电网运行的风险与控制（精选9篇）
电网运行的风险与控制 篇1
0 引言
电网规模的扩大化和复杂化要求调度技术支持系统越来越智能化[1],调度运行人员也需要快速、全面地掌握电网在实时态和预测态的安全风险态势,了解电网在各种风险因素影响下的健康状况,并及时做出相应的决策。因此,研究一套适用于各种应用场景的风险指标体系,分别指示电网在时间维度、空间维度上的运行风险状况,对电网安全稳定运行具有重要意义[2,3,4]。
要对电网风险进行全面的评估,首先需要构建完善的风险指标体系。风险指标作为电网安全风险的指示器,应当能够全面指示电网在各个侧面的风险状况,并辅助调度员进行相应的调度决策。目前国内外对风险指标体系已有相关研究,文献[5]从调度决策的角度对风险指标的选取原则进行了详细的阐述,提出风险指标的选取需要满足易于理解、易于使用、易于计算且能真实、可靠地量度系统风险严重情况等原则;文献[6]提出了一个基于风险的电网安全指标体系,可以评估直接和间接影响到电网充裕性的风险情况;文献[7]对适用于城市电网的电压越限、电压失稳和功角失稳风险指标进行了介绍;文献[8]深入研究了一种电网的脆弱性风险指标,能更鲁棒地描述电网的整体脆弱性水平;文献[9]采用状态空间和层次分析法相结合的方法对6个风险指标进行评估,分别介绍了6个指标的定义和具体计算方法,包括线路和变压器过载风险、低电压风险、电压失稳风险等;文献[10-11]分别介绍了新的电压稳定裕度期望值和功角稳定期望值2种指标的概念及其计算框架,指标能够计及电网故障和负荷的不确定性。上述文献都对电网的某一个或者一类风险指标进行了研究,但由于电网的复杂性,这些风险指标并不能完全覆盖电网中的各类风险情况,特别是对外部环境、煤情和水情、二次系统运行状况等风险状况都涉及较少;同时,这些指标大都只能对电网的一个时间尺度进行评估,并不能覆盖电网调度运行的全部应用场景。
在此基础上,本文提出了一种越限驱动型和事件驱动型相结合的风险指标体系,以期解决风险管理控制(下文简称管控)的相关问题。本文为系列文章的第2篇,对湖南电网安全风险管控系统[12](security risk management system,SRMS)采用的风险指标体系和评估方法流程进行了全面的介绍,并提出了风险指标体系在不同场景下的应用策略。
1 安全风险指标体系
电力系统的安全稳定要求电网运行状态在正常条件下能够保持可控,在预想事故下能够运行在可接受范围内,对系统和外界环境中的各种干扰事件具有一定的抵抗能力。合理的安全风险指标体系应该能够量度电网运行状态对以上要求的满足程度,一方面反映电网当前运行状态的健康状况,另一方面反映电网的抗干扰性能。鉴于此,本文将风险指标划分为两大类,建立了越限驱动型风险指标和事件驱动型风险指标相结合的电网安全风险指标体系。
越限驱动型风险指标主要用于衡量系统运行状态(潮流分布、存煤情况、设备工况等)对于电网既定安全运行标准和规范的遵从程度,反映系统中存在的各类越限风险因素对于电网安全稳定运行的潜在影响;而事件驱动型风险指标则用于综合衡量概率性事件(如发电机、线路等设备的强迫停运)发生的可能性及其严重程度。
1.1 越限驱动型风险指标
在长期调度运行实践中,电力企业已形成大量的电网运行规程、标准等规范性文件,在保证电力系统安全稳定运行方面发挥了极大的作用。建立越限驱动型风险指标,能够对电网潜在安全隐患进行有效预警。以设备重载风险指标为例,其定义如下:
式中:S为流过设备的潮流大小;Smax为设备潮流限额;n为防止遮蔽而引入的常数(本文取为1);k为选取的设备负载率起始关注点,k≤1,如取k为0.9时,风险结果为90%越限风险。该指标量度了设备(如线路、变压器等)潮流负载的状态,负载越限越严重,其安全运行的风险越大。
本文在参考电力企业规范文件的基础上,结合调度人员实际运行经验,制定出了一系列越限驱动型风险指标。这些风险指标分为五大类:电网运行状态风险(断面重载、设备重载、电压越限等);电网能源供给风险(负荷异常波动、旋转备用、煤情、水情等);电网二次系统风险(重合闸退出、保护异常等);电网设备及生产管理风险(设备异常和计划检修等);气象环境风险(山火、覆冰等)。
1.2 事件驱动型风险指标
事件驱动型风险指标是对电网在预测时刻可能出现的各种故障事件的概率及其严重程度的综合量度,其定义如下[5]:
式中:Xt,f为未来时刻t的系统运行条件预测值;Xt,j为第j个可能的运行条件;Pr(Xt,j|Xt,f)表示预测值为Xt,f且实际值为Xt,j时的条件概率值;Ei为第i个可能发生的系统状态,Pr(Ei)为其发生的概率;Sev(Ei,Xt,j)表示在条件Xt,j下发生故障Ei时的严重度量度,可以是低电压、过负荷、电压不稳定、暂态失稳等。依据严重程度的不同类别,又可将事件驱动型风险指标划分为静态安全风险指标和动态安全风险指标。
由于电网的运行状态和所处环境瞬息万变,设备的故障概率也会随之变化,事件驱动型风险指标要着重对设备的故障概率进行建模,分析潮流、节点电压、系统频率以及气象环境等各种运行条件对设备运行状况的影响。同时,也要评估机组运行方式、负荷水平等状态对系统的影响,进而计算全系统的风险状况。
与越限驱动型风险指标相比,事件驱动型风险指标更加具有预测性,二者互补,可以充分覆盖系统运行决策的各种时间尺度,更好地帮助运行决策人员保障电网的安全稳定运行。
2 风险评估流程
2.1 越限驱动型风险指标的评估流程
图1概述了越限驱动型风险指标的评估流程,主要包括数据的抽取、转换和加载(ETL),根据风险指标定义进行数据分类,根据风险规则库计算各个风险指标3个部分。指标计算方法大多较为简单(见附录A),其实现的难点在于电网风险信息的汇集和风险规则库的建立。
越限驱动型风险指标需要电网中的大量数据作为支撑,其计算也是以数据为中心。目前各个电网公司中已经建成的各类信息系统,覆盖了大部分所需要的数据,如数据采集与监控/能量管理系统(SCADA/EMS)、调度管理系统(OMS)、气象系统和水调自动化系统等,但是由于数据散落于各个信息系统数据库中,需要对各类信息进行汇总集成,根据IEC 61970中公共信息模型(CIM)[13,14]对数据进行一致性转换并对设备进行统一编码[15,16],并根据风险计算的时间要求,定时或者按需抽取数据。同时,需要根据领域知识对缺失或者异常的数据进行补全、纠正和告警,为风险计算提供一致的数据源。
越限驱动型风险指标的评估需要根据标准和规范制定的各类运行限额、评价规则,对设备状态、电网运行状态和环境状态等进行相应的越限程度计算,并进行适当的定级和预警。根据电网运行的标准和规范,制定出风险规则库,作为风险指标计算的元数据。规则库中包含各类风险指标定义中的参数选取规则、风险定级规则等。例如:对于设备重载风险指标,规则库中需要定义k,n,Smax等参数的选择规则,规则应考虑设备的电压等级、重要程度以及规范规定等。
由于计算流程为线性,越限驱动型风险指标计算速度快、可操作性强,可为调度员进行分钟前的运行决策提供重要参考。
2.2 事件驱动型风险指标的评估流程
从式(2)可知,事件驱动型风险指标的评估流程主要包括设备停运率的计算、电网状态的产生以及严重度的计算,如图2所示。根据设备时变停运率抽取形成系统状态集,依据EMS、暂态稳定分析(TSA)等系统的应用程序接口(API)定义,采用电力E文件、XML文件等调用相应功能模块计算严重度,最后将严重度与电网状态概率相乘、累加后求得风险指标结果。
首先需要建立时变的设备停运模型,如图3所示。停运模型根据不确定因素作用于设备的物理机理进行具体分析得到,其中作用机理清楚的可直接采用物理分析模型,物理分析难度很大的则可以采用数学模型(如贝叶斯统计模型、支持向量机模型、回归预测模型等),物理机理可半定量化地采用应力—强度干涉模型等。以湖南电网500kV/220kV输电线路在不同灾害情况下的时变停运模型为例:对于线路因山火诱发的停运,由于含微粒的空间间隙击穿理论分析较为困难,难以建立物理分析模型,在实际中基于数学统计方法对线路停运率与山火强度、蔓延速度、山火中心位置距线路距离等因素进行建模得出贝叶斯网络模型;对于线路覆冰停运,其核心是为了了解覆冰厚度增长的物理过程,建立线路的停运故障率与线路实际冰厚和设计冰厚之间的关系模型,在实际中采用应力—强度干涉模型可以解决这一问题。
电网状态的选取需要考虑以下原则:(1)状态选取数目要足够充分,以满足风险指标精确性要求;(2)状态选取数目要合理,以满足风险评估计算速度的要求;(3)状态选取要能覆盖运行人员根据经验判断得出的严重故障模式,这也是状态选取实际应用的基本要求。根据以上原则,本文对于在线模式和离线模式下的事件驱动型风险指标的评估采用2种不同策略。在线模式采用快速排序结果集[17]与预想事故集(包含N-1事故)相结合的方式进行状态选取,根据精度和速度要求选择合适的快速排序结果集大小,并采用充分的蒙特卡洛抽样进行精度验证,以满足原则(1)和(2),预想事故集包含调度员在电网运行中发现的严重故障模式,能够满足原则(3);离线模式采用蒙特卡洛抽样进行系统状态的选取,可以评估的状态个数远大于在线应用情景,根据蒙特卡洛收敛性判据[18]进行状态数目选取。由于系统故障选取采用的是时变的设备故障率,因此,风险评估的结果能够动态地反映出风险因素对于电网安全的影响。
风险事件严重程度的计算主要包括电网静态安全性分析和动态安全性分析2个方面。其中静态安全包括过载安全性(变压器过载、线路过载、断面过载等)和电压安全性(节点低电压、电压失稳等);动态安全侧重分析暂态失稳情况,以求解暂态失稳风险指标。由于事故后潮流计算、电压稳定计算以及暂态稳定计算等严重程度计算方法与EMS和TSA系统中对应功能模块的算法相同,区别只在于系统拓扑和状态的不同,因此,可以调用EMS和TSA系统中已有的安全评估功能模块进行严重度计算。
3 风险指标体系的应用策略
完善的风险指标体系要能够反映和覆盖系统中的各种风险因素,最大限度地适用于电力系统运行决策的各种应用场景。
由于电力系统和外部环境都是动态的,并且依据不同场景,运行人员可以采用的安全稳定措施也大不相同,风险指标体系应能覆盖不同的时间尺度,从未来数分钟、数小时到未来数天,使得运行人员在不同时间尺度上有不同的参考指标用于决策。在空间层次上,电力系统具有分层分区特性,同一时刻,不同层次、不同区域的电网风险状况也各不相同,风险指标也必须能够在不同层次和区域上对电网进行反映,从而使运行人员可以及时把握风险空间分布情况,对电网局部采取有针对性的措施。本文所提出的风险指标体系能够满足以上要求,可适用于时间和空间维度的不同应用场景。
3.1 场景1:时间维度上的应用
按照运行人员可以采取的不同措施及电力系统典型控制模式,可以把时间尺度分为分钟前、小时前和日前3个典型场景,如图4所示。分钟前的风险指标包括可用当前实时数据计算得出的越限驱动型风险指标和静态安全风险指标,如电网当前的越限风险、稳定风险、设备异常风险和气象风险等,这些风险指标可用于系统紧急控制(切机、切负荷)的决策。小时前的风险指标考虑了系统的短期不确定因素,如短时气象预测、负荷预测、短时设备故障状态预测等,包括大部分事件驱动型风险指标,主要用于系统的运行计划调整,小时级运行控制和预防控制等。日前的风险指标考虑长期的电网内不确定性,如长期气象预报、负荷预测、电厂存煤和水库存水及计划检修等,由于时间尺度长,可以采用离线计算模式,主要用于能源供应调配、有序用电计划、灾害应急预案等。
3.2 场景2:空间维度上的应用
电网地理分布广、跨度大,运行控制采用分区域控制的原则,风险指标也必须满足系统运行控制的分层分区分布这一需求。由于风险指标具有空间的可组合性特点,可按照每一个安全问题、每一起事故和每一个元件计算风险指标[3],并把每个元件的风险指标累加组合成节点级、区域级、全网级的风险指标。
区域级的风险指标有助于调度运行人员更为清楚地了解全网安全风险的地区分布情况。可按照地理区域统计得出气象灾害(山火、覆冰、雷电等),设备异常,计划检修等风险的空间分布,并按照风险水平在地理图上进行染色展示。调度员对风险严重地区或紧急地区应重点关注,并制订潮流转移计划、融冰计划等灾害应急预案。
此外,节点级的电压越限风险计算结果和分布图,可以帮助调度运行人员制定无功补偿方案,及时进行电压调整;对电网中关键设备的风险指标进行排序,可以让调度员及时把握电网关键设备运行状况及健康状态,有利于检修计划的制定和潮流转移的调度安排。
4 算例
本文所介绍的风险评估指标体系及其评估方法目前已在湖南省电力公司调度通信局投入使用,系统运行情况良好。
图5所示为SRMS风险评估功能模块计算得出的湖南电网某日上午09:45之前的电压越限风险曲线走势图。由图可知,全网电压越限风险波动较大,其中04:00—06:30的时间区间内电压越限风险超过预定义的预警限制,需要采取无功补偿等电压调节措施来进行电压调节,以减小系统电压的越限风险。
图6所示为湖南电网同日的备用风险曲线走势图。由图可知,电网在上午08:00时刻迎来了系统负荷高峰,导致系统备用不足,应采取有效措施如加开机组等保障电网安全稳定运行。
图7所示为湖南电网某日的全网支路事件驱动型过载风险曲线。图中:虚线为根据日前96点负荷预测并考虑电网中其他风险因素得出的预测风险评估结果,实线为小时前计算得出的风险结果,由于计算时间尺度的不同,二者会有一定的差异,但是风险的走势基本相同。从图中可以看出,上午有一个负荷高峰,导致电网风险较大,但仍在可接受的范围内。
5 结语
安全风险评估作为湖南电网SRMS的重要功能模块,用于对湖南省全网以及下辖的14个子控制区域进行多场景风险分析,有助于运行控制人员全面把握电网的全网风险水平,捕捉电网的薄弱环节和地区,从而可以有针对性地采取措施对电网进行风险排除。
未来需要在此基础上,逐步加入对风险的在线控制功能,并考虑如何在风险评估的基础上,对系统操作和检修安排等进行策略优化和自动生成,以减少运行操作人员的误判,加强电网的安全稳定运行。
电网运行的风险与控制 篇2
一、提高数据的准确性与合理性
据经验统计ERP系统的实施是“三分设计、七分管理、十二分数据”，由此可见，数据在ERP系统实施过程中的重要性。所以企业在运行ERP时，要做好数据收集、数据输入、数据处理等工作，保证数据的准确性与合理性。
1.做好数据输入人员的合理分工
由于系统初始化的数据量和种类非常大，如果让一个人或几个人来完成可能会造成数据输入的混乱，为此我们必须在数据输入前做好严格的、合理的人员分工，保证数据输入工作更加有条不紊。比如按照财会、材料、固定资产、生产、库存、订单、供应商、销售、客户等进行合理的分组与组内分工。
2.保证数据收集的准确性
基础数据输入的准确与否是决定系统实施成败的关键，数据正确性包括两方面的含义。首先，收集到的数据本身必须是正确的(即数据来源是正确的)，否则会造成“垃圾进、垃圾出”的数据处理有效率无效果现象;数据本身的正确性更多的依赖于企业各部门数据收集人员，他们应当保证上交数据是正确的，没有遗漏、重复，也没有过时、失实的数据。其次在把收集到的数据输入系统的过程中，不能引入任何附加的错误。避免任何输入的附加错误，应采取(1)定义关键的数据元素，如物料代码、工艺路线、物料清单等。(2)在数据输入系统前，将系统的信息需求与信息使用者的需求进行核对，使每个人提前知道什么信息时可用的、报告是什么样子。(3)定义系统的全部信息和信息来源，识别关键信息与非关键信息。(4)对经常变化的数据，必须在系统内实时反映其变化情况。(5)建立一个相对合理的数据输入的逻辑顺序，避免正确的原始数据由于数据的逻辑输入不正确造成严重的数据附加错误。
3.保证数据输入的格式
在数据输入前，我们根据公司的实际情况已经设置了相当合理的代码体系和数据格式，为此我们在数据输入时应严格按照数据的格式进行，选择合适的数据格式(比如EXCEL数据格式)转换程序，以保证数据的完整与一致性，便于数据的核对，减少数据的输入错误，提高数据输入的效率与正确性。
4.保证数据关系安全性
ERP系统数据间关系非常复杂，除了由关系型数据库系统强制实现的各种数据库级的关系外，还有许多由系统的应用程序来保证的应用程序逻辑(例如一种原材料必须具有一个预先指定的存储该类材料的仓库;一个人员必须具有一个预先定义的该人员所属的部门类)。无论采用何种办法，任何输入系统的数据必须同时满足这两种限制条件，否则可能对系统产生不可预料的后果。
5.做好数据格式设计与数据输入的人员沟通与部门协调。
高效率的ERP系统所需的数据来源于企业生产第一线，因此数据的收集在很大程度上依赖于企业的第一线人员。因此应该在与一线人员充分交流与沟通的基础上设计出他们能够理解和操作的合理数据格式和数据表，供他们收集整理数据之用。同时ERP系统又跨若干个部门，系统所需要的数据来源于各个部门，同时这些数据之间具有一个的逻辑关系。为了做好数据的收集与输入工作，保证数据输入的高效率，必须做好各部门人员的沟通与协调工作，并运用各种激励措施提高相关人员的积极性，以实现数据输入的一致性和完整性。
二、建立完善的系统试运行内部控制制度
保证ERP系统的正常运行是一个复杂的系统工程，我们应该根据企业的实际建立起完善的系统试运行内部控制度。
1.建立健全的ERP岗位责任制
建立ERP岗位制度，要明确每个工作的职责范围，切实做到事事有人管，人人有专责，办事有要求，工作有检查。ERP岗位设置可以根据企业的实际情况按照不同的思路划分为不同的岗位。比如可以把工作岗位分为基本职能岗位和ERP系统岗位。其中基本职能单位可以设置为销售、生产、库存、采购、财务、出纳、稽核、产品开发、物流、投资、战略等岗位。ERP系统岗位分为直接管理、操作、维护ERP系统及计算机软、硬件人员等。各企业可以根据内部牵制制度的要求和本单位的工作需要，在保证数据安全的前提下交叉设置岗位，各岗位保持相对合理与稳定性。
2.建立ERP操作管理制度
通过ERP操作管理制度的建立，明确规定上机操作人员对ERP软件的操作工作内容和权限，对操作密码的严格管理等，杜绝未经授权人员操作ERP软件;预防未经审核的各种原始凭证输入系统;操作人员离开机房前，要执行相应的退出命令;根据本单位的情况，由专人保管必要的上机操作日记，记录操作人、操作时间、操作内容、故障情况等内容。
3.建立计算机硬件、软件和数据管理制度
建立硬件、软件和数据管理制度的建立，要经常对有关设备进行保养、保持机房与设备的整洁等措施保证机房设备和计算机正常运行;确保ERP数据和ERP软件的安全保密，防止对数据和软件的非法修改和删除;对有关磁性介质数据进行双备份，并且存放在不同的位置;对ERP软件更换、修改、升级和硬件设备进行更换时，要有一定的审批手续，并由有关人员进行监督，以保证ERP数据的连续和安全;健全硬件和软件的定时维护措施和有关防治计算机病毒、等入侵的措施。
4.建立ERP档案管理制度
通过档案管理制度的建立，实现对ERP数据档案的管理，并由专人负责;做好ERP数据的防磁、防火、防潮和防尘等工作;对重要的ERP档案进行双备份，并存放在不同的地点;实现对磁性介质档案的定期检查与复制，防止磁性介质的损坏而使ERP数据丢失;同时对有关ERP开发设计有关的档案资料也要进行保管，
三、认真进行模拟运行
实施ERP这样一个大型的信息集成系统，涉及企业所有的主要业务部门，关系到各个业务流程细节，想不“排练”就直接拿到实际中去应用，具有极大风险性。不论是哪个模拟阶段，都要事先拟出模拟提纲，记录模拟过程和结果，寻求正确的运行方法。总之，要建立模拟运行的档案，作为项目管理的阶段成果和下一步改进工作的依据。
1.软件功能模拟运行(原型测试)
软件功能模拟运行的主要目的是为了弄清楚软件的全部功能，以及各个参数之间的关系及相互影响。列出现行管理流程与软件系统的流程之间的差异，分析差异，确定进一步的解决方案。这项工作是在软件己经安装完毕，由软件公司或咨询公司进行了软件应用培训后，在专家指导下进行的。企业结合自己的情况，把设计好的数据录入到系统中进行运行。可以只用极少量零部件(比如说15-30种)的产品来测试，但是必须包罗了企业在管理上需要解决的问题。比如在建立工艺路线文件时，需要在原型测试阶段弄清楚这些参数如果不录入行不行?试一试如果留着空白会是什么结果，录入了又将是什么结果;数据偏大或偏小又是什么结果，影响有多大。模拟测试千万不要遗留下很多“潜伏”的问题到以后再去研究处理，否则，不仅延误实施进度，而且还会挫伤员工士气。
2.实战性模拟运行(二次开发测试)
所谓的实战性模拟运行，主要的目的是为了测试修订后的系统，把经营管理中的实际数据输人到系统中去，进一步验证，直到确认符合管理需求，可以放心地实际应用为止。同样，模拟之前要有模拟提纲，模拟过程要有记录。实战性模拟的结果，必须得到各个业务部门主管的认可;如果有没有研究透彻的地方，需要及时补课，寻求可行的解决方案。最后，由项目领导小组召开会议，通过演示，征求所有相关的业务人员的意见，取得基本一致同意以后，草拟按照新的业务流程制定的“工作规程和工作准则”，作为切换实施的规范化依据。
3.并行运行
并行运行可以理解为一种切换前的预演，是一种特殊的模拟测试。员工对新系统不熟悉、不放心，不敢把原有的手工管理全部扔掉，所以有一段新老系统并行运行阶段。但是，并行运行会带来一些问题，如新老系统运行的结果不一致时，以什么为准?以老的为准必然会否定新系统的价值，以致新系统迟迟不能用上。新老系统同时运行，每项业务要做双份工作，增加了管理的工作量，加重员工的负担，同时也加大企业的运行成本，因此，并行运行的时间根据系统的特点与企业的实际情况适当的缩短。
4.重视系统切换
不少企业由于受管理基础和人力资源的限制，希望能够分模块逐个实施。ERP是一个信息高度集成的系统，如果先上一个子系统，所有属于其它子系统的业务流程数据，都将通过各类传票用手工录入，因此，不能体现信息集成的优势;而且一个一个模块走，必然会延长实施进度。如果分模块实施，还不利于系统模拟运行，不利于说明一些业务之间信息的相互集成关系，有了问题也不易及时发现并解决，放到以后再补课，必然会引起不少修改返工。有些企业实施了两三年还没有结束，这个问题是其中原因之一。因此，各个子系统最好是一起上，才有可能见到信息集成带来的效益。如果实行分步实施，也应该是先上一个车间，或一个仓库，取得经验后再逐步推广，而不要割断业务流程。割断了业务流程，等于破坏了信息集成，与建立管理信息化的初衷是相背的。
为了顺利切换，要抓好培训，在培训的基础上整理好数据，在基本数据完整后进行模拟。把最后模拟运行的“管理模式”当众宣布并演示，得到广大管理人员和高层经理认可批准后，再到实践中执行。有了群众基础，切换工作就会容易得多。宁可在打基础工作上多花些时间，一定要特别注意项目管理要求的先导与后续工作的关系，一步一个脚印，稳扎稳打，不要在系统切换工作上起波折反复，欲速则不达。
四、系统安全控制
ERP系统是一个集成的系统，通过业务流程实现不同子系统的数据相互传递，不仅包括部门内的、同一企业内部，也包括不同企业间的。同时可以通过网络实现不同地域区的数据传递，于是在系统运行过程中也必须加强系统安全的控制。
1.服务器安全控制
主要考虑系统的容错性和系统所具有的高执行效率，在成本可以接受的条件下，选用具有最高安全级别的容错方案，保证系统永远不会因磁盘故障而发生数据丢失或系统中断，如果其中一个(组)硬盘发生故障，另外一个(组)硬盘中的数据仍在维持系统的正常工作。同时还需要注意高的可读性能。
2.登录安全控制
为保证网络系统可以进行全天候的运行，在设计网络时，应当重视系统中的登录服务，通过两台服务台进行登录权限控制，其中一台为主控制器，另一台作为软备份，从而达到即使系统中一台控制器发生故障，用户也可以登录系统进行日常工作的效果。对于系统中各类用户的权限也是进行分级授权，从而使系统网络安全潜在的不安全因素最小化。
3.数据库安全控制
数据库是企业应用的核心，数据库安全是应当高度重视的主要课题，为保证数据库的安全性，可以采用两种措施来解除数据库的潜在危险。一是通过数据同步复制，将数据分别写入不同服务器系统，时刻保持数据库系统中数据存在两个完全一致的备份，当一台数据库服务器因故障中断，系统管理员只要通过远程管理或电子邮件告诉用户，使用另一配置文件，就可连接到另一个数据库系统，正常进行业务处理.这种同步复制由系统中后台完成，用户并没有因此而产生等待。二是通过可擦写光盘对系统数据库和系统日志进行日备份，保证在人为或其他原因造成的数据不准时，可通过日备份进行即时恢复。
电网运行的风险与控制 篇3
现代电力系统已成为一个有机的统一整体。电能流、信息流分别作用于电网的一次、二次设备上,这些设备健康状态的变化,外部环境的演化(如覆冰、山火等自然灾害),水库来水和电煤的供给情况,计划检修、基改建工程的实施,二次系统的运转状况,新能源以及电动汽车的接入等,都将对系统的安全稳定运行产生多方面的不确定性影响[1,2,3],使得电力系统的运行风险水平时刻发生着变化。研究风险的辨识、评估与预防控制(下文简称预控)方法对于提升调度员对电网运行形态的认知水平,维持系统安全、可靠、经济运行具有重要意义。
国内外许多学者围绕电力系统安全风险作了大量的研究,目前研究热点主要集中于基于风险的安全评估和决策支持方法2个方面。
1)电力系统运行风险评估。文献[4-6]对电力系统风险评估的基本概念和重要性进行了较为全面的论述;文献[7]详细介绍了风险评估的模型和计算方法;文献[8-9]给出了评判输电系统安全水平的概率性风险指标。这些研究为风险评估在电力系统中的应用提供了思路,但仍缺乏完善的风险指标和量化定级标准,由于对电网各类不确定因素的综合考虑不足,所述风险指标的适用性有待进一步探讨。
2)基于风险的决策支持方法。文献[10-12]提出了基于风险的决策支持工具,探讨了在机组组合、最优潮流、检修计划等领域的应用;文献[13-14]从系统稳定控制的角度,分别提出了自适应时空优化的大停电风险防御框架和优化控制数学模型;文献[15]研究了连锁故障的风险评估与预控方法。这些文献侧重于研究系统在预想故障情况下的安全问题,为实现静态与动态安全风险的优化控制奠定了基础,但需进一步探讨自然灾害、能源供给、二次系统等多种风险因素作用下的预警控制机制,以更好地适应离线与在线调度运行决策的需求。
此外,近年来国内外多个组织和企业也围绕电网安全风险管理控制(下文简称管控)做了一些有益的探索。北美电力可靠性公司(NERC)、中国南方电网、IBM等分别发布了电网安全风险管理的白皮书和规程与解决方案[16,17,18];美国PJM电网、北京电力公司、华东电网等都开展了电网运行风险管控工作的初步实践[19,20,21]。然而,目前还未提出完整的适用于调度运行的电网安全风险管控体系,应用系统设计与开发方面的相关报道较少,调度运行中心的基本功能仍然以“分析型”或“研究型”为主,前瞻态势分析能力匮乏,电网安全风险管控研究的深度和广度依然十分有限。
在上述背景下,本文基于风险管理方法,提出了一种面向调度运行的电网安全风险管控系统(security risk management system,SRMS)的实现方案,其目的是实现基于风险的电力系统安全评估和决策支持的有效联动,以利于调度运行人员全面掌控电网安全风险的变化态势,及时采取相应措施,把系统风险水平控制在可接受的范围内,减少或避免风险事件引起难以承担的损失。为了保证论文的系统性和连续性,组织了系列论文。作为系列论文的首篇,本文介绍了相关的概念,并设计了系统的架构与主要功能。
1 电网安全风险管控体系
SRMS的研发是一个系统性工程,其核心是针对电网面临的各类不确定因素,基于风险管理方法[22],在“风险辨识—风险评估—风险控制”的统一框架下建立完善的面向调度运行的电网安全风险管控体系,以做到对电网安全风险的预测感知,提升调度驾驭大电网、纵深风险防御与科学管理决策的能力。
1.1 电网安全风险管控体系的流程
本文构建的电网安全风险管控体系的流程如图1所示。
在风险辨识环节要对电网面临的各类不确定因素和安全隐患进行辨识。一方面,依据运行工况和设备信息得出设备劣化程度、老化程度及其健康指数,进而系统地评价设备的健康状态[23];并依据微气象及灾害预报信息建立自然灾害的危害模型[24]。另一方面,充分获取和分析数据采集与监控/能量管理系统(SCADA/EMS)的量测数据、发电计划和负荷预测,并结合生产管理信息、厂侧信息和负荷侧信息,建立网络拓扑,评估分析可用出力及发供电形势。此外,还应充分考虑二次设备误动/拒动、通信异常等二次系统信息,识别出电力二次系统存在的安全隐患。
风险评估环节的任务是评估预测态的电网安全水平,得出各类运行风险指标(越限驱动型指标和事件驱动型指标)的数值,主要包括建模、潮流预报、风险计算与预警等过程。其核心是要依据风险辨识的结果,建立时变的设备停运模型,采用快速排序技术、事件树等状态选择方法动态生成预想故障集。由于该策略充分考虑了电网运行面临的不确定因素,可以突破传统确定性安全评估方法采用固定故障集的壁垒,能够更加准确地感知实时态和预测态的电网安全运行态势,从而使电网调度中心对安全风险的提前预防成为可能。
风险控制是整个电网安全风险管控体系的关键环节,其目的是在风险辨识和评估的基础上,通过实施预警控制和应急管理等手段,降低风险发生的概率或严重程度。按照控制策略的时间性能,可将预警控制子系统分为离线和在线2种模式。离线模式下,将风险控制理念融入机组组合、发电调度、检修计划等功能模块,为运行方式科人员制定安全经济相互协调的运行方式提供最优的决策支持方案;在线模式下,可为调度员提供快速的运行风险控制工具,实现对设备过载、电压越限、电压崩溃等静态/动态安全风险的预防控制,将系统由高风险状态降低到风险较低的状态,以防止系统安全态势的进一步恶化。将应急管理[25]纳入电网安全风险管控体系的最后一环,可为电网风险控制工作提供有效补充,以应对紧急突发事件,为电力系统防灾、减灾提供快速的应急处置方案。
1.2 电网安全风险管控体系的多时间尺度形态
一般地,当前运行点距未来预测运行点的时间越长,系统面临的风险因素越多,安全风险评估的精度越低,预控难度也越大;而随着时间的推进,电网内外部运行环境逐渐发生变化,预测信息更加丰富完善,各类运行风险指标的计算结果也将趋于精确。在建立了电网安全风险管控体系流程的基础上,本文借鉴已有研究成果在时空协调停电防御框架方面的构建思想[26],着眼于实现对电网各类风险因素的全面有序管理,按照分析、预控的时间尺度大小,将电网安全风险管控体系划分为日前(1星期内)、小时前(1h,2h等)和分钟前(15min,30min等)3个阶段,如表1所示,以实现电网运行风险的逐级防御、局部优化与分散协调式管控。
1)日前:重点关注能源缺额、灾害水平与影响范围分布、静态安全风险[27,28]等系统级与区域级的风险指标,分析结果可作为小时级和分钟级电网安全风险管控的基础。由于可得出一个超前的系统近期安全风险趋势,有利于调度中心各专业科室工作人员及领导对未来一星期内的电网安全风险进行集中会商,并对高风险事件提前做好应急预案(如线路融冰)及专项演练工作。
2)小时前:在线跟踪系统一次、二次设备运行状况,气象、灾害、风电、负荷等不确定因素以及电网运行方式的变化情况,对风险辨识和评估的内容进行动态调整和细化。判断各子控制区域与关键设备的风险状态,找出电网薄弱环节,发布高危风险预警信息,并根据预警等级自动、递归地对当前电网潜在的安全问题进行最优控制决策(如滚动修正发电计划、制定预想事故处理方案等)。
3)分钟前:重点关注越限的静态/动态安全风险指标[29],以系统当前的运行方式为基础,利用最新实时数据与超短期预测信息进行在线风险评估和预警控制。在紧急情况下,可启用安全自动装置,实施切机、切负荷等紧急措施以抑制运行风险趋势的恶化。
不同时间尺度运行风险管控的协调是一个典型的风险型决策问题。若上阶段的管控工作不够充分,将增加下阶段管控的难度;若上阶段风险预控措施过于严苛,则会大大提高系统运行成本。本文认为,日前的运行风险管控工作必须兼顾系统经济性指标,侧重于粗略地掌控电网未来数日运行风险的整体情况,把遗留和未知风险转移给小时前和分钟前的风险管控处理;小时前的风险管控则是一个对运行风险指标进行持续滚动优化控制的过程,要合理选择预控场景集和控制措施,避免忽略小概率高风险事件,并尽可能实现经济与风险的优化协调;分钟前的风险管控是风险管控体系的最后一道防线,其目的是对当前已经暴露出来的安全问题以及预测时刻的潜在高概率高风险事件进行紧急预控,维持系统稳定运行,最大限度地降低调度员在运行时刻的工作压力。
2 SRMS的设计
2.1 软件架构设计
SRMS是调度中心实施风险可视化会商以及管控、监督工作的决策支持平台。图2给出了SRMS的软件架构,系统自底向上分为数据源层、数据接口层、数据平台层和系统应用层4层。
数据源层包括SCADA/EMS、暂态稳定分析(TSA)、广域测量系统(WAMS)、调度管理系统(OMS)、生产管理系统(PMS)、综合数据平台(IDP)、雷电定位、覆冰监测等应用系统,为SRMS提供各类风险源数据与电网参数。
数据接口层的关键是设计和开发不同的接口适配器,以采集数据源层的各种与电网安全风险相关的数据,并基于交互数据规约及业务标准规则对数据进行清洗、加工、转化为可用的数据格式后存入SRMS的系统数据库。
数据平台的业务中心存储了预测时刻的风险源数据、评估结果及风险控制辅助决策预案,且定期将历史风险数据进行归档处理。规则库存储了大量的专家经验、知识及风险定级/预警规则。图形中心存储了电网的电气/地理接线图,并与模型中心基于公共信息模型(CIM)的扩展模型相映射,实现SRMS的图模一体化。系统管理模块中提供用户管理、任务调度、安全机制、系统配置等基本的平台维护功能。
系统应用层是电网安全风险管控体系的具体实现,不仅包括风险辨识、评估、定级和预警等基础功能,而且包括可视化展示、预警控制和应急管理等高级应用功能。在通过SRMS底层数据支撑平台自动收集风险数据源信息的基础上,应用层借助先进的风险辨识与评估算法,快速、智能地对各类风险进行可视化预警,当风险水平超过阈值时,能够有针对性地给出辅助决策预案。
2.2 系统主要功能设计
2.2.1 风险数据收集
由于SRMS融合了电网调度运行信息、管理信息及公共安全信息,必须能够实现调度中心与气象、生产、物资等部门的协同。对于气象信息,基于Java开发平台和Oracle数据库研制数据传输软件,通过专用光缆或Internet网从气象部门获取电网调度气象预警预报服务数据[30];对于生产和物资信息,基于IEC 61970/61968标准,制定接入数据与CIM之间的适配策略和协调方法,研制开放式的元数据接口,实现SRMS数据平台与不同分区应用系统的数据交换[31]。
2.2.2 安全风险评估
安全风险评估应当从电网、设备、人员、管理、环境等多个角度出发,综合考虑系统面临的不确定因素,动态生成预想故障集,通过静态安全分析和动态安全分析计算严重程度,并结合风险规则库,得到各类风险指标。
电力设备在运行过程中面临许多的不确定因素,且这些不确定因素常表现为随机、模糊及多重不确定的形式[32]。由于恒定的平均故障率无法描述预测时刻不确定因素对于设备强迫停运的影响,需采用概率论与数理统计、不确定理论等方法对这些因素进行表征和计算。建立考虑微气象、灾害和设备健康状态的可切换时变设备停运模型是运行风险评估的难点和核心技术。
为提高计算效率,根据风险评估预测时间的尺度大小,采用相应的系统状态选择方法动态生成系统的预想故障集及其发生的概率。对于在线风险评估(预测时段为未来数分钟或数小时),需要满足实时性要求,预想故障的数量必须控制在合理的范围内,采用快速排序技术[33]或可信故障集选择满足评估精度的关键系统状态;对于离线的风险评估(预测时段为未来数日),为提高评估结果的准确性,采用蒙特卡洛抽样方法[34]确定系统的预想故障集,以对系统风险状况进行深度评估。此外,由于继电保护、安全自动装置等二次设备存在误动或拒动的可能,可根据需要考虑其隐性故障,基于事件树方法[35]建立系统的连锁故障模型,从而全面评估系统的运行风险。
2.2.3 风险定级
英国健康与安全委员会的风险定级标准——ALARP原则[36]已被广泛应用于工业部门,本文采用该原则制定了电网安全风险定级的框架体系,依据严重程度的大小将风险定义为可接受风险、可容忍风险和不可容忍风险(如图3所示)。可接受风险是时刻存在的,且一般不对电网的安全运行构成直接威胁,通常不需要采取进一步措施来减轻风险。不可容忍风险是电网安全运行的重大隐患,风险事件一旦发生,将引起大面积停电,给社会经济带来巨大的损失,因而必须采取强制措施减少风险。可容忍风险介于两者之间,在这一区域内,风险水平不太高且电网运行仍可获得一定的经济性。不同风险水平分界线的具体数值需要结合专家知识与大量的仿真分析计算确定。
2.2.4 风险预警机制
得出各类电网安全风险指标的风险等级后,利用可视化技术对实时态和预测态电网运行状态下的潜在安全问题发出预警,分类给出风险评估结果,并在电网地理接线图(GIS)上自动识别和定位各类风险源(如全网煤水、覆冰、山火等分布情况),以“红”(紧急)、“橙”(严重)、“黄”(警戒)、“绿”(正常)等表示不同级别的警报。可从应急指挥中心大屏上清晰纵览全网安全风险态势,并分配责任部门提前做好安全防范。
2.2.5 融入风险控制的辅助决策
不同的电网运行方式所对应的运行成本和安全风险均不同,运行成本与安全风险之间大致满足图3所示关系[37]。传统的预控机制由于没有考虑随机扰动事件发生的可能性,调度决策往往偏于激进或者保守[5],造成在获得低运行成本的同时,系统风险水平却偏大(图中区域A),或者在保证系统低风险运行的同时,却又大大增加了运行成本(图中区域B)。鉴于此,需要将风险控制思想融入预警控制、应急管理等辅助决策功能模块,并针对研究问题的不同时长(离线和在线)分别建立优化数学模型,以制定安全经济协调的最优方案。
基于风险的机组组合、发电调度、检修计划等离线模式下的风险预警控制功能,以及应急物资安排、停电计划等应急管理功能,均需充分考虑运行成本和安全风险两者的冲突关系,并维持风险水平在可容忍的范围内,实现运行成本与安全风险的折中。采用多目标优化方法分别对上述问题进行建模,考虑决策者所持风险态度(风险规避型、风险稳健型或风险偏好型)与激励效应、约束效应的关系[16],以决策者效用函数最大化为准则,从得到的一系列Pareto最优解中选择最佳运行策略,以获得期望的发电成本和运行风险水平。
通过风险灵敏度分析,得出描述控制变量与各类静态/动态安全风险指标间映射关系的风险灵敏度矩阵,以提高在线模式下风险决策模型的解算效率。当预测时间内出现高风险事件(如过载风险、电压越限风险等指标超出预先设定的可容忍风险上限)时,SRMS将自动调用在线风险决策模型进行快速求解,通过调整系统的运行方式等控制策略,使系统由一个预警状态快速转移到另一个风险值较低的运行形态。
3 应用实例
本文所设计的SRMS已在湖南省电力公司调度通信局得到初步应用。系统基于C++和JAVA编程,采用C/S+B/S混合架构,目前已实现从SCADA/EMS,TSA,IDP,OMS等系统自动收集风险数据源,定期进行风险指标的评估与定级,并具备了初步的离线预警控制功能(系统界面见附录A)。
湖南电网管辖范围内易发雷雨、山火、冰冻等自然灾害,且全省资源相对匮乏,发电部分用煤及全部用油和用气均需由外省供应,水力蕴藏丰富但季节性水位变化明显。针对湖南电网这些特点,设计了如图4所示的多维度电网安全风险管控体系。在目标维度上,建立了输电线路停运率与微气象及山火、覆冰等极端恶劣天气相关的时变停运模型,构建了以风险评估、预警控制、应急管理为核心的全面风险管理框架;在时间维度上,动态跟踪电厂存煤、水库来水、灾害预报、网络拓扑变更、负荷异常波动等不确定因素对电网安全运行的影响,实现日前(3d内)、小时前(1h)、分钟前(15min)等不断向前滚动修正的电网安全风险管控体系。
以某时刻SRMS的运行情况为例说明系统的有效性。在预测时刻,湖南全网静态安全风险指标(线路过载风险、母线电压越限风险)明显偏大,风险预警模块发布了橙色风险预警,可视化展示模块显示最大的风险源为同时开工了多个检修现场(群豹线、民丰1号主变压器),次大的风险源为多个设备存在异常情况。离线预警控制模块针对这些风险因素制定了初步的预控策略。
在群豹线重叠民早Ⅲ线及民丰1号主变压器停电期间,民豹Ⅲ线潮流将加重,出现跳闸时将导致鹤岭、长阳铺主变压器、鹤西Ⅲ线与鹤肖断面等多条线路和断面潮流越限。对于该高风险的检修方式,预控措施为加大金竹山电厂3号机、涟源电厂机组或柘溪老厂机组出力,并控制长阳铺主变压器下网及鹤西Ⅲ线与鹤肖断面潮流。调控前后全网静态安全风险指标的变化情况如表2所示。表中:F1和F2分别为控制前后的风险值;Fmax为风险指标的可容忍值上限。
可见,若采取预控措施,线路过载风险和母线电压越限风险的数值将分别降低至原来风险值的78.6%和86.1%,说明该控制措施对于减缓风险有一定作用。
此外,SRMS提示220kV长平Ⅰ线、220kV荷茶Ⅲ线、220kV肖泉Ⅱ线断路器、大唐石门电厂2号机组等多个设备存在异常情况,且有些持续时间已达1个月以上,导致设备故障概率增加,系统提示调度员应对这些高危设备给予持续关注,有利于责成生产技术部门采取有效措施对异常设备进行消缺处理。
4 结语
基于风险管理方法,本文提出了一种面向调度运行的SRMS实现方案,提出了电网安全风险管控体系的构建思想,并设计了系统的软件架构和关键功能。在湖南省电力公司的初步应用实践表明,SRMS可实现电网安全管理从传统的基于最严重情况的决策模式过渡到基于风险的预警控制模式,有望成为电力安全保障体系的重要组成部分,为大电网的一体化智能调度提供技术支撑。
电网中变电运行技术的研究与分析 篇4
【摘要】电力工业是一个对现代化技术水平要求较高的行业，随着电力工业的不断发展，对变电运行技术的要求也日益提高。因为如果发生变电事故，不仅会造成经济损失，还会危及到电网的安全，因此，我们必须要对电网中的变电运行技术进行有效地研究和分析，这具有重要的理论意义及实际的应用价值。本文主要介绍了现代电网的特征、变电运行的必要性以及电网中的变电运行技术。
【关键词】电网，变电，运行技术，分析
1、智能变电站的特点
1.1智能变电站与传统变电站的区别
与传统变电站相比，智能化变电站内的数据采集、传输、控制等过程全部实现数字化控制，同时还兼备支撑智能化电网要求。实现的主要形式基于“数字化变电站”及其高级应用。注重坚强、可靠、安全、高级互动功能。在变电站内部能实现不同厂家设备互动操作，也实现电气一次、二次设备的状态监控和检修。1.2智能电网的特点
智能电网对变电运行工作提出更高要求：要求变电站设备具有高级自判断及处理能力，要求事先对可能发生的事故进行预测，以便在事故发生时做出快速响应，来降低事故的影响；智能电网具有优化能效能力，要求多种资源即插即用，以稳定、环保、高效、经济等方面作为目标；提前对可能发生的事故进行预测；在事故发生时刻，更加能够快速响应；在事故发生后，具有快速自愈能力，事故发生后能够在短时间内恢复到正常生产方式。1.3高级功能
智能电网具有高级分析能力，通过智能化设备帮助决策阶层理解当前的电网运行情况，提供决策佐证；还具备系统规划的能力，通过系统优化计算，自动选择数据模型，自动输入监理模型的基础数据，来帮助指导电网规划者的决策；通过可视化设备帮助操作人员更好地理解当前电网的状态，提高运行人员决策的正确率。1.4智能辅助系统的应用
建立变电站智能辅助系统综合监控平台，充分利用智能设备能够24小时不间断监控的优势，对系统中设备及运行环境突发故障实现在线处理。能够实现变电站集中管理功能，科学、高效对设备运行综合诊断。通过这一系统，提高变电站运行管理集约化，真正实现“数据集成、业务协同、管理集中、资源共享”。在智能电网的规划目标中，高度集成的通讯和自动化技术，能够为变电站“五遥”提供更为丰富和可靠地支撑。这将意味着集中控制能够真正实现。变电运行管理模式发展状况
变电运行工作内容主要包括了变电站的实时监控、接受命令、下达命令、定期巡视和设备维护、接收调度命令并执行倒闸操作，此外还需要保证现场工作环境安全。为了完成以上工作职能，国内供电企业的变电运行模式进行了多种尝试，先后主要经历了常规站、集中监控站和监控中心与操作队分设化管理模式。也代表着变电站运行管理的不断进步。2.1.1常规站
常规站的变电运行模式通常要求站内每个职位设置一个工作班组，但考虑到在事故处理时至少需要两个操作小组，并且主控室中至少有一人进行监控和接听电话保持与外界的联系，因此每值至少需要3人。通常实行的是48h的“三班倒”值班制度。常规站变电运行模式具有响应速度快，可靠性高的特点，且能保证运行人员对现场情况十分熟悉。但是，如果按照常规站的变电运行管理模式，随着220kV及以上等级的超高压变电站的成倍增长，变电运行人员数量将逐年增长。2.1.2集中监控站
集中监控站主要是以集中监控中心负责全区的监控，按照变电站所在位置开展分区域设立操作队负责该变电站的运行管理。国内已经使用过的集中监控站模式主要有监控与操作一体化、监控管理区域化以及监控与操作分设化三种模式。2.1.3监控中心与操作队分设化管理
监控与操作分设化模式能够促进变电站内职能划分，使其各司其职，增加变电站时不需要增加监控人员数量，在一定规模的变电站下能够起到显著的减员效果。在实际运行中，一般分工为对后台设备的运行和冷备用间的部分操作、操作预令的转达和紧急事故处理与汇报工作都可以交由监控人员执行。
3、智能电网对变电运行的要求 3.1有利因素
3.1.1智能电网的独特性和优点
鉴于智能电网的独特性和优点：综合了传感测量技术、自动控制技术、能源电力技术、信息通信技术和分析决策技术，信息数据高度集中，与基础设施联系非常紧密。所以，对变电运行提出了更高的要求。随着信息技术的发展，监控系统和远控工作站运行可靠性大大提高。监控系统趋于集中化、人性化和可视化，相对也降低监控人员的工作量。充分发挥智能变电站的优势，可以为供电企业“减人增效”，达到相对提高值班人员的薪酬，提高人员主动性的目的。
3.1.2智能电网具有高端的分析能力
在事故发生时做出快速有效的响应，以便最大范围内降低事故影响；智能电网具有系统的规划能力，要求指导者的决策应该以数据分析和建模判断为依据，且功能的实现应该经济有效；智智能电网中变电运行管理模式探讨能电网能够辅助决策，电网状态实现可视化，有利于操作人员进行分析和判断。智能电网的实现为变电运行模式的优化创造了条件，3.2安全管理工作
充分利用“两票系统”和“智能辅助系统”监督作用，完善变电站安全生产目标、安全制度，督促操作人员严格执行“两票三制”，提前控制安全风险。3.3处理缺陷
常规站处理缺陷的程序是运行人员在现场先发现设备缺陷或隐患，然后汇报给检修人员。检修人员安排检修计划，协调停电时间。设备故障处理需要一定时间，使得设备的不良状况运行时间增加，威胁到电网的运行安全性。假设将一般缺陷或故障交给具有故障处理能力的运行人员执行，必然会减少设备的不良状态运行时间，提高设备的效率，同时，还可以缩减检修人员的工作量，进而实现减员效果。3.4监控中心
监控中心负责接受调度指令并将其转发给操作队，由操作队进行指令的执行。如此，可以实现以下两个职能：操作一次设备，由监控中心运行人员进行遥控操作；操作二次设备或者机构电源开关时，由监控中心转达操作队，操作队进行现场操作。3.5调控一体化 3.5.1运行管理模式
在智能电网时代，建议采用“调控一体化”的运行管理模式较为适宜。“调控一体”是将调度与监控中心职能进行合并，变电运行操作完全由调度人员负责。“调控一体”整合了调度发令和遥控操作两项任务，大大提高了反应速度，提高了工作效率，也大大增加了调度员的职能范围。相应的，电网电气设备的巡视维护和检修等工作则交由维护人员负责管理，维护人员包括了原操作队、维修、保护、通信和自动化等班组，新建成为一个“大变电工区”。3.5.2优点
建设“调控一体化”变电运行管理模式帮助缓解变电运行值班人数，实现工作扁平化，提高了工作效率和安全运行水平。该模式能够符合智能电网需求，特别适合需要快速反应的情况，对于解决紧急电网事故和异常情况特别有效，是执行速度最快的调控一体化运行模式。3.5.3特点
“调控一体化”还融合了调度运行和变电运行两方面的专业知识，对调度人员的素质提出了更高的要求。站内所有维护人员都直接受令于调度人员，系统的反应速度得到大大提高。4 结论
现阶段我国电网正处于现代电网向智能电网过渡中，现存管理模式较多。将来，在智能电网时代采用“调控一体化”管理模式是必然的选择。但是在这种模式下，必须提高相应工作人员的专业技能能力。因此，供电企业应该加强对员工的培训工作，不断引进先进技术与人才。随着科技的进步，“调控一体化”管理模式仍然处于探索和发展中，只有不断改进和完善变电运行管理模式，才能使得电网发展得到保证，满足现代社会发展对电能的迫切需求。【参考文献】
电网运行的风险与控制 篇5
在电力系统的运行中, 电力调度不规范的调度行为会对电网的安全性和运行的稳定性造成影响。从大体上分析, 电力系统的运行必须具备一些先决条件。根据电力系统的特点和电力调度的规律, 这些先决条件主要有:合理的网架结构、综合化且智能化的电网调度自动化系统、完善的继电保护、高素质的调度操作人员等四个方面。下面将分别对这四个方面进行详细论述:
1) 高素质的操作人员。随着电力技术的发展, 越来越多先进的技术和设备应用到电网调度中。根据设备的改进, 电网调度员在掌握传统的运行检修、规划设计技术的同时, 还需要熟练使用计算机, 掌握电网自动化技术。同时要恪尽职守, 用极强的责任心和使命感来保证工作的缜密性。从而保证电网的安全稳定运行。
2) 完善的网架结构。完善的网架结构是电网安全稳定运行的重要基础, 一方面它能为电力系统发展大容量、大机组及超高压电网在技术上提供保障, 另一方面, 在电网发展过程中出现电源建设和负荷增长等不确定因素时, 它能够保障电网的安全, 大大减轻电网调度人员的工作量, 创造电力系统安全稳定运行的环境。
3) 综合化、智能化的电网调度自动化系统。首先, 可靠的、自动化的继电保护, 可以防止电网事故扩大, 为电网安全运行提供保证。其次, 要具备由各种传感设备、计算机设备、遥控设备、监控设备组成的硬件系统。最后, 还要有一系列高级智能的自动化应用软件。电网调度自动化系统又称为电力计算机监控系统, 能够实时监测电网运行状况, 在发生事故后能在第一时间自动完成事故的判断以及决策, 并通过简单的人工操作, 有效遥控和遥调远方变电所、电厂设备。一般来说自动化的电网调度系统已经广泛应用于现代的电网调度中, 现代的调度中心使用的是通讯技术、网络技术组成的多系统, 这些系统可以实现便捷的数据交换与信息共享, 同时也可以组合、组成新的系统。不仅提高了整个电力系统运行环境的兼容性, 还降低了信息传递与系统接口的投入成本。
2 影响电力系统安全运行的因素分析
影响电网安全运行的因素有很多, 根据电力系统和电力调度的状况, 主要分为内部因素和外部因素两个方面:
2.1 外部因素
1) 自然因素。地震、洪涝、泥石流、雷雨等自然灾害事发前不可预测和控制, 所以很容易给电力调度自动化系统的运行带来危害。对于自然因素, 我们现在能做的是在工程建设过程中提高选址和建设标准, 在事前预防自然灾害对电网运行造成危害。同时在日常工作中, 依靠气象监控中心提供的数据进行预防、报告和提前治理。
2) 人员因素。人员因素主要包括以下几个方面:首先是职责划分不清, 管理上就容易产生漏洞。新的安全管理模式刚刚建立, 新的设备也是刚刚投入运行, 所以管理上暂时无法与新的技术和工作模式同步, 管理跟不上科技的发展步伐, 导致出现了许多的漏洞。比如值班调度人员越权, 做起了操作人员应该做的事情而引起安全隐患。同时, 只重技术设备操作而忽视现场管理, 过于依赖设备、数据备份。在安全基础工作中疏忽大意, 现场管理意识淡薄, 更没有针对新的技术制定相应的事故应急预案和反事故措施, 都给安全工作带来了管理上的隐患。其次是安全意识的缺失。调度自动化系统从遥测、遥信起步, 现在已经在技术上产生了质的飞跃。但是安全意识上存在着重现场操作、重一次检修, 轻运行治理, 轻二次维护的现象, 再加上工作人员安全管理的意识和责任心较差, 甚至于擅自修改数据库的内容, 埋下了严重的安全隐患。
2.2 内部因素
1) 系统硬件老化和系统设计缺陷。电力调度自动化系统要24小时不间断运行, 工作压力很大, 运行过程中不断受到安装环境、温湿度条件、使用周期等因素的影响, 且长期的超负荷运行或者满负荷运行都造成了系统硬件的老化, 容易引起硬件功能失效, 影响着系统的安全运行。2) 电力系统自身的不稳定性, 主要包括了静态稳定、暂态稳定、振荡等, 同时通信系统中会出现诸如:不能与EMS系统通信、信息系统故障或阻塞、无法进行自动控制的故障, 电力系统组成部分中的发电机、输电线路、变压器故障, 控制和保护系统中的保护继电器的非线性和控制故障, 断路器误动作等。
3 电力调度及电网安全运行的风险控制与防范
做好电力调度和电网安全运行的风险控制与防范措施, 总体上要在了解技术的基础上, 做好管理措施, 通常要从以下几个方面展开:
1) 加强继电保护的运行管理。首先要管好保护与控制装置、直流设备及各个组成分支压板这三个管好工作, 保证继电器的正常运行。其次要做好送电后检查、停电后检查、事故跳闸后检查这三个检查工作。在送电后必须检查电流表是否有指示、断路器是否已合上, 同时要确保继电保护、位置灯为红灯, 停电后检查断路器的断开项目和确保位置灯是绿灯。要及时检查正常停电时瞬间动作的信号及其延时复归情况。事故跳闸后要检查断路器的性能、状态和保护动作的指示灯、信号继电器的掉牌、出口继电器的触头、保险等完好与否, 必要时还要检查切断辅助接点的情况。
2) 加强运行方式的管理。总体上要健全管理制度和监督考核制度。首先, 在管理上要明确安全责任, 做到制度化的管理, 要做好集控人员、调度人员、远动人员的岗位责任制, 提高责任意识。其次, 现场在加强规范管理的同时要动态化地处理安全隐患和安全威胁。再次, 运行管理中要认真地对历史和实时数据进行分析总结, 防止因为信息处理的失误而留下安全隐患。
3) 完善安全调度的管理。首先, 要建立完善的绩效考核制度, 通过有效的考核, 形成对调度管理有奖有罚、公正分明的工作作风。其次要严格执行“两票三制”, 即认真检查线路工作票及停电申请单, 对停电申请单要查工作情况、查操作时间、查执行单位、查停电区域和查检修运行方式等五个标准, 同时要杜绝因为时间紧迫或自身原因出现考虑不全的情况, 以免引起误操作事故。最后要完善联合交接班制度, 保证交接班的书面记录正确可靠, 责任分明。
4) 加强现场调度的管理。首先, 调度要对变电站、开闭所内的装置负责, 对于复杂的倒闸操作, 需要预先编制方案, 尽量缩小停、送电操作周期, 并遵照送变电工程启动验收委员会的命令执行。其次, 在设备充电投运正常后, 要及时向值班调度员汇报运行方式及需要注意的事项, 尽可能做好继电保护及自动装置变动情况的详尽技术交底, 杜绝因为交代不清或不全而造成电网事故。最后, 要采用合理的心理调节方法降低值班调度人员的心理工作压力。在进行上述工作时候, 要具体问题具体分析, 根据实际情况加以解决。
摘要：本文基于电力系统运行的实际情况, 分析了影响电力系统安全因素和电网安全运行的先决条件, 并在此基础上, 针对性地提出一些解决措施。
关键词：电力调度,电网安全,风险
参考文献
[1]韦仲康.电力市场环境下的电网安全与稳定[J].电力安全技术, 2006.
电网运行的风险与控制 篇6
1 电网调度的必要性
电力系统是一个有机的整体, 是由几十个发电厂、成千上万的变电所以及千千万万个电力用户组成, 通过多种电压等级的电力线路相互连接, 构成一种网状结构进行着生产运行。对于电能的生产输送都是非常快捷的, 都是在一瞬间就可完成的, 但是需要将全网的发电出力以及用电负荷时刻保证一个动态的平衡。所以电网的调度运行工作就是不可缺少的, 是非常重要的一个工作环节。电网调度部门的工作核心就是保证系统安全稳定的运行, 尽量避免系统事故的发生, 如果万一发生了系统事故将能够在事故发生的第一时间对其进行控制, 从而以最快的速度恢复系统使其能够正常运行。
现代电力系统的发展越来越迅速, 电网在不断的扩大, 致使电网的运行操作也越来越复杂, 而电网如果发生电力故障那么对社会的影响是非常严峻的。随着人们生活水平的提高, 对于供电系统的安全可靠以及供电质量都有了越来越高的要求, 也就要求电力系统的调度人员的技术水平和电力系统的自动化水平将要不断提高。否则一旦操作失误, 轻则会导致整个电网断电, 造成不必要的损失。重则会影响到广大群众的生命安全, 以及大型设备的损坏, 那么所造成的损失将是无法估量的。所以说, 电网调度工作的好坏将影响着整个电力系统的运行, 将影响着社会的正常发展, 必须重视电网的调度工作。
2 影响电网调度安全运行的因素
1) 自然灾害的影响。电网的运行环境是复杂的, 是在不断的发生着变化, 是人力难以控制的, 时常会出现一些恶劣环境如地震、海啸、台风、泥石流、雷雨、冰雪凝冻等自然灾害, 而这些自然灾害却会严重影响电网的正常运行。
2) 外力对电网造成的影响。社会在不断的发展, 一些大型的基建项目在不断的建设中, 而一些过时的建筑也需要进行改造, 在这些项目的施工过程中就会对电网的安全及运行造成影响。在施工过程中一些大型设备由于对周围环境考虑不周将会对已有的电网造成破坏, 而新项目的建设也需要对已有的电网进行改造来满足新项目的需求, 在改造过程中就会增加电网安全运行风险。
3) 相关工作人员的影响在对电网调度工作运行的工作中, 由于对各工作人员的职责划分不清, 使得在管理上出现漏洞, 从而影响了电网的正常运行。比如企业内部实行新的管理模式, 而对于相关工作人员的通知不到位, 或者相关人员不予重视, 在工作中就很容易出现漏洞, 以至于影响电网的正常运行。还有就是一些老职工自认为具有多年的工作经验, 从而缺失了应有的安全意识, 而电力系统自动化在飞速的发展, 如果缺失安全意识就会为以后的工作埋下严重的安全隐患。
4) 系统年久老化和系统设计自身存在缺陷而造成的影响。电力调度自动化系统一旦运行起来将不会有休息时间的, 会24小时不间断的进行工作, 所以工作压力非常的大。而电力调度自动化系统的运行环境的要求又比较高, 对于温度、湿度、安装环境以及使用周期都有严格的条件限制, 如果自动化系统的使用环境发生变化、超过使用周期或者一直在超负荷运行, 就会造成硬件设施的老化, 很容易引起系统失效, 影响电网的正常运行。
3 电网调度运行的风险管控
1) 规范电网调度运行工作。随着科技的发展, 计算机及一些高新科技在电力系统中的应用, 以及电力调度自动化系统的不断完善, 电网调度运行的现代化水平越来越高。而调度人员的操作不规范、出现误操作等现象就会给电网的正常运行带来严重的安全隐患, 所以为了保障电网安全可靠的运行就必须规范电网调度运行工作, 杜绝出现因操作不规范而引发的电力事故。在电网的调度工作上, 应从交接班制度、调度操作命令以及对电力事故的处理上进行严格的规定, 从而提升调度人员对电网运行的控制力, 保障电网安全可靠的运行。
2) 强化安全意识, 增强工作人员的责任感。出现误操作而引发的安全事故主要是因为工作人员的安全意识不够, 工作中缺乏责任感。所以在工作中应加强思想教育工作, 提升工作人员的安全意识。加大对防止出现误操作的奖赏力度, 提升工作人员的责任感。将安全生产责任制落实在工作中的各个环节, 使得各工作人员在工作中能够思想到位、工作到位和责任到位。
3) 加强继电保护的运行管理。在对电力设备的管理中应做好对控制装置、直流设备和各组成分支压板的管理工作, 来确保继电器的安全可靠的运行。然后要做好对电力设施的检查工作, 包括送电后的检查、停电后的检查和出现故障后的检查。
4) 加强现场调度管理。在现场调度工作中应加强对变电站、开闭所内装置的重视, 在对于一些复杂的倒闸操作应在操作前制定详细的操作方案, 尽量缩短停电时间, 确保送电周期, 严格按照送变电工程的规章制度执行。在电力设备正常运行后应及时将运行情况和注意事项向值班的调度人员汇报, 做好交底工作, 防止出现因交底不清而导致电力事故的发生。
5) 在电力建设中, 应加强对自然灾害的考虑。虽然自然灾害的发生是不能控制的, 但是在电力建设中我们应当提高对自然灾害影响的重视。在工程建设中应提高建设标准, 竟可能的降低自然灾害对电网调度运行的影响。在日常的维护过程中, 应对气象监控中心的数据进行有效的分析, 提前做好对自然灾害的预防工作。
摘要：随着社会的发展, 人们对电力需求越来越大, 导致电网容量在不断的加大, 就必须提高对电网调度运行的安全管理, 因为电网调度运行的好坏将直接影响着电力系统的安全与稳定。本文首先了解电网调度的必要性, 然后对影响电网调度安全运行的因素进行分析, 并提出一些关于提高电网调度安全运行的管理措施。
关键词：电网调度,运行,安全,风险管控
参考文献
[1]吕财.电网调度管理及安全运行[J].考试周刊, 2008.
电网运行风险评估步骤与指标计算 篇7
1 电网运行风险评估步骤
一般来说, 电网运行风险评估的实施主要通过风险元件的选择, 风险状态的分析和风险指标的计算三个步骤来实现。
1.1 风险元件选择
电网中任一电气元件, 均有可能因检修和故障退出运行。这样的元件或其组合称为风险元件。电网中任一电气元件或多个元件的组合均可根据运行分析的需要而设置为风险元件。针对我地区电网110k V开环辐射运行的情况, 电网风险元件选取主要考虑110k V~220k V输电线路、变压器以及母线, 选择原则如下:
(1) 一条线路开断; (2) 双回线路中的一条线路开断; (3) 失去110k V~220k V变电站中的一个主变; (4) 单条母线故障。
1.2 风险状态分析
当发生上述任一条时, 就形成一个风险状态。对风险状态的分析是电网运行风险评估的核心内容, 包括潮流计算、发电再调度计算、最优负荷削减模块。具体流程如下。
SCADA系统读取数据→电网基本数据元件故障数据输入→选取风险状态, 形成故障集合N→潮流计算→发电再调度计算→最优负荷削减→计算系统充裕度风险指标→数据保存及展示。
1.3 风险指标计算
电网运行风险评估指标体系主要由两大类共同构成, 为电网调度决策提供技术支持。第一类是概率充分性指标, 如线路停电概率、停电功率期望值、停电电量期望值、母线电压过高 (低) 风险、线路过载率等。
2 电网运行风险评估指标体系
2.1 风险概率计算
由故障枚举法生成典型故障集合, 任一故障i发生的概率为:
其中, Nf为故障元件数;Nw为正常工作元件数。
µk为元件k (变压器、线路或母线) 的停运概率 (或故障率、强迫停运率) 。µk为元件的可靠性参数, 软件将提供各类元件 (线路、变压器、母线) 故障停运率的典型值, 也可根据近一、两年元件停运时间的统计情况来获得, 即, , 其中, M T T为在统计时段内元件总停运时间 (小时) ;PRD为统计时段的长度。
变量表示说明:以下用下标i表示单个故障 (或元件) 的风险指标;下标s表示系统级的风险指标。
2.2 单个故障 (元件) 的风险指标计算
例: (1) 停电功率期望值EPNSi。
停电功率期望值用于从有功功率的角度来度量由于电网元件故障退出运行而导致无法满足用户负荷需求的程度。该指标可通过全网、平均两个层面来予以细化。具体如下:
全网停电功率期望值定义为:
平均停电功率期望值定义为:
式中, NLS表示切负荷的节点个数, ∆PL, K表示节点k的切负荷功率。
(2) 停电电量期望值EENSi。
停电电量期望值用于从电量的角度来度量由于电网元件故障退出运行而导致无法满足用户负荷需求的程度。该指标可通过全网、平均两个层面来予以细化。具体如下:
全网停电电量期望值定义为:
平均停电功率期望值定义为:
式中, ∆EL, K=∆PL, K×T表示在时段T内节点k的停电电量。
同理, 系统还能进行停电功率比Ri、线路过载率Rni、线路过载度Rpi、电压偏高率VHn, i、电压偏高度VHP, i、电压偏低率VLn, i、电压偏低度VLP, i、单个节点停电功率最大可能值△PL, max, i (最大电力不足) 、 (最大电量不足) 等指标计算。 (因篇幅有限, 公式略) 。
2.3 系统风险指标计算
系统风险指标是对定义的所有风险状态进行分析后, 按照概率统计方法所计算出来的关于全系统的相关风险指标, 用于评估整个电网的风险大小。系统级别的风险评估体系由以下指标构成。
例: (1) 停电概率LOLPs。
停电概率是指系统中由于输电线路或者变压器停运而导致系统出现电力不足的概率:
其中, Fi为第i个故障的停电标志, 停电时取1, 否则取0;N为故障模式集合中的故障数目。
(2) 停电功率期望值EPNSs。
系统停电功率期望值是对所有的停运事件进行停电功率期望值的计算, 将结果累加。该指标可细分为全网、平均两个层面, 计算公式如下:
全网停电功率期望值:
平均停电功率期望值:
同理, 还可以计算停电电量期望值EENSs、停电功率比Rs、线路过载率Rns、线路过载度Rps、电压偏高率VHn, s.、电压偏高度VHp, s、电压偏低率VLn, s、电压偏低度VLp, s、系统停电功率最大可能值△PL, max, i (最大电力不足) 、系统停电电量最大可能值△E L, max, i (最大电量不足) 等指标 (公式略) 。
2.4 不收敛情况的处理
(1) 如果潮流计算及经济调度收敛, 则单个故障 (或元件) 和系统的风险指标均为0。
(2) 如果潮流计算及经济调度不收敛, 切负荷收敛, 则只能计算出与停电功率 (切负荷功率) 有关的风险指标。
摘要：对电网运行进行风险评估可以方便电网调度员和相关部门对整个电网系统进行全局性的把握, 为电网监控和检修提供决策信息。电网运行风险评估主要由风险元件选择、风险状态分析和风险指标计算三个步骤实现。本文以风险概率、单个故障 (元件) 的风险指标和系统风险指标为例, 对风险评估指标体系计算进行了阐述。
关键词：电网,风险评估,指标计算
参考文献
[1]周孝信, 郭剑波, 孙元章.大型互联电网运行可靠性基础研究[M].北京:清华大学出版社, 2008.
电网运行的风险与控制 篇8
1电网运行安全现状研究
近些年以来,随着我国经济的快速发展,国家对电网系统的安全运行重视程度逐渐增加,并针对性的提出了一些管理制度和改善意见,指导电力部门开展电网运行安全监管,预防电网事故的发生。在我国颁布的电力安全事故应急处置和调查处理条例等规章制度中,对我国的电力系统安全监管进行了重点强调,强调生产企业需要将电力系统安全责任落实到具体的管理部门和人员上,通过严格的执法预防电力安全事故的发生。但在当前的电网运行调度工作中,由于电网运行较为复杂,加上电力调度人员自身的素质和能力等限制,导致很难实现电力系统的安全运行。因此,本文作者通过自身多年的工作经验,对当前电网运行中存在的电网事故种类进行了简单的分析,总结了当前比较常见的电网运行安全事故原因,并制定了对应的防控措施。
2电网事故种类
对于电网事故,其主要由以下几个方面内容组成:自然因素导致的电网事故、管理人员和预防设备等造成的问题,下面对当前比较常见的电网事故进行了简单的分析:1)输电线路故障跳闸。对于这一事故,其是当前我国电网运行中占据比例最大的线路故障,对于地区内的电网系统,联络线路之间的跳闸现象非常常见,尤其是对于一些恶劣天气。这一故障属于瞬时故障,在发生之后造成的影响相对较小,在对其进行处理时主要是通过电流调整和控制联络线路处的电力负荷等方法解决,此外,还可以通过加强巡视工作等对可能出现跳闸故障的联络线路位置进行重点排查。2)变电站内主设备故障。这一故障问题的出现主要是由于变电站内的设备运行出现问题,在对其进行处理时需要遵循以下几点原则:首先是对电网的受端进行发电出力增加,而在电网的送端,发电厂需要降低自身的出力。然后是变电站内的设备由于损坏或者短路等问题出现爆炸事故,对此可以通过系统频率的调整使设备保持在正常的水平。在日常的变电站检修工作中,需要对主设备进行定期检查,发现问题后及时对其进行解决等。
3电网运行安全风险识别与防控系统的关键点研究
3.1信息组织和集成模块
对于电网安全风险识别与防控系统来说,其中的信息组织和集成模块主要是为了实现电网运行过程中基础数据源分析,同时对不同的数据模型进行匹配和转换。在该系统中,不同的基础数据分布在多个应用系统中,跨度非常大,根据不同的划分标准能够对其进行不同的间隔,像时间维度上的划分等。在本次研究中主要是对IEC61970的通用模型进行分析,结合当前的国际通用标准建立数据集市,并采用现代化信息技术手段对不同的数据源信息进行收集和整理。
3.2风险评估标准化模型
通过对当前我国的电力安全事故相关条例进行研究,能够对当前我国地区电网系统中存在的事故以及其可能造成的后果进行等级划分,将该标准应用在数据模型的标准化建立中,能够加强对风险等级的有效评估。
3.3自动化系统的应用集成
对于地区电网系统,其中的安全风险识别和防控系统对地区电网的安全运行具有非常大的影响,在本次研究中的EMS系统,其能够为电网提供对应的基础网架,同时还能够为安全风险识别和防控系统进行数据方面的技术支持,为了实现EMS系统的应用集成化,需要对两个系统之间的数据模型进行标准化建设。
4安全风险识别与防控系统技术点研究
首先是基于CIM标准的事故元件对象化,在本次研究中,安全风险识别和防控系统的建设所需要的各项数据是通过对各地的电力系统进行数据收集所得,像网架文件,其主要是通过EMS系统来进行提供,而设备配置信息则是通过DMIS系统进行获取等。在对数据进行处理时,由于不同的系统厂家之间存在着标准不一致问题,使得基础设备的数据模型无法实现有效的统一,这对设备的正常运行具有较大的影响。为了解决这一问题,本次研究的电网运行安全风险识别和防控系统中采用CIM标准对所有收集到的数据信息进行统一转换,并通过EMS系统建立能够对数据进行识别的指令模型。然后是对运行风险进行评估和定级,在电力事故安全的相关条例中,其对不同区域的电网制定了对应的事故等级评定标准,像省会城市,其需要选择对应的风险评估标准才能对其安全风险事故进行准确的定级,然后建立对应的检修计划,并为其后续的改进措施提供一定的标准数据。
5总结
随着我国经济的发展,我国的电网系统将越来越完善,这对我国的持续稳定发展具有非常重要的作用。在本文中对当前我国电网运行中的安全风险识别和防控系统进行了简单的分析,并对其中的关键技术进行了介绍,希望能够帮助有关部门加强自身的电网安全建设。
参考文献
[1]李碧君,周晓宁,刘强.基于智能电网调度技术支持系统的电网运行安全风险在线防控[J].华东电力,2014(06):1057-1063.
[2]高明,陈珂宁,李文云,吴文传,谢一工,尹成全.云南电网调度操作安全风险防控系统的研究与设计[J].电力自动化设备,2011(09):129-133+138.
[3]高明,陈珂宁,李文云,吴文传,谢一工,尹成全.云南电网调度操作安全风险防控辅助决策系统设计[J].南方电网技术,2010,S1:13-17.
电网运行的风险与控制 篇9
2013年全球风电新增装机容量为35.5 GW,累计装机容量已达到318 GW[1]。而我国目前风电的总装机和新增容量均居世界第一,2013年中国风电装机容量达到了91.4 GW,已成为我国第三大电源。 然而,随着电网中风电的装机容量及比例的不断提高,产能不均衡所引起的风功率输送、消纳等并网瓶颈问题已逐渐凸显[2,3,4]。为降低“弃风”损失,近年来风电离网技术的开发和应用引起了电力行业的广泛关注[5,6]。
将非并网风电与高耗能工业结合将成为未来解决风电消纳和降低工业生产成本的可行方案之一[7,8,9]。如用于保障沿海地区水资源可持续利用的海水淡化系统,其生产特性适于与风电、光伏等新能源联合运行,而高能耗的反渗透工艺可有效消纳离网风电,成为非并网风电开发应用的新领域。由于海水淡化系统一般装设在地理位置偏远且电网薄弱的地区,因而需为其建立孤立微电网,若分布式电源比例较大,还需引入储能设备,以满足微网安全运行及淡水产量等相关技术要求[10,11,12]。目前针对含风、光、储、柴等多能源的海岛微电网的结构拓扑、 容量配置及协调控制等技术问题已初步得到解决。 如文献[13-14]分别给出了东福山岛及我国东部某岛的微电网的拓扑结构和运行策略。文献[15]通过建立包括投资成本和不同费用的经济性模型,计算微网中风电、柴油机和蓄电池容量的合理配置方法。 为进一步解决海岛微电网的供电及淡水需求,文献 [16-17]针对含海水淡化负荷的孤立微电网设计了风电、柴油机和蓄电池的控制策略,而文献[18-19]基于各微源和海水淡化的控制策略提出了微电网能量优化配置方案。文献[20-21]则提出了含海水淡化负荷的微电网实时能量管理调度策略,使系统运行更具安全、经济特性。上述研究探讨了微网在联网、 孤岛状态下的运行特性及相关控制策略,但并未针对海水淡化可调的负荷特性建立动态模型,因而系统中微源、储能与负荷间的实时协调控制仍需深入研究。若海水淡化容量比重较高,微电网需根据其负荷特性设计系统容量配置方案以及各微源及储能单元的动态调节控制策略。
为改善微电网中风电-海水淡化的联合运行特性,本文建立了由双馈风电机组、蓄电池和海水淡化组成的孤立微电网模型,并根据海水淡化的负荷特性,提出了微电网中风电、储能和负荷的容量配置方案及协调控制策略。最后搭建了基于面向仪器系统的PCI扩展(PCI e Xtensions for Instrumentation, PXI)+c RIO的仿真试验平台,针对在所提控制策略下孤立微电网的不同运行工况进行了实时仿真,验证了模型及协调控制策略的可行性。
1风电海水淡化微电网拓扑与建模
图1为本文建立的风储海水淡化孤立微电网拓扑结构图,包括双馈风电机组、蓄电池组和海水淡化装置,均通过电力电子变流器接入系统。
(1) 风电机组
双馈风电机组在传统最大功率跟踪控制下,不仅具有变速恒频的运行特性,并且能够独立控制机组的有功功率和无功功率。为充分利用地域内的风电资源,海水淡化微电网内的风电机组应长期处于捕获最大风能运行状态,并可根据系统需求且在自身功率裕量范围内,利用其无功功率的动态调节能力维持系统电压稳定。
(2) 储能系统
微电网中的储能单元采用功率型锂电池组,用于平抑风电高渗透率下的系统功率波动。由于微电网中风电装机比例较高的双馈风电机组并网安全要求系统具有稳定的频率和电压质量,因而经变流器接入系统的蓄电池组将作为主电源,在恒压恒频控制下,利用其快速的有功、无功调节能力,实时补偿风功率与海水淡化间的功率差额,动态维持孤立微电网的电压和频率质量。此外,由于风功率波动剧烈,可能引起蓄电池频繁进行深度充放电,为延长其使用寿命,需要合理地设定储能系统SOC变化区间,并利用海水淡化的可调负荷特性,有效减小蓄电池的功率调节压力。
(3) 海水淡化系统建模
海水淡化装置主要由给水泵、高压泵、反渗透RO单元和能量回收装置等设备组成,各水泵通过变频器接入微电网,成为了负荷能耗的主要来源。因此,海水淡化装置可用背靠背双PWM全控整流桥+ 异步电动机+RO单元的拓扑结构近似模拟其负荷特性,而全控型变流器能够避免谐波对微电网安全运行的不利影响。
图2为反渗透海水淡化的主要工艺流程,系统通过改变RO膜两侧压力差pfp1产出淡水,即高压泵和升压泵通过转速调节,控制出水压力和淡水流量Qp。因此,本文针对上述海水淡化系统的控制流程建立了如图3所示的闭环控制系统。其中,水泵轴功率与压力差的关系可由式(1)表示。
式中:P为水泵功率;Q为进水体积流量;η为电机效率。
如图3所示,机侧变流器在矢量控制下,独立调节电动机的有功、无功功率,实现变频调速的控制目标。为模拟高压泵输出功率与出水压力之间的关系,本文建立了以高压泵进出口压力差为控制目标的压力外环控制,通过PI控制器实现无差调节, 进而为电动机转速提供参考,并根据期望转矩计算有功电流参考值isq,而定子电流的励磁分量isd则由弱磁控制模块给出。此外,网侧变流器主要功能是控制变流器电容器电压恒定。
2系统容量配置及协调运行控制策略
2.1微电网容量配置
(1) 风电机组
本文采用盐城射阳测风数据,高度70 m,采集时间为2012年3月17日18:00~2013年4月22日23:50,时间间隔为10 min,风速分布如图4所示。
根据风电数据,可利用式(2)计算风电机组的功率[22]输出为
式中:vi、vN、vo分别为切入风速、额定风速和切出风速;PN为机组额定功率;A PNvi3/ vi3v3N;
由风速数据和式(2)可得出风电机组的出力概率分布,见表1。
将图4中每个采样点的风速数据分别代入式 (2),即可计算出全年风功率数据PW,i,则风电机组的平均出力可由下式计算。
式中:PW,avg为风电机组平均出力;n为风速数据采样点数。
由式(3)可计算出风电容量配置为3 MW时,平均出力约为710 k W。此外,由表1可知,风电机组出力不足30%时的概率达到了74.94%。因而,本文选取2台1.5 MW机组用以满足4套50 t海水淡化装置的负荷需求,其中每套海水淡化装置的额定功率约为152 k W。
(2) 储能系统
储能系统在微电网动态调节过程中用于补偿风电与负荷间的功率差额,此外海水淡化系统启动同样需要储能,首先建立电压。由于海水淡化负荷调节速度较慢,因而储能需具备平抑风功率波动的能力。基于风速数据,利用式(2)可进一步计算出风功率波动幅度的概率分布,见表2。
储能单元变流器容量可根据风功率波动幅度的概率合理配置,使其具备保持微电网电能质量的能力。由表2可知,风功率波动范围为[-300,300)的概率为69.05%, 而变化达 到 [-600,600) 的概率为78.29%。由上述分析,若变流器容量配置为600 k W, 则概率为70%以上的风功率波动可得到平抑,基本满足了功率调节对储能的功能要求。
在微电网中储能单元还需承担海水淡化装置的启动任务。表3为海水淡化主要设备技术要求,根据各水泵容量和启动时间,可计算出蓄电池所需容量,本文针对4套海水淡化装置设计的蓄电池容量为293.5 k Wh。
2.2协调控制策略
微电网海水淡化系统中风电作为主电源为负荷供电,而储能系统则为主控单元,在恒压恒频控制下,维持系统功率平衡,同时为双馈风电机组并网提供电压和相角参考。本文在微电网海水淡化系统中建立了主从控制模式,对各微电源和海水淡化负荷进行协调控制,优化系统运行方式,并保证其安全稳定运行,具体控制策略如下。
(1) 风电功率PW能够满足一级负荷P0和海水淡化设备PL功率需求,即PW≥P0+PL。
该运行工况下,为提高风电能源利用效率,需计算风电与负荷的功率差额,并检查蓄电池SOC的荷电状态,即
式中,PB为蓄电池侧变流器功率。
1 SOC<SOCmax,ΔP将对蓄电池充电,若ΔP超过蓄电池最大充电功率PBN-PB,则剩余功率ΔP(PBN-PB)需通过卸载负荷释放或风电机组利用变桨技术减功率运行。
2 SOC=SOCmax,蓄电池无法充电,多余功率ΔP需接入卸载电路释放或通过变桨系统使风电机组减载运行。
(2) 风电无法满足负荷需求,即PW<P0+PL。
1 SOC>SOCmin,通过蓄电池放电保证系统功率平衡;
2 SOC=SOCmin,需要海水淡化减负荷运行, 若其功率减至最小值PLmin仍不能使系统恢复功率平衡,则需切除负荷PLmin,海水淡化停机。
由上述分析可得,所提微电网协调运行控制策略具体流程如图5所示。
3基于PXI的孤立微电网数模混合仿真分析
3.1系统简介
为模拟实际工程,本文基于PXI+c RIO的仿真试验系统,搭建了如图1所示的风电海水淡化孤立微电网的仿真模型,利用c RIO与PXI之间的数据交互,实时采集数据,并实现微网控制器与仿真系统间的闭环控制,进而对所提协调运行控制策略进行实时测试,仿真平台结构如图6所示。其中,风电场包含2台1.5 MW双馈风电机组,蓄电池容量为293.5 k Wh,4套日产水量50 t的海水淡化装置, 容量为608 k W,负荷主要设备运行参数见表3。
为模拟海水淡化负荷特性对微电网稳定运行的影响,根据其生产工艺,本文通过控制其功率梯级变化时的变化率,模拟水泵启停机过程,即海水淡化负荷可调的动态响应特性。
3.2风速减小后的实时仿真分析
初始风速为8 m/s,海水淡化满负荷运行,蓄电池SOC为58%,48.0 s时刻风速突变为5 m/s,造成系统有功功率不足后,微电网启动协调控制策略,当蓄电池放电导致SOC跌落至30%时,降低系统负荷功率,仿真结果如图7所示。图7(a)、图7 (b) 分别给出了风速和系统负荷开始降低时蓄电池侧变流器功率PB、风电机组功率输出Pw、海水淡化负荷功率PL和蓄电池SOC的动态响应。
由图7(a)可看出,初始风速下,风电可以满足海水淡化的最大负荷需求(PL=600 k W),并且多余的电能将给蓄电池充电(PB<0),蓄电池SOC持续上升; 48.0 s时刻风速降低后,风电机组功率输出快速减小,Pw由1 420 k W逐渐降低至260 k W,此时风电机组的功率已不足以满足最大负荷需求,蓄电池单元在恒压恒频控制策略下,根据系统运行状态, 利用存储的能量持续放电,满足海水淡化的最大产能需求。然而,由于风功率持续降低,蓄电池无法满足负荷需求,开始持续放电(PB>0),最终导致SOC跌落至30%,如图7(b)所示。此时微电网中央控制器制定功率控制指令,降低负荷功率,由PL的动态响应可以看出,PL首先按照整定的变化率下降至额定值的70%(高压水泵切除),虽然负荷需求下降,但蓄电池SOC仍持续降低,负荷降低的变化量并未实现系统重建功率平衡,因此海水淡化系统再次调整功率需求,降至额定容量的40%,由SOC动态响应可以看出,负荷再次调整已补偿了风速变化引起的风功率变化量,蓄电池停止放电,并开始缓慢充电(PB<0)。
3.3风速增加后的实时仿真分析
初始风速为4 m/s,海水淡化减载40%运行, 蓄电池处于放电状态,29.0 s时刻风速突变为7 m/s, 造成系统有功功率过剩后,微电网启动协调控制, 仿真结果如图8所示。
由图8可看出,风电机组处于风速4 m/s时, 仅能满足海水淡化系统的最低负荷需求,并且需要蓄电池充电补充系统的功率缺额(PB>0),SOC持续降低;29.0 s时刻风速增加至7 m/s后,风电机组功率输出快速抬升,Pw由40 k W增加至920 k W,此时风电机组的功率可以支持海水淡化的最大负荷需求,并且变流器开始为蓄电池充电(PB<0),SOC逐渐升高。微电网中央管理器检测SOC信号满足充放电需求,且变流器充电功率可以满足海水淡化,15 s左右下发控制指令,海水淡化增加功率需求,PL由240 k W逐渐增加至600 k W,进入最大负荷运行状态。
3.4变风速下的实时仿真分析
风速曲线如图9所示。图10给出了变风速下时间尺度为1 h,风电海水淡化孤立微电网的实时动态响应。
如图10所示,5~25 min时间段内,风速不足, 导致储能系统始终处于放电状态,25 min之后,蓄电池SOC已至最低限,海水淡化装置减负荷运行, 且满足10 min启停时间间隔。在负荷降功率的时间段内,平均风速相对升高,蓄电池处于充电状态,35 min时刻,高压泵成功启动,海水淡化装置恢复最大功率运行状态。35 min之后,在所提协调控制策略下,蓄电池组在安全充放电范围内能够平抑风功率波动,满足了微电网安全稳定的运行需求。
4结论
基于风电海水淡化孤立微电网,本文提出了风电、储能、海水淡化负荷的容量配置方案及系统协调运行控制策略。实时仿真试验结果表明,在本文建立的高风电渗透下的孤立微电网中,各设备运行稳定,其中储能系统可利用其功率调节能力,动态补偿风电与负荷间的功率差额,维持系统安全运行, 而与可调负荷的协调配合,则能够更好地实现高效利用近海风能满足海水淡化负荷需求,以及有效延长蓄电池使用寿命等控制目标。
本文研究内容为离网风电与海水淡化联合系统的工程建设提供了技术参考。下一步研究工作还需开发包含海水淡化负荷调度、故障保护及经济评价等功能的能量管理系统。
摘要：大型离网风机与高耗能的海水淡化装置联合运行将是未来淡水清洁生产技术的开发方向之一。首先根据海水淡化的负荷特性及风电的运行特性,分析含风电、储能、海水淡化负荷的孤立微电网的运行模式及控制方案。在此基础上,根据风速历史数据,计算机组出力及风功率波动的概率分布,提出风电、储能和海水淡化装置的容量配置方案以及孤立微电网协调运行的控制策略,进而提高系统经济效益和安全稳定运行能力。最后基于PXI+c RIO的仿真试验系统搭建某地区海岛微电网,针对风电海水淡化孤立系统不同运行工况进行实时仿真,验证了所提控制策略的可行性。