国家电网特高压跨区输送功率将超过90 GW,2018年底华东电网直流馈入功率将接近70 GW,接近其最大负荷的三分之一,运行特性十分复杂,电网送受端、交直流之间耦合日趋紧密,系统运行呈现许多新特点[1-4]。以往的调度自动化系统在支撑特高压电网一体化监视和故障协同处置方面尚存在以下不足之处[5-6]。

1)特高压直流运行涉及国家电力调度控制中心(简称国调中心)、送受端分中心及省调等多级调控中心,客观上要求整合特高压电网送受端及沿途省市调控中心数据,实现对特高压电网的一体化运行监视。以往的调度自动化系统需要通过数据点表、层层转发的方式进行数据汇集和展示,数据传输的及时性和数据自身的一致性难以得到有效保障,同一画面不同调度端数据展示不一致的问题时有发生,影响调度员实时监控与分析决策。

2)特高压直流故障波及面广,故障影响全局化特征凸现,直流换相失败或单双极闭锁,其引发的暂态能量冲击和大功率缺额,将导致全网范围内跨区跨省交流断面输送功率和电压的大幅波动,严重影响电网安全运行。以往调度自动化系统中基于本地的告警数据无法准确定位扰动源和波及范围,调度故障处置措施的一致性难以保障,需要实现对扰动源和波及范围的在线分析与定位,提升各级调度对电网故障的同步感知和协同处置能力。

3)特高压直流输送功率大,一回或多回失去将造成大量功率缺额,对受端电网安全防线造成严重冲击,极端情况下需要短时间内切除上百万千瓦的负荷,以保障电网安全运行。以往离线计算、串行控制的故障处置模式已不能适应特高压直流故障处置的业务要求,缺乏协调发电负荷、兼顾控制代价和公平性、多时间尺度下的在线优化控制策略和快速协同并发控制技术,亟须协调发电、负荷等可控资源,进行优化控制策略的在线计算和快速协同控制,以提升调度故障处置能力。

本文立足于调度实时运行控制层面,聚焦于通过对现有智能电网调度控制系统(下文简称D5000系统)的优化完善,实现多级调度中心间纵向、横向的信息灵活交互,同时以信息整合为基础,开展特高压运行状态同景监视、故障协同诊断、预案联合执行,以及源网荷协调控制等技术的研究与应用,以支撑特高压电网的一体化监视和故障协同处置。

1 总体设计思路和功能要求

1.1 设计思路

以现有D5000系统统一平台为基础,整合特高压直流送受端电网关键设备量测、外部气象环境、设备缺陷、计划检修等多维度数据,通过广域图形浏览,实现多级调度间特高压电网运行工况的一体化同景监视;建立国分省多级调度故障协同处置架构,通过故障协同诊断、多屏联动展示、预案联合执行等方式,实现特高压故障下多级调度间的协同处置;协调源网荷等可调资源,通过优化控制策略在线生成和并发控制,实现故障后的快速恢复。

1.2 总体框架

特高压互联电网一体化监视和故障协同处置总体框架如图1所示,主要包括一体化运行监视和故障协同处置两部分。首先通过对多维度数据的融合,感知电网当前运行状态和未来发展趋势,其次在发生特高压直流故障时,自动定位故障设备并推送到特高压直流送受端及相关调度中心,进而根据故障处置预案的控制目标,协调国分省发电负荷等可控资源,建立多目标的优化控制模型,通过分解协调的方式在线计算控制策略,同时根据可控资源的所属调控权限,将控制策略下发到各级调度中心,在人工确认后,最后通过自动发电控制(AGC)、自动电压控制(AVC),以及负荷批量控制等手段进行快速闭环控制。

图1 特高压互联电网跨区协同处置整体框架Fig.1 General framework of trans-regional cooperative disposal of UHV interconnected power grid

1.3 主要功能

1)一体化运行监视。一体化运行监视是在现有D5000系统稳态监控、图形展示和远程浏览等功能的基础上进行深化完善[7],通过整合特高压直流、送受端近区交流系统电网运行工况、特高压输电走廊外部环境、风电光伏出力预测、发电计划、负荷预测信息,实现对特高压直流当前运行状态评估和未来趋势分析。其核心是广域图形编辑及浏览技术,即国分省各级调度按照一次设备调度管理权限,进行特高压直流监视画面的分布编辑、全网共享、同景监视。与以往调度自动化系统图形编辑与浏览方式不同的是,广域图形浏览技术有两大特点:一是画面中的数据根据其数据采集来源,直接定位并访问源端系统数据库,而无需将数据采集到本地系统再进行展示,保证了监视数据的一致性;二是画面在一个系统中绘制,然后自动同步到相关系统中,保证各级调度监视画面的一致性。

具体来看,特高压电网一体化运行画面分为两个层级,即国分调层级和省调层级。国分调层级重点展示特高压直流运行状态、送受端近区交流网架、送端电网机组可切量、受端电网负荷可控量等特高压主网架关键信息;省调层级重点展示省间联络线、直流近区主要电厂、省市负荷可控量等信息。国分调层级监视画面和省调层级监视画面通过链接方式进行切换,采用上述方式的好处是实现了监视画面风格和样式的一致性、数据更新的一致性,最大限度地保障了各级调度对特高压电网运行工况的同景监视,为后续协同处置提供了重要支撑。

2)故障协同处置。故障协同处置是在现有D5000系统综合智能告警、辅助决策和AGC等功能的基础上深化完善[8-9],主要包括故障协同诊断、预案联合执行和源网荷协调优化三部分。故障协同诊断是协同处置的基础,通过跨系统间故障信息的实时推送、事件整合和扰动源定位等技术,实现电网的一点扰动、多点告警,感知电网运行状态的变化。预案联合执行是协同处置的关键,国分调统一编制特高压直流故障预案,对预案中的故障设备、执行步骤、执行主体、控制目标、控制效果、执行状态等主要信息进行对象化建模,预案编制完成后通过调度自动化系统分发到相关调度中心,实际发生故障后,自动弹出预先编制完成的故障处置预案,并按照步骤执行,每执行完成某一步骤后,将执行状态同步到其他调度中心,该方式的好处是确保特高压直流故障后各级调度处置目标的一致性、处置状态的同步感知,提升协同处置效率。源网荷协调优化包括控制策略的配合和控制方式的协同两个层面,控制策略配合包括各级调度之间的配合,各种可控措施(发电、负荷、电网)的配合,控制方式的协同是按照设备调度管理范围进行分级控制。

2 关键技术

2.1 广域图形浏览技术

为了实现同一场景监视的一致性,即图形的一致性和数据的一致性,需要建立跨系统间的图形同步机制,实现画面的源端维护、广域共享,通过对远程数据的资源定位和广域快速访问,实现同一画面不同来源(本地和远程)数据的集中监视和高效调阅,支撑国分省多级调度对特高压电网运行状态的同景监视。

首先在数据一致性方面,图形浏览时根据画面中设备所属区域信息实现数据分类请求和刷新,设备所属区域信息在画面编辑过程中可通过数据测点的关联得到,若画面编辑时测点关联本地数据库,则设备所属区域为本地,否则为其他区域。在数据请求过程中,若设备所属区域信息为本区域信息,则默认数据来自于本地数据库,若为外部区域则根据该属性内容到指定调度中心系统获取对应的实时数据,数据刷新客户端以区域为单位组织封装数据,通过广域代理服务向各区域发送数据请求,各调度中心获取响应后向画面推送数据刷新画面数据值、颜色和状态[10]。目前国分省调度中心间的数据网基本上均为千兆网络,远程数据访问时间在1～2 s范围内,同时广域画面中的数据刷新采用变化数据刷新机制,同一时间内刷新的数据点非常少,且只在图形浏览时才进行远程数据的访问,因此数据的实时性和对网络带宽的占有量,均能够满足调度实时监控业务的要求。

其次在图形一致性方面,为了实现图形文件本身的广域共享,利用D5000系统提供的广域文件服务,在画面编辑完成后,可指定需要同步的其他调度中心,广域文件服务则将图形文件发送到指定的调度中心,接收端的调度中心在接收到图形文件后,自动存储到文件服务器上,后续即可进行图形浏览。

2.2 故障协同诊断技术

目前D5000系统的综合智能告警功能虽然实现了设备故障的在线诊断与告警,但总体上还是面向单一设备故障的告警[8]。对于引言中所述的特高压直流故障引发的跨区跨省联络线功率波动的相继事件,以往各个调控中心仅依靠本地调度控制系统的信息将无法定位故障的源头,进而影响故障处置效果,极端情况下可能导致故障的误判。

解决上述问题的关键,首先需要实现不同调度中心间告警信息的灵活推送,即各调度中心可根据运行经验,对可能影响本网运行的外部故障进行告警订阅,即故障的感知;其次,在感知的基础上,采用基于事件链的专家规则库,分析判断引发相继故障的扰动源,实现扰动源的在线定位。

在故障告警订阅推送方面,如图2所示,调度机构A通过告警订阅客户端工具,采用广域服务总线将订阅的设备故障信息发送到调度机构B,可以以厂站、设备及电压等级等组合的方式进行订阅,调度机构B的订阅服务在接收到告警订阅信息后,将订阅信息存入数据库中,并将订阅结果返回给调度机构A,从而完成设备故障告警的订阅流程。当调度机构B的电网发生设备故障后,其告警推送服务根据告警信息和被订阅情况,通过广域服务总线,将故障告警发送到其他订阅调度机构,实现设备故障实时推送。

图2 设备故障告警订阅Fig.2 Equipment fault alarm subscription

在故障告警订阅推送的基础上,进一步对外部故障告警、本地电网扰动等相关告警信息进行整合,采用基于事件链的专家规则库,即可对扰动源定位,如图3所示,分为扰动源、引发后果及校验规则三项。扰动源描述事件的起源,可以是某一类型的故障(如交流线路故障、直流闭锁等),也可以是具体设备的故障(如锦苏直流双极闭锁);引发后果描述扰动源可能产生的后果,如断面功率波动、电压突变等;校验规则是对引发后果的相关校验,以避免误判。例如:交流设备故障为扰动源,直流换相失败为引发后果,校验规则为直流近区电压突变。每个单独的规则可通过扰动源和引发后果建立对应关系,从而形成多个规则的递推分析判断,最终定位相继故障的扰动源。

图3 基于事件链的专家规则库Fig.3 Event chain based expert rule base

结合历史上实际发生的特高压直流跳闸引发的相继故障为例,对故障协同诊断算法进行了验证,具体见附录A。需要说明的是,目前专家规则库的设置主要是根据调度运行经验和离线仿真分析的相关结论,对典型故障引发的相继故障形态进行定义,实际应用后定位准确度较高,能够满足调度实用的要求。

2.3 电网故障信息整合及多屏联动展示技术

特高压直流大功率输送情况下的单/双极闭锁将对送受端电网造成严重冲击,送端电网稳控装置切机、受端电网频率大幅跌落、断面过载、电压波动及潮流大幅度转移,以往调度控制系统缺乏对上述信息的集成展示,相关告警信息分布在不同的监视画面中,调度员需要同时切换多幅画面才能掌握故障后的电网运行状态,严重情况下可能造成告警的漏处理,增加了故障处置压力。

需要对现有调度控制系统故障告警推图方式进行优化完善:一是整合特高压直流故障前后的电网运行关键信息,实现调度对故障前后电网状态变化、主要薄弱点的快速感知;二是利用调度多屏监视的特点,根据调度故障处置监视的内容,自动在各个监视屏幕上弹出相关画面,提高故障处置效率。

在关键信息整合方面,以故障设备为对象,用户可定义该设备故障下需要监视的内容,例如送端电网机组安控装置切除机组台数及功率,受端电网系统频率、故障前后关键断面潮流和重要厂站电压的变化情况、水电及抽蓄机组快速启停状况等信息,在实际故障后根据故障设备和自定义监视对象、监视内容,自动从调度控制系统中提取相关信息,以表格的形式集成展示上述信息,同时根据用户定义的告警门槛进行闪烁和着色,便于调度清晰直观地掌握特高压故障对电网造成的冲击,解决了以往数据零散造成监视不便的问题。

在多屏联动展示方面,可自定义调度左、中、右三屏需显示的画面名称,例如特高压直流故障,左屏定义电子化故障预案、中屏定义特高压直流协同监视画面、右屏定义关键信息整合画面,在实际故障情况下,根据故障设备自动搜索该设备对应的电子化故障处置预案,在线形成关键信息整合画面,并同时在调度席位的左、中、右三屏进行推送展示。通过故障关键信息的整合和多屏联动展示,实现了故障处置信息的需则可知,避免了以往调度人工查找的繁琐过程,有利于提高故障处置效率。

2.4 电子化故障预案

故障预案是调度故障处置的重要依据,目前故障预案是文本格式、非结构化数据,在执行过程中需要人工查找,并根据预案内容逐一核对与实施,自动化程度不高,特别是在特高压直流故障下,国分省各级调度需根据预案进行联合处置,各级调度执行到每一阶段都需要跟踪反馈,以便开展下一阶段处置工作。现有文本方式的故障预案已不能满足上述要求,需要建立电子化的故障预案,通过对处置内容、执行步骤、执行状态的对象化建模,以支撑多级调度间的预案联合执行。

电子化故障预案的核心是建模,故障预案的模型包括故障设备、故障前运行方式、处置阶段、执行主体、动作步骤、执行结果和执行状态等要素,如图4所示。

图4 电子化故障预案模型Fig.4 Model of electronic fault disposal plan

故障设备描述该预案对应的故障设备名称;故障前运行方式是描述发生故障之前的电网运行方式,例如特高压直流输送功率、直流送端相关电厂开机方式等信息,以校验预案的可用性;处置阶段描述故障处置的过程,例如故障发生时、故障后15 min或30 min等,每个处置过程对应不同的处置目标,即预案中的动作步骤;执行主体描述负责执行的调控中心名称;动作步骤描述各处置阶段下的处置目标,每个执行主体对应各自的动作步骤;执行结果是描述动作步骤的实际执行情况,即根据调度控制系统的实测数据展示执行效果,在故障预案编制过程中,可将反映执行结果的相关数据测点同调度控制系统中的量测点或计算点进行关联对应,这样在预案执行过程中即可清晰直观地掌握每一步骤的实际执行效果,而不用调度员在系统中进行数据的检索和查询;执行状态用于各执行主体在每个处置阶段、每一动作步骤执行完成后进行标注,同时将该状态同步到其他协同处置的执行主体,从而实现故障处置全过程各执行主体的同步感知,便于及时掌握各级调度的故障执行情况。

特高压直流故障电子化预案编制在国调中心三区的协同管理平台,各分中心和省调登录该系统进行联合编制,预案编制完成后同步到国调中心一区的D5000系统,然后通过广域文件服务将预案发送到下级相关调控中心,从而完成预案的编制和流转。实际故障发生时,各级调控中心在接收到特高压直流故障告警后,根据故障设备在线搜索故障预案,通过2.3节所述的多屏联动展示技术,自动弹出电子化故障预案,并根据预案处置步骤进行多级调度间故障预案的联合执行。

2.5 源网荷协调控制技术

特高压直流闭锁将造成受端电网大量功率缺额,频率大幅跌落、关键输电通道断面过载、系统旋转备用不足等问题相互交织,受控对象面广量多、控制时间紧迫,控制难度显著增大,需要建立源网荷协调控制的整体架构[11-13],如图5所示,综合利用发电、负荷及电网等可控资源,针对频率恢复、断面过载消除及备用容量恢复等控制目标,采用不同的控制策略和控制模式,辅助调度进行故障快速恢复。需要说明的是,本文定位于通过调度控制系统进行恢复控制,因此是在系统保护(包括直流调制、抽蓄切泵、精准切负荷)、稳控装置,以及低频低压减载等安全自动装置动作后的稳态控制[14-15],是秒级、分钟级时间尺度下的控制。

1)频率恢复控制。频率恢复是大功率缺失后的首要控制目标,首先在控制策略方面,一是要充分调动各类发电可控资源,包括常规机组、抽蓄机组及水电机组等,最大限度地支援频率快速恢复;二是在频

图5 源网荷协调控制Fig.5 Coordination control of “generator-grid-load”

率恢复过程中机组出力大幅调整可能加重断面的过载,需要采用计及安全约束的频率恢复策略[16],即根据机组对断面的灵敏度,对频率恢复过程中加重断面过载的机组调整方向进行限制,以避免上述问题。其次在控制方式上,由于控制时间紧、受控对象多(以江苏电网为例,AGC机组超过200台),需采用自动化的控制方式,一是通过AGC控制模式自动切换(一键RAMP或一键AUTOR)[17],修正机组控制目标;二是对抽蓄机组工况转换进行远方控制,以提升控制效率,最大限度地缩短控制时间,实现频率控制快速响应。

2)断面过载控制。相比较以往的断面过载控制,由于直流输送功率较大,其闭锁后单纯依靠发电可能无法完全消除断面过载,必要情况下需要通过负荷控制的方式以消除断面过载[11]。断面过载控制策略计算包括两个阶段,首先通过调整发电的方式进行断面过载控制,进一步可根据过载情况,再通过切除负荷的方式进行控制,以实现发电、负荷的协调控制。

在负荷控制方面,考虑到目前省地两级的调度管理模式,即220 kV及以上电压等级的设备调度管辖权在省调,110 kV及以下电压等级的设备调度管辖权在地调,因此在负荷控制策略计算上宜采用省地两级分解计算的模式,同时目前省级电网在运行中一般采用220 kV电网分区运行模式,即省调以分区电网为对象进行监视控制。基于上述分析,省地两级负荷控制策略的计算模式如下：省调侧计算对象为分区电网、地调侧计算对象为具体负荷(如10 kV线路),省调侧首先计算出消除断面过载情况下各分区电网需要控制的负荷总量,然后将分区负荷控制总量下发给各地调,各地调根据负荷控制总量,结合拉限电序位表、设备可控状态、受控次数等信息,得到最终的负荷控制对象。

在分区负荷控制总量计算过程中,需要考虑分区负荷控制的公平性和经济性,公平性即要考虑各分区负荷水平,避免单纯依赖分区负荷对断面灵敏度造成单个分区负荷控制过多、影响面大的问题;经济性方面需要考虑控制成本的代价,避免单纯按照分区负荷水平分配造成负荷过控。因此,需要建立协调公平性和经济性的分区负荷控制模型,在求解过程中采用连续潮流和线性规划相结合的计算方法,首先根据分区负荷占比系数,采用连续潮流得到消除断面过载的分区负荷初始调整策略,然后在此基础上采用基于分区负荷灵敏度的线性规划算法,对分区间负荷占比系数进行区间约束,以避免对单一分区或地区负荷控制过多,并进一步优化求解,得到最终负荷控制策略。采用省地分解计算的模式,既避免了在负荷控制计算过程中需要省地全网模型的问题,有效降低了计算规模,提高了计算速度和鲁棒性,又能够适应目前省地两级调度管理模式的要求,较好地满足了实际工程的需要。

此外在负荷控制过程中,应采用省地协同的负荷并发控制,缩短大批量负荷的控制时间[18],之前相关论文在此方面已有详细阐述,本文不再细述。

3)备用容量恢复控制。应综合利用省市间联络线功率支援、燃气机组快速启停等手段,进行备用容量的恢复[19-21]。在联络线支援方面,应按照全网备用共享原则,考虑断面输送能力、系统备用水平等约束条件,以恢复备用容量为目标,求解功率缺额在各区域的分摊方案,对省市间的联络线输送计划进行优化调整,以实现全网备用容量的优化,避免单一省市备用不足引发的拉负荷限电。在燃气机组快速启停方面,利用燃气机组在温态快速启停的优势,进行机组开机计划的安排,以提升系统备用容量。

3 工程实践

基于上述研究成果开发的特高压互联电网跨区协同处置软件已在国调、华东、华中、西北,以及四川、新疆、江苏、上海、浙江等十余个特高压直流送受端调度中心部署应用。软件实现了国分省多级调度对特高压直流运行状态的一体化监视和故障协同处置。

特高压直流正常运行时,调度员通过特高压直流协同运行监视画面(见附录B图B1),实时监视特高压直流线路及其近区交流电网的运行状态。图中的量测数据通过远程数据服务自动定位数据来源,例如图中展示的送端交流电网量测数据,即通过远程数据服务方式直接访问四川省调系统对应的数据点,避免了以往数据层层转发延时长、一致性无法有效保证的问题,直流线路上的可视化图元展示了特高压直流输电走廊沿线气象环境,通过该画面国分省多级调度中心可实现对特高压运行环境的同步感知和运行状态的同景监视。

特高压直流故障情况下,国调中心在线诊断出故障设备,并根据故障订阅情况将告警信息同步推送到相关调度中心;同时国调及相关调度中心根据故障信息,触发故障信息整合和多屏联动展示(见附录B图B2),左屏展示联合故障处置预案、中屏展示特高压直流运行协同监视画面、右屏展示故障简报及关键量测整合信息。如3.3节所述,上述告警推送、信息整合和多屏联动展示机制,实现了故障设备的快速定位和同步告警、波及范围的全局感知,显著提升了故障情况下国分省多级调度的协同处置水平。

在故障处置过程中,国分省各级调度根据事先编制的电子化故障处置预案(见附录B图B3),按照预案中每一阶段的处置要求,进行有针对性的故障处置,并将处置完成后的状态同步到其他调控中心,确保特高压直流故障后国分省多级调度间故障处置的一致性,有利于电网的快速恢复。

4 结语

随着特高压交直流电网的建设,电网运行特性已发生显著变化,调度实时运行控制难度日益增大,以往调度控制系统在支撑特高压电网实时监控方面尚存在不足之处。本文在D5000系统的基础之上,针对特高压交直流电网一体化运行监视和故障协同处置的业务需求,提出了特高压互联电网跨区协同处置的总体目标和架构,并对其中的主要功能和关键技术进行了介绍和分析。总体来看,本文在特高压电网实时监视控制方面仅仅做了初步尝试和得到了阶段性成果,后续仍有一些关键技术尚待突破。

1)电网一体化运行特性的凸显,客观上要求基于全网模型数据进行分析计算和最优决策,目前基于本地模型数据的分析计算模式已不能适应电网发展的要求。本文只是实现了数据浏览的全网共享,后续需要基于云技术实现全网模型和实时数据的高速汇集,建立基于全网模型数据的分析决策云中心,以支撑特高压电网的一体化运行。

2)故障形态日趋复杂,特别是交直流电网交互影响的机理有待进一步研究深化。本文在协同诊断专家规则库的建立方面主要还是依靠调度运行经验和离线仿真结论,对于重大运行方式变化情况下的相继故障可能存在无法适应的问题,需要进一步完善在线稳定分析功能,强化相继故障的在线分析能力,并在此基础上结合在线稳定分析的相关扫描结果对专家规则库进行自适应修正和补充完善。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

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