CN114936450A - 面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法和系统 - Google Patents

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CN114936450A CN202210486920.3A CN202210486920A CN114936450A CN 114936450 A CN114936450 A CN 114936450A CN 202210486920 A CN202210486920 A CN 202210486920A CN 114936450 A CN114936450 A CN 114936450A
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Abstract

本发明公开了面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法和系统，所述方法包括：建立风电送出输电线路的数字孪生模型；对输电线路及两侧间隔变电设备进行安全性验证；确定风电送出输电线路的增容调度区间和调度用载流量提升档位；监测到风电送出输电线路通道区域内受极端气象影响时，综合设备可靠性和电网可靠性确定运维检修方式；监测到风功预测和微气象满足增容条件时，风电送出线路进入增容调度运行状态；在风电送出线路调度运行过程中，通过模型监测并模拟判断出输电线路温度和弧垂超限时，调低风电送出线路载流量。本发明具有安全性高、可操作性强、数据可视化效果好等优点，有助于提升新能源消纳水平，节省工程投资，提升经济社会效益。

Description

面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法和系统
技术领域
本发明属于输电线路状态评估技术领域，涉及面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法和系统。
背景技术
在“碳达峰”、“碳中和”的目标下，新能源产业将迎来高质量、跨越式发展，清洁电力装机占比将大幅提升。然而，如果不能够解决新能源电源消纳问题，以新能源为主体的新型电力生态系统依旧难以形成。新能源送出的配电工程是源和网之间的连接纽带，其建设和运行质量在一定程度上制约着新能源的大规模发展应用。近年来，架空输电线路无法满足原有设计输送容量的问题越发突出，建设新的线路走廊不仅投资巨大、建设周期长，且开辟新的线路走廊难度较大，因此科学、安全地提高现有输电线路的输送容量已成为迫切需要研究的课题和解决的技术难题。对此需结合风电送出配套工程、输电线路动态增容、数字孪生输电线路、输电线路运维管理等手段以解决问题。
风电送出配套工程：由于新能源电源和电网建设周期的不同，因此配套送出工程建设上的滞缓极大地限制了新能源项目的正常并网。以辽宁地区风电建设为例，辽宁西部、北部地区风力资源丰富，随着近年来新建、扩建风电工程的增加，送出线路容量“卡脖子”问题越发突出。以某风电场扩建工程为例，将原装机容量50MW升级扩建为250MW，而原220kV风电送出线路导线采用JL/G1A-240/30型单导线，允许输送容量仅为230MVA(允许载流量600A)，低于机组满发容量。常规办法通过新建线路来提升输电线路容量，将产生巨大的工程建设费用和较长的建设周期。
输电线路动态增容：关于导线载流量的计算，国外普遍采用IEEE Std.738标准和CIGRE601技术手册进行计算，而我国一般利用英国摩尔根公式校核线路最大载流量。导线载流量一般采用以下公式：
Figure BDA0003630335770000011
式中I为允许载流量(A)，WR为单位长度导线的辐射散热功率(W/m)，WF为单位长度导线的对流散热功率(W/m)，WS为单位长度导线的日照吸热功率(W/m)，Rt ′为允许温度时导线的交流电阻(Ω/m)。控制导线允许载流量的主要依据是导线的最高允许运行温度及导线运行的环境参数。目前国内设计部门载流量普遍按国标要求严苛的气象条件进行校核。而导线载流量计算值与边界条件取值关系很大，我国地域辽阔，风速、日照差异很大，尤其东北地区气温低、早晚温差大、季节性风速较高，为进一步提高了架空输电线路的实际允许载流量创造了有利条件。通过对导线状态和环境条件(环境温度、日照和风速等)进行感知，在不突破现行规程规定的导线允许温度前提下，动态计算出导线的最大允许载流量，充分利用线路客观存在的隐性容量，可实现线路载流量的动态管理。研究表明，导线具备提高允许载流量的能力，环境因素中风速对导线温度影响较大，而日照强度对温度影响不显著。
数字孪生输电线路：数字孪生是指针对物理世界中的物体，通过数字化的手段，来构建一个数字世界中一模一样的实体，借此来实现对物理实体的了解、分析和优化。利用数字孪生方法可以建立输变电设备数字孪生模型，开展基于数字孪生的输变电设备多维数据融合分析和风险评估，实时直观地反映本体设备与外部环境状态。对输电线路应用数字孪生技术可以把现场真实的线路运行状态完全在后台管理系统里面模拟出来，例如在导线上流过的电流，接头的发热状态，杆塔的倾斜状态，在导线上的舞动幅度等等真实运行状态，仿真还原后传输到监控分析平台，值班人员在监控室内就可以及时了解线路的运行状态。
输电线路运维管理：由于处以同一风带上的风电场需考虑风电同时率，同时率越高，则限制风电场发电出力的情况将会越多。风功率上升时，受输送容量限制极易产生弃风现象，导致新能源无法有效消纳。此外，低温雨雪等极端冰冻天气会导致输电线路发生覆冰等灾害，甚至会引发风机及升压站等设备运行故障和事故，对电力电量平衡带来压力。相关资料显示，秋末冬初的雨雪冰冻天气易导致出现输电线路覆冰灾害。夏季，台风则是影响新能源送出安全运行的主要气象灾害。相比传统电源，风力发电更容易因大风、低温、暴雨、雷电等极端天气影响而出现出力锐减、发电设施受损等问题。
现有技术(CN202010240637.3)提出了一种输电线路载流量边界动态评估方法，包括以下步骤：(1)将输电线路采集的传感器信息和环境气象信息输入输电线路数字孪生模型；(2)计算载流量边界；(3)计算电流跃迁后导线温度的稳态值、温升值；(4)判断导线温度的稳态值是否超过预先设定的温度值以确定是否需要削减载流量边界来重新计算导线温度的稳态值，并将削减后的载流量边界作为参考输出；(5)计算输电线路最大载流量对应的最大导线弧垂；(6)判断输电线路最大载流量对应的最大导线弧垂是否满足输电线路对地安全距离要求；(7)获得最终输电电线路载流量边界。该技术在保证系统稳定运行和设备安全前提下，提高输电线路输送容量评估可信度和准确性。但是该技术应用对象并不是风电送出线路，其边界条件未充分考虑风电同时率的影响。该技术采用的数字孪生模型是对线路进行载流量计算的仿真计算模型，并不是对线路和通道进行实时监测的三维模型，无法对输电线路的运行状态进行实时感知与评估。
发明内容
为解决现有技术中存在的不足，本发明的目的在于，提供面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法和系统，具有安全性高、可操作性强、数据可视化效果好等优点，有助于提升新能源消纳水平，节省工程投资，提升经济社会效益。
为了实现上述目标，本发明采用如下技术方案：
面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法，包括以下步骤：
步骤1：建立风电送出输电线路的数字孪生模型，实现线路状态监测和运行状态模拟；
步骤2：根据目标增容量和目标输送电流，对输电线路及两侧间隔变电设备进行安全性验证；
步骤3：确定风电送出输电线路的增容调度区间和调度用载流量提升档位；
步骤4：通过所述数字孪生模型监测到风电送出输电线路通道区域内受极端气象影响时，综合设备可靠性和电网可靠性确定运维检修方式；
步骤5：通过所述数字孪生模型监测到风功预测和微气象满足增容条件时，风电送出线路进入增容调度运行状态，按档位提升线路载流量；
步骤6：在风电送出线路调度运行过程中，通过所述数字孪生模型监测并模拟判断出输电线路温度和弧垂超限时，调低风电送出线路载流量。
本发明进一步包括以下优选方案：
优选地，步骤1中，通过BIM与三维激光扫描技术融合建立风电送出输电线路数字孪生模型，具体包括：
步骤1.1：通过BIM资料构建杆塔结构模型；
步骤1.2：通过三维激光扫描构建导线及通道模型；
步骤1.3：将杆塔结构模型与导线及通道模型融合；
步骤1.4：在融合模型基础上叠加输电线路状态感知数据，将线路即时状态与模型进行数据联动，以动态评估线路及通道运行安全性，即形成风电送出输电线路数字孪生模型，实现线路状态监测、可视化展示和运行状态模拟。
优选地，步骤1.2具体为：在线路设备设施安装完成后，通过在无人机上搭载激光雷达设备，直接采集线路走廊三维激光点云，进而获得三维线路走廊地形、地貌、构筑物和线路设施设备空间信息以构建导线及通道模型；
所述空间信息包括杆塔高度及坐标、档距、缺陷位置、交跨角度、挂线点位置、导线弧垂。
优选地，步骤1.4中，在输电线路数字孪生模型中还接入风功率预测数据，供调度部门使用；
所述风功率预测是指根据数值天气预报的数据，用物理方法计算风电场的输出功率。
优选地，步骤1.4所述实现线路状态监测，具体包括：
1)对输电线路弧垂的在线监测：其监测方法至少包括激光测距、北斗差分定位、双目视距方法中的一种；
其中，激光测距和北斗差分定位方法是将传感器安装在在导线上的弧垂最低点，实时监测弧垂最低点对地面垂直距离的参数；双目视距方法是将传感器安装在杆塔上，对视距范围内的导线弧垂进行基于双目视觉的测算；将数据叠加到融合模型基础上，实现输电线路弧垂的在线监测；
2)对输电线路的微气象监测：其监测方法为：将微气象监测装置同时安装在杆塔和在导线上，在杆塔上的监测装置采集杆塔的环境温度、湿度、气压、风速、风向、雨量参数，在导线上的监测装置采集导线的环境温度、日照强度、风速参数；将数据叠加到融合模型基础上，实现输电线路的微气象监测；
3)对输电线路的综合状态监测：其监测方法为：将综合状态监测装置安装在在导线上，采集导线的温度、电流、环境温度、日照强度、风速，并计算导线带载能力，将数据叠加到融合模型基础上，实现输电线路的综合状态监测。
优选地，步骤1.4中，通过如下方式获取输电线路状态感知数据，以实现线路状态监测：
在杆塔上安装杆塔本体及环境监测装置，对杆塔螺栓、绝缘子、销钉、导地线等杆塔本体实现全方位立体监控，及时发现杆塔本体缺陷，同时实现杆塔周围微气象监测记录，包括温度、湿度、气压、风速、风向、雨量状态；
在杆塔上安装倾斜监测传感器，自动采集杆塔纵向和横向倾斜角度，对杆塔倾斜进行实时监测；
在杆塔上安装夜视卡片机监测装置，夜视观测线路的外绝缘情况，出现异常时进行预警；
在杆塔上安装拉力传感器，监测感知线路的舞动情况；
在杆塔上安装螺栓紧固监测传感器，进行塔身关键节点螺栓紧固力的监测；
在杆塔上安装双目视频测距装置，通过重建线路通道三维点云，实现视距范围内地形地貌场景重现、导线弧垂测算及预警；
在耐张杆塔的关键接点部位安装温度传感器，实时监测耐张线夹的接点温度，对发热隐患进行定位；
在导线上安装综合状态监测装置，采集导线的温度、电流、环境温度、日照强度、风速，并计算导线带载能力；
在导线上安装异常状态监测装置，对绝缘子劣化、金具浮放电、污秽进行定位、辨识预警，查找线路故障点；
在导线上安装智能间隔棒装置，对线路的舞动、对地距离进行实时监测；
在导线上安装弧垂监测装置，针对大跨越、跨河流、弧垂点低的关键位置，实时监测弧垂最低点对地面垂直距离的参数。
优选地，步骤2中，根据目标增容量对输电线路进行安全性验证，根据目标输送电流对输电线路两侧间隔变电设备进行安全性验证，均验证通过时，进入步骤3；
所述对输电线路进行安全性验证，具体包括：
步骤A1：通过目标输送容量和最大风电装机容量确定超过线路输送容量的比例，确定弧垂交跨校核档位；
步骤A2：收集分析风电机组的风速-功率数据，根据风电场内机组单机容量与功率曲线关系，确定不同型号机组在不同功率下的对应风速；
步骤A3：收集分析风电场典型气象数据，结合气象局提供的历史播报数据和风场内实测的监测气象数据，对场内近2-3年内各月平均风速、设定时段的环境温度、日照强度进行统计；
步骤A4：分析导线温度-弧垂校核数据，分别以弧垂交跨校核各档位对应的电流、风速、环境温度、日照强度，对导线温度进行计算，并对弧垂进行交跨校核；
步骤A5：获得线路安全性验证结论：对线路进行逐档交跨校验时，如果导线与地面、电力线、树木、构筑物的交叉跨越距离均满足GB 50545-2010要求，则说明按照该线路运行条件和环境条件定位并校核弧垂后，导线至少能够安全的提升目标输送容量超过线路输送容量的比例的输送容量，实现全部风力机组负荷100％送出，避免弃风；如果因树木影响导致不能满足GB 50545-2010要求，可采取伐树方式以满足要求，如果因其他因素影响导致不能满足GB 50545-2010要求，则降低目标输送容量后重新进行安全性验证。
优选地，所述对输电线路两侧间隔变电设备进行安全性验证，具体包括：
步骤B1：通过目标输送电流对两侧间隔的断路器额定电流进行验证；
步骤B2：通过目标输送电流对两侧间隔的隔离开关额定电流进行验证；
步骤B3：通过目标输送电流对两侧间隔的电流互感器的保护、测量、计量变比进行验证；
步骤B4：根据步骤B1-步骤B3的验证结果，对验证不通过的断路器、隔离开关或电流互感器进行调整，即更换或改造设备，设备更换或改造后，应由调度部门对该线路保护定值进行最终核定，完成变电设备安全性验证。
优选地，步骤3中，确定风电送出输电线路的增容调度区间和调度用载流量提升档位的方式，包括：
采用安全性验证环节的目标输送容量当增容目的边界明确时，通过预期增容目标Iexp来确定增容调度区间[Ie，Iexp]和增容比例，以及调度用载流量提升档位；
其中，Ie为线路最大负荷电流。
优选地，步骤3中，确定风电送出输电线路的增容调度区间和调度用载流量提升档位的方式，包括：
不采用安全性验证环节的目标输送容量，通过预设的导线最大温度和实测的导线温度、微气象参数、导线电流以及导线弧垂作为固定的边界条件，计算得出导线载流量边界Imax，从而确定增容调度区间为[Ie，Imax]和调度用载流量提升档位，并通过Imax与Ie确定增容比例；
其中，Ie为线路最大负荷电流。
优选地，步骤4中，通过所述数字孪生模型监测风电送出输电线路通道区域内是否受到极端气象影响，接收到极端气象预报预警视为受影响，此时综合设备可靠性和电网可靠性确定运维检修方式，为设备管理和调度运行提供决策；同时，如果监测到受寒潮气象影响，则对风机及输电线路进行覆冰状态预警；
如果不受影响，则进入步骤5。
优选地，步骤4所述综合设备可靠性和电网可靠性确定运维检修方式，为设备管理和调度运行提供决策，具体为：
在风电送出输电线路通道区域内受到极端气象影响时，以当前风电场、风电送出线路、风电受端汇集站为气象影响设备子集，以强相关的站线设备为主要考虑，引入与其相关联的站线和电源点，去除与其弱相关的站线设备，重新构建电网故障集，实现设备可靠性分析向电网可靠性分析的数据交互，以此为基础进行电网静态、动态安全稳定分析，确定运维检修方式，为设备管理和调度运行提供决策。
优选地，步骤5中，通过模块监测风功预测和微气象是否满足增容条件，如果不满足，则风电送出线路保持正常状态调度运行；如果满足，则风电送出线路进入增容调度运行状态，按档位提升线路载流量，具体的：
如果通过风功率预测和微气象监测，判断出风速高于设定值但不超过风机运行条件，则表示风速满足风电送出线路提升载流量条件，则风电送出线路进入增容调度运行状态，考虑风电同时率，调度部门根据各风场的送出线路状态以及机组负荷分别提升一级断面，即风电送出线路的载流量，同时在二级断面，即风电受端汇集变电站的送出线路根据N-1原则动态调整二级断面载流量。
优选地，步骤6中，在风电送出线路调度运行过程中，通过输电线路数字孪生模型动态监测并模拟风电送出线路的运行状态，判断输电线路温度和弧垂是否超限，如果超限，则调低风电送出线路载流量，并返回步骤5；如果不超限，则保持当前增容运行状态，并返回步骤5。
本发明还提供面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估系统，用于实现所述的面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法。
本发明的有益效果在于，与现有技术相比：
(1)由于风场机组负荷与输电线路输送容量均与风速呈正相关性，因此利用本发明的方法，当风电场预测风功率上升时，风电送出线路更利于实现动态增容，解决风电送出线路容量“卡脖子”问题，有助于提升新能源消纳水平；
(2)本发明输电线路数字孪生模型，在三维模型上叠加显示了丰富的输电线路状态感知数据，将导线即时状态与三维建模实现数据联动，动态评估线路及通道运行安全性，实现导线状态的可视化展示和运行状态模拟，更为直观，可通过实时监测数据判别导线运行安全性，符合国家标准要求，安全性更高；
(3)本发明按照增容预期目的边界对线路增容进行分档调度，当出现安全指标超限时，能及时调低载量甚至快速恢复正常运行状态，调度控制可操作性更强；
(4)本发明还提供了输变电设备的安全性验证方法，在实际开展动态增容之前，对输变电设备进行安全性验证，保证整个送出工程安全稳定高效运行；
(5)本发明在区域遭遇雨雪冰冻等极端气象灾害时，能够综合设备可靠性和系统可靠性对区域电网进行可靠性分析并提供决策建议，源网耦合更紧密。
附图说明
图1为本发明面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法流程图；
图2为本发明数字孪生输电线路的监测分析界面；
图3为本发明输电线路安全性验证方法的流程图；
图4为本发明变电设备安全性验证方法的流程图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。
如图1所示，本发明的实施例1提供了面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法，在本发明优选但非限制性的实施方式中，所述方法具体包括以下步骤：
步骤1：建立风电送出输电线路的数字孪生模型，实现线路状态监测和运行状态模拟；
进一步优选地，通过BIM与三维激光扫描技术融合建立风电送出输电线路数字孪生模型，具体包括：
步骤1.1：通过BIM资料构建杆塔结构模型；
通过输电线路三维设计阶段先期应用的BIM技术，能够实现输电线路杆塔结构设计的三维数字化交付。
步骤1.2：通过三维激光扫描构建导线及通道模型；
进一步优选地，在线路设备设施安装完成后，通过在无人机上搭载激光雷达设备，直接采集线路走廊高精度三维激光点云，进而获得高精度三维线路走廊地形、地貌、构筑物和线路设施设备空间信息构建导线及通道模型；
所述空间信息包括杆塔高度及坐标、档距、缺陷位置、交跨角度、挂线点位置、导线弧垂等。
步骤1.3：将杆塔结构模型与导线及通道模型融合；
三维线路设计基于多源地理数据、矢量参数模型构建三维仿真场景进行工程设计，功能涵盖输电线路径规划、通道清理、杆塔排位、电气校验、结构计算，数字化移交等。通过将BIM信息中的杆塔结构模型与安装完成后采集的线路走廊高精度三维激光点云进行匹配，将杆塔结构模型进行修正，同时叠加由线路走廊地形和构筑物信息构建的导线及通道模型，使得二者融合构建以后融合后的精度可达厘米级；
步骤1.4：在融合模型基础上叠加输电线路状态感知数据，将线路即时状态与模型实现数据联动，动态评估线路及通道运行安全性，即形成风电送出输电线路数字孪生模型，实现线路状态监测、可视化展示和运行状态模拟。
进一步优选地，在输电线路数字孪生模型中还接入风功率预测数据，供调度部门使用。
调度部门使用的风功率预测数据与风场数据不同：
调度使用的风功率预测是根据数值天气预报的数据，用物理方法计算风电场的输出功率；而风场数据是根据数值天气预报与风电场功率输出关系的在线实测数据进行预测的统计方法。
所述动态评估线路及通道运行安全性：如图2所示，输电线路数字孪生模型能够在输电线路的三维模型上叠加输电线路状态感知数据，将导线即时状态与三维建模实现数据联动，可用于动态评估线路及通道运行安全性。例如：图2所示分析界面能够基于导线的三维模型和通道里的树木模型，模拟计算导线在受温度影响和风偏角度影响的情况下是否会因距离线路下方树木不满足安全距离而产生放电。
所述实现线路状态监测，具体包括：
1)对输电线路弧垂的在线监测：其监测方法至少包括激光测距、北斗差分定位、双目视距等方法中的一种。其中，激光测距和北斗差分定位方法是将传感器安装在在导线上的弧垂最低点，双目视距方法是将传感器安装在在杆塔上，对视距范围内的导线弧垂进行基于双目视觉的测算。将数据叠加到融合模型基础上，实现输电线路弧垂的在线监测；
2)对输电线路的微气象监测：其监测方法为：将微气象监测装置同时安装在杆塔和在导线上，在杆塔上的微气象监测装置负责采集环境温度、湿度、气压、风速、风向、雨量等气象状态参数，在导线上的微气象监测装置负责采集环境温度、日照强度、风速等气象状态参数。将数据叠加到融合模型基础上，实现输电线路的微气象监测；
3)对输电线路的综合状态监测：其监测方法为：将监测装置安装在在导线上，能够准确采集导线的温度、电流、环境参数(环境温度、日照强度、风速)，并计算导线带载能力；将数据叠加到融合模型基础上，实现输电线路的综合状态监测。其中，综合状态监测装置采用CT取能方式。
具体实施时，为提高动态增容工程实际应用效果，需安装环境参数等在线监测装置，依据采集环境参数来动态核定的载流量数据，实现数据的接入并对线路输送能力实时核算与运行安全性评估，计算结果实时推送调度，供调度参考进行输送能力的调整。为确保安全性，需要至少对重要档距加装金具温度传感器、弧垂传感器等，实时监测运行情况。
进一步优选地，通过如下方式获取输电线路状态感知数据，实现上述线路状态监测目标。
在杆塔上安装杆塔本体及环境监测装置，可对杆塔螺栓、绝缘子、销钉、导地线等杆塔本体实现全方位立体监控，及时发现杆塔本体缺陷，同时实现杆塔周围微气象监测记录，包括温度、湿度、气压、风速、风向、雨量等气象状态；
在杆塔上安装倾斜监测传感器，自动采集杆塔纵向和横向倾斜角度，对杆塔倾斜进行实时监测；
在杆塔上安装夜视卡片机监测装置，夜视观测线路的外绝缘情况，一旦出现异常能够及时预警；
在杆塔上安装拉力传感器，准确监测感知线路的舞动情况；
在杆塔上安装螺栓紧固监测传感器，实现塔身关键节点螺栓紧固力的准确监测；
在杆塔上安装双目视频测距装置，通过重建线路通道三维点云，实现视距范围内地形地貌场景重现、导线弧垂测算及预警；
耐张杆塔的关键接点部位安装温度传感器，实时监测耐张线夹的接点温度，无需运维人员现场测温，对发热隐患进行准确定位；
在导线上安装综合状态监测装置，能够准确采集导线的温度、电流、环境参数(环境温度、日照强度、风速)，并计算导线带载能力；
在导线上安装异常状态监测装置，对绝缘子劣化、金具浮放电、污秽等异常放电进行定位、辨识预警，指导运维人员快速查找线路故障点；
在导线上安装智能间隔棒装置，对线路的舞动、对地距离进行实时监测；
在导线上安装弧垂监测装置，针对大跨越、跨河流、弧垂点低的关键位置，实时监测弧垂最低点对地面垂直距离的参数。
步骤2：对输电线路及两侧间隔变电设备进行安全性验证；
本发明具体实施时，在动态增容前还需要：A：对输电线路进行安全性验证，B：对输电线路两侧间隔变电设备进行安全性验证；
A：对线路进行安全性验证。
根据目标输送容量或输送电流，选取本线路通道严苛的环境参数，对导线温度进行计算，按照计算值向上取整(进一步增加安全裕度)的温度进行弧垂定位并校核交跨。
如果线路局部某档经勘探后导线对交跨物的距离不满足国标要求，可通过局部加高线路、伐树等方法进行处理使其满足GB 50545-2010要求。
如图3所示，验证的具体步骤如下：
步骤A1：通过目标输送容量和最大风电装机容量确定超过线路输送容量的比例，确定弧垂交跨校核档位。
本发明实施例中，假设风电场原装机容量50MW，新增后装机容量(即目标送容量)达250MW，原220kV送电线路送出输送容量为230MVA，装机容量超输送容量(即超过线路输送容量的比例)约10％。
原线路的设计输送能力仅为机组负荷的90％左右，因此可按机组负荷90％、95％、100％分档进行考虑。
步骤A2：收集分析风电机组的风速-功率数据，根据风电场内机组单机容量与功率曲线关系，确定机组(包括各种不同型号)在不同功率下的对应风速。
由于只有在风速达到全部风机的对应负荷下限风速时，整个风场才能达到对应负荷，在本发明实施例中，假设风电场分别达到90％、95％、100％负荷时，对应的风速分别为9m/s、11m/s、14m/s。
步骤A3：收集分析风电场典型气象数据，结合气象局提供的历史播报数据和风场内实测的监测气象数据，对场内近2-3年内各月平均风速、环境温度(取高温时段12:00-15:00)、日照强度进行统计。
在本发明实施例中，该区域风速春秋高，夏冬低，风速较高主要集中在3-5月和10-11月且风速稳定；结合风电场近3年发电数据，与气象数据变化趋势较为一致。所述平均风速用于获得风场地理位置对应的气象环境要素中风速-光照-气温三者的对应关系，其仅能通过平均值来进行统计。
步骤A4：分析导线温度-弧垂校核数据，分别以风场90％、95％、100％负荷对应的电流(在步骤A1中获取，电流与输送容量相对应)、风速(为步骤A2中风速，是指风场全部风机达到某个功率时的最低风速)、环境温度、日照强度，对导线温度进行计算，并对弧垂进行校核。
低于导线40℃的定位温度，不需对导线进行重新定位。
考虑严苛极限环境条件下，并根据导线弧垂控制原则，同时考虑到留有足够裕度，最高可以按导线运行温度50℃对线路交跨进行校验。
步骤A5：获得线路安全性验证结论。
对线路逐档进行交跨校验，如果导线与地面、电力线、树木、构筑物等的交叉跨越距离均满足GB 50545-2010要求，则说明按照该线路运行条件和环境条件定位并校核弧垂后，导线至少能够安全的提升10％的输送容量，实现全部风力机组负荷100％送出，避免弃风；如果因树木影响导致不能满足GB 50545-2010要求，可采取伐树方式以满足要求，如果因其他因素影响导致不能满足GB50545-2010要求，则降低目标输送容量后重新进行安全性验证。
B：在动态增容前，对变电设备进行安全性验证。
根据提升后的最大拟运行电流(即目标输送电流)核定线路两侧间隔设备的载流能力、电流互感器的量程及其精度。
在本发明实施例中，由于新增后装机容量达250MW，原220kV送电线路送出输送容量为230MVA，装机容量超输送容量约10％，因此线路载流量将由600A提升到660A。
如图4所示，验证的具体步骤如下：
步骤B1：对两侧间隔的断路器额定电流进行验证。
本发明实施例中，两侧间隔的断路器额定电流分别为3150A和4000A，因此断路器载流能力全部能够满足。
步骤B2：对两侧间隔的隔离开关额定电流进行验证。
本发明实施例中，靠近风电场送端一侧间隔为单母线方式布置，设有线路侧隔离开关额定电流为3150A，母线侧隔离开关额定电流为2500A；对侧受端间隔为双母线方式布置，设有线路侧隔离开关额定电流为3150A，母线侧两组隔离开关额定电流均为3150A，因此隔离开关载流能力全部能够满足。
步骤B3：对两侧间隔的电流互感器的变比进行验证。
本发明实施例中，靠近风电场送端一侧间隔电流互感器保护、测量、计量变比分别为1600/1、800/1、800/1，电流互感器变比满足要求；对侧受端间隔电流互感器保护、测量、计量变比分别为1200/1、1200/1、600/1，其中电流互感器计量卷变比不满足要求，因此对侧受端间隔电流互感器设备需要调整变比。
步骤B4：获得变电设备安全性验证结论。
在本实施例中，线路两侧间隔的断路器、隔离开关设备均不需调整(即不需要任何改造或更换)，受端间隔电流互感器计量绕组变比需要调整为1200/1，其他电流互感器参数均不需调整。此外，设备更换或改造后，应由调度部门对该线路保护定值进行最终核定。
步骤3：确定风电送出输电线路的增容调度区间和调度用载流量提升档位；
进一步优选地，线路增容调度区间的确定方法有两种，设线路最大负荷电流为Ie。
1)第一种方法：采用安全性验证环节的目标输送容量，即通过预期增容目标Iexp来确定增容比例，增容调度区间应为[Ie，Iexp]。
例如线路最大负荷电流Ie为600A，预期增容目标Iexp为660A，线路载流量将由600A提升到660A，增容比例为10％。
2)第二种方法：不采用安全性验证环节的目标输送容量，需要通过计算寻找载流量边界。
通过预设的导线最大温度和实测的导线温度、微气象参数、导线电流以及导线弧垂等作为固定的边界条件，计算得出导线载流量边界Imax，通过Imax与Ie确定增容比例，增容调度区间应为[Ie，Imax]。
实际应用中，第一种方法的调度操作可行性更高，线路设备的运行更为安全。
两种方法的线路增容调度区间内，均以线路最大负荷电流Ie的5％作为一档供调度部门进行载流量提升决策与操作。
例如线路负荷可以从Ie升到1.05Ie再升到1.1Ie，也可以直接升到1.1Ie，直到与Imax差值小于5％Ie时不再提升。同理，在调度部门需要调低载流量时，也以线路最大负荷电流Ie的5％作为一档供调度部门调低载流量。
步骤4：通过所述数字孪生模型监测到风电送出输电线路通道区域内受极端气象影响时，综合设备可靠性和电网可靠性确定运维检修方式；
进一步优选地，判断风电送出输电线路通道区域内是否受雨雪冰冻等极端气象影响(接收到极端气象预报预警视为受影响)，如果受到寒潮等气象影响，对风机及输电线路进行覆冰状态预警，同时综合设备可靠性和电网可靠性确定运维检修方式，为设备管理和调度运行提供决策；
步骤4所述综合设备可靠性和电网可靠性确定运维检修方式，为设备管理和调度运行提供决策，具体为：
在风电送出输电线路通道区域内受到极端气象影响时，以当前风电场、风电送出线路、风电受端汇集站为气象影响设备子集，以强相关的站线设备为主要考虑，引入与其相关联的站线和电源点，去除与其弱相关的站线设备，重新构建电网故障集，实现设备可靠性分析向电网可靠性分析的数据交互，以此为基础进行电网静态、动态安全稳定分析，确定运维检修方式，为设备管理和调度运行提供决策，具体的：
对极端气象影响下的源、网设备可靠性进行评估，当设备可靠性较低时，表示设备将大概率出现跳闸或失效故障，将此类设备列入低可靠性设备初集。同时，根据电网对核心设备的运行关注度以及设备之间的关联性，确定维持电力系统基本功能的关键设备、网络和系统，通过设备物理状态与电网安全信息融合，提升电网关键元件在低可靠性设备初集中的排序(优先级)，重构适用于电网风险评估的电网低可靠性故障集，这一环节即是实现了设备可靠性分析向电网可靠性分析的数据交互。以电网低可靠性故障集为基础按照最严重情况对电网进行静态、动态安全稳定分析，并提出极端气象灾害下区域电网“预防控制、抵御策略、应急响应、快速恢复”的调控方案和运维检修方式，提升新型电力系统的弹性与韧性，为极端气象影响下区域电网安全稳定分析提供科学依据。
步骤5：通过所述数字孪生模型监测到风功预测和微气象满足增容条件时，风电送出线路进入增容调度运行状态，按档位提升线路载流量；
步骤5中，如果通过风功预测和微气象监测，判断出风速高于设定值但不超过风机运行条件，则表示风速满足风电送出线路提升载流量条件，则风电送出线路进入增容调度运行状态，考虑风电同时率，调度部门根据各风场的送出线路状态以及机组负荷分别提升一级断面，即风电送出线路的载流量，同时在二级断面，即风电受端汇集变电站的送出线路根据N-1原则动态调整二级断面(通常为双回线)载流量。
具体的，风电送出线路进入增容调度运行状态后，以线路最大负荷5％为一档提升线路载流量。
上述风功率预测是对未来一段时间内风场所能输出功率大小进行的预测，类似于提前通知调度做好增容准备；微气象监测可以确认此时气象环境是否具备增容条件。前者是预报，后者是实时监测。
上述的考虑风电同时率，调度部门根据各风场的送出线路状态以及机组负荷分别提升一级断面，即风电送出线路的载流量，同时在二级断面，即风电受端汇集变电站的送出线路根据N-1原则动态调整二级断面(通常为双回线)载流量，具体为：
由于同一风带上各相关风电场风速具有一定的相关性，不能认为是独立的，因此风电送出线路的增容调度需考虑风电同时率。例如，三个风电场通过不同的送出线路(单回，一级断面)与同一座风电受端汇集站相连接，该汇集站的送出线路为双回(二级断面)。假设三条风电送出线路(一级断面)均短时增容10％，但在汇集站送出的二级断面上并不具备增容条件，此时必须在二级断面上以N-1原则动态调整载流量，保证其他联络线运行安全。
步骤6：在风电送出线路调度运行过程中，通过所述数字孪生模型监测并模拟到输电线路温度和弧垂超限时，调低风电送出线路载流量。
具体实施时，调度部门提升载流量后，通过输电线路数字孪生模型动态监测并模拟风电送出线路的运行状态。
因为导线实际输送容量(电流)提高后，一是导线运行温度将会提高，所以动态增容第一个前提就是保持导线温度不超过线路设计最高允许温度70℃运行；
二是导线温度提高将会导致导线弧垂的增加，减小导线与跨越物之间的交跨距离。
所以此时重点关注通过在线监测传感器获取的导线温度或弧垂监测是否超过限值，若超过限值将线路状态评估等级降低，并由调度部门适当调低载流量，继续运行监测；若未超过限值，则可以继续保持当前增容运行状态。
本发明的面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估系统，用于实现所述的面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法。
本发明的有益效果在于，与现有技术相比：
(1)由于风场机组负荷与输电线路输送容量均与风速呈正相关性，因此利用本发明的方法，当风电场预测风功率上升时，风电送出线路更利于实现动态增容，解决风电送出线路容量“卡脖子”问题，有助于提升新能源消纳水平；
(2)本发明输电线路数字孪生模型，在三维模型上叠加显示了丰富的输电线路状态感知数据，将导线即时状态与三维建模实现数据联动，动态评估线路及通道运行安全性，实现导线状态的可视化展示和运行状态模拟，更为直观，可通过实时监测数据判别导线运行安全性，符合国家标准要求，安全性更高；
(3)本发明按照增容预期目的边界对线路增容进行分档调度，当出现安全指标超限时，能及时调低载量甚至快速恢复正常运行状态，调度控制可操作性更强；
(4)本发明还提供了输变电设备的安全性验证方法，在实际开展动态增容之前，对输变电设备进行安全性验证，保证整个送出工程安全稳定高效运行；
(5)本发明在区域遭遇雨雪冰冻等极端气象灾害时，能够综合设备可靠性和系统可靠性对区域电网进行可靠性分析并提供决策建议，源网耦合更紧密。
本发明申请人结合说明书附图对本发明的实施示例做了详细的说明与描述，但是本领域技术人员应该理解，以上实施示例仅为本发明的优选实施方案，详尽的说明只是为了帮助读者更好地理解本发明精神，而并非对本发明保护范围的限制，相反，任何基于本发明的发明精神所作的任何改进或修饰都应当落在本发明的保护范围之内。

Claims (15)

1.面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法，其特征在于：
所述方法包括以下步骤：
步骤1：建立风电送出输电线路的数字孪生模型，实现线路状态监测和运行状态模拟；
步骤2：根据目标增容量和目标输送电流，对输电线路及两侧间隔变电设备进行安全性验证；
步骤3：确定风电送出输电线路的增容调度区间和调度用载流量提升档位；
步骤4：通过所述数字孪生模型监测到风电送出输电线路通道区域内受极端气象影响时，综合设备可靠性和电网可靠性确定运维检修方式；
步骤5：通过所述数字孪生模型监测到风功预测和微气象满足增容条件时，风电送出线路进入增容调度运行状态，按档位提升线路载流量；
步骤6：在风电送出线路调度运行过程中，通过所述数字孪生模型监测并模拟判断出输电线路温度和弧垂超限时，调低风电送出线路载流量。
2.根据权利要求1所述的面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法，其特征在于：
步骤1中，通过BIM与三维激光扫描技术融合建立风电送出输电线路数字孪生模型，具体包括：
步骤1.1：通过BIM资料构建杆塔结构模型；
步骤1.2：通过三维激光扫描构建导线及通道模型；
步骤1.3：将杆塔结构模型与导线及通道模型融合；
步骤1.4：在融合模型基础上叠加输电线路状态感知数据，将线路即时状态与模型进行数据联动，以动态评估线路及通道运行安全性，即形成风电送出输电线路数字孪生模型，实现线路状态监测、可视化展示和运行状态模拟。
3.根据权利要求2所述的面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法，其特征在于：
步骤1.2具体为：在线路设备设施安装完成后，通过在无人机上搭载激光雷达设备，直接采集线路走廊三维激光点云，进而获得三维线路走廊地形、地貌、构筑物和线路设施设备空间信息以构建导线及通道模型；
所述空间信息包括杆塔高度及坐标、档距、缺陷位置、交跨角度、挂线点位置、导线弧垂。
4.根据权利要求2所述的面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法，其特征在于：
步骤1.4中，在输电线路数字孪生模型中还接入风功率预测数据，供调度部门使用；
所述风功率预测是指根据数值天气预报的数据，用物理方法计算风电场的输出功率。
5.根据权利要求2所述的面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法，其特征在于：
步骤1.4所述实现线路状态监测，具体包括：
1)对输电线路弧垂的在线监测：其监测方法至少包括激光测距、北斗差分定位、双目视距方法中的一种；
其中，激光测距和北斗差分定位方法是将传感器安装在在导线上的弧垂最低点，实时监测弧垂最低点对地面垂直距离的参数；双目视距方法是将传感器安装在杆塔上，对视距范围内的导线弧垂进行基于双目视觉的测算；将数据叠加到融合模型基础上，实现输电线路弧垂的在线监测；
2)对输电线路的微气象监测：其监测方法为：将微气象监测装置同时安装在杆塔和在导线上，在杆塔上的监测装置采集杆塔的环境温度、湿度、气压、风速、风向、雨量参数，在导线上的监测装置采集导线的环境温度、日照强度、风速参数；将数据叠加到融合模型基础上，实现输电线路的微气象监测；
3)对输电线路的综合状态监测：其监测方法为：将综合状态监测装置安装在在导线上，采集导线的温度、电流、环境温度、日照强度、风速，并计算导线带载能力，将数据叠加到融合模型基础上，实现输电线路的综合状态监测。
6.根据权利要求5所述的面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法，其特征在于：
步骤1.4中，通过如下方式获取输电线路状态感知数据，以实现线路状态监测：
在杆塔上安装杆塔本体及环境监测装置，对杆塔螺栓、绝缘子、销钉、导地线等杆塔本体实现全方位立体监控，及时发现杆塔本体缺陷，同时实现杆塔周围微气象监测记录，包括温度、湿度、气压、风速、风向、雨量状态；
在杆塔上安装倾斜监测传感器，自动采集杆塔纵向和横向倾斜角度，对杆塔倾斜进行实时监测；
在杆塔上安装夜视卡片机监测装置，夜视观测线路的外绝缘情况，出现异常时进行预警；
在杆塔上安装拉力传感器，监测感知线路的舞动情况；
在杆塔上安装螺栓紧固监测传感器，进行塔身关键节点螺栓紧固力的监测；
在杆塔上安装双目视频测距装置，通过重建线路通道三维点云，实现视距范围内地形地貌场景重现、导线弧垂测算及预警；
在耐张杆塔的关键接点部位安装温度传感器，实时监测耐张线夹的接点温度，对发热隐患进行定位；
在导线上安装综合状态监测装置，采集导线的温度、电流、环境温度、日照强度、风速，并计算导线带载能力；
在导线上安装异常状态监测装置，对绝缘子劣化、金具浮放电、污秽进行定位、辨识预警，查找线路故障点；
在导线上安装智能间隔棒装置，对线路的舞动、对地距离进行实时监测；
在导线上安装弧垂监测装置，针对大跨越、跨河流、弧垂点低的关键位置，实时监测弧垂最低点对地面垂直距离的参数。
7.根据权利要求1所述的面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法，其特征在于：
步骤2中，根据目标增容量对输电线路进行安全性验证，根据目标输送电流对输电线路两侧间隔变电设备进行安全性验证，均验证通过时，进入步骤3；
所述对输电线路进行安全性验证，具体包括：
步骤A1：通过目标输送容量和最大风电装机容量确定超过线路输送容量的比例，确定弧垂交跨校核档位；
步骤A2：收集分析风电机组的风速-功率数据，根据风电场内机组单机容量与功率曲线关系，确定不同型号机组在不同功率下的对应风速；
步骤A3：收集分析风电场典型气象数据，结合气象局提供的历史播报数据和风场内实测的监测气象数据，对场内近2-3年内各月平均风速、设定时段的环境温度、日照强度进行统计；
步骤A4：分析导线温度-弧垂校核数据，分别以弧垂交跨校核各档位对应的电流、风速、环境温度、日照强度，对导线温度进行计算，并对弧垂进行交跨校核；
步骤A5：获得线路安全性验证结论：对线路进行逐档交跨校验时，如果导线与地面、电力线、树木、构筑物的交叉跨越距离均满足GB 50545-2010要求，则说明按照该线路运行条件和环境条件定位并校核弧垂后，导线至少能够安全的提升目标输送容量超过线路输送容量的比例的输送容量，实现全部风力机组负荷100％送出，避免弃风；如果因树木影响导致不能满足GB 50545-2010要求，可采取伐树方式以满足要求，如果因其他因素影响导致不能满足GB 50545-2010要求，则降低目标输送容量后重新进行安全性验证。
8.根据权利要求7所述的面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法，其特征在于：
所述对输电线路两侧间隔变电设备进行安全性验证，具体包括：
步骤B1：通过目标输送电流对两侧间隔的断路器额定电流进行验证；
步骤B2：通过目标输送电流对两侧间隔的隔离开关额定电流进行验证；
步骤B3：通过目标输送电流对两侧间隔的电流互感器的保护、测量、计量变比进行验证；
步骤B4：根据步骤B1-步骤B3的验证结果，对验证不通过的断路器、隔离开关或电流互感器进行调整，即更换或改造设备，设备更换或改造后，应由调度部门对该线路保护定值进行最终核定，完成变电设备安全性验证。
9.根据权利要求1所述的面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法，其特征在于：
步骤3中，确定风电送出输电线路的增容调度区间和调度用载流量提升档位的方式，包括：
采用安全性验证环节的目标输送容量当增容目的边界明确时，通过预期增容目标Iexp来确定增容调度区间[Ie，Iexp]和增容比例，以及调度用载流量提升档位；
其中，Ie为线路最大负荷电流。
10.根据权利要求1所述的面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法，其特征在于：
步骤3中，确定风电送出输电线路的增容调度区间和调度用载流量提升档位的方式，包括：
不采用安全性验证环节的目标输送容量，通过预设的导线最大温度和实测的导线温度、微气象参数、导线电流以及导线弧垂作为固定的边界条件，计算得出导线载流量边界Imax，从而确定增容调度区间为[Ie，Imax]和调度用载流量提升档位，并通过Imax与Ie确定增容比例；
其中，Ie为线路最大负荷电流。
11.根据权利要求1所述的面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法，其特征在于：
步骤4中，通过所述数字孪生模型监测风电送出输电线路通道区域内是否受到极端气象影响，接收到极端气象预报预警视为受影响，此时综合设备可靠性和电网可靠性确定运维检修方式，为设备管理和调度运行提供决策；同时，如果监测到受寒潮气象影响，则对风机及输电线路进行覆冰状态预警；
如果不受影响，则进入步骤5。
12.根据权利要求11所述的面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法，其特征在于：
步骤4所述综合设备可靠性和电网可靠性确定运维检修方式，为设备管理和调度运行提供决策，具体为：
在风电送出输电线路通道区域内受到极端气象影响时，以当前风电场、风电送出线路、风电受端汇集站为气象影响设备子集，以强相关的站线设备为主要考虑，引入与其相关联的站线和电源点，去除与其弱相关的站线设备，重新构建电网故障集，实现设备可靠性分析向电网可靠性分析的数据交互，以此为基础进行电网静态、动态安全稳定分析，确定运维检修方式，为设备管理和调度运行提供决策。
13.根据权利要求1所述的面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法，其特征在于：
步骤5中，通过模块监测风功预测和微气象是否满足增容条件，如果不满足，则风电送出线路保持正常状态调度运行；如果满足，则风电送出线路进入增容调度运行状态，按档位提升线路载流量，具体的：
如果通过风功率预测和微气象监测，判断出风速高于设定值但不超过风机运行条件，则表示风速满足风电送出线路提升载流量条件，则风电送出线路进入增容调度运行状态，考虑风电同时率，调度部门根据各风场的送出线路状态以及机组负荷分别提升一级断面，即风电送出线路的载流量，同时在二级断面，即风电受端汇集变电站的送出线路根据N-1原则动态调整二级断面载流量。
14.根据权利要求1所述的面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法，其特征在于：
步骤6中，在风电送出线路调度运行过程中，通过输电线路数字孪生模型动态监测并模拟风电送出线路的运行状态，判断输电线路温度和弧垂是否超限，如果超限，则调低风电送出线路载流量，并返回步骤5；如果不超限，则保持当前增容运行状态，并返回步骤5。
15.面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估系统，其特征在于：
所述系统用于实现权利要求1-14任意一项所述的面向风电送出线路动态增容的数字孪生评估方法。
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