电网系统论文范文第1篇
1 我国电网发展现状
我国电网的工业化进程可以追溯到20世纪60年代, 当时计算机的发展还处于起步阶段, 到了20世纪80年代以后由于信息技术和计算机工程在电力系统中的广泛应用, 电网调度逐渐实现了自动化控制与管理, 计算机仿真系统的发展为电力工业发展提供充分的技术支持, 在“十一五”期间电力信息化建设已纳入企业总体发展战略, “SG186”信息化的实施更是加快了电力企业建设步伐, 信息化进一步与电力企业的生产、管理与经营融合。2000年, 卢强院士在国内首次提出了“数字电力系统”的概念, 强调了电力系统状态、企业管理等信息的数字表达, 与电力系统信息化建设有机结合, 积极开展了多项数字仿真高级系统加快了我国电网建设的数字化进程, 同时也拉近了我国与英美等国电力系统管理的差距。
在电网系统的工业化、数字化发展的过程中, 电力系统自动化也得到了长足的发展。传统电力系统自动化按照领域可划分为电网调度自动化、电厂电站自动化和配电自动化。电网调度系统的发展起源于20世纪70年代, 最早的调度是采用专用的系统完成, 效率相对低下;随时经济建设的发展和相关研究的进展, 当前调度系统是采用Internet技术、Java技术、多代理技术厂站自动化技术等多技术兼顾的全自动化管理系统, 效率和安全保证系数明显提高。配电自动化系统的发展是从20世纪90年代中后期开始的, 大量的配电自动化试点工作及馈线自动化、营业自动化、负荷控制的试点工作广泛开展, 结合计算机及网络技术的发展, 配电自动化系统在管理方面、输配电方面及综合自动化方面得到较大的进步。
2 智能电网体系的内涵
进入2000年后, 美国及欧盟委员会等纷纷提出各自对未来智能电网的设想和框架;国际电工委员会 (IEC) 、国际大电网会议组织 (CIGRE) 等国际组织也给予智能电网高度关注, 如IEC成立了智能电网国际战略工作组SG3, IEEE启动了智能电网制定标准与互操作性的项目P2030。所谓智能电网是对电网未来发展方向的精辟总结, 即在发电、输电、配电、用电等环节应用大量的新技术, 最终实现电用的优化配置以及节能减排。但是, 目前智能电网还处于初期研究阶段, 国际上尚无统一而明确的定义。由于发展环境和驱动因素不同, 不同国家的电网企业和组织都在以自己的方式对智能电网进行理解、研究和实践。中国电网智能化的建设其实已经早就在进行, 只不过不是以"智能电网"的时髦名称而已。近年来, 中国学者在借鉴欧美智能电网研究的基础上, 对中国发展智能电网的特点、技术组成以及实现顺序等进行了研究。在2009年5召开的“2009特高压输电技术国际会议”上国家电网公司公布了对智能电网内涵的定义, 即统一坚强智能电网是以坚强网架为基础, 以通信信息平台为支撑, 以智能控制为手段, 包含发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节, 覆盖所有电压等级, 实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合, 是坚强可靠、经济高效、清洁环保、透明开放、友好互动的现代电网。我国建设“坚强智能电网”可以初步分为三阶段: (1) 2009年至2010年为规划试点阶段, 重点开展坚强智能电网发展规划工作, 制定技术和管理标准, 开展关键技术研发、设备研制及各环节的试点工作; (2) 2011年至2015年为全面建设阶段, 加快建设华北、华东、华中特高压同步电网, 初步形成智能电网运行控制和互动服务体系, 关键技术和装备实现重大突破和广泛应用; (3) 2016年至2020年为引领提升阶段, 全面建成统一的坚强智能电网, 技术和装备全面达到国际先进水平。
3 构建智能电网体系对策
构建智能电网体系, 即要实现我国电网的信息化、数字化、自动化、互动化的一体化, 因此笔者建议从以下几方面采取相应的对策。
(1) 对于电网系统的信息化, 应加快制定电力行业信息化标准, 建设统一的电力信息平台, 加强已有数据的深层研究和技术开发, 制定科学的软件结构体系和标准, 发挥信息时代的资源优势和潜能, 努力向着数据一体化、集成化的方向发展。
(2) 对于电网系统的数字化, 应加快电厂和输配电站数字化进程, 尤其是一些传统难点 (如负荷模型) 或新兴元件 (如风电机组设备等) 的数学模型分析, 积极与公共服务系统相配合, 开发具有决策分析能力的稳定系统。
(3) 对于电网系统的自动化, 应加快智能控制方法的工程化进程, 减少人工参与程度, 实现实时的分析和自动化控制, 深入研究各种安全稳定问题的机理和控制措施, 以达到优化控制和协调关系。注意吸收国外的先进理论和实践经验, 加快低效率输配电系统的改造, 加快电网系统自动化进程。
(4) 对于电网系统的互动化, 应加快建立公开、透明的统一电力市场信息平台, 并逐步纳入电网统一信息平台之中。另外开展双向互动营销技术、高级量测技术等研究, 开展智能电器和智能电表研发。
随着特高压全国联网的实现, 有必要加快全国电力市场的建设进程。而人类对自然环境保护意识的提高, 对电力行业温室气体排放的限制也越加严格, 因此今后电网系统的建设, 应该加快低碳潮流的“核电、风电、水电”的开发, 完善智能电网的配套功能, 加快我国“坚强智能电网”的建设进程。
摘要：我国是电能生产和消耗大国, 加强电网系统的管理对国民经济建设和社会繁荣具有重大意义。本文对我国当前电网发展的现状进行了系统评述, 认为从当前电网系统的信息化程度、自动化程度和数字化程度看, 区域化电网系统建设初具规模;对智能电网体系的构建进行系统分析, 并提出了若干可行的建议, 为建设“坚强智能电网”提供参考。
关键词：数字电力系统,电力系统自动化,坚强智能电网
参考文献
[1] 宋菁, 唐静, 肖峰.国内外智能电网的发展现状与分析[J].电工电气, 2010, 3:1～4.
电网系统论文范文第2篇
但是目前大部分还是通过人工监视, 用手动或远方人工调节。这种传统的电网无功电压管理模式, 很难保证电压合格率和电网网损在低损耗下运行。近年来由于计算机网络等技术的发展, 为实现电网无功电压在线管理提供了基础。我们利用调度自动化SCADA系统和计算机网络技术, 研究开发了电网无功电压在线管理系统。该系统以各个控制点电压合格率为约束条件, 有效地利用并联电容器无功补偿设备和变压器有载调压措施, 使得电网各变电站无功功率尽可能就地平衡, 减少系随着电力系统的不断发展和自动化水平的提高, 对电网电能质量和经济运行提出了更高的要求。调度自动化SCADA系统及无人职守变电站的应用, 使得电压调节和无功补偿实现了远方控制。但是目前大部分还是通过人工监视, 用手动或远方人工调节。这种传统的电网无功电压管理模式, 很难保证电压合格率和电网网损在低损耗下运行。近年来由于计算机网络等技术的发展, 为实现电网无功电压在线管理提供了基础。我们利用调度自动化SCADA系统和计算机网络技术, 研究开发了电网无功电压在线管理系统。该系统以各个控制点电压合格率为约束条件, 有效地利用并联电容器无功补偿设备和变压器有载调压措施, 使得电网各变电站无功功率尽可能就地平衡, 减少系统潮流, 从而提高了电网各节点电压合格率, 最大限度地降低了电网损耗。该系统还能对各变电站电容器投停次数、变压器有载调压机构调整次数进行控制, 从而保证设备安全。它的应用对电网经济运行、提高供电电压质量、减轻值班人员的劳动强度具有十分重要的意义。
1 硬件结构及作用
管理系统硬件的总体结构如图$所示。从物理结构上可分为管理主站系统、SCADA系统、各变电站自动化系统、各变电站有载调压变压器、各站无功补偿设备电容器。管理主站系统是无功电压在线管理的中心, 主要实现与SCADA系统的数据交换、实时检测电网的数据、无功电压设备管理控制、数据库维护、人机会话、统计报表的处理等。该主站可选用一台计算机, 配置要求CPU PⅢ以上, 硬盘20G, 内存128M, 显示内存4M。系统的其它部分完全借助于现成的调度SCADA系统、变电站自动化系统及无功设备。
2 技术特点及功能
电网无功电压在线管理系统, 是借助调度SCADA系统的各项功能, 利用计算机技术和网络技术, 对电网实时数据进行分析和计算, 能够自动完成对电网内各变电站的有载调压变压器和并联无功补偿电容器设备的集中监视、集中管理、集中控制, 实现全网无功电压运行闭环控制, 达到全网网损尽量小、各节点电压合格率尽量高、调压设备和无功补偿设备调节次数尽量少的电网无功电压优化控制。
2.1 设计原则
(1) 依据无功电压管理规程, 确定各变电站母线电压和电流的上、下限值;对不同设备, 确定各变压器有载调压机构每天调整次数上限值, 电容器每天投停次数上限值。
(2) 各变电站电压等级与被控对象的上下级关系, 进行优化控制;无功功率超缺、电压高低与电容器和有载调压优化协调调整。同变电站不同电容器和同电压等级不同变电站电容器综合分析谁优谁投入。
(3) 在保持各电压等级无功平衡下, 允许无功适当倒送。
(4) 在被控设备投远时间或动作次数达到限定值, 要求检修或更换, 并进行闭锁;被控设备检修、停运时, 进行闭锁;被控设备操作失败后, 再次操作前进行限时闭锁;被控设备在某一时间内动作次数达到限定值, 则在一定时间内闭锁。
2.2 实现目标
(1) 保持电网内所有被控变电站低压侧母线电压在合格范围。
(2) 充分利用电容器、有载调压措施, 使各变电站无功尽可能就地平衡, 减少网损。
(3) 利用电网无功电压管理系统, 尽可能减少各变电站电容器投停和有载调压机构调整次数。
(4) 实现实时在线自动管理电网无功电压, 减轻值班人员劳动强度。
2.3 系统功能
(1) 实时监测电网中的数据。自动监测电网各变电站的运行情况, 包括变压器的运行状态、母线电压、有载调压机构分接头位置、流经变压器的有功功率和无功功率、电容器开关位置、进线开关位置、母联开关位置等信息。
(2) 电压超过上下限报警与自动调整。当系统监控的母线电压超过上下限值时, 可以事前设定系统自动给出相应的调整方案并告警, 由值班人员进行调整, 也可以由系统自动调整相关有载调压变压器分接头的升降或电容器的投停, 控制电网电压运行在合格范围内。
(3) 电网无功潮流流向优化。当电网无功潮流流向不合理时, 系统将会即时给出投停相关电容器或有载调压变压器分接头的建议或直接进行控制。
(4) 逆调压运行方式。系统可以根据当前的负荷水平, 在电压合格范围内, 自动实现高峰负荷电压偏上限运行, 低谷负荷电压偏下限运行的逆调压功能。
(5) 集中自动控制。不需要值班人员实时监盘, 系统自动对有载调压变压器、电容器进行管理和控制。对变压器有载调压机构每天调整次数、电容器开关每天投停次数可以进行预先设定;对有缺陷的设备可以进行闭锁, 保证设备安全。
(6) 事故告警及自动闭锁。在电网运行出现不正常情况下, 如母线接地保护动作、电容器保护动作、有载调压机构出现滑档、电容器开关不能操作、通讯线路故障、与调度SCADA系统连接出现异常等状态, 系统都会自动发出实时的文字提示和语音告警信息, 提醒值班人员注意和处理, 并自动将相应设备可靠闭锁, 防止误动。
(7) 语音提示。系统在作出建议或发出控制命令时, 不但会显示文字的提示, 而且有真人语音报告, 以提醒值班人员注意并作出适当的调整。
(8) 曲线图及统计报表。系统可以很方便的制作出各变电站每一天的有功负荷曲线图、无功曲线图和电压曲线图。还可以对所有动作信息生成各种报表自动存档, 打印方便, 以供值班人员参考、查阅和分析。
(9) 人机会话界面。图形界面采用外放式结构, 可以自行编辑图形界面以适应电网主接线的变化, 可以添加删除设备, 修改各个设备的参数, 界面友好, 简单易用。
3 运行情况及经济效益
电网无功电压在线管理系统已在西南地区多个电业局投入运行, 集中管理局属各变电站无功设备和有载调压变压器。在电网无功电压管理上, 我们作了不少探讨, 经过实践发现, 该系统相对于安装在各个变电站VQC无功电压自动控制装置, 更具有优越性。它克服了变电站V Q C装置的局限性, 从全网的高度进行无功电压优化管理, 降低了电网损耗, 减少了不必要的重复操作;它是集成在调度SCADA系统和建立在无人职守变电站基础上, 方便运行管理和维护, 减少了在各个变电站安装VQC装置带来的工作和投资;它能够非常方便的对无功设备的动作次数进行预先设定和在故障等情况下进行闭锁, 保证了电网运行安全;它投入运行后, 在无功和电压上, 减轻了值班员的工作, 取得了明显的经济效益。从统计结果看, 2006年1~10月份网损与上年同期相比有明显的降低。应用前平均网损率在0.97%左右, 应用后在0.69%左右, 节电达5090MWh, 预计全年节电6100MWh, 折合人民币300万元。从统计结果得到, 电压合格率在应用后有了一定的提高, 电压合格率平均在99.8%左右。
4 结语
目前, 电网无功电压在线实时管理系统, 已在东营电业局投入运行, 用于整个电网无功电压的自动管理。它的使用提高了电网电压合格率, 降低了网损, 减轻了值班人员的劳动强度, 取得了明显的经济效益, 也使调度SCADA系统、变电站综合自动化系统的功能得到充分发挥。在使用中, 还要加强对各变电站变压器有载调压机构和电容器的运行维护, 新建变电站要选用可靠性更高的设备, 以满足系统的要求和发挥更大的作用。
摘要：本文基于笔者多年从事电网运行管理的相关工作经验, 以电网无功电压管理系统设计及其应用为研究对象, 分析了新技术的特点和系统功能, 给出了运行情况及效益评价结果, 全文是笔者长期工作实践基础上的理论升华, 相信对从事相关工作的同行能有所裨益。
关键词：电网,无功电压,电压管理
参考文献
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电网系统论文范文第3篇
1 电网调度管理和自动化系统的组成与作用
电网调度管理和自动化系统, 基本的机构包括了控制中心主站系统、信点通道与厂站端。而根据其功能的区别, 又可以将系统进一步划分为采集信息执行系统、传输信息系统、处理信息系统以及人机联系系统。
在采用配电网自动化手段以前, 电力系统自动化的监视控制及运行管理范围仅限于发电厂、变电站围墙内的设备, 亦即调度员的眼睛只能看到围墙内的设备及运行数据, 对于出了围墙以外到实际用电的电力用户之间的大量系统设备实际运行情况, 对调度员来说则无法知晓;采用配电网自动化后, 可以将调度员的眼睛从围墙内延伸到用户、到城市的各个角落, 可随时了解整个系经发、输、配、用各个环节的实际运行情况, 可进一步提高系统运行管理效率, 迅速处理各种事件, 充分保证对电网的有效管理。采用自动化系经可完成:自动采集开关、配变等配电网设备运行的实时数据, 对设备运行状况进行实时监测;对开关实施远方控制操作, 减少现场工作, 提高工作效率;实现事故报警并记录, 报表统计和打印, 提供系统分析应用;通过将配电网运行图与实际地理位置准确对应, 快速、准确地寻找和提供分散在城市各个角落的配电设备的具体位置和各种运行数据, 便于维护和事故抢修。
2 完善安全防护的有效措施
2.1 自动化装置硬件的安全防护
(1) 对于自然灾害, 应当采取预测为主的方式, 将破坏程度尽量减小, 这对于电力监控系统有着极高的要求, 通过电力监控系统经局域网和本地的其它电力系统进行互联, 或者通过电力调度数据网络来实现各级异地电力监控系统进行互联。各个电力监控系统和办公自动化系统、其它信息系统通过网络的方式进行互联必须使用国家相关部门人称过的可靠、安全、专用的隔离设施、要做到电力监控系统早发现, 早治理, 早预防, 早报告。
(2) 对于可能出现的硬件故障, 应及时要求相关的单位制定安全的应急措施, 进行故障恢复, 对于关键的数据需要做好备份且妥善保存;应当及时升级杀毒软件, 修补操作系统的漏洞;加强管理电子邮件;关键的部位配以检测攻击和告警设施, 提升主动的安全防护性。一旦遭到黑客或病毒的攻击, 或者认为的破坏, 要及时地采取应急措施, 在保护现场的前提下尽快使系统能够恢复运行, 阻止事态扩大, 立即上报上级的电力调度机构与本地的信息安全部门。
2.2 自动化系统管理的安全措施
(1) 考虑到调度自动化系统在应用中的特殊性, 保证网络系统正常的运行是不够的, 必须要在保证正常运行的同时保证数据的完整性、不可否认性以及机密性。对从外部通过拨号访问的用户, 需要严格控制安全性。除了要严格地限制拨号访问用户能够访问的信息与资源, 还要加强对于通过拨号访问的用户身份认证, 在进行验证的过程中要使用加密的手段, 保证用户口令不会泄露。除此之外, 还应当在服务器中设以回拨的功能, 对于拨号用户要限定拨入的方式, 只能够通过特定的电话拨入, 尤其是直接存款的专业数据网络资源拨号账号。
(2) 根据不同业务系统, 调度数据专用网络能够采取网络安全访问的控制技术、身份认证技术、加密通信技术、恢复和备份技术。
(3) 对于偷窃和盗用的现象应当建立分级责任的防护责任制。各级电网和发电厂所负责的范围内的计算机和网络的管理;由电力调度机构负责对于本地电力监控系统和电力调度数据网络的管理;相关的单位应当通过设置安全防护的专职人员或者是小组, 针对电力监控系统与调度数据网络的相关人员进行安全技术的教育。
2.3 自动化系统调度人员的安全措施
(1) 通过技术培训来提升调度人员的从业素质, 开展培训应当从实用的角度出发, 重视技能训练和岗位练兵。在基础培训中, 应当使调度人员能够达到三熟三能的标准:熟悉电网一次系统图、工作原理和主要设备, 熟悉本区电网的多种运行方式操作和出现事故之后如何处理以及岗位的制度规程, 熟悉自动化系统、电网继电配置方案的工作原理;能正确的进行倒闸操作并且正确的投退继电保护, 能实用自动化系统分析电网的运行情况, 能及时并且准确的判断和排除各种故障, 是事故范围能够尽量缩小。通过多种形式对调度人员进行培训和学习, 苦练出过硬的专业技能, 才可以在电网的指挥和运行中能够准确无误的进行操作。
(2) 在工作中要加强责任心, 防止内部出现的攻击、误用、泄密与越权。值班的调度员必须坚守工作岗位, 在操作调度的同时应当由一人监护、一人操作, 遇到复杂且重大的操作时应实行双重监护, 操作前对现场的实际运行方式进行核对, 分析无功电压的运行情况和负荷平衡的情况, 在进行重大的操作时还应当提前对危险进行分析, 做好充足的事故预想。
(3) 调度员对于电网的运行方式和电网的主设备运行状况、当班的工作要做到了然于心, 要针对天气和电网的运行方式等多方面因素尽心考虑, 做好事故的预想, 能够提前进行应对, 以便出现异常的时候可以及时进行处理。
3 结语
目前, 电网调度自动化系统日渐已经成为我国电力生产重要的组成部分, 但是如果管理不当, 就容易留下安全隐患, 从而引发事故, 特别是在我国目前电力供应仍然处在紧张状态的形势之下, 电网的安全防护工作十分重要。这要求了我们必须做好安全防护的基础工作, 对于可能存在的安全隐患及早发现, 采取积极的应对措施使电力生产的安全性得到保障。
摘要：本文从电网调度和自动化系统的构成和安全隐患为基础进行了分析, 强调了安全防护的必要性, 针对如何提高电网调度管理质量及如何加强系统的安全防护进行了论述。
关键词：电网调度管理,自动化系统,安全防护
参考文献
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电网系统论文范文第4篇
1 小电流接地系统的单相接地故障
单相接地是地区35kV电网中最常见的故障, 多发生于风、雨、雷及潮湿的天气时, 由倒树、单相断线接地、绝缘子击穿等诸多因素引起。单相接地不仅影响用户的正常供电, 而且可能发展成更严重的系统故障, 因此电网调度员及相关运行人员应能迅速正确分析单相接地的起因、熟悉其故障现象, 并熟练的掌握单相接地故障的处理方法, 这是比较重要的。
1.1 金属性单相接地故障分析
金属性单相接地故障分析:系统发生单相接地时, 在故障点处的接地电阻非常小, 此时故障相的电压会跌至零电位 (与大地相同) , 此类故障被称为金属性单相接地故障。其故障现象为:故障相电压降至0 (或接近于0) , 非故障相电压升高至线电压 (35kV) 。
1.2 非金属性单相接地故障分析
非金属性单相接地故障分析:系统发生单相接地时, 由于故障点处的绝缘材料具有殊性。故障点与地之间的电阻稍大, 此时故障导线与大地之间有一定的电位差。此种情况下的单相接地被称作非金属性单相接地故障。其故障现象为:故障相电压很小 (明显小于故障前的相电压) , 非故障相电压升高。
除单相接地故障外, 小电流昨天中还有其他常见的故障, 下面就几种常见的故障进行逐一分析:系统发生单相接地故障时, 由于接地点电阻的不同, 可以将单相接地分为金属性接地和非金属性接地;另外, 压变二次断线, 铁磁谐振等亦会引起系统电压异常;也是小电流接地系统中存在的故障。
2 小电流接地系统的母线压变熔丝熔断故障
母线压变熔丝熔断的故障分析:母线压变熔丝熔断又分为高压熔丝熔断和低压熔丝熔断;当压变高压熔丝熔断时, 受负载的影响, 熔断相电压降低, 但不为零。此时, 其他两相电压应保持正常相电压或稍低。同时, 由于断相发生在压变的高压侧, 压变的低压侧会出现零序电压, 其大小通常高于接地信号限值, 因此也会启动接地告警装置发出接地信号;当压变低压侧熔断时, 其反应和高压熔丝基本相似, 但由于熔丝熔断发生在低压侧, 只影响某一个绕组的电压, 不会出现零序电压, 因此不会发出接地信号。该情况下, 现场值班员用电压表检查电压回路熔断器两侧电压, 即可快速的确定故障原因。如果某相低压熔丝两侧电压不等, 可确认为该相低压熔丝熔断;否则, 判断为高压熔丝熔断。
3 小电流接地系统的谐振引起的电压异常
谐振引起的电压异常的分析:系统发生铁磁谐振的原因很多, 除送空母线时母线对地电容和压变形成的谐振较容易判断和消除外, 其他的都较难判断。但从整体上来看, 铁磁谐振一般表现为一相、两相甚至三相对地电压升高, 部分情况下电压表会发生低频摆动。如果出现电压异常升高, 且没有任何一相电压降低的情况, 则应考虑是否由铁磁谐振造成, 可采用部分较长线路等方式改变系统参数, 消除谐振。
4 小电流接地系统故障的处理
系统故障的处理原则:当变电站、发电厂以及用户变电站发现母线电压异常、消弧线圈动作、发出接地信号等情况时, 应立即记录母线三相电压和消弧线圈动作的电压数值, 汇报值班调度员, 并立即进行内部检查。当班调度员接到故障的报告后, 应做好记录, 对现场值班人员报告的数据和信号进行全面的分析, 并判断故障的性质。并根据不同的故障做出相应的处理。
综合多地地区电网调度规程规定可以看出, 多数地区按以下方法寻找单相接地故障。
(1) 对双母线双电源并列运行的可用分排的方法, 缩小寻找范围。
(2) 无“小电流接地选线装置” (或停用) 时, 可用接地试探的方法寻找 (此方法已很少使用) 。
(3) 无接地试探功能或重合闸不投的线路以试拉开关的方法寻找。
(4) 若线路全部检查后仍未找到故障点, 现场值班员应对母线及有关设备进行详细检查。
(5) 当接地试探线路开关重合不成, 值班员应将开关立刻合上。
同时, 在采用短时停电方法寻找接地线路过程中应遵循以下原则。
(1) 不得用闸刀切除接地故障的接地设备, 不得用闸刀切除动作中的消弧线圈;若接地点在配变上, 可以拉开高压跌落熔丝切除故障。
(2) 不得将接地系统与正常系统并列。
(3) 若装有小电流接地检测装置, 应试拉装置有反应的异常线路, 其次为空线、分支线较多且较长的线路。有重要用户的线路放在最后试拉, 且在试拉前后与其联系, 争得其同意后方可试拉。
小电流接地系统发生铁磁谐振的处理方法:消除谐振的根本方法为:立即改变谐振回路的的电气参数, 或切除谐振电源, 以破坏谐振条件。具体要求如下。
(1) 切断谐振电源:系统发生谐振, 其过程中要消耗能量, 若此时将该谐振系统的电源切断, 则谐振会因为缺乏能量而逐渐削弱直至停止。
(2) 改变谐振回路的电气参数:系统谐振后, 立即在发生谐振的系统中投入或切除一个电气元件 (如一条空载线路) , 即可改变电路的参数, 破坏谐振条件, 最终消除谐振。
(3) 当谐振发生时, 严禁合上谐振激发电源的开关, 以防止电压互感器爆炸。
(4) 在可能的情况下, 应优先考虑令现场值班人员合上空母线上的空载变压器或无源线路, 以改变参数, 消除谐振。
(5) 经受过数分钟谐振过电压的电压互感器, 在谐振消除后不得投入运行。
摘要：小电流接地系统:即中性点不接地系统或中性点经消弧线圈接地的系统。对处理地区35kV及以下小电流接地系统中常见故障的分析和处理积累了一定的经验。地区35kV及以下电网多采用中性点经消弧线圈接地, 从而构成地区的小电流接地系统。
关键词：小电流接地系统,常见故障,过电压,单相接地
参考文献
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电网系统论文范文第5篇
调度员培训仿真系统 (DTS) 是一套全数字仿真系统, 它对电力系统动态行为进行了逼真的模拟, 共享SCADA系统的实时数据和历史数据, 使学员与调度员面对的环境完全一致, 体现了能量管理系统 (EMS) 的全部功能。
1 地区DTS的主要特点
由于地调和网、省调的功能不同, 不像网省调那样关心调频和稳定问题, 不能完全照搬网、省调的DTS。地调调度员属于电网一线的生产指挥人员, 主要的两项工作就是正常操作和事故处理。地调的主要培训内容就是当大的枢纽站全停或电网解列成小系统后如何尽快恢复送电, 因此, 用于地调的DT S对网省调的DTS功能进行了修改, 删除了动态仿真, 保护仿真改为适合盐城电网的定值判定, 增加了一些具有地调特色的功能:备用电源自投入、小电流接地/不接地系统仿真、接地选线、T接线仿真、网损分析及主变优化运行、谐振仿真等。目前尚有大量地调特色的功能需要开发, 实现的方法和应用的方法也尚待研究, 因此研制一套适用于盐城电网的D T S具有重要意义。
由盐城供电公司调度中心与国电南瑞合作开发的盐城电网DTS, 其目标是建立一个能反映盐城电网真实运行情况、功能实用、灵活, 作为EMS一个工作站的完全满足盐城地区电网调度的培训仿真系统。
2 DTS的三个子系统组成
2.1 SCADA/EMS仿真系统
该子系统基本模拟调度中心的SCADA/EMS系统 (与调度值班的实际操作环境一致) , 在值班操作环境能看到的图形、报表, 学员在这个子系统上同样能看到。
2.2 电网仿真子系统
电网仿真子系统将模拟学员所在电力系统的主要物理过程。
2.3 教员和控制子系统
该子系统用于建立培训的教案、控制培训进程及记录培训过程。教员在此设定电网的方式、发电机出力、负荷情况及联络线潮流、设置故障的种类、地点及时间, 通过仿真处理, 为受训调度员提供在设定的时间及设备上显示故障现象 (如带地线合闸、线路单相接地、变压器过负荷、潮流变化情况及保护动作过程) 。同时, 教员可充当下级调度和厂站值班员, 按受训调度员下达的调度令, 逐步地操作。学员席上将显示每一步操作的状态变化、仿真出电网潮流的变化。三个子系统的关系如图1所示。
3 系统平台的软件
DTS软件由两部分组成, 第一部分是DTS的支持软件和基础应用软件, 支持软件包括数据库管理、图形管理、通信管理等, 保证DTS的高效运行、仿真结果的显示和传送, 基础应用软件包括SCADA等, 第二部分是DTS本身的仿真软件和培训支持软件, 仿真软件包括网络拓扑、潮流计算、短路计算、继电保护仿真等, 培训支持软件包括教案生成, 培训评估、调度操作和学员台数据采集控制软件等。采用开放式分布式的体系结构、面向对象的技术、跨操作系统的体系工具结构和国际标准的软件平台。全面支持ORACLE、SYBASE、DB2、SQLSERVER等主流商用数据库, 完全屏蔽具体数据库特性。遵循IEC61970新标准, 系统具有良好的开放性。下面简单介绍下DTS几个比较重要的模型。
(1) 电力系统图形模型。本软件提供了各种常见的电力系统图形工具, 可以方便画出一次系统接线图和二次接线图, 当地区电网的结构发生变化时。调度员能方便地进行扩充和修改。
(2) 网络拓扑。网络拓扑是一种数学算法, 用在电力系统在线分析上, 它的基本功能就是将电网的物理模型 (即全网接线结构) 转化为电网计算时能直接应用的数学模型 (即由断路器、刀闸开合状态的不同, 而确定电网各元件间实际连接关系) 。它的主要功能包括结点编号、支路编号, 支路首末结点的确定, 电气岛的处理, 零序阻抗支路的处理等) 。网络拓扑软件是高级应用软件的基础软件, 只有对电网进行网络拓扑分析并取得SCADA系统的实时数据后, 才能进行状态估计和调度员潮流等其他软件的计算分析功能。
(3) 潮流计算。潮流计算是仿真系统的核心部分, 它实时地取用网络拓扑程序的计算结果, 而网络拓扑结构是随着系统运行方式的变化而变化额达, 每次对系统进行操作后, 都必须进行潮流计算, 本系统提供快速解耦和牛顿-拉夫逊算法, 能够根据潮流收敛情况, 自动地在快速PQ潮流算法和N—R潮流算法之间切换。
(4) 面向对象的继电保护模型。继电保护模型采取了人性化设计, 采用了良好的人机交互界面。遵循了一般保护动作逻辑顺序, 如图2所示, 能反应出各种不同类型的故障 (包括RTU故障、失磁、失步) , 并且维护、更改方便简单。同时由于采取了定值判定动作, 通过DTS我们还可以发现由于运行方式考虑不周, 出现的定值误整定等问题。
(5) 教员系统模型。教员系统完成教员对培训内容的操作进行准确的评估和分析。培训前, 教员可以方便的制作和管理教案, 培训中, 教员利用教员操作台, 灵活地控制整个培训仿真过程, 监视和查询电网运行状态, 设置电网事故, 并充当厂值班员, 执行由学员下达的“调度命令”。培训后, 教员对学员的调度能力进行评估。内容包括:误操作情况、系统越限情况、保护和自动装置动作情况, 以供教员在评估学员调度水平时参考。
4 结语
本文通过研究地区电网的运行特点, 介绍了盐城地区电网的DTS的设计与配置情况。该系统应用一年个多以来, 已经多次运用到反事故演习中, 取得了良好的效果。特别是每年一度的全省迎峰度夏反事故演习中, 利用系统平台, 如实地反映了夏季高峰负荷期间电网的真实潮流情况, 逼真地模拟实际电网, 加强了调度员事故情况下高峰期间处理事故的能力, DTS的使用为加快运行人员知识与经验的积累, 为迅速提高调度员的素质, 提高系统安全运行水平提供了一个好途径。
摘要：先进电力设备和现代化电网监控手段的采用无疑使电力系统的安全性和可靠性大大增强, 使电网发生恶性事故的几率减小, 这对电网来说是一件非常好的事情。但是从另一个方面来看, 电网调度运行人员从电网运行中处理电网事故, 积累事故处理经验, 提高处理电网事故能力和增强自信心的机会相对减少。如果对调度运行人员的技术培训再跟不上, 一旦发生突发性的电网事故, 调度运行人员就会不知所措, 无法迅速又正确地处理电网事故, 也就不能保证电力系统的安全稳定运行。建立一套科学的调度员培训机制, 以人为本, 强化对调度运行人员的调度业务培训是十分必要的。
关键词：仿真,培训,演习
参考文献
[1] 何人民, 徐玉金.调度员培训仿真系统的应用[J].中国电力企业管理, 2008 (24) .
电网系统论文范文第6篇
顺应时代的发展, 基于电网仿真的微机五防闭锁解决方案应运而生。通过对电网的仿真和操作规程的建模, 建立电网中电气设备之间的拓扑关联关系, 对电网中的电流进行模拟, 通过对电流状态的监测进行判断, 从而得到电气操作安全与否。基于电网仿真的微机五防闭锁系统有以下优点: (1) 全面识别各种误操作类型, 超越了传统的操作逻辑关系的误操作判别能力和范围, 实现了诸如明显断开点操作要求、甩负荷, 解并列、解并网等高难度的误操作的判别; (2) 彻底排除了逻辑闭锁原理不能执行的合理操作; (3) 对所有电网接线方式具有普遍的适应性, 没有特殊要求; (4) 由于一次设备采用了电气设备仿真原理, 无须进行操作规则的逻辑定义, 因此大大减少了人工维护工作量; (5) 基于新一代强大的图形数据一体化开发平台, 更形象、更逼真; (6) 充分利用网络功能, 提高地区电网变电站间电气操作协同能力与信息交互; (7) 在防止误操作的同时还起到了对相关操作人员的培训和教育作用。
2 基于电网仿真的微机五防闭锁设计原理
2.1 设计思想
基于网络拓扑的五防操作票系统充分利用变电站监控系统的数据, 得到设备的遥信量, 并能够维护系统的虚遥信, 使得系统的设备状态保持最新。实现方式如图1所示。
(1) 五防系统使用由变电站监控系统采集的各种实时数据 (包括周围变电站的设备实时状态信息) ; (2) 五防系统通过执行操作票采集虚遥信 (包括监控系统没有采集的刀闸、网门、临时地线使用情况、接地桩使用情况等) , 并把虚遥信汇总到集控中心。 (3) 监控系统把采集到的各种实时数据送到集控中心。 (4) 集控中心的每个变电站都能够监控到所有厂站的所有设备的运行状态, 为操作人员模拟预演和实际操作提供了一个真实可靠的操作平台。
2.2 闭锁原理
2.2.1 遥控操作的闭锁
变电站微机五防系统通过和监控系统的通讯, 相互配合, 防止了遥控操作过程中各种事故的发生。主要通过发下两种方式完成。
(1) 主动控制型:平常状态下, 监控系统封锁所有的遥控操作。在操作票的执行过程中, 如果当前命令是遥控操作, 由五防系统通过报文的形式, 把当前需要进行遥控操作的设备点号发送给监控系统;监控系统收到报文之后, 把相应的设备解锁, 并进行遥控操作;遥控操作完成之后, 由监控程序告知五防系统遥信变位;五防系统收到遥信的变位信息之后, 完成本步操作, 同时向监控程序发送报文, 把当前设备再次闭锁。 (2) 许可查询型:监控系统在进行遥控操作之前, 把要进行操作的设备点号通过报文发送过来。五防程序判断操作是否可以进行, 并把是否允许的信息通过报文发送回去。如果允许操作, 监控程序可以进行相关的遥控操作, 并将遥控操作的变位信息通知五防系统。
2.2.2 就地操作的闭锁
(1) 断路器的就地操作, 采用电脑钥匙解锁电编码锁的方式。
操作时, 将电脑钥匙插入到电编码锁中, 如果要操作的设备的编号和电脑钥匙中设备的编号一致, 则电脑钥匙内部接通回路, 闭锁解除。分合闸操作的过程中, 电脑钥匙检测到操作电流通过, 即认为操作结束, 可以进入下一项操作。电编码锁相当于一个常开节点, 串联到断路器的开合闸回路中, 如图2、3所示。
(2) 电动刀闸的就地操作一般有刀闸机构箱、端子箱两类, 刀闸机构箱正常的情况下有一个或两个门。针对刀闸机构箱, 无论采用电动操作按钮, 还是手摇操作, 都可以采用机械编码锁进行闭锁, 在门上加装机械编码锁。
(3) 线路验电:线路侧在合地刀或者是挂临时地线之前, 要保证不带电。接线图如图4、5、6所示。
其中UPT为PT输出电压, R为限流电阻。
2.3 系统构成
基于电网仿真的变电站微机五防闭锁系统由防误主机、电脑钥匙、编码锁三部分组成, 从软硬件两方面入手, 进行闭锁 (如图7) 。
(1) 点图出票:在图形上对设备进行操作, 同步的自动生成操作票。在操作的同时会对安全性进行同步校验, 出错情况下会给以提示。 (2) 模拟预演:在当前电网的运行方式下, 在图形平台上对操作票自动进行逐项预演, 保证操作票正确性的同时, 给用户提供一个熟悉整个工作流程的完全仿真的平台。 (3) 实际执行可以分为手工操作、遥控操作、提示性操作三类。手工操作需要运行人员使用电脑钥匙, 打开设备上的编码锁, 并对设备进行实际的操作。遥控操作是在监控系统的主机上, 发出遥控操作的指令, 通过变电站综合自动化系统对设备进行实际的操作。
2.4 电脑钥匙设计
电脑钥匙采用Windows CE操作系统, 它是微软开发的一个开放的、可升级的32位嵌入式操作系统, 面向嵌入式平台, 是精简的Windows。Windows CE具有模块化、结构化和基于Win32应用程序接口以及与处理器无关等特点, 它不仅继承了传统的Win dows图形界面, 并且在Windows CE平台上可以使用Windows上的编程工具 (如Visual C++等) 、使用同样的函数、使用同样的界面, 使绝大多数的应用软件只需简单的修改和移植就可以在Windows CE平台上继续使用。Windows CE的设计目标是:模块化及可伸缩性、实时性能好, 通信能力强大, 支持多种CPU。
在硬件设计方面, 电脑钥匙采用模块化设计方法。它具有很好的扩展性和可裁减性, 可以根据用户的实际需求增减特定的功能。
(1) CPU采用高性能嵌入式CPU Intel PXA270, 主频最高可大624MHz, 具有功能强大, 功耗超低、接口丰富、集成度高等特点。 (2) 存储模块可以采用电子盘, 容量可以达到1G字节以上。 (3) 安全防护模块是一个高度智能化的模块, 能够实现多种防护功能, 提高系统的安全性。 (4) 电源模块实现电压变换和功率管理, 支持电池和外接电源供电。 (5) 显示模块采用2.8英寸TFT液晶屏, 阳光下可视, 可以支持320×240的分辨率, 在零下温度时能工作。 (6) IO模块包括人体工程学键盘、支持手写功能的触摸屏等。 (7) 加固外壳, 具有抗冲击、振动和电磁屏蔽等功能。
3 系统功能
3.1 电网图形平台
电网图形平台基于图库数据一体化技术和拓扑建模技术, 支持计算机自动识别接线形式和拓扑关系, 做到了一次设备的五防规则免维护。图形平台具灵活的图形编辑功能, 使得用户可自行完成电网结构的更改, 而且还对各种电气设备进行建模, 并可以根据需要灵活的添加新的电气设备模型, 从而方便了电气设备的绘制。图形平台还丰富的显示效果, 便于现场操作人员清楚、直观了解方式, 提供了“带电着色”、“接地点突出显示”等显示效果。
3.2 操作票管理程序
创建操作票时根据实际情况, 用户可以创建由调度下令或者站方自理的操作票, 并且提供了“历史票或典型票”出票的功能。编辑操作票功能提供了点图自动生成、手工编辑两种生成操作命令的方式, 并能够同步模拟执行并进行安全校验, 校验信息提示告警。校验信息分为错误信息、提示信息两类, 可以根据各地的情况灵活配置校验信息的安全级别、信息描述。执行操作票时与电脑钥匙中操作票程序配合执行操作票。对于已经执行完毕的历史操作票, 系统提供搜索、查看操作票的功能, 便于用户对操作票进行管理。对于一些特殊的设备逻辑规则 (或者是二次设备的逻辑规则) , 可以手工进行定义, 以保证这种操作的安全性。
3.3 电脑钥匙功能执行
电脑钥匙的功能是执行操作票并记录操作信息 (各条操作命令的执行时间、操作方式等) , 具有逐项确认、跳项提示、声音告警功能。电脑钥匙执行完毕后将操作票回传, 以更新电脑中的操作票执行情况。电脑钥匙还提供操作票管理、查看历史操作票的功能。
电脑钥匙具备五防钥匙的功能, 能够用来打开机械挂锁、电编码锁等多种类型的锁;还具有录音功能, 支持音频播放功能。正上方提供照明灯泡, 提供夜间照明功能;支持有源正验电, 有源负验电, 无源负验电三种验电方式。
4 结语
防误装置的设计原则是凡有可能引起误操作的高压电气设备, 均应装设防误装置和相应的防误电气闭锁回路。电气“五防”功能的实现是电力安全生产的重要措施之一。随着电网的不断发展, 技术的不断更新, 防误装置得到不断改进和完善, 在传统五防闭锁系统基础上, 基于电网仿真的变电站微机五防闭锁系统结合电网图形平台, 自动处理电气设备五防规则, 避免人工维护, 极大的减轻了工作量同时还能适应复杂多变的接线方式;另外电脑钥匙还嵌入操作票管理执行程序, 在严密的执行流程中进行解锁工作, 进一步提高了五防的信息技术水平以及安全防范水平。
摘要：本文介绍了关于电气五防闭锁的发展历程, 并且在基于逻辑闭锁的微机五防系统的之后, 提出基于电网仿真的变电站微机五防闭锁系统的解决方案。
关键词：电网仿真,微机五防闭锁,电脑钥匙,编码锁,操作票,变电站
参考文献
[1] 薛巍.电网仿真考验高性能计算[N].计算机世界, 2006, 2006, 9.