特高压交直流电网系统保护及其关键技术

特高压交直流电网系统保护及其关键技术

李郁聪

（国网许昌市建安供电公司河南许昌461100）

摘要：随着特高压交直流输电技术及其联网技术的快速发展，风电和光伏等新能源大量并网、远距离跨区输电规模持续增长，电网格局与电源结构发生重大改变，电网发展过渡期安全稳定特性不断恶化，因此，本文对特高压交直流电网系统保护及其关键技术展开探讨分析，以供相关人员参考学习。

关键词：特高压交直流电网；系统保护；关键技术

前言

中国特高压交直流电网发展过渡期，电网特性持续发生重大变化，传统的安全稳定防御技术和措施难以适应，极须对电网安全防控体系进行提升。在梳理电网大的特性变化基础上，分析了适应特高压交直流电网实践的“系统保护”的必要性及需求。并着重介绍了全景状态感知、实时决策与协同控制、精准负荷控制技术的需求及框架。

一、构建系统保护的必要性及关键问题

1.1构建系统保护的必要性

传统的安全稳定三道防线体系、控制措施在交流电网发展的各个阶段，为保障电网安全运行发挥重要作用。随着电网结构特性不断变化，传统单一的稳定控制措施、措施量、防御范围和防御技术在一定程度上滞后于特高压交直流大电网运行实践，已难以满足系统安全防御要求。体现在以下几个方面。

1.1.1现有特高压交直流电网故障对安全稳定控制量的需求激增

应对严重故障的稳控系统一般仅针对局部稳定问题设防，控制措施量相对较小、措施类型相对单一。特高压交直流电网单一通道输电容量很大，例如在同送端同受端多直流输电格局下，多回直流换相失败会在数百毫秒内引发上千万千瓦的有功波动，对送受端电网均造成严重冲击，原有基于局部稳控的设防模式不能满足严重故障后对控制措施量的需求。

1.1.2特高压交直流电网连锁故障问题凸显

特高压电网交直流相互耦合、送受端交互影响增强，需要不断拓展防控措施，应对交直流连锁故障防御要求。不同送端不同受端输电格局和稳定形态复杂，现有安全控制体系下措施组织和协调难度大，需要重构电网安全防御体系。特高压交直流电网同送端不同受端和同受端不同送端多直流送电格局同时存在，使得电网薄弱断面的稳定形态更加复杂，控制措施的需求量大、种类多，防御范围涵盖多频带、多时间尺度、多控制资源，控制网络化特征突出，协调难度大，突破了原有稳控系统局部、分散的配置理念，需要重构新的电网安全综合防御体系。

1.1.3电力电子特性引发的问题在电网中不断涌现

电力电子设备接入程度较低的传统交流电网中，谐波主要来自大型设备操作和轧钢、冶炼等工业负荷，通常仅短时影响配电网电能质量，对系统稳定不造成影响；新能源、新型负荷、直流输电的大规模发展，使得电力电子特性在电网中不断显现锁等连锁反应。亟须突破故障触发安控的设计理念，将稳定控制从工频问题扩展到更宽频带。

1.2构建系统保护的关键问题

1.2.1大规模复杂电力系统安全稳定性的准确评估问题

当前特高压交直流电力系统与传统交流系统特征上存在显著差异，第一，电源结构上，以风电、光伏为代表的新能源通过多层级变流变压接入大电网，为维持新能源发电并网特性的厂站侧柔性交流设备广泛应用；第二，电网结构上，特高压交直流、高压柔性直流、特高压分层接入等输电技术广泛应用，远距离跨区输电格局凸显；第三，负荷结构上，电力电子技术在负荷侧广泛应用，新型负荷的频率、电压、谐波特性发生重大变化，如大量负荷呈现反频率特性。源网荷侧结构的重大变化、电力电子设备及其控制系统的大量接入，物理系统的模型和控制规律更加多样、复杂。系统中出现了新的扰动形式和稳定形态，故障的连锁反应风险加大。

当前电力系统建模仿真和安全稳定评价体系仍然滞后于电网的发展。系统保护对于严重故障形态进行设防，需要明确设防的对象、设防场景下存在的问题及其严重程度。因此，对当前电力系统复杂故障下稳定性机理的揭示及安全稳定性的准确评估尤为重要和迫切，是构建系统保护的关键问题。

二、系统保护的关键技术

系统保护建设是一个复杂的系统性工程，需要适应多种运行场景，协调各种控制资源，整合多类先进技术。其中，系统保护的集中控制系统主要体现在电网安全稳定第二道防线，需要统合系统分析、自动控制、信息通信、智能决策等多个专业领域，设计大范围信息交互、多层次策略分解的一体化软硬件系统架构，实现多目标、多资源、多时间尺度、多约束条件的综合协调控制。此外既需要充分借鉴其他领域的先进适用技术，又需要结合电网控制要求，推动理论和技术创新，2.1全景状态感知技术

基于广域信息采集，实现对电网重要元件、控制资源、控制装置状态和行为的全景感知，支持综合分析评价和集中监视告警。同时，为实时决策和协同控制提供信息支撑，为电网暂态特性和故障演化途径分析提供基础。需要研究系统保护本体运行状态、控制策略、可控资源，以及电网动态稳定水平全时段监视技术，研究多类信息有序存储及高效共享技术，研究系统保护装置录波、相量测量单元（PMU）录波和故障录波构成的三位一体全网同步录波技术。系统保护全景状态感知要素、结构如图1所示。

图1全景状态感知示意图

2.2实时智能决策及多资源协同控制技术

基于全景状态感知，进行在线故障智能诊断和系统暂态特征综合识别，对系统存在的问题定位和甄别，综合考虑约束条件，结合就地与系统判据，实现控制分区、控制对象及控制量多目标实时智能决策。进一步，根据实时控制资源，进行控制策略协调分解，实现源网荷多类控制资源的紧急、有序、协同控制。需要研究基于故障事件与响应信息的电网扰动场景可靠、快速判别技术，研究适应电网送受端协调的多稳定约束、多变量混合优化技术。源网荷多资源综合优化协调控制如图2所示。例如：面对特高压交直流混联格局下的直流多馈入受端电网运行特性变化，需要研究利用直流输电功率快速可控特性，协同直流、抽水蓄能和大规模可中断负荷等措施，解决大功率缺额冲击下的电网频率稳定问题，满足了跨区直流、特高压直流工程快速发展形势下的电网频率稳定控制技术需求。

2.3精准负荷控制技术

精准负荷控制技术，将控制对象细分到用户，根据负荷特点、用户意愿进行精确匹配，具有点多面广、选择性强、对用户用电影响小的优势，通过与传统负荷控制系统协同作用，可满足直流换相失败和闭锁故障对大量切负荷的客观要求，是保障过渡期电网安全的最有效手段。传统切负荷与精准切负荷技术对比如表1所示。精准负荷控制技术需根据稳态及暂态不同时间尺度的负荷控制需求，对大范围、大规模的可中断负荷进行统筹管理，对负荷控制对象的控制效果、时机及控制量进行定量分析，给出负荷控制经济性与电网安全性相协调的优化控制，形成完善的精准负荷控制策略和技术方案，降低故障导致的经济损失。

图2源网荷多资源协调控制示意图

表1传统切负荷与精准切负荷技术对比

结束语

综上所述，随着电网规模和源荷侧不确定性不断增大，电网故障形态与电网运行方式更趋多样化、复杂化和不确定性，需要加强在线预决策闭环控制、基于电网响应信息的决策控制等系统保护技术的深化研究和推广应用。

参考文献

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