联络线计划

联络线计划（精选9篇）

联络线计划 篇1

0 引言

为满足社会经济快速发展需要,缓解供电矛盾,有效解决缺电与窝电并存的局面,亟需在全国范围内实现能源资源优化配置。随着交直流特高压逐步投运,各大区与省间电网联系日益紧密,大区及省间联络线输电能力显著提升,为实现全国范围内的资源优化配置提供了坚实的硬件基础。另一方面,随着国内风电并网容量的快速增长,为提高对风电的有效消纳也迫切需要在更大范围内进行一体化调度。因此,各大区及省间联络线计划成为实现全局资源优化配置的关键所在。

目前研究人员对联络线的相关研究主要集中在对联络线的规划设计、运行控制与可用传输容量等方面,对联络线计划的编制方式与相关建模则较少研究。文献[1]提出了将联络线作为电源的受电模型与优化算法,它根据负荷预测及电网内部机组发电与调峰能力计算联络线功率,因此只是将联络线作为单一的补充电源,不具备资源优化配置的能力。跨区、跨省电力交易是联络线功率的基本组成部分,文献[2]给出了跨区、跨省电力交易的基本内涵,提出了跨区、跨省电力交易的总体思路、交易机制与交易模式,其重点在于构建交易构架与模式构架。文献[3]提出了在电力市场环境下,华中电网内部省间联络线的交易容量确定方式,然而在现有电网结构下,交易容量仅仅为联络线功率的一个组成部分。现有文献[4,5,6]对计划编制的研究还主要集中在单一省网的机组计划编制上,主要思路仍然是分省就地平衡。但是,随着国内区域电网互联的不断深入,将逐步打破分区分省平衡模式,逐渐形成各级电网协调发展的格局,因此需要各级电网一体化协调运行,实现更大范围内的资源优化配置。此时,联络线计划的合理编制就显得尤为重要,而现有文献对该问题的研究较少,因此,对联络线计划的研究具有理论与现实的双重意义。

华中电网的特殊区域位置、电网结构以及内部电源构成使得联络线计划编制非常复杂。究其原因:一方面,华中电网与西北、华北、华东、南方电网均有联络,内部各省市也联系紧密,因此电力交易频繁,年度交易、短期交易、临时交易等各具特点,其对联络线的影响也各有不同;另一方面,华中电网内部诸如三峡、葛洲坝、二滩等大型水电能源群都具有跨区、跨省平衡特性,为实现水电资源的充分利用,包含大型水电能源的区域将有大量外送电力,而这部分外送电力的计划需要考虑的因素是复杂多变的。针对这种情况,本文提出了电力交易与联络线链表关联模型及跨区、跨省电源与联络线图论树关联模型,并以此为基础提出了联络线计划编制优化模型,且根据模型特点采用遍历技术与循环迭代的方式对模型进行求解。将本文所提的模型与求解算法应用于华中电网的联络线计划编制,实现了满足各类约束的联络线计划自动编制与灵活调整。

1 基于调整量最小的联络线计划模型

1.1 联络线计划成分构成

联络线计划的编制必须遵循相应的编制规则,为充分考虑现有的实际生产情况,本文采用的是华中电网目前所使用的成分叠加方式。此时联络线计划是由各类相关成分组合叠加形成的,不同的联络线具有不同的成分特性。根据需求,本文所考虑的联络线成分主要由两大类构成,即电力交易成分和跨区、跨省大电源输送成分,其组成模式如式(1)所示。

${\rm T}{}_{t,j}={\displaystyle \sum _{c=1}^{{\rm N}{}_{\text{c}}}{\rm P}}{}_{c,t,j}+{\displaystyle \sum _{u=1}^{{\rm N}{}_{\text{u}}}{\rm P}}{}_{u,t,j}(1)$

式中:Tt,j为联络线t在时段j的计划功率;Pc,t,j为交易合同c在时段j流经联络线t的交易功率;Nc为在计划日生效的合同总数;Pu,t,j为跨区、跨省平衡大电源u在时段j流经联络线t的功率;Nu为大电源个数。

1.2 电力交易与联络线链表关联模型

电力交易是联络线功率的重要组成部分,但电力交易通常不与联络线直接关联。电力交易的买卖双方通过交易路径实现交易,而交易路径由相关联络线链接形成,其具有自然的链表特性。例如,图1是从实际电网中简化抽象出的基于联络线的电网连接示意图。如果区域H与区域F进行电力交易,当选择HGDAF为交易路径时,所经过的联络线为HG,GD,DA,AF;当选择HBAF为交易路径时,所经过的联络线为HB,BA,AF,上述描述的链表模型如图2所示。

求解电力交易与联络线功率关系时,需要根据交易的具体路径将交易功率分解到联络线,实际中还需要考虑联络线的正方向定义与买卖双方交易的实际功率流向。例如,HB联络线,以H到B为正方向,那么当H从F购电时,该交易所造成的HB功率成分为负值,反之则为正值。对于链表数据可以采用式(2)进行功率分解。

${\rm P}{}_{c,t,j}={\displaystyle \sum _{p=1}^{{\rm N}{}_{\text{p}}}\upsilon }{}_{c,t}{\rm P}{}_{c,j}\alpha {}_{c,p}\beta {}_{p,t}(2)$

式中:υc,t为联络线正方向与实际功率流向的相关性系数,方向一致取值为1,不一致取值为-1;Pc,j为合同c在时段j的交易功率;αc,p为0,1变量,表示交易c是否由交易路径p传输;βp,t为0,1变量,表示路径p是否由联络线t组成;Np为交易路径总条数。

1.3 跨区、跨省大电源与联络线图论树关联模型

华中电网跨区、跨省平衡特性的大型电源需要将功率分送到很多区域,这种分配具有以下特点:①大电源在节能环保上具有优势,因此具有强制消纳的特点,其出力值通常是不可调节的;②需要考虑计划日各接受区域的自身消纳能力,由于电源本身不可调节,那么功率分配方式就需要能够灵活调节;③需要考虑网络的实际传输能力;④需要考虑各类相关的既定政策,保证电力的三公分配。基于以上特点,本文提出采用图论树对大电源分配问题进行建模。

图论树由根节点及各分支节点构成,具有鲜明的父子关系结构特性。这种结构,既具有任意横向扩展性(即可以对选中父节点任意添加子节点数目),又具有任意纵向延伸性(即可以对任意父节点进行延伸),并且理论上没有延伸代数限制。这种特性对跨区、跨省电源进行建模时所表现出来的优势为:①横向扩展可以确保对电源分配成分进行灵活控制,新增加或是减少一个分配成分十分方便,并且可以纳入特殊的分配成分,诸如网络受阻成分、特殊情况下的支援成分等;②纵向扩展可以确保对每个成分采取灵活的分配策略,可以对每个成分进行无限细分。

如图3所示,该树图展示了某电源具体的分配过程,对于该图所表达的内容可以解读为:电源总功率首先分配到区域A,B,C,D,然后剩余量由区域X,Y,Z进行分配,由于区域D受阻,原本分配给它的功率由区域1,2,3接纳。至于子节点对父节点的分配方式可以根据具体的分电比例进行。

1.4 联络线计划优化模型

1.4.1 优化目标

从1.1,1.2,1.3节可以看出,联络线计划的编制在上述模型的描述下通常为确定型的计算问题,只需要按照模型描述进行求解即可获得联络线计划。然而,一方面计算结果并不能总是满足相关约束(此时需要调整联络线计划);另一方面多级协调的优化计划必定需要对联络线计划进行频繁调整(以达到整体最优的目的)。而联络线计划的调整最终需要体现在对交易合同与大型电源分配方式的调整上,这样调整策略是无穷尽的。但是其必定存在一种最满足实际需求的调整方式。在此,本文采用以调整量最小为优化目标的方式进行优化建模,如式(3)所示。

$\min {\displaystyle \sum _{t=1}^{{\rm N}{}_{\text{t}}}\partial }{}_t{\displaystyle \sum \phi }{}_{t,u,c}\text{Δ}p{}_{t,u,c}(3)$

式中:∂t为联络线t的调整系数,用以表示对联络线t调整所造成的调整代价;Δpt,u,c为联络线t包含的各个交易成分和跨区、跨省大电源分配成分的调整量;φt,u,c为成分的调整代价系数,用以实现对不同成分进行分等级调控;Nt为联络线总条数。

上述变量中,∂t与φt,u,c的赋值非常重要,对不同类型合同的调整处理以及对大电源的调整控制都可以通过这2个系数实现。对于这2个系数的赋值,针对华中电网的具体情况,本文给出以下参考数值:①联络线分为大区联络线和省间联络线,对于大区联络线计划通常由上级单位下发,华中分调没有修改权限,因此大区联络线的∂t取无穷大值,通常取1 000即可;而省间联络线暂时给予同等调整地位,其∂t均取为1。②对联络线进行调整时,针对不同的成分具有调整的先后性,通常将调整成分分为几个优先级,最先调整的其φt,u,c取为1,以后每一等级增加一个数量级。

1.4.2 约束条件

在进行联络线计划编制时,需要满足很多相关的约束条件,通常包括合同约束、大电源出力约束、联络线传输功率约束等。

式(4)表示的是合同约束,ε对于不同的合同类型具有不同的取值,对于年度合同,ε基本没有调整空间,而对于临时合同,ε则具有较大的调整空间。c1=c2表示不同联络线的相同成分在调整时必须一致。例如同一交易进行调整,则该交易经过的联络线需要统一调整。

$\{\begin{array}{l}|\text{Δ}p{}_{t,u,c}|<\epsilon \\ \text{Δ}p{}_{t,u,c{}_1}=\text{Δ}p{}_{k,u,c{}_2}c{}_1=c{}_2\end{array}(4)$

式中:下标k表示与联络线t不同的联络线。

式(5)表示的是大区联络线等式约束。通常大区联络线的总计划量γt,j由上级单位下发,华中电网在进行二次分配时必须确保各个成分的总和与下发值一致。当然成分之间可以相互调整,这与∂t的设置体现一致。

Tt,j=γt,jt为大区联络线 (5)

式(6)是用树模型表示的大电源相关约束。

$\{\begin{array}{l}f{}_i={\displaystyle \sum _{b=1}^{{\rm N}{}_{\text{b}}}c}{}_{i,b}\\ f{}_0=U{}_{\text{p}\text{l}\text{a}\text{n}}\end{array}(6)$

式中:Nb为子节点总个数;fi为节点i的总功率;ci,b为节点i的子节点b的功率;f0为树的根节点,其必须与给定的电源计划Uplan相等。

跨区、跨省大电源的计划通常为上级单位下发,华中电网通常没有修改权限。

式(7)为联络线功率需要满足的上下限约束。

Pt,down≤Tt≤Pt,up (7)

式中:Pt,up和Pt,down分别为联络线t的上限和下限功率。

根据不同的网络运行状态,各个联络线的上下限由相关专业给予。

2 模型求解算法

考虑到该模型的自身特点,对于联络线的不同成分需要采取不同的求解算法。

1)对电力交易成分,链表的分解:

首先根据电力交易合同确定合同执行所经过的交易通道,然后根据通道与联络线的链表关系确定交易所流经的联络线,根据分解公式进行分解计算即可。

2)跨区、跨省电源成分:

由于模型是典型的树状结构,本文采用邻接表对树进行数据存储,采取图论中的广度优先搜索算法对树进行遍历求解。

3)优化模型采用迭代的求解算法。

迭代的初始值按照既定合同与电源分配原则进行求解,对于不满足约束的变量根据事先确定的调整顺序,对成分进行逐一调整,调整后再次计算,直到满足各项约束为止。例如:华中电网省间鄂湘联络线越限,需要降低鄂湘联络线功率,首先选择优先级最高的西北跨区临时交易进行调整,按照可调节的容量进行降出力,如可以满足联络线约束即可,如不行,则继续选择次优先的交易进行调整,直到满足联络线约束为止。但此时,由于大区联络线的等式约束及大电源的等式约束,必须重新计算各联络线功率,再次检验是否所有的联络线均满足约束,如不满足则需按上述原则再次调整,直到所有联络线均满足约束。当确实不能满足相关约束时,即申请上级单位修改大区联络线或大电源计划。

3 工程应用及效果

华中电网在电网结构上是西电东送、南北互供的枢纽,在大区联络上与华北、华东、西北及南方电网均有连接,华中电网内部还包括五省一市的省间联络线。另外,华中电网蕴含丰富的水电资源,三峡、葛洲坝、二滩等大型水电站均坐落在华中地区,其水电承担着大量的跨区、跨省电力输送。将本文所提模型与算法应用于华中电网的联络线计划编制,方便地实现了联络线计划的自动编制以及不符合约束情况下的联络线计划自动调整等功能,取得了很好的实际效果。

本文从华中电网实际算例中抽出一个检验算例,该算例的交易合同、大电源计划、大电源分配方式见附录A。各参数的选取如1.4.1节所述。利用本文所提出的模型与算法根据列举算例计算获得的鄂豫联络线和鄂湘联络线计划见附录B。将本文结果与现有编制结果进行对比,验证了本文模型的正确性。

现测试模型和算法对联络线修改的处理性能。本文设定鄂豫联络线的下限功率为-3 500 MW,则高峰时期鄂豫联络线出现越限,越限功率为286 MW;设定调整成分的优先性,设大电源Q为一级优先,则大电源Q在高峰时流经鄂豫线的电力为951 MW,若事先设定缺漏的286 MW电力由鄂湘线承担,则此时计算鄂湘线高峰时的输送电力为1 987 MW。如果设定合同1,2,3分别为成分调整的优先顺序,则算法将自动按照该顺序进行功率调整。因此,根据本文所提出的模型和算法,只需要事先设定调整顺序,程序即可以自动完成联络线的功率调整。

另一方面,在大电源功率分配时,如出现突如其来的分配变动,计划人员需要逐一手动计算,计算量大且易出错,本文所提图论树模型能够自由地添加父子节点并修改分配比例,能灵活解决现行几乎所有的突发问题,大大提高了计划人员的工作效率。

4 结语

本文研究探讨了华中电网联络线计划编制问题,所提出模型不但可以应用于华中电网联络线计划编制,协助计划人员快速高效地完成计划编制,而且为后续的大电网区域协调计划编制奠定了相关的技术基础。

摘要：华中电网联络线计划编制工作量大,计划调整复杂繁琐,同时现有的人工编制模式将无法满足后续的大电网网省协调计划。针对上述问题,根据华中电网的实际情况建立了电力交易与联络线的链表模型及跨区、跨省大电源与联络线的图论树模型,并以此为基础提出了以调整量最小为优化目标,以合同电量、电源出力、联络线传输功率为约束条件的计划编制优化模型,且采取广度优先搜索的遍历技术与循环迭代对模型进行求解。该模型完整描述了华中电网联络线计划所涉及的各类问题,实现了计划的自动编制与灵活调整。实际运行结果证明了所提出模型的正确性与有效性,模拟仿真结果表明该模型在联络线计划调整时,具有独特的技术优势。

关键词：联络线计划,电力交易,大电源,链表,图论树

参考文献

[1]秦春申,叶春,翟海青.基于调峰形势的联络线受电模型及其优化[J].电力系统自动化,2004,28(2):40-46.QIN Chunshen,YE Chun,ZHAI Haiqing.Optimal model ofpower receiving based on the situation of dispatching[J].Automation of Electric Power Systems,2004,28(2):40-46.

[2]尚金成.跨区跨省电力交易机制与风险控制策略[J].电力系统自动化,2010,34(19):53-58.SHANG Jincheng.Mechanism and risk control strategies fortrans-regional and trans-provincial power exchange[J].Automation of Electric Power Systems,2010,34(19):53-58.

[3]丁心海,王先甲,黄涌,等.华中电网省间联络线输电能力的电力市场适应性研究[J].电网技术,2008,32(1):56-60.DING Xinhai,WANG Xianjia,HUANG Yong,et al.Researchon adaptability of transmission capacity of trans-provincial tie-lines inside central China power grid to electricity market[J].Power System Technology,2008,32(1):56-60.

[4]陈启鑫,康重庆,夏清,等.低碳电力调度方式及其决策模型[J].电力系统自动化,2010,34(12):18-23.CHEN Qixin,KAN Chongqing,XIA Qing,et al.Mechanismand model approach to low-carbon power dispatch[J].Automation of Electric Power Systems,2010,34(12):18-23.

[5]施建华,谭素梅.节能发电调度发电计划编制算法[J].电力系统自动化,2008,32(14):48-51.SHI Jianhua,TAN Sumei.Fundamental research and casestudies of impacts on voltage when resuming load through ablack startup process[J].Automation of Electric PowerSystems,2008,32(14):48-51.

[6]杨争林,唐国庆,李利利.松弛约束发电计划优化模型和算法[J].电力系统自动化,2010,34(14):53-57.YANG Zhenglin,TANG Guoqing,LI lili.Application ofrelaxed constraints model on generation schedule optimization[J].Automation of Electric Power Systems,2010,34(14):53-57.

联络线计划 篇2

一、认真组织好主席约谈接待活动

拟召开六次主席约谈接待活动：

1、由3月份开始，每月安排一次主席约谈接待活动，会议时间和地点由本室和约谈主席商定。

2、结合专委会调研课题，由约谈主席确定会议议题和4-6名委员，提前两周由本室负责通知，要求委员充分调研，作好发言准备。

3、约谈会由约谈主席主持，秘书长、室主任参加。本室工作人员委员负责记录并对征求到的的意见建议梳理汇总报约谈主席。

具体安排如下：

项目约谈主席时间邀请委员参加人员议题三月

由本室和约谈主席根据所选议题协商确定4-6名委员

秘书长、室主任、()本室工作人员

建议结合2013年各专门委员会调研课题由约谈主席确定

二、切实做好监督员工作

切实做好监督员工作，积极与各邀请单位协商确定特邀监督员人选，探索加强与深化监督的方式方法，完善工作制度，规范监督员活动，不断增强民主监督的实效性。

总结民主监督工作的成功做法，为委员更好地履行民主监督职责搭建平台。

三、继续做好委员履职档案管理。

随时掌握委员参加政协集中组织的会议、视察、考察、座谈、调研以及履行职责等相关情况，做好文字及照片档案记录与管理，为领导决策提供依据。

经常性地深入基层，及时掌握委员活动情况，广泛宣传委员的先进事迹，擦亮政协牌子，扩大政协委员的社会影响力。

四、组织委员开展活动。

一是按时发放生日贺卡，为委员送去问候与祝福，密切同委员的联络联系，把“xxxxxxxxxxxx”的理念贯穿工作始终，激发委员参政议政热情。

二是开展评选表彰优秀委员活动。引导委员把荣誉和责任统一起来，把立足本岗、建功立业与有效履职结合起来，充分调动并有效发挥委员的主体作用。适时召开优秀政协委员表彰会，对优秀委员进行表彰。

五、完成主席会议、常委会议及领导交办的其它工作任务。

联络线计划 篇3

现阶段,日前发电计划优化模型[1,2,3,4,5,6]已取得显著成果,并在国内各级电网普遍使用,同时,延伸至海外并取得很好的实用效果。然而,由于日前系统负荷预测、日前新能源出力预测及日前模型方式与实际存在较大偏差,导致日前出力计划在实际执行中大幅度调整,给自动发电控制(AGC)实时调整带来巨大压力。实时发电计划编制[7,8,9,10]作为日前计划的修正,以超短期预测数据为基础,5min为周期计算未来1h的机组发电计划,周期滚动修正日前发电计划,修正量等于日前系统负荷和超短期系统负荷偏差累加日前新能源出力预测和超短期新能源出力预测偏差。

目前,实时发电计划编制系统已在部分区域电网和省级电网实用化运行[10],常规地区实时发电计划网省协调主要以分省平衡为主,省间以地理联络线为关口进行计划编制。然而,西北区域电网直接调度管理下辖各省部分机组,各省用电由省调调度管理机组和区域电网调度管理机组共同承担,因此, 当日前预测数据和超短期预测数据产生偏差时,如何在省级调度管理机组和区域调度管理机组间分配偏差,成为网省两级实时发电计划编制系统协调运行的关键。

为实现网省两级电网实时发电计划编制系统协调运行,需要引入某种规则让区域电网和省级电网共同遵守,为此,本文引入了广义联络线计划的概念,划清区域电网和省级电网调度管理机组出力的偏差调整份额。

1 广义联络线计划的概念与意义

图1给出了区域电网调度管理机组和省级电网调度管理机组之间的关系。以陕西省为例,陕西省机组根据机组调度性质不同分为西北区域电网调度管理机组和陕西省级电网调度管理机组,西北区域电网调度管理的陕西省机组称为陕西控制区机组, 陕西控制区机组和陕西省级电网调度管理机组发电总和等于陕西省系统负荷。然而,陕西省级电网调度管理机组出力计划优化编制由陕西省实时发电计划编制系统负责,陕西控制区机组出力计划优化编制由西北网调实时发电计划编制系统负责,因此,需要针对陕西省和陕西控制区分别引入广义联络线计划定义。

假设省m和控制区n对应,日前广义联络线计划定义为:

式中:Lm,t为省m时刻t日前系统负荷预测;Nm,t为省m时刻t日前新能源出力预测;Nn,t为控制区n时刻t日前新能源出力预测;Pm,max为省m装机容量;Pn,max为控制区n装机容量;Tm,t和Wm,t分别为省m时刻t火电机组 和水电机 组日前出 力总和; Tn,t和Wn,t分别为控制区n时刻t火电机组和水电机组日前出力总和;Gm,t为省m时刻t日前广义联络线计划;Gn,t为控制区n时刻t日前广义联络线计划。

接下来分析省日前广义联络线计划和对应控制区日前广义联络线计划的关系,引入两个等式,即发用电平衡和装机容量百分比恒等式:

式中:Qm,t为省m时刻t的日前受电计划。

通过等式(1)至式(4)易得:

上式表明,省日前广义联络线计划与相应控制区日前广义联络线计划之和等于该省日前受电计划,因此,只要省级电网和区域电网实时发电计划优化同时跟踪各自日前广义联络线计划,就能使得实际受电计划跟踪日前受电计划,保证省级电网和区域电网实时计划编制系统平行运行,互不干扰,同时又相辅相成。

2 广义联络线模式优化模型

2.1 广义联络线模式优化模型概述

常规实时计划优化模型[7,8,9,10]已经比较完善,然而,它局限于在一个独立系统内优化,本系统用电完全由本系统调度管理机组提供,未考虑两套独立系统之间协调辅助运行,系统用电由两套独立的计划编制系统共同提供。

为实现两套独立系统协调运行,在现有优化模型基础上,引入日前广义联络线计划约束,形成省级电网和区域电网实时发电计划优化模型。与此同时,考虑到区域电网各控制区机组承担能力有限,区域电网实时发电计划优化模型增加控制区间溢出功能,保证区域电 网调度管 理机组整 体完成偏 差承担量。

2.2 适应新需求的省级电网实时发电计划建模

在常规实时计划优化模型基础上,增加省级电网日前广义联络线计划约束,如式(6)所示,约束表达式左侧部分称为计算广义。

式中:Lsm,t为省m时刻t超短期系 统负荷预 测;,为省m时刻t超短期新能源出力预测,其中,pd,t为新能源机组d时刻t出力,Sdm为省m新能源机组集合;,为省m时刻t火电机组实时计划出力总和,其中,pi,t为火电机组i时刻t出力,Sim为省m火电机组 集合;Wsm,t=,为省m时刻t水电机组实时计划出力总和,其中,pw,t为水电机组w时刻t出力,Smw为省m水电机组集合;Pm+,t为省m时刻t广义联络线计划约束上调整松弛量;Pm,t为省m时刻t广义联络线计划约束下调整松弛量。

日前广义联络线计划约束为软约束,优化目标中设置广义联络线约束松弛成本,保证广义联络线约束尽量满足,优化目标修正为:

式中:Pfm,t为省m时刻t单位松弛惩罚成本;Fo为常规优化 目标[10];FP为省级电 网修正后 的优化目标。

假设日前广义联络线约束未发送松弛,严格成立,则表明:

此时,式(6)减式(1)可得:

上式表明,实时发电计划编制系统在严格满足日前广义联络线计划约束条件下编制机组出力计 划,就能保证省m调度管理的火电机组和水电机组调整量等于日前和超短期系统负荷预测及省调调度管理新能源机组功率预测总偏差乘以省调调度管理机组装机容量百分比。

2.3 适应新需求的区域电网实时发电计划建模

为实现区域电网和省级电网实时计划协调优化,区域电网实时计划优化模型同样引入各控制区日前广义联络线计划约束。区域电网包括多个控制区,存在多个控制区的日前广义联络线计划约束,如果某个控制区的日前广义联络线计划约束不能严格成立,发生溢出,则由其他控制区的机组提供支援, 保证区域电网调度管理机组整体完成偏差承担量, 然而,溢出控制区和提供支援控制区的日前广义联络线计划约束都无法严格成立,为区分控制区的溢出和支援状态,区域电网侧采用两阶段优化方式,分析区域电网各控制区的日前广义联络线计划的跟踪情况。

2.3.1 一阶段优化模型

区域电网引入各控制区的日前广义联络线计划约束,如式(10)所示,约束表达式左侧部分称为一阶段计算广义。

式中:,为控制区n时刻t超短期新能源出力预测,其中,Snd为控制区n新能源机组集合;,为控制区n时刻t火电机组实时计划出力总和,其中,Sin为控制区n火电机组 集合;,为控制区n时刻t水电机组实时计划出力总和,其中,Snw为控制区n水电机组集合; Pn+,t为控制区n时刻t广义联络线计划约束上调整松弛量;Pn,t为控制区n时刻t广义联络线计划约束下调整松弛量。

为促使各控制区日前广义联络线约束严格成立,优化目标修正为:

式中:FR为区域电网修正后的优化目标;Pfn,t为控制区n时刻t单位松弛惩罚成本。

假设控制区日前广义联络线约束未发送松弛, 严格成立,则

此时,式(10)减式(2)可得:

上式表明,实时发电计划编制系统在严格满足日前广义联络线计划约束条件下编制机组出力计划,就能保证控制区n调度管理的火电机组、水电机组和新能源机组调整总量等于日前和超短期系统负荷预测及省调调度管理新能源机组功率预测总偏差乘以控制区调度管理机组装机容量百分比。

2.3.2 二阶段优化模型

为考虑控制区间溢出功能,二阶段优化模型在一阶段优化模型基础上,引入区域电网各控制区日前广义联络线计划总平衡约束:

式中:M为控制区个数,等于省级电网个数。

此约束条件保证区域电网各控制区日前广义联络线计划的总平衡,当某控制区无法承担相应的偏差量时,其他控制区机组提供支援。二阶段优化模型中,日前广义联络线计划约束表达式(式(10))左侧部分称为二阶段计算广义。

2.4 实时发电计划模型分析

由式(5)易知,只要省级电网和区域电网严格跟踪日前广义联络线计划,就能保证实际受电跟踪计划受电,实现区域电网和省级电网实时计划平行运行,共同满足省级电网用电需求。

区域电网实时发电计划优化模型考虑控制区间溢出功能,因此,需要分析控制区溢出和支援状态, 通过两阶段优化方式进行分析。

一阶段数学模型要求各控制区跟踪各自日前广义联络线计划,因此,如果控制区日前广义联络线约束发生松弛,即松弛变量不为零,说明此控制区发生溢出。

二阶段数学模型在一阶段数学模型的基础上, 增加区域电网各控制区日前广义联络线计划总平衡,当存在某个控制区广义联络线计划发生溢出时, 为了保证总平衡,其他控制区提供支援。譬如,一阶段优化模型中某控制区日前广义联络线约束严格满足,二阶段优化模型中此控制区日前广义联络线约束发生松弛,则表明此 控制区为 其他控制 区提供支援。

网省两级广义联络线模式的实时发电计划优化模型为线性规划模型,采用对偶单纯形方法和切平面方法求解,日前广义联络线计划约束为软约束,保证优化模型在大多数情况下的可靠收敛性[6]。

3 算例分析

以国内某区域电 网下辖某 两省级电 网m1和m2及相应控制区n1和n2实际数据构造算例,对建立的模型进行验证分析。

该区域电网直接调度管理机组101台,省级电网m1包含195台建模机 组,省级电网m2包含161台建模机组,优化周期为未来1h,每5 min为一时段,选取11:40至12:35负荷水平较高的时段进行优化。省m1和控制区n1调度管理机组装机容量比例为0.703 3∶0.296 7,省m2和控制区n2调度管理机组装机容量比例为0.549 2∶0.450 8,优化周期内的日前系统负荷预测曲线与超短期负荷预测曲线如图2所示。

日前新能源出力预测和超短期新能源出力预测曲线如图3所示。

省日前广义联络线计划Gm1,t和Gm2,t、控制区日前广义联络线计划Gn1,t和Gn2,t及地理联络线计划Qm1,t和Qm2,t如表1所示。

MW

从表1可明显看出,各省地理联络线计划等于省日前广义联络线计划与对应控制区日前广义联络线计划之和。

超短期系统负荷和日前负荷偏差、超短期新能源出力和日 前新能源 出力偏差 及总偏差 如表2所示。

MW

表中:Blm1,t和Blm2,t分别为省m1和省m2时刻t超短期系统负荷和日前负荷偏差;Bnm1,t和Bnm2,t分别为省m1和省m2时刻t超短期新能源出力预测和日前新能源出力预测 偏差;Bm1,t和Bm2,t分别为省m1和省m2时刻t系统负荷和新能源出力预测总偏差。从发用电平衡的角度容易看出,总偏差等于负荷偏差减去新能源出力偏差。

3.1 网省偏差分配结果分析

为了直观地观察省级电网和对应的控制区机组在日前计划基础上的偏差调整量,只考虑省m1和控制区n1,区域电网采用一阶段优化模型和省级电网系统同时进行实时计划优化编制,在跟踪各自广义联络线计划的前提下对日前计划进行滚动偏差 调整。

省m1超短期系 统负荷预 测高于日 前负荷预 测,因此,省机组和控制区机组出力相对日前计划出力上调,为跟踪广义联络线计划并满足超短期系统负荷,上调机组日前计划得到机组实时滚动计划,日前计划和实时滚动计划出力曲线及偏差调整量如 图4和图5所示。

可以看出,省级电网和区域电网两套独立的实时计划编制系统在分别跟踪各自广义联络线计划的前提下对机组日前计划进行滚动出力调整时,能保证总偏差按照装机容量比例分配,网省调度管理机组共同满足省级电网用电需求,同时保证地理联络线不变。

为更清晰地比较省m1机组和控制区n1机组偏差调整量,以总偏差为基准值,计算省级电网和对应控制区机组调整量的标幺值,如表3所示。

MW

由表3可知,实时计划广义联络线调整模式保证偏差量按照装机容量百分比分配至省级电网和区域电网对应的控制区调度管理机组,遵守此规则,可保证两个独立系统协调运行。

另外,可以根据系统负荷预测、新能源出 力预测、承担比例和出力总和,通过广义联络线计算公式验证计算结果等于日前广义联络线计划,进而说明实时计划优化模型在跟踪日前广义联络线计划的前提下对机组出力进行了滚动修正。

3.2 控制区溢出功能结果分析

算例基础数据不变,区域电网采用依次求解一阶段和二阶段数学模型与省级电网同时进行实时计划优化编制,控制区n1和控制区n2考虑溢出功能, 当一个控制区无法承担偏差时,另外一个控制区帮助承担。

本算例中,控制区n1无法跟踪广义联络线计划,一阶段计算广义和计划广义的偏差量由控制区n2分担。控制区n1和控制区n2的计划广义、一阶段计算广义、二阶段计算广义以及二阶段计算广义与计划广义的偏差量(即溢出量)分别如图6和图7所示。

从图6可以看出,控制区n1一阶段计算广义无法跟踪日前广义联络线计划,从广义联络线计划定义可知,控制区n1机组上调能力不足,无法承担系统负荷上偏差调整量的相应比例,由于控制区n1一阶段发生溢出,因此在二阶段考虑溢出功能时没有承担溢出能力,同时又无法跟踪计划广义,所以二阶段计算广义和一阶段计算广义相同。

从图7可以看出,控制区n2一阶段计算广义和计划广义相同,说明控制区n2可以跟踪广义联络线计划,通过求解二阶段优化模型,考虑控制区n1和控制区n2溢出功能后,二阶段计算广义无法跟踪计划广义,说明控制区n2帮助控制区n1承担溢出。

从图6和图7可以看到,控制区n1广义联络线上溢出量绝对值等于控制区n2广义联络线下溢出量,从广义联络线公式定义可知,控制区n1少发电量通过控制区n2多发电量来支援,保证区域电网侧调度管理机组完全承担应承担的偏差量。

3.3 滚动实时发电计划的工程应用

在实际运行中,实时发电计划模块以5 min为周期滚动运行,优化编制结果滚动更新至数据采集与监控(SCADA)系统。AGC实时从SCADA系统读取最新滚动出力计划和考虑溢出后的广义联络线计算值,并跟踪执行,实时计划跟踪日前广义联络线计划的循环逼近过程,达到实际广义联络线计划跟踪日前广义联络线计划的最终效果,从而实现区域电网和省级电网两套独立调度系统的协调运行,共同满足各省用电需求。

4 结语

联络线计划 篇4

工作总结：

自2015年入职以来，我带领我们部门完成了以下工作：

1、完成学院团委安排的各项工作

2、举办协警志愿者活动（清明假期）

3、赞助文艺部毕业晚会活动336元（2015年5月26日）

4、赞助事服部辩论赛活动177元（2015年7月1日）

5、赞助心理部宿舍趣味运动会活动105元（2015年6月11日）

6、赞助社团管理部学生会联谊活动185元（2015年5月8日）

7、赞助体育部篮球赛活动20大箱农夫山泉矿泉水（2015年5月26日）

工作计划：

在接下来的工作中，我的工作计划是这样的：

1、积极认真完成学院团委安排的各项工作

2、继续落实学院各项大型活动的经费，做好商家与学院的沟通

3、协助学院完成招聘工作；协助各部门完成活动策划

4、加强对外联系，加强与兄弟院校的沟通与合作，组织各类联谊活动

5、沟通学生与社会的联系，帮助同学们认识社会，感知社会，开展相关讲座，为将来同学们走向社会创造条件。

联络线计划 篇5

1 联络线功率控制模式概述

区域控制误差(ACE)是根据电力系统当前的负荷、发电功率和频率等因素形成的偏差值,反映了区域内的发电与负荷的平衡情况。

1.1 单个控制区的基本控制模式

恒定频率控制(FFC):维持系统频率偏差在一定范围之内,ACE仅反映系统频率的变化。FFC控制模式的控制对象是整个互联电网的频率(即整个互联电网的功率平衡),因此,适用于独立系统或联合系统的主系统[2]。

恒定交换功率控制(FFC):维持联络线净交换功率接近于计划值,ACE仅反映控制区联络线净交换功率的变化。FTC控制模式不能对整个互联电网提供一次调频的支持,因此,仅适用于联合系统的小系统。

联络线偏差控制(TBC):维持ACE在一定范围之内,ACE同时反映系统频率和联络线净交换功率的变化。TBC控制模式的控制对象是本控制区的功率平衡,因此,适合于任何没有特殊任务的控制区采用。

除了上述3种基本模式外,还有计及计划外交换电量偿还和电钟偏差校正等控制模式。

1.2 上下层级控制主体之间的基本配合方式

我国电网调度管理体制是“统一调度、分级管理”,存在国、网、省、地多个层级的控制。上下级控制主体之间的控制配合方式,对所辖范围内的电网安全、优质、经济运行有很大影响。上下级控制主体之间控制配合的基本方式有三种,分别为对等控制区方式、主子控制区方式和单一控制区方式[3]。

在对等控制区方式下,上级控制主体与其直接调度的发电厂构成一个独立的控制区,与下级控制主体及其直接调度的发电厂所构成的控制区在联络线功率控制上处于对等的地位,共同进行所辖电网的频率和功率控制。在主子控制区方式下,上级控制主体与其直接调度的发电厂构成一个控制区,负责所辖电网整体的频率控制或对外的联络线功率控制。下级控制主体及其直接调度的发电厂构成电网中的子控制区,负责所辖子区域的联络线功率控制。在单一控制区方式下,下级控制主体及其直接调度的电厂不再构成独立的控制区。以华东电网为例说明,华东电网控制主体配合模式示意如图1所示。

1.3 性能评价标准

根据北美电力系统可靠性协会(NERC)可靠性标准,控制性能标准的定义是:“在特定的时间周期上为平衡主体的区域控制偏差设定限值的可靠性标准”。在我国电力系统中,联络线功率控制目前沿用控制区的概念,但在最近制定的“联络线功率控制技术规范”中,提出了与“平衡主体”相当的“控制主体”的概念。联络线功率控制性能标准是对控制主体的联络线控制行为设定的性能要求。目前国内电力系统普遍采用的控制性能标准有:A标准(A1,A2)、C标准(C1,C2)和T标准(T1,T2)[4]。

其中A标准是北美电力系统流行了几十年的控制性能标准,强调各控制区严格实现本区域有功功率的平衡[5,6],但由于其缺乏充分的理论依据、无法定量评价以及发电机组无谓的调节量大等问题,已逐渐被控制性能评价标准(CPS)所取代。C标准是对北美CPS标准的等效采用,将CPS标准中对控制性能的两段(有害、无害)[7]式划分发展为三段(有害、无害、有益)式划分,并推广应用到对短期(10min)控制性能的要求。T标准以联络线功率为控制目标,鼓励各控制区对恢复联络线功率提供支援,当联络线对侧控制区存在功率缺额时,本侧控制区的功率支援将加大系统频率的偏差。

2 各大区域电网频率控制模式现状

2.1 国家标准中对频率控制的要求

《智能电网调度技术支持系统电网自动控制功能规范》中提到对频率控制的要求。支持接收上级调度机构下发的ACE值,直接用于自动发电控制(AGC),并和本地计算的ACE互为后备;应具有ACE滤波功能,以消除高频随机分量对控制系统的影响。

AGC控制合格率:A标准A1不小于90%,A2不小于90%;C标准CPS1不小于100%,CPS2不小于90%。应支持如下两种多控制区域模型。

(1)支持建立包括本控制区域在内的多控制区域模型,以便对外部控制区域进行监视,必要时可以直接接管其控制权。

(2)支持在本控制区域内部建立多个子控制区域,不同的子控制区域可以有不同的控制目标和控制模式,提供子控制区域及其控制目标的定义功能。区域内的机组可在线切换不同的控制目标和不同的控制模式。

2.2 部分大区电网频率控制模式

2.2.1 跨区联络线控制评价标准

跨区联络线控制评价采取功率波动标准,即联络线功率偏差(ΔP)一分钟平均值的绝对值大于规定值作一个不合格点,规定值试电网容量而定。不合格责任由大区电网的ACE偏差决定,ACE与ΔP符号相同的一方承担责任,当两方都需要承担责任时,责任的大小与双方ACE×ΔP值成正比。

2.2.2 跨省联络线控制评价标准

(1)华中电网于2005开始CPS标准试运行,2006年1月1日废除A标准,正式实施CPS标准。四川、湖南、江西、河南等省主要依靠AGC进行联络线和CPS控制。1 000 kV长治—南阳—荆门特高压试验示范工程建成后,特高压线路作为华中、华北电网之间的跨区联络线,将存在一定幅值的功率波动[8]。为做好特高压联络线控制,华中网调采取水电厂定联络线功率的AGC控制模式跟踪调整特高压联络线的功率偏差ΔP。华中电网内各省调采取TBC模式,控制各自联络线偏差ACE。

华中电网跨省联络线考核采取改进的CPS标准,考核周期为15 min,CPS1>100%,ACE

式(1—3)中:Δf为频率控制偏差;B为控制区设定的频率偏差系数;Bnet为整个互联电网的频率偏差系数;ε1为互联电网对全年1 min频率平均偏差的均方根的控制目标值。

(2)华东电网于2001年10月推行控制性能标准CPS1/CPS2考核指标对省(市)联络线进行考核。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内各控制区运行备用的预留、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,华东电网实施动态ACE考核标准。动态ACE是在标准ACE基础上,考虑控制区之间联络线功率控制责任的转移,让其他控制区共同承担某控制区内出现大功率扰动的调节,体现了故障发生后各控制区间的紧急支援。和标准ACE相比,动态ACE优化了备用共享,更符合实际电网运行和发展需要。动态ACE的实施,进一步完善了华东电网的频率控制考核体系[9],使得互联电网的频率控制更加合理、有效。

(3)华北电网由京津唐电网、山西电网、河北南部电网、内蒙古电网、山东电网组成。2001年华北电网与东北电网实现互联,2004年华北电网与华中电网实现互联,2005年山东电网与华北电网实现互联,目前华北电网的各个网、省间联络线均采用TBC控制方式,按照A1/A2控制标准进行调整。由于华北网调兼任京津唐中调,华北电网的网间联络线调整实际是由京津唐电网负责,华北电网的其他各省网负责本省网的联络线调整。其中,A1/A2标准要求:A1为ACE在每个考核时间段内必须至少过零一次,即再考核时间段之内ACE有正的时段也有负的时段;A2为ACE考核时间段内的算数平均值不超过给定值±Ld。Ld是根据电网容量选择的。

(4)西北电网现有的控制模式为分子区域平衡[10],子区域分散获取资源和调用资源的模式,即网调采用FFC控制,网调负责频率控制,各省调采用FTC控制,各自对所辖发电机组进行AGC备用容量配置。根据西北电网特点,划分为6个控制区:陕西控制区、甘肃控制区、青海控制区、宁夏控制区、新疆控制区和直调风水控制区。直调风水电控制区:由青海省境内网调直调水电与甘肃省境内网调直调风电组成,主要以应对大规模风电波动、直流功率突变、全网紧急调频、应对突发事故、完成水库综合应用计划为目标。陕西、甘肃、宁夏、新疆联络线按TBC方式控制(除青海控制区外),按CPS模式考核。青海联络线按定功率方式控制,按L1,L2模式考核。风水控制区按FFC方式控制系统频率。

式(4,5)中:ΔPAVEi为1 min内的联络线功率偏差ΔP的平均值,每1 min采样一次;Δt为积分时间间隔。

(5)东北电网实行统一调度、分级管理。网调负责东北电网公司只管水电厂、内蒙东部电厂、绥中电厂和省间联络线的调度;辽宁、吉林和黑龙江省内的发、供电设备分别由各省调调度[11]。鉴于我国电网与北美电网等国外电网的差异、东北电网与华东、华中电网的差异,东北电网的CPS标准有别于NERC和华东、华中,其主要包括三个部分[12]:

(1)频率合格指标CPS1要求在一个长时间段(如1年)内,控制各区EACEi满足下式要求:

(2)CPS2规定控制各区ACEi 15 min平均值在限值L15内,即:

(3)频率越限指标主要考查在系统频差超出某一指定限值的时段内各控制区域的表现。

2.2.3 对比总结

现阶段中国区域互联电网的有功功率控制模式属于2级调度体制:区域电网电力调度通信中心(简称网调)直调机组通常承担调频或按计划曲线调整的任务,有时也承担特定的控制任务,如跨区特高压互联线路的调整等;各省级控制区通常采用联络线频率偏差控制(TBC),以维持本省控制区有功功率的就地平衡。各大区网调联络线功率控制模式对比如表1所示。

3 新形势下的频率控制评价标准的变化

3.1 大规模新能源接入对频率控制模式的影响

目前,风电和光伏发电等新能源利用成为趋势,由于新能源普遍有出力波动较大且难以预测的特点,大规模新能源并网给互联电网有功功率控制带来了新的挑战。现有模式下,省网有功功率就地平衡控制模式要求各省网都具有一定的调节资源,调节资源匮乏的省网往往需要其他省网的功率支援,这种支援通过CPS考核标准来实现,其支援量非常有限。此外,现有的调度模式缺乏协调性,当包括新能源出力波动在内的有功扰动发生时,各省控制区间AGC缺乏有效的协调与配合,影响频率和联络线功率的控制效果。同时,受调度管辖权的掣肘,网调直调电厂的作用不能充分发挥,一些优质的调节资源得不到有效的利用。

3.2 常规ACE公式不能完全适用

当互联电网发生大的频率扰动初期,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AGC均根据本控制区域的ACE情况动作,因而对互联电网的频率恢复将会造成几方面的不利影响:(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)CPS,DCS考核在脏数据时段无法合理考核各控制区域频率调节能力;(4)CPS,DCS考核促进各控制区提高频率调节能力的效用被削弱。

目前,国内只有华东电网采用了动态ACE计算方法,动态ACE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。但是动态ACE也不能在所有情况适用,动态ACE的完善仍需进一步研究讨论。

3.3 现有控制性能标准适用性不足

我国电网调度管理体制是“统一调度、分级管理”,存在国、网、省、地多个层级的控制。“三华”同步联网以后,在国家电网核心区将形成国调、网调、省调等多个层级控制主体协调配合、共同进行联络线功率控制的局面。控制区之间的控制模式配合策略则随各控制区的控制对象和上下级控制主体之间的配合方式而变化。在此情况下,对各控制区的联络线功率控制性能要求显得相当复杂。现有的标准未覆盖所有可能的控制配合策略,难以适应多层级的控制方式。

4 结束语

随着国内调度自动化水平的不断提高,各级调度中心已具备各种智能化监视、分析、预警及决策能力。相比省调而言,网调更具有快速获取全网信息、全局统筹调度的优势。全网集中控制可以考虑到整个电网的安全约束,实现更大范围内AGC资源的优化配置,是适应大规模风电等新能源接入的理想模式。然而目前在技术和管理上还存在一定困难,因此以全网集中控制为目标、分级协调控制为过渡,逐步实现。在控制标准方面,当前控制标准已不能完全适应电网变化,今后ACE计算方式仍需进一步完善。除华东电网的动态ACE外,按调频任务划分为短周期和长周期分别建立控制评价方法,研究建立通用的评价标准都将是研究的热点方向;此外,CPS参数对考核结果的影响,对参数和考核标准进行改进等也都是值得研究的方向。

参考文献

[1]熊观佐.互联系统分析与运行[M].北京:水利电力出版社,1995.

[2]刘维烈.电力系统调频与自动发电控制[M].北京:中国电力出版社,2006.

[3]高宗和,滕贤亮,涂力群.互联电网多层级联络线功率控制方式的探索[J].华东电力,2010,38(9):1327-1331.

[4]高宗和,滕贤亮,涂力群.通用的联络线功率控制性能标准的研究[J].华东电力,2011,39(1):1-8.

[5]Glossary of Terms Used in NERC Reliability Standards[S/OL].http://www.NERC.com,2010.

[6]Control Performance Standards and Procedures for Intercon-nected Operation[R].EPRI report TR-107813,1997(4).

[7]Performance Standard Training Document[EB/OL].http://www.nerc.com,2009.

[8]刘志成,王春明,何毅斌.1 000 kV长治—南阳—荆门特高压联络线功率控制分析[J].华中电力,2009:22(2):5-13.

[9]高伏英.DCS性能评价标准在华东电网应用探讨[J].电力系统自动化,2007,31(22):99-103.

[10]西北电力调度中心.风电比重增加条件下西北电网省间联络线控制模式研究[R].南京:国网电力科学研究院,2010.

[11]东北电力调度中心.风电比重增加条件下省间联络线控制方式研究[R].南京:国网电力科学研究院,2010.

联络线计划 篇6

为解决现状海滨高速过境交通、集疏港交通和区域交通相互干扰, 天津滨海新区实施了津汉高速与海滨高速联络线工程, 将过境交通从海滨高速分流至新建疏解线, 减小了集疏港交通的压力。工程已于2015 年3 月开工, 预计2016 年6 月竣工。

工程北起津汉高速汉沽收费站以西约1. 1 km处, 跨越津汉地面辅道, 上跨汉蔡路后, 沿汉蔡路向南, 占用汉蔡路与中心渔港间中心渔港范围内的绿化带, 采用全线高架桥穿越中心渔港范围, 终点接海滨高速, 全线采用高架桥形式, 桥梁长度4. 858 km。工程起点、终点设置汉蔡路互通立交、海滨高速立交, 中间设置主线高架桥, 桥梁面积约11. 3 万m2。

工程沿线构筑物众多, 跨越多条高速公路、城市主干道, 地上存在多条高压线, 地下埋深多条燃气、输水管线, 同时穿越强震区、盐池。工期紧、任务重, 设计及施工存在众多难点, 需予以重视。

2 桥梁结构设计

桥型选择及桥孔布置综合考虑路线接线、桥台位置、道路跨越要求、施工条件等因素确定。对于平面位于直线、跨径小于40 m的上部结构, 采用预制简支变连续小箱梁。对于平面位于曲线、跨径小于50 m的上部结构, 采用等截面现浇预应力混凝土连续梁。对于跨径大于50 m的上部结构, 采用变截面现浇预应力混凝土连续梁。

根据上部结构的不同, 采用不同的下部结构形式。上部为预制小箱梁, 下部采用双柱接明盖梁。上部为现浇箱梁, 下部采用花瓶墩, 横向支点间距4. 0 m ~ 4. 5 m, 半圆与矩形相结合截面, 见图1, 图2。

3 关键技术问题研究

3. 1 跨越津汉高速辅道节点的处理

联络线在上跨津汉地面辅道处, 主线线位与地面辅道线位夹角22°。由于工程土地已经征用, 且地面辅道南侧存在一条现状高压线, 线位已无调整可能。通过调整桥梁跨径及结构形式, 提出两种方案: 1) 一跨跨越地面辅道, 跨径90 m ~ 120 m; 2) 通过暗盖梁横向加宽, 在中央分隔带设置门架, 跨径布置30 m ~ 48 m。

方案一通过加大跨径形式跨越, 行车视野开阔, 但梁高大, 桥长增加, 桥梁规模较大。方案二通过加宽暗横梁, 在中央分隔带内设置墩柱, 减小了跨径, 梁高小, 桥梁规模较小, 但桥梁结构复杂, 门架跨度12 m ~ 17 m之间, 需配置预应力。

通过比较, 在满足行车视距的前提下, 选取方案二设置暗盖梁门架方案, 见图3。

以右幅桥 ( 40 + 48 + 37. 062 4) m预应力混凝土箱梁, 门架跨径17. 4 m为例, 全联采用梁格法进行空间建模, 箱梁及门架按照部分预应力A类构件进行计算。通过验算, 门架配置2 排9Φs15. 2和1 排12Φs15. 2 共22 束预应力钢束, 满足规范要求, 见图4, 图5。

3. 2 强震区桥梁抗震设计

工程全线位于天津汉沽境内, 沿线宁河、清河农场—汉沽一带地震活动剧烈, 以往都有大量的小及中强震发生, 属于唐山地震活动块体。场地土类型为软弱土, 场地类别为Ⅳ类, 地质条件差, 桥梁抗震设计显得尤为重要, 见图6, 图7。

桥梁按照两水准设防, 两阶段设计。在E1 地震作用下, 进行弹性设计。在E2 地震作用下, 根据结构形式的不同, 进行延性设计, 或者减隔震设计。同时采取相应的抗震措施。

跨径30 m小箱梁结构, 采用水平力分散型橡胶支座。E1 水准采用弹性设计, 根据计算确定基础形式、桩长。E2 水准采用延性设计, 墩柱作为延性构件。通过截面弯曲—曲率 ( M—ф) 分析, 求解屈服弯矩, 分析墩柱是否进入塑性。如果进入塑性, 考虑塑性铰, 验算墩顶位移、塑性铰抗剪, 见图8。

跨径小于40 m的现浇箱梁, 采用铅芯橡胶支座。E1 水准采用弹性设计, 将铅芯橡胶支座的弹性刚度输入, 根据计算确定基础形式、桩长。E2 水准采用减震设计, 将铅芯橡胶支座的屈服刚度输入, 验算基础及位移, 见图9。跨径大于40 m的现浇箱梁, 采用速度锁定型变曲率摩擦摆式支座。E1 水准采用弹性设计, 各墩联合抗推, 共同抗震 ( 速度器锁定) , 根据计算确定基础形式、桩长。E2 水准作用下各墩位支座共同摆动工作, 联合减震 ( 支座抗震销剪断) , 验算基础及位移, 见图10。

桥梁的主要抗震措施: 1) 桥梁结构宜跨度相同, 每联连续跨内下部墩身刚度相近。2) 通过调节每联内墩柱的截面尺寸, 潜在塑性铰区域内箍筋的布置、配箍率, 纵向钢筋的配筋率, 进而调节墩身刚度, 提高墩柱的延性能力。3) 适当的加宽墩台及盖梁顶宽度, 防止落梁。盖梁加强横向两侧抗震挡设计, 花瓶柱设置抗震槽钢, 伸缩缝、桥台设置橡胶垫。4) 每片预制梁顶面增设预埋钢筋, 在保证桥面混凝土铺装与主梁结合良好的同时, 加强各片梁之间的横向连接。5) 保证板式支座的抗滑稳定性, 选用水平力分散型橡胶支座。6) 伸缩缝设置, 宜考虑地震作用下梁的相向运动, 对于桥台位置, 墩柱刚度、上部结构型式变化的位置, 宜适当加大伸缩缝的尺寸。

3. 3 强腐蚀地区桥梁耐久性设计

本工程穿越汉沽盐场, 盐池表层水土中的含盐量很多, 都达到饱和或过饱和, 超出海水含盐量的10 倍以上, 在此类环境下进行桥梁建设, 耐久性设计显得尤为重要, 见图11, 图12。

桥梁耐久性设计要点如下:

1) 桥梁桩基、桥台 ( 承台) 及系梁、防撞护栏的混凝土强度等级统一提高到C35, 墩柱提高到C40, 并适当加大主筋净保护层厚度。2) 处于盐池的墩柱外侧设置一层厚20 cm同标号混凝土保护层 ( 柱靴) 。3) 桩基外侧设置永久性钢护桶, 壁厚10 mm, 长4 m, 涂刷防腐涂料, 见表1。4) 承台、墩柱、桥台混凝土抗冻等级采用F300。5) 位于土中的承台、系梁、墩柱涂刷防腐涂料, 墩柱涂刷至高于地面50 cm处。桥台承台施工前, 应在下垫层顶面涂刷防腐涂料, 承台施工完成后, 在承台外壁及顶面涂刷防腐涂料; 桥台各部位表面均需涂刷防腐涂料, 见表2。6) 混凝土严格执行规范中关于混凝土保护层厚度的规定, 控制水泥中氯离子含量、最大水胶比和胶凝材料用量, 应对混凝土用骨料进行碱活性实验。7) 构件的防排水设计。桥面铺装层与桥面之间, 按照相关规范要求, 设置可靠的防水层, 并按照排水设计要求设置桥梁泄水孔, 泄水管不得以钢质或铸铁替代PVC管, 不得随意减短泄水管长度。8) 需要进行的定期维修与检测项目。对于有水位变动区域或潮湿区域的混凝土结构, 应观察混凝土表面涂层有无表层起皮, 并发展到剥落、集料裸露的状况发生。

由于结构的个别部位的使用年限不一定能达到与主体的设计基准期相同, 如桥梁支座、伸缩缝、泄水孔、桥面铺装、混凝土表面涂层等, 应对这些部位进行定期检查, 如遇损坏应及时维修。

对于复合曲率摩擦摆支座, 按照厂家提供的产品使用要求进行维护。根据不同场合, 在突发事件等情况下还应做如下维护管理: 安装1 年后做初期检查, 然后每3 年~ 5 年定期检查一次, 发生强烈地震等情况应及时检查。

4 结语

在设计阶段, 结合该工程的特点, 较为系统地提出包括结构选型、抗震设计、防腐设计等一系列标准, 并成功应用于项目之中。工程目前主体部分已经施工完毕, 施工质量良好, 为以后建设的路网工程提供了宝贵的设计经验。

摘要：以津汉高速联络线工程为例, 介绍了桥梁结构形式的选择及设计方式, 从辅道节点处理、强震区抗震设计、强腐蚀区耐久性设计等方面, 分析了该工程施工中应注意的技术问题, 并提出了相应的处理措施, 为今后路网工程的建设施工积累了经验。

关键词：桥梁结构,抗震设计,耐久性,联络线

参考文献

联络线计划 篇7

在中国,随着全国联网进程的推进,互联电网的低频振荡问题变得更加复杂。大区电网互联在提高系统发电和输电经济性的同时,形成了多组耦合的发电机群弱联系结构。同时,为了改善发电机电压精度及系统稳定性而大量采用的高增益励磁调节器也导致了互联系统的阻尼不足。这些因素都使得互联电网出现低频振荡的风险大大增加,极易引发大面积停电事故[1,2]。当系统发生扰动时,联络线上经常出现振幅大、衰减慢的功率振荡现象,限制了线路传输容量,而且功率振幅过大不仅会破坏单个线路元件的热稳定极限,还会向整个互联系统传播,造成系统解列的后果,严重威胁系统的安全稳定运行。

低频振荡问题在湖北电网中比较突出,历史上曾发生过多次较严重的低频振荡,局部地区因此被迫限电;一些不明原因的线路功率振荡现象更是经常发生,电网经常处于高度戒备状态。湖北电网地处华中电网腹地,是川渝水电的外送通道,随着三峡电站外送工程的逐步建成投产以及全国联网的实现,特别是2008年国内首条1 000 kV特高压试验示范工程落点湖北,使得湖北电网已成为华中电网乃至全国电网的核心枢纽和西电东送的重要通道,电网结构更趋复杂,安全稳定责任更加重大。迫切需要对电网尤其是重要联络线的低频振荡特性进行有效分析和抑制。

造成联络线功率振荡的原因比较复杂,除了区域间振荡会造成联络线功率振荡以外,局部振荡也可能造成这一后果[3]。从工程实际看,有些局部振荡只与某台或某几台容量相对较小的机组强相关,因而它们的不稳定只对局部地区产生影响;而有些局部振荡与某台或某几台容量相对较大、在电气上处于互联电网重要位置上的大机组(或大电厂)强相关,它们的不稳定不仅对局部地区产生影响,而且会对整个互联系统的运行带来重大的影响。可见,随着电网结构日益复杂,联络线功率振荡受多种振荡模式的相互影响,不能简单地将其等同于区域间振荡模式,本文称其为联络线振荡模式。

在目前的电网条件下,抑制系统低频振荡最经济简便的措施仍然是采用电力系统稳定器(PSS)。采用PSS有效抑制联络线振荡的关键问题是确定最佳安装地点以及合理配置参数。研究证明,多机系统中的某些发电机对某一种振荡模式起决定性作用[4]。只有当PSS安装在合适的发电机并采用适当的参数,才能对联络线功率振荡有较好的控制效果。因此,采用PSS抑制联络线功率振荡,首先需要知道振荡模态,即参与振荡的强相关机组。而现有的分析方法,如Prony分析法,虽然能够给出联络线振荡的振幅、频率、衰减因子等信息,但无法给出振荡模态。

有效发挥PSS作用的另一个关键问题是合理配置其参数。现有的PSS一般采用局部信息构成反馈,针对本机振荡频率来设置参数[5],对于这个固定频率及其附近的低频振荡有很好的抑制效果,但从相位补偿的角度来看,这种方法补偿相位的带宽比较窄。而多机系统中由于机组之间的相互作用,振荡模式往往有多个,特别是区域间振荡频率更低,如果原PSS参数补偿的频段不能覆盖到区域间振荡频率,也就无法对其起到抑制作用。近年来,多种启发式算法被用来解决多机PSS参数配置[6,7,8,9],即将其看为有约束条件的多参数优化问题,将阻尼比作为全局优化的目标,采用优化的方法配置PSS参数。对于大型互联系统,这一类方法存在计算量很大的问题。

本文提出了模式综合分析法,该方法结合了非线性时域仿真、Prony分析法以及特征值法的特点,通过分析采集到的联络线功率波动曲线,不仅给出影响联络线功率振荡的关键模式,同时能够给出振荡模态;在已知振荡模态的基础上,基于相位补偿原理,对强相关机组进行PSS参数配置,采用两点拟合法针对2个振荡频率进行相位补偿,能够在较宽的频带范围内提供超前相位,避免了全局范围内的寻优带来的繁琐计算。

1 模式综合分析法

低频振荡研究常用的分析方法主要包括非线性时域仿真法、特征值分析法、Prony分析法等。特征值分析法是进行电力系统低频振荡研究的经典方法,通过计算系统的状态矩阵的特征值,即可得到特征向量、参与因子等系统的低频振荡特性参数。其中部分特征值算法可以方便地求取大型电力系统的关键特征值,并给出振荡模态。Prony方法通过辨识时域信号来得到系统的模态参数,利用指数函数的线性组合对等间距采样数据进行拟合,能够直接估算出给定信号中各主要分量的幅值、相位、频率、衰减因子等[10,11],其数学模型如下:

$\widehat{y}(t)={\displaystyle \sum _{i=1}^{q}A}{}_i\text{e}{}^{\alpha {}_{i}t}\cos (2\text{π}f{}_i+\phi {}_i)(1)$

式中:q为预测模型的阶数;对于第i个信号,Ai为幅值,αi为衰减因子,fi为频率,φi为相位,其相应的振荡模式为λi=αi±jωi,ωi=2πfi,阻尼比为$\xi =-\alpha {}_i/\sqrt{\alpha {}_i^2+\omega {}_i^2}$。

理论上讲,在算法允许的条件下,Prony法可以对任意曲线进行分析,也包括联络线的功率振荡曲线[12,13]。非线性时域仿真法是电力系统暂态稳定分析中广泛采用的方法,也可用于小扰动问题的研究。它是针对特定的扰动,利用数值计算得到系统变量在一定时间内的响应。其优点是可以考虑系统的非线性特性,结果明了直观、接近于实际,缺点是无法给出振荡模式和模态特征即参与机组,一般用于考核频域法的研究结果或与Prony方法结合,不单独使用[14]。

上述3种方法,特征值法可以得到包括参与机组在内的振荡信息,为加装PSS提供依据,但是不能直接分析线路的振荡特性。而Prony法能够分析联络线的功率振荡曲线,并得到相关振荡模式的频率、幅值、衰减因子等信息,但是无法对模态进行划分,难以合理选择机组进行控制。

综合上述各种方法的优点,本文提出了一种模式综合分析法,其基本思路是:在时域仿真的基础上,将Prony法与特征值法结合起来,利用Prony法可以方便地分析曲线特性的优点,得到影响联络线的振荡模式;同时,由特征值计算得到系统的振荡模式及强相关机组;在特征值计算结果中查找与Prony分析得到的联络线振荡模式相同或相近的振荡模式,即可得到影响联络线功率振荡的机组。

这样做的原因在于,一般认为,联络线的功率振荡是由加速机群与减速机群之间的功率不平衡造成的,是系统本身的固有振荡模式相互作用的外在体现,联络线上的功率波动包含了系统固有振荡模式的信息。通过Prony分析得到的联络线主导振荡模式{λPi}应该与系统固有的振荡模式{λOi}一致。而{λOi}则可以通过特征值计算得到,从而进一步得到影响联络线功率振荡的机组,在强相关机组上优化配置PSS即可抑制联络线上的功率振荡[15]。

模式综合分析法的具体做法是:在时域仿真中通过设置瞬时故障激发系统低频振荡,采集联络线有功功率波动数据并进行Prony分析,并在特征值计算结果中查找对应的振荡模式,得到强相关机组。需要指出的是,为了保证结果一致,2种分析方法对应的系统结构应该相同,故选择瞬时故障激发联络线功率振荡。

2 考虑宽频带补偿的PSS参数优化方法

2.1 单点补偿法PSS参数设计

PSS广泛采用多级超前—滞后校正模型,两级超前—滞后模型(见图1)为:

$G{}_{\text{Ρ}\text{S}\text{S}}={\rm K}\frac{s{\rm T}{}_{\text{w}}}{1+s{\rm T}{}_{\text{w}}}\frac{1+s{\rm T}{}_1}{1+s{\rm T}{}_2}\frac{1+s{\rm T}{}_3}{1+s{\rm T}{}_4}(2)$

式中:K为放大倍数;Tw为隔直环节时间常数;T1~T4为超前—滞后环节的时间常数,决定了PSS在频域上的补偿特性,又称为相位补偿环节。

要使Δω为输入信号的PSS产生的阻尼转矩ΔTe与Δω尽量同相,PSS的超前补偿角度必须尽可能地补偿励磁系统的滞后角度,因此,合理优化PSS的时间常数是整个优化工作的关键点。

假设励磁系统采用高增益自并励静止励磁系统:

$G{}_{\text{E}}=\frac{{\rm K}{}_{\text{A}}}{1+s{\rm T}{}_{\text{A}}}\frac{1+s{\rm T}{}_{\text{C}}}{1+s{\rm T}{}_{\text{B}}}(3)$

参考单机系统线性化模型(见图2),PSS所要补偿的相位即该系统的滞后角为:

$\theta {}_{\text{Δ}{\rm T}{}_{\text{e}}-\text{Δ}\omega }=\angle G(\text{j}\omega {}_{\text{d}})(4)$

式中:

$\begin{array}{l}G(s)=\frac{{\rm K}{}_{\text{A}}(1+}{(1+s{\rm T}{}_{\text{A}})(1+s{\rm T}{}_{\text{B}})({\rm K}{}_3+s{\rm T}{}_{d0}´)+}\to \\ \leftarrow \frac{s{\rm T}{}_{\text{C}})}{{\rm K}{}_{\text{A}}{\rm K}{}_6(1+s{\rm T}{}_{\text{C}})}\end{array}$

设PSS补偿的相位为θPSS,则应与θΔTe-Δω相等,由此确定补偿环节数p以及每个环节补偿的相位θd。时间常数根据下式计算[16]:

$\{\begin{array}{l}{\rm T}{}_2=\frac{1}{\omega {}_{\text{d}}\sqrt{\alpha }}\\ {\rm T}{}_1=\alpha {\rm T}{}_2\end{array}(5)$

式中:

$\alpha =\frac{1+\sin \theta {}_{\text{d}}}{1-\sin \theta {}_{\text{d}}}$

相位补偿环节参数设计的一般步骤为:

1)确定低频振荡模式的角频率ωd;

2)计算励磁系统在ωd下的相位滞后角θΔTe-Δω;

3)确定PSS补偿环节数p;

4)计算相位补偿环节时间常数;

5)隔直环节时间常数Tw一般选3 s~10 s。

PSS相位补偿环节时间常数的单点最优配置法在ωd处补偿角度最大,但是补偿带宽不够,致使PSS对其他振荡频率的抑制效果不佳。

2.2 两点拟合法PSS参数优化

本文引入两点拟合法优化PSS参数[17]。

假设PSS的一个补偿环节在角频率ω1处的补偿角度为θ1,在角频率ω2处的补偿角度为θ2,设T1=αT2,则一个补偿环节的补偿特性为:

θ=arctan αT2ω-arctan T2ω (6)

两端取正切有:

$\{\begin{array}{l}\tan \theta {}_1=\frac{\alpha -1}{1+\alpha {\rm T}{}_2^2\omega {}_1^2}{\rm T}{}_2\omega {}_1\\ \tan \theta {}_2=\frac{\alpha -1}{1+\alpha {\rm T}{}_2^2\omega {}_2^2}{\rm T}{}_2\omega {}_2\end{array}(7)$

式(7)中两式相除得:

$\frac{\tan \theta {}_1}{\tan \theta {}_2}=\frac{\omega {}_1}{\omega {}_2}\frac{1+\alpha {\rm T}{}_2^2\omega {}_2^2}{1+\alpha {\rm T}{}_2^2\omega {}_1^2}$

化简得到:

$\alpha {\rm T}{}_2^2\omega {}_1^2=\frac{\omega {}_1\tan \theta {}_2-\omega {}_2\tan \theta {}_1}{\omega {}_1\tan \theta {}_1-\omega {}_2\tan \theta {}_2}\frac{\omega {}_1}{\omega {}_2}$

即${\rm T}{}_2\omega {}_1=\frac{{\rm K}}{\sqrt{\alpha }},{\rm K}=\sqrt{\frac{\omega {}_1\tan \theta {}_2-\omega {}_2\tan \theta {}_1}{\omega {}_1\tan \theta {}_1-\omega {}_2\tan \theta {}_2}\frac{\omega {}_1}{\omega {}_2}}$

代入式(6)得:

$\tan \theta {}_1=\frac{\alpha -1}{\sqrt{\alpha }(1+{\rm K}{}^2)}{\rm K}$

由上式计算出α以后,再按下式计算时间常数:

$\{\begin{array}{l}{\rm T}{}_2=\frac{{\rm K}}{\omega {}_1\sqrt{\alpha }}\\ {\rm T}{}_1=\alpha {\rm T}{}_2\end{array}(8)$

如果是2个补偿环节的PSS,则T3=T1,T4=T2。

一般情况下,两点拟合法即可满足宽频带补偿的要求,但是当两点较近时,频带不一定较宽,采用多点拟合法可以获得更宽的频带,但是需要解非线性方程。

3 湖北电网内重要联络线功率振荡特性分析与抑制

为了验证模式综合分析法的有效性,本文在电力系统综合分析程序PSASP中搭建了华中—华北特高压单回线互联系统,以作为湖北省内“西电东送”的重要输电走廊的斗笠—孝感500 kV传输线(简称斗孝线)为例,应用模式综合分析法分析该联络线的振荡模式。

表1给出了联网丰水大负荷运行方式下采用特征值分析的结果,以及玉贤—凤凰山500 kV线路(简称玉凤线)凤凰山侧三相短路瞬时故障下,斗孝线有功功率振荡的分析结果。

由于特征值法不能进行曲线分析,故借助Prony法分析斗孝线的功率振荡情况,得到振幅、衰减因子、频率、阻尼比。可见,斗孝线的主导振荡模式有2个,频率分别为0.13 Hz和0.4 Hz。在特征值法的计算结果中找出与之最接近的振荡模式,从而可以进一步得到与斗孝线功率振荡对应的强相关机组。

原有的PSS参数配置以抑制机组局部振荡为主要目标,补偿相位的频带较窄,对0.13 Hz这样超低频的振荡模式并没有明显的抑制作用,使得线路功率振荡持续时间长,衰减速度慢。采用前面所述的两点拟合法在强相关机组上优化配置PSS的参数,将补偿相位的频带拓宽至0.13 Hz。分别采用优化前后的PSS,在各种不同故障条件下对斗孝线功率振荡的抑制效果进行对比分析,图3给出了其中4种故障条件下该线路的功率振荡情况,包括玉凤线凤凰山侧、葛大江—岗市500 kV线路岗市侧、洹安—仓颉500 kV线路仓颉侧、木兰—新洲500 kV线路新洲侧三相短路瞬时故障。

由图3可以看出,基于模式综合法的分析结果,在不同故障条件下利用宽频带PSS抑制复杂电力系统的联络线振荡模式是有效的,特别是0.13 Hz的振荡模式,振荡衰减速度明显加快,联络线振荡功率经过1个周期后幅值大大降低。

表2给出了对应上述故障条件PSS参数优化前后斗孝线主导振荡模式的变化情况。可以看出,采用宽频带PSS参数配置方法以后,0.13 Hz振荡模式的阻尼比有了很大提高;分析结果还表明,由于原有的PSS参数对0.4 Hz等振荡模式已有较好的抑制效果,PSS参数优化对这些主要振荡模式的阻尼没有造成不良影响,因此这里没有列出。以上分析说明模式综合分析法得到的线路主导振荡模式及相关机组信息是正确的,利用宽频带PSS抑制复杂电力系统的联络线振荡模式有比较明显的效果。

4 结语

模式综合分析法以时域仿真为纽带,综合了Prony法和特征值法的优点,可以方便地给出联络线振荡模式以及与之强相关的机组。采用两点拟合法对PSS参数进行优化配置可以在较宽的频带范围内对低频振荡起到较好的抑制作用。对湖北电网的仿真结果验证了该方法的有效性。

联络线计划 篇8

关键词：特高压同步电网,自动发电控制,控制策略

0 引言

长治—南阳—荆门特高压交流试验示范工程是中国第1个1 000 kV电压等级的输变电工程, 已于2008年12月顺利完成调试, 并于2009年1月6日投入运行。华北和华中两大电网经这条唯一的交流线路联网后, 互联电网中任何地方发生的发电和负荷有功扰动都对联络线输送功率产生影响, 从而导致特高压联络线功率在计划值的基础上产生大范围的波动。这种波动有可能破坏电网的静态稳定性, 并会引起特高压落点近区1 000 kV和500 kV母线电压的大范围波动, 严重危及特高压一次设备和互联电网安全稳定运行。另外, 按照国家电网公司“一特四大”的发展战略, 将于2012年建成“三华” (华北、华中、华东) 特高压同步电网, 特高压联络线功率控制问题将变得更加复杂。

自动发电控制 (AGC) [1]是控制联络线功率的有效工具。然而, 在中国电网特有的多级调度模式下, 华北、华中特高压联络线功率控制涉及两个网调和11个省 (自治区、直辖市) 调 (包括京津唐) , 而且还要控制电网频率、省际联络线交换功率、某些特定的稳定断面潮流等。面对这样一个多目标协调控制的AGC问题, 急需研究和解决。

1 特高压联络线功率波动的机理

结合特高压交流试验示范工程的实际情况, 用图1所示的两个区域互联电网来研究交流联络线有功功率波动的机理。

设Δf为系统实际频率与额定频率之差, 则有:

$\{\begin{array}{l}\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{A}}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{L}\text{A}}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{Τ}}=\beta {}_{\text{A}}\text{Δ}f\\ \text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{B}}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{L}\text{B}}+\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{Τ}}=\beta {}_{\text{B}}\text{Δ}f\end{array}(1)$

令βΣ=βA+βB, 则有:

$\begin{array}{l}\text{Δ}f=\frac{(\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}A}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{L}\text{A}})+(\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{B}}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{L}\text{B}})}{\beta {}_{\text{Σ}}}(2)\\ \text{Δ}{\rm P}{}_{\text{Τ}}=\frac{\beta {}_{\text{A}}(\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{L}\text{B}}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{B}})-\beta {}_{\text{B}}(\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{L}\text{A}}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{A}})}{\beta {}_{\text{Σ}}}(3)\end{array}$

从式 (2) 、式 (3) 可见, 特高压交流线路连接两个区域形成的互联电网在扰动发生后的稳态运行点, 联络线交换功率偏差与扰动源之间存在如下关系:

1) 互联电网中任何地方发生的发电或负荷的有功扰动都会对联络线输送功率产生影响;

2) 同一区域电网内任何地方发生等量的有功扰动, 对联络线输送功率的影响是相同的;

3) 不同区域电网内发生等量有功扰动, β较小的区域对联络线输送功率的影响更大;

4) 任何有功扰动造成的联络线功率波动与联络线的电压等级、联络线在两个区域内的落点、扰动前联络线输送功率的大小及方向均无关。

2 试验示范工程AGC控制策略

在分析华北和华中电网已有的AGC控制策略的基础上, 结合中国电网分级调度的特点, 研究并形成了一套适应特高压联络线功率控制的AGC优化控制策略。

2.1 封闭控制区与ACE计算

在联络线频率偏差控制 (TBC) 模式下, 假设各区域的频率偏差系数完全等于自然频率特性系数, 则图1所示的特高压联络线两侧控制区A和B的区域控制误差 (ACE) 记为:

$\{\begin{array}{l}E{}_{\text{A}-\text{s}\text{i}\text{d}\text{e}}=\beta {}_{\text{A}}\text{Δ}f+\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{Τ}}\\ E{}_{\text{B}-\text{s}\text{i}\text{d}\text{e}}=\beta {}_{\text{B}}\text{Δ}f-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{Τ}}\end{array}(4)$

由式 (1) 可知:

$\{\begin{array}{l}E{}_{\text{A}-\text{s}\text{i}\text{d}\text{e}}=\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{A}}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{L}\text{A}}\\ E{}_{\text{B}-\text{s}\text{i}\text{d}\text{e}}=\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{B}}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{L}\text{B}}\end{array}(5)$

上述分析中, 可以将区域A和B看成特高压联络线华北侧和华中侧电网, 则线路ab为特高压联络线;也可以将区域A看成某一个省调控制区, 则区域B是该省网的全部外部电网, 线路ab表示区域A与外网的全部联络线。

所以, 无论是区域电网还是省级电网, 从式 (5) 可以看出:TBC模式下的ACE实质上是反映本区域的有功不平衡功率。正是由于这一特点, 只要各控制区调整ACE为0值, 就实现了有功功率的就地平衡, 对互联电网贡献了应尽的义务;各控制区对互联电网所做的贡献 (对控制目标有利) 和应承担的责任 (对控制目标不利) 能正确地反映在ACE中。

然而, 在中国特有的多级调度模式下, 国、网、省3级调度都涉及对电厂的控制。国调和网调的直调电厂地理上分布在各省级电网内, 如图2所示。

当上级调度控制的直调电厂出力发生变化时, 会对本区域的ACE造成影响, 使得ACE不再能正确反映本区域的有功不平衡功率。这样一来, 各省控制区总是保证包括直调电厂在内的全省发、用电负荷的就地平衡, 直调电厂为抑制特高压联络线功率波动所做的调节有可能与省调控制ACE的调节相矛盾, 上下级调度之间的协调控制难以实现。因此, 有必要将上级调度的直调电厂排除在本控制区之外, 构成图3所示的封闭控制区。

将国调和网调的直调电厂排除在省调控制区之外, 这些电厂的出线称之为广义联络线。无论是区域电网还是省级电网, 当构成封闭区域后, 在式 (4) 所描述的控制区ACE计算公式中, ΔPT为所有实际联络线和广义联络线的有功偏差之和。

用EA和EB分别表示区域电网A和B构成封闭控制区 (图3中最大的椭圆区域) 后的ACE;用EAi和EBi分别表示第i个省调控制区封闭后的ACE;网调控制区仅包含所属的直调电厂, 用ΔPGA和ΔPGB分别表示所有直调电厂的有功出力与计划值的偏差之和。它们之间有如下关系:

$\{\begin{array}{l}E{}_{\text{A}}={\displaystyle \sum E}{}_{\text{A}i}+\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{A}}\\ E{}_{\text{B}}={\displaystyle \sum E}{}_{\text{B}i}+\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{B}}\end{array}(6)$

特高压联络线两侧电网 (图3中的正方形所示区域) 的ACE计算公式如式 (4) 所示。用ΔWA和ΔWB分别表示区域A和B中的国调直调电厂及跨区直流线路的有功偏差之和, 则式 (4) 中的ACE又可以表示为:

$\{\begin{array}{l}E{}_{\text{A}-\text{s}\text{i}\text{d}\text{e}}=E{}_{\text{A}}+\text{Δ}W{}_{\text{A}}\\ E{}_{\text{B}-\text{s}\text{i}\text{d}\text{e}}=E{}_{\text{B}}+\text{Δ}W{}_{\text{B}}\end{array}(7)$

将式 (6) 代入式 (7) :

$\{\begin{array}{l}E{}_{\text{A}-\text{s}\text{i}\text{d}\text{e}}={\displaystyle \sum E}{}_{\text{A}i}+\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{A}}+\text{Δ}W{}_{\text{A}}\\ E{}_{\text{B}-\text{s}\text{i}\text{d}\text{e}}={\displaystyle \sum E}{}_{\text{B}i}+\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{B}}+\text{Δ}W{}_{\text{B}}\end{array}(8)$

从式 (4) 可知, 只要有EA-side/βA=EB-side/βB, 则必有特高压联络线功率偏差ΔPT=0;如果能够满足EA-side=0和EB-side=0, 可以同时使频率偏差Δf=0, 这是最为理想的控制效果。

因此, 要控制特高压联络线功率偏差ΔPT=0, 必须满足以下3个条件之一:

条件1:使式 (8) 等号后各分量均为0, 从而保证EA-side=0和EB-side=0。也就是说, 各省控制区调节各自的ACE为0, 实现各省网内部有功功率的就地平衡;同时, 网调直调电厂、国调直调电厂和跨区直流线路严格执行发电计划和交换计划。

条件2:如果条件1不能满足, 可以使式 (8) 等号后各分量之和为0, 从而保证EA-side=0和EB-side=0。这实际上是在两侧电网内部实现有功功率的就地平衡。很显然, 这会引起省际联络线交换功率的偏差。

条件3:如果条件1和条件2都不能满足, 可以通过EA-side/βA=EB-side/βB来保证ΔPT=0。这实际上是实现两侧电网之间的相互支援, 但这种支援仅对联络线功率控制而言, 由于此时两侧电网的ACE符号相同, 系统频率的偏差将加大。

2.2 省调AGC控制策略

如上所述, 各省调控制区要提高AGC的调节能力, 保证有足够的AGC机组调节容量和调节速度[2], 始终维持控制区的ACE在0值附近, 以实现本控制区发、用电负荷的就地平衡, 避免区内有功扰动波及到特高压联络线, 这是特高压联络线功率控制的基础。

近几年来, 很多学者就AGC的新技术进行了深入研究, 并在工程实际中得到成功的应用[3,4,5,6,7], 如水火电机组协调控制、利用超短期负荷预测实现AGC超前控制等, 可以有效地提高AGC的控制能力, 对特高压联络线的功率控制同样有效。

省调控制区在立足本区域有功功率平衡的基础上, 可以通过下面2种方法进一步实现紧急情况下对其他控制区的功率支援:

1) 当特高压联络线有功偏差较大时, 禁止各省控制区做出进一步加大偏差的调整。这一方法实际上是让省调控制区维持目前已经存在的、有利于抑制联络线功率波动的ACE。另外, 这一方法也有利于发挥CPS标准对特高压联络线功率控制有利的一面, 抑制其不利的一面[8]。

2) 当特高压联络线有功偏差较大时, 将其偏差量按各省控制区的频率偏差系数进行分配, 作为附加分量叠加到ACE上, 以加快特高压联络线的功率恢复。

2.3 网调AGC控制策略

只要各省调控制区有足够的调节能力, 实现本省发、用电负荷的就地平衡, 网调直调电厂完全可以按发电计划运行, 只是在紧急情况下 (特高压联络线大幅波动时) 才参与调整。网调控制区的调整目的主要在于:

1) 省调控制区调节能力不足时的支援。网调的支援可以加快特高压联络线的功率恢复, 但在省调恢复有功平衡后, 网调的支援量要及时“回吐”, 以免造成新的有功不平衡。

2) 区域电网外部扰动时的支援。当国调直调电厂、跨区直流线路发生有功扰动时, 各省调在常规TBC模式下将无任何作为, 网调的调节就至关重要了。

3) 特高压线路对侧电网扰动时的支援, 但这是以牺牲频率质量为代价的。

目前, 华北和华中电网经唯一的特高压交流线路联网, 上述3种有功功率的扰动都反映在特高压联络线功率偏差上。因此, 网调控制区以特高压联络线功率偏差为主要控制目标, 同时适当考虑对系统频率质量的影响, 其控制模式仍然是TBC, 但要通过适当的频率偏差系数的设置来实现联络线功率与频率的协调控制。

2.4 实际应用

2007年, 华北和华中电网曾经通过500 kV辛洹线联网运行。当时, 辛洹线有功功率超过300 MW以上的波动大约占联网运行时间的5%。

从2008年下半年开始, 在国家电力调度通信中心组织下, 华北、华中网调和各省调逐步实施本文提出的新的AGC控制策略, 联络线功率控制效果不断改善。为验证这一控制策略的有效性, 曾于2008年10月和11月组织了2次500 kV辛洹线联网试验, 结果表明, 超过300 MW以上的波动减少到了1.1%以内。同时, 结合联网过程中的人工大扰动试验, 进一步掌握了电网的自然频率特性系数[9], 对各控制区AGC进行了控制参数的适当调整。

2008年12月底, 特高压交流工程试验示范工程完成调试。在2009年1月特高压线路投运期间, 超过300 MW以上的波动仅占联网运行时间的0.2%;同时, 各省际联络线功率控制达到历史最好水平。

3 “三华”同步电网有功控制初探

3.1 “三华”电网各控制区的构成

从传统意义上讲, AGC的主要功能是实现电力系统有功功率的平衡控制, 随着“三华”特高压同步电网的形成, 有功功率的“安全”控制成为重中之重。

“三华”电网互联后, 全网的频率特性系数大约为2 000 MW/0.1 Hz, 并随着电网容量的增加及一次调频性能的提高进一步扩大。因此, 在合理的日前计划安排下, 系统的频率波动会非常小, 除非跨区直流故障或电网发生连锁故障。各省级电网AGC按TBC模式控制有功功率基本实现就地平衡, 就可以满足电网频率质量的要求。

有功功率的安全控制实际上是控制“三华”电网内的潮流分布, 使得某些重要的线路或线路组 (包括特高压线路) 输送功率在安全的范围内, 某些重要的稳定断面 (包括区域电网之间、省网之间和省网内部) 潮流不超过各种稳定限值。要实现这一目标, 必须有相当数量、广域分布的电厂 (称为“三华”直调电厂) 构成集中控制区 (称为“三华”直调控制区) , 在适当优化算法的支持下, 通过直调电厂出力的实时调整, 实现全网范围内系统潮流的安全、经济分布。

综上所述, 未来“三华”电网的有功功率控制可分成2个层次, 各省调控制区以“有功平衡控制”为主, 直调控制区以“有功安全控制”为主, 如图4所示。

3.2 省级电网AGC控制策略

如上所述, 组成“三华”电网的各省级电网AGC应继续按TBC模式, 控制封闭区域下的ACE在0值附近, 尽可能实现省级电网有功功率的就地平衡。

值得注意的是, 省级电网在调整AGC机制出力时, 要防止网内一些重要的稳定断面越限。文献[10]提出将AGC与灵敏度分析、安全约束调度结合在一起, 构成闭环控制系统, 实现稳定断面越限的预防控制和校正控制, 已在实际工程中取得良好的效果, 可以直接应用于“三华”各省级电网。

3.3 直调控制区AGC控制策略

直调控制区AGC在保证电网安全约束的前提下, 控制各电厂尽可能执行发电计划, 并在紧急情况下参与系统频率控制。

安全约束调度可以以“三华”直调电厂的AGC机组出力为控制变量, 以偏离发电计划总量最小为优化目标 (也可以是各种经济类目标) , 用公式描述如下:

$\min f={\displaystyle \sum _{i=1}^n|}\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}i}|(9)$

式中:ΔPGi为发电机i有功功率与计划值的偏差量。

约束条件包括:系统潮流方程、AGC机组有功出力限值、单条线路或线路组 (包括特高压线路) 有功功率的合理范围、稳定断面有功功率限值等。

安全约束调度正常情况下周期 (如1 min～5 min) 启动, 给出AGC机组出力调节限值, 以防止AGC机组的调节导致违反约束;当有约束违反时按事件驱动, 为AGC提供校正控制策略。AGC根据安全约束调度的结果, 调整“三华”直调电厂出力, 以保证“三华”同步电网的安全稳定运行。

4 结语

本文结合中国电网特有的多级调度模式, 提出了AGC “封闭控制区”模型, 使ACE能正确反映控制区的不平衡功率, 以方便实现互联电网各控制区之间的协调控制。在此基础上, 结合特高压交流试验示范工程的实际, 提出了华北和华中电网经特高压线路联网后, 适应跨区联络线功率控制的AGC控制策略。这一控制策略以各省级电网有功功率的就地平衡为基础, 实现了互联电网各控制区在紧急情况下对特高压联络线功率恢复的相互支援。本文的研究成果已应用于华北和华中电网, 在特高压交流试验示范工程调试和投运期间取得良好的实际控制效果, 表明本文所提出的方法是有效的。

本文进一步对 “三华”特高压同步电网的功率控制进行了初步探讨, 为后续研究工作的开展做了一些必要的技术准备。

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联络线计划 篇9

按照中国《3 kV~110 kV电网继电保护装置运行整定规程》,对于110 kV双端电源线路的重合闸方式选择,原则上大电源侧选用“检线路无压”方式,小电源侧选用“检同期”方式[1]。这样,当联络线发生故障时,线路两侧保护动作,开关断开后,大电源侧保护检测到线路电压满足“检线路无压”条件后重合闸动作,若故障为瞬时性故障则线路送电,如果小电源侧为具备频率和电压自动调节能力的水电、火电等常规电源,则小电源侧保护在检测到“检同期”条件满足后重合闸动作,联络线恢复送电。这种配合方式可在保证重合闸成功动作的同时,防止对小电源的非同期冲击,因此在现场得到了广泛应用。

近年来随着国家能源政策的实施,接入110 kV电压等级的风电场数量快速增长。由于风电机组的运行和控制原理与水电、火电等常规电源有较大差异[2,3,4,5,6],在现场存在这样一个问题:当风电场并网联络线发生瞬时性故障时,系统侧保护重合闸采用“检线路无压”方式通常可以成功动作,而风电场侧保护重合闸如采用常规的“检同期”方式却往往难以动作成功。

针对该问题,本文以福州电网一起风电场并网联络线故障为例,通过分析其故障过程和故障录波波形,并结合双馈风电机组控制原理,剖析风电场侧保护重合闸采用 “检同期”方式难以动作成功的原因。在此基础上提出了风电场并网联络线重合闸的合理配合方式,以提高供电可靠性。

1 故障实例

福州电网某220 kV变电站供电区域电网接线如图1所示。该区域目前已有3个风电场并网运行,均采用变速恒频型风力发电机组。

2008年6月11日,作为龙源风电场并网联络线的110 kV高厝线发生瞬时性接地故障。故障发生后线路两侧的高山变175开关和北厝变131开关速断保护动作出口,开关三相跳闸后,系统侧的高山变175开关保护重合闸通过“检线路无压”方式动作成功,而风电场侧的北厝变131开关重合闸采用“检同期”方式动作不成功。故障期间北厝变母线电压故障录波见附录A图A1。可以看出,母线电压从故障发生到衰减至0大约持续了8个周期,即龙源风电场在故障发生后瞬时切机。

观察福州地区风电场并网联络线历次故障后的重合闸动作和故障录波波形,发现都有类似的情况,即系统侧重合闸采用“检线路无压”方式都能成功动作,而风电场侧重合闸采用“检同期”却从未重合成功,极大地影响了联络线的供电可靠性。据调研发现,该问题在有风电场接入的电网都普遍存在。

2 原因分析

由于电网故障时风电机组的保护动作情况与其运行控制原理有很大关系,因此首先简要介绍风电机组的设计原则和保护配置。由于双馈风电机组是目前风电场选用的主流机型,因此本文把该类型风电机组作为分析对象。

如同其他类型的风电机组,双馈风电机组也是按照追求最大风电功率原则设计的,其捕获功率与发电机转速间的关系曲线如图2所示。可以看出,对于每一个固定风速及固定桨距角,存在一个最优转速可以捕获到最大功率输出。

通过调节发电机转速,可以跟踪到最大功率运行点Popt。Popt与发电机转速ωr的关系为[7]:

$\begin{array}{l}{\rm P}{}_{\text{o}\text{p}\text{t}}=\frac{1}{2}C{}_{\text{Ρ}\max }\rho \text{π}R{}^{2}v{}^3=\\ \frac{1}{2}C{}_{\text{Ρ}\max }\rho \text{π}R{}^2(\frac{R}{\lambda {}_{\text{o}\text{p}\text{t}}}){}^3\Omega {}^3=k{}_1\omega {}_{\text{r}}^3\end{array}$

式中:CPmax为风力机最大转换效率系数;v为作用于叶片的风速;ρ为空气密度;R为叶片半径;λ为叶尖速比,λ=ΩR/v;Ω为风力机转速。

双馈风电机组配置的保护通常包含电压保护、转速保护以及频率保护。除此之外,为了具备低压穿越能力,双馈风电机组还配置有转子侧换流器过流保护,即Crowbar保护,以在电网故障时躲过转子侧过流[8,9,10]。

下面根据风电场是否具备低压穿越能力,分析在联络线故障过程中风电机组的保护动作情况。

如果风电场没有低压穿越能力,由于风电机组的电压保护和转速保护都设置得极其灵敏,以福州地区并网风电场为例,通常在低于0.9Ue(Ue为额定电压)时,低压保护动作瞬时切机。因此,除非发生极端高阻接地故障使得风电场的机端电压没有跌落到0.9Ue以下,通常在故障点被隔离前风电机组保护就已动作切机。

对于具备低压穿越能力的风电场,如果风电场的机端电压跌落值和低压持续时间在风电机组的低压穿越范围内,则风电场在故障点被隔离前仍可并网运行。

在故障线路被切除后,如果故障联络线是风电场与系统相连的唯一通道,由于从保护动作到重合闸动作之间通常有不少于1.5 s的间隔,在此期间,对于仍并网运行的风电场,由于失去与系统的联络,将带剩余负荷孤岛运行。由图2可以看出,风电机组是按追求最大风电功率原则设计的,因此不具备频率自动调节能力。而风力和负荷的波动性较大,出力与负荷的不匹配极易导致风电机组的高/低频保护动作切机。只有风力和负荷都极为平稳,且风电场出力正好与负荷匹配,风电场才有可能维持孤岛运行,而这显然是一个极不稳定的平衡点。

综上所述,可得出如下结论:除了极其例外的孤岛运行情况,如果风电场并网联络线是风电场与系统联系的唯一通道,当该线路发生故障时,从故障发生到风电场侧重合闸动作前,无论风电场是否具备低压穿越能力,风电机组保护都会动作切机。由于失去了背侧电源,风电场侧重合闸无法满足“检同期”条件,导致重合不成功。

需要指出的是,该分析结论对于其他类型风电机组也是适用的。

3 重合闸合理配合方式

从上述分析可以看出,当风电场与系统相连的唯一一条联络线发生故障时,从故障发生到风电场侧重合闸动作前,风电场切机的概率要远高于仍并网运行的概率。而保护从根源上说是一门关于概率的学科,因此联络线重合闸配合方式应按照风电场已切机的情况来考虑,并确保“孤岛”现象发生时不会对风电场造成非同期冲击即可。

对于单回联络线风电场侧重合闸方式,可把“检同期”方式改为“检母线无压线路有压”方式。当联络线发生故障,两侧开关跳闸后,系统侧重合闸通过“检线路无压”方式先重合,风电场侧重合闸在检测到线路已送电且背侧母线已无压,即风电场已切机,满足“检母线无压线路有压”条件后重合成功。

对于双回联络线风电场侧重合闸方式,可由“检同期”方式改为“检同期转检母线无压线路有压”方式。当双回联络线中的一条线路发生故障,两侧开关跳闸后,如果另一回线路在运行,由于风电场侧重合闸的背侧母线仍有压,可通过“检同期”方式重合成功;如果另一回线路没有运行,则与单回线故障情况一样,可通过“检母线无压线路有压”方式重合成功。即采用“检同期转检母线无压线路有压”方式可确保双回联络线在不同运行方式下都可重合成功。

当“孤岛”现象发生时,由于背侧母线有压,风电场侧重合闸 “检母线无压”条件不满足,重合闸不会动作,即不会对风电场造成非同期冲击。另外,通常重合闸检母线无压的判据为母线电压低于0.3Ue,根据风电场的低压穿越曲线最低值为0.2Ue,可以把重合闸检母线无压的门槛值降低到0.2Ue,这样可进一步确保在孤岛运行时重合闸不会动作,避免对风电机组的非同期冲击。

2009年下半年,按照上述配合方式,福州电网对本网内8条风电场并网联络线的风电场侧保护重合闸进行了版本升级和技术改造,如表1所示。迄今为止,这几条联络线运行效果良好,有效保障了联络线沿线负荷的供电可靠性。

4 结语

本文剖析了风电场并网联络线故障时,风电场侧保护重合闸采用 “检同期”方式难以动作成功的原因。在此基础上,提出风电场并网联络线重合闸的合理配合方式,并在现场取得了良好的应用效果,有效提高了风电场并网联络线的供电可靠性。

本课题为福建省电力公司2009年度科技项目。在此,感谢福建省电力公司和福州电业局的大力支持!

附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。

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