小水电电网（精选7篇）
小水电电网 篇1
0 引言
新平县水资源丰富,理论蕴藏量为524MW[1],已建成的小水电大都远离负荷中心,采用单条35kV线路独立向外供电。电网网架结构薄弱、小水电的接入使继电保护范围发生变化[2]、保护定值配合困难都可能造成继电保护误动作,既制约小水电的开发,又影响电网的安全稳定运行。为此,本文采用RelayCAC对小水电接入新平电网产生的影响进行定量分析,并有针对性地提出改进措施。
1 新平电网继电保护的配置情况
新平电网是典型的辐射状单电源供电网络,只有桂山变一条110kV线路与玉溪主网连接。县域内所辖直调小水电共23座,总装机容量为85.7MW,大都处于挖窖河流域,依靠35kV线路串供(T接)经110kV堵岭变与系统并网[3]。桂山变-堵岭变-腰街变-戛洒变的35kV供电线路配置国电南自PSL 641系列线路保护,由于串级供电线路长,加上小水电接入后线路潮流和故障点水平的变化,保护配合困难,存在失配点,因此这种运行方式下会出现保护越级跳闸的情况。
2 小水电接入对新平电网继电保护影响的仿真分析
小水电接入的容量和位置不同,流过保护的故障电流也不相同,下面选取新平电网小水电接入的一个典型模型进行分析。
2.1 小水电接入模型
本文采用地区电网继电保护智能整定计算软件RelayCAC进行建模仿真,系统基准容量为100MVA。新平电网小水电典型接入模型如图1所示,相关参数如下。
(1)系统阻抗值。大方式下,正序阻抗(标幺值)为0.123 58,零序阻抗(标幺值)为0.257 78。小方式下,正序阻抗(标幺值)为0.167 82,零序阻抗(标幺值)为0.259 79。
(2)发电机模型参数。丫味河电站,#1、#2发电机的型号为SFW3300-8/1730,额定电压为6.3kV,容量为3 300kW,阻抗电压为12.74%,功率因数为0.8。南碱一级电站,#1、#2发电机的型号为SFW2143/61-10,额定电压为6.3kV,容量为1 250kW,阻抗电压为29%,功率因数为0.8。南碱二级电站,#1、#2发电机的型号为SFW2143/61-10,额定电压为6.3kV,容量为1 250kW,阻抗电压为29%,功率因数为0.8。
(3)线路模型参数。堵腰线采用LGJ-185/25,平均电压为37kV,长度为20.364km。腰戛线采用LGJ-185/25,平均电压为37kV,长度为12.577km。堵建线采用JL/G1A-150/25,平均电压为37kV,长度为18.3km。丫味河电站线采用LGJ-120,平均电压为37kV,长度为1.6km。南碱一级电站线采用LGJ-95,平均电压为37kV,长度为0.5km。南碱二级电站线采用LGJ-95,平均电压为37kV,长度为1.5km。
(4)变压器模型参数见表1。
2.2 无小水电接入的保护定值仿真计算
(1)电流速断保护。堵岭变侧堵腰线和堵建线电流速断保护与主变中压侧过流保护快速段配合整定:
式中,IKSD是主变中压侧过流保护快速段定值,按系统小方式下中压侧母线两相短路故障有足够灵敏度(Klm≥1.5)整定;KPH是电流速断保护的配合系数,取1.1。
腰街变侧腰戛线电流速断保护与堵岭变侧堵腰线IDZⅠ配合整定:
式中,KK是电流速断保护的可靠系数,取1.1。
电流速断保护的灵敏度校验取大方式下中压侧母线三相短路故障电流,保证灵敏度Klm>1。
(2)限时电流速断保护按保证小方式下本线路末端两相短路故障有足够灵敏度Klm≥1.5整定:
IDZII=I(2)dmin/Klm
式中,I(2)dmin是小方式下本线路末端两相短路故障电流。
(3)定时限电流速断保护按躲过最大负荷电流整定:
式中,KK定时限电流速断保护的可靠系数,取1.3;K是线性系数,架空线取1.1,电缆取1;If是线路安全载流量(多线径混合线路取最大载流量),取200A;Kfh是返回系数,微机保护取0.95~1,电磁型取0.85。
根据设备参数计算出的各保护处保护定值见表2。
由计算结果可知,在无小水电接入的情况下,模型三段式电流保护定值的灵敏度满足要求,保护能逐级配合[4]。
2.3 小水电接入仿真分析
为方便分析,规定系统侧指向线路侧为正方向,故障类型为大方式下三相短路故障,从无小水电逐步增加小水电接入。如图1所示,在堵腰线、腰戛线、堵建线距离所接变电站母线80%处取3个故障点k1、k2、k3。I1~I4分别表示流过保护1、2、3、4的故障电流;Ik表示故障点电流;IDG表示小水电向故障点提供的故障电流。小水电接入前后三相短路时的故障电流见表3。
仿真结果表明,小水电接入前后,同一故障点发生三相短路时的故障电流有明显变化。随着小水电接入容量的不断增加,小水电向故障点提供的故障电流IDG逐渐增加,故障点电流Ik也随之增大;在相同容量的小水电接入情况下,故障点距离小水电越近,小水电提供的故障电流IDG越大。
当k1、k3点故障时,小水电都会向故障点提供反向故障电流IDG。随着小水电容量的不断增加,应根据小水电容量配置保护2,在k1点故障时切除小水电提供的故障电流。在k3点故障的情况下,流过保护4的故障电流4随着小水电的接入不断增大,使保护4的保护范围延伸至下一级线路;流过保护1的故障电流将超过保护1的定时限电流速断保护定值,如果保护1不带方向就可能导致保护误动。
当k2点故障时,系统和小水电同时向故障点提供故障电流,流过保护3的故障电流逐渐增大,使保护3的保护范围延伸至下一级线路;同时,流过保护1和保护2的短路电流却逐渐减小,使保护1和保护2的保护范围缩小。
综上所述,小水电的接入对上游线路起分流作用,使保护灵敏度和保护范围变小,对下游和相邻线路起助增作用,使保护灵敏度和保护范围变大,都会导致保护拒动或误动。
3 改进措施
针对小水电接入对新平电网继电保护产生的影响,提出以下改进措施。
(1)小水电上游线路两侧配置的三段式电流保护加装方向保护。
(2)根据小水电容量重新校核保护定值,对不满足选择性和灵敏性要求的保护定值进行调整。
(3)采用反映两端电气量的光纤差动保护替代三段式过流保护。
(4)新建变电站来改善新平电网结构,选择适合保护配合的运行方式。
参考文献
[1]王菊英,黄继锋.浅议新平县小水电的可持续发展[J].云南电力技术,2006,34(5):71,72
[2]杨剑.分布式小水电接入对配电网的影响[D].北京:华北电力大学,2013
[3]新平供电有限公司.新平电力工业志[M].昆明:云南民族出版社,2006
[4]王芳红.有小水电并网配电网的继电保护研究[D].杭州:浙江大学,2011
小水电电网 篇2
（试行）总则 编制目的
为保证电网和水电站安全、优质、经济运行，规范梯级水电站集控中心并网运行管理工作，按照现行有关法律法规和管理办法，编制本规定。编制依据
本规定依据下列法律、法规及文件编制： 1）《中华人民共和国安全生产法》； 2）《中华人民共和国电力法》； 3）《中华人民共和国可再生能源法》； 4）《中华人民共和国节约能源法》； 5）《电力系统安全稳定导则》； 6）《电网调度管理条例》； 7）《电网调度管理条例实施办法》； 8）《国家突发公共事件总体应急预案》； 9）《国家处置电网大面积停电事件应急预案》； 10）《电网运行规则》；
11）《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》； 12）《发电厂并网运行管理规定》；
13）《国家电网公司处置电网大面积停电事件应急预案》； 14）《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令）； 15）《四川电网调度管理规程》（以当年最新修订版为准）； 16）《国家电网公司“十一五”期间加强电网调度工作意见》； 17）《国家电网公司“十一五”期间加强电网调度工作意见实施细则》；
18）《加强小水电调度管理工作指导意见》（国调中心调水〔2007〕42号文）；
19）《关于加强梯级水电站调度管理的原则要求》（国网公司调水[2007]119号文）；
20）DL/T 516-2006 《电力调度自动化系统运行管理规程》（中华人民共和国电力行业标准）；
21）《四川电网电力调度自动化系统运行管理办法》（川电通自[2006]33号文）。
水电站集控中心指水电企业为在地理上位于同一流域的水电站群及其变电（开关）站（以下简称接入厂站）建立的远方集中控制中心（以下简称集控中心），具备对接入厂站设备进行远方控制操作和生产运行实时监视功能，集控中心运行值班人员代表所接入的各厂站与省调进行业务联系，负责接受省调下达的各项调度指令并正确执行。适用范围
本规定适用于并入四川电网、位于同一流域的梯级水电站集控中 心接入系统设计、建设和并网调度运行管理工作。基本要求
2.1 集控中心及接入厂站应严格遵守电网调度管理的规程、规定和要求。集控中心及接入厂站属省调直接调度，省调对各厂站的调度业务内容、调度管辖单元和范围等按现行有关规定执行，并负责明确集控中心的调度命名和调度管理模式。
2.2 集控中心及接入厂站应具备完善、可靠的技术支持系统，实现对接入厂站的一、二次设备进行远方控制操作和实时运行监视。2.3集控中心运行值班人员应能准确、熟练地接收省调下达的各项调度指令，并在规定的时间内按照指令要求正确完成各接入厂站一、二次设备及装置的控制操作和运行状态调整等任务。2.4 集控中心应具备防御各种事故、自然灾害等能力，制定完备的通讯中断、集控失效等异常事故发生后的应急措施，满足异常事故处理的需要。
2.5 各水电企业梯级水电站集控中心设计和建设方案应符合国家颁布的有关法规和标准要求，涉及并网安全方面的设计、建设、运行管理工作内容，应邀请电网省调参加集控中心的设计和建设方案、标书等审查工作。
2.6 梯级水电站接入系统方案确定后，拟建立集控中心的水电企业，应提前联系电网省调对集控中心建设方案进行可行性审查，以明确电网省调的各项功能要求。2.7 集控中心建成后，在完成各项试验、调试和安全鉴定工作并通过国家有关部门和省电力公司验收合格后，方允许申请并网投入运行。调度运行管理要求
3.1 集控中心代表接入厂站进行运行、操作和事故处理调度业务联系，并直接对接入厂站设备进行远方操作，接入厂站不再同省调直接联系。接入厂站退出集控中心控制时，由接入厂站同省调直接联系，调令不再对集控中心下达执行。省调与集控中心在进行调度业务联系时，应注意明确设备所属的厂站名称，即使用设备“三重名称”，如“××（厂站）××（设备）××（编号）”。3.2 接入集控的各厂站机组启停、负荷调整、倒闸操作等，由省调值班调度员下达调度命令给集控中心，并明确设备所属的厂站名称。对同一集控中心管理范围内厂站的操作，省调可以综合调令的形式，将多个接入厂站的配合操作任务指令下达给集控中心进行操作。
3.3 集控中心应具备控制不同厂站、发电机组组合等等多种灵活有效的控制运行模式，省调根据各厂站对系统的重要程度、结线方式、系统安全运行需要等进行选择。
3.4集控中心自动化系统应具备“四遥”功能的要求（包括远方控制完成接入厂站开关、刀闸等一、二次设备操作，远方控制发电厂开停机、调整有功和无功出力、通过AGC、AVC等自动化手段远 方控制机组运行状态，实现PSS装置与机组必须同步投退等），具有为适应远方操作而设立的防误操作装置。同时，预留新业务扩充功能，以满足将来可能出现的电网调度运行及控制新要求。3.5 集控中心应具有对接入厂站的继电保护和安全自动装置远方投退、远方测试、远方修改定值等功能。对需要定期进行的如通道测试等项目，若保护装置不能自动完成，应派人定期进行测试。对保护装置投运前需要进行通道测试的，也应派人到现场进行测试。近期暂不启用远方修改定值功能。
3.6 集控中心及其新接入厂站投运前应提前15天向省调提交试运行申请，提交验收报告、反事故预案、调度联系及运行负责人员名单、运行值班制度、调度联系制度、操作制度、应急处理制度等技术资料，经省调批准后开始试运行，试运行期为3个月。试运行期满后，向省调提交试运行报告，由省调确定集控中心及接入厂站是否投入正式集控运行。
3.5集控中心应制定有关规定和制度，保证每天24小时各厂站有足够的现场值班（守）人员。一旦出现异常或事故，应立即恢复各厂站现场值班（守）人员对相应厂站设备的控制权，由省调值班调度员直接向各厂站值班人员下达调度命令。
3.6 集控中心及各接入厂站的运行值班（守）人员均应参加省调组织的调度业务联系资格培训和考试，取得省调颁发的《调度运行值班合格证书》，持证上岗。
3.7集控中心应加强接入集控各站机组无功出力调整，按定电压原则 调整电压，保证各站高压母线电压在调度部门下达的电压曲线范围内，电压合格率达到100%。
3.8 集控中心应实时监视各站雨水情，积极开展水情信息收集、处理、整编和水文预报工作，及时向省调提出梯级水电站发电运行方案建议，确保电站水工建筑枢纽及设备发电运行和防洪度汛安全。集控中心自动化系统接入系统要求
4.1 集控中心及各厂站二次系统网络应满足电力二次系统安全防护的要求。
4.2 计算机监控系统有关要求
4.2.1 根据直调直采的原则，所有接入集控中心的各厂站自动化信息（包括自动控制装置及机组、线路、开关等发输电设备实时运行状态等信息）必须直接从各厂站站端系统以串行和网络通信规约上送省调，不经集控中心转发，以确保自动化信息的实时性和准确性。
4.2.2 集控中心监控系统须将各厂站自动化信息汇集后以串行和网络通信规约上送省调，作为各厂站自动化信息的备用数据源。4.2.3 各厂站和集控中心均应配置调度数据网络接入设备。4.2.4 省调以单机、单个电厂及多个电厂等值三种控制方式实现对接入集控中心的各电厂的自动发电控制（AGC）。各电厂或集控中心监控系统应可以直接接收并及时处理省调下发控制命令值。各电厂响应性能须满足省调要求。4.2.5 省调对接入集控中心的各电厂的自动电压控制（AVC）以下发各电厂的高压母线电压、机端电压及无功出力的方式实现。各电厂或集控中心监控系统应可以直接接收并及时处理省调下发AVC控制命令值。各电厂响应性能须满足省调要求。
4.3 接入集控中心的各厂站均应配备单独的电量采集装置。站端电量采集装置相关信息应上送省调电能量计量主站系统。
4.4 集控中心应建有继电保护运行及故障信息管理系统分站，各受控厂站应建立继电保护运行及故障信息管理系统子站，并与省公司主站联网。子站所采集的信息可以完整地传至省调主站和集控中心分站。
4.5 集控中心投运前必须建成流域水情自动测报系统，实现自动采集雨水情信息，并与四川电网水调自动化系统中心站联网，按规定向省调自动报送水情信息。集控中心系统通信要求
5.1集控中心及接入集控的各厂站通信设备接入四川电力通信网，必须符合四川电力通信网的技术、接口规范，光传输设备和调度交换设备及网管应与四川电力通信网主网统一，减少通信网和设备的复杂性。
5.2 集控中心与省调间应建立两条独立的SDH 光纤系统通信通道，集控中心与接入集控的各厂站间必须具有完善、可靠的的系统通信，优先采用光纤通信系统，所辖各厂站应尽可能组成光纤自愈 环网。
5.3 集控中心及接入集控的各厂站应按有关要求设置调度交换机，并与省调的调度交换机联网。
5.3 集控中心及接入集控的各厂站至省调的调度电话应具有两条以上独立通道，调度电话须具备可靠的录音方式。
5.4 集控中心与接入集控的各厂站间应建立两条不同路由的通信通道。
5.5 集控中心通信电源应配置双套，不间断停电时间应不小于8小时。5.6集控中心及接入集控的各厂站的光传输设备应具有相应的网管系统，同时还应具备对通信动力及环境的监测监控手段。5.7集控中心应设置通信管理专责，负责厂、站内通信系统的日常管理及设备的日常运行维护。6 事故、异常处理及应急机制有关要求
6.1 集控中心须有完善的运行管理和维护制度，建立应对接入厂站及集控中心发生计算机系统崩溃、网络中断、感染病毒或遭攻击、硬件故障、与省调通讯中断、遭受洪水、泥石流、火灾等致使集控中心正常功能失效的应急预案，有完善的应急机制，备足必须的备品备件，安排事故处理、抢险专职值班人员。事故异常发生后，应立即启动应急机制进行处理。
6.2 集控中心应制定有关规定和制度，留有修试、继保等待命人员，以便在突发事故或异常情况下按要求迅速赶赴现场进行事故抢修和紧急处理。6.3 集控中心正式投运后，应采取措施保证在事故、检修等各种情况下在省调要求的时间内完成各厂站现场继电保护定值调整工作。6.4 集控中心应编制电站黑启动方案和保厂用电方案，并完成机组现场黑启动试验和进行保厂用电措施的事故演练，要求制定无人值班情况下电厂保证厂用电安全的预案。
6.5 集控中心发生因监控死机、通信中断、自动化信息中断等事故或异常情况后，不能再行使集中控制权时，或接入厂站不再具备远方控制条件时，集控中心将接入厂站立即退出集中控制模式，待命人员必须在15分钟内到各厂站现场进行处理，并由现场值班（守）人员直接接受省调调度指令，尽快恢复运行。事故、异常处理完毕，集控中心可以恢复正常控制，由省调下令将接入厂站转为集中控制模式。
6.6 接入厂站发生故障不能及时消除并可能影响到其它电网运行设备时，集控中心应联系省调将其与系统隔离，各厂站设备安全由集控中心负责。
6.7 当下列故障情况发生时，接入集控中心的各厂站一次设备应保持故障发生前的运行状态，各厂站应自行对一次设备的安全负责，并立即组织相关技术人员到现场排除故障。1）集控中心或各厂站监控系统故障； 2）集控中心或各厂站至省调的通道中断； 3）集控中心至各厂站的通道中断。
6.8 事故异常时，集控中心应立即将故障元件与运行电网隔离，并开 展事故异常处理。
6.9 发生电网事故后，若有关接入厂站的继电保护运行及故障信息管理系统子站或通道工作异常导致省调不能收到有关继电保护装置动作报告及故障录波报告时，集控中心应立即派人至相关厂站，手动打印保护动作报告及故障录波报告，并传至省调继电保护处。
6.10 水情自动测报系统等自动化信息采集系统发生故障后，集控中心应立即派人到水工建筑现场巡视检查，确保电站水工建筑枢纽运行安全，人工采集到对系统运行影响较大的有关水情和水库运行信息后，立即以电话、传真、邮件等形式报送省调，同时组织人员采取措施尽快恢复系统。.附则
7.1本规定主要规定了集控中心接入系统及并网调度运行管理的有关要求，其它技术标准和管理规定请参照国家或行业相关规定执行。
小水电电网 篇3
1.1 引水系统的结构
引水系统主要受到地理条件以及各种运行要求的限制,因此其形式和种类有着不同的区分。总的来看,一个引水系统主要包含有水库、调压井、尾水管等,具体的框架图如图1所示。
1.2 刚性水击模型
小水电的压力管道一般都较短,所以采用的是刚性水击模型,这种模型中通常会忽略掉水体的弹性以及水流与管道壁之间的摩擦力大小,刚性水击模型的数学表达式(1)所示
式中的Tw主要表示的是水流的惯性时间常数。它的主要含义就是在额定的水头条件下,转子从零转速上升到额定转速所用的时间大小。Tw的值越大,表明整个调节系统作用的时间周期越长,具体的推导过程可以参考公式
由于所以式(2)也可以表述为这样引水管道分为截面积不同的n段时,根据线性方程的性质,可得出
将式(1)设初值为零,经过拉普拉斯变换得到的模型框图如图2所示。
1.3 小水电机组潮流分析方法
本文在对小水电机组进行电压控制时,一般采取两种主要的控制方式,首先是就地安装并联电容器;第二种就是对电容器组进行自动投切。通过上述无功装置来使得小水电机组的功率因数满足要求。经过上述控制策略之后,小水电机组功率因数水平如(3)所示
为了维持上述功率因数水平,需要在小水电机组并网点注入的无功功率大小为
因此,电容器输出的无功功率水平如下
小水电机组的电压水平U在进行每次迭代的过程中节点的实际无功功率水平都会发生变化,其具体的变化情况如式(7)所示
2 仿真算例
2.1 某电网基本情况
(1)变电站情况介绍
连江县域内变电站共17座,主变27台,容量1258.9MVA。具体为:220kV变电站2座(3台、540MVA);110kV变电站10座(15台、639 MVA);35kV变电站5座(9台、79.9MVA)。
(2)电源情况介绍
接入某电网的电厂(水电、风电、垃圾电厂)共27家,装机容量为118.795MW。其中:水电电厂25座,装机63.295MW,占比53.28%;垃圾电厂1座,装机7.5MW,占比6.30%;风电场1座,装机48MW,占比40.42%。具体如图3所示。
2.2 无功补偿和变压器分接头协调控制
表1比较分析潮流方向情况下不进行任何控制和进行任何控制的节点功率因数水平和电压水平。
通过潮流计算可以对目前电网的运行状态进行分析和验证,根据验证的结果来提出一套优化的方案。
方式一:夏季丰水期水电大发且负荷处在最小水平;
方式二:可以通过调整变压器的分接头来调整电压水平;
方式三:对位于30号节点的梯级电站的分接档位进行调整,在档位调整的过程中使其保持在1档;
方式四:在30号节点的位置需要根据发电机的控制方式来调整进相深度;
(单位:kV)
方式五:将30号节点位置的梯级电网的无功出力进行减少;
方式六:通过加装并联电抗器或者是电容器来实现电压控制要求;
方式七:综合措施,采取调整分接头、发电机进相以及加装并联电抗和电容等综合控制策略。
通过将各种措施综合运用起来进行控制可以实现最优的控制效果。表2分别列出的是几种综合控制策略的控制效果,具体的仿真分析结果如表2所示。
(单位:kV)
从表2的仿真结果可以看出,利用综合控制策略可以取得较好的控制效果。
3 结束语
1)通过上表的分析研究可以看出,在协调控制中通过对不同机组之间的变压器分接头进行调节能够取得较好的控制效果,通过调整分接头可以使得一部分电压偏高的站点电压出现下降,也可以使得另外一部分电压偏低的站点电压出现升高,最终来平衡电网中的无功流动和电压水平。
2)协调控制策略通过在不同的点来安装电抗或者电容装置来检查在不同运行方式下的电压控制效果,通过不同方式、不同安装地点的对比仿真,可以很好地对控制策略进行协调。
参考文献
[1]陆佑楣.我国水电开发与可持续发展[J].水力发电,2011(2):1-4.
小水电电网 篇4
云南省有着丰富的水能资源, 滇西南、滇西北地区内均有大量的小电源就近接入110 k V及35k V变电站。但由于小电源的接入, 在变电站失去主供电源后, 因小电源的支撑使得变电站电压、频率问题复杂变化, 备用电源自动投入装置 (以下简称备自投装置) 逻辑中的母线无压动作条件可能无法满足, 常规备自投方案难以适用;以下以某地区电网为例, 对网内110k V及以上电压等级备自投装置运行情况进行梳理, 对存在的问题进行分析, 并提出备自投装置能够正确可靠动作的备自投方式、动作逻辑及小电管理措施等。
2 备自投装置的配置
备自投装置是一种旨在提高供电可靠性的安全自动装置, 能够实现用电侧在主供电源中断供电后迅速切换至备用电源供电的功能, 能在各电压等级、不同主接线方式 (内桥、单母线、单母线分段及其他扩展方式) 下实现备自投逻辑。常见的为分段 (母联或桥) 断路器和进线 (或双圈/三圈变压器) 两种电气元件的备自投功能。电网内共配置了8套备自投装置 (110k V及以上) , 其中4套装置在正常运行方式下退出运行典型动作情况
2.1 110k V旗山变备自投动作情况
110k V旗山变片区内的小电装机16MW, 但正常出力只有3.2~8MW, 而旗山变供电负荷为15MW, 若旗山变主供电源消失, 则片区电网存在因发电出力不足而瓦解的风险。2010年4月4日和2010年7月25日, 备自投装置因主供电源消失, 110k V母线失压动作两次, 且动作成功, 整个过程中小电全部解列, 低周低压减载装置未动作, 没有负荷损失。
2.2 110k V (内桥) 备自投装置动作情况
2010年4月18日, 220k V新临线遭雷击闪烙跳闸, 造成220k V临沧变220k VⅠ段母线及1号主变、110k V北郊变2号主变与主网非正常解列。解列前北郊变110k V母线分段运行, 北郊变片区内总负荷21.07MW, 其中有13.02MW小电并入该片区, 需通过220k V新临线、220k V临沧变1号主变从主网下送有功负荷8.05MW。220k V新临线两侧断路器跳闸后, 片区电网在低频减载及机组一次调频作用下, 运行5分18秒后失稳, 110k V北郊变110k VⅡ段母线失压, 110k V备自投装置动作, 恢复110k V北郊变Ⅱ段母线及2号主变供电, 220k V临沧变110k VⅠ组母线失压。在整个动作过程中, 孤网片区内低频减载装置共动作15条次, 合计切除负荷13.474MW;网内机组高频切机1台次;其他保护动作切机8台次, 恢复供电7.596MW。
2013年3月30日220k V临沧变220k VⅠ段母线及1号主变压器, 110k V北郊变Ⅰ段母线与主网非正常解列, 解列前110k V北郊变临北Ⅰ回线下网约18.93MW, 区内小电出力约15MW, 北郊变供电片区内的一个硅厂用户正在出炉, 其生产负荷较小。解列后, 网内机组通过一次调频动作稳住运行, 持续约10分钟后, 硅厂出炉完成, 恢复生产, 负荷突然增加, 但解列电网内机组容量太小, 已无法保持稳定运行, 自动解列, 低频减载装置未动作, 110k V北郊变Ⅰ段母线失压, 110k V北郊变110k V备自投动作恢复供电。
2013年4月16日, 110k V北郊变Ⅰ段母线与主网解列前从主网下网约26.35MW, 而解列片区内小电出力仅为10.2MW, 不可能通过机组一次调频稳住运行, 小电从解列片区电网上解列, 低周未动作, 母线失压, 故通过110k V备自投动作恢复供电。
3 存在的问题
3.1 过度依靠备自投装置
由于网架结构的薄弱, 致使临沧电网供电可靠性过度的依赖于备自投装置, 且造成大量负荷损失。如当漫新Ⅰ回线发生永久性故障跳闸后, 主要依靠北部电网各110k V变电站中的低频减载装置及110k V旗山变备自投的成功动作, 经新旗塘线转供部分负荷, 再由运行人员合上220k V临沧变母联断路器后恢复正常供电, 否则将可能至使北部电网停电。
3.2 联切回路复杂
由于大量小水电经低电压等级线路并网, 致使上一级许多线既有负荷, 又有电源, 常规的备自投动作时需联切这些线路, 使备自投装置的联切回路复杂, 且即使动作成功后也将造成损失负荷。如220k V临沧变电站, 其所有110k V出线或下一级变电站中均有电源接入, 致使出线具有电源送出和负荷供给的双重性, 而为满足备自投动作的母线无压条件, 则采取了联切小电源线路的办法 (由于220k V临沧变与110k V北郊变相邻, 选取了直接切除110k V北郊变中压侧) , 备自投动作成功后, 整个站的负荷基本也被切除, 难以满足599号令关于保障负荷供电的要求。
3.3 网架结构薄弱
临沧电网仅通过两回220k V输电线路与云南电网相连, 并且需要断环运行, 3个220k V变电站实际均为单线运行;110k V变电站也存在大量单线单变的情况, 如110k V漫湾变、永康变、徳党变, 整个地区电网供电可靠性较低。
220k V新云变为临沧北部电网的枢纽变电站, 按599号令的规定, 倘若220k V新云变失压, 将减供负荷32.49%, 造成一般电网事故。220k V临沧变主要担负临翔区以及耿马县、双江县3个县区以及周边地区的供电, 供电负荷占地区总负荷比重大, 故障损失负荷将导致较大甚至重大电网事故。因此, 急需加强完善网架结构保障供电可靠性。
4 结束语
云南电网还存在很多网架结构薄弱、大量小水电分散接入的地区电网, 建议采取以下措施提高云南电网的供电可靠率:
1) 备自投装置建议不采取联切有源线路。
2) 备自投装置采取检同期方式实现备投。
3) 延长备自投的放电时间, 确保在地区电网与主网解列后, 地区电网可能由于较长时间处于小水电机组一次调频, 母线电压波动较大, 较短时间内无法满足同期条件或地区电网经过较长时间调节但最终失压时, 备自投装置仍然可以正确动作, 合备供线路。
4) 加强和规范并网小水电的管理, 完善小电源侧的低频、低压解列装置配置, 要求小电机组的低频低压解列定值与备自投装置的相关定值在灵敏度和动作时间上均严格配合, 能够快速解列小电源, 加快电压降落至无压定值范围以内, 为备自投快速启动创造条件, 避免出现系统冲击到小水电的情况发生。
5) 在网架完善基础上优化配置备自投装置。
摘要：针对云南部分地区小水电富集的特点, 以临沧电网为例, 对常规备自投装置运行中存在的问题进行分析, 为确保此类备自投装置能正确可靠动作, 满足电网供电可靠性的要求, 提出了解决措施和建议。
关键词：地区网,小水电,备自投,可靠性
参考文献
[1]RCS-9000系列C型保护测控装置技术和使用说明书-备用电源自投部分[Z].南京:南瑞继保电气有限公司, 2008.
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[3]GB/T 50062—2008, 电力装置的继电保护和自动装置设计规范[S].
地区电网水电送出问题的分析 篇5
随着220 k V老开Ⅰ回线的投产, 形成了文山电网内第一个220 k V电气环网。该环网主要承担着文山电网42.4%的供电负荷和52.6%的水电送出任务。该环网的形成降低了文山电网的运行风险, 加强了文山220 k V电网网架结构。但由于电力市场因素的影响, 部分铁合金、冶炼厂负荷减产或停产, 加之丰期不对220 k V越南负荷送电等因素的影响, 造成水电装机较大的地区呈现大量水电通过220 k V主变上网的格局。有必要对水电送出受阻问题进行分析, 找到切实可行的解决方法, 避免不必要的弃水。
1 文山电网概况
截至2015年底, 文山电网有水电厂143座, 发电机338台, 总装机容量1 617.045 MW;风电场3座, 装机容量243 MW;光伏电站1座, 装机容量50 MW;全州总发电装机容量1910.05 MW。
文山电网小水电装机为1 317.045 MW, 根据对2012年~2015年运行情况分析, 汛期最大小水电出力发生在8月份可达到90%, 来水较好的年份发电量可达57.71亿k Wh。
2 水电送出需求分析
由于220 k V马关变、老山变接入小水电均是装机较小的径流式电站, 发电主要靠上游马鹿塘电站的来水, 2016年丰小方式水电出力主要根据近两年同期电站最大出力进行预测。对历年汛期线路跳闸情况进行分析, 发生220 k V砚马双回线同时跳闸的概率较高。通过对丰小方式下该环网进行动稳、暂稳、热稳分析, 若220 k V砚马双回线同时跳闸重合不成功, 需对220 k V老开Ⅰ回线按热稳极限580 MW进行控制。届时629 MW的水电出力将通过220 k V老开Ⅰ回线送出, 超出热稳定极限近50 MW。
3 水电送出问题解决措施
3.1 水电优化调度
由于环网内均是径流式小水电, 没有调节能力, 只有马鹿塘电站具备年调节能力。在入汛前, 尽量安排马鹿塘电站一、二期满发, 进入汛期在保证不限制环网内小水电出力及满足环网内热稳定要求的情况下, 尽量安排马鹿塘电站一、二期满发。当220 k V老开Ⅰ回线接近热稳极限时, 由于前期对马鹿塘电站库容调节, 可以通过减少马鹿塘二期电站的出力, 实现对环网内水电出力超过热稳极限的控制。
3.2 加装稳控切机装置
在马鹿塘二期电站加装稳控切机装置, 当砚马双回线发生N-2时, 切除马鹿塘 (二期) 机组。但由于稳控装置需电站日常的运行维护, 加之有误动作的可能性, 会引起电网的一系列连锁反映, 引起电网事故的风险, 故加装稳控切机装置需谨慎考虑。
3.3 开环运行
外送需求较大时开环运行, 环网内水电将不受220 k V老开Ⅰ回线热稳极限限制。
环网解环是一项系统工程, 需要考虑潮流分布、稳定情况、供电可靠性、电力电量平衡等多方面因素, 综合评价各方面利弊后, 才能确定。下面从解线路或主变分列运行来分析开环运行的可能性。
3.3.1 断开220 k V老开Ⅰ回线
断开220 k V老开Ⅰ回线后, 220 k V电压满足要求, 潮流分布合理。影响地区均可由110k V线路转供电。
3.3.2 断开220 k V马老线
断开220 k V马老线后, 220 k V电压满足要求, 潮流分布合理。影响地区均可由110 k V线路转供电。
3.3.3 220 k V老山变主变分列运行
220 k V老山变主变分列运行后, 220 k V电压满足要求, 潮流分布合理。影响地区均可由110 k V线路转供电。
3.3.4 解环方式分析
通过对三种解环方式运行情况分析, 解环方式2因引起电网风险数量少, 较优于其他两种方式。
4 结束语
通过对解决措施分析发现因存在误动风险, 该环网不宜采取加装稳控切机装置措施。可采取水电优化调度, 充分利用马鹿塘电站水库蓄水的能力, 达到电网汛期合理吸收水电资源, 若在通过水电优化调节情况下, 仍不满足要求的情况下, 采用解环运行, 具体三种解环方式都存在优缺点需要结合当时的运行方式进行选择。采用以上两种解决措施来保证电网的安全稳定运行和水电的充分利用。
摘要：分析了2016年文山电网典型运行方式, 220 kV电气环网的形成造成丰期小方式下马关县、麻栗坡县小水电送出受阻。结合水电优化调度、加装稳控切机器装置、丰期解环运行三种方法进行分析对比, 提出了以水电优化调度为前提的解环运行方案。
关键词：电气环网,水电受阻,热稳定,解环,优化调度
参考文献
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小水电电网 篇6
电网水电站水库群调度[1]系统包括水文预报、发电调度、防洪调度、风险分析、考核评价等应用功能，该系统对于优化水能资源利用发挥了重大的作用。电网水电站水库调度工作的复杂性、需求的可变性，因此，开发出满足多模型、可配置、高可用、易扩展、易维护等要求的应用软件成为业内的技术挑战。
当前，国内外众多学者已经开展了有益的探索。文献[2]提出了基于电站编号排序的单向链表结构来描述水电站群的网络拓扑关系，可满足电站插入、删除、查找等基本运算；文献[3]运用领域工程理论，合理划分水库调度软件系统的稳定部分和易变部分；文献[4]初步提出水库调度应用中构件实现框架。
本文结合工程实践，将设计模式[5]引入到电网水电站水库群调度中，遵循软件设计的开闭原则实现了一套插件式应用框架。一方面，开发出电网标准组件（调度对象、调度模型、表现界面），并预留有扩展公共接口；另一方面，开发人员通过二次开发可以扩展调度模型、调度算法、人机交互界面，满足不同工程的应用需求。
1 电网水电调度复杂性
1.1 调度对象复杂性
电网水电调度对象包括水库、机组、闸门、上下游河道等；复杂性体现在对象结构、水库拓扑关系等。水电站水库存在调节性能差异，可划分为多年调节、年调节、季调节、日调节和径流式等类型。考虑各水库之间的水力联系，在特定的时间点下，水库群的规模和结构是确定的；但是在更大的时间范围内，水电站水库的规模是变化的，将导致水库拓扑关系重建。
1.2 调度任务复杂性
水库综合利用是水资源规划的重要任务，需要兼顾国民经济的发展、地区开发、自然环境、社会福利等各个方面，需要统筹兼顾、合理安排。电网中水电站水库根据综合利用要求需要同时承担灌溉调度、发电调度、防洪调度、航运调度、生态调度等任务。在不同类型水库兴利调度中，发电调度、灌溉调度及供水调度一般是主要兴利调度对象，汛期侧重于防洪调度；而航运调度、供水调度、泥沙调度等通过设定为兴利调度约束条件来实现。
1.3 方案研制复杂性
以发电调度为例，方案研制可划分为水文预报、长期发电调度、中期发电调度、短期发电调度、实时调度、调度分析和考核评价等过程。每个节点的实现又涉及边界约束设置、数学建模、算法选择、成果展示等要求，但是各模型之间仍存在共性，也为后续工作奠定了基础。图1显示了电网水电站水库群调度的复杂性影响因素。
2 调度插件框架设计
2.1 插件式框架总体结构
电网水电站水库群调度系统属于典型的人机交互决策系统，通过合理的分工可以可靠、高效地发挥作用。电网水电站水库群作为研究对象，按照系统论的“结构-行为-表现”思想方法，需要分析水电调度对象，调度任务和人机交互界面。本文按照“框架+插件”的结构将系统划分为基础框架部分、插件部分，将业务中变化的部分（拓扑结构、模型算法、人机界面表现等）进行松耦合处理，可以增强系统对环境的适应能力。
框架和插件之间通过一组接口协议进行通信，本系统中框架部分通过抽象基类提供接口，插件是指一类扩展类库。为了更好地管理插件，系统采用工厂方法模式，提供统一的应用接口来访问扩展类，相关逻辑结构如图3所示。
2.2 水电调度对象框架
水电调度对象包括水库、水电站、泄洪设施、其他取水设施等，在水调决策支持系统设计中具有不变性。例如水电站之间的差异主要表现在机组名牌出力、NHQ曲线、预想出力曲线等具体数据上，而电站和机组之间的这种结构关系是确定的。图4为水电调度对象类图。
在全面分析水电调度对象数据结构的基础上，运用抽象、聚类、分解等信息建模方法，可以将调度对象划分为：水库类、水库调度图类、水电站类、机组类、泄洪设施类、溢洪道类、抽象曲线类。由于调度对象被所有的调度对象模型所共享，在设计上宜采用单例模式。
水库类：基本属性包括库容系数、调节性能、校核洪水位、设计洪水位、正常蓄水位、死水位等，由于水库间的连接是连续的单向链接，没有跳跃也没有回落，而且水流只有汇流没有分叉。可用指针数组存在上游水库对象，用指针变量存放下游水库对象，可以方便地建立电站拓扑结构。
水电站类：基本属性包括电站装机容量、保证出力、设计水头、最小技术出力、电站集合等，可以实现机组的插入、删除、查找等运算。抽象曲线类：建立二维曲线抽象类和三维曲线抽象类，通过继承可以支持水库库容曲线、NHQ曲线、预想出力曲线、水位流量曲线的扩展应用。
2.3 调度模型与算法框架
水电调度模型是对水电调度任务的数学描述，具有可变性的特点。可扩展的水电调度模型算法框架体现在调度输入输出、多种调度模型、多种模型算法三个环节。图5显示的是调度模型与算法类图。
调度输入输出：调度参数按照调度电站对象可划分为单站调度参数和库群调度参数，主要是采用生成器模式（Builder Model）将参数集中管理。其中，单站调度参数中集合了调度时间、径流过程、约束条件、输出成果、调度模型等内容，而每个约束条件采用一个类进行描述，所有的约束条件采用数组进行管理解决了约束条件的扩展性。库群调度参数包括调度时间、调度对象、调度模型等进行集中管理，主要反映库群计算控制参数。
多种调度模型：该部分采用策略模式（Strategy Model）进行类库设计。水库调度模型如发电量最大、耗水量最小、期末蓄能最大、保证出力最大等均表现出相同的行为，包括设置约束条件类型、检查调度输入数据是否合理、模型计算、整理输出成果，该模式可以为多种模型算法解决后顾之忧。
多种模型算法：该部分采用模板方法模式（Template Method Model）以方便实现模型的具体算法，如当电站采用发电量最大模型时，算法可以选择DP算法、DDDP算法、POA算法、智能算法等，开发人员可以集中精力解决可变部分，而不必担心外围工作。
2.4 调度交互界面框架
MVC(Model-View-Controller）把一个应用的输入、处理和输出流程按照Model、View、Controller的方式进行分离，在结构上可以实现内容和显示相互分离，支持多视图展示，具有良好的可扩展性和可维护性。
Model即应用程序的数据模型，在水电调度中表现为调度方案。调度方案实现了调度对象、调度模型、调度成果、调度控制等数据的管理。如防洪调度方案可选定特定的调度对象、调度模型选择、调度边界约束条件的交互式设置等。
View是应用程序的界面。用户通过View操作应用程序，完成与数据模型的交互。在电网水电调度中常用的界面有过程线图、表格、控制按钮、选择下拉框、菜单等进行组合显示，并将Model的计算结果反馈给用户。
Controller是应用程序的控制逻辑，如用户制定发电计划时总是按照对象选择、模型选择、边界约束设置、模型计算、结果输出的顺序执行。
3 三峡葛洲坝梯级电站调度中的应用
水电站厂内经济运行是在满足电能生产的安全、可靠、优质的前提下，合理地组织调度电厂的发电生产设备，以获得尽可能大的经济效益，是电力系统经济调度的一个很重要的环节。根据实际情况，三峡电站考虑了电站左右岸母线分、合约束、切机约束、气蚀等影响，葛洲坝按照了大江、二江的分厂计算，模型部分建立了机组投运顺序分配模型、指定投运机组模型、任意机组组合模型，每种模型封装模型输入和模型输出，模型的可扩展性较好。
在界面设计上，按照MVC模式进行设计，支持多视图（表格、图形的）方式进行结果展示，用户既可以看到分层信息，又能获得统计信息。该项目以2010年5月20日实际运行和模拟运行进行比较，在完整相同的出力过程的前提下，三峡电站可节水440万m3，按当日耗水率进行折算则节能98万kWh，约节省9.8万元；葛洲坝电站可节水2 177万m3，按当日耗水率折算则节能111万kWh，约节省11万元。图7为三峡电站厂内经济运行软件界面。
工程应用经验表明：(1)按照“对象、行为、表现”的思维方式可以抓住电网水电调度软件设计的主线，具有思路清晰、结构合理的特点；(2)设计模式的适量引入是合理的，可以提高框架、代码的重用性，过渡设计将导致类的数量增加，开发人员理解难度加大；(3)模式是对特定的业务逻辑的抽象，但是外界环境发生是不断发生变化的，也应该引入新的设计模式以适应环境。
4 结语
由于电网水电站水库群调度工作涉及流程、数据、专业算法、信息展示等各个环节，因此该课题本质上属于运筹决策问题，而不是结构化的业务工作。需求的不确定性、可变性决定了插件式框架机制是电网水电站水库群调度软件开发的必然选择。本文重点研究了电网水电站水库群调度插件式应用框架，开发人员可以在水电调度对象、调度模型与算法、表现层三个层面实现二次开发，可根据用户需求实现扩展，该技术具有一定的应用前景。
参考文献
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小水电电网 篇7
本文试图从满足实际运用以及可操作性的角度,对跨流域补偿调度运用于广西电网这一特定的需求[5进行探讨。
1 广西电网水电站群现状
广西电网统调水电站均属于珠江流域的西江水系,根据所在的支流、干流不同和彼此之间是否有水力联系划分为4个梯级,分别为红水河梯级、郁江梯级、龙江河梯级、柳江梯级。
红水河流域梯级是广西电网的主力梯级,为珠江水系西江上游干流,其上游主要支流为南盘江和北盘江,降雨的年内分配很不均匀,每年11月至次年4月或5月为干季,降雨量主要集中在6月至8月,占全年降雨量的60%～70%。红水河岩滩上游有由南方电网总调调度的龙滩、天生桥一、二级和光照电站,均具有多年调节能力。
郁江是珠江流域西江水系最大支流,上游左、右江分别源于越南北部和云南南部,易受台风和热带气旋影响。枯水期为每年11月至次年6月,洪水发生较晚,主汛期为7月至9月。郁江梯级右江电站具有不完全多年调节能力,西津电厂具有季调节能力。
龙江和柳江均位于广西北部,龙江是柳江的主要支流,洪水由暴雨径流汇合而成,降水量的年际变化大。柳江上游进入汛期较早,4～8月为主汛期。此两梯级由于缺乏具有良好调节能力的龙头电站,汛期容易因洪水导致发电受阻,而枯水期则因径流量小致使发电能力较低。
2 开展跨流域补偿调度必要性
2.1 复杂流域优化调度的客观要求
红水河龙滩水电站投产后,其初期正常蓄水位为375 m,总库容162.1亿m3,有效库容111.5亿m3,装机420万kW。后期正常蓄水位400 m,总库容272.7亿m3,有效库容205.3亿m3,装机630万kW。由于龙滩水电站具有良好的调节能力,使得红水河枯水期平均流量提高。初期蓄水期间红水河枯水期下游平均流量由640 m3/s提高到800～1 000 m3/s。其完成蓄水正常运行后,将提高到1 500m3/s。受龙滩水电站的调节作用影响,红水河汛期径流过程也将发生巨大变化,主要受区间强降雨产生洪水,主汛期出现时间将由原来的5月上、中旬推迟至6月上、中旬。下游梯级除个别无调节径流式电厂外,受洪水影响导致发电受阻的情况将大大减轻,甚至整个汛期均能满发或接近满发。因此,必须通过运用跨流域补偿调度,才能满足红水河梯级年内水库运用和发电的要求,特别是汛期整个梯级以带基荷运行的发电要求。
郁江梯级上游右江百色水利枢纽工程具有多年调节能力。由于调节库容大而年度径流量相对较小,右江水库的年度运用对红水河梯级的发电过程起到良好补偿作用,同时还能极大地影响下游梯级枯水期和洪水期的发电量。右江主汛期7月份维持汛限水位在214 m,下游发生大洪水时,按照防洪蓄泄原则调度。主汛期8月份按上旬、中旬、下旬分期逐步抬高汛限水位,9月至10月采用分期汛限水库控制,逐步提高运行水位。因此,右江水库与下游的西津电厂一起,具有对红水河进行跨流域补偿优化调度的条件。
龙江河、柳江梯级虽没有调节能力良好的龙头电站,但由于这两个梯级地理位置在桂北、桂东北,通常情况下流域来水比红水河、郁江梯级偏早1至2个月,加之两梯级均为日调节径流式电站,梯级出力随着年度来水而出现明显的规律性变化,因此需在跨流域补偿优化调度中考虑此两梯级来水和出力变化情况。
2.2 电网发展对水库调度的要求
随着近年来火电机组的大量投产,广西电网的水电装机比重下降。火电机组的增加,一方面可以使枯水期电网供电紧张的局面得到缓解,而另一方面则会进一步使汛期电量富余的现象更为明显。而龙滩水电站投产后,广西吸纳其一半电量,从某种程度上说,广西电网水电电量比例为全部电量的60%以上,因此广西电网临阶段性电力富余的现象十分突出。在目前国家提倡节能环保的大政方针下,如何合理安排水库群电站各阶段出力,增加水电发电量,减少弃水,这些问题都对电网水库调度工作提出了新要求。开展跨流域补偿调度,将过去单一流域梯级调度,转变为多流域协同补偿调度,针对龙滩、右江水电站投产后,通过对红水河、郁江下游梯级水电站的水情及发电运行方式的影响进行分析,研究此两梯级的跨流域补偿调度方案,并结合龙江河和柳江梯级的年度出力变化过程,制定红水河和郁江梯级电站水库运用和调度方式,开发跨流域补偿优化调度的年、月、旬调度方案制作系统,编制各梯级水库年、月、日水库运用方案和发电计划,才能结合电网的负荷需求,充分发挥各流域梯级电站的特点,挖掘水电整体发电潜力,寻求整体水电站发电效益最大化。
2.3 节能发电调度的客观要求
随着国家节能环保大政方针的推行,水电作为清洁环保的能源得到了非常高的重视。南方电网公司和广西电网公司均出台了一系列的节能发电调度的相关文件和规定,节能发电调度将水电作为第一位优先发电,极大地改变了以往的调度运行模式。而不因调度原因全额收购水电电量的节能调度原则,也对水库调度提出了更高的要求。跨流域补偿调度正是针对这些要求所必须深入开展的一项重要工作。
2.4 开展跨流域补偿调度所具备的条件
龙头水库的投运,是水电站水库之间库容补偿调度,开展跨流域补偿调度先决条件。红水河龙滩、郁江百色电站的投运,满足了这一先决条件。
不同梯级流域时间来水时空分布、天然径流丰枯不同步,是水电站水库之间开展跨流域补偿调度的必要条件。如,龙江河、柳江梯级通常流域来水比郁江梯级偏早1～2个月,洪水发生与红水河相差较多,结合电网负荷需求,这些梯级可开展跨流域补偿优化调度,实现流域间水文补偿作用。
水调自动化系统的建设和投运为广西电网水电站水库群跨流域补偿调度创造了技术条件。跨流域补偿调度涉及的各流域梯级的各种水雨情信息,需要运用大量的数据并要求一个完整的数据环境。广西电网水调自动化系统是开展跨流域补偿调度平台和基础,起到关键的作用。
3 跨流域补偿调度的基本原则和调度规则
3.1 跨流域补偿调度的基本原则
3.1.1 以满足电网安全、稳定运行为基本原则
电网安全稳定,是开展一切调度工作的基础,在跨流域补偿调度中同样必须遵守这一原则。这一原则主要体现在边界调件中。在边界调件中,对于不同时段水电的总体出力、梯级或者个别电厂的负荷控制、影响水电厂机组稳定的震动区等因素均需要进行具体约束分析,通过增加调度对象的水位、出力等方面负荷约束体现出来。
3.1.2 必须考虑电网年度负荷和机组检修计划
电网年度负荷过程是一个具有一定规律性的客观过程,跨流域补偿调度必须适应和满足这个客观过程的要求,跨流域补偿所制作的调度方案才具有实际意义和可操作性。另一方面,水电来水过程也是一个客观过程,因此跨流域调度的原则就是通过长期、中期和短期的优化调度方案,结合各流域梯级的来水特点,充分运用流域梯级水电站调节能力,优先用水电电量来满足电网的客观的负荷需求过程,从而达到增加水电发电量的目的。
3.1.3 流域梯级发电量最大、弃水最少的为目标函数
跨流域补偿调度的最根本目的就是优化各梯级电站的运用和发电过程,使各流域梯级电站在梯级水库调节能力、检修、网架结构、所担负的电网安全稳定任务等各种约束下,特别是电网负荷过程和安全约束的限制下,实现整体调度对象的电力电量的最大化。此项原则是在满足以上2项有关电网安全、稳定和负荷以及来水客观过程的原则后,优化调度所必须遵循的基本原则。
3.1.4 满足其他综合水库利用的原则
广西电网调度流域梯级均为珠江水系,随着近年来珠江调水压咸工作的深入和常态化,流域水库综合利用开始对水库调度工作提出新的要求。除了调水压咸外,社会上对涉及生态和环保用水的要求也逐步受到重视,生态流量作为保证航运流量之外的一个新指标,对水库调度运行特别是枯水期的调度和运用提出了新的要求。综合运用的原则作为符合国家建设和谐社会,运用科学发展观的一项基本原则,加入到跨流域补偿调度中是很必要的。
3.2 跨流域补偿调度的调度规则
调度规则是开展跨流域补偿调度的关键。通过调度规则开展一系列的水库群发电调度,才能充分发挥水电发电能力,同时满足电网各方面的约束和需求,从而达到增加水电发电量、避免或减少弃水损失的目的。
3.2.1 长期径流预报运用的规则
目前,长期径流预报,特别是年度径流预报,仍处于一种探索和试验阶段。若跨流域补偿调度所有调度对象均按长期径流预报的理论结果开展,将会使调度方案和结果受年度径流本身的不确定性影响出现较大的偏离,可操作性将受到很大的影响,特别是受上游龙头水库影响改变了径流特性的梯级电站。因此,针对具有多年调节水库的流域,在进行跨流域补偿调度时,将长期径流预报和龙头水库的年度运用结合起来,以长期径流预报作为龙头水库径流过程输入,而龙头以下的下游梯级水库,将龙头水库的运用计划的发电径流过程和区间径流预测进行叠加,作为跨流域补偿调度时的径流输入,从而使整个跨流域补偿调度将长期径流预测和龙头水库对下游梯级径流的影响相结合起来。
3.2.2 流域补偿调度中长期与中短期度调度方案相结合的策略
为了使跨流域补偿调度的年度中长期计划能很好地得到实施,必须将中长期计划在月度的中短期计划中进行分解,用年度调度方案的过程来约束中短期月度计划的过程。在年内执行长期计划时,能在实际径流过程和各种非强约束条件变化时,对月度中短期方案进行调整,尽可能达到或者贴近年度长期方案中的目标,使总体年度方案的优化过程不会发生较大的偏差。
3.2.3 中长期年度计划的调度规则
跨流域补偿调度的中长期调度方案集中体现在制订龙头电站的年度供水发电计划和汛末分级蓄水计划以及水库分月控制目标,实现本流域梯级以及跨流域补偿的不同流域梯级水电站年度发电计划的优化,使总体水电年度发电能力在年内各月度得到合理、有序安排,用尽可能多的水电电量来满足电网的负荷需求。龙头水电站的发电计划基于年度梯级中长期来水预测,使不同流域的梯级水电发电过程在电网年度负荷约束的条件下,年内总体发电量最大、汛末各水库蓄满率最大,加入设备检修、电网调峰和备用等安全约束和购电计划等约束,寻求合理的、符合实际的满意解。在经过跨流域补偿调度优化调度后,由于电网负荷约束导致某阶段水电无法满足水电发电能力导致富余时,将富余水电作为计划外外送电力电量加以考虑,而水电发电能力不足时,不足电量作为计划外增加火电以及购入电量加以考虑。
3.2.4 中短期月计划的调度规则
跨流域补偿调度月度调度方案是对中长期方案的修正和补充。由于年度中长期方法时间跨度大,无法完全、细致地考虑各种约束的变化,特别是中长期径流预测过程的时间分布和总量的偏差率较大,必须以中短期月度来水预测来提高优化调度的精度。在年度跨流域补偿优化调度方案的基础上,依据月度来水过程预测,制订月度优化调度方案,对年度计划和年内已发生的实际过程之间的偏差进行调整,实现年度计划在月度过程内的细化。在调整和细化的过程中,加入具体的月度电网预测负荷过程和其他电力电量约束等一系列约束,以达到年度补偿调度方案中各流域梯级的分月水库控制目标,使月度整体梯级水电站发电量最大。
3.2.5 灵活调整的调度规则
无论是中长期年度调度还是月度补偿调度,都会受到径流过程、负荷过程这两个强约束变化的影响,而这两个约束的不可预见性和多变性,需要在出现较大偏差时,有对补偿调度方案的进行调整方法和策略,跨流域补偿调度方案才具有可操作性。结合目前的气象水文预报的技术水平来看,短期(3～5天)的预报结果,特别是过程预报结果具有较高的精度和准确性。因此,调度方案需要针对这种时段对年度、月度中长期方案进行不断的修正。
4 结语
水电站水库群开展跨流域补偿调度是一项相当复杂的系统工程,牵涉技术、管理和调度运行等各个方面。目前,国内跨流域补偿调度仍处于研究和探索阶段,特别是跨流域补偿调度的基础——年度中长期预报的水平仍不能满足实际需求。另一方面,由于数学模型的局限性,跨流域补偿调度模型大多具有非光滑性、不可微等特点,只能近似采用数值解法,所得结果只能是相对较优化。而从实用化的角度来说,目前跨流域补偿调度研究的实用化仍有待提高,数学模型对研究问题的描述过于追求数学模型的精美及最优解,使得结果不能满足决策人员的需要,也缺乏对实际问题的宏观把握,未经经验修正、优化,往往实用性不高。最后,由于现实条件和理论认识水平在不断地提高,调度方法和决策也在不断地变化,缺乏一个动态的决策支持系统支撑跨流域补偿调度系统随着这些改变而进行调整,这也是跨流域补偿调度往往滞后于实际生产应用的原因。跨流域补偿调度作为水库调度自动化系统的高级应用模块,在确定了调度规则后,结合调度规则进行软件流程和模型设计,及其结合具体生产的应用,也是研究的重点内容。
摘要：文章结合广西电网以及流域梯级水电站的特点，探讨开展跨流域补偿调度的原则，并进一步阐明了在年度中长期、月度短期开展跨流域补偿调度的方法和调度规则，为进一步开展跨流域补偿调度系统的研究与开发提供参考。
关键词：水库调度,跨流域补偿调度,电网
参考文献
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