电网停电（精选10篇）
电网停电 篇1
1、坚持电力统一规划，网厂协调发展。
我国人口总量大、人均用电水平低，工业化、城镇化尚未完成，我国电力需求仍将较快增长。需要指出的是，进行未来电力需求预测，不能根据近期需求增长低迷，而简单推断未来电力需求将进入低速增长期。若按照过低的需求进行电力规划，将为未来的电力安全供应埋下隐患。
随着，我国核电、风电和太阳能发电的大规模增长，不仅需要抽水蓄能、燃气发电等调节电源的大量增加，煤电、水电等常规电源也需要与其协调规划、同步投产、联合输送，否则清洁能源发电将难以发挥应有效益。特别是我国发电能源资源与电力需求中心逆向分布的国情，决定了我国未来必须在全国范围内进行统一规划，实现全国整体及各区域电力市场、常规电源、清洁能源及跨省跨区电力输送的协调发展。
2、构建“强交强直”特高压骨干网。
加快发展特高压跨区输电，构建“强交强直”的全国特高压坚强骨干网架，是保障我国电力供应安全的物质基础，其中“三华”特高压同步电网的建设将非常关键。
目前，特高压技术已经成熟，面对影响我国电力安全供应的这些难题，特高压输电的加快发展将提供综合性解决方案。输煤输电综合比较研究结果表明，发展特高压输电有利于降低我国电力供应成本、提高能源开发转换输送的整体效率，促进区域经济协调发展。“三华”特高压同步电网的构建，将协调利用大电力市场中各种电源在不同季节的灵活调节能力，从而保障风电、水电和核电的高效利用。
3、建设坚强智能电网，坚持统一调度。
未来跨区电力流大规模增长，完成从西部、北部能源基地向中东部负荷中心的大规模输电，并实现终端消费，需要经过特高压跨区输电、跨省和省内输电网以及配电网等各个环节。我国目前跨省及省内超高压输电网相对比较坚强;而特高压跨区输电、配电网相对薄弱，是电力输送和配置的“短板”。因此，加快坚强智能电网建设，坚持统一调度，将是电力安全供应的重要保障。
电网作为关系各行各业、延伸到千家万户的庞大系统，发生大面积停电事故，已不仅仅是经济问题，而且会危及国家和社会公共安全。因此，继续坚持“调度一体化”非常重要，有利于不断完善和升级调度功能，增强系统控制能力，避免局部事故诱发大面积停电。
电网停电 篇2
措施名称： 雄硐煤矿10KV临时变电所停送电应急安全技术措施
施工单位： 雄硐煤矿机电技术科、安全和技术科
编 制 人：
李斌
主要负责人：
胡士才
技术负责人：
刘小永
编制日期：
2012年3月28日
主要领导审批意见
煤矿矿长审批意见：
总工审批意见：
安全副矿长审批意见：
签字： 日期：
签字：日期：
签字：日期：
生产副矿长审批意见：
签字：
机电副矿长审批意见：
行业主管部门审批意见：
日期： 签字： 日期： 签字： 日期：
雄硐煤矿10KV临时变电所停送电应急
安全技术措施
根据矿领导工作安排和行业主管部门的指示，为了切实抓好雄硐煤矿安全供电工作，保证矿井安全生产，严防重特大安全事故的发生。加之在雨季来临之前，根据中华人民共和国《国洪法》和煤炭分局《关于做好煤矿雨季“三防”和煤矿水害防治工作的通知》要求，雄硐煤矿机电科跟据煤矿领导安排，结合煤矿现场供电系统未形成双回路、采用600KW发电机临时供电方案、满足通风，排水和提升系统的需要，特制定本措施。
一、我矿处于云贵高原地区，强雷电天气及10KV电网停电事故经常发生。为确保雄硐煤矿用电安全可靠，加强煤矿供电系统停电应急预案的组织和协调，做到统一协调，统一指挥。特成立煤矿应急停送电领导小组。应急停送电工作领导小组人员安排如下：
组长：胡士才
成员：李斌
吴必昌
张德友
刘荣光
田小平
胡全荣
二、停电时间：
****年**月**日
时
分至
时
分。
三、停电地点：雄硐煤矿10KV临时变电所
四、总指挥长： XXX
五、安全监护人： XXX
六、机电技术负责人：李斌
七、停送电操作负责人：张德友
八、停送电监护人：吴必昌
九、应急预案实施方案：
1、所有操作人员必须是变电所熟练操作工并持证上岗，操作前认真贯彻学习本措施，做到分工明确，责任到人。
2、通知操作单位准备好操作所用的绝缘靴、绝缘手套、扳手、高压验电器等工具。
3、操作前必须提前通知井下各工作区队停止作业，撤出所有工作人员，跟班队长清点人数，并确定所有工作人员已撤出矿井。
4、严格执行“谁停电，谁送电”的操作规定，禁止约时停送电。
5、主要负责人要注意安排好停送电时间，做好一切停送电安全工作。
6、严格按照《煤矿安全操作规程》规定操作，禁止“三违”作业。
十、应急预案实施内容：
1、操作负责人负责督促操作人员做好准备工作，确认一切准备就绪后，接到调度监控室通知后方可开始作业。
2、当系统10KV电网停电后，首先断开10KV进线高压断路器并拉开隔离机构，确认断路器已分闸且隔离机构已断开后将闭锁开关置于闭锁位置，在其操作手柄上悬挂“有人工作，禁止合闸”的警示牌。
3、检查10KV进线处高压跌落保险,并确认其已断开，再将供电变压器1#、2#、3#、4#低压隔离开关与变压器低压断开，并汇报调度室。
4、操作负责人在检查确定高压配电柜隔离机构和变压器低压开关已断开后通知调度监控室是否开启发电机，并做好安全防护措施。
5、操作负责人及操作人员在岗位等候调度室通知是否发电，期间不得离开岗位。
6、接到调度监控室发电通知后在操作负责人监督下由操作人员合上发电机电瓶电源开关，检查电瓶是否48V，开启发电机。
7、发电机预热转速电压达到正常值时，合上发电机负荷侧隔离操作机构、断路器，确认其都正常合闸且正常运行。电话汇报调度监控室。是否向主扇配电室送电。
8、经调度监控室同意后，在安全负责人的监护下，将1#变压器双向隔离开关向下合闸投入发电机电源，向地面主扇配电室送电，地面主扇司机开启主扇。
9、地面主扇开启后使矿井形成全负压通风后，瓦检员入井检查局部通风机附近10米范围内瓦斯浓度与瓦斯监控传感器数据是否低于0.5%以下，只有小于0.5%后，汇报调度监控室，调度监控室通知送电操作负责人向井下送局部通风机专用电电源。
10、接到调度监控室通知，送电操作工将2#变压器双向隔离开关向下合闸投入发电机输出电源。局部通风机司机开启局部通风机排瓦斯，掘进巷道排瓦斯严禁“一风吹”。
11、当井下各个作业点和所有巷道内瓦斯浓度低于1%时，瓦检员汇报调度监控室，调度监控室通知送电操作负责人向井下送主排水泵专用电源和动力电源。
12、接到调度监控室通知，送电操作工将3#、4#变压器双向隔离开关向下合闸投入发电机输出电源，满足主排水和局部排水以及提升系统的的需要。
13、所有操作完成后汇报调度室, 在得到调度室同意后注意观察一段时间，确认所有设备都运行正常后，收拾好所有的工器具并打扫好卫生，坚守岗位观察设备运转情况等待电网来电。
十一、系统10KV电网来电复电内容：
1、汇报调度监控室，调度监控室通知井下所有设备停止运转，停送电负责人督促操作员分别将2#、3#、4#变压器双向隔离开关向上断开发电机电源，合上电网电路。
2、调度监控室通知主扇司机停主扇，停送电操作员将1#变压器双向隔离开关向上断开并合上电网电路，停止发电机发电。
3、将10KV高压配电室配电柜上的警示牌取下，把闭锁开关置于工作位置，合上高压隔离机构，合高压断路器，1#、2#、3#、4#、变压器得电工作，开启主扇通风，井下设备投入系统电网电源运行。
十二、安全注意事项：
1、所有停送电操作必须汇报调度监控室,得到调度监控室同意并经操作负责人同意后开始操作。
2、必须在已分闸的高压合闸操作机构上悬挂“有人工作，禁止合闸”的警示牌。
3、工作结束后应仔细清理施工现场，防止有工器具遗留在高压开关上造成事故。
4、安全监护人在操作前要认真贯彻操作安全技术措施，由现场操作负责人对准备工作逐项进行全面检查。
5、操作人员必须穿戴好性能有效的绝缘胶靴、使用性能良好的相应验电器。
6、工作中所有工作人员必须服从操作负责人的统一指挥，要安全监护，严肃认真，不准打闹，做到眼明手快，做到互保自保，防止挤伤碰伤。
7、实施本措施的所有人员在操作前必须学习本措施并签字后方可进入操作现场。
8、未尽事宜按《煤矿安全操作规程》执行。
十三、应急预案操作人员要认真学习本措施并签字。
作业规程、措施学习贯彻记录：
雄硐煤矿机电科
时间：
电网停电 篇3
关键词：安全；风险；控制措施
1 汗-腾-塔停电期间电网运行方式情况
500kV汗腾Ⅰ线停电，灰腾梁213、224开关投入运行，500kV腾塔Ⅰ线、塔拉主变、灰腾梁主变、锡林电厂机组、220kV塔五I线、浩塔I、II线陪停，220kV明元线、腾锡Ⅰ线运行，锡林电网通过220kV线路接入汗海。此外，220kV洪梁线、泰腾线在中调控制负荷、调压困难时陪停。
锡林电网通过220kV塔巴Ⅰ线、塔锡双回线、腾锡Ⅰ线、腾元Ⅰ线、明元线、兴明线、汗兴双回线并入主网运行，节点上任一条线路跳闸，都会使锡林电网解列运行。220kV腾锡Ⅰ线跳闸，塔拉站全停，220kV腾元Ⅰ线、明元线、兴明线、汗兴双回线中任一跳闸，均会使塔拉站、灰腾梁站全停。此外，灰腾梁站内站用电系统由站外临时电源35kV灰腾梁线（国华风场）供电，塔拉站用电仅靠站外临时电源35kV东塔线供电。如果35kV灰腾梁线（国华风场）和东塔线失电，会造成灰腾梁站和塔拉站站用电全失，后果严重。
2 电网运行风险预警措施
2.1 运行监控注意事项
220kV腾锡Ⅰ线、腾元Ⅰ线、汗兴双回线、塔锡双回及塔拉站、灰腾梁站站用电是重点保电设备，需汗海、灰腾梁、塔拉三站增加保电设备的巡视次数，红外测温等工作。
2.2 站用电跳闸应急处理
灰腾梁或塔拉站用电失电时，联系调度，若在30分钟之内不能恢复送电时，应立即启动发电车（或发电机），首先保证直流系统及重要负荷的供电。
灰腾梁或塔拉全站失电时，首先启动发电车（或发电机）保证站用电系统供电。站用电系统稳定后，依调度令对220kV系统进行恢复供电。
现灰腾梁、塔拉所有断路器均不具备并列条件，只能进行同期合环操作。
2.3 220kV腾锡Ⅰ线线路跳闸应急处理步骤
跳闸后果：220kV腾锡Ⅰ线线路跳闸时，塔拉220kV地区与主网解列，孤网运行，若失稳，可能造成塔拉站全停。
①塔拉站将监控显示跳闸内容简要汇报调度，仔细检查现场一、二次设备，将现场保护动作情况及故障录波情况分析清楚，详细汇报调度。若全站失电，立即启动《500kV塔拉变电站全站失电应急预案》，首先恢复站用是，接入发电车（或发电机），带站用电重要负荷。②塔拉站依调度令进行送电操作。③灰腾梁站密切监视系统电压情况，风电总出力控制极限100 MW，并控制汗海—塔拉沿线220kV母线电压高于225kV。④灰腾梁站依调度令进行220kV腾锡Ⅰ线的恢复工作。塔拉站其它220kV线路跳闸，参照此步骤执行。
2.4 220kV腾元Ⅰ线线路跳闸应急处理步骤
跳闸后果：220kV腾元Ⅰ线线路跳闸时，塔拉220kV地区与主网解列，孤网运行，若失稳，可能造成塔拉站全停。灰腾梁站全停。
①塔拉站将监控显示跳闸内容简要汇报调度，仔细检查现场一、二次设备，将现场保护动作情况及故障录波情况分析清楚，详细汇报调度。若全站失电，立即启动《500kV塔拉变电站全站失电应急预案》，首先恢复站用电，接入发电车（或发电机），带站用电重要负荷。②塔拉站依调度令进行送电操作。③灰腾梁站将监控显示跳闸内容简要汇报调度，仔细检查现场一、二次设备，将现场保护动作情况及故障录波情况分析清楚，详细汇报调度。若全站失电，立即启动《500kV灰腾梁变电站全站失电应急预案》，首先恢复站用电，接入发电车（或发电机），带站用电重要负荷。④灰腾梁站依调度令进行送电操作。⑤灰腾梁站密切监视系统电压情况，风电总出力控制极限100 MW，并控制汗海—塔拉沿线220kV母线电压高于225kV。⑥220kV明元线、兴明线、汗兴双回线跳闸参照此步骤执行。
2.5 220kV塔锡Ⅰ、Ⅱ线线路跳闸应急处理步骤
2.5.1 当发生220kV塔锡I、II线任一回线路跳闸时。跳闸后果：220kV塔锡I、II线任一回线路跳闸时，将对塔拉地区220kV系统的电压，负荷的送出产生影响。另一回线可能过负荷。①首先停止站内所有检修、消缺等工作，所有工作人员撤离现场，站内备班人员听从当值值班长安排，协助当值人员进行事故处理。②将监控显示跳闸内容简要汇报调度，仔细检查现场一、二次设备，将现场保护动作情况及故障录波情况分析清楚，详细汇报调度。密切监视系统电压及220kV塔锡运行线路的负荷情况，及时汇报调度。若重合不成功或没有重合，如果是站内设备故障，按调度立即隔离故障设备，做好安全措施，通知检修人员处理。处理好后，依调度令进行送电。单回线路运行时，要增加巡视次数，密切监视线路负荷，防止过负荷；进行红外测温，监测间隔设备温度。
2.5.2 当发生220kV塔锡I、II双回线线路跳闸时。跳闸后果：220kV塔锡I、II线双回线路跳闸时，塔拉地区220kV系统负荷无法送出。严密监视站用电运行情况，站用电有可能失去，做好发电车（或发电机）的应急启动及接入工作。①首先停止站内检修、消缺等工作，所有工作人员撤离现场，站内备班人员停止监护工作，听从当值值班长安排，协助当值人员进行事故处理。②将监控显示跳闸内容简要汇报调度，仔细检查现场一、二次设备，将现场保护动作情况及故障录波情况分析清楚，详细汇报调度。若重合不成功或没有重合，如果是站内设备故障，按调度立即隔离故障设备，做好安全措施，通知检修人员处理。处理好后，依调度令进行操作。若重合不成功或没有重合， 检查站内設备无异常，运行人员按调度令进行操作。
参考文献：
[1]《华北电网调度管理规程》.
[2]《内蒙古电网调度管理规程》.
[3]《内蒙古超高压供电局电网运行风险点事故处理应急预案》.
作者简介：
农村电网节假日故障停电的对策 篇4
(1) 配电变压器过载, 接点过热烧坏发生故障引起停电。主要现象为跌落式熔断器熔丝熔断跌落, 配电变压器低压桩头烧坏缺相运行, 低压刀开关上下接点烧坏, 总剩余电流动作保护器上接点烧坏或动作等。一般是因为节假日期间大量在外工作人员或打工一族返乡, 为过一个喜庆、温暖、敞亮的节日, 平时不用的电器都会开机使用, 夏季有电冰箱、空调器, 冬季还有电暖器、电锅炉等, 且存在负荷集中现象。
(2) 低压线路泄漏电流过大, 总剩余电流动作保护器不能投入。原因多为农户线路私拉乱接, 导线绝缘老化, 家里使用不合格电器, 私拆家用剩余电流动作保护器或直接绕过剩余电流动作保护器用电。三级剩余电流动作保护器安装率与投运率太低, 也是导致总剩余电流动作保护器频繁跳闸的重要原因。
(3) 线下燃放烟花爆竹、放孔明灯引起短路停电。节日期间, 线路附近燃放烟花爆竹及放孔明灯现象增多, 极易引起线路短路, 造成保护跳闸。在配电变压器台区周围燃放烟花爆竹, 也容易造成配电变压器损坏或故障。
(4) 三相负荷不平衡造成的故障停电。部分地区由于受自然条件限制, 电网设施基础差, 虽经过几轮农网改造也未能解决其电网建设水平差、负荷难以平衡的问题, 再加之村民缺乏安全用电意识, 私拉乱接导致单相负荷过重, 接点发热烧坏附件。
2 应对措施
(1) 加强对负荷的监测工作。在变电站做好24 h负荷监测的同时, 线路专责人、村组包片责任人对每个村组台区不同时段的负荷变化情况应及时掌握、定期上报, 对新增用户和可能出现的预增负荷要提前上报, 为线路保护定值的计算提供可靠、准确的依据。对来不及调整保护定值的, 可以考虑将部分台区负荷转移到其他临近配电线路上, 合理调度来满足供电要求, 确保节日期间可靠供电。
(2) 加强电网改造升级力度, 优化低压电网结构, 提高线路质量。配电变压器分布采用多布点、小容量方式, 充分考虑负荷增长速度, 具有前瞻性地选择配电变压器。对容载比变化较大的配电变压器, 从运行经济性考虑, 可设计2台配电变压器并列运行。条件不成熟的, 可以考虑采用将抗旱专用变压器在重要时段与生活用电线路连接, 以转移部分负荷。
(3) 加强农村三级剩余电流保护管理工作。要做好对用户的宣传工作, 为用户讲清安装家用剩余电流动作保护器的重要性和必要性, 积极配合村民解决其在运行中存在的问题。将安全用电知识和上门服务相结合, 让村民真正了解电的危险性。让村民养成自觉安装、配合维护家用剩余电流动作保护器的习惯, 使三级保护真正发挥应有的作用。
(4) 定期测量、调整配电变压器三相负荷平衡。在不同时段, 特别是负荷高峰期, 对三相负荷不平衡严重的台区, 及时进行调整。及时了解不平衡的原因, 制定预防措施, 并做好记录。将三相负荷平衡纳入月度考核, 形成制度, 提高配电变压器安全运行水平。
(5) 在预计出现用电高峰前, 应组织宣传人员进入学校, 走进农村, 宣传安全用电常识。告诫大家线路设备区周围严禁燃放烟花爆竹, 禁止放风筝和孔明灯等行为。同时在重点地域设立禁止标示, 防止因外力影响而导致事故发生, 及时消除可能出现的隐患, 提高供电可靠性。
电网停电 篇5
常德市人民政府办公室关于印发《常德市处置电网大面积停电事件应急预
案》的通知
各区县市人民政府，常德经济技术开发区、柳叶湖旅游度假区、西湖管理区、西洞庭管理区管委会，市直和中央、省驻常有关单位：
《常德市处置电网大面积停电事件应急预案》已经市人民政府同意，现印发给你们，请认真组织实施。
常德市人民政府办公室
2016年12月20日
常德市处置电网大面积停电事件应急预案 目录
1．总则
1.1编制目的1.2编制依据
1.3适用范围
1.4工作原则
2．应急指挥体系及职责
2.1应急组织机构
2.2应急组织机构职责
2.3专家组
2.4电力调度机构
3．预防预警机制
3.1监测监控
3.2日常防范
3.3信息报告
4．应急响应
4.1应急响应级别
4.2分级响应
4.3应急处置
4.4信息发布
4.5应急结束
5．善后工作
5.1事件调查
5.2改进措施
6．应急保障
6.1技术保障
6.2装备保障
6.3人员保障
7．监督管理
7.1宣传、培训与演练
7.2责任追究
8．附则
8.1预案管理与更新
8.2预案制定与实施
1．总则
1.1编制目的规范全市电网大面积停电事件应急处置工作，有效预防和科学、快速处置电网大面积停电事件，最大程度减少各种影响和损失，保障经济安全、社会稳定和人民生命财产安全。
1.2编制依据
《中华人民共和国突发事件应对法》、《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国电力供应与使用条例》、《湖南省处置电网大面积停电事件应急预案》、《常德市突发公共事件总体应急预案》等法律法规和有关规定。
1.3适用范围
本预案适用于本市行政区域内电网大面积停电事件的防范和应对处置工作。
1.4工作原则
（1）统一指挥、分工负责。在市人民政府和省处置电网大面积停电事件应急指挥机构的统一指挥协调下，分层分区、各负其责开展应急处置工作。电网企业确保电网尽快恢复供电，发电企业确保机组启动能力和电厂自身安全，电力用户采取必要的保安措施，避免发生次生灾害。各区县市人民政府（管委会）、市直有关部门（单位）按各自职责，做好应急处置工作。
（2）预防为主、保障重点。加强预警和隐患控制，加大电力宣传和行政执法力度，将电网大面积停电事件隐患消除在萌芽状态。把大电网安全放首位，防止事态扩大或发生系统性崩溃、瓦解。优先保证重要电厂、变电站厂（站）用电源和主干网架、重要输变电设备恢复，优先考虑重要地区、重要用户恢复供电。
（3）依靠科技、科学应对。加强大电网理论技术研究，加快电网建设改造，采用新技术、新装备提高电力系统安全稳定控制水平。加强大面积停电恢复控制研究，优化电网恢复方案和恢复策略，制定科学有效的“黑启动”预案，提高电网安全运行水平。
2．应急指挥体系及职责
2.1应急组织机构
市人民政府设立常德市处置电网大面积停电事件指挥部（以下简称市指挥部），由市人民政府分管副市长任指挥长，市人民政府协管副秘书长及市经信委主任、国网常德供电公司总经理任副指挥长，市交通运输局、中石化常德分公司、中石油常德分公司、华电常德公司、华电石门公司、大唐石门公司等单位负责人为成员。
市指挥部设在市经信委，由市经信委分管副主任兼任办公室主任。2.2应急组织机构职责
2.2.1市指挥部
统一领导、指挥和协调全市电网大面积停电事件应急处置工作；研究决定启动应急响应、部署应急处置方案等重大问题；完成市人民政府交办的其他工作。
2.2.2市指挥部办公室
负责市指挥部的日常工作；及时掌握电网大面积停电事件有关情况，提请市指挥部启动或终止应急响应；监督检查预案执行、应急处置和供电恢复等情况，协调解决应急处置中的重大问题；负责电网大面积停电事件的信息发布、宣传报道工作。
2.2.3市指挥部成员单位
市经信委负责市指挥部办公室工作，组织电网企业、发电企业落实应急处置工作。
国网常德供电公司负责电网大面积停电事件抢险和应急处置。
华电常德公司、华电石门公司、大唐石门公司负责电厂事件抢险和应急处置工作，并按相应的调度关系配合电网企业进行电网大面积停电事件应急处置。
市交通运输局负责做好抢险救援的人员、设备、燃料和应急物资运输保障工作。
中石化常德分公司、中石油常德分公司负责保障发电燃料的应急供应。
2.3专家组
市指挥部设立专家组，由电力生产、管理、科研等领域的专家组成，负责为电网大面积停电事件应急处置工作提供技术指导和决策建议。
2.4电力调度机构
国网常德供电公司电力调度机构是处置电网大面积停电事件的指挥中心，值班调度员按照市指挥部及办公室指令，统一指挥调度管辖范围内的电网大面积停电事件应急处置工作。
3．预防预警机制
3.1监测预警
电网企业、发电企业应建立完备的信息监测、预警、报告和应急处置组织体系，制定完善的工作制度，对出现的问题早发现、早处理，尽量将事件限制在初发阶段和局部地区，防止事态扩大。
3.2日常防范
国网常德供电公司应完善继电保护和安全稳定控制系统，设置合适解列点，提高电力系统通信和调度自动化水平；加强电网建设，配置合理电源布点，构建灵活可靠的电网结构，保障电网安全运行；其所属调度机构、各发电企业应按照设计规程等有关规定，配备应急保安电源。
各区县市人民政府（管委会）应督促辖区内的重要用户落实必要的应急准备和保安措施，配备必要的应急物资和技术人员等，提高处置电网大面积停电事件的能力。
3.3信息报告
当发生重特大事故或严重自然灾害造成电力设施大范围破坏、电力生产发生突发性大面积停电事件、电力供应持续危机时，电力调度机构应立即将停电原因、停电范围、停电负荷、发展趋势和相关建议（是否启动应急响应等）等情况报市指挥部办公室。市指挥部办公室接报后，根据事件严重程度、发展态势等报告市指挥部，并按照要求报告市人民政府和省处置电网大面积停电事件指挥机构。
4．应急响应
4.1应急响应级别
根据电网停电范围和事件严重程度，电网大面积停电事件分为一般（Ⅲ级）、较大（Ⅱ级）、重大（Ⅰ级）三级。
4.1.1发生下列情况时，为一般（Ⅲ级）电网大面积停电事件： 常德地区减供负荷20%以上40%以下，或居民停电用户数达到该地区供电总用户数30%以上50%以下。
4.1.2发生下列情况之一的，为较大（Ⅱ级）电网大面积停电事件：
（1）常德地区电网负荷600兆瓦以上时，减供负荷40%以上60%以下，或居民停电用户数达到该地区供电总用户数50%以上70%以下；
（2）常德地区电网负荷600兆瓦以下时，减供负荷40%以上，或居民停电用户数达到该地区供电总用户数50%以上。
4.1.3发生下列情况时，为重大（Ⅰ级）电网大面积停电事件：
常德地区电网负荷600兆瓦以上时，减供负荷60%以上，或居民停电用户数达到该地区供电总用户数70%以上。
上述数量表述中，“以上”含本数，“以下”不含本数。
4.2分级响应
4.2.1Ⅲ级、Ⅱ级应急响应
发生一般、较大电网大面积停电事件，由市指挥部宣布启动Ⅲ级或Ⅱ级应急响应并负责组织开展应急处置工作，同时向市人民政府和省处置电网大面积停电事件指挥机构报告有关情况。市指挥部成员单位按职责分工，立即开展应急处置工作。
4.2.2Ⅰ级事件应急响应
发生重大电网大面积停电事件，由市指挥部报请市人民政府宣布启动Ⅰ级应急响应，同时报告省处置电网大面积停电事件指挥机构。市指挥部在省处置电网大面积停电事件指挥机构的统一指挥下，开展应急处置工作。
4.3应急处置
4.3.1抢险救援
当发生严重自然灾害或重特大电力生产事故，电力设施遭到大范围破坏时，国网常德供电公司、有关发电企业应迅速调度抢险救援队伍和应急储备物资，并尽快赶赴事发现场，组织抢险，排除险情，修复电力设备。
当电力供应持续出现严重危机、电网调度机构缺乏有效控制措施，并可能导致系统性供需破坏和电网大面积停电时，市指挥部办公室应及时研究决定实施特殊时期限电方案。国网常德供电公司应严格按照特殊时期限电方案，落实限电措施。
在紧急情况下，为保障主网安全稳定和重点地区、重要县城、重要用户的供电，电力调度机构值班调度员可以采取各种必要措施，控制事态发展。各级运行值班员必须严格服从电网调度命令，正确执行调度操作，任何单位和个人不得干扰和阻碍值班调度人员、运行值班人员进行事件处置。
4.3.2电网与供电恢复
电网大面积停电事件发生后，国网常德供电公司电力调度机构和有关发电企业要尽快恢复电网运行和电力供应。电网恢复过程中，电力调度机构负责协调电网、电厂、用户之间的电气操作、机组启动、用电恢复，保证电网安全稳定留有必要裕度。条件具备时，优先恢复重要地区、重要用户的电力供应。各发电厂严格按照电力调度命令恢复机组并网运行，调整发电出力。各电力用户严格按照调度计划分时分步恢复用电。
4.3.3社会应急
电网大面积停电事件发生后，受影响或受波及地各级人民政府、各有关部门（单位）、各类电力用户要按职责分工立即行动，组织开展社会停电应急救援与处置工作。对停电后可能造成重大政治影响、重大生命财产损失的重要电力用户，按有关技术要求迅速启动保安电源，避免造成更大影响和损失。
机场、高层建筑、商场、影剧院、体育场（馆）等各类人员聚集场所的电力用户，停电后应迅速启用备用电源或应急照明，有秩序地组织人员集中或疏散，确保人员的人身安全。
公安、武警等部门应加强对事发地关系国计民生、国家安全和公共安全的重点单位安全保卫和秩序维护工作，维护社会稳定。消防部门应做好各项灭火救援应急工作，及时扑灭电网大面积停电期间发生的各类火灾。
公安、交通运输管理部门负责组织力量，加强停电地区的道路交通指挥和疏导，缓解交通堵塞，避免出现交通混乱，保障各项应急工作的正常进行。物资供应部门要迅速组织有关应急和基本生活物资的加工、生产、运输和销售，确保停电期间居民的基本生活正常。
电网企业、发电企业迅速组织力量开展抢险救灾，修复被损电力设施，恢复灾区电力供应工作。停电地区各类电力用户应及时启动相应停电事件应急响应，防止发生各种次生灾害。
4.4信息发布
市指挥部办公室按照有关规定，做好信息发布工作。4.5应急结束
在同时具备下列条件时，按照谁启动、谁终止的原则，由应急响应启动机构按程序宣布应急结束：
（1）电网主干网架基本恢复正常接线方式，电网运行参数保持在稳定限额之内，主要发电厂机组运行稳定。
（2）停电负荷恢复80％以上，重要地区负荷恢复90％以上。
（3）发电燃料恢复正常供应、发电机组恢复运行，燃料储备基本达到规定要求。
（4）无其他对电网安全稳定运行和正常电力供应存在重大影响或严重威胁的情形。
5．善后工作
5.1事件调查
电网大面积停电事件发生后，根据事件级别，市指挥部或市指挥部办公室配合省事件调查组或市直有关部门（单位）组成事件调查组进行调查，查清事件原因、发生过程、救援情况、事件损失、恢复情况等，编写事件调查报告，提出安全预防建议等。
5.2改进措施
电网大面积停电事件发生后，电网企业、发电企业应加强事件评估分析，吸取经验教训，提出改进措施。事发地各级人民政府及有关部门（单位）应及时总结经验教训，进一步健全应急处置工作体系。
6．应急保障
6.1技术保障
电网企业、发电企业应认真研究分析电网大面积停电可能造成的损失和社会危害，借鉴国际先进经验，增加技术投入，不断完善电网大面积停电事件应急技术保障体系。
国网常德供电公司及所属企业（包括调度机构、各区县市供电公司和检修维护企业）和发电企业应结合电力生产特点和事件规律，落实预防电网大面积停电的有效措施、紧急控制措施和电网恢复措施。
6.2装备保障
各级各有关部门及电网企业、发电企业应建立应急装备储备和调用制度，储备必要的应急救援装备。国网常德供电公司及所属企业应配备应急救援装备和电力抢险物资，建立应急物资储备更新机制。
各级应急指挥机构应摸清各单位应急救援装备底数，督促各单位加强维护管理，确保救援装备始终处于可正常使用的状态。
6.3人员保障
发电企业、电网企业应加强电网调度、运行值班、检修维护、生产管理、事件抢修的队伍建设，建立完善专兼职应急救援队伍。
7．监督管理
7.1宣传、培训与演练
各级人民政府及其相关部门应加强电力安全知识的宣传普及，提高公众应对停电事件的能力。电网企业、发电企业和重要电力用户应加强对全体员工防范停电事件的安全生产和应急知识的教育培训，提高各类人员的应急处置能力。市指挥部不定期组织各成员单位开展处置电网大面积停电事件应急演练，强化各单位间协调配合和实战能力。
7.2责任追究
对在处置电网大面积停电事件工作中玩忽职守、失职、渎职的，依法依规追究相关单位和责任人的责任；构成犯罪的，依法追究其刑事责任。
8．附则
8.1预案管理与更新
市经信委根据情况变化，及时提请市人民政府修订完善本预案。
8.2预案制定与实施
本预案经市人民政府批准后实施，由市人民政府办公室印发，自公布之日起施行。
电网停电 篇6
随着东莞电网的发展，东莞市地调已发展成特大型地调，其管辖范围也在相应的拓展，电网运行策划工作也在不断增加，相应电网检修工作的复杂性、难度性以及数据量也越来越大，为提高电网运行管理人员的工作效率，避免用户重复停电，保证检修工作高质量的完成，建设一套合理、先进和实用的计算机检修系统显得尤其重要。广东电网公司东莞供电局结合自身实际情况，自行设计并开发了一套基于计算机处理的电网设备综合停电管理系统。
1 运行环境
综合停电检修管理系统采用以太网络，使用TCP/IP通讯协议，系统采用Client/Server模式，服务器上运行UNIX 5.0网络操作系统，数据库采用Oracle 8i，客户端可运行于win98及以上操作系统。各部门使用人员只要安装客户端软件即可实现相应的操作。该系统可与局调度MIS系统共享数据库。
2 系统设计思想
由于电网设备的电气连接与设备维护部门的管辖范围的不统一性，造成线路检修与变电设备检修无法同步，造成线路或变电设备重复停电、频繁停电;另外，由于检修计划制定时有漏掉应检修项的可能，若某些应检项目未能列入检修计划进行检修，则会留下设备隐患，为避免这些现象，综合停电管理系统必须实现“综合停电不漏项、相关停电不重复”的设计要求。
综合停电检修管理系统应能够覆盖电力设备预试定检、缺陷处理、工程基建投产、大修、改造的停电管理，以满足所有停电申请部门。
停电申请部门一般为设备运行维护部门及工程管理部门，如变电部、输电部、工程部，等等，各个部门有各自的检修工作计划，因此，该系统需实现多个部门按各自职能进行联网录入数据、按权限共享检修数据库及使用相应的功能，整个检修管理工作需严格按照规范的业务流程规则进行，不得跨级传送，不得越级审批，同时，明确每个用户的使用权限。
3 系统的功能构成及实现
系统根据使用者的各自所负的职能，将用户作了权限设定，分为：班组(或项目)人员、停电申请部门专责、调度专责、调度主管、全局用户、系统管理者。其中班组人员只可进行添加、修改和删除本班组检修计划;部门专责人员负责查询、审核下属班组申请的检修计划，并负责把班组计划纳入到部门的检修计划中，并利用部门检修计划子系统申报月停电计划;调度专责负责综合对各部门上报的停电项目进行合并、删减、修改，完成综合停电计划的编制;全局用户可以浏览、查询公布后的停电计划;系统管理者则可以对系统进行全面维护、修改，如添加新用户、分配权限等。
根据我局电网设备停电检修计划的相关业务项目和管理流程(见图1)，系统设定为7大功能模块(如图2)：每个使用者经授权后可以操作相应的功能模块。
3.1 班组检修计划管理子系统
班组检修计划管理子系统主要由班组人员使用。班组人员将所负责专业的所有检修任务按要求录入到系统的数据库中，要求对每一条检修项目均填写完整的信息字段，如工作性质、内容、申请工期、要求停电的设备的双编、站名，等等，保存后形成班组检修计划，并提交给部门专责审核。当子系统接收到部门专责反馈回来的计划需要修改时，该班组负责修改此项计划，然后重新提交生成班组检修计划，子系统会根据班组所属部门的不同将班组检修计划分组列表存放到服务器的数据库。检修计划既可以用子系统的输入窗口逐条录入，也可以利用指定的Excel模板批量导入。
3.2 部门检修计划管理子系统
部门检修计划管理子系统主要由停电申请部门专责或部门负责人使用。登录进入部门检修计划管理子系统后，部门专责可查阅本部门全部的班组检修计划，并可进行以下操作：为每项检修计划填写“应完成工作时限”信息字段;根据本部门的预试定检、大修改造或工程基建等任务要求，对班组检修计划进行增删、修改，同时，系统会自动将数据库中距“应完成工作时限“前后相差3个月内的本部门检修计划筛选出来供停电申请部门专责调用;若部门专责对某个班组的某项计划不同意，则系统提供反馈功能将此项计划退回给相应的班组，班组对其作出修改后再重新提交。部门专责将本部门的全部检修计划审核并按月度编排完毕后，经过部门负责人同意，则可在子系统中提交成为月度部门检修计划。各停电申请部门提交的部门检修计划均存放于系统的数据库中。系统会自动将其显示在综合停电计划管理子系统中。部门检修计划管理流程见图3。
3.3 综合停电计划管理子系统
综合停电计划管理子系统主要由调度中心专责及调度中心负责人使用。当所有停电申请部门均完成月度计划提交后，综合停电计划管理子系统自动将数据放到“停电计划申请表”中供给调度中心专责审核，调度中心专责需对每一条检修项目的停电范围作出界定，特别是对于T线路停电导致线路各侧变电站内设备停电的情况，或者单电源线路停电导致变电站全站停电的情况(等等)，然后将新的停电范围补充入检修数据中。系统会自动将新界定的停电范围，与所有部门检修计划中的“要求停电设备”信息字段作比较，筛选出停电范围相同或重叠的检修项目，并将其合并到原来的停电计划中，调度中心专责可使用反馈功能将这些新增计划发到部门检修计划子系统中，由部门专责进行确认及调整，再由部门专责将调整好的结果回复到综合停电计划管理子系统，由调度中心专责继续进行修编。初次修编好的月度停电计划可存放入“月预停电计划表”，供调度中心负责人审核，“月预停电计划表”经审核后并在月停电计划协调会上讨论通过，则形成“月停电计划正式表”。周停电计划的生成与月度停电计划类似，不再列举。
3.4 停电计划公布模块
停电计划公布模块提供功能进行月预停电计划、月正式停电计划及周正式停电计划的公布。在这里，全局用户可以查收调度中心安排的月正式停电计划及周正式停电计划。
3.5 临时停电申请模块
临时停电申请模块主要提供给班组或部门专责申请临时停电项目。系统提供临检单模板，由申请人填写并提交，形成待批临检单。调度部门专责收到待批临检单后，分情况处理：若还不具备条件停电，则退回给申请部门;若已具备停电条件，则纳入到周停电计划中;若需紧急
3.6 查询功能模块
系统提供强大的查询功能，对于任何用户，均可在设定的权限内查询对象，可按时间、申请部门、变电站、设备、电压、工作性质、工作内容等字段进行查询。
3.7 参数管理模块
参数管理模块主要包括;变电站信息、用户权限管理。
变电站信息包含电压等级及站名，用户权限管理包括用户名称及权限分配。
通过以上功能模块的应用，此管理系统基本达到了设计要求。
4 系统特点
系统具有以下特点：
1)该系统设计思想合理，功能完整，且维护、移植、扩展方便，符合综合停电计划管理的总体要求。
2)该系统由我局自行开发，充分结合了调度部门及停电申请部门的实际工作需要，利用了
计算机优势，直接面向用户，实用性强，且操作规范，安全可靠。
3)按使用者的岗位不同分配相应的权限，各个使用者只能在限定的流程中操作，充分满足了工作中业务流程的需要。
5 存在问题及建议
在系统投运以来的几个月当中，我们对其程序进行了多次修改，令软件功能更为完善，但使用中发现，系统需进一步解决以下问题：
1)增加评分考核功能，能自动对各个检修申请单位的计划报送情况、计划编制质量、计划执行情况进行统计评分，以规范工作，提高管理水平;
2)实际操作中，每一项停电均与电网的运行方式密切相关，而综合停电管理系统目前的运作仅局限于停电计划本身，与电网实际运行方式的联系很薄弱，需人手为每项停电编排专门的运行方式，耗费管理人员大量的时间及精力，若能对停电计划与停电期间电网方式安排实现智能化管理，则会大大加强系统的生命力及适用性。
6 结论
电网设备综合停电管理系统充分利用计算机强大的数据处理能力及网络优势，能够准确、有效、快速、安全地进行检修信息交换及数据共享，为设备停电检修的申请、受理、计划编制及发布提供了平台。实用证明，综合停电管理较大地提高了我局的综合检修管理水平。相信随着应用的不断深入及对软件的不断完善，该管理系统必定能够发挥更大的作用。
参考文献
[1]中国南方电网电力调度通信中心直流系统设备检修调度管理办法 (试行) .
[2]广东电力系统输变配电设备检修调度管理规定.
电网停电 篇7
随着电网规模的不断扩大，设备检修停电组合以指数级增加，停电时电网方式变化频繁，安全约束复杂，运行调控难度大，增加了电力系统的运行风险。
作为降低设备检修影响的重要手段，采用人工方式进行综合停电管理难以满足复杂大电网的要求，需建立相应的技术支撑手段，研究开发建设智能综合停电管理系统[1,2,3,4]，实现综合停电工作申报、批复、执行、统计的闭环流程化管理，实现停电计划的智能优化编排和安全性校核，有效提高停电管理的工作效率，降低设备检修的电网安全风险，实现电网的安全、优质运行。
南方电网电力调度控制中心根据实际工作要求，以停电计划优化编制为核心，研究建设了智能综合停电管理系统，用于停电计划管理和计划优化编制。
1 技术架构及系统接口
经综合研究，智能综合停电管理系统采用基于J2EE的B/S模式的系统架构，使系统在信息处理、数据库访问效率及系统特性等方面都具有较好性能，能够满足需求变化时的升级要求[5,6,7]。根据各数据库服务器的特点[8]，数据库选择Oracle，中间件采用WebLogic。系统由J2EE技术平台和业务应用逻辑模块组成，其中J2EE技术平台提供面向业务应用的组件，业务应用逻辑模块面向用户提供应用逻辑，业务逻辑层划分为多个主要功能模块。系统功能结构如图1所示。
系统接口主要连接调度管理信息系统（Dispatch Management Information System,DMIS）、能量管理系统（Energy Management System,EMS）、方式计划策划系统（节能发电调度系统）和短信网关平台。系统接口及主要交互内容如图2所示，其中DMIS为调度业务的实现主体，包括停电计划管理工作的流程执行和信息发布；节能发电调度系统是负荷预测、发电计划及网间送受电计划编制的技术支持系统。
1）与DMIS接口：从DMIS中以WebService方式分别接入读取的组织机构和用户信息数据；将本系统的停电计划输出至DMIS的检修业务流程中。
2）与EMS接口：从EMS中以数据库访问方式获取电网模型数据。
3）与节能发电调度系统接口：从节能发电调度系统中通过数据库访问方式获取电网运行方式数据和交直流送电通道能力相关数据，包括各省区负荷预测、装机容量、备用要求、送受电计划等。
2 工作流程及主要功能
在实际应用中，由管理人员结合实际需求在约束管理模块进行初始设置，待设备运维单位在计划申报模块完成计划上报后，由计划批复模块实现优化计算来完成智能编制及下发，计划实际执行时实行动态调整记录，执行后统计分析模块对历史数据进行统计分析。
2.1 方案管理和约束维护
本模块用于优化计算中目标函数和约束条件的基本设置，南方电网公司主网停电计划的优化目标包括满足申报意愿时间、保持各地区各时期电力盈亏均衡、保持“西电东送”通道负载率均衡3个方面。约束条件主要有以下几类，可实现集合管理或参数设置。
1）检修规则设置：基于EMS、DMIS接口进行自动拓扑分析，结合专家库系统，共同明确相关约束条件的设备集合，包括需先后停电操作的顺序类设备集、需同时停电的同时类设备集、不能同时停电的互斥类设备集。
2）资源组设置：在发生自然灾害、节假日或重要活动保供电以及迎峰度夏用电高峰期，为保障系统安全，一般会限制相关设备的停电数量。而对于电网重要联络线、保底网架的特殊线路、丰水期调节容量较差的水电机组，同时停电的组合亦有限制，此外人员工作量也影响着计划安排。本模块支持组建设备集合，对其停电受限时段和停电受限数量进行设置。
3）通道影响设置：主网输变电设备停电会影响“西电东送”交直流通道的送电能力，根据不同停电设备的不同影响，支持设置各设备对网间送受电通道的极限影响。
根据不同需要设置所有约束条件的参数和集合，然后调整3个优化目标的权重，选择不同约束条件进行组合，从而可以形成不同的优化方案，进行优化计算，随后对比不同方案计算结果的指标进行参考。
2.2 计划申报
本模块用于运维单位申报维护检修停电计划，分机组停电计划和输变电停电计划以年、月、周、日4个时间层级申报。每个时间层级可由上一层级的停电计划发布结果分解得到，同时支持对该时间层级申报计划的新增和调整。
计划申报信息包括停电设备、意愿停电时间（停电开始时间、停电结束时间）、停电窗口（最早停电时间、最晚复电时间）、停电类型、检修等级、工作内容等信息。其中，停电窗口指的是因天气、水情、运行方式、基础设施建设等因素影响，停电检修工作计划在时间上的限制要求。
2.3 计划批复
本模块负责对停电计划进行审批确认、优化调整、编排分析、信息发布等操作，主要流程和功能如下。
1）数据准备：各单位的计划申报分散式地独立开展，缺乏全局性和协同性，可能会导致同一设备多次申请停电，本流程可合并重复的停电计划，并可通过手工选择部分设备停电计划设置优先级。同时通过与节能发电调度系统的接口获取各省区在各时间层级的负荷预测、装机变化、备用要求、减扣容量、送受电计划等数据。
2）计划优化：基于设置好的优化方案和约束条件，对申报的停电计划进行优化计算（见图3）。计算完成后，部分特殊的停电计划通过人工干预再次调整，支持以直接修改时间、拖拉甘特图等多种方式调整优化后的计划。
3）优化结果：将优化结果较初始计划的调整内容和关键指标进行对比，用于分析决策。调整内容包括重复计划的合并和停电时间的调整，对比的关键指标包括送电通道的负载率（通道能力、通道计划、负载率、受制设备）、电力平衡指标（装机容量、地调检修、统调检修、负荷预测、备用要求、送受电力、电力盈亏）以及停电统计指标（机组检修容量、设备停电次数、单日停电操作量、单日复电操作量）。
4）计划发布：将最终停电计划发布到智能综合停电管理系统，由DMIS对外公布并短信通知各单位，备份存档后分解成为下一个时间层级的停电计划。
2.4 计划执行和统计分析
计划执行模块提供了计划发布后的计划执行过程管理（见图4），记录了停电计划调整的过程，包括计划工作的取消、临时新增、变更调整以及调整原因等，用于滚动更新发布最新的停电计划，实现对检修工作安排的执行监督管理，同时通过接口输出到DMIS进行网络公示（见图5）。
统计分析模块以列表和图形的形式从内容维度和指标维度对各时间层级的停电计划执行进行统计分析。
1）在内容维度，按设备类型、停电类别两方面统计指定时间范围内的计划停电次数、工期，其中设备类型包括直流设备、机组、线路、母线、主变等，停电类别包括技改大修、综合年检、基建配合等。
2）在指标维度，按重复停电率、非计划停电率、平均停电时间、计划完成率、平均停电次数进行统计，支持筛选和统计指定时间范围的设备重复停电、非计划停电的名单和停电次数。
此外，统计分析模块支持自定义查询，包括模糊匹配工作内容、停电设备、申报单位、可选的设备类型以及停电类别。
3 停电计划优化模型和计算
考虑到停电计划具有时间连续性的特征，计划的状态受停电开始时刻控制，以设备的检修开始时段为决策变量进行0-1规划，即Xi,t代表设备的检修开始状态，若设备i从t时刻开始检修，则Xi,t=1，否则Xi,t=0。因此存在：
式中，为设备i的停电窗口；DMi为设备i的停电工期；[G1,GN]为机组编号序列；[E1,EN]为输变电设备编号序列。
3.1 机组停电计划模型
本计划的优化目标之一为各时期各地区的电力盈亏尽量保持平衡，目标函数如式（3）所示，按式（4）进行线性化处理后，将松弛变量r1d,t、r2d,t加入目标函数。因此，r1d,t+r2d,t表示d地区t时期电力盈亏与所有时期平均值的差距。
式中，d=1,2,...,6，代表南方电网五省区和直调地区；TN为该时间层级的总天数；profitd,tP表示d地区t时期的电力盈亏，capiP为i机组的装机容量，band,tP为d地区t时期的电力平衡数据。
因此，为满足申报意愿时间，保持各地区各时期电力盈亏均衡，综合2个目标可得机组停电计划优化安排的目标函数如下：
式中，M0为优先因子，根据实际需要取值；Wi,t为检修意愿函数，体现了申报设备停电时间的意愿迫切程度，具体表示如下：
式中，[ei,li]为机组i的意愿停电时间；λMN、λAN是根据“数据准备”流程中手工设置的优先级得出的量化权重系数。
满足工作要求的约束条件包括：在申报的停电窗口内完成工作（见式1、式2）；资源组设置中对停电设备数量和时间的限制，以及互斥类设备集不得同时停电的要求（见式7）；顺序类设备集的操作先后顺序的限制（见式8）；同时类设备集的同时停电要求（见式9）。
式中，Φu为资源组u设置的的设备集合，ku为该集合同时停电的数量限值，[eu,lu]为该资源组的约束时间范围。当同时停电的数量限值为1时，即为互斥类设备集约束条件的数学模型。
3.2 输变电设备停电计划模型
本计划的优化目标之一为保证“西电东送”各断面各时期的负载裕度尽量保持均衡，引入松弛变量后有：
式中，s=1,2,3,4，分别代表广东入口、云南出口、贵州出口、云贵天出口断面；Cs,t表示s断面t时期的负载裕度；为i设备对s断面负载率的影响；为t时期按全接线时考虑送电计划时s断面的负载率。
优化目标之二是保证各时期的设备停电操作数量尽可能保持均匀，即：
优化目标之三为保证各时期的设备停电数量应尽可能保持均衡，即：
因此，为满足申报意愿时间，同时考虑上述3个优化目标，综合可得输变电设备的停电计划优化安排的目标函数为：
约束条件除了式（1）、式（2）以及式（7)—(9）外，还要求各送电断面的负载率高于设定的门槛值：
式中，CSset为大于0的设定值，以保证“西电东送”计划完成的同时留有一定的裕度，根据不同的断面一般取5%～6%。
3.3 优化计算的实现
停电计划优化问题具有多目标、多约束的特点，现行优化方法可分为传统启发式算法和智能算法。传统启发式算法计算速度快，却无法保证最优性；智能算法能有效处理非线性模型，但计算时间长，当问题规模较大时，无法高效求解，鲁棒性较差。
在实际的电力系统停电管理决策工作中，同时具备了高精度、非线性、大规模3个特点，选择合适的优化算法非常重要。IBM公司商业化软件包ILOG/CPLEX是解决数学优化问题的快速可靠实现方式，其提供了灵活、高效的优化器，可解决线性问题、二次规划问题、二次约束规划问题和混合整数规划问题。CPLEX会根据约束条件的形式识别出是哪一种问题，并自动选择相应的优化求解器求解，其主要求解思路是分支定界法，其次是列生成法。
目前CPLEX已在各个行业广泛应用。在电力行业中，CPLEX常用于解决机组组合问题[9,10,11]。应用结果[9,10,11,12,13,14]表明，CPLEX成功地解决了大规模约束和变量问题。
智能综合停电管理系统调用CPLEX混合整数规划包对模型进行求解，在该算法的迭代计算过程中，每个设备停电计划均是通过在全局范围内寻找最优解而确定的，因此得到的结果具有全局最优性。虽然相比原始非线性模型牺牲了一定的最优性，但与最优解相当接近，实际工程中可以认为该算法得到的方案即为最优解。
4 系统应用
智能综合停电管理系统自2013年投入应用以来，共处理了1 341次设备停电工作（见图6），各功能模块运行正常，工作流程运转流畅。
智能综合停电管理系统在停电计划优化方面提供了重要的辅助决策功能，优化效果明显。以2016年输变电设备停电计划的优化结果指标（见图7、图8）为例，计划优化后的11月份计划安排中，贵州交流出口的通道能力提升了45%，开工数由日均4～5次下降至1～2次。
5 结语
智能综合停电管理系统设计合理、功能完善、运行稳定，遵循了智能、实用、灵活、高效、友好的原则，提供了科学的优化结果，满足工作人员的实际需求，主要达到了以下几个效果：
1）工作管理：实现了年、月、周、日输变电设备停电计划的业务流程处理，完成了停电计划上报、审批、执行等管理流程的闭环过程管理；
2）计划优化：完善了约束条件，基于不同优化目标，研究停电计划优化组合策略，建立了数学模型，选择优化计算方法实现了智能优化编排功能；
3）接口交互：与调度机构各专业、各系统接口实现横向协同，通过信息发布平台与运维单位实现纵向贯通。
智能综合停电管理系统技术架构、接口的选择和设计保证了系统的运行稳定性，易于功能扩展和信息交互。工作流程和功能设计清晰完备，建立了良好的人机界面。优化模型符合南方电网公司的计划安排原则和电网安全要求，将非线性0-1混合整数规划问题转化为线性0-1混合整数规划问题，并应用CPLEX进行了计算求解，优化了计算效率。
摘要：随着电网规模的不断扩大,建立技术支持系统进行设备检修停电管理意义重大。南方电网智能综合停电管理系统基于合理的技术架构和接口,设计了清晰完备的工作流程和功能,构建了切合实际需求的计划优化模型;通过线性化处理降低计算规模和复杂度,并调用CPLEX混合整数规划包求解算法,解决了非线性规划难题。该系统实现了停电计划的流程化管理和智能优化编排,有效提升了调度机构和设备运行维护单位的工作效率,可确保停电安排的科学性、合理性。
电网停电 篇8
印度当地时间2012年7月30日凌晨2时30分左右,印度北方邦境内距离阿格拉附近的一座超高压变电所出现故障,导致部分输电线路和变电站过负荷,随后发生连锁反应,最终导致整个北方电网崩溃。7月31日下午13点05分,在印度北部恢复供电数小时后,包括首都新德里在内的印度东部、北部、东北部超过20个邦再次陷入电力瘫痪状态,印度全国近一半地区的供电出现中断,共影响供电负荷约50 000 MW。
此次印度大停电事故暴露出来众多问题,在国际上引起了广泛关注,各国电力行业和研究人员纷纷开始讨论分析此次事故的原因。本文简要介绍了印度电力工业的基本现状,回顾了此次大停电事故的主要过程,初步分析了印度大停电的主要原因,在此基础上,结合我国电网发展面临的内外部因素,分析了此次大停电事故对我国的借鉴作用,并提出了相关建议。
1 印度大停电过程回顾
1.1 印度电力工业概况
印度的能源资源主要分布在东部和东北部地区,以煤炭和水力为主,其余为核电、油电和天然气发电,而主要负荷中心及人口稠密地区集中在北部、南部和西部地区。据印度电力部中央电力管理局(Central Electricity Authority,Ministry of Power,Government of India)统计,截至2012年6月,印度全国总装机容量达到2.053×08 kW,其中,火电约为总装机容量的67%,水电约为19%,其余为核电和可再生能源等。
印度电网由北部、南部、东部、西部及东北部5个大区电网组成。其中,北部和东北部电网交流同步互联,南部电网通过直流线路或直流背靠背与其他大区电网互联,计划2014年形成全国联网(如图1所示)。印度电网电压等级主要有132 kV、220 kV、400 kV、500 kV和765 kV。其中,北部、东部和东北部3个电网拥有5 000 MW的装机容量[1]。
长期以来,印度电力供需缺口严重。印度总发电量世界排名第五,是第六大能源消费国,约占全球能源消费总量的3.4%。由于印度经济的快速增长,在过去30年间该国的能源需求以年平均3.6%的速度增长,原有的发电和输电体系已不能满足实际需求。目前印度电力发展落后,虽然发电量世界排名第五,但电力供应难以满足用户需求,人均用电量世界排名较低。各地限电频繁,电力短缺平均在8%左右,用电高峰时段,电力供应缺口大约是发电量的12%,缺电影响40%的印度人。
印度电力行业由中央和邦双重管理,邦电力局负责运行邦发电厂和邦内独立发电公司,国家电网公司掌管中央输电基础设施,负责运行中央管理的发电厂和大型独立发电公司,配电部分由邦电力局和私营供电公司负责。自1991年以来,为提高国内电力发展和改革速度,印度对其电力工业进行了一系列自由化和市场化的改革,改革内容主要包括2部分:一是允许私营部门参与并对外开放让外国投资建设独立发电厂;二是电力工业重组,拆散垂直一体化的电力管理模式,成立电力管理委员会,将发电、输电、配电分开,建立独立的输电公司。目前,印度的电力企业分为公共电力部门(包括印度国家电力公司与邦电力局)和私营电力部门2大类。经历了数年的电力体制改革后,印度目前仍然存在着持续电力紧缺、经济增长和电源电网发展不平衡、供电质量和可靠性较低等问题。
1.2 7.30、7.31大停电事故
2012年7月30日凌晨2时30分左右,印度北部境内距离阿格拉附近的一座超高压变电所出现故障,进而引发电网崩溃,停电范围覆盖了印度北部地区包括首都新德里、中央邦、北方邦等在内的9个邦,约3.7亿人受到影响,影响负荷35 670 MW(占印度全国负荷的18%左右)。经过大约15 h的抢修,恢复了80%停电用户的电力供应。然而,7月31日下午13时02分,因泰姬陵附近的中继站发生故障,印度再次发生电力供应故障,波及东部、北部和东北部地区22个邦,超过6.7亿人口受到了停电的影响,相当于整个欧洲的人口[2]。
停电严重打乱了印度的交通网络,包括火车、地铁系统,主要城市的交通灯系统停止运行,超过300列城际列车和通勤线停止运行。同时,首都新德里7个水厂没有备用的供电系统,被迫关闭。印度东部大约200名矿工因电梯停电而被困于井下。截至2012年7月31日晚,包括首都新德里在内的印度北部地区已基本恢复电力供应,东部地区也已恢复一半地区电力供应,其他地区电力供应也在陆续恢复中。
从以前国际上其他国家大停电的影响来看,大停电事故不仅影响经济社会运转,而且还会危及国家和社会公共安全,同时对于企业自身发展,甚至是行业发展,都会产生影响深远。
2 原因分析
2.1 直接原因
7月30日的第一次停电,其直接原因为印度北方邦境内距离阿格拉附近的1座超高压变电所出现故障,导致部分输电线路和变电站过负荷,随后发生连锁反应,最终导致了整个北方电网崩溃。据了解,印度长期以来都存在严重的供应缺口。印度夏季停电事故频繁发生,用电高峰期间电力短缺现象更为凸显,印度电力高峰负荷缺口也高达12%。目前该国仍有1/4人口无法获得电力供应。此次事件的发生,一方面,是由于正逢当地夏季用电高峰,用电需求巨大;另一方面,电力供应侧由于多方面原因导致难以满足需求。
电力供应侧的问题主要体现在2个方面:1)燃料紧张导致发电难。印度的电源结构中,火电占据主导地位,而由于印度今年以来煤电矛盾加剧,许多电厂的存煤量都低于警戒线,发电困难,导致发电侧整体供应不足;2)配电环节薄弱导致供电难。印度许多地区的配电网络均出现容量不足、设备老旧等问题,即使电厂能够发足够的电,这些电也没办法顺利送到用电终端。
此次停电事件,波及印度全国近一半地区,超过6.7亿人口受到了停电的影响,是有史以来影响人口最广的1次电力系统事故。其规模已超过当年的加州、巴西大停电。究其原因,主要在于电网发展滞后,网架薄弱,难以实现资源优化配置和事故快速恢复。7月30日停电后,经过抢修,停电用户的供电陆续恢复。但相隔不到数小时,又出现第二次大停电,且此次影响更大,包括首都新德里在内的印度东部、北部、东北部22个邦再次陷入电力瘫痪状态。这一事件再次暴露了印度在电力基础设施等硬件和供电应急体系等软件方面的缺失。
2.2 深层次原因
印度有5个大区电网,仅北部和东北部电网交流同步互联,还没有形成全国联网。一旦局部内部故障引发连锁反应,或者区域电网自身发电能力大幅减小后,彼此之间相互支援能力不足,发生大面积停电无法避免。
但还应看到更为深层的问题,网架薄弱的主要原因在于投资不足和规划不合理。在投资方面,在国家、各邦层面均存在投资不足的问题。在规划方面,体现出诸多“不协同”的问题。电源与电网发展的不协同、输配电网相关利益主体的规划不协同导致电力供应困难,无法满足快速增长的用电需求。
印度大停电的根本原因仍无定论,回顾印度大停电的全过程,直接和间接的影响因素诸多,可以确定的是,基础设施薄弱和能源电力体制不协调是导致事故发生的重要原因。
此次停电的直接原因是变电站出现故障,这与印度电力基础设施的设备老化、长期投资不足以及维护不力有一定的关系,这些问题的深层次原因在于相对松散的电力体制下,无论是公共电力企业还是私营电力企业都承担着巨大的财务负担,难以保障电网发展的有效投资。此外,在当前的基础设施和管理体制下,印度电网输电及配电过程中的线损率高达32%,而全球平均水平只有10%左右。
从电力行业来看,此次事故的发生与印度电力行业管理体制不无关系。印度电力系统实施的是双重管理,中央部门负责电网布局和直属的几个发电厂,而各邦负责下一级的发电厂和配电网。出于自身经济利益的考虑,各邦往往不听从中央的统一调度,即使超出负荷仍然不顾整体电网运行安全而挤占负荷空间。同时,调度不由电力公司管辖,而是由第三方负责。由于电力管理体系、电网规划和电力调度体制都是较为分散的结构,一旦出现故障,恢复速度较慢。俄罗斯、巴西等国的大面积停电事故也是由于类似的原因。
3 对我国电网发展的借鉴作用及建议
印度大停电事件折射出该国能源与电力行业发展投资和管理体制的诸多短板,对于我国电网发展具有重要借鉴意义。
“十一五”以来,我国电网发展经历了跨越式的发展。以国家电网公司为例,2005年以来,累计完成电网投资15 000亿元,超过新中国成立56年电网投入的总和,建成110(66) kV及以上线路3.09×105 km、变电容量1.53×109 kVA,201 1年底公司110(66) kV及以上线路长度6.54×105 km、变电容量2.46×109 kVA,分别为2005年的1.8倍和2.5倍[3]。
我国已进入全面建设小康社会的关键阶段,工业化、城镇化水平不断提高,经济结构加快调整,区域协调发展、战略性新兴产业加快推进。预计2020年,全国全社会用电量达到8.5×1012 kW·h,用电负荷达到1.53×109 kW;2030年分别达到1.18×1013kW·h、1.94×109 kW。我国经济发展、能源与电力需求在未来较长时期内仍将保持较快增长。我国的能源资源禀赋条件决定了保障能源安全,实现“到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%”的目标,必须要走特高压和大煤电、大水电、大核电、大可再生能源“一特四大”发展战略,必须加快坚强智能电网建设,转变电网发展方式。
应当看到,我国各级电网发展协调性仍然不够,“两头薄弱”仍然较为突出,跨区输电能力需要进一步加强,供电能力和供电可靠性需进一步提高,规划和前期工作尚需统筹协调加快落实。
当前,我国投资、出口、消费等主要经济指标仍然低迷,实体经济增长面临较大困难,经济先行指数持续下滑,宏观经济形势较严峻。国资委已要求中央企业做好3～5年度难关、过寒冬的准备。今年上半年,国家电网公司售电量同比增长5.6%,增速同比回落10.3个百分点。虽然用电量长期来看将持续增长,但是难以保持前几年每年百分之十几的增长速度。售电增速持续减缓,对电网发展的支撑能力将逐渐减弱。
包括这次印度连续大停电在内,近年来美国、俄罗斯、巴西、日本、韩国、智利等国家相继发生了大面积停电事件,给当地经济发展、社会稳定及国际形象带来了较大的负面影响,对我国电网发展具有重要的警示和借鉴作用,必须从中深刻吸取教训,采取针对性措施,做好我国电网建设和安全生产工作,坚决防范大面积停电事故。
3.1 秉持电网发展“安全第一”目标
随着电力改革的深入,不断有声音要求考虑通过电力运营市场化来打破垄断,以便能够降低成本和提高效率,但由于电是一种产供销瞬间平衡的极为特殊的商品,一旦出现问题,不仅会影响经济,还会影响社会公共安全。
虽然我国电网发展取得了突出的成绩,然而各级电网安全管理基础薄弱、设备管理不到位、电网结构性问题突出、自然灾害和外力破坏等问题依然严重,当社会安全和经济效益发生冲突,安全还是应当放在首位。
3.2 保障电网管理输配一体模式
我国的电力体制改革需要从国情出发,制定适合中国国情的改革路线和方案。考虑到许多发达国家的电力供求矛盾不大,而我国未来的电力需求还将持续增加,现阶段乃至未来一段时间,一些国外输配电分开的做法可能不适用于我国,因为这样做可能会增加更多的协调工作,产生额外的管理与交易成本,尤其是在处理紧急事故的时候,这种协调上的难度会造成致命的威胁。
我国电力改革的最终目标是降低成本、提高效率,而不是不计成本地人为制造若干竞争主体。我国已进行的“厂网分开、竞价上网”电力体制改革本意是通过“竞价上网”带来市场效率的大幅提升,在抵消“厂网分开”带来的交易成本的增加后,获得市场总体效率的正向净提升。然而,我国电力改革的现状却是市场效率不升反降,并由此导致了厂网规划不协调、周期性电力短缺等新问题。
在当前的体制下,如果建立分电压等级的电网环节电价,则更能清晰准确地反映电网成本并提供价格信号。按照电压等级建立的独立电网环节电价,可以在不实施输配分开的情况下,实现接入不同电压等级的电力用户实行不同的输配电价,完全可以满足培育市场主体、开展电力竞争、促进市场建设的要求。更重要的是,可以规避输配分开带来的安全风险加大、管理成本增加、部分配电企业可持续发展能力与电力普遍服务能力下降等问题,发挥输配一体的高效协同、管理规范、集团运作的优势,保障电网的安全运行和可持续发展。
3.3 坚持电网运行集中调控机制
目前有关调度与交易独立的讨论不断出现,但考虑到电的特殊性,尤其是考虑到事故处理的及时性和步调一致以确保整个系统安全的问题,集中统一管理能够有效避免出现系统安全运行上的隐患。印度电力行业竞争背后的沉重包袱,在此次停电事件中得到了充分的反映,值得业内人士引起足够重视。
将调度和交易机构设置在电网企业内是我国保障电网安全运行的必然选择。我国电力工业仍处于快速发展阶段,保持电网、调度和交易的一体化管理机制,可以全面及时地掌握电网运行信息和电力交易信息,实现信息的共享和协调管理,保障电网的安全、经济、优质运行,同时也可以实现新能源并网到运行的全过程闭环管理,促进新能源大规模的开发利用。在目前的社会政治、经济和法律环境之下,调度乃至交易,离开电网根本就无法正常运营。而且目前并无明确证据表明,国外的这些做法能够有效提高电力运行效率和降低电价。
3.4 推进特高压和智能电网建设
我国能源分布和主要用电负荷分布呈“逆向”的这一特点将会长期存在,因此相当一部分电能需要长距离输送,目前这种长距离线路肯定是特高压线路最合适。同时,促进大规模可再生能源并网需要特高压和智能电网的支撑。
目前,我国不断加强各电压等级电网协调发展,西北750 kV网架初步形成,各省(区、市)500 kV网架不断完善,220 kV及以下电网供电能力全面加强,配电网投入逐步加大,保证了新增电源4.4×108kW、负荷2.4×108 kW、电量1.7×1012 kW·h的需求,有力地支撑了经济社会的快速发展。我国大力加强西部电网建设,建成新疆与西北750 kV联网工程、青藏交直流联网工程,结束了新疆、西藏电网长期以来孤网运行的历史,全国电网除台湾以外实现了全面互联。建成灵宝背靠背扩建、高岭背靠背、德宝、呼辽、宁东、三沪Ⅱ回直流工程,三峡工程全面建成,电网优化配置资源能力大幅提升,运行方式更加灵活高效。在用电需求持续快速增长、负荷水平屡创新高、电源大规模集中投产和雨雪冰冻、地震等自然灾害频发的情况下,保持了电网的安全稳定运行,安全供电水平大幅提高。
4 结语
印度大停电事故的影响是深远的,对我国电网发展的借鉴意义是巨大的,如何在我国经济社会高速发展,产业结构急剧调整,以及经济下行压力加大等一系列外部因素发生变化的背景下,保障我国电力供应的安全性和可靠性,是值得每一位电力工作者深入思考的现实问题。本文对此次印度大停电事故原因做出了一些基本分析,研究认为,我国电网发展必需秉持安全第一、电网管理输配一体、电网运行集中调控和进一步推进特高压和智能电网建设的基本思路,严防大面积停电事故的发生,为我国经济社会的发展保驾护航。
参考文献
[1]India Company Setup.India Power Industry 2011 Where Do We Stand[EB/OL].[2011-10-17]http://www.india company setup.com/india-power-industry-2011-notes/
[2]参考消息.路透社:印度大面积停电暴露基础设施缺陷??[EB/OL].[2012-08-01].http://www.indiacompanysetup.com/ india-power-industry-2011-notes/.
电网停电 篇9
近年来,连锁故障大停电事故在世界各地频繁发生[1],它们与电网结构薄弱、运行压力较大有着密切的关联[2,3]。建设坚强可靠的电网必须要预防与控制大停电事故的发生,应该从电网规划阶段开始降低系统的大停电风险水平。电网扩展规划TEP(Transmission Expansion Planning)是复杂的优化问题,在确保电网满足负荷预测需求和可靠性标准的同时,还要最小化整个规划周期内的投资费IC(Investment Cost)、运行费OC(Operating Cost)和停电损失费之和[4]。要获得经济可靠的电网扩展规划方案,首先必须获得待选规划方案相应的可靠、充足的停电统计数据。
对实际电网历史停电数据的分析表明,停电规模的概率分布函数具有幂律尾而不是指数尾,这说明停电事件之间存在长期依赖关系[5]。自组织临界SOC(Self-Organized Criticality)理论认为,广延耗散动力系统在各种作用力下,可以自发地朝着临界状态演化;在临界状态下,系统“雪崩”事件具有时空幂律分布[6]。由此可见,不少实际电网具有自组织临界特性。基于自组织临界理论,学者们提出了OPA(ORNL-PSerc-Alaska)模型,通过模拟电力系统演化特征获得停电统计数据,最终用来研究电力系统的全局动态特性[7]。然而,OPA模型的电网升级步骤并未体现电网规划方案对电网升级的指导作用。
另一方面,传统电网可靠性分析一般采用确定性方法,如“N-k”校验准则。该方法计算耗时随系统规模和k值的增加呈指数增加,且常导致投资过度。概率性方法则是指利用一定的方法模拟系统运行特征,并通过大量仿真获得一组停电统计数据,然后利用这些数据计算概率性风险指标,用以评估系统的风险水平。常见概率性风险指标包括预期负荷损失ELL(Expected Load Loss)[8]、风险价值Va R(Valueat-Risk)和条件风险价值CVa R(Conditional Value-atRisk)[9]等,但这些指标在一定程度上掩盖了极端事件(如连锁故障大停电事件)的影响后果。因此,需要寻找一个不同于期望损失性质的新指标,从一个新的视角来衡量这类事件的风险。
考虑到电网扩展规划行为对系统全局动态特性的影响,本文提出一种适用于多阶段电网扩展规划的OPA(TEP-suited OPA)模型,可为规划方案的风险评估提供更可靠、充足的停电统计数据。为充分计及电网连锁故障对扩展规划的影响,本文又提出一种可衡量大停电风险的幂律尾风险PTR(Power-law Tail Risk)指标,并将其作为规划方案的可靠性评估指标之一。一般而言,在电网规划的寻优过程中,使用概率性方法几乎是不可接受的,因为评估待选方案的计算量巨大,在系统规模较大时该问题尤为突出。鉴于此,本文采用双层优化策略解决该问题[10]。首先,利用改进的多目标粒子群优化MOPSO(Multi-Objective Particle Swarm Optimization)算法搜索出一组满足基本潮流约束的、高质量的待选规划方案;其后,利用TEP-suited OPA模型获得这些待选规划方案的停电统计数据,并计算待选方案的风险指标;最后,综合考虑可靠性和经济性,对待选方案进行评估。
1 TEP-suited OPA模型
1.1 基本OPA模型
基本OPA模型是为研究电力系统全局动态特性而提出来的,其主要思路如下:随着电力系统发电能力和负荷水平不断上升,支路潮流相应增加,当支路潮流接近或超过支路传输极限时会以一定概率开断,而一条支路的开断又会导致其他支路潮流增加,进而导致其他支路的相继开断,最终形成连锁故障;另一方面,因过载而断开的支路被认为需要进行改造,以增加系统的可靠性。可见,基本OPA模型涵盖了快、慢2个时间尺度。其中,慢动态用于描述负荷增长和传输容量增长2种反作用力;快动态用于描述连锁故障线路跳闸过程,而这种跳闸过程耦合了慢动态中的2种反作用力,使得电网自发地朝着临界状态演化。为了使OPA模型能够更加真实地刻画电网演化特征,本文提出了一种适用于多阶段电网扩展规划的TEP-suited OPA模型。
1.2 TEP-suited OPA模型的慢动态
慢动态用于描述长时间尺度下的电网升级特征。在基本OPA模型中,负荷和发电容量“每天”缓慢、均匀地增长;线路只有发生故障时其容量才会增长。事实上,电力公司根据历史停电数据和投资约束搜寻经济、可靠的电网扩展规划方案,据此有计划、逐步地对电网进行升级。因此,在TEP-suited OPA模型中,仅在每个规划阶段的开始时刻根据规划方案对负荷、发电容量和支路传输容量进行更新。
1.3 TEP-suited OPA模型的快动态
快动态用于描述短时间尺度下的连锁故障过程,不同的系统状态产生不同的停电统计数据。在TEP-suited OPA模型中,由于慢动态取消了基于平均效应的长期演化行为,为了获得充足的停电统计数据,在快动态中利用蒙特卡洛方法对每个规划阶段对应的系统状态进行大量仿真,即一个多阶段电网扩展规划方案的停电统计数据是由每个阶段系统状态对应的停电统计数据组成。此外,尽管连锁故障大停电事件发生的概率小,但其影响严重,为了进一步保证大停电事件数据的充分性,所提出的新模型采用重要性采样技术,以提高小概率事件的采样效率。
为了确保停电统计数据的可靠性,新模型充分考虑了对连锁故障有重要影响的因素。隐性故障是导致相继故障大范围传播的重要原因之一[11],因此新模型引入了隐性故障概率参数。考虑到历史停电数据对电网长期演化的影响,即相邻规划阶段之间的耦合关系,新模型在多阶段规划过程中对初始故障概率参数进行了调整。
1.3.1 隐性故障概率
考虑到在实际电网中线路故障比较常见,本文在快动态中引入了基于线路保护的隐性故障,其传播机理如下:如果一条线路跳闸,则与该线路相连的所有线路保护都有可能发生误跳闸行为,这些线路被称为暴露线路,其表征了可能的隐性故障位置。每条暴露线路的误跳闸概率,即隐性故障概率phf,是该保护装置测量阻抗的函数,其计算公式如下:
其中,z为由暴露支路远离故障端一侧的保护装置测量到的阻抗值;z3为距离保护第Ⅲ段的整定阻抗,定义为暴露支路本身阻抗值的250%。当测量阻抗小于3倍Ⅲ段整定值时,暴露支路的隐性故障概率为常数p0,否则隐性故障概率随测量阻抗值的增长呈指数下降。
1.3.2 初始故障概率
连锁故障发生之前,每条支路都有一个初始故障概率pif。在基本OPA模型中,该概率用于描述电网外部环境对支路故障的影响,例如闪电、冻雨、飓风、地震等自然灾害。为了反映历史停电数据对电网后续演化的影响,本文在pif中增加了支路的历史停电概率参数pfr。这是因为,曾经多次故障的支路在电网规划过程中被视为电网的脆弱环节,等效于将该支路的停电风险设置为较大值。为了体现电网规划的此行为特征,本文将支路的初始故障概率与其历史停电概率相关联,此时规划方案的风险水平不仅与现有系统状态有关,还与历史运行情况有关,综合量化了那些作用机理不明、作用相互耦合、人为因素等难以量化衡量的风险因素的影响。支路l的初始故障概率的计算公式如下:
其中,pec为常数,代表电力系统外部环境的影响;pfr,l为支路l的历史停电概率,利用快动态过程获得的上一个规划阶段的停电数据计算得到。
1.3.3 重要性采样技术
连锁故障大停电是小概率事件,要获得足够多的有效数据,直接采用蒙特卡洛方法需要较长的时间。重要性采样技术[12]通过提高采样概率,以增加小概率事件发生的次数,可有效减少无效仿真次数,大幅提高了蒙特卡洛方法的采样效率。令pj为第j条暴露支路的实际隐性故障概率,pmax为所有pj中的最大值,uj为[0,1]之间的均匀分布的随机数,则第j条暴露支路在仿真中的采样概率为:
为更清晰地了解所提TEP-suited OPA模型的工作原理,将其与基本OPA模型进行比较,见表1。
2 幂律尾风险PTR指标
在概率统计学中,互补累积分布函数CCDF(Complementary Cumulative Distribution Function),亦简称为尾分布或超出数,用于研究一个随机变量超出一定值的概率分布。因此,本文提出了一种幂律尾风险PTR(Power-law Tail Risk)指标,并将其定义为停电事件规模的CCDF曲线幂指数绝对值的倒数,用于衡量系统大停电风险,其公式如下:
其中,随机变量X表示停电规模;P(X>x)为X>x的概率值。
由定义可知,幂指数绝对值α越小,则PTR越大,PTR描述大停电事件发生概率的变化趋势,而不是所有停电事件的预期负荷损失,是一个局部风险指标。文献[13]提出了一种估计分布函数尾部特征的简单方法。该方法无需对整个分布函数进行拟合,只需拟合需要评估的尾部数据的表达式,这大幅降低了拟合的复杂程度。
3 多阶段电网扩展规划方法
3.1 目标函数
电网规划目标基本可分为互相冲突的经济性和可靠性两大类,分别用IC和风险指标来描述。
3.1.1 IC
通常,IC包括建设费CC(Construction Cost)和OC,是电网扩展规划问题最基本的目标函数。CC是指新建支路的建设成本总和,OC则由生产费、线损费和缺电损失费共同组成[14,15]。多阶段(动态)电网规划,其规划周期被划分成多个阶段。假设年贴现率为e,为方便公式书写定义1-I=(1+e)-1,其中I不对应实际物理意义;参考年为t0,初始年为t1,规划周期总共为tS+1-t1年,被分成了S个阶段,那么一个多阶段电网扩展规划方案的CC和OC折合到参考年的现值为:
其中,c(x)和d(x)分别为CC和OC折算到参考年的现值;s为规划阶段的序号,S为规划阶段的总数;cs(x)和ds(x)分别为第s个规划阶段的CC和OC(非现值);δcc,s和δoc,s分别为第s个规划阶段的CC和OC的折现系数。
本文试图通过证明以下2个观点来验证所提出的考虑大停电风险的多阶段电网扩展规划方法是切实有效的,即TEP-suited OPA模型能够提供更加准确的停电统计数据;PTR能够有效地衡量大停电事件的风险水平(即PTR相较其他风险指标具有相似性和独特性)。首先,目标函数(IC)的精确程度不会影响优化算法的性能,也不会影响PTR和其他风险指标之间的相对关系;其次,TEP-suited OPA模型的准确性主要依靠于相邻规划阶段之间的耦合关系,同样与IC的计算精度没有关系。因此,在不影响研究目的前提下,为了降低整个规划流程的计算复杂度和计算量,OC不考虑生产费和线损费。此时,CC和OC(非现值)可写为:
其中,cl、bl和xl,s分别表示在支路l新增一回线路每km的投资费用、支路l的长度和支路l在第s阶段新增线路的回数;βk为节点k单位负荷损失费用;r为节点负荷损失,rk,s为节点k在第s阶段的负荷损失量,由网络安全标准和最小切负荷方法[7,10]共同决定。为了减少不必要的计算量,在MOPSO算法中用“N-0”校验准则(即完整电网是否满足基本的潮流约束)下的最小切负荷量来衡量方案的风险水平。
3.1.2 风险指标
通常的规划方法以确定性风险指标如“N-k”校验准则为基础。若要进一步提高规划方案的可靠性,可增加其他非确定性风险指标。相较于确定性风险指标,概率性风险指标计算量更大。因此,本文采用双层优化策略,将概率性风险指标放到迭代程序(优化算法)之外处理,以降低整个规划流程的计算量。本文的可靠性目标函数仅指概率性风险指标,确定性风险指标已经暗含到投资费用中。为了验证PTR的有效性,下面分析PTR与其他概率性风险指标(ELL、Va R和CVa R)之间的相对关系。
令U={B1,B2,…,BM}为所有停电故障路径的集合,Ci为故障路径Bi对应的负荷损失,并假设Bi包括Ni条暴露支路,其中ni条导致了保护装置的隐性故障,那么该停电故障路径Bi的发生总概率为:
其中,pif,i为Bi中初始故障支路的初始故障概率;phf,ij为Bi中第j条暴露支路的隐性故障概率。那么,单次故障路径的预期负荷损失为:
值得注意的是,预期负荷损失ELL与概率统计学中的期望值E[X]具有相同的表达形式,但是在ELL中Pi表示事件i的发生概率,Pi的累加和不等于1;而在E[X]中Pi表示规模等于xi的事件的出现频率,所有Pi相加等于1。
假设δ为置信水平,p(x)是连续随机变量X的概率密度函数PDF(Probability Density Function),则Va R和CVa R定义如下:
其中,停电规模的概率密度函数p(x)可利用停电统计数据进行估算。首先,将停电规模空间(从停电规模最小值到最大值)分为有限个小间隔;然后,统计落入每个间隔的停电事件的次数,该数除以停电事件总数即为对应间隔的概率值。
由式(4)、(5)描述的PTR指标及式(13)—(15)可知,ELL评估单次停电事件的平均影响,Va R表示在一定置信水平下停电事件的损失上限,ELL和Va R分别描述所有停电事件和大多数停电事件的预期负荷损失,两者均为综合性风险指标。CVa R是停电损失超出Va R值的期望值,PTR测量大停电事件的互补累积概率函数(CCPF)的变化趋势,CVa R和PTR分别从不同的角度评估极端停电事件的风险水平,两者都是局部性风险指标。
3.2 多阶段电网扩展规划的表征
电网扩展规划问题是一个大规模、混合整数、非线性且非凸问题,可用如下标准优化模型描述:
其中,X是解向量;fn(X)、gi(X)和hj(X)分别为第n个目标函数、第i个不等式约束、第j个等式约束。不等式约束主要包括IC约束、潮流约束等,等式约束主要指功率平衡约束。
采用实数编码的多阶段电网规划问题的解可描述为:
其中,Xk表示第k个待选规划方案;S为规划阶段的总数;M为待选支路的总数;xktl表示方案k在第t个规划阶段在待选支路l上新增线路的数目。静态规划时,Xk=[x1k…xlk…xMk]。
大多数的约束限制源于“N-0”校验准则,如支路传输容量约束、发电机发电容量约束等。此外,在任意规划阶段待选支路上的线路总回数都不能超过其允许上限,该约束可描述为:
其中,Nmax,l为整个规划周期中待选支路l上可增加线路的上限;Nkmax,tl为方案k在规划阶段t时,待选支路l上最多可增加线路的上限,其值随方案和规划阶段的不同而不同;随机函数rand产生[0,1]之间均匀分布的随机数。为确保初始解在搜索空间范围内,可利用式(20)产生初始解。
3.3 方法流程图
本文采用改进的MOPSO算法求解电网扩展规划问题。该算法采用含约束条件的非受控解排序算子[16]、全局最优引导者概率选择算子[17]提高解的多样性,用指数分布边界处理算子[17,18]修正不可行解。
考虑大停电风险的多阶段电网扩展规划方法的流程如图1所示。为降低计算耗时,利用双层优化策略将规划流程分为2个阶段。首先以投资费用为目标函数,应用MOPSO算法搜索满足一定经济性约束和电网正常运行潮流约束的待选方案;然后,计算待选方案的非确定性风险指标;进一步地,基于目标函数筛选出帕累托最优解,为电网规划人员的决策制定提供精简有效的信息。
4 算例分析
4.1 Garver系统
Garver系统在扩展之前的结构如图2所示。该系统有6个节点,6条传输线路,装机容量为1110MW,最大负荷为760 MW[15,19]。假设扩展周期6 a,分为3个规划阶段,且参考年亦为初始年;负荷和发电容量年增长率为5%,则到规划周期的最后时刻装机容量和负荷总量分别达到1 110×1.056=1 487.5(MW)和760×1.056=1 018.5(MW);任意两节点之间最多可连4回线路,单回线路的CC为1.00×106S/km;贴现率e=10%。
假设:IC的上限为S 3.00×109;MOPSO算法的最大迭代次数等于200,种群规模为50,维度是15×3=45(由待选支路总数和规划阶段总数共同决定),精英库的容量下限为5;系统外部环境决定的停电概率pec=0.000 7。
4.2 仿真结果分析
4.2.1 相邻规划阶段耦合关系的影响
选取投资费用最少的20个规划方案为待选方案。图3(a)、(b)分别给出了相邻阶段有耦合关系和无耦合关系时,待选方案的风险指标ELL和PTR。图3中,方案编号按CC从小到大排序。
由图3可知,有耦合关系的ELL普遍小于无耦合关系的ELL,但与此同时,方案{4,9—13,17}的PTR在有耦合关系时略高于无耦合关系。这说明在电网长期演化过程中,耦合关系降低了系统的平均停电风险,但增加了系统的大停电风险。这种耦合关系很好地解释了实际停电事件之间的长期依赖关系。由此可见,TEP-suited OPA模型能为决策制定者提供更加符合实际的停电统计数据。
4.2.2 PTR的有效性
表2给出了相邻规划阶段存在耦合关系时待选方案的目标函数值,包括IC、ELL、Va R、CVa R和PTR(由于IC值较大,记IC′为IC与其上限值的比率)。
为进一步分析PTR的有效性,图4对PTR和其他风险指标进行了对比。由图可知,随着IC增加,各类风险指标呈波动变化,表明电网规划方案的停电风险并不总是随着IC的增加而降低。因此,利用优化算法寻找较优的规划方案有意义且可行。
从图4(a)可知,随着IC增加,规划方案的局部风险指标PTR和CVa R的变化趋势大致相同,但并不完全一致,少量方案如方案{4,18}的PTR变化趋势与CVa R变化趋势相反,说明PTR和同类风险指标相比具有相似性。从图4(b)和(c)可见,PTR和不同类型风险指标的变化趋势差别较大,Va R和ELL等综合型风险指标与局部型风险指标PTR可互相补充。上述结果验证了PTR的合理性和有效性。
4.2.3 最终方案的确定
假设在电网扩展规划中考虑经济性、常规停电风险和大停电风险,即目标函数包括IC、ELL和PTR。首先,利用帕累托最优原则[16]对待选方案(解)排序,结果见表3。决策制定者按规划需求从一级帕累托前沿中选出最终方案。由表3可知,一级帕累托前沿包括方案{1,3,5,7,10,18,19},拥挤距离为无穷(Inf)的解,说明在同级帕累托前沿中该解至少有一个目标函数值位于边界,如方案1的IC最小,方案19的IC最大,方案18的PTR最小。综合考虑所有因素,假设方案3被选定为最终方案,令nx-y表示在节点x和y之间新增线路的数目,则方案3的各阶段具体扩展步骤如下:
5 结论
本文提出了一种考虑大停电风险的多阶段电网扩展规划方法,定义了用于衡量系统大停电风险的PTR指标,建立了用于获得规划方案停电统计数据的TEP-suited OPA模型,并采用改进的MOPSO算法和双层优化策略来实现电网规划的寻优过程。基于Garver 6节点系统对所提规划方法的有效性进行了测试。结果表明,相邻规划阶段之间的耦合关系降低了系统的平均停电风险,但增加了大停电风险,这合理解释了系统自组织临界行为特征,证明了TEP-suited OPA模型能提供更加真实的停电统计数据。本文提出的PTR能有效衡量大停电风险,结合其他综合型风险指标,可为规划决策人员提供更全面的风险评估信息。此外,结果还表明,电网规划方案的停电风险并不总是随投资费用的增加而降低,可利用优化算法寻找经济可靠的规划方案,前提是优化算法搜索到的解具有足够的多样性。
摘要：提出一种考虑大停电风险的多阶段电网扩展规划方法,并定义了一种幂律尾风险指标,通过评估停电规模尾分布的变化趋势来衡量规划方案的大停电风险。为了获取规划方案对应的停电统计数据,基于自组织临界理论构建了适用于多阶段电网扩展规划的OPA模型。该模型在慢动态中考虑了相邻规划阶段之间的耦合关系,在快动态中考虑了隐性故障,分别反映了长时间尺度内的电网扩展规划行为和短时间尺度内的连锁故障行为对系统全局动态特性的影响。另外,慢动态过程取消了基于平均效应的长期演化行为;快动态过程使用蒙特卡洛方法以获取足够多的停电数据。所提规划方法采用重要性采样技术和双层优化策略从不同层次减少规划流程的计算量。Garver 6节点系统的测试结果验证了所提规划方法的有效性。
电网停电 篇10
随着我国电网规模的逐步扩大,在电网中出现事故的几率也越来越大,导致的大面积停电不仅会对人们的生活造成影响,还会阻碍社会的发展以及稳定;因此,国务院在2011 年颁布的《电力安全事故应急处置和调查处理条例》[1]中明确规定,在电力企业中必须杜绝重、特大电力安全事故,限制较大电力安全事故,减少一般电力安全事故,这给我国的电网安全工作提出了更高的要求。所以,对电网大面积停电的风险进行研究以及实践应急演练是目前电网工作中的一个重点[2]。
1 电网大面积停电的风险研究
南方电网的规模比较大,任何一个小地方出现故障,都有可能导致连锁反应,从而影响整个电网系统的供电,导致大面积的停电,其风险主要有以下几个方面:
(1)电力生产方面
随着我国电力体制的改革,目前实施的是“厂网分开”的原则[3],即电网和电厂分开建设,在一定程度上造成了脱节的现象。电厂基本上集中建设在煤炭资源丰富地区以及沿海地区,使得电源的布局不够理想。一旦电网发生故障,就会出现大面积的停电现象。另外,由于电厂的发电受到煤炭价格、运输、产量等众多因素的制约,电煤在工序上的矛盾也日渐突出,使得电力的生产受到严重的影响,从而影响到电网的安全运行和供电。
(2)电力传输方面
由于自然灾害长期对电网系统造成侵袭,而电网系统在这方面的抵抗能力又比较弱,加之对电网系统的投资不足,设备陈旧老化,使得电网系统不能很好地应对冰雪等自然灾害。
另外,在电源的建设发展不断加快的同时,电网的建设难度却在逐年增加,跟电源建设速度比起来,电网建设相对比较滞后,从而使得在输电方面依然存在“卡脖子”、短路电路超标[4]等现象。
(3)电力分配方面
随着我国电力体制的改革,在很多方面还存在着不确定的因素,而且由于在配网方面的投资不足,所以大大降低了配网的建设标准。设备的老化陈旧,抵抗自然灾害的能力较差,一旦局部受到影响,都有可能造成大面积的停电,进而对上级输电网的安全也产生一定的影响;而且近几年来,因配电网故障造成的大面积停电风险还有持续增加的趋势。
2 电网大面积停电的应急演练实践
随着我国对建设应急机制的逐渐重视,应急演练在电力企业中越来越重要,同时其也是检验电力企业应急能力的一个主要手段。电力企业基本上每年都要考站应急演练。应急演练主要包括两种形式,即桌面演练和实战演练[5]。而我国的南方电网总调从实际效果考虑,主要以开展实战演练为主,从而对参加的人员进行一个应急响应和处置能力的考验。
(1)南方电网应急演练的管理流程。应急演练是一项有计划的任务,所以,调度机构应当对应急的预案进行推演和演练,以便确保应急演练任务能够有效的实施,同时还应当建立计划、实施、考核的闭环管理流程。首先,在计划环节,应当明确由谁来制定演练计划、演练的内容、演练计划的实施时间、参与演练的人员以及单位等,这些内容都是需要在计划环节就要确定的事情,明确这些目标,才能使演练的效果更佳。其次是在实施环节,应当建立相应的制度来对应急演练中如何启动演练、如何通知相关的人员了解必要的准备工作、如何参与应急演练、如何结束应急演练等内容进行约束和规范。
(2)南方电网应急演练的内容体系。在应急演练的内容方面,应当以电网大面积停电应急预案、重要变电站停电应急预案、冰冻雨雪灾害应急预案为主,并且建立相应的应急演练内容的指导规范,然后以指导规范为基础,建立应急演练内容的知识培训体系,比如应急岗位职责、应急组织机构等,从而更好的为应急演练任务提供技术支持。
(3)南方电网应急演练的评估体系。
2.1 评估体系
应急演练评估体系一般是采用AHP层次分析法[6]来建立的,主要通过三个阶段来划分评价指标,即:演练前的准备阶段A1、演练的实施阶段A2 以及演练的后续阶段A3。在每个阶段中根据预案以及演练环节的设置,又可以分为若干个二级指标或三级指标(如图1 所示),每个指标都可以通过分值来进行评价。三级指标通过计算可以得到二级指标,二级指标通过计算又可以得到一级指标。
2.2 评估结果
评估专家对考核指标进行评分,然后使用AHP建立的评估体系对评估结果进计算评估,从而反映出演练的水平。评估结果可以从不同的层面来反映整个应急演练的综合情况(如图2 所示),从而可以确定此次演练是否达到了预期的要求,是否需要重新安排演练。
采用这样的评估方法,可以很客观地反映参与单位或个人在各个层面的素质是否达到了演练预期的目的,对于不合格的单位和个人一定要继续加强培训和训练,甚至可以重新安排演练,直到合格为止,以便在实际工作中才能对电网事故进行应急处置,最大程度的将损失降到最低。
3 应急演练系统技术设计方案
针对南网应急演练的的特点和实际需求,利用互联网技术、GPS定位、可视化、视频图像等技术[7]设计了应急演练系统,确保了研究成果的应用转化和实践落地。
3.1 利用移动互联网技术加强中心和现场的互动
应急演练过程涉及到的各方单位或者人员,对于不在指挥中心或者办公室的相关参与人员,很难将信息传递到指挥中心,进而展示给领导小组。所以可以利用移动互联网技术来为指挥中心于现场的信息互动提供帮助,如图3 所示。
3.2 利用GPS定位技术监控抢修队伍的分布态势
在应急演练中,掌握应急抢修队伍的位置,对演练指挥中心或者演练领导组判断应急队伍分布态势以及合理安排调度抢修具有重要的意义。可以通过智能终端(智能手机)上内置的GPS功能[8],实时获得当前的地理坐标,然后通过网络把坐标传输到指挥中心,如图4所示。
3.3 利用可视化技术优化展示应急演练进程和态势
在应急演练中,应当对现场实时视频图像信息、突发事件的简要信息、应急物资仓库等各类信息进行整合和优化,并且尽量使观察更加直观有序,这里就需要用到可视化技术,利用计算机图形学和图像处理技术[9],将数据转换成图像进行显示,并进行交互处理。
3.4 利用视频图像技术加强对抢修现场的实施监控
在应急演练中,实时掌握现场的情况,对于演练指挥中心或领导小组准确判断现场情况,从而及时作出决策具有很重要的作用,这无疑是最好的辅助手段之一。
4 结语
综上所述,电网出现故障导致的大面积停电,对经济以及社会的发展都有着巨大的影响,甚至带来无法估量的损失;因此,在电里企业中进行应急演练的意义就十分重大,能够提高相关人员的应急响应能力以及处理能力,一旦发生大面积的停电,便能够迅速的进行处理,将损失降到最小。不过,目前我国在应急演练方面还是存在着一些问题,其中最主要的就是在演练过程中“演”的成分多而“练”的成分少,其次是我国还没有明确演练规范出台,所以,政府应当尽快制定应急演练规范,从而真正达到“练”的目的。
参考文献
[1]赵炜炜.电网大停电分析模型及预防应急体系研究[D].北京:华北电力大学,2009.
[2]陈良,方旭初,黄陆明,等.电网大面积停电风险分析及应急演练实践[J].电力安全技术,2009(12):23-25.
[3]尚敬福.大面积停电应急关键理论及技术研究[D].北京:华北电力大学,2009.
[4]齐一星.电网大面积停电的危机管理研究[D].济南:山东大学,2012.
[5]张小涛.成功开展大面积停电应急联合演练的六个要素[J].电力安全技术,2007(12):25-28.
[6]蒙海军.国内外电网大面积停电的规律统计及应急体系评价[D].北京:华北电力大学,2008.
[7]杨悦.电网应急管理体系及应急能力评价[D].北京:华北电力大学,2011.
[8]吴濡生,刘根宁.如何开展电网大面积停电应急联合演练[J].电力安全技术,2008(10):31-32.