华东电网

2024-09-12

华东电网（共6篇）

华东电网篇1

0 引言

2009年11月10日巴西电网大停电事故再次为互联电网频率控制敲响了警钟。随着华东电网外受电电力的不断增加,大受端电网特征越发明显,仍然采用手动修改调度计划的方法显然不能满足外来大功率缺失情况下华东电网频率的快速恢复。为了提高华东电网抵御大功率失却后的恢复能力,更有效地发挥全网备用共享的潜能,在采用引进北美电力可靠性委员会(NERC)的频率考核办法后,华东电网根据自身特点和需求,提出了动态区域控制误差(ACE)。

华东电网动态ACE实施的目的是:当华东电网大功率区外来电失去或大功率机组跳闸时,以备用共享为原则,使各省市能合理地分担备用义务,有依据地调集备用支援电网的频率恢复。

华东电网于2001年10月推行控制性能标准(CPS,包括CPS1和CPS2)考核指标对省市联络线进行考核[1]。近年来随着电力供需矛盾趋缓,于2009年1月推行扰动控制标准(DCS)考核指标, 客观评价和考核华东电网各省市运行备用的预留、调用和恢复情况,确保功率缺失扰动的快速准确处理。自2009年8月1日起实施动态ACE,进一步完善了频率控制考核体系。

但是,虽然动态ACE在目前情况下可以较好地解决全网备用共享、频率快速恢复等问题,但仍然存在需要改进之处。本文阐述了动态ACE的内容及特点,并基于动态ACE分析了其有待进一步研究和完善的问题。

1 传统ACE

1997年起,为更加客观地评价各控制区的控制行为对互联电网的作用,NERC提出了控制性能标准CPS1和CPS2来替代Al和A2标准,以DCS替代B1和B2标准[2,3]。1998年后,NERC提出各控制区要满足CPS1大于100%和CPS2大于90%的要求。NERC颁布的DCS主要是确保控制区能利用事故备用来平衡区域的电源损失,使互联区域的频率控制在规定的范围内[4,5]。

CPS和DCS考核都是基于ACE的互联电网控制考核标准,实行这些标准的目的是为完善电网频率控制考核机制,促进各控制区域提高频率控制水平,提高互联电网的频率质量和抵御频率事故的能力。但是,随着500 kV龙政直流(3 000 MW)、宜华直流(3 000 MW)的相继投产,高峰时段华东互联电网从外区受入的电力高达7 200 MW,达到华东电网2009年夏季高峰负荷的5%,任一外区直流故障或相继故障必将引发华东电网频率的大幅下降。当互联电网发生大的频率扰动初期(2 min内),系统频率的恢复完全依靠系统频率一、二次调节,互联电网内所有机组的自动发电控制(AGC)均根据本控制区域的ACE情况动作。

ACE计算公式如下:

$ε_{A C E} = Ρ_{t} - Ρ_{0} - 10 B (f_{t} - f_{0}) (1)$

式中:按照目前的实施计划编制原则,Pt为各省市的联络线功率实际值;P0为各省市的联络线功率计划值;B为控制区频率响应系数,为负值,单位MW/0.1 Hz;ft为系统实测频率值;f0=50 Hz,为系统基准频率。

P0在发生扰动后在目前依靠调度员手动修改联络线计划的情况下将继续跟踪原来的联络线计划,一般情况下从可报告的扰动发生到调度员手动修改联络线计划完毕下发各控制区域需15 min～30 min。在这段时间内,互联电网区域内所有控制区接收的ACE值将是脏数据。假设互联电网外受电通道1发生故障(通道1的功率均分给5个控制区域),损失功率ΔP,该通道的落点位于控制区A。那么在扰动发生后及调度员手动修改各控制区P0之前,互联电网内所有未达到退出阈值的AGC将根据基于未修改的P0计算出的ACE脏数据动作,结果是控制区A内的机组承担了ACE中除-10B(ft-f0)部分外的所有功率损失,而不是各控制区按受电比例均分的功率损失,从而造成了控制区A内的机组AGC过调甚至达到阈值退出,其他控制区的AGC欠调甚至反调。因ACE是计算CPS和DCS考核数据的基础,此时CPS和DCS的考核结果偏离控制区实际恢复能力,对互联电网的频率恢复是有害的。

综上所述,依靠手动修改计划对互联电网的频率恢复将会造成以下几方面的不利影响:①电网频率恢复缓慢,没有发挥全网备用共享的作用;②电网承受连续频率扰动能力下降,频率越限可能性上升;③在脏数据时段CPS和DCS无法合理考核各控制区域频率调节能力;④CPS和DCS考核促进各控制区提高频率调节能力的效用被削弱。

2 动态ACE

2.1 华东电网标准ACE计算方法

在系统正常运行的t时刻,标准ACE为:

$ε_{A C E} = Ρ_{t} - Ρ_{0} + Κ (f_{t} - f_{0}) (2)$

式中:K=-10B。

各省市的联络线功率计划值P0由96点日调度计划插值得出。以省市96点受电计划为依据,将15 min一个点的96点计划值P $_{0}^{96}$

[N]按线性插值分成1 440个点P $_{0}^{1 440}$

[M](1 min一个点;M=1,2,…,1 440;P $_{0}^{1 440}$

[1]为今日00:01计划值;P1 4400[1 440]为今日24:00计划值)。

$\begin{array}{l} Ρ_{0}^{1 440} [15 Ν + Κ] = \frac{Ρ_{0}^{96} [Ν + 1] - Ρ_{0}^{96} [Ν]}{15} Κ + \\ Ρ_{0}^{96} [Ν] (3) \end{array}$

式中:K=0,1,…,15;N=0,1,…,95;P $_{0}^{96}$

[0]为前日24:00计划值;P $_{0}^{96}$

[1]为今日00:15计划值;P960[96]为今日24:00计划值。

实时计划的修改,即根据直流输送功率的变化,对96点计划中的某一点进行修改:P $_{0}^{96}$

[N]→P960′[N],每分钟计划则依据新的P $_{0}^{96}$ ′[N]值插值得出。

2.2 华东电网动态ACE计算方法

当直流故障导致功率损失ΔPs,达到给定的阈值ΔPs-int(即ΔPs≥ΔPs-int),且频率f及频率变化率Δf/Δt满足给定条件时,程序将自动分摊至各省市的损失功率ΔPs′按省市旋转备用承担比例分摊,直接叠加到ACE公式的ΔP中,则动态ACE为:

$ε_{A C E} ´ = Δ Ρ^{'} + Κ Δ f = (Δ Ρ - Δ Ρ_{s^{'}}) + Κ Δ f (4)$

当华东网调直代管大机组跳闸导致功率损失ΔPs,达到给定的阈值ΔPs-int(即ΔPs≥ΔPs-int),频率f及频率变化率Δf/Δt满足给定条件,且华东网调通过自动化系统要求省市调进行事故支援时,程序将自动扣除网调自身应留旋转备用后的功率缺额ΔPs′按省市旋转备用承担比例分摊,直接叠加到ACE公式的ΔP中,有

$\begin{array}{l} Δ Ρ_{s^{'}} = Δ Ρ_{s} - L_{华东直代管} (5) \\ Δ Ρ_{s^{″}} = Δ Ρ_{s^{'}} Κ_{省市} (6) \\ ε_{A C E_{省市}} ´ = Δ Ρ^{'} + Κ Δ f = (Δ Ρ - Δ Ρ_{s^{″}}) + Κ Δ f (7) \end{array}$

式中:L华东直代管为华东网调所留旋转备用;K省市为各省市旋转备用承担比例;ΔPs″为各省市分摊到的剩余功率缺额。

当省市调度管辖的大机组跳闸导致功率损失ΔPs,达到给定的阈值ΔPs-int(即ΔPs≥ΔPs-int),频率f及频率变化率Δf/Δt满足给定条件,且事故省市通过自动化系统提出申请并通过网调审核时,程序自动将扣除事故省市自身应留旋转备用后的功率缺额ΔPs′按一定比例分摊至其他省市,直接叠加到ACE公式的ΔP中,有

$\begin{array}{l} Δ Ρ_{s^{'}} = Δ Ρ_{s} - L_{事故省市} (8) \\ Δ Ρ_{s^{″}} = Δ Ρ_{s^{'}} Κ_{其他省市} ´ (9) \\ ε_{A C E_{事故省市}} ´ = Δ Ρ^{'} + Κ Δ f = (Δ Ρ + Δ Ρ_{s^{'}}) + Κ Δ f (10) \\ ε_{A C E_{其他省市}} ´ = Δ Ρ^{'} + Κ Δ f = (Δ Ρ - Δ Ρ_{s^{″}}) + Κ Δ f (11) \\ Κ_{其他省市} ´ = Κ_{其他省市} \frac{1}{1 - Κ_{事故省市}} (12) \end{array}$

式中:L事故省市为事故省市规定旋转备用容量(由日计划明确);K事故省市和K其他省市分别为事故省市和非事故省市旋转备用承担比例;K其他省市′为经过换算的非事故省市剩余缺额功率分摊比例;ΔPs″为各省市分摊到的剩余功率缺额。

当发生多重故障时,依据上述描述的省市分摊方式进行计算,当某个省市分摊的功率大于当前该省市剩余的旋转备用,则将该省市的差额在其他省市再进行比例分摊。定义第i个省市此次分摊的功率为ΔPs″(i),假设第j个省市的分摊功率大于其备用,即ΔPs″(j)>L省市(j),则将其备用扣除后继续在有备用的省市进行分摊

ΔPs(i)=(ΔPs″(j)-L省市(j))K″(i) (13)

此次分摊的系数为:

$Κ^{″} (i) = Κ (i) \frac{1}{\sum Κ (i)} (14)$

式中:K(i)为仍有备用的省市的分摊系数;迭代中的L省市为扣除所有分摊值后的剩余旋转备用。

重复上述步骤,直至此次损失功率分配完成或者全部省市的备用使用完。

2.3 动态ACE的物理意义

假定直流发生故障时刻为t=t0,直流故障损失功率为ΔPs,动态ACE实施过程如图1所示。

在故障后的t0≤t≤t0+T2期间,执行华东电网动态ACE,即采用式(6)得出各省市ACE值。

T1为事故发生时刻(t=t0)到实时计划修改完成点的时间长度。华东网调调度员应在t≤t0+T1时段内,完成t≥t0+T2时刻后实时计划的修改:P0N+1→P0N+1′。设定为扰动发生后1个计划点以上,即15 min≤T1≤30 min。

T2为事故发生时刻(t=t0)到新实时计划开始点的时间长度。T2设定为扰动发生后2个计划点以上,即30 min≤T2≤45 min。

从t=t0+T1开始,在t0+T2≥t≥t0+T1的15 min期间,叠加的ΔPs分量开始逐渐归零,斜率为ΔPs/15;而实时计划也是从t=t0+T1时刻起,逐渐向修改后的目标值靠拢。从全网的ΔPs和ΔP0(直流故障损失功率的计划修改值)总量来看,二者正好相互抵消。但是,由于ΔPs是按旋转备用比例分摊省市,而ΔP0是按直流分配比例分摊省市,所以二者分摊到省市后不能完全抵消。

当t≥t0+T2时,省市的ΔP0接手ΔPs体现直流的损失功率,ACE值恢复采用标准计算公式。

若发生连锁故障,导致省市备用全部调出,也难以补足功率缺额时,则设有总的ΔPs上限值ΔPs-max,给定∑ΔPs=ΔPs-max,暂定为各省市按规定应预留的旋转备用容量,此后不再叠加。多重故障以日计划96点为分隔,目前仅考虑同一个15 min点内相继发生的故障,ΔPs直接叠加,实时计划修改点不变,动态ACE执行时段不变。

3 跨省市输电大机组跳闸

如上所述,动态ACE优化了备用共享,缓解了P0修改前ACE脏数据问题。但是,因为动态ACE是按照各控制区承担的旋转备用比例分摊,而修改后的P0按照外受电分配比例分摊,尽管对于互联电网来说总量是相等的,对于单个控制区却是不等的,除非其旋转备用承担比例正好等于外受电分配比例。

目前的动态ACE动作条件不但检测外受直流电力,还检测华东网调直接调整调度计划机组。因这些机组单台容量较大且都为跨省市输电机组,每个控制区都有一定的分配比例,机组跳闸后也必须依靠调度员手动修改各控制区的P0,所以当这些机组发生事故跳闸时,同样存在频率大幅下降和ACE脏数据问题。

这些机组的容量相比单极直流容量有一定差距(直流单极1 500 MW,机组单机最大756 MW),所以单机跳闸时对频率的扰动小于外受电直流跳闸,跳闸后缺失的功率小于省市规定的旋转备用容量,故可分以下3种情况:

1)未达到频率阈值,无论频率变化率是否满足给定条件

这种方式下为了完全消除ACE脏数据问题,机组跳闸后的功率缺额分配比例按照日计划分配比例实行。

计算方法为:当华东网调调度的跨省市分配电力大机组跳闸导致功率损失ΔPs,未达到给定的频率阈值fint,因无论频率变化率Δf/Δt是否满足给定条件,程序自动按机组功率分配比例分摊至各控制区,直接叠加到ACE公式的ΔPs中,有

ΔPsi=λiΔPs (15)

εACEi′=(Pt-P0-ΔPsi)+K(ft-f0) (16)

式中:λi为各控制区对应跳闸机组的计划分配比例;ΔPsi为各控制区分摊到的功率缺额。

2)达到频率阈值,无论频率变化率是否满足给定条件

这种情况下往往发生了多重故障,为了快速恢复频率,宜最大限度地发挥全网备用共享的作用,所以执行旋转备用分配比例。

需要注意的是,因为目前动态ACE只检测功率缺失的情况,故fint只设置了下限(49.95 Hz),并未考虑抽水蓄能机组抽水时跳闸造成频率越上限的情况,所以在动态ACE运用到跨省市送电大机组时,必须同时设置频率上限(建议为50.05 Hz),以保证抽水蓄能机组抽水时跳闸造成频率越上限情况下,全网负备用可以共享,尤其是在重大节日期间全网负备用紧张的情况。

计算方法与现动态ACE计算方式相同,增加频率阈值上限(50.05 Hz),同时需闭锁频率变化率Δf/Δt。

3)大机组甩负荷试验

机组进行计划甩负荷试验前,网调必定已经留出响应的旋转备用,填补机组甩负荷后的功率缺额,所以正常情况下动态ACE不应触发,在全网分摊机组功率缺额。但为了防止在机组甩负荷的同时发生其他机组或外受电失却引发的频率事故,此时不宜将动态ACE退出。所以,在这种情况下,应适当降低频率阈值fint(正常情况为49.95 Hz),将频率阈值调整至正常情况下单机甩负荷试验不会越过的频率49.90 Hz。这样既可以使正常情况下动态ACE不触发,也可以保障同时发生其他故障时动态ACE可靠触发。

计算方法为:在机组进行甩负荷之前,调度员手动将fint(49.95 Hz)改为fint′(49.90 Hz),甩负荷试验完毕频率恢复正常后,调度员手动将fint′改回fint。

4 ΔPs上限值条件

随着800 kV复奉特高压直流的建成运行,届时,极端情况下华东电网外受电比例将达到华东电网总负荷的近10%。当发生多重故障时,ΔPs不断叠加直至ΔPs-max。该值等于华东电网旋转备用容量,根据华东电网日负荷预计值,在日计划编制过程中予以明确。现阶段动态ACE的ΔPs-max只计入了华东电网旋转备用容量,即只包括10 min内可调出的旋转备用,发生严重频率扰动事件后无法及时发挥10 min～30 min可调出备用的作用。所以在发生多重故障和严重频率扰动(频率低于49.80 Hz)时,全网备用没有完全发挥作用。因此,在发生严重频率扰动事件时宜采用改变ΔPs-max的方式,充分发挥出全网备用的潜力,减少频率恢复时间。分为以下2种情况:

1)当∑P外i≤∑P备i+P网(其中∑P外i为外受电总容量;∑P备i为各控制区备用容量总和,不包括网调调度机组备用;P网为网调调度机组备用)时,实行ΔPs-max1,即现阶段动态ACE规定计入的10 min内可调旋转备用。

2)当∑P外i>∑P备i+P网时,外受电容量超过上述容量或频率低于49.80 Hz,实行ΔPs-max2,计入当日所有30 min内可调备用容量。

5 联络线安全约束问题

以上所有讨论都基于一个假设:实行动态ACE前后各控制区间的联络线均在稳定限额内,但实际情况往往并非如此。在正常运行状态下,某些联络线的安全稳定裕量很小,仅能满足一定额度的功率增加。所以,动态ACE触发可能会造成某条(些)联络线功率超过其安全稳定极限而跳闸,而这会加剧该控制区域的功率缺额,从而引发连锁跳闸,造成系统崩溃。动态ACE的目的是保证事故情况下频率的快速恢复,但频率恢复还必须考虑联络线的安全约束,使动态ACE具有联络线安全约束能力。

在上述过程中,各控制区的AGC机组根据所在区域的ACE自动进行调整,无法考虑联络线的安全约束问题。所以,区域调度中心在确定本区域应调节的功率量后,还须根据当前联络线负载状态计算出AGC机组的功率调整能否造成联络线功率越限。如有越限情况发生,则要立即算出保证不越限时每台在线AGC机组所做功率调整的最大额度,指示AGC机组调节。上述问题可利用最近一次系统安全校核所得到的发电机—联络线功率灵敏度系数实时进行。因华东电网内各省市之间的联络线主要为热稳定问题,故基于目前技术条件,采用最近一次的灵敏度系数,手动调整动态ACE,可以有效控制联络线越限情况。

当检测到任一联络线输送功率超稳定限额40%且持续时间达到5 min,或联络线输送功率超稳定限额20%且持续时间达到10 min,区域调度中心调度员在保持总调整功率不变的前提下在动态ACE值上叠加手动调整量,手动调整各控制区目标功率值,减轻联络线功率越限程度。计算方法如下:

${\begin{cases} ε_{A C E_{i}} ´ = (Ρ_{t i} - Ρ_{0 i} - Δ Ρ_{s i} - Δ Ρ_{m}) + Κ_{i} (f_{t} - f_{0}) \\ ε_{A C E_{j}} ´ = (Ρ_{t j} - Ρ_{0 j} - Δ Ρ_{s j} + Δ Ρ_{m}) + Κ_{j} (f_{t} - f_{0}) \end{cases} (17)$

式中:ΔPm为手动调整量。

该手动调整量不宜随动态ACE自动调整量在第1个计划点后复归,因为联络线越线情况在发生功率缺额未消除的情况下是始终存在的,且手动调整部分与任何一种分配比例没有关系,如果在第1个计划点后自动复归,将会无法充分发挥调度员人工干预的作用,作用时间过短,且会加剧在执行过程中ACE脏数据的情况。所以动态ACE手动调整量宜自保持,直到调度员手动取消为止。因此,有手动调整量的控制区ACE在动态ACE自动调整部分归零后为:

${\begin{cases} ε_{A C E_{i}} ˝ = (Ρ_{t i} - Ρ_{0 i} ´ - Δ Ρ_{m}) + Κ_{i} (f_{t} - f_{0}) \\ ε_{A C E_{j}} ˝ = (Ρ_{t j} - Ρ_{0 j} ´ + Δ Ρ_{m}) + Κ_{j} (f_{t} - f_{0}) \end{cases} (18)$

式中:P0′为调度员手动修改完成后的计划功率。

6 结语

虽然动态ACE仍有一些问题需要解决,且动态ACE的完善仍需进一步研究讨论,但是由于动态ACE与华东电网现行的CPS和DCS一脉相承[6],使得CPS不但可以更好地评估控制区域AGC调节性能,也可以与DCS结合评估紧急情况下的控制区域AGC调节性能。当单个省市内部发生功率缺额在400 MW及以上扰动时,仅对发生功率缺额的省市进行DCS评价;当动态ACE触发,则对所有省市进行DCS评价,DCS评价时间为扰动发生后的1 min～11 min,其余由CPS考核。CPS和DCS的考核效果通过执行动态ACE有了关键性的提高,进一步优化了系统频率控制。

摘要：分析了现行区域控制误差(ACE)的不足之处。介绍了动态ACE的计算方法和物理意义。目前的动态ACE仅缓解了互联电网外受直流和各区域内机组大功率缺失对电网频率控制造成的影响,因此,提出并分析了考虑跨区送电机组跳闸和联络线越限约束的动态ACE的改进方法及其与控制性能标准(CPS)、扰动控制标准(DCS)的结合运用,为完善互联电网频率控制体系提供了可能的途径。

关键词：动态区域控制误差(ACE),频率控制,备用共享,控制性能标准(CPS),扰动控制标准(DCS)

参考文献

[1]汪德星.华东电网实行CPS标准的探索.电力系统自动化,2000,24(8):41-44.WANG Dexing.Study of CPS standards in East China power grid.Automation of Electric Power Systems,2000,24(8):41-44.

[2]North American Electric Reliability Council.Operating manual[EB/OL].[2007-01-06].http://www.nerc.com.

[3]JALEELIT N,VANSLYC L S.NERC’s new control performance standards.IEEE Trans on Power Systems,1999,14(3):1092-1099.

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华东电网篇2

关键词：调度大计划,服务总线,数据交换,数据校验,支持系统

0 引言

随着跨区、跨省电网的发展,特别是特高压互联电网的建设,各级电网之间联系日益紧密,跨区、跨省交易增多,在发电计划环节各级调度之间的相互影响、相互制约因素增多,目前以网省自我平衡为主的计划安排模式将不再适用于电网发展要求,调度计划要实现向多级协调、一体化协作模式转变[1-2]。为此,国家电网公司制定了国、网、省三级日前调度计划协作下的调度大计划流程,即围绕电能、电气计划两个核心业务,以安全校核为纽带,从调度计划专业中最为成熟的日前计划工作着手,打通国、网、省三级日前计划业务流程,实现国、网、省三级调度机构电能、电气计划的协调优化和安全校核量化分析[3]。调度大计划通过计划数据的高效流转与即时共享来实现上下调度计划协调运作。国、网调“自上而下”下发联络线交换计划,省、网调“自下而上”上报协同安全校核所需的计划数据,以及对上级调度机构的建议,国调汇总后下发全网数据;国、网、省调对各自管辖范围开展安全校核工作,以消除本级及上级调度管辖范围越限为目标进行校正;国、网调“自上而下”下发安全校核和计划校正结果。

调度大计划的业务流程核心是实现数据在多系统间及系统内部间的纵向与横向流转。在调度大计划一体化协作模式中,上级调度中心与下级调度中心需要在规定的时间内完成包括模型数据、计划数据、潮流结果等多类数据的即时共享[4],具有数据量大、种类繁多且涉及上下级多个调度计划系统互相访问等复杂特点,并且,下级调度机构上报的数据质量的好坏将会影响到上级调度机构后续的计划编制与安全校核计算结果,可能导致全网计算结果出现偏差或者计算不收敛情况,进而导致整个调度大计划流程失败。因此,不仅要实现数据在多系统间即时共享,还要严格保证流转数据的质量。文献[5-7]中从不同角度提出了各自系统的数据共享交换技术:文献[5]提出了电网信息全域共享的思路,但没有给出具体实现方法;文献[6]提出了地区电网内部横向系统间的数据共享方法,但无法解决纵向多系统间的大数据量共享;文献[7]给出了国、网、省多级系统的数据共享机制,但没有给出保证接入数据正确性的方法与监视手段。

华东电网作为调度大计划首个试点单位,采用了智能电网调度技术支持系统(SG-OSS)作为其技术手段来实现华东网、省两级日前计划流程,其内部的数据交换系统采用基于SG-OSS统一支撑平台的服务总线,利用跨系统远程服务调用的方式完成数据在多级调度计划系统间共享,并形成了数据传输、数据接入、数据校验、数据质量分析等一套完整的数据交换共享体系,实现了海量数据在多系统间的即时共享,满足了华东电网调度大计划生产运行的技术要求。

1 整体设计

整个数据交换系统的总体架构见图1,它整体上由三大功能模块组成,分别是基于远程服务的上下级系统间的数据交换功能、本地数据接入功能及数据质量分析功能。数据交换功能利用SG-OSS服务总线的远程数据服务调用机制完成数据在不同系统间的传输,它包括数据发布端、数据服务端和数据客户端。数据发布端对数据进行发布,数据客户端定时调用或人工触发调用数据服务端获取指定时间下某种类型数据,并根据数据类别形成符合格式要求的数据文件,存放至本地数据监视目录中。

本地数据接入功能包括数据监视与解析、数据校验、日志记录和数据入库4个部分,主要功能是完成数据文件解析入库,同时根据事先配置的数据校验规则对数据进行校验形成详细的校验日志结果。

数据质量分析利用数据挖掘技术通过不同维度统计分析数据日志内容形成数据质量量化分析结果,并通过服务的方式对外发布。数据发送方通过数据质量查询客户端远程调用数据结果服务,获取数据在远端系统的入库及质量情况,并根据数据质量结果决定是否需要修正数据及再次重新报送数据,形成了数据交换的闭环控制流程。

2 跨系统数据交换技术

多系统间的数据交换技术是整个调度大计划数据交换系统的核心。它利用远程服务调用技术完成数据在多系统间的透明传输。系统之间的相互调用如图2所示。

其通过在参与交换数据的系统中部署数据访问客户端和数据服务端来实现客户端与服务端的交叉访问,上级调度的客户端调用下级调度的服务端获取上报数据,下级调度的客户端调用上级调度的服务端获取下发数据。同时,在系统内部,通过添加本系统域名访问的方式调用即可调用本地服务端获取本地数据,进而可传送给本系统其他应用或其他相关系统,实现数据的横向传输。考虑到华东网调的调度计划系统作为中心节点需要同时与多个系统进行数据交互,为了满足负载均衡及数据并发传输要求,在华东侧并行运行多个数据访问客户端同时访问省、市调度计划系统的服务端。

2.1 服务总线

跨系统的远程数据服务访问使用了SG-OSS服务—消息双总线中的服务总线技术。服务总线是SG-OSS的各个应用间的数据传输纽带,构建了面向服务架构(SOA)的系统结构[8]。服务总线主要功能包括:①提供服务的接入和访问等基本功能;②提供服务的注册、查询、定位等管理功能;③提供基于服务总线的应用程序开发框架[9]。其结构如图3所示,包括服务管理中心、服务代理、服务提供者、服务消费者。

服务总线基本工作流程为:①服务端通过服务管理中心注册并发布服务信息;②客户端通过服务管理中心的服务查询功能获取服务基本信息;③服务总线返回服务信息;④客户端发送服务调用请求消息;⑤服务端接收请求消息;⑥服务端返回请求响应结果;⑦客户端接收响应结果对其进行解析。

对于跨系统间的服务调用请求,需要使用到服务总线代理技术,即通过系统间的代理完成服务请求和响应的传递,流程如图4所示。图中的数字含义如下:①服务请求者向本地代理发送服务请求;②本地代理向远程代理转发服务请求;③远程代理向服务提供者转发服务请求;④服务提供者向远程代理返回响应结果;⑤远程代理向本地代理转发响应结果;⑥本地代理向服务请求者转发响应结果。

2.2 服务实现

服务端根据服务总线编程规范定义了如下对外发布的服务接口:①获取指定日期下指定类型数据的更新时间;②获取自某个时间点后指定类型数据发生更新的日期;③获取指定日期指定类型的数据。

客户端与服务端的数据交换内容格式采用符合E语言格式规范的大字符串。E语言是一种适用于电力系统数据交换、存储的紧凑式数据文本格式,其存储形式类似于二维关系表。例如,2013年2月28日上海短期系统负荷预测数据E格式定义如下。

其中:Entity表示数据来源,type表示数据类型,dataTime表示数据发送时间,Entity,type,dataTime作为整个数据的头部信息,描述了数据的基本信息;〈tag〉与〈/tag〉包括的内容为数据实体;planDate表示数据日期;@开头的行为属性行;#开头的行为数据记录行。

数据客户端以后台常驻方式定时调用服务端接口来获取发生数据更新的日期和对应日期下的数据,并且记录下每次数据更新的时间。在数据服务端系统中建立了一个共享数据发布状态表,该表用于记录数据发生更新的数据日期及更新时间。服务调用流程如图5所示。

首先,当某个日期的数据需要对外共享时,由服务端系统中的数据发布客户端更改共享数据状态表中的数据日期及更新时间;其次,数据客户端以上次数据更新时间为参数调用服务端询问是否有自上次更新时间后发生数据更新的数据日期,如果有数据发生更新,则服务端返回发生更新的数据日期,客户端根据得到的数据日期再次调用服务端,获取指定日期下的相关数据;最后,客户端获取到服务端返回的符合E语言规范的大字符串后,按照数据文件规范要求生成E语言文本文件,存放到数据监视目录中由本地文件接入系统完成数据入库。

3 本地数据接入

本地数据接入主要用于对监视目录下的数据E格式文件解析入库。数据E格式文件既可由通过远程服务调用抓取数据的客户端生成,也可由任意其他横向系统生成并放到监视目录。本地数据接入采用Linux内核所提供的文件变化通知机制来监听数据文件目录,当发现监听目录下有数据文件到达时,对文件进行解析读取数据内容,调用数据校验,根据数据校验返回结果决定是否保存到本地数据库,若数据成功入库,则更新本地数据共享状态表,进而通过跨系统的数据交换服务共享到其他系统。

为提高数据接入效率,支持对数据类型进行分组,每个分组由一个对应的独立的数据接入进程来负责分组内数据处理,数据接入进程间互相独立、并列运行。数据接入主要由数据监视与解析、数据校验、数据入库、日志记录等模块组成,如图6所示。

模块间的数据流程如下:①数据文件到达文件监视目录;②数据监视对初始数据文件进行预处理生成规范化数据格式并发送给数据校验模块;③数据校验模块接收到待校验数据后,加载校验规则配置信息并启动校验引擎进行校验;④通过数据校验的数据发送给数据入库模块进行入库保存并更新数据状态表;⑤对未通过校验规则的数据由日志模块记录详细校验信息;⑥校验日志信息进入数据质量分析模块进行后续统计分析。

3.1 数据监视与解析

数据监视使用Linux内核所提供的inotify应用编程接口(API)获取指定目录下的数据文件变化状态,不再使用以往系统中通过轮询方式扫描文件目录来发现是否有文件到达的方法。inotify是一种基于文件节点的文件变化通知系统,内核与应用程序通过文件描述符传递文件状态变化,它允许应用程序监听目录的一组事件集,例如文件修改、删除、新建、打开等,当被监听的事件发生时,应用程序通过读取相应的文件描述符来获取事件信息。其主要的接口包括[10]如下几种。

1)int inotify_init(),初始化inotify。

2)int inotify_add_watch(int fd,const char*path,__u32mask),向目录添加监听事件。

3)int read(int fd,char*buf,int length),读取事件信息。

4)int inotify_rm_watch(int fd,int wd),从目录中移除监听事件。

5)int close(int fd),关闭目录监听。

数据监听发现文件到达后,立刻调用文件解析模块,文件解析模块首先对文件的格式进行检查,判断文件是否符合格式规范要求,不满足,则直接把文件移除到备份文件目录中,否则,读入文件中数据内容进行规整形成统一的数据结构体发送给数据校验模块。

3.2 数据校验

进行全网共享的数据质量直接影响本地及上级调度计划编制与安全校核结果的准确性与收敛率,为此,需对每类数据进行入库前的数据校验,只有满足要求的数据才会进入本地数据库并向上级调度机构上报,避免了坏数据在全网范围内扩散传播。不同地区数据质量好坏的判断标准与各地区经济水平、装机容量、电网规模、地理位置等情况有关,鉴于上述原因,从地区间差异、数据类型差异、历史数据分析等方面综合考虑并定义了针对每类共享数据的校验规则,构建了调度计划数据校验规则库。规则库定义了数据是否满足质量要求的判断逻辑,在不同应用场景下,从校验规则库中选择合适的校验规则,由数据校验功能在数据入库前进行数据校验。

每条校验规则定义了类型、生失效时间、应用区域、参数值、优先级、告警级别等属性。根据数据校验时涉及的数据范围,校验规则类型分为通用、单项、综合[11]3种。通用校验规则适用于所有类型数据检查,主要是一些基础性数据检查,例如文件格式、日期格式是否符合要求等。单项校验规则只针对于某一类数据进行检查,比如负荷预测的上下限、发电计划数据完整性等。综合校验规则涉及多个数据之间的相互校验,通过数据之间的相互矛盾来反映数据问题,例如在检修计划数据中发现了某台机组存在检修计划数据,同时在其发电计划数据中又发现该机组存在发电计划数据,那么这两者之间必然有一类数据存在问题。

可以设定某条校验规则在某段时间内生效且只适用某个区域的上报数据,对同样的校验规则设定不同的校验参数值来满足不同区域数据的校验要求。例如:在检查下级调度上报的负荷预测值是否在设定的上下限范围内这条校验规则时,由于各个地区的经济发展水平和电网规模的差异性,各个地区使用的负荷预测上下限校验规则中的上下限参数值需根据各地情况进行合理设置。校验规则按照其严格程度分为正常、告警、错误3个告警级别,当数据无法通过某条校验规则的校验时,如果该校验规则的告警级别为错误,数据将会被丢弃,否则,如果告警级别为告警,数据被正常入库,同时产生告警日志信息,表示数据存在问题,但问题并不严重。

对一个校验规则或一类相似校验规则在程序设计上采用单独类实现,各个校验类继承一个公共抽象基类,校验类内部接口实现了各自的校验逻辑,每个数据校验类被封装成一个个独立的动态库,动态库名称与校验规则名称之间建立了映射关系,利用C++的动态库动态加载机制,数据校验功能通过校验规则名称动态加载相应的校验动态库完成数据校验,实现了校验规则灵活配置与动态安装。数据校验内部流程如图7所示。

数据监视模块在完成数据初始检查后调用数据校验模块,数据校验模块首先对数据进行初步分析,获取数据的类型、来源、日期、数据大小等基本信息后把数据内容缓存到待校验数据队列中,之后从数据库中读取数据校验规则配置信息,按照规则的优先级顺序由数据校验引擎加载相应的校验动态库对数据进行校验。如果某条校验规则校验未通过且其对应的告警级别为错误,则停止对当前数据实施后续优先级低的校验规则的校验,进入待校验数据队列中下一数据的校验流程,而如果告警级别为告警,则校验引擎会继续执行下面的校验规则,直到遇到下一条未通过的错误级别的校验规则或所有规则都已经校验完成为止。对于综合校验规则,由于其涉及多个数据,每次实施数据校验时会判断其涉及数据是否全部到齐,如果未到齐,则校验流程退出,停止校验。

3.3 数据入库与存储

整个SG-OSS统一采用国产数据库,所有数据库操作由部署在支持主备动态切换的数据服务器上的数据服务完成。为了满足调度计划海量数据存储、访问的效率要求,在数据服务器上开辟了专用的调度计划数据访问存储服务,该服务采用独立会话模式下的数据库连接,实现了调度计划数据与其他业务数据的并行数据库操作,提高了数据访问、存储效率。为了进一步提升大数据量的入库性能,数据服务中数据存储接口采用了变量绑定技术,当对同一张表进行大量相同数据的插入、修改操作时,通过变量绑定技术可以对提交的具有相同结构而其操作数据不同的结构化查询语言(SQL)语句只解析一次形成预解析SQL缓存,避免了每条SQL的重复解析所造成的时间消耗。对随着时间不断膨胀的日、分钟级数据采用了按日或月为周期自动分表存储,分表的周期及表名根据数据量增长率及自身特点通过模板表进行定义,由数据分表任务计划功能定时执行分表操作。由于对大数据采用了分表存储机制,各个分表的数据量保持一定大小,相应的数据访问、存储效率得到了极大提升。

3.4 日志记录

在数据解析、校验、入库的过程中,产生的各类日志信息通过日志记录服务功能写入对应的日志记录表中,用于后续的数据质量分析。日志分为概要日志与详细日志。概要日志简单描述该日志的总体情况,详细日志描述了对应的概要日志的详细内容。例如:概要日志给出某数据存在超过上限值的时段,详细日志列出每个时段的对应值、限值、越限比例等信息。日志记录采用异步服务调用方式供数据检验模块访问调用,数据检验模块在发送日志请求后立刻返回继续执行,由日志服务在后台完成日志的入库操作。

4 数据质量分析

当数据在全网范围内完成共享后,数据质量分析在离线状态下利用数据挖掘技术从数据校验详细日志中发现隐藏的数据相互之间的影响关系,得到不同质量水平的数据出现的地区、时间、次数、类型的分布信息,并通过图表方式展示出各个地区上报数据质量情况,便于下级调度机构在后续的数据上报过程中调整上报数据源及策略。数据质量分析是整个数据交换系统最后一个环节,实现了数据交换的闭环流程。

数据质量分析采用了异常分析、分类分析等数据挖掘手段对生成的数据校验日志进行多角度挖掘,从时间段、区域、数据类型等多种维度下分析数据质量趋势。主要质量分析指标包括基于权重的数据质量评分、规则通过率、数据无错误天数、告警与严重错误占比、数据正常率等。基于权重的数据质量评分机制根据数据及规则的重要性程度对每类数据与校验规则设定一个分值与权重系数,按照数据是否通过校验规则进行相应分值的增减,最终得到某个地区一段时间内上报数据的质量总分。上报数据的数据校验日志及数据质量信息通过基于远程服务调用的数据结果服务对外提供调用接口,数据上报端系统通过部署在本地系统中的数据质量查询客户端远程调用数据结果服务获取数据上报结果信息。为了实现上报结果只对其发送端系统开放的要求,在服务端采用了用户身份认证和区域域名绑定的权限管理模式,对接收到的访问请求,只有满足身份授权认证且请求来源于设定的数据上报源端系统才返回对应的数据上报结果信息。

5 结语

本文介绍的基于跨系统间的远程服务调用的数据交换系统已经在华东电网调度大计划流程中投入生产运行,截至2013年5月份,华东电网厂站数为1 412个,统调发电机组(不包括小水电)台数为604台,220kV以上线路条数为3 618条,母线条数为4 362条,变压器台数为861台,每天上午与下午进行两轮日前大计划流程,各类数据格式采用96时段,华东网省间共享的发电计划、母线负荷预测、系统负荷预测、检修计划、机组调节范围、稳定断面限额、全设备计划潮流、危险点等数据,全天累计交换记录数大概为1 008万条(包括国调下发数据),每条记录占100B左右,日交换数据量合计1GB,可以在6min内实现一次全网数据传输与入库,满足了华东电网调度大计划要求的15min实现全数据共享的要求。

华东大受端电网直流接入能力评估篇3

高压直流(HVDC)输电以其独特的优点已成为国内大区电网互联和远距离大容量输电的重要形式,为中国大范围的资源优化配置发挥了重要作用。对于受端电网,大规模直流接入在缓解电力供应困难的同时,也给电网运行控制带来诸多挑战。华东电网已发展成为典型的多馈入直流受端电网,截至2014年底,直流接入总容量达到31.76GW。按照“十三五”规划[1],预计到2020年底,华东电网直流接入总容量将接近80GW,随着直流接入容量的不断增加,电网运行管理形势更为严峻,如电网低谷负荷下调峰困难问题,大规模直流馈入受端电网后暂态稳定特性减弱问题,大受电比例下局部电网电压稳定问题,直流闭锁故障后系统频率安全问题,以及直流多馈入后多直流、交直流交互影响等问题。为了更好地指导电网建设、维持电网安全稳定,电力生产运行单位迫切需要解决一个关键问题,即如何评估受端电网直流接入能力,给出电网允许馈入的合理直流功率总量。

目前有关电网直流接入能力的研究多集中在直流接入后对电网造成的影响[2,3,4],或研究交直流、多直流间的交互影响特性及指标[5,6,7]。这些研究成果隐含着影响直流接入能力的因素分析,但还无法正面宏观回答受端电网直流最大接入能力。文献[8-10]提出了几种以多馈入短路比为主要优化目标的直流落点优选方法,为直流落点规划提供了依据,是计算电网直流接入能力的前提。文献[11]提出一种受端电网直流馈入规模的计算方法,其主要思想是基于多馈入短路比选择最佳直流落点,增加直流接入,通过N-1暂态稳定仿真给出电网直流馈入规模。文献[12]从直流多馈入短路比出发,分析了影响直流受入规模的主要因素,考虑网架结构优化、直流落点优化和动态无功补偿配置优化,采用启发式规划算法求取最大直流受入规模。以上两种方法本质上是根据直流大规模接入电网后系统的暂态稳定特性确定电网直流接入能力,未考虑调峰、频率安全等实际电网面临的紧迫问题,同时在增加直流接入时都是基于固定网架考虑一些优化措施,并未考虑电网自身的发展变化,计算得到的结果可能与实际存在较大偏差。

本文基于华东大受端电网直流多馈入后带来的问题,分析了影响电网直流接入能力的主要因素,以此为基础提出一种考虑多约束的受端电网直流接入能力计算方法,利用该方法初步评估了华东大受端电网直流接入能力,针对目前限制直流接入能力的主导因素,提出改进建议,以提高大容量直流接入下电网的运行控制水平。

1 限制受端电网直流接入能力因素分析

电网直流接入能力评估关键要找到限制直流接入的主导因素,在限制因素未明之前,有必要综合考虑各种约束,以避免评估结果过于乐观,下面将结合直流多馈入后给电网运行控制带来的实际问题阐述限制电网直流接入能力的主要因素。

1.1 直流落点选择

随着直流工程越来越多地接入同一同步电网,电网交直流、多直流之间的交互影响作用日趋加强,直流落点位置对于交直流系统稳定特性影响重大。直流落点选择是一个复杂的多目标规划问题,需要考虑站址条件、潮流分布、安全稳定、经济性等多方面因素。合理的直流落点有助于保障直流系统的稳定运行,促进电网潮流合理分布,降低对交流系统及其他直流系统稳定特性的不利影响,是提高电网直流接入能力的前提。

1.2 受端交流电网强度

传统直流系统的换相电流是由交流系统的相间短路电流提供,要保证换相可靠,受端交流系统必须足够“强壮”。国内外研究学者为评估交流系统对直流系统的支撑能力及交直流相互影响程度,提出了短路比(short circuit ratio,SCR)和多馈入短路比[6](multi-infeed short circuit ratio,MSCR)指标进行评价。从短路比表达式可以看出,直流接入容量增大,会降低短路比指标。直流接入回路数增加后,直流系统间的交互作用增强,也会导致多馈入短路比指标降低。当电网中直流接入容量足够大时,可能造成部分直流的(多馈入)短路比达到系统运行要求的临界值,影响直流正常运行,短路比指标是限制电网直流接入能力的重要指标。

1.3 电网低谷负荷调峰能力

为响应国家政策充分消纳水电等清洁能源,丰水期输送清洁能源的直流长时间保持满功率运行,不参与电网调峰,这对低谷负荷下电网调峰能力提出了很高要求。文献[13]提出了一套基于系统备用需求容量和调峰能力约束的风电接纳能力评估体系,对研究调峰约束下的电网直流接入能力具有借鉴意义。华东电网在直流满送低谷负荷方式下调峰压力巨大,特别是上海等直流落点集中地区,调峰机组长时间运行在最小出力水平,仅依靠本地机组调峰能力已不能满足系统运行要求,需要华东全网在调峰上予以支持。电网低谷负荷调峰能力已经成为当前形势下限制直流接入能力的重要因素。

1.4 系统频率安全

按现有故障考核标准[14],直流发生单极闭锁后系统不采取措施应能保持频率安全。目前中国典型直流多馈入电网系统较强,发生一回直流双极闭锁后均可以保持频率安全。交流系统保持频率的能力取决于这个交流系统的转动惯量,为有满意的性能,交流系统必须有一个相对于直流系统规模的最小转动惯量。文献[15]提出用有效直流惯性常数作为相对转动惯量的衡量,其定义如下:

式中:JACΣ为交流系统的总转动惯量;PDCe为直流联络线额定传输容量。为使系统安全稳定运行,要求有效惯性常数至少为2~3s,此指标可以作为衡量电网接入一定容量直流下能否保持频率安全的重要指标。

1.5 受端电网电压稳定

直流输电系统运行中需要消耗大量无功,给交流系统电压支撑能力带来较大压力,使得交直流系统的电压稳定问题日益突出。华东电网方式安排中已经发现,在一些恶劣运行方式下,部分受电比例较大电网存在静态电压稳定区域负荷有功功率裕度[16]不足的情况,已引起电力生产运行单位关注。目前实际电网中电压稳定一般限于局部地区,通过电压稳定分析可以对局部电网的直流接入能力进行限制,作为电网整体直流接入能力计算的一个约束条件,也可以通过采取预防控制措施限制直流大容量接入时电网的运行方式。

1.6 暂态稳定

在实际电网中,已多次发生交流系统故障后造成多回直流同时换相失败的案例[17],一般来说多馈入直流同时换相失败会引起受端电网功率转移、电压跌落。但由于换相失败持续时间很短,对交流系统的冲击是短暂的,对系统稳定运行影响不大。但如果换相失败损失的功率较大或换相失败持续时间较长,将对交流电网造成一定影响。对电网直流接入能力评估时,多直流同时换相失败的影响可通过暂态稳定校核予以考虑。

2 考虑多约束的受端电网直流接入能力评估方法

在目前的直流规划工作中,规划设计人员通常根据送受电需求并结合经验,制定有限数量的直流落点方案,再经过反复的安全稳定计算分析及比较,确定出满足安全性角度的直流输送方案,一般不考虑电网整体的直流受电规模。直流规划与电网生产运行存在脱节,不能适应直流多馈入大电网的运行要求,有必要考虑受端电网整体的直流接入能力。

前文已详细分析了直流大规模接入后给电网运行控制带来的问题,因此合理的电网直流接入容量必须可以满足上述各约束,即受端电网的直流接入能力是各个约束下允许直流接入容量的最小值,可以表示为:

式中:PDCmax表示电网直流接入能力;Plimi表示第i个约束下电网允许接入的最大接入容量,其求取过程本身就是约束条件复杂的优化问题。但工程计算中,逐一计算各约束下直流最大接入容量并无必要,可转化为校核一定规模直流接入下各约束条件是否满足,任一约束条件达到临界即可认为电网的直流接入容量达到最大值,最先达到临界的约束条件即为限制电网直流接入能力的主导因素。

本文提出了一种考虑多约束的受端电网直流接入能力评估方法,其基本思路是通过直流落点选择方法确定优化的直流落点,进而依次校核各个约束条件,迭代调整确定电网的最大直流接入能力,计算流程如图1所示,主要由直流落点选择和直流接入能力多约束校核两个模块组成。

直流落点选择模块是根据变电站站址条件、工程造价、功率平衡等实际条件确定合理的备选直流落点集合,随后利用典型方式下备选落点短路容量及备选落点与已投运直流落点间的等值阻抗作为关键指标从备选集合中确定直流落点。相比文献[9,10,11]提出的以短路比为主要优化目标的直流落点优选方法,既减少了大量时域仿真计算,又可反映短路比包含的关键信息,同时考虑了实际工程条件。直流落点选择是一个多目标优化问题,求解的方法很多,如模糊决策、逼近理想解排序法(TOPSIS)等,限于篇幅不详细展开。

直流接入能力多约束校核是针对确定的直流落点形成典型方式,依次校核直流多馈入短路比、电网低谷负荷调峰能力、系统有效直流惯性常数、静态电压稳定区域负荷有功裕度、暂态稳定裕度等多约束条件。若所有约束条件均满足,则考虑电网发展迭代选择直流落点接入新的直流,直至某一约束不能满足;当某一约束不能满足时,则迭代调减新增直流容量,直至所有约束均可满足,给出电网的直流接入能力。为使电网直流接入能力最大化,选择迭代调减对受限约束影响最大的新增直流。经过迭代调整最后满足的约束条件即为限制电网直流接入能力的主导因素。

电网的直流接入能力与电网运行的边界条件密切相关,边界条件发生改变,其直流接入能力及主导限制因素均可能随之变化。新增直流接入和电网发展都会对电网运行的边界条件带来较大影响,因此本文所提方法在新增每一条直流时都考虑了电网发展构建新的典型方式,并重新校核所有约束条件,以免主导限制因素改变。需要注意,新增直流的容量不能任意选取,必须考虑直流设备的制造能力,可以参考国家电网公司根据直流设备制造能力和中国电力发展需求发布的直流电压等级序列[18]。

附录A给出了IEEE 39节点电网直流接入能力评估算例,证明了所提方法具有可操作性。与现有方法相比,所提方法计及了目前实际电网中直流多馈入后的主要问题,考虑的约束条件更全面,避免计算结果偏乐观,有助于有针对性地开展电网补强措施;在迭代增加直流接入的同时考虑了实际电网的发展变化,计算结果更加符合实际。

3 算例分析

截至2014年底,共有7回直流接入华东电网,直流输送总容量达到31.76GW。随着特高压“四交五直”“五交八直”工程的不断推进,未来仍有多回特高压直流规划落点华东电网,本节结合华东电网2014年典型运行方式及2017年规划运行方式评估其直流接入能力。表1给出2014年典型方式下落点华东电网直流线路的多馈入有效短路比(MESCR)。

从上表结果可见,各直流的MESCR均在3.0以上,属于强短路比水平。校核系统的有效直流惯性常数为5.8s,满足2~3s的约束。对直流受入功率较大的局部电网进行静态电压稳定校核,均满足导则要求,校核N-1暂态稳定性,系统均可保持暂态稳定。

2014年华东电网最大峰谷差Pptov约为66.32GW,低谷负荷Pvalley考虑120~150GW。电网的强迫出力Pforce包括不具备调峰能力的水电机组装机Pf_wt约为9.63GW,核电机组装机Pf_nc约10.75 GW,风电等其他新能源装机Pf_wd约7.21GW。电网调峰能力方面,水电调峰能力Pp_wt约12.35 GW,燃气、燃油火电调峰能力Pp_og约17.37GW,华东电网不同容量燃煤火电的实际平均调峰率η约为48.74%。当前直流接入容量Pdcin下要求华东电网的燃煤火电平均调峰率可按式(3)进行计算:

计算可得,31.76GW直流接入下要求燃煤火电的平均调峰率至少为28.8%~37.6%,现有调峰能力可以满足约束,华东电网具备接纳31.76GW直流的能力。

考虑电网调峰能力确定,调峰约束下的直流接入能力可由式(4)计算:

通过计算,2014年华东电网装机配置及运行方式边界条件下,由电网调峰能力约束的直流接入能力约为53.92~83.92GW。

由上述结果可知,按所提方法评估,2014年华东电网接入31.76GW直流可以满足所有约束条件,考虑到华东电网“十三五”期间新增特高压直流落点已基本确定[1],忽略直流落点选择,直接选用规划的直流落点。

按照规划,至2017年底华东电网将新增灵州—绍兴、晋北—南京、锡盟—泰州三条特高压直流,直流总容量达到57.76 GW,相比2014年,新增1.50GW抽水蓄能电站,调峰燃气机组新增3.93GW,新投核电装机8.70GW,假设燃煤火电的平均调峰率保持不变,风电及其他新能源增长至8.00GW。考虑低谷负荷年增速3%~5%,最大峰谷差按年增速8%,则2017年低谷负荷139~164GW,最大峰谷差将达到83.50GW。文献[1]给出了“十三五”期间落点华东地区直流线路的多馈入短路比均在3.0以上,满足约束。通过计算,典型方式下系统的有效直流惯性常数为3.7s,满足2~3s的约束,N-1暂态稳定性也满足约束。对受入外来功率较大局部电网进行静态电压稳定分析,浙南电网机组需满足一定开机条件时静态电压稳定的区域负荷有功功率裕度才能满足导则要求。根据式(3)计算可得,57.76GW直流接入下要求华东电网燃煤火电的平均调峰率至少为41.1%~52.3%,现有燃煤火电的平均调峰率48.74%不能满足低谷负荷139GW方式的调峰需求。根据式(4)计算得出2017年由调峰能力约束的华东电网直流接入能力约为51.10~76.10GW。

通过评估,可以得到确定边界条件下的华东电网直流接入能力。在考虑的边界条件下,电网低谷负荷下的调峰能力成为限制华东电网直流接入能力的主导因素,这对以往评估华东电网直流多馈入能力主要考虑暂态稳定评估起到警示作用[1]。随着电网发展,系统峰谷差的不断拉大,核电、风电等非调峰机组的大量投产,华东电网调峰约束下直流接入能力呈下降趋势,如果仍维持接入直流不参与电网调峰,2017年考虑低谷负荷139GW时直流接入能力甚至小于规划的直流接入容量。考虑到“十三五”规划中仍有多回特高压直流规划落点华东电网,亟须开展边界条件更为详细准确的直流接入能力分析,有助于采取针对性措施,保证电网安全稳定运行。

4 结语

随着电网馈入直流的容量越来越大,电网运行控制压力日趋增加。从中国典型的直流多馈入大受端电网来看,基于目前的电网运行条件,通过合理选择直流落点、优化运行方式安排、强化电网结构等措施,交流电网强度、安全稳定特性等暂时不会成为限制电网直流接入能力的主导因素,而随着电网峰谷差不断拉大,若仍维持直流不参与电网调峰,电网在低谷负荷下的调峰能力会成为限制电网直流接入能力的主导因素。总体来看,电网直流接入能力是一个受多方面条件共同约束的问题,需要电力规划和运行部门协同一起解决,本文提出的一种考虑多约束受端电网直流接入能力计算方法,综合考虑了直流多馈入短路比、电网调峰、频率安全、电压稳定及暂态稳定等多方面约束,通过迭代增加直流接入最终给出满足所有约束的电网直流接入能力。

为提高受端电网直流接入能力,一方面应积极采取有效措施降低电网峰谷差,考虑综合经济效益适当建设调峰电源,同时应积极拓展直流辅助调峰调频等方面的研究。此外,应充分认识直流接入对电网造成的影响,合理规划,避免直流盲目建设,提高电网整体运行经济效益,降低运行风险。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

摘要：受端电网的直流接入能力是直流多馈入电网调度运行部门越来越关注的问题。文中从大规模直流接入华东电网后带来的实际问题出发,分析了限制受端电网直流接入能力的主要因素,以此为基础提出了一种考虑多约束的受端电网直流接入能力计算方法。该方法根据典型方式下备选直流落点的短路容量及各直流间的交互作用程度,快速确定新增直流接入落点,进而综合考虑直流多馈入短路比、电网低谷调峰能力、有效直流惯性常数、电压稳定、暂态稳定等多约束条件,计及电网发展变化迭代增加直流接入容量,最终给出电网直流接入能力。在IEEE 39节点系统中验证了所提方法具有可操作性,基于该方法对华东电网开展直流接入能力评估,为提高直流多馈入电网的运行管理水平提出了建议。

华东电网篇4

2008年11月23日, 华东电网公司围绕“科技创新和信息化建设再上新台阶”的目标, 认真落实公司“3年行动计划编制工作启动会”会议精神, 研究讨论和编制完善科技信息2008-2010年3年行动计划。

2008-2010年, 华东电网公司将以高级调度中心和一流信息化企业建设为工作重点, 完善“十一五”后3年规划, 将规划目标分解落实到具体年度行动计划中, 明确公司科技信息工作的年度任务和重点工作安排:围绕公司高级调度中心发展目标, 建设一流信息化企业, 继续深化和提升EIS系统的应用和创新, 建设覆盖企业生产、安全和管理的信息支撑平台;率先在国内开展大电网安全关键技术研究, 加强产学研合作, 进一步完善创新体系建设, 力争获得国家电网公司首批创新性企业命名, 继续保持在国家电网公司系统的领先优势。

华东电网篇5

1 细水雾灭火技术

1.1 细水雾的灭火机理

细水雾灭火系统对保护对象可实施灭火、抑制火、控制火、控温和降尘等多种方式的保护,其灭火机理可归纳如下:1)高效吸热作用;2)窒息作用;3)阻隔辐射热作用;4)火焰的拉伸作用。

1.2 细水雾灭火技术的特点

1)细水雾灭火系统和水喷淋灭火系统相比,具有耗水量少(比传统水喷淋灭火系统小一个数量级)、水渍损失甚微、管径小、无需较大储水设备等优势;2)细水雾灭火系统和气体灭火系统相比,以水作为灭火剂,作用后再次充装费用低,系统安装、维护简单;对人无危害;对环境无污染,不会破坏臭氧层;细水雾的冷却和穿透能力较强,更易扑灭深位火灾;细水雾具有表面冷却能力。

2 工程简介

华东电网调度中心大楼位于上海市浦东新区的浦东南路,总建筑面积为69 558.93 m2。地上共28层,建筑总高度为128.7 m;地下共4层,地下室深度为18.4 m。本大楼是集华东(四省一市)电网运行管理、电力生产调度、电力市场交易等功能于一体的综合性超高层办公建筑,电气用房众多,扩初设计时均统一采用IG541(烟烙尽)气体灭火系统。后考虑到其中某些用房人员密度大,若消防疏散不及时可能会造成人员损伤,且某些用房布置有超大屏幕,气体消防不具有冷却保护作用,并根据上海市消防局的消防设计审核意见,最终决定仍以安全、环保且经济的水为灭火剂,采用高压细水雾灭火系统。

3 细水雾灭火系统概况

3.1 系统形式

本工程中应用细水雾灭火系统的区域较多,采用泵组形式比瓶组更为经济、合理;同时考虑到被保护区域的重要性,具有快速响应特点的开式喷头应为首选。鉴于此,设计最终采用了泵组形式的开式高压细水雾灭火系统,设一套高压细水雾泵组,组合分配方式保护调度大厅、交易大厅、DTS仿真培训室、通信网管操作室、信息监控操作室5个房间,均采用全淹没应用方式,每个房间为一个防火分区,每个分区设置独立的区域控制阀组。

3.2 系统泵组

细水雾灭火系统泵组设置在地下一层消防水泵房内。泵组包括三台高压水泵(两用一备)及稳压泵(一用一备)。低压配电系统应提供两路专用电源,接口位置设在泵房控制柜内,提供一路消防专用电源线至现场各区域控制阀组箱内。系统设计压力11 MPa,最不利点工作压力10 MPa,设计流量220 L/min,持续作用时间30 min。泵前设过滤器,去除水中杂质,避免喷头堵塞。为克服泵前过滤器及部分阀门造成的水头损失,系统的补水压力不得小于0.3 MPa,且不得大于0.6 MPa,补水流量不得小于250 L/min,且有措施保证灭火过程中能够正常、连续供水,因此本系统前串联专用增压泵(一用一备),水泵设计压力0.3 MPa,设计流量250 L/min。

3.3 系统控制方式

系统设自动、手动和机械应急3种控制方式。控制系统应具有手动/自动控制转换功能。自动控制工作流程为:系统接收到灭火分区内一级报警后,启动警铃等联动设备;两级报警确认火灾后启动声光报警器等联动设备,延时30 s开启对应灭火分区区域控制阀、启动细水雾高压泵组,同时开启释放指示灯,完成细水雾灭火系统的启动。

3.4 区域控制阀组

区域控制阀组由系统控制球阀、系统供水球阀、压力开关、压力表及连接管道等组成。其可由外部的火灾探测器动作,也可手动应急操作,在电动操作失灵的情况下,可通过手动操作启动系统。各保护区的区域控制阀组设置在各防护区域外,并设置排水设施以供试验时压力泄水。

3.5 喷头

本工程采用不锈钢旋芯开式喷头,配装4个微型喷嘴,雾化角度达到55°,扩展了喷射范围,喷雾的旋转倾向大大增强,雾滴在喷雾椎边缘螺旋前进,高压喷雾时射流初始段变短,液膜在出口极短距离内即被破碎成细小雾滴,雾滴直径可达10 μm～50 μm。

喷头最大安装间距3 m,喷头向下安装于吊顶下方,并使喷嘴至被保护物有不小于1 m的距离,以保证喷头在喷至保护对象时有较好的雾化状态及满足其保护半径的要求。

3.6 管道

管道安装须严格按照DBJ 01-74-2003细水雾灭火系统设计、施工、验收规范施工。管道穿墙及过楼板处必须加装套管,管道焊缝不得置于套管内。管道与套管的空隙应用石棉或其他柔性不燃材料填实。管道采用卡套连接或氩弧焊承插式焊接,煨弯时,弯曲半径不得小于5倍管径。

4 系统布置及设计计算

4.1 系统布置

本系统保护区域面积约670 m2,5个保护分区,共涉及大楼中3个不同层面(3层,4层,7层)。

4.2 系统设计计算

4.2.1 细水雾喷头设计流量

流量计算公式: $q = Κ \sqrt{10 Ρ}$ 。其中,q为喷头流量,L/min;K为喷头流量特性系数,K值取决于微型喷嘴的数量及其流量特性系数Ki,对于本设计K=nKi(n为喷头所带喷嘴的数量)。调度大厅采用喷头K=0.45,10 MPa时流量4.5 L;其余四处区域采用喷头K=0.95,10 MPa时流量9.5 L。喷头最低工作压力10 MPa;P为喷头工作压力,MPa。

4.2.2 细水雾灭火系统设计流量

系统计算流量计算公式: $Q_{j} = \sum_{i = 1}^{n} q_{i}$ 。

其中,Qj为系统的计算流量,L/min;n为系统启动后同时喷雾的细水雾喷头的数量;qi为细水雾喷头的实际流量,L/min,应按细水雾喷头的实际工作压力Pi(MPa)计算。

系统设计流量计算公式:Qs=kQj。其中,Qs为系统的设计流量,L/min;k为安全系数,取1.10。系统设计流量为最大保护区域设计流量,即Qs=241 L/min。细水雾高压泵组在设计时应满足最大保护区域的设计流量要求,兼顾系统在最小流量时水泵亦能高效运行,同时使水泵间的连锁切换要求尽量简单化,故系统共设置三台主泵(两用一备)、两台稳压泵(一用一备)。

4.2.3 细水雾灭火系统管道水力计算

1)管径计算公式: $d_{i} = 4.607 \sqrt{\frac{Q}{v}}$ 。其中,di为管道内径,mm;Q为流量,L/min;v为流速,m/s。

2)管道沿程水头损失计算公式: $i = 0.225 2 \frac{f ρ Q^{2}}{d_{i}^{5}}$ 。其中,i为管道沿程水头损失,MPa/m;ρ为水的密度,kg/m3;Q为计算管段流量,L/min;di为计算管段内径,mm;f为管道内壁摩擦系数,MPa/m。根据雷诺数 $R_{e} = 21.22 \frac{Q ρ}{d_{i} μ}$ ,管道内壁粗糙度系数 $\frac{ε}{d_{i}}$ ,查穆迪图取得,μ为水的动力粘度系数,厘帕(cP),对应管道水温查表取得;ε为管壁粗糙度(绝对粗糙度),mm,不锈钢管道ε=0.045 mm。

3)管道局部水头损失采用当量长度法计算,各部件具体数据由产品供货商提供。管网中水流速宜控制在5 m/s,最大不超过7 m/s。最终确定系统设计压力(即高压泵组设计扬程)11 MPa,系统设计流量(即高压泵组设计流量)241 L/min。

5 系统应用条件及要求

1)为了防止保护区外的火灾蔓延到保护区内,保护区结构及门、窗的耐火极限不应低于0.50 h,吊顶的耐火极限不应低于0.25 h。同时要求在发出火灾报警至灭火的一段时间内,建筑构件不会受到损坏,以确保防护区的密闭性,不会造成灭火剂流失,影响灭火效果。2)系统启动前,保护区内所设空调系统、排烟系统应自动关闭。3)系统喷雾灭火前,为了避免火灾扩大,防止淡化灭火剂喷射强度,必须切断可燃、助燃气体的气源。4)在喷头与保护对象之间喷头喷射角范围内不应有遮挡物。5)保护区应采用防火门,为了防止在紧急情况下门打不开,影响人员疏散,防火门应向疏散方向开启,并能自动关闭,以利于保护区内细水雾灭火剂能保持设计浓度,防止灭火剂流失。

6 结语

华东电网篇6

2009年3月28日,全国企业管理创新大会在北京召开,国务院国有资产监督管理委员会、工业和信息化部、中国企业联合会的有关领导以及全国企业管理创新成果获奖单位参加了会议。华东公司《输配电企业的信息化工程建设》获得“国家级企业管理现代化创新成果二等奖”。

全国企业管理现代化创新成果评选得到国家国资委、发改委的大力支持和鼓励推广,由中国企业联合会组织进行评审,获奖成果属于国家级奖励。此次为华东公司第1次申报即获得二等奖的奖项。

华东公司信息化工程建设是公司通过管理创新和技术创新,为提高企业管理水平而开展的信息化建设,以协同创新、信息集成、流程再造等先进理念为指导,以推动管理机制的精益化变革为战略目标,建立了以EIS为核心的管理信息化体系。通过系统协同与管理创新,做到了技术进步与经济效益的相互推动、管理优化与社会责任的共同兼顾、企业成长与社会发展的协调一致,取得了显著的管理效益、经济效益和社会效益,为推动公司可持续发展奠定了坚实的管理基础。《输配电企业的信息化工程建设》荣获第十五届全国企业现代化管理创新成果奖,表明华东公司信息化建设工程成效显著,获得了专家和社会的广泛认可。(朱峰)

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