电网自动化控制（通用12篇）
电网自动化控制 篇1
摘要：电力系统的规模日益扩大,结构互联也逐渐增加。电网在增加巨大经济效益的同时,也带来电压不平衡的危害。本文结合控制理论,研究不同的电网电压控制模式,得出一种电压控制模式,它能在最大程度上利用实际电网控制中出现的问题在时间、空间和目标在三个方面的特点,据此再进行简化,得到理想的最优控制模式。
关键词：电网电压,电压控制模式,电压分区,数学描述
0 引言
现代电网的电压控制问题,有不同的控制模式,这些模式在最底层的执行机构上来看,并没有大区别,一般都是通过发电机的的自控励磁调节装置调节,电容电抗器的投切,有载调压变压器的分接头调整,静止无功补偿器的调节等控制元件来实现。真正电压的分级控制来源于无功分层区控制原则用于协调电网中各个无功补偿设备的运行,实现以网损最小化为目标的优化。而局部电压的不稳定会造成全局电压的不稳定甚至电网崩溃,所以电压分级控制的思路是:先将整个电网分成各个互相弱耦合的子区域,再通过分级控制实现电网电压的全局控制,这个思路具有重大的实际意义[1]。分级电压控制原理图如图1所示。
电压稳定现象自身具有区域特性,采用区域控制能有更好的效果,它可以使得局部的变化不影响整个系统,提高可靠性。
1 一级电压控制模式
一级电压控制是系统中整个防止电压失稳控制框架中,首先,响应的控制系统,一级电压控制的原理就是通过本身的闭环控制将其控制目标保持在设定值附近,它属于典型的本地控制,只能保证本地控制目标的实现,本身无法预计也不去考虑当前的控制会对整个电网产生什么样的影响,是反应比较快速的闭环控制,响应时间通常在1秒到几秒内,由广泛分布在整个电力系统的各种现有的发电机的自动电压调节器组成,如:同步电机的无功功率控制,静止无功补偿器的控制,以及有载调压分接头(OLTC)快速自动投切电容器和电抗器等,由负荷波动,电网切换和事故引起的快速电压变化,通常是由一级电压控制进行调整的[2]。
2 二级电压控制模式
最优控制的目标是在保证电压质量的前提下使电网运行在一个更经济的状态,而电网最优运行点将随着系统负荷的变化而不断改变,如果在每个点都进行最优控制计算,就会大大增加最优控制的频度,实现起来比较困难。我们知道,系统的负荷变化具有一定的规律性,一段时间内其负荷水平不会由太剧烈的变化,所以我们可以利用负荷水平随时间变化的特点将最优控制计算只放在一些关键的时刻点进行,从而将负荷在时间尺度上进行了解耦。在两个采样点k Ts和(k+1)Ts之间,系统的负荷是不变的,则系统负荷可以分解为时间尺度Ts上的分量L(k Ts)和时间尺度Tt上的分量L(k Tt)之和[3]:
分量L(K)在KTt和(K+1)Tt之间保持不变,它表征的是系统在较长时间段内的变化趋势,可以认为是系统负荷的主导分量,而分量L(k)跟随负荷的变化,每个Ts时刻变化一次,叠加到主导分量L(K)上后得到最终的负荷变化曲线。如果认为最优控制的主要目的是针对负荷变化的主导分量L(K),而将L(k)看作对系统主导负荷分量的一种扰动而加以忽略,则可得到二级电压控制模型的数学模型:
这种控制方案相当于在一级电压控制基础上增加了一层协调,从最优控制模式到二级电压控制模式,重要的变化在于降低了最优控制的频度,实现起来比较容易。大大减少了最优潮流计算的次数。
3 三级电压控制模式
二级电压控制模式降低了最优控制的频度,大大减少了最优潮流计算的次数,与理想化的最优控制模型相比,实现难度大大降低。但是由于全网节点的状态变量在现阶段不可能完全实时采集,所以最优控制策略的求解必须基于状态估计的结果。解决问题的一个有效方法是对对象电网进行分区,每个区内的无功电压耦合较强,不同区之间的无功电压耦合较弱。这样就可以按区域进行无功电压控制,减小了求解问题的维数[4]。
将最优控制的数学模型在(x(k),u(k))处线性化,则
其中,式(3)给出了状态变量增量和控制变量增量之间需要满足的等式关系,其在物理意义上体现的是灵敏度的概念,S即状态变量与控制变量之间的灵敏度矩阵。若存在M个集合,将系统状态变量和控制变量可以划分成M个子向量的形式:
从数学上看,这要求将状态变量和控制变量划分成M个集合,使得不同集合之间的状态变量和控制变量之间是完全解耦的。从物理意义上分析,这就是将电网划分成不同的控制区域的过程,希望一个区域内的控制变量的控制作用完全被限制在本区域中,对其他区域的状态变量的控制灵敏度为0。至此,利用电压控制问题在空间上的解耦特性,将在全网计算的二级控制子问题分解成了M个在控制区域内部计算的二级电压控制子问题,在这种情况下,二级电压控制模式可以演化成一种新的控制模式[5]:
1)将电网划分成M个控制区域,对于控制区域J(J=1,2,M),选取中枢状态变量xJP。
2)在KTt(K=1,2…)时刻,针对系统负荷变化的主导分量L(K),进行一次以电网经济性为优化目标的最优控制计算,即三级电压控制。它将电力系统的电压控制功能按时间和空间分开,具有分级递阶的控制结构。
三级电压控制处于最高层,是对全系统的控制,由系统控制中心执行,其响应时间为几十分钟。主要控制作用为电压稳定的监视与控制。这类控制主要是协调各二级控制系统,指导调度人员的干预。除安全监视外,经济问题是该控制层主要考虑的问题,经济调度是这一控制层的日常工作。
4 总结
研究了理想化的最优控制模式,然后通过在时间、空间和目标三个方面对其进行合理的简化,逐步将其演化为当前国内外正在广泛使用的二级电压控制模式和三级电压控制模式据此进行了必要而合理的简化,更加符合当前迅速发展的中国电网的特点。
参考文献
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[2]周全仁,张海.现代电网自动控制系统及其应用[M].北京:中国电力出版社,2004.
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[5]杨朋朋,韩学山.雅可比矩阵特征结构规律与二次电压控制分区[J].继电器,2005,33(12):1-5.
电网自动化控制 篇2
职业技能鉴定题库--电网调度专业 试题
La4C2001 中级工603、简述计算机系统的组成。
答案：答：计算机系统包括硬件系统和软件系统两大部分。硬件系统由运算器、存储器、控制器、输入设备、输出设备等五大部件组成，其中运算器、控制器统称为中央处理器。软件系统包括系统软件和应用软件两大类。
La4C2002 中级工604、什么是频谱？
答案：答：利用傅立叶分析的方法，无论模拟信号还是数字信号，信号对应的时间函数都可以展开成正弦级数或余弦级数，即信号是由各种频率的正弦成分组成的，这些正弦频率成分称为信号的频谱。
La4C2003 中级工605、什么是因特网？
答案：答：因特网是成千上万个用户网络通过物理设施（例如网关或路由器）连接起来而构成的一个互联网络。
La4C2004 中级工606、微波通信为什么需要中继？
答案：答：因为微波是直线传输的，而地球是个椭圆体。微波信号在空中传输过程中，能量会损耗，使信号衰减，只有通过中继放大才能到达远方。
La4C2005 中级工607、什么是数据的传输速率？
答案：答：数据的传输速率是指发送端和接收端之间单位时间内传输数据的平均比特数，其单位为每秒位（bit/s）、或每秒千位（kbit/s）、或每秒兆位（Mbit/s），其关系为1kbit/s＝103bit/s, Mbit/s＝106bit/s。
La4C2006 中级工608、什么是操作系统？主要功能是什么？
答案：答：操作系统是计算机系统软件的基本部分，用来控制和管理系统中的硬件资源和软件资源，调度、控制计算机中程序运行，并且提供用户支持的程序以及与之有关的各种文挡。它是整个计算机系统的管理指挥中心。主要功能是对CPU、内存以及各种设备的运行管理，中断的处理，任务的协调与管理，提供用户操作界面，完成用户的各种操作命令等。
La4C2007 中级工609、什么是通信规约？
答案：答：为保证计算机与计算机之间或者计算机与终端设备之间能够自动、有效的进行数据通信，在发送端与接受端之间需要有一系列的约定和顺序，这种通信的约定和顺序就叫做通信控制规约。
La3C3008 高级工610、请按从低层到高层的顺序写出国际标准化组织（ISO）提出的OSI网络参考模型。
答案：答：国际标准化组织（ISO）提出的开放系统互联标准中定义的OSI网络参考模型分为七层，按从低层到高层的顺序是：物理层，数据链路层，网络层，传输层，会话层，表示层和应用层。
La3C3009 高级工611、什么是通信网关？
答案：答：通信网关是指两个具有不同网络通信协议的网络之间的接口设备，或两个具有相同网络通信协议的网络之间的接口设备；前者为具有通信规约转换等功能的设备，后者为具有网络逻辑隔离等功能的设备。
La3C4010 高级工612、简述奇偶校验码？
答案：答：奇偶校验码是一个最简单的无纠错能力的检错码，其编码规则是先将数据代码分组，在各组数据后面附加一位校验位，使该数据连校验位在内的码字中“1”的个数恒为偶数则为偶校验，恒为奇数则为奇校验，奇偶校验码的纠错能力不强，它只能检出码字中的任意奇数个错误，若有偶数个错误必定漏检。
La3C3011 高级工613、数字通信中为什么要有同步？
答案：答：数字通信的基础是时分复用原理，每一话路占用一个指定的时隙，而收端不能正确地将各路信号区分开，需要加入同步码，收端先找到同步码，然后就可以顺序找到其他各时隙的信号。
La3C3012 高级工614、简述数据库的概念？
答案：答：数据库是组织、存储、管理数据的电子仓库，是一个存储在计算机内的通用化的、综合性的、相互关联的数据集合，是要对所有的数据进行统一的、集中的管理。数据独立于程序而存在，并可以提供给各类用户共享使用。
La3C3013 高级工615、简述SQL语言的含义？
答案：答：结构化查询语言SQL是一种关系数据库语言，用于建立、存储、修改、检索和管理关系型数据库中的信息。
SQL是一个非过程化语言，一次处理一个记录集，对数据提供自动导航；所有SQL语句接受集合作为输入，返回集合作为输出，即SQL语句的结果可以作为另一SQL语句的输入。语言统一，可移植性强。
La3C3014 高级工616、数据的传输控制方式有那几种，并简述其特点？
答案：答：数据的传输控制方式分为：单工、半双工和全双工三种方式。
单工：只允许数据向一个方向进行传输。
半双工：运行数据双向传输，但不能同时进行，即发送数据和接收数据时间段不能相同。
全双工：在两个方向上可以同时传送数据，即接收和发送数据可以同时进行。
La2C4015 技师617、简述TCP/IP?
答案：答：IP（Internet Protocol）网际协议，把要传输的一个文件分成一个个的群组，这些群组被称之为IP数据包，每个IP数据包都含有源地址和目的地址，知道从哪台机器正确地传送到另一台机器上去。IP协议具有分组交换的功能，不会因为一台机器传送而独占通信线路。
TCP（Transport control Protocal）传输控制协议具有重排IP数据包顺序和超时确认的功能。IP数据包可能从不同的通信线路到达目的地机器，IP数据包的顺序可能会乱，TCP按IP数据包原来的顺序进行重排。IP数据包可能在传输过程中丢失或损坏，在规定的时间内如果目的地机器收不到这些IP数据包，TCP协议会让源机器重新发送这些IP数据包，直到到达目的地机器，TCP协议确认收到的IP数据包。超时机制是自动的，不依赖于通信线路的远近。
IP和TCP两种协议协同工作，要传输的文件就可以准确无误地被传送和接收。
La2C4016 技师618、路由器的功能是什么？
答案：答：路由器是一种多端口的网络设备，它能够连接多个不同网络或网段，并能将不同网络或网段之间的数据信息进行传输，从而构成一个更大的网络。路由器的行为发生在OSI的第三层（网络层）。其主要功能有：可以在网络间截获发送到远程网段的报文，起到转发的作用；选择最合适的路由，引导通信；为了便于在网络间传送报文，按照预定的规则把大的数据包分解成适当大小的数据包，到达目的后再把分解的数据包包装成原有形式；多协议的路由器可以连接使用不同通信协议的网络段，作为不同通信协议网段通信连接的平台。
La2C4017 技师619、简述TCP连接的标准过程？
答案：答：为了在服务器和客户端之间传送TCP数据，必须先建立一个虚拟电路，也就是TCP连接，建立TCP连接的标准过程如下：（三次握手Three－way Handshake）
（1）客户端请求发送一个包含SYN（同步Synchronize）标志的TCP报文，同步报文会指明客户端使用的端口以及TCP连接的初始序号；
（2）服务器在收到客户端的SYN报文后，将返回一个SYN+ACK（确认Acknowledgement）的报文，表示客户端的请求被接受，同时TCP序号被加一。
（3）客户端也返回一个确认报文ACK给服务器，同样TCP序号被加一。到此一个TCP连接完成。
La1C3018 高级技师620、根据带宽使用方式，以太网分为哪几类？各有什么特点？
答案：答：根据带宽使用方式，以太网分为共享式以太网和交换式以太网两类。共享式以太网采用集线器连接各节点的设备，所有节点共享一定的带宽。交换式以太网使用交换机，交换机对以太网帧进行检测与分析，每个节点单独占有带宽。
La1C3019 高级技师621、简述交换机的帧转发方法？
答案：答：交换机的帧转发有三种方法：
直通转发（Cut－through）：交换机检测到目的MAC地址之后，立即转发。
存储转发（Store and forward）：交换机需要把完整的帧接收下来进行检测，然后再转发。
碎片转发（Fragment free）：交换机检测到帧的前64个字节，如果没有问题就转发。
La1C3020 高级技师622、开放式互连（OSI）模型的第一层故障包括哪些？
答案：答：（1）电缆断线
（2）电缆未连接
（3）电缆连接到错误的端口
（4）电缆的连接时断时续
（5）电缆的终结错误
（6）使用了错误的电缆
（7）收发器故障
（8）数据通信设备电缆故障
（9）数据终端设备电缆故障
（10）设备断电
La1C4021 高级技师623、简述网络安全的五要素。
答案：答：保证网络安全有五个要素：即要保证网络的可用性、机密性、完整性、可控性和可审查性。
（1）可用性：授权实体有权访问数据。
（2）机密性：信息不暴露给未授权实体或进程。
（3）完整性：保证数据不被未授权修改。
（4）可控性：控制权限范围内信息流向及操作方式。
（5）可审查性：对出现的安全问题提供依据与手段。
La1C4022 高级技师624、路由器的IP地址配置有哪些基本原则？
答案：答：（1）路由器的物理网络端口需要有一个IP地址；
（2）相邻路由器的相邻端口IP地址在同一网段；
（3）同一路由器不同端口要配置不同网段的地址；
（4）一个物理端口可以配置两个地址。
Lb4C2023 中级工625、电网调度自动化系统由哪几部分组成？简述各部分作用。
答案：答：电网调度自动化系统由主站系统、子站设备、数据传输通道三部分组成。
（1）主站系统：是电网调度自动化系统的核心，给调度、变电集控、市场、运方等技术人员提供电网运行的实时数据，完成对采集到信息的各种处理及分析计算，并实现对电力设备的控制和操作。
（2）子站设备：负责厂站相关信息采集和执行调度下行控制命令。
（3）数据传输通道：是主站系统和子站设备交换传输信息的通道。
Lb4C4024 中级工626、在CDT规约中，帧传送采用哪几种方式？
答案：答：采用三种方式传送：
（1）固定循环传送，用于传送重要遥测、次要遥测、一般遥测、全遥信、电能脉冲计数值；
（2）帧插入传送，用于传送事件顺序记录；
（3）信息字随机插入传送：用于传送变位遥信、对时的子站时钟返回信息和遥控升降命令的返校信息。
Lb4C2025 中级工627、SCADA系统包括哪几项功能？
答案：答：（1）数据采集（遥测，遥信，保护信息）；
（2）信息显示（通过显示器或模拟屏）；
（3）远方控制（遥控，遥调）；
（4）监视及越限报警；
（5）信息的存储及报表；
（6）事件顺序记录（SOE）；
（7）数据计算；
（8）事故追忆（PDR）。
Lb4C2026 中级工628、什么是事故追忆（PDR）？
答案：答：为了分析事故，要求在电力系统发生重大事故时，将事故发生前后一段时间的有关电网运行数据记录下来，这种功能成为事故追忆（又称扰动后追忆）。
Lb4C2027 中级工629、什么是事件顺序记录（SOE）？
答案：答：将电力系统中发生的开关、保护动作等事件用毫秒级的时间记录下来，可以区分出各事件发生的先后顺序。要求站内分辨率≤10ms，站间分辨率≤20ms。
Lb4C2028 中级工630、简述远动装置的遥测、遥信、遥控和遥调。
答案：答：遥测是远方测量，简记为YC。它是将被监视厂站的主要参数变量远距离传送给调度。例如厂、站端的功率、电压、电流等。
遥信是远方状态信号，简记为YX。它是将被监视厂、站的设备状态信号远距离传送给调度。例如开关位置信号。
遥控是远方操作，简记为YK。它是从调度发出命令，以实现远方操作和切换，这种命令通常只取两种状态指令，如命令开关的“合”、“分”。
遥调是远方调节，简记为YT。它是从调度发出命令，以实现对远方设备的调整操作，如变压器分接头位置、发电机的出力等。
Lb3C4029 高级工631、变送器的作用是什么？
答案：答：变送器的作用是将TA、TV输入的交流模拟信号（0～5A，0～100V）转换成相应的直流模拟信号（0～5V，－5～＋5V）。
Lb3C4030 高级工632、什么是交流电流变送器？
答案：答：交流电流变送器串接于电流互感器的二次回路中，将互感器二次侧0～5A的交流电流变换成0～5V的直流电压或4～20mA的直流电流输出。
Lb3C4031 高级工633、什么是交流电压变送器？
答案：答：交流电压变送器接于电压互感器的二次测，将100V左右的交流电压变换成成比例的0～5V的直流电压或0～10mA（4～20mA）的直流电流输出。
Lb3C2032 高级工634、电网调度自动化系统一般采用哪些通信规约？简述其特点。
答案：答：电网调度自动化系统一般采用问答式和循环式两种通信规约。
问答式通信规约适用于主站与一个或多个分站进行通信，通道结构可以点对点、星型、分支线、环形等双工或半双工；信息传输为异步方式。
循环式通信规约适用于点对点的通道结构，信息传输可以是异步方式，也可以是同步方式。
Lb3C3033 高级工635、简述数据在模拟通道上传输的过程。
答案：答：在发送端，输出的数据首先经过编码、脉冲整形后送入调制器，这时加上一个载频，在外线上传送的是经过调制后的交流信号，送至接收端后，再经过解调器，将载波和时钟析离出来，然后再经过译码器输出数据。
Lb3C2034 高级工636、调制解调器的作用是什么？
答案：答：发送端将需要发送的基带数字信号经过调制器转换成携带其信息的模拟信号，送入通信设备进行长途传输，到了接收端，通信设备输出的模拟信号经过解调器，将其携带的信息解调出来，恢复成原来的基带数字信号。
Lb3C2035 高级工637、地区电网调度自动化系统应用软件达到实用水平的基本功能有哪些？
答案：答：在《能量管理系统（EMS）应用软件功能及其实施基础条件》中规定，地调自动化系统应达到实用水平的基本功能有：网络拓扑、负荷预测、状态估计、调度员潮流等功能。
Lb3C2036 高级工638、变电站综合自动化系统的主要功能有哪些？
答案：答：变电站综合自动化系统的主要功能包括安全监控、计算机保护、开关操作、电压无功功率控制、远动、低频减载和自诊断等。
Lb3C2037 高级工639、变电站远动装置包括哪些设备？
答案：答：（1）RTU（远动终端）
（2）远动专用变送器、功率总加器及其屏、柜；
（3）远动装置到通信设备接线架端子的专用电缆；
（4）远动终端输入和输出回路的专用电缆；
（5）远动终端专用的电源设备及其连接电缆；
（6）遥控执行屏，继电器屏、柜；
（7）远动转接屏等。
Lb3C2038 高级工640、地区电网调度自动化系统实用化的基本功能要求有哪些？
答案：答：（1）电网主接线及运行工况。
（2）实时用电负荷与计划用电负荷。
（3）重要厂、站的电气运行工况。
（4）异常、事故报警及打印。
（5）事件顺序记录（SOE）。
（6）电力调度运行日报的定时打印。
（7）召唤打印。
Lb3C3039 高级工641、在调试遥测量时，如果显示不对，可能是哪几种原因造成的？
答案：答：（1）录入数据库的遥测顺序与实际遥测表不对应；
（2）设定的系数不对（TA/TV变比改变，会影响系数值的改变）；
（3）如果是计算量，有可能是计算公式不对；
（4）不合理上下限值设置不对，将正常数据滤调了；
（5）设定显示的遥测量错误，如应显示112的P，却设定成113的P；
（6）遥测数据采集错误。
Lb3C2040 高级工642、网、省调电网调度自动化系统实用化的基本功能要求有哪些？
答案：答：（1）安全监视。
1）电网主接线及运行工况。
2）主要联络线电量。
3）实时发电功率与计划发电功率。
4）全网、分省或全省、分区的实时用电负荷与计划用电负荷。
5）重要厂、站及大机组电气运行工况。
6）异常、事故报警及打印。
7）事件顺序记录（SOE）。
8）电力调度运行日报的定时打印。
9）召唤打印。
（2）自动发电控制（AGC）。
1）维持系统频率在规定值。
2）对于互联系统，维持其联络线净交换功率及交换电量在规定范围内。
Lb3C3041 高级工643、简述自动化信号通过PCM装置由光纤传输的过程？
答案：答：首先将电网调度自动化装置的输入输出接口转换成G.703接口，接入PCM装置，经码形变换器将输入的普通二进制信号变换成能在光线路中传输的线路码；由线路码调制光源，进行电/光转换，变换成光信号输入光纤中进行传输。接收端将来自光纤中的光信号转换成电信号，并进行放大、均衡以及消除码间干扰；经定时再生器，抽取定时时钟，再经定时判断，再生出规则波形的线路码信号流；经码形反变换器，将线路码信号还原成普通二进制信号流，由G.703接口设备输出至电网调度自动化设备，完成信息传输。
Lb2C2042 技师644、网、省调自动化系统应用软件达到实用水平的基本功能有哪些？
答案：答：在《能量管理系统（EMS）应用软件功能及其实施基础条件》中规定，网、省调系统应达到实用水平的基本功能有：网络拓扑、负荷预测、状态估计、调度员潮流和静态安全分析等功能。
Lb2C2043 技师645、地区电网调度自动化系统的应用功能一般包括哪些？
答案：答：根据《地区电网调度自动化系统应用功能实施的基础条件和开展步骤的几点意见》中规定，在SCADA功能的基础上,地区电网调度自动化系统的应用功能一般包括以下内容:网络拓扑、状态估计、调度员潮流、负荷预报、无功功率/电压优化、静态安全分析、安全约束调度、外部网络等值、网损计算、短路电流计算、调度员培训模拟等。
Lb2C4044 技师646、EMS系统中状态估计功能的作用是什么？
答案：答：（1）根据SCADA提供的实时信息和网络拓扑的分析结果及其他相关数据，实时的给出电网内的各母线电压，各线路、变压器等支路潮流，各母线的负荷和各发电机出力。
（2）对不良数据进行检测和辩识。
（3）实现母线负荷预测模型的维护、量测误差统计、网络状态监视等。
Lb2C4045 技师647、什么叫状态估计？运行状态估计必须具备什么基础条件？
答案：答：电力系统状态估计就是利用实时量测系统的冗余性，应用估计算法来检测与剔除坏数据，提高数据精度及保持数据的前后一致性，为网络分析提供可信的实时潮流数据。
运用状态估计必须保证系统内部是可观测的，系统的测量要有一定的冗余度，在缺少量测的情况下做出的状态估计是不可用的。
Lb2C4046 技师648、试述网络拓扑分析的概念。
答案：答：电网的拓扑结构描述电网中各元件的图形连接关系。电网是由若干个带电的电气岛组成的，每个电气岛又由许多母线及母线间相连的电气元件组成。每条母线又由若干个母线段元素通过断路器、隔离开关相连而成。网络拓扑分析是根据电网中各断路器、隔离开关的遥信状态，通过一定的搜索算法，将各母线段元素连接成某条母线，并将母线与相连的各电气元件组成电气岛，进行网络接线辩识与分析。
Lb2C4047 技师649、简述PAS中的网络外部等值功能。
答案：答：网络外部等值是PAS中的最基本功能。它将调度范围或计算范围以外的网络进行简化，以便考虑这部分网络对本区域电网的影响。它作为公共模块部分用于状态估计、调度员潮流、安全分析、无功功率电压优化等网络分析功能和调度员培训模拟。
Lb2C4048 技师650、简述PAS中的调度员潮流功能。
答案：答：调度员潮流（Dispatcher Power Flow）在给定（或假设）的运行方式下进行设定操作，改变运行方式，分析本系统的潮流分布和潮流计算特性。给定的运行方式可以是当前的（状态估计的一个断面）也可以是保存某一历史时刻的或者是预想的。操作种类有：断路器的合或开，线路或变压器的投入或退出，变压器分接头的调整，无功功率补偿装置的投入或退出，以及发电机出力和负荷的调整等。其数据来源可以有多种，如历史数据库的数据，状态估计的数据，负荷预报和交换功率计划数据等。
Lb2C5049 技师651、简述PAS中的静态安全分析功能。
答案：答：网省电网调度静态安全分析（Security Analysis）对多种给定运行方式（状态）进行预想事故分析，对会引起线路过负荷、电压越限和发电机功率越限等对电网安全运行构成威胁的故障进行警示，从而对整个电网的安全水平进行评估，找出系统运行的薄弱环节。
地区电网调度静态安全分析是在给定的（可以是当前的，历史的或预想的）运行方式下，针对电网中预先设定的电力系统元件的故障及其组合，如线路，变压器或发电机的开断，负荷的急剧变化，母线的分裂等情况下，分析电网是否还能安全运行，哪些设备处于不安全状态，如变压器，线路过负荷，母线电压越限等，并确定它们对电力系统安全运行的影响。
Lb2C5050 技师652、简述PAS中的安全约束调度功能。
答案：答：网省电网调度安全约束调度（Security Constrain Dispatch）是在状态估计、调度员潮流、静态安全分析等软件检测出发电机、线路过负荷或电压越限时，为电网调度提出安全对策，在以系统控制调整最小或生产费用最低或网损最小为目标的前提下，提出解除系统有功功率、无功功率、电压越限情况以使电网回到安全状态的对策，如调节发电机出力、交换功率、负荷、变压器分接头档位、无功功率补偿量等。
地区电网调度安全约束调度是在状态估计，调度员潮流，静态安全分析等软件检测出支路过负荷或电压越限时，为电网调度提出安全对策，使电网运行回到安全状态。如调节发电机的出力，交换功率，负荷，变压器分接头挡位，无功功率补偿量等。它可以帮助调度员提高在发生电网事故后的处理速度和工作质量。
Lb2C5051 技师653、简述PAS中的最优潮流功能。
答案：答：最优潮流（Optimal Power Flow）的计算目的是优化电力系统的静态运行条件。它通过调节控制变量使目标函数值达到最小，同时满足系统约束条件。
其目标函数一般可为下述形式之一：总的系统发电成本；总的系统损耗：发电成本与系统损耗；控制变量偏移的加权和。
其约束有：潮流等式约束；发电有功功率、无功功率限制；电压限制；线路潮流限制；移相器角度范围；有载调压变压器分接头限制；可调电容器/电抗器限制；交换功率限制；系统/地区旋转备用限制；系统发电变化率限制等。
其控制变量有：发电机有功功率、无功功率输出；移相器角度；发电机电压；有载调压变压器分接头；无功功率电源（调相机、电容器、电抗器等）。
Lb2C5052 技师654、简述PAS中的网损计算？
答案：答：网损计算是对电网损耗进行的在线计算和统计。它可以分电压等级、分区进行，为调整运行方式，改善电网结构和运行的经济性提供相关的信息。
Lb2C5053 技师655、简述PAS中的无功电压优化功能。
答案：答：无功电压优化（Optimal Reactive Power）在调度员潮流功能分析的基础上，通过改变电网中装设的无功功率调节及补偿装置的运行状态和有载调压变压器的分接头位置，实现电网在满足安全约束条件和电压质量条件下的网损最小。
Lb2C5054 技师656、简述PAS中的短路电流计算功能。
答案：答：网省电网调度短路电流计算（Short Circuit Current Calculation）是在指定的短路故障及断线故障条件下（包括规程规定的各种短路、断线故障类型），计算各节点的分支、零序短路电流及其母线残压，用以校核电气设备和架构能否满足短路容量的要求、检查继电保护定值是否合理。
地区电网调度短路电流计算是在指定的短路故障条件下（包括规程规定的各种短路故障类型），计算各支路电流及母线电压（短路电流和短路电压），可以用于检查继电保护定值，分析继电保护的动作行为，校核开关遮断容量。
Lb2C5055 技师657、简述PAS中的电压稳定性分析
答案：答：电压稳定性分析（Voltage Stability Analysis）计算给定或故障（线路、变压器、发电机故障）方式下的中枢变电站相关区域网或全网各变电站的电压稳定性指标、功率极限和临界电压。
计算功率极限和临界电压时要考虑联络线有功功率约束和发电机无功功率输出约束。
Lb2C5056 技师658、简述PAS中的暂态安全分析
答案：答：暂态安全分析（Transisent Security Analysis）在当前的、历史的或预想的运行方式下针对给定预想事故集中的故障和继电保护动作情况判断系统是否会失去暂态稳定，给出会造成系统失稳的故障元件极限切除时间和系统的稳定裕度，并筛选出严重故障。
Lb1C3057 高级技师659、火电厂监控系统包括哪些？
答案：答：火电厂监控系统包括机组单元控制、AGC、机组保护和自动装置、辅机控制、公用系统、开关站控制、开关站保护和自动装置。
Lb1C3058 高级技师660、电力监控系统包括哪些？
答案：答：（1）各级电网调度自动化系统；
（2）变电站自动化系统；
（3）换流站计算机监控系统；
（4）发电厂计算机监控系统
（5）配电网自动化系统；
（6）微机保护和安全自动装置；
（7）水调自动化系统和水电梯级电网调度自动化系统；
（8）电能量计量计费系统；
（9）实时电力市场的辅助控制系统。
Lb1C3059 高级技师661、为什么需要定期校验变送器和测量仪表。
答案：答：变送器和测量仪表在使用过程中，由于环境和使用方法等各方面的影响，在间隔一段时间后，其系统误差会加大，甚至超过本身允许的最大误差。因此，需要定期校验，使其系统误差保持在允许范围之内。
Lb1C3060 高级技师662、电网调度自动化主站有几种网络连接方式？并简述其特点。
答案：答：电网调度自动化系统主站一般有总线连接和星型连接两种方式。
总线连接采用细的同轴电缆，线缆与网卡采用BNC连接方式，所有的网内机都由一条细缆串接在一起，线缆的终结点必须接网络终结匹配器。一般节点间距离小于300m，传输速率为10Mbit/s。同轴细缆的优点是布线、施工方便。缺点是当线的某一处出现故障时，都会引起整个网络的瘫痪。
星型连接是网内各个节点的设备通过双绞线连接到HUB或网络交换机上。一般节点间距离小于200m，传输速率为10/100Mbit/s。优点是当某一节点出现故障时，不会影响整个网络，网络故障查找方便。缺点是相对于同轴缆来说布线太多。
Lb1C3061 高级技师663、电网调度自动化工程完工后应具备的资料有哪些？
答案：答：工程完工后应具备的资料：工程实施方案、工程预算、施工合同、施工三措、开工报告、施工记录、验收记录及报告、竣工报告、竣工图、工程决算、设备说明书、设备合格证、系统安装接线图、系统维护技术说明书、系统操作技术说明书、系统软件、应用软件安装盘。
Lb1C3062 高级技师664、电网调度自动化实用化验收应具备的资料有哪些？
答案：答：（1）电网调度自动化系统技术报告包括：系统功能、性能、技术特点以及通道在内的系统设备清单；
（2）电网调度自动化系统（包括计算机系统与远动系统）运行值班记录；
（3）电网调度自动化系统运行报告（连续6个月的运行记录及报表作为附件）；
（4）事故时遥信动作打印记录；
（5）电网调度自动化系统实用化自查报告；
（6）电网调度自动化系统实用化工作总结。
Lb1C3063 高级技师665、简述什么是EMS？
答案：答：EMS是Energy Management System（能量管理系统）的简写，是建立在数据采集和监控（SCADA）基础之上的应用软件功能集成。在国调颁发的《能量管理系统（EMS）应用软件功能及其实施基础条件》中，将EMS分成发电控制类、发电计划类、网络分析类和调度员培训模拟（DTS）等四部分。其中：
（1）发电控制类应用软件功能主要由自动发电控制（AGC）、发电成本分析、交换计划评估和机组计划组成。
（2）发电计划类应用功能主要包括电力系统负荷预测、机组组合、水电计划、交换计划、火电计划等。
（3）网络分析类应用软件主要由网络拓扑、状态估计、调度员潮流、静态安全分析、安全约束调度、最优潮流、无功功率优化、短路电流计算、电压稳定性分析和外部网络等值功能组成。
Lc4C2064 中级工666、我们国家电网调度机构分为哪几级？
答案：答：电网调度机构分为五级，依次为：国家调度机构；跨省（自治区、直辖市）调度机构；省、自治区、直辖市调度机构；省辖市（地）级调度机构；县级调度机构。
Lc4C2065 中级工667、“国家电力调度数据网络”包括哪些内容？
答案：答：包括各级电力调度专用广域数据网络、用于远程维护及电能量计费等的调度专用拨号网络、各计算机监控系统内部的本地局域网络等。
Lc4C2066 中级工668、经济供电有什么意义？
答案：答：电力系统经济供电可以在保证整个系统安全可靠、电能质量符合标准的前提下，努力提高电能生产和输送的效率，尽量降低供电成本，提高供电企业的经济效益。
Lc4C2067 中级工669、《电业安全工作规程》中规定电气工作人员应具备哪些条件？
答案：答：（1）无妨碍工作的病症；
（2）具备必要的电气知识和业务技能，《电业安全工作规程》考试合格；
（3）具备必要的安全生产知识，学会紧急救护法，特别要学会触电急救。
Lc3C2068 高级工670、什么是一次设备？
答案：答：一次设备是指直接在发、输、配电系统中使用的电气设备，如变压器、电力电缆、输电线、断路器、隔离开关、电压互感器、电流互感器等。
Lc3C2069 高级工671、什么是二次设备？
答案：答：二次设备是指对一次设备的工况进行监测、控制、调节、保护，为运行人员提供运行工况或生产指挥信号所需要的电气设备，如测量仪表、继电器、远动装置、控制及信号器具、自动装置等。
Lc3C3070 高级工672、电流互感器在运行中为什么要严防二次侧开路？
答案：答：若二次侧开路，二次电流的去磁作用消失，其一次电流完全变成励磁电流，引起铁心内磁通剧增，铁心处于高度饱和状态，加之二次绕组的匝数很多，就会在二次绕组两端产生很高的电压，不但可能损坏二次绕组的绝缘，而且严重危及人身和设备的安全。
Lc3C3071 高级工673、电压互感器在运行中为什么严防二次侧短路？
答案：答：电压互感器是一个内阻极小的电压源，当二次侧短路时，负载阻抗为零，将产生很大的短路电流，会将电压互感器烧坏。
Lc2C4072 技师674、AGC的功能是什么？
答案：答：按电网调度中心的控制目标将指令送给有关发电厂或机组，通过电厂或机组的自动控制调节装置，实现对发电机功率的自动控制。
Lc2C5073 技师675、AGC的控制目标及其作用是什么？
答案：答：AGC的控制目标是使由于负荷变动而产生的区域控制误差ACE（Area Control Error）不断减小直至为零。其作用包括：
（1）调整电网发电出力与电网负荷平衡；
（2）将电网频率偏差调节到零，保持电网频率为额定值；
（3）在控制区域内分配发电出力，维持区域间联络线交换功率在计划值内；
（4）在控制区域内分配发电出力，降低区域运行成本。
Lc1C2074 高级技师676、通道防雷器的功能是什么？
答案：答：通道防雷中含有防雷子、PTC开关、压敏电阻等器件，能够在瞬间将传入线路的尖峰高电压、大电流等有害信号释放和切断，并在线路信号恢复正常后自动接通线路。
Lc1C3075 高级技师677、什么叫做“黑客”?危害有多大？
答案：答：黑客一词源于英文“hacker”，“黑客”原意是指那些长时间沉迷于计算机的程序员。现在“黑客”一词普遍的含意是指电脑系统的非法侵入者。
政府、军事、邮电、电力和金融等网络是黑客攻击的主要目标。他们通过修改网页而进行恶作剧或留下恐吓信，破坏系统程序或施放病毒使系统陷入瘫痪。
Lc1C4076 高级技师678、电力系统开展的“三标一体”工作指什么？
答案：答：国家电网公司将ISO9000质量管理体系、ISO14000环境管理体系和OHSAS18000职业健康安全管理体系等三个国际标准整合成一个体系，即：Q/GDW1－4－2003《安全生产健康环境质量体系》。
SHEQ――安全生产健康质量
Q/GDW1－2003：《SHEQ管理体系基础和术语》
Q/GDW2－2003：《SHEQ管理体系规范》
Q/GDW3－2003：《SHEQ管理体系理解要点和实施指南》
Q/GDW4－2003：《SHEQ管理体系审核、认证》
Lc1C4077 高级技师679、什么是SPDnet？
答案：答：SPDnet－State Power Data network是电力调度数据网络的简称。SPDnet是专用网络，承载业务是电力实时控制业务、在线生产业务与网管业务。
SPDnet构建在专用SDH/PDH的n*2Mbit/s通道上面，并且接入网络的安全区Ⅰ/Ⅱ的相关系统在本地与安全区Ⅲ/Ⅳ的系统实行了物理隔离措施，因此整个网络与外界其他网络实现了物理隔离。
Lc1C4078 高级技师680、什么是SPTnet
答案：答：SPTnet－State Power Telecommunication network是国家电力数据通信网的简称，SPTnet为国家电网公司内联网，技术体制为IP over SDH，主干速率155Mbit/s，该网承载业务主要为电力综合信息、电力调度生产管理业务、电力内部IP语音视频以及网管业务，该网不经营对外业务。SPTnet使用私有IP地址，与Internet以及其他外部网络没有直接的网络连接。
Lc1C4079 高级技师681、电力系统安全防护的基本原则是什么？
答案：答：电力系统安全防护的基本原则是：电力系统中，安全等级较高的系统不受安全等级较低系统的影响；电力监控系统的安全等级高于电力管理信息系统及办公自动化系统，各电力监控系统必须具备可靠性高的自身安全防护设施，不得与安全等级低的系统直接相连。
Lc1C4080 高级技师682、电力二次系统安全防护的基本原则是什么？
答案：答：电力二次系统安全防护的基本原则是：
（1）系统性原则（木桶原则）；
（2）简单性和可靠性原则；
（3）实时、连续、安全相统一的原则；
（4）需求、风险、代价相平衡的原则；
（5）实用与先进相结合的原则；
（6）方便与安全相统一的原则；
（7）全面防护、突出重点的原则；
（8）分层分区、强化边界的原则；
（9）整体规划、分步实施的原则；
（10）责任到人、分级管理、联合防护的原则。
Jd4C2081 中级工683、电网调度自动化运行值班员发现自动化系统异常，如何处理？
答案：答：电网调度自动化运行值班员若发现自动化系统异常，根据异常现象应先测试检查分析，判断异常原因，若遇紧急情况，根据具体情况可先采取应急措施，排除危险，以免事态扩大，然后立即通知有关人员，进行处理，并填写“异常处理卡”。
异常恢复后，应及时通知有关单位和人员，填写“异常处理卡”，并将异常处理卡存档。
Jd4C2082 中级工684、交接班时交班员应完成哪些工作？
答案：答：（1）按照“系统巡视内容”巡视系统各设备运行情况，并记录。
（2）检查计算机上（DDMIS）和记录本中的运行值班记录，是否需要补充说明。
（3）整理本值运行工作中存在的“遗留问题”，需要交接的文件、物品和工作任务，并录入计算机。
（4）检查公用器具、物品是否齐全。
（5）打扫机房卫生，清洁值班室以及办公室各公用物品。
（6）向接班人员详细准确描述本值工作中所发生的重要和异常事情，存在的“遗留问题”，需要交接的文件、物品和工作任务等内容。
（7）在运行值班管理软件上进行交接班操作。
（8）交接班时间，如果当班人员有工作正在处理，则需等工作处理完毕后，方可交接班。
Jd4C2083 中级工685、交接班时接班员应做哪些工作？
答案：答：（1）接班人员应提前10min到达值班室。
（2）按照“系统巡视内容”巡视系统各设备运行情况。
（3）认真听取交班人员讲述的交班内容，有不清楚的现象和问题，及时与交班人员交流。
（4）认真查看计算机上（运行值班管理软件）和记录本上的运行值班记录和交接班记录。
（5）检查公用器具、物品是否齐全。
（6）在计算机上（运行值班管理软件）进行交接班。
（7）交接班时间，如果当班人员有工作正在处理，则需等工作处理完毕后，方可交接班。
Jd4C2084 中级工686、写出WWW、HTML、HTTP的全称及含义？
答案：答：WWW:全球的信息网World Wide Web
HTML:超文本标记语言Hyper Text Markup Language
HTTP:超文本传输协议Hyper Text Trans Protocol
Jd4C2085 中级工687、HTML文档的基本格式是什么？
答案：答：普通的HTML文档的基本格式如下：
电网自动化控制 篇3
摘要：现在我国的电网系统发展的速度越来越快，智能化和自动化已经成为了我国电网调度管理的主要方向，其有效地促进了电网的稳定和安全运行，本文立足于电网自动化调度系统，对采用自动化调度管理电网的重要意义进行了分析和介绍，并且对使系统稳定安全运行受到影响的因素进行了分析，最后有针对性地提出了加强电网自动化调度管理的有效对策，从而希望能够使电网的稳定安全运行得到切实的保障。
关键词：电网；自动化；调度管理
由于我国电力事业发展的越来越快，因此对电力系统安全运行具有越来越高的要求。作为保障电力系统安全的重要组成部分，电网调度管理在推动电力事业不断发展的进程中发挥了越来越重要的作用。对电网调度运行和操作进行协调、组织、指挥，从而使电网优质安全的运行得以确保，这是电网调度管理的主要任务，因此电网运行的现状在很大程度上受到了调度管理的影响。在我国电网技术不断发展的今天，我国的电网调度管理具有越来越高的自动化程度，并且在保障电力系统安全稳定方面发挥了越来越重要的作用。
一、电网自动化调度系统的重要意义
电网自动化调度系统的主要结构就是信息通道、RTU、控制中心以及主站系统等，以系统不同的功能为根据可以将系统划分为人机联系系统、信息处理系统、信息传输系统、信息执行系统以及信息采集系统等各种子系统。电网自动化调度系统主要包括 SCA-DA的系统终端设备、网络设备、服务器以及前置通讯机等[1]。
在实施电网自动化调度之前，我国电网系统的监管范围以及监控范围存在着较大的局限性，往往只是局限于发电厂及变电站的设备，其主要是监控和监管调度员所能看到的各种运行数据和围墙设备，而很少有能够有效的监管围墙之外的系统设备运行情况。在电网自动化调度实施之后，调度员就能够及时地了解整个电网系统的用电环节、输电环节、配电环节以及发电环节等各个环节的运行情况，这样就使得整个系统的工作效率得以有效增长。同时在自动化调度得到广泛应用之后，还可以利用开关和配变等设备自动的采集设备的实时数据，从而可以做好实时的监测设备的运行情况，并且利用远方控制开关的方式使得现场工作的危险性得以极大降低，并且提高了工作人员的工作的效率，保證了事故及时报警的实现，同时还能及时的打印、统计和记录各种事故信息，快速准确的对应电网的运行图和实际的地理位置，将在各个角落分布的各个设备的运行具体位置找出来，从而便于电网系统的及时维修，更加快速的排除故障。
二、系统安全稳定运行的主要影响因素
电网在具体的运行过程中会受到各种因素的影响，这些因素主要包括管理因素、环境因素、系统规范以及安全防护体系等。
2.1环境因素和系统规范
在变电所实现无人值班以及自动化的今天，电网自动化调度系统发挥了越来越重要的作用。目前电网自动化调度系统已经成为集合了电网保护、测量以及控制等各项功能的自动管理系统，然而由于各种原因的影响，导致现在仍然采用旧标准作为电网自动化调度系统的技术标准，因此造成现行的应用标准很难使电网调度系统的实际需要得到充分的满足，比如不安全的通道以及不完善的建设情况等，严重的影响到了系统的安全稳定运行[2]。
2.2管理因素的影响
在安装好系统设备之后，一些新的设备并没有经过验收环节就开始正式投入使用；一些调度人员并未进行上岗之前的培训工作就开始作业操作，因此这些调度人员就很难快速有效地处理各种异常情况，导致系统存在很多的安全隐患。
2.3安全防护体系
电网自动化系统在应用和连接方面主要是受到了计算机犯罪及物理层面等各种问题的影响。网络层面的安全是网络安全问题的主要表现形式，网上任何主机都可能会对联网计算机进行攻击，如果没有采取有效的网络安全方式，就可能会导致各种安全问题，比如黑客攻击、病毒攻击、公网攻击和威胁等。物理安全问题主要包括主机硬件方面以及物理线路方面的安全问题，比如自然灾害与盗用、硬件故障等。而系统的安全问题主要包括系统损害、未授权存取以及账号泄密等操作系统方面的各种问题。
三、基于电网自动化调度管理电网安全运行的有效对策
3.1建立健全系统安全防护体系
立足于电网自动化调度系统安全运行方面，必须要严格的以国家相关规定为根据，充分的考虑到实时性、安全性以及可靠性等各方面的问题，从而构建科学合理的电网调度系统安全保护措施，并且在具体的实践过程中对其进行不断的完善。首先，在系统网络的传输层面上，要想保证数据必要传输以及数据网络安全的实现，就必须要采用单向传输的方法进行信息传输，并且采取有效的安全隔离措施。其次，立足于专用网络的广域网以及局域网等层面，可以以不同的业务系统为根据选择多种网络安全技术、备份恢复、加密通信、身份认证以及安全访问控制等技术。最后，立足于电网系统和应用层面，要想使数据网络安全得以确保，就要选择软硬件冷热备份、操作系统与关键数据、安全应用系统等方法[3]。
3.2做好自动化装置安全防护的工作
自动化调度系统在运行的过程中很容易受到一些硬件故障以及自然灾害等各种问题的影响。立足于自然灾害方面，可以选择有效的方式使得自然灾害对系统的破坏程度得到很好的控制，这就要求建立较为完善的监控系统。通过局域网使监控系统连接其他的系统，这样就能够实现异地监控系统互联，从而确保监控系统在遇到各种问题的时候实现早发现以及早处理。在硬件故障方面，相关单位必须要将安全稳定的应急措施出来，这样才能够保证系统在发生硬件故障后及时的恢复正常运行，必须要妥善的保存和备份关键的数据。同时要及时地更新系统中的软件，特别是一些杀毒软件。总之，必须要将系统的维护工作做好，从而有效地避免系统中出现各种漏洞。要将监测攻击和告警的设备装配在关键的位置，从而能够使系统的安全防护能力得以提升，一旦遇到黑客攻击或者病毒攻击的情况，就需要马上采取有效的应对措施，在使现场安全得以确保的基础之上，尽可能的以最快的速度使系统恢复正常运行，防止出现事态扩大的情况[4]。
3.3对系统运行环境的规范控制进行强化
必须要严格地以相关系统设计依据为根据对高级软件、系统性能要求、网络通信要求、历史数据报表管理、支撑软件要求、系统结构配置、系统设计依据等进行规范，从而有效地避免出现各种不安全的因素。要严格地有无人值班的要求为根据改造和设计全部的变电所，并且保证系统四遥功能的实现。自动化调度设备还必须要具备防雷击防过压的措施以及安全可靠的接地系统，要对其接地电阻进行及时的检测，确保接地电阻符合相关的规定，同时还要对相关的消防设备进行有效的配备。
四、结语
在我国电力技术快速发展的今天，在电网系统中广泛地应用到了自动化调度系统。自动化调度系统的应用除了使现场操作得以减少之外，同时还使工作人员的劳动强度得以减轻，最为关键的是其能够对城市各个角落的电网信息进行有效的采集，从而使系统的监控范围不断扩大。总之，要想使自动化调度的作用充分的发挥出来，就必须要将安全防护体系构建好，并且不断地规范其运行管理，最终确保电网实现安全稳定运行。
参考文献：
[1]郭伟.浅析电网调度管理一体化[J].云南电力技术.2012（03）
[2]吕菊平.浅析电网调度管理和自动化系统安全防护[J].机电信息.2011（36）
[3]胡睿.电网调度管理和自动化系统的安全防护[J].科技资讯.2011（20）
电网自动化控制 篇4
近年来世界范围内风力发电(以下简称风电)迅猛发展,中国更是以加速度投资建设风电,内蒙古等风资源丰富省(区)的风电装机容量已超过总容量的5%[1]。据欧洲运行经验,在高风电穿透率电网中,仍采用“负”负荷的“被动”方式管理风电将给电网的安全与经济运行带来巨大冲击。如何主动进行风电场的有功控制,将其纳入电网自动发电控制(AGC)管理,是电网和风电场都十分关心的课题[2,3,4]。目前,虽然有关改善双馈风力发电机有功出力波动性的研究已经较为充分,提出了输出限制控制等一系列方法[5,6,7,8],但讨论全风电场的协调控制以满足电网对风电场有功综合需求的文献还较少。
风电场有功控制有其特殊性。与常规调频、调峰电厂相比,风电场只具备非常有限的有功调节能力。制定既可与风电场有功控制能力相匹配、又可减轻风电场给电网带来的有功/频率调整压力的控制目标,是将风电场纳入电网AGC首先要解决的问题。另外,储能技术提高了风电场有功输出的可控性,但这要求风电场AGC必须具备能量调度功能来协调储能装置的充放电过程。
考虑到控制实施的时延,风电场AGC应针对未来时段的场景进行分析和控制,就必须用到风电功率预测技术。目前商业运营的风电预测系统已可应用于发电计划制定、电力交易和备用安排等,但直接应用于实时发电调度,还存在预测精度较差、预测周期与控制周期不匹配等问题[4]。
综合分析上述问题,本文提出了考虑储能的风电场有功控制3层模型,并对所提出模型进行了仿真验证。
1 风电场与AGC
1.1 含风电场的系统AGC
按风电场在系统有功调度中的参与度从低到高划分,风电场与系统AGC的关系分为3个层次:
1)风电场被排除在AGC之外,作为“负”负荷处理,其出力不确定性完全由系统热备用容量进行补偿。中国现有电网调度基本上处于这个阶段。
2)AGC考虑风电出力(预测值),并将风电预测的不确定性与负荷预测的不确定性结合起来安排发电计划。这种模式在欧洲已有尝试[4],但电网原则上仍旧不干涉风电出力。
3)AGC实时调度风电出力。风电场在力所能及的范围内,与常规电厂一样主动响应系统的调频、调峰等需求。本文讨论的属于这一种。
将风电场纳入系统AGC后,调度方式与常规电厂稍有不同,如图1所示。
调度中心以风电预测系统发布的各风电场最大可能出力Poptwf为基础,考虑运行安全与经济约束,在增加风电有功出力修正量ΔPwf后,将有功出力参考值Prefwf发送至各风电场。风电场AGC中心将对整个风电场的出力要求Prefwf分解到各台风力发电机以及储能设备。这种基于预测的风电场AGC是一种在目前技术条件下能够兼顾风电场经济性与可控性的、较为可行的实现方案。
1.2 风电场参与AGC的潜力
1.2.1 风力发电机的有功控制能力
目前关于风力发电机有功控制主要包括输出限制控制、平滑控制、爬坡率限制控制等。输出限制控制主要服务于电网调峰,一般是在风电出力过大以致威胁系统安全时不得已的“弃风”之举;平滑控制[9,10]主要用于维持风力发电机在小幅高频的风速波动下出力不变,只有在小惯性电网中,风力发电机的平滑控制才有必要考虑;爬坡率限制控制主要用于防止风力发电机出力过快爬升带来电网过频问题。除此之外,还有一种主动控制——自动调频控制,即让风电场发挥类似常规调频电厂的作用,检测电网频率偏移,自动调整出力变化。显然,受风能捕获极值限制,风力发电机只适合执行过频减荷;如考虑低频增发,则需始终运行于风功率极值曲线以下[11],经济性较差。另外,受风速波动影响,风电场作为二次备用的容量可信度较低。就目前的技术条件来看,风电场作为调频电厂的代价很大,并非电网的优先选项。
1.2.2 储能设备的有功控制能力
目前,大型风电场配备的储能设备以高功率、大容量的电化学储能为主[12,13]。受充放电次数限制,一般用于调峰。据统计(统计结果见附录A图A1),百兆瓦级风电场99%以上的波动在10 MW左右。该容量已超出超级电容、超导储能等不受充放电次数限制的储能设备的常规容量,因此不宜采用储能设备协助风电场调频。
1.3 系统对风电场的有功控制要求
1.3.1 调峰
风电在系统AGC中是否参与调峰受系统日负荷变化曲线与风电日出力变化曲线的影响。电网间个体差异较大,而风的季节性变化明显,因此2条曲线的匹配存在多种可能的情况。定义风电日出力曲线与系统日负荷曲线的匹配系数r(t)为:
式中:Pw(t)和Pl(t)分别为t时段风电日出力与系统日负荷的曲线值;
当负荷处于高峰而风电处于低谷(即r(t)<1)或负荷处于低谷而风电处于高峰(即r(t)>1)时,风电调峰性能最差,本文称之为风电的反调峰特性。据内蒙古电网运行经验(运行结果见附录A图A2),风电给系统调峰增加了额外负担,极端反调峰容量甚至达到风电总装机容量的20%以上。考虑到中国“三北”地区风资源特点,因此,调峰将是系统对风电场有功控制的主要要求之一。
1.3.2 一次调频与二次调频
双馈风力发电机组出力随风速的变化而波动,由此引起的电网频率变化依赖常规机组补偿。风电并网应尽可能减轻系统调频的负担,但是否需要干涉现有双馈机组的控制模式,则主要取决于电网备用裕度和风电平滑效应水平2个因素。
根据内蒙古风电数据(见附录A图A3),对大系统而言,多数情况下风电增加的二次调频负担并不大。风电场不适合也无必要始终参与调频,仅需限制极端情况下剧烈的出力波动,或在系统调频容量不足时临时参与调频。
2 基于预测的风电场AGC分层控制模型
将风电场纳入AGC管理,不能违反以下3个基本前提:①风电场的最大输出能力时刻受风条件限制;②受新能源政策保护,只要电网安全运行允许,风电场的有功控制都不能以大量“弃风”为代价;③控制追加成本不能给已有风电场带来很大负担。
2.1 基本原理
2.1.1 基于统计指标的控制效果评价
由于大型风电场的风力发电机数目较多,且风电场出力不可避免地包含随机分量,无法持续精确地跟随系统AGC下达的参考曲线,因此只可要求其不偏离参考曲线太远即可。设风电场实际出力为Pwf(t),电网AGC给风电场指定的参考曲线为Prefwf(t),则控制偏差ΔPwf(t)=Pwf(t)-Prefwf(t)。给出若干基于统计的控制指标如下:
1)数字期望E(·)
该指标保证风电场实际出力始终围绕参考曲线波动。
2)统计方差σ(·)
该指标保证风电场出力不至偏离参考曲线太远。
该指标保证风电场出力爬坡率在一定范围内。
2.1.2 基于预测的控制问题模型
风电场AGC是一种离散型控制。控制指令在控制周期的初始时刻产生,必须能够处理整个控制周期内的风电变化。因此,预测技术是风电场AGC的基础。
设有一组实际值v(t),施加控制c(t),最终控制效果为s(t)=v(t)+c(t)。但受某些因素影响,预测值
假设
由此也可以看出,提高基于预测控制的效果必须同时提高预测水平和风电场控制能力。
2.2 风电场AGC的3层控制模型
风电场有功控制能力不等同于风力发电机控制能力的简单叠加。利用风力发电机群的统计特性,风电场可协调、组合简单的风力发电机控制以实现风电场的复杂控制[15]。本文提出的风电场AGC3层控制模型如图2所示。各控制层的分工与协作关系概括如表1所示。
能量管理层配合风电场出力进行储能管理,削弱风电反调峰给电网带来的不利影响;风电场调度层动态选定AGC执行机组并下达相应指令,确保整个风电场的输出特性满足电网调度需求;风力发电机控制层依据风电场调度指令执行输出限制控制、平滑控制等具体功能。其中,风电场调度层是风力发电机AGC控制的核心层。
2.3 风电场控制模型与方法
2.3.1 能量管理层
1)调峰控制
能量管理层按日进行调峰,通过对比风电场日前预测最大出力曲线Poptwf(t)和调度中心下达的日前计划曲线Prefwf(t)安排储能装置的充放电计划。储能装置的充放电不宜频繁,可配合系统负荷的峰谷变化控制在2次以内,充放电尽量一次完成。
为减少“弃风”,储能装置应“以放定充”。储能装置在风电不足(Prefwf>Poptwf,t∈[t1,t2])时需要释放的总能量Sd为:
式中:Ps=min(Kd(Prefwf-Poptwf),Pmaxs)为放电功率;Pmaxs 为放电功率上限;Smax为储能容量上限;Kd为反调峰补偿系数。
储能装置在风电富余(Poptwf>Prefwf,t∈[t3,t4])时的充电能量Sc需满足:
式中:Ps=min(Kc(Poptwf-Prefwf),Pmaxs)为充电功率;S0为储能剩余能量;Sloss为储能损耗;Kc为反调峰补偿系数。
2) 爬坡率限制
当风电场输出下降过快且系统二次调频容量不足时,储能可帮助风电场实现下爬坡率限制:
式中:Pwf为风力发电机出力之和;KΔ为限制系数。
2.3.2 风电场调度层
1)风电场调度层基本原理
系统AGC的控制周期在5 min~15 min之间,而风电场时间常数小,只能在统计意义上跟随参考曲线。风电场调度层的控制周期越小,控制效果越好,但控制成本也随之增加。本文选择控制周期的基本原则如下:设系统AGC每隔Tsys下达控制目标
风电场调度层是风电场AGC的核心层,负责选定执行机组,分摊控制目标。设所有风力发电机集合为W,其中包含受控风力发电机集合Wc与自由风力发电机集合Wf。若预期风电场控制目标为
某些风力发电机控制(如恒功率控制)可以大幅度降低风力发电机出力与预期偏差σ(si)|i∈Wc≪σ(si)|i∈Wf。结合式(10)可以看出,选定的受控风力发电机集合越大,风电场的控制效果越好,但付出的控制成本越高。风力发电机分摊应按成本最小原则,假设受控风力发电机集合Wc划分为不同控制集合n1,n2,…,nN,每种控制的单位控制成本为ki,则风力发电机分摊问题转化为求解如下优化问题,并同时考虑以式(10)为约束条件:
2)爬坡率限制
实现爬坡率限制的风电场控制策略如下:
式中:ΔPwf为风电场出力调整量;KΔ为限制系数。
3)调频
前文已述及,风电场不适合作为调频电厂,只在系统二次调频容量不足时临时调频,此时风电场按照系统AGC下达调整量ΔPwf控制即可。
2.3.3 风力发电机控制层
1)输出限制控制
风力发电机输出限制的控制目标如下:
Pwi=min{Prefwi,Poptwi} (13)
式中:Pwi为第i台风力发电机的出力;Prefwi和Poptwi分别为其给定出力和最大风能捕获出力。
同时,需要利用桨距角控制防止风机失速,如图3所示。当风力发电机转子转速ωr超过限值时,采取PI控制增加桨距角,反之减小桨距角。
2)平滑控制
现有双馈风力发电机采用最大功率点跟踪(MPPT)控制,输出功率设定随实际风速的变化而波动,可以采用滑动平均法(moving average)设定输出功率如下:
式中:m为平滑长度。
假设Pwi(tj)独立同分布,则利用式(14)可使出力波动方差减小到原来的1/m。
3 仿真测试
以内蒙古某风电场为例进行仿真测试。该风电场有30台额定功率为1.5 MW的双馈风力发电机,配备3 MW×6 h储能电池。采用2009年1月某一天的实测数据进行验证。
图4说明了当日风电场出力反调峰情况:在负荷低谷0 h~2 h出力达到最大,而在负荷峰值11 h~13 h,21 h~23 h出力降至最低。风电场需要利用储能和风力发电机输出限制来参与调峰。
图5中的无AGC实测对应曲线给出了风电场在0 h~6 h时段出力的细节。可以看出:风电场在额定风速及以上时,出力波动较小;在低风速段出力波动较大;在0 h~3 h时段,受电网安全约束,需要风电场限制出力以减轻系统调峰压力。
3.1 控制目标
1)调峰控制
考虑式(1),风电场的调峰控制目标是使r(t)尽可能接近1。
2)AGC参考曲线跟踪控制
在风电场最大功率预测曲线基础上,可以给出考虑电网调峰需求的风电场AGC参考曲线(见图5中的AGC参考对应曲线)。电网AGC控制周期Tsys=10 min。预测采用滑动平均法:
式中:Pwf(·)为采用风电场10 min均值出力数据。
风电场有功控制的目标为:
3.2 控制策略
3.2.1 储能控制
风电场储能控制依据日前预测曲线安排,式(1)应采用相应的预测值。电池选择在r(t)最小的时段10 h~13 h,21 h~24 h以最大放电功率放电。同时,考虑“以放定冲”原则(式(7)、式(8)),选择r(t)>1的一个连续时段(0 h~6 h)按最大功率储能。
3.2.2 风电场调度层
1)选定风电场调度层控制周期。
考虑2.3.2节介绍的控制周期匹配原理,选择风电场调度层控制周期Twf=1 min,保证在系统AGC周期Tsys内Pwf,10 min=E{Pwf,1,Pwf,2,…,Pwf,10}满足式(16)、式(17)。
2)选定执行机组。
具体方法是:对各风力发电机作1 min的超短期预测,确定其可控容量[0,Poptwi],然后选择执行风力发电机集合Wc使之满足:①可控容量之和不小于控制目标;②包含最少的台数,以保证控制成本最低;③选择出力最低的机组,这是因为风力发电机在低风速段出力波动较为剧烈,而采用输出功率限制控制可有效输出波动。
3)在执行机组集合Wc中按可调节容量大小分摊控制偏差,如下式:
3.3 控制效果
3.3.1 调峰控制
考虑了储能管理与风电场出力限制后,风电场出力曲线与系统的负荷曲线匹配系数有所改善,如图6所示。本文算例中的储能容量仅占6.7%,若能提高储能比重,将收到更好的调峰效果。
3.3.2 AGC曲线跟踪控制
图5给出了0 h~6 h风电场对AGC参考的跟踪控制仿真结果。在风电场超短期预测的基础上,仅依靠少量风力发电机(最多4台,参见附录A图A4)的输出限制,即可实现风电场对AGC参考曲线的跟踪。算例中风电场出力10 min均值偏差为-251.7 kW,约占风电场容量的-0.56%;均方差为795.1 kW,约占风电场容量的1.8%。均值偏差为负是由风电场最大风能捕获功率在个别时刻低于预测值造成的。
从图5还可以看出,受风电场调度层控制周期限制,风电场出力的瞬时波动仍可能较大,但只要其变化趋势得到控制,就不会威胁到电网的频率安全。
3.3.3 风力发电机输出功率控制
在风电场AGC模式下,执行机组在有风电场控制指令时按指令输出有功,其余时间仍以MPPT方式运行。图7给出了风电场内某台风力发电机在10 min内连续执行风电场调度层指令的情形,可以看出,在较高的预测精度(小于5%)下,风力发电机基本上能够忠实控制指令而不至失稳。
4 结语
风电场AGC是高风电渗透率电网安全经济运行的关键技术。本文在对实际运行数据进行统计分析的基础上,明确了风电场AGC的控制目标、理论与方法,提出了三层控制模型并进行了仿真验证。与常规机组AGC相比,基于预测的风电场AGC还有许多基础理论问题有待进一步讨论,如预测步长/预测误差对控制效果的影响、建立衡量风电场控制效果的指标体系、与系统AGC的配合问题等。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：主动进行风电场有功控制,将其纳入电网自动发电控制(AGC)管理是电网与风电场都十分关心的课题。文中首先定量讨论了风电场有功控制能力及电网AGC对风电场的要求,提出了考虑储能的风电场有功控制3层模型,即能量管理层、风电场调度层及风力发电机控制层,可实现输出限制、AGC曲线跟踪控制、调峰控制等综合控制目标。对上述模型进行了仿真验证。通过与现有风电场运行模式进行效益对比,证明了风电场可以在较小的调节开销下实现上述控制目标。
电网自动化控制 篇5
在电网设备检修申请中，需要根据检修内容、检修环境、以及安全因素等，合理确定需要检修的设备和停电范围。电网设备检修申请的申请票中的两个重要项目就是设备名称与停电范围。其中，设备名称指的是需要开展检修工作的具体对象，指的是某个具体的设备。而停电范围指的是该项检修工作开展过程中需要停电的所有设备。需要注意的是：
(1)二次设备、保护通道随相应的一次设备名称填报;
(2)实际运行中不能独立停电检修的设备，按需停电的主设备名称填报;
电网自动化控制 篇6
关键词：资源节约；城市电网；自动化系统
中图分类号：TM711 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 18-0000-01
当今社会，电能源的发展显然在所有能源之中占据着举足轻重的位置，而合理高效地配制资源显然已经是老生常谈的问题了。无论是西方发达国家还是发展中国家都在纷纷迫切地寻求在保证供电质量和安全的同时更加合理节约资源的途径。在这一情况下，配电自动化系统便应运而生了。
一、配电自动化系统概述
（一）配电自动化系统简介。所谓的配电自动化指的是将计算机技术、数据传输技术以及系统监控技术和管理等方方面面合成一体，进行综合化的信息系统管理[1]。这样一来，供电的可靠性得到了显著有效地提高，同时供电的质量以及安全也得到了保证。特别是21世纪以来，诸如美国、德国以及日本等国家，在其城市配电系统自动化系统发展中越来越加以重视和关注，从而取得了显著的实际效果。这种集中了变电站自动化和配电线路自动化分段测试以及电容器调节空间等多方面于一体的自动化模式在保证了向用电客户提供优质服务的同时供电运行的费用以及运行人员的劳动强度也得到了显著的降低，由此可见配电自动化系统的使用具有显著的实际优势所在。
（二）配电自动化系统使用的优越性。随着人类社会的不断发展，资源面临枯竭已经越来越受到各个国家的高度重视，电力资源亦不例外。从现在的情况来看，对城市电网进行自动化配电系统的构建已经成为了电力行业节约资源最为行之有效的方式之一[2]。通过将配电网自动化系统在实际应用工作中的推行覆盖实现对电站内部相关设备设施的有效保护合理配置，从而使得电网供电系统的工作效率得到显著提高，电网运行安全性得以有力保证。由此可见，这种配电网自动化系统的建设有利于电站对实际信息数据的实时掌控，有利于对实际信息加以统计利用，从而保证了电网系统出现的问题甚至潜在的问题得以即时发现，这样一来电网智能化自愈的功能便得到了显著的提高。电网配制供电实现自动化运作同样可以保证停电信息实现有计划有安排的操作，并且和用电客户进行有效地沟通协调，实现电站工作的和谐良好运转。
二、我国配电自动化系统的发展现状
21世纪以来，我国的配电自动化系统也在不断的加以发展和完善，并取得了一定的成效。尽管如此，我国的配电网自动化系统在发展过程中仍旧存在着诸多问题亟需解决。
（一）配电自动化智能系统的安全性有待加强。电网的铺设改造需要耗费大量的人力物力和时间，因而在正式进行改造时需要进行系统化综合性地计划规划[3]。然而现如今我们所应用到的电网设备有相当大的一部分甚至为十多年前铺设而成的陈旧设备，其供电运行的安全性得到了显著的降低。由此可见，老化的电网无论是工作效率还是环境安全问题均有待加以进一步的强化和改善，从而向现代化的配电网自动化发展。举例来说，美国现行的电站变压器的平均使用时间为40年左右，这和变压器的实际使用年限相一致；而在我们的邻国印度，2012年的7月份发生了一起大规模的停电事件，从而使得高达6.8个亿的居民的日常生活受到影响。即便是现如今的印度仍旧不能够满足其日常的高峰用电需求。这样看来，配电網自动化模式的运行仍旧存在着较大的安全隐患，掌控不好甚至会造成重大的用电事故。因而，在电网配电供电系统自动化运转模式上无论是硬件还是软件方面均需要保证避免网络攻击，从而使得配电网极其数据中心的相关安全性问题得到加强。
（二）通信系统设计有待改进。配电自动化系统传输指令需要通过远方的终端将信息进一步传回指控中心进行通信支持，由此可见通信系统设计的合理与否直接影响着配电自动化系统的实现，我们将其称之为配电系统自动化的神经中枢[4]。然而在实际运行中现有的通信系统存在着诸多漏洞亟需在设计方面加以改进。
三、配电自动化系统存在问题的改进建议
显而易见通信系统在配电网自动化系统的发展中占据着重要的地位，而随着科学技术的不断发展，现阶段的通信系统所存在的诸多缺陷性问题需要加以相应的解决处理。在我们现有技术设备使用的配电自动化管理系统中实现了将各相关汇接点的通信资源同电脑系统相互连接的情况，从而便于信息的查询以及相关汇接点光缆数量和长度走向等设备端口使用情况可以直观展示出来[5]。这种自动化的系统主要由两部分构成，其中包括电网GIS平台以及配单通信线路资源的图形管理，从而可以将当前电缆线路的地理连接情况直观的显现出来。而另外一个主要构成部分则为同GPMS系统集合而成的台帐资源管理装置，主要负责完成对通信设备台帐资源管理的衔接。这种系统在实际线路运转中的运行有利于整合原本零散无序的通信资源，完成资源的科学系统管管理分配[6]。系统的构建以及正式投入运行需要对设计的辅助决策及规划提供相应方面的参数以实现配电网络系统的图形化和智能化管理模式。
四、结束语
总而言之，在经济科技告诉发展的今天，电力能源俨然已经在人们的日常生活中扮演了重要的角色，电能利用已经渗透到了人们生产和生活的各个角落，可见加快城市电网配电系统的自动化发展促进资源能源节约是电力系统发展的必然趋势。
参考文献：
[1]宋慧敏.城市电网配电自动化系统技术分析[J].电子技术与软件工程，2014（04）：254.
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[3]陈政.配电自动化系统中配电管理的问题的探讨[J].科技风，2013（08）：235.
[4]苏俊斌.城市电网配电自动化系统技术分析[J].广东科技，2011（18）：145-146.
[5]史志广.谈地区配网配电自动化的应用[J].科技创新导报2010（07）：77.
[6]王建业.浅谈电力自动化管理系统[J].改革与开放，2010（02）：185.
电网自动化控制 篇7
龙山变、谷脚变有铁合金高能耗负荷, 由于大型交流电流弧炉等冲击性非线性负荷影响, 再加上龙里变110k V母线上有铁路牵引负荷, 负荷极度不稳定、负荷变化大且无规律, 导致整个集控电压质量较低, 因为有牵引变极度不稳定负荷存在, 往往集控告警4个110k V变电站电压越下限后, 采取手段调高电压后, 铁路通过之后, 负荷降低, 又导致电压越上限。可
见, 采用人工调节或单站VQC调节, 存在着调压速度跟不上电压变化速度、调节设备的过度调节等缺陷, 需要采用技术上更为先进的调压方式。本文将介绍对贵阳东部电网实施自动电压控制系统, 其控制流程及实现算法, 并对实施效果进行分析并提出未来的改进建议。
1 AVC系统的特点及控制流程
1.1 AVC系统的特点
目前各省级电网正在建立基于省地协调的省网无功电压控制系统, 该系统不单局限在对省网主网的优化控制, 全省各地区无功优化协调控制也是该系统的重要任务。省网将每个220k V供区作为一个虚拟的无功调节设备, 各供区上送的220k V供区无功可调范围作为优化约束, 经过全网无功优化后给出各个220k V供区无功范围作为优化目标下达给各个地调AVC。地调AVC作为全省无功电压控制系统一个子系统, 在保证电压合格情况下, 首先保证全网优化目标, 降低网损, 减轻值班员的劳动强度、减少调节设备动作次数。
1.2 AVC系统的控制流程
根据区域电网的实际情况, 同时变电站的断路器遥控、主变分接头调节也已经在集控系统验证正确, AVC采用从SCADA系统采集数据, 从SCADA系统遥控出口的模式 (见图2) 。
同时考虑各种安全闭锁策略: (1) 断路器闭锁。电容器保护信号、断路器就地信号、断路器控制回路信号闭锁电容器调压; (2) 量测数据安全闭锁。测量数据多个数据断面数据无变化判断为坏数据封锁, 全站数据不刷新判断通道退出封锁AVC自动控制; (3) 遥控次数封锁。根据远动规约的要求, 同一时刻只能有一个遥控命令下发, 同一个断路器或主变分接头设定每天控制次数, 避免对同一个设备多次调节损害设备。
2 AVC系统的控制策略及实现算法
2.1 AVC系统的控制策略
地调AVC系统实际是一个多目标的优化系统, 因此应对各目标进行解耦分析, 求解控制量与被控量的灵敏度关系。具体来说, 在电压越限、省地协调目标越限情况下, 地网AVC系统需要在调节这些目标时, 兼顾无功平衡及降损目标。
在系统检测到变电站母线电压越限后, 首先调用电压灵敏度算法计算出本站、上下级站内电压调节设备排序表, 然后根据动作次数时段限制、省地联调约束确定可调节设备, 对这些设备进行优先级排序, 电压调节灵敏度一样的情况下, 优先选择网损灵敏度调节高的设备。可见, 控制策略实现的重点是灵敏度的求解。
2.2 灵敏度算法
灵敏度分析是一种经典的电力网络分析法, 已经在电力系统分析中得到广泛的应用。由于设备、通道等原因, 导致EMS系统采集的数据导致电网潮流不收敛的情况较多, 灵敏度分析求解方法最好不要依赖于潮流。我局地调AVC系统采用潮流雅可比矩阵进行矩阵变换, 直接得到灵敏度系数的线性化模型建立方法。
以发电机机端电压、无功补偿设备出力及可调变压器变比为控制变量, 发电机无功出力和负荷节点电压为状态变量, 以电网的有功损耗Ps为目标函数。将非线性无功优化模型线性化, 可以建立如下形式的线性规划模型:
其中VG为发电机机端电压向量, QC为无功补偿设备出力向
量, TB为可调变压器变比向量, QG为发电机无功出力向量, VD为负荷节点电压向量, 一阶偏导数 分别是网损对发电机端电压、无功补偿设备出力和可调变压器变比的损耗灵敏度系数;矩阵S为状态变量对控制变量的相对灵敏度系数矩阵:
对该矩阵采用雅可比矩阵进行求解。
3 AVC系统效果分析
AVC系统通过多次测试, 不断地调整改进, 于2012年2月28日在贵阳供电局220k V东龙集控投入闭环运行, 对东龙集控下辖110k V及以上变电站进行自动电压控制。通过选取AVC系统投运前后两日的10k V母线电压曲线对比, 结果如图3, 图4。
通过比较可发现, AVC投运前, 电压在负荷波动大且时间较短 (火车通过时, 由于220k V龙里变110k V母线电压波动传导至接入该母线的110k V变电站) , 人工调节相应过慢, 电压越下限频繁, 电压值在9.7k V至10.75k V之间波动, 且变化比较剧烈。电压AVC投运后, 通过区域无功潮流的自动优化, 越限时间大大缩短, 从曲线上反应, 电压值在10.05k V至10.38k V之间波动, 变化比较平缓。
试运行结果表明, 系统能正确的对被控对象进行控制。AVC系统投入运行后, 提高了电压合格率, 同时响应时间快:从计算到策略执行完成, 一般只需1分钟。相当于一套容量91万千瓦的无功动态调节系统, 这无疑大大提高了电网的电压稳定水平。
4 结论
贵阳东部电网AVC系统的从全网进行合理调整, 克服了人工仅能进行局部控制且反应速度慢的缺点, 提高了电网整体控制水平, 提高了电压合格率降低了网损。由于采用闭环自动调整控制方式, 减轻了运行人员的劳动强度, 提高了无功、电压、线损的管理水平, 对建设绿色、可靠电网有重要意义。但实际运行当中发现, 由于采用第三方软件的方式实现AVC功能, 存在通信接口软件稳定性等问题, 增加了故障点, 下一步推广应用过程中可考虑采用EMS本身的高级软件功能或者采用耦合更为紧密的第三方外挂软件包方式。同时应考虑对夜间轻负荷地区, 比如新投运的平地变, 在所有调节手段用完之后, 电压偏高的情况, 采用磁控电抗器调节后的控制策略。
摘要：传统电压控制方式存在调压质量低、值班人员负担重、过度调节等缺陷, 而自动电压控制具有降低网损、提高电压合格率以及优化区域电网无功潮流的优势。本文分析了自动电压控制系统 (AVC) 的特点和控制流程, 分析了采用灵敏度算法的AVC的控制策略, 以贵阳东部电网作为试点研究, 自动电压控制系统的实施提高了电压合格率、电压跟踪时间。
关键词：自动电压控制系统,区域电网,应用
参考文献
[1]郭庆来, 孙宏斌等.江苏电网AVC主站系统的研究和实现[J].电力系统自动化, 2004, 28 (22) :83-87.
电网自动化控制 篇8
1 我国受端电网面临的电压稳定问题
1.1 受端电网含义
受端电网指的是以负荷比较集中的地方为中心画出一块区域, 然后用比较密集的电网把这个区域内以及周边的一些电厂和电源联系到一起而形成的电网系统。这个受端电网利用外面远端电源提供的电能实现自身的供需平衡。
1.2 受端电网所面临的的电压稳定问题
随着我国大型水电基地、火电基地的建成和北电南送、西电东送这两个战略计划的实施, 我国的电力系统发生了翻天覆地的变化。我国的电网正逐步向特高压、大机组的方向发展。与此同时, 我国形成了包括北京、上海、广州三个城市在内的多个特大受端系统。这些特大受端系统带来了大容量的电力需求区、大的峰谷差和大量分布式电源的接入。这些因素使得受端电网的电压稳定性逐步降低, 以至于不能满足受端系统对无功电压的需求。最终会使得受端系统的电压彻底崩溃, 给人们的安全和财产带来很大的威胁。所以, 解决受端电压的稳定性问题迫在眉睫。
2 受端电压的静态无功补偿和无功自动补偿
2.1 静态无功补偿
为了能够使得受端电网的电压保持稳定, 减少因电压不稳定造成的一系列电压崩溃事件, 我们想了许多办法来解决这一技术问题, 静态无功补偿就是应用得比较早的一种。静态无功补偿就是在电网里面加上合适的变电站或者是在线路中并联电容器组。使用这种方法可以有效降低电网的损失, 所以, 在一定条件下, 静态无功补偿是一种比较有效的稳定受端电网电压的方法。
2.2 静态无功补偿的不足
静态无功补偿虽然可以在某些情况下较有效地减少电网的损失和稳定电压, 但是它有很多不足之处。静态无功补偿是以年支出最少量为目标的函数, 是靠数学模型计算出的最优数值。但在实际情况中, 补偿的容量与电压的稳定阈值有很大的关联。所以, 仅靠计算得出的稳定阈值会比较保守, 难以达到稳定电压的目的。这是静态无功补偿的不足之处。还有一点就是如果在线路中并联电容器组, 电容器组在无功电压降落的时候无功出力会很少, 这样就可能会造成系统电压的恶化。即使电网系统的静态无功补偿充足, 也可能会因操作或线路中产生某些故障而导致电压崩溃。鉴于此, 在大型的受端电网中, 仅仅依靠静态无功补偿是远远不够的。
2.3 无功自动控制
无功自动控制又叫动态无功补偿。动态无功补偿就是能够快速响应电网对无功需求的一种补偿方式。无功自动补偿的优点主要有: (1) 快速响应电网对无功的需求, 进而使电压处于稳定的状态; (2) 降低了变压器的调整频率, 减少了工作量, 保护了变压器; (3) 减少了切负荷量, 保证了受端电网的稳定性; (4) 降低了电网运行对能量的消耗, 保证了静态无功补偿装置作用的发挥。
2.4 SVC
SVC是区域控制的简称, 是一种动态无功补偿策略。区域控制 (SVC) 、本地控制 (PVC) 、全局控制 (TVC) 共同构成了三级电网控制模式。SVC作为二级电压控制, 起着连接一级电压控制和三级电压控制的桥梁作用, 并在一定程度上合理地利用了各地的无功电压调控, 增强了受端电网的电压稳定性。因此, SVC是整个三级电压控制程序中最主要的部分。
2.5 受端电网对无功自动控制的应用现状
我国地域辽阔, 各个省份的自然条件和经济实力有很大的差别, 受端电网的情况也各有不同。基于此, 无功自动控制在不同地区的应用情况各不相同。像湖南、江苏、安徽等地都已经采用了三级电网的控制模式, 并收到很好的调控效果。总体来说, 我国的无功自动控制技术还不太成熟, 仍处于起步阶段。要使它得到普及, 还需要我们电力工作者共同努力。
3 结束语
随着我国电力系统的快速发展, 电网结构日趋复杂, 大型受端电网的出现对电网无功补偿技术的要求越来越高。传统的静态无功补偿办法已经很难满足目前的需求, 所以, 动态的无功补偿策略应运而生。SVC作为一种比较有效的无功自动控制策略, 得到了供电企业的亲睐。但目前的SVC技术还不太成熟, 还需要广大电力研究人员的不懈努力。
参考文献
[1]张勇军, 韩东坤, 刘巍.受端电网静态/动态无功补偿综合优化[J].电力自动化设备, 2009 (03) .
电网自动化控制 篇9
1 数学模型
自动电压控制以区域内经济性为目标函数, 以安全性为约束条件, 同时将控制设备动作次数还原为经济成本, 实现全网的优化:
式中:Ploss为系统的有功损耗;n1, n2, n3, n4分别为电压考核节点个数、无功考核节点个数、可调主变数, 可控容抗器数;Vi, Vimax, Vimin分别为各电压考核点的电压、电压上限、电压下限;Qg, Qgmax, Qgmin为当前关口的无功值、无功上限值和下限值;Qi, Qimax, Qimin分别为各无功考核点的无功值、无功上限值和下限值;λu, λg, λq分别为电压罚因子、关口无功罚因子、无功罚因子;λT, ΔXT为主变分头的调节罚因子和可动作次数;λC, ΔXCi为容抗器的调节罚因子和可动作次数。各个惩罚因子可按电网系统中安全权重来综合考虑, 电压安全优先级最高, 权重最大, 一般取0.6, 而关口无功罚因子、无功罚因子、主变和容抗器调节罚因子都取0.1。
2 基于地级电网的超高压自动控制方案
2.1 负荷预测的处理
地区电网能量管理系统 (EMS) 基本可实现系统负荷预测及母线负荷预测功能, 能够提供较高质量的负荷预测结果。自动电压控制系统根据母线负荷预测的结果划分为几个不同的区间, 然后根据母线负荷预测结果以及电网的拓扑连接关系, 计算各自动电压控制关口的负荷预测结果, 从而可以判断各自动电压控制关口的负荷变化趋势, 为关口母线制定合理的电压控制目标。
2.2 控制方案
在电网实际运行中, 在安全约束条件的约束下, 尽可能少动作设备来达到快速优化电压质量。在地级电网中, 220 k V枢纽变电所高压侧的负荷水平和负荷变化趋势影响了整个220 k V片区的电压质量。而传统的220 k V自动电压控制对220 k V侧的电压调节能力非常有限, 为此, 文中提出了地级电网的超高压自动电压控制模式, 在地级电网加入超高压变电站模型, 通过地级电网的500 k V和220 k V电压的联合控制, 提升地级电网的电压控制效果和减少无功设备的调节次数其控制流程如图1所示。
该控制策略是在地级电网中引入超高压控制, 解决地区电网中控制的盲点。该算法检测到供电区域中枢纽母线 (一般是220 k V) 越限时, 就启动超高压算法, 快速解决220 k V电压越限点, 整体快速优化该供电区域的质量。该算法比传统算法增加了地区电网的盲点 (一般指220 k V母线) 调节, 使得地区电网电压调节能力大大增强和可靠。
3 算例分析
将文中的方案应用于中山电网EMS中, 用户自定义选择常规控制方案和结合超压控制方案。超高压控制方案枢纽母线控制如图2、图3所示, 对比结果见表1和表2。
由表1、表2可知, 文中的控制方案较常规控制方案供电安全性和经济性都有一定程度的提高。
4 结束语
提出了地级电网中超高压与常规自动电压控制的混合策略方案, 该方案不依赖于省级电网的潮流计算, 独立运行于地级电网中。中山地区的闭环运行结果表明, 该控制策略可有效提高电压合格率, 并减少无功设备的动作次数。
参考文献
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电网自动化控制 篇10
一、顺义电网AVC系统控制策略
顺义区调度AVC的策略糅合了电压和无功的协调控制, 在电压控制时会兼顾无功, 无功控制时也会考虑电压。具体分为三个模块, 优先级由高到低, 分别为电压校正控制--区域无功控制 (省地联调) --单站无功控制。
1.1电压校正控制
电压校正控制基于专家算法和九区图原理, 是对单站的母线电压越限进行处理的策略, 也是AVC系统中最基本的策略。
1.2区域无功控制 (省地联调)
目前北京市调和下属各个地区电网的控制界面划分如下:市调控制到220k V变电站的110k V侧, 而从220k V变电站110k V出线向下连接的其他110k V变电站由各个区调控制。具体的联调策略如下:市调AVC:实时优化计算区调220k V主变中压侧关口无功的控制目标, 下发给各个区调AVC系统220k V变电站110k V关口功率因数上下限。区调AVC:接收到市调下发的协调指令后, 根据每个主变中压侧关口所带的110k V电网的运行情况, 综合考虑无功设备对关口的无功灵敏度、设备动作情况以及110k V站内高中低压母线的考核要求, 保证10k V电压母线的合格, 选择合适的无功设备动作, 响应市调AVC下发的关口协调指令。
二、顺义电网AVC系统控制策略预判条件
2.1电容器预判条件
电容器在进行电压校正控制、区域无功控制和单站无功控制时都需要预判, 预判分为三重, 分别是基本预判、单站无功预判和区域无功预判。电压校正、单站无功、区域无功控制时, 电容器均需要通过第一、第二、第三重预判。
2.2变压器调节分头预判条件
主变已经调到极限档位 (调到了最高档或最低档) ;中压侧和低压侧电压冲突 (低压侧电压低时中压侧过高) ;主变未达到调节间隔时间;主变有闭锁 (告警闭锁或者保护信号闭锁) ;主变档位调节次数越限。
上述条件满足其一, 变压器预判不通过。
三、AVC系统控制情况分析
顺义电网AVC系统控制110k V变电站21座, AVC覆盖率100%;控制35k V变电站10座, AVC覆盖率90.9%。
3.1系统整体运行情况
2014年4月顺义供电公司电压合格率指标为100%, 电压水平总体平稳, AVC系统运行情况良好, 全月均投入闭环运行, 有效控制了全网电压水平。
3.2设备控制次数统计
2014年4月AVC系统共控制110k V、35k V变电站内主变分头、电容器共计动作4196次, 其中分头动作3721次, 约占总动作次数的88.68%, 电容器动作475次, 占比11.32%。1、主变分头控制次数。AVC系统控制主变分头动作的3721次中, 平均每台主变分头每日动作1.97次。从每日平均动作次数来看, 每日分头动作5次及以上的主变共有9台, 占比14.30%, 其中龙湾屯2#变, 王泮庄1#变、2#变分头日平均动作次数较多, 分别达到9.63次、7.63次和7.20次;2至5次之间的共有13台, 占比20.63%;其余主变分头每日动作次数小于等于2次, 占比65.08%。2、电容器控制次数。平均每台电容器每日动作0.20次, 每日动作1次及以上的电容器共有5台, 占比6.25%;0.5至1次之间的共有5台, 占比6.25%;0.1至0.5次之间共有7台, 占比8.75%;其余电容器每日动作次数小于等于0.1次, 占78.75%。
3.3控制策略调整情况
1、针对王泮庄站10k V母线电压曲线与负荷高峰、低谷联系不紧密, 全天24小时均处于剧烈波动状态的问题, 将电压上下限设置调整为全天一致, 将高峰时段电压下限由10.2调整为10.1, 减少主变分头不必要的动作。
2、将龙湾屯10k V4#母线电压下限由10.2k V修正为10.1k V, 避免1#电容器频繁动作, 减少1#电容器与上级电源主变重复动作的几率, 提高电压合格率。
3、将龙湾屯10kV5#母线电压下限由10.2kV修正为10.1k V, 避免龙湾屯2#主变频繁动作, 减少龙湾屯2#主变与上级电源主变重复动作的几率, 提高电压合格率。
四、结语
AVC系统是供电企业实现自动调度的重要手段, 有效降低了调度工作的劳动强度, 全面改善和提高了电网电压质量, 降低了电网损耗, 确保了电网的安全、优质和经济运行。
摘要：自动电压控制系统 (AVC) 是提高电网电压合格率, 降低网损, 实现电网运行在线控制的有效手段。本文详细介绍了顺义电网AVC系统控制策略, 并结合2014年4月电网电压运行数据, 对AVC系统在顺义电网的应用情况进行了分析。
关键词：自动电压控制系统,电压,控制策略
参考文献
[1]王永平自动电压控制技术 (AVC) 在电网中的应用研究[J].技术与市场。
农村智能电网配电自动化技术研究 篇11
关键词：智能电网；配电自动化；主站系统；升级改造
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1674-1161（2016）09-0056-02
受自然条件、供电特点、历史背景等诸多因素影响，农村电网发展水平与城市电网相比存在着较大差距。因此，应加快农村电网智能化建设，使农村电网朝更加高效稳定的方向发展，切实满足广大农村用电需求，为农村经济社会发展提供有力保障。
1 农村智能电网配电自动化建设的总体要求
农村智能电网配电自动化建设要遵循的基本原则和总体要求有：1） 符合村屯规划和整个地区电网建设规划要求。2） 规划设计和施工建设标准要高、要求要严格。既要充分考虑当前实际情况，又要着眼于未来发展前景，合理使用已有电网资源，科学合理制定规划和改造方案。3） 建设和改造步骤要科学合理、有序安排，近期、中长期、远期目标统筹协调推进，在保证功能实现的基础上，适当兼顾成本问题，使各个环节能够充分满足未来负荷增长需要，适应长远发展要求。4） 在农村智能电网建设过程中，既要注重实效，也要考虑长远，实现智能化、自动化的基础和前提是提供安全稳定可靠的电源，充分保障用户的用电需求。5） 规划设计方案兼顾先进性、前瞻性和可操性。
2 农村配电网自动化系统的结构
2.1 主站系统
农村配电网的特点是规模较小、信息比较集中。在充分考虑电力系统的维护性、扩充性等方面的基础上，通常为其设计两级组成框架：主站层和终端层。配电自动化主站系统负责收集处理数据、隔离故障、恢复供电，一般设置安装在调度中心。这样进行分级，一方面经济适用、灵活性较强，另一方面遵循整体规划、逐步施行的原则。
2.2 主站层
将配电自动化主站系统设置安装在调度中心。主站系统要获取电网各部分的实时信息，必须有通信网络和配电终端为其提供支持。主站系统可以对电网进行全面监控，科学分析电网运行状态，有效保障终端配电网运行、故障隔离和负荷分配等功能准确发挥作用。配电主站与区域调度自动化系统主站能够通过通信系统进行信息共享，及时转发配电网信息。
2.3 配电终端层
配电终端有以下几种类型：配变监测终端、开闭所、配电所监测控制终端。另外，还包括配电站、开关站等设备。配电终端的主要作用是采集分析数据、发出控制指令及对处理故障信息进行检测。
2.4 通信系统
通信系统包括三级框架，分别是主站通信层、通信子站通信层和终端通信层。如果采用B/S模式，在变电站和农电所分别安装通信子站和配电工作站，无法实现遥控变电站开关设备功能，但是可以遥控配电网开关站中的开关设备。
3 农村配电自动化系统的主要功能
3.1 SCADA
通过SCADA系统可以实现对农村配电网的调度和监控，结合农村实际情况适当扩充系统功能，可以实现数据采集、数据处理、系统管理、系统安全、数据库管理、遥控和遥调等功能。
3.2 线路故障处理
农村配电网线路故障处理主要有以下几个方面：一是分析判断瞬时、永久性故障，相间短路，断路等；二是参照配电终端故障信息自动迅速定位故障区段，并在接线图上显示出来；三是支持拓扑结构故障分析；四是对配电网不同线路故障和线路多点故障进行综合处理；五是根据配电线路重要程度划分确定优先级别，共同处理多个故障；六是在不受设备检修、保护调试影响的情况下，机动设置故障处理闭锁；七是通过故障定位结构决定隔离方法；八是自动对未发生故障区段恢复供电，确保其它线路在此过程中发生过负荷问题；九是参考历史数据库信息对故障进行科学分析。
3.3 配电自动化系统与其它系统数据交互
农村配电自动化系统需要与实时数据平台、计量自动化系统、配电生产管理系统、调度自动化系统进行数据交互。要想实现数据交互，必须具备标准数据接口服务，SOA软件系统符合IEC61968及61970的CIS服务标准，不同系统模型导入导出符合XML/SVG方式，提供标准SVG图形服务，支持E模型描述语言。
4 农村智能电网配电自动化建设的方法
4.1 优化网络结构
4.1.1 建设数据远程传输系统 数据信息远程传输系统是指在输电线路中安装电压监测设备，并运用GSM公众无线通信网络短信服务系统进行数据传输。使用微机系统对不同馈线中的电压进行实时监测。如果馈线难以达标，可以根据实际情况，适当增加配变布点数量或安装低压无功自动补偿，在必要情况下，可以在高压线路上加装无功自动补偿设备。
4.1.2 应用负荷管控系统 以GPRS和GSM移动通信网络系统为基础建立通信平台，进行远程管理，一方面能够提高服务效率，另一方面能够安全有序用电，自动抄表、负荷监控、监测电能质量等能够实现远程操作。对用户实时用电情况进行全面测，有效避免窃电现象发生。农村智能电网配电自动化系统对提高用电管理水平、提升系统自动化程度具有重要作用。
4.1.3 设置安装监测终端 基于监测终端监控平台进行数据信息采集，有效掌控变压器实时运行情况，结合实际合理进行三相平衡和无功补偿，依据数据信息进行配电网运行优化管理。在发生异常情况或出现故障时及时发出报警，并对故障点进行妥善处理，及时恢复非故障区域供电，确保农村电网正常供电。
4.2 改造主站自动化系统
对农村智能電网配电主站自动化系统进行升级，需要对农村配电网中的SCADA主站系统、电网配电软件系统和电网配电系统进行改造。电网配电数据采集系统（配电网的SCADA主站系统）作为整个电网控制系统中最重要的部分，对整个配电系统运行有深刻影响。配电网数据采集监控系统主要由配电网远程终端设备服务器、地理位置监控服务器、调试和报表工作站、数据采集与监控报务器等组成。前置机服务器作为电网配电系统的远程终端设备服务器，在电网配电系统中安装多台，如果其中一台出现故障问题，配电系统会将有关数据转移到其它前置机服务器中，确保配电系统整体正常运行。从系统运行过程看，电网配电主站系统中的配电网子站系统服务器装置是针对配电系统前置机服务器进行数据信息传输的，通过配电系统前置机对子站服务器数据信息进行接收，处理完后再进行存储，最后实现共享。在配电主站系统中，电网配电系统经过自动化改造升级后，应用软件系统可以对配电系统运转情况进行技术诊断，并对系统故障进行维护。通过以上技术，可以实现农村电网配电系统自动化。
4.3 建设终端系统自动化
为实现对农村电网配电系统中的相关设备进行实时监控，必须对配电终端系统进行自动化改造升级。在实现遥控、故障识别检测等功能的基础上，帮助主站系统和子站系统对整个配电系统运行进行实时监控，确保电网系统安全稳定运行。在终端系统中，变电站开闭所自动化终端通过光纤以太网连接技术与服务器进行连接，并进行数据采集。终端系统通过无线连接或使用光纤连接进行数据采集和交换。这样的终端配置相对灵活，应用范围也较广，但为满足系统运行中的多样性需求，也可以针对相关系统配置进行改造。
参考文献
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电网自动化控制 篇12
近年来,国内外电力系统发生了多次连锁故障导致的大停电事故,给当今高度依赖电力的社会带来了巨大损失[1,2,3,4,5,6]。连锁故障机理研究表明,虽然各类连锁故障表现形式各异,但多数故障都是从系统个别元件发生故障开始,继而事故扩大引发多个元件过载并被切除,此时若不及时采取措施,将会导致局部甚至全网功率不平衡、潮流大范围转移,引发大量线路跳闸,系统发生振荡甚至解列,从而发生大停电事故[7,8,9,10]。
一般大停电事故可分为起始、扩大和崩溃3个阶段,从以上连锁故障的发展过程来看,如果要避免大停电的发生,对事故扩大阶段的控制最为关键。在此阶段,如果能够采取诸如通过稳控装置来切机、切负荷限制输电断面潮流等措施,就可以将事故限制在有限区域内,避免全网崩溃。《电力系统安全稳定控制技术导则》[11]给出了在电网紧急情况下的切除发电机、汽轮机快速控制汽门、切负荷、并联电容器强行补偿等控制手段,但这些手段实施的时机在《电力系统安全稳定控制技术导则》中并没有明确给出。文献[12]主要研究切负荷地点和切负荷量一定的条件下,切负荷时刻对系统稳定性的影响及最佳切负荷时刻的计算问题,并根据实际算例进行验证;文献[13]建立了基于贝叶斯网络的连锁反应故障概率分析模型,根据系统故障发展过程中连锁故障搜索和分析情况,提出以连锁故障风险最小为目标的预防控制方法;文献[14]将博弈思想应用于连锁故障的预防,将电网扰动作为对弈的进攻方,系统调整作为被动的防御方,计及不同类型的电网扰动作用,提出切负荷量最小的连锁故障预防控制策略,上述文献虽然都在不同方面就切机、切负荷控制措施展开了深入研究,但是并没有全面考虑控制措施使用时刻、位置及调整量这些重要因素。
考虑到在连锁故障的发展过程中,电网从正常状态转变为警戒、紧急等状态时的界限并不明显,本文首先将模糊理论引入电网故障元胞自动机(CA-power failure)模型中[15],建立了基于模糊元胞自动机的电网故障FCA(Fuzzy-CA-power failure)模型,并给出了无功补偿、集中切负荷预防控制措施使用时间、位置及调整量的相关规则;最后通过在IEEE 39节点系统进行事故演化过程仿真,验证了电网的自组织临界特性[16,17,18],并对控制措施加入前后的仿真结果进行对比,进一步验证了控制措施的有效性和可行性。
1 基于模糊元胞自动机的电网故障模型
1.1 电网元胞自动机
元胞自动机[19,20]是定义于一个离散元胞空间之上并且遵循相关的局部更新规律、随着时间的变化不断演变的一种系统。本文构造的电网故障元胞自动机模型如图1所示。
图1所示模型将电网进行抽象化,每个元胞代表1个电网元件(如线路、变压器等),与其直接相连的元胞即为其邻居元胞,所有元胞的集合组成一个元胞空间(所有的电网元件)。通过给每个元胞赋予一定的初始过载能力来模拟整个电网的原始情况,在电网故障的演化过程中,用元胞破裂来模拟元件发生故障,并用一定的数学函数来表示元件对故障的传递,即故障元件对非故障元件的影响。
1.2 模糊规则库的建立
模糊规则库[21]的建立应首先结合研究对象的特点选择适当个数的关键量作为输入变量,然后确定论域并分割模糊输入量的子集以及分布函数类型(按照实际情况选取符合认识和判断事物习惯的隶属函数,本文采用三角形分布隶属度函数),进而得到模糊输出量。
对电网故障演化过程进行仿真,本文主要考虑3个因素:电网元件(元胞)状态、电网(元胞机)状态和故障传递程度值。
a.电网元胞的状态模糊化。
在仿真实验中,一个电网元胞是否功能失效或产生故障,取决于其负载率的大小。定义电网元胞i在t时刻的负载率为:
其中,Pi为在t时刻流过电网元胞i的有功潮流绝对值;Pi,max为电网元胞i的最大允许传输容量。
为了更加精确地描述电网元胞状态,引入元胞状态L这一模糊变量,并根据负载率大小将L进行更精确的划分。负载率l的基本论域为[0,∞),根据已有的电网元件过载理论将连续的l分别取论域为l1={0,1.1}、l2={1.1,1.3}、l3={1.3,∞},那么l的模糊子集定义为l={l1,l2,l3},对应模糊输出量L={L1,L2,L3}={正常,紧急,故障},简记为{N,U,F},则元胞状态L在负载率l取值范围内的隶属度函数曲线及其分布如图2所示。
b.电网元胞机状态的模糊化。
《电力系统安全稳定控制技术导则》中,将电力系统的运行状态分为正常、警戒、紧急、极端紧急和崩溃等几种。参照这一划分方法及“随着扰动增加,元件负载率分布曲线斜率绝对值越来越大,当斜率增加到一定程度时,任何微小扰动都会导致停电事故的发生,此时系统处在自组织临界状态”的结论[22],记负载率分布曲线经线性拟合后的斜率为k,电网元胞机状态为S,k的基本论域为(-∞,0],参考多次仿真所得结果将连续的k分别取论域k1={-∞,0.3}、k2={-0.3,-0.2}、k3={-0.2,0},那么k的模糊子集定义为k={k1,k2,k3},对应模糊输出量S={S1,S2,S3}={正常,紧急,极端紧急},简记为{N,U,VU},则电网状态S在负载率分布曲线斜率绝对值k取值范围内的隶属函数曲线及其分布如图3所示。
c.邻居元胞故障传递模糊化。
一个元胞破裂以后,势必会对其邻居元胞产生影响,本文定义其影响为:一个元胞破裂后影响其邻居的容量传输极限,使其减小,减小的值取决于此时电网状态S及破裂元胞在故障前一刻所处状态L,为了准确描述故障元胞对其邻居的影响,引入故障传递程度值R这一模糊变量,并根据此时电网元胞机状态S及破裂元胞故障前一刻的状态L将R分为5个模糊子集合:R={VS,S,M,B,VB}={很小,小,中,大,很大}。R的模糊推理规则如表1所示。
d.线路过负荷保护动作模型。
电力系统继电保护中测量值和触发值误差会导致保护动作的不确定性,该不确定性使得恒定的故障率模型无法准确描述当前运行条件对电力设备的影响,于是本文引入基于传输潮流的线路停运概率模型,对电网元件运行状态的转换进行判断。
线路停运概率模型将线路过负荷保护动作模型简化成折线模型,如图4所示,纵坐标p表示线路j断开的概率,横坐标li表示元件i的负载率。
2 预防控制措施及其应用
2.1 预防控制措施
电力系统事故发展过程中电网逐渐趋于不稳定,整个过程中伴随着个别电网元件负载率的增加及传输无功功率的增大,在大停电之前(即紧急状态)采取有效的控制措施,将突然变化的量在电网正常运行的前提下最大限度地调节到变化前一状态,能有效减少电网连锁故障的发生。以此为基本思路,结合FCA模型,本文基于IEEE 39节点系统在元胞机状态紧急的情况下对无功潮流突变的元胞进行无功补偿,且对紧急状态元胞潮流流入方向所在母线节点采取集中切负荷的控制措施,以减少大停电发生的次数及规模。
a.切负荷规则。
对于单一的电网元胞(主要考虑线路),随着故障的演化个别元胞传输潮流急剧增大,由正常逐渐向紧急和故障状态演化,故障元胞又会对其邻居元胞进行故障传递,依次演化,最终导致元胞机大范围停运,即电网连锁故障发生。为了减小元胞潮流增大对元胞机正常运行的影响,本文对上述元胞潮流流入方向所在节点采取集中切负荷的控制措施。线路有功潮流传输如图5所示。
对元胞i,传输的有功功率为Pi,则li=Pi/Pmax。设元胞i在状态演化过程中,传输功率由Pi1(正常)增大到Pi2(紧急)(故障状态时线路断开,不做考虑)。为了减小元胞i传输的功率,在元胞机处于紧急状态时对潮流流入方向的母线节点BT采取集中切负荷的控制措施,切除的负荷量为ΔP,切除负荷后,元胞尽可能回到正常状态,即负载率li(0.7,1)。
其中,li 0为元胞i的期望负载率;Pi 0为传输功率期望值;li2为元胞i在紧急状态时的负载率。
b.无功补偿规则。
电网事故传播过程中潮流重新分配,无功潮流分布逐渐趋于不平衡,个别元胞(主要考虑线路)所传输的无功潮流突然发生大幅变化,该变化将会导致节点电压不稳定甚至元胞机停运、电网崩溃。为了减小无功潮流突变对元胞机正常运行的影响,本文在检测到元胞i所传输的无功潮流变化较大时即对该元胞采取无功补偿的预防控制措施。线路无功补偿如图6所示。
一次事故演化过程中若元胞i传输的感性无功功率Qi突然增大(此处认为大于初始值的1.5倍为突然增大,具体数值可根据实际情况进行调整),为了减小无功突变对元胞机稳定运行的影响,当元胞机处于紧急状态时在元胞i无功潮流流入方向的母线节点BT处利用电容器进行无功调整,补偿量为QC(见式(3))。反之,若元胞i传输的感性无功功率Qi突然变为容性无功,为了减小该变化对元胞机稳定运行的影响,当元胞机处于紧急状态时在元胞i无功潮流流出方向的母线节点BF处利用电抗器进行无功调整,补偿量为QL(见式(3))。
若系统中所有容性补偿量用完后仍存在无功缺额,并且节点电压低于额定允许电压的下限,则此时将会因为无功不足引起电压崩溃问题,此时应选择重载的元胞进行主动切负荷处理,并确认系统发生了事故。
2.2 结合预防控制措施的元胞自动机转换规则
将以上预防控制措施的基本思路应用到基于模糊元胞自动机的电网故障模型中,即元胞机处于紧急状态时对其所在母线节点采取切负荷的控制措施,且对无功潮流突变的元胞采取无功补偿的控制措施;同时利用线路停运概率模型和故障传递模型决定元胞下一时刻的状态及故障元胞对其邻居的影响。根据这种思路,本文设定了元胞的演化更新规则如下。
a.t时刻:根据线路停运概率模型(图4)及元胞负载率隶属度函数(图2)确定各元胞状态(正常、紧急、故障),若元胞处于故障状态,则根据故障传递模糊控制规则库进行故障传递。
b.t+1时刻:根据当前元胞机状态及各元胞潮流相应采取切负荷(式(2))和无功补偿(式(3))控制措施,再次进行潮流计算,根据线路停运概率模型及元胞负载率隶属度函数完成元胞状态的更新。
3 基于电网故障模型的仿真实验
3.1 仿真流程
为了验证上述预防控制措施的有效性,搭建基于模糊元胞自动机的电网故障模型,并结合控制措施进行电网故障仿真。仿真实验采用MATLAB R2011b软件编程实现。仿真过程如下。
a.获得各元胞的潮流传输极限Pmax及初始无功潮流。
b.随机选择一个节点,增加负荷扰动ΔD,通过牛顿法求解电网潮流。
c.根据电网潮流得各线路负载率,按上述电网状态模糊控制规则库判断电网状态。
CaseⅠ:电网状态为正常,对电网中所有元胞进行扫描式检测。若各元胞经停运概率模型检测后仍正常运行,则不采取任何控制措施;否则元胞为故障状态,转步骤d。
CaseⅡ:电网状态为紧急,首先根据无功补偿控制措施调整个别元胞的无功,然后对电网中所有元胞进行扫描式检测。若各元胞经停运概率模型检测后仍正常运行,则判断该元胞状态,若元胞为正常状态,则不采取任何控制措施,若元胞为紧急状态,则采取集中切负荷的控制措施;否则元胞故障,转步骤d。
CaseⅢ:电网为极端紧急状态,系统解列,转步骤f。
d.切除故障元胞并根据故障传递模糊控制规则库进行故障传递。
e.判断电网是否因元胞失效而有负荷点被切除进而形成孤岛或系统解列,如有则转步骤f;否则转步骤b。
f.统计损失负荷,一次故障演化结束。
重复以上步骤100次,其实验流程图如图7所示。
3.2 一次故障演化过程仿真
利用上述构造模型在IEEE 39节点系统上进行仿真,在仿真过程中,每增加一次扰动,计算出各元件负载率后按由大到小排序,在双对数坐标图中绘出其分布曲线,观察随着扰动的增加负载率分布曲线的变化情况。根据已有理论基础及仿真经验,假设电网中各元件初始负载率在区间[0.55,0.95]内随机分布,一次事故演化过程中,负载率分布曲线如图8所示(图中横轴取值为元胞序列号的双对数值),其一次事故演化的仿真过程如图9所示(图中虚线表示在不同时间内断开的线路)。
初始状态下,元件负载率在给定区间内随机分布,其分布曲线的斜率k为-0.156 6,如图8(a)所示;持续随机选择负荷节点增加负荷扰动,部分线路元件的负载率增大,则元件负载率分布曲线斜率绝对值增大,直到电网由正常状态演化为紧急状态,如图8(b)所示,此时k=-0.1702;继续增加扰动,当演化达到一定程度(图8(c)),线路4-5所传输的感性无功突变为容性无功,则利用电抗器进行无功调整,QL=2.06 p.u.,此时k=-0.173 1;随着扰动的增加,处于紧急状态的电网进一步演化,当k=-0.1781(如图8(d)所示)时,线路15-16由正常状态转换为紧急状态,此时对节点15采取切负荷的控制措施,ΔP=0.828 p.u.;然后,电网演化为图8(e)的状态,此时k=-0.187 6,线路14-15过载断开,线路13-14、23-24所传输无功功率大幅度增大,则利用电容器进行无功调整,分别取QC=14.186 p.u.、QC=1.621 p.u.,同时线路17-27由正常状态转换为紧急状态,此时对节点27采取切负荷的控制措施,ΔP=15.267 p.u.;持续增加扰动,电网进入极端紧急状态,如图8(f)所示,此时k=-0.3593,线路8-9、9-39相继过载断开,电网解列为两部分(图9),一次故障演化结束。
3.3 仿真结果分析
为了验证上述控制措施在电网演化过程中的作用,基于IEEE 39节点系统,对上述FCA模型分别进行不添加控制措施及添加控制措施后的电网故障仿真模拟各100次,得到故障发生时损失负荷的故障时间序列及损失负荷的标度频度幂律曲线。
2种情况下的故障时间对比如图10所示。
由图10可知,按照上述控制规则添加控制措施后,电网模型发生100次故障时所承担的扰动次数大约为7000次,远大于不添加控制措施时模型所承担的扰动次数。假设以上扰动在电网中每天发生一次,即电网发生100次大停电事故的天数由4 300 d(图10(a))延长至7 000 d(图10(b)),极大地提高了电网的稳定性。
添加控制措施前后的损失负荷幂律曲线如图11所示。由图11可知,添加控制措施后,拟合曲线斜率绝对值明显增大,电网更加稳定;且同等故障次数中,产生较大损失负荷的故障次数较控制措施使用前明显降低(标度>3区域);同时,损失负荷规模较控制措施使用前维持在同等水平。
综上所述,控制措施的增加,一方面使电网故障发生的时间间隔大幅度延长,降低了电网事故发生的频率;另一方面故障规模较控制措施使用前没有上升,且损失负荷幂律曲线斜率绝对值增大,产生较大规模损失负荷的故障次数明显减少,极大地提高了电网的稳定性,验证了上述控制措施的有效性。文献[12,13,14]虽然都在不同方面就切机切负荷控制措施展开了深入研究,但是并没有全面考虑控制措施使用时刻、位置及调整量这些重要因素,本文基于模糊元胞自动机的电网控制措施的使用,在考虑上述重要因素的基础上达到了减小电网故障发生规模及频率的目的。
4 结论
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