电网经济运行策略分析(精选11篇)
电网经济运行策略分析 篇1
摘要:微型电网里有各种不同的微型电源,要将这些电源有效控制起来,同时实现与大电网的交互,微型电网必须能够感知大电网的运行状态,并在需要时作大电网的能源补充。鉴于此,总结了微型电网运行控制策略,目的在于提高微型电网的运行安全性和供电可靠性。
关键词:微型电网,控制策略,黑启动
0引言
随着电力系统的跨区域大规模发展,各地区电力系统的联系越来越紧密,但局部电网故障、不可抗灾害或人为恶性误操作均可能导致大面积停电,甚至导致系统崩溃,给大电网的稳定性带来严重威胁。采用微型电网不但保证了微型电网系统内的正常用电,在一定条件下还可为大电网提供一定的电能,减少停电造成的经济损失。
微型电网和大电网运行时,机组的动态性和系统状态变化不同,微网的控制系统要求调节系统具有符合要求的静态特性、良好的稳定性和动态响应特性,因此微型电网的控制系统应具有更高的灵敏度、更快的动态响应速度,微型电网的运行控制策略显得尤为重要。
1微型电网的定义
微型电网就是指将一定区域内或某些企事业单位内拥有的分散的发电资源(例如自行供电的发电设备或备用发电机组、太阳能发电装置、风力发电设备等可再生能源发电装置)联结起来共同向用户供电,并通过配电网与主干大型电力网并联运行,形成一个大型电网与小型发电设备联合运行的系统。
微型电网是缓解我国偏远地区、孤岛、矿区等严重缺电局面,保证可持续发展战略实施的有效途径之一。它是能源战略安全、电力安全及我国新能源发展战略的需要,可缓解环境、电网调峰的压力,能够提高能源利用效率,改善当地民生,促进经济发展。
2微型电网控制策略概述
系统运行控制策略采用协调控制层、应用功能层和电源协调层3层控制结构(图1)。
协调控制层:实现对各应用功能的总体协调控制,使各具体应用功能得到有机结合,形成整体。应用功能层:黑启动、并离网切换、并网(经济)运行、离网稳定运行。电源协调层:将控制策略输出的结果根据所配置的电源类型进行协调分配。该层主要是根据应用功能层处理结果,分别针对不同类别的分布式电源、储能、负荷等进行具体控制。
3总体协调控制策略
总体协调控制主要根据实时运行信息协调控制各高级应用功能。其对高级应用功能模块的协调主要综合3种判据(功能压板、运行状态、控制命令)判断出当前应控制输出的应用功能。
在离网运行控制策略中,由于紧急调频功能模块化程度高、通用性强,因此其从离网运行中分列出来。如图2所示,离网运行功能包括低周减载、高周切机、离网经济运行以及离网运行情况下的主电源切换控制。
4黑启动控制策略
微网黑启动的总体控制方案如图3所示。(1)判断系统电压、频率是否均为0,以确保电网处于稳定状态。(2)进行黑启动预操作,主要进行解环网、卸负荷、断风场和储能站断路器等操作。(3)启动柴发相关控制,控制后会判断所有柴发是否全部启动(考虑备用容量的问题,此处可以考虑判断除备用机组外是否全部启动),若全部启动则开始启动储能,若没有则进入下一步控制流程。(4)柴发启动后,不应该首先投入负荷,应先将储能站和风场接入电网,以保证两个电站站内负荷的供电需求,从而确保二者在启动电源时控制回路正常供电。在储能站和风场都接入电网后,再控制储能投入。然后才能进行投入负荷的相关控制。(5)通过判断储能是否全部启动(考虑备用容量的问题,此处可以考虑判断除备用储能外是否全部启动)来确定整个黑启动过程是否完成。
5并离网切换控制策略
5.1并网转离网控制策略
从并网控制计划切换到离网控制时,可实现无缝切换,储能PCS需要先由并网PQ控制转为下垂控制(此时下垂控制是不带功率闭环的),然后切开并网开关。由于PCS在切并网开关前后一直保持下垂控制(电压源控制),从而实现储能变流器从并网到离网的无缝切换,保证了微网供电的连续性,即实现了微网的无缝切换。控制流程如图4所示。
5.2离网转并网控制策略
从离网无缝切换到并网时,需要先调整微网的电压和频率,以满足同期并网要求。在微网中央控制器判断系统满足同期并网时,进行同期并网实现联络线开关闭合并网,此时PCS保持下垂控制运行方式,待并网后再将PCS转为并网控制运行方式。由于合开关前后保持运行于下垂控制方式,从而实现离网到并网的无缝切换。控制流程如图5所示。
6并网运行控制策略
并网运行的控制目标为降低传统能源发电量,提高新型能源(即清洁可再生能源)的发电量,使微网在满足约束条件的基础上以经济最优方式运行。
并网运行控制流程如图6所示。
在并网控制中储能主要实现将电池的SOC调整至较为合理的范围内,以备其他情况下(尤其转为离网运行控制后)使用。
7离网稳定控制策略
离网运行控制依据系统频率变化,在频率的不同范围内采用不同的控制策略,以保证离网运行的稳定性和可靠性。具体控制策略对应的频率变化范围如图7所示。
其中,FreqRef为离网运行系统参考频率;FreqH为紧急调频高周限值;FreqL为紧急调频低周限值;Freqmax为高频切机限值;Freqmin为低频减载限值。
离网运行控制分为离网经济运行和离网紧急控制。离网紧急控制主要分为低频减载、高频切机以及储能紧急调频,储能紧急调频控制算法较为成熟且已实现,此处不再赘述。
离网控制流程如图8所示。
8结语
在分析微型电网运行特性的基础上,对其控制策略展开了讨论研究。结果表明:控制策略关系到整个微型电网的稳定可靠运行,随着分布式能源的不断发展,越来越多的微型电网将进入高速发展,怎样根据实际情况制定适合微网的控制策略是一个需要长期研究的课题。
电网经济运行策略分析 篇2
摘要:随着社会经济的不断进步,电力在社会中的地位越来越重,人们对电力运行的安全性、稳定性、经济性提出了更高要求。电网调度是确保电网正常供电的基础,在电网改造与电网设备水平不断提高的情况下,电网调度工作的自动化水平不断提高。电网调度,其主要任务是指挥电网运行,电网调度运行的状态与质量,直接影响着电网运行的安全性、稳定性与可靠性。在新时期下,人们的生活水平不断提高,对电力的需求日益增加,本文结合新时期用电形势,对当前电网调度运行管理的现状进行了分析,找出电网运行中存在的不安全因素,并提出电网调度运行的改进措施,确保电网运行的经济效益与社会效益。
关键字:新时期 电网调度 运行方式
一、新时期下电网调度运行管理的现状
在建设电网时,缺乏科学统一的规划,难以形成有效合理的电网网架结构,从而导致电网网络结构十分复杂,电磁环网出现重复交错,为有效控制带来了很大困难。虽然城乡电网改造工程的进行,让我国初步建立了电网调度运行自动化系统,然而在一些落后地区,其电网建设较为缓慢,电网输送能力较差。一旦电网线路负载过大,容易出现连锁反应,甚至会导致大面积停电,带来严重的经济损失。电网运行管理缺乏有效协调机制,在电网运行过程中难以进行统一调度,影响供电的稳定性与可靠性。
(一)技术水平不够完善
当前,我国电网运行中存在着技术水平不够完善的现象,其表现为技术人员配备落后与技术手段不够完善两个方面。电网的不断发展,是以先进技术为依托,在电网不断进步的过程中,需要相对应的先进技术来支持。然而当前,我国电网技术的发展与应用并不能满足日益发展的电网需求。在社会经济的推动下,电网的规模不断扩大,要求更多的技术人员及与电网发展相适应的配备。从目前我国电网整体发展的情况来看,技术人员的不足与技术人员配备上的落后,导致了电网系统维护工作的质量不佳,影响电网的运行效率。在进行调度工作时,调度工
作人员专业水平较低,违规操作较多,影响着电网系统运行质量。
(二)倒闸操作缺乏统一管理
在我国电网运行过程中,经常会很出现一些倒闸操作现象,如检修期间停电与送电,电网运行方式的切换,发电机并网等工作,都需要进行倒闸操作。倒闸操作需要编写倒闸操作票。由于操作票的编写内容与标准并不是统一进行的,而是由各地区内操作人员进行编写的,编写人员的素质水平与操作水准不同,其操作票的规范与标准差别较大,缺乏同一的标准,容易导致倒闸操作严重违规,难以实现统一管理,影响电网运行的稳定性与可靠性。
二、电网调度运行中存在的不安全因素
电网调度属于电网运行的核心,在保证电网运行的安全性、稳定性与可靠性上发挥着极为重要的作用。为确保电网调度正常运行,就需要对影响电网调度正常运行的不稳定因素进行较为全面的分析与研究,找出问题所在,从而提出针对性措施。当前,电网调度运行中存在的不安全因素主要包括以下几个方面:
(一)电网调度人员在交接班与调度时存在的不安全因素
电网调度人员没有严格遵守并落实电网调度运行的相关操作规范,交接班时,在没有完全掌握电网运行方式的基础上便下达调度命令,错误调度的执行,导致严重事故发生,或是由于调度人员因个人因素,在调度命令拟写时出现失误等。在电网调度工作进行时,没有清楚了解现场,或交接班时没有将具体电网运行情况交代清楚,导致调度人员操作失误,引起严重问题。
(二)电网调度人员的责任心与技术水平
电网调度人员缺乏对电网调度运行操作制度的认可与执行,在调度过程中出现较多错误,导致工作组之间协调效果不佳,影响电网运行的稳定性;调度人员责任心不高,缺乏对调度失误引发严重后果的认识,不规范使用调度语,导致调度失误;调度人员技术水平较差,心理素质不佳,对于电网调度操作程序与运行状态不了解,难以进行统筹管理,导致重要地区供电不稳定等。
(三)电网调度运行的管理问题
电网调度管理的内容较多,包括对调度人员的管理、调度制度的管理、调度设备的管理等,其中调度人员班组的管理是重点。班组工作人员需要将在安全管
理放在工作第一位,提高员工的安全意识;在班组的制度管理上,确保操作规范,明确格式,并加强审查,落实规范是确保操作正确的基础;在设备管理上,缺乏足够的重视,没有安排专业人员经常性的检查设备,导致设备故障较多;在检修管理过程中,对于设备中存在的问题不能及时发现,影响电网运行设备质量。
三、电网调度运行改进措施
(一)完善电网结构,加强继电保护,切实提高调度人员的技术水平
随着社会经济的不断发展,电力公司对电力设备的资金投入有所增加,进一步优化了电网结构。当前,我国大部分地区已经完成了环网220 kV电网,在局部单环网中形成了500kV,大大提高了高压电网运行的稳定性。继电保护,在确保电网稳定可靠运行、防止电网事故范围进一步扩大等多方面发挥着重要作用。强化继电保护运行,加强继电保护装置检测,确保继电保护装置能够发挥实际效用,保证整体电网运行的安全性与稳定性。在电网调度运行过程中,调度失误、或操作失误,都会对整体电网的安全运行带来严重影响,而改变电网运行方式、停送电操作指挥与处理电网事故的关键是电网调度工作人员。为保证电网运行的安全性与稳定性,必须要切实提高电网调度工作人员的安全意识与技术水平,严格落实操作规范,完善调度制度,加强调度管理,杜绝操作失误。
(二)在电网调度运行中积极引入先进技术
为确保电力系统的安全与稳定运行,加强电网调度,需要积极引入先进技术,如计算机技术与雷电定位技术等。应用计算机设计数据库,并将调度人员的各种操作记录到数据库之中;依据调度人员编制内容,数据库实现点对点自动化数据流传输,确保电力调度自动化系统的可靠安全运行。使用计算机技术,运行OMS软件中电网状态评估与在线潮流计算,减少调度人员操作失误,确保电网调度运行正常;雷电容易造成跳闸事故,影响电力系统的可靠性,应用雷电定位技术,建立完整的自动雷电参数统计库,能够在线路发展跳闸后,快速查找出雷击故障点,在保证电网运行的稳定性上发挥着重要作用。
(三)加强调度管理,杜绝调度失误
将电网运行方式管理模块化,开展具有针对性的事故处理演习,加强调度人员处理突发事件的能力,建立数据库系统,提高电网运行方式的自动化水平;建
立应急预案,最大限度的确保电网运行的安全性与有序性。明确调度工作人员责任,严格落实《电网调度管理条例》,不定期进行调度人员培训,杜绝调度失误。
四、结语
在新时期下,电力在社会中扮演的角色越来越重要,电力运行的安全性、稳定性与可靠性,直接影响着人们的生活与生产状态。为提高电力系统运行的安全性与稳定性,减少事故发生,就需要加强电网调度工作。当前,虽然我国电网系统已经初步具备了自动化水平,但在部分地区,电网设备较为落后,电网承载力不足,容易引发连锁反应,导致大规模断电故障。影响电网调度安全运行的主要因素包括电网调度人员在交接班与调度时存在的问题、电网调度人员的责任性与技术水平较低、电网调度运行的管理问题等,为确保电网安全可靠运行,提出完善电网结构,加强继电保护,切实提高调度人员的技术水平,积极引入先进技术,加强调度管理,杜绝调度失误等措施,切实确保电网调度运行的经济效益与社会效益。
参考文献:
电网经济运行分析及对策分析 篇3
关键词:电网;经济运行;分析;问题;对策
中图分类号:F41 文献标识码:A 文章编号:1674-7712 (2012) 16-0086-01
一、前言
电力是非常方便并且优质的二次能源,因此被广泛应用在生产和消费的各个领域,在这种情况之下,电力工业本身就成为了能源耗能大户,从各方面的资料显示,在电网运行的整个过程中,各种能耗是非常巨大的,电力系统本身负荷业很大,所以就必须要依靠高新科技和能源的利用来提高经济运行的效率,但是综合各种条件来说,电网经济运行本身实用性太强,这样一来,就很难达到节能的要求,所以对于各种经济运行效率的要求来说,还需要非常高新的技术才能实现目标。
二、电网经济运行的基本原则
在电网的运行过程中,需要遵循一些基本的原则,只有严格的遵循这些基本的原则,才能够保证电网在运行的过程中不会发生亏损,也可以保证电网经济运行的效益,电网运行的基本原则主要有三点,分别是科学性原则,系统性原则,效益性原则,因为只有保证电网运行的科学性,才能保证电网运行不发生错误,只有保证电网运行的系统性,才能保证电网的各个运行过程和步骤是整个一个系统,不会发生运行紊乱,只有保证电网运行的效益性,电网运行才能的到必要的收益,所以在这三个原则的基本要求之下,就必须要保证电网运行符合基本的原则要求,才能保证电网的运行可靠,因为整个电网的运行是非常复杂的一个过程,因此需要积极的进行技术的探索和追求,才能不断地进步,必须在电网经济运行的过程中,保证基本的供电量,还需要保证有较少的功耗,所以电网经济运行时非常系统复杂的一个工作,必须要系统性的看待这个问题。
三、电网经济运行的主要的形式
电网经济运行的主要的形式是指在具体的实践中电网运行的形式,并且是在保证了基本的供电质量的同时,还需要保证电网的安全运行,因为如果电网不能安全的进行工作,那么再经济节约的方式也是非常的不可取的,所以必须要保证电网在安全运行的前提之下还有良好的收益,所以就需要对电网中各种工作的器件进行选择,这样才能保证电网的运行安全以及运行效益,从而还可以很的程度上降低电网损耗,电网经济运行的主要形式包括了许多的方面,不能单一的做出评论,但是现在主要的运行方式是针对如何降低功耗来说的,因此主要包括的内容还是非常复杂的,主要包括:变电站以及变压器的经济运行方式,在这其中包括有好几种特殊的方式,但是整体来说,主要的运行方式都是为了降低电网运行的功耗,达到一种经济运行的结果。
四、主要影响电网经济运行的问题
电网经济运行受到影响的方面非常多,但是主要影响电网经济运行的还是电网的损耗问题,因为一些陈旧的电网的运行方式,电网在云形的过程中会发生许多得损耗,比如电网改造不合理,在进行工作的时候就会增加电能的损耗,除此之外,许多原因造成了电网送变电容量大大的不足,因此在实际的电网运行中出现临时断电等严重的问题,电网供电半径过长,从而电力在输送的过程中发生大量的损耗,这些问题中有不少是非常严重的,不但影响了供电的安全性还影响了输送的电的质量,很大程度上还能够影响线损。所以必须要针对电网的运行设计新的运行方式,才能进行电力网改造,这是挑战也是机遇,还可以影响电网经济运行的问题主要有变压器的运行方式不可靠,一旦发生问题,就很难进行改造和弥补,所以在变压器的选择上也需要做出一些改善,管理电网运行也是非常重要的一个问题,因为任何系统的有效运行都是需要良好的管理得,如果不能进行有效的管理,那么电网实现经济运行就变得很困难,所以需要解决的问题还是很多的。
五、解决电网经济运行的主要的对策和方法
(一)进行电网管理培训,设置良好有效的电网管理团队
如果想进行电网的改革,首先就要从电网的管理方面入手,因为任何的事物都必须有良好有效的管理手段才能实现良好的经济效益,所以在电网的管理中也需要今昔国内有效的管理培训,让工作人员能有效地掌握各种方法,这样一来就能够保证电网的运行在有效的管理之下,才能确保运行的效率,同时,还要建设一个快捷的管理团队,因为团队的工作效能是非常大,一旦有了一个优秀的管理团队,就可以充分的利用团队的优势进行各种工作,并且工作也可以有条不紊的进行,这样就可以节约很多时间和金钱,也可以增加企业的效益和工作效率,所以组建优秀的管理团队就能保证电网的各项改革工作顺利的进行。
(二)利用高新技术合理安排电网中的变压器的运行方式,从而保证变压器的可靠和经济运行
在各种高新技术的应用过程中,需要保证技术的安全性、经济运行的合理性,并且要配合现有的电网的设备、电网的运行元件,尽量节约成本,争取达到不投资或少投资的目的和效果,可以在实际的应用中采取一些必要的技术措施,比如在电网运行的方式上进行选择,尽量选择运行成本较低的方式,还可以适当的调整电网运行的负荷,在运行中以较少的成本提高功率因数,利用更加先进的变压器,对陈旧的电网进行适当的改造等,这样就可以在一定情况下减少电网运行的成本,并且能够达到一定的功效,比如在传输相同电量的同时,可以较大程度上减少系统损耗,从而可以大大地提高企业的经济运行效益。
六、结束语
总而言之,电网的经济运行需要依靠非常多的人和事的协调运行,所以在实际的实施过程中,还需要加强对电网的充分学习,并且积极地进行电网的改革,学习各种先进的技术,才能保证电网的良好的运行,才能逐渐的实现电网经济运行的目标,保证电网企业的效益。
参考文献:
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秀山电网潮流分析与运行优化策略 篇4
秀山电网大部分线路经过山区, 沿线地理情况很复杂, 各个站点分散, 给电网的稳定运行和有效控制造成了很大的困难。目前电网中有220 k V站所1座、110 k V站所4座、35 k V站所8座, 其中110 k V线路10条, 总长度为165.758 km, 35 k V线路21条, 总长度为183.7 km, 10 k V线路为63条, 总长度达到2 480.5 km。秀山电网主要提供居民用电, 用户分散, 负荷性质多样, 负荷情况随时发生变化, 并且近年来随着用户用电的增多, 线路的建设远远跟不上用电需求的增长。从2011年和2012年上半年的运行情况看, 电网中个别站点的运行状态波动很大, 部分线路可靠性很低, 故障出现的次数较多。为了保证用户用电的质量, 有必要对秀山电网进行潮流计算, 详细了解电网中各电气元件的性能及运行状况, 确定系统的运行状态, 提出电网的优化运行方案。
1 潮流计算方法
电力系统常规潮流计算的任务是根据给定的网络结构及运行条件, 求出整个网络的运行状态, 其中包括各母线电压, 网络中的功率分布以及功率损耗等。
1.1 潮流计算的数学模型
其中p, u, x分别表示扰动变量, 控制变量和状态变量。对于线性网络, 一般给出电压或电流, 求解网络方程就可以了, 但在工程实际中, 已知是节点功率。为此, 必须将节点电流用节点功率和电压表示:
得到以节点注入功率表示的潮流计算最基本的方程式:
式 (2) 为普遍的潮流计算数学模型。
1.2 潮流计算程序框图 (见图1)
2 秀山电网潮流计算系统构建
2.1 计算数据收集
将秀山电网数据库分为三类[6]:一是电力网中各元件如输电线、变压器、发电机、负荷等的物理特性及元件的基础数据。二是根据不同计算的要求, 与计算密切相关的计算数据。三是各种计算结果的结果数据。在此基础上, 广泛收集电压等级在10 k V以上及部分6 k V、3 k V的母线、电力变压器、高压架空线、电力电缆、负荷等元器件的参数数据。潮流计算结果如图2所示。
2.2 计算结果分析
根据图2的潮流计算结果:电网整体处于稳定运行状态, 但存在局部潮流分布不均的情况:1) 洞坪站主变负载严重偏低, 只有10%左右;2) 美沙站10 k V美复线经常出现母线接地故障警告;3) 洪安站负载率达到104%, 变压器严重过载;4) 平凯站受到的扰动大, 运行不稳定。经分析出现上述情况原因有以下几点:1) 220 k V秀山电网为辐射性结构, 潮流分布不受控制, 完全取决于各负荷点的负荷;2) 美复线输电线路长, 大部分线路穿过山区, 树障多, 导线容易碰到沿途的树障, 发生接地故障;3) 洪安站这一片用户用电日益增多, 变压器的安装容量已经不能满足用电需求;4) 110 k V洞坪站这一片下面没有分站, 负荷小。5) 平凯站下面35 k V等级的分站多, 出线多, 线路长, 分站的故障容易传递, 易导致平凯站电压失稳, 电压, 频率大幅振荡。
3 优化方案及效果分析
经研究, 针对上述问题, 在安全裕度允许的范围内, 可采取如下优化运行方案, 通过局部负荷转移和合理规划电网建设优化潮流分布:
3.1 负荷转移方案
从地理位置上看, 龙池站和洪安站离洞坪站很近, 且两站与洞坪站之间均有备用联络线, 可将龙池站和洪安站负荷全站移至洞坪站, 共转移负荷约9.7兆瓦。转移过后的潮流分布如图3所示。
对比图2、图3洪安站, 龙池站优化前后潮流结果, 可知流入洪安站的功率减小了20%, 中龙线的负载率由原来的70%降低了20%。洞坪站的负载率则由原来的11%增加到了17%, 变压器利用率明显提高, 并通过监控系统看出优化后平凯站运行平稳, 没有出现大的扰动, 且洪安站也没有出现过载警告。
3.2 电网建设措施
(1) 为解决平凯站运行不稳的问题和预防将龙池站和洪安站移至洞坪站后运行不稳定的问题, 两线均采用双回路供电运行方式 (即秀平线, 秀洞线均采取双回路线输送) , 分别从秀山主网二个仓位引出同等电压的二条线路[7]。优化后的潮流图如图4所示。
正常情况下采取双回路供电, 可以降低线路的等值阻抗, 提高主网的出力和电网的稳定性。当一条线路故障或检修时, 将负荷切换到另一条线路, 提高了供电的可靠性。另外, 从经济角度分析, 虽然双回路的一次性投资比较大, 短期使用不经济, 但是长期使用时经济性就非常明显, 对电网的建设是一项长期的投资, 并且随着用电需求的增加, 这项投资的必要性日益凸显, 并且通过监控系统观察, 采取双回路供电不但解决了平凯站易失稳, 扰动大的问题, 而且对洞坪站新增加龙池站和洪安站后运行情况观察, 洞坪站运行状态也很稳定。
(2) 针对美复线输电线路过长, 经过山区, 树障多, 维护困难, 易发生接地故障等问题, 从减少维护费用经和减轻检修人员工作量上看, 可新建35 k V隘口变电站, 用于分流35 k V美沙站负荷, 缩短10 k V美龙线、美复线供电半径, 提高用户供电质量。
3.3 综合优化结果分析
结合以上几步措施, 2012年秀山电网优化建设可总结为表1所示, 综合优化后的潮流分布如图5所示。
对比图2, 图3, 图5得知经过综合优化后, 潮流分布更加合理:220 k V主网出力稳定, 各重载站点过载情况得到缓解, 轻载站点变压器得到合理利用, 其中, 110 k V站点中, 洞坪站负载率由11%增加到了17%, 提高了变压器的利用效率, 且为后面的站点建设保留了余量;平凯站负载大小变化不大, 但通过采取双回路运行后, 稳定性问题得到了解决。35 k V站点中, 通过修建隘口站, 转移美沙站负荷约50%, 缩短了10 k V美复线, 美龙线供电半径, 接地故障明显减少, 提高了供电的可靠性;洪安站和龙池站通过联络线转移负荷至洞坪站, 解决了中和站的重载情况以及洪安站的过载问题。经过优化运行后, 电网的稳定性和可靠性得到明显提高, 故障警告大幅减少, 其中秀平线, 秀洞线以及新建隘口电站工程已经开始施工, 预计年底即可投入运行。
4 结束语
本文对秀山电网进行了潮流计算, 通过潮流分析得出秀山电网整体处于稳定运行状态, 但个别站点出现重载和过载情况, 以及其中一些线路的供电可靠性差。针对潮流计算结果, 提出了电网的优化运行方案, 采取负荷转移结合电网建设的措施优化潮流分布, 有效解决了线段重载过载情况, 同时提高了电网的可靠性。对新建电力系统的电源布点、网架设计提出了建议, 为整个秀山电网的建设提供了参考。
摘要:针对秀山电网的现状, 对整个电网进行了潮流计算, 结果发现:电网存在潮流分布不均的情况, 部分变电站严重过载, 变压器负载率达到100%, 由此导致电网局部运行极不稳定。基于上述问题, 提出了秀山电网的优化运行方案, 通过采取负荷转移结合电网建设的方式来控制潮流的流向, 使功率得到合理分配。结果表明, 能够有效改善变压器重载及过载现象, 提高了供电的可靠性, 同时为秀山电网的进一步规划建设提供了参考。
关键词:秀山,电网运行,潮流计算,优化,变压器重载及过载
参考文献
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电网经济运行降损节能措施分析 篇5
关键词:电网;经济运行;防损节能
中图分类号:TM732 文献标识码:A 文章编号:1006-8937(2015)24-0094-02
能源节约作为我国的一项基本国策,对于电力企业的可持续发展有着深远的意义,解决能源断短缺现状重要的措施。
1 合理调节运行电压,降低电网的损耗
对于运行电压的调整是通过对发电机、调相机的各个位置的无功率大小进行调整,通过投切电力电容器和并联电器的方法将无功率控制在适当的范围内,降低电力网的能耗,最终实现节能的目的。
负载损耗与空载损耗的损耗数值一致时变压器达到了最低的变损率,是变压器最佳的运行状态,可以很大程度降低能耗。由于受到不同地区的电网的建设水平的影响,不同地区的能源损耗不同。
负载损耗大于空载损耗时,降低各元件的电流是最有效的方法,而当空载损耗大于负载损耗时需要降低电压来降低电网损耗。具体提高电压和降低电压的数值可以参考如下公式:
a=[(U′—U)/U]×100%
式中,U′为调压后的母线电压,kV;U为调压前的母线电压,kV。
以泰州地区电网经济运行采取的降损节能措施为例,经过验证以下方法措施,从而提高电网的运行电压水平。
①要提高110 kV的运行电压水平,需要做到两点,一是保持系统无功在充足状态,二是调节主变分接头档位,以实现110 kV线路的正常运行。
②对于无功优化系统进行合理的控制,以影响110 kV主变接头档位,在系统保持充足的状态下,使10 kV母线电压得到恰当的提升,以保证10 kV配电网的运行电压。
③地调通过无功优化系统合理控制电容补偿装置的工作状态,在电网负荷运行达到最高时,促使电容器进行工作,而在电网运行负荷的最低时,停止电容器的工作,促使各个变电站10 kV电压保持最佳的运行状态,以避免整个线路由于超负荷运行,发生故障,或低负荷运行,造成能源的浪费。
④在负荷的高峰时期,根据10 kV变压器和380 V配电网运行的实际情况,合理的调节变压器的档位,以保证在用电负荷的高峰期能够正常运行。
⑤为了提高110 kV电压的运行水平,需要合理的控制发电厂的发电功率,确保在负荷高峰期的功率因数在0.85,以促进发电厂发出无功率。以保证110 kV的运行电压。
2 实现电网线路的经济运行方法
为了更好的促进电网线路的经济运行,一般采用增加电网的并列线路,是实现线路经济运行最有效的方法。通过研究表明流过线路的电流越大电能的损耗越大,反之电能的损耗越小。可以得出结论流过线路的电流的平方与流过线路电阻的平方与线路的损耗情况成正比,增加一条或者几条新路由同一个受电点并联运行之后可以有效的减小运行过程中的电能消耗。我们可以假设2条线路的等效电阻为R1和R2,可以得出以下公式:
式中:R为等效电阻;ΔP1为线路1损耗功率;ΔP为2条线路损耗功率。
3 变压器的经济运行方法
3.1 单台变压器的经济运行
单台变压器目前应用也十分广泛,一般配电变压台区只安装一台变压器。以下将通过一定的计算和分析得出最终的单台变压器的经济负载系数,以得到更好的实现变压器的经济运行的有效方法。通过计算可得实际的负载率为:
βJ=是该电网运行的有效有效经济负载系数。所以在电网运行中为了达到电网经济运行中节约能源和降低对电网的损害的效果要尽量将变压器的负载率在控制在经济负载数的上下之间。在具体的实际操作中可以通过以下两种方法来来实现变压器的经济运行。
第一,有效的控制距离较近的变压器负荷,实现变压器的负载率经济运行。
第二,减少空载变压器的使用频率。
3.2 多台相邻变压器的经济运行方法
实现多台相邻变压器的经济运行,首先找到如何在变压器的损耗最低的情况下保证变压器的有效运行。这需要计算各种运行方式下变压器的损耗率,并进行对比和分析,以从中找到一定的规律,总结出变压器实现经济运行的方法。
当多台相邻变压器并列运行时,需要先测出不同数量的变压器并列运行时所要承受的最低负荷,并且不断的增加变压器的数量以确定当变压器的数量不断增加时,变压器的临界负荷分别是多少,从而找出实现多台变压器相邻经济运行的有效方法。通过实验可以得出多台相邻变压器运行过程中的当变电站的电压总负荷大于单台变压器的额定容量时,使用测试过程中的变压器的数量n台变压器并列运行最经济。当变电站的电压总负荷小于单台变压器的额定容量时使用使用测试过程中的变压器的数量n-1台变压器并列运行最经济。
为了实现多台相邻变压器的经济运行,需要工作人员对于变电站的电压总负荷和单台变压器的额定容量进行实时的测量,并将测量出的数据,做成曲线图,工作人员通过分析曲线图的,了解多台变压器并列运行的方法,从而实现多台变压器在最小变损率小实现经济运行。
3.3 泰州地区采取的措施
泰州地区采取了以下技术措施,促进变压器的经济运行。
①对于长时间处于低负荷运行110 kV配网线路的变压器可以停住使用,其负荷可以由其他就近变压器进行供电,如35 kV红旗变长期负荷轻,就将红旗变停运,10 kV负荷由就近的双墩变供电,降低损耗。
②对于季节性变化的负荷,根据实际计算分析,在负荷较低、供电可靠性允许的情况下,使变压器投入的台数符合损耗最小的原则是有经济意义的,也是切实可行的,如春季期间,将负荷轻的唐子变2#变,顾庄变1、2#变以及白马变2#变停运。但对一昼夜内多次大幅度变化的负荷,为了避免断路器因过多的操作而增加检修的次数,变压器则不宜完全按上述方式运行。
③针对新建用电量大的企业,建议安装两台容量不一样的变压器,将其动力用电和照明用电区分开。
4 平衡三相负荷降低电力损耗的方法
电网运行的平衡性对于降低电力网的损耗十分重要,在运行过程中如果电网运行的三相不平衡会大大增加变压器、线路的损害,严重的甚至会导致整个电力系统瘫痪,无法正常供电。
当三相线不平衡时负荷电流越大对设备和线路的损耗越大,在日常的工作中注意对于三相负荷电流的测试。在日常的检测过程中一定要注意检测的顺序,使检测有计划、有步骤的进行。首先,制定明确的检测计划制定做好日检测计划、周检测计划、月检测计划等做到定时对三相负荷电流的检测。其次,在检测过程中要注意检测的顺序,一般都是从线路的末端开始对三相负荷进行检测,并及时的调整三相负荷使其区域平衡,确保单相负荷在各线路上均匀分布,以减少对线路和设备的破坏。
5 结 语
通过研究电网内部各个设备的运行规律可以有效的实现经济运行,大大降低了电力企业的成本,达到了节能环保的目的。技术人员通过对运行电压、电网线路、变压器、电网运行的三相等方面的研究,掌握变电站各个部分运行的规律及实现经济运行的方法,并且在采取有效的手段,达到经济、环保、节能的目的,实现企业的经济效益和社会效益。
参考文献:
关于电网运行技术的优化策略探讨 篇6
以往较为传统的电网运行技术中有着非常大的谐波分量, 它的存在致使电网的电压和电流受到了严重影响, 不仅会导致设备不能正常使用, 同时还会加大电网故障发生的几率。
文章结合我国现阶段电网运行实际情况进行分析, 并提出使用新型技术对电网运行的有效优化, 希望能够给今后电网运行的优化提高些许帮助。
1 现阶段我国国内电网运行的实际情况
为了进一步减少电网在供电工程中对电能的损耗, 我国国内采取的主要方法是使用高压输电的方式来进行解决, 目前国内通常情况下使用的供电线路有, 10k V配电线路、110k V配电线路、220k V配电线路等[1]。通过高压输电这种方式虽然能相应减少电能在传输过程中对电能的损耗, 但是其对于电力系统的线路、相应的技术以及电气设备等配套技术及设备的要求越来越高。
而现阶段我国国内10k V的输电线路铺设数量仍然是相对较少的, 这是因为其减少电量的损耗和自身需要的设备资金投入量相差较小, 不能有效地提升电网运行的经济收益。
基于以上原因, 为了进一步平衡好两者间的关系, 我国大部分地区开始铺设20k V的配电线路, 相比起10k V输电线路, 它不仅可以有效的提高配电线路的电压, 也可以有效的减少线路中设备的资金投入。
然而, 随着配电线路铺设的数量以及范围逐步扩大, 过去传统的管理模式已经满足不了现阶段社会发展对于电力系统监测和控制的实际要求。
近几年来科技水平的不断提升, 使得计算机技术和监测技术都得到了很好的发展, 现阶段, 电网运行自动监控系统的应用也在逐渐得到普及, 但是受到我国科学技术水平的制约, 目前的电网运行监测与控制系统功能尚不完善, 导致在对电网运行监测期间, 过于重视对电网运行的监测, 而没有注意到电网运行时设备的控制也同等重要, 从而只是偏重发展监测技术, 使得相应的控制技术较为滞后。
虽然监测技术能够对电网运行进行实时监测, 但是却不能对电网中的设备进行良好的自动控制。
一旦电网运行出现故障, 还是需要由相关工作人员进行解决, 与国际上其他国家的技术相比, 我国现阶段的对电网的监测和控制技术还是落后于西方发达国家的。
2 电网运行技术的优化方案
2.1 电网故障的智能诊断技术
随着电力行业的发展, 不断有新的技术在推陈出新, 而电网故障智能诊断技术就是其中的一种, 其自身具有极强的专业性。
这种技术的实际应用, 能够帮助相应的故障检修人员在第一时间内发现电网运行过程中的潜在故障, 然后根据故障的实际情况和种类采取相应的解决措施, 进而有效的降低电网在运行期间发生故障的几率, 进一步提升电网运行过程中的稳定系数。
一般情况下, 对电网故障进行诊断的系统, 较为常见就是专家系统以及人工神经网络系统[2]。其中专家系统就是按照电网运行专家以往所积累的工作经验进行诊断, 该系统通过建立起健全、完整的资料数据库, 将电网运行产生的相关参数与系统中资料数据库里的数据进行比对, 然后通过计算机推理得到相应的问题解决方案, 从而有效的预防了电网运行的故障。
而人工神经系统是按照不同神经元间的重要程度, 来对电网运行故障进行处理和解决的, 这种系统具有很好的容错能力。
在实际应用中, 通过对比分析可知, 人工神经系统具有较大的优势, 这种系统运行时周围存在的干扰信号以及噪声都不会对其进行影响, 因此它对故障的诊断具有极高的准确性, 所以这种系统在电网诊断运行中得到了大范围使用。
2.2 谐波滤波故障诊断技术
因为电网系统中电气设备拥有非线性阻抗的性质, 这种性质致使电网在运行过程中发生谐波现象, 而产生这种情况的根本原因就是, 在电网系统中电流和电压没有形成线性关系, 从而导致了电网中电压出现不稳定的现象。
随着电力行业的发展, 就在最近这两年, 我国已经成功制定并实施了治理谐波治理的规范及相应的标准。
其中的一种方式就是通过采用加大换流装置相数的方式从而来实现降低谐波的目的。换流装置的谐波是电网系统中最为常见的谐波源, 在其使用期间会在交流和直流两侧分别产生PK+1与PK次谐波, 产生的谐波不仅能对电网系统中的低频谐波进行清除, 还能减少电网中谐波电流的实际数量。
此外另一种方式就是通过在电网中加装滤波设备来达到降低谐波的目的。而这种方式又可以根据设备自身能否为电源进行供电来进行划分, 分别是无源滤波设备、有源滤波设备以及混合型滤波设备。在电网中安装滤波设备可以从其源头清除谐波分量, 从而达到保护电网系统的目的, 进一步减少谐波对电网的影响。
2.3 无功补偿技术
现阶段随着社会经济的快速发展, 电网的实际覆盖率也在不断增加, 如果依然使用过去传统的补偿设备和装置, 那么就需要投入大量的人力、物力来保证电网的稳定运行。而无功补偿则是一种通过使用电容器的方式来达到对电网谐波分量进行补偿的目的, 进而提升电网运行功率的技术。
然而, 在使用这种技术时, 在对其行优化期间, 还要对其连接以及补偿方式需要有一定的重视, 这样才能确保电网能够稳定运行[3]。
一般情况下, 无功补偿通常会使用欠补偿的方式来进行, 其根本原因就是, 一旦使用过补偿的方式, 就会将电容器和其他变压器之间以并联方式构成LC振荡电路, 出现这种情况极容易引发串联谐振现象, 这不仅不能对电网中的谐波进行有效控制, 还会造成电网系统中设备的损坏。
因此, 对于无功补偿而言, 通常要求其自身补偿度要保证在50%到80%之间。
在电网线路中, 对电容器的连接一般会使用星形或者是三角形的方式进行连接。
然而, 如果电容器使用三角形方式进行连接, 一旦其中一组电容器出现故障, 那么就会造成形成的瞬间电流值很可能是电容器额定电流值的几倍或者是几十倍, 这种情况产生的话, 严重的可能会造成设备的损坏, 发生爆炸现象。
因此, 无功补偿技术中对于电容的连接通常会使用星形连接方式, 即使在运行期间发生短路故障, 其流经电容器电流值也不会超过额定电流的三倍, 从而减少了设备由于电流过大而出现的故障的几率, 同时也保证了检修人员的安全。
2.4 柔性交流输电系统技术
柔性交流输电系统 (Flexible Alternative Current Transmission Systems) 简称 (FACTS) , 是集综合电力电子技术、微处理技术、微电子技术、通信技术以及控制技术于一身, 并且具有很好的灵活性、适应性、兼容性, 能够对电网中交流输电进行有效控制的新型技术。
应用这种技术在使用期间不需要对电网中的设备进行较大的调整, 就能对电网输电的潜能进行很好的挖掘[4]。
这种技术在电网运行中的实际应用, 不仅提升了电网线路运行的稳定性, 而且还有效的拓展了电网交流输电的使用范围, 减少了电网运行所要支出的经济成本。
并且FACTS还能够对电网中的功率振荡进行很好的控制, 进一步保证电网系统运行的性能, 大大减少了由于电网故障而导致的停电时间, 有效提升了电网系统的可靠性, 从而进一步提高了电网系统的经济收益[5]。
除此之外, 我们还需要注意的就是, 虽然上述的四种方法能够有效的清除电网中的谐波分量, 对于提升电网系统运行的安全性、稳定性有很大的帮助, 但是选用去除谐波的方法时, 还要根据电网运行区域范围内的实际情况, 同时结合相应技术的优势和劣势, 来选择哪种方式最为合适, 切记不要盲目的选择一种进行应用。
3 结论
总而言之, 在科技水平以及社会经济不断发展的今天, 在电网中使用较大型的电气设备的种类和数量越来越多, 人们日常生活、生产对于电能的要求也越来越高, 因此, 对于电能供应质量的要求也随之提高。而电网运行过程中的安全性以及稳定性, 是评价电力系统好坏的基础指标, 它直接影响着, 在日常生活中, 人们使用电能的安全性。
因此, 只有保证电网的稳定运行, 才有进一步推动电力行业的发展, 为电力企业经济收益和社会经济收益做出贡献。
摘要:伴随着经济的快速发展, 社会水平的提升, 同时也推动了人们生活质量水平的提升, 而人们的生活、生产又离不开电能, 电能已经成为了社会发展不可缺少的支撑。而电网运行水平的好坏客观上决定了人们对于电能使用效率的高低。文章通过对现阶段电网运行技术的实际情况进行分析, 提出了一些完善电网运行的技术方案以及相应的优化策略, 为提升电网运行的稳定性提供了参考。
关键词:电网,运行技术,优化
参考文献
[1]诸兵.浅谈电网运行技术的优化[J].科技与企业, 2013.
[2]罗卫明.论电网运行技术的优化措施[J].中国新技术新产品, 2014.
[3]袁进.关于电网运行技术优化的探讨[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2012.
[4]韦景.电网运行技术优化初探[J].中国高新技术企业, 2010.
农村低压电网的安全运行策略研究 篇7
1 选择合适的线路
在选择低压配网线路时, 主要应从以下几个方面考虑:一是地理自然条件的影响。要根据农村地区的地理条件设计, 如果是山区, 要重点考虑大山、峡谷、河流、树木、气候、风力大小等自然地理条件。二是自然灾害的影响。泥石流、山洪、滑坡等各种可能发生的自然地质灾害对低压配网的影响。如果采用地埋线, 还要充分考虑地下的各种因素, 如地下空洞、水、鼠害、地质结构等方面的具体情况。三是农村建设规划的影响。农村低压配网设计规划必须与当地建设规划相符合。要尽可能地减少跨越、转角、避免线路档距过长、不便于日常维护等情况, 从技术和经济的多个角度考虑, 选择最合适的规划路线。
2 选择合适的网络
为了保障配电网安全运行, 确保配电变压器实现三相负载平衡, 在出现线路故障及线路检修时, 使停电面积尽可能地减少到最低程度。要在配网中心位置好配电变压器, 供电半径一般应该小于500m。在进行配网线路出线的过程中, 应该按照分区、分片的原则, 对动力用户采用专线供电的方式, 以便在配网线路故障或检修时将停电面积控制在最小范围内, 尽可能地减少线路迂回问题。不管出线回数如何选择, 必须尽量确保三相负载平衡, 在此前提下, 还要根据实际情况选择。在农村季节性用电高峰期, 在条件允许的情况下, 变压器应尽量选用调容式, 或采用母子配电变压器。选型应该与实际用电负荷变化, 确保配变容量的大小。如果用电负荷过大, 可以采用两台变压器并列运行的方式, 而转入到低负荷季节时, 则只要运行一台容量较小的变压器, 从而将铜损、铁损情况降到最低程度, 尽可能地减少大马拉小车现象的发生。
3 准确进行勘测定位
如何对电杆坑、户表集装台进行勘测定位, 是低压配网设计规划中的重点, 是影响配网布局的关键所在。因此, 在低压配网勘测定位过程中, 必须坚持以配电变压器为核心, 遵循三点一线, 前重后轻等原则。也就是按照三点线的原理进行电杆定位, 切不可将电杆安装在低洼的位置, 而要设计在水不能淹没的地方。集装台可以建在墙院之前, 而不宜选择在墙院之后。在进行挖坑过程中, 必须按照要求深挖到位, 切忌出现深度不够的问题。在沿街道进行线路架设的过程中, 应该严格控制档距, 一般为40米, 郊区则控制为50米。如果确实需要增加档距, 则必须将电杆、导线等机械强度都充分考虑进去。在定位配电变台时, 不仅要考虑供电半径、负荷中心等关键因素, 应该在靠近较大负荷的位置安装变压器。尽可能地避免在易燃易爆、医院、学校、医院、粉尘较大、人口密集和不便维护的地方。如果进行线路改造, 则可以采用10k V线路延伸的方式, 尽可能将配电变台安排在负荷中心位置。
4 选择合适的配电变压器
在农村低压配网中, 配电变压器是核心装置, 是影响整个配网运行的重点所在。如果选择的是过大的变压器, 则会造成设备浪费和使用不合理的问题, 或是出现“大马拉小车”问题, 从而导致铜损、铁损的增加。如果选择的变压器过小, 就会导致变压器负荷过大, 甚至长期超负荷运行, 从而造成变压器烧毁。应将最大负荷、平时负荷及当地经济情况相结合, 确定选择配电变压器。特别是在选择变压器容量时, 必须综合考虑多种因素, 如天气情况、环境温度等带来的影响, 还要考虑操作、维护、管理和经济因素。
5 多种材料的选择
5.1 电杆
农村地形条件复杂, 各地情况有较大的差异, 而地形直接影响着电杆型号的选择, 故此, 必须根据当地地形实际, 结合有关要求, 按照因地制宜的原则, 选择符合当地地形条件的电杆。要对导线架设的影响进行全面充分地考虑, 特别确保其与建筑物和地面的安全距离, 还要考虑横担与地面和建筑物保证在安全距离的位置。如果是进行双层线路架设, 必须确保导线之间的距离符合要求, 还要考虑下层导线与地面的安全距离。一般而言, 上下两层线路的横担要在0.6米以上, 转角、分支杆要在0.3米以上, 确保同一层导线弧垂的一致性。当进行高压和低压同杆架设的时候, 应该确保横担之间的距离在1.2米以上, 转角杆、分支杆则要大于1.2米。假如存在跨越房屋、草垛、树木、其他弱电线路时, 必须确保它们的距离在安全范围之内。如果确实不能保证安全距离, 则要尽可能采用绝缘护套或加高电杆的方式。一般情况下确定电杆高度可用以下公式来确定:L (电杆高度) =L/6 (电杆埋深一般为电杆高度的1/6) +S (导线对地安全距离) +fm (对应于选择一档距导线最大弧垂) +h (横担至杆顶距离, 一般取0.15m) 。
5.2 导线
在进行导线选择时, 应以现在负荷及过去3年负荷为主要参考数据, 根据当地经济发展规划, 对未来负荷发展空间进行估算。同时, 还要充分考虑温度、电损、导线发热、机械损伤等多种因素的影响, 在全面综合考虑的情况下, 科学选择合适截面的导线。按照允许电压损失条件选择导线截面S的简化公式进行计算。S= (P线路输送的有功功率kw) x L (线路长度, 单位m) /C (电压损失系数, 对于三相四线制铝导线线路取46, 单相铝导线线路取7.7) x DU (电压损失值, 一般取7%~10%) 。
6 注意事项
一是注意温差的影响。夏冬季, 白天与黑夜的温差较大的农村地区, 一般不适宜用绝缘电缆和架空集束导线。二是要用压接管做好架空裸铝导线连接处的防护, 引线用并沟线夹, 在高压侧应用设备线夹, 而低压侧则要选择合适的鼻子, 如铜铝过渡鼻子或铜鼻子。在户表集装箱中要安装好漏电保护器、胶盖闸刀。
7 结语
低压配电网是确保农村地区安全、稳定、持续供电的根本保障, 是影响农村地区生产生活用电的关键因素, 是农村经济社会发展的能源助推器。因此, 运维设计人员应该充分认识到加强农村低压配电网研究的重要意义, 在实际工作中不断探索, 不断提升专业技术水平, 从而更好地为农村供电事业服务。
参考文献
电网经济运行策略分析 篇8
电网设备安全对于保障电网安全具有重要意义。随着资产全寿命周期理念的不断深入,电力企业开始更加关注成本、质量和效益的多目标综合最优化。在设备运行维护(简称运维)方面,更加重视设备状态及相应设备、电网的运行风险,以便采用针对性的运维策略[1,2]。
目前,设备状态检修主要包括以可靠性为中心的检修(risk centered maintenance,RCM)[3]、基于风险的检修(risk-based maintenance,RBM)[4,5]和基于全寿命周期成本(life cycle cost,LCC)的检修[6]3个方面的研究。RCM侧重考虑设备运维策略对系统可靠性的影响,对设备故障产生的影响缺乏量化评估。RBM对设备运行风险进行量化评估,可作为设备运维策略的依据。基于LCC的状态检修策略注重控制设备运维成本,提高检修效率。RBM和基于LCC的设备状态检修策略在设备运维决策方面得到了广泛应用。
本文提出一种综合考虑RBM和基于LCC的电网主设备运维策略辅助决策方法。该方法以深圳电网主设备运行风险评估结果为依据,综合考虑影响设备运维策略的多种约束条件,依据LCC方法对设备的寿命进行评价,最终给出运维策略的优化方案。
1 电网主设备运维策略优化方法
本文主要研究考虑风险评估和设备资产全寿命周期管理的结果,制定设备运维策略。在进行设备运维策略优化过程中,考虑分析影响运维策略的约束条件,评估设备的运行风险,评价设备的寿命,最后给出设备运维策略。
1.1 总体决策逻辑
决策过程中,应综合考虑设备是否受强制性条件约束以及设备的风险评估等级、设备的风险概率、设备的运行年限。
首先,考虑设备是否受强制性条件的约束,若设备受强制性条件约束,则直接进行决策,选择技术改造(简称技改)或检修及强化巡检等运维方式。
若设备不受强制性条件约束,则对设备进行风险评估并排序,区分为不可接受风险区域设备、最低合理可行(as low as reasonably practicable,ALARP)区域风险设备、可接受风险区域设备3个风险等级。风险评估成果见附录A。
对于风险值位于不可接受风险区域的设备,评估其运行年限是否超过设备寿命周期,如超过则选择退役,如未超过则选择检修。
对于风险概率高、风险值位于ALARP区域的设备,评估其运行年限是否大于设备寿命周期,如超过则选择退役,如未超过则选择检修;对于风险概率低、风险值位于ALARP区域的设备采取定期试验的运维方式。
对于风险值位于可接受风险区域的设备,风险概率高的选择加强巡检的运维策略,风险概率低的选择酌情处理的运维策略。
决策流程如图1所示。
1.2 影响运维策略的要素分析
制定设备的运维策略,除了要考虑设备的状态,还需要考虑制约设备运维方式的多种约束条件。本文在制定设备运维策略时,对影响设备运维策略的要素进行分析,其结果如图2所示。
本文中,影响设备运维策略的约束条件分为强制性和柔性2种。强制性约束条件更加注重运维策略的实效性,对设备运维策略的成本不是十分看重,因而其运维策略比较直接、单一。柔性约束条件下,制定运维策略的灵活性较大,注重成本与收益的平衡。
强制性约束条件具体有可靠性约束、反事故约束、政治性约束(如世界大学生运动会等)、环境约束(台风、地震等),其他引起设备损坏和制约设备维修的因素为柔性约束。
1.3 设备风险评估与排序
深圳电网主设备评估体系以设备状态评价[7,8,9,10]为依据,基于国家标准中的风险管理方法构建设备运维风险评估体系。风险评估过程主要包括风险识别,风险分析和风险定级。在计算设备故障概率时主要考虑设备老化模型,即
式中:K为比例系数;C为曲率系数;Ise为设备状态评价得分值;P为设备故障概率(在0~1间取值)。
在计算设备故障影响时主要考虑设备本身的价值和造成电网电量的损失。在进行风险评级时,采用ALARP原则进行风险定级[11]。
1.4 设备寿命评价
电网设备的寿命可以分为物理寿命、折旧寿命、技术寿命和经济寿命。各种寿命的定义和在制定设备运维策略中的选取标准参见表1,寿命的单位“年”在表中以a表示。
物理寿命主要反映设备在反复检修直到无法恢复原状的时间周期。技术寿命指从投入起到无法满足技术要求而淘汰的时间过程,偏重于技术的进步使设备达到技术寿命。经济寿命指设备年均投入成本最低的年限,该年限的前一年或后一年,年均投入成本均将增加。折旧寿命主要从设备的剩余价值出发,是设备从投入到剩余价值折旧至零的过程。
本文在制定设备运维策略时,主要考虑设备的物理寿命、技术寿命和经济寿命。
1.4.1 技术寿命评价方法
根据文献[12],随着运行年限的增加,电网设备故障概率会逐渐增加。当设备的运行年限达到一定阶段时,设备故障概率会明显增加,导致设备运维工作增加。实际工作中,可以认为当故障概率增加到可以忍受的临界值时,设备达到了其技术寿命。这个临界值可以根据专家经验获得。
本文采用数据拟合的方法绘制断路器的运行年限与故障概率之间的关联关系,其结果如图3所示。由图3可以估计出断路器的技术寿命约为21年。
1.4.2 经济寿命评价方法
本文基于LCC分析方法确定设备的经济寿命[7]。当设备的平均寿命成本最小时,认为设备达到了经济寿命。
电网设备LCC计算公式为:
式中:CLCC为设备LCC;CIC为—次性投资成本;COC为运行成本;CMC为维护成本;CFC为故障成本;CDC为退役成本。
运行成本主要考虑设备运行时的损耗,按下式计算:
式中:LE为设备损耗;t为运行时间;PP为购电价。
维护成本主要考虑设备维护成本,根据统计数据获得。
故障成本考虑检修带来的电量损失,按照下式计算:
式中:EL为损失电量;PS为售电价。
退役成本考虑由于设备退役所引起的存储、运输等带来的费用,本文按照下式进行估算:
若设备初始投资费用为CIC,0,实际运行T年后退役,退役时设备的残值为CIC,T=0.05CIC,0,此时,设备的年平均成本(净现值)为:
式中:COC,i为设备第i年的运行成本;CMC,i为设备第i年的维护成本;CFC,i为设备第i年的故障成本;p为银行利率。
根据式(6),采用统计数据绘制110kV主变压器的平均成本曲线,如图4所示。由图4可知,运行年限为21年左右时,平均成本最低,因此,110kV主变压器的经济寿命约为21年。
2 电网主设备运维策略优化辅助决策系统
2.1 系统功能框架
本文提出的电网主设备运维策略优化辅助决策系统包含设备风险评估模块、设备运维数据管理模块、设备运维知识库模块、设备管理系统以及设备运维辅助决策模块。各部分包含的功能和子模块如图5所示。
2.2 强制性约束条件下的运维策略
在强制性约束条件下,更加注重运维策略的实效性,对策略本身的成本不是十分看重,因而其决策结果比较直接、单一。本文采用策略表的形式描述强制性约束条件下的运维决策,如表2所示。
在制定设备运维策略时,首先判断其约束条件是否为强制性的,在强制性约束条件下,判断设备的运维策略。若设备不满足监管约束,则需要进行技改或增容。若设备需要进行检修或技改,则根据设备最佳运行年限判断其具体的运维策略。
2.3 柔性约束条件下基于RBM和LCC的运维策略
在柔性约束条件下,制定运维策略的灵活性较大,注重成本与收益的平衡。决策过程中综合考虑设备风险评估和设备寿命评价结果,其决策流程如图6所示。
对于风险值处于不可接受区的设备,按照风险理论必须消除设备故障带来的风险,此时根据设备的最佳运行年限判断设备需要检修还是技改。
对于风险值处于ALARP区的设备,其运维策略需根据风险和收益的比较来获得。本文采取的办法是对设备按照故障概率进行排序,对于故障概率高(对应于设备状态为紧急状态的设备故障概率)的设备,判断其最佳运行年限,安排检修策略。对于其他设备,安排设备进行检修试验。
对于风险值处于可接受区的设备,若设备故障概率高则加强巡检,否则不予处理。
最后,将得到的设备运维项目按优先级排列。先是给强制性约束条件下的设备安排运维工作,其次是风险不可接受区内的设备,再次是ALARP区域内的设备,最后是风险可接受区域内的设备。
3 案例分析
3.1 单个设备风险评估及运维策略制定
3.1.1 待维护设备列表
参考文献[8],对深圳供电局2台110kV主变压器的状态进行评价,评价结果如表3所示。
3.1.2 基于运行状态的设备风险评估
采用设备老化模型,进行设备运行风险评估,其结果如表4所示。
3.1.3 设备经济技术寿命评价
根据本文提出的设备寿命评价方法,可以得到变压器的经济寿命约为21年,断路器的技术寿命为20年,其结果如表5所示。
3.1.4 主设备运维策略表
根据本文提出的设备运维策略辅助决策方法,可以得到设备运维策略结果如表6所示。象山1042号变压器位于风险不可接受区,根据风险理论,必须对其进行处理。由于其年限超过经济寿命,因此建议进行技改,更换主变压器。凤凰2012号变压器位于ALARP区,其运行年限低于设备的经济寿命,因此建议安排检修。
3.2 设备风险评估及运维决策总体分析
依据决策流程图,对变压器设备逐个展开运维决策,得出变压器风险值较高部分的运维策略。设备总体运维策略表如表7所示。
4 结语
本文依据设备风险评估和LCC管理制定设备的状态检修策略。该方法综合考虑影响设备运维策略的多种因素,采用定量的方法评估设备运行风险,基于LCC管理评定设备的最佳运行年限,具有很好的科学性和实用性。根据该方法制定的电网主设备运维策略导则在深圳供电局设备运维和管理生产中已经得到实际应用。
摘要:提出了一种全新的综合考虑基于风险的检修和基于全寿命周期成本(LCC)的电网主设备运行维护(简称运维)策略辅助决策方法。该方法以深圳电网主设备运行风险评估结果为依据,对设备运维策略的多种约束条件进行了系统性分析,并依据LCC方法对设备的最佳寿命进行了评价,制定了设备科学运维决策流程图,最终给出运维策略的优化方案。实际应用表明,提出的方法具有科学性和实用性。
关键词:运行维护策略,风险评估,全寿命周期成本,经济寿命,技术寿命
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电网经济运行策略分析 篇9
近年来,越来越多的可再生能源通过接入微电网得到了极大的利用。微电网从网架结构和供电方式上可分为交流微电网、直流微电网和交直流混合微电网[1,2]。随着数字社会的发展,直流用电设备越来越多,如电动汽车、新型家用电器、电脑通信设备等,未来将会出现直流设备与交流设备共享市场的格局。为了降低单纯的交流/直流微电网在应用中因多重AC/DC或DC/AC变换带来的功率损耗、谐波电流及控制难度,提高系统的可靠性和经济性,也为了各式各样的可再生能源和用电设备更好地接入微电网,交直流混合微电网得到了国内外的重视与研究[3,4,5,6,7]。交直流混合微电网具有非常明显的特点:(1)交直流混合微电网系统包括交流子系统(交流母线)、直流子系统(直流母线)、交直流母线间双向AC/DC变换器;(2)既可以直接向交流负载供电,又可以直接向直流负载供电,降低因多重变换器带来的损耗;(3)交、直流子系统间功率可双向流动,各子系统可独立控制也可协调控制,混合微电网可以在并网模式与孤岛模式之间切换运行[1,2,3,4,8,9]。
光伏发电容易受到环境温度和光照的影响,其发电功率具有不稳定性,本文在直流侧配置蓄电池储能,通过双向DC/DC变换器控制蓄电池的充放电来平抑光伏发电及负荷的功率波动。在交直流混合微电网并网运行时,交流母线电压和频率由大电网支撑,直流母线电压可以通过交直流母线间双向AC/DC变换器控制,也可以通过储能系统来控制[9]。针对目前因直流负荷较小而直流侧光伏发电容量较大(安装时考虑到未来直流负荷增长)导致的直流侧源荷比较大的问题,本文采用储能系统来控制直流母线电压,而双向AC/DC变换器采用P/Q控制,在满足直流侧负荷的情况下,将直流侧光伏发电功率定额并入大电网,提高直流侧光伏利用率。在交直流混合微电网孤岛运行时,双向AC/DC变换器则切换到V/f控制,以蓄电池为平衡节点来支撑系统母线电压、频率稳定,实现交直流系统之间的功率平衡。在交直流混合微电网切换运行时,交直流系统之间的功率通过双向AC/DC进行平衡,切换前后缺额功率由蓄电池平抑,保证切换前后系统稳定运行。
1 系统结构及仿真模型
1.1 交直流混合微电网系统结构
如图1所示,交直流混合微电网系统由交流子系统、直流子系统、功率交换系统、微电网控制器组成。交流子系统中,光伏发电单元通过DC/AC逆变器连接至交流母线,实现MPPT及单位功率因数控制,交流负荷直接接至交流母线。直流子系统中,光伏发电单元通过Boost变换器实现最大功率跟踪,蓄电池储能通过双向DC/DC变换器实现充放电控制,直流负荷直接接至直流母线。功率交换单元由隔离变压器及双向AC/DC变换器构成。整个系统通过交流侧的并网接口可以在并网和孤岛模式间切换运行。微电网控制器除了要完成孤岛检测、自动并网功能外,还需要通过通信系统、储能变流器、负荷控制器和光伏控制器等,实现微电网不同工况的稳定运行和顺利切换。
1.2 光伏电池仿真模型
根据图2所示的光伏电池等效电路,可以得到光伏电池的函数方程为[10]
其中:Iph为光电流(A);Io为反向饱和电流(A);Rp为光伏电池并联电阻(Ω);Rs为光伏电池串联电阻(Ω);q为电子电荷(1.6×1019 C);A为二极管因子;K为玻尔兹曼常数(1.38×10-23 J/K);T为绝对温度(K)。
根据式(1)在PSCAD/EMTDC搭建光伏电池模型,其参数为Umax=1 200 V,Uoc=1 280 V,Im=10.25A,Isc=10.65 A,标准温度为28℃,标准光照为1 000kW/m2。在温度不变、改变光照的情况下I-V、P-V曲线如图3(a)、图3(b)所示。
在光伏发电中,常采用最大功率跟踪控制,即MPPT控制,常用的最大功率计算方法有电导增量法、扰动观测法,牛顿拉夫逊法等,其中牛顿拉夫逊法计算速度快,精度高,得到了广泛应用。本文在求解最大功率点电流和电压时采用了牛顿拉夫逊迭代算法[11],基本原理是应用牛顿拉夫逊迭代法对式(2)进行迭代求解,经过k次迭代,当时,Umax=Uk+1,对应的电流为Imax,此时,
式中:Uk+1和Uk分别为U的第k+1次和第k次迭代值;P'(U k)和P'(U k)分别是第k次迭代下P对U的一阶和二阶导数;ε为迭代精度。
1.3 蓄电池仿真模型
蓄电池作为分布式发电中的储能设备,其作用不言而喻,但是蓄电池内部参数之间的关系较为复杂,而且相互之间呈高度非线性关系,这成为蓄电池建模的难点。常用的蓄电池模型有谢菲尔德模型[12]、戴维南模型[13]以及通用模型[14]。本文所采用的蓄电池模型为通用模型,其物理模型如图4所示,由受控电压源和一个定值电阻串联组成,其中Ebat由式(3)确定。
其中:Ebat为蓄电池空载时的电压(V);E0为蓄电池额定电压(V);K为极化电压(V);Q为蓄电池容量(Ah);为实际充放电电量(Ah);A为指数域电压降落值(V);B为指数域时间常数倒数(Ah-1);Ebattery为蓄电池实际端电压(V);Rbattery为终端电阻(Ω);Ibattery为蓄电池充放电电流(A)。
根据式(3)在PSCAD/EMTDC中搭建通用蓄电池模型进行充放电仿真,参数为:蓄电池容量Q=600Ah,蓄电池额定电压E0=150 V,初始SOC=80%,充放电电流40 A,为了保护蓄电池,设置了SOCmax=95%和SOCmin=35%以限制过充过放,该蓄电池充放电结果如图5所示。
2 交直流混合微电网控制策略
2.1 直流侧光伏发电控制策略
直流侧光伏发电单元通过Boost变换器连接至直流母线,其拓扑结构如图6所示,所采用的控制策略为电压环控制模式,控制策略如图7所示。光伏电池输出电压Upv经过牛顿拉夫逊迭代计算后得到最大功率点对应的电压Um,将Um作为光伏电池出口电压Upv的参考值,经过PI调节后做为调制波与载波比较后,输出来信号驱动开关管K0,以实现最大功率跟踪。
2.2 交流侧光伏发电控制策略
交流侧光伏发电单元通过DC/AC变换器连接至交流母线,其拓扑结构如图8所示,所采用的控制策略为电压-无功(UQ)控制,即以直流电压、无功功率为外环控制,电流为内环控制,通常将无功设置为0,可实现单位功率因数控制,控制策略如图9所示。Um与光伏电池出口电压Upv的差值经过P调节后输出为直轴电流参考值,无功参考值与实测值的差值经过PI调节后输出为交轴电流参考值,然后与交、直轴电流实测值的差经过PI控制器调节,再经过解耦,输出值经过dq反变换输入到PWM发生器来驱动开关管。该控制策略不但可以实现最大功率跟踪,也可以实现单位功率因数控制。
2.3 蓄电池充放电控制策略
蓄电池通过双向DC/DC变换器来控制充放电,其拓扑结构如图10所示,其为Buck/Boost变换器,K1开通,K2关断,为Boost变换器,蓄电池放电,K1关断,K2开通,为Buck变换器,蓄电池充电。所采用的控制策略为电压外环电流内环控制,电压外环控制直流母线电压稳定,电流内环控制蓄电池充放电电流,控制策略如图11所示。Udc与直流母线电压参考值的差值经过PI调节后输出为蓄电池充放电电流参考,与充放电电流实测值的差值经过PI调节,输入到PWM发生器来驱动开关管K1和K2。
2.4 AC/DC变换器控制策略
连接交、直流子系统,实现系统功率平衡的是交直流母线间AC/DC变换器,其拓扑结构同图8虚线框内所示。AC/DC变换器在交直流混合微电网稳定运行中的作用主要有三方面:一是孤岛运行时,采用V/f控制,支撑交流母线电压、频率稳定,实现交、直流系统之间的功率平衡;二是并网运行时,采用P/Q控制,将直流侧盈余光伏发电功率定额通过交流侧并入大电网,提高直流侧光伏利用率;三是并网运行与孤岛运行切换时,使交、直流侧功率进行平衡,保证切换前后系统稳定运行。P/Q控制采用功率外环电流内环控制方式,V/f控制采用电压外环电流内环控制方式。两种控制可共用一个电流内环,切换运行时,只需切换外环控制,其控制策略如图12所示。模式1表示V/f控制,模式2表示P/Q控制,V/f控制时,dq变换的相位角由一个设定的标准50 Hz正弦电压提供,电压外环经PI调节后做为电流内环参考;P/Q控制时。dq变换的相位角为网侧相位角,功率外环经PI调节后做为电流内环参考。两种控制共用一个电流内环,控制模式之间的切换由并网点PCC发出信号。
3 算例仿真分析
3.1 仿真参数
在PSCAD/EMTDC中搭建如图1所示的交直流混合微电网,系统参数如表1所示。
光伏发电假设温度一直为20℃,光照为1 000kW/m2,4 s光照开始减弱,到6 s时降为700 kW/m2,9 s光照又开始增强,到12 s时变为1 100 kW/m2。则交直流两侧光伏发电功率Ppvac、Ppvdc和交流侧输出电压跟踪如图13所示,光伏输出功率随着光照的变化而波动,Upv能够很好地跟踪Um。
蓄电池容量设计对于系统稳定运行至关重要,本文采用工程上的经验公式确定蓄电池容量。
式中:A为安全系数,取1.1~1.4之间;QL为负载日平均耗电量;NL为最长连续阴雨天数;To为温度修正系数,一般0℃以上取1,-10℃以上取1.1,-10℃以下取1.2;CC为蓄电池放电深度,浅循环型蓄电池取50%,深循环型蓄电池取75%。
本文中,交流侧重要负荷10 k W,主要为空调用电,日平均供电4 h,负载同时率0.8;次要负荷2kW,为白天照明用电,日平均供电8 h,负载同时率0.8。直流侧主要负荷3 kW,其中2 kW为机房通信用电,日平均供电24 h,负载同时率1;1 kW为直流展厅白天照明用电,日平均供电4 h,负载同时率0.8;次要负荷2 kW,供直流展厅电子产品充电,日平均供电4 h,负载同时率0.8。由此计算得负载日平均耗电量QL=102.4 kWh。
其中:安全系数取1.1;根据本地气象信息,最长连阴雨天数取4天;温度修正系数取1;根据蓄电池类型,放电深度取75%。
蓄电池的额定电压150 V,蓄电池SOC在35%~95%范围内,其端电压范围为155~255 V,直流母线电压为380 V,考虑到不同工况切换时的电压波动并留一定裕度,取储能逆变器的最高工作电压1 000 V。
交直流混合微电网系统直流侧最大负荷5 kW,直流侧光伏最大输出功率10 k W,交流侧最大负载12 kW,交流侧光伏最大输出功率12 kW。储能逆变器的功率选择要考虑如下要素:一能完全吸收新能源功率,此时储能逆变器的最大输入功率为22 kW;二能在孤岛运行且阴雨时满足全部负荷,此时储能逆变器的最大输出功率为17 kW;考虑一定的裕度,取储能逆变器最大输入/输出功率均为50 kW。
3.2 运行仿真分析
将交直流两侧光伏发电功率、负荷功率,直流侧输入到交流侧的平衡功率分别表示为:Ppvac,Ppvdc,PLac,PLdc,Pexch。
3.2.1 并网运行(t=0~8 s,18.5~20 s)
a)t=0~2 s:PLdc为5 kW,PLdc<Ppvdc-Pexch,蓄电池充电;
b)t=2~4 s:2 s时PLdc突增到6 kW,PLdc<PpvdcPexch,蓄电池充电,4 s时Ppvdc因光照减弱开始减小;
c)t=4~4.8 s:4 s时PLdc恢复到5 kW,PLdc<Ppvdc-Pexch,蓄电池充电;
d)t=4.8~8 s:PLdc保持为5 kW,4.8 s时因Ppvdc降低,PLdc>Ppvdc-Pexch,蓄电池放电。
e)t=18.5~20 s:PLdc>Ppvdc-Pexch,蓄电池充电。
3.2.2 孤岛运行(t=8~18.5 s)
a)t=8~9.6 s:PLdc+PLac>Ppvdc+Ppvac,蓄电池放电,9 s时Ppvdc、Ppvac因光照增强开始变大,随着Ppvac的增大,直流侧输入到的交流侧的平衡功率Pexch开始减小;
b)t=9.6~18.5 s:PLdc+PLac<Ppvdc+Ppvac,蓄电池充电,11.5 s时Ppvac=PLac,交流侧光伏功率开始盈余,交流侧向直流侧输入光伏功率,Pexch<0,为了延长孤岛模式下蓄电池的使用时间,12 s时直流侧次要负荷切除,15 s时交流侧次要负荷切除。
仿真结果如图14(a)~图14(e)所示,由图14可知,并网运行时,交流母线电压、频率由大电网支撑,直流侧光伏功率波动及负荷突变能够被蓄电池平抑,维持直流母线电压稳定,且定额向交流侧输入光伏功率。孤岛运行时,蓄电池平抑了光伏、负荷功率波动,维持了直流系统电压稳定,双向AC/DC变换器维持了交流系统电压、频率稳定,并作为桥梁实现了两侧的功率平衡。
3.2.3 切换运行
8 s时,大电网故障,PPC发出信号,交直流混合微电网由并网运行向非计划孤岛切换。切换前后,因蓄电池和双向AC/DC变换器在实时维持系统稳定、功率平衡,因此在切换瞬间,蓄电池能够快速将切换功率缺额平抑,保证切换前后系统稳定运行。
由图14(a)可知,切换前,微电网与大电网之间有功率交换Ppcc=Ppvac+Pexch-PLac。此系统切换前Ppcc=1 kW,即微电网向大电网输送功率1 kW,切换时蓄电池减小放电电流以平抑此输送功率,记为工况1,如图15(a)所示。将交流侧次要功率从2 kW增加为3 kW,可以使得切换前Ppcc=0 kW,即微电网与大电网无功率交换,记为工况2,如图15(b)所示,切换时蓄电池放电电流不变。将交流侧次要功率从2 kW增加为4 kW,可以使得切换前Ppcc=-1 kW,即微电网从大电网吸收功率1 kW,记为工况3,如图15(c)所示,切换时蓄电池增大放电电流以平抑此吸收功率。切换瞬间因蓄电池平抑切换功率缺额,直流母线电压会有短暂的波动,如图14(c)所示,切换瞬间三相交流电压暂态波形如图16所示。综上,不论切换前后微电网与大电网是否有功率交换,交直流混合微电网均可实现从并网运行顺利切换到非计划孤岛运行。
18.5 s时,大电网供电恢复,PCC发出信号,交直流混合微电网由孤岛运行向并网运行切换,切换前交流母线电压幅值、频率、相角与大电网保持一致,顺利切换,如图14(d)、图14(e)所示。由图17可知此时Pexch由-3 kW变5 kW,蓄电池将增加充电电流以平抑,因此直流母线电压会有一个波动,但很快就稳定,如图14(c)所示,切换瞬间三相交流电压暂态波形如图18所示。综上,交直流混合微电网能够从孤岛运行顺利切换到并网运行。
4 结论
(1)建立了光伏发电、蓄电池储能模型并进行了光伏电池MPPT控制、蓄电池充放电仿真,验证了所建模型的正确性。
(2)交直流混合微电网并网运行时,针对目前直流侧源荷比较大,在蓄电池的平抑作用下,直流侧光伏发电以恒定的功率通过交流侧并入大电网,提高直流侧光伏利用率。
(3)交直流混合微电网孤岛运行时,蓄电池作为平衡节点,和双向AC/DC变换器一起维持系统的稳定运行,并实现交直流两侧的功率平衡。
(4)交直流混合微电网由并网运行向非计划孤岛运行切换、孤岛运行向并网运行切换时,蓄电池都能够平抑切换功率缺额,实现顺利切换。
摘要:为解决交直流混合微电网中功率波动、交直流系统之间功率平衡、直流侧源荷比相对较大光伏利用率不高的问题,研究了交直流混合微电网并网运行时,在蓄电池的平抑作用下,直流侧光伏发电以恒定的功率通过交流侧并入大电网,提高直流侧光伏利用率。孤岛运行时,蓄电池作为平衡节点,和双向AC/DC变换器一起维持整个系统的电压、频率稳定,并实现交、直流系统之间功率平衡的控制方案。最后利用PSCAD/EMTDC软件对系统功率波动、并网运行向非计划孤岛运行切换、孤岛运行向并网运行切换进行了仿真验证,运行结果表明该控制方案能有效平抑系统功率波动,维持交直流混合微电网稳定运行。
对电网运行方式的探讨及分析 篇10
【关键词】电网;运行方式
【中图分类号】V242.3 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158(2012)09-0305-01
一、引言
社会的发展和进步始终离不开电力,电力先行已经为各个行业的发展都开辟了道路,而人们对电力的依赖程度也越来越高。因此,加强电网建设,提高用电管理力度,优化电网的运行方式都成了当前电力系统的主要任务。
二、优化电网运行方式
(一)从电网规划的源头上,落实降损措施
1、优化电源分布
电源的布置方式是各不相同的,电能损失和电压损失会两者之间始终都有很大的差异。电源应尽量布置在负荷中心,对负荷密度高,供电范围大的重负荷区来说,采取两点或多点布置是值得优先考虑的,这样不仅能产生显著的降损节能效益,同时也有效地改善了电压质量。
2、正确选择线路路径
电力线路的路径选择又是一个关键性问题,它选择的正确与否将直接影响到对线路的电能损耗。电力线路的路径选择正确与否,对线路的电能损耗有很大的影响。在线路中,电能损耗与导线的电阻成正比。因此,在选择线路路径时,应尽量走直路,尽可能避免或减少转角,尤其是避免度数大的转角,以便使线路最短。为了降低线路损耗,应避免线路迂回供电或近电远供还应避免跨地域(供电所、自然村、小区)供电,造成分线、分区线损统计分析的困难。
3、确定合理的供电半径,以避免或减少超供电半径供电。
线路供电半径适宜长度:O.4kV线路不大于0.25kin,10kV线路不大于6km。
(二)合理地安排电网运行方式
1、平衡三相负荷
由于低压用户负荷变化较大,所以很容易造成变压器三相电流不平衡。如果不平衡度大,那么不仅会增加相线和中性线上的损耗,也会危及配变的安全运行。为了避免这些情况,就应该调整三相不平衡负荷电流,以此来减少中性线的电流,相当于负荷的一端接在中性点上,线路阻抗下降了,线损也就少了,这样的做法可以达到降低线损和安全运行的目的,维护了电网的安全运行。
2、合理地调整负荷曲线
在供电量相同的情况下,负荷峰谷差大,损耗就大。因此,要合理的、有计划地去安排用电负荷及用电时间,提高电网负荷率、降低馈线的最高负荷电流,从而更好地提高供电能力,与此同时又减少了损耗。
3、改善供电电压水平,加强无功管理
出现无功不足或过补偿的情况(高峰欠补,低谷过补),都会使无功功率在电网上的输送过程中,造成电能及电压两个方面的损耗。进行合理的无功补偿,就要按照就近原则安排补偿,尽可能减少网络无功的流动。提高负荷的功率因数,改变无功潮流分布,可以减少有功损耗和电压损耗,还可以提高线路和变压器的输送能力,改善电压质量。
三、地区电网运行方式安排需综合考虑的因素
(一)进行收受工作申请前需要重点检查的项目
1、认真核对有无检修计划、是否出现了重复情况,公示时间是否满足要求,用户停电及公示是否也被涉及到了。
2、分析申报时间、内容、格式及流程是否都符合要求。
(二)工作申请批复时所考虑的问题
1、做好单一设备的检修工作,对断路器、线路、变压器、压变等要进行区别对待。
(1)当断路器检修时,应考虑旁代,并审核旁路断路器定值是否}菏足要求;如果不能旁代,就应该考虑负荷转移。
(2)做好线路检修,一是要考虑负荷转移,对于不能转移的就应该考虑对线路停电,同时也要严格控制好检修的时间。对于是否在线路上接上发电机组这一问题也是值得考虑的,在进行操作前应该对发电机组与系统采取解列操作。
(3)做好变压器检修,主要考虑是否有备用变压器及带负荷能力,带负荷能力不够的,应对负荷的缺额计算,向将缺额部分负荷转移。如果出现不能转移的状况,可以按照限负荷序位表执行,然后再进行倒变压器操作;没有备用变压器的,考虑负荷转移及控制检修时间。
(4)压变的检修,考虑能否用其他压变带被检修压变的二次负荷,对于没有可以带检修压变的二次负荷的压变,则可以通过被检修压变提供电源的所有欠压或失压的保护、自动装置停用。
(5)根据工作申请的内容,先同检修单位、操作单位进行沟通,要检查方式的安排合理性,在符合操作规程及安全的前提下,再统筹安排操作步骤和程序。
(6)应该根据电源点、线路、变压器的实际情况,对负荷重新分配,计算负荷平衡。
(7)对网线路检修,其方式应进行稳定、潮流计算,系统联络线不得超过极限功率,方式变化前、后,应检查相关保护、自动装置是否满足要求、保护定值是否需要进行变更等。
(8)“T”接线路的线路检修,应将线路各侧应转至检修状态,服役时,应该将各侧的地线拆除或接地刀拉开。
(9)新设备一旦被投入使用,就要保证冲击方案正确性和可操作性,保护定值、自动装置的完备性和可操作性。
(10)应根据季节及电网结构的实际情况,控制好供电区域有水电上网机组,使整个系统的电压处于稳定状态。
(11)如果实际运行的网架结构比较薄弱,那么主电源线路故障跳闸就极有可能变成孤网,甚至出现小网运行,所以在方式安排时应该考虑是否需要采用按照低周减载方案切负荷方案或黑启动方案。
(12)对待用设备和尚未启用的设备要进行严格的区分,如果正在检修或安装的设备是待用设备,那么应该对其运行方式进行合理的安排;如果未启用正在进行设备安装或线路测零等工作,施工单位就应该安排好现场安全措施,以备不时之需。
(三)对工作的评价
通过合理地利用安全分析,能够对已经安排的方式进行客观分析、评价,对于安排不当,存在问题的方式还能进行分析研究,并及时提出修改意见,并对已经完成的工作进行归档。
四、结束语
电网经济运行策略分析 篇11
自改革开放以来, 我国经济得到了飞跃的发展, 人们的生活水平也慢慢提升起来, 大量改善生活水平的电器应用于家庭生活之中, 大量的工厂也加大了对电能的需求, 人们对电能的需求也在不断的提升。建设特高压电网对我国当前的能源分布不均情况有着很大的改善作用, 极大的方面了人们的生产生活, 所以, 深入分析特高压电网运行的影响因素意义重大。
1 特高压电网运行的影响因素
自身或者其他的因素影响着特高压电网的正常运行, 相应的故障很容易出现在特高压电网的运行过程之中, 因而, 必须加强研究特高压电网运行的影响因素, 同时运用相应的措施将这些影响因素消除掉, 从而使特高压电网运行的安全稳定性得到保证。
1.1 特高压电网继电保护与安全稳定装置复杂
因特高压系统的电压有着比较高的电压级别, 因而需要用到继电保护与安全稳定装置, 然而这些装置非常的复杂。一旦有故障出现在这些保护系统之中, 也会影响到特高压电网的正常运行。继电保护装置出现的故障大都是误动造成的, 而安全稳定保护装置出现的故障大都是量不够的切负荷、切机失败等原因造成的, 这些原因会加大线路过载的机率, 从而使连锁故障出现在线路之中。
1.2 特高压电网的连锁与失稳故障
故障出现在特高压输电通道之中会使得功率失调与线路过载情况的出现变得非常的容易, 随之也会影响到特高压电网的正常运行。通过研究发现, 影响特高压电网正常输电的因素分为内部影响因素与外部影响因素, 其中线路老化和设备的老化组成了内部影响因素, 自然与电气环境与人为错误操作等组成了外部影响因素。
因特高压电网的送点容量非常的大, 所以, 很多不良的现象出现在故障之中, 首先送受端发电机功角摆动幅度的加大会使得功角震荡稳定性受到破坏, 崩溃系统的电压;其次切除故障会使得其他送电通道的潮流变大, 从而使静态的稳定性受到影响;最终潮流的转移过程话加大线路跳闸的可能性, 随后各种连锁故障随之出现。而且, 在发展特高压电网的过程之中, 电磁环网会比较容易的出现在下一等级的线路会与其他线路中。当故障出现在特高压线路之中就会加大低电压电线的潮流, 线路的重载与过载机率变得非常大, 从而使特高压系统的安全性受到威胁。
1.3 特高压电网潮流控制因素的影响
电能的跨区域交换是特高压电网的优势所在, 建设特高压电网的起始阶段, 在网架结构方面, 特高压电网相对来说较简陋, 为了使特高压电网的正常稳定运行得到保证, 作为大区域之间的电网联络装置, 特高压电网的线路要控制联络线的功率。从理论方面出发, 需要协调控制各大区域之间的自动发电与调频控制机组来实现控制特高压电网的潮流。然而在实际过程之中, 因各区域之间不一样的发电结构, 这也造成各区域的机调节能力存在差异, 而且出力震动区、调节时滞等特殊的因素经常出现在机组之中, 枯竭的机组调节容量以及麻烦的各区域的协调控制等问题也偶尔出现在其中。相应的大规模间歇性能源接入、大容量机组退出运行以及大容量直流线路闭锁等影响因素干扰了联络线功率的控制, 从而加大了控制的难度, 特高压系统的静态与暂态稳定性也受到影响。同时, 线路继电保护动作也会因此出现, 随之各种相关的连锁故障出现在其中。
2 特高压电网影响因素的解决策略
2.1 对特高压电网的风险管理工作进行强化
特高压电网管理部门要重视风险管理工作。要将特高压电网运行风险预警机制建立起来, 同时做到完善, 并以事故的性质与特点作为依据, 划分故障的分类, 从而将相应的解决策略制定出来;将严格的风险管理制度建立起来, 将相关工作人员关于特高压电网运行的安全知识进行提升, 从而做到对他们风险管理意识的培养, 使得他们对于自己的工作能够做到严格按照标准开展, 流程化与常态化特高压电网的风险管理;对相关管理人员的专业技能培训进行强化, 从而将特高压电网的管理水平提升起来, 也是为了对人为因素造成的风险出现做到避免。
2.2 优化特高压电网运行方式和网架结构
爱一定程度上优化特高压系统的运行方式可以对相关的风险做到避免, 这需要对不同检修状态下特高压系统的安全稳定性进行深入的研究, 同时认真分析不同故障的电网适用性, 将相应的措施制定出来, 从而使特高压系统的故障应对能力得到提升;优化特高压电网的网架结构可以对一部分特高压系统所受到的影响进行规避。在这个过程中需要对特高压电网进行规划, 这需要对相关规定做到严格的遵循, 同时对于N-1故障状态下的系统运行稳定性做到确保;为了对大规模潮流转移造成的系统运行风险的大增进行避免, 这需要将交直流工作相互协调好, 也就是将特高压电网的交流与直流调控的协调性充分发挥出来。
2.3 强化特高压电网安全稳定措施
为了使特高压通道故障造成的电网的不正常运行进行规避, 需要将相应的安全稳定控制措施制定出来, 同时以实际情况作为依据对机组和负荷的切断进行选择。在对特高压电网进行规划的过程中仔细评估和分析所制定的安全稳定措施, 同时详细的阐述部署措施与运行情况, 从而使防线的互相协调配合的目标得以实现;对于大故障做到及时的解决, 还需要对继电保护与安全稳定装置的互相配合做到保证, 从而使系统的稳定性得到保障。
3 结语
特高压电网的出现方便了人们的生产生化, 然而复杂性存在于特高压电网系统之中, 相关影响因素也不可避免的出现在运行过程中。所以, 为了使影响特高压电网的正常运行的因素得到消除, 相关部门要深入研究这些影响因素, 将相应的解决策略制定出来, 从而保证特高压电网的正常运行, 特高压电网在我国的电网行业将越走越远。
参考文献
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