大电网实时快速安全稳定控制系统研制

白申义,李建敏,许圣龙,朱云峰,赵晓铎

(1.许继集团有限公司，河南 许昌 461000；2.许昌许继软件技术有限公司,河南 许昌 461000)

0 引言

我国的电力资源严重不平衡，发电源汇集区和负荷汇集区相距甚远，远距离、大容量输电是必然选择。近年来，远距离、大容量的直流输电在我国被广泛应用。2020年前后，溪洛渡—株洲、溪洛渡—浙西等特高压直流工程将陆续建成。届时，我国将建成特高压直流工程15个，包括特高压直流换流站约30座，线路约2.6万公里，输送容量达到9 440万千瓦[1-3]。

柔性直流输电一般采用绝缘栅双极型晶体管(insulated gate bipolar transistor,IGBT)阀，可以使用门极控制脉冲将器件开通或关断，不需要换相电流的参与，不存在换相失败的问题，因此输电运行方式更灵活，系统可控性更好。近年来，柔性直流输电模式逐步推广，电网结构发生了重大变化。与交流电网相比，含柔直输电网络的电网系统故障特征及对安全稳定控制的需求有很大不同[4-5]，主要体现在2个方面。一是动作速度要求更快。直流系统发生故障后，直流控保会很快地动作，跳开断路器，造成输电网络功率不平衡，从而出现过压或过流。这时需要立即投入耗能设备，维持功率的平衡，避免系统失稳。但耗能装置的投入持续时间有限，安控系统需要在耗能装置退出前完成策略执行，应用于柔直输电网络的安控系统动作时间要远快于传统安控系统才能满足应用需求。二是故障策略十分复杂。对于复杂的柔直输电网络，例如张北示范工程的四端柔直输电系统[6-7]，采用双极模式，各种运行方式下的故障情况多达2 700多种。柔直输电网络的安控策略必须考虑故障前后的运行方式及故障类别，需要针对每种故障选择策略，难以按传统安控系统的故障策略表模式实施。因此，需要从系统动作时间优化提升、精准切机、策略实现方式等方面的安控策略进行研究。同时，有必要研制适用于柔性直流输电网络的实时快速安全稳定控制系统。

1 张北柔直工程简介

张北柔直电网工程选择在河北的康保、张北、丰宁建设3个±500 kV送端柔性直流换流站。

其中：张北换流站容量为3 000 MW；丰宁、康保换流站容量为1 500 MW；在北京建设一个±500 kV受端柔性直流换流站，换流站容量为3 000 MW。根据要求，配置直流断路器、直流线路快速保护装置等关键设备，构建输送大规模风电、光伏、抽蓄等多种能源的四端环形柔性直流电网。直流工程送电线路途经冀北、北京，线路长度为665.9 km。

张北柔直工程系统如图1所示。

图1 张北柔直工程系统图

2 系统架构设计

大电网安全稳定控制负责交直流电网安全稳定控制[8-10]，由多个直流子站、交流子站及多个执行站构成。直流子站部署在直流换流站。交流子站部署在直流相关的交流变电站。执行站部署在光伏或风电集中上网的汇集站内。直流子站、交流子站、执行站之间通过2 MB通道进行通信。子站与换流站内的直流极控或站控系统之间通过IEC 60044-8(FT3)帧格式接口通信。大电网安全稳定控制总体架构如图2所示。

图2 大电网安全稳定控制总体架构

本文研制的大电网实时快速安全稳定控制系统(以下简称安按系统)主要由子站主机、从机、执行站终端以及站间通信接口设备共同组成。安控系统采用双重化冗余配置(分别定义为A套和B套)。

安控系统通过识别故障状态，实时判别策略逻辑，配合直流控保系统实现柔性直流电网的快速稳定控制，保障安控系统的安全运行。安控系统设备采用多种防误策略，对通信报文采用多重循环冗余校验，排除异常报文对安控系统的干扰。装置对控制命令的处理采用软硬件结合的方法，确保不误发命令。控制策略采用策略表逻辑化实现方法。安控系统实时根据运行状态按预设逻辑运算安控策略，有效降低了系统复杂策略表的创建难度，提高了控制策略的实用化水平。

为达到安控系统整组动作时间指标提升的目的，对安控系统架构进行了优化设计，摈弃了传统的主站+子站+执行站的典型3层设计架构。安控系统采用子站和执行站2层架构设计，达到减少命令交互的中间环节、缩短整组动作时间的目的，整组动作时间控制在70 ms以内。

3 安控系统关键技术研究

3.1 近区优先的主机功能动态迁移技术

交直流混联电网结构的日益复杂，对安控系统的整体动作时间指标提出了更高的要求。安控系统的采集、决策和执行设备分布于电网的各站点，设备间通过站间通信交互相关数据，最终完成整个安控系统的安全稳定控制功能。现有安控系统一般分为3层结构，包含主站层、子站层、执行站层。在安控系统中，核心的策略处理在主站完成，但完成策略处理的数据来自子站和各执行站，最终的策略执行又需要通过子站最终下发到执行站实施。安控系统中间通信环节很多，每经过一个通信环节，耗时就会增加10 ms左右。而一次动作行为往往需要通过执行站数据采集、执行站上送数据至子站、子站上送数据至主站、主站下发命令至子站、子站下发命令至执行站、执行站执行出口这6个通信环节。通信环节过多已经成为制约安控系统整体动作时间指标提升的关键因素。大多数安控策略的运算和执行并非都需要全系统数据和全部执行站的支撑，往往仅需要一部分区域的数据和执行设备就足以支撑安控功能。

因此，本文提出了近区优先的主机功能动态迁移技术。安控系统可以不配置固定的主机，在每个子站的子机里动态部署主机功能。当故障发生在某个子站的近区时，该子站的主机功能投入，计算安控策略下发所属执行站执行。故障发生在远区时，由其他子站投入主机功能计算安控策略并下发所属执行站执行。如果子站判断故障数据的处理需要全系统的数据，本子站无法单独处理，则将所有子站的数据汇集到一个子站上，由汇集的子站进行处理，并根据处理结果，向对应的执行站发送指令。

系统优化后结构如图3所示。安控系统实现主机功能的动态迁移，经过两级执行的安控措施能应对各类故障，减少安控系统中间环节，缩短整体动作时间。

图3 系统优化后结构图

3.2 逐轮递推动态切机技术

逐轮递推动态切机技术流程如图4所示。

图4 逐轮递推动态切机技术流程图

从安控系统实际应用情况来看，很难保证按需切量进行精准的切机操作，在特殊情况下实际切机量(实切量)和需切量的差值较大。出现这种情况的原因是目前的切机方式是计算一次策略就进行一次切机，切机中出现断路器拒动无法切除对应支路功率时没有对应补救措施。多支路切除时未考虑最小可切功率较大导致的累计实切功率误差。因此，提出了一种逐轮递推动态切机技术。根据本轮切机的需切量，按照设定切机策略进行本轮切机操作。本轮切机操作完成后，检测本轮切机的实切量，并判断本轮切机的需切量与实切量的差值是否大于本轮的设定门槛值。本轮的设定门槛值为本轮切机操作过程中各支路可切除功率的最大值。本轮切机的需切量与实切量的差值若大于本轮的设定门槛值，则将所述差值作为下一轮切机的需切量进行下一轮切机操作，直至本轮的需切量与实切量的差值不大于本轮的设定门槛值。

3.3 安控系统策略表逻辑化实现技术

张北柔直示范工程一次系统采用四端环形的网络架构，接线形式复杂，可能发生的故障有各端换流站的换流器单极闭锁故障、换流器双极闭锁故障、直流母线故障等。安控策略表数量庞大(控制策略上千种)、策略表管理复杂，按传统安控系统通过策略表匹配的方式进行控制策略选择已不具备可行性，需要将数千张策略表提炼成简单的控制逻辑，实现策略表逻辑化。装置自动根据状态按预设逻辑计算安控策略，取消大量策略表的创建、搜索和管理工作，从而有效降低系统的复杂程度、提升控制策略的实用化水平。

安控策略表的逻辑化实现如图5所示。

图5 安控策略表的逻辑化实现

4 系统硬件设计

系统硬件设计架构如图6所示。

图6 系统硬件设计架构

系统硬件设计采用模块化实现各项功能，装置主要包括主CPU插件、通信接口插件、通信扩展插件等。该硬件结构不仅适用于子站主机，也适用于从机、执行站终端。

主CPU插件实现硬开入信号的采集、模拟量信息的采集、应用逻辑处理及核心控制策略执行；主CPU插件集成设计4个2 MB光纤接口，用于与本站主机、其余子站主机、从机及交流子站从机通信，接收从机采集的模拟量信息、通道信息、压板信息等。通信接口插件通过装置背板以太网接口与主CPU通信，具备快速数据传输机制，实现智能液晶接口、61850通信、对时及打印功能。通信扩展CPU1和CPU2插件与主CPU插件之间采用高速以太网口通信，通信扩展CPU1插件支持8个5 MB的FT3帧格式光纤接口，用于与直流控保的站控或极控系统通信；通信扩展CPU2插件支持8个100 MB以太网口，可以通过通信接口扩展装置转换成30个2 MB光纤接口，用于与执行站、交流子站及其他子站通信。

5 系统功能设计

5.1 子站功能

张北工程装置部署方案如图7所示。

图7 张北工程装置部署方案

子站主机识别装置所在换流站内的直流母线跳闸、直流线路跳闸、换流器闭锁等故障信号，根据故障前状态和故障后状态计算转带功率，结合转带功率计算故障后切机量。子站如果为送端站，就直接向本站所属切机执行站发送切机命令；如果为受端站，就将切机命令转发到对应送端站进行切机操作。

装置部署于张北柔直工程的4个换流站。装置功能按最大化配置模式设计，装置内部设置部署位置定值，靠部署位置定值体现装置功能差异。装置启动后，根据不同故障类型进行策略类型选择：换流器故障时，通过换流器闭锁信号状态来选择换流器故障策略；直流母线或直流线路故障时，通过直流断路器位置状态选择故障策略；交流子站故障时，通过故障信号选择故障策略。计算策略措施量时，根据故障后的状态计算设备故障前的功率，扣除可转带部分的功率，则得到需要切机执行的策略措施量。

切机执行时，子站装置采用分组切机的方式下发切机命令，以375 MW(通过定值可设置修改)为一组。子站按所接入执行站的切机优先级(优先级可整定)和可切量进行分组切机。下发切机命令给执行站时，每个执行站只执行一次切机操作。以子站需切800 MW功率为例，切机执行策略(I)如表1所示。

表1 切机执行策略(I)

子站从机主要采集交流测量数据，计算功率及母线频率并发送给子站主机。

5.2 执行站功能

执行站采集可切量，发送给对应子站，接收子站的切机命令并解析生成策略执行，通过设定的支路优先级定值和过欠切模式计算切机的支路。以执行站需切245 MW功率为例，切机执行策略(II)如表2所示。

表2 切机执行策略(II)

6 实时数字仿真验证

基于张北柔直工程，搭建了安控系统仿真验证平台[11-12]。仿真验证平台由6个部分构成。

①实时数字仿真(real-time digital simulation,RTDS)系统：该部分用于模拟张北柔直示范工程一次系统，包含换流站一次系统、直流输电线路、交直流断路器、风机、光伏等电气设备。

②功率放大器：将RTDS生成的模拟量信号放大，连接安全稳定控制系统设备，从而实现安控设备的实时模拟量采样。

③换流站极控屏、站控屏：完成张北站换流阀的极控、站控功能，能够真实还原安控系统与换流站的极控、站控通信及控制交互功能。

④通信接口屏：完成RTDS与极控、站控设备通信，完成RTDS模拟的康保站、丰宁站、北京站的极控、站控与安控设备的通信。

⑤大电网安全稳定控制系统：包括安控系统的控制及保护功能，按照张北柔直示范工程安控系统进行配置。

⑥RTDS仿真建模工作台、监控后台：完成RTDS的建模工作，作为整个仿真验证平台的主要人机接口，是试验人员对整体系统进行控制、监视和数据采集的主要交互接口。监控后台完成数据监视和系统运行工况展示功能，并具备安控系统配置架构展示及控制功能，以及动态展示功能。

基于RTDS搭建的四端柔性直流系统包括4个直流换流站，分别为康保站(SS1)、张北站(SS2)、丰宁站(SS3)、北京站(SS4)。直流换流站为全面验证系统功能，试验系统设置若干短路故障点。故障设置如图8所示。

图8 故障设置示意图

图8中：K2为SS1站和SS3站之间线路Line1的中间点，K8为SS1站和SS2站之间线路Line3的中间点，K5为SS2站和SS4站之间线路Line2的中间点，K11为SS3站和SS4站之间线路Line4的中间点，K1为SS1站直流母线，K4为SS2站直流母线，K3为SS3站直流母线，K6为SS4站直流母线。

6.1 切机策略功能验证

基于搭建的仿真验证平台，对站间通信功能、切机策略功能、稳控装置整组动作时间进行了验证和测试，结论准确无误。切机策略功能验证包括单极闭锁稳控策略验证、单站闭锁稳控策略验证、直流线路故障稳控策略验证、直流母线故障稳控策略验证等。以下仅描述单极闭锁稳控策略验证的部分测试结果，在SS1站1 500 MW、SS2站3 000 MW、SS3站1 500 MW、SS4站3 000 MW运行方式下，模拟SS1～SS4站单极(P/N)闭锁，验证故障情况下装置动作情况。装置动作情况应满足相应技术要求。单极闭锁稳控切机策略验证结果如表3所示。

表3 单极闭锁稳控切机策略验证结果

6.2 系统动作时间验证

采用标准时钟装置为所有被测设备进行对时，模拟不同工况下子站主机策略动作并发出指令到执行站。执行站启动并出口，记录RTDS系统向子站主机模拟故障到RTDS系统收到执行站指令的整组动作时间。记录的5组动作时间分别为64.10 ms、61.45 ms、62.90 ms、64.65 ms和63.20 ms。从记录的测试结果可以看出，本文研制的大电网实时快速安全稳定控制系统动作时间控制在70 ms以内。

7 结论

本文研制的大电网实时快速安全稳定控制系统已通过RTDS搭建的仿真系统验证，动作可靠，策略执行准确无误。安控系统采用的近区优先的主机功能动态迁移技术、逐轮递推动态切机技术和安控系统策略表逻辑化实现方法，缩短了安控系统的动作时间，提升了切机量的精确度，取消了大量策略表的创建、搜索和管理工作，保证了系统的稳定性，提高了安控系统故障的应急响应能力。

随着特高压交直流电网的快速发展，交直流混联电网特征越来越明显，风电和光伏等新能源并网容量持续增长，电网格局与电源结构发生重大改变，使电网运行特性发生深刻变化。因此，基于大电网的系统保护也越来越复杂。大电网实时快速安全稳定控制系统充分考虑了新的柔性直流输电网络的各种不同应用需求，在发生故障导致系统失稳时能够按策略计算出需切量并进行精准的切机操作，保障了交直流电网的安全稳定运行，减少了系统故障带来的损失。