深圳網荷智能互動系統的設計與應用

曹更新，劉 剛，宋湘萍

（南瑞繼保電氣有限公司，江蘇 南京 211100）

0 引言

隨著我國特高壓交直流電網［1］快速發展，遠距離跨區輸電規模持續增長，特別是在電網“強直弱交”的過渡期內，一旦特高壓直流雙極閉鎖［2-3］，受端電網必須切除大量負荷才能保住電網穩定［4-12］，但傳統的穩控技術［13-15］只能直接切除變電站饋線，這將導致許多工廠和居民小區直接停電，造成較大影響。因此只能切除部分用戶的可中斷負荷，并且在事故后做到切負荷量的“精確”和對象的“準確”，為此而建設的新型電網穩定控制系統就是網荷智能互動系統［16-21］。為解決南方電網高壓直流閉鎖以及其它重大電網設備故障時造成的電網穩定問題，保障電網安全運行，深圳電網針對烏東德電站送電廣東廣西特高壓多端直流示范工程，建設了深圳電網網荷智能互動系統，挖掘分散性的用戶可中斷負荷單元，對其實施靈活快速的調節，實現電網與負荷的友好互動，達到電力供需瞬時平衡，避免大面積停電的發生。把數量眾多、地理位置分散的可中斷負荷原有的南方電網接入穩定控制系統，同時滿足電網安全性、可靠性、經濟性的需求，是設計方案中需要解決的問題。

1 網荷智能互動系統架構

1.1 總體架構

深圳電網網荷智能互動系統由負荷控制主站、8個地區的網荷控制子站、5個地區的常規控制子站、專用通信接口設備、網荷精準控制終端等部分組成。500 kV現代主站分別與8個地區的網荷控制子站、5個地區的常規控制子站通信，匯集深圳全網的負荷量信息。現代主站對上與南網羅洞主站通信，在發生故障后接收南網羅洞主站的切負荷容量命令，并向各網荷控制子站和常規控制子站分發切負荷指令，如圖1所示。

圖1 深圳電網網荷智能互動系統架構圖Fig.1 Grid load intelligent interactive system architecture of Shenzhen power grid

1.2 裝置配置

網荷控制現代主站安穩控制系統按雙套系統設置，設穩控主機A柜、主機B柜以及通信接口柜。B套包括1臺PCS-992M主機、2臺PCS-992S從機、1臺通信復接裝置MUX-22E，使用2M接口與南網羅洞主站及控制子站通信，如圖2。

圖2 深圳網荷智能互動系統500 kV現代主站配置Fig.2 Shenzhen Grid load intelligent interactive system configuration of 500 kV Xiandai master substation

網荷控制子站按雙套系統配置，B套由1臺PCS-992M主機、2臺PCS-992S從機、1臺通信接口裝置MUX-S02使用STM-1光口與就近站通信，1臺通信接口裝置MUX-09A使用2M接口與主站通信，如圖3。

圖3 深圳網荷智能互動系統子站配置Fig.3 Shenzhen Grid load intelligent interactive system configuration of slave substation

2 各層級負荷控制裝置功能與控制策略

2.1 網荷控制主站

500 kV現代主站做為切負荷控制主站，接收來自南網羅洞主站的切負荷命令，同時接收各網荷控制子站上送的負荷信息，接收各常規控制子站上送的總可切負荷統計。現代主站接到切除負荷命令后，在下轄的網荷控制子站及常規控制子站中進行分配。

若Pnwxq*Kwh≤Pwhkq，則只切網荷控制子站的可中斷負荷，網荷需切負荷量為Pwhxq=Pnwxq*Kwh；

若Pnwxq*Kwh＞Pwhkq，則優先切除全部網荷控制子站負荷，剩余的量再切常規控制子站鯤鵬子站與鵬城子站的負荷。

式（1）-式（4）中，Pnwxq為南網羅洞發送的需切量；Pwhkq為網荷控制子站上送的總可切量；Kwh為網荷可切系數（0.1～2）；Psyxq為剩余需切量，為鯤鵬、鵬城子站的切負荷量；Pkpxq為鯤鵬站需切量；Pkpkq為鯤鵬站上送的可切量；Ppcxq為鵬城站需切量；Ppckq為鵬城站上送的可切量。

2.2 網荷控制子站

網荷控制子站接收本地區所有終端的可中斷負荷，按照重要等級進行統一分組，共分為5組，組別1的負荷優先切除，組別5的負荷最后切除。對每個負荷設置優先級定值，組別1優先級范圍為1-50，組別2優先級范圍為51-100，依此類推，負荷優先級0～250。網荷控制子站計算各個組別的總可切負荷信息上送至網荷現代主站；接收網荷現代主站的切各組別容量命令，并結合本地頻率輔助判據切除負荷。收到切某個組別負荷容量命令時，若滿足低頻條件，按照設置的控制終端負荷切除優先級順序，根據最小過切原則，依次選擇切除各終端的可切負荷，直到滿足該組別負荷的需切容量。同一優先級的負荷一起切除。

2.3 常規控制子站

常規控制子站接收下屬各切負荷執行站上送的可切負荷量，形成主站的可切負荷序列。常規控制子站接收主站切負荷命令，根據既定策略合理分配切負荷量至本站下屬各個執行站，發送命令至相關執行站切除負荷。常規控制子站本站內主變過載時，根據既定負荷切除策略合理分配切負荷量至本站下屬各個執行站，發送命令至相關執行站，由優先級定值確值確定切除負荷。

2.4 網荷控制終端

網荷智能互動終端裝置為PCS-992SZ，軟硬件均實現了模塊化結構，拼裝靈活、通用性強，并且采用了多重可靠性措施，達到特高壓電網安全穩定控制裝置的可靠性要求。終端裝置功能主要有：

1）最大采集兩段母線三相電壓+2回線路三相電流的模擬量信息；

2）將各線路負荷的可切量上送給遠方子站；

3）接收子站切負荷命令并執行出口。

3 網荷控制終端通信接入方式

網荷智能互動系統需要確保數據傳輸的實時性，通信方案非常重要。南網為在首套項目中積累經驗，深圳網荷智能互動系統中通信接入采用了星型網絡、環網、5G 3種方式［22-26］。

3.1 專用光纖星型接入就近站

就近變電站配置了MUX-02E通信接口裝置，安裝在通信機房內，用于與PCS-992SZ網荷智能互動終端裝置配合使用。MUX-02E最大可支持8個2 048 kbit/s專用光纖接口與終端同時進行通信，并把終端數據通過2個E1數字復接接口，經SDH設備轉發至控制子站的A、B套裝置，如圖4所示。

圖4 網荷控制終端星型接入示意圖Fig.4 Grid load control terminal device communication access with star topology

3.2 專用光纖環網接入就近站

就近變電站中配置MUX-02F通信接口裝置，用于部分試點站控制終端進行HSR環網通信，安裝在通信機房內。MUX-02F最大可支持8個終端進行HSR環網通信，將終端數據通過2個E1接口，經SDH設備轉發至控制子站的A、B套裝置，如圖5所示。

圖5 網荷控制終端環網接入示意圖Fig.5 Grid load control terminal device communication access with ring topology

3.3 5G通信試點接入方案

基于5G通信的優點和深圳網荷智能互動系統的要求，控制子站與部分控制終端之間采用5G通信方案進行試點。在終端側，控制終端通過百兆電以太網RJ45接口連接CPE，通過5G網絡分別與控制子站的A、B套裝置進行通信，如圖6所示。

圖6 網荷控制終端5G通信試點接入示意圖Fig.6 Grid load control terminal device communication pilot access with 5G technology

4 系統實施與聯調

深圳網荷智能互動系統中經過方案設計、硬件生產、軟件開發和嚴格的廠內驗收，已于2020年12月完成現場安裝，進行了全面的單站調試、通道調試、系統聯調及測試、傳動，現已投入運行。為確保聯調試驗［27-30］的安全，不誤切用戶負荷，聯調過程中，網荷互動終端裝置的出口壓板均保持退出狀態，并執行好現場安全措施，嚴防誤投壓板、誤碰回路、誤操作造成誤切負荷。現場調試的主要內容：

1）單站調試：就地采樣精度、開入開出回路、信號回路、裝置異常告警、本地控制功能檢查。

2）系統功能聯調

①現代主站A/B套裝置與各子站間的通道告警功能測試；

②現代主站A、B套裝置間的通道告警功能測試；

③遠方控制命令確認幀檢驗，只有收到連續3幀正確報文的情況下，子站或執行站方可動作；

④可切負荷量上送檢驗，控制終端上送量與子站接收量應一致；

⑤現代主站AB信息交換檢驗，檢驗柜間信息交換是否正確；

⑥網荷可中斷負荷、常規負荷通信正常的情況下，模擬現代主站接受南網羅洞切負荷命令，動作情況應與預期一致；

⑦整組動作時間測試

現場共完成單體功能測試160項，系統聯調測試25大項，671小項試驗項目。聯調試驗結果表明，網荷智能互動系統可以在故障時，快速、準確、可靠地切除負荷。試運行期間，深圳網荷智能互動系統經受了各種故障的考驗，裝置反應正確，系統正常。

5 結論

深圳網荷智能互動系統的成功應用，有效拓展了電網故障時的可控資源，為受端電網解決故障情況下電網頻率問題提供了良好解決方案，改善了安全穩定控制效果，最大限度地減少對用戶停電的干擾，提升了網荷友好互動性，提升了社會效益和經濟效益，有利于推動能源供給側結構性改革和清潔能源大規模開發利用，為南方電網特高壓交直流電網快速建設發展保駕護航，提供強力支撐。根據本項目的試點經驗，深圳電網今后將增加可中斷負荷的接入，進一步增大可中斷負荷的控制資源。