电网运行数据

电网运行数据（共7篇）

电网运行数据 篇1

摘要：目前电力系统生产大区和管理大区存在着信息断层,信息的可见性和数据的可用性都比较弱。针对这一问题,提出了江苏电网运行数据集成应用平台的总体设计方案,给出了设计原则,从理论、研究分析以及应用案例等几个方面证明了遵循公共信息模型/组件接口规范(CIM/CIS)是电力信息集成的正确方向,有效保障了江苏电网运行数据集成应用平台的标准化、规范化。

关键词：电网运行数据,应用平台,信息集成

目前在电网企业中生产大区和管理大区之间的信息传递依靠定制好的Web页面浏览、手工报表或点对点方式进行,信息的可见性和数据的可用性都比较弱,信息传递的容量、效率都无法得到保证,存在“信息断层”。导致设备与电网网架脱节、资产设备运维信息与电网运行信息脱节等现状。调度数据中心解决了Ⅰ区、Ⅱ区与Ⅲ区之间的数据整合和共享,实现了调度自动化系统间的协同。然而它没能解决Ⅲ区与Ⅳ区之间“信息断层”引起的问题,不能满足企业级和其他部门的生产管理需求。同时虽然基于生产控制系统之上也建立了一些高级应用分析模块,但数据和信息的利用范围局限于“部门级”,较少考虑如何满足“企业级”或“集团级”数据分析和应用的需要。因此有必要在管理信息区建立一个统一的实时数据应用集成平台,解决Ⅲ区与Ⅳ区之间“信息断层”引起的问题,充分发挥企业实时数据资源的作用。在此背景下,研究电网运行数据集成应用平台,给出了应用平台的总体设计。为建立性能良好、存储合理、服务规范的电网实时数据平台提供基础,为江苏电力的精益化管理提供更完备、准确、及时的理论支撑。

1 集成应用平台应具备的特点

根据实时数据应用需求的特点,集成应用平台应具有如下特点:

(1)标准的数据采集、数据存储以及数据服务设计。实时数据应用需求不断增加和更新,以及应用需求数据的综合性等特点都要求集成应用平台具有标准的数据采集、存储和服务。因此,标准化和规范化是集成应用平台信息应用集成的关键。

(2)适于多类数据的存储和管理的要求。应用需要综合性数据的支撑,因此,数据中心中需要对实时数据、静态数据、电网模型以及图形等各类信息进行存储。

(3)纵向、横向的数据传递及安全。电力系统具有分层分区的结构,因此,集成应用平台的信息集成需要考虑到横向的生产大区和管理大区的信息共享,还需考虑到省、地、县纵向的信息集成。同时,需要考虑规范、统一的跨区域的数据传输的安全控制。

(4)应保证数据定义的惟一性。数据中心应提供完备的元数据管理机制,一个数据只有一个合理的数据定义和来源。

(5)提供符合标准规范的基本应用组件,提高二次开发的能力。

2 遵循IEC 61970标准的方式

电力信息的整合、集成不仅仅是将多个应用系统连接起来,关键是将各应用系统的数据交换标准化,在此基础上协调不同应用系统的功能。

然而,目前电力生产系统之间以及生产系统与管理系统之间的信息共享和应用集成存在2个最大障碍:(1)各个系统的信息模型是专有的,缺乏公共、统一的数据模型;(2)各个系统访问信息的机制也是专有的,缺乏标准的数据接口规范。只有规范化标准化才能解决上述问题。

因此,除IT技术本身的标准化外,电力信息集成的标准化还需研究统一的电力企业信息模型及标准的数据获取接口,以保证集成应用的开放性。

IEC 61970是经过多年的研究和讨论最终形成的国际标准,它为应用系统的整合提供了一个基于公共信息模型、公共体系结构、基于组件技术的系统集成框架,为解决电力信息系统和控制系统标准化的信息集成和共享提供了技术基础。公共信息模型(CIM)是IEC 61970协议的两大支柱之一,它定义了信息交换内容的语义,是整个IEC 61970协议框架的基础和核心。CIM基本涵盖了电力企业中的主要对象,并充分考虑了不同对象之间的关系。另一支柱即组件接口规范(CIS)规定了信息交换的语法。

文献[1,2]分别从网络分析应用及运行规划的角度出发,研究分析并明确了3个问题:标准中的CIM模型库对于网络分析、运行规划应用提供了哪些信息模型;这些模型应该如何使用;该模型库在网络分析应用方面存在哪些不足。文献[1]认为一般的网络分析应用(如状态估计、拓扑分析、潮流计算),通过一些语义约定的补充,CIM模型已能满足实用化要求;对于其他应用,系统只能部分满足应用要求,但若标准对保护设备进行进一步扩展则满足这方面要求并不困难。文献[2]中认为除了在发电计划方面有一些欠缺以外,标准对于运行规划所涉及的主要内容都进行了较完整的建模。通过适当的约定,这些模型能满足运行规划工作的需要。从上述分析可以看出,遵循IEC 61970标准是电力信息集成的正确途径。

遵循IEC 61970可有不同的方式,根据遵循标准的程度通常将其归结为2种方式,即内标准方式和外标准方式。内标准方式即是将IEC 61970标准贯彻到系统的内部实现中,系统内部按照IEC 61970标准的要求去设计。具体表现包括:系统的体系结构设计遵循IEC 61970所推荐的组件模型,系统的数据模型遵循IEC 61970 CIM,系统的接口设计遵循IEC 61970 CIS。所谓外标准方式实际上是将IEC61970标准作为纯粹的接口标准来看待,系统内部结构可以沿用传统的方式,系统数据模型可以是私有的,系统的内部接口也是私有的,仅在系统的外部接口上遵循IEC 61970的要求。

可看出,如果以外标准的方式实施IEC 61970标准,其代价是较低的,因为系统内部可以保持不变,仍可沿用其原有系统的数据结构与软件结构,只需在系统边界上以打补丁的方式实现IEC 61970的相关接口即可,这些接口完成内部私有信息接口与外部标准信息接口的转换。如果以内标准的方式实施IEC 61970标准,则其代价是较高的,系统的体系结构需要重新设计、系统的数据模型需要根据CIM进行调整、系统的接口也需要根据CIS进行设计。

内标准方式由于在系统内部已经做到标准化,在边界接口上不再需要转换工作,因而效率更高,更容易满足用户不断提高、不断扩展的新要求。同时,内标准的方式不仅可轻易地实现系统之间的标准化互联,也是软件功能即插即用的基础。当然,IEC61970标准本身并没有强求一定要以某种方式去实现,仅作为接口标准实现也能满足要求。

3 基于IEC 61970标准的架构设计

3.1 设计原则

(1)仅进行数据整合,不考虑系统集成。实现信息共享可以从2个层面实现:系统集成和数据整合。要实现系统集成,必须根据业务处理需求来协调不同应用的功能,以增强整个体系的协作能力。本方案仅立足数据整合,不对原有系统进行任何改造,以保证现有系统的正常稳定运行。

(2)基于开放式的技术体系架构,保证适用性。建设的数据平台应具备较强的业务适应能力,能够随业务的变化而做出相应调整,及时满足业务部门对数据使用的需求。因此,数据中心应基于开放式体系架构,具有可移植性、互操作性、可剪裁性、易获得性等特点,可以方便地跨越不同的操作平台,易于扩展,实现对业务需求变化的动态调整。

3.2 总体架构设计

面向整个江苏电网,调研分析生产、调度、营销、基建、规划等不同部门的应用需求,形成了集成应用平台的技术架构,如图1所示。

从安全II区各实时系统中获取实时数据,如电能量计量(TMR)、能量管理系统(EMS)等传送至调度数据中心。调度数据中心位于安全III区。实时数据从调度数据中心接入数据接收层。各在线监测设备以及其他的数据源,直接接入位于IV区的数据接收层。数据接收层的数据经过处理导入数据中心,数据中心的数据主要有:实时运行数据、历史运行数据、全电网模型、电网潮流图、设备参数、气象信息等。各类数据通过数据服务层为上层的高级应用提供支持。

3.3 基于CIM的建模

遵循CIM交换和存储数据,必须基于CIM建模。由于电力公司内部特征以及管理模式的差异,CIM并不能完全描述电力系统中所有的数据模型,不可能涵盖各种应用领域。为满足现场应用需求,必须对CIM进行扩展。

3.3.1 励磁系统的CIM建模

CIM没有对与同步机紧密相关的励磁系统建模。为了实现励磁系统与其他系统的标准化集成,实现“即插即用”式的励磁系统应用,有必要在CIM中建立励磁系统的模型。

要使所建的模型能够具有广泛的适用性,必须对电力系统中现有的各种励磁系统做一个仔细、全面的分析,以抽取最核心的数据模型。在对励磁系统进行详细分析的基础上,抽象出励磁系统的模型。通过继承和关联的方式将励磁系统模型与CIM中现有的模型相结合,充分利用CIM中已有的信息,完成了基于CIM的励磁系统详细建模[3]。

励磁系统结构比较复杂,而且不同的励磁方式在结构上又有不同。纵观所有的励磁系统,首先建立一个励磁系统类。励磁变压器的技术规范虽然跟电力系统中的主变不尽相同,但其中的共性是相通的,所以在这里不需要单独建类,把它归到CIM中已有的变压器类中。在不同的励磁系统中,变流器的工作原理不同,不能从现有的CIM中得到相关信息,所以专门建立一个变流器类。另外,不论是自励系统还是他励系统,都有整流器,需要建立一个整流器类。而这2种励磁系统在结构上有很大的不同,需分别建立自励励磁系统和他励励磁系统2个子类。这2个子类从励磁系统类派生而来。为励磁调节器建立一个自动电压调节器类,为提高电力系统阻尼,抑制低频振荡,在励磁调节器上附加一个补偿环节,称为电力系统稳定器,为其单独建立一个电力系统稳定器类。具体模型如图2所示。

3.3.2 与现有CIM的结合

将励磁系统模型合理地嵌入到现有CIM中,一方面可尽可能多地利用现有CIM中的信息,另一方面可使已有的同步机类更加完整。现有的CIM中,包含了控制和调节信息的类都从调节控制类中派生得到。每个调节控制类和一个控制类Control相关联,在CIM中,控制类包括了和控制相关的所有描述;一个设定的调节计划是调节控制类的另一个重要关联。因此,把调节控制类作为现有CIM和励磁系统模型的结合点。励磁系统类从调节控制类派生出来,从而继承了其有关控制信息的描述,同时可利用相关的调节计划来描述默认控制计划。1台同步机关联着1个励磁系统。励磁系统模型与CIM的结合如图3所示。

4 结束语

来自生产和管理大区的实时数据跨越了多个专业应用领域,标准化、规范化是应用集成的难点和关键点。本文给出了电网运行数据集成应用平台的架构设计,提出了遵循CIM/CIS是电力信息集成的正确方向。并以励磁系统为例,通过对CIM的扩展,实现了励磁系统的标准化模型的建立。同时,使用继承、关联等关系,在充分利用现有CIM的基础上,将励磁系统嵌入其中,保证了对原有CIM的兼容性。后期将研究其他系统的CIM建模,通过统一信息模型的建立,为建立电网运行数据集成应用平台提供标准化、规范化的基础。

参考文献

[1]柳明,何光宇,卢强.网络分析应用中的公共信息模型[J].电网技术,2006,30(17):51-58.

[2]柳明,何光宇,卢强.运行规划中的公共信息模型[J].电网技术,2006,30(22):24-31.

[3]郭庆来,孙宏斌,张伯明,等.自动电压控制系统的公共信息模型扩展[J].电力系统自动化,2006,30(21):11-15.

电网运行数据 篇2

随着智能电网的发展与电网自动化程度的提高, 电力系统运行与控制中数据来源十分广泛, 有来自电气信息采集系统 ( CIS ) 、广域测量系统 ( WAMS) 和能量管理系统 ( EMS) 等电网内部数据, 也有来自气象信息系统、地理信息系统 ( GIS) 等电网外部数据[1]。这些电力系统运行与控制中产生数据有如下特点: 1数据规模越来越大, 数据洪流由传统意义上的GB上升到TB, PB水平; 2数据类型丰富, 包含结构化、半结构化和非结构化的数据; 3数据快速产生, 从而数据处理需要达到快速、实时的要求; 4数据的价值密度低, 由于数据规模大、类型多、产生速率快, 对发电企业、电网公司和用户有着巨大的潜在价值, 但价值密度却不高。不难发现, 电力系统运行与控制中产生的数据具有信息通信技术 ( ICT) 行业大数据典型的“4V”特征, 即规模性 ( volume) , 多样性 ( variety) , 高速性 ( velocity) 和价值性 ( value) [2], 这些数据中蕴含着复杂的相关性, 传统数据处理技术在数据存储、查询和分析等方面遇到瓶颈, 所以亟须研究电力系统大数据环境下的数据挖掘与处理技术[3,4]。

随着交直流电网的快速发展以及可再生能源的不断接入, 大电网运行方式时变性和复杂性日益增强, 其安全运行的特征和规律越来越难以把握, 极大地增加了电网运行风险和控制难度。近些年来国内外一系列的电网安全运行事故[5,6]都说明: 电网运行人员要依托电网安全稳定分析技术[7,8,9], 充分掌握电网安全运行的特征和规律, 迅速、精确地明晰电网薄弱点[10], 才能避免电网运行事故的发生。文献中有利用相量测量单元 ( PMU) 和故障录波器 ( DFR) 等实际量测大数据[11,12], 分析电力系统安全稳定问题和故障原因; 而本文关注到电力系统中海量的计算资源, 故可以利用电网安全稳定分析中的仿真大数据, 采用大数据机器学习与数据挖掘的方法, 在线挖掘出电网运行的关键安全特征。

特征选择和特征抽取是典型的两种数据降维技术。特征选择将原始的高维特征空间, 通过某种标准筛选出一个最优或最有效的特征子集, 剔除冗余特征, 从而达到降低维数的目标。而特征抽取是将原始的高维特征空间, 通过特定的变换投影到数据特征相对容易表达的低维特征空间[13,14]。在电力系统运行与分析中, 特征选择方法更为广泛接受。一方面, 由于量测和仿真数据规模较大, 维数较高, 特征选择方法计算复杂度相对较低; 另一方面, 特征选择方法在原有特征空间中进行属性筛选, 结果更加直观, 更易被电网运行人员所接受。

近些年来, 关于特征选择的研究主要集中于信息技术与统计学领域, 并在文本识别、人脸识别、生物学等领域取得了突破性的应用, 但特征选择方法在电力系统领域的研究与应用较少。2000 年后, 清华大学电机系针对电力系统安全运行知识自动发现方法进行了深入地研究, 展望了未来电网调度中心可以利用自动学习技术对电网进行智能调度[15], 在此基础上提出在线指导电网安全运行的精细规则这一概念[16], 并对其中的关键技术, 包括安全特征选择方法进行了细致的研究[17,18,19]。相对于传统的专家制定离线运行规则方式, 精细规则能更好地适应复杂多变的电网运行方式[20,21]。

然而随着电网规模扩大和间歇式新能源接入, 电网运行数据规模不断增长。传统的特征选择算法不再适应新的需求, 会存在大数据环境下的“维数灾难”问题: 第一, 在特征选择过程中, 样本数量相对属性数量是非常稀疏的, 单纯通过提高样本数量来提升特征选择方法性能的方法是不经济的, 容易造成算法的准确性降低, 计算时间显著增长, 算法的稳定性下降等问题。第二, 由于大规模电网运行数据的数据量庞大, 对于单台机器来说无论是存储还是计算都存在问题。“分布式”理念是解决这一问题的关键, 所以亟须建立一种分布式的特征选择方法来解决上述问题。通常将属性分成不同的组, 将不同组的属性分布到不同的计算节点上进行计算, 最后将结果进行整合, 提高计算效率, 以更好适应高维数据[22,23]。但目前的文献中特征选择方法一方面没有具体描述分组的原则, 另一方面也没有针对电力系统的设计与应用。

本文结合电力系统实际, 提出了一种基于电网运行大数据的在线分布式安全特征选择方法。首先, 依据本文特征选择任务的特点, 设计单个计算节点上特征选择方法。第二, 由于输电网潮流有功无功解耦, 电力系统运行调度时采用分层分区调度等解耦特点, 所以提出了一种基于电网特征量相关性分组的分布式特征选择方法。最后, 将这一特征选择方法应用于IEEE 9 节点系统和广东实际省网系统中, 说明该算法准确性和计算速度方面的优势, 且算法具有良好的稳定性。

不难发现在引入“大数据”和“分布式”理念后, 能更加合理地利用计算资源, 缓解电力系统运行大数据中“维数灾难”问题, 迅速、精确地挖掘出电网运行的薄弱点, 帮助电网运行人员快速、准确、定量地把握电网安全运行特征, 避免电网运行事故的发生。

1 基于电网运行大数据的分布式在线安全特征选择的框架

本文提出基于电网运行大数据的在线分布式安全特征选择的框架如图1 所示。

首先, 从EMS中获取电网在线运行状态, 包括获取电网的实时拓扑结构与潮流分布。

第二, 通过在线关键断面自动发现模块[19], 实时发现安全裕度较小的关键断面, 它反映出电网中薄弱的环节, 其极限传输容量 ( total transfer capability, TTC) 是调度员需要重点关注的。本文采用连续潮流法计算断面极限传输容量, 其中在计算每一步潮流增长时, 均考虑了N - 1 静态安全校核和N - 1 暂态安全校核[24]。安全特征选择的目的是筛选出影响关键断面极限传输容量的关键因素。

第三, 利用蒙特卡洛方法对电网的运行方式进行在线分布式海量样本仿真, 形成海量的随机电网仿真样本。每个随机电网仿真样本包括每一个随机的电网运行方式以及该运行方式下各个关键断面的极限传输容量。形成海量随机电网仿真样本库的过程, 可以分布在不同的计算节点上进行, 从而节约时间、提高效率。

第四, 在海量仿真样本库的基础上, 进行在线分布式安全特征选择。影响在线关键断面极限传输容量的首要因素是网架结构, 其次是功率分布。故在计算关键断面极限传输容量时, 每一步潮流增长均考虑了N - 1 安全校核, 即该极限传输容量保证任一独立元件发生故障切除, 这一网架结构变化后, 电力系统的稳定性。下文重点考虑在电网运行状态变化不大的短时间内, 从众多电网的潮流特征量 ( 例如: 发电机电压、发电机出力等) 筛选出影响关键断面极限传输容量的关键因素, 形成特征属性库。这是本文的研究重点, 也电力系统安全运行知识自动发现方法的核心。

最后, 基于特征属性库和海量仿真样本库, 利用知识发现算法, 在在线电网运行状态的小邻域内形成增量线性化的精细规则。本文认为在短时内电网运行状态不会发生剧烈变化, 利用线性化的知识表述方法能够描述非线性的电力系统在短时内的安全稳定特性, 寻求众多电网的潮流特征量与关键断面极限传输容量的数值关系, 其形式如式 ( 1) 所示:

式中: PTTC0为关键断面在线极限传输容量; PTTC为电网运行状态改变 Δx后关键断面极限传输容量的预测值; Δx1, Δx2, …, Δxm为m个影响关键断面极限传输容量的关键潮流因素的增量; b1, b2, …, bm为各关键特征对于其极限传输容量 ( TTC) 的灵敏度。该精细规则作为一种电网安全运行知识, 可以在电网运行状态变化不大的短时间内, 指导电网安全运行。分布式安全特征选择采用在线应用、在线刷新的方式。若网架结构发生了重大变化, 需要重新进行分布式安全特征选择, 发现并更新电网安全运行知识。因为这时候已经不满足, 电网运行状态变化不大这一设定。

2 关键技术

2. 1 单个计算节点上特征选择方法

特征选择基本框架图由Dash等人给出[14], 如附录A图A1 所示, 初始特征集通过一定的搜索策略形成特征子集, 依据一定的评价原则对特征子集进行评价, 并通过停止准则判断算法是否结束, 由此筛选出最优的特征子集, 最后检验特征选择结果的性能。

本文重点关注特征选择算法的核心内容: 评价函数的制定。结合电力系统安全特征选择的特点, 本文采用互信息评价, 依照R. Battiti提出雏形[25], 重新定义评价准则函数为:

式中: f为候选电网特征量; S为已选电网特征集; s为已选电网特征量。

评价准则函数J由两部分组成, 对其解释如下:第一项I ( PTTC; f) 为关键断面极限传输容量PTTC与候选电网特征量f之间的互信息, 该值越大, 说明PTTC和候选电网特征量f之间关系越紧密, 则该候选电网特征量f偏向于入选; 第二项中I ( s; f) 体现了已选电网特征量s和候选电网特征量f之间的互信息量, 求和的值越大, 说明已选电网特征集S和候选电网特征量f之间的关系越紧密, 候选电网特征量f较为冗余, 则该候选电网特征量f偏向于不入选, 通常情况下 η∈ ( 0, 1) 。

因此, 该评价函数能够筛选出与关键断面极限传输容量PTTC联系紧密, 且已选电网特征量之间相对独立的属性集合, 使得特征选择结果的可解释性强、冗余程度低。

2. 2 分布式特征选择方法

初始电网特征集INP是描述电网运行状况的电网特征量inpl组成的一个集合:

式中: inpl ( l = 1, 2, …, n) 为电网的潮流特征量, 如发电机电压、发电机出力等。每一个电网特征量inpl是一个m维向量, 描述了m种不同场景下的电网特征。

正如引言中的分析, 电网运行数据的数据量庞大, 传统的集中式特征选择方法存在“维数灾难”, 所以本文设计一种面向电力系统的分布式特征选择方法, 算法的过程如下。

步骤1: 依据初始电网特征集的维度n, 将其分成K组, 形成初始电网特征子集INP1, INP2, …, INPK。

步骤2: 在不同的计算节点上, 对每一个初始电网特征子集INPi分布式地进行2. 1 节中的特征选择, 形成K个特征属性子集S1, S2, …, SK。

步骤3: 在协调节点上, 将特征属性子集Si合并形成SF= S1∪S2∪…∪SK, 对SF进行2. 1 节中的特征选择, 得到最终的特征选择结果SR。

以上分布式特征选择方法的优势在于步骤2中, 将初始电网特征集分成K组, 一方面将其维度降至原来的1 /K, 从而在很大程度上解决了特征选择算法中遇到的“维数灾难”问题; 另一方面, 也适合将任务分布到不同节点上进行计算。

2. 3 基于电网特征量相关性分组的思想

由于单个计算节点上特征选择方法并不完全有效, 所以分组数K的大小和分组情况INPi ( i =1, 2, …, K) 会对分布式特征选择结果的准确性和稳定性产生一定的影响。为了充分考虑电网特征量之间的相关性, 同时避免协调节点上计算量过大, 在分组时尽量保证同一组内的电网特征量相关性较大, 不同分组间的电网特征量相关性较小 ( 原因见附录说明) , 设计了如下分组算法:

首先, 定义电网特征量之间相关性。本文采用皮尔逊积矩相关系数[26]的绝对值来衡量电网特征量inpl与inpk的相关性R ( inpl, inpk) 为:

式中: Cov ( inpl, inpk) 为电网特征量inpl和inpk之间的协方差, 计算公式为:

式中:为m种不同场景下电网特征量inpl的均值。

协方差的物理意义体现在两个方面: 1电网特征量inpl和inpk之间的协方差绝对值越大, 说明两者之间的关系越紧密; 2电网特征量inpl和inpk之间的协方差为正值, 则说明两者之间是正相关的, 反之则为负相关。所以电网特征量的相关性可从电网特征量的协方差中得到, 式 ( 4) 所示的相关系数R是两个电网特征量协方差的绝对值除以两个电网特征量的标准差。相关系数R介于0 ~ 1 之间, R越大, 说明相关性越强。相关系数R仅是一个比率系数, 并不是等单位量度, 所以相关系数只能比较大小, 不能进行数值运算。

其次, 定义电网特征子集之间的相关度。这个问题类似于聚类分析中, 已知个体间距离的定义, 如何定义类间距离的问题, 该问题通常是对不同的类间距离定义进行尝试, 择优选取。借鉴聚类分析中类间距离定义的思想, 一方面考虑到相关系数R不能进行数值运算, 另一方面结合实际尝试经验, 认为电网特征子集之间的相关度可采用最小相关度与最大相关度, 这两种相关度在一般情况下均有较好的分组结果, 定义如下。

最小相关度:

最大相关度:

故基于电网特征量的相关性分组算法如下。

步骤1: 初始化电网特征子集; 依据初始电网特征集的维度n, 将每个电网特征量单独作为一个电网特征子集INP1, INP2, …, INPn。

步骤2: 求取每个电网特征子集之间的相关度R ( INPi, INPj) 。

步骤3: 合并相关度最大的电网特征子集; 若满足终止条件, 则停止; 否则跳回步骤2; 其中, 终止条件为任意电网特征子集之间的相关度达最小阈值, 即满足式 ( 8) 。

故基于电网特征量相关性分组的分布式特征选择方法流程如图2 所示。

为了充分利用计算能力, 要根据计算资源, 选取适合的分组数, 通常认为分组数应该取成计算节点数量的整数倍。同时, 考虑到电网运行数据中, 相邻时间运行状态下初始电网特征集变化不会太大, 对上一次分组的结果微调后, 可以在邻近时刻的分布式特征选择中继续使用。

2.4评价指标

首先定义计算结果精度的评价指标, 为通用的相对精度P, 表达式为:

式中:为电网运行状态改变后关键断面极限传输容量的预测值。其次定义算法的并行性评价指标, 为通用的加速比S, 表达式为:

式中: t为单机运行的时间; T为集群运行的时间。

3 算例分析

本文针对IEEE 9 节点系统和广东实际系统进行算例分析。计算断面极限传输容量采用连续潮流法, 其中在计算每一步潮流增长时, 均考虑了N - 1静态安全校核和N - 1 暂态安全校核[24]。

3. 1 IEEE 9 节点系统算例分析

参数修改后IEEE 9 节点系统如图3 所示。

图3 中标出了系统中的节点、发电机、负荷的编号。以该算例说明基于电网特征量相关性分组的分布式特征选择方法原理, 并与随机均分式分组方法和集中式方法进行对比。

该系统初始的运行方式如表1 和表2 所示。算例中数据为标幺值, 其中功率基值为100 MW, 并假设电网中所有输电线热稳定极限值为100 MW。

在该运行方式下, 图3 中红色虚线所割的输电通道为系统重载的输电通道, 通道的负载率较高, 安全裕度较小, 它反映了电网中薄弱的环节, 是调度员需要重点关注的关键断面。

利用蒙特卡洛法生成海量仿真样本, 控制各个发电机有功出力的85% ~ 115% 、机端电压的95% ~ 105% , 形成2 000 个仿真样本, 80% 的仿真样本用于分布式特征选择和生成精细规则, 20% 的仿真样本用于检验。

本文着重关注在电网运行状态变化不大的短时间内, 从众多电网的潮流特征量 ( 例如发电机电压、发电机出力等) 筛选出影响关键断面极限传输容量的关键因素, 所以选取发电机有功出力PG1—PG3, 各母线电压UG1—UG3及UL1—UL3作为初始电网特征集 ( 输入属性集) 。首先进行基于电网特征量的相关性分组。为了说明分布式特征选择方法的原理, 假设存在两个分布计算节点。根据计算节点的计算资源, 选取适合的分组数, 以充分利用计算能力, 通常认为分组数应该取成计算节点数量的整数倍。图4的横坐标表示各个电网特征量, 纵坐标表示分组 ( 电网特征子集) 之间的相关度, 其中分组之间的相关度采用最小相关度。在分组数从最大分组数不断凝聚到一个分组的过程中, 相关度最大的分组首先合并, 反之最后合并, 取阈值条件 ξmin= 0. 20 时, 分成两组如图4中虚线所示。

类似, 图5 分组之间的相关度采用最大相关度, 取 ξmax= 0. 30 时, 也分成两组如图5 虚线所示。

从图4 和图5 中均可以看出: 1由于有功无功解耦特性, 使得节点电压与发电机有功出力之间的相关性并不高; 2全网电压之间的相关性较大, 特别是发电机节点与负荷节点之间电压的联系较为紧密, 所以两者之间的相关性均较高, 而发电机节点之间的电压相对独立; 3与全网电压之间相关性相比, 各发电机有功出力之间的相关性较低, 这是因为有功出力之间相对独立, 仅需要满足P发电= P负荷+P网损这一个相对较弱的耦合。对比图4 和图5 可以看出: 两种相关度定义下, 属性分组情况相同, 可见对电网特征子集之间相关度的定义并不敏感。所以分组后, 形成电网特征子集INP1为UG1—UG3, UL1—UL3, 电网特征子集INP2为PG1—PG3。

接着进行分布式特征选择。将电网特征子集INP1和INP2分布到计算节点上进行分组特征选择, 得到特征属性子集S1为UG1, UL2, 特征属性子集S2为PG1, PG2。例如, 对于特征属性子集S1物理解释是:图3 中关键断面的有功潮流从左下的发电区流向右上的负荷区, 发电区与负荷区电压能在很大程度上决定系统的暂态稳定性, 提升发电区电压UL2和负荷区电压UG1有助于提升算例系统的暂态稳定性, 从而提升关键断面极限传输容量, 所以节点电压UG1, UL2对关键断面极限传输容量PTTC的影响较大。

然后将特征属性子集Si合并为SF, 在协调节点上进行特征选择, 得到分布式特征选择的最终结果SR为PG1, PG2, UL2, 其过程如附录A图A2 所示。类似的, 随机均分式与集中式特征选择方法的过程如附录A图A2 所示。

最后, 得到在线电网运行状态的小邻域内形成增量线性化的精细规则, 并用测试集数据检验其精度。将基于相关属性分组的分布式特征选择方法、集中式特征选择方法和随机均分式特征选择方法作对比, 得到各个方法特征选择结果与精细规则形式、精度和计算时间如表3 所示。分布式特征选择方法与集中式特征选择方法的计算结果完全相同, 而随机均分式特征选择方法筛选出的特征属性与集中式方法略有不一致, 且精度略低。

由图6 可知, 分布式方法在计算节点和协调节点分别耗时0. 55 s和0. 35 s, 一共耗时0. 90 s, 小于集中式方法的耗时, 但略大于随机均分式方法的耗时。分布式算法所用的时间仅为集中式算法的71% , 即加速比为1. 40。权衡结果的精度和计算时间, 认为基于电网特征量相关性分组的分布式特征选择方法更加高效, 但由于系统规模较小, 相比于随机均分式特征选择方法的优势不明显, 因此设计了广东实际系统说明其优势。

3. 2 广东实际系统算例分析

以广东电网2013 年12 月5 日12: 00 的拓扑与潮流数据进行分析, 该时刻广东省网投运220 k V及以上电压等级的线路1 260 条, 220 k V及以上电压等级的厂站554 个。在该运行方式下, 附录A图A3中蓝色粗实线所割的输电通道“HH线+ LK甲线+LK乙线”为系统重载的输电通道, 通道的负载率较高, 安全裕度较小, 它反映了电网中薄弱的环节, 是调度员需要重点关注的关键断面。

利用蒙特卡洛法生成海量仿真样本, 控制各个发电机有功出力的85% ~ 115% , 机端电压的95% ~ 105% , 形成20 000 个仿真样本, 80% 的仿真样本用于分布式特征选择和生成精细规则, 20% 的仿真样本用于检验。

本文着重关注在电网运行状态变化不大的短时间内, 从众多电网的潮流特征量中筛选出影响关键断面极限传输容量的关键因素, 所以选取发电机有功出力、500 k V母线电压共162 个属性作为初始电网特征集 ( 输入属性集) 。首先进行基于电网特征量的相关性分组, 电网特征子集之间相关度采用最小相关度, 根据计算节点的计算资源, 选取适合的分组数, 以充分利用计算能力, 通常认为分组数应该取成计算节点数量的整数倍。为了说明分布式特征选择方法的原理, 认为存在6 个分布计算节点。此处, 取 ξmin= 0. 15 时, 属性分组情况如附录A图A4 所示。

接着进行分布式特征选择, 主要特征量所在位置用蓝色标出; 通过交叉检验得出分布式算法具有很好的稳定性; 最后, 得到在线电网运行状态的小邻域内形成增量线性化的精细规则, 并用测试集数据检验其精度。

将基于电网特征量相关性分组的分布式特征选择方法、集中式特征选择方法和随机均分式特征选择方法作对比, 得到各个方法特征选择结果与精细规则形式、精度和计算时间如表4 所示。可以看出, 分布式特征选择算法与集中式特征选择算法筛选出的特征属性大致相同, 分布式算法得到的精细规则的精度略低于集中式算法但在工程可接受范围内, 并且分布式算法所用的时间仅为集中式算法的36% , 即加速比为2. 8。虽然随机均分式特征选择算法所用时间最少, 但与集中式特征选择算法相比, 筛选出的特征属性几乎都不同; 由此可见, 随机均分式特征选择算法由于没有考虑分组时电网特征量的相关性, 该算法所得到的特征选择结果不可信。

实际运行中, 需要更细致地考虑在线关键断面的极限传输容量的影响因素, 应该扩大初始电网特征集 ( 输入属性集) 。除了上述初始电网特征量, 将220 k V母线电压作为初始电网特征集的一部分, 此时初始电网特征量个数为752 个, 为了使得样本范围足够广, 形成10 万个仿真样本, 此时一个关键断面对应的数据量约为0. 6 GB, 一年约有400 ~500 TB的原始数据。一方面, 考虑到计算过程中数据膨胀的问题, 无法在单个计算节点上完成集中式特征选择; 另一方面, 在单个计算节点上计算时间过长, 也无法满足在线计算的要求, 所以必须采用分布式特征选择的方法, 形成的精细规则形式如式 ( 11) 所示, 精度为99. 57% , 计算时间为448. 7 s。

综上所述, 基于电网特征量相关性分组的分布式特征选择算法在精度上略低于集中式特征选择算法, 但在工程可接受范围内, 并且能有效地节约计算时间、合理利用存储空间。在实际运行中, 并不能保证计算节点和协调节点每一时刻都正常运行, 所以计算节点和协调节点常常配备1 至2 个热备用节点, 保证系统的正常运行。

4 结语

随着智能电网的发展, 电力系统大数据挖掘与处理是一个亟须研究的方向。本文依据电力系统解耦特点, 提出了基于电网特征量相关性分组、适应于电网运行大数据的在线分布式安全特征选择方法。对比集中式算法和随机均分式算法, 本文方法准确性高、耗时少、稳定性好。本文分布式特征选择方法能在一定程度上缓解电力系统运行大数据中“维数灾难”问题, 迅速、精确地挖掘出电网运行的薄弱点, 帮助电网运行人员快速、准确、定量地把握电网安全运行特征, 避免电网运行事故的发生。

摘要：简述大数据环境下, 电网安全特征选择的现状与问题。提出了一种基于电网特征量相关性分组、适应于电网运行大数据的在线分布式安全特征选择方法, 该方法能在线挖掘出关键的电网安全运行特征。首先阐述了单个计算节点上电网安全特征选择方法, 接着提出了基于电网特征量分组的分布式安全特征选择方法;由于电网特征量分组情况会对特征选择结果产生较大影响, 故提出了基于电网特征量相关性分组的策略, 尽量使得同一组内的电网特征量相关性较大, 不同分组间的电网特征量相关性较小。IEEE 9节点系统和广东实际省网系统算例验证了该方法的实用性和有效性, 表明了该方法能够快速挖掘出电网运行的薄弱点, 帮助电网运行人员准确地把握电网安全运行特征, 同时也对比了该方法相比传统方法在计算准确性和计算速度方面的优势。

电网运行数据 篇3

双鸭山、七台河2地区电网原归属佳木斯电业局管理。2009年年初, 依据电网管理与行政属地相对应原则, 一分为三, 双鸭山地区电网于2009年1月4日正式独立运行。独立运行后的双鸭山电网运行数据的收集一直采用值班员人工电话报告, 各个变电所及电厂现场抄录的变压器或线路的整点有功、无功, 由调度员记录在供电日志上, 且要手动计算出电网负荷, 每天花费在这些工作的时间超过2h, 经过几个人工环节, 难免造成数据的错误。

为解决这个问题, 双鸭山电业局调度专业人员自主研发了电网运行数据网络上传系统, 使用ASP和ACCESS数据库实现了数据的上传和保存。同时, 分别在供电辖区内的双鸭山、红兴隆、福利、和平、饶河5个220kV变电所设分站, 不需要安装任何客户端软件, 只通过一台在局域网上运行的计算机, 就可以依托局域网将运行参数上传至调度所服务器的数据库中, 再由程序自动进行统计, 计算出双鸭山电网供电负荷合计、系统最大有功及无功电力等数据, 并自动进行分析管理。

浅析电网运行管理及电网安全运行 篇4

一般来说, 如果电网出现较大的事故就会直接影响整个地区的正常供电, 甚至造成大范围的停电事故, 可见涉及面非常广、影响也非常大。除此之外, 变电站停电、单母线停电以及发电厂全停大都是受电网的影响, 都是电网的常见故障。通过对全国电网运行故障的统计, 其原因大体可以分为以下两种情况: (1) 结构不合理或电网运行方式薄弱, 在某种故障下致使一条或多条线路过负荷, 从而造成自动装置不正确运行而扩大成电网事故; (2) 继电保护的非常规动作也会反过来造成大负荷的转移, 引发连锁反应, 最终演变成为系统事故。这个就是由电网结构不合理而造成的。

2 提高电网运行管理的一般方法

2.1 建立完善的安全管理制度

要保证电网的安全稳定运行首先就要有一个科学的安全管理制度, 这样才能进行科学的管理。首先管理人员要建立合理完善的管理制度, 包括电网管理流程、电网运行流程等方面;当然这只是制度的制定方面, 另外在制度的推广方面可以要求所有的工作人员熟练掌握这些制度, 从而使这些安全管理制度落实到各个工作人员的思想中, 明确其责任。这样一来, 电网运行中发生事故时就可以快速的找到事故相关人, 从而有效的处理电力事故。除此之外, 管理人员在遇到相关问题时要严格按照安全管理制度对这些问题进行科学有效的管理。

2.2 提高操作人员和管理人员的技术水平和综合素质

电网工作一般都有较强的专业性, 所以对电网工作人员的要求一般比较高, 而且在电网运行的安全管理工作中, 电气设备更新速度较快, 新问题也不断涌现, 从事电网工作的人员就要进行相关的专业技术培训, 在具体的工作中来进行学习。要提高电网运行管理的效率就必须提高操作人员和管理人员的技术水平和综合素质, 这样其才能更好地进行电网相关工作。员工具备一定的职业道德才能使客户认可相关的工作。除此之外, 在工作的过程中还要进行相关的总结, 对所遇到的问题进行综合的分析, 以备下次运用。

2.3 开展反事故性质的演习活动

反事故演习是安全生产培训工作的重要组成部分, 在电网安全运行方面, 必须针对常遇到的电力事故进行科学的预想并展开相应的演习活动。一般来说, 电力事故并没有什么大小之分, 对其的演习活动一定要全面展开, 最忌讳的就是为了应付国家或上级的安全工作检查而进行作秀, 这样只会浪费时间和资源而且达不到预定的效果, 要进行反事故演习就一定要达到其效果, 就一定要有益于安全生产。

2.4 有效的利用并发挥传媒的作用

保证电网安全运行就要保证生产方面以及员工个人方面的安全。安全生产意识需要深刻存在于每一位电力职员心中, 这就需要发挥社会舆论宣传的作用, 通过多种形式的宣传方式来把安全生产意识潜移默化的进入每一位员工的脑海中。深化奖惩机制, 对不负责任以及违章违纪的工作人员加以惩罚, 从而督促每一位员工的安全工作, 并以此来促进电网的安全运行, 提高电网运行管理效率。

3 电网安全运行的相关措施

3.1 提高继电保护工作

继电保护工作是电网安全运行的前提条件, 在保护电网安全方面起着不可或缺的作用。要想较为有效的保证电网很好的运行就必须在继电保护方面进行一定的投入研究。当继电保护器处于良好的工作运行状态时即使出现问题也不会对电网造成较大的影响, 继电保护器可以暂时保证相关工作的有序稳定运行, 从这就可以看出继电保护器在电网运行过程中的作用。加强对继电保护器的管理与保护也是提高电网工作效率的有效方式。

对于继电保护器的管理一般是:首先要对压板进行严格的维修和检查, 还要对各类保险设施和保护设备进行有效的控制, 在电网运行出现问题时继电保护系统中的设施就可以及时并准确的进行工作;然后要对继电保护器在停电和送电状态中运行的情况进行仔细的检查, 也要在电力设备发生问题时自动对其运行状态进行分析, 然后对电力系统进行保护。我们要对继电保护工作的运行状态进行实时的检查和分析, 加强对其的重视程度并加强对其的检查。在检查的过程中要查看指示灯和各个接点的状态, 从而有效的保证继电保护器的工作。

3.2 加强对变电设备的管理, 建立管理体制

要建立健全设备的综合管理机制首先就要对自动化的装置进行综合的优化改进, 这样就需要工作人员随时了解并掌握监控设备以及其运行的状况, 当然还需要对电力部门的综合自动装置进行逐步的改进;除此之外, 还需要对电网内部的设备进行综合的治理, 从而达到有效预防由于设备老化而带来的电网相关设备运行隐患的目的;另外还要定时对电网设备的运行状况进行评估, 与此同时还需要根据电网设备的运行情况对相关问题进行有针对性的解决, 按照轻重缓急有针对性的制定设备处理方案并做好相关的整改处理工作。当然有时还会出现一些特殊的问题, 例如损坏设备暂时无法更换问题, 这样就需要对设备进行直接的维修、预试以及检查工作, 依据设备的实际运行状况来改进生产计划并划入修理处理。

3.3 提高电网操作人员的安全意识

从对电力事故的调查研究中可以发现, 极大多数电力事故的发生都是由违章指挥以及不当操作引起的, 当然其中也不乏有由习惯性错误操作引起的电力事故。追究这些电力事故发生的根本原因能够发现操作人员的不认真工作以及自我安全意识薄弱直接促使了电力事故的发生。所以, 要想从根本上解决电力事故就要从操作人员下手, 着重提高相关操作人员的安全生产意识, 这需要注重实际效果, 要加强监督与管理, 坚持预防重于检修的工作原则, 以达到提前控制电力事故的效果, 从而提升相关工作人员的安全意识。每一位员工都是安全生产的主体, 都需要履行安全责任制度。在配电的安全运行过程中, 其相关管理人员可以实施一些合理的激励奖罚制度, 要做到对每一位员工公正、公开、公平, 从而有效的激发工作人员的工作积极性。除此之外, 还需要电网企业、班组以及个人之间的有机结合, 三者之间要严格把关, 从而促使相关工作人员能够意识到安全生产工作的重要性, 进而达到各尽所能、各尽其职的理想效果。

3.4 提高电网运行方式的管理水平

电网的安全稳定运行很大程度上取决于其运行方式, 所以我们可以对电网的运行方式进行控制, 依据实际情况对多种电网运行方案进行有效的分析, 从中选取最为科学的方法, 所选择的运行方案要在最大程度上保证其经济性和科学合理性。除此之外, 在每个方案中还可以对各个电力设备的运行参数进行相关的设定, 从而保证电网运行达到最佳的安全状态。一开始技术人员要对电网运行方式进行进一步的分析, 在保证电网的稳定安全运行的基础上保证电网运行的经济性和合理性;然后就要对电网运行方式进行规范的管理工作, 针对电网运行中存在的相关问题进行研究, 及时找出有效的解决方法;最后要进行一系列的防范工作, 在正常的电网运行管理过程中进行相关的事故演习, 以提高工作效率, 确保电网的安全运行。

4 结束语

电网事业还处于高速发展时期, 电力事业直接关系着国计民生, 所以电网的安全运行和相关管理工作就显得非常的重要。电网安全管理效果的好坏对电网的运行有直接的影响。现在电网的运行问题还没有得到较好的解决, 要想进一步推动电网事业的发展就必须加强对其安全运行与安全管理的研究, 这样才能有效推动其更好的发展。

摘要：电网作为电力市场的载体, 是保证国家安全和社会稳定的重要基础设施, 关系到国计民生。保证电网的安全运行就要对电网运行进行科学的管理。本文基于此对电网运行管理和电网的安全运行进行了探究, 首先阐述了电网运行的常见事故和原因, 然后说明了提高电网运行管理的方法, 最后对电网安全运行进行了系统阐述, 有一定的借鉴价值。

智能电网开启电网运行新形式 篇5

1 智能电网

1.1 智能电网的定义

所谓智能电网就是电网的智能化, 同时也叫做“电网2.0”, 英文名称smart power grids, 将目前科技很先进的通信工程、信息, 以及自动控制工程与能源电力技术融合在一起, 而且同电网的一些最基本的设施组建成具有很多可以满足现代人的需求的新形式电网。我们来看一下, 其实简单的说智能电网是通过各种我们现在使用的通信技术比如测量技术、传感技术等技术的实践, 最后实现我们智能电网的一些具有实际意义的目标。

1.2 智能电网的优势

1) 首先我们看下智能电网的结构, 在智能电网中有着非常多的智能元件被安装在它的独特的网络构造当中。这个特点就决定了智能电网有着很好的对抗一些无论是来自自然界还是外在的一些破坏和危险。并且, 即使是有不可抗拒的因素所带来的一些故障的时候, 智能电网也可以将损失降到最低, 同时实现自我恢复, 也就是说智能电网具有坚韧的特点;2) 智能电网的本身是有一个网络系统的, 这样就可以通过信息的随时采集, 执行一些特定的命令, 比如传输, 交换等等。其实这就是我们要说的智能电网的另外一个优势——网络资源共享。这一特点也应了现代化人对资源共享的需求, 对于网络共享在电网历史数据的应用, 网络资源共享提供的数据非常准确, 还可以将历史数据很好的记录下来, 以供以后参考, 节省了很多资源;3) 相信在今天, 每家每户都有不同种类的电器, 一般都不下十种, 这也就决定了对于电能有了各种各样的要求, 智能电网恰恰就可以满足各种用电产品的不同需要, 这个优点很明显的显示智能电网在现代电力市场中无法替代的地位, 既能满足我国经济的迅速发展对电能的高要求, 还能自如的将各式的前所未有的负荷所带来的冲击降到最小的影响, 可以保护电能产品的同时使电能产品可以安全高效的被利用;4) 运行效率高, 成本低是智能电网的另一个特点, 信息、通信和先进的管理技术等结合在一起的应用方式, 必然会将电力设备的使用效率大幅度提高, 从而将电能的损耗降到最低, 所以电网运行的成本就被降低了, 体现了智能电网运行效率高但是成本相对却低很多, 充分体现出了智能电网的优势;5) 智能电网可以协调统一电力系统。智能电网可以参照其它先使用智能系统的单位促进电力系统管理规范化、标准化、精细化最后逐渐走进市场化的进程。智能电力系统可以实现利用与共享还可以将实时和非实时的信息集成在一起, 最后将所有的数据集中在一起形成详细的、全面的整个电网的运营模式流程, 同时将可以提供一些紧急问题处理方案, 以备不时之需。

2 智能电网的建设条件

2.1 先进智能化的测量装置及元件

这里提到的测量装置和原件都是智能电网所必需的基础东西, 只有这些基础硬件设施齐全智能电网的想法才能顺利实现, 智能电网对这些装置以及元件的基本要求一定要有抗击多种干扰的能力, 只有具备这些应有的能力, 才能够在遇到问题时第一时间作出反应, 进而可以将相应的命令信息快速的以第一时间传输给控制中心, 这一必要条件也就是智能电网的一个优势, 可以将信息技术的精髓运用到智能电网当中去, 这不过是第一步, 只是对于硬件的要求。

2.2 智能电网必须要选择一个合适的通信方式

利用网络做到资源共享是智能电网的又一个具有明显优势的特点, 那就要求整个智能电网用合理的通信方式来实现网络化资源共享, 大家都知道由于电能的传输速度是非常快的, 那么如果有事故发生, 在很短的时间之内整个电力系统都会因为网络化的原因受到极大的影响, 甚至瘫痪, 后果会非常严重, 甚至是灾难性的。所以我们说智能电网通过网络虽然实现了很多现实意义, 可是一些人为的因素和不可抗拒的自然灾害对它的影响太大了。所以智能电网的通信方式在这里就显得尤为重要了, 将智能电网在运行当中的实时特征与网络通信协议中实行分级方式相结合的方式, 这样对于网络的要求就会高一些, 以便可以使传输的准确度、速度、容量等要求可以得到满足。

2.3 智能电网的运行规律

目前来看, 智能电网被越来越多的人所接受, 这就需要我们将智能电网的运行规律认知加深, 它的本质还是原来电网的本质规律, 就是将原来的电网进行了升级。其实就是把计算机这个智能的工具融入到电网中, 使整个电网系统更加适应当今高速发展的经济社会。

3 我国发展智能电网的前景

智能电网在我们国家的发展主要是将实现在发展大规模长距离输电的同时, 也会重视开发新型能源发电比如风力发电、水力发电等等这些我国之前用的发电方式比较少的资源逐步改变以前一直以煤作为能源发电的方式;我们国家在国际上, 特高压输电的经验及技术处于领先的地位, 而且美国也即将于我们共同来制定智能电网的标准。

4 结论

人们的工作、学习、生活都离不开电网行业, 智能电网离我们越来越近, 甚至主导了我们的全部生活, 这就需要以后的发展中, 一直的改进、改善一些新的技术使智能电网更好的为人民服务。同时智能电网要提高自身的可靠性、安全性, 以适应社会的发展。

参考文献

[1]邓贵金.智能电网变电运行管理模式探讨[J].城市建设理论研究, 2011, 8.

[2]王振.智能电网技术现状与发展趋势[J].企业与科技发展, 2011 (3) .

电网运行技术分析 篇6

关键词：配电,保护,技术

1 馈线保护的技术

随着我国经济的发展, 电力用户用电的依靠性越来越强, 供电可靠性和供电电能质量成为配电网的工作重点, 而配电网馈线保护的主要作用也成为提高供电可靠性和提高电能质量, 具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复供电。具体实现方式有以下几种:

1.1 传统的电流保护

过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因, 配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短, 由于配电网不存在稳定问题, 为了确保电流保护动作的选择性, 采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护, 其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜, 同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁, 以提高可靠性;增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。

1.2 基于馈线自动化保护

配电自动化包括馈线自动化和配电治理系统, 其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制, 同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信, 以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制, 从而实现配电SCADA、配电高级应用 (PAS) 。同时以地理信息系统 (GIS) 为平台实现了配电网的设备治理、图资治理, 而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网治理的全方位自动化运行治理系统。这种馈线自动化的基本原理如下:当在开关S1和开关S2之间发生故障 (非单相接地) , 线路出口保护使断路器B1动作, 将故障线路切除, 装设在S1处的FTU检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过, 此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间, 遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器, 最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。

2 现代馈线保护

配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践, 对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障, 随着对供电可靠性要求的提高, 又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电, 随着配电自动化的实施, 馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上, 配电网通信得到充分重视, 成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信, 具体分为光纤环网和光纤以太网。建立在光纤通信基础上的馈线保护的实现由以下三部分组成: (1) 电流保护切除故障; (2) 集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离; (3) 集中式的配电主站或子站遥控FTU实现向非故障区域的恢复供电。

这种实现方式实质上是在自动装置无选择性动作后的恢复供电。假如能够解决馈线故障时保护动作的选择性, 就可以大大提高馈线保护的性能, 从而一次性地实现故障切除与故障隔离。这需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协同动作, 共同实现有选择性的故障隔离, 这就是馈线系统保护的基本思想。

3 馈线系统保护技术

3.1 基本原理

馈线系统保护实现的前提条件如下: (1) 快速通信; (2) 控制对象是断路器; (3) 终端是保护装置, 而非TTU。

在高压线路保护中, 高频保护、电流差动保护都是依靠快速通信实现的主保护, 馈线系统保护是在多于两个装置之间通信的基础上实现的区域性保护。基本原理如下:该系统采用断路器作为分段开关, A、B、C、D、E、F.对于变电站M, 手拉手的线路为A至D之间的部分。变电站N则对应于C至F之间的部分。N侧的馈线系统保护则控制开关A、B、C、D的保护单元UR1至UR7组成。

当线路故障F1发生在BC区段, 开关A、B处将流过故障电流, 开关C处无故障电流。但出现低电压。

3.2 故障区段信息

定义故障区段信息如下:

逻辑1:表示保护单元测量到故障电流,

逻辑0:表示保护单元未测量到故障电流, 但测量到低电压。

当故障发生后, 系统保护各单元向相邻保护单元交换故障区段, 对于一个保护单元, 当本身的故障区段信息与收到的故障区段信息的异或为1时, 出口跳闸。

为了确保故障区段信息识别的正确性, 在进行逻辑1的判定时, 可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。

3.3 系统保护动作速度及其后备保护为了确保馈线保护的可靠性, 在馈线的首端UR1处设限时电流保护, 建议整定时间内0.2秒, 即要求馈线系统保护在200ms内完成故障隔离。

在保护动作时间上, 系统保护能够在20ms内识别出故障区段信息, 并起动通信。光纤通信速度很快, 考虑到重发多帧信息, 相邻保护单元之间的通信应在30ms内完成。断路器动作时间为40ms~100ms.这样, 只要通信环节理想即可实现快速保护。

3.4 馈线系统保护的应用前景

馈线系统保护在很大程度上沿续了高压线路纵联保护的基本原则。由于配电网的通信条件很可能十分理想。在此基础之上实现的馈线保护功能的性能大大提高。馈线系统保护利用通信实现了保护的选择性, 将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复故障一次性完成, 具有以下优点: (1) 快速处理故障, 不需多次重合; (2) 快速切除故障, 提高了电动机类负荷的电能质量; (3) 直接将故障隔离在故障区段, 不影响非故障区段; (4) 功能完成下放到馈线保护装置, 无需配电主站、子站配合。

4 未来保护技术

继电保护的发展经历了电磁型、晶体管型、集成电路型和微机型。微机保护在拥有很强的计算能力的同时, 也具有很强的通信能力。通信技术, 尤其是快速通信技术的发展和普及, 也推动了继电保护的发展。系统保护就是基于快速通信的由多个位于不同位置的保护装置共同构成的区域行广义保护。

电流保护、距离保护及主设备保护都是采集就地信息, 利用局部电气量完成故障的就地切除。线路纵联保护则是利用通信完成两点之间的故障信息交换, 进行处于异地的两个装置协同动作。近年来出现的分布式母差保护则是利用快速的通信网络实现多个装置之间的快速协同动作假如由位于广域电网的不同变电站的保护装置共同构成协同保护则很可能将继电保护的应用范围提高到一个新的层次。这种协同保护不仅可以改进保护间的配合, 共同实现性能更理想的保护, 而且可以演生于基于继电保护相角测量的稳定监控协系统, 基于继电保护的高精度多端故障测距以及基于继电保护的电力系统动态模型及动态过程分析等应用领域。目前, 在输电网中已经出现了基于GPS的动态稳定系统和分散式行波测距系统。在配电网, 伴随贼配电自动化的开展。配电网馈线系统保护有可能率先得到应用。

5 结语

建立在快速通信基础上的系统保护是继电保护的发展方向之一。随着配电网改造的深入及配电网自动化技术的发展, 系统保护技术可能在配电网中率先得以应用。本文讨论了配电网馈线保护的发展过程, 提出了建立在配电自动化和光纤通信基础之上的馈线系统保护新原理。这种新原理能够进一步提高供电可靠性。同时, 系统保护分布式的功能也将提高配电自动化的主站及子站的性能, 是一种极具前途的馈线自动化新原理。

参考文献

电网运行数据 篇7

1 目前电网运行中存在的问题

就目前电网运行情况来看, 主要存在着由主观因素和客观因素所引起的两种问题, 具体阐述如下。

1.1 由主观因素引起的运行安全问题

主观因素引起的运行安全问题, 即由于电网相关工作人员安全意识淡薄, 缺乏“全员参与, 安全第一”的理念, 进而导致电网运行管理不到位、不全面, 致使电网运行存在安全隐患。

1.2 由客观因素引起的运行安全问题

客观因素重要包括自然因素、设备因素和电网运行自身等因素, 这些因素可对电网运行的安全性造成一定的影响。首先, 自然因素引起的运行安全问题, 由于电网中部分地区供电范围较大、半径较长, 使得电网运行很容易受到自然灾害 (如暴风、雨雪) 的影响, 从而对电网运行的安全性造成威胁;其次, 设备因素造成的运行安全问题, 由于电网中某些供电和传输设备陈旧、老化, 导致其性能指数降低、自动化和数字化水平低下, 最终引发电网运行的安全问题;最后, 由于电网改造还未彻底的普遍, 导致电网中仍然存在着电网结构薄弱, 受季节影响较大, 存在着供电电压不稳、低下的问题, 使得电网不能够安全运行。除上述外, 电网无功补偿装置不足也会对电网的安全运行造成影响。

2 做好电网安全运行管理的有效措施

2.1 提高电网工作人员的职业技能和职业素质

职业技能是指工作人员的职业技能水平, 对于电网运行管理的工作人员来说, 应该具有较高的专业技能水平, 能够及时发现问题所在, 并对其采取相应的、有针对性的措施来避免、解决电网运行出现的安全问题。职业素质, 即指电网工作人员所应具备的职业道德, 各司其职、各负其责。电网只有在科学规划、精心设计、标准施工和及时维修、检测的共同协作下才能确保其安全运行, 为此作为电网工作人员应该提高安全生产意识, 积极做好本职工作, 从电网运行过程中的各个环节做起, 确保供电系统安全运行。

2.2 不断完善电网网架结构, 优化供电系统

电网结构合理与否将直接影响到功能供电系统的安全性和稳定性, 为此加快脚步、不断完善电网结构、优化供电系统不容忽视。由上文可知, 目前我国部分电网存在着电网网架结构薄弱问题, 因此相关人员应坚持安全与科学统一的原则对其进合理的规划, 有效缩短供电半径, 实现电源与电网的科学规划;积极做好无功补偿工作, 实现有功与无功的科学规划。另外应该及时更换供电系统中的陈旧、老式设备, 积极引入先进的科学设备, 实现电网运行管理的数字化、信息化, 从而有效确保供电系统的安全运行。

2.3 强化电网中继电保护运行的管理工作

继电保护, 即能够对电力系统线路和设备中出现的异常或故障进行检测, 并发出报警信号, 或者直接将故障部分切除、隔离的一种保护措施。由此证实, 继电保护是供电系统安全运行的重要保障, 所以积极做好并强化电网中继电保护运行的管理工作具有重要作用。强化电网继电保护运行的管理工作:第一, 应该对控制保护设备、压板和直流系统中所有保险进行严格的管理, 以确保继电保护装置中所有部件的准确性和有效性;第二, 应该积极做好继电保护运行的检查工作, 其中包括送电后的检查、停电后的检查和故障跳闸后的检查三方面, 以确保设备指示灯、复位和保险等元部件的良好使用性。

2.4 建立健全电网安全运行的管理制度

健全的电网安全运行管理制度, 是正确、合理管理的有效保障, 所以为避免电网运行安全问题的出现, 建立健全电网安全运行的管理制度意义重大。供电系统中有了健全的安全运行管理制度, 就可以有效约束、督促相关工作人员的日常行为, 从根本上杜绝擅离职守、误操作、误调度等不良问题的出现, 同时促使工作人员养成良好的工作习惯和工作态度, 从而以此来确保供电系统的安全运行。

2.5 做好电网安全告警系统, 完善电网应急机制

电网安全告警, 主要是针对无工作人员值守或少人值守的变电站, 并对其通过计算机系统进行的实时监控, 从而及时发现供电系统中的异常情况和故障并发出警报, 以避免出现的安全事故。通常电网的安全警告系统包括事故告警、保护信号告警和重要装置告警灯等, 由此全面做好电网安全警告系统可有效避免由各种原因引起的安全问题。电网的建设, 一方面利国利民;另一方面一旦管理不当就会危害到社会利益和公共安全, 因此建立并完善电网应急机制势在必行。电网应急机制的建立和完善, 应该以“社会利益、安全生产”为原则, 以实际情况为依据, 从电网发电、供电、输电和用电过程中的各个细小环节入手, 积极引进先进的科学设备, 同时采用信息化、数字化方法手段来有效避免、解决电网运行中存在或出现的安全问题。

综上文所述, 做好电网安全运行, 确保供电系统安全运行, 是推动社会发展和维护国民利益的重要保障。目前我们在电网建设和运行管理方面已取得了较大的进步与发展, 但是随着电网规模的扩大和用电需求的增加, 对供电系统的安全运行提出了更高的要求, 所以有效提高工作人员素质、优化电网结构、强化继电保护管理和建立健全安全运行管理制度, 并积极做好电网安全告警、完善应急机制是实现供电系统安全运行的有力保障。

摘要：随着社会的发展与进步, 电网已成为当今社会正常生产、生活的重要组成部分, 为此积极做好电网运行管理, 确保供电系统安全运行具有重要意义。本文笔者结合日常电网运行中存在的问题, 剖析了目前电网运行中存在的问题, 并在此基础上, 对如何做好电网运行管理, 确保供电系统安全运行进行了分析与探讨。

关键词：电网,安全运行,因素,管理措施

参考文献

[1]吴志东, 孙宏宇.电网安全运行管理浅析[J].华章, 2012, 5.

[2]徐家杰.浅谈如何做好变电站运行管理及电网安全运行[J].广东科技, 2012, 3.

[3]张焕俊, 张亮如.电网安全运行管理的几点思考[J].中国新技术新产品, 2010, 1 1.