AVC技术支持下的智能电网调控一体自动化建设

姚芳, 陈建钿, 丘冠新, 曹安瑛, 侯祖锋, 谢虎

(1.广东电网有限责任公司珠海供电局, 广东, 珠海 519075;2.南方电网数字电网研究院有限公司, 广东, 广州 510663)

当前各国都在关注智能电网,因其可解决当前电网存在的系列问题,具备更高的电网性能和用户体验[1]。我国电网的主站和厂站都普遍建立起了主配网业务技术支撑体系[2]。虽然这些技术支撑体系助推了电网业务的开展,但由于部分因素导致管理运行的问题频发,增添了不少安全隐患[3],主要体现在建设分散、数量多、智能化程度不高、预防性差[4]。解决电网问题的迫切性也促使了智能电网系统及技术落地应用研究的不断涌现[5]。

目前我国对于电网系统一体化的融合研究还是比较欠缺的,缺乏整体化的平台研究。本文基于云-边融合技术、就地自动电压无功控制(AVC)功能、主配协调调度等技术,分别从平台搭建的角度进行顶层设计,并且对平台系统应用进行综合测试[6-7]。本文的研究对固定区域智能电网的建设拓展了思路,具有一定借鉴价值。

1.1 智能电网

智能电网是为使电网运行和管理效率最高而采取的以客户端为主线,添加各种信息传感器的统一电网资产和设备信息,能够提高整个电网的可靠性并降低电网能耗。智能电网主要特征有:①自愈和自适应;②安全可靠性高;③经济高效;④兼容性;⑤互动性。

1.2 云-边融合的智能技术

云-边融合的关键核心是边缘计算,它是一种将计算能力放在终端或距离数据源较近的计算架构。由于数据处理最接近数据源,从而能够在保证数据安全的基础上提供更实时的计算能力。在无线网络以及芯片的助力下,大量设备能够结合计算需求,挑选边或云的计算,使云-边融合的目标得以实现。本文研究的地理区域为“南网”智能电网覆盖区域,以南网调度云为云基础,服务于新兴的市场主体。“南网”智能电网的建设框架如图1所示。

图1 南方电网智能化发展建设结构示意图

1.3 AVC技术

为保证电网安全、高效率地运行而使用计算机通信手段对电网无功资源以及调压设备进行智能控制的过程就是AVC技术。AVC技术以安全稳定为前提,能够满足电压要求并降低损耗。无功电压优化运行的一般原则为在紧急事故备用满足状态下使系统中的各点电压高水平运行。AVC原理接线如图2所示。

图2 AVC原理接线示意图

1.4 馈线自动化基础

为简化保护优化系统,一般利用馈线自动化(FA)系统进行纠正性操作,故障区段定位并被隔离出,然后恢复非故障区段的供电(FLISR),减少故障停电范围。

FA涵盖了分布式、集中式以及就地式3种方式。就地式FA结合就地电流以及电压的变化,由安装在变电站线路出口的重合器与线路上的自动分段器,依据提前设置的逻辑顺序动作,通过FLISR操作实现就地。集中式FA涵盖馈线终端单元(FTU)、配电自动化主站系统以及通信系统。将FA软件模块安装到配电网自动化主站里,FTU上报的相关故障信息等能够被主站接收,由FA软件按照预设的逻辑算法进行FLISR操作。集中式FA结构如图3所示。图3中,LAN表示局域网,WAN表示广域网。

图3 集中式FA结构示意图

分布式FA系统结构类似于集中式FA,与集中式FA不同的是在故障发生时,馈线监控终端就地发送操作命令,FLISR操作的过程脱离主站控制,最后只上报故障处理结果。

2.1 动态自主弹性可伸缩的主配网协同监控平台设计

平台设计主要模块是智能电网的监控与管理系统,以云平台和全域物联网平台为基础。系统采用云、大、物、智技术设计了动态自主弹性可伸缩的主配网协同监控平台,构建面向不同场景的实时并行计算集群框架,为解决配电网大规模、大容量智能终端的多维接入,支持历史、实时图模数一体化全景需求。智能配电监控系统架构如图4所示。

图4 智能电网监控系统架构示意图

该智能电网监控系统设计是为了实现全网110 kV以上主网大模型与单个地区配网模型的自动拼接、融合、画面调阅及分析调用,支撑主配网一体化协同应用,提供配电网感知、分析、决策、控制、协同互动的全流程、全环节、全时空业务支撑。结合前文提到的馈线自动化,智能监控平台可加强配网保护测控一体化终端的综合数据分析,快速实现配网故障测距定位和故障类型分析等,可辅助区域分布式能源的接入规划和整体协同。

2.2 配电网二次设备集成优化整体设计、建设和运行规划

在智能变电站二次设备的普及下,对二次设备集成是设备优化的趋势。本文二次设备集成优化从智能变电站过程层、间隔层和“站控”层等3方面展开。

据IEC 61850标准,过程层设备主要有互感器、断路器等。根据智能数字化信息传输要求,过程层集成主体能够承担电流以及电压的数据采样、开关控制操作以及遥信等功能。

随着合并单元和智能终端设备的大量应用,间隔设备集成不仅能够为一次设备提供高效数据传输服务,同时设备成本得以节约,全站投资下降。图5是合并单元智能终端集成方案设计的情况。图5中,CS表示传送,JS表示接收。

(a)

合并单元智能终端集成装置常用图5(a)和图5(b)形式。一般保护装置、测控装置是间隔层主体设备。中低压电网间隔层的集成通常采用保护测控集成装置、多功能测控装置、网络分析仪集成装置等。“站控”层设备是组成一体化监控系统的重要组成部分。本文立足可靠安全的指导原则,认为当前阶段可操作性强的方案是保护测控的集成以及过程层的合并单元智能终端集成。集成式二次设备的硬件设计结构如图6所示。

图6 集成式二次设备的硬件设计结构示意图

2.3 就地AVC功能的智能配网保护测控一体化终端设计

本文是从数据采集与监视控制(SCADA)系统采集数据启动,系统分正常和故障两部分。正常运行时,考虑系列电压影响后传递到电压分析区域,之后传递到无功分析区域进行潮流运算及分析,无功就地补偿后实施,再向控制中心发送控制执行信号;故障状态下,系统进行故障自愈,保证系统正常运行。就地AVC功能的智能配网保护测控一体化设计如图7所示。

图7 就地AVC功能的智能配网保护测控一体化设计示意图

本文终端系统按照云-边融合的电网运行生态框架进行设计,新兴市场主体和其他利益主体数据通过“南网调度云”技术进行交互共享,通过边缘计算技术及市场化策略,获取综合能源服务商、电动汽车充电桩等公司的外部数据,实现“南网调度云”业务信息与外部数据的集成融合。根据主配网协同智能调度技术对地市级区域主配网与智慧能源进行协同控制,对接入中低压配电网的综合能源服务园区、充电桩、储能、柔性负荷等“源网荷”做到精细协调,使电网安全运行与各方主体利益最大化。系统根据数据关联分析和深度挖掘技术,可研判不同行业、不同工业类别的定制化负荷预测与用电趋势,整个架构实现硬件共享统一,高度主配一体化,有效节约人力维护成本及系统建设成本。

3.1 系统运行分析结果

对系统的试验评估采用可靠性指标统计法。传统算法指标评估结果如图8所示。图8中,SAIFI表示系统平均停电频率,SAIDI表示系统平均停电持续时间,CAIDI表示用户平均停电持续时间,ASAI表示平均供电可用率。

图8 系统运行传统算法指标统计结果

根据可靠性评估统计结果,针对单独的变电站可靠性评估,本文系统可靠性参数与实际情况更相符合,可靠性评估的相关结果更值得信赖。假如采取大规模中压配电网的方式,相比于以往的可靠性评估结果,以本文设计模型为基础的相关可靠性评估结果与配网的真实可靠性水平更加接近,如图9所示。

图9 系统运行本文算法指标统计结果

系统正式运行后能够明显提升粤港澳大湾区的电网运维能力和运行效果,电网智能化、可靠化、安全化水平等指标的提升幅度均处于8%～10%的范围内。从安全化水平来看,电网稳态运行控制能力大幅度攀升,从64%提升到93%。从智能化水平来看,电网稳态自适应智能决策能力的提升幅度比较高,从71%提升到89%。总之,粤港澳大湾区采用的新一代调度技术支持系统有力地保障着其电网的安全可靠运行,调度智能化水平显著提升。

3.2 中压智能配电二次设备集成与示范应用结果

本文变电站二次设备集成与应用区域为粤港澳大湾区。粤港澳大湾区中压智能设备集成建设示范应用如图10所示。

图10 粤港澳大湾区中压智能设备集成建设示范

变电站二次设备的集成建设成为大湾区电网建设重点工程,在110～500 kV智能变电站过程层合并单元和智能终端装置集成度达80%以上,而在更高电压区间的220 kV及以上电压变电站,通过设备的集成,经济效益最为显著,减少了设备数量,扩大了站区设备空间。从已经试运行的变电站分析,集成设备整体运行比较好,考虑到运行测试时间短,后续的应用测试还在继续观察。

本文基于AVC技术及主配网协同调控一体化技术对智能电网调控一体化建设平台进行研究设计。根据系统应用性能测试及应用结果,可得到以下结论:智能配电网无功电压控制系统的推广与应用,可提高配电网无功电压协调控制能力、实现节能降耗运行效果等方面深化本文系统的运行质量。主配网协同调度应用提高了电力企业内各部门间的协同工作效率。本文合理科学地设计了智能配电网无功电压控制系统,但是由于现实的复杂性,也有不足之处,如管控设备质量、规范化布线、信号干扰等,这些问题实际中无法做到最佳协调。智能电网的建设发展应用及先进技术系统平台功能的最大限度发挥需要相关人员齐心协力、共同研究实践,才能在智能电网的建设进程上加快速度。

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