黑龙江电网范文（精选7篇）
黑龙江电网 第1篇
随着电网的不断扩大, 快速励磁系统的广泛采用, 系统的阻尼变弱, 致使不少系统的联络线出现了低频振荡, 从全国联网的要求和联网稳定计算表明, 联网后系统中存在0.2 Hz左右甚至更低频率的低频振荡, 因此, 为保证电网的安全, 电网的主要发电厂的励磁调节器应投入电力系统稳定器PSS。PSS是励磁系统的一个附加功能, 它抽取与此振荡有关的信号, 如发电机有功功率、转速或频率, 加以处理, 产生的附加信号加到励磁调节器中, 使发电机产生阻尼低频振荡的附加力矩, 除能抑制本机型低频振荡外, 还能抑制区域型功率低频振荡, 即对于在0.1～2 Hz之内的振荡都有抑制作用, 解决了低频振荡问题, 是提高电力系统动态稳定性的重要措施之一。
1 低频振荡的机理
在电力系统中, 发电机经输电线路并列运行时, 在小扰动的作用下, 发电机转子之间会发生相对摇摆, 这时电力系统如果缺乏必要的阻尼就会失去动态稳定, 由于电力系统的非线性特性, 动态失稳表现为发电机转子之间的持续的振荡, 同时输电线路上功率也发生相应的振荡, 影响了功率的正常输送, 由于这种持续振荡的频率很低, 一般在0.2～2.5 Hz之间, 故称为低频振荡。
电力系统低频振荡在国内外均有发生, 通常出现在远距离、重负荷输电线路上, 或者互联系统的弱联络线上, 在采用快速响应高放大倍数励磁系统的条件下更容易出现, 在两个互联电力系统之间的联络线上的低频振荡的频率最低约为0.2～0.6 Hz, 简称为互联型低频振荡;同一地区的不同电厂之间的振荡频率在1 Hz左右低频振荡简称为地区低频振荡, 发生在同一电厂的不同机组之间的低频振荡的频率最高, 约为1.5～2.5 Hz, 简称为厂内型低频振荡。
发生低频振荡的原因是, 现代电力系统的特点造成了电气距离的增大, 系统对于机械模式 (其频率由等值发电机的机械惯性决定) 的阻尼减少了, 特别是远距离重负荷输电时;同时由于励磁系统的滞后特性, 使得发电机产生一个负阻尼转矩, 导致低频振荡的发生, 采用励磁系统的附加控制构成的PSS可以补偿负的阻尼转矩, 抑制低频振荡。
2 PSS的基本原理及应用
PSS是目前世界上使用最为广泛、最经济而且较成熟的发电机励磁附加控制技术。其基本原理是在自动电压调节的基础上, 辅以转速偏差Δω、功率偏差ΔPe、频率偏差Δf中的一种或两种信号作为附加控制, 产生与Δω同轴的附加力矩, 增加对低频振荡的阻尼, 以增强电力系统动态稳定性。单机无穷大系统的电磁转矩位于坐标的第四象限, 如图1中ΔMe′, 由引入附加控制信号的PSS产生了第一象限的附加电磁转矩ΔMe″, ;两者的矢量和ΔMe位于第一象限, 这样单机-无穷大系统就具有正的同步转矩和阻尼转矩, 低频振荡受到了抑制。
使用电力系统稳定器的目的是借通过发电机励磁控制增强对系统振荡的阻尼来扩大电力输送的稳定极限。目前, 黑龙江省绝大部分主力发电机组安装了PSS装置。
2.1 PSS控制结构分类及性能指标要求
PSS均含有两阶超前-滞后环节, 其传递函数为undefined, 其作用是补偿励磁控制系统惯性时滞, 使稳定信号在整个规定的频率范围内获得所需要的输出-输入相位。其中超前时间常数用于补偿励磁系统的相位滞后, 而滞后时间常数有降低噪声的作用, 使其达到运行水平。
PSS分为:直接采用合成加速功率信号或转速信号, 其次为采用有功功率和转速双信号。以哈三厂3号机为代表的ABB UNITROL5000型微机励磁调节器采用的是有功功率和转速双信号Δω+ (-ΔPe) 方式, 其PID+PSS模型如图2所示。
以哈热8号机为代表的HWLT-4型微机励磁调节器采用的是有功功率 (-ΔPe) 单信号方式, 其PID+PSS模型如图3所示。
对于不同结构的PSS性能指标要求不完全相同, PSS信号测量时间常数要小于40 ms;隔直环节时间常数可调范围, 对有功功率信号的PSS应大于0.5～5 s, 对转速信号的PSS应大于5～20 s;PSS放大倍数调整范围, 对有功功率信号的PSS应小于0.1～10, 对转速信号的PSS应小于5～40。
2.2 PSS的整定
《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》对PSS相位补偿及PSS的增益提出了要求, 无补偿频率特性即励磁控制系统滞后特性, 为自动电压调节器中PSS输入点到发电机电压间的相频特性, 有补偿频率特性由无补偿频率特性与PSS单元相频特性相加得到, 用来反映经PSS相位补偿后的附加力矩相位。有补偿频率特性在该电力系统低频振荡区内满足-80°～-135°要求, 此角度以机械功率方向为零度。PSS的增益一般取临界增益的1/3～1/5。
3 黑龙江电网典型机组PSS试验情况
3.1被试励磁系统概况
被试典型机组励磁系统概况见表1。
3.2有补偿励磁系统频率响应特性
被试典型机组有补偿励磁系统频率响应特性试验结果见表2。
PSS参数的整定兼顾了联网后出现的0.2 Hz左右的系统振荡频率和1.3 Hz左右的地区振荡频率, 产生的电磁力矩在0.2～2 Hz的频率范围内滞后-ΔPe信号60°～120°, 即在Δω轴的±30°。通过试验结果可以看出, PSS产生的电磁力矩的阻尼力矩分量为正, 投入后能加强对系统低频振荡的抑制作用。
3.3 PSS增益调整试验
在正确的相位补偿下, PSS的增益越大, 其提供的正阻尼越强, 但实际上, 电力系统是一个高阶的复杂系统, 增加PSS的增益虽然可以增加某些机电振荡的阻尼, 但如果PSS增益过大, 也可能引起PSS调节环振荡, 使系统出现不稳定, 此时, 发电机的励磁电压和无功功率可能出现明显摆动, 因此, PSS实际存在一个能稳定运行的最大增益, 即临界增益, PSS的运行增益一般取临界增益的1/3～1/5, 以留有足够的增益裕度。被试典型机组有补偿励磁系统频率响应特性试验结果见表3。
PSS临界增益是由很多因素确定的, 如发电机的负荷水平、机组的功率和电力系统的运行方式等, 所以一般用现场试验的方法确定。在选定的相位补偿下缓慢增大PSS的增益, 同时观察励磁系统的变化, 直到出现不稳定现象为止。从试验结果可以看出, 以上机组转子电压都比较稳定, 满足标准要求。
4 PSS阻尼效果校核试验
PSS整定后, 需要通过试验检验效果, 检验方法是发电机并网运行, 先将PSS切除, 进行2%的电压阶跃试验, 记录有功功率的振荡幅值和次数, PSS投入, 同样工况下重复进行试验, 记录和观察两次的录波图, PSS有阻尼作用时, 有功功率的摆动幅值和次数应减小。通过试验以上机组具有良好的阻尼作用。
5 反调试验
使用有功功率信号的PSS, 包括含有有功功率信号的多信号PSS需要进行反调试验。反调试验检查在正常运行操作发生的最大出力变化下, 发电机无功功率和发电机电压波动是否在许可范围, 在正常情况下, 投入PSS后较不投入PSS时励磁系统的波动要大一些, 只要无功功率的波动在合适的范围内, 就可以认为正常。用电功率作为输入信号的PSS在原动机功率发生变化时, 由于PSS自己不能区分系统波动和原动机功率波动, 仍然作用于励磁系统, 造成无功功率反向波动, 这种现象就叫"反调", 如果反调的影响太大, 就需要在执行增减有功功率操作时闭锁PSS的输出。通过试验以上机组未出现明显“反调”现象。
6 结论
通过完成黑龙江省39台机组励磁系统PSS试验, 保证了机组的PSS正常投入运行, 抑制了可能出现的电力系统低频振荡, 提高了电力系统的稳定性。
摘要：介绍了近年来黑龙江省电网PSS试验情况, 阐述了PSS工作原理, 提供了典型机组的试验结果并进行了分析说明。
关键词：励磁系统,PSS,低频振荡
参考文献
[1]DL/T650-1988大型汽轮发电机自并励磁系统技术条件[S].
黑龙江电网 第2篇
【发布日期】2000-03-21 【生效日期】2000-03-21 【失效日期】 【所属类别】地方法规 【文件来源】中国法院网
黑龙江省农村电网建设与改造工程投资管理实施细则
（省发展计划委员会2000年3月21日发布）
第一章 总则
第一条 第一条 为加强农村电网建设与改造（以下简称农网改造）工程建设投资的管理，充分发挥农网改造资金的作用，进一步做好农网改造工作，依据国家计委《农村电网建设与改造工程投资管理规定》，特制定《黑龙江省农村电网建设与改造工程投资管理规定实施细则》。
第二条 第二条 农网改造资金必须专户存储，专款专用，所有投资必须全部用于农网建设与改造工程，任何单位和个人不得挪用或挤占。
第三条 第三条 省计委要严格执行国家计委下达的农网改造资金计划，积极协调财政专项资金和农行贷款的及时到位，监督和检查资金的使用。
第四条 第四条 省电力公司必须加强对农网改造投资的管理，严格控制工程造价。
第二章 投资管理
第五条 第五条 我省农网改造工程投资规模必须控制在国家计委批复的48亿元之内。投资规模的变化必须由省电力公司提出，经省计委会同有关部门审查同意后报国家计委批准。
第六条 第六条 农网改造工程投资的20％由财政债券安排解决，作为农网改造工程的资本金，其余80％投资由省电力公司向省农行申请贷款解决。
第七条 第七条 省电力公司必须合理安排农网改造内容，重点放在中低压农网改造上，各地改造投资的60％以上要用于10千伏及以下中低压电网。
第八条 第八条 国家计委根据农网工程进展情况下达投资计划，省计委据此下达投资计划。
省电力公司要根据国家下达的投资计划向省财政厅和省农行办理借贷手续，签订借贷合同；根据省计委下达的投资计划，编制资金配置计划，并根据工程进度适时拨付资金，严禁截留和滞留资金。
第九条 第九条 农网改造资金不得与生产、经营等其它资金混存混用，省电力公司要严格按照财务准则的要求对农网项目设置统一的会计科目进行核算。
第十条 第十条 低压电网和供电台区的改造要建立专门的台帐，对工程建设内容、资金来源及数额等要有明细帐。
第十一条 第十一条 省电力公司必须建立农网改造财务分析制度，按委编制农网资金拨付和支付情况表。35千伏及以上工程要按项目概算进行分析；10千伏及以下工程以县为单位进行分析。
第三章 概算管理
第十二条 第十二条 农网改造工程投资概算由省电力公司负责组织编制，由省计委会同有关部门和省电力公司共同审定。
第十三条 第十三条 农网改造工程的工程管理费等行政性费用应由省电力公司自行承担，不得计入农网改造工程投资概算。
第十四条 第十四条 农网改造工程投资概算编制中的各项取费标准都要在现有取费标准的基础上适当降低，具体降低比例由省计委会同有关部门根据实际情况确定。
第十五条 第十五条 凡1998年6月底前竣工的农网工程项目，不论其资金来源如何，均不得列入农网改造工程总投资规模，不得用农网改造资金冲抵1998年6月前农网工程的投资和债务。
第四章 收费管理
第十六条 第十六条 农网改造工程的投资，除电表以下农户进户线和部分改造不足地区电表费用可由农户承担外，任何单位和个人不得再向农民收取农网改造工程供电贴费（增容费）、材料费、施工费等其它费用。
第十七条 第十七条 农户进户线等各种农户用电设施所收费用仅限于购置设备和材料本身，不得收取管理费、施工费等其它任何费用。具体收费标准按有关规定执行。
第十八条 第十八条 农网改造工程的设备和材料的招标采购价格是设备和材料的最终购买价格，任何单位和个人不得以任何名义加价收费。
第十九条 第十九条 10千伏及以下工程原则上不支付土地占用费和青苗补偿费用。35千伏及以上工程占地和青苗补偿按国家重点工程建设有关规定管理。
第二十条 第二十条 省电力公司委托有关中介机构（如财务公司、招标公司等）进行应由项目法人承担的工作费用由省电力公司的自有资金支付，不得计入农网改造工程投资。
第二十一条 第二十一条 任何参与农网改造工作的政府管理部门，均不得以任何借口从农网改造投资中提取管理费、办公费等费用。
第五章 监督与检查
第二十二条 第二十二条 省计委要加强对农网改造资金的监督，要会同省物价局、财政厅、农行等部门进行统一检查，及时纠正和处理违规行为。
第二十三条 第二十三条 省电力公司要按照上述要求加强对农网改造资金的管理，严禁挤占、挪用农网改造资金，严禁以农网改造名义乱收费和乱摊派。对违反上述规定的单位和个人的责任人，省计委要会同有关部门严肃处理；对造成重大损失的要追究当事人的责任，情节严重、触犯刑律的要追究刑事责任。
第二十四条 第二十四条 农网改造投资必须用于国家计划批准的工程内容，不得超越范围、超过标准使用。
第六章 附则
第二十五条 第二十五条 本实施细则由省计委负责解释，自下发之日起实行。
黑龙江电网 第3篇
1 黑龙江电网概况
黑龙江电网根据地理位置目前分为东、中、西、北4 个区域电网。东部电网是黑龙江电网乃至东北电网重要的电源中心, 包括7 个供电区; 中部电网是重要负荷中心, 包括2 个供电区; 西部电网是东北电网与呼伦贝尔电网交流互联的重要通道; 北部电网地广人稀, 是黑龙江电网的供电末端。截至2014 年底, 黑龙江省总装机容量为25033. 11 MW, 其中风电装机容量为4635. 95 MW, 占18. 52% , 火电占77. 53% , 水电占3. 91% , 太阳光伏占0. 04% 。受地理环境影响, 黑龙江电网风电装机主要分布在东部电网和西部电网, 其中东部占78% , 西部占16% , 北部和中部各占5% 和1% 。
目前, 黑龙江省电网最大接受蒙东呼伦贝尔电力220 万k W、接受俄罗斯电力75 万k W, 最大南送电力300 万k W。预计2015 年—2020 年, 黑龙江主网与网外送受电通道增至4 条: 从俄罗斯受电、从伊敏受电、吉黑断面送电以及特高压外送。而且黑龙江电网风电装机容量增长较快, 预计至2020 年风机装机容量可达到700 万千k W以上, 电网调峰与风电消纳矛盾将更加突出。
2 计算原理
风电消纳能力受限的主要原因是电网输送约束的限制, 为了确定电网对风电最大的消纳能力以及合理的并网点, 需要考虑电网的负荷和外送极限, 还要考虑局部电网的潮流分布特性及电压稳定性。
式中: Pwpmax表示风电机组的最大出力; PLmax表示网内最大负荷; Pout表示省间外送极限; PHY表示水电机组出力; PTHmin表示火电机组最小出力。计算时应选择一个典型日, 分析日内的负荷和火电厂最小的开机方式。系统各潮流输送断面和开机方式确定后, 需要分析电厂集中上网地区的动态稳定特性和电压稳定性, 在保证电网能够安全稳定运行的前提下, 确定最合适的并网点。风电消纳能力及并网点计算流程如图1 所示。
3 黑龙江电网风电消纳能力分析
按照最大负荷日, 选择2014 - 12 - 15 作为计算典型日, 当日最大负荷为10 279 MW。当日最小火电开机方式为: 东部电网3190 MW, 中部电网1715 MW, 西部电网2675 MW, 北部电网100 MW; 水电机组0 MW; 吉黑省间交流联络线外送能力为3000 MW。根据公式可计算出黑龙江省风电消纳能力最大为5599 MW。目前省内已有风电装机容量为4636. 95 MW, 省内还有风电消纳空间为962. 05 MW。
黑龙江东部电网潮流外送极限为3000 MW, 如果大规模开发风电, 必将降低火电厂的出力, 运行火电厂的安全下限一般在60% ~ 70% , 出力再下降就会导致火电厂全停。而火电厂启停一次既耗时又会造成资金损失, 因此一般尽量避免火电厂进行启停调节。东部电网火电容量为7880 MW, 风电容量为1770 MW, 东部大负荷为3021 MW, 风电利用小时数为2000 h。考虑以上情况, 目前东部电网风电场最佳增容量为495 MW。
根据黑龙江省的地势特点和风能分布特性, 风电场集中建设在佳木斯、双鸭山和大庆等地区。由于部分220 k V线路较为薄弱, 优先选择500 k V变电站作为风电场的并网点, 因此选择佳木斯的方正作为并网点, 拟上网风电场4 座, 容量400 MW。通过仿真发现, 并网风电对该地区电压影响并不明显, 对线路潮流影响较大, 东部外送的主要通道220 k V方德甲乙线上潮流增大, 单回线路潮流超过200 MW, 线路不满足N -1 运行方式。当上网风电容量在200 MW时, 方德甲乙线上的潮流在安全范围内, 具体潮流分析如表1 所示。
除了500 k V方正变外, 东部电网没有适合风电场并网的500 k V变电站。综合考虑地理位置和网架结构, 选择220 k V芦家变作为第二并网点。芦家变的潮流送出通道只有云芦甲乙线和佳芦线, 当佳芦线故障时, 风电场送出通道就只剩下云芦甲、乙线, 双回线上的潮流将显著增大, 超过200 MW, 线路运行存在安全隐患。通过仿真分析确定芦家变最佳风电并网容量为195 MW, 具体潮流分析如表2、表3 所示。
剩下100 MW的风电并网点可选择东堤风电场作为并网点, 富锦变作为建前环网中的变电所, 其网架结构较为坚强, 当发生N - 1 故障时不会出现线路潮流过载的情况。
由于中部电网不适宜风电场的建设, 因此剩余的467. 05 MW风电应选择在西部电网进行消纳。通过对目前网架结构的分析, 选择大庆新海风电场和火炬变2 个并网点进行分析对比。拟定3 个方案。方案1: 选择大庆新海风电场作为风电场并网点, 并网容量467 MW。方案2: 选择火炬变作为风电场并网点, 并网容量467 MW。方案3: 分别将大庆新海风电场和火炬变作为2 个并网点, 各并网容量均为233 MW。具体潮流情况如表4 所示。
大火甲、乙线是大庆变下网主要通道, 承担着大庆地区东部供电区的供电潮流, 下网潮流较大。目前采取线路故障联切负荷措施, 大火甲、乙线单回线的稳定极限为400 MW, 新同甲、乙线的线路热稳定极限为200 MW。在方案1 的风电并网模式下, 新同甲、乙线超过热稳定极限。方案2 虽然各线路的潮流都大幅降低, 但是火红甲、乙线上潮流过小, 不满足经济运行要求。综合考虑稳定时的线路潮流情况、N - 1 故障分析以及经济运行条件, 方案3 为最优方案, 既能有效缓解大火甲、乙线的N -1过载情况, 又不会加重其他薄弱线路的潮流负担。
4 结论
1) 综合考虑黑龙江省的地理因素和电网结构, 最适宜建设风电场的地点为黑龙江省的东部佳木斯、双鸭山地区和西部大庆地区。
2) 以2014 年为水平年分析, 黑龙江电网目前风电消纳能力还有962. 05 MW, 其中东部电网的最佳风电消纳能力为495 WM, 西部电网的风电消纳能力为467. 05 MW。
3) 东部电网最佳并网点和并网容量为方正变200 MW, 芦家变195 MW, 东堤风电场100 MW。西部电网最佳并网点和并网容量为大庆新海风电场233 MW, 火炬变233 MW。
参考文献
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黑龙江省电网静态风险评估 第4篇
电网全故障扫描及风险评估软件为电网规划、设计、运行、调度等环节提供了风险管理工具, 它能在原有电网计算数据基础上, 对影响电网安全稳定运行的静态和动态故障进行全扫描, 结合电网的实际运行数据及设备可靠性概率数据, 综合事故的影响和事故的发生概率, 对电网风险进行确定性和概率性量化分析, 并能对风险划分等级, 从而确定相应的预控措施[1,2,3,4,5,6,7,8,9]。基于此, 本文根据《输变电设施可靠性评价规程》等资料中对各有关设备可靠性参数的定义及计算公式, 对近年获得的《电力可靠性指标发布会会议资料》和《国家电网公司继电保护与安全自动装置运行情况统计分析》报告等统计资料中的数据进行预处理, 以获得元件故障率和修复率等指标的平均统计数据。
1 计算条件
黑龙江省电网位于东北电网的最北端, 通过两回500 k V线路与蒙东电网相联;通过四回500 k V线路与吉林省电网相联;通过一回500 k V线路及黑河换流站与俄罗斯电网互联。
电网长期过程中的设备平均不可用率可由下式表达:
式中:λ为失效率, 失效次数/a;μ为修复率, 修复次数/年;tMTTR为平均修复时间, h;tMTTF为失效前平均时间, h;f为平均失效频率, 失效次数/年。
按设备类型和电压等级分类, 每类采用一个共同指标, 本文使用设备的不可用率指标如表1所示。
根据黑龙江省电网的实际情况以及以往的计算经验, 分别给出概率性方法下电压越限指标、线路过载指标和变压器过载指标的警告、危险限值, 具体数值如表2所示。
按照表2中的数据, 可以判断电网中薄弱环节的危险程度, 并采用一定的技术手段来改善。以黑龙江省电网2012年冬大运行方式为基础潮流, 对电网进行静态N-1扫描, 扫描完成后, 在软件中进行静态评估, 可以得到黑龙江省电网的薄弱环节分析, 包括概率性和确定性的结果, 即母线电压越限 (越上限和越下限) 、线路过载、变压器过载。
2 母线电压越限分析
完成静态扫描和静态风险评估后, 可以从概率性和确定性的角度分别分析电网的薄弱环节, 一个薄弱环节元件是指至少经受过一次严重损伤的元件。通过薄弱环节分析, 可以识别出系统受损程度最大的母线和支路。概率性和确定性情况下风险最高的前10项结果如图1和图2所示。
从图1和图2中可以看出, 概率性结果和确定性结果有所不同。为了得到详细的电压越限情况, 列出了概率性和确定性电压越限的风险值和越限方案数, 如表3和表4所示。
从表3和表4可知, 由于黑河电网、大兴安岭环网结构较为薄弱, 无论是在概率性还是确定性情况中, 此地区电网的越限母线都名列前茅, 因此风险值较大, 处于危险限值以上的薄弱环节有5个。电压越限的原因一般为电力系统经弱联系统向受端系统供电或系统无功电源不足, 所以应从这两方面着手使电压保持在允许范围内。
3 线路过载分析
静态风险评估薄弱环节分析得到了线路过载的概率性风险和确定性风险结果, 如图3和图4所示。
详细的概率性和确定性线路过载的风险值和过载方案数如表5和表6所示。
从表5和表6可知, 线路过载主要发生在鸡西电网。此地区电网鸡梨线、滴口线、滴联线等线径较细, 线路易过载, 当开机较多时, 线路重载或者满载, 极易引起连锁故障, 严重影响鸡西地区的电网供电可靠性。
由线路过载的故障状态分析可知, 线路过载是由于切除过载线路的临近线路导致潮流激增引起的, 因此在运行中需统筹考虑鸡西、牡丹江与七台河地区的机组开机方式, 并对地区电网网架结构进行合理优化。另外, 佳南-芦家为北架风电场、驿马山风电场风电送出的重要通道, 当周边其他线路切除时, 佳南-芦家极易过载, 且由于其周边线路切除概率稍高, 因此, 在概率性线路过载中, 佳南-芦家的过载风险排在前面。
实际计算中, 架空线路的故障可能性往往因缺少统计资料而难以确定, 并且随运行环境的不同其变化较大, 因此在数据资料完备的情况下, 风险评估中必须考虑外部环境对线路故障可能性的影响。
软件还提供了同杆并架线路故障以及同通道线路故障下的静态风险评估, 算法中考虑了共因故障事故同时发生的概率。
4 变压器过载分析
变压器过载概率性结果和确定性结果如图5和图6所示。
详细的概率性和确定性线路过载的风险值和过载方案数如表7和表8所示。
从表7和表8可以看到, 风险值位于前十位的过载变压器大多为500 k V变压器, 而引起其过载的原因主要是由于临近的发电厂变压器或线路被切除, 使得更多的潮流通过过载变压器传递。因此, 对主变容量不满足需求的变电站, 应对其主变进行适当增容。对单主变运行的变电站, 应安装第二台主变, 提高电网可靠性。
5 结语
本文从考虑电网事件随机性质和计及各种不确定影响的风险评估思路出发, 分析了黑龙江省电网母线电压越限 (越上限和越下限) 、线路过载、变压器过载的概率性和确定性, 以帮助规划、运行人员识别潜在的系统故障模式, 使整个网络更具健壮性, 同时通过对薄弱环节全面考虑, 合理优化, 改善网架结构的资金配置。
参考文献
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黑龙江电网 第5篇
1 黑龙江省电网架空输电线路舞动分布研究主要参考因素
1) 线路舞动频次。舞动次数统计应以气象过程为准, 同一区域1次气象过程引起的线路舞动记为1次。线路舞动频次是舞动分布研究的一个主要参考指标。由于黑龙江省电网2000—2010年发生线路舞动频次最高的线路仅为1次, 使用频次法划分舞动区域等级并不能真实反映线路舞动风险的实际情况, 需要进一步积累观测数据。
2) 运行经验。汇集生产运行一线人员掌握的线路结构与参数, 以及在线路巡视、维护过程中线路舞动情况, 对个别地区舞动风险等级和易舞区段进行调整。
3) 雨凇分布特征。雨凇分布特征主要是统计黑龙江省电网区域10 a各气象站点观测到的雨凇日数, 按照各个地区出现雨凇日数来表征该地区雨凇活动强度, 并绘制雨凇分布图。雨凇能够引起导线积冰, 且雨凇发生时风速较大, 因此雨凇是影响线路舞动的一个重要参考因素。
4) 风向风速。要形成舞动, 除覆冰因素外, 舞动还需有稳定的层流风激励。舞动风速范围一般为4~20 m/s, 且当主导风向与导线走向夹角大于45°时, 导线易产生舞动, 该夹角越接近90°, 舞动的可能性越大。因此, 风向风速的影响也是指导舞动分级的重要影响因素之一。
5) 雾凇分布特征。雾凇分布特征主要是统计黑龙江省电网区域10 a各气象站点观测到的雾凇日数, 按照各个地区出现雾凇日数来表征该地区雾凇活动强度, 并绘制雾凇分布图。雾凇发生时, 平均风速较小, 而且雾凇引起导线覆冰后, 风激励的作用相对较弱, 舞动发生的风险级别相对较低。因此, 在舞动分布研究过程中, 雾凇分布特征作为一个参考量, 在局部地区可进行微调。
6) 导线覆冰。舞动多发生在覆冰雪的导线上, 覆冰厚度一般为2.5~48.0 mm。导线上形成覆冰需具备3个条件:空气湿度较大 (90%~95%) , 干雪不易凝结在导线上, 雨凇、冻雨或雨夹雪是导线覆冰常见的气候条件;合适的温度 (-5~0℃) , 温度过高或过低均不利于导线覆冰;一定的风速, 使空气中水滴运动的风速一般大于1 m/s。以导线积冰厚度作为一个参考因素, 在局部地区进行微调。
7) 地形、地貌、地质特征。依据输电线路杆塔所处位置的具体形式、地貌以及地质特点, 对之前确定的等级进行调整。
2 舞动区域划分原则
1) 根据舞动频次进行调整。发生过舞动的线路区段, 以该线路舞动区段为中心, 取线路两侧5km的走廊, 该区域舞动等级为1级。
2) 综合各舞动影响因素局部微调。结合雾凇分布特征、导线积冰概率、运行经验、地形地貌特征等, 对局部地区进行适度调节, 如表1所示。
3 舞动区域图及等级划分说明
输电线路舞动区域分布见图1。
1) 划分3级区 (强) 依据。黑龙江省近10 a以来没有发生过5次及以上线路舞动的区域, 并综合近10 a气象、地理因素也无极易发生舞动的区域。
2) 划分2级区 (中) 依据。黑龙江省近10 a以来没有发生过3~4次线路舞动的区域, 并综合近10 a气象、地理因素也无易发生舞动的区域。
3) 划分1级区 (弱) 依据。发生过舞动的线路区段, 以该线路舞动区段为中心, 取线路两侧5 km的走廊, 该区域舞动等级规定为1级。包括大春甲乙线17号~19号杆塔为中心, 线路两侧5 km走廊;红卧甲乙线08号~12号和21号~26号杆塔为中心, 线路两侧5 km走廊;开三甲线10号~14号杆塔为中心, 线路两侧5 km走廊;三南甲乙线125号~126号杆塔为中心, 线路两侧5 km走廊;绥利线1号~2号杆塔为中心, 线路两侧5 km走廊;康兰乙线212号~213号杆塔为中心, 线路两侧5 km走廊。由于在部分恶劣天气过程中, 部分线路发生舞动没有跳闸, 没有记录, 这一情况造成等级区域不连贯, 考虑相同气象、地理因素等条件, 将该等级区域结合运行经验进行整合。这样就形成了以大春甲乙线17号~19号杆塔为中心线路两侧5 km走廊、红卧甲乙线08号~12号和21号~26号杆塔为中心线路两侧5 km走廊、开三甲线10号~14号杆塔为中心线路两侧5 km走廊为支点的带状区域;以三南甲乙线125号~126号杆塔为中心线路两侧5 km走廊、绥利线1号~2号杆塔为中心线路两侧5 km走廊、康兰乙线212号~213号杆塔为中心线路两侧5 km走廊为支点的带状区域。这两个带状区域的舞动等级为1级。
4) 划分0级区 (非) 依据。哈尔滨地区每年11月份至次年3月份风向以西南风、东南风为主, 主导风向与部分线路的导线走向夹角大于45°, 且有风速大于4 m/s的记录。另根据黑龙江省气象台统计, 哈尔滨地区10 a间发生雾凇现象15 d, 无雨凇记录, 个别月份出现过模拟线路南北、东西走向积冰厚度均为6~8 mm。综合气象和运行经验进行分析, 发生舞动地区属局部地区微气候条件所致, 哈尔滨大部地区属于不具备发生舞动区域, 划分为0级区 (非) 。
齐齐哈尔地区位于松嫩平原中部, 齐齐哈尔市常年风力较大, 尤其在每年的11月份至次年4月份风力平均在5级以上。据气象监测区站数据统计, 2000—2010年齐齐哈尔市雾凇日为25 d, 无雨凇日记录, 个别月模拟线路积冰厚度为4~16 mm。综合气象和运行经验进行分析, 齐齐哈尔大部地区属于不具备发生舞动区域, 划分为0级区 (非) 。
大庆地区气象监测区站10 a间气象数据结果表明:雾凇天气累计19 d, 雨凇天气累计3 d, 主导风向西北风, 月平均风速大于4 m/s的日累计为510 d, 无导线积冰记录。大庆地区温度随季节变化明显, 气候相对干燥, 不易出现雨凇、雾凇、粘雪等容易引发输电线路舞动的天气。综合气象和运行经验进行分析, 发生舞动地区属局部地区微气候条件所致, 大庆大部地区属于不具备发生舞动区域, 划分为0级区 (非) 。
绥化地区气象监测区站10 a间气象数据结果表明:雾凇日为57 d, 无雨凇记录, 月平均风速大于4 m/s的日累计为360 d, 个别月模拟线路积冰厚度为5~28 mm, 且多发生于中部地区。综合气象和运行经验进行分析, 绥化除中部地区外的区域属于不具备发生舞动区域, 划分为0级区 (非) 。
佳木斯地区气象监测区站10 a间气象数据结果表明:雾凇日为6 d, 雨凇日为3 d, 月平均风速大于4 m/s的日累计为360 d, 个别月模拟线路积冰厚度为4~10 mm。综合气象和运行经验进行分析, 佳木斯地区属于不具备发生舞动区域, 划分为0级区 (非) 。
鹤岗除北部新华外地区、鸡西中西部鸡东、密山、虎林地区处于三江平原和兴凯湖平原, 常年风速较大, 月平均风速大于4 m/s的日累计为450 d和1 590 d, 无雨凇、雾凇、及线路积冰现象。综合气象和运行经验进行分析, 鹤岗除北部新华外地区、鸡西中西部鸡东、密山、虎林地区属于不具备发生舞动区域, 划分为0级区 (非) 。
黑河西部五大连池地区和七台河中部小五站、新民地区属局部特殊气象地区:2006年在五大连池地区发生过龙卷风, 造成220 k V北吴线、110 k V北孙线、110 k V北龙线3条线路倒杆塔事故, 且该段区域属于风口地带, 有暴风灾害记录;七台河中部小五站、新民地区处于洼地风口, 常年风力较大, 但均无线路舞动记录及雨凇、雾凇、导线积冰记录。综合气象和运行经验分析认定该地区属于不具备发生舞动区域, 划分为0级区 (非) 。
大兴安岭地区、加格达奇地区、伊春地区、牡丹江地区, 鹤岗、双鸭山、七台河、鸡西除1级外地区多为山区, 全年风速较小, 无雨凇记录, 雾凇发生也极少。综合气象和运行经验分析认定这些地区属于不会发生线路舞动, 划分为0级区 (非) 。
4 结语
由于黑龙江省电网线路舞动发生频次较少, 没有相关经验积累, 因此每年线路舞动多发期 (在11月份至次年3月份) 结束后, 应对线路舞动情况和防舞设施的运行情况进行统计分析, 掌握黑龙江省电网舞动活动分布及变化情况, 并结合黑龙江地区气象、地理信息对防舞措施的有效性进行评估, 绘制舞动分布图, 确保线路安全稳定运行。
参考文献
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黑龙江电网 第6篇
日前, 黑龙江省电力公司顺利通过了国家电网公司信息系统安全等级保护验收。
国家电网公司信息系统安全等级保护验收组专家认为, 黑龙江省电力公司建立了信息安全规章制度, 规范了信息安全管理工作, 将信息安全风险评估纳入日常安全任务, 形成了信息安全评估、整改和验证闭环管理, 重视信息系统上线和日常运行维护安全管理, 紧密围绕信息系统物理安全、网络安全、主机安全、应用安全、数据安全以及信息安全管理平台等方面加强信息安全防护体系建设, 取得了较好的工作成效, 达到了国家电网公司验收要求, 且黑龙江省电力公司信息安全制度值得学习和推广。
黑龙江电网 第7篇
从业11年来, 董彬立足岗位, 取得了许多成绩。他和许多年轻人一样, 懂电脑、会驾驶汽车, 对新事物有着浓厚的兴趣, 但又与众不同, 在供电所这个小天地中脱颖而出, 创下了突出业绩。2003年、2004年连续两年获“国家电网公司优秀农村电工技术能手”称号, 2011年被授予“国家电网公司农电工优秀人才”。您可曾知道, 每项闪光荣誉的背后, 无不渗透着他默默无闻的奉献与付出。
苦练技术, 岗位成才
2003年, 董彬被派往牡丹江电校学习, 备战全国农电竞赛。40多名学员都是各县电业局的优秀人才, 董彬深知自己的理论是“瘸腿”, 于是努力迎头赶上。上课时认真做好笔记, 下课赶紧问老师问题。经过短期的封闭式训练, 凭着聪明好学、勤奋努力, 他很快掌握了全部竞赛科目技能。选拔赛结束回到家中的第三天, 接到通知他又进入了第二轮选拔。此时妻子已经到了预产期, 可他为了集体的荣誉, 安排好妻子后毅然坐上了去牡丹江的火车, 最终通过了第二轮选拔, 以齐齐哈尔地区排名第一的成绩, 代表黑龙江省电力公司参加在河南郑州举办的第二届全国农村电工岗位知识及技能竞赛, 并被授予国家电网公司系统“优秀农村电工”称号。
2010年在全省职业技能鉴定考试中, 董彬又以齐齐哈尔第一名的成绩获得高级工资格, 并成为全省10名配电运检专业的“国家电网公司农电工优秀人才”之一。
传授技能, 团结协作
董彬在老莱供电所主要从事配电运行检修工作, 所里每月3次例会的安全技能讲课, 常由他给大家讲一些安全生产知识、工作中的小窍门、小经验、技术动态, 受到同事们的欢迎。
2007年5月讷河市电业局开展城镇电网改造, 从各供电所抽调业务骨干参加施工, 董彬所在的班组有5人被抽调参加城网台区改造。城网改造中应用了大量的新型无功自动补偿装置和配网分支开关设备, 任务重、难度大。他与班组成员认真向市电业局生产技术人员学习新设备的性能、工作原理、安装方法及施工工艺, 充分发挥各自所长, 密切配合, 分工协作, 出色地完成了城网改造工作任务。他们所安装的台区被讷河市电业局评为城网改造工程标杆台区, 受到讷河市电业局领导的高度赞扬。
董彬常说:“没有完美的个人, 只有完美的团队, 我的每一次进步都是与班组成员的帮助和支持分不开的。”2010年9月, 讷河市电业局组织专业技能竞赛, 实力超群的董彬与另外2名班组成员被邀请参加技能表演, 他的拉线制作一气呵成, 与班组成员配合得天衣无缝, 得到现场全体观摩人员的一致称赞。
真诚服务, 赢得精彩
为了方便服务客户, 董彬身边常带有一个小本子, 记载着一些服务对象的基本信息。为了让客户有事尽快找到自己, 他还把自己的联系方式印成连心卡, 发放到辖区客户手中。他为供电区内的残疾人、五保户、军烈属等特殊客户建立了特殊客户档案, 定期上门为他们代购电。在特殊时期如保电、抗旱、秋收临时用电增加期间, 他张贴大量安全用电标语、电力抢修电话, 积极兑现服务承诺。多年来, 在董彬的影响下, 全所服务氛围日益浓厚, 多次受到表彰, 2004年被国家电网公司授予“农村规范化服务示范窗口”, 2010年被黑龙江省电力公司授予“群众满意供电服务窗口”。