大电网安全控制对通信技术需求分析范文

摘要：

我国未来电网发展形态具有高比例间歇式清洁能源大范围消纳，与周边国家联网构建全球能源互联网以及会大量应用VSC电压源换相直流输电等特征，交直流电网相互影响的动态响应速度加快。要满足大电网安全稳定需求，重要的基础是建设发展控制保护专用信息通信网（ControlandProtectionDedicatedNetwork，CPDN）（简称控制保护专网），实现大范围多类型电网信息交互、融合。D-5000的WAMS系统因时滞长难以承担控制的任务。控制保护专网信息中心级别按照信息中转两层架构，实现二次设备接入安全识别、信息流量控制、信息优先级调度等功能。控制保护专网原型系统已经在华中电网建成投运，新一代控制保护专网建成后，能够实现控制与保护系统之间的信息交换，有利于相互之间协调；安控系统将具有感知电网运行趋势的能力，有助于安全与效率之间的平衡；调度自动化业务迁移至控制保护专网后，性能指标将得到提升。控制保护专网的建设将是电网运行控制水平大幅提升的重要基础。

关键词：

全球能源互联网；控制保护专网；信息转运及控制；架构

引言

目前，我国电网已经到了非常特殊的发展时期，电网的特点和特征比较突出。同步电网装机容量规模已经位居世界前列，最高电压等级、最大输电容量的特高压交直流工程和电网已经建成投运多年，并初步形成特高压交直流电网，同一送端电网、同一受端电网接入超/特高压直流工程数量和容量规模在全球是独一无二的[1]。不远的将来，我国将首先推动“一带一路”周边国家电网互联互通，进而实质性推动构建全球能源互联网，因此需要更大范围传输清洁绿色能源[2]。此外，我国电力行业工程师驾驭大电网安全稳定可靠运行能力面临着新的考验，需要面对有挑战性的新需求。

1电网发展控制特点及其对信息通信技术的需求分析

1.1高比例间歇式清洁能源发电是未来电网发展的主要形态，需要发展结合多源信息的新型运行控制技术

根据我国能源发展战略行动计划（2014年—2020年），风电重点规划建设酒泉、蒙西、蒙东、冀北、吉林、黑龙江、山东、哈密、江苏等9个大型现代风电基地，到2020年，风电装机达到2亿kW。风电装机规模接近华北或华中或华东2016年电网装机水平，华北、华中、华东、西北及东北电网消纳风电比例约20%~30%。随着中国经济的持续增长，无论是从国内还是国外的视角来看，中国应对全球气候变化责任压力都在持续加大，高比例（10%~50%）风电、光伏等清洁能源消纳是未来电网发展的主要形态[2]。风电、光伏等清洁能源发电具有间歇性、随机性特点，风电发电负荷较大区间一般在后半夜，电网负荷处于低谷，在北方供暖期间热电联产机组以供热定电模式为主，电网调峰调频压力巨大。电网调峰主要依据调度发电计划曲线及依靠调度自动化AGC系统协调，调整常规发电机机组、抽蓄机组等出力，调整响应时间一般在分钟级。电网调频也是依靠常规发电机包括抽蓄机组，根据频率偏差自动实现调速器及原动机系统的功率调整。依据储能情况（如火电原动机压力包、水电水头）调整响应时间一般在秒级至数秒级甚至到分钟级范围。电网应对更高比例间歇式清洁能源发电的策略，一方面需要建设坚强的交直流混联电网，包括发展配套的抽水蓄能及电化学储能等大规模电量型储能系统，为大规模、高比例间歇式清洁能源发电消纳提供必要的物质基础；另一方面，风电和光伏发电短期功率预测已基本实现大范围应用，对于提高电网更高精度的发电调峰和调频控制具有工程应用价值，结合大范围采集电网实时运行状态、物联设备等多源信息的系统运行控制薄弱环节分析、调峰/调频能力分析等技术，实现大规模风电、光伏发电场主动功率调整，提升整个电网的运行控制水平。

1.2特高压直流送端同方向、受端同方向并以捆状

输电，需要发展利用多源信息的新型交直流混联电网协调控制技术±800kV天山—中州特高压工程额定输送容量达800万kW、输电距离2191.5km，于2014年1月13日完成全部系统调试试验并正式投运，是我国首个送端风电与火电以打捆配套建设电源方式并大规模远距离送出工程[3]。2017—2018年，还将陆续投运以风电与火电以打捆配套建设电源方式的±800kV、800万kW酒泉—湖南、1000万kW锡盟—江苏2条特高压工程。预计到2020年，送端西北、华北、东北“三北”并且受端在华北~华中~华东方向的直流工程将达到20多回[4-5]。当前我国电网建设发展存在“强直弱交”现象，特高压直流的建设投运速度远远超过特高压交流，交流电网可能难以承受故障转移功率冲击或者难以为多回特高压或超高压常规直流电网换相换流器（LineCommutatedConverter，LCC）提供有效的电压支撑，交流系统存在薄弱环节，还可能反过来限制特高压直流输送能力[6]。如2015年9月19日，锦苏特高压直流带负荷540万kW发生双极闭锁，造成华东电网频率跌落至49.563Hz、越限持续207s，对电网安全稳定造成严重影响[7]。为解决“强直弱交”问题并保障电网的安全可靠运行，一方面需要按照“强直强交”原则构建交直流协调发展交直流混联特高压电网；另一方面，客观上电网已经形成送端同方向、受端同方向、直流落点密集多条直流捆状群，可能影响的范围更加严重，客观上需要考虑利用多源信息，加强直流捆状群与交流电网的协调控制能力，更好地应对大规模、高比例间歇式清洁能源大范围消纳。

1.3电力系统一次设备“电力电子化”特征发展趋势明显，需要发展与此相适应的快速安全稳定控制技术

随着大功率绝缘栅双极型晶体管（InsulatedGateBipolarTransistor，IGBT）、脉宽调制（PulseWidthModulation，PWM）和多电平控制等技术的成熟，国内自换相的电压源换流器（VoltageSourceConverter，VSC）直流实现了示范工程应用[8]。上海南汇、广东南澳、浙江舟山等以电缆线路输电形式的多端柔直工程已经建成投运，即将规划建设渝鄂±500kV背靠背柔直工程，以及以架空线路输电形式的±500kV张北柔直电网科技示范工程，工程计划于2018年前后建成投运。张北柔直电网工程将重点示范的安全稳定控制关键技术主要有：纯风电和光伏发电系统并且无常规同步电源电网运行控制技术，直流电网与落点交流电网有功功率和频率类、无功功率和电压类的协调控制技术，以及直流电网与风电、光伏、抽水蓄能等多能源发电协调控制技术等。LCC常规直流采用晶闸管只能控制导通而不能控制关断，通过控制触发角实现直流电压一个维度调整控制；VSC直流采用基于IGBT和与之反并联二极管组成基本模块的核心部分，可控制导通和关断，进行2个有功类和无功类维度调整控制[9]。因此VSC柔直的动态响应比常规直流响应更快，柔直电网可控制的目标也随着节点规模的增加而增加。为充分利用柔直电网“电力电子化”特征明显的快速响应性能，需要依靠控制信号传输时滞小、容量大、覆盖范围广的信息通信处理技术，利用风电和光伏发电短期功率预测、D-5000调度自动化、交直流电网实时运行状态数据等多源信息，满足柔直电网与交流系统间多元化控制的需求和多目标控制可能需要协调的需求，也可以适应未来电网高比例间歇式清洁能源发电大范围消纳的需求[10]。

2与安全稳定分析控制业务相关的信息通信技术发展现状

从大电网安全稳定计算分析和控制的角度来看，信息通信技术涉及安全稳定控制专用通道、调度自动化D-5000平台SCADA/EMS系统和WAMS系统，以及智能变电站网络系统。

2.1电网安全稳定控制信息通信专用通道

采用专用信息传输时滞小，数据传输可靠性较高。即使在信息通信通道检修情况下通道也能够实现“一主一备”模式运行，能够在300ms内实现从信号触发、处理到安全稳定控制装置动作完毕全过程[11]。安控系统对于电网的安全稳定运行发挥了重要作用，目前已经投运的安控系统相互间并没有信息交互，处于信息孤岛状态，适应未来电网多目标、多约束条件下安全稳定控制的压力较大。

2.2调度自动化网

SCADA系统承担EMS调度自动化系统重要数据采集等任务，基本理念是假设系统运行状态在分钟级范围内变化不大。调度自动化系统的安全稳定计算分析功能是EMS高级应用系统中近几年逐步接近于成熟的业务，是调度运行人员了解和掌握电网安全稳定特性的重要手段之一。面向安全稳定分析业务的优点及不足分别表现在以下几方面。优点：计算分析所需数据量丰富，潮流计算所需的电源开机、电网一次设备投运状态及变电站负荷等电网结构和电网运行状态等主网信息均能够提供，基本可以满足计算分析业务需要。不足：难以实现安控装置动作逻辑模拟功能，原因是厂家多、装置量大而广，接口很难接入在线安全分析系统，较难实现实时校核安控策略对当前状态适应性的功能。WAMS系统包括PMU装置已经广泛应用于电力系统，应用最多的是系统运行状态监测和记录、故障录波；其次是用于基于实时量测数据的电网运行轨迹分析，如小干扰稳定分析和扰动源定位等功能。基于WAMS系统的稳定控制理论上研究的较多，用于安全稳定实际控制的成功案例几乎没有，究其原因首先是用于控制的信息传输机制欠缺，在建设设计阶段没有提出应用于控制的需求以及欠缺大量控制信息传输时如何处理的方法，WAMS系统只是定位于录波和数据存储，其正常运行时时滞可能很小，但通信链路检修状态下时滞可能长达数秒级，难以满足安全稳定控制信息对时滞、通道可靠性等方面的要求；其次是采用IP寻址技术，大量信息时存在网络阻塞问题。

2.3智能变电站

智能变电站发展的驱动力之一来自设备层面，节约人力和物力资源以及环境资源，提升变电站运行效率。与以模拟量量测信号为特征的常规变电站相比较，智能变电站信息化、网络化程度较高，变电器、开关等一次设备和电力系统自动控制装置二次设备状态参数和运行数据可采集、汇总的信息倍增，变电站包括自动控制、运维效率等业务在内的运行水平显著提升。从大电网安全稳定控制的角度来看，虽然智能变电站可以利用的信息容易获得、控制输出也更易实现，智能变电站的控制对象为变压器抽头调整等站内慢速过程的调整、低频/低压减载等电网安全稳定第三道防线设备的控制对信息通信时间响应性能要求不高。但电网安全稳定第一和第二道防线，对信息通信时间响应性能要求较高。智能变电站如果紧急控制期间出现网络阻塞或丢包等问题，将增加信息通信时延，对稳定控制效果不利[12]。

2.4控制保护专网原型系统建设经验教训和分析

国家863计划“提升电网安全稳定和运行效率的柔性控制技术”课题研究了大电网智能柔性控制系统，在华中电网成功进行了示范应用以及长期运行，华中跨区交直流协调控制系统工程具备9回直流和交流系统共70个信号的协调处理能力，除具备直流紧急功率控制功能外，还具备直流功率调制和直流阻尼调制等功能，验证了基于多源信息中转调度模式的跨区协调控制工程实施可行性，提升了电网运行效率和安全稳定水平[11]。图1为示范工程控制保护专网原型系统，站间流向为信息通道。在示范工程实施过程中的经验教训为：WAMS系统信息传输时滞长，难以满足广域控制对信息高速、可靠传输的要求；控制用信息通信系统多采用点对点形式，未实现信息联网，信息难以实现共享、利用率低；控制信息与调度数据网彼此孤立，难以实现联动。信息化是智能电网发展的重要特征之一，在配用电侧尤为重要，主网具备多源数据融合、满足多业务实时数据传输需求的信息通信系统是实现大电网智能分析与广域协调控制的基础。随着国家能源战略对特高压交直流发展计划中“四交、四直”的落实，大规模新能源基地及其送出工程的投入建成，以“三华”电网为中心的特高压交直流混联电网的“强直弱交”特征更为突出，大电网的安全、高效运行需要以更为灵活、可靠、高速的信息通信体系为基础的安全稳定分析及控制系统作为必要的保障。必须研究基于广域多源数据实时中转处理的稳定控制信息通信体系架构及具有可操作性的构建方案和运行控制措施，满足安全稳定控制实时性和可靠性的要求，解决不同安控系统信息的“孤岛”问题、原有WAMS系统时延至少数秒和难以承载海量实时信息传输问题以及连锁故障防御仍处于被动防御状态等难题。安控、WAMS、智能变电站及控制保护专网稳定控制性能和功能拓展性能比较如表1所示。

2.5控制保护专网实现思路及核心功能要点

从以上分析可以看出，与安全稳定分析控制相关的信息通信业务虽然能够满足当前电网的需要，但难以满足未来电网的需要，有必要建成面向电网安全稳定业务需要的控制保护专网。控制保护专网的建设要点是：实现信息通信流可管、可控，并可以管理安全稳定控制类设备的自动接入身份识别。从带宽及利用率、业务承载能力等方面来看，SDH/MSTP业务小范围用于安全稳定分析控制已是成熟技术，但用于应对大范围、大容量安全稳定控制信息交换其承载能力压力较大。需要考虑采用PTN技术，设备带宽达到1000M和10G，业务承载性能更好，实际成熟时应考虑优先采用[12]。此外，对于输电距离达到数千km或者对于通信时滞敏感场景，可以考虑载波通信技术，类似于股票信息交换技术也可利用，大量信息同时触发，可靠性也较高。

3控制保护专网关键支撑技术及应用前景

3.1关键技术

从未来适应高比例清洁能源消纳的电网发展形态以及电网安全稳定协调控制的需求分析，未来电网需要发展满足安全控制大范围信息交换、捆状多换流站间协调控制等方面的技术，发展基于控制保护专网的跨区大容量输电交直流电网协调控制技术，核心是实现原有安全稳定控制专网、调度自动化网、站域网等信通网的安全稳定控制保护业务数据融合，特征是具备信息传输通道和信息流的“调度”管控能力、管控多厂家信通和安控以及监测设备的标准化接入，适应我国电力市场化复杂运行条件、大范围和高比例间歇式清洁能源消纳等背景下的安全稳定分析与控制业务发展需要。主要关键支撑技术体现在以下几方面。

1）控制保护专网信息通信通道架构和信息管控及设备研制。主要研究建设控制保护专网组网技术路线及技术经济比较，制定控制保护专网安全防护、信息交换标准，研发信息通信硬件管控平台（核心芯片）、软件管控平台，研制适应控制保护业务数据转发模式的信通设备。

2）基于控制保护专网的交直流协调控制技术研究。研发适应更多直流信息交互、具备连续换相失败防御的交直流协调控制方法；借鉴运行方式计算数据安排的思路，研究结合实时信息等多源信息的跨区输电稳定特性、安控策略校核方法；研究基于多源信息的连锁故障主动防御技术，包括联络线振荡中心广域快解和振荡轨迹预测解列技术。

3）基于控制保护专网的安全稳定控制关键设备研制。研制监测与控制一体化设备，监测设备支持控制信号、支持物联设备信息处理、支持电磁暂态记录、支持控制设备自适应模块化接入，解决在役PMU录波性能不一致、对控制支撑薄弱问题；研制能够远程维护、支持多源信息接入的安控装置；研究与直流、安控设备信息交互的接入技术标准。

4）研发支撑全球能源互联网格局的信息通信架构及设备研制。研发支撑多业务并且信息安全符合防护要求的大容量、高性能信息通信技术，研制自适应安全身份识别和辨识等关键设备，突破PTN技术瓶颈。

3.2应用前景

控制保护专网建成后，能够实现控制与保护系统之间的信息交换，有利于相互之间协调；安控系统将具有感知电网运行趋势的能力，有助于安全与效率之间的平衡；调度自动化业务迁移至控制保护专网后，在线安全分析等高级应用数据质量等性能指标将得到提升；安控装置动作逻辑实现联网后将能够实现安控策略实时分析校核；交直流协调控制系统将具备更广域的控制能力，能够实现直流送端与受端联合多回直流相继长时间换相失败的交直流系统主动防御，控制保护专网应用前景广阔。

4结语

基于国家863计划项目配套跨区交直流协调控制示范工程成功经验，为适应我国未来电网发展形态以及全球能源互联网建设发展需求，提出了发展广域交直流协调控制技术的思路，重点建设控制保护专网，重点研发接入控制保护专网的新型安控装备和信通管控平台和设备，同时也需要实现针对跨区输电结合多源信息分析和控制技术上的突破。实现故障跨区影响传导的预防性协调控制，是一种适应于大电网发展趋势的跨换代技术，对于安全稳定控制保护技术的发展具有重大影响和示范作用。

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作者：卜广全 赵兵 胡涛 于之虹 单位：中国电力科学研究院