基于数字物理混合仿真技术的继电保护自动化实训系统

针对目前国内继电保护专业实训系统存在的不足,建立了一套更符合电网生产现场要求、面向继电保护和自动化专业技术人员的继电保护实训系统。该系统将数字物理混合仿真系统、继电保护屏柜和综合自动化系统有机结合,采取电网数字化模型与真实的变电站二次设备相结合的方式,形成一套完整的实时闭环实训系统。该系统具备联机调试功能,可为继电保护专业人员营造逼真的实训环境,提高其处理系统故障时的综合分析能力。     

构建智能电网的关键技术研究

在归纳智能电网基本特征的基础上,对构建智能电网的关键技术(如:骨架结构、继电保护、变电站自动化等关键技术)的要点进行了阐述。结合参与研制开发的智能变电站辅助系统综合监控系统,描述了变电站自动化中智能联动技术的特点。     

高职电力系统继电保护课程教材改革探讨

电力系统继电保护是电力系统安全运行的保障.继电保护装置与发电厂和变电站综合自动化系统、电网调度自动化系统等密切关联.继电保护课程教学质量的好坏直接影响到后续其他专业课和选修课的教学.当前,该课程现行教材已不能满足高职教育的需要,表现在:理论教学内容偏多,缺少对各种电力设备保护配置和实际运行与检修方面技术的内容.因此,电力系统继电保护课程教材改革已迫在眉睫.在此对继电保护课程教材改革进行探讨,提出解决的设想和具体措施.     

地区电网继电保护及故障信息管理系统的开发与实现

电网继电保护及故障信息管理系统由主站系统、通信网络和子站系统三部分组成。该文综合分析了国内各种继电保护及故障管理信息系统,结合实际电网继电保护及故障信息管理系统经验,提出并实施了地区电网继电保护及故障信息管理系统的开发与实现的新理念,着重论述主、子站系统的硬件、软件平台架构及功能模块的设计。     

大庆油田110kV变电站微机综合自动化系统配置的研讨

多年的运行实践表明,采用微机综合自动化技术在降低变电站运行、检修人员工作量,提高继电保护装置性能等方面都显示了巨大的优越性,是油田电网二次系统的发展方向。但随着微机综合自动化产品种类及生产厂家的增多,逐渐暴露出一些产品在保护定值项设置、软件升级管理等方面的问题。为保护油田电网安全运行,最大限度地利用微机综合自动化装置的软、硬件资源,对微机综合自动化技术进行了探索、研究和总结,并在新建变电所二次技术协议中应用。论述了油田电网110kV变电所微机综合自动化系统配置。     

继电保护通讯(七十)

【特高压电网需要研究的课题】针对我国即将启动的1 000 kV特高压电网示范工程,继电保护和系统稳定方面的专家提出了研究课题。1在继电保护方面(1)继电保护装置和自动化设备电磁场抗扰度能力的研究。尽管特高压输电网产生的电磁场与目前超高压输电网产生的电磁场没有严格的区别,但随着电压等级的提高其强度势必增加。因此,要求进一步研究这些设备电磁兼容问题,提出电磁兼容的试验标准。(2)特高压电网无疑对继电保护和自动化设备的安全性及可靠性要求更高,研究系统稳态和暂态过程与500 kV、750 kV电网的区别,以及故障切除时间与系统稳定性…     

对甘肃电网继电保护工作的建议

1概述 甘肃电网继电保护工作始终得到省公司系统各级领导的高度重视和关注，尤其是得到了省公司领导和机关部室领导的广泛关心和支持，使得甘肃电网继电保护工作一直朝着健康的方向发展。近几年省公司加快了对继电保护及自动装置的技术改造进程，省公司系统内110kV及以上电压等级变电站继电保护及自动装置已基本实现微机化，综合自动化变电站得到了推广和普及,     

继电保护及自动化设备行业统计分析

继电保护装置和电力自动化系统是电力设备制造业中的一项重要产品,习惯上被划分为输配电行业的二次设备,负责对电网的一次设备进行保护和控制并测量电网系统的负荷情况。我国继电保护及自动化行业主要涵盖继电器、继电保护、电力自动化、电动机保护与控制、无功补偿、交直流电源等智能化设备以及测试设备、端子、     

电网自动化设备的故障检测及处理

近年来,随着我国科学信息技术的发展,在电子、网络、通信等多方面技术的推动下,电网自动化已经有了明显的进步,并向着系统化、智能化的综合自动化发展。作为电力系统中的重要部分,电网管理系统对电网自动化设备的故障检测与处理在其中起着非常关键的作用,这将直接的决定着电系统的运作状况。文中结合对电力系统的自动化管理系统,分析了继电保护欲配网管理系统,并就电网自动化系统设备的故障检测和相应的故障处理措施进行了详细分析,这一研究对于推广自动化管理系统平台的进一步应用具有一定的意义。     

变电站综合自动化微机继电保护研究

针对变电站综合自动化中微机继电保护功能的实现问题,首先阐述了变电站综合自动化的概念和系统结构,在分析比较传统变电站继电保护结构的基础上,结合微机保护的功能特点,给出了用于变电站综合自动化系统中的微机保护软、硬件设计思想,最后对变电站综合自动化微机继电保护系统未来的发展进行了展望.     

基于EMS的分布式地县电网AVC控制策略

针对地、县电网垂直耦合紧密,县网规模较小,提出一种新型分布式地县电网AVC控制策略。该策略基于EMS地县一体化自动化系统,首先在地调、县调自动化系统中分别部署AVC应用,地调和县调的AVC可运行在联调、解列两种模式下。其次建立分布式AVC系统优化控制模型,并对优化目标函数引入计算因子,使得该模型同时适用于地调AVC和县调AVC,简化了计算算法。最后现场运行效果表明,该策略可实现从整个地区电网的角度进行区域电网无功优化,进一步提高地调、县调电压合格率。     

大型核电站接入系统运行方案研究

针对大畈核电接入湖北电网的输电方案进行了研究和分析,根据2015年湖北电网的实际情况,提出了四种接入方案。在电力系统分析综合程序（PSASP）中,针对两种可行的方案,将大畈核电站接入电网后的短路电流,潮流,网损,静态安全和暂态稳定性以及接入系统方案的经济性,进行了计算和仿真。得到的结果验证了两种接入方案的可行性和正确性,得出了方案2（即分别以两回500 kV线路接入凤凰山变电站和梁公铺变电站）为最经济可行的大型核电站接入系统的方案。     

基于支路暂态能量函数的特高压区域电网间容量交换能力研究

随着特高压电网的逐步建成,大区电网间必将存在大容量的有功功率传输,提出基于支路暂态能量函数的分析方法对电网间极限交换容量进行计算分析。在多机系统COI坐标系统方程的基础上构建电力系统支路暂态能量函数模型,并验证了系统扰动后的总暂态能量守恒的原则,通过电网中各支路能否消纳发电机转子动能来判定系统的稳定性。在CEPRI 8机36节点系统中对扰动后网络中各区域支路的暂态能量函数分布特性进行了验证分析,并在此基础上求出电网区域间最大传输功率。应用该方法对电网间的极限交换容量进行校核计算。仿真结果验证了该方法的有效性。     

智能电网的研究与应用

首先介绍了智能电网的概念,总结了智能电网坚强、自愈、兼容、互动、优化、集成六大特点,并对我国智能电网的发展动因及现状进行了简要分析,提出了适应于我国智能电网的组成结构,其应包含智能发电系统、智能输电系统、智能配电系统、用户侧智能电表全部环节,最后对建设适合我国的智能电网提出了一些初步的建议.     

受送电规模限制下水电长期可吸纳电量最大优化调度模型

跨省跨流域水电站群发电优化调度已成为中国大水电系统调度运行的瓶颈问题,以南方电网水电站群为背景,结合其长期优化调度问题,提出水电长期可吸纳电量最大模型。该模型在发电量最大模型基础上,将电网对水电的吸纳能力和受送电量限制作为控制条件,以适应大规模水电站群优化调度的实际需要,结合逐步优化算法、离散微分动态规划算法和逐次逼近算法求解。以南方电网92座水电站组成的水电站群系统为背景的实例研究表明,该模型体现了省级电网间长期受送电需求和限制,能有效解决大规模跨电网受送电模式下的长期水电调度问题。     

基于事件触发控制的时滞电力系统负荷频率控制

区域电网间存在较高的数据传输,使有限的通信和计算资源变得拥塞。为降低区域电网间的通信负担,提出基于事件触发控制的时滞电力系统负荷频率控制(LFC)方法。针对具有通信延迟的LFC系统,建立基于事件触发控制的时滞LFC动态模型。进而采用多求和不等式,提出具有事件触发控制器的时滞相关LFC系统Lyapunov稳定分析判据;在此基础上,推导了基于事件触发通信和输出反馈的负荷频率控制器协同设计方案,以保证电力系统频率稳定性的同时提高数据传输效率。仿真结果表明,所提方法能够有效减小互联系统频率和联络线功率振荡,保证系统的时滞稳定性并减少网络通信的冗余传输。     

A multi-objective short term hydropower scheduling model for peak shaving

The short-term scheduling problem of a hydropower system in China Southern Power Grid (CSG) is studied. As one of the largest in China, the system consists of 92 hydro plants with total installed capacity of 41GW occupying 14.7% of the national hydropower capacity at the end of 2013. Abundant hydroelectricity of the system is transmitted from the western provinces to the eastern load centers in CSG. Obvious difficulties of the hydropower scheduling of CSG are large-scale system, complex constraints and multiple power receiving grids of single plants and cascaded systems due to huge capacity. A short-term hydropower scheduling model for peak shaving of multiple power grids is developed for the operations of the hydropower system of CSG. The model is composed of multi-objective optimal peak shaving (MOPS) model, inter grid power distribution (IGPD) model and load fluctuation balance (LFB) model. The MOPS model minimizes the maximum residual loads of each power grid in which the IGPD model is embedded to distribute power of a plant among several power grids. To solve the model, an aggregate function and a multi-objective fuzzy optimization model are combined to establish an alternative objective function, and a proposed constraint successively satisfying (CSS) algorithm is used to address the period coupling constraints in local search. A case study shows that the proposed approach is practicable, adaptable and robust to obtain near optimal results efficiently, and is applicable for large-scale hydropower systems with both multiple and single power receiving grids.     

利用经济压差确定动态无功补偿容量的方法

针对现阶段中国电网设计无功补偿容量的缺陷,提出一种基于经济压差确定动态无功补偿容量的算法。分析中国电网无功补偿现状,基于无功补偿应遵循的基本原则,引入经济压差的概念,通过电网各种运行方式下线路的剩余无功,变压器无功损耗和负荷,推出合理的计算动态无功补偿容量区间的公式,以减少电网输送无功时产生的有功损耗和电压降落。该方法可以有效地改变中国电网线损率高的现状,提高电网无功补偿的投资效益,有利于提高电网电压质量和运行的经济效益。仿真实例证明了本文提出方法的有效性和实用性。     

配电网混成电压控制系统指标体系设计与应用

针对配电网的混成多目标优化电压控制问题,阐述建立混成控制指标体系的重要性和必要性,并从工程实用的角度出发,选取便于量测和计算的指标,构建配电网混成电压控制系统的指标体系.该指标体系包括安全稳定性、电能质量、经济性三方面指标,可作为不同类型的事件触发判断依据,进而形成控制指令,实现电力系统多目标趋优运行.针对某地区实际配电网数据的算例测试表明将该指标体系应用于配电网混成电压控制系统,能够准确快捷的判断出各类型事件.进一步的,采用基于指标满意度最大化的协调优化算法,可实现整体趋优的控制效果.     

Sensitivity-based locational marginal value calculations in distribution grids

Electric utilities are experiencing a rapid growth of distributed energy resource (DER) deployment in their distribution grids. DERs can result in operational challenges in distribution grids, while at the same time can be viable assets in helping electric utilities better plan and manage grid design, operation, and planning. The DER valuation becomes an extremely important factor in this situation to ensure that DERs are fairly and accurately valued for the services they provide. This paper investigates the idea of spatiotemporal valuation of DERs and develops a sensitivity-based locational marginal value (LMV) calculation method that can be solved without the need for solving the network power flow problem. Furthermore, the impact of cost allocation to various upgrades in the system on LMV calculation is investigated, with the goal of demonstrating the fairness of the proposed LMV calculation method. The proposed model is applied to a standard test system for evaluation and validation.