白申義,李建敏,許圣龍,朱云峰,趙曉鐸

(1.許繼集團有限公司，河南 許昌 461000；2.許昌許繼軟件技術有限公司,河南 許昌 461000)

0 引言

我國的電力資源嚴重不平衡，發(fā)電源匯集區(qū)和負荷匯集區(qū)相距甚遠，遠距離、大容量輸電是必然選擇。近年來，遠距離、大容量的直流輸電在我國被廣泛應用。2020年前后，溪洛渡—株洲、溪洛渡—浙西等特高壓直流工程將陸續(xù)建成。屆時，我國將建成特高壓直流工程15個，包括特高壓直流換流站約30座，線路約2.6萬公里，輸送容量達到9 440萬千瓦[1-3]。

柔性直流輸電一般采用絕緣柵雙極型晶體管(insulated gate bipolar transistor,IGBT)閥，可以使用門極控制脈沖將器件開通或關斷，不需要換相電流的參與，不存在換相失敗的問題，因此輸電運行方式更靈活，系統(tǒng)可控性更好。近年來，柔性直流輸電模式逐步推廣，電網(wǎng)結構發(fā)生了重大變化。與交流電網(wǎng)相比，含柔直輸電網(wǎng)絡的電網(wǎng)系統(tǒng)故障特征及對安全穩(wěn)定控制的需求有很大不同[4-5]，主要體現(xiàn)在2個方面。一是動作速度要求更快。直流系統(tǒng)發(fā)生故障后，直流控保會很快地動作，跳開斷路器，造成輸電網(wǎng)絡功率不平衡，從而出現(xiàn)過壓或過流。這時需要立即投入耗能設備，維持功率的平衡，避免系統(tǒng)失穩(wěn)。但耗能裝置的投入持續(xù)時間有限，安控系統(tǒng)需要在耗能裝置退出前完成策略執(zhí)行，應用于柔直輸電網(wǎng)絡的安控系統(tǒng)動作時間要遠快于傳統(tǒng)安控系統(tǒng)才能滿足應用需求。二是故障策略十分復雜。對于復雜的柔直輸電網(wǎng)絡，例如張北示范工程的四端柔直輸電系統(tǒng)[6-7]，采用雙極模式，各種運行方式下的故障情況多達2 700多種。柔直輸電網(wǎng)絡的安控策略必須考慮故障前后的運行方式及故障類別，需要針對每種故障選擇策略，難以按傳統(tǒng)安控系統(tǒng)的故障策略表模式實施。因此，需要從系統(tǒng)動作時間優(yōu)化提升、精準切機、策略實現(xiàn)方式等方面的安控策略進行研究。同時，有必要研制適用于柔性直流輸電網(wǎng)絡的實時快速安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)。

1 張北柔直工程簡介

張北柔直電網(wǎng)工程選擇在河北的康保、張北、豐寧建設3個±500 kV送端柔性直流換流站。

其中：張北換流站容量為3 000 MW；豐寧、康保換流站容量為1 500 MW；在北京建設一個±500 kV受端柔性直流換流站，換流站容量為3 000 MW。根據(jù)要求，配置直流斷路器、直流線路快速保護裝置等關鍵設備，構建輸送大規(guī)模風電、光伏、抽蓄等多種能源的四端環(huán)形柔性直流電網(wǎng)。直流工程送電線路途經(jīng)冀北、北京，線路長度為665.9 km。

張北柔直工程系統(tǒng)如圖1所示。

圖1 張北柔直工程系統(tǒng)圖

2 系統(tǒng)架構設計

大電網(wǎng)安全穩(wěn)定控制負責交直流電網(wǎng)安全穩(wěn)定控制[8-10]，由多個直流子站、交流子站及多個執(zhí)行站構成。直流子站部署在直流換流站。交流子站部署在直流相關的交流變電站。執(zhí)行站部署在光伏或風電集中上網(wǎng)的匯集站內。直流子站、交流子站、執(zhí)行站之間通過2 MB通道進行通信。子站與換流站內的直流極控或站控系統(tǒng)之間通過IEC 60044-8(FT3)幀格式接口通信。大電網(wǎng)安全穩(wěn)定控制總體架構如圖2所示。

圖2 大電網(wǎng)安全穩(wěn)定控制總體架構

本文研制的大電網(wǎng)實時快速安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)(以下簡稱安按系統(tǒng))主要由子站主機、從機、執(zhí)行站終端以及站間通信接口設備共同組成。安控系統(tǒng)采用雙重化冗余配置(分別定義為A套和B套)。

安控系統(tǒng)通過識別故障狀態(tài)，實時判別策略邏輯，配合直流控保系統(tǒng)實現(xiàn)柔性直流電網(wǎng)的快速穩(wěn)定控制，保障安控系統(tǒng)的安全運行。安控系統(tǒng)設備采用多種防誤策略，對通信報文采用多重循環(huán)冗余校驗，排除異常報文對安控系統(tǒng)的干擾。裝置對控制命令的處理采用軟硬件結合的方法，確保不誤發(fā)命令?？刂撇呗圆捎貌呗员磉壿嫽瘜崿F(xiàn)方法。安控系統(tǒng)實時根據(jù)運行狀態(tài)按預設邏輯運算安控策略，有效降低了系統(tǒng)復雜策略表的創(chuàng)建難度，提高了控制策略的實用化水平。

為達到安控系統(tǒng)整組動作時間指標提升的目的，對安控系統(tǒng)架構進行了優(yōu)化設計，擯棄了傳統(tǒng)的主站+子站+執(zhí)行站的典型3層設計架構。安控系統(tǒng)采用子站和執(zhí)行站2層架構設計，達到減少命令交互的中間環(huán)節(jié)、縮短整組動作時間的目的，整組動作時間控制在70 ms以內。

3 安控系統(tǒng)關鍵技術研究

3.1 近區(qū)優(yōu)先的主機功能動態(tài)遷移技術

交直流混聯(lián)電網(wǎng)結構的日益復雜，對安控系統(tǒng)的整體動作時間指標提出了更高的要求。安控系統(tǒng)的采集、決策和執(zhí)行設備分布于電網(wǎng)的各站點，設備間通過站間通信交互相關數(shù)據(jù)，最終完成整個安控系統(tǒng)的安全穩(wěn)定控制功能?，F(xiàn)有安控系統(tǒng)一般分為3層結構，包含主站層、子站層、執(zhí)行站層。在安控系統(tǒng)中，核心的策略處理在主站完成，但完成策略處理的數(shù)據(jù)來自子站和各執(zhí)行站，最終的策略執(zhí)行又需要通過子站最終下發(fā)到執(zhí)行站實施。安控系統(tǒng)中間通信環(huán)節(jié)很多，每經(jīng)過一個通信環(huán)節(jié)，耗時就會增加10 ms左右。而一次動作行為往往需要通過執(zhí)行站數(shù)據(jù)采集、執(zhí)行站上送數(shù)據(jù)至子站、子站上送數(shù)據(jù)至主站、主站下發(fā)命令至子站、子站下發(fā)命令至執(zhí)行站、執(zhí)行站執(zhí)行出口這6個通信環(huán)節(jié)。通信環(huán)節(jié)過多已經(jīng)成為制約安控系統(tǒng)整體動作時間指標提升的關鍵因素。大多數(shù)安控策略的運算和執(zhí)行并非都需要全系統(tǒng)數(shù)據(jù)和全部執(zhí)行站的支撐，往往僅需要一部分區(qū)域的數(shù)據(jù)和執(zhí)行設備就足以支撐安控功能。

因此，本文提出了近區(qū)優(yōu)先的主機功能動態(tài)遷移技術。安控系統(tǒng)可以不配置固定的主機，在每個子站的子機里動態(tài)部署主機功能。當故障發(fā)生在某個子站的近區(qū)時，該子站的主機功能投入，計算安控策略下發(fā)所屬執(zhí)行站執(zhí)行。故障發(fā)生在遠區(qū)時，由其他子站投入主機功能計算安控策略并下發(fā)所屬執(zhí)行站執(zhí)行。如果子站判斷故障數(shù)據(jù)的處理需要全系統(tǒng)的數(shù)據(jù)，本子站無法單獨處理，則將所有子站的數(shù)據(jù)匯集到一個子站上，由匯集的子站進行處理，并根據(jù)處理結果，向對應的執(zhí)行站發(fā)送指令。

系統(tǒng)優(yōu)化后結構如圖3所示。安控系統(tǒng)實現(xiàn)主機功能的動態(tài)遷移，經(jīng)過兩級執(zhí)行的安控措施能應對各類故障，減少安控系統(tǒng)中間環(huán)節(jié)，縮短整體動作時間。

圖3 系統(tǒng)優(yōu)化后結構圖

3.2 逐輪遞推動態(tài)切機技術

逐輪遞推動態(tài)切機技術流程如圖4所示。

圖4 逐輪遞推動態(tài)切機技術流程圖

從安控系統(tǒng)實際應用情況來看，很難保證按需切量進行精準的切機操作，在特殊情況下實際切機量(實切量)和需切量的差值較大。出現(xiàn)這種情況的原因是目前的切機方式是計算一次策略就進行一次切機，切機中出現(xiàn)斷路器拒動無法切除對應支路功率時沒有對應補救措施。多支路切除時未考慮最小可切功率較大導致的累計實切功率誤差。因此，提出了一種逐輪遞推動態(tài)切機技術。根據(jù)本輪切機的需切量，按照設定切機策略進行本輪切機操作。本輪切機操作完成后，檢測本輪切機的實切量，并判斷本輪切機的需切量與實切量的差值是否大于本輪的設定門檻值。本輪的設定門檻值為本輪切機操作過程中各支路可切除功率的最大值。本輪切機的需切量與實切量的差值若大于本輪的設定門檻值，則將所述差值作為下一輪切機的需切量進行下一輪切機操作，直至本輪的需切量與實切量的差值不大于本輪的設定門檻值。

3.3 安控系統(tǒng)策略表邏輯化實現(xiàn)技術

張北柔直示范工程一次系統(tǒng)采用四端環(huán)形的網(wǎng)絡架構，接線形式復雜，可能發(fā)生的故障有各端換流站的換流器單極閉鎖故障、換流器雙極閉鎖故障、直流母線故障等。安控策略表數(shù)量龐大(控制策略上千種)、策略表管理復雜，按傳統(tǒng)安控系統(tǒng)通過策略表匹配的方式進行控制策略選擇已不具備可行性，需要將數(shù)千張策略表提煉成簡單的控制邏輯，實現(xiàn)策略表邏輯化。裝置自動根據(jù)狀態(tài)按預設邏輯計算安控策略，取消大量策略表的創(chuàng)建、搜索和管理工作，從而有效降低系統(tǒng)的復雜程度、提升控制策略的實用化水平。

安控策略表的邏輯化實現(xiàn)如圖5所示。

圖5 安控策略表的邏輯化實現(xiàn)

4 系統(tǒng)硬件設計

系統(tǒng)硬件設計架構如圖6所示。

圖6 系統(tǒng)硬件設計架構

系統(tǒng)硬件設計采用模塊化實現(xiàn)各項功能，裝置主要包括主CPU插件、通信接口插件、通信擴展插件等。該硬件結構不僅適用于子站主機，也適用于從機、執(zhí)行站終端。

主CPU插件實現(xiàn)硬開入信號的采集、模擬量信息的采集、應用邏輯處理及核心控制策略執(zhí)行；主CPU插件集成設計4個2 MB光纖接口，用于與本站主機、其余子站主機、從機及交流子站從機通信，接收從機采集的模擬量信息、通道信息、壓板信息等。通信接口插件通過裝置背板以太網(wǎng)接口與主CPU通信，具備快速數(shù)據(jù)傳輸機制，實現(xiàn)智能液晶接口、61850通信、對時及打印功能。通信擴展CPU1和CPU2插件與主CPU插件之間采用高速以太網(wǎng)口通信，通信擴展CPU1插件支持8個5 MB的FT3幀格式光纖接口，用于與直流控保的站控或極控系統(tǒng)通信；通信擴展CPU2插件支持8個100 MB以太網(wǎng)口，可以通過通信接口擴展裝置轉換成30個2 MB光纖接口，用于與執(zhí)行站、交流子站及其他子站通信。

5 系統(tǒng)功能設計

5.1 子站功能

張北工程裝置部署方案如圖7所示。

圖7 張北工程裝置部署方案

子站主機識別裝置所在換流站內的直流母線跳閘、直流線路跳閘、換流器閉鎖等故障信號，根據(jù)故障前狀態(tài)和故障后狀態(tài)計算轉帶功率，結合轉帶功率計算故障后切機量。子站如果為送端站，就直接向本站所屬切機執(zhí)行站發(fā)送切機命令；如果為受端站，就將切機命令轉發(fā)到對應送端站進行切機操作。

裝置部署于張北柔直工程的4個換流站。裝置功能按最大化配置模式設計，裝置內部設置部署位置定值，靠部署位置定值體現(xiàn)裝置功能差異。裝置啟動后，根據(jù)不同故障類型進行策略類型選擇：換流器故障時，通過換流器閉鎖信號狀態(tài)來選擇換流器故障策略；直流母線或直流線路故障時，通過直流斷路器位置狀態(tài)選擇故障策略；交流子站故障時，通過故障信號選擇故障策略。計算策略措施量時，根據(jù)故障后的狀態(tài)計算設備故障前的功率，扣除可轉帶部分的功率，則得到需要切機執(zhí)行的策略措施量。

切機執(zhí)行時，子站裝置采用分組切機的方式下發(fā)切機命令，以375 MW(通過定值可設置修改)為一組。子站按所接入執(zhí)行站的切機優(yōu)先級(優(yōu)先級可整定)和可切量進行分組切機。下發(fā)切機命令給執(zhí)行站時，每個執(zhí)行站只執(zhí)行一次切機操作。以子站需切800 MW功率為例，切機執(zhí)行策略(I)如表1所示。

表1 切機執(zhí)行策略(I)

子站從機主要采集交流測量數(shù)據(jù)，計算功率及母線頻率并發(fā)送給子站主機。

5.2 執(zhí)行站功能

執(zhí)行站采集可切量，發(fā)送給對應子站，接收子站的切機命令并解析生成策略執(zhí)行，通過設定的支路優(yōu)先級定值和過欠切模式計算切機的支路。以執(zhí)行站需切245 MW功率為例，切機執(zhí)行策略(II)如表2所示。

表2 切機執(zhí)行策略(II)

6 實時數(shù)字仿真驗證

基于張北柔直工程，搭建了安控系統(tǒng)仿真驗證平臺[11-12]。仿真驗證平臺由6個部分構成。

①實時數(shù)字仿真(real-time digital simulation,RTDS)系統(tǒng)：該部分用于模擬張北柔直示范工程一次系統(tǒng)，包含換流站一次系統(tǒng)、直流輸電線路、交直流斷路器、風機、光伏等電氣設備。

②功率放大器：將RTDS生成的模擬量信號放大，連接安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)設備，從而實現(xiàn)安控設備的實時模擬量采樣。

③換流站極控屏、站控屏：完成張北站換流閥的極控、站控功能，能夠真實還原安控系統(tǒng)與換流站的極控、站控通信及控制交互功能。

④通信接口屏：完成RTDS與極控、站控設備通信，完成RTDS模擬的康保站、豐寧站、北京站的極控、站控與安控設備的通信。

⑤大電網(wǎng)安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)：包括安控系統(tǒng)的控制及保護功能，按照張北柔直示范工程安控系統(tǒng)進行配置。

⑥RTDS仿真建模工作臺、監(jiān)控后臺：完成RTDS的建模工作，作為整個仿真驗證平臺的主要人機接口，是試驗人員對整體系統(tǒng)進行控制、監(jiān)視和數(shù)據(jù)采集的主要交互接口。監(jiān)控后臺完成數(shù)據(jù)監(jiān)視和系統(tǒng)運行工況展示功能，并具備安控系統(tǒng)配置架構展示及控制功能，以及動態(tài)展示功能。

基于RTDS搭建的四端柔性直流系統(tǒng)包括4個直流換流站，分別為康保站(SS1)、張北站(SS2)、豐寧站(SS3)、北京站(SS4)。直流換流站為全面驗證系統(tǒng)功能，試驗系統(tǒng)設置若干短路故障點。故障設置如圖8所示。

圖8 故障設置示意圖

圖8中：K2為SS1站和SS3站之間線路Line1的中間點，K8為SS1站和SS2站之間線路Line3的中間點，K5為SS2站和SS4站之間線路Line2的中間點，K11為SS3站和SS4站之間線路Line4的中間點，K1為SS1站直流母線，K4為SS2站直流母線，K3為SS3站直流母線，K6為SS4站直流母線。

6.1 切機策略功能驗證

基于搭建的仿真驗證平臺，對站間通信功能、切機策略功能、穩(wěn)控裝置整組動作時間進行了驗證和測試，結論準確無誤。切機策略功能驗證包括單極閉鎖穩(wěn)控策略驗證、單站閉鎖穩(wěn)控策略驗證、直流線路故障穩(wěn)控策略驗證、直流母線故障穩(wěn)控策略驗證等。以下僅描述單極閉鎖穩(wěn)控策略驗證的部分測試結果，在SS1站1 500 MW、SS2站3 000 MW、SS3站1 500 MW、SS4站3 000 MW運行方式下，模擬SS1～SS4站單極(P/N)閉鎖，驗證故障情況下裝置動作情況。裝置動作情況應滿足相應技術要求。單極閉鎖穩(wěn)控切機策略驗證結果如表3所示。

表3 單極閉鎖穩(wěn)控切機策略驗證結果

6.2 系統(tǒng)動作時間驗證

采用標準時鐘裝置為所有被測設備進行對時，模擬不同工況下子站主機策略動作并發(fā)出指令到執(zhí)行站。執(zhí)行站啟動并出口，記錄RTDS系統(tǒng)向子站主機模擬故障到RTDS系統(tǒng)收到執(zhí)行站指令的整組動作時間。記錄的5組動作時間分別為64.10 ms、61.45 ms、62.90 ms、64.65 ms和63.20 ms。從記錄的測試結果可以看出，本文研制的大電網(wǎng)實時快速安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)動作時間控制在70 ms以內。

7 結論

本文研制的大電網(wǎng)實時快速安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)已通過RTDS搭建的仿真系統(tǒng)驗證，動作可靠，策略執(zhí)行準確無誤。安控系統(tǒng)采用的近區(qū)優(yōu)先的主機功能動態(tài)遷移技術、逐輪遞推動態(tài)切機技術和安控系統(tǒng)策略表邏輯化實現(xiàn)方法，縮短了安控系統(tǒng)的動作時間，提升了切機量的精確度，取消了大量策略表的創(chuàng)建、搜索和管理工作，保證了系統(tǒng)的穩(wěn)定性，提高了安控系統(tǒng)故障的應急響應能力。

隨著特高壓交直流電網(wǎng)的快速發(fā)展，交直流混聯(lián)電網(wǎng)特征越來越明顯，風電和光伏等新能源并網(wǎng)容量持續(xù)增長，電網(wǎng)格局與電源結構發(fā)生重大改變，使電網(wǎng)運行特性發(fā)生深刻變化。因此，基于大電網(wǎng)的系統(tǒng)保護也越來越復雜。大電網(wǎng)實時快速安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)充分考慮了新的柔性直流輸電網(wǎng)絡的各種不同應用需求，在發(fā)生故障導致系統(tǒng)失穩(wěn)時能夠按策略計算出需切量并進行精準的切機操作，保障了交直流電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行，減少了系統(tǒng)故障帶來的損失。