运行安全评估（共12篇）
运行安全评估 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。
运行安全评估 篇2
目前对整个飞行区运行评估的研究较少,但又有迫切需求.采用网络模型描述飞行区结构,按照实体流图法对飞行区建模,选择下次事件时间推进机制进行仿真.通过对飞行时间和延误等仿真输出结果的.统计分析,对飞行区运行进行评估.结合上海浦东机场给出算倒,结果验证了评估方法有效性.
作 者：徐肖豪 臧志恒 作者单位：中国民航大学,空中交通管理研究基地,天津,300300 刊 名：中国民航大学学报 ISTIC英文刊名：JOURNAL OF CIVIL AVIATION UNIVERSITY OF CHINA 年，卷(期)： 25(z1) 分类号：V351.11 关键词：机场 终端区 飞行区 仿真 评估
运行安全评估 篇3
摘要：对失业保险制度运行状况进行科学评估，关系到我国失业保险制度的健康发展。根据北京市失业保险相关数据，从覆盖面、保障度及可持续性三大方面对北京市失业保险制度进行评估。研究结果表明，北京市失业保险制度覆盖程度较高，但存在着保障程度低、失业人员参加培训后就业率不高、失业保险基金结余系数较高等问题，针对问题，文章提出应适当提高失业保险金替代率、充分发挥培训对就业的推动作业、实现弹性费率制等政策建议，为推动失业保险制度改革提供有益參考。
关键词：失业保险;评估指标;北京
一、 失业保险制度评估研究综述
从目前的研究现状看，学者们对于失业保险制度的评价研究，主要集中在三大领域：一是对失业保险制度评估体系进行整体设计;二是对失业保险制度促进就业功能评价体系的构建研究;三是对我国局部地区的失业保险运行情况进行评价，如安锦（2010）利用失业保险制度有效性评估体系，对内蒙古失业保险制度进行评估;陈心颖（2011）对福建省的失业保险制度状况进行评价。
总之，从对失业保险的研究文献来看，多偏重于从整体的视角进行研究，对于局部地区的失业保险运行状况进行分析的偏少，笔者以北京市为例，整理分析北京市近年来失业保险制度运行的有关数据，从覆盖面、保障度和可持续性三大方面对北京市失业保险制度进行评估，得出相关结论，并提出政策建议，为完善北京市及我国失业保险制度提供有益参考。
二、 失业保险制度运行评估研究-以北京市为例
1. 覆盖面指标。评价覆盖面的主要指标是失业保险的覆盖率。失业保险的覆盖率=（参保人数/城镇单位就业人数）*100%，如表1所示，从2005年～2014年这10年的时间里，北京市失业保险的参保人数在稳步增长，失业保险覆盖率有明显上升，由58.11%提高至96.01%，按照国际劳工组织的规定，失业保险的覆盖率要达到85%的标准以上，北京自2010年失业保险覆盖率超过该标准;北京市10年间的平均覆盖率为82.11%，远远高于全国的平均覆盖率46.59%。由此可看出北京市的失业保险覆盖程度远高于全国平均水平，在全国各省市中处于领先地位。
但是根据《北京市失业保险规定》中相关规定，失业保险的参保对象基本涵盖了除公务员外的所有企事业单位职工和个体劳动者，根据数据显示，还是部分就业人员未纳入失业保险制度内。
2. 保障度指标。失业保险制度保障度从两个角度进行评价，即生活保障和就业保障，生活保障评价指标是失业保险受益率，就业保障评价指标是培训后就业率。
（1）失业保险替代率失业保险替代率是反映失业保险制度对失业人员提供生活保障程度高低的指标，是指失业人员领取的失业保险金占城镇就业人员平均工资的比重，即失业保险替代率=（月领取失业保险金/城镇单位在岗职工月平均工资）*100%。如表2所示，北京市近10年来平均失业保险替代率仅为12.85%，2014年为12.38%。
通常发达国家合理的失业保险替代率应为50%～60%，发展中国家应为40%～50%，由此看出，北京市的失业保险替代率较低，说明对生活的保障程度较低。
如果用平均失业保险金和人均消费支出相比，2014年平均失业保险金占人均消费支出的比例仅为45.69%，这说明，即使失业人员把领取到的所有失业金都拿去消费，也达不到当地人均消费水平的一半。
如果从失业保险基金支出结构来看，2014年北京市失业保险基金总支出为35.9亿元，年末领取失业保险人数为3万人，假设所有支出均用于失业保险待遇发放，据测算，人均领取失业保险待遇约为9 972.2元/月（35.9*10 000万元/3万人），而根据北京市现行失业保险金标准，2014年人均领取平均失业保险金为1 066.5元/月，因此，可推算出在失业保险基金支出结构中，用于生活保障的支出仅占约11%（1 066.5元/9 972.2元*100%），而用于促进就业支出占至总支出80%以上。
虽然我国实行的是积极的就业政策，失业人员失业后以促进就业为主，辅以提供基本的生活保障，即“重就业轻保障”，但是失业保险金很有可能是失业人员在失业期间唯一的生活来源，如此低的失业保险给付水平和失业保险替代率，可能会使失业人员的生活陷入贫困，不足以体现出失业保险的生活保障功能。
（2）培训后就业率。培训后就业率=（培训后就业人数/参加就业培训人数）*100%，该指标反映了就业培训的实施效果，就业培训的最终目的不是结业，而是实现就业，培训后就业率越高，说明就业保障程度越高;反之，说明就业保障程度较低。
由表3可以看出，2009年～2013年期间，参加就业培训人员培训后就业率平均值为63.38%，自2011年起，参加就业培训的人数培训后就业率基本在50%～70%之间，从该指标来看，就业培训的效果具有一定的针对性，但是，从表中数据也可以看出，2011年以来，培训后就业率呈下降趋势，2013年最低，仅为54.06%，说明培训后效果逐年下滑。
3. 可持续性指标。评价失业保险制度可持续性指标包括失业保险负担系数和失业保险基金结余系数。
（1）失业保险负担系数。失业保险负担系数=（领取失业保险金人数/参加失业保险人数）*100%。该系数越高，说明失业保险负担越重。由表4可看出，第一，无论是全国，还是北京市，失业保险负担系数均偏低，说明从全国水平来看，失业保险金的负担较轻;第二，2005年～2014年的10年间，北京市失业保险负担系数下降趋势明显，2014年仅为0.28%，参加失业保险人数在明显增长，而领取失业保险金人数并没有明显增长，说明北京市的失业保险金负担在本来就轻的前提下，仍有缓解的趋势。
（2）失业保险基金结余系数。失业保险基金结余系数=失业保险基金累计结余额/失业保险基金支出，该指标一定程度上可反映出失业保险基金结余额的可支付时间。结余系数不但可以反映出结余情况，还可以说明基金使用效率的情况。结余系数越高，说明失业保险基金的結余情况越严重，基金的使用效率越低下。
由图1可以看出，北京市失业保险基金的结余系数在2009年～2011年应对国际金融危机期间有所下降，由于受国际金融危机的影响，自2009年，北京市采取了多项措施促进就业，加大了失业保险基金的支出规模，之后又上升至2014年的4.56，即使不再收取失业保险基金，目前的结余额可以使用4.56年，有学者认为，失业保险基金是现收现付，应遵循“收支平衡，略有结余”的原则，结余在1年～2年比较合适，结余太多会增加社会成本。因此，北京市失业保险基金的结余系数略高，说明基金的使用效率仍需提高。
三、 研究结论与政策建议
1. 研究结论。
（1）覆盖面方面。从覆盖面看，北京市失业保险制度覆盖程度较高，在全国处于领先地位。参保人数稳定增长，但对于城镇就业人员，尚未做到完全覆盖，仍存在“应保未保”的死角。
（2）保障度方面。从生活保障度的角度看，北京市的失业保险替代率水平较低，失业保险制度对失业人员基本生活的保障程度较低。
从就业保障的角度看，北京市的培训后就业率近年来有下滑趋势，未充分体现出培训对就业的推助作用。据测算，北京市失业保险基金支出中用于促进就业支出占比达80%以上，如此大比例促进就业支出对发挥北京市失业保险制度促就业功能取得了一定效果，但尚未得到充分发挥。
（3）可持续性方面。北京市失业保险基金负担较轻，结余严重，失业保险基金使用效率不高;从失业保险结余系数看，北京市结余系数略高，即使不再收取失业保险基金，目前的结余额可以使用4.56年。
2. 政策建议。
（1）适当提高失业保险金替代率。目前，北京市失业保险基金用于保障生活支出部分所占比例较低，可以适当提高失业保险给付水平。梁书，薛惠元（2016）根据基金平衡下失业保险保障水平测算结果认为，失业保险金给付标准至少要达到最低工资标准的75%～110%，同时与个人工资挂钩。失业保险给付标准如何制定值得进一步研究，但可以肯定的是，失业保险金替代率还是有一定上浮空间的。
（2）提高就业培训促就业的有效性。据测算结果，参加就业培训人员的培训后就业率仍有提升空间，说明从培训的成效来看，还未达到预期效果。应完善就业困难人员就业培训机制，如采用政府采购就业培训服务的模式，培训进行市场化运作，引入竞争机制，政府部门对培训后的农民工就业效果进行监督检查。
（3）坚持权利与义务相对应原则，改变参保人群和受益人群错位的现状。社会保险实行权利和义务相对应原则，劳动者只有履行缴费义务，才有权利获得相应补偿。为了扩大基金支出规模，我国部分地区出现了基金滥用现象，尤其在促进就业支出方面，无论被扶持人员是否履行了缴费义务，均可以享受相关就业优惠政策或补贴，这在一定程度上违背了社会保险的基本原则。
因此，应该从根本上改变参保人群和受益人群错位的现状。一方面，对于缴费人员，应该扩大失业保险待遇受益面，降低失业保险金申请门槛，探索未失业人员享受失业保险待遇制度，合理设置待遇项目和标准，如收入低于一定水平或出现转岗、待岗等情况时也可享受失业保险待遇，以扩大受益面，体现权利和义务相对应原则;另一方面，对于未缴费人员，各级政府当然有义务对其进行就业扶持，就业扶持资金可以从就业专项资金中列支，并坚持专款专用。
（4）实行弹性费率制，提高基金利用效率。要想逐步实现失业保险基金“收支平衡，略有结余”，可从基金收入和基金支出两方面着手：
第一，从基金收入看，建议实行弹性费率制，实现失业保险的“自我调节”。首先，各地可根据基金的结余情况和当前就业形势制定失业保险缴费率弹性浮动范围;其次，设立失业风险系数，根据失业风险系数由用人单位自主调节失业保险缴费率，并报行政部门审批，失业风险越低，如事业单位，缴费率可适当降低;失业风险越高，如民办私营企业，缴费率越高。
第二，从支出看，扩大支出规模，首先是提高用于生活保障方面基金支出水平，使失业保制度切实起到保障失业人员基金生活的作用;其次，扩大促进就业支出的规模，还应提高促进就业的效果，以实现真正就业为最终目标;另外，从结余资金看，应积极探索基金投资方式，增加基金使用效率，以减少大量结余资金存放带来的隐形损失。
参考文献：
[1] 安锦.中国失业保险制度有效性评估体系构建及其运用[J].兰州商学院学报，2010，（3）.
[2] 陈心颖.福建省失业保险制度状况评价[J].华东经济管理，2011，（8）.
[3] 吕学静.社会保险国际比较[M].北京：首都经济贸易大学出版社，2007.
[4] 梁书，薛惠元.费率降低背景下失业保险保障水平的确定——基于基金平衡的视角[J].西北人口，2016，（1）.
基金项目：教育部人文社会科学重点研究基地重大项目“我国城乡养老保障评估指标体系构建及其实证应用研究”（项目号：12JJD790006）。
作者简介：褚福灵（1964-），男，汉族，山东省荷泽市人，中央财经大学社会保障研究中心主任、教授、博士生导师，研究方向为社会保障;朱莉莉（1981-），女，汉族，河南省濮阳市人，中央财经大学保险学院博士生，北京劳动保障职业学院劳动经济管理系讲师，研究方向为社会保障、就业管理。
风火协调运行效益评估方法 篇4
风电被公认为是“零排放”的清洁能源, 是当今世界最具竞争力的低碳能源。在中国, 通过大规模风电并网改善以燃煤主导的一次能源结构, 也被认为是促进电力系统低碳的有效手段之一[1]。然而严格说来, 风能消费并非完全零碳。由于风电的随机波动性, 电力系统必须调整运行方式以确保有功平衡。当这些调节任务由燃煤机组承担时, 燃煤机组可能付出额外的调节代价。这部分额外“碳代价”是相对于仅平衡普通负荷波动性时燃煤机组增加的燃煤消耗, 将抵消部分风电的减排效益。
通过风电与其他机组的协调运行, 追求电网整体能耗最低是优化运行的首要目标。该问题很早就为研究人员注意, 建立了一批考虑风电的机组组合模型, 讨论了风电不确定性的建模方法, 包括随机机组组合模型[2,3]、基于模糊集理论[4]的模型、基于机会约束规划[5]的模型、基于修正备用容量[6,7,8]的模型、基于风险理论[9]的模型等。文献[10-12]指出风电价值的合理评估是大规模风电并网调度中的一个关键问题, 有必要在发电调度中考虑发电厂节能和减排的双重目标。对爱尔兰[13,14]、荷兰电网[15]的现状研究表明, 因常规机组运行效率降低而增加的燃料消耗量远小于由于使用风电而节省的燃料量, 且由于大量燃气机组、小水电等灵活机组的存在, 燃煤机组的启停次数仍可保持在较低水平, 利用风能仍然是划算的。但对趋势预测[14,16]表明, 当风电容量达到高水平时, 则存在消纳风电的附加成本显著增加的可能。
结合中国国情与欧洲对比, 可以看出欧洲的分析结论对中国而言显然过于乐观。爱尔兰作为风电接入水平较高的典型国家代表, 其燃气机组占发电电源的比例接近60%, 抽水蓄能和小水电机组的比例接近8%, 燃煤机组仅占12%, 这与中国风火互济系统中以燃煤机组为主力电源的特点有较大差别。以2012年4月的蒙西电网为例, 总装机容量31.6GW, 其中风电5.5GW, 其余绝大部分为燃煤的火电机组, 而燃气、水电等快速机组仅1.55GW。在燃煤机组中, 可以用来平衡电力的直调机组中的90%为300 MW及以上容量的大型火电机组。大型火电机组具有更高的稳燃出力点、固定成本和启停成本, 更长的启动时间、方式调整周期。在接入大规模风电时, 上述参数特点使得中国电源组合的优化方式与欧洲相比, 将存在显著差异。消纳同等比例的风能也需要付出更大的代价。
本文将研究影响国内煤电占优网络中风能利用效率变化的内在机理。引入“效能”指标表征风电的净减排贡献率, 采用基于机组组合模型的生产模拟方法, 推导了火电机组工作点改变、开机方式、启停等不同运行方式下风电效能指标的变化规律。分析了10~1 000MW级各类典型火电机组的参数敏感性, 提出了适合国内电源特征的风火协调优化运行的框架。最后, 利用符合国内北方风电接入系统特征的算例仿真印证了理论推导结果的合理性。
1 概念与模型
1.1 风电效能的定义
本文引入“风电效能”指标η来定量衡量扣除附加调节成本后风电中用以净减排部分的贡献率。在数学上可以用化石能源消耗减少百分比与风电替代电量百分比之比来计算:
式中:C0和C*分别为引入风电前后指定时段内的系统整体发电煤耗;EL和Ew分别为总发电电量和风电发电量。
式 (1) 描述了一段时间内风电低碳效能的整体情况, 是一种平均效能。η>1意味着消纳1kW·h风电可获得超过火电发1kW·h电的煤耗节省, 通俗地讲即物超所值;反之则说明电网利用1kW·h风电并不能等同减少1kW·h火电的煤耗, 需要付出一部分附加调节煤耗。在极端情况下, 也可能出现负效能 (η<0) , 此时电网消纳风电的附加调节成本已超过其节煤效益, 应果断弃风。
记引入风电前系统的单位发电煤耗为基准煤耗ubase:
则式 (1) 可改写为:
形如式 (3) 的风电效能定义的物理意义更为明确。将风电减少的那部分煤耗折算到每千瓦时风电上, 若高于原系统的单位产能煤耗, 则风电效能大于1, 电网的单位发电煤耗降低。反之, 则电网单位发电煤耗上升。
1.2 基于机组组合模型的优化运行模拟
进行风火协调优化模拟的主要工具是机组组合模型, 它根据负荷预测制定发电机组的开停机计划和发电计划, 从而使系统运行的经济性达到最优。利用机组组合估算风电效能的方法是:在同等负荷水平下用相同的计量方法, 分别计算风电引入前后的煤耗, 再代入式 (3) , 得到风电效能。
1.2.1 传统的机组组合模型
考虑传统的机组组合模型, 设N台机组参与优化, PG (t) = (PGi (t) ) N×1, 其中PGi (t) 为火电机组i在t时刻的有功出力。以发电成本为最低的运行优化问题可以描述为:
式中:C为总发电成本, Cf (PG) 为燃料成本, Cs (PG) 为启停成本, 皆折算为煤耗;γCa (PG) 通常仅用于辅助优化问题求解 (γ为惩罚系数) , 并不真正影响发电成本, 本文在机理分析时将忽略该项;g (PG) 为总发电功率;PL为总用电负荷预测值, 包括负荷和网损;h (PG) 一般用来表示备用、最低开机容量、爬坡率、机组容量上下限等物理约束, 具体见文献[17]。
在考察时段[T0, T1]上, 系统的燃料成本为:
式中:ffi为火电机组i的耗量特性函数。
ffi通常可以采用一次曲线近似 (见式 (6) ) 或二次曲线近似 (见式 (7) ) 。
式中:ai, bi, ci分别为火电机组i的耗量特性的二次、一次和常数系数。
系统的启停成本为:
式中:tiK为火电机组i第K次开机的时间;τ (·) 为延时函数;fsi为火电机组i的启动成本, 折算为煤耗;si0为火电机组i的冷启动煤耗;Ti为火电机组i的启动时间常数。
在实际计算中常将形如式 (4) 至式 (10) 的泛函问题离散化, 并将二次耗量特性、启停成本等非线性函数分段线性化, 将原问题简化为混合线性整数优化问题。例如日前机组组合优化问题将一日划分为每15min一段, 式 (5) 对应转化为:
式中:PGi, j为火电机组i在时段j的有功出力;τij为火电机组i在时段j的启停状况, 如有则为1, 否则为0;csi为火电机组i的启停成本。
详细求解算法可以参考文献[17]。
1.2.2 含风电的机组组合模型
风电本身没有煤耗, 不会增加式 (4) 中优化目标, 但风电接入将替代一部分火电, 且增加备用需求, 故机组组合模型的约束条件将有所改变。
一般地, 风电受环保政策保护, 在电网安全允许的前提下享有上网优先权。将风电按“负”的负荷处理, 以总用电负荷预测值PL减去风功率预测值Pw作为“净”负荷量预测值:
增加的系统旋转备用和爬坡备用为:
为表征风电效能的实时变化规律, 考虑式 (11) , 则时段k上的效能表达式可写为:
2 风电的效能原理分析
影响风电低碳效能的客观因素包括电源构成、风电穿透率、风电波动性强弱程度等, 人为因素有风电的调度优先权、风功率预测及其误差信息的利用方式等。不同的机组组合模型对上述因素的建模细节将有所差异, 但从本质上来讲, 由于所有风电消纳引起的煤耗改变都通过改变火电机组的运行方式来体现, 所以本文研究从这一点入手。
引入风电后, 火电机组新增的煤耗主要有3种存在形式:火电机组工作点偏离原有工作点ΔC1、减小开机容量改变ΔC2、机组启停ΔC3。即
风电效能系数也由这3种形式共同作用构成:
式中:η1, η2, η3分别为3种形式下的风电效能系数。
本文主要讨论ffi为线性函数的情形。对于ffi为分段线函数的情形, 经适当推广后分析结果同样有效。设未引入风电前, 时段[T0, T1]上共有N台火电机组参与优化, 则
式中:PL, k为时段k的总用电负荷预测值。
在上, 有
ubase依赖于电源构成。固定成本ci越大则电网ubase越大。2009年国内ubase为339g/ (kW·h) (折算至标煤, 下同) 。大型火电机组的煤耗略低, 2010年蒙西电网600 MW级机组平均发电煤耗为318g/ (kW·h) 。
2.1 情形1:火电机组运行工作点改变
假设风电引入前后, 电网保持开机方式不变, 电网在安排日前机组组合时不考虑风电因素, 仅在实际运行中通过压低开机火电机组的工作点来消纳风电。这种模式在风电整体穿透率较小时经常采用, 也是目前国内调度中经常采用的方式。
风电替代一部分火电机组出力, 此时火电机组按耗量微增率 (即式 (6) 中bi) 从大到小依次减小出力ΔPGi至下限 (或分段下限) 。在时段[T0, T1]上, 设有M台火电机组下调工作点, 则代入式 (3) 有:
特别地, 在每个时段k上, 代入式 (14) 有:
风电效能范围估计如式 (23) 所示:
对式 (19) 至式 (23) 所含的物理意义讨论如下。
1) 仅通过调整火电机组工作点消纳风电时, 风电的效能系数恒为正。说明与风电的节能减排效益相比, 因火电机组工作点改变造成的附加损耗总是比较小的。
2) 风电应尽可能替代耗量微增率高的机组。式 (22) 表明bi越大, η1也越大。
3) 风能利用比例越大, η1越小。这是因为随着影响到的机组增多, 对应的bi降低, η1也减小。但附加成本比例也并非无限制增加, 存在理论上限。
4) 原单位发电煤耗ubase越大的电网消纳风电的附加成本也越高。
参照国内外典型发电机组参数, 整理文献[18-19]中10~1 000 MW实测火电机组参数。下调典型火电机组工作点对应的风电效能估计值如表1所示。
注:按ubase=318g/ (kW·h) 计算。
可以看出: (1) 一般地, 火电机组单机容量越大, 单位发电成本越低。压低这部分机组工作点消纳风电时, 其效能也越低。考虑到燃气、燃油等“小快灵”机组通常是作为调峰或备用电源, 并不作为长期开机的发电电源, 所以实际影响风电效能的机组多为300 MW级及以下火电机组。 (2) 在国内以大型火电机组为主力调峰电源的电网中, 风电的效能系数通常都是低于1的。参照2011年国内蒙西、东北电网的风能利用比例约9%~11%的水平, 风电的实际效能系数可以达到0.9以上。
2.2 情形2:火电机组减少开机容量
假设风电引入前后机组集合H由开机改为关停。本节讨论风电正好等于关停机组原总出力的情形。在时段[T0, T1]上有:
对于式 (24) 不成立的情形, 还将引起剩余机组工作点改变。此类情形可归入2.1节的情形处理。火电机组开机容量改变对风电效能的影响如式 (25) 所示:
特别地, 在每个时刻k上, 有
进一步讨论式 (25) 和式 (26) 的物理意义如下。
1) 若集合H内的机组单位发电成本u2高于ubase, η2取值大于1。
2) 与情形1相比, 情形2对风电效能的提高主要体现在对机组固定发电成本的节省上。对比式 (19) 和式 (25) 可见, η2 (k) 一般比同等条件下的η1 (k) 大, 说明减小开机容量是比压低机组工作点更为高效的消纳方式。
3) 开机容量等离散变量的改变经常会带来风电效能的剧变, 但随着多节省的固定成本分摊到每千瓦时风电上, 所占比例将随着Pw, k的增加而下降, 逐渐恢复到情形1的水平。
2.3 情形3:机组启停
以风电突然减少强迫机组启动为例。假设从T0时刻起, 由于突然失去风电出力, 需要增加机组集合H。考虑式 (4) , 系统净节能量ΔC3为:
假设增开机组后恰好恢复到没有引入风电时的开机容量和工作点, 则有C=Cf。相应地, 风电效能为:
显然, 机组启停引起的是净成本改变。风电的某些波动性场景可能导致效能急剧降低。为短时阵风模式增加火电机组的启停次数很不经济。机组启停增加是造成风电调节成本上升的主要形式。
对启动机组后系统工作点、开机容量较无风电时发生改变的情形进一步可归入情形1和2讨论。
2.4 增加备用的影响
风电的不确定性将增加对系统备用的需求, 进而增加成本。备用成本也可以归纳到情形1至3讨论。备用分为热备用和冷备用2种。热备用机组必然分担一部分发电额度, 导致电网基础开机容量增加, 系统运行的附加成本是由机组工作点降低带来的。该情形可以归入情形1讨论。冷备用只有在投入运行时, 才发生附加成本。情形与情形3类似, 此处不再重复。
3 煤电主导网络中的风火协调运行
在实际运行中, 大规模风电接入电网将引起3种情形共同作用, 而风电的穿透率和风电的波动场景决定了哪种因素将起主导作用。
情形1是最常见的、贯穿始终的情形。该情形下风电效能变化的主导机理为耗量微增率原理。此时风电效能虽有波动, 但整体稳定。消纳风电虽然需要付出附加煤耗, 但所占比例很小, 应积极增加风电消纳以达到节能减排的效果。但单纯依赖情形1方式的电网, 对消纳负荷低谷时期的风电存在消纳瓶颈, 要想进一步降低系统煤耗, 像情形2和3这样改变开机方式是必然的。
情形2和3可能导致风电效能的突变。一方面, 减小开机机组容量可显著提高风电效能;而另一方面, 风电波动性在所难免, 初始开机机组容量不足将导致机组启停次数的增加, 急剧增加成本。取得情形2和3的平衡是风火主力电源的电网有效利用风电的关键问题, 即何种条件下为消纳风电改变火电机组的开机方式在经济上才是可行的。
假设[T0, T1]上被关停某机组在T1时刻启动。考虑机组完全冷启动 (最不利的情况) , 考虑风电效能的临界条件:
考虑式 (25) 、式 (28) 和式 (29) , 风电是否能够真正起到节能减排效果取决于[T0, T1]上关停机组的节省煤耗ΔC2与T1时增加的启动成本Cs之间的对比:
式 (30) 给出了为消纳风电而改变火电机组启停方式的临界条件, 其也是高风电穿透率下煤电占优网络运行优化的基本依据, 本文称为成本平衡原理。
显然, 式 (30) 取决于机组耗量特性bi、机组固定成本ci、启停成本csi及[T0, T1]上风电出力变化情况PGi, k。其中bi, ci, csi为系统固有特性, 而PGi, k则与风电场景有关。定义ΔT=T1-T0为火电机组i在风电序列{PGi, k}下的临界持续时间, 其含义为如果需要停开火电机组i而消纳风电{PGi, k}, 那么在再次启动该机组之前, 大风至少需要持续ΔT时间才能抵消启动成本。
取{PGi, k}为机组的额定出力时, 典型机组的ΔT的典型值范围如表2所示。水电、小型热电联供燃气机组的ΔT非常小, 而大型火电机组的ΔT则可能长达数天。若考虑火电机组自身效益, 则回收启停成本的时间还要延长5~10倍。
从气象特征角度来看, 天气较为平稳时, 情形1和2占主导;而风速变化较为剧烈时, 机组启停次数增加, 情形3占主导作用。
中国北方风资源丰富地区的接入电网具有效能敏感度高的特征, 如: (1) 系统电源单一、大型火电机组占绝对优势地位, 机组稳燃出力高、机组固定成本高、启停时间长、启停成本高; (2) 风电大规模集中接入, 出力同时性强, 风电波动性加剧等。
中国的风火协调运行框架与欧洲存在显著不同。后者以日前机组组合优化为核心, 短期/超短期风功率预测起到关键作用。而在中国则需要更为复杂的多时间尺度滚动协调技术。考虑中长期 (7~10d) 来风状况, 优化大型火电机组开停状态;在日前引入短期 (0~72h) /超短期 (0~4h) 风电功率预测, 优化机组在线运行工作点和少量灵活机组的启停。表3给出了不同级别火电机组参与风火协调的模式。
4 仿真算例
4.1 仿真算例说明
本文研究依据中国北方电网电源构成特点来设置仿真算例。数据情况说明如下 (具体见附录A) 。
1) 火电机组采用经调整后的IEEE RTS96数据部分机组。根据大型火电机组典型参数, 将原机组的稳定燃烧出力调整为机组额定出力的50%~60%, 并采用两分段、高启停成本的参数。
2) 负荷采用中国北方某电网典型负荷, 其标幺值曲线换算为仿真系统容量。
3) 风电采用美国东部若干风电场春季实际数据, 其特征与中国季风性气候相似。分别对低 (7.92%) 、中 (17.10%) 、高 (30.87%) 3种穿透率下风电 (此处定义风电穿透率=风电额定装机容量/峰值负荷) 的情况进行仿真。
对3种情况各61个样本分别计算单日机组组合, 获得收敛样本179个。统计系统总成本、火电机组燃料成本、机组启停次数、开机机组容量等运行信息, 并计算风电效能及以下指标: (1) 风能利用比例β=Ew/EL; (2) 电网单位发电成本cg=C*/EL; (3) 火电机组单位产能成本cu=C*/ (EL-Ew) 。
4.2 仿真结果分析
4.2.1 比对基准算例
以未引入风电的情形作为各指标的比对基准。比对基准算例的主要指标见附录B。
仿真中各机组的单位发电成本随着运行工作点升高而下降。1号机组容量小、灵活性高, 是机组组合模拟中最常调节的机组, 但其单位发电成本也是最高的, 所以其余开机机组容量充足时, 它总是运行在较低的工作点上。
4.2.2 风能利用与发电成本变化趋势
仿真中风能利用的情况如图1所示, 给出了风能利用比例β从小到大排序及样本分布的情况。
随着风能利用比例的增加, 电网总燃料成本、总发电成本的变化趋势如图2所示 (折算至标煤) 。可以看出, 系统发电成本仍然以燃料成本为主, 启停成本的比例较小。总成本呈局部波动、整体线性递减的趋势, 电网的单位发电成本也随之线性下降。增加风能利用比例在大趋势上还是有利于节能减排的。
相对地, 火电机组的单位发电成本则较为复杂, 如图3所示。从整体上讲, 随着风能利用比例的增加, 火电机组的单位发电成本上升, 这是消纳风电所付出的额外代价。图3中显示火电机组单位发电成本变化趋势明显分为3组, 这与风火协调的具体运行方式有关, 其机理将在下一小节与风电效能变化规律合并讨论。
4.2.3 对风电效能机理的验证
随着风能利用比例的增加, 图4给出了风电效能变化曲线, 表4则提供了对应算例的开机机组容量和机组启停的关键信息。
从图4可见, 风电效能变化可显著分为3组。
1) 情形1, 对应所有火电机组开机方式不变、仅工作点下移的场景, 借助式 (14) 可以在理论上估计风电效能范围为0.887≤η≤0.919, 仿真验证值与理论值吻合, 风电效能有轻微上升, 但幅度不大。这是因为本文所采用的火电机组燃料成本模型为IEEE RTS96的分段线性化模型, 该模型对处于深度调峰区间的机组单位发电成本与额定出力附近的单位发电成本的区分度较小。如果考虑深度调峰状态下机组因投油稳燃造成的高额成本, 这种上升趋势将显著得多。情形1的算例对应图4中间一簇样本点, 此时火电机组单位发电成本随着风能利用比例的增加, 整体轻微上升。
2) 情形2对应机组启停次数增加较少, 开机机组容量减小的情形。显然, 此种情形下的风电效能显著高于情形1, 在停机的火电机组稳燃出力和固定成本较高时尤为如此。随着风能利用比例的增加, 分摊到每千瓦时风电上的节能红利也将下降。情形2的算例对应图4中最下面一簇样本点, 此时火电机组单位发电成本较无风电时下降, 但随着风能利用比例上升, 成本也轻微上升。
3) 情形3对应风电反调峰、机组启停次数增加的场景。此时的风电效能显著低于情形1, 甚至还出现了低至0.33的最小值, 风能消纳代价极高。情形3的算例对应图4中最上面一簇样本点, 此时火电机组单位发电成本急剧上升。
5 结论
中国风电密集接入地区电网的电源结构几乎都具有由火电机组占绝对主力地位的特征。在煤电占优网络中风火协调问题与拥有大量“小快灵”机组的柔性系统中的优化运行问题, 有本质上的不同。本文详细分析了风电效能的变化规律, 探讨了风火互济网络中电源协调机制、匹配方式、关键技术的若干基础问题。主要研究结论如下。
1) 工作点、开机容量与启停等火电机组运行方式的改变是决定风火网络中风能利用效率的三大因素。其中改变火电机组运行工作点是最常见的、贯穿始终的情形。此时风电效能虽有波动, 但整体情况良好, 应积极增加风电消纳以达到节能减排的效果。而减小火电开机容量、启停机组等离散调节方式则可能带来风电效能的大幅改善或恶化, 应依据风资源条件趋利避害, 参照风能持续时间优化机组启停。
2) 不同的风能利用比例下, 风火协调优化的主导机理也不同。在风能利用比例较低时, 起主要作用的是火电机组的等耗微增率原理;而在高比例阶段, 起主要作用的是机组启停成本平衡原理。
3) 煤电占优网络实现风火协调运行的关键在于多时间尺度的优化配合。考虑中长期来风状况, 优化大型火电机组开停状态;在日前引入短期/超短期风电功率预测, 优化机组在线运行工作点和少量灵活机组的启停。
附录见本刊网络版 (http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx) 。
摘要：风电效能是用来衡量扣除电网消纳成本后风电净减排贡献率的指标, 是指导电网有效利用风电的关键指标。文中立足于国内以煤电机组为主的电源结构, 采用基于机组组合的生产模拟方法, 分析了风电消纳成本的构成, 从机理推导和仿真验证两方面得出了风电效能随运行方式、机组参数和风能利用比例等因素的变化规律。研究表明, 在煤电占优网络中风能高效利用在主导机理、协调模式、预测需求上都存在其特异性。文中为多尺度风火协调运行框架设计提供了理论依据。
运行安全评估 篇5
【摘要】电力行业作为国民经济发展的最基本最重要的一项基础能源产业，是真正关系到国计民生的基础产业，而随着我国经济的高速有效发展，对电力的需求量不断增加，自然而然地需要对架空输电线路运行状态进行有效的状态评估。而目前来说，状态评估主要包括故障树模型、马尔可夫（Markov）模型、可靠性框图、贝叶斯网络模型以及神经网络模型等等，本文通过采用基础常见的故障树模型即FTA 分析法，对110～500kv的架空输电线路的运行状态进行有效的评估，从而找到改进高压线路的合理高效的方式方法。
引言
高压的架空输电线路具有传统的地下线路无法比的特点，传统的维修时间长，难度大成本还很高，因此，现在的电子系统已经逐渐采用高压架空的输电方式逐渐远离传统的输电方法。而就现在我国的电力发展水平而说，尤其是输电线路的状态检修方面，并没有一个成熟的模式可供借鉴和套用，我国目前还在探索试验阶段。架空输电线路运行状态的评估工作真正意义上来讲其实就是对高压架空输电线路五个主要的配备部件，其中包括，高压架空绝缘子设备，高压架空导线设备，高压架空金具设备，高压架空地线设备，高压架空接地装备这五个进行检测和实时的评估。通过有关的设备仪器等等对其进行检测判定发现是否出现裂化磨损等等的现象发生，从而及时采取措施，延长设备的使用寿命，提高整个系统的可靠性与稳定性指数。
正文
故障树是一种美国贝尔电报公司发明的采用了逻辑分析的方法，逐层的，从上到下的，与浅入深地分析，体现了以系统工程的方法，来研究安全问题方面的系统性、准确性和预测性。FTA分析方法是面向事件分析，与单纯的只是面向结构考虑硬件失效的可靠性框图分析相比，最大的优势就是其不仅仅考虑硬件失效，而且还允许软件、人为操作和维修加上环境等等各个方面的影响，并且具有很强的直观性。不过也应该注意到其可能忽视掉一些问题，且很容易就被重建。
在故障树的整个的建造过程中一定要遵循以下几个原则，以确保测试的准确有效：
1）明确测试的目的，对整个需要测试的系统的相关资料进行收集整理和分析
2）明确故障事件的准确定义，是什么，什么时候会发生都要有个准确的了解
3）明确选定顶事件，顶事件其实是我们最不愿意看到的，不同的顶事件构造的树也不同
4）明确系统的各种边界条件只有有了明确的边界条件才能够真正的清楚故障树到底应该建到何处才是结束
5）明确各个事件的之间的定义以及逻辑关系，不能出现紊乱矛盾等等无解的情况。
首先应该分析识别出可能导致顶事件发生的各种可能，因为它是我们进行下一步定量分析的合理基础。只有根据定性分析得到的结果对每个事件的重要性大小进行比对，才能真正的帮助评估人员进行有效的合理的解决问题。
根据分析导致高压架空线路出现故障的主要部件其实就是高压架空电线的各个组成部分。随着由若干个状态量的不同，影响程度也不一。
a）其中影响高压架空线路中的杆塔稳定性的主要因素有：
X1，高压架空线路中的杆塔是否出现倾斜以及倾斜度；X2，高压架空线路中的杆塔表面是否发生脱落、锈渍以及什么程度的了； X3，高压架空线路中的 杆塔主材是否变形以及变形的等级等等； X4，高压架空线路中的杆塔辅材变形率范围； X5，高压架空线路中的杆塔螺栓是否牢固以及牢固性等级指数；X6，高压架空线路中的钢筋混凝土电杆保护层腐蚀度以及钢筋是否出现外露以及外露的指数程度等等； X7，高压架空线路中的普通混凝土电杆是否是出现裂纹以及裂纹的等级等等情况；X8，高压架空线路中的 杆塔拉线和拉线棒锈蚀后直径变化情况； X9，高压架空线路中的杆塔塔材和拉线是否有出现防盗以及被盗的数量等等的情况。另外也可以将每个子事件定义即分为不良状态，注意状态以及良好状态等等三个基本的状态。根据相应状态的评估标准[8]，将每个杆塔子事件的数据进行统计、分类，每一个杆塔的子事件对杆塔的运行状态均采用运行状态影响概率来表示，这些状态影响概率是依据国家电网公司2006年颁布的110～500kV的高压式架空输电线路评价标准（试行）中的扣分程度，并结合现场运行人员针对本地区的特点进行分析而得出。
b）其中影响高压架空线路中的绝缘子的稳定性的主要因素有：
Y1，高压架空线路中的绝缘子表面是否出现污垢以及污垢的情况； Y2，高压架空线路中的 绝缘子表面是否出现爬电比距以及相应的数据等等的情况； Y3，高压架空线路中的瓷质绝缘子自爆率系数； Y4，高压架空线路中的合成绝缘子是否出现破损、龟裂、老化等等情况以及出现的程度等等；Y5，高压架空线路中瓷质绝缘子锁是否是紧销的状态； Y6，高压架空线路中的钢角钢帽是否出现松动等等不安全因素
c）影响高压架空的金具的使用情况共有五个基本状态量（Z）：
Z1，高压架空线路中的金具是否出现锈蚀以及锈蚀的情况； Z2，高压架空线路中的金具是否磨损以及磨损程度系数指标； Z3，高压架空线路中的金具的销子是否短缺以及短缺的实际指数；Z4，高压架空线路中的金具的是否出现松动以及具体的松动的情况； Z5，高压架空线路中的金具强度等级概况。
e）影响高压架空的导地线共七个基本状态量（U）主要因素：
U1，高压架空输电线路中具体的断股处的现断股数量； U2，高压架空输电线路的镀锌钢绞线是否出现锈蚀以及锈蚀状况； U3，高压架空输电线路的导线是否出现地弧垂偏差以及相应的偏差指标； U4，高压架空输电线路导线是否出现弧垂偏差以及偏差的具体系数； U5，高压架空输电线路的同子导线弧垂偏差的具体系数； U6，高压架空输电线路的导线连接器的对应指标； U7，高压架空输电线路的导线强度实际指标。
f）影响高压架空基础及相应的接地状态的主要因素：
V1，高压架空设备中的金属基本的使用情况以及受损的状况等等； V2，高压架空设备中的基础地质时限受损的状况等等； V3，高压架空设备中的基础防护保护措施维修保护力度等等； V4，高压架空设备的接地电阻使用时限破坏程度状况等等； V5，高压架空输电设备的接地装置铺设的实际情况舒适度等级等等。
对架空输电线路的状态根据其影响程度，从小到大，分为一般的状态，重要的状态，参考的状态是一些可以具有参考价值的指标。而对于一个运行中的高压架空输电线路而言，一共分为三种情况，运行状态和停运的状态，又细分为良好、注意以及不良状态这三种状态。其中只要不是良好的状况，都需要及时的有效的进行检查和及时的维修有力的处理。110～550kv的架空输电线路的可靠性指标定义以及相应的计算原理
110～550kv的架空输电线路的可靠性指标无非指的是按照既定的运行条件下，预定的时间，规定的内容下来进行完成既定的概率。
架空输电线路的可靠性指标要素有：例如期望值即期望发生问题的最多次数。还有频率指标就是单位时间里希望发生障碍的次数等等。
本文采用著名的FTA 法评定法，即故障树分析法，就是分析出高压架空输电线路出现故障的故障模式。通过分析高压系统中的最小割集，进一步总结出哪些元件是高压输电线路中的可靠性进一步分析出最薄弱的环节，对其加以改造。如果是给定基本的故障事件出现的概率，就可以定量地评定出FTA即故障树分析法的顶事件出现的概率。实例分析
通过上述所述，可选取220kV高压设备的运行状态进行计算，进一步计算出高压输电设备中的其中的最不稳定的最薄弱的环节，从而计算出各个环节的不良状态概率，以及输电线路出现的不良状态概率情况，以便于进一步及时的求出整条架空输电线路的状态情况，由此计算出整个高压线路的运行状态等级情况。
结语
架空输电线路运行状态的评估是以当前设备的实际工作所能达到的状态为依据的，它通过一系列的先进的分析方法，对事故进行科学的预判，将各种直接原因以及间接原因都找出来，从而将故障的可能性降到最低。这样就有利于工作人员进行有效及时的提供维修，必然可以节省一些不必要的维修时间与不必要的维修费用，相对而言自然提高了整个系统的运行可靠性。
参考文献：
[1]郭永基 电力系统可靠性原理和应用
运行安全评估 篇6
【关键词】电网变化过程；地区电网；运行风险；风险评估
【中图分类号】V242.3+1【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0386-02
地区的电网运行，关系到的不只是社会与国家的发展、安全、社会稳定等因素，同时也与人们切身利益息息相关。纵观近几年，因为地区电网在发展建设上滞后于它的负荷迅猛增长上，电网普遍都会存在瓶颈的情况。特别是高峰负荷的时段，部分的设备经常处在重载或者是过载运行的状态，不能满足我国电网在安全运行方面的相关要求，导致电网的安全裕度被大大降低，其运行风险也就逐渐加大，地区电网在安全运行以及持续可靠的供电方面，将会面临十分严峻的时代挑战。针对风险进行客观、定量的方式进行评估，制定科学的控制预案和计划。
一 、我国计及电网变化过程的地区电网运行风险评估的概况
（一） 当前，我国地区电网在安全上的分析都是把传统静态的安全性分析作为其主要形式，它把离线的方式使用了N-1的准则进行电网静态的安全性校检，通常的方法有直流潮流法、灵敏度法、补偿法等多种形式。上述方法在应用上已经趋于成熟，可是，因为忽视的故障方面的发生概率，不能够对我国电网风险之中的不确定性做出一个全面、科学、客观的分析。对于电网规划时候所说的裕度准确评估中，虽然对事故概率等因素也做出了考虑，并根据相关考虑采取了必要的校验措施，对整体系统潮流都进行了再调度，可是，它主要是应用在电网的具体规划建设方面，在指标上比较抽象，不能够对电网的运行与保护进行有效地指导。
（二） 面对电网在传统可靠性上的相关分析以及已有的一系列缺陷，电网在运行上的风险评估这种方法是20世纪的90年代末被提出来的，而且取得了非常广阔的发展。可是当前关于评估的方式上，仍然存有不足之处，一般考虑的仅仅是部分因素所带来的影响，实现我国电网运行上的风险评估，其缺乏的是系统性的设计，设计计及电网保护与备用电源的自动投入这一装置动作和相关调度人员切负荷操作等相关因素，对于运行所存在的风险与影响。可以根据具体的实例进行方法的检验。
二 、地区电网的运行风险与指标体系
（一） 地区电网的调度人员在关注风险点的时候，一般关注的都是节点的失压以及支路过载而引起的一系列负荷损失。据此，可以根据风险的理论进行定义，其地区电网在失压风险上的指标用RLOV与过载的风险指标为ROL来表示：
（二）在式子中：S是电网的状态，而G是电网负荷在损失状态下的集合，MLOV（S）与MOL（S）这两个分别用来反映电网状态的S节点失压以及支路过载所引起的负荷损失上的严重程度，其中的P（S）是电网的状态S之中的概率，La（s）仅仅是为了考虑因为复合垫的失压而导致的情况，其中电网负荷的损失为它的具体表现；这之中的Lb（s）是考虑这个支路在过载时所引起的一系列电网负荷时的消减系数；这之中的Lo是电网的总负荷。可以把综合式之中的（1）和（2）进行系数计量比，定义区的电网在运行上具体风险指标为R：
三 、我国计及电网的变化过程在运行风险上的评估方法
（一） 计及电网的变化过程是地区电网在运行风险上的评估方法，其综合计及这种继电保护和设备自投的相关动作，以及调度员在切负荷操作上的相关影响，都是电网变化这一过程之中的主要因素，能够真实的反映出电网在运行变化这一具体过程，所以，实现电网运行风险能够被科学化的评估对于我国电力事业的发展具有一定意义。
（二） 在雅克比矩阵奇异这一电网孤岛来进行失压上的分析。潮流计算之中的雅克比矩阵不是奇异内容，表示了电网根本不存在这种孤岛；如果这个矩阵变得奇异，那么就可以利用检测雅克比矩阵列这种相关系的数值来进一步的分析，分析电网的内部是否存有孤岛和孤岛的相关组成。因为雅克比矩阵在子矩阵上为：这和雅克比矩阵之间有着相同的一系列奇异性。所以，在雅克比矩阵这一孤岛上进行失压分析，能够转化成对雅克比矩阵具体的子矩阵H之间的具体分析。具体的方法可以是利用检测矩阵的H之中列相关系数，进一步判别电网之中是否存在了孤岛；
因为潮流这种计算在电网的运行风险评估上是其基础部分，雅克比矩阵能否出现奇异和出现奇异的一系列原因进行细致分析，更是潮流计算之中必不可少的重要步骤。所以，在雅克比矩阵这一奇异孤岛的方法之上进行具体计算，会比传统图论这种方法来检测孤岛效应具有更多的优点，其中的易于实现、快速有效都是它明显的突出优势。
（三） 继电保护在正确运作上能够快速且有效的进行故障设备情况的具体切除，它是我国电网安全运行与稳定运行的基础保障。可是，我国继电保护在动作上将会造成我国继电网的拓扑结构与潮流的改变和转移，一定程度上会导致支路出现过载情况，甚至会诱发故障出现连锁反应，致使大面积的出现停电等灾难性事故。电网之中的配置距离分为三段进行保护，不只是要把它当成是后备的保护，也要进行支路过载等方面的深度预防，与此同时，应该辅助调度人员在切负荷方面的操作，进一步实现对我国电网过载上的有效控制，进而保证电网可以安全运行。对于继电保护的动作和电网运行上的相关风险影响等，都呈现了复杂性与不确定性。
为了能够增强电网在供电上的可靠性，其地区电网可以装设一些设备的自投装置，用来降低地区电网之中的失压风险。由此可见，能够影响电网变化的过程之中的相关因素，都是直接关系到了地区的电网运行以及风险可能，对于风险的评估之中，一定要合理地去设计这相关的因素，才可以让评估所得的结果更加符合工程的实际，具有全面性、科学性等特点。
（四） 关于评估抽刘和其它别的使用的相关潮流计算方式，可以结合图示来进一步显示，透析计及电网在变化过程之中地区电网运行风险的具体评估流程分析。如图1所示：
为了增强评估的效率，可以引进灵敏度的方法来提高其计算速度，也就是对那些支路断开而且没有造成电网的节点失压之中种种状态形象，可以直接的采用灵敏度的方法来求得支路的开断，这也是电网的一种潮流。
总结
综上所述，定量、客观的去评估电网的运行风险，对于保障我国电网安全、稳定的运行具有非常重要的意义。对于地区的电网运行进行的一系列风险评估，一定要计及影响电网在变化这一过程之中的全部要素，才可以让评估的结果更加符合现实情况，真实的反映出电网运行所存有的风险、水平。对于其风险评估，要考虑继电保护和设备的自投装置之中的动作，以及一些列操作影响因素，能够快速、准确的对地区电网进行风险“绝优化”评估，进一步促进我国电力事业的发展。
参考文献
[1] 汪隆君，李博，王钢，胡子珩，何晓峰. 计及电网变化过程的地区电网运行风险评估 [J].电力系统自动化，2011年 第01期
运行安全评估 篇7
一、日本大学评估制度的发展
日本大学评估始于20世纪90年代初期, 由大学审议委员会在1991年提出第一次重点报告书, 首次明确应赋予大学自我评估的义务, 各大学即开始进行自我评估活动;1998年第二次重要报告书提出, 要求大学建立多元化的评估制度。日本大学评估发展的主要原因包括大学招生下降、重视办学绩效、经费分配手段、学生择校依据、国际化需要, 大学教师、学生的交换及学术研究的交流都需要认证的机制。
日本大学评估政策的发展, 大致上可分为三个阶段[1]。
(一) 大学评估的萌芽期 (1945—1985年)
1947年日本成立大学基准协会。该协会由国、公、私立大学自主运作组成, 制定了大学基准, 作为评估各大学的基本准则, 并促进各大学间的相互合作, 提升大学素质。不过, 大学基准协会并未将高等教育机构的设置审批权由政府转移至专家学者。
1956年颁布的《大学设置基准》, 规定大学设置必须要达到的最低标准, 包括校舍面积、图书馆阅览室的座位数等硬件方面的条件, 也包括教学课程、学生毕业时必须获取的学分数、教学研究组织等软件方面的要求, 并通过1949年所制定的《私立学校法》私立大学审议会负责审查私立大学的设置。所以, 有关大学设置审批, 仍由文部省的大学设置审议会以《大学设置基准》来执行审议, 造成大学基准协会形同虚设。
(二) 大学自我评估时期 (1985—1999年)
1984年8月, 日本成立临时教育审议会, 全面讨论教育改革事宜, 大学评估被提上日程;1985年国立大学协会主张在大学自治的原则下, 大学应该实施自我评估, 提升组织本身的质量。1986年4月, 日本文部科学省根据临时教育审议会的建议, 正式要求各大学在教学研究和对社会贡献方面应该进行自我评估, 并制定出各大学间相互评估的专业评估机制。1987年大学审议会成立, 负责高等教育改革与大学评估工作, 并于1991年2月开始探讨建立大学评估制度的可能性。同年6月, 文部省全面修订1956年制定的《大学设置基准》, 增加了大学的教育研究活动等情况, 大学应努力进行自我核查与评估, 并根据核查与评估的结果, 提出适当的整改方案, 同时设置合适的组织体制。
日本大学的自我评估自1991年7月1日新大学设置基准实施以后迅速开展, 特别是国立大学。实施自我评估的第一步骤是各大学开始成立校内自我评估活动的相关组织。根据文部省的统计, 1994年4月公立大学自我评估相关组织设置的比例已经达到了100%, 私立大学达到71%。1993年7月和1994年4月国立大学完成评估报告书的比例分别为72%和82%, 高于公立大学的2%和27%, 与私立大学的2%和8%;从1991年制度化起至1995年仅4年的时间, 大学自我评估的实施率已经接近80%, 评估报告书的公开, 从1995年的49%到2001年大学的75%, 增长非常迅速。
(三) 多元化的评估制度时期 (2000年至今)
1. 第三方专业认证评估。
在1999年时, 文部省再次修订大学设置基准。修订的重点有三项:所有的大学必须要实施自我评估;各大学必须公开自我评估结果;增加外部组织的第三方进行核查大学自我评估的结果。
基于这几项修订, 2000年3月日本国会根据《设置大学评估机关报告书》正式通过批准设置大学评估与学位授予机构, 日本的大学评估正式进入一个新的阶段;2001年6月, 由原文部科学大臣提出大学结构改革方针, 正式引入大学评估及学位授予机构等第三方评估机制, 建立制度化的大学评估体系, 希望可以提升大学绩效, 培育具有世界级研究水平的顶尖大学。2002年国会修订《学校教育法》, 规定所有的大学必须接受文部省所认可的大学评估机构的机构认证评估, 从2004年4月起, 每7年为一循环接受大学评估。第三方评估可以说是专业机构的认可评估, 分为以学校为单位的机构别认证评估和以专门职大学院为对象的专业领域的认证评估两类。
目前通过文部科学省所认可的大学评估机构有三个:大学评估及学位授予机构 (唯一属于政府组织的评估机构) 、大学基准协会和日本高等教育评价机构。日本专门职大学院为对象的专业领域的认证评估每5年施行一次, 2000年大学评估及学位授予机构成立之初, 前3年曾进行分学科的试评估, 但第4年起即停办, 改为整体评估, 一直到现在都没有恢复学科评估的工作, 仍以学校为单位进行整体评估。
2. 国立大学法人评估。
2004年日本国立大学开始进行法人化改革之后, 日本政府虽然部分放权给国立大学法人, 并鼓励大学引入市场竞争机制, 但对国立大学法人的评估机制, 由事前限制 (大学设置基准的认证) 变成事后检查, 评估重点也由原本大学、学系设置的审核转变成事后的绩效评估。国立大学法人的评估, 除了例行性的评估之外, 还新增中期目标评估, 总计共有两种不同项目的评估。中期目标评估以6年为一循环, 国立大学法人必须制定出6年发展目标, 以6年为一轮接受评估;而评估的结果也会影响下一次的中期目标与中期计划的制订与执行, 以及政府每年固定给国立大学的运行经费的分配。
3. 政府教育项目资金的评估。
日本政府通过充实国、公、私立大学的教育改革资助方案, 在研究方面, 有《21世纪COE计划》, 以及其后续的全球化COE计划。在教育及其他方面, 则有特色的大学教育资助计划, 都采取第三方评估的方式, 针对大学教育的研究进行绩效评估, 对优秀项目或有特色的项目给予资金支持, 以提高和普及各个大学良好实践行为作为目标的项目资金资助。其他特别是作为推动高等教育国际化、资助教职员工国外教育研究活动的海外先进教育研究实践资助, 以及资助和海外多个大学合作以增加国际竞争力的先端性国际合作资助等项目的资金, 都是通过评估提供给各大学。
二、日本大学评估机构的运行
日本大学对于评估工作通常会制定相关的评估准备规章及组成专职机构负责, 并根据文部科学省的要求, 及专业团体的认可格式, 提出自我评估报告。根据2002年《学校教育法》规定, 大学除公布实施自我评估结果, 还必须通过文部科学省所认可的大学评估机构对其评估结果做检验。下面以大学评估及学位授予和大学基准协会为例说明日本大学评估机构的运作情况[2]。
(一) 大学评估及学位授予机构评估的运作
大学评估及学位授予机构是日本目前最重要的第三方评估机构, 在2000年4月改组原来学位授予机构而成立, 2003年又根据《独立行政法人通则法》与独立行政法人大学评估及学位授予机构法而成为法人机构, 其功能包括根据《学校教育法》授予学位、大学评估的实施与公布, 搜集并研究大学评估与学习成效信息以提升大学教学研究水平等。
1. 评估内容。
主要以教育活动为中心, 包括以下10余项:理念目的、教育研究组织、教职员工与组织、教学内容、方法和成果、学生入学、学生服务、教育研究等环境、社会联系与社会贡献、管理运行与财务、内部质量监控等内容[3]。
2. 评估流程。
(1) 评估前教育培训:一是评估说明会:接受评估大学于前一学年提出的申请表, 并参与大学评估及学位授予机构所举办的评估说明会, 了解未来接受认可评估的方法与内容。二是评估研讨课程:实际负责实施自我评估的人员参加评估研讨课程, 以了解与模拟系部的评估事项, 学习撰写自我评估报告书。 (2) 自我评估:大学根据办学理念及自我发展特色, 以第三方立场来分析学校整体及各院系所的发展情况。 (3) 书面审查:大学评估及学位授予机构的评估小组会先审阅受评者的自我评估报告书, 并主动搜集相关的评估资料, 分析其优缺点。 (4) 访问调查:大学评估及学位授予机构的评估小组成员前往受评大学进行实地访问调查, 对相关人员访谈、评估结果讨论会议与初步成果的报告与确认, 对毕业的校友进行访谈。 (5) 评估报告书公布:大学评估及学位授予机构的评估小组根据自我评估的书面资料及实地访问调查结果, 拟定评估总结报告书初稿, 提交机构内的大学评估认可委员会审阅。同时送交受评大学, 以便其提出申诉意见。一个月后再经各评估委员进行审议后决议, 完成正式的认可评估报告书;一方面送交受评大学, 一方面也在大学评估及学位授予机构的网站公布并刊登在印刷资料上, 让社会得知接受评估大学的办学情况。
3. 评估费用。
评估费用由接受评估大学自付, 基本费用200万日元, 另外再根据大学的学院与研究所数量多少累加, 每一个学院加收30万元, 每一研究所加收20万元。
(二) 大学基准协会的评估运作
日本大学基准协会成立的目的是希望发挥像美国认证制一样的功能, 通过正式会员的认证, 监控大学的教育质量。该协会负责大学认证的业务相当多, 其中“加盟判定审查”和“相互评估”是大学基准协会在大学评估事务中最重要的两种评估, 也是与大学评估及学位授予机构差异最大的地方。1994年大学基准协会制定《加盟判定审查和同行相互评估规程》, 加盟判定审查是针对希望成为大学基准协会正式会员的大学, 运用自我评估与实地评估的方式进行整体评估, 衡量受评大学是否符合大学基准协会的要求;相互评估则是成为正式会员的大学, 在5年后可以申请相互评估, 且至少每隔7年应该进行一次[4]。
1. 评估的特色。大学基准协会的评估特色共有五
项。 (1) 会员制的评估:新会员必须接受加盟判定审查的认可评估后才能成为正式会员, 正式会员5年以后开始接受相互评估; (2) 强调达成度评估与水平评估:重视大学按照本身的办学理念与目的及其达到目标的努力过程, 根据其达成状况做评估, 评估是否达成该会会员应有的水平; (3) 专业领域与全体校务的综合评估:对每一个学院设立一个专门评估委员会, 另对整体校务发展也会单独设置一个评估委员会; (4) 持续要求大学改善缺点的评估:评估中发现的缺点在评估后第3年必须再接受一次改善状况的复检; (5) 同行评估:评估者由会员大学的教职员工及其他校外社会专业人士组成。
2. 评估内容。
主要项目包括理念目的、教育研究组织、教育内容方法、学生入学、学生生活、研究环境、社会贡献、教职工组织、事务组织、图书电子媒体、运行管理、财务、检查评估、信息公开绩效责任等内容[5]。
3. 评估流程。
大学如果想成为新的正式会员, 可在规定期限内提出加盟判定审查申请, 并准备相关资料, 大学基准协会在经过约1年的审查与评估后, 会决定是否同意其加盟, 通常是以4月1日为登录的起止日期。成为正式会员之大学, 在5年后开始接受相互评估, 以后每隔7年进行一次, 其评估的过程分成四个阶段。 (1) 由各大学实施自我评估:大学提出评估申请书, 以2008年为例, 在1月7日至1月30日期间提出加盟判定审查或相互评估申请, 其中相互评估的申请仅限于正式会员的大学。被通知可以进入评估的大学在2008年4月1日至4月24日期间提出自我评估报告书、大学的基本资料数据。 (2) 各评估小组实际评估:由大学基准协会负责评估事务的判定委员会或相互评估委员会的各评估分科会, 进行书面调查与实地评估。 (3) 完成最后判定并通知评估结果:将评估的结果编写成报告, 指出学校存在的问题, 并提出发展的建议, 然后将报告提交至接受评估大学, 如果学校对此结果有异议可以申诉。 (4) 各大学对评估结果进行整改:大学根据评估结果提出整改方案, 积极整改。
以上四个阶段的评估过程从大学提出自我评估报告到得到评估结果, 大概是13个月的时间, 加上自我评估的实施与自我评估报告书的撰写等也需要一年左右的时间。
三、日本大学评估制度的特点
日本的大学评估于二战后至2004年起认证评估的实施为止, 其发展逐渐地形成具有日本特色的评估体系, 归纳日本大学评估的特色有以下方面[6,7]。
(一) 以渐进稳妥的方式推动评估
日本的大学评估从战后初期引进美国认证制度, 但没有发挥预期功能, 严格的大学设置基准是维持大学质量的重要方法, 直到20世纪80年代中期开始, 将认证制度中的自我评估部分独立出来, 强调自我核查与评估, 由各大学逐步开始建立自我评估制度;1999年以后, 各大学都已将自我评估看做校务的一项重要工作, 将自我评估作为自己的义务。2004年引入第三方评估的认证制度, 规定所有的大学必须开展认证评估, 大学实施评估成为义务, 此时各大学已具备一定的基础, 甚至可以在收到评估报告初稿时, 提出合理的申诉意见。在推动大学评估后, 也随时检讨评估方式与内容等的效用, 不断地改善评估过程。所以, 日本是以渐进并且是稳妥的方式推动评估制度, 使其运作更具可行性。
(二) 评估前先制定的规章
以大学评估的流程来看, 不管是大学评估、学位授予机构, 还是大学基准协会的认证评估, 甚至是各大学内部的自我评估, 都会针对评估实践制定完善的规章, 让评估人员与受评大学都可以有法可依;在进行评估前举办评估说明会与实践操作内容, 培训评估人员具备评估的知识技能与相关共识, 同时也培训各大学的自我评估人员应该如何进行自我评估事务, 以符合评估机构的要求;另外, 将相关的评估工作规范化, 所以, 评估的水平与成效可以获得受评大学与民众的认同。
(三) “官”与“民”的评估机构同时存在
日本的大学评估机构中有受政府经费资助的大学评估及学位授予机构, 民间财团法人的大学基准协会与日本高等教育评估机构, 法律规定大学可自主选择任一机构实施大学评估, 因此, 三方机构必须在顾客大学中相互竞争。
(四) 以自我评估为主, 以第三方评估为辅
日本文化一向强调自省, 在这种特殊的教育文化背景下, 无论是大学评估还是其他的评估, 都是以先推动自我评估为主。不过, 日本政府一方面为了确立教育改革的成果, 另一方面也为了学习欧美各国认证制评估的优点, 而让专业团体间发挥自主的相互评估, 所以也将第三方评估引入大学评估中。
(五) 大学评估与教育经费资助产生密切相关
日本文部科学省根据年度绩效评估与中期目标的完成情况, 决定各大学教育经费的资助;委托大学基准协会进行特色大学的教学支持计划评估, 让表现优秀的大学获得充裕的教育经费。这种将评估结果与经费资助密切联系的措施, 乃是日本政府为了解决教育经费日益紧缩的困境, 又能有效培育一流特色大学的手段。
[责任编辑包玉红]
摘要：日本有三家大学评估机构, 法律规定大学可自主选择任何一个机构实施大学评估, 而国立大学除接受例行大学评估之外, 还必须接受国立大学法人评估委员会评估, 并且各类大学评估都先强调从自我评估逐步开始, 再进而引入第三方评估。
关键词：日本,大学评估,发展史,评估机制
参考文献
[1]胡建华.90年代以来日本大学评价制度的形成与发展[J].外国教育研究, 2001, (1) .
[2]日本大学基准协会 (2008) [EB/OL].http://www.juaa.or.jp/accreditation/.
[3][5][7]大学基準及びその解説[EB/OL].http://www.juaa.or.jp/images/accreditation/pdf/e_standard/university/u_standard.pdf.
[4]大学評価組織体制[EB/OL].http://www.juaa.or.jp/accreditation/university/system.html.
电网运行风险评估及管控研究 篇8
随着电力行业中大规模电力系统的出现, 使得电网的结构与运行方式变得非常复杂, 这使得电网运行中存在的风险不断加大, 但当前我国电网运行风险评估与管控仍然处于初级阶段, 这就使得电力企业面对着巨大的挑战与风险。确保电力的安全运行已经引起了社会的普遍关注, 因此急需对电网运行风险评估及管控进行适当的研究。
1 电网安全运行的风险特点
1.1 风险发生具有连锁反应
一般来说在电网安全运行中, 常有许多风险因素, 虽然说这些风险因素表现出的性质特点上存在差异, 但是一旦这些风险因素转变成安全事故, 就会出现各种连锁反应, 从而导致其它风险因素变成安全事故, 这些风险因素相互影响, 严重威胁到了电网的安全运行。比如说在用电高峰期, 一些供电网络上就会有各种用电高峰出现, 这样会使得电网出现安全事故的可能性大大增加。除此之外, 电网运行中存在多种风险并存并且相互影响的现象, 这回使得风险的破坏范围以及程度大大增加。
1.2 导致风险存在的原因种类多
一般来说有很多因素可以导致电网发生安全事故, 不过以设施故障、经济因素、人为原因以及自然灾害为主, 比如说恶劣天气会对供电网络产生一定程度上的破坏, 偷盗电缆会导致供电网络以及控制系统的运行产生故障, 在节假日期间, 人们的用电量会大大增加, 这就会致使电网满负荷运行的现象出现。
1.3 电网安全运行的风险后果危害大
随着现代科学技术的发展, 电网控制与运行的自动化也得以逐渐实现, 这就加大了不同区域间之间的电网联系密度, 但是正因为此, 在一定程度上加大了电网运行所带来的安全事故影响的程度以及影响范围的广度, 严重的威胁到了人们的生命财产安全, 并且影响到了社会的和谐与稳定。
2 电网安全运行风险辨识与评估
2.1 电网安全运行的风险辨识
由于在电网安全运行中会受到诸多因素的影响, 这些因素中难免会存在风险因素, 因此要想做好风险评估就必须要隐含的风险因素辨识出来。因为风险在各个方面和各个角度都有存在, 所以对风险的辨识也要分要分情况:1电网的外部域内部层面。电网外部的安全风险主要是因为存在已久的电力体制改革, 人为破坏和自然灾害等方面;相对的电网内部的安全风险则表现为输电网以及调度系统的安全性。2电网与电力。电网与电力方面的安全风险主要在于电力市场存在的供求矛盾上, 也可以利用电网网架的运行方式来对风险进行辨识。3将来电网运行存在的风险, 其主要是分析过去电网运行的方式, 并且对未来电网运行中可能存在的问题与风险进行预测。4由于电力设备故障而导致的风险, 对于这类风险可以通过统计分析电网事故来对电网运行过程中存在的风险因素进行识别。
2.2 电网安全运行的风险评估
在充分了解到电网安全运行的风险辨识工作之后, 下面就要对电网的安全运行开展风险评估, 依照在不同运行方式下对电网的评价重点与方法之间存在的差异, 可以将电网安全运行的风险评估分为:运行环境正常下的风险评估, 电网设备临时检修风险评估、电网新设备启运风险评估以及电网正常检修风险申请。在进行风险评估中通常使用well-being模型, well-being模型就是指在传统风险评估的概率性框架中添加电力企业安全分析的确定性准则从而分析电网系统存在的风险。
3 电力系统运行风险管控的应用现状
当前, 我国电力系统风险评估领域研究不断完善, 而且电力系统面向调度运行的信息系统也得以不断发展, 许多企业与组合正在试图对电力系统运行风险评估和管控开展一些实用化应用与研究。虽然我国对电力系统运行风险管控进行了诸多研究与实践, 但是当前电力系统风险评估与管控仍有一些不足, 比如说:部分电力系统风险评估和管控应用工作单单在运行风险的一些方面予以实践, 并没有应用完整的体系;部分则仅停在设计层面上, 并没有对实际场景中的基础与条件进行考虑, 这就导致了系统的实用性难以得到保证。并且我国有关于风险评估和管控系统开发与设计方面的工作仍然较少, 难以使得调度运行中心对风险管理的实际需求得到满足。
4 电网安全运行管控的几点建议
4.1 提高电网安全运行风险管理意识
在电网运行过程中一旦风险转变成事故, 就会导致严重的后果。所以, 电力相关部门一定要高度重视电网调度工作, 对调度工作人员加强管理, 并且将电力调度操作工作充分做好。在这一方面, 第一要将调度人员的安全意识调动起来, 同时对调度工作人员的职业道德教育加强也是十分重要的, 特别是要调动起调度人员的工作责任感。
4.2 计划实施风险控制措施
电力企业不同其所能承受到风险也就不同, 依照电力企业承受风险程度的实际, 对辨识出来并且评估之后的风险制定出与之相适应的风险控制措施, 这里的风险控制措施必须对经济性与效果进行注意, 与企业资源状况相结合, 对风险控制措施的可行性进行分析, 从而选择恰当的执行方案。此外, 要想管理安全风险, 将风险控制力度有效提高, 第一要评估企业自身所具有的风险防范能力, 唯有以此为基础对风险防范措施进行制定与设计, 才可以使得企业电网运行风险防范能力得以真正提高。操作措施可以分为两个阶段进行:1电网的调度机构应对电网的长期发展提前进行科学规划, 对于评估的风险结果, 向有关部门提出一些具有可行性的建议, 比如说加强网架、提高电能质量等, 使得电网运行中存在的风险得以最大限度的避免。2依照风险评估的结果制定出反事故应对措施, 并且进行反事故演习对其可行性进行验证, 提高电网运行事故的处理水平与能力, 从而使得降低事故损失的目的得以实现。
4.3 重视调度人员的业务素质培养, 提高工作能力
当前我们已经进入了知识经济时代, 这对电力行业中的设备与技术有了更高的要求, 推动了电网运行的科技水平的提高, 除此之外这也使得对调度人员综合素质的要求越来越高。所以, 电力企业要更加的重视工作人员的业务素质, 在招聘员工时不能再根据以前的标准来进行, 要与现在的工作需求与实际对人才进行择优选择, 激励老职员不断进行新技术的学习, 并且对职员进行定期的工作技能培训, 使得其工作效率与能力不断提高。
4.4 实现电网运行风险在线预控
在电网的运行中风险事故是随时都有可能会发生的, 正因为此, 笔者认为能够与电网安全生产特点相结合, 实时的对电网运行风险进行预控。1要依照安全生产目标实行动态管理以及过程控制原则, 对安全事故的发展态势进行针对性的监视, 从而将电网安全运行管理预警体系制定并完善起来, 对电网安全生产与运行整个过程予以及时的了解, 从而采取恰当的措施进行控制。2对事故进行处理与恢复, 就电力系统的运行规律而言, 用电高峰期往往是逢年过节和夏季, 在这段时期前将完善的保供电预案与方案制定出来, 可以对电网安全事故的发生进行预防与控制。
5 结束语
本文首先对电网安全运行风险特点以及风险识别与评估进行了简要的介绍, 然后对电力系统运行风险管控的应用现状与相关建议进行了简要分析, 希望可以给相关人士提供一定的借鉴, 推动电网安全运行风险评估与管控工作的不断发展与完善。
参考文献
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[2]黄强.电网运行风险评估与管理体系研究[J].大科技, 2013.
弓网动态运行质量诊断与评估系统 篇9
电气化铁路接触网工作环境恶劣、工作方式特殊、无备用设备, 列车高速运行时, 其工作状态更加复杂, 高速铁路对弓网动态受流质量提出了更高要求。在高速铁路接触网动态检测过程中, 如何能够高效、准确进行弓网动态运行质量的诊断与评估成为亟需解决的重要问题。接触网动态检测数据包括接触网几何参数、弓网动态作用参数、供电参数等, 各参数密切关联, 共同反映出接触网状态及弓网受流状态。在弓网动态运行质量诊断与评估过程中, 需要根据各检测参数特点及相互关系, 确定合适的数据分析方法, 对其进行有效分析, 以便更准确地通过检测数据反映接触网状态及弓网受流状态。
经德国、法国等国家几十年的深入研究, 欧盟铁路已形成一套高速接触网动态检测方案, 并能很好地使用接触网动态检测数据进行接触网状态及弓网受流质量评估, 指导工程施工和运营维修单位进行接触网状态维护及维修, 尤其是能够指导高速铁路接触网进行精调细修, 优化接触网的动态运行性能。
中国铁道科学研究院基础设施检测研究所基于铁道部综合检测列车周期性接触网动态检测数据, 兼容了动态检测数据分析所必需的接触网检测数据波形信息、接触网基础信息数据等内容, 研发了弓网动态运行质量诊断与评估系统 (简称系统) 。系统以接触网动态检测数据波形分析为基础, 提供了检测数据实时显示、历史数据对比分析、超限自动判别标注、基础信息关联、数据分析计算及导出等功能。系统能够快速、有效进行弓网动态运行质量的诊断与评估。与国外同类系统相比, 该系统具有数据分析处理实时性高、功能集成度高、分析界面友好等优点。
1 系统介绍
1.1 系统主要功能
系统以接触网动态检测数据波形分析为基础, 采用数据缓冲同步、波形动态调整、基础信息关联等技术, 为运营维护单位提供了高效、直观的数据分析平台, 通过不同时间段的检测数据对比, 实现了接触网状态变化过程的全面跟踪。系统主界面见图1。
系统主要功能如下:
(1) 检测参数显示分析功能:自由选择检测参数通道内容及数量;自由选择各通道参数的刻度大小及显示颜色;方便进行准确里程定位;各通道波形数据的随意缩放及上下位置调整;各参数通道的上下位置移动及自动位置调整;显示接触网支柱信息、吊弦信息;在锚段关节、线岔等接触网特殊处所, 同时显示2支接触线导高、拉出值。
(2) 历史数据对比功能:同时打开当前波形数据及2次历史波形数据进行检测参数的波形对比, 跟踪接触网状态变化;历史检测数据波形以灰色显示, 更好区分当前检测数据及历史检测数据;自由调整历史波形数据及当前波形数据的相对偏移, 实现当前检测数据及历史检测数据的相同位置对比;实现历史波形数据的前后翻转, 方便在新建高速铁路联调联试中对逆向行车数据及正向行车数据进行对比。
(3) 检测数据打印、导出功能:特定处所的波形打印;特定处所的波形保存为图片 (图片格式包括png、jpg、bmp等) ;打印波形及保存图片中波形检测日期、线路、行别、局别等信息显示;导出部分区段或全部检测区段的波形数据为pdf格式文件;导出部分区段或全部检测区段的波形数据为原始检测文本数据。
(4) 检测过程回放功能:可完全重现动态检测过程, 实现检测波形回放;可自由设置波形回放速度, 满足用户不同需求;在选中历史波形情况下, 可进行当前波形数据和历史波形数据的同步回放。
(5) 基础信息、超限信息关联显示功能:自动进行接触网动态检测超限判别, 并在数据波形上进行超限标注及超限信息关联, 超限信息包括超限处所、超限类型、超限等级、超限内容等;波形图中自动关联接触网基础信息, 包括基础信息处所、基础信息类型、基础信息内容等, 方便了解超限处所接触网基础信息状态;自由添加、修改、删除动态检测超限信息、接触网基础信息等内容;动态检测超限信息、接触网基础信息导出为文本, 方便进行信息统计与整理;动态检测缺陷信息、接触网基础信息导入, 方便进行信息处理流程跟踪。
1.2 系统主要作用
(1) 提供包括接触网几何参数、弓网动态作用参数、供电参数等接触网多通道连续检测数据值, 重现动态检测过程。
(2) 系统按照各参数不同的超限判别标准, 自动进行超限判别, 通过超限处所里程及超限附近各检测参数特点, 辅助进行超限处所定位。
(3) 通过对比、分析不同时间段的接触网各检测参数, 跟踪接触网状态变化。
(4) 新建高速铁路联调联试中, 指导接触网精细化调整;完成联调联试后, 保存接触网参数标准值, 作为后续检修的依据。
(5) 结合动态检测波形数据, 显示接触网动态检测超限, 跟踪接触网超限现场复查处理流程, 帮助进行接触网动态检测超限管理。
(6) 结合动态检测波形数据, 显示接触网基础信息, 帮助进行接触网基础信息管理, 并结合接触网基础信息、接触网超限数据和接触网检测各通道波形数据, 进行弓网动态运行超限诊断及评价。
(7) 结合动态检测波形数据, 提供注释信息显示及管理功能, 帮助接触网管理单位针对特定处所的波形数据或超限进行注释和批示, 提供各级注释及批示信息流程跟踪, 有利于提高动态检测超限处理质量及效率。
2 系统应用实例分析
2.1 拉出值超限诊断及评估
图2为武广高速铁路上行检出的拉出值超限情况。经分析计算, 超限位于锚段关节转换柱处, 动态检测拉出值为650 mm。同时, 由于拉出值超限严重, 导致高速运行下弓网接触压力变化剧烈, 弓网受流性能受到破坏。
经过现场静态测量后, 超限处所得到复核及确认, 并及时对拉出值进行了调整, 铁道部综合检测列车对该处所进行了重点跟踪, 对调整前后的检测波形进行了对比, 超限点调整后拉出值动态检测值为375 mm, 同时关联跨内弓网动态接触压力已恢复至μ±3σ范围内均匀过渡, 受流性能明显改善。动态检测的跟踪验证进一步证明了原超限已调整到位, 整个闭环处理过程完毕。
2.2 弓网动态接触压力超限诊断及评估
产生弓网动态接触压力超限的原因有多种, 只有通过综合数据分析, 诊断出弓网动态接触压力超限的原因, 才能使弓网压力的检测数据直接用于指导维修。接触网动态检测过程中, 通过公式提取弓网压力超限处所, 将公里标与其他检测参数同步关联是一种常用的分析方法。图3显示了弓网接触压力超限产生的原因, 通过关联诊断可确定弓网压力超限处所存在吊弦, 且吊弦调整不到位, 导致该处接触线高度偏高, 形成倒“V”字形接触线高度图形及较大的坡度变化率, 当受电弓高速通过此处时, 弓网接触力产生剧烈波动, 严重影响弓网动态运行质量, 从弓网动态接触压力数值看, 形成了一处最大值超限。
3 结束语
弓网动态运行质量诊断与评估系统已在12个铁路局 (公司) 得到了广泛应用, 系统的易用性、实时性、高效性得到了一致认可。系统的运用大大提高了检测数据的使用效率, 能够有效进行各通道检测数据的关联关系分析及弓网动态运行质量的诊断与分析, 对提高现场维修效率和指导现场运行单位更好地进行设备维修有重要意义。同时, 利用波形对比功能, 可以跟踪接触网状态的变化, 总结接触网状态的变化规律, 有利于对接触网状态变化进行跟踪及趋势预测。
今后还应在密切跟踪接触网动态检测业务需求基础上, 通过对数据分析方法研究成果的运用, 切实提高接触网检测数据分析处理水平, 提高弓网动态运行质量诊断与评估水平, 更好地发挥接触网动态检测的作用。
参考文献
[1]KieBling, Puschmann, Schmieder.电气化铁道接触网[M].北京:中国电力出版社, 2003
互联电网共享运行备用可靠性评估 篇10
随着国内电力需求的快速增长和“西电东送、全国联网”战略的实施,国内电网规模日益扩大,互联程度不断提高,缓解了各区域间能源资源与负荷分布的不平衡。当某区域出现非计划元件停运或负荷需求时,可以由其他区域提供备用支援,这部分备用称为共享备用。共享备用可以减少各子区域所需的备用容量,提高系统运行的经济性和可靠性,但是共享备用量又受到区域间联络线传输容量的限制。合理分配子区域备用容量,增大共享备用量,有助于减少全网所需备用总量,在保证系统可靠运行的前提下,提高系统运行的经济性。以华东电网公司为例,其各子区域备用容量比例是按照区域预测最高负荷、最大装机容量、最大单机容量等因素来综合确定的[1]。该确定性方法忽略了机组的数量、性能、出力变化以及负荷等不确定性因素对系统可靠性的影响。可以采用备用容量可靠性概率评估方法来评估备用容量分配方案的优劣。
随着电力工业市场化,各子区域往往按照调度规程确定[2,3]并购买所需的备用容量,但现有调度规程中并未明确共享备用的大小。而当紧急情况下,某区域购买备用容量不足时,不足区域调用共享备用,即其他区域购买的备用量,来保证全网的可靠性。原则上共享备用的成本应该由所有使用者共同承担,而按现行规则是由购买区域单独承担。定量地确定共享备用量及各子区域应承担的共享备用成本比例,对于进一步完善备用容量成本分摊规则具有重要的意义。
为定量确定全网的共享备用及各子区域共享备用承担比例,并评估备用容量区域分配方案的合理性,必须针对各子区域及全网分别进行可靠性评估。文献[4,5]在概率和数理统计的基础上,对规划中的电力系统进行可靠性的离线评估;在此基础上,文献[4,5,6,7]进一步给出了长期运行的平均可靠性指标。具有相同备用容量的同一个系统,由于实时在线机组、机组出力、强迫停运率、机组可调最大出力等不同,其可靠性水平会有相当大的差异。为提高电力系统运行的经济性和可靠性,文献[8]提出了电力系统运行可靠性的概念,针对电网实时运行的可靠性进行评估。现有可靠性评估方案大多只针对全网进行评估,即使考虑子区域的可靠性,也未计及区域备用支援情况下的区域可靠性,无法反映共享备用承担及分配情况。
本文提出互联电网共享运行备用可靠性评估模型和算法,该方法采用能量管理系统(EMS)中不断更新的电网实时运行信息,计及了区域联络线约束、网损、机组状态、负荷预测偏差;采用分区评估与全网评估相结合的评估方案,对系统运行的可靠性进行实时量化评估;提出送受电可靠性指标,定量确定全网共享备用量及各子区域分配比。
1 系统模型
1.1 机组、线路模型
本方法评估实时系统在一个调度周期内(华东电网为15 min)的可靠性水平,系统状态为从EMS获取的电网实时信息,无需考虑元件的检修计划及故障修复率。假定机组和线路只有失效和工作2个状态,且各元件状态相互独立,每个元件状态用一个在[0,1]区间均匀分布的随机数来模拟。令si代表元件i的状态,Qi代表其强迫停运率,传统的方法中Qi取元件平稳状态概率,不能反映系统实时可靠性水平,本方法Qi取元件的瞬时概率表征系统短期的可靠性水平[9]。对元件i产生一个在[0,1]区间均匀分布的随机数Ri,使得:
考虑机组、线路陪停,若某机组抽样状态为失效,则修改与其相连的线路状态为失效;若某线路的状态为失效,则修改只与该线路相连的节点状态为失效。
1.2 最大可用备用容量
即使在电力市场环境下,紧急情况下保证系统的安全稳定运行仍是调度员的首要目标,因此评估备用容量的可靠性,系统最大可调备用按实时在线机组最大可用容量与已发电量之差计算,而非电力市场中购买的备用容量。
机组最大可用容量除受其额定容量约束外,很大程度上受到运行条件的限制。例如:①运行环境温度,如某额定容量100 MW的机组,其最大出力冬季可为115 MW,夏季只为97.5 MW,差值为额定容量的17%;②因锅炉、给煤、控制等辅助系统限制或燃料短缺,使得机组降额运行,可用容量甚至降至50%额定容量;③水电机组的最大可用容量受到水系降水量及水库运行条件的限制。可见运行条件使机组的实时最大可用出力与额定容量之间存在较大偏差,传统的评估方法按照机组的额定容量计算系统可用备用,使评估结果偏离实际。采用实时机组状态计算最大可用备用容量可使得运行备用可靠性评估结果更接近系统真实情况。华东电网公司规定各机组前1日上报第2日96点可调出力范围,并对该值实时校正。利用机组可调数据及EMS实时系统信息,可得到系统的最大可用备用容量Pr:
式中:Pr为全网或分区最大可用全部备用容量;N为分区或全网内机组数;si为机组状态;Pmaxi为机组i实时最大可用容量;Pi为机组i发电量。
1.3 负荷模型
传统评估方法将典型负荷曲线按负荷大小或时间排序,计算各负荷出现的概率。评估实时系统运行可靠性时,在线负荷可认为在某一确定值附近以负荷预测偏差随机波动。统计资料表明,负荷随机波动的概率呈正态分布趋势,其标准差的百分比基本上与系统容量的平方根成反比。虽然负荷密度函数为非线性函数,但采用分段线性法可将较短时间段内的负荷密度视为常数,每一分段用它的中点代表。本文模型采用7分段模型。设σ为负荷预测误差分布的方差,由历史上负荷预测统计结果得到,则计入不确定性后,Lσi的7个分段Li±3σ,Li±2σ,Li±σ,Li的概率分别为0.006 2,0.060 6,0.241 7,0.383 0。
华东电网2006年1月—2007年7月的负荷预测统计结果显示,节假日和正常工作日、同一日高峰和低谷时负荷预测误差分布的方差存在较大差距,工作日高峰和低谷的预测方差分别为0.308 8和0.173 0,节假日高峰和低谷的预测方差分别为0.359 4和0.271 6。可见处于不同运行特性的同一系统,其负荷波动范围也是不同的,从而导致系统的可靠性也不同。依据运行特性对负荷模型进行动态管理,有助于提高系统可靠性评估的准确性。
1.4 网络模型
各区域之间可调用的共享备用容量受到区域间联络线容量的限制,某抽样状态时,区域i从区域j可获得的最大备用容量可由下式表示:
式中:Pi,j为某抽样状态下区域i可从区域j获得的最大备用容量;Prj为该抽样状态下区域j除满足本区域备用需求后的可用备用容量;CLi,j为区域i与j之间联络线传输容量约束;Pui,j为正常运行时,调度计划安排的区域i与j之间的传输容量;规定各变量的正方向为j到i。
假定子区域内部无线路阻塞,只要区域联络线未越限,子区域可以从其他任意相连接的备用充足区域获得备用支援。
1.5 网络损耗
交流电流传输时,网络损耗不可避免。统计资料表明,国内电网的平均网损率为6%。忽略网络损耗将使得系统可靠性评估结果产生较大偏差。考虑到网络损耗,发电或负荷的有效值会因所处网络位置而变化。制定调度计划时,常用网损因子来计算机组及负荷的网络损耗。某机组故障时,若取调用备用总容量与故障机组出力相等,可能因故障机组与调用机组的网损系数之差导致系统发电与负荷不平衡,造成频率波动。因此,必须考虑到网损因子对发电机组等效出力的影响。选取系统平衡点,按下式将机组出力及备用容量折算至平衡点:
式中:Pi和Pri分别为机组i的实际出力和可用备用容量;Pei和Prei分别为机组i的等效出力和等效可用备用容量;floss,i为机组所在节点的网损因子。
2 评估算法及流程
备用容量可靠性评估可分为确定性准则和概率评估法2种。采用确定性方法和判据的主要不足之处是没有考虑到系统性能、用户功率和元件故障的概率特征,随着对电力系统可靠性要求的提高,用确定性准则来确定电力系统备用容量显得过于粗糙,越来越多的电网公司采用可靠性概率分析法确定系统的备用容量,其优点在于获得的可靠性指标比确定性指标对事故风险的估计更为准确。目前研究电力系统可靠性的概率分析法主要有解析法和蒙特卡罗法,选择系统状态和最后计算概率指标是2种方法区别的地方。解析法适合于规模小且网络结构较强的系统;蒙特卡罗法更适用于规模大、元件可靠性低、多重故障较多的系统。本文对大规模互联电网共享备用可靠性进行评估,采用蒙特卡罗法比较合适。具体计算流程如图1所示。
具体步骤如下:
1)获取系统EMS运行状态数据,确定系统各机组出力及负荷节点的运行状态;获取各机组在运行时刻的可调范围数据。
2)根据式(2)确定各机组的最大可用备用容量。
3)根据式(4)确定计及网络损耗时各机组的等效出力、等效备用及等效负荷。
4)采用蒙特卡罗模拟法,抽样全网的运行状态。
5)采用负荷7分段模型,设置全网各负荷节点的负荷值为1+jσ倍。
6)评估子区域k的状态。假定其他子区域无故障,评估子区域在该抽样状态下本区域备用容量的可靠性。若子区域的备用容量等于区域功率缺额,则记为可靠,子区域状态为0;若子区域的备用容量大于区域功率缺额,则记为可靠,子区域状态为1;若子区域的备用容量小于区域功率缺额,则记为不可靠,子区域状态为2。若k大于全网子区域数,转步骤7,否则,k=k+1,重复步骤6。
7)对蒙特卡罗抽样的全网状态进行评估。若全网备用容量小于全网功率缺额,记为全网不可靠;若全网备用容量大于全网功率缺额,无区域状态为2,则所有区域均记为平衡,全网可靠;存在子区域状态为2,则计及区域联络线约束从其相邻状态为1的子区域调用备用,状态为1的子区域记为送电,状态为2的区域记为受电。若所有状态为2的子区域可以满足功率缺额,则记为全网可靠,各子区域送、受电可靠,否则全网状态记为不可靠。
8)若负荷分段小于7,转步骤5,否则继续。
9)计算收敛精度,若精度满足要求(小于emin)或抽样次数大于预设的最大抽样次数imax,则转步骤10,否则转步骤4。
10)计算可靠性评估指标并输出。
3 评估指标
除了常用的缺电概率(loss of load probability, LOLP)和期望缺供电量(expected energy not supplied,EENS)指标外,针对子区域评估的特点,提出了子区域送受电指标来描述区域的可靠性水平。
1)LOLP
子区域LOLP是指不考虑区域备用支援的情况下,子区域系统有效发电容量不能满足负荷需求的概率。该指标用于表征各子区域备用满足自身需求的能力,实际运行时,由于共享备用的存在,全网并不一定会出现失负荷。
2)分区平衡概率
若各子区域均可以满足备用需求,则所有区域均为平衡区。所有抽样状态中子区域为平衡区的概率称为分区平衡概率(balance area probability,BAP),即PBAP=分区平衡抽样状态数/总抽样状态数。
3)分区送电概率
若有子区域存在备用不足的情况,考虑联络线约束,提供共享备用的子区域称为送电区。所有抽样状态中子区域为送电区的概率称为分区送电概率(export area probability,EAP),即PEAP=分区送电抽样状态数/总抽样状态数。
4)分区送电期望
分区送电期望(expected power of export,EPE)是指由于其他子区域电力不足,该分区支援的电力期望值,即区域承担共享备用量。以P(j)EAP表示送出电力Xj的确切概率,则
5)分区受电概率
当子区域存在备用不足时,该子区域称为受电区。抽样状态中子区域为受电区的概率称为分区受电概率(import area probability,IAP),即PIAP=分区受电抽样状态数/总抽样状态数。
6)分区受电期望
分区受电期望(expected power of import,EPI)是指由于子区域电力不足,从其他子区域受进的电力期望值,即区域使用的共享备用量。以P(j)IAP表示受进电力Xj的确切概率,则
7)共享备用成本分摊
共享备用使用区域即受电区应向共享备用的提供区域即送电区提供一定的补偿,以补偿送电区购买备用容量的成本。
全网共享备用量为:
送电区i可获得的补偿为:
受电区i应支付的费用为:
则子区域i共享备用总成本为:
式中:C为全网共享备用总成本,可以采用各分区商定的价格或采用电力市场定价的方式获得。
分区的平衡、送电、受电指标定量描述了各子区域实时备用水平、各子区域对全网可靠作出的贡献,定量确定了各子区域对全网共享备用成本的经济补偿方案。
当各子分区的分区平衡概率偏高时,表明各子区域在大部分故障情况下均利用本区域的备用容量来满足功率缺额,没有发挥互联电网的优势,区域备用容量比例偏大,降低了系统运行的经济性。当各子分区的分区平衡概率偏低时,即子区域的分区送电概率或分区受电概率偏大,受电概率偏大的子区域本身的可靠性偏低,一旦区域联络线发生故障,该子区域可能会由于备用缺乏导致系统解列。为提高系统运行的可靠性,必须考虑增大受电子区域的备用容量或通过扩建联络线增强其与送电区域的联络。送电区域应根据区域备用成本,适当减少本区域备用或增大售出备用量。当区域备用成本高于共享备用成本时,该区域可以通过减小本区域备用量提高区域的经济性,同理,成本较低的子区域可以增大本区域备用,从而通过经济手段达到备用在各自区域之间经济分配的目的。
各国根据长期运行经验确定了电力系统规划期的可靠性标准,如美国为0.1 d/a,该运行可靠性指标针对某一特定运行方式进行评估,当系统高峰运行时,系统可靠性较全年指标低,但处于低谷运行时,可靠性又较高,无法简单将其乘以某一系数换算为全年的可靠性。各分区可靠性标准还有待统计一段时间的运行数据,以期综合所有运行时段后,全年的可靠性水平达到规划期的可靠性标准。
4 算例及评估结果
基于以上算法,开发了互联电网共享运行备用可靠性评估模块,并作为华东电网运行备用可靠性评估系统的一个评估功能。对华东电网2008年9月10日10:00(高峰)和03:00(低谷)实时运行状态的备用可靠性进行评估。华东电网分为5个分区(5个省、直辖市)。系统的实时运行信息见表1。
从基本信息可以看出,安徽的备用比例最低,上海低谷时的备用比例较大。由于全网总装机容量的限制,高峰时最大可用备用明显小于低谷。
对该运行状态下共享运行备用可靠性评估结果见附录A表A1。抽样只考虑华东所有的机组、500 kV线路及部分重要的220 kV环网线路。在线机组共540台,抽样线路数333条,精度为0.005%。
低谷时,各区域平衡概率为88.889%,除上海0.003%、安徽15.108%存在备用不足外,其他各区域很大程度上均可满足负荷需求。上海的备用比例较高,为59.48%,却仍然存在失负荷概率;与其备用比例基本相同的浙江却大部分情况处于备用过剩状态。可见,根据某一固定的比例设定分区的备用,会使得某些子区域备用过剩,而某些子区域备用不足,不利于电力系统的经济、可靠运行。此时由于区域联络线未越限,可以向上海和安徽提供备用支援,使全网的LOLP为0,小于任何一个分区的LOLP。
高峰时刻,全网备用比例由低谷时刻的54.41%降低至21.43%。其中福建备用降低比例最大,由98.85%降至28.87%,其区域备用不足概率从0增大至2.093%。除安徽、上海外,福建、浙江、江苏均出现了不同程度的区域备用不足。高峰时刻,虽然上海、江苏、浙江、安徽和福建均存在备用不足,但是由于其同时发生故障的概率较低,通过区域支援仍然基本可以满足全网负荷需求,全网LOLP为0.001%,远小于区域LOLP的最小值0.154%。由此可见,区域互联提高了全网运行的可靠性。
即使在同一天之内,高峰、低谷的运行差别使得系统的可靠性产生了较大的变化,区域共享备用总量及比例也发生了很大的变化。
按照华东电网公司备用容量确定性准则[4],各省市分区应承担备用比例及实际承担的比例分别如表2所示。
备用补偿列为各省市分区获得或应支付(负数)的共享备用成本的百分比。低谷时刻上海和安徽的实际备用比例偏小,且评估结果区域备用不足。但在高峰时刻,江苏、浙江、福建的备用比例均高于确定性准则要求,而区域备用需求仍然无法满足。可见确定性准则无法根据实际运行情况动态调整区域所需备用。
5 结语
本文提出的互联电网共享运行备用可靠性评估方法已用于华东电网运行备用可靠性评估系统中。实时更新的华东电网运行可靠性信息,有助于向系统的生产、运行及调度部门提供建议,也可向管理决策层提供电网的跟踪信息,对保障电力系统安全、稳定、可靠、经济运行有重大意义。由于使用该软件对互联电网运行备用可靠性评估尚处于起步阶段,还缺乏充足的历史统计数据,需要在运行过程中逐步确定各指标的最佳标准,为各子区域备用容量调整提供参考,以进一步发挥互联电网的优势,提高电力系统运行的经济性和可靠性。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：提出了互联电网共享运行备用可靠性评估算法和指标。基于能量管理系统提供的电网实时运行信息,计及区域联络线约束、在线机组状态、网损、负荷波动等随机因素对运行备用可靠性的影响,将分区评估与全网评估相结合,评估了各子区域对全网可靠性的影响。华东电网的评估算例表明,该算法可以定量评估实时系统各子区域对维持全网可靠运行所作出的贡献,为共享备用分摊计算提供依据。
关键词：运行备用,可靠性评估,互联电网,共享备用,网络约束
参考文献
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安全运行集中监控 篇11
实现变电所的无人值守后，电网值班通过综合自动化系统由调度中心值班人员来完成，刀闸操作由新组建的操作队来完成，使得变电所的现场安全问题存在矛盾，如局部的故障很难单靠操作队3－4天1次的巡视进行排查。特别是设备及接头发热引起的小范围的火险、外人非法进入、进水、小动物进入等。研究开发变电站集中监控系统十分重要，能真正实现变电所安全可靠运行。
一、强化变电所集中监控系统及其功能
变电所集中监控系统主要包括事故预警系统、电缆测温系统、图像监控系统、远程抄表系统、SF泄监测系统和变电站综合自动化系统等子系统。强化该监控系统可对变电所的设备运行、安全保卫、防火、防汛、防小动物、高压电缆实时温度、谐波检测、sR气体泄漏、设备运行工况等实行24小时实时监控。
(一)事故预警系统
该系统主要任务是对变电所的运行环境进行实时监测。
1、事故预警系统功能
该系统具有数据采集和处理功能，控制输出功能，检测功能，报警功能，通信功能，图形功能及信息平台。
(1)数据采集和处理功能。遥测量采集室内温度、湿度，电缆温度等；遥信量采集非法入室、门禁、电缆沟小动物入侵、电缆沟进水等。
(2)检测功能。空调运行状态、设备绝缘在线监测等。
(3)报警功能。通过声、光、语音、历史记录存储等方式进行超限报警，异常报警。
(4)控制输出。应有继电器输出和空接点输出。
(5)预警功能。模糊智能判断，多重报警，消除误报。
(6)故障定位功能。可对各种报警进行定位。
(7)通信功能。终端与探测器之间、主机与其他设备之间应有多种通信方式可选择；波特率应能选择；通信规约应采用电力系统自动化的通信规约。
2、事故预警系统采集的信息量
该系统主要采集信息量有：
(1)火警。变电所主控室、高压室、电容器室有明火。
(2)烟警。变电所主控室、高压室、电容器室、电缆沟出现烟雾。
(3)水警。变电站进水达到一定高度，面临水灾危险。
(4)盗警(入室)。无关人员非法进入主控室、高压室。
(5)门禁(入院)。无关人员非法进入主控室、高压室。
(6)动物侵入。小动物进入电缆沟。
(7)电缆测温。电缆接头安装温度探头，在线测量电缆温度。
3、事故预警系统配置的一般方案
(1)每个电缆头配1个温度探头。
(2)高压室安装烟感2-3个、火警2个，盗警1个。
(3)主控制室安装烟感1-2个，火警、盗警各1个。
(4)电容器室安装火警、烟感各1个。
(5)变电站室外安装门禁1个。
(6)在室内电缆沟与进入室内的电缆沟交叉处，安装防小动物探头各1个。
(7)在室内电缆沟安装变电站水警探头1个，安装烟感探头2～4个。
(8)整个系统配备主站服务器1台，监控中心设后台机1台，显示装置1个。
(二)高压电缆温度测量
在变电所电缆接头设置了高压电缆温度测量装置，通过光纤网络将数据实时传送至监控中心，对高压电缆接头温度实行24小时测量监控。当温度超过设定值时自动报警，监控人员也可以随时查看有关电缆的实时温度及历史温度变化曲线。
为保证高压电力电缆的安全运行，设定夏季监控报警温度值为45％，其他季节监控报警温度值为30％。当高压电力电缆接头处温度超出设定值时，自动发出事故报文和语音报警，以提示监控值班员及操作队对有关电缆的运行情况实行重点监控。
(三)图像监控系统
为提高电网重点部位的安全管理水平，对1IOKV变电所和城区变电所全部安装了工业闭路电视监控系统，除对变电站的环境、运行状况进行监控外，还可以对操作队值班员倒闸操作是否规范、现场安全措施是否完善、人员是否违章等现场安全管理进行监控。该系统可以与变电站综合预警系统实现联动，配合使用，当综合预警系统发出预警信号时，同时在安装图像监控系统的变电所，通过图像监控系统自动弹出相应变电所对应地点的实时图像、使监控值班员能够直观观察到变电所现场所发生的异常情况。
该系统用以实现动力环境和高质量远程图像监控，解决五遥中的遥视：可以对变压器、电缆层、主控室、场区红外、热成像测温(母线、刀闸、接头等)实行监控；可以提供MIS系统互连的软件接口(视频网络浏览)；可以实现告警自动联动、自动声光提示、报警录像等告警管理，实现配置管理、安全管理等功能；还可以进行数据查询、显示、报表打印等。
(四)电能表远抄系统
该系统利用GYT系列数据采集装置，可以对变电所进行定时，实时抄表和点抄、冻结抄表；可以及时处理换表、换PT／CT、加电量等数据；可以自动生成电量及异常分析等图表，使变电监控人员随时抄录电能表底数，提高了抄表的及时性和准确度，大大减少了操作队的工作量，降低了管理成本。
(五)SF泄漏监测系统
实时监测变电站SF,气体压力情况，超限报警，以保证设备安全运行及人员安全。
(六)变电所综合自动化系统
通过公司办公自动化系统，将调度自动化系统在调度中心和操作队监控中心共享。操作队监控中心值班员可以通过该系统了解和掌握各变电所的实时电气量、开关量、实时运行方式、事故及异常运行等情况，并可进行四遥监视和操作。
二、集中监控系统的应用成效
(一)实现对变电站的远程集中监控
运行监控人员通过该系统，能够实际掌握无人值班变电所的现场安全状况、设备运行状态、电网运行的实时数据，并借助现代科技手段，及时发现现场运行人员靠目测不能发现的问题，有效实现了将事故后报警改为事故前预警，将正常3-4天1次的巡视变为24小时实时监控，将运行人员的现场目测巡视检查变为自动化监视，将分散的巡视检查变为集中监控，极大地提高了变电所的运行管理水平。
(二)确保无人值守站撤人后的安全运行
由于预警系统能够及时发出险情警报，提醒操作队值班人员及时排除险情，这就为控制和消除事故隐患赢得了时间，填补了调度自动化系统对运行现场环境安全监测欠缺的空白，极大地提高了变电所的安全运行水平。
(三)强化对变电运行操作人员的监督
图像监控系统的应用，既对变电所的环境、运行状况进行监控，又能对操作人员倒闸操作是否规范、现场安全措施是否完善、人员是否违章等现场安全管理进行监控。
(四)达到减人增效的目的
水工建筑物的运行评估与维护 篇12
关键词：水工建筑物,运行,评估,维护
1 引言
为了达到防洪、灌溉、发电、供水等目的, 修建的各种不同类型水工建筑物, 用来控制和支配水流, 这些建筑物统称为水工建筑物。水工建筑物按照其在枢纽中作用分为: (1) 挡水建筑物, 用以拦截江河, 形成水库。如拦河坝、拦河闸。 (2) 泄水建筑物:用以分流多余水量, 排放泥沙和冰凌, 或为人防、检修而放空水库等, 以保证坝和其他建筑物的安全。如溢流坝、溢洪道、隧洞。 (3) 输水建筑物:为灌溉、发电和供水的需要, 从上游向下游输水用的建筑物。如:引水隧洞、渠道、渡槽、倒虹吸管等。 (4) 取 (进) 水建筑物:是输水建筑物的首部建筑物, 如引水隧洞的进口段、进水闸等。
水工建筑物具有工作条件复杂、设计选型独特、施工难度巨大、工程效益显著、环境影响多面性以及失事后果严重等特点, 所以要特别注意对其运行状态的监控, 做到提前控制, 防治灾害事件的发生。本文阐述了对水工建筑物运行状态的评估, 并对混凝土坝的维护进行了重点分析, 以保证建筑物的安全运行。
2 水工建筑物运行的评估
将监测的水工建筑物运行状态进行定期分析, 找出荷载与效应之间的关系, 根据积累的知识和经验, 通过定性和定量分析, 并通过严格的理论论证, 对水工建筑物的运行状态做出正确的评估。
2.1 水工建筑物运行监测的内容
2.1.1 变形监测。变形监测包括水平位移、垂直位移、裂缝等的监测, 混凝土和砌石建筑物还有挠度、伸缩缝监测等内容。
2.1.2 渗流监测。
水工建筑物需要监测浸润线、渗流量、渗水透明度、导渗效果及绕坝渗流等, 混凝土和砌石建筑物则主要监测场压力及渗流量等内容。
2.1.3 应力、温度监测。水工建筑物包括土压力及孔隙水压力监测;混凝土和砌石建筑物则包括应力、应变、温度、钢筋应力监测等。
2.1.4 水流形态监测。
它包括水流平面形态、水跃、水面线、挑射水流的观测以及高速水流的振动、脉动压力、负压、空蚀等监测内容。
2.1.5 水文气象监测。它包括降水量、水位、流量、波浪、冰凌、地震、台风、涌潮、水温监测及水质监测等。
2.2 水工建筑物工作状态的分类
通常情况下, 水工建筑物的工作状态可分为以下三种:
2.2.1 正常工作状态, 建筑物达到设计防洪标准, 工程质量良好, 各主要监测参数的变化量均在正常范围内。
2.2.2 异常工作状态, 建筑物的某项功能已不能完全满足设计的要求或者主要的检测量出现某些异常, 影响正常的使用。
2.2.3 险情状态, 水工建筑物出现危机安全运行的重大缺陷或
者主要监测量出现较大异常, 如果按照设计要求继续运行将会出现较大安全事故的状态。
当大坝等水工建筑物运行出现异常或险情状态时, 就必须及时向上级主管部门汇报, 同时通报设计单位, 及时研究出相关对策, 提出科学合理的方案。
2.3 水工建筑物运行评估的程序
2.3.1 要控制水工建筑物的运行, 首先要考虑荷载及影响因素,
主要有水压力、温度、地震以及其他荷载, 同时还需要考虑施工质量、地形条件、地质条件和周围环境等产生的影响。
2.3.2 在荷载及影响因素的条件下, 水工建筑物还必须具备巡
视检查资料和监测效应量, 同时必须进行定量分析和综合评判, 最后决定决策。
2.3.3 巡视检查资料, 主要有裂缝资料、渗水资料和其他资料;
对监测效应量应包括:变形、应力、裂缝开度、测压管水位、水质吸出物、孔隙水压力、渗流量等;当我们进行定量分析时需要利用比较分析、作图分析、特征值统计分析以及利用数学模型进行分析。数学模型一般指统计模型、确定性模型和混合模型。
2.3.4 控制水工建筑物的运行必须确定控制标准, 失事模式主要是稳定、强度、抗裂三方面, 进行监控指标。
2.3.5 把定量分析的上述路径和监控指标相结合, 然后进行综合评估。
评估时需进行单项分析和综合分析、推理分析, 此时就可以确定相应的方法决策、处理方案和效应分析。
3 混凝土坝的维护
混凝土坝的维护可分为日常检查、裂缝、渗漏、护坡、化学侵蚀和补强加固等维护。其维护方法如下:
3.1 日常检查。
检查是养护修理的基础, 是发现工程异常和损坏的重要手段, 因此应按照有关规程和规范对混凝土坝等水工混凝土建筑物进行检查。
3.2 裂缝维护。
裂缝按深度可分为表层裂缝、深层裂缝和贯穿裂缝;按裂缝开度变化可分为死缝、活缝和增长缝;按裂缝成因可分为温度裂缝、干缩裂缝、钢筋锈蚀裂缝、荷载裂缝、沉陷裂缝、冻胀裂缝、碱骨料反应裂缝等。
坝面发生裂缝后, 应通过表面观测和监测查明裂缝的宽度、长度、深度、走向以及发展情况;根据观测资料;结合混凝土坝设计施工情况, 分析裂缝的成因, 针对不同性质的裂缝, 采取不同的处理措施, 裂缝修补可采用喷涂法、粘贴法、充填法和灌浆法。
3.3 混凝土坝渗漏维护。
混凝土坝的渗漏途径有坝身、坝基、坝肩和岸坡等处;在运用中对于已发生渗漏的混凝土坝, 必须加强观测研究查明原因, 及时处理。渗漏处理的基本原则是“上截下排”, 以截为主、以排为辅。渗漏宜在迎水面封堵, 不能降低上游水位时宜采用水下修补, 不影响结构安全时也可在背水面封堵。在制定处理措施时, 要根据渗漏的部位、危害程度以及处理条件等实际情况而定。
3.4 护坡的维护。
护坡遭受破坏, 一般是由于护坡块石尺寸不合要求, 垫层级配不符合标准, 施工质量不好及风浪冲击, 水面漂浮物撞击以及冰压力作用等原因所致。当护坡遭受风浪或冰凌破坏时, 可采用砂袋压盖、抛块石或块石竹笼盖等临时措施。险情过后一定要重新翻修或整体修建。
3.5 化学侵蚀防护, 一般应采取下列措施:
3.5.1 已形成渗透通道或出现裂缝的溶出性侵蚀, 采用灌浆封堵或加涂料涂层防护。
3.5.2 酸类和盐类侵蚀防护措施:
a.加强环境污染监测, 减少污染排放;b.轻微侵蚀的采用涂料涂层防护, 严重侵蚀的采用浇筑或衬砌形成保护层防护。
3.6 补强加固, 一般可采用灌浆法、预应力法、粘贴玻璃钢法、增加断面法等。
4 结束语
水工建筑物的运行会受到很多因素的影响, 需要综合评估这些影响因素, 及时做好维护工作, 这样才能充分发挥水工建筑物的作用, 延长其使用寿命, 保持良好的运行状态。
参考文献
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