江苏电网（通用8篇）
江苏电网 篇1
随着电力建设的发展,对变电所接地设计的要求越来越高。 长期、可靠、稳定、经济的接地系统,是维持设备稳定运行、保证设备和人员安全的根本保障,符合国家所提出的可持续发展、变电站全寿命管理的宗旨, 我国传统接地体均采用钢材质。 在建国初期,国外的封锁以及本身铜储量不足,为节约有色金属,并参照前苏联的标准,在20世纪50~60年代提出“以钢代铜, 以铝代铜”,至此开始选用钢材作为主要的接地材料, 并沿用至今,其钢材的应用,有丰富的运行经验,积累大量的运行数据。 随着时间的推移,钢接地网使用量越来越多,钢接地网显现一定的缺点,于是出现采用纯铜、镀铜材料作为接地体的意见。 但是目前用铜材接地网未经严格论证, 对使用铜材缺乏全面正确地了解和论证,近期反对采用铜材接地网的意见也存在。
1 江苏电网接地材料的现状
1.1 钢材接地网的应用情况
目前江苏电网接地材料大部分均采用钢材质。 20世纪80年代前,江苏电网接地材料就采用没有防腐处理的钢材质。 90年代后,反措要求采用热镀锌防腐处理的钢接地网[1]。 江苏省电力公司[2003]1097号文, 对采用热镀锌防腐处理的钢接地网,水平接地体、接地引下线的钢材截面有详细的规定。 由于钢比铜便宜很多,在与铜相同截面时,钢比铜超过2倍的机械强度; 可以采用热镀锌防腐处理,减慢腐蚀速度;有丰富的运行经验,积累大量的运行数据。 因此钢接地网在江苏电网得到最广泛的应用。
1.2 铜材接地网的应用情况
纯铜接地网,由于造价昂贵,仅在极少数变电站采用,如500 k V武南(晋陵)变电站。 为了克服纯铜接地网造价昂贵问题,近来江苏有一些地区开始采用镀铜材料作为接地体。
1.3 “阴极保护防腐蚀”接地网的应用情况
防腐技术中一项重大技术措施是 “阴极保护防腐蚀”,也称“牺牲阳极保护”[2]。 任何金属材料都有其固有的电极电势, 一般用电极电势Eq低的全属做牺牲阳极,保护阴极上电极电势高的金属,形成腐蚀电池, 腐蚀阳极上金属, 保护阴极上金属。 锌的电极电势Eq=-0.761 8 V,铁的电极电势Eq=-0.447 V,铜的电极电势Eq=-0.341 9 V,锌Eq比铁Eq低,比铜Eq更低, 因而锌可作牺牲阳极保护铁和钢。 江苏电网“阴极保护防腐蚀”接地网应用不多,仅在沿海如南通少数变电站碱性土壤中试验性采用。
1.4 复合型防腐接地网的应用情况
在钢接地网、铜接地网以外,复合型防腐接地网是新生的一种金属接地网的替代产品[2]。 复合型防腐接地网有良好的导电性能,界于铜、钢之间;具有较好的热稳定性,也界于铜、钢之间;具有较好的附着力,对折180°涂层无脱落 ;特别是极强的防腐性能 ,是复合型防腐接地网的最大优点。由于没有运行经验,目前仅在个别变电站试用。
2 技术经济比较
钢接地网、铜接地网的技术比较分别从导电性、热稳定性、 耐腐蚀性等方面比较铜接地体与热镀锌钢接地体的差异,经济比较从一次投资和年费用方面比较。
2.1 导电性能
铜和钢在20 ℃时的电阻 率分别是17.24×10-6Ω·mm和138×10-6Ω·mm。 若以铜的导电率为100%, 标准1020钢的导电率仅为10.8%,因此铜的导电率是钢的10倍左右。 而30%导电率镀铜钢线导电率为30%,40%导电率镀铜钢线导电率为40%, 均远较钢接地体好。尤其是在集肤效应下,高频时镀铜钢绞线导电性能远远优于钢材。 即铜接地体导电性能较钢接地体好[3]。
2.2 热稳定性
钢在与铜相同截面时,钢比铜超过2倍机械强度; 在相同体积时,钢吸热量是铜的1.36倍,并能承受更高的熔化温度, 铜熔点为1083 ℃, 而钢熔点为1510 ℃。 因此接地体截面相同时,钢材热稳定性更好[3]。
2.3 耐腐性
接地体的腐蚀是非常复杂的问题, 不能简单地说铜材比钢材好[4,5,6]。
(1) 铜接地体在碱性土壤中的耐腐性优于钢接地体。 接地体的腐蚀主要有化学腐蚀和电化学腐蚀2种形式,在多数情况下,这2种腐蚀同时存在。 铜在碱性土壤中的腐蚀速度大约是钢材的1/10, 而且电气性能和物理性能稳定。 铜的表面会产生附着性极强的氧化物(铜绿),对内部的铜有很好的保护作用,阻断腐蚀的形成。 钢材是逐层腐蚀,镀锌层具有一定的抗腐蚀性, 但是作用非常的有限。 钢接地体接头和钢接地体本身在腐蚀的过程中会出现点腐蚀情况, 钢材点腐蚀的速度是均匀腐蚀速度的4至60倍,正是由于点腐蚀的存在, 所以无法通过增加钢接地截面积的方式来增加其使用年限;铜不存在点蚀情况,寿命较长。
目前我国变电所接地系统均存在不同程度的腐蚀问题,特别是有些运行十年以上的变电所,腐蚀相当严重。尽管在设计时,设计人员已通过增大接地体截面的方法来考虑30年的防腐问题,在实际运行中也采用部分开挖和测量接地电阻等方法来检测腐蚀问题。 但由于实际腐蚀情况非常复杂, 以及钢与铜的腐蚀机理不同,实施效果不太理想。 可见,铜接地体在碱性土壤中的耐腐性显著优于钢接地体。
(2) 铜材接地网对邻近构架钢材造成严重腐蚀 。 如果用铜作接地网材料, 而接地网附近有很多混凝土和钢构件及地下电缆管道等, 这些钢材电极电势比铜低很多,结果形成铁为阳极,铜为阴极的腐蚀电池,再加上构架上母线泄漏电流,经钢材流入地下铜接地网, 又形成电解腐蚀。这时钢构架成为牺牲阳极,铜接地网成为被保护阴极, 因而加速构架钢材和混凝土内钢筋及地下管道电缆的腐蚀, 这就成为变电站的事故隐患。 有人认为,在混凝土构架中,混凝土对钢筋有保护作用,事实上钢筋混凝土仍有部份导电性,有导电性就存在腐蚀,为了防止混凝土中钢筋腐蚀,国外有很多资料及专利。更严重的是混凝土中钢筋腐蚀后很难检测, 将形成重大事故隐患。
(3) 铜材在酸性土壤中防腐性比铁差。 任何金属对不同介质都有不同的腐蚀性能, 铜对碱性介质有较好的防腐性能,但对酸性介质防腐性能较差。铜在硫酸中就腐蚀非常快。地面土壤成份是复杂的,有碱性的也有酸性的,由于大气中的酸雨及土壤中植物腐烂,都形成酸性土壤。 不能将铜在碱性土壤中比铁耐腐蚀强3倍,就推论到酸性土壤中也比铁强3倍。
2.4 经济比较
华东电力设计院对江苏电网的一个220 k V变电所的镀铜钢接地方案、 钢接地方案和纯铜接地方案进行经济比较, 取钢接地网的实际使用寿命为15年,铜接地网与镀铜接地网的使用寿命为40年,按照近期市场上现货镀锌钢、纯铜和镀铜钢的价格,现货铜绞线的价格为63 768元 /t,镀锌钢(Q235材质,采用热镀锌工艺)的价格为7250元 / t。 最终结果[7]如表1所示。
注:* 为导通试验每年一次,等年计算接地网测试 6 年一 次, 每年摊销。
(1) 钢接地方案总静态投资70.8万元,纯铜接地方案总静态投资142.3万元, 镀铜接地方案总静态投资126.1万元。 钢接地方案的总静态比镀铜钢接地方案的总静态投资只降低了43.8%; 但是铜接地方案的总静态 投资比钢 接地方案 的总静态 投资提高 了100%,接地网的寿命由原来的15年提高到了40年。
(2) 从年费用的角度来考虑, 钢接地方案的年费用为14.04万元, 铜接地方案的年费用为12.67万元, 镀铜接地方案的年费用为11.23万元。 所以,从年费用的角度来考虑,镀铜接地网的年费用是最低的,而钢接地网的年费用是最高的。
由上可见, 镀铜钢接地方案的年费用较钢接地方案和铜接地方案低。 因此,采用镀铜接地方案,其经济性更好。
3 覆钢接地网的特性要求
铜覆钢材料, 目前主要有3种工艺生产:(1) 连铸, 将处理干净并加热到一定温度的钢材快速通过加热融化的电解铜液,铜液在钢材表面结晶的加工工艺。 一般铜层厚度可达到0.25 mm。 (2) 套管冷拉, 将处理干净的钢材插入紫铜管内, 利用直拉机拉丝模的束紧力将铜管束紧在钢材外表面的加工工艺。 一般铜层厚度可达到0.8 mm,但是铜层覆于钢材上的牢固性较差,特别是在弯曲时易分离。 (3) 电镀,利用电解原理在处理干净的钢材表面上镀上铜层的加工工艺。 一般铜层厚度小于0.25 mm,镀层较薄。
4 相关规程
(1 )国家标准GB 50065—2011《交流电气装置的接地设计规范》[8]规定,要求各类铜覆钢材的铜层厚度不应小于0.25 mm。
(2) 国家电网公司企业标准Q/GDW 466—2010《电气工程接地用铜覆钢技术条件 》[9]规范,电气工程接地用铜覆钢,铜必须完全、均匀、牢固地覆于钢材上。
(3) 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 (修订版)要求:在强碱性土壤、地下水会引起钢材严重腐蚀的中性土壤地区,宜采用铜质、铜覆钢(铜层厚度不应小于0.8 mm)或者其他具有防腐性能材质的接地网。 对于室内变电站及地下变电站应采用铜质材料的接地网。
(4) 国家电网公司部门文件 《关于进一步规范输变电工程接地设计有关要求的通知》要求,用于接地工程的铜覆钢材的铜层厚度不应小于0.8 mm。
综上所述,铜覆钢接地网宜采用连铸加工工艺、铜层厚度为0.25 mm以上的铜覆钢材料。
5 结束语
铜材接地网存在较多问题, 关键是对附近构架中的钢材产生腐蚀,对变电站带来隐患;铜接地网仅在碱性土壤中防腐蚀性能比铁好, 铜在酸性土中防腐蚀性能比铁差;铜材价格比铁高五倍,铜是战略物资,我国是缺铜国家;江苏电网使用钢接地网巳有六十多年经验, 铜材接地网使用只有十年历史。 接地网材质选择是复杂的问题,不能只看一次性投资,也不能只看年费用等经济性指标,还要看在不同土壤中的抗腐蚀性、运行经验等指标。 江苏土壤复杂,有山区丘陵、沿海、沿江、平原等,因此江苏电网不能盲目推广铜或铜覆钢接地网。 在江苏沿海碱性土壤地区,如连云港、盐城、南通地区的室内变电站,可以采用铜质材料的接地网。江苏其他地区的变电站,宜采用热镀锌钢接地网。如采用铜覆钢接地网,宜采用连铸加工工艺、铜层厚度为0.25 mm以上的铜覆钢材料。
参考文献
[1]国家电网公司运维检修部.国家电网十八项电网重大反事故措施[S].北京:中国电力出版社,2012.
[2]阎东,寇晓适,张科,等.变电站地网防腐新材料及阴极保护实施关键技术[J].水电能源科学,2011,28(11):152-154.
[3]陈健生.铜材接地网的危害[R].2012.
[4]杨明,程好.盐碱环境中变电站接地体材料的腐蚀行为研究[J].江苏电机工程,2013,32(6):69-72.
[5]郑敏聪,陈自年,李建华.大型变电站姐弟装置腐蚀规律及防腐[J].华东电力,2009,37(9):1463-1467.
[6]徐华,文习山,李中建,等.大型变电站钢材和铜材接地网的性能比较[J].高电压技术,2004,30(7):18-19,63.
[7]中国电力工程顾问集团华东电力设计院.220 k V沧浪变电所接地专题[R].2011.
[8]GB 50065—2011,交流电气装置的接地设计规范[S].
[9]Q/GDW 466—2010,电气工程接地用铜覆钢技术条件[S].
江苏电网 篇2
各位领导，新年好：
江苏省电力公司2012年春节后颁发了自动化专业第一个文件：关于印发《江苏电网调度技术支持系统厂站自动化设备接入规范》的通知（苏电调【2012】89号），现发给大家，从2012年2月1日起，凡是新建、改造的变电站，请按此文执行。如在实施的过程中遇到问题，及时向电力调度控制中心反映，以便我们及时向上级汇报、完善。
《江苏电网调度技术支持系统厂站自动化设备接入规范》中对厂站端综合自动化系统的配置、二次安全防护设备、调度数据网设备、GPS设备以及遥测的死区值设置、遥信的防抖、事故总信号的生成、与主站系统通道组织等作了明确的规定，与过去的规范不同，请特别注意。
1、变电站的远动：双配置：
500kV及以上电压等级：配置双套数据处理及通信（远动）装置，每套装置可用于接入各级调度自动化系统的独立以太网口不少于4个。
220kV及以下电压等级：配置双套数据处理及通信（远动）装置，每套装置可用于接入各级调度自动化系统的独立以太网口不少于2个。
2、调度数据网：按二套调度数据网设备配置
每套调度数据网接入设备含一台路由器、两台交换机。220kV及以上电压等级厂站调度数据网接入设备均按冗余配置，分别接入调度数据网省级接入网和市级接入网。
110kV及以下电压等级厂站调度数据网接入设备均按冗余配置，分别接入调度数据网市级接入网地调核心节点和备调核心节点。
3、二次系统安全防护设备：双配置
各电压等级厂站二次安全防护设备冗余配置，每套含Ⅰ区纵向认证加密装置一台、Ⅱ区硬件防火墙或纵向认证加密装置一台，分别接入数据网路由器相应的实时和非实时VPN
4、电能量采集终端：
电量终端服务器按双网口单套配置。
5、卫星钟：
变电站、电厂时间同步系统按《江苏电网时钟同步系统技术规范》要求配置（110kV及以下统调电厂参照执行）。
新建110kV及以下变电站配置一套卫星钟系统。
6、电源：
自动化设备原则上使用变电站直流系统供电，如采用交流电源供电须配备不间断电源(UPS)供电。
祝大家在新的一年，身心健康，工作顺利，事业有成！
二0一二年二月一日
常州供电公司电力调度控制中心
江苏电网月度机组组合系统设计 篇3
月度机组组合是在确保电力、电量平衡且计及系统安全性约束和备用约束条件下,安排未来月份每日的开机方式,并确定日设备利用率。组合系统用于确定未来每日的开机方案,是电网调度机构制定发电计划的必要工具。与日前发电计划系统[1,2,3,4,5,6,7]相比,月度机组组合系统能够在更长的时间跨度上优化机组组合方案,避免机组频繁启停,从而取得更为理想的优化效果。文献[8,9,10]关于月度机组组合的研究成果表明,通过优化能够使得启停费用较高的大机组较少发生运行状态的改变,而容量相对较小、开机成本较低的机组仅在高负荷时段连续运行,月度时间跨度上的机组组合系统能够有效降低机组启停费用,提升调度计划的精细化水平。江苏电网是一个纯火电系统,机组众多、组合方案复杂,有必要借助月度机组组合系统在较长的时间跨度上优化机组组合方案,避免不必要的机组启停,改善系统运行经济性。目前,江苏电网调度计划系统已经具备日前、日内调度计划编制功能,能够实现短期计划的编制,而中长期发电计划编制功能长期缺失,只能依靠相关工作人员借助经验制定机组启停方案,难以保证方案最优。江苏电网月度机组组合系统填补了调度计划系统缺乏中长期计划编制功能的问题,在国内率先实现了月度、日前和日内3个时间跨度上完备的调度计划编制能力。
文献[8,9,10]从理论层面探讨了月度机组组合的建模方法,明确了月度机组组合在计划编制方面的可行性和有效性。为了解决现有月度机组组合主要由人工依靠经验确定的不足,有必要开发月度机组组合系统,提升调度发电计划编制的自动化水平。
本文介绍基于混合整数规划算法开发的江苏电网月度机组组合系统。该系统能计及系统安全、电量平衡、备用等各类约束,优化机组组合方案,并能与日前、日内计划编制系统有机结合,形成功能完备的“月度—日前—日内”调度计划编制系统,提升江苏电网调度发电计划编制的精细化和自动化水平。
1 月度机组组合系统与日前和日内计划系统的关系
月度机组组合与日前和日内计划之间的关系见图1。图中,SCUC为安全约束机组组合,SCED为安全约束经济调度。
月度机组组合系统主要用于确定最优开机方式,为日前和实时调度计划系统提供基础数据。月度机组组合系统与日前、日内计划系统共同构成了功能完备的江苏电网调度计划系统,有效提升了调度计划的精细化水平。
从图1可以看出,月度机组组合方案是日前和日内调度发电计划编制的基础,只有基于合理的月度机组组合方案,才能编制出最优的日前和日内计划。
2 系统设计的目的和思路
当前月度机组组合方案主要依靠专业管理人员综合考虑检修计划、设备利用率、中长期电力预测等信息进行编制。人工编制月度机组组合方案需要借助丰富的经验,对计划编制人员提出了较高的要求,然而仍然难以保证编制结果的最优化。
在“月度—日前—日内”发电计划编制系统中,月度机组组合是计划编制的基础,后续日前、日内计划的编制均基于月度机组组合结果而开展,因此,月度机组组合系统对后续计划的编制至关重要。
鉴于月度机组组合系统的重要性,有必要采用优化方法取代人工方法编制月度机组组合方案,从而解决人工编制的不确定性,提升月度机组组合方案编制的准确性。考虑到月度机组组合的目标主要是确定月内每日的机组启停方案,技术成熟的SCUC算法能够在满足众多约束的情况下编制月度机组组合方案,实现月度机组组合编制从依靠经验到数值优化的根本性转变,极大地提升机组组合的编制水平。
3 系统设计流程
江苏电网月度机组组合系统的设计思路是:借助成熟的SCUC算法,确定未来月份每日的开机方式,优化目标是100%完成月度目标电量。详细流程如图2所示。
江苏电网月度机组组合系统包含一个核心、四大模块。一个核心是指月度机组组合系统中基于SCUC算法的优化计算功能;围绕SCUC算法有四大模块约束条件,分别为电量平衡约束、安全约束、系统级约束和实用化约束。
与日前、日内计划不同,月度机组组合主要用于确定中长期开机方式,因此,对应的约束条件均为中长期信息。
1)电量平衡约束。
主要是指发电量和用电量是否平衡,不平衡时需要根据实际情况判断是修改发电量还是用电量,直至两者平衡,然后进入SCUC算法优化计算,确定机组组合方案。电量平衡约束模块是SCUC算法优化计算的先决条件,只有满足了电量平衡约束,系统才能进入SCUC算法优化过程。如不满足电量平衡,需要调整发电量或用电量直至电量平衡。电量平衡需要借助日用电量、目标电量、中长期受电计划、上报类机组设置等数据确定。日用电量是根据中长期电量预测和中长期负荷率相乘得到,需要说明的是中长期用电负荷率与各地的负荷特性相关,在不同的网省公司需要依据自身实际情况进行选择。与用电量相对应的是发电量,包括可调节机组的目标电量、中长期区外受电计划和上报类机组发电量。
2)安全性约束。
主要包括设备限额和断面约束。设备限额主要是指发电机组的调节范围,断面约束主要是指在不同的电网运行方式下的线路潮流过载问题。在电网高峰负荷期间,线路过载极易发生,合理的发电计划能够有效确保电网的安全稳定运行。
3)系统级约束。
主要包括系统正、负备用,发、受、用电平衡,上报类机组设置。系统正、负备用均按实用化折算确定,分别取系统最大负荷的+7%和-5%,各电网公司可以根据自身实际情况调整备用容量设定值,在满足电网安全稳定运行的同时,最大化系统运行的经济性。发、受、用电平衡主要是指在高峰和低谷负荷情况下系统的电力供需平衡。
4)实用化约束。
包括机组日设备利用率平滑约束和机组群约束。机组日设备利用率平滑约束是指同类型机组之间电量分配按照尽可能均衡的原则进行,避免在完成给定电量时,不同机组承担的发电任务差别过大。机组群约束是指潮流计算中无法计及的约束调节,例如以热定电电厂的发电出力、电厂继电保护、厂用电等电厂自身的约束条件。
4 系统设计优点和运行效果
国内外关于中长期机组组合的研究成果尤其是工程应用的报道较少。江苏电网在国内首次成功开发的月度机组组合系统,是中长期调度计划领域的有益尝试,该系统使江苏电网发电调度计划系统涵盖了月度、日前、日内等不同时间跨度,完善了发电计划系统的应用功能。江苏电网月度机组组合系统的创新技术主要包括以下2个方面。
1)设计了基于SCUC算法优化计算的月度机组组合系统流程,开发人员根据此流程完成了系统开发。在计及安全约束等条件下,以完成月度电量计划为目标,在更长时间范围内优化月度机组组合方案,有力提升了江苏电网调度计划的编制水平。
2)实现了月度机组组合与日前、日内计划的有机结合,分别将月度机组组合的结果作为日前计划的边界条件、日前计划作为日内计划的边界条件,合理分解机组目标电量,确保机组发电进度均衡,解决了不同时间跨度发电计划之间的配合问题。月度、日前、日内发电计划均采用优化方法编制,能确保计划编制的准确性,并能提升发电调度计划编制的自动化水平,提高了工作效率。
此外,基于SCUC算法开发的江苏电网月度机组组合系统的约束条件可以根据实际需求进行功能扩展,增补必要的约束条件。同时,江苏电网月度机组组合系统通过设定优化时段为日,与更短的优化步长(1 h或15 min)相比,既有效提高了计算效率,又能满足月度机组组合的真实需求。
在此基础上开发的江苏电网月度机组组合系统结构如图3所示,主要包含数据准备、计划编制、结果查询和批准发布4个关键环节。数据准备环节从调度管理信息系统数据库获取计算所需的各类参数。对于需要预设的参数如中长期用电负荷率等,提供了参数设置与修改的交互界面,以满足现场运行需求。
江苏电网月度机组组合系统在SCUC算法优化过程中需要考虑众多约束条件,通常借助罚函数的方法处理这些约束条件。问题的难点在于各惩罚项的系数设置,以“正备用不足惩罚、开机次数惩罚、设备利用率平滑惩罚”3个惩罚项为例,它们分属不同的量纲,如何在计算中体现各个惩罚项的占比,主要取决于惩罚系数的选择。这一问题需要根据各个电网自身的特点进行总结梳理,确定合理的系数,使得各类惩罚均能合理体现。
月度机组组合系统的投运使江苏电网调度计划系统全面涵盖了月度、日前和日内时间跨度,改变了以往月度机组组合主要靠人工经验来确定的状况,实现了更长时间范围内开机方案的优化,有助于系统运行经济性的提升。根据江苏电网2010年10月的实测数据,采用月度机组组合系统优化开机方案,部分机组启停次数的变化如表1所示。其中,仅考虑了125～1 000 MW统调燃煤机组,优化前结果为系统投运前实际运行中的启停次数,优化后结果为采用月度机组组合系统计算的数据。
通过月度机组组合系统的优化,改变了系统开机方式,单机容量600 MW以上大机组启停次数减少,而启停成本较低的300 MW及以下机组启停次数略有增加。通过月度机组组合系统的优化,避免了大机组频繁启停,在一定程度上提高了系统运行的经济性。
5 结语
通过对月度机组组合、日前发电计划、日内计划之间关系的分析,明确了月度机组组合的重要性。结合江苏电网实际,基于SCUC算法设计了月度机组组合系统的框架结构,给出了详细的计算思路与流程。与日前和日内计划相比,月度机组组合能够在更长的时间跨度内优化发电计划,使得机组启停策略更为合理。
作为工程应用的探索,本文设计的月度机组组合系统将作为江苏电网调度计划系统的有机组成部分投入江苏电网实际运行。该方案具有一定的推广价值,但在不同电网公司实际运行中,负荷特性的差异将使得负荷率等参数选择呈现较大差别,如何解决这些问题,需要在各自的月度机组组合系统开发过程中结合实际情况予以考虑。
参考文献
[1]蒋东荣,刘学军,李群湛.电力市场环境下电网日发电计划的电量经济分配策略[J].中国电机工程学报,2004,24(7):90-94.JIANG Dongrong,LIU Xuejun,LI Qunzhan.Economicallydistributing strategies for daily generation scheduling in a powersystem under power market environment[J].Proceedings of theCSEE,2004,24(7):90-94.
[2]FU Yong,LI Zuyi,SHAHIDEHPOUR M.Coordination ofmid-term outage scheduling with short-term security constrainedunit commitment[J].IEEE Trans on Power Systems,2009,24(4):1818-1830.
[3]初壮,于继来.初期电力市场确定电网日发电计划的模型与方法[J].电力系统自动化,2006,30(22):43-47.CHU Zhuang,YU Jilai.Model and method for daily dispatchscheduling in primary power markets[J].Automation ofElectric Power Systems,2006,30(22):43-47.
[4]SAKSORNCHAI T,WEIJEN L,METHAPRAYOON K,etal.Improve the unit commitment scheduling by using theneural-network-based short-term load forecasting[J].IEEETrans on Industry Applications,2005,41(1):169-179.
[5]胡国强,贺仁睦.基于交互式多目标决策方法的水火电力系统日有功负荷优化分配[J].电网技术,2009,31(18):37-42.HU Guoqiang,HE Renmu.Optimal daily active power loaddispatching of hydrothermal power system based on interactivemulti-objective decision-making method[J].Power SystemTechnology,2009,31(18):37-42.
[6]汪洋,夏清,朱明祥,等.最优校正型安全机组组合模型及其求解算法[J].电力系统自动化,2011,35(9):19-24.WANG Yang,XIA Qing,ZHU Mingxiang,et al.Optimalcorrective security constrained unit commitment model andalgorithm[J].Automation of Electric Power Systems,2011,35(9):19-24.
[7]李利利,姚建国,杨争林,等.计及机组组合状态调整的发电计划安全校正策略[J].电力系统自动化,2011,35(11):98-102.LI Lili,YAO Jianguo,YANG Zhenglin,et al.Generationschedule security correction strategy of considering unitcommitment adjustment[J].Automation of Electric PowerSystems,2011,35(11):98-102.
[8]李利利,管益斌,耿建,等.月度安全约束机组组合建模与求解[J].电力系统自动化,2011,35(12):27-31.LI Lili,GUAN Yibin,GENG Jian,et al.Modeling and solvingfor monthly security constrained unit commitment problem[J].Automation of Electric Power Systems,2011,35(12):27-31.
[9]王漪,汤伟,罗桓桓,等.编制直调火力发电单元月度电能交易计划的负荷率偏差法[J].电力系统保护与控制,2009,37(22):134-140.WANG Yi,TANG Wei,LUO Huanhuan,et al.Load ratiodeflection method for making monthly trade schedule of directlydispatched thermal power generation units[J].Power SystemProtection and Control,2009,37(22):134-140.
江苏电网 篇4
品质用电的前提, 是有电供。经国家核准审批, 最近几年江苏在沿江、沿海地区将新增一批风电、光伏等新能源和燃煤燃气发电机组, 部分小机组也将提升为60万kW、100万kW的大机组。为此, 省电力公司正加紧优化500 k V主网架, 建设风电汇流站、变电站, 让海上风电基地、田湾核电基地、徐盐连地区的新增电量源源不断地送入电网。
按照国家电网公司编制的特高压电网规划, “十二五”期间江苏将形成徐州、连云港、南京、泰州、苏州5座特高压变电站, 受电能力超过3 500万kW。“本月中旬, 四川锦屏至苏南的特高压工程已完成土建施工, 现已转入电气安装阶段, 这意味着很快就能用到来自四川的清洁水电。”省电力公司副总经理蒋斌透露, 今年6月份可初步送电360万kW, 年底可满负荷送电720万kW, “720万kW的输电量相当于半个苏州的用电量”。而重点服务南京地区的1 000 kV锡盟至南京、淮南至上海的特高压工程, 有望年内开工建设。
江苏电网 篇5
关键词：电网运行数据,应用平台,信息集成
目前在电网企业中生产大区和管理大区之间的信息传递依靠定制好的Web页面浏览、手工报表或点对点方式进行,信息的可见性和数据的可用性都比较弱,信息传递的容量、效率都无法得到保证,存在“信息断层”。导致设备与电网网架脱节、资产设备运维信息与电网运行信息脱节等现状。调度数据中心解决了Ⅰ区、Ⅱ区与Ⅲ区之间的数据整合和共享,实现了调度自动化系统间的协同。然而它没能解决Ⅲ区与Ⅳ区之间“信息断层”引起的问题,不能满足企业级和其他部门的生产管理需求。同时虽然基于生产控制系统之上也建立了一些高级应用分析模块,但数据和信息的利用范围局限于“部门级”,较少考虑如何满足“企业级”或“集团级”数据分析和应用的需要。因此有必要在管理信息区建立一个统一的实时数据应用集成平台,解决Ⅲ区与Ⅳ区之间“信息断层”引起的问题,充分发挥企业实时数据资源的作用。在此背景下,研究电网运行数据集成应用平台,给出了应用平台的总体设计。为建立性能良好、存储合理、服务规范的电网实时数据平台提供基础,为江苏电力的精益化管理提供更完备、准确、及时的理论支撑。
1 集成应用平台应具备的特点
根据实时数据应用需求的特点,集成应用平台应具有如下特点:
(1)标准的数据采集、数据存储以及数据服务设计。实时数据应用需求不断增加和更新,以及应用需求数据的综合性等特点都要求集成应用平台具有标准的数据采集、存储和服务。因此,标准化和规范化是集成应用平台信息应用集成的关键。
(2)适于多类数据的存储和管理的要求。应用需要综合性数据的支撑,因此,数据中心中需要对实时数据、静态数据、电网模型以及图形等各类信息进行存储。
(3)纵向、横向的数据传递及安全。电力系统具有分层分区的结构,因此,集成应用平台的信息集成需要考虑到横向的生产大区和管理大区的信息共享,还需考虑到省、地、县纵向的信息集成。同时,需要考虑规范、统一的跨区域的数据传输的安全控制。
(4)应保证数据定义的惟一性。数据中心应提供完备的元数据管理机制,一个数据只有一个合理的数据定义和来源。
(5)提供符合标准规范的基本应用组件,提高二次开发的能力。
2 遵循IEC 61970标准的方式
电力信息的整合、集成不仅仅是将多个应用系统连接起来,关键是将各应用系统的数据交换标准化,在此基础上协调不同应用系统的功能。
然而,目前电力生产系统之间以及生产系统与管理系统之间的信息共享和应用集成存在2个最大障碍:(1)各个系统的信息模型是专有的,缺乏公共、统一的数据模型;(2)各个系统访问信息的机制也是专有的,缺乏标准的数据接口规范。只有规范化标准化才能解决上述问题。
因此,除IT技术本身的标准化外,电力信息集成的标准化还需研究统一的电力企业信息模型及标准的数据获取接口,以保证集成应用的开放性。
IEC 61970是经过多年的研究和讨论最终形成的国际标准,它为应用系统的整合提供了一个基于公共信息模型、公共体系结构、基于组件技术的系统集成框架,为解决电力信息系统和控制系统标准化的信息集成和共享提供了技术基础。公共信息模型(CIM)是IEC 61970协议的两大支柱之一,它定义了信息交换内容的语义,是整个IEC 61970协议框架的基础和核心。CIM基本涵盖了电力企业中的主要对象,并充分考虑了不同对象之间的关系。另一支柱即组件接口规范(CIS)规定了信息交换的语法。
文献[1,2]分别从网络分析应用及运行规划的角度出发,研究分析并明确了3个问题:标准中的CIM模型库对于网络分析、运行规划应用提供了哪些信息模型;这些模型应该如何使用;该模型库在网络分析应用方面存在哪些不足。文献[1]认为一般的网络分析应用(如状态估计、拓扑分析、潮流计算),通过一些语义约定的补充,CIM模型已能满足实用化要求;对于其他应用,系统只能部分满足应用要求,但若标准对保护设备进行进一步扩展则满足这方面要求并不困难。文献[2]中认为除了在发电计划方面有一些欠缺以外,标准对于运行规划所涉及的主要内容都进行了较完整的建模。通过适当的约定,这些模型能满足运行规划工作的需要。从上述分析可以看出,遵循IEC 61970标准是电力信息集成的正确途径。
遵循IEC 61970可有不同的方式,根据遵循标准的程度通常将其归结为2种方式,即内标准方式和外标准方式。内标准方式即是将IEC 61970标准贯彻到系统的内部实现中,系统内部按照IEC 61970标准的要求去设计。具体表现包括:系统的体系结构设计遵循IEC 61970所推荐的组件模型,系统的数据模型遵循IEC 61970 CIM,系统的接口设计遵循IEC 61970 CIS。所谓外标准方式实际上是将IEC61970标准作为纯粹的接口标准来看待,系统内部结构可以沿用传统的方式,系统数据模型可以是私有的,系统的内部接口也是私有的,仅在系统的外部接口上遵循IEC 61970的要求。
可看出,如果以外标准的方式实施IEC 61970标准,其代价是较低的,因为系统内部可以保持不变,仍可沿用其原有系统的数据结构与软件结构,只需在系统边界上以打补丁的方式实现IEC 61970的相关接口即可,这些接口完成内部私有信息接口与外部标准信息接口的转换。如果以内标准的方式实施IEC 61970标准,则其代价是较高的,系统的体系结构需要重新设计、系统的数据模型需要根据CIM进行调整、系统的接口也需要根据CIS进行设计。
内标准方式由于在系统内部已经做到标准化,在边界接口上不再需要转换工作,因而效率更高,更容易满足用户不断提高、不断扩展的新要求。同时,内标准的方式不仅可轻易地实现系统之间的标准化互联,也是软件功能即插即用的基础。当然,IEC61970标准本身并没有强求一定要以某种方式去实现,仅作为接口标准实现也能满足要求。
3 基于IEC 61970标准的架构设计
3.1 设计原则
(1)仅进行数据整合,不考虑系统集成。实现信息共享可以从2个层面实现:系统集成和数据整合。要实现系统集成,必须根据业务处理需求来协调不同应用的功能,以增强整个体系的协作能力。本方案仅立足数据整合,不对原有系统进行任何改造,以保证现有系统的正常稳定运行。
(2)基于开放式的技术体系架构,保证适用性。建设的数据平台应具备较强的业务适应能力,能够随业务的变化而做出相应调整,及时满足业务部门对数据使用的需求。因此,数据中心应基于开放式体系架构,具有可移植性、互操作性、可剪裁性、易获得性等特点,可以方便地跨越不同的操作平台,易于扩展,实现对业务需求变化的动态调整。
3.2 总体架构设计
面向整个江苏电网,调研分析生产、调度、营销、基建、规划等不同部门的应用需求,形成了集成应用平台的技术架构,如图1所示。
从安全II区各实时系统中获取实时数据,如电能量计量(TMR)、能量管理系统(EMS)等传送至调度数据中心。调度数据中心位于安全III区。实时数据从调度数据中心接入数据接收层。各在线监测设备以及其他的数据源,直接接入位于IV区的数据接收层。数据接收层的数据经过处理导入数据中心,数据中心的数据主要有:实时运行数据、历史运行数据、全电网模型、电网潮流图、设备参数、气象信息等。各类数据通过数据服务层为上层的高级应用提供支持。
3.3 基于CIM的建模
遵循CIM交换和存储数据,必须基于CIM建模。由于电力公司内部特征以及管理模式的差异,CIM并不能完全描述电力系统中所有的数据模型,不可能涵盖各种应用领域。为满足现场应用需求,必须对CIM进行扩展。
3.3.1 励磁系统的CIM建模
CIM没有对与同步机紧密相关的励磁系统建模。为了实现励磁系统与其他系统的标准化集成,实现“即插即用”式的励磁系统应用,有必要在CIM中建立励磁系统的模型。
要使所建的模型能够具有广泛的适用性,必须对电力系统中现有的各种励磁系统做一个仔细、全面的分析,以抽取最核心的数据模型。在对励磁系统进行详细分析的基础上,抽象出励磁系统的模型。通过继承和关联的方式将励磁系统模型与CIM中现有的模型相结合,充分利用CIM中已有的信息,完成了基于CIM的励磁系统详细建模[3]。
励磁系统结构比较复杂,而且不同的励磁方式在结构上又有不同。纵观所有的励磁系统,首先建立一个励磁系统类。励磁变压器的技术规范虽然跟电力系统中的主变不尽相同,但其中的共性是相通的,所以在这里不需要单独建类,把它归到CIM中已有的变压器类中。在不同的励磁系统中,变流器的工作原理不同,不能从现有的CIM中得到相关信息,所以专门建立一个变流器类。另外,不论是自励系统还是他励系统,都有整流器,需要建立一个整流器类。而这2种励磁系统在结构上有很大的不同,需分别建立自励励磁系统和他励励磁系统2个子类。这2个子类从励磁系统类派生而来。为励磁调节器建立一个自动电压调节器类,为提高电力系统阻尼,抑制低频振荡,在励磁调节器上附加一个补偿环节,称为电力系统稳定器,为其单独建立一个电力系统稳定器类。具体模型如图2所示。
3.3.2 与现有CIM的结合
将励磁系统模型合理地嵌入到现有CIM中,一方面可尽可能多地利用现有CIM中的信息,另一方面可使已有的同步机类更加完整。现有的CIM中,包含了控制和调节信息的类都从调节控制类中派生得到。每个调节控制类和一个控制类Control相关联,在CIM中,控制类包括了和控制相关的所有描述;一个设定的调节计划是调节控制类的另一个重要关联。因此,把调节控制类作为现有CIM和励磁系统模型的结合点。励磁系统类从调节控制类派生出来,从而继承了其有关控制信息的描述,同时可利用相关的调节计划来描述默认控制计划。1台同步机关联着1个励磁系统。励磁系统模型与CIM的结合如图3所示。
4 结束语
来自生产和管理大区的实时数据跨越了多个专业应用领域,标准化、规范化是应用集成的难点和关键点。本文给出了电网运行数据集成应用平台的架构设计,提出了遵循CIM/CIS是电力信息集成的正确方向。并以励磁系统为例,通过对CIM的扩展,实现了励磁系统的标准化模型的建立。同时,使用继承、关联等关系,在充分利用现有CIM的基础上,将励磁系统嵌入其中,保证了对原有CIM的兼容性。后期将研究其他系统的CIM建模,通过统一信息模型的建立,为建立电网运行数据集成应用平台提供标准化、规范化的基础。
参考文献
[1]柳明,何光宇,卢强.网络分析应用中的公共信息模型[J].电网技术,2006,30(17):51-58.
[2]柳明,何光宇,卢强.运行规划中的公共信息模型[J].电网技术,2006,30(22):24-31.
江苏电网 篇6
1 江苏电网AGC应用情况介绍
自动发电控制 (AGG) 是调整电网频率与有功功率、保证电网安全、经济运行的重要措施之一。从1995年起步以来, 江苏电网AGC工作取得了很大进步, AGC功能已成为调度运行人员不可或缺的重要技术手段, 其控制运行指标也已作为华东电网省际联络线电力电量考核的依据, 成为电网商业化运行的重要技术经济指标。
江苏电网于1995年3月成立了AGC领导小组和工作小组, 使AGC工作有计划、有步骤地向前发展。于1995年6月编制了《江苏电网自动发电控制 (AGC) 工作规划》, 在此工作规划的指导下, 制定了相应的AGC工作目标和实施步骤。1998年8月江苏电网通过华东集团公司AGC功能的实用化专项验收, 2000年4月、2005年10月、2009年5月通过华东集团公司 (华东电网有限公司) AGC功能实用化复查。
在1998年10月1日至2001年9月30日期间, 华东电网采用AGC的A1/A2标准实施省际联络线的电力电量考核;从2001年10月1日起, 华东电网采用AGC的CPS考核标准实施省际联络线的电力电量考核。江苏电网积极开展适应CPS标准AGC控制策略的研究与应用、发电机组一次调频、备用容量监视、AGC与实时安全约束调度闭环等一系列工作, 极大地提高了江苏电网AGC工作水平, 提高了华东电网电能质量, 为江苏电网和华东电网的安全优质经济运行发挥了重要作用。江苏电网“AGC控制优化”研究项目从2005年5月开始至2005年11月结束, 经历了7个月时间。本项目通过深入分析AGC的CPS标准及华东电网CPS考核办法的特点, 优化AGC控制策略, 以进一步提高CPS指标, 控制无意交换电量, 为江苏省电力公司争取更大的经济效益。
到目前为止, 江苏电网可参与AGC调节的机组134台, 装机容量达51606.5MW, 可调容量20776.5MW, 分别占全省统调装机总容量 (59404.75MW, 包括二热#4、南热#2、利港二厂#7-#8、望厂#4机组, 共2585MW机组容量) 的86.87%和34.97%。
2 CPS标准下的AGC控制策略改进
2.1 CPS标准下AGC控制策略
AGC控制的根本目的在于保证电网的频率质量, 虽然ACE中包含频率分量, 但并未直接涉及对频率的控制, 在未修改交换计划之前, 无法实现对其它控制区的支援。在联络线和频率偏差控制 (TBC) 方式下, ACE按下式计算:
其中:B为控制区频率偏差系数, 取正值, 单位MW/0.1HZ;△F为频率偏差, 正方向为频率超过50Hz (高周) , 单位HZ;△PT为实际交换功率与计划值之差, 送出为正, 单位MW。因此, ACE的正方向为区域发电过剩 (超发) , 单位MW。
在适当的B系数下, (1) 式只反应了本控制区的功率缺额。也就是说, 当负荷变化发生在本控制区时, ACE完全反应了负荷的变化量, 而当负荷变化发生在外区域时, 本控制区的ACE无任何变化, 仅在一次调频中给予外区域以临时性支援。表面上看, (1) 式中包含频率分量, 实际上, 当负荷变化发生在外区域时, A控制策略无所作为。
在NERC提出的CPS标准中, 要求在某一时间段内:
式中:AVGpe riod[]为对括号中的值求平均值;ACEAVE-m in为1minACE的平均值;△FAVE-m in为一分钟频率偏差的平均值;ε1为常数。
2.2 AR R中的积分分量
ARR中的积分分量PI=-GI×IACE用于控制ACE平均值在给定的考核时段 (如10min) 内不超过规定的范围l10, 以保证CPS2指标。ACE积分值IACE在每个考核时段开始时重新累计, 当IACE超过给定的下限Imin时, 按上式引入调节功率中的积分分量PI。为了防止引入过大的积分分量, 使ACE发生严重偏离, 将IACE限制在给定的上限Imax上, 即当IACE大于Imax时, 在上式中用±Im ax替换IACE。
2.3 区域调节需求AR R的加速因子
江苏电网内的机组多数为火电机组, 调节速率较慢, 在需要快速调节出力时往往跟踪不及时, 一定程度上影响了CPS1指标。因此引入ARR加速因子的概念, 当ACE和△F同号时, 将区域调节需求ARR乘以加速因子 (一般为1~2倍) 予以扩大, 加速机组调节的速度, 使当前运行点快速逼近理想运行区域。
同时为了避免过调, 当区域调节需求ARR进入AGC调节死区时, 给某些AGC机组下发一个校正控制命令, 其目标出力等于实际出力。这些机组满足如下三个条件:
1) 机组正在受AGC控制;
2) 机组当前实际出力在正常调节上下限内;
3) 上一次下发的目标出力与当前实际出力之差超过机组命令死区。
2.4 ACE积分分量的设置
按照华东电网考核的要求, ACE平均值以10分钟为考核周期, 因此要有效地控制当前10分钟的ACE积分分量, 以满足CPS2指标并减少CPS罚款电量。
为了达到既能控制当前10分钟的ACE积分分量, 又有利于CPS1原则, 作如下技术处理:
1) 当ACE积分值<0时, 如系统频率>50Hz, ACE积分分量不起作用;如系统频率<50Hz, ACE积分分量起作用;
2) 当ACE积分值>0时, 如系统频率>50Hz, AGC积分分量起作用;如系统频率<50Hz, AGC积分分量不起作用。
2.5 无意电量校正分量的设置
无意交换电量是实际净交换功率偏离计划值时所产生的计划外电量, 校正的方法是在ACE的计算公式中设置交换功率的偏置 (即计划偿还功率) , 提供自动或手动校正机制。
按照华东电网考核的要求, 无意交换电量以30分钟为考核周期。为了达到既能控制当前30分钟的无意交换电量, 又有利于CPS1原则, 作如下技术处理:
1) 当无意交换电量<0 (多受电或少送电) 时, 如系统频率>50Hz, 校正分量不起作用;如系统频率<50Hz, 校正分量起作用;
2) 当无意电量>0 (少受电或多送电) 时, 如系统频率>50Hz, 校正分量起作用;如系统频率<50Hz, 校正分量不起作用。
2.6 应用效果
经过多次仿真试验后, 2005年6月29日12时江苏电网AGC系统成功升级, 从而实现了CPS标准下的AGC控制策略改进, 从6月29日12:00~6月30日24:00, AGC控制策略优化后的AGC系统进入现场测试;2005年7月1日, 优化后的AGC系统投入试运行。从7月份的试运行结果分析可看出, 控制策略优化后的AGC控制系统投入运行后, 进一步提高了江苏电网CPS指标, 并比较有效地控制了无意交换电量。但在8月份由于缺少AGC调节备用 (主要为低谷时段下调节备用) , AGC运行指标有所下滑。为此, 项目实施小组成员与开发商一起深入分析研究华东电网及江苏电网运行特点特性和江苏电网AGC机组运行情况, 设计了利用超短期负荷预计结果计算自动计划偏置、在CPS调节功率和ACE中增加频率偏移分量等多种AGC辅助调节措施, 这些辅助调节措施经过多次测试后于2005年11月25日投入运行。从一个多月的运行情况分析, 这些辅助措施投入使用后, 江苏电网CPS指标有了很大提高, 而无意交换电量则减少明显, 取得了较大的经济效益。
3 结语
AGC控制优化项目将AGC控制策略从区域总调节功率的计算到AGC控制区域的划分作了较为全面的优化, 提供的辅助调节措施实用有效, 并增加了电力市场环境下AGC机组经济调度控制模式。本文深入分析了江苏AGC机组调节性能及系统频率变化的特点特性, 进一步研究了互联电网在CPS标准下的控制策略的优化, 并在江苏的AGC控制系统中予以在线应用。本文的主要特点如下:
1) AGC优化控制策略采用了CPS调节功率分量这一新概念, 在区域控制偏差 (ACE) 和频率偏差 (△F) 构成的运行平面上, 由最小支援力度线和最大支援力度线共同确定AGC理想运行区域。
2) 根据江苏AGC机组的调节特性及华东电网频率平均偏高的特点, 控制策略在ACE及CPS调节功率分量中引入了频率偏移分量, 加大下调节力度, 优化AGC运行指标。
3) 优化的AGC控制系统投入运行后, 进一步提高了江苏电网CPS指标, 较有效地控制了无意交换电量, 取得了较大的经济效益。
参考文献
[1]杨小煜, 沈松林, 吴杏平.华东, 东北联网后华北电网自动发电控制 (AGC) 及其考核实现.电网技术, 2001.
[2]孙勇, 高伏英.华东电网AGC运行分析及发展趋势.华东电力, 1998.
[3]张斌.自动发电控制及一次调频控制系统[M].北京:中国电力出版社, 2005.
[4]汪德星.华东电网实行CPS标准的探索.电力系统自动化, 2000.
[5]雷亚洲.与风电并网相关的研究课题[J].电力系统自动化, 2003.
[6]韩少晓, 孙嘉, 延峰.AGC机组辅助服务定量评估[J].电网技术, 2005.
江苏电网 篇7
1 江苏电网2009年规划
2009年江苏电网将进入“十一五”规划的后期。随着500 k V北电南送过江西通道和西二通道、500k V苏南沿江通道建成,江苏500 k V主干网架将建成“四纵四横”的坚强结构。其中“四横”为:三堡—双泗—上河—盐城、龙潭—上党—晋陵—张家港—昆太、东善桥—武南—斗山—石牌、马鞍山—锡西南—梅里—苏州西—车坊;“四纵”为:三堡—江北—东善桥(大胜关跨越)、双泗—江北—龙潭(三江口跨越)、上河—江都—晋陵、田湾—盐都—泰兴—斗山(江阴跨越)。
随着电网的发展,从解开电磁环网、提高系统安全稳定性、充分发挥高压输电设备的输送容量、合理控制系统短路电流等方面考虑,电网合理的分层分区必然是建设安全稳定的电网的基本要求。到2009年底,全省220 k V电网将分成14片,其中部分电网内部进一步实施局部开断运行。具体分片如图1所示。由于江苏电网的密集度日益提高,系统短路容量也随之增长,尤其苏南电网负荷重,电网接线复杂,又与华东电网主网紧密相联,随着该区域500 k V电网的加强,使500 k V变电站的500 k V/220 k V母线和大容量电厂的220 k V母线短路电流已接近和超过63/50 k A。
2 2009年江苏电网短路电流研究
根据江苏电网2009年规划方案,进行全省500220 k V母线三相、单相短路电流的计算研究。其中,电网已有的线路参数根据统计资料(导线型号和长度)参照设计典型参数;主变中性点接地方式参照目前继电保护实际接地方式设定;新建500 k V变电站主变参数选用20%高阻抗变压器参数;外省电网采用2007年中的零序参数;计算程序采用中国电力科学研究院编制的《电力系统分析综合程序》。
根据现有开关遮断容量标准,可认为变电站220 k V侧可接受母线短路水平为50 k A。当计算结果超出上述数值时,即认为该变电站短路水平超标。经过计算发现,2009年将有多个500 k V变电站的220 k V侧单相短路电流超标,其中超标部分的具体数值见表1。
由表1可见,在2009年,如不采取措施,全省将有12个500 k V变电站存在220 k V侧单相短路电流超标问题,晋陵、武南、梅里3个变电站超标情况较为严重,分别超出标准4~8 k A。
3 限制单相短路电流措施研究
根据单相短路电流计算理论,单相短路时等值电路为正序、负序、零序三序网的串联,故单相短路电流超标原因应由系统三序等效阻抗过低引起。从表1可见,这些超标的500 k V变电站的220 k V侧三相短路水平均在40 k A以上,说明了短路点处正序等效阻抗过低,再加上系统接地点过多,系统等效零序阻抗过低因素,造成了这种单相短路电流超标现象。
根据上述原因,限制单相短路电流考虑采取以下几个措施:(1)500 k V主变中性点加小电抗[1,2];(2)减少变电站附近发电厂升压变高压侧中性点接地台数;(3)考虑更换变压器为高阻抗变压器(高中阻抗不小于18%);(4)调整电网结构,限制电网运行方式。其中措施(1)、(2)可增加系统的零序等效阻抗;措施(3)、(4)则对系统的各序等效阻抗都有增加作用。
4种方法各有利弊。措施(1)、(3)需要开展相应工程并结合相关电网规划才能实现;措施(2)实现较为简便,但如果电厂不是主要的短路电流源则影响不大;措施(4)则以牺牲电网一定的安全可靠性为代价。其中措施(1)被认为是一种解决局部单相短路电流超标行之有效的方法,已在三峡工程和浙江省部分变电站进行采用[1,2]。
首先针对措施(1)进行详细研究,同时对可适用措施(2)的变电站也进行计算。如果采用措施(1)、(2)后仍无法达到要求,再采用其他措施进行限制。
3.1 主变中性点经小电抗接地
图2为中性点经小电抗接地的自耦变压器及其零序等值电路图,图中1、2、3分别表示高、中、低压3个绕组;X1、X2、X3为中性点直接接地时的高、中低压侧的等值零序阻抗;X'1、X'2、X'3为中性点经小电抗接地后的高、中、低压等值零序阻抗。高、中压绕组变比为k=U1N/U2N(U1N和U2N是一次和二次的额定电压)。
根据文献[1]可求得中性点经小电抗接地的自耦变压器高、中、低压侧等值零序电抗为:
可见,由于三侧零序支路中均加入了小电抗引起的附加项,从而改变了系统的零序阻抗。
在上述变电站主变中性点侧分别加入0~20Ω小电抗,再进行计算,计算结果见表2。
从表2可见,在主变中性点加入5~10Ω小电抗后,变电站220 k V侧母线单相短路电流下降较大,普遍下降3~5 k A。可见,中性点加小电抗的方法对限制220 k V侧单相短路电流有明显效果。
从晋陵、武南变的计算结果可见,中性点加小电抗的效果随小电抗阻抗值的增加而降低,以晋陵变为例,当主变中性点小电抗从15Ω增加至20Ω时,其220 k V侧减少的单相短路电流仅降低0.4 k A。此时仅依靠增加小电抗已不能将单相短路电流限制在标准以下,需采取其他措施。
3.2 中性点加小电抗的过电压问题
由图2可见,当发生单相短路时,中性点电位取决于通过中性点的三倍零序电流乘以小电抗值,随着小电抗值的增加,中性点电位也会增加,此时需对主变中性点的绝缘水平进行校核计算。另外,根据文献[3],当主变中性点加小电抗后,会引起主变中性点侧雷电过电压水平升高的问题,此时在中性点侧加装避雷器即可解决。
江苏省目前共有4座500 k V变电站开展主变加中性点小电抗的工程建设,分别为500 k V东善桥变、武南变、张家港变、车坊变。其中东善桥变、武南变选取电抗值为5Ω的中性点小电抗,中性点侧加装额定电压51 k V、标称放电电流5 k A、雷电冲击残压134 k V的氧化锌避雷器;武南变、车坊变选取电抗值为10Ω的中性点小电抗,中性点侧加装额定电压51 k V、标称放电电流5 k A、残压134 k V的氧化锌避雷器。经研究,均可满足实际运行的需要。
3.3 降低单相短路电流的其他措施研究
首先考虑采用措施(2),经过支路电流分析发现,上述变电站中只有龙王山变、晋陵变有较大一部分单相短路电流由附近电厂提供。其中龙王山变主要受附近的金陵燃机电厂(2×390 MW)影响。当金陵燃机电厂只有1台升压变220 k V侧中性点接地时,计算此时龙王山变220 k V侧单相短路电流为49.33 k A,已在标准以下。而在前述计算中,如果在龙王山变采用措施(1),即在主变中性点加小电抗,也可满足要求。但措施(2)实现较为容易,故推荐龙王山变在2009年采用措施(2),在远景规划中如果此处短路电流再超标,再考虑在主变中性点加小电抗。
由于晋陵变本身单相短路水平较高,考虑综合利用措施(1)、(2),在中性点接有15Ω小电抗的情况下,将晋陵变附近的常州电厂(2×630 MW)升压变改为220 k V侧中性点单台接地,计算220 k V侧单相短路电流为50.6 k A,仍超标。因晋陵变主变已为18%的高阻抗变压器,此时只有考虑再增加采用措施(4),即限制电网运行方式来限制短路电流。断开常州片与镇江片的两回联络线(电厂-小河,窦庄-小河),再进行计算,结果见表3。
可见,在综合采取多种措施后,才可将晋陵变220 k V侧单相短路电流限制在50 k A以下。
由3.1节计算可知,武南变中性点加20Ω小电抗后,220 k V侧单相短路电流仍有53.25 k A,由于该片负荷较重,无法断开与宜兴片的联络线,且本身主变为12%的低阻抗变压器,故考虑采用措施(3),即将主变更换为高阻抗(高中阻抗为20%)变压器,再进行计算。计算结果为:500 k V侧单相短路,55.37k A;220 k V侧单相短路,46.45 k A,已在标准以下。
4 结论
(1)2009年,江苏电网部分500 k V变电站存在220 k V侧单相短路电流超标的问题,需采取措施加以解决。
(2)经过计算发现,大部分超标的500 k V变电站可通过在主变中性点加小电抗的措施将220 k V侧单相短路电流限制在50 k A以下。
(3)500 k V晋陵、武南变电站因单相短路电流超标过多,仅依靠在主变中性点加小电抗措施已无法把单相短路电流限制在标准以下,必须综合利用其他措施才能加以解决。
(4)研究结果仅为初步结果,在后续工作中,为限制220 k V侧单相短路电流而采用的种种措施,会对系统零序阻抗、二次保护产生何种影响,应加以详细研究。
摘要：根据江苏电网2009年规划,经计算发现部分500 kV变电站存在220 kV侧单相短路电流将超标现象,针对该问题,提出了几种限制单相短路电流的措施,并进行了相应的计算分析。
关键词：短路电流,小电抗,中性点接地
参考文献
[1]朱天游.500 kV自耦变压器中性点经小电抗接地方式在电力系统中的应用[J].电网技术,1999,23(4):15-18.
[2]毛雪雁,宣晓华.500 kV自耦变压器中性点小电抗接地的研究[J].华东电力,2005,33(5):26-29.
江苏电网 篇8
1 整体解决方案
1.1 安全区划分
二次系统从逻辑上可划分为生产控制区和生产管理区, 其中生产控制区又分为实时控制区 (Ⅰ区) 和非控制生产区 (Ⅱ区) ;生产管理区又分为调度生产管理区 (Ⅲ区) 和管理信息区 (Ⅳ区) , 调度系统主要负责安全区Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ的安全防护[1]。
1.2 安全防护目标及重点
电力二次系统安全防护的重点是抵御黑客、病毒等通过各种形式对系统发起的恶意破坏和攻击, 能够抵御集团式攻击, 重点保护电力实时闭环监控系统及调度数据网络的安全, 防止由此引起电力系统故障。
安全防护目标是防止通过外部边界发起的攻击和侵入, 尤其是防止由攻击导致的一次系统的事故以及二次系统的崩溃;防止未授权用户访问系统或非法获取信息和侵入以及重大的非法操作。
2 安全防护技术
2.1 通用安防技术
(1) 防火墙:部署在安全区Ⅰ与安全区Ⅱ之间 (横向) , 实现两个区域的逻辑隔离、报文过滤、访问控制等功能。具体选用的防火墙必须经过有关部门认可的国产硬件防火墙; (2) 防病毒:病毒的防护应该覆盖所有安全区Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ的主机与工作站。病毒特征码要求必须以离线的方式及时更新; (3) 入侵检测:安全区Ⅰ与Ⅱ的边界点、SPDnet的接入点, 以及安全区Ⅰ与Ⅱ内的关键应用网段; (4) 备份恢复:定期备分, 确保能够恢复; (5) 主机防护:对关键服务器和网关进行安全配置、安全补丁、主机加固; (6) 访问控制:采用强口令、调度证书等; (7) 安全审计:对系统及安全设施日志等进行审计; (8) 安全蜜罐:迷惑攻击者, 收集攻击者相关信息。
2.2 其他专门开发的安防技术
(1) 安全告警平台:对安全Ⅰ和Ⅱ中的防火墙、IDS横向隔离装置、纵向加密认证装置、拔号认证装置等告警信息采集 (syslog) , 自动短信告警; (2) 安全文件交换平台:Ⅱ区生产数据文件交换, 用户侧无须再开发接口, 简单方便; (3) 综合数据平台:部署在安全区Ⅲ, 集成Ⅰ、Ⅱ区各应用系统的结果数据, 便于大量桌面客户访问; (4) 数据交换平台:部署在安全区Ⅱ, 区内各应用系统之间交换在线数据, 对III区转发在线数据; (5) 纵向装置管理平台:在线管理、测试纵向装置; (6) 分布证书管理平台:离线分发管理调度证书。
3 安防方案实施
3.1 调度中心安防方案
调度中心的所有系统必须分置于4个安全区。其拓扑图如图1所示。安全区Ⅰ:目前已有或将来要上的有控制功能的系统, 以及实时性要求很高的系统。目前包括实时闭环控制的SCADA/EMS系统、广域相量测量系统 (WAMS) 和安全自动控制系统, 保护设置工作站 (有改定值、远方投退功能) 。安全区Ⅱ:没有实时控制业务但需要通过SPDnet进行远方通信的准实时业务系统。目前包括水调自动化系统、DTS (将来需要进行联合事故演习) 、电力交易系统、电能量计量系统、考核系统、继保及故录管理系统 (没有改定值、远方投退功能) 等。安全区Ⅲ:通过SPTnet进行远方通信的调度生产管理系统。目前包括雷电监测系统、气象信息、日报/早报、DMIS等。安全区Ⅳ:包括办公自动化 (OA) 和管理信息系统 (MIS) 等。
3.1.1 正向安全隔离装置
采用南瑞信息Syskeeper-2000网络安全隔离装置, 装置主要技术特点为: (1) 现2个安全区之间的非网络方式的安全数据交换, 并且保证安全隔离装置内外2个处理系统不同时连通[2]; (2) 表示层与应用层数据完全单向传输, 即从安全区Ⅲ到安全区Ⅰ/Ⅱ的TCP应答禁止携带应用数据; (3) 透明工作方式:虚拟主机IP地址、隐藏MAC地址; (4) 基于MAC、IP、传输协议、传输端口以及通信方向的综合报文过滤与访问控制; (5) 支持NAT; (6) 防止穿透性TCP联接:禁止2个应用网关之间直接建立TCP联接, 将内外2个应用网关之间的TCP联接分解成内外2个应用网关分别到隔离装置内外2个网卡的2个TCP虚拟联接。隔离装置内外2个网卡在装置内部是非网络连接, 且只允许数据单向传输; (7) 具有可定制的应用层解析功能, 支持应用层特殊标记识别。
3.1.2 纵向加密装置
采用南瑞信息Net Keeper-2000纵向加密认证网关, 用于生产控制大区的广域边界防护, 为电力网关机之间的广域通信提供认证与加密功能, 实现数据传输的机密性和完整性保护。
装置功能特点: (1) 设备专用的告警串口或网络输出报警信息, 日志格式遵循Syslog标准; (2) 支持透明工作方式与设备工作方式, 支持NAT; (3) 支持基于加密隧道的明通功能, 根据安全策略, 可对不同的隧道分别设置加密或明传; (4) 支持识别、过滤、转发Trunk协议的报文, 装置本地配置功能必须支持设置VLan ID; (5) 支持日志审计功能, 如时间、IP、MAC、PORT等日志信息; (6) 支持系统告警, 支持完备的安全事件告警机制。
3.1.3 防火墙
采用东软Neusoft防火墙, 装置主要技术特点为: (1) 通过过滤的规则设置可以方便地控制网络内部资源对外的开放程度, 特别是针对国家电力公司、当地政府及Internet仅仅开放某个IP的特殊端口, 有效地限制黑客的侵入; (2) 通过过滤、IP地址与MAC地址的绑定、客户端认证等规则的应用, 可以确定不同的内部用户享受不同的访问外部资源的级别, 对于内部用户盗用IP的情况采用IP地址与MAC地址绑定, 客户端认证等方式来实现。通过这种方式可以有效地限制内部用户主动将信息通过网络向外界传递。
3.1.4 网络版防病毒软件
采用了瑞星网络版杀毒软件的多级系统中心方式:省公司建立总病毒管理中心, 管理省公司内部的计算机病毒防护工作, 同时监督、指导和管理其他各个地市公司病毒监控管理中心, 各个地市公司都建立一个独立的病毒监控、管理系统中心, 管理本机构网络计算机的防病毒工作。整个网络中所有计算机的瑞星杀毒软件的升级由瑞星病毒监控管理系统中心负责统一自动升级, 无须管理员、客户端进行任何操作。同时, 各客户端的病毒事件会自动上报到其所在的管理中心, 下级管理中心会自动把本中心的病毒事件日志自动上报给上级管理中心, 实现行业内全网络的远程控制和病毒日志审计。
3.2 变电站安防方案
变电站所有系统按国家电力行业标准《220～500 k V变电所计算机监控系统设计技术规定》的系统配置作为变电站二次系统安全防护的基础。其拓扑图如图2所示。
(1) 纵向加密装置:此装置与主站装置一样。在此不再介绍。 (2) 防火墙:此装置与主站装置一样。在此不再介绍。 (3) 实时交换机和非实时交换机:思科2950交换机作为实时与非实时交换机, 采用先进的VPN技术, 划分为实时区与非实时区。实时区主要运行电网实时系统, 如变电站综合自动化系统, 非实时区主要运行电网非实时系统, 如电能量计量与采集系统。
4 结语
二次安全防护规定规范和统一了我国电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护的规划、实施和监管, 以防范对电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络的攻击侵害及由此引起的电力系统事故, 保障我国电力系统的安全、稳定、经济运行, 保护国家重要基础设施的安全。
摘要：以二次安防系统在江苏县级电网的部署应用为例, 分别介绍了整体方案、主流技术、方案实施等3个重要方面, 从技术层面阐述了二次安全防护在电力系统的重要性和必要性。
关键词：二次安全防护,安全区,二次系统
参考文献
[1]国家电网公司.全国电力二次系统安全防护总体方案