电网安全预防策略论文

电网安全预防策略论文（精选12篇）

电网安全预防策略论文 第1篇

1 电力工业安全的特点

(1) 电力工业安全具有广泛的内容。电力工业的安全主要有两大类, 即电网安全和电力市场安全。电力系统中联系发电和用电的设施和设备的安全;同时, 电力市场安全则关系到国家经济安全, 其具体表现体现在供求关系等方面, 若供求关系出现问题后, 其恢复时间较长, 对我国国民经济的发展速度有一定程度的影响。

(2) 电网安全的突发性电网安全的事故与故障突发性同样也表现在全社会的政治经济领域, 电网故障或事故的往往在瞬间发生, 没有预兆性, 而其恢复的时间一般需要几个小时甚至更长, 往往大多数企事业单位和群众对事故的预防能力较低。

(3) 电力工业具有重要基础产业的性质作为人民生活的重要生活资料和工农业生产重要的生产资料, 电力工业的发展水平, 将对国家社会的发展水平和国民经济的平稳发展发展造成十分重要的影响。与此同时, 电力工业的发展也人民的生活水平的提高息息相关, 是关系到国计民生的重要基础产业。

(4) 电网安全生产具有很强的关联性。电网安全关系到社会的每一个区域, 触发电网事故的因素众多而复杂, 涉及一次能源, 到发、输、配、用的任何一个环节都有可能, 其酿成的后果严重。同时, 不可抗力因素如自然灾害也是电网事故的主要诱因之一, 地震、台风、洪水、山体滑坡等都会危及电网安全。电网安全生产是一个复杂的系统工程, 各因素相互间的关联性和不确定性决定了电网安全控制的这种复杂性。

2 我国电网安全的现状

(1) 电力建设面临压力大近年来, 经济的迅速增长带动了电力负荷的迅速增长, 及时我国已有新建电源项目陆续投产, 但是各省级地级区域内的电力建设仍有不协调发展的现象出现, 这具体表现在:输配电建设严重滞后于电源建设, 负荷中心受端电网建设滞后于送端电网建设, 城乡配电网建设滞后于主网建设。厂网分开后, 建设电源的速度远远快于建设电网的速度, 致使相当长时间内仍存在着有电输不出的尴尬现象。

(2) 电网运行条件恶化。运行条件恶化主要表现在以下两个方面:其一是近年来我国加快了火电建设速度, 在水电资源没有发生变化的情况下, 火电容量的迅速增加致使水电容量所占比例下降, 进而导致了用电高峰期时电网调峰能力下降;其二是风电建设项目的迅猛增长, 相继有一些大型风电建设项目投产。但由于风电具有不稳定的特性, 为了平衡其场所产生的大幅度的出力波动, 必须留有足够的备用容量, 很多省份已经察觉到与当地负荷不符合的风电出力易导致调峰困难。

(3) 部分电力企业安全生产管理薄弱我国电力行业为垄断性行业, 其中有部分企业的安全管理基础薄弱、水平有待提高, 安全观念相对滞后、防范意识差。该行业规章制度执行不严、部门壁垒等原因严重影响了其安全整体发展格局的形成。行业中很多从业人员的自我保护意识差, 业务素质普遍有待提高, 安全意识急需加强。与此同时, 本行业内部的安全工作基础相对而言还比较薄弱, 管理理念与方法上也与国际上先进水平存在着一定的差距。

(4) 某些高危用户的安全用电管理现状堪忧。煤炭等高位用户的安全用电现状主要表现在三个方面:其一, 煤炭企业的安全工作有所偏废, 一般重井下、轻井上, 行业内普遍缺乏对供用电安的足够重视;其二, 部分煤炭企业并没有制定相关的企业停电应急处理预案, 有的企业即使制定了预案, 但编制的相关内容空洞, 缺乏针对性和可操作性;其三, 煤矿企业供电设施陈旧, 缺陷过多, 维护不当。由于价值观的偏差, 国内煤炭企业在电气设备方面投入严重不足, 维护不当, 导致了煤矿企业电气设备老化陈旧, 变压器渗漏、电杆裂纹、等重大缺陷大量存在。

3 对建立完善电网安全预防措施的几点建议

(1) 建立健全新体制下电网安全运行的法律体系。

如今电力系统的安全问题是多家电力企业共同责任, 只有法律的保证才能保证电网的安全运行, 维持电网的正常生产秩序。为了建立健全电网安全的法律保障体系, 就应该严格按照权利和义务对等的原则, 对与电网安全相关的一些企业要明确其责任和义务, 实现以法规范安全生产的目标, 并成立独立于政府之外的专门的监管部门对其履行情况进行监督和管理。当前虽已初步形成了新的管理体制, 但相应的电力安全并没有立法, 从而导致了呈真空状的安全管理。

(2) 继续坚持电网统一调度。

我国电力工业安全生产的基本经验是无论电力体制如何改, 都必须坚持电网的统一调度, 以免造成指挥混乱、职责不清的状况。电网安全有瞬时性、多方性、不可预知性等重要特点, 上述特点对电网突发状况的应急能力要求提高, 在面临突发状况的危机时, 与电力安全相关的所有部门和企业要反应迅速, 统一行动, 密切协作。

(3) 构建安全投入的补偿机制。

电力企业作为从事电力生产、输送以及销售的生产兼服务型企业, 电力企业中的任何一项安全投入都应该是普遍服务的一个非常重要组成部分。通过对电网安全特点进行分析, 不难得出:电网事故所造成的自身的经济损失和影响远远比不上其社会经济损失和影响。加大安全投入会使得企业的生产成本有所增加, 如果让电力企业对这部分投入进行内部消化的话, 一般会存在两个问题:首先是公司一般以追求利润最大化为目标, 而增大安全投入则与之相违背, 必然会造成企业在加大安全投入方面的踟蹰;其次是如果安全投入来源不明的话, 企业会为了掩盖经营管理中存在的问题而以增加安全投入为借口。因此, 非常有必要构建安全投入的补偿机制, 只有如此才能免除企业的后顾之忧, 完成其生产经营目标进而实现双赢。

参考文献

[1]徐哲.东北电网安全管理策略研究[D].大连理工大学, 2008.

微电网运行策略 第2篇

而光伏发电作为微电网中一种典型的 DG，其运行具有代表性

[10,37]

：输出功

率的大小易受自然环境（天气等)的影响，产生电能具有明显的阶段性，光照不 充足甚至多日阴天多雨时，对于离网型光伏发电系统会造成供电的不稳定甚至断 电；同时，大规模的并网光伏发电系统经常会因为系统波动大，以及需要得到并 网许可等问题无法进行并网，极大的影响了光伏发电系统的经济性和稳定性。因 此，风力发电等其他类型的 DG 与光伏发电混合、光伏发电配置储能系统等发电 形式来共同构建混合的微电网发电系统，成为提高光伏发电系统友好接入和调节 微电网电能质量的一个研究热点。而对这种随机性较强的 DG 的控制目标，是保 证其供电可靠性和对可再生能源的最大利用率，并且这类 DG 均通过电力电子逆 变器接入微电网，因此对光伏发电这类发电具有明显间歇性的控制策略的研究，可以为其它采用同类型接口的 DG 控制器设计提供模型和理论分析依据。这对微

室内物联网监控系统是多种技术的综合研究与应用,包括传感器

技术、计算机网络技术、数据存储技术以及多种软件应用技术。本文

从室内物联网应用具体实现的角度进行研究与设计,实现了一种实用

化的室内物联网监控应用系统,详细的介绍了室内感知网络软硬件设

计、网络通信系统设计、数据库系统设计以及网络服务器应用程序设

电网安全预防策略论文 第3篇

关键词：电网建设;安全管理;应对策略

作为国民经济的支柱产业，电力行业发展的好坏直接关系着经济的发展和人们生活质量。在社会经济快速发展和人们生活水平有效改善的今天，对于电力能源的依赖也与日俱增，电网规模不断扩大，而电力安全管理制度受到多方面因素影响，还存在一定的问题有待解决。电力企业自身效益的提升与安全生产经营密不可分，加强电网安全管理对于电网安全稳定的运行具有重要意义。

1.电网安全管理的重要性

安全一直是摆在电力生产企业的第一位，由此可见加强电网安全管理的重要性。作为国民经济的支柱产业，电力生产有其特殊性，诸如电气及高压设备多、特种作业多、带电作业和高空作业有风险等。由于工作环境的复杂性，使得电力生产存在很多的不安全因素，一旦出现安全问题，势必会给经济发展及社会稳定带来消极影响，因此要着力加强电网安全管理。

为适应“三集五大”体系的建设和特高压电网的发展需求，2013年国家电网提出“大安全”的管理理念，建立大安全长效机制，有效提升电网安全管理水平，推动电力安全管理上升到新的高度。

随着特高压智能电网建设的不断深入，大电网运行过程中潜在的威胁越来越大，局部安全事故的出现，可能引发大面积的连锁事故，2003年得美加大停电、2006年华中电网大面积解列与低频振荡事故就是很好的案例。

2.我国电网安全管理中的不足及问题分析

不可否认国家对电力安全生产管理的重视，相继出台反事故措施、各类安全生产规章制度等，为电网安全生产提供高效保障。但电网安全管理工作受设备、人员、管理等多方面因素影响，在实际工作中还存在许多不足之处，具体表现在以下几方面：

2.1 电力设备和安全器具的保护管理力度不够

电网安全管理并非单指人身安全，也包括了设备安全管理。随着电网规模的迅猛发展，所涉及的电力设备及安全器具数量也增多，这些电力设施也是保障电网安全稳定发展的前提。“点多、面广、线长”是电力企业发展与管理的难题，加之电网线路的架设多处于复杂的外部环境中，加剧了电力设备管理的难度。一方面，电力设备受自然灾害及恶劣天气影响频繁，2008年冰雪灾害就使得全国多地电力线路及设备受损;另一方面电力设备暴露在外界环境中，使得许多不法分子为谋取眼前利益，偷盗各类输配电设施现象时有发生，从而影响到电网的安全稳定运行。

在基层供电所或中小型变电站中，对安全器具的管理也存在诸多不规范，如质量不达标、定检流于形式、设备老化严重等，对安全器具管理不严，给设备安全管理及使用带来隐患，使电力安全事故频发不断。

2.2 电力企业员工的安全责任意识淡薄

在电力生产操作中，无票作业、习惯性规章等情况经常出现，这也是导致电力事故发生的重要原因。电网在安全管理上有着严格的规定，不断建立和完善各项规章制度和作业流程，但不少员工往往无视这些，习惯性按照思维定势进行操作，从而导致电力生产安全事故的出现。因此，电力企业应加大对员工的安全作业的培训力度，使其认识到安全生产的重要性，减少人为因素引发的安全事故。

与其事后控制，不如事前预防，我国电力安全管理也逐步完成了从事故管理到隐患管理的转变，通过实现安全管理的制度化和现场作业的标准化，来完成对隐患的预控与管理。很多电力一线员工的工作往往是枯燥反复的，为了省时省力省事，对于熟练操作的作业存在大意、麻痹的心理，习惯性违规和无票操作就是在这一基础上发生的，给电力安全生产带来极大的隐患。

2.3 电力企业安全监管力度不够

电力安全问题出现的一大重要原因就在于电力企业安全监管力度不够。一切为了经济，在这一传统观念的影响下，电力企业逐渐形成了“重经济而轻安全”的管理理念，将企业的经济效益摆在第一位，日常安全管理往往被忽视，电力安全监管措施也多流于表面，没有真正落实到实际工作中来，为电网生产安全埋下隐患。

除此之外，在电力施工现场还存在这样一些问题：电力运行规程得不到及时有效修订、“两票”执行情况不良、应急预案管理不完善等情况，而这一系列问题的出现，究其原因是安全监管力度的缺失。“电网安全说起来重要，做起来次要”是当前电力企业经营的一大现状，要改善这一情况，电网企业就必须养成“严、细、实”的工作作风。

3.我国电网安全管理相关问题的优化策略

电力设备的管理不规范、员工的安全责任意识弱、电网安全监管力度不够等都是当前电网安全管理的常见问题，为了电力企业健康可持续发展，提出以下相应的解决办法：

3.1 构建良好的电力设备和安全器具保护与管理环境

首先，加强对电力设备的监管工作，防止偷盗电力设施行为的出现，给国家经济和社会稳定带来不可估量的损失。其次，基于电力设备所处的各种恶劣环境，加强对灾害事故的研究，建立相应的事故预警和应急机制，确保电力系统运行的安全性与稳定性;利用先进技术加强灾害防治工作，如对冰灾开展融冰技术等，为电力设备的良好运行创造条件。再次，建立一整套完备的安全器具管理制度，从器具的选型、管理、使用、维修到报废，都能建立与之相应的管理制度。为做到有据可依、有据可查，明确设备管理的責任，还需建立相应的档案制度，将设备的使用记录、修试记录、报废申请等材料整理在内。

3.2 提升企业员工的安全责任意识，营造良好的工作氛围

电力安全管理既包括人身安全，也包括设备安全，对于员工安全意识和责任意识不强的电力企业，应采取何种手段来扭转这一情况呢？首先，要营造良好的安全文化氛围，寓教于乐，通过开展安全知识竞赛、警句征集等特色活动，让广大员工认识到安全生产的重要性。其次，定期组织员工进行安全知识培训和专业技能培训，提升员工的岗位技能并增强对突发事件的应急处理能力，一旦电网发生安全事故，电网企业员工能够第一时间发现并采取有效措施处理。

3.3 加大对电网安全管理工作的监管力度

首先，严格执行“两票三制”，开展专项整治行动防治习惯性违章行为的出现，力求实现电力安全操作的规范化、安全生产的常态化管理。其次，求真务实，将安全工作监管落到实处，安全管理工作若一味停留在口号或书面上，则难以取得实质性进展，因此要反对形式主义，领导干部要树立科学的政绩观，做到“轻看成绩，重看问题”。再次，适应不断发展的安全形势，建立其发展所需的奖惩制度，对电网安全管理工作作出贡献的员工给予奖励，对习惯性违规和无票操作等情况给予惩罚，做到制度严格、奖惩公平、强制约束。

4.结束语

综上所述，电网安全管理是一项长期而艰巨的工作，并非一蹴而就的，因此安全管理工作者要保持良好的心态和科学的理念。智能电网的建设与发展，使得电网安全管理环境更加复杂、多样化，这也给当前的电网安全管理工作提出了挑战。新形势下，电网安全工作的开展，有赖于健全安全管理体系的建立，推动电网员工意识从“要我安全”到“我要安全”转变，使电力企业做到一手抓经济、一手抓安全，健康稳定的向前迈进。

参考文献：

[1]王友权.新形势下电力安全生产管理思考[J].通讯世界，2013，（3）.

[2]孙爱军.电力企业安全生产管理方法探讨[J].科技致富向导，2009，（20）.

电网时间同步技术安全策略分析 第4篇

卫星导航系统在电力系统主要用于时间同步及部份移动系统导航。国际上卫星导航系统主要有美国全球定位系统(GPS)、俄罗斯“格洛纳斯”(GLONASS)系统、欧洲“伽利略”(GALILEO)系统和中国“北斗”系统,另外,日本和印度也在积极建设自己的卫星导航系统。

卫星导航系统在可用性、可靠性和可恢复性方面存在问题,因为系统不可避免地会因设备运行维护或故障检修而发生短时间中断或者失效,从而降低卫星导航系统的性能。以下列举的是近几年发生的一些卫星导航系统故障案例及其原因分析。

1)事件1。1现象:协调世界时(Coordinated Universal Time,UTC)2009 年9 月4 日12:00~14:11时间段内,GPS(PRN01/SVN49)卫星无法发射L1和L2 波段的正常信号[1]。2原因分析:由于某次电文上传可能出现了问题,导致该电文被拒绝,自动进入非正常工作状态,使其GPS卫星接收机不能接收到L1 和L2 信号(GPSWrold,2009),造成GPS卫星中断服务2 h[1]。

2)事件2。 1 现象:北京时间2013 年1 月24 日12:14 分,某灾备中心2 台时钟源服务器对外授时时间跳变为2014 年1 月1 日8 时,约4 min后对外授时时间恢复正常。期间,共计影响70 余套业务系统时钟同步功能。2原因分析:由于某卫星时间同步系统受卫星导航系统不稳定影响,跟随跳变所致。

通过对GPS部分连续性损失事件的分析,可以看出产生连续性故障的原因复杂,形式多样,不仅在于实现技术的本身,还与故障预报相关的管理机制相关。

1 电网时间同步应用与安全性问题分析

1.1 电网时间同步应用要求

智能变电站的规划与建设使得电力系统对时间同步的依赖越来越强。智能变电站各种IED设备以及电力系统的其他设备,由于角色的不同,对时间同步需求也不尽相同,精度高的要求达到1 μs以内,一般要求在毫秒级,后台的计算机系统要求最低,在1 s以内。表1 列出了电力系统常用设备的时间准确度要求[2]。

电网对时间同步的需求不仅仅体现于时间同步系统的时间准确度,其稳定性也同样重要。时间同步系统的跳变可能会影响电网的故障分析、方式处理,甚至是某些具有特定许可软件的正常使用。

1.2 电网时间同步系统基本架构

电网时间同步系统采用主备式组网方式(见图1)。系统中配置2 台主时钟,互为冗余备份[3],主时钟配置3 路外部参考时钟源,分别是无线时间基准信号(GPS、北斗)和主站端授时系统的有线时间基准信号。扩展钟配置2 路外部参考时钟源,分别是来自主、备时钟的2 路有线时间基准信号。时钟系统(主时钟/ 扩展钟)作为授时设备,通过时间同步信号传输链路(B码、IEEE1588、SNTP等),为下一级被授时设备对时。被授时设备接收来自授时设备的有线时间基准信号进行时间的调整。主站端授时系统主要对调度主站授时,变电站端主时钟主要对站控层设备进行授时,间隔层设备及过程层设备则接受来自扩展钟的有线时间基准信号。所有设备选择优先级高且状态正常的时间信号作为基准,确保与UTC基准时间保持同步。目前该架构已被广泛用于智能变电站中[3]。

这种组网方式较单一,虽然为站内设备提供了时间基准,但没有提供时间记录信息,随着电网的运行,出现的故障日趋复杂。针对故障事件分析,归结其原因是由于时间失步问题,可能导致各个故障信息不能在同一时间基准上进行数据比较与分析。目前,对厂站的时钟设备及其对时精度尚缺乏必要的监测措施及手段[4],再加上传输延时、线路损耗等原因,调度无法正确地分析故障。

1.3 目前存在问题与试验

电网时间同步系统完全依赖于外界授时系统,缺少必要的判断和比对机制,为卫星源时间抖动运行带来一定风险。同时,由于变电站IED设备运行过程中产生的故障,也可能造成授时异常[5]。

为验证目前电网时间同步系统的可靠性,防止由于卫星抖动或设备故障引起的时间同步系统失效给电网带来的风险,国网电科院实验验证中心对5 家国内主流的时间同步生产企业的电网时间同步产品进行了卫星时间信号跳变和切换的影响试验,测试结果如表2、表3 所列。

由表2、表3 的测试结果可以看出,大部分的时间同步装置在设计之初并未考虑到可能存在的卫星系统时间不一致和时间跳变的问题,因此没有设计相应的处理程序,需要在技术方面加以完善。以下重点介绍卫星系统的故障源以及电网时间同步的安全策略。

2 卫星系统故障源类型及故障分析

完好性是衡量卫星导航系统的重要指标之一,完好性故障的产生源可分为控制段故障源、空间段故障源和环境段故障源(见图2)。

控制段可能产生的故障包括星历星钟预报存在的误差、不能及时上传更新导航电文产生的误差、卫星日常维护过程中的人为失误等,属于完好性软故障,当时间积累到一定程度,可通过用户测距误差(User Range Error,URE)越限的方法或接收机自主完好性监测(Receiver Autonomous Integrity Monitoring,RAIM)进行监测,这类故障并不能及时发现,可能存在漏警风险。卫星在进行日常维护时,控制段可以通过导航电文向用户提前告警,并停播空间信号(Signal-In-Space,SIS),或转发非标准码,用来提醒接收机。

空间段故障主要指星载设备故障,这种故障可能立即导致SIS发播异常,可能以导航电文告警指示表现,也可能会导致空间信号用户测距误差(SignalIn-Space User Range Error,SIS URE)迅速增大,如星载频标故障,通常情况下,空间段故障属于硬故障。

环境段故障主要指SIS在传播过程中出现的电离层异常、频率干扰以及多路径等,这类故障会增大SIS URE或出现观测数据异常。

目前所遇到的卫星系统时间跳变的问题主要来自于控制段的故障。

3 基于多源辨识的时间同步安全策略

3.1 时钟源类型

传统的时间同步组网方式普遍采用主备式结构,由2 台主时钟、多台扩展时钟和信号传输介质组成。每个被授时设备都有2 个或多个外部授时参考源,再加上设备自身的本地时钟源,为时钟源的多源比较提供了可能。主备式结构中各类设备的时钟源如图3 所示。

3.2 时钟源选择状态机制

时间同步设备(授时设备和被授时设备)在进行时钟源的选择过程中有3 种工作状态:初始化、跟随和守时状态,其状态机如图4 所示。

时间同步装置上电后,首先进入初始化状态,对外部时钟源做有效性检测,此时内部时钟还未正常工作,装置关闭时间同步信号的输出。当多数外部时钟源质量有效,且时间信息一致时,选取其中优先级最高的时钟源作为内部时钟的基准,并与其同步,建立本地时钟源,随后装置锁定选取的时钟源进入跟随状态。

在跟随状态下,内部时钟进行频标源的驯服工作,同时允许装置输出时间同步信号;当多数的时钟源失效时,装置将进入守时状态;当多数的时钟源质量恢复后,再次选择优先级最高的时钟源作为基准以微步长逐渐跟随,保证输出的时间同步信号质量的平滑稳定过渡,最后恢复到高精度的跟随状态。

3.3 时钟源选择算法

对于具备多种外部时钟源输入的主时钟,各种时钟源信息被正确读取并进行分类,在初始化阶段和正常工作阶段分别按表4 中所示的逻辑来选择时钟源。外部时钟源优先级由高到低依次为北斗、GPS和地面有线时钟源,设备守时状态下则跟随本地时钟源。

表4 中,当 ΔT1、ΔT2、ΔT3≤ |ΔT|(阈值)时逻辑值为1,反之为0。其中 ΔT为系统设定可信阈值,建议取(2~10)μs。其中,ΔT1指北斗外部时钟源与本地时钟源的相对时间差;ΔT2指GPS外部时钟源与本地时钟源的相对时间差;ΔT3指地面有线时钟源与本地时钟源的相对时间差。

从表4 中可以看出:初始化阶段,必须有2 个或2 个以上有效的外部时钟源才能完成此阶段工作流程;正常工作阶段,当外部有效时钟源多数有效时,选择多数有效时钟源中优先级最高的时钟源进行跟踪锁定;当仅有少数外部时钟源有效时,则跟随本地时钟源,进入守时状态。

注:符号“—”表示设备无法完成初始化;符号“×”表示无相应的外部时钟源输入。

3.4 试验验证

为验证多源选择算法逻辑的准确性和可用性,选取表2 中部分制造商按该逻辑设计改进后的产品重新进行测试,测试结果如表5 所列。

通过测试验证,采用多源选择算法有效地避免了在时钟源切换或是有跳变情况下时钟装置输出的稳定性和可靠性发生改变。

4 结语

本文提供了一种基于多源辨识技术的时间同步系统的安全测评方法,并对其准确性及可用性进行了验证。验证结果表明,该方法可以满足电力调度的监测要求,可为智能变电站全站时间同步系统的规划与建设提供参考依据,未来可推广运用此方法,加快时间同步系统的升级,从而提高电网时间同步系统的安全稳定运行能力。

参考文献

[1]李作虎.卫星导航系统性能监测及评估方法研究[D].北京:解放军信息工程大学,2012.

[2]DL/T 1100.1—2009.电力系统的时间同步系统第1部分:技术规范[S].2009.

[3]李孟兴,王海燕.电网时间同步系统的研究与应用[J].电力系统通信,2012,33(10):64-67.LI Meng-xing,WANG Hai-yan.Research and application of power grid time synchronization system[J].Telecommunication for Electric Power System,2012,33(10):64-67.

[4]赵旭阳,张道农.智能变电站时间同步在线监测技术的研究与分析[C]//中国电机工程学会年会论文集,2013.

电网安全 调度的责任 第5篇

电网调度是对电网运行进行组织、指挥、指导和协调，使电网安全、优质、经济运行的一个机构。随着电网的不断扩大以及现代化程度的不断提高，调度事故所造成的影响也日益增大。调度班组做为电网运行操作和事故处理最直接的指挥者，其安全管理工作的好坏，对电网的安全运行起着关键性的作用。

调度员具备良好的工作责任心，是搞好调度工作的必备前提。调度员要具备良好的专业素质和较好的心理素质，处理事故要求正确、迅速、果断。要了解掌握调度的专业技能，熟悉电气设备的技术性能、工作原理及其作用，熟悉电网的运行方式。同时，调度员要掌握调度相关规程，正确及时处理事故，养成良好的工作习惯，保持良好的精神状况。

调度员要严格遵守调度规程，交接班时态度要认真，及时正确了解电网的运行状态和设备的缺陷情况，严格执行交接班制度。调度员交接班必须按规定内容进行交接，杜绝采用口头交底形式，要做到交的清楚接的明白，不留遗漏。在天气恶劣或有重大操作时交接班一定要认真了解特殊的运行方式，掌握设备缺陷。随着当前电网网架的不断复杂、运行方式的灵活多变，在工作量大、操作任务比较繁重时，运行操作人员与调度员之间如果缺乏沟通就容易发生运行人员对调度员所下的令不理解而盲目操作，继而可能引起误操作，所以要加强调度员与变电运行人员之间的沟通。运行人员对操作目的、步骤有疑问时，调度员必须耐心解答，避免发生误操作现象。随着电网规模的不断扩大，大量新技术在电力系统中的应用，调度员必须加强自身业务知识的学习，只有深入了解设备的原理、构造、性能、操作方法等，才能把握好设备的实际状况、掌握设备异常运行的特征及处理办法，当设备出现异常或故障时，能做到迅速、准确的判断和处理，确保电网安全运行。

电网安全预防策略论文 第6篇

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：

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[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）

电网安全预防策略论文 第7篇

当前, 关于日前发电计划制定、电力系统安全经济调度的理论与方法的研究已较为成熟。已有的日前发电计划研究与应用通常是在给定送受电计划的前提下优化机组出力, 并没有在一定的可行空间内对送受电计划进行优化调节[1,2,3,4,5,6,7,8];其次, 传统算法主要针对常规燃煤机组进行优化, 或者针对水火互补系统进行联合优化, 对安全经济相互协调没有充分的考虑。因此传统的日前发电计划模型与算法无法同时满足安全、经济的运行需要。

1 评估模型

本节建立了安全经济协调运行的评估模型。首先定义了安全、经济指标, 以建立安全经济多目标优化模型。其次, 通过应用约束法将模型转化为等效的PLP问题。转化后的模型与常规的最优潮流问题相似, 只是为了考虑不同的安全运行边界, 将安全性不等式约束的右端值设为了含参数的变量。

1.1 安全、经济指标定义

(1) 安全指标

本文将电网运行的安全指标L定义为输电线路的过载程度

式中, j为输电线路的编号;Ω 为系统中所有输电线路的集合;Rj表示输电线路j负荷率的标幺值;Fj表示输电线路j的有功潮流;FjMAX表示输电线路j的有功潮流上限;λj是考虑了输电线路j特定条件 (如输电距离、线路重要性等) 的权重修正因子。式 (2) 直观地描述了每条输电线路直流潮流的过载程度以及可用程度。式 (1) 选取所有输电线路负荷率标幺值的最大值作为全系统的安全性指标。需要强调的是, 输电线路的过载程度可指代基态方式下的潮流状态, 也可包括N - 1 方式的潮流状态。为描述简单起见, 本文以基态方式下的潮流状态作为分析对象。

安全指标L值越小, 系统运行的安全水平越高。因此, 系统运行的安全目标可以表示为

(2) 经济指标

电网运行的经济性通常以购电成本C来衡量

式中, i为机组编号;U为系统中所有机组的集合;P1表示机组i的有功出力;f1P1表示机组i的购电成本函数。发电机组的成本函数通常为凸二次函数形式, 故可以采用分段线性的方法将其线性化。因此, 不失一般性, 本文假设每台机组的购电成本都是线性函数。

与安全指标类似, 经济指标C值越小, 系统运行的经济性越好。即:系统运行的经济目标可表示为

1.2 参数线性规划模型

结合式 (3) 和式 (5) , 安全—经济协调优化模型可表示为

式 (6) 是一个多目标规划模型, 其两个目标在通常情况下是相互矛盾的。因此, 该模型并没有绝对的多目标最优解, 只有帕累托最优解。当保持总效益最优时, 该模型存在不同的帕累托最优解, 这些解中安全效益与经济效益具有替代效应。对式 (6) 应用 ε 约束法, 原模型可以修改为如下形式

其中, 总购电成本作为主优化目标, 而线路负荷率标幺值的最大值则由变量ε 进行约束。

可以进一步将式 (8) 转化为一组安全性不等式约束

综上, 考虑安全经济协调的电网优化运行模型可以等效如下

式中, θj1代表线路j首端的电压相角;θj2代表线路j末端的电压相角;xj代表线路j阻抗的标幺值;k为节点编号;N为系统所有节点的集合;Dk为节点k的有功负荷;Uk为与节点k相连的所有机组的集合;Ωk为首端与节点k相连的所有输电线路的集合;Ωk_为末端与节点k相连的所有输电线路的集合;PiMAX表示机组i的有功出力上限;Pimin表示机组i的有功出力下限。式 (12) 应用了直流潮流;式 (13) 为各节点的有功平衡约束;式 (14) 为机组的有功出力约束。

2 求解方法

2.1 参数 ε 的有效上界辨识

为了给 ε 选取一个合理的初值, 使用单纯形法求解式 (10) , (12) ~ (14) 构成的模型, 从而得到参数 ε的有效上界。求解结果即可对应全局最小购电成本Cmin和全局最大负载率Lmax。

2.2 求解线性规划参数模型

为了得到参数 ε 变化时的最优目标值C, 需要从ε=Lmax开始不断减小 ε 值, 同时求解式 (10) ~ 式 (14) 构成的模型。这个过程将采用带有单个约束右端参数的线性规划灵敏度分析法, 从而计算出最优基和最优解发生变化时 ε 的临界值。

带有单个约束右端参数的线性规划灵敏度分析法详见文献[9-10], 本文不作具体说明。

3 案例分析

本文基于国内某大型城市电网的实际数据对所述方法的有效性进行验证。表1 给出了该电网的主要参数。所有输电线路的负载率修正因子 λj均被设为1.0。所有发电机组的购电成本函数均进行了5 段线性化。

所有发电机组的购电成本函数均进行了5段线性化。

首先, 求解式 (10) , 式 (12) ~ 式 (14) 构成的模型得到参数ε 的有效上界即全网最大负荷率Lmax。本算例中, 有Lmax=0.926。第二步, 以 ε=Lmax为初始值, 不断减小临界ε 值, 求解参数线性规划模型, 直至不存在可行解。

另外, 电力系统的备用容量与爬坡能力、系统总购电成本是衡量系统安全性与经济性的重要指标。因此分别将送受电计划曲线设置为固定和可优化状态, 按上述模型对该电网日前发电计划进行优化计算, 如表2 所示。可见在优化送受电计划的情况下, 系统总成本下降大约1.4%;且由于送受电计划的优化提高了高峰与低谷时刻的系统安全运行裕度, 平均正负备用容量、平均正负爬坡能力均有所改善。

指定送受电初始计划如图2 中的“固定”曲线即实线所示, 优化后的送受电计划曲线用虚线表示。可见在负荷低谷时段, 由于系统边际成本较低, 对受电功率进行了下调;在负荷高峰时段, 系统边际成本较高且高于受电价格, 则对受电功率进行上调。经优化后的送受电计划可以有效降低系统运行的总成本。

图3 给出了带电量约束的某电厂的固定和优化出力曲线及其与负荷预测曲线的对应关系。可见, 本文算法对燃气机组的电量进行了合理分配, 相比固定出力曲线, 优化出力曲线在系统峰荷以及负荷爬坡较快时刻, 燃气机组利用自身爬坡速率较快的优势进行了较为充足的调整, 有利于缓解系统的调峰压力。

将送受电计划与机组发电计划联合优化, 还有利于消除受送受电注入功率影响较大的线路的安全阻塞。如图4 所示, 某线路在固定送受电计划曲线时, 存在少量的安全阻塞, 且无法通过机组出力的调整进行消除。但由于该线路潮流受送受电功率注入的影响较大, 当送受电计划可优化时, 通过调整送受电功率, 将该线路潮流限制在传输极限以内。

4 结束语

本文提出了适用于电网运行安全经济协调性的评估方法, 并将该方法应用于我国某大型城市电网实际运行分析中。可以看出, 本文所提出的安全经济运行协调评估方法, 能够帮助调度运行人员更好地把握电网经济性提升空间和安全制约关键因素, 从而更好地提升电网运行效益。期望本文工作对实际调度运行能够有所裨益。

摘要：传统的日前发电计划模型与算法无法同时满足安全、经济的运行需要, 本文针对大型城市电网提出了考虑送受电与机组出力联合优化的日前发电计划安全经济优化策略、模型与算法。该方法揭示电网安全经济运行的可优化空间, 还直观地分析了安全性与经济性之间的协调成本。基于某大型城市电网实际日前发电计划数据的算例表明, 上述方法能够协调优化送受电计划与机组发电计划的安全与经济性, 可有效应用于工程实践。

关键词：日前发电计划,安全经济协调,联合优化,大型城市电网

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夏季影响电网的安全因素及预防措施 第8篇

关键词：迎峰度夏,电网安全,预防措施

引言

随着经济的逐渐发展以及近年来夏季温度持续升高, 夏季负荷出现大幅增长, 在此形势下, 对电网安全运行提出了严峻考验, 作为电网调度及变电运维部门一定要超前预控, 采取一定措施, 确保电网在迎峰度夏用电高峰期间安全稳定运行和电力平稳有序供应。

1 电网运行中存在的风险因素

电网在运行中, 会经历各种考验, 有天气等自然因素, 有设备本身原因, 也有人员方面的原因, 炎热的夏季是用电高峰的季节, 面对快速增长的负荷, 一旦电网发生问题, 将会带来严重的影响, 夏季影响电网安全运行的因素主要有:

1) 电网在迎峰度夏期间, 面临的主要问题是部分变电站超载、重载, 以及部分配网线路可能出现过载的问题。在这种情况下, 设备运行的温度很高, 很容易发生设备过热, 从而易发生短路等故障, 影响电网的安全运行。

2) 一方面由于配网线路10 k V线路互联率低, 配网供电可靠性和负荷转移能力较差, 另一方面有的10 k V线路运行年限在20年以上, 线路质量差, 导线截面小, 线损高, 易发生故障。

3) 部分农村线路绝缘化率较低, 线路在高负荷情况下, 安全运行风险大。

4) 夏季高温, 运维人员工作环境比较恶劣, 容易造成人员误操作, 从而导致电网发生事故, 影响电网的安全运行。

2 解决问题的思路

1) 制定切实可行的安全度夏方案, 保障电网发挥最大能力。在度夏前夕, 调度通信中心开展电网诊断分析, 优化电网结构, 结合配抢修网中心对满负荷或将要满负荷线路进行负荷转移, 对供电压力较大的变电站进行负荷转移, 确保度夏期间不存在供电卡脖子问题;同时制定迎峰度夏方案, 对各个电压等级网络、设备进行分析, 查找薄弱环节, 结合相关部门在迎峰度夏前进行缺陷消除。

2) 提前做好负荷预测, 合理安排运行方式。在单位供电区域, 电网工业负荷占比重较大, 约为60%, 主要有冶金、化工、建材、太阳能光伏、造纸及造纸装备、玻璃钢、光电信息、新材料等。其中冶金、化工、太阳能光伏等用户受国内外经济形势影响, 企业生产经营形势不稳, 部分企业出现减产或停产现象。因此地区经济形势和市场行情将决定迎峰度夏期间最大负荷水平。

3) 开展供需平衡分析, 做好需求侧管理。根据历年迎峰度夏负荷状况及目前的经济形势分析, 针对主网目前供电能力有序用电方案, 做好需求侧用电管理。这里要注意一般参与避峰的用户对象主要是公配小工业用户, 但长时间让峰会给企业造成较大经济损失。

3 夏季保证电网安全运行的具体措施

3.1 加快度夏工程进度, 确保按期投运

在夏季迎峰度夏前, 各相关部门要主动工作、积极配合, 为度夏工程做好服务工作, 保证重点工程在度夏前投运, 为迎峰度夏奠定坚实的基础。

1) 安装进线备自投装置, 解决部分变电站不具备双向备自投功能, 提高供电可靠性, 降低电网停电事故风险。

2) 对有备用间隔的变电站进行改造并增加备用间隔数, 满足城区负荷增长要求。

3) 对供电区域各变电站配电线路的真空开关进行试验, 对不合格的真空泡进行大修, 避免运行超10年真空开关真空度降低造成的设备及人身事故, 提高电网安全运行。

4) 有部分线路还存在用刀闸来切断故障电流的情况, 这里应该将原刀闸进线改造为断路器, 提高运行方式灵活可靠性。

5) 对于10 k V线路超载问题, 做好如下措施:优化供电网络, 做好负荷分配;加强线路设备巡视, 充分利用红外测温等手段对配电设备特别是负载率较高的线路、配变进行检查, 对发现的设备缺陷及时上报处理;加强配电线路抢修队伍建设, 提前上报应急物资储备计划, 保证应急抢修任务顺利进行;积极宣传供电形势, 走访客户, 与客户签订有序用电协议, 协调客户做好错峰、让峰用电工作。

3.2 制定并完善有序供电方案, 加强负荷需求侧管理

制定并下发有序用电方案, 并认真研究用电负荷特性, 加强需求侧管理, 细化分解并落实错峰避峰指标, 合理有效地削减电网高峰用电负荷, 确保重要用户的安全可靠供电, 保证居民生活用电。做好应对电煤供应紧张或局部发输变电设备故障停运的应急措施。

3.3 加强风险管控, 确保电网稳定运行

根据电网结构和负荷变化情况, 加强对各种方式下潮流稳定计算分析, 强化电网各类风险评估和危险点预控, 科学安排电网运行方式, 实时进行电网潮流调控。力争迎峰度夏前完成重点基建项目、重点度夏工程和重要检修等工作。期间原则上不安排重要输电线路主保护及重要变电站母差保护定检工作;不安排影响供电的输变电设备计划检修, 确保电网安全稳定运行和电力平稳供应。

3.4 强化电网预案编制和反事故演练, 提升电网应急处置能力

夏季天气变化异常, 强对流、雷雨、冰雹等天气爆发频繁, 易发生电网设备故障, 给电网安全稳定运行带来威胁。针对迎峰度夏期间电网存在的各种问题, 联合开展迎峰度夏综合反事故演练, 全面演练各单位对异常事件的快速反应、协同作战及紧急事故处置的能力, 提高各级调控运行人员应对电网突发事件的综合处理水平, 提高对同通道线路连锁严重故障下的应急处理能力。

完善高温天气下突发事故的应急预案。及时下达预警信息, 制定预防应对措施。针对突发事故, 快速反应, 上下联动, 及时进行处理。

4 结语

电网安全预防策略论文 第9篇

其中:CIS (customer information system) 客户信息系统, 而GIS (geographic information system) 地理信息系统、AM/FM (Automated Mapping/Facilities Management) 自动成图/设施管理系统, OMS (Outage Management Solutions) 断电管理系统和DA (distribution automation) 自动配电系统, 以及仪表 (meters) 等构成智能电网的系统结构。覆盖整个电网的信息交互是实现电力传输和使用的高效性、可靠性和安全性的基础。通信网络支持了配电与用电网络、输电网络、乃至用电市场的信息交换[1]。

1 策略研究

智能电网信息安全性包括信息采集、使用、传输的安全问题, 也要考虑非电力信息的安全性问题, 以便智能电网的通信网络向其它领域扩展。此外, 我国不仅有一般电网安全等级要求, 还有大量特殊行业的用电信息安全问题。作为一个技术专题, 智能电网安全将单列, 但通信网络设计中必要将安全性融入其设备和网络的构建过程, 构建安全的通信网络[2]。

1.1 构建纵深的防御体系

智能电网中通信网络在采取由点到面的各种安全措施时, 在系统整体上还应保证各种安全措施的组合从外到内构成一个纵深的安全防御体系, 保证信息系统整体的安全保护能力。应从通信网络、局域网络边界、局域网络内部、各种业务应用平台等各个层次落实本标准中提到的各种安全措施, 形成纵深防御体系。

1.2 采取互补的安全措施

智能电网中通信网络在将各种安全控制组件集成到特定信息系统中时, 应考虑各个安全控制组件的互补性, 关注各个安全控制组件在层面内、层面间和功能间产生的连接、交互、依赖、协调、协同等相互关联关系, 保证各个安全控制组件共同综合作用于信息系统的安全功能上, 使得信息系统的整体安全保护能力得以保证。

1.3 保证一致的安全强度

在发生身份鉴别、访问控制、安全审计、入侵防范、安全标记等行为时, 分解到信息系统中的各个层面, 在实现各个层面安全功能时, 应保证各个层面安全功能实现强度的一致性。应防止某个层面安全功能的减弱导致系统整体安全保护能力在这个安全功能上消弱。如要实现双因子身份鉴别, 则应在各个层面的身份鉴别上均实现双因子身份鉴别;要实现强制访问控制, 则应保证在各个层面均基于低层操作系统实现强制访问控制, 并保证标记数据在整个信息系统内部流动时标记的唯一性等。

1.4 建立统一的支撑平台

智能电网中通信网络多数安全功能 (如身份鉴别、访问控制、数据完整性、数据保密性、抗抵赖等) 为了获得更高的强度, 均要基于密码技术, 为了保证信息系统整体安全防护能力, 应建立基于密码技术的统一支撑平台, 支持高强度身份鉴别、访问控制、数据完整性、数据保密性、抗抵赖等安全功能的实现[3]。

1.5 进行集中的安全管理

采取统一安全策略、统一安全管理等要求, 为了保证分散于各个层面的安全功能在统一策略的指导下实现, 各个安全控制组件在可控情况下发挥各自的作用, 应建立安全管理中心, 集中管理信息系统中的各个安全控制组件, 支持统一安全管理。

2 通信安全保护策略实施

2.1 通信安全

智能电网中通信网络应保证主要网络设备的业务处理能力具备冗余空间, 满足业务高峰期需要;保证网络各个部分的带宽满足业务高峰期需要;在业务终端与业务服务器之间进行路由控制建立安全的访问路径;绘制完整的网络拓扑结构图, 有相应的网络配置表, 包含设备IP地址等主要信息, 与当前运行情况相符;根据各部门的工作职能、重要性和所涉及信息的重要程度等因素, 划分不同的子网或网段, 并按照方便管理和控制的原则为各子网、网段分配地址段;对单个系统单独划分安全域, 系统由独立子网承载, 每个域的网络出口应唯一;采用冗余技术设计网络拓扑结构, 提供主要网络设备、通信线路的硬件冗余, 避免关键节点存在单点故障;按照对业务服务的重要次序来指定带宽分配优先级别, 保证在网络发生拥堵的时候优先保障重要业务服务的带宽。

2.2 业务类型与逻辑网络

根据业务的类型、功能、阶段的不同, 对智能电网中通信网络进行逻辑划分, 不同类型的业务之间会存在重要程度、环境、用户数量等方面的差异, 这些不同会带来安全需求和受破坏后的影响程度的差异, 例如, 支撑信息处理为主的通信网络系统, 其重要性体现在信息的安全性, 而支撑业务处理为主的通信网络系统, 其重要性体现在其所提供服务的连续性和稳定性。因此, 可以按照业务类型的不同划分为不同的逻辑网络[4]。

2.3 位置与物理网络

根据物理位置的不同, 对智能电网中通信网络进行物理划分。由于物理位置的不同, 信息系统面临的安全威胁等级会存在较大差异, 不同物理位置之间通信信道的不可信, 使不同物理位置的信息系统也不能视为可以互相访问的一个安全域, 即使等级相同可能也需要划分为不同的信息系统分别加以保护。

3 通信网络扩展策略研究

3.1 建立统一管理性的可维护型网络

所构建的网络不仅需要考虑初期的建设成本, 更重要的是运行维护成本和能力。多信道并行网络技术特征和资产特征差异大, 如:移动的无线网络和固定的有线网络其管理复杂度和方法差异, 公司内部网络和租用的电信网络的资产有不同。保障智能电网的信息传输能力就必须考虑对通信网络控制策略问题, 实现可在线维护的通信网络也必须考虑统一管理问题, 及时发现、定位、排除故障, 进一步支持智能电网的安装、运行维护[5]。

3.2 支持智能电网的多业务支持扩展

智能电网在支持配电和用电等基本电力业务的同时, 进一步考虑其它业务支持问题, 其重点是通信类业务支持, 向传统的电信接入领域渗透。随着光纤的大规模铺设, 通信资源瓶颈将得到彻底解决, 提高了多样化服务能力。但是, 目前的电力公司的通信体制基于公司内部私有协议构成, 因此目前就需要考虑通用的通信标准兼容问题, 尤其是IP网络。

应急通信和办公自动化支持是公司内部需要解决的通信类业务, 其中, 重庆市电力系统的应急通信应该考虑到特殊的地貌特征, 以无线通信 (包括卫星通信) 为主, 应急通信装备功能上不仅包括一般电信业务, 也要考虑成为智能电网的应急通信平台。在IP网络化前提下, 通信系统应该支持企业内部的话音、数据、图像、多媒体等业务。智能家居和物联网是智能电网推广的利器, 可以从家庭到小区用电管理, 利用无所不在的电力线等技术手段构成广泛的物联网。

参考文献

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电网安全预防策略论文 第10篇

1 电力企业安全管理存在问题

1.1 安全教育力度不够

目前很多电力企业在安全教育上存在过程形式化、手段单一化的问题, 致使安全教育没有真正使员工从思想上产生“共鸣”。这些企业片面地认为, 安全教育就是学《安规》、考《安规》, 增加每年《安规》考试的次数, 就是加强安全教育的力度。对于提高员工的安全意识, 过于形式化、呆板化的狭隘安全教育存在很大的局限性。

此外, 有许多本应有效的日常安全教育手段却被流于形式或弃之不用, 如每周的安全活动变成了班、站安全员或班长自己的活动, 活动内容也大都是抄文件、抄规程、抄通报的“三抄”活动记录, 这些都严重削弱了安全教育的效果。

1.2 存在官僚主义工作作风

一些单位、部门的管理人员, 尤其是领导人员深入班组、现场不够, 即便是到现场也是走马观花, 不能发现问题, 对工作中存在的问题心中没底。在安全管理上布置得多, 检查得少;安全会场去得多, 工作现场去得少;出了问题喊得多, 不出问题说得少;当工作进度与安全生产出现矛盾时, 不惜以牺牲安全为代价, 违章指挥。这种官僚主义的工作作风给安全生产埋下了重大安全隐患。

1.3 安全监督管理衰减

首先, 是企业安全监督网开始出现管理衰减现象, 如在对一些事故的认定上存在本位主义, 不愿使本单位的利益受到影响, 造成在一些事故发生后出现瞒报、漏报和大事化小、小事化了的现象。在第2级 (车间级) 安全监督网中, 由于部分安全监督人员素质不高、责任心不强, 造成基层安全监督不严、不细, 班、站的安全员形同虚设。其次, 是部分单位在安全监督与生产管理岗位的设置上出现差异, 造成二、三级安全监督岗位与生产管理岗位不对等, 影响安全监督人员的积极性。

1.4 超前管理没有得到很好的运用

超前管理是做好安全管理的一个重要手段, 但一些企业在这方面做得还不够。危险源查找是加强安全风险控制的有效方法, 但是一些企业却把危险源的查找作为一项一劳永逸的工作, 不能持之以恒, 使其失去了应有的作用。安全性评价是进行超前管理的有效方法, 是评价一个单位安全管理水平的重要手段, 但一些企业并没有按照评价周期组织开展。在一些已开展安全评价的企业中, 出现了重评价、轻整改的现象, 对评价中发现的问题不能及时进行整改, 致使安全隐患长期存在。

1.5 安全生产保证体系没有发挥作用

在安全生产保证体系中, 一些生产管理人员, 只注重生产管理, 却忽略了安全管理;还有一些生产管理人员, 对安全管理制度掌握得不够、理解得不深, 以致在实际工作中出现违章指挥现象;甚至有一些生产管理人员, 把生产和安全割裂开来, 误认为安全管理是安全监督人员的职责, 与己无关, 没有在工作中做到“管生产必须管安全”, 当安全与进度、安全与效益发生冲突时, 置安全于不顾。

2 解决策略

2.1 采取灵活多样的安全教育形式

现场出现的某些违章现象, 并不是当事人不知道应如何做, 而是当事人心存侥幸、麻痹大意, 这是造成违章作业的主要根源。因此除了抓好《安规》的学习和考试外, 还应采取更多的教育形式来提高员工的安全意识。如举办图片展, 组织观看事故录像或请事件的当事人、亲历者现身说教等, 让员工从心灵深处产生震撼, 感觉到事故就在自己的身边。在安全教育中, 还可以运用多媒体技术模拟制作事故案例, 使员工清晰直观地了解事故发生的详细情况, 以起到事半功倍的效果。同时, 还要充分利用班组安全活动日和班前、班后会, 使安全教育经常化。以班前会和班后会为例, 班前会除了安排当日的工作外, 更重要的一个内容就是结合当日的具体工作进行安全思想教育和布置交待安全措施, 以保证当日工作的安全顺利完成;而班后会则是对工作完成情况和存在的不安全因素进行总结、分析, 对工作中出现的违章行为进行批评教育。由此可见, 班前会、班后会也是安全教育的有效的手段, 它可以起到警钟长鸣的作用。

总之, 安全教育只有做到以人为本, 真正从思想深处提高员工遵章守制的自觉性, 才能实现员工从“要我安全”向“我要安全”的转变, 才能达到安全教育的目的。

2.2 杜绝安全管理上的官僚主义工作作风

各企业的主要领导必须以身作则, 率先垂范, 经常深入基层, 深入现场, 深入班站, 通过“三深入”发现一些问题, 解决一些问题。同时要建立起各级管理人员到岗到位的管理制度, 对各种工作现场进行制度化管理, 确定各级管理人员应到的工作现场, 并明确管理人员到场的次数, 每月公布1次, 以便大家进行监督。

2.3 预防安全监督中的衰减问题

防止安全监督的衰减, 必须重视安全监督队伍的建设。首先, 要从岗位设置上保证安全监督人员与同级的生产管理人员待遇相同, 消除安监人员在管理上矮人一等的心理;同时要在重要的生产一线班站设置专职安全员岗位。在车间级安全监督网建设方面, 要从责、权、利3个方面加强基层班组安全员队伍建设, 充分发挥班站安全员在安全管理中的作用, 不能使其成为摆设。

其次, 要建立一支坚持原则、责任心强、业务素质高的安全监督队伍。在安全监督人员的选拔上, 必须严格执行国家电网公司《安全生产监督规定》, 把好安全监督人员选聘关。俗话说“打铁须靠自身硬”, 必须加强对安监人员的培训力度, 提高他们的责任意识和业务素质。在加强安全监督队伍建设的同时, 要积极探索安全管理新方法。如尝试安全监督直管, 即由企业安全监督机构派人员到车间 (三级监督网) 担任安全专责工程师, 其行政、人员管理归安监部门。这种做法在很大程度上可以避免人为因素对安全监督工作的干扰, 有利于安全管理人员开展工作。

2.4 强化安全管理的主动权, 实行安全管理的前移

古人云:“凡事预则立, 不预则废。”这句话对安全生产同样有着重要的意义, 因为安全工作重在预防。为做到未雨绸缪, 在安全管理上必须进行超前管理, 为此必须做好以下几项工作:

(1) 充分运用日常安全管理的各种手段, 做好超前安全管理。如开展安全性评价、危险源查找、安全隐患排查、应急管理等。为了做好这些工作, 必须持之以恒, 严格按照要求开展各项活动, 不搞形式、不走过场。在安全管理上的任何侥幸心理、弄虚作假行为都会给安全生产埋下隐患。

(2) 加强生产一线安全管理, 实现安全工作重心前移。车间、班站是各项安全管理制度的执行者, 是安全生产的基础, 因此, 安全工作的重心必须向车间、班站转移。首先, 要加强对车间、班站日常安全管理、现场安全管理的力度, 突出抓好班站的安全日活动, 抓好班前会和班后会, 充分发挥这些活动在安全管理中的作用。其次, 要加强对班站长、工作票签发人、工作负责人、工作许可人、班站安全员“五种人”的教育培训, 提高其安全意识和责任感。再次, 要深入细致地了解员工的思想动态, 解决工作中出现的问题, 认真分析产生违章违制现象的根本原因, 从源头上进行治理。如某公司在查处低压挂表人员不愿穿绝缘鞋这一违章行为时发现, 工作班组绝大部分为年轻人, 他们工作的地点都在繁华的市区, 而绝缘鞋的样式老旧、呆板, 所以他们都不愿穿。了解到原因后, 公司及时与有关部门协商, 配备了样式新颖的绝缘鞋, 使这一问题得到彻底解决。从这一事例可以看出, 任何违章行为的发生都有一定的原因, 单靠处罚是不能从源头上杜绝违章行为发生的。只有安下心来, 深入一线、深入班组, 发现问题, 及时解决, 才能搞好安全管理工作。

(3) 把好设备投运前的“五道关”, 即规划关、设计审查关、设备招标关、施工质量关、验收关。在实际工作中, 新投运的设备、设施往往存在一些缺陷和不合理的问题, 这些问题非常难以解决, 有些甚至无法彻底解决。这些问题的根源可追溯到规划、设计、招标、施工各道环节, 这些“先天性缺陷”, 给设备的安全运行埋下了事故隐患。为避免此类问题的出现, 必须对规划、设计、招标、施工、验收5道程序严格把关, 确保在每一个关口, 每一道工序都不留下任何漏洞。为此, 必须做到如下三点:

(1) 落实责任。制定各个工作环节的工作标准和责任制, 责任到人;

(2) 实行责任追究制。对因工作失职、责任心不强造成事故的工作人员进行责任追究, 严肃处理;

(3) 实行工程监督制。设立专门机构, 对工程从设计到验收的全过程进行协调和监督检查, 以避免不必要的事故发生。

2.5 严格奖惩, 狠抓落实

安全工作的重点是落实, 没有落实, 再好的制度都将是一纸空文。因此, 落实、落实再落实也就成为安全工作的重点。在做好以人为本的安全教育的基础上, 要严格落实奖惩制度, 实行以“三铁反三违”的制度, 即以铁的纪律、铁的制度、铁的处罚来制止违章指挥、违章作业、违反劳动纪律的行为。对在工作中及时发现事故隐患、制止违章行为、避免人身事故发生的人员, 给予通报表扬和物质奖励, 做到奖罚分明。

要抓安全工作的落实, 仅靠安全监督部门是远远不够的, 还必须依靠安全生产保证体系和监督体系的密切配合。离开安全生产保证体系的支撑, 安全监督体系就会苍白无力, 而没有安全监督体系作保障, 安全生产也将成为一句空话。因此, 必须落实“管生产必须管安全”的原则, 强调各级生产管理人员的安全责任制, 把是否安全作为一切工作的出发点, 统筹安排生产工作, 加强与安全监督部门的相互联系, 使2个管理体系和谐共济, 共同促进各项工作的顺利开展。

3 结束语

总之, “安全重于泰山”, 电力企业在运行时必须强化工作人员的安全意识和规范操作, 完善企业安全管理的体系, 做到预防事故于未然, 这样才能保证企业能正常高效地生产, 减少意外事故, 促进企业的可持续发展, 进而更好地创造经济效益和社会效益。

摘要：随着电力行业的不断发展, 对电力企业的安全管理也提出了更高的要求。本文在分析当前电力企业在安全管理上的现状, 针对存在的种种问题提出了具体的解决策略, 对推动电力企业健康发展具有重要的指导意义。

关键词：电力企业,安全管理,存在问题,解决策略,安全监督

参考文献

[1]崔隽峰.电力企业安全生产管理中存在的问题及对策[J].电力安全技术, 2008 (09) .

电网安全预防策略论文 第11篇

【关键词】电网；设计；规划；安全

引言

改革开放以来，社会的经济文化水平都得到了飞速的提高，用电量不断增加的同时也对电力设备有了更大的需求，这种现象在城市中表现的尤其突出，因此开展电力设计和规划工作时一定要将安全问题作为重中之重。可是我国现今的土地资源很紧张，用电需要的成本也越来越高，电网规划和电力设计工作也因此面临着更大的挑战。开展电力系统的设计工作时，一定要首先考虑电网的安全运行和稳定供电。

1、电网规划原则

1.1合理选择电压等级

电网规划的所有工作中，电压等级的确定是关键，因为电网整体的规划水平几乎取决于这一工作。比如在某城市的电网规划中，计划将35KV的电压取缔，但在城市附近的郊区，则要防止因线路太长而产生的各种问题，需要持续使用35KV的电压。电压等级在进行简化的过程中，也要尽量减少变压的层次。为避免产生重复降压现象，一般只选择高电压、低电压中的某一级，例如在220KV变电站中会选择110KV、220KV或35KV的电压，而在110KV的变压站中，则会选择110KV或10KV的电压。为使变压的层次尽可能少，使电压等级更优化，还应尽可能选择五级电压。在220KV的变电站中，还要结合变电站的负荷，科学的确定是要用220KV、110KV还是35KV的电压。

1.2确保电网供电可靠性

在电网供电的过程中，首先要符合下列两个基本原则，即运行的可靠性和安全性。在城市电网中，一定要严格结合变电容载开展科学的配置工作，各级别的变电容载还一定要符合《电网规划设计准则》中的条款。在上述这个准则中，主要由N-1及N-2准则组成。在城市的配电网系统中，一般都使用N-1准则，但在关键部位，也可能选用N-2原则。城市的供电系统必须满足N-2原则，这样电网运行时才有安全性和可靠性。开展变电站的规划建设工作时，必须严格检查变电器，避免其出现荷载情况，因为一旦出现这种情况，会极大的影响电网的安全运行。

1.3电网负荷转移能力

变电站的电网负荷转移应当具备以下几个最基本的能力：

（1）配电网的供电能力要满足有关标准。整个电网系统中，中压配电网起着极其重要的作用，它主要是负责转移负荷。如果变电站的变压器和回线路连接不好，就需要中压配进行连接来保证供电工作的正常进行。

（2）及时解决中压配电网中出现的问题。中压配电网在工作过程中可能会出现各种问题，但如果发生的是技术问题，则其依然能顺利完成负荷转移工作。例如，变电站中的一根母线发生了未知问题，开始进行体制运行时，中压配电网能使整个系统的供电状态处于一个正常的水平。解决故障时要符合下列几个条件：首先，由两条回路供电的用户，如果其中的一条回路发生了未知问题，则可以正常的用电；其次，用三条回路进行供电的用户，如果一条回路出现问题，还可以正常用电，但两条回路出现问题时，就只能达到正常供电量的70～80%；再次，变电站的多个回路或某个回路断电时，达到正常供电量所需的时间要与解决问题所用的时间一致；最后，电网以环网状态供电时，处于开环网络中的用户，达到最低供电量所需的时间应与恢复供电的时间一致；一般要将配网自动化控制在120s之内，以使用户的正常用电不会受到太大影响。

（3）中压配电网中要留有备用容量。通常条件下，中压配电网本身就会有50%的盈余度。如果电网中某个部分出现了问题，有时可能是正在维修而无法保证顺利供电时，就要进行道闸处理，以使用户能够正常的用电，保证用户的正常生活。

2、110kV和220kV变电站区别

2.1 110kV变电站

现今，110KV变电站的设计工作已经开始朝着多样化、简洁化、室内化的方向发展。在110KV的变电站中，电网内的主接线方式极大的影响了电网系统的安全性。110KV的变电站，一般都是终端变电站，因此在确定接线方式时，也会优先选择双电源路线，然后再将备投电源设置为主线。进行变电站内桥段的接线工作时，一般都使用2线2变式；如果内桥段的接线持续增长，则要选用2线3变式。如果110KV变电站的测量电压小于10KV，还要采取单母分段法实施连接。一般条件下，110KV变电站的容量与变压器自身有着极其密切的联系，所以通常条件下110KV变电站的10KV出线都为25～30回。

2.2 220kV变电站

我们都知道，现在我国大多数城市的大部分输电站的电压也是220KV。我国对220KV的变电站有着非常严格的条件约束，主要是这种供电站在城市供电中占据着非常重要的地位。开展220KV变电站的电网规划工作时，一定要考虑到下列几个内容：

（1）对220kV变电站的规模进行重点考虑。在对变电站规模进行规划时，应当首先使用180MVA或150MVA作为主要变容量。

（2）要对电源供应进行充分考虑：对于220kV的变电站而言，其电源供应应当有两回或者两回以上。在这些电源回路上，要满足变电站规定的额定功率以及穿越功率。

（3）在每个单个变电所的内部，都一定要配有大于等于两个的变压器。如果变电所中的某一台变压器发生未知问题，负荷便会自动转移到能够顺利工作的变压器上。除此之外，还能使变压器短期内的过载容量超过变压器的最大负荷。一般条件下，变电站中变压器的过载率能够到达15，并能保持4个小时的过载。如果变电站中变电器大于两台，则运行率就能达到70%，如果大于4台，还能达到90%。

3、结束语

现今，我国的经济发展水平越来越高，人们对生活水平的要求也不断提高，各行各业的迅速发展也对电网供电有了更大的依赖，正常供电已成为人们生活中不可或缺的一部分，因此对供电安全和供电质量也有了更高的要求。并且社会的公共安全要包括电网安全，要顺应建设社会主义和谐社会的倡导，就要首先保证电网电力的安全性和可靠性，这样才能保证供电工作的顺利进行。但分析我国的供电现状发现，我国的电网安全还缺乏保障，电网设计和电网规划工作中还有着很多漏洞。因此，在开展电网设计和规划工作时，要首先符合安全供电的原则。还要严格依照电网的相关执行规范，并要遵守110KV和220KV电网变电站的各项技术要求。在确定电压级配、保证供电的安全性、可靠性和电网负荷转移工作时都要进行长远考虑，要把保证电网的安全性作为首要准则。

参考文献

[1]李晓红，蒋有智.电网规划中的相关技术方法探讨[J].科技创新导报，2011，（12）：106.

电网安全预防策略论文 第12篇

为保证电力系统的安全稳定运行,除了建立合理的电网结构、安排合理的运行方式外,二次系统也必须配备合理的安全稳定控制措施,组成一个完善的防御系统。通常按照故障的严重程度分为三道防线[1]。

目前,我国已形成东北、华北-华中、华东、西北、南方五个主要同步电网,并实现了全国互联。2008年11月,随着长治-南阳-荆门特高压交流试验示范工程的投产(长治、荆门各一台3 000 MVA变压器,南阳为1 000 k V开关站,同时投产长治-南阳-荆门一回1 000 k V线路),特高压电网步入快速发展阶段。未来将以特高压电网为骨干网架,形成华北-华中-华东、西北、东北和南方四个主要的同步电网[2,3]。特高压电网运行特性与500 k V电网有很大不同,输送能力远高于500 k V线路,因而特高压电网的安全稳定运行将直接影响整个电网的安全稳定运行。一旦特高压骨干电网发生故障,可能波及多个区域电网,实施有效的安全稳定控制将变得更加困难。

特高压试验示范工程初期,华北-华中电网仅通过1条约650公里的1 000 k V线路相联,电气联系薄弱,静稳裕度较低,华北、华中网内发生严重故障并采取大量切机措施后可能导致特高压联络线负载超过静稳,引起华北-华中电网失步,同时不排除出现低频或低压的可能性,因此建议配置常规解列装置(具备振荡、低频和低压解列功能)和快速解列装置[4]。

特高压南阳变压器(下文简称南阳变)建成投运后,华北-华中1 000 k V特高压联络线将由长治-南阳-荆门线路变为长治-南阳线路,鄂豫断面将形成1 000 k V南阳-荆门和500 k V樊城-白河双回、浉河-孝感双回形成的1 000/500 k V电磁环网(下文简称鄂豫断面),南阳变接入电网的方式见图1。南阳变投产后,河南电网将同时与华北、华中、西北电网相联,成为全国互联电网的重要枢纽,电网运行特性将发生较大改变,迫切需要对特高压及河南电网的安全稳定控制策略进行研究和调整。本文基于国调中心特高压计算小组提供的电网运行数据,采用PSD-BPA电力系统仿真软件对特高压南阳变建成投运后对特高压及河南电网安全稳定控制特性的影响进行分析,提出相应的控制措施。

1 特高压接入后电网安全稳定特性研究

特高压南阳变建成后,华北-华中电网特高压联络线缩短为1000 k V长治-南阳单回线路。通过增大华北(华中)机组出力、降低华中(华北)电网机组出力,得到的长南线静稳极限为4200 MW,与南阳变投运前相比提高800 MW,特高压联络线静稳极限大幅提高,电网的安全稳定水平得到较大提高;但受制于长治变容量(单台变压器容量3000MVA)限制,该断面极限输电能力定为2800 MW。

安全稳定计算表明,任一1000 k V、500 k V线路、变压器发生三相永久性N-1故障,保护及开关及时动作消除故障,电网可以保持稳定;其中:(1)特高压长南线故障将造成华北-华中电网解列运行,但华北、华中电网各自保持稳定,不会发生频率失稳;(2)特高压南荆线故障,大量潮流转移到500 k V樊白双回,易使其达到线路热稳极限。

特高压南阳变投运后,华北、华中500 k V电网安全稳定特性未发生较大改变,绝大多数500 k V线路、变压器N-2故障,保护及开关及时动作消除故障,电网可以保持稳定,但部分故障下为保持局部电网稳定需要采取一定容量的切机措施。

由于华北-华中电网已实现特高压联网,因此当某一大区电网因故障切机或其他原因造成有功功率缺额时,除本地电网提供有功支援外,另一大区电网也将通过特高压长南线提供有功支援。特别是在长南线满负荷2800 MW运行时,若受端电网发生功率缺额,送端电网将提供部分有功支撑,造成长南线负载功率水平迅速提高,当有功缺额较大时,长南线潮流水平将超过静稳极限造成华北、华中电网解列。计算表明,长南线南送2800 MW方式下,华中电网为受端电网,华中电网最大有功损失量不能超过2100 MW;长南线北送2800 MW方式下,华北电网为受端电网,华北电网最大有功损失量不能超过1800 MW。

2 特高压电网安控装置方案研究

为了提高电网抵御严重故障冲击的能力,需要配置合理的安全稳定控制措施。考虑到南阳变投产后导致华北-华中电网失步的故障类型多样,包括受端电网短期内连续失掉大容量机组、受端直送电厂送出线路N-2(失掉整个电厂),以及受端电网发生N-2故障后为保证局部电网稳定需要大容量切机的故障等,不确定性较强,因此不宜配置切机或切负荷措施,更适合采用解列措施。

目前,国家电网大区联络线两侧的变电站均配置了失步快速解列装置和常规解列装置(具备振荡、低频和低压解列功能)。常规解列装置的主要功能是:在正常方式及正常检修方式下,当系统发生异步振荡且振荡中心位于大区联络线时,或大区联络线发生低频、低压并达到整定值时,装置启动,通过解列大区联络线而实现解列电网的功能。快速解列装置根据输电线路功率的变化趋势、线路两端电压相角差的变化趋势以及系统振荡中心的位置等因素来形成失步解列判据[5]。

严重故障校核表明,华北-华中电网失步时,振荡中心一般在特高压长治站附近,特高压母线在扰动过程中往往出现长时间持续低电压(母线电压低于0.75 pu超过1 s),但华北-华中电网仍能维持同步,且特高压近区500 k V变电站母线电压仍能维持较高水平。

图2为某严重故障后1000/500 k V长治、南阳、荆门母线电压恢复曲线,可以看出,故障后华北-华中电网仍维持同步,但扰动过程中1000 k V长治、南阳、荆门母线出现长时间持续低电压(1000 k V长治、南阳、荆门母线电压最低分别达到0.69、0.74、0.80 p.u.,持续低于0.75 pu的时间分别为2.6、1.2、0 s),但500 k V长治、南阳、荆门母线电压均能恢复到较高水平。因此,在配置低压解列定值时特高压各站的解列定值宜采取较低电压、较短时间的定值,从而避免在正常波动中华北华中电网仍然保持同步时解列特高压线路。

与南阳变投运前相比,严重故障下1000 k V长治、南阳母线电压仍可能出现长时间持续低电压的情况,长治、南阳站仍需配置常规解列(具备振荡、低频和低压解列功能)和快速解列装置,低压解列装置定值需进行调整;故障后荆门1000 k V母线电压一般均能恢复到较高水平,正常方式下可考虑停运其解列装置,但在南阳变检修等特殊方式下,仍需投入解列装置。

3 稳态过电压装置配置研究

按照特高压设备运行要求,特高压母线电压必须控制在1 000~1 100 k V。当特高压线路任一个开关跳闸后,特高压沿线电压满足暂态过电压的要求,但由于长距离线路空充,容性无功过剩,造成1 000k V母线稳态电压超过1 100 k V,特高压近区部分500 k V母线电压逼近或超过允许最高电压550 k V,危及设备的安全运行。因此,必须配置稳态过电压装置,当出现上述问题时及时切除故障线路,确保电网安全稳定运行。

3.1 特高压设备开关跳闸后系统电压水平分析

南阳变建成投运后,考虑以下2类6种开关跳闸情况:(1)特高压长治-南阳、南阳-荆门任一个1000 k V开关三相跳闸,主要由特高压解列装置动作引起,特高压线路末端不带变压器空充,共4种故障;(2)特高压长治、荆门变500 k V侧开关分别发生三相跳闸,华中电网分别带长南线和长治变、南荆线和荆门变空充,共2种故障。可以得到以下结论:

(1)特高压线路、变压器开关三相跳闸后,1000 k V母线电压和特高压近区500 k V母线电压上升水平与初始方式下特高压线路输送功率、近区500 k V母线电压水平以及特高压变压器低压无功补偿投入的情况有关。在特高压近区500 k V母线初始电压水平相差不大的情况下,特高压线路输送功率越大,变压器投入的容性无功补偿容量越大,特高压设备开关三相跳闸达到稳态时,1000 k V母线和特高压近区500 k V母线电压越高。

(2)南阳变建成投运后,大大缩短了特高压开关三相跳闸后带空线的长度,稳态电压偏高问题得到一定程度的解决,但仍存在稳态过电压问题。

(1)长南线两侧线路开关三相跳闸后,长治、南阳母线是否出现稳态过电压问题与长南线负载潮流大小相关。当长南线负载潮流较大时,由于两侧变压器均投入大量容性无功补偿,任一开关跳闸后,1000 k V母线及近区500 k V母线电压均超过长期允许运行水平;当长南线负载潮流较小甚至0功率时,任一开关跳闸,1000/500 k V母线电压均能控制在约束范围内,不会引起稳态过电压问题。

南荆线与500 k V樊白双回、孝浉双回形成新的1000/500 k V鄂豫电磁环网断面,由于荆门、南阳近区500 k V电网电压控制能力均强于长治变近区,且南荆线最大负载潮流约为长南线的75%,加之南荆线长度较短,因此,南荆线各种负载潮流水平下,两侧线路开关三相跳闸均不会引起稳态过电压问题。

(2)特高压长治、荆门变500 k V侧开关分别三相跳闸后,华中电网分别带长南线和长治变、南荆线和荆门变空充,由于线路开断前重载时变压器往往投有容性无功补偿,因此稳态过电压问题更为突出。

3.2 解决方案研究

下面以特高压长南线南送2800 MW方式(特高压南荆线南送2170 MW,南阳变下注630 MW,长治、南阳、荆门变各投入4、3、1组电容补偿)为例分析各种措施对母线恢复电压的影响,具体见表1。措施1为跳开线路对侧开关,清除空充线路和空载变压器;措施2为跳开线路对侧开关,清除空充线路和空载变压器,同时切除特高压变压器部分电容补偿。

可见,发生特高压线路开关或特高压变压器500 k V侧开关跳闸事故,1000 k V母线、特高压近区500 k V母线、特高压变压器110 k V母线电压均可能超过最大运行允许水平;采取措施1及时跳开线路对侧开关,不带空充线路和空载变压器运行,则各电压等级母线电压均可控制在最大运行允许范围内,但部分1000/500 k V母线电压仍接近运行上限;采取措施2,在措施1的基础上切除对侧变压器部分电容补偿,1000/500 k V母线电压可分别控制到1080 k V、540 k V以下,能有效解决特高压稳态过电压的问题。由于开关跳闸后依靠人为动作去采取措施控制电压需要较长时间,为了短时间内使系统摆脱电压偏高的情况,必须依靠自动装置来实现电压控制。

4 河南电网安控策略分析

特高压南阳变建成后,鄂豫断面形成特高压电磁环网。特高压长南线南送2800 MW时,若发生鄂豫断面500 k V樊白双回或孝浉双回三永N-2故障,仅有少量电力将通过特高压南荆线转送,大量潮流将转移到剩余两回500 k V线路上,均可能造成剩余双回线路负载达到或超过线路自身的热稳限额。此外,在特高压南荆线检修方式下,鄂豫断面仅剩500 k V樊白双回、孝浉双回,既要承担特高压长南线南送2800 MW电力的过境任务,又要承担河南电力的外送任务,断面潮流达到热稳极限3890MW;若500 k V孝浉双回发生三永N-2故障,鄂豫断面功率将全部转移到500 k V樊白双回,樊白单回线路负载功率达到2050 MW,过载27%(热稳限额为1600 MW)。

4.1 常规措施

从目前常用的控制措施来看,可以采取以下5种手段来缓解故障后线路稳态恢复功率超过热稳极限的问题:(1)运行方式预控,即降低特高压长南线送电功率或降低河南电网外送功率水平;(2)连锁切机,即故障后及时切除河南或山西电网部分机组;(3)送受端同时进行控制,即在河南电网切机的同时,在受端湖北电网开机快速增加出力;(4)快速降低华中电网直流外送华东功率水平,近似于在受端电网采取机组快开措施;(5)挖掘线路输电能力,提高500 k V樊白、孝浉线的热稳限额。以下分别对各种控制措施进行分析。

(1)运行方式预控,计算表明,特高压南荆线检修方式下,适当降低特高压长南线南送功率或降低河南电网外送功率水平,使鄂豫断面南送功率控制在3130 MW以下,可保证发生500 k V孝浉双回N-2故障,500 k V樊白线故障后稳态恢复潮流不超过热稳极限。

(2)连锁切机,计算表明,故障后0.25 s切除河南电网机组1350 MW,可控制樊白单回线路功率降低至1720 MW,仍然超樊白线的热稳限额,同时华北火电大量通过特高压长南线南送,造成长南线功率升高至3330 MW,逼近静稳极限;若在河南电网进一步采取切机措施,将导致华中-华北电网因联特高压联络线超静稳而失去同步。故障后0.25 s切除山西电网机组2700 MW,系统稳定,樊白单回线路功率可降低至热稳限额以下,特高压长南线功率降至2000 MW以下,严重影响故障后特高压线路送电容量。若配合切除河南和山西的机组则需切除2900 MW的机组出力(河南电网切机1000 MW、山西电网切机1900 MW),才能保证樊白线不过热稳,且特高压长南线功率不超过2800MW。

(3)送受端同时进行控制,计算表明,故障后0.25 s切除河南电网810 MW机组,同时增加湖北电网810 MW出力,发生500 k V孝浉双回N-2故障,500 k V樊白线故障后稳态恢复潮流不超过热稳极限。

(4)快速降低华中电网直流外送功率也可缓解樊白线过热稳问题,计算表明,故障后快速降低华中电网送华东1300 MW直流功率可保证樊白线不过热稳。

(5)放宽樊白及孝浉线的热稳限额也是缓解鄂豫断面热稳极限手段之一。如果把樊白线的热稳限额提高到1950 MW,孝浉线热稳限额提高到2200 MW,则南荆线检修方式下(特高压南送2800MW),鄂豫断面送电不超过3750 MW,即可保证孝浉线N-2故障樊白线不过热稳。

不同控制策略下樊白线有功功率如图3所示。

通过采用以上5种控制方法可以看出:解决鄂豫断面热稳问题最直接、最有效的方法为放宽500k V樊白、孝浉线的热稳限额,该方法无需增加额外投资且效果显著。单纯靠切除河南电网的机组不但无法解决该问题,同时还会引起特高压主变过载。而单纯切除山西电网的机组,或配合切除山西、河南电网机组两种方法可以一定程度上缓解鄂豫断面的热稳问题,但所需切机量较大。故障后分别在鄂豫断面送、受端电网控制机组出力也可有助于缓解鄂豫断面的热稳问题。故障后降低华中电网直流外送功率也是解决该问题的方法之一。因此建议河南电网在保证系统安全的前提下,适当放开线路热稳限额,并配合采取切机、降直流外送功率等措施以解决故障后鄂豫断面可能产生的热稳问题。

4.2 考虑AGC协调配合的安控措施

故障后在安控措施的基础上协调控制AGC系统调节送受端电网机组出力,也有助于缓解故障后鄂豫断面可能产生的热稳问题。本节采用全过程动态仿真程序模拟了考虑AGC协调配合的安控措施在解决此问题上的效果。故障形式同上,AGC调节按变量来源可分为两部分:网络侧和发电机侧。网络侧的控制模式采取恒交换功率控制,采样间隔为6 s;发电机侧水电机组的功率变化速率限制为±20%/min,火电机组的功率变化速率限制为±2.5%/min。

下面对两种AGC的控制措施进行分析:

(1)单纯通过AGC调节,控制鄂豫断面功率樊白双回线的功率不超过其热稳极限(3200 MW)。河南、湖北机组参与AGC调节。图4显示了鄂豫断面樊白双回线有功功率10 min的变化曲线。

(2)河南电网采取切机措施配合AGC的调节:在故障后0.25 s切除河南机组1200 MW(切除鸭河4G 600 MW、姚孟6G 600 MW)出力,配合AGC调节,可以保证樊白双回线不过热稳(3200MW),且特高压长南线功率不超过2800 MW。图5显示了鄂豫断面樊白双回线有功功率10 min的变化曲线。

可以看出,与单纯采取AGC调节相比,故障后采取考虑AGC协调配合的安控措施,可以更快地将线路功率控制在热稳限额以内;与单纯采取切机措施相比,故障后需要采取的切机措施大大简化,切机量大大减少。

综上所述,在特高压电网发展过程中,将不可避免地出现电磁环网运行的情况,特高压线路故障后大量潮流转移,引起相关500 k V线路稳态恢复功率超过热稳极限的问题可能普遍出现。仅靠采取常规切机、切负荷措施,保证电网稳定的代价可能较大,且增大了调度人员的工作负担;在保证电网安全的前提下,考虑AGC协调配合的安控措施,既可以减少系统稳定所需的切机、切负荷措施,又可以自动解决故障后产生的热稳定问题,大大减轻了调度人员的工作压力。但是,目前AGC系统在调节速度、控制策略等诸多方面还存在很多问题[6],其与安控措施的协调配合尚需进一步深入研究。

5 结论

特高压南阳变投运后,华北-华中电网特高压联络线电气距离大大缩短,其静稳极限、输电能力、电网安全稳定水平均得到提高,但是在受端电网发生有功缺额时,仍易引起特高压长南线负载潮流超过静稳造成华北、华中电网解列。

考虑到导致华北-华中电网失步的故障类型多样,建议在特高压长南线、南荆线配置相应的解列措施。此外,为防止特高压线路任一开关跳闸,线路空冲造成的稳态过电压问题,必须在相关计算的基础上配置切除特高压线路和电容器的自动装置。

特高压南阳变投运后,鄂豫断面将形成1000/500 k V电磁环网,某些严重故障后大量潮流转移将造成500 k V线路负载潮流超过热稳极限,这将是特高压电网发展过程中不可避免的问题。采取常规切机、切负荷措施,保持系统稳定的代价较大;在保证电网安全的前提下,考虑AGC协调配合的安控措施,既可以减少系统稳定所需的安控措施,又可以大大减轻调度人员的工作负担。但目前AGC系统的应用还存在诸多问题,其与安控措施的协调配合尚需进一步深入研究。

摘要：深入分析了特高压南阳变建成投运后对特高压电网及河南电网安全稳定控制策略的影响。通过N-2等严重故障分析,研究了南阳变投运对特高压电网安全稳定控制措施的影响,提出了特高压电网解列措施的具体配置方案。研究了特高压开关设备跳闸后线路空充可能造成的沿线电压过高问题,提出了特高压线路稳态过电压装置的配置方案。针对南阳变建成后,河南南南电网南南南南南南南南南N-2故障造成剩余南南达到南超过热稳限额的问题,提出了运行方式预控、提高线路热稳限额、直流附加控制、AGC协调控制等控制措施。

关键词：安全稳定控制,特高压电网,河南电网,稳态过电压,AGC协调控制策略

参考文献

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