运行条件分析

运行条件分析（精选十篇）

运行条件分析 篇1

关键词：主动配电网,示范条件,运行,关键技术

0引言

近年来,分布式间歇性电源发电渗透率的明显提高对配电网控制提出了新的挑战。针对这种高分布式发电渗透率、高控制要求的配电网发展趋势,国际大电网会议C6委员会提出了主动配电网(ADN)的基本定义[1]。定义中指出:主动配电网通过使用灵活的网络拓扑结构来管理潮流,是能够对不同区域中的分布式能源设备(distributed energy resource,DER)进行主动控制和主动管理的配电系统。其中,DER包括:分布式发电(distributed generation,DG)、储能系统(energy storage system,ESS)、可控负荷(controllable load, C L ) 等 。 其中D G主要为可再生能源 , 包括光伏发电、风能发电等;CL包括电动汽车(electric vehicle, EV)、响应负荷(responsive load,RL)等。ADN的基本定义和组成构想目前已经得到了包括IEEE和CIRED在内的国际学术界组织的广泛认可。

主动配电网通过先进的信息、通信、电力电子以及自动控制技术对各种类型的分布式能源进行组合控制, 满足绿色可再生能源的高度利用以及实现配电网双向潮流灵活控制的配电网络,是能从根本上解决配电网高度兼容分布式能源的有效技术手段,也是配电网未来的主要发展模式[2,3]。我国政府、电网公司对于主动配电网中包含的各类分布式能源的发展始终持支持的态度。 国家发展与改革委员会在2013年7月18日印发《分布式发电管理暂行办法》,为分布式发电的发展做出了有利的政策引导。同时,为了应对风电和光伏发电的间歇性和随机性,实现最大能力消纳间歇式能源、提高系统运行的经济性和可靠性、减少系统运行风险的技术手段等方面的研究仍在不断深入进行。国外方面,据统计, 截至2013年,世界范围内共有包括美国、澳大利亚、 日本、意大利、德国、英国等在内的11个国家和地区开展了24个具有创新性的ADN项目[4,5]。其中,欧盟开展了ADINE、ADDERSS、GRID4EU等代表性的ADN示范项目:1ADINE项目主要以配电网络对高渗透率DG的开放兼容为目标,重点研究内容包括:智能配电自动化、ICT和ANM控制技术等,项目展示了可使DG接入更加方便的解决方案,提出了可适应大规模DG接入的系统保护配置、电压控制、故障穿越和防孤岛等策略。2ADDRESS项目于2008年开始实施,历时4年,11个国家参与,重点研究智能配电网理念下以“主动需求(AD)”为核心的用户侧需求响应技术。该项目建立了用于实时数据处理的大型、开放式电力通信网络, 大规模实验并应用实时激励等需求侧管理技术,验证了AD对系统效益的积极作用。3GRID4EU项目由6家欧盟国家配电系统运营商共同参与,预计2015年结束,总资金约5000万欧元。项目主要涉及智能配电网的规划、 运行及控制关键技术、标准制定,以及成本—效益分析等方面内容,相关成果要求在欧洲范围内具有可扩展性和可重复性。

国内方面,在密切跟踪主动配电网技术前沿的同时也在积极进行试点示范工程建设,2012年开展了863项目“主动配电网的间歇式能源消纳及优化技术研究与应用”研究,并在广东电网进行示范。2014年起,“多源协同的主动配电网运行关键技术研究及示范”分别在北京、福建、贵州开展研究与示范建设。

作为消纳上述分布式能源的主体,主动配电网具有主动控制特征,应在开展工程建设时提出因地制宜的技术解决方案,并且就建设条件进行详细的前期考察。本文首先对国内外主动配电网示范工程进行了概述,在此基础上结合贵州电网的实际现状,对贵州省推行主动配电网技术的必要性和建设条件进行了论述与展望。

1示范地区选址原则分析

1.1在中压配电网范围选址分析

主动配电网是实现大规模间歇式新能源并网运行控制、电网与充放电设施、负荷互动、智能配用电等电网分析与运行关键技术的有效解决方案。主动配电网示范工程选址通常集中于10k V及以下配电网络,即中低压配电网范围,选择这一电压等级的主要原因如下:

1)从配电网调度层面来看,目前配电网主要管理范围是110k V和35k V的高压配电网,其管理技术、设备都相对较为完善。与此相对的,中低压配电网各种控制技术发展较为滞后,这主要由于两方面原因导致,一方面是因为中压配电网分布非常广泛,虽然呈辐射状分布,但总体线路数量庞大难以选择合理的管理方式;另一方面目前中压配电网的自动化水平不高,三遥比例较低,可观测性较差。主动配电网控制技术可以有效填补这一空白,实现中低压配电网的有效管理。

2)从配电网现状来看,由于主动配电网的核心目标之一是实现电网与充放电设施、负荷之间的互动, 目前配电网负荷完全集中于10k V及以下的中低压配电网,10k V及以下电压等级已经可以充分满足电源—负荷之间的互动需求。

3)从主动配电网定义来看,主动配电网需满足: “可以综合控制分布式能源(分布式电源、柔性负载和储能)的配电网,可以使用灵活的网络技术实现潮流的有效管理,分布式能源在其合理的监管环境和接入准则基础上承担对系统一定的支撑作用。”分布式能源是指直接布置在配电网或分布在负荷附近的发电设施,分布式能源距离电力用户近,输电损耗小,可以实现高效利用;同时利用分布式能源可以有效减缓电网压力,实现有功功率的就近提供和无功功率的就近补偿。主动配电网中的分布式电源通常容量较小,为了实现分布式能源的有效监管,如果选择35k V电压等级以上配电网,其负荷远大于分布式电源出力,难以实现分布式电源和负荷的互动,从而不能有效反映出主动配电网对分布式电源的控制能力。

因此,选取10k V及以下配电网络具有更好的示范效果。在前述电压等级选取基础上,为了实现主动配电网分布式电源监控、分布式电源调度、分布式电源消纳、全网组合优化等控制目标,主动配电网示范地区选取需要从源、网、荷3个方面进行具体的考虑。

1)从电源的角度来看,不同于传统配电网对分布式电源“即插即忘”(fit-and-forget)的控制方式,主动配电网强调“主动管理(active network management)”这一概念,即通过对分布式发电、无功补偿等多类型可控设备的有效利用,实现分布式电源的高度兼容与资产的高效利用。因此示范区域应具备大量分布式电源多点接入,其渗透率需提高到能够影响传统配电网的运行管理的程度。同时由于主动配电网需要对电源进行主动管理,所以分布式电源需要具有可控性,可响应控制设备的调节指令(可能包含有功功率值、无功功率值、控制模式等)。

2)从电网的角度来看,主动配电网需具备灵活的运行方式,以实现配电网多种优化目标及控制策略下的灵活组网。因此示范区选取的线路之间需要有适当的联络,便于根据运行情况灵活调整线路拓扑。

除上述一次网架结构要求以外,配电线路应尽量具有较高的自动化水平,或具备较好的改造条件,保证正常与故障两种状态下的主动配电网运行管理,示范区域内断路器及负荷开关需具有三遥配置。与此同时,主动配电网为了实现数据采集、数据处理、监测与报警等功能还需要较为可靠的通信系统,以保证配电自动化系统和主动配电网控制系统的正常运行。

3)从负荷角度来看,主动配电网间歇式能源的功率波动严重限制了分布式能源渗透率的提高,负荷主动管理为主动配电网提供了一种潜在高效的可调资源,以抑制电网功率波动、削峰填谷。因此示范区域内应尽量具有可控负荷(包括直接负荷控制、响应定价信号等)。在此基础上,多样化的负荷类型与良好的可调节特性可以为主动配电网示范提供更有利的条件。

1.2选址约束条件分析

主动配电网示范地区主要选址条件及其约束总结见表1。

1.3典型示范地区示范条件比较及其示范区域选择

为了研究贵州省示范条件,本文分散选择了位于贵州省的多个典型地区进行示范条件分析,包括位于东部地区的都匀市的独山县与龙里县,位于中部地区的贵阳市清镇地区、贵安新区、开阳县以及位于西部地区的六盘水市盘县,兴义市以及兴义地区兴仁县,调研分析结果见表2。

从表2中可以看出,贵州清镇地区和贵安新区具有较好的基础示范条件,进一步对比如下:

1)清镇地区。

在清镇地区开展示范工程建设的优势包括:1网架拓扑结构变化丰富,可以较好地体现主动配电网技术特点;2就近消纳红枫水电站电源,网络中分布式电源渗透率高;3涉及线路容量较高,分布式电源就地消纳的能力强,线路改造任务量较小;4示范工程建设在南方电网红枫培训基地内,有多种类型负荷可供控制,具备良好的改造条件;5三联供系统所需燃气的供给运输成本较低;6选址为省会贵阳市,符合贵阳市“低碳城市”建设理念;交通便利,便于成果集中展示,具有突出的示范、推广意义。

主要劣势包括:1涉及的配电线路自动化程度较低,存在改造升级的必要性;2目前已有新能源种类较少,但建设条件较好。

2)贵安新区。

在贵安新区开展示范工程建设的优势包括:1已有风电、水电接入,分布式电源种类较为丰富;2网架拓扑结构变化丰富,可以较好地体现主动配电网技术特点;3贵安新区目前正在规划建设中,示范工程内线路多为新建线路,部分主动配电网一、二次改造可纳入贵安新区规划内,线路改造任务量较小。

主要劣势:1水电装机容量较小,难以对周边负荷产生较大影响;2风电场距离示范区域较远,风电能源接入示范工程所需线路较长;3示范区域内均采用电缆线路,一、二次系统建设费用较高;4储能系统无法与接入风机容量匹配,可能需要增加储能容量。

综合上述分析,贵州在主动配电网示范方面具有良好的条件基础,其中清镇地区和贵安新区均具备较好的示范条件与改造可能性,综合考虑到验证主动配电网关键技术的覆盖程度与经济性相平衡,可以选择清镇地区作为首选示范区域。

2清镇地区主动配电网示范运行的关键技术

高渗透率分布式能源的消纳与电网架构、区域负荷水平、地区经济发展状况、配电网的自动化水平与运行方式等多种要素密切相关,为了充分发挥贵州省西部能源基地的特点,实现从被动消纳到对分布式能源的主动引导,迫切要求研究与主动配电网规划和运行特点相匹配的技术,并开发相应的应用支持控制系统。基于上述贵州省清镇地区的示范条件,贵州省开展主动配电网建设的关键技术要点见图1。

2.1主动配电网规划—运行联合优化技术

贵州清镇地区虽然原始示范条件较好,但为了保证电力网络改造的合理性以及运行的经济性和安全性,提高配电网的供电质量,需要对其进行科学地优化规划。 主动配电网的规划需要在传统配电网规划的基础上充分考虑几个规划步骤之间的相互交叉与影响,以及规划—运行状况的联合优化。此外,为了实现适应于主动配电网的灵活控制和主动管理,需要多种二次智能设备及通信网络的支撑,所以主动配电网规划应该将一次侧规划与二次侧的自动化规划及通信规划一并统筹考虑。具体研究问题主要包括以下3个方面。

2.1.1主动配电网规划的多目标优化方法

主动配电网的多目标优化需要考虑主动配电网不同类型网架结构及其性能评估,在此基础上研究冷热电联供单元、分布式发电、新型负荷等新要素接入主动配电网多目标规划优化方法。同时兼顾不同运行环境下的不同最优目标,建立多目标优化模型,分析不同优化算法的特点,提出适用于主动配电网特点的优化算法。

2.1.2电源—用户互动模式下的主动配电网规划

由于示范现场具有可控负荷这一元素,从需求侧角度来看,主动配电网由于其本身的主动性和灵活性的特点,更需要注重与用户的互动,充分发挥需求侧管理的作用。所以在主动配电网的规划中需要考虑到上述特点,研究多源协同与终端用户之间的互动关联模型,建立计及多源协同与终端用户互动的主动配电网规划方案评估,与仿真分析环境提供互动决策支撑。

2.1.3主动配电网的一、二次统筹规划

为了实现主动配电网的主动、灵活控制以及快速合理的需求侧响应,除了需要一次设备的合理配置以及安装之外,还需要完备的配电自动化二次系统支撑,尤其是与配电终端、协调控制器以及通信网络相协调。因此主动配电网的一次规划要与自动化以及通信等二次规划统筹考虑,探讨计及一次设备的配置,一次系统与二次系统的协调关系,配电终端、协调控制器以及通信网络对规划的影响等主动配电网的一、二次统筹规划,考虑规划与实际运行相结合 。

2.2主动配电网多能源协同交互控制技术

考虑到清镇地区能源种类多样,具有分布式能源建设条件和负荷可控性较好的特点,该地区主动配电网控制需要对多种类型能源及柔性负荷进行优化控制,研究主动配电网为中心的多能源协同交互控制技术,以实现分布式电源的高度兼容与资产的高效利用。以主动配电网为中心的多能源协同交互控制技术具体研究问题可以分为以下4个方面。

2.2.1主动配电网的全局运行决策优化管理技术

主动配电网运行决策优化管理技术是整个主动配电网的核心,也是实施配电网主动管理的关键技术手段。 结合清镇地区示范条件来讲,其分布式能源种类可能涉及水、风、光、储、冷热电三联供等多种类型。考虑到分布式电源出力会受到当前天气和周围环境的限制,同时分布式储能系统的充放电也会受到储能系统与当前电网运行状态的限制,主动配电网运行决策系统的运行优化管理是一种变约束的优化问题。主动配电网运行决策系统为了获得最佳的用户经济效益,需要对分布式电源和储能系统进行综合调度,考虑其接入后产生的峰谷电价差与降低线路损耗两方面所带来的经济效益,同时兼顾多分布式能源接入环境下的配电网网络重构,通过分布式电源、储能系统、需求侧响应三者综合协同,安排合理的配电网运行方案,获得最佳经济收益,保证配电网长期稳定、可靠运行。

2.2.2主动配电网的协同交互控制技术

清镇地区由于含有大量的分布式电源、储能系统, 同时需要将电源和用户需求有效连接起来,允许双方共同决定如何最好地实时运行,所以主动配电网的控制元素相较于传统配电网会有大幅度增加。考虑到间歇性能源出力波动大的特点,主动配电网运行决策系统很难针对每个时刻实时进行优化计算,区域内自治—区域间交互—全局协调的协同交互控制技术是解决主动配电网多分布式电源、多储能、多控制设备协调运行的有效手段。主动配电网协同交互控制示意图见图2。

2.2.3主动配电网的负荷主动管理技术

主动配电网间歇式能源的功率波动严重限制了分布式能源在配电网中渗透率的提高。应用于主动配电网中的AMI技术给需求侧响应尤其是直接负荷控制(DLC) 提供了更为便利的条件,使主动负荷管理成为可能,以抑制电网功率波动、削峰填谷。主动负荷控制需要基于不同类型可控负荷响应特性研究区域范围负荷主动管理方法,在此基础上通过用户本地负荷信息管理与运行系统远程控制,以及负荷主动管理与全局优化运行策略协调实现负荷的优化管理和控制,达到主动配电网的源— 网—荷协同优化的目的。

2.2.4主动配电网快速供电恢复技术

快速供电恢复技术主要基于配电自动化技术实现故障失电状态下通过对故障线路联络开关及断路器动作来选择最优供电恢复路径。清镇地区分布式电源大量接入配电网,形成双向供电的主动配电网,电流型的智能分布式馈线自动化由于其不依赖于配电主站的特点,在应对主动配电网环境下大规模的分布式电源接入所导致的故障判据及自愈逻辑的复杂化问题上,能通过就地解决的方式,避免全局大量冗余的数据信息降低通信造成的效率低下及系统逻辑复杂度的上升造成的可靠性下降。 基于所建立的智能分布式故障处理逻辑,故障处理逻辑基于对等通信方式,通过配电开关设备或配电站配置的配电终端之间的相邻通信,确定自身的动作逻辑,实现故障的隔离和非故障区域恢复供电功能。

3结语

电机的运行条件 篇2

电机在额定电压运行时，最佳负载率一般由功率因数和效率决定。

功率因数高低，主要与负载大小有关。一般电机空载时，功率因数很低，通常小于0.2.。电机

带负载后，要输出机械功率，因此，定子电流中的有功分量增大，功率因数逐渐提高。在额定

负载运行时，电机的功率因数最高。

电机运行时，效率高低与负载大小有关。一般电机空载运行时，效率为零。负载增加时，效率也增加。当负载为（0.7~1）倍额定负载时，效率最高。因此，电机在接近额定负载下运行时，效率

最高，最为经济。

综上述，电机最佳的负载率是在：电机在额定负载或接近额定负载下运行时。

电机效率

电动机输出功率 P2 与电动机输入功率 P1 之比的百分数,叫做电动机的效率.用字母“η”表示.即：η =（P2/P1）× 100%

电动机的效率与拖动的负载、电动机的转速、电动机的类型和电源的电压都有关系.一般异步电动机的效率为 75%~92% ,负载小时效率低,负载大时效率高；电动机的转速降低时,多数情况下效率是降低的；电源电压高于或低于电动机额定电压时,其铁损和铜损增加（电动机在满载情况下）,因而效率降低；大中容量的绕线式电动机和深槽式电动机效率低.电机功率因数与电机的效率

电机的功率因素是输入视在功率与输入有功功率之比,该值与效率无关,功率因素越大表示无功当量越小.电机的效率是输入有功功率与输出有功功率之比,效率越高表示电机损耗越小.加装变频器的好处

变频器要节能一定要降低频率，下降值越大，节电越多。不降低频率，变频器原则上是不能节电的。变频器要节电是有一定条件的。在不影响使用的条件下，适当改变工况参数后，把不合理运行参数所消耗电能节省下来，就可做到从一般运行转变成经济运行。

1、与电动机负载率有关。负载率在10%～90%时，节电率最多约8%～10%，负载率低相应节电率高些。但无功节电率大约40%～50%，是不计电费的。

2、与原来的运行的工况参数值的合理程度有关。例如，与压力、流量、转速等可调节的量值大小有关，可调整量大，则节电率就高，否则相反。

3、与原来采用的调整方式有关。采用进口或出口阀门方式来调整运行参数的，很不经济，若改为变频器调速，则经济合理。使用变频器调速后，比用人工阀门调整运行方法，能多节电达20%～30%。

4、与原来采用的调速方式有关。例如，原来用滑差电动机调速，因调速效率低，尤其在中、低速时，效率只有50%以下，很不经济，改为变频器调速后，把这部分电能节省下来了。目前轻工、纺织、造纸、印染、塑料、橡胶等行业中，大多还在使用滑差电动机，故使用变频器来实现节能，技术改造工作是当务之急的事。

5、与电动机工作方式有关。例如，连续运转、短时运转、间歇运转的节电量是不同的。

6、与电动机开动时间长短有关。例如，一天开机24h，一年开365天的节电量就大，反之则小。

7、与电动机本身功率大小有关。同样节电率下，功率大的节电量值大，经济效益就大，哪怕节电率相对小功率电动机低些，但实际收益较大。

运行条件分析 篇3

【关键词】社会体育 社会运行 社会体育运行 障碍条件 对策

社会体育是一项关系全体国民身心健康的公益性事业，全面建设小康社会明确要求提高全民族的身体素质，构建全民健身体系[1]。同时，随着生活水平的提高，在满足生存需要后，需要层面不断提高，享受和发展的需要成为主要需求，而社会体育正能够满足人们的享受和发展需要，因此我们需要发展社会体育来满足社会和个体的需求，但社会体育的运行和发展不可能是直线前进的，在它发展的道路上有许多障碍条件。本文就社会体育发展中可能遇到的障碍条件及相关对策进行了简要分析。

1 妨碍社会体育运行和发展的障碍因素

在我国社会体育的发展中，不可避免地存在一些障碍因素，这些障碍因素主要有以下几个方面。

1.1社会体育运行和发展的主要矛盾

社会体育的主要矛盾是全体社会成员日益增长的社会体育需求与社会体育不能满足这种需求之间的矛盾。这个矛盾是社会体育运行和发展的主要障碍因素，也是我们必须紧紧抓住和重点解决的突出矛盾。

1.2社会体育运行和发展的主要问题

社会问题特指社会的病态或失调现象，指的是在社会运行过程中，由于存在某些使社会结构和社会环境失调的障碍因素，影响社会全体成员或部分成员的共同生活，对社会正常秩序甚至社会运行安全构成一定威胁，需要动员社会力量进行干预的社会现象。体育社会问题是指在体育领域中发生的一种超常状态，它影响到体育系统抑制社会正常运行，使部分人意识到它的危险性并希望使之得到改善。[2]体育社会问题的解决需要依靠社会和群众的力量。据此分析社会体育问题是指在社会体育的运行过程中，由于存在某些使社会体育结构和环境失调的障碍因素，影响了社会体育主体的共同生活，对社会体育的正常秩序甚至社会体育运行安全构成一定的威胁，需要依靠社会和群众的力量来解除威胁的社会现象。社会体育目前主要存在的问题有以下几个方面：社会体育的构成要素方面的问题；

社会运行系统方面的问题；转型社会和迟发展社会方面的问题。

2 消除妨碍社会体育运行和发展的障碍因素的对策

为实现社会体育的良性运行和协调发展，需要采取相应对策来消除这些障碍因素。

2.1积极面对和解决社会体育的主要矛盾

我们要承认并紧紧抓住现阶段社会体育的主要矛盾，由于我们国家现在还处在社会主义初级阶段，这个基本国情决定了社会体育的主要矛盾。社会体育事业关系到全体国民的身心健康，是一项公益性事业，这个矛盾的解决关系到全体社会成员的利益，所以要想解决这个矛盾就需要动员全社会的力量，由政府作为引导者，依靠人民群众的力量共同发展社会体育事业，使社会体育日益满足人民不断增长的健身需求，进而消除社会体育运行中的主要障碍。

2.2增加体育人口和社会体育指导员的数量。

在改变人们体育观念的基础上，是非体育人口通过社会体育的参与转化为体育人口；在《社会体育指导员技术等级制度》和《社会体育指导员国家职业标准》两个制度下同时发展两类社会体育指导员，分清两类性质的社会体育指导员，实现他们的统一化管理。

2.3解决体育场地设施的不足和增加社会体育经费来源渠道

充分提高现有体育场地设施的利用率，增加便民利民的体育场地设施。充分利用身边的条件，因地制宜，因陋就简，就地取材，开辟各种各样的体育健身场所，自得其乐地开展体育活动阎。近几年全国范围内逐步兴起和建设体育公园工程，有效地增加了体育场地设施；社会体育的经费来源主要靠政府财政拨款，除此之外，我们要不断开拓其他筹资渠道，例如，社会赞助、社会集资以及社会体育自身产业的开发。

2.4完善现有的法制建设

针对当前法制中的漏洞，结合实际情况，制定相关的法律法规等规章制度，解决社会体育运行中的法制缺陷因素，使社会体育的运行和发展有充分的法律法规依据和保障。

2.5促使社会运行各系统的协调配合发展

社会运行总是处于平衡和不平衡的矛盾统一体中，要想正确解决这些矛盾，就需要社会各系统的协调配合发展。经济、政治、思想和文化各个社会子系统的改革应当保持同步关系，某一子系统的改革过分超前或过分滞后都会对改革产生不利影响。就某一领域看，单项改革必须由配套改革来支持。进而使社会大系统的运行给社会体育系统提供良好的社会环境，而减少给社会体育系统带来的制约和不利因素。

2.6解决转型效应和迟发展效应的不利影响

针对转型效应和迟发展效应给社会体育带来的不利影响，我们要努力使社会体育的体制和结构的转换同步和一致，尽量减少转型效应的不利影响；在不断提高我国综合国力的基础上，使社会体育的地位不断提高，加强社会体育的影响力，逐步使我国走向体育强国的道路。

3结论

社会体育作为一项公益性事业，在社会发展中具有重要地位和意义，我们国家也越来越重视社会体育的发展，要想发展好社会体育就必须找到它的不利和障碍条件，这样我们才能有针对性地开展社会体育。本文通过社会体育运行的角度分析了社会体育运行和发展的障碍因素，以期能为我国社会体育的发展提出一些有用建议。

【参考文献】

[1] 边宇.浅议休闲时代的到来与社会体育的发展[J].体育科学研究.2006.

[2] 朱琼等.社会体育指导员培训教材[M].天津人民出版社，1999.

运行条件分析 篇4

关键词：企业集团财务结算中心,作用,问题,运行条件

结算中心是企业集团负责资金调剂和资金管理的内部职能机构, 到结算中心开户存款和办理结算的集团所属单位称作结算中心的成员单位, 结算中心的基本运作模式是各成员单位通过结算中心统一对外办理结算。结算中心可以监控各成员单位的资金运作, 发挥企业集团财务资源的整合优势, 保障资金安全, 提高整个企业集团经济效益和运作效率, 目前大部分企业集团对资金实行集中管理, 多采用资金结算中心模式。

一、企业集团财务结算中心在企业集团资金控制和统一管理方面发挥的作用

(一) 强化集团资本经营市场调剂资金的功能

企业集团财务结算中心以吸收存款的方式把集团内各成员单位分散的资金集中起来, 可以以发放贷款的形式分配给集团内需要资金的企业, 从而实现集团内资金相互调剂。结算中心通过协助资金的回笼和资金的调度, 使集团从更高层次参与下属企业的管理, 强化了资本经营。

(二) 内部监控的功能

企业集团一般分支机构较多, 组织层次复杂, 管理链条长, 如何有效地监控集团内各成员单位的经营运作, 尤其是资金运作, 确保其经营行为规范、安全和高效, 是众多企业集团力图解决的问题。建立企业集团财务结算中心使集团内各成员单位的资金收付都通过该核算中心办理, 该结算中心对各成员单位进出资金的合规性、安全性和效益性进行审查, 对资金的流向、使用可以根据结算中心章程加以审查, 核对相应的计划、合同, 确保资金合理使用, 从而使集团内各企业的资金运作能够置于集团的监控之下。

(三) 减少贷款规模, 降低财务费用的功能

企业集团财务结算中心通过集团内部资金融通, 盘活了存置资金, 提高了资金使用率, 在同等投资和生产规模情况下, 对银行的资金需求减少了, 特别是可以减少长期信贷, 从而降低了因对外借款而支付的利息。

(四) 提高企业集体信贷信用等级, 扩大信用的功能

企业集团财务结算中心丰富了企业的融资渠道。能否从银行获得信贷, 最根本问题是企业的还本付息能力如何。一般来说, 集团内各个企业的发展是不平衡的, 有的企业经济实力雄厚经济效益好, 比较容易获得商业银行的贷款;而有的企业经济实力弱, 财务状况差, 难以得到商业银行的支持, 这种状况在很大程度上影响了集团内各企业的平衡发展和集团整体实力的提高。企业集团成立财务结算中心后, 集团内各企业不再单独与银行发生信贷关系, 而是财务结算中心以一个户头集中对银行, 作为企业集团经济实力、社会影响以及政府的支持, 银行不用担心其偿还能力, 从而扩大了企业集团的对外信用, 集团可以较容易地从银行获得融资。结算中心的上述作用对任何一个企业集团来说都是意义重大的。但应该注意的是结算中心的一些限制条件, 它主要比较适合资金环境宽松, 经济效益好, 具有集权管理基础, 所属企业地域分布比较集中的企业集团。而不具备这些条件的企业如成立结算中心, 其效果可能适得其反, 反而会阻碍集团的进一步发展。

二、目前企业集团财务结算中心运行中存在的问题

(一) 行政干预较多, 贷款管理较弱

财务结算中心不同于商业银行, 其内部管理制度可能没有专业金融机构那么规范和严密。它作为企业集团的直属职能部门受制于企业的领导, 极少考虑其资产状况, 贷款用途和效益回报, 可能出现长官意志, 把关不严的情况。这样一来, 当企业内部单位资金周转不灵, 经营状况不好时, 使结算中心资金回笼困难, 影响存款单位的正常用款需要, 打击了存款单位的积极性, 增加坏账和呆账的风险。

(二) 结算效率有所降低

与成员单位直接到银行开户结算相比, 结算中心的存在使成员单位的银行结算多了一道环节, 结算效率相对会降低一些。个别成员单位因经济纠纷银行账户被查封后会牵制结算中心, 危及结算中心资金安全。

(三) 过度集中财务决策权, 损伤成员单位, 尤其是高层管理人员的积极性

企业集团结算中心或者其他相关管理机构, 拥有其成员单位的财务决策权, 其积极性尤其是高层管理人员的积极性受到损伤;同时, 集团公司完全凭借集团财务管理层对市场的把握, 制定的决策不适合成员单位的具体情况, 既会破坏企业集团的威信, 也会增加成员单位对资金结算中心的不满。

(四) 内部资金分配不合理

企业的子公司、分公司等内部单位一般都实行内部独立核算, 为促进内部市场主体之间的公平竞争, 企业应将内部资金在内部单位之间进行合理分配, 但是有些企业集团对资金的分配还是不尽合理。主要是由于企业集团未规划长远发展战略、各成员单位业务板块组合不清晰、资源配置不合理造成的, 不利于加强企业内部经营管理。上述这些问题的实质实际上就是结算中心如何定位, 一旦企业集团最高管理层仅仅把结算中心看作是调剂下属企业资金余缺的手段, 而不是从整体上考虑结算中心的功能, 不把它作为有效提高企业整体财务运作效率的重要措施, 那么上面这些问题的出现不可避免。当然, 结算中心也绝不是万能的, 其作用应该有一个合理的范围, 超出了作用范围, 就容易出问题。

三、企业集团财务结算中心有效运行的主要条件

(一) 企业集团领导班子必须坚强有力并且在结算中心问题上认识一致

所属企业一般不会自觉主动地考虑集团公司大局, 对结算中心或多或少都有一些抵触情绪, 如果企业集团内部不能做到令行禁止, 即使成立了结算中心可能也只能流于形式, 不能有效运作。

(二) 加强内部管理, 确定科学的管理体制

对结算中心进行独立核算, 单独考核, 贷款由结算中心主任负责, 出了问题由结算中心领导负责, 对取得成绩的, 给予适当的奖励, 对结算中心的管理做到责、权、利相结合。对结算中心工作业绩的考核不仅仅考察资金管理调度的经济效益指标, 还应该考察对内服务的效益与质量, 考察它对企业控制与支持程度及水平, 这样不仅可以激励结算中心使其努力地工作, 而且有利于结算中心工作水平的提高。

(三) 结算中心内各成员单位在资金方面互补性强

如果成员单位资金都充裕或短缺, 结算中心则无法发挥其资金调剂作用, 从而无法产生经济效益。

(四) 强化财务结算中心内部信贷的职能

控制贷款规模, 实行风险管理, 对内部资金进行合理分配是调动内部单位加强资金管理积极性, 促进公平竞争的前提条件。结算中心贷款的使用不能简单根据内部单位是否有偿还能力来决定是否贷款, 而应该服务于企业的总目标, 体现集团的决策意图。一方面结算中心贷款应该向经营良好的内部单位倾斜, 以鼓励其不断提高经济效益;另一方面, 结算中心还要帮助亏损单位度过难关, 给其一定的扶持资金, 这是结算中心贷款所应遵循的基本原则。结算中心在贷款时必须认真审查, 信贷经办人员不仅要有较强的风险意识, 而且必须要有精湛的专业知识和丰富的实践经验。可以借鉴商业银行贷款管理中的一些做法, 对符合企业发展目标, 效益前景看好的项目可以优惠贷款, 如果提前还贷还可以降低贷款利率;如果不能按时还贷, 要加收利息, 并追究结算中心放贷人的责任。

(五) 提高结算中心的服务和工作效率

集团财务结算中心是为集团成员服务的, 不能仅仅满足于完成结算、信贷、出纳等工作, 还应该充分利用结算中心的信贷资源, 及时向企业领导提供资金信息。结算中心人员应提高自身业务素质, 了解各内部单位经营状况, 及时向领导汇报有关的资金信息。信贷经办人员不仅要有较强的风险意识, 而且必须要有精湛的专业知识和丰富的实践经验。

总之, 企业集团应该进一步完善结算中心管理制度, 建立良好的管理模式, 使企业结算中心的职能充分发挥出来, 提高企业集团经济效益。

参考文献

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[2]梁碧红.对公司内部资金结算中心的探讨[J].财务与会计, 2006, (17) .

运行条件分析 篇5

1、由具有相应资质的单位进行施工和建设，无工艺设计缺陷和工程质量问题，设施建设应优先采用“污染防治最佳可行技术导则”推荐的技术。

2、能满足所处理处置污染的需要并能连续正常运行，污染物排放能达到国家或地方排放标准的要求。

3、通过环境保护行政主管部门的项目竣工验收；

4、配备设施故障或污染事故发生时的预警和污染预防应急处置设施。

5、已建成的环境保护设施，严重不符合建设要求的，应限期进行技术改造，达到要求后方可投入运行。

6.环境保护设施运行现场操作和管理人员实行岗位培训合格持证上岗制度，从事环境保护设施运行现场操作和管理的人员必须取得岗位培训合格证书；未取得岗位培训合格证书的人员不得从事环境保护设施运行现场操作和管理岗位的工作。

运行条件分析 篇6

【关键词】谐波电流；电力电容器；并联谐振

0.引言

针对煤矿井下供电系统功率因数普遍偏低的现象，在煤矿供电系统中使用大量的电力电容器进行无功功率补偿，以提高系统的功率因数，降低供电系统的损耗，提高供电效率。随着电力电子技术的发展和广泛应用，煤矿用电负荷的结构发生了重大的变化，大功率变频调速等控制装置越来越多的应用于矿井提升机和通风机等生产设备，电力电子设备在工作时会向电力系统注入大量谐波电流，导致电网的电压波形畸变越来越严重。在有谐波的电力系统中装设无功功率补偿电容器时，在某些条件下会使谐波放大，甚至会引起电力系统局部谐振，导致电力电容器中谐波电流过大，严重时造成电力电容器的故障或损坏。因此，保证电容器在谐波条件下的安全运行是十分必要的。

1.无功功率补偿电容器

1.1无功功率补偿技术

无功补偿在电力供电系统中起提高电网的功率因数的作用，降低供电变压器及输送线路的损耗，提高供电效率，改善供电环境。所以无功功率补偿装置在电力供电系统中处在一个不可缺少的非常重要的位置。合理的选择补偿装置，可以做到最大限度的减少网络的损耗，使电网质量提高。每年可为煤矿节约电费数十万元。

1.2谐波电流对电力电容器影响分析

整流装置的谐波阻抗一般较系统侧及电容器组的阻抗大得多，在进行谐波分析的电路中，当直流负载电流一定时，可将谐波源视为恒流源。谐波对电力电容器的影响与电力系统的结构有关，在大多数情况下，谐波源与电力电容器在同一母线上，此时电路的结构具有并联电路的特征。电力电容器支路串有电抗器时的系统结构及等值电路见图1。

（a）系统图 （b）等值电路图

图1 谐波分析电路图

Fig.1 circuit diagram of the harmonic wave analyze

图中x—系统的基波电抗；x—串联在电力电容器支路的基波电抗；x—电力电容器的基波容抗。

由等值电路可得

I=I （1）

I=I （2）

由式（1）、（2）可得出如下结论：

（1）当nx-x/n<0时，电力电容器支路呈容性，此时I>I，谐波电流在电容器支路中被放大。

（2）当nx+（nx-x/n）=0时，电路发生并联谐振，谐振条件为x=n（x+x），在谐振点附近I>>I，将有可能导致I>I，严重威胁电力电容器的运行安全。

1.3电力电容器的使用极限

电压波形中有高次谐波时，在高频电场的作用下，电容器的介质老化比正常工作时加快，同时高次谐波电流也将引起附加发热。

对移相电容器来说，其电流应满足基波电流与谐波电流合成后的有效值不超过电容器额定电流的1.3倍，即：≤1.3I。

电压使用极限：

并联电容器装置设计规范（GB50227-1995）规定电容器运行中承受的长期工频过电压，应不大于电容器额定电压的1.1倍。即：U≤1.1U。

以上这些关系在设计和使用电力电容器时，始终应得到满足，这样才能保证电容器的运行安全。

2.电力电容器的设计方法

2.1电流保护

谐波对并联电容器的直接影响。谐波电流叠加在电容器的基波电流上，使电容器电流有效值增大，温升增高，甚至引起过热而降低电容器的使用寿命或电容器损坏。谐波电压叠加在电容器基波电压上，不仅使电容器电压有效值增大，并可能使电压峰值大大增加，使电容器运行中发生的局部放电不能熄灭。这往往是使电容器损坏的一个主要原因。

在有谐波的电力系统中，设计并联电容器时应考虑其对谐波的放大作用，以保证电容器和供电系统的运行安全。具体方法是：在电容器支路内串联电抗器，使各电容器支路的总阻抗对各次谐波均呈感性，限制流过电容器支路的谐波电流，如图1所示。计算时只要使对应最低次谐波时电路呈感性即可，计算公式为：

nx=kx=kx/n

k为可靠性系数，取值为1.2～1.5。

并联电容器装置设计规范（GB50227-1995）规定，用于抑制谐波，当并联电容器装置接入电网处的背景谐波为5次及以上时，电抗率（电抗器的电抗与电容器电抗的比值）宜取4.5%-6%；当并联电容器装置接入电网处的背景谐波为3次及以上时，电抗率宜取12%；亦可采用4.5%-6%与12%两种电抗率。

2.2电压保护

当采用串联电抗器抑制电容器中的谐波电流时，电容器两端的电压会升高，在选择电容器时应考虑该因素的影响。串联电抗器时，作用在电容器上的工频电压为：

U=

U-电容器端子运行电压；

U-并联电容器装置的母线电压；

k-电抗率；

设计时应保证U≤1.1U。

3.案例分析

现以一典型供电系统为例分析谐波对电力电容器的影响，系统相关参数见表1。

表1 系统相关参数

Tab.1 system relevant parameters

3.1谐波分析及谐波电流计算

在六脉动整流电路中，含有谐波电流的谐波次数为n=6K±1 （k=1、2、3……），每台整流变压器二次绕组中产生n次谐波电流I为：

I=I=

各次谐波电流折算至变压器一次侧的电流值为：

I=

在6.3kV母线上出现最大谐波电流的条件为两台提升设备同时工作，此时n次谐波电流值为I=2I。考虑到高次谐波电流在系统中含量较小，本例中谐波电流只计算至19次谐波，计算数值见表2。

表2 主要谐波电流计算

Tab.2 calculation of main electric current of wave in harmony

3.2谐波电流对电力电容器影响分析

在分析谐波电流对电力电容器影响时，考虑电力电容器支路串电抗器和不串电抗器两种情况，串联电抗器时，电抗值按下式计算。

X′=K

K取1.5；n为5。

则算得X′=1.32，由于电容器为△接线，故等值电路参数为：

X=X′/3=0.44Ω

X=X′/3=7.35Ω

由公式（2）算得电容器支路中各次谐波电流见表3。

表3 电容器支路各次谐波电流计算

Tab.3 main electric current of wave in harmony of branch road of condense

注：第1、2行为未串联电抗器谐波电流值；第3、4行为串联电抗器谐波电流值；

利用表3中参数对电容器运行参数校验如下：

（1）未串联电抗器时。

=490.6（A）>1.3I=371（A），电容器严重过负荷将被烧毁。

（2）串联电抗器时。

电容器两端的电压为U=U=×6.3=6.7（kV）。

一般移相电容允许在1.05Ue条件下长期运行，故电容器的额定电压应选为6.6kV。

1.05U=6.93kV>6.7kV

U+U=6700+43.8×22.05/5=6893V<1.1U，电压满足要求。

I=×286=290.3（A）

=295.3（A）<1.3I=371（A），电流满足要求。

通过以上案例可以看出，当供电系统中谐波电流较大时，对电力电容器支路串联电抗器进行保护的效果显而易见，此方法对于电容器的安全运行有重要的作用。

4.结论

从以上分析可以看出，在有谐波源电力系统中选用无功功率补偿电容器时，应充分考虑谐波对电力电容器的影响，正确确定补偿电容器支路的参数，为电容器选择合适的串联电抗器，这样才能保证电容器的运行安全和使用寿命、减小整流电路回送至系统的谐波电流，同时减少电力电容器的损坏从而进一步减少煤矿的损失。

【参考文献】

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[6]邓占峰，朱东起，姜新建.三相四线制下中线谐波电流治理的新方法[J].电力系统自动化，2002，12（8）：15-18.

运行条件分析 篇7

自2009年国内启动的智能配电网建设实践工作可以证明,配电自动化是提升城市配网调控和运维管理水平、提高供电可靠性、扩大供电能力、实现高效经济运行的重要技术手段之一。而其中馈线自动化已成为配电自动化中的一项基础功能,是配网中快速处理故障必不可少的手段和工具。据统计,截至2014年年底,全国共有125座城市已经完成配电自动化系统的建设,其中DSCADA功能已进入实用化应用阶段。于此相比,配电自动化系统中的FA功能应用效果尚未达到预期效果,全自动投运FA的城市仍不普遍,现场实际应用的难点较多,现阶段如何提升国内FA应用水平等问题成为研究配电自动化系统实用化提升的一项重要课题。

本文基于多个现场的实际运行统计数据,对FA实用化难点进行定位,并提出基于配网快速仿真的FA投运条件自校验,以及在投线路上FA运行工况的自校验,及时发现FA投运和运行中的不稳定因素,并给出消除方法。

1 馈线自动化运行分析

1.1 问题定位

以南京、杭州、成都、西安、银川等5个配电自动化实施试点城市的馈线自动化动作情况作为统计分析对象,统计样本时间以年度为单位,对2013年和2014年分别选取故障识别不正确、故障定位错误以及策略执行不成功的故障处理案例作为统计分析样本,共收集案例64例。经过分析,造成FA动作失败主要有5个方面的影响因素。

1)故障信号丢失或错误,导致故障监听程序未能捕捉到故障或故障定位出现偏差。例如,主网调度系统向配电自动化系统转发变电站10k V出线开关信号丢失或出现坏数据,以及配电线路上的配电终端上送过流信号出现漏报或误报等。

2)系统参数配置错误,导致故障信号识别混乱。例如,开关上的保护信号与开关设备关联错误,FA投运状态设置错误等。

3)配电网络拓扑结构有误,导致故障分析错误。例如,配网线路模型在异动更新过程中拓扑出现断点、悬空点以及误连接点等。

4)FA算法对现场线路接线形式适应性不足,导致故障处理错误。

5)现场二次设备或一次设备硬件出现问题,导致策略执行失败。

经过2年测试发现,FA动作失败的主要原因集中在误信号干扰、拓扑结构错误以及一/二次设备故障3方面,由于这5个地区配网主站系统的故障处理软件在2013年中都进行了升级,新增信号容错分析故障判断功能,并对故障定位算法进行了消缺,2014年统计样本中关于误信号干扰导致FA动作失败的案例明显减少,并且不再出现由于软件算法问题造成的判断错误。而在2014年间由于拓扑结构错误和一/二次设备故障原因造成的FA动作失败案例没有得到明显改善。需要进一步提高配网馈线自动化应用的可靠性,必须从系统层面上为配电自动化人员提供一套完整的检查校验工具,并采用系统自校验的方式,进一步降低自动化人员的工作压力。

1.2 解决思路

解决图中所表达的4类问题,只有通过各环节的实际测试才能够排除。最直接的测试方式就是现场测试,但这种方式代价较高,且无法全面铺开,对馈线自动化功能的推广应用是严重的影响。

借鉴主站注入式的测试思想。配网主站采用未来态,模拟发送故障信号对主站系统的馈线自动化软件进行测试。测试结果用于检查主站软件功能的正确性,系统操作的可用性,基础图模的正确性。这种方法虽然避免了现场测试的工作量,但仍然需要测试人员人工检查测试结果,判断其正确性,属于重复性的体力劳动,容易出现疏忽。需要找到一个对馈线自动化进行自校验分析的方法。

馈线自动化功能测试所要达到的要求包括两方面:①辨识用户指定的线路其FA功能可否投入运行;②通过检测并且合格的线路,在投运之后,能够保证其动作的正确性、安全性。经过测试的线路在发生实际故障时,故障都能抓住,故障定位正确。

综上, 完成馈线自动化自动测试模块所需要提供的校验内容包括:①校验保护信号与一次设备的关联性;②校验馈线自动化投运情况;③校验遥信遥测状态,提前告知调度员馈线自动化功能无效的线路;④校验数据直采通道以及转发接口工况;⑤线路模型拓扑校验,确保模型拓扑在增量更新的过程中的正确性;⑥各种类型配网故障处理能力测试,验证FA功能正确性。

2 投运条件自校验

2.1 自校验仿真测试架构

仿真分析是对建模对象在设定研究条件下的一种分析手段,可为配网调度员的实时运行控制提供预操作仿真分析,通过叠加预操作步骤以及事件信号,进行配网电力系统响应结果的快速仿真,采用拓扑分析、短路计算以及潮流计算等应用功能对预操作以及事件发生所产生结果进行仿真,给出仿真分析结果。利用该仿真环境,可对配电网络模型、传动信息、应用软件的正确性进行测试,保证配网馈线自动化功能的正确性和可靠性。

仿真测试建立在数据多态[6]管理的基础上,通过管理多套相互独立的配网分析模型、数据断面,为仿真测试提供多态环境。实现:①以数据分页方法存储多态数据,保证不同态数据间的独立性。②按照层次结构创建配电网络模型的数据结构,符合电力系统仿真分析算法要求。③以设备关键字为索引,实现数据的分页分层快速检索,解决大量仿真背景数据的载入和输出问题。④采用服务共享机制封装配网仿真分析模块,使得配网仿真分析为在线实时数据、历史研究数据等共同服务。仿真测试的结果提供给自动化维护人员。

2.2 拓扑正确性校验

新投运的FA线路由于经过现场的传动测试,图模拓扑一般都能够保证与现场一致,但由于配网线路更新频繁,设备新投异动工作量大,自动化人员往往只能关注到异动更新的部分,而无法重新对所有的FA线路做检查。拓扑正确性校验为解决这一问题提供了智能化的技术手段。

拓扑校验首先生成配网电气拓扑结构图。不考虑开关分合状态,以出线开关为起点形成的拓扑岛。考虑到此方式生成的拓扑岛规模较大,需要按照一定原则进行拆分。本文基于多叉树原则建立简单层次结构,每个设备仅有一个容器(直接容器),如柱上开关的容器仅是馈线,站房内开关容器仅是站房,馈线的容器仅为出线开关。通过设备容器归属关系实现拓扑岛的拆分。

基于无向图生成拓扑关系基本单元,因考虑到电气拓扑的无向性,关系两端点对等,即AB=BA。当端点间关系发生变化时,通过关系反应,如下图所示,红色为变动部分,上下两份关系表进行比对,不难发现B E关系消失, B G建立关系。

通过拓扑分析程序中,将设备模型组织成网络拓扑描述的数据结构。原有数据结构是将设备和节点的关系进行表述,将该数据结构的描述转化成设备和设备的关系。将该数据结构保存在商用库的表中。

针对发生的变动,将把该设备的相关连接设备信息进行更新。将更新信息同步到对应记录中去。采用该方法避免了设备节点号变动的问题。采用设备ID的方式,表达某设备与其他哪些设备进行了连接。这里需要注意的是,这种表达方式无法区分具体是连接在该设备的哪个连接点上。这个问题可以通过多个设备之间的关系来克服。

例如图6,开关8的位置新增一条联络线后,虽然对开关3和开关6的连接关系无法体现变化,但是对开关8本身和开关11的连接关系是会发生变化的,因此该方法能够准确校验出网络变化的内容。

2.3 功能正确性自校验

故障处理功能的缺陷,一般不会被立即发现。大部分是通过现场实际发生的复杂案例处理中暴露出来。因此在线路投入FA功能之前,一般要求对线路进行逐点测试后,才可以投入运行。但是由于配网线路过多,采用逐点测试方法,需投入大量人力。因此,系统提供的校验工具需要实现对即将投运的线路进行全自动逐点仿真故障检测

2.3.1 故障信号的仿真生成

在一个确定的初始断面上,对仿真分析对象进行某一项信号的注入或干扰的叠加,仿真模拟电力系统自身固有的电气特性以及二次设备及系统固有的逻辑特性,分析得到事件发生的结果。可见仿真分析目的在于给出仿真事件前后的区别,而仿真分析方法的难点就在于仿真事件发展的逻辑。

由配电网的特点决定了配电网运行没有大电网频率稳定和电压稳定的问题,可以将上级电网等值为一个无穷大电源点,而专注于配网供电可靠性、供电质量等方面的仿真分析。基于静态断面的仿真分析推理树以配网潮流计算、短路计算为基础,针对一、二次设备的运行特性及动作逻辑形成仿真推理过程,以“形成初始断面→注入干扰→动作逻辑推理→得到新断面”这样的周期过程不断迭代,将复杂的配网仿真过程切割成一个个微断面进行推理分析。

从仿真分析的迭代流程可知,初始注入的信号经过配电网的响应后会产生新的动作信号和电气量的变化,因此在整个仿真分析中的每一个迭代循环所形成的推理树都可能是不相同的,不能采用穷举的方式来进行约束。在实现上较为有效的方法是对配电网各类事件的电气响应进行独立性切割,形成独立原理,构建原理库。采用宽度优先的搜索方法,结合静态拓扑所构成的实时网络模型数据,形成一棵ID树,它反映的是事件关联设备的集合。而后将对一、二次设备的分析原理分布到各个分析对象节点上,完成一次仿真分析迭代中的推理树构建。在这个过程中,电气拓扑约束了分析对象的寻找路径,而分析原理则控制了推理的方向,并为下一轮迭代给出拓扑搜索的起点,两者交替执行,完成整个事件的仿真分析推理过程。

2.3.2 故障仿真测试处理流程

1)以故障跳闸开关为起始,进行拓扑搜索,搜索形成故障跳闸开关所在设备联通域内所有设备。

2)通过短路电流计算分析,结合设备保护配置信息,形成短路电流路径上每个设备的故障模拟信号。

3)逐一发送故障信号,在故障信息发送完成后等待收到故障处理结束的消息。

4)馈线自动化处理模块根据接收到的故障信号,对仿真的故障进行分析,生成故障分析结论,故障处理方案生成后发送处理完成消息给仿真测试程序。并生成测试结论日志信息。

5)仿真测试程序完成所有测试后,推送告警并提示已经完成所有故障测试。

2.3.3 故障测试结果认证

馈线自动化功能正确性测试的过程,相当于由故障仿真测试模块出题,由馈线自动化模块解题。通过对比故障仿真测试区域的设备与馈线自动化模块定位后的故障区域设备是否相符来认证故障仿真测试结果的准确性。判断准确性主要分为三部分:

1)故障区域设备对比;

2)故障隔离开关对比;

3)非故障停电区域负荷转供路径对比。

在对比正确后,无任何异常情况,则认为本次故障测试正确。仿真测试结果异常情况包括:故障信号不连续,扩大隔离范围,没有任何处理方案等。针对仿真测试结果异常的测试点,将以统计报表的形式提交。

3 运行工况自监测

经过FA投运前检测的线路,在投运之后的运行过程中,仍然会因为线路运行方式的变化、故障信号正确性以及一/二次设备运行状态的影响出现FA功能运行的不稳定,因此还需要在线监测部分指标,通过指标评定的方法来提示运行人员对已投运的FA线路做出功能投运模式的调整。

FA与运行工况的评定指标以四大类进行区分,一旦出现指标异常并立即处理,这样就可以大大降低发生故障时刻,无法正常传递故障信息的风险。

1)当前运行方式与典型运行方式的偏差指标。该项指标用于指导运行人员在线路检修或环网运行的情况下,应当主动退出该线路的FA功能,避免造成误判。

2)系统对外接口以及数据通道运行情况。当出现部分终端数据通道异常的情况,该项指标可及时向运行人员告警异常终端所影响的线路以及由此导致的FA功能盲区。

3)系统实时数据有效性指标。系统通过对配电设备遥信正确率、遥测综合偏差进行分析,对于存在无效数据和坏数据的FA线路,该项指标的分析结果将给出要求自动化人员进行消缺的配电终端,在故障发生前消除隐患。

4)一/二次设备状态指标。该项指标通过统计和分析配电设备遥控执行情况以及配电终端电池状态,对运行状态不良的设备进行提示,提示维护人员及时维修或更换,对还未消缺的设备,将提示运行人员在故障发生时可能导致扩大隔离的范围。

上述定义的四类馈线自动化运行工况评定指标从配网调度运行、设备消缺管理以及实时运行可靠性风险等角度对其影响程度做出不同程度的约束。其中,运行方式偏差是刚性约束,当线路出现检修挂牌、不停电作业、负荷转供操作等工作时,系统将提示运行人员,并自动将对应线路的FA功能调整为离线状态,保证现场作业的安全性。而数据有效性、设备状态指标是柔性约束,系统并不闭锁线路上的FA功能,而是根据其数据所影响故障准确定位的线路范围给出提示,并对这部分的故障处理模式给出降级处理(如,全自动执行降级为人工确认执行),一旦发生故障,调度人员能够对系统做出的一系列反应(如:扩大隔离范围、自动转交互等)做到心中有数。

4 结语

本文针对影响馈线自动化应用的几项重要因素所提出的解决思路,已在南京、成都现场投入使用,实践表明可有效提高配网馈线自动化运行的可靠性和正确性,比较好的解决了仿真测试环境、图模异动过程中的线路拓扑正确性以及FA软件功能本身正确性的问题。并通过日常运行中使用FA运行工况自监测,采用指标评估的方式对系统当前在线运行的FA线路可靠性状况做出评估,对指标异常的线路给出退出运行或降级运行的处理,为调度员提供了一个管理FA线路运行的工具。但在现场使用过程中还发现,现有的拓扑校验方法还缺少对线路接线模式的识别,因此,对于那些没有原始拓扑可参照对比的新增线路还无法实现拓扑正确性的校验。此外,如何能够实现“主站、通讯、终端”全环节全自动的馈线自动化应用校验还需要进一步深入研究。

摘要：在对馈线自动化(FA)投运条件测试后,对当前国内配网馈线自动化线路的运行情况进行了分类统计分析,得到影响馈线自动化应用可靠性和准确性的几项重要因素,并提出了对应的解决思路,即采用仿真测试环境对配电网FA线路进行拓扑正确性、功能正确性的仿真测试,提前发现线路拓扑连接问题、FA功能配置问题以及系统功能问题,保证通过测试的FA线路能够可靠投运。同时,在配电自动化系统日常运行中对线路FA运行工况进行自监测,采用指标评估的方式对系统当前在线运行的FA线路可靠性状况做出评估,对指标异常的线路给出退出运行或降级运行的处理,保证FA线路运行过程中的安全性和可靠性。

关键词：馈线自动化,投运条件自校验,运行工况自监测,仿真测试

参考文献

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浅谈电力变压器安全运行的条件 篇8

浅谈

1 允许温度与温升

1.1 允许温度

在电力变压器运行中, 电能在铁心和绕组中的损耗 (铁损和铜损) 转变为热能, 使变压器油温升高, 当热量向周围辐射传导, 发散和散热达到平衡状态时, 各部分的温度趋于稳定。在变压器运行时, 其内各部分的温度是不相同的, 其中绕组温度最高, 其次是铁心, 绝缘油的温度最低。为了便于监视运行中变压器各部分温度的变化情况, 电力规程中规定以上层油温来确定变压器运行中的允许温度。

电力变压器的允许温度主要取决于绕组的绝缘材料。采用A级绝缘的变压器在正常运行中, 当周围空气温度为40℃时, 变压器绕组的极限工作温度为105℃。由于绕组的平均温度比油温高10℃, 同时为了防止油质劣化, 所以规定变压器上层油温最高不得超过95℃。而在正常情况下, 为使绝缘油不致过速氧化, 规程中规定变压器上层油温不超过85℃。变压器的油温若长时间超过允许值, 则容易使变压器绝缘老化损坏。

1.2 允许温升

变压器温度与周围空气温度的差别叫变压器的温升。当变压器温度升高时, 铜损也会增大。对A级绝缘的变压器, 当周围最高温度为40℃时, 绕组的最高允许温升为65℃, 上层油温的长期允许温升为45℃, 只要上层油温及温升不超过规定值, 就能保证变压器在规定的使用年限内安全运行。

2 过负荷能力

变压器的过负荷能力, 就是指它在较短的时间内所能超出的最大容量。在不损害变压器绝缘和不缩短变压器使用寿命的前提下, 该值可大于变压器的额定容量。变压器在运行中, 负荷电流超过铭牌上的规定电流时, 就是处于过负荷运行, 包括正常过负荷运行和故障过负荷运行2种情况。

2.1 正常过负荷运行

变压器在正常运行时允许过负荷, 这是因为变压器在1个昼夜内的负荷是变化的, 有时是高峰, 有时是低谷, 在1年内季节性的温度也在变化。在变压器绝缘和使用寿命不受影响的前提下, 变压器可以在高峰负

最好先涂一层粘合胶液 (如聚氯乙烯清漆等) 。

(12) 带油更换油塞的橡胶封环时, 应将该部分进出口各处的阀门和通道关闭, 在保持自身负压, 不致大量出油的情况下, 迅速进行更换。

荷及冬季时过负荷运行。

2.2 事故过负荷运行

当发生事故时, 为保证对主要用电设备的连续供电及迅速消除故障, 变压器允许短时间内过负荷, 同时应对电力变压器实施强迫风冷措施, 将上层油温控制在95℃以内, 确保电力变压器的安全运行。

3 三相负荷平衡

变压器允许运行方式中, 要特别注意二次侧三相负荷的对称性。当三相负荷严重不平衡时, 负荷重的一相电压下降, 而负荷轻的一相电压升高, 若电压偏差不在允许范围内, 那么用电设备的安全将受到威胁, 不利于安全供电。

4 供电电压允许波动值

变压器运行时, 由于系统运行方式的改变及负荷变化, 电网电压会有一定的波动, 当电网电压小于变压器的额定电压时, 对变压器本身没有损害, 只是降低一些出力。当变压器电压高于其额定电压时, 变压器的激磁电压增加, 造成变压器铁心损耗加大而过热, 无功功率也随之增加, 磁通密度增大, 磁路饱和, 致使一、二次绕组电动势发生严重畸变, 增加电动机和线路的附加损耗, 同时在系统中造成谐波共振, 并导致过电压, 对变压器及其他电气设备的绝缘有一定的危害。为此规程规定, 变压器的电源电压一般不超过额定值的±5%。

5 巡视检查

配电室值班人员必须按要求巡回检查, 并注意以下问题:声音是否正常, 正常运行的变压器发出的是均匀的“嗡嗡”声;检查变压器有无漏油、渗油现象, 油的颜色和油位是否正常;检查变压器实际温度是否与温度计相符, 可摸回油管判断;变压器的电流、电压是否超过允许值, 三相负载是否平衡;变压器绝缘套管是否清洁, 有无破损裂纹和放电痕迹;变压器接地是否良好, 一、二次引出线及接触点是否牢固而不过热。

在巡视检查中, 一般可根据仪表、保护装置信号灯等设备, 了解变压器的运行情况, 同时值班人员还应通过各种感官去观察、监听, 及时发现安全隐患。

(13) 对于在变压器运行中不宜处理漏油的小部件, 可加装一个封油套作为临时措施。

运行条件分析 篇9

分层分区是电网发展的必然发展趋势,其可以降低电网出现运行故障的概率,而且降低了故障带来的损失,对下一阶段电网发展提供了重要的指导,有利于实现电网的稳定运行。在电网规划的过程中,相关工作人员应从宏观的角度分析问题,还要结合运行现状提供发展的思路,制定发展的目标,从而实现电力行业的长足发展。

1.分层分区边界条件分析

1.1电磁环网

在电网中应用电磁环网有着一定优势,也存一定弊端,由于我国电网的网架比较薄弱,不具备解环的条件,随着电网规模的增大,电磁环网会出现大范围的潮流转移,很多电网都出现了过载现象,需要采取有效的措施进行安全防护,一般情况下会考虑解开区域间的联络线。某省在十一五期间,电磁环网经常出现潮流转移的问题,220k V的电网经常出现过载现象,由于网架比较薄弱,所以对主网解列构成了威胁。在该地区实现全线贯通后,电网形成了环网结构,有效提高了电网的稳定性以及运行水平。

1.2短路电流

在网架比较密集的区域内,为了解决短路电流问题,会采用分区解环的措施,为了保证分区电网供电能力,在设计电网运行系统时,需要遵循一定原则:L≤T×70%+Gn-1(L为地区负荷,T为地区500千伏主变容量,G为地区220千伏及以下装机容量;Gn-1为停地区最大1台机组后的装机容量)。根据短路电流水平约束,对于500千伏电站构建分区电网,需要保证分区电网对应2~4台500千伏主变的最大供应负荷规模在410~460万千瓦,在两座500千伏变电站共同形成的分区电网内,应保证最大可供负荷规模为380~460万千瓦。另外,一个独立运行的分区电网,最大可供负荷规模为400~450万千瓦,在密集度较高的区域电网内,总负荷规模应在400万千瓦以上。

(1)解环边界条件

分区解环边界条件需要从电磁环网与短路电流两个方面考虑,在必要性与可行性的条件下,并进行分开指导。

当电网同时具备必要性与可行性,才能进行分区解环的操作。在电磁环网引起的解环电网中,小范围内的独立分区电网,需要满足短路电流类解环可行性的三个条件才能实现解环。在短路电流引起的解环电网中,必要性是满足其中一条即可实行解环,而可行性是必须满足三条才能实行解环。

(2)分区电网分类

某省有2台主变的地区电网,在实际运行的过程中经常会发生潮流转移与短路电流问题,这影响了该地区电网的正常运行,为了解决这一问题,相关工作人员采用了分区管理的方式,对于不具备解环条件的弱分区电网,在制定发展规划时,应与具备解环条件的强分区电网进行区别对待。

2.分区电网恢复合环运行的探索

2.1弱分区电网合环运行要求

采用分区的运行方式后,需要保证电网具有较高的稳定性,而且还要在单一设备检验的条件下实现独立的运行。弱分区电网由于经常会出现大机组退出的情况,所以经常需要恢复合环运行,电网的结构不够稳定,倒闸操作比较多,运行的风险比较大,电磁环网与短路电流问题比较突出,只有采用分区运行的方式,才能保证两台主变独立的运行,相关工作人员需要结合实际情况制定出运行的方案。

2.2合环电网选取原则

(1)互供能力

根据解环边界条件,只有满足一个可行性条件,才能实现合环电网的正常运行,并且联络线交换的能力不能低于500千伏/每台,主变容量需要达到60~70%,结合这一区域联网线自身的交换能力,制定出检修的方案,并且需要满足电力需求。另外,工作人员还要保证相连区域电网具有较强的供电能力。

(2)短路电流控制

在分区电网中,为了实现合环运行的方式,需要做好短路电流的控制工作,500千伏主变的短路电流不能超过预定的指标。党主变达到遮断容量的最大限制后,还需要做好控制与约束工作,维持好可控负荷规模、分区内主变容量、侧装机容量之间的关系,还要以择优比选合环分区的影响因素为参照,从而保证分区电网与相邻电网实现合环运行。具体的可参照条件如下:

其中:Tn1-1为分区停1台500千伏主变后的容量。

例如:根据规划,2020年前省内WH电网内部将分为东、西两片运行;WH东网分区主变容量Tn1=200万千伏安,220千伏装机Gn1=132万千瓦,与之相邻的MA分区主变容量Tn2=150万千伏安,220千伏装机Gn2=320万千瓦,WH西网分区主变容量Tn3=375万千伏安。

比较两种合环方案:WH东网分区和WH西网分区合环;WH东网分区和MA分区合环。按照短路电流约束,两分区电网合计接入电源规模应满足:Max(Gn1+Gn2)≤390万,与MA分区合环显然超过这一限值,考虑裕度,建议WH东网分区与WH西网分区合环。

所以,在参考以上电网分层分区边界条件后,应制定出符合恢复合环运行要求的运行方案,结合不同地区电网条件的差异性,做好电网分区的定位。

3.结语

分层分区运行是实现电网稳定运行的有效措施,随着电网规模的不断扩大,相关工作人员需要采用分层分区的方式加强对电网的规划与建设,在分区电网恢复合环运行的条件下,应制定出解环方案,对分区电网以及小规模密集区域的分区电网进行对照分析,从而对下一阶段的电网建设进行指导。

参考文献

[1]安徽省电力公司电力经济技术研究院.安徽省地区电网目标网架典型模式研究[R].合肥:安徽省电力公司电力经济技术研究院,2012.

[2]安徽省电力经济技术研究中心.安徽电网2012~2016年电磁环网解环规划[R].合肥:安徽省电力经济技术研究中心,2011.

运行条件分析 篇10

日本铁道综合技术研究所以将实物加入闭环仿真技术中的HILS (闭环仿真硬件:Hardware In the Loop Simulation) 技术为核心, 作为利用仿器构筑假定运行试验环境的一部, 制作了减振器试验装置 (见图1) 试验装置的特征是, 在车辆上实际装了铁道车辆用的所有型式减振器状态下, 具备三维激振的性能, 而, 该装置要构成与仿真试验联动的ILS系统。为了实现该目标, 在进行性试验, 明确了激振指令值与激振机构形态的关系之后, 设计了使激振机构增益特性平衡的补偿器。此外, 该减振器试验装置上对实际安装的横向移动减振器进行了试验, 根据试结果, 研究高精度鉴定非线性减振器特性的方法, 确认使用Nural网络能行良好的鉴定。

译自日刊《RRR》2007, №43彭惠民译张芳校