应对严重自然灾害的省级高压网架增强辅助策略

2022-06-06马晨霄戴则梅胡超凡罗玉春王毅张小聪闪鑫

电力建设 2022年6期

马晨霄，戴则梅,3，胡超凡，罗玉春,3，王毅,3，张小聪，闪鑫,3

(1.南瑞集团(国网电力科学研究院)有限公司，南京市 211106；2.国电南瑞科技股份有限公司，南京市 211106；3.智能电网保护和运行控制国家重点实验室，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.国网浙江省电力有限公司，杭州市 310007)

0 引言

省级高压网架存在电压等级高、传输容量大以及地理跨度远等特点[1-2]，随着交直流混联电网的发展以及分布式能源、储能等新型能源的接入，高压网架重要程度更甚，其一旦发生故障将造成严重的电力与经济损失[3-5]。与此同时，全球气候问题造成的严重自然灾害在近年频发，尤其以夏季台风、水灾等对省级高压电网安全稳定运行带来的风险与考验为最[6-7]，而传统的经验调度已难以适应严重灾害发生前后电网不确定性与非连续性的状况，亟需准确而有效的调控决策方法辅助灾时电网调度[8]。

针对上述状况，国内外学者提出“电网韧性”一词[9-11]，旨在建设能够抵御灾害、应对各类故障并快速恢复的新型电网。当前对于配电网的故障处置方法研究较多，文献[12]提出一种二次负荷转供方案，首先以停电负荷快速恢复为目标进行一次转供，然后针对后续薄弱环节进行二次转供优化电网运行；文献[13-14]充分考虑网络中分布式电源出力，针对灾害条件或严重故障状况，进行孤岛划分与快速重构相结合的策略保障供电。但上述研究主要基于辐射状配电网络，对省级高压网架韧性增强策略研究较少。

文献[15-16]将电网运行状态的动态变化纳入考虑，分别基于泰尔指数和静态安全裕度构建脆弱线路有效评估方法；文献[17]结合数据与模型驱动技术，建立一种台风灾害下的输电线路失效预测方法。文献[18]提出一种电力系统连锁事故链模型与仿真算法，旨在提前甄别恶劣天气下电网的薄弱环节与故障传播途径。上述研究都能够有效辨识或预测出电网风险与故障状况，但没有给出进一步的预防补救与处理措施。

综上所述，为预防严重灾害对省级高压电网产生过大影响，降低灾害引起的电力经济损失，本文提出一种侧重电网网架的韧性增强策略。通过对故障前后多个时段电网运行方式与状态分析，搜索其中薄弱运行环节，并针对薄弱运行环节给出相应的热备线路投运、母联合环两种辅助控制决策，代替仅仅依靠调度员经验与人工操作故障处理方式，以解决目前交流设备相继故障前后态势评估能力不足、协同处置效率较低的问题。

1 台风灾害及电网处置策略

1.1 台风“利奇马”影响情况

近年来，我国频繁遭受诸如台风“烟花”、郑州暴雨水灾等严重自然灾害，电网网架也遭受极端考验。其中，以2019年8月在台州温岭登陆的9号台风“利奇马”给浙江电网带来的影响尤为严重[19]。“利奇马”中心最大风力达到16级，先后穿过台州、金华、绍兴、杭州和湖州多个地市，且在浙江省内滞留持续时间长达20 h，台风强度大、范围广且持续时间久，给各类电力设备的运行造成较大的损害与挑战，也给检修人员的工作带来极大的困难。

从负荷状况来看，台风时期由于电网网架与各类设备受损，当天负荷下降严重，包括由于故障引起的大面积停电与调度部门为维持电网安全运行而主动切除的负荷。台风当日与前后两日浙江电网调度口径的最大最小负荷状况见表1。

表1 台风前后浙江电网负荷状况

可以看出，浙江全省调度最大负荷在台风登陆当日由正常水平约7 500万kW降至5 158万kW，在台风登陆前两日，降幅高达30.8%。台州作为台风登陆地受灾最为严重，图1为台风期间台州的负荷变化，其最大负荷由台风登陆前的506万kW降至163万kW，降幅更是达到67.8%。可见，台风自然灾害严重影响了用户的正常工作生活。

图1 台风期间台州负荷变化

而对于电网网架而言，省级电网架设高度高，跨度大，在台风天气中极易受到影响与破坏，造成关联设备故障与失电。台风“利奇马”对浙江电网高压网架造成的影响状况见表2。

表2 台风对浙江高压网架影响

台风造成省级网架500 kV和220 kV设备频繁跳闸，高压线路与变电站的频繁停运失电，进一步造成电网运行方式极端薄弱，风险加剧。在500 kV网架中仍一度出现塘岭变、柏树变、麦屿变、玉环电厂只剩下500 kV浦塘5473线和220 kV君燎2Q48线的“两线四站”薄弱方式。另外在220 kV网架更是发生“一线馈供六站”，即岭泽4341线一条线路供电220 kV泽国变、白枫变、桔乡变、巨峰变、剑山变和台牵变6个变电站的极端薄弱运行方式，给电网运行造成极大的安全隐患。

1.2 源网荷各侧处置策略

高压电网的故障后安全运行涉及发电、负荷、电网三者之间的协调控制，其整体思路如图2所示。在发电侧通过自动发电控制快速恢复电网频率，并针对其他电源特性调节优化电网运行状态；在负荷侧，当系统备用不足或通过调整机组出力无法消除设备越限时，需要通过切负荷措施，保障电网的安全运行；在电网侧，则可以通过线路试送与开关的停运投运来进行故障隔离与运行方式的调整优化。源网荷三侧的手段相辅相成，最终达到最大程度的预防故障并减少故障停电损失的目标。

图2 源网荷协同处置框架

1)电源侧。在灾害来临前需要有计划地安排一定量的常规机组调停，水电厂提前削落水库水位。灾时首先针对故障发生后的功率变化，第一时间采用自动发电控制对优先级较高响应较好的可控机组进行处理调整，保证大电网频率稳定；然后根据后续电网运行态势，以及分布式能源的发电预测，进一步决定抽水蓄能机组的起停与储能电站出力计划，以处理故障引起的局部越限，保证电网电压稳定。灾后根据电网网架与设备抢修程度逐步恢复正常发电方式，保障用户负荷正常供电。

2)电网侧。首先为增强电网网架的响应程度，在灾前需要尽可能地恢复网架全接线正常方式；在灾时故障发生后，首先迅速调整电网运行方式隔离故障，防止其进一步蔓延；其次考虑电源及负荷特性，并根据电网实时运行状况，有针对性地通过投运部分热备线路或合并母联开关等手段来减少电网薄弱环节失电与孤岛运行的风险，极力避免因线路“N-1”故障造成的大面积停电损失。

3)负荷侧。对于重要程度较高负荷，提前预留备用供电线路与电源，保障重要负荷不失电。其次根据不同负荷类型的不同特性，提前控制降低灾时负荷电量，保障系统备用与响应能力。在严重故障发生后，源网测调控无法满足安全运行要求时，需要进行负荷控制。对负荷的控制优先通过营销负荷控制系统对可中断负荷进行控制，即优先控制大用户的可中断电源及非工空调等负荷，保证灾时系统的功率平衡与频率稳定的同时，尽力降低负荷控制带来的经济损失。

2 高压网架增强策略数学模型

2.1 电网基本模型及约束

1)电网模型边界等值。

省级电网模型与外部电网存在明确边界，并且主要包含特定高电压等级的设备线路，因此，模型的建立需要对外部电网以及部分低电压区域进行外部网络等值处理：

(1)

(2)

式中：Pi,ex和Qi,ex分别表示需要等值的外网流入边界节点i发电有功和无功功率；Ui表示节点i电压幅值；Ei为边界节点i外部等值发电机内电势；θie和θij分别表示节点i与等值机e以及其他节点j之间的相角差；Gij、Bij分别为导纳矩阵元素中节点i、j的电导、电纳值。

2)电网潮流约束。

采用本文网架增强策略后，电网运行方式必然发生变化。为保证电网后续稳态运行的各项参数依旧处于合理空间以及电网整体发用电平衡，首先需要进行潮流验证。

(3)

式中：Pgn,i和Qgn,i分别为节点i的发电有功和无功功率；Pld,i和Qld,i分别为节点i的负荷有功和无功功率。

3)静态指标约束。

(4)

(5)

式中：Ui,max、Ui,min分别表示节点i电压上下限；Iij和Imax分别表示支路ij的电流及其上限。

2.2 薄弱环节辨识与网架增强

本文考虑针对灾害情况的网架增强控制辅助决策具体分为2种，其主要思路如图3所示。基于电网实时状态估计断面信息与预想故障，辨识电网中遇故障后容易直接失电甚至造成连锁反应的薄弱运行环节。针对该类薄弱环节，策略一是针对站间连通度低的厂站进行热备线路的匹配，投运连接厂站中薄弱运行环节的热备线路；策略二是针对薄弱运行母线，根据条件判别其母联开关与对侧母线状态，故障状况下可合并符合判别条件的母联开关，降低单母线运行失电风险。上述策略均可加强网络故障发生前后的运行薄弱环节，预防或减少因“N-1”或“N-2”设备故障引起的全站停电与后续连锁反应。

图3 高压网架增强策略框架

2.2.1 薄弱环节辨识指标

1)站间连通度。定义站间连通度来衡量高压输电线路故障后特定厂站的失电容易程度。

(6)

式中：Ti,t表示时间断面t下厂站i的站间连通度；Line表示对应电压等级的线路集合；Ll,i,t表示线路l与厂站i的连接状况，若直接相连则为1，否则为0；Bus表示电网中的电源节点集合；Lb,i,t表示电源点b与节点i连通状况，若能够连通(不穿越高电压等级厂站)则为1，否则为0。

其中能连通电源节点除发电机外，还包括高压等级的厂站，如500 kV厂站可以作为省级220 kV厂站电源。

2)站内连通度。对于220 kV双母线、多母线或带旁路母线的运行方式，可能存在母线与其他母线分列运行。定义站内连通度来衡量厂站内部母线的连接情况。

(7)

(8)

式中：Nj,t表示时间断面t下母线j的站内连通度；CB表示母联开关合集，c表示其编号；λc,j,t表示母线j的站内联通状况。当存在母联开关为合并状态且对侧母线也带电即OPEN,c=0时，则λc,j,t为1，否则为0。

2.2.2 热备线路匹配

当站间连通度Ti,t不大于1时，表示该厂站仅有一条进线或无备用电源，那么当该单进线或上游电源发生故障后，该环节无备用供电选择，极易造成下游低电压等级的负荷大面积失电，以及相关设备越限进一步产生连锁故障。

针对这种情况，采用热备用线路集与相关薄弱厂站节点匹配的方法，提前投运相关热备线路。这样，当网架中单一线路遭受破坏而发生故障时，新投运的热备线路可以继续保证薄弱运行点的持续供电，减少停电损失。

2.2.3 母联开关匹配

进一步对于厂站内存在连通度Ni,t为0的母线，若厂站的站间连通度Ti,t同样不大于1，表示该母线单进线且与其他母线分列运行，此时，若唯一的进线因灾害天气发生故障，则必然造成该条薄弱母线及其下游片区的失电。

针对这种情况，采用符合条件的母联开关判别策略来提早合并该类型薄弱母线与其他运行母线的母联开关，灾害发生前进行合环运行，便可以有效降低母线分列运行的失电风险。

2.3 安全校核

通过节点匹配得出的初步网架增强策略，还需要通过潮流验证与安全校核，以保证实际应用的安全可靠，校核需要重点关注以下内容。

2.3.1 合环电压差

网架增强策略涉及到实际的合环操作，而合环点两侧的电压差值大小直接关系到电网运行与操作人员的安全。为避免合环产生较大过电压与电弧，需要将合环点两侧的电压差值调节至最小。对合环电压差限制约束为：

Vi-Vj=Vij

(9)

式中：Vi、Vj分别表示合环前节点i、j的节点电压；Vij表示待合环节点i、j之间的电压差值；Udevi则表示模型约束中合环电压差的限值。

一般情况下，对于省级电网主网架电压等级220 kV及以下合环操作中，合环电压差一般不超过额定电压的20%，最大不超过额定电压的30%。

2.3.2 短路电流

当前电网短电流水平随着负荷与装机容量的增长以及网架结构的变化在不断提升。电网结构与运行方式的调整可能会造成短路电流超标的问题，影响电网安全运行[20]。

常见的几种短路类型两相接地短路、两相短路和单相短路，其短路电流的正序分量计算公式可以统一写为：

(10)

式中：n表示短路的类型；In, (1)为类型n的短路电流正序分量；V0为短路故障前短路点的电压；X(1)为正序电抗；Xn,△为附加阻抗。

对节点匹配的方法筛选得到的热备线路投运以及母联开关合并策略中，需要通过上述潮流与安全校核验算，保证最终策略在实际应用中安全可靠。

3 技术路线

3.1 基于层次库的电网模型

层次库[21](hierarchical database, HIDB)来源于SD6000系统的SDDBMS数据库管理系统。经过对强大的SDDBMS系统的精简与移植后，生成的层次库数据结构能够很好地描述电力系统模型并适用于实际电网模型计算，因此目前广泛应用于D5000、OPEN-3000等电力调度系统中高级应用软件所需的电网模型数据与实际功能开发。电网高级软件应用开发中层次库与其他接口关系如图4所示。

图4 层次库与外部接口关系图

对实际电网调度辅助与模型功能开发，层次库的优势有以下几点：

1)从电网模型而言，多数仿真软件为便于计算，会将电网简单抽象为有节点和支路组成的加权无向图网络G=(N,E)来进行计算，由于经过大量简化而缺乏准确性。而层次库数据由电网实际运行的状态估计获取，数据真实有效；此外，层次库数据对电网模型中用到的各项数据都进行建模，如：描述静态电力系统网络模型完整结构以及设备上下级连接与从属关系的NETMOM库，还有用于记录潮流计算变化的PFBASE库、用于记录设备状态与越限告警数据PASMOM库等，每个库中有适合于自己的数据域、数据结构和类型，对电网模型的描述更加准确实际。

2)从数据结构而言，层次库采用混合型表结构，其中的基本数据结构是“二维表”，此外也可以有游离于表结构之外的单个数据量用于描述如断面时间的全局变量。与纯关系型数据库不同的是，由于层次库中的二维表之间的“指针”的使用避免了关系型数据库使用中繁重的查询工作，极大地提高了应用程序访问数据库的效率，也使得层次库能够支持实际电网大规模数据的高效存储与功能计算。

3)从访问机理而言，层次库的数据实体静止时是驻留在磁盘上的。当应用程序访问本地数据库时，数据库管理例程首先将磁盘上的数据库实体 “映射”到应用程序的程序内存空间，然后所有的数据操作均在内存进行。避免了磁盘的读写操作，且不会被类似于断电等突然事件改变数据实体，应用安全高效。

3.2 网架增强策略流程

本文网架增强策略具体流程如图5所示。首先对获取的实际电网运行断面，进行基态潮流计算获取潮流信息并验证网架完整性；其次按照目标电压等级(本文策略以省级网架中220 kV线路为主体)对策略需要的设备与线路集合进行筛选，并采用拓扑搜索的方式对电网薄弱运行环节进行辨识；最后搜索并匹配薄弱运行环节与相关增强策略并进行潮流安全校核，即得出最终完整的网架增强策略。

图5 网架增强策略流程图

其中，电网热备线路的筛选条件包括：线路两端都在电气岛内，即线路带电，且线路存在一端开关处于分位。

母联开关的筛选条件包括：开关本身处于打开状态，且开关两侧母线均带电。

需要特别说明的是，在实际计算中存在以下几种特殊情况：1)对于内桥接线形式的厂站，进线通过变压器连接母线，进线端点在同一电压等级无法搜到母线；2)存在部分厂站仅单母线运行，无法得出对应母联开关；3)存在不同薄弱环节增强策略相同，是因为2个计算节点为同厂站分段运行的母线，共用一个母联开关。

4 算例分析

本文算例在仿真调度环境后台D5000环境中运行，操作系统为Linux系统，具体配置：8核64位系统，处理器具体为Intel(R) Xeon(R) Gold 5117 CPU @ 2.00GHz。采用层次库特定QS类型文件导入我国A省2020年6月30日某时刻断面，作为算例模型进行分析计算。模型中共包含500个厂站，系统功率平衡总量为(44 814.6 +j30 694.3)MV·A，主网架220 kV线路与其他设备数量见表3。

表3 220 kV电压等级设备数量

采用本文基于层次库的网架增强策略计算方法计算速度快，现场部署的程序对省级网架进行扫描并生成一次网架增强策略列表计算仅耗时50 ms左右，可以保证在灾害期间根据网架变化情况同步实时更新。此外，策略保证了其有效性与准确性，以下面2个算例来验证。

4.1 热备线路投运算例

设定厂站中存在计算节点进线数量小于等于2判定为含脆弱环节的脆弱厂站，对整个模型进行搜索，得到脆弱厂站167个。按照3.2节流程对所有热备线路与脆弱环节进行节点匹配，得到可有效投运并增强薄弱环节的热备线路共计21条。

为验证策略的有效性，采用结果中含脆弱环节的220 kV厂站JF站的热备线路投运策略进行验证，其厂站层次库下标为42。正常运行状况下，厂站作为受电端有2条进线QJ-4413线与JW-2R70线，分别连接500 kV厂站QS与220 kV 厂站WJ，经过拓扑搜索发现，该厂站还存在2条热备线路FH-2489线与JH-2488线，其对侧厂站均为侯潮变，具体线路情况如表4所示。

表4 220 kV厂站JF进线情况

图6为空充线路投运策略案例过程示意图。断面初始接线方式如图6(a)所示，采用潮流程序运行得到，JF站分别从2条进线QJ-4413线与JW-2R70线受电103.787 MW与80.529 MW。此时，当1条线路(JW-2R70线)发生故障，功率降为0，为保证负荷用电，另1条线路(QJ-4413线)传输功率增加至184.848 MW，如图6(b)所示。此时JF变仅由1条供电线路，且线路功率的激增易导致线路与断面越限，造成进一步故障；当2条在运行的进线全部断开时，JF站失去所有电源，导致下游负荷失电，全网负荷由44 814.6 MW降低至44 630.6 MW，如图6(c)所示。若在全部线路故障前采用本文投运热备线路的策略，则JF站会继续由新投运的JH-2488线供电，如图6(d)所示，系统总负荷44 814.6 MW在故障前后未发生变化，提升了脆弱厂站与整体网架的可靠性。

图6 空充线路投运策略案例

电网实际运行中，类似JF站这样电源进线小于等于2条的脆弱厂站不在少数，其中尤其是单进线或者同路双回线为电源的厂站，在严重灾害下极易失去受电路径。而由上述算例可验证，按照本文热备线路投运策略，在灾时提前投运连通脆弱厂站的高压热备线路，可以有效防止厂站因线路受损而直接失电。

4.2 母联开关合并算例

设定母线进线数量单一时为脆弱母线，对整个模型进行拓扑搜索得到脆弱母线38条。进一步从脆弱母线节点出发，搜索模型中连接脆弱母线的母联开关数量共计28个。再按照3.2节流程对得到的母联开关进行筛选，过滤本身闭合与对侧母线不带电母联，最终得到有效母联开关合并策略24个。

为进一步验证结果中策略有效性，针对220 kV厂站XW站中分列运行的三段母线所得出的母联开关合并策略为例进行说明。站中220 kV三段母线接线方式与正常运行数据如图7所示。可以看出，正常运行状况下三段母线均只有1条进线且分列运行，当某1条进线发生故障时，必然造成该进线对应母线失电，进而对下游负荷造成停电损失。

图7 XW站220 kV母线接线情况

策略中针对三段母线分别给出其对应可合环的母联见表5。可以看出，每个母联开关连接2条母线，即合并一个开关可以使得两侧母线互为后备电源，从而减少其失电概率。

表5 XW站220 kV母联策略

本案例模拟XW站Ⅲ段母线进线RX-2P03线故障，故障发生前1、2、3三段母线各自对应的进线有功功率分别为38.003、104.503、66.093 MW，断面总负荷为44 814.6 MW，总发电功率为45 129.2 MW。对比故障后采用本文策略合并母联前后运行情况，结果如表6所示。

表6 RX-2P03线故障后母联策略效果

由表6可以看出，若不采取任何策略，当RX-2P03线故障后，对应的流入Ⅲ段母线的功率降为0，导致下游停电，系统总负荷由44 814.6 MW降低至44 748.5 MW。当采用本文策略合并相应的母联开关后，Ⅲ段母线由于线路故障导致的缺失功率由合并母联开关对侧的母线进线传输功率升高来进行补充，保证了故障区域的负荷供电，有效提升了网架的坚韧性。