深圳网荷智能互动系统的设计与应用

曹更新，刘 刚，宋湘萍

（南瑞继保电气有限公司，江苏 南京 211100）

0 引言

随着我国特高压交直流电网［1］快速发展，远距离跨区输电规模持续增长，特别是在电网“强直弱交”的过渡期内，一旦特高压直流双极闭锁［2-3］，受端电网必须切除大量负荷才能保住电网稳定［4-12］，但传统的稳控技术［13-15］只能直接切除变电站馈线，这将导致许多工厂和居民小区直接停电，造成较大影响。因此只能切除部分用户的可中断负荷，并且在事故后做到切负荷量的“精确”和对象的“准确”，为此而建设的新型电网稳定控制系统就是网荷智能互动系统［16-21］。为解决南方电网高压直流闭锁以及其它重大电网设备故障时造成的电网稳定问题，保障电网安全运行，深圳电网针对乌东德电站送电广东广西特高压多端直流示范工程，建设了深圳电网网荷智能互动系统，挖掘分散性的用户可中断负荷单元，对其实施灵活快速的调节，实现电网与负荷的友好互动，达到电力供需瞬时平衡，避免大面积停电的发生。把数量众多、地理位置分散的可中断负荷原有的南方电网接入稳定控制系统，同时满足电网安全性、可靠性、经济性的需求，是设计方案中需要解决的问题。

1 网荷智能互动系统架构

1.1 总体架构

深圳电网网荷智能互动系统由负荷控制主站、8个地区的网荷控制子站、5个地区的常规控制子站、专用通信接口设备、网荷精准控制终端等部分组成。500 kV现代主站分别与8个地区的网荷控制子站、5个地区的常规控制子站通信，汇集深圳全网的负荷量信息。现代主站对上与南网罗洞主站通信，在发生故障后接收南网罗洞主站的切负荷容量命令，并向各网荷控制子站和常规控制子站分发切负荷指令，如图1所示。

图1 深圳电网网荷智能互动系统架构图Fig.1 Grid load intelligent interactive system architecture of Shenzhen power grid

1.2 装置配置

网荷控制现代主站安稳控制系统按双套系统设置，设稳控主机A柜、主机B柜以及通信接口柜。B套包括1台PCS-992M主机、2台PCS-992S从机、1台通信复接装置MUX-22E，使用2M接口与南网罗洞主站及控制子站通信，如图2。

图2 深圳网荷智能互动系统500 kV现代主站配置Fig.2 Shenzhen Grid load intelligent interactive system configuration of 500 kV Xiandai master substation

网荷控制子站按双套系统配置，B套由1台PCS-992M主机、2台PCS-992S从机、1台通信接口装置MUX-S02使用STM-1光口与就近站通信，1台通信接口装置MUX-09A使用2M接口与主站通信，如图3。

图3 深圳网荷智能互动系统子站配置Fig.3 Shenzhen Grid load intelligent interactive system configuration of slave substation

2 各层级负荷控制装置功能与控制策略

2.1 网荷控制主站

500 kV现代主站做为切负荷控制主站，接收来自南网罗洞主站的切负荷命令，同时接收各网荷控制子站上送的负荷信息，接收各常规控制子站上送的总可切负荷统计。现代主站接到切除负荷命令后，在下辖的网荷控制子站及常规控制子站中进行分配。

若Pnwxq*Kwh≤Pwhkq，则只切网荷控制子站的可中断负荷，网荷需切负荷量为Pwhxq=Pnwxq*Kwh；

若Pnwxq*Kwh＞Pwhkq，则优先切除全部网荷控制子站负荷，剩余的量再切常规控制子站鲲鹏子站与鹏城子站的负荷。

式（1）-式（4）中，Pnwxq为南网罗洞发送的需切量；Pwhkq为网荷控制子站上送的总可切量；Kwh为网荷可切系数（0.1～2）；Psyxq为剩余需切量，为鲲鹏、鹏城子站的切负荷量；Pkpxq为鲲鹏站需切量；Pkpkq为鲲鹏站上送的可切量；Ppcxq为鹏城站需切量；Ppckq为鹏城站上送的可切量。

2.2 网荷控制子站

网荷控制子站接收本地区所有终端的可中断负荷，按照重要等级进行统一分组，共分为5组，组别1的负荷优先切除，组别5的负荷最后切除。对每个负荷设置优先级定值，组别1优先级范围为1-50，组别2优先级范围为51-100，依此类推，负荷优先级0～250。网荷控制子站计算各个组别的总可切负荷信息上送至网荷现代主站；接收网荷现代主站的切各组别容量命令，并结合本地频率辅助判据切除负荷。收到切某个组别负荷容量命令时，若满足低频条件，按照设置的控制终端负荷切除优先级顺序，根据最小过切原则，依次选择切除各终端的可切负荷，直到满足该组别负荷的需切容量。同一优先级的负荷一起切除。

2.3 常规控制子站

常规控制子站接收下属各切负荷执行站上送的可切负荷量，形成主站的可切负荷序列。常规控制子站接收主站切负荷命令，根据既定策略合理分配切负荷量至本站下属各个执行站，发送命令至相关执行站切除负荷。常规控制子站本站内主变过载时，根据既定负荷切除策略合理分配切负荷量至本站下属各个执行站，发送命令至相关执行站，由优先级定值确值确定切除负荷。

2.4 网荷控制终端

网荷智能互动终端装置为PCS-992SZ，软硬件均实现了模块化结构，拼装灵活、通用性强，并且采用了多重可靠性措施，达到特高压电网安全稳定控制装置的可靠性要求。终端装置功能主要有：

1）最大采集两段母线三相电压+2回线路三相电流的模拟量信息；

2）将各线路负荷的可切量上送给远方子站；

3）接收子站切负荷命令并执行出口。

3 网荷控制终端通信接入方式

网荷智能互动系统需要确保数据传输的实时性，通信方案非常重要。南网为在首套项目中积累经验，深圳网荷智能互动系统中通信接入采用了星型网络、环网、5G 3种方式［22-26］。

3.1 专用光纤星型接入就近站

就近变电站配置了MUX-02E通信接口装置，安装在通信机房内，用于与PCS-992SZ网荷智能互动终端装置配合使用。MUX-02E最大可支持8个2 048 kbit/s专用光纤接口与终端同时进行通信，并把终端数据通过2个E1数字复接接口，经SDH设备转发至控制子站的A、B套装置，如图4所示。

图4 网荷控制终端星型接入示意图Fig.4 Grid load control terminal device communication access with star topology

3.2 专用光纤环网接入就近站

就近变电站中配置MUX-02F通信接口装置，用于部分试点站控制终端进行HSR环网通信，安装在通信机房内。MUX-02F最大可支持8个终端进行HSR环网通信，将终端数据通过2个E1接口，经SDH设备转发至控制子站的A、B套装置，如图5所示。

图5 网荷控制终端环网接入示意图Fig.5 Grid load control terminal device communication access with ring topology

3.3 5G通信试点接入方案

基于5G通信的优点和深圳网荷智能互动系统的要求，控制子站与部分控制终端之间采用5G通信方案进行试点。在终端侧，控制终端通过百兆电以太网RJ45接口连接CPE，通过5G网络分别与控制子站的A、B套装置进行通信，如图6所示。

图6 网荷控制终端5G通信试点接入示意图Fig.6 Grid load control terminal device communication pilot access with 5G technology

4 系统实施与联调

深圳网荷智能互动系统中经过方案设计、硬件生产、软件开发和严格的厂内验收，已于2020年12月完成现场安装，进行了全面的单站调试、通道调试、系统联调及测试、传动，现已投入运行。为确保联调试验［27-30］的安全，不误切用户负荷，联调过程中，网荷互动终端装置的出口压板均保持退出状态，并执行好现场安全措施，严防误投压板、误碰回路、误操作造成误切负荷。现场调试的主要内容：

1）单站调试：就地采样精度、开入开出回路、信号回路、装置异常告警、本地控制功能检查。

2）系统功能联调

①现代主站A/B套装置与各子站间的通道告警功能测试；

②现代主站A、B套装置间的通道告警功能测试；

③远方控制命令确认帧检验，只有收到连续3帧正确报文的情况下，子站或执行站方可动作；

④可切负荷量上送检验，控制终端上送量与子站接收量应一致；

⑤现代主站AB信息交换检验，检验柜间信息交换是否正确；

⑥网荷可中断负荷、常规负荷通信正常的情况下，模拟现代主站接受南网罗洞切负荷命令，动作情况应与预期一致；

⑦整组动作时间测试

现场共完成单体功能测试160项，系统联调测试25大项，671小项试验项目。联调试验结果表明，网荷智能互动系统可以在故障时，快速、准确、可靠地切除负荷。试运行期间，深圳网荷智能互动系统经受了各种故障的考验，装置反应正确，系统正常。

5 结论

深圳网荷智能互动系统的成功应用，有效拓展了电网故障时的可控资源，为受端电网解决故障情况下电网频率问题提供了良好解决方案，改善了安全稳定控制效果，最大限度地减少对用户停电的干扰，提升了网荷友好互动性，提升了社会效益和经济效益，有利于推动能源供给侧结构性改革和清洁能源大规模开发利用，为南方电网特高压交直流电网快速建设发展保驾护航，提供强力支撑。根据本项目的试点经验，深圳电网今后将增加可中断负荷的接入，进一步增大可中断负荷的控制资源。