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风电运维方案范文1
关键词：大数据；风电场；运维管理；应用前景
大数据是需要新处理模式才能够具有更强的决策力、洞察力和流程优化能力，从而适应多元化的信息资产。大数据时代的到来，风电场装机容量逐渐增大，电力网架比例不断攀升，机组设备不断更新，对风电场运维提出了新的要求。因此加大力度探讨大数据在风电场运维管理中的应用，在推进风电事业发展方面具有重要的现实意义。
1 风电场运维管理的特点
风电场建设往往规模大，分布区域相对广阔，随着设备配件的不断更新，运维管理过程中存在一些不容忽视的特点。
1.1 设备台数多，高空作业难度大
每一个风机都是一个发电单元，故障几率大，工作点分散，再加上风电场多分布在广阔的野外，地域宽广，给工作人员操作带来了极大的困难；其次，风机作业属于高空作业，每次都需要爬至少70米高的塔筒，作业面狭窄，相对地面有一定危险性，极大的工作强度造成一定的压力；另外，从电气、机械到自动化，风机虽小，五脏俱全，所有的发电系统及能量传动链都需要同一批人员维修维护，对人员的素质及经验有一定的要求。因此，多种因素导致风电场运维管理难度大，在一定程度上给风电场后期生产运维造成了很多不确定因素。
1.2 岗位条件差，运维管理人才少
目前而言，我国风电场规模在逐步扩大，但从发展进程来看我国风电行业仅仅处于初始阶段，工作岗位不稳定，不能有效的吸收具有专业才能大学生的目光，由于地处偏远地区，工作条件差。另外，风电场设备较多，不仅需要专业才能，更需要长期的工作经验和积累，而许多风电场建在高山峻岭的偏远之地，恶劣的工作条件，让很多有着丰富经验和精湛技术的工作人员望而却步，最终导致越是偏远地区运维管理人才越稀缺，无法满足运维管理工作需求，给风电场的安全管理埋下隐患。
1.3 运维管理模式旧
风电产业在中国的发展仅仅二三十年的历程，各种管理还处于摸索阶段，就目前而言，我国风电场的前身是火电厂，在风电场的运维管理中，管理模式多采用原有火电厂的管理模式进行，然而风电场与火电厂相比，在设备运行上存在很大差别，这种“拿来主义”无法实现运维管理工作的最优化。
2 大数据在风电场运维管理中的应用
2.1 提高风电的可靠性
在现代信息技术发展环境下，大数据在风电场运维管理中的有效应用，促进了大数据分析与天气建模技术的有机融合，全面提高能源电力系统的稳定性，从而保障风电场运行及维护的可靠性。传统模式下，风能资源预测精准度较低，风能无法贡献预期功力时，需要以火电作为后备力量。此种情况下，电网往往对风电的依赖程度较高，导致风电场建设后备电站的成本较高。一旦启用火电站，就不免会向大气环境内释放一定量的碳排。而大数据时代的到来，数据分析精准度更高，数据分析速度更快，基于温度、湿度、降雨量、风向和风力等变量能够对风电进行精准预测，便于电网调度人员结合风电场实际情况及时做好调度安排，从而有效提高风电场运维管理的有效性。
2.2 改善风机性能，实现风电场效益最大化
通过大数据在风电场运维管理中的有效应用，便于相关工作人员对风机的运转数据以及风电场运营数据进行准确的检测和采集，进一步改善风机性能。风电场相关数据信息往往分散于风机制造商、风场业主、系统运营商以及运维服务商等多个环节内部，大数据的有效应用，有助于实现利益的合理分配，为风电场业主追求效益最大化提供可靠的依据。
2.3 细化风电场运维管理基础性工作
就设备管理方面来看，大数据在风电场运维管理中的有效应用，有助于规范风电场建设中的相关操作，充分做好设备选型及风电场规划工作，并加强风电场设备的重点维护管理，通过对大数据技术的有效应用，定期组织开展检测和检修工作，降低风电场设备的故障发生率，保障风电场设备的安全稳定运行。由于风机其所处环境恶劣，维修检测困难，导致设备运维管理中的难度较大。而大数据的有效应用，有助于及早发现风电场设备运维管理中的异常情况，早发现早处理，及时排出风电场安全隐患。
就技术管理方面来看，大数据的有效应用，便于将风电场运维管理的具体情况进行准确的记录，促进标准化、模板化的运维管理方式的形成，从而确保在第一时间排查风电场故障问题，并建立动态的信息系统，应用于归档记录和查询，为后期风电场运维管理提供可靠的依据。
2.4 转变管理模式，充分发掘风电场运维管理综合效益
大数据在风电场运维管理中的有效应用，促进了集控式、智能化管理模式的形成，一定程度上转变了风电场运维管理中的资源配置方式和技术支持特点，促进资源优化整合，实现风电场业务整合一体化运作，促进集控管理、协作制约的管理模式的形成，提高了风电场远程监控的有效性。大数据技术在风电场运维管理中的有效应用，便于及时发送风电场预警信息和故障信息，在实际运行过程中有效的提高了工作效率，节约企业成本，提高资金回笼的效率，全面提高企业的综合实力，充分发掘风电场运维管理的综合效益，推进风电事业的稳定发展。
随着大数据技术在风电场运维管理中的有效运用，未来风电场的管理模式将更加趋向于数字化、网络化和智能化，融入多项高科技技术，积极引进先进的管理理念，并采用现代化的管理方式，全面提高风电场运维管理效率和管理水平。通过网络视频功能指导风机维修操作，并通过远程操控为风电场事故提供解决方案，并结合风电场的实际情况，积极制定高校的预防措施，通过对大数据的有效应用，基于智能化操作系统对风电场进行科学合理的故障诊断，将风电场事故发生率降到最低，在此基础上，将风电场风机运行与电网协同进行柴油机结合，准确高效的完成电网调度指令，通过对大数据的有效运用，加强风电场运维管理的智能化和精细化，从整体上推进未来风电场的稳定发展。
结束语
风电场运维管理工作的顺利开展，应当基于当前风电场的实际情况，加强风电设备、技术及操作人员等方面的运维管理，积极探索大数据时代下的运维方式，积极加强技术创新，坚持与时俱进，充分发挥大数据在风电场运维管理工作中的应用价值，为企业潜能的发挥提供可靠的保障，推进风电事业的稳定发展。
参考文献
[1]姚剑平.浅论风电场日常管理中的四个关键控制项[A].中国农业机械工业协会风能设备分会2011年度论文集（上）[C].2011.
风电运维方案范文2
【关键词】电站运行维护管理 J2EE B/S结构 系统设计与实施
国内某大型新能源公司以在风能、太阳能等清洁可再生能源领域的投资、开发与运营为主业。随着该公司的业务快速发展，投入运行的电站（风电场、光伏电站）数量不断增加。截至2016年底，该公司业务已覆盖30个省、自治区和直辖市，投产、在建的风电、太阳能等新能源装机超过700万千瓦，投入运行的电站将近100个。
电站作为新能源发电的具体运行维护的生产单位，其管理水平高低直接关系着电站发电量的高低。目前，该公司电站地域较为分散，分布在全国各地，电站的运行维护管理还比较粗放，电站运行维护中的大量信息目前还采用手工填写方式记录，无法有效指导电站运行维护管理工作。
为实现电站运行的信息化、电子化管理，确保设备安全、高效运行，提高设备消缺、检修及维护速度，节约人力资源成本，对电站运维管理过程中的设备、运行、物资等方面进行信息化管理是非常有必要的。
1 系统设计原则
1.1 先进性原则
系统采用成熟的软件架构，利用先进的开发技术，做到人机界面友好、操作简便、维护方便。网络基础建设要立足于未来业务发展要求，计算机的软硬件、数据库等均应采用先进稳定的产品，满足系统数据存储和管理要求。系统要有合理框架结构设计，满足系统访问速度快要求。
1.2 集成性原则
系统设计要全面考虑三峡新能源公司内部各业务部门之间的信息交流与共享，实现各业务数据在信息系统中的全面集成，充分发挥公司整体效益。
1.3 实时性原则
系统能及时准确的反应三峡新能源公司电站运行维护当前的信息，能在最短时间内为公司各级用户提供最有价值的信息。
1.4 经济性原t
系统建设要从经济着眼，选择性价比最高的方案，以节约系统建设投资。
1.5 开放性原则
为保障系统长远发展的接口及兼容问题，提高系统的柔韧性，系统应该做到高度开放性。
2 技术选型分析
系统遵循统一规划、统一软硬件平台、统一接口服务标准的原则，结合“集中式管理、分布式应用”的思想，系统采用如下实现技术路线：
2.1 系统采用B/S架构
B/S（Browser/Server）结构即浏览器/服务器结构，对于B/S结构而言，浏览器是其重要的组成部分，主要有浏览器为用户提供窗口进行交互，获得服务。通过这种结构的设计，能够很好的满足了用户的需求，还能有效减轻用户端的工作量，对成本的降低和开发设计的周期缩短提供技术基础。
2.2 系统采用J2EE体系结构
J2EE 的核心是一组技术规范和指南，所包含的各类组件、服务架构及技术层次，均有共通的标准及规格，让各种依循 J2EE 架构的不同平台系统之间，存在良好的兼容性，解决过去企业后期使用信息产品时彼此之间无法兼容、企业内部或外部难以互通的窘境，通过提供企业计算环境所必需的各种服务，使得部署在J2EE平台上的多层应用，可以实现高可用性、安全性、可扩展性和可靠性。
2.3 系统开发语言
系统采用Java语言开发，Java是一种简单的、面向对象的、分布式的、跨平台的、可移植的、动态的语言。
2.4 系统采用数据库
系统采用Oracle 11g数据库。
2.5 系统采用先进的IT架构建设系统运行支撑环境
以现有计算机网络、软硬件为基础，采用以存储为中心的IT架构思想，体现高度的前瞻性和可扩展性，采用“分期投入，逐步扩展，保证系统应用的完整性和硬件投资的有效性”原则，基于企业内部专用网络搭建系统运行支持环境，包括计算机网络设备、支撑软件和安全保障体系。
3 系统体系结构设计
考虑到电站运维管理系统的安全性和易用性，系统采用B/S架构，分为三个层次进行设计，分别为展现层、业务层及数据层。系统体系架构如图1所示。
4 系统功能结构设计
电站运维管理系统主要实现设备管理、运行管理、物资管理、系统管理等功能。系统功能结构如图2所示。
5 系统网络拓扑设计
电站运维管理系统中服务器由应用服务器、数据库服务器、中间件组成，各站点用户通过本地浏览器直接访问系统的服务器。电站运维管理系统的数据库服务器、应用服务器及中间件服务器，部署在北京总部，公司内网用户端通过浏览器直接访问系统。各区域管理机构、子公司采用SDH数据专线方式连接到公司总部广域实现内网联通，用户端通过浏览器直接访问系统。各电站通过深信服科技公司的VPN设备联通公司总部实现内网联通，用户端通过浏览器直接访问系统。移动用户通过深信服科技公司的SSL VPN设备访问系统。平板电脑和智能手机等通过的移动APP应用访问系统。电站运维管理系统的网络拓扑设计如图3所示。
6 系统数据库设计
数据库设计是电站运维管理系统的重要组成部分，数据库中存储了电站运行维护业务大量数据信息，数据库中数据信息依据相应的依赖关系和所构造的数据结构进行排列，其目的是实现快速、高效率的数据处理，同时保证库中的数据尽可能少的冗余。本系统设计时，需要确立所有数据表中的字段属性、名称、字段类型等信息，并设置不同数据表间的联系。每一条数据包含有很多信息，根据数据描述对象的差异其数据内容又各有所异，而且数据库的构建需要满足数据便于扩充的需求。
本系统采用Oracle 11g数据库，数据库设计主要包括系统实体关系图及对应的数据库结构表两部分。
7 系统安全设计
系统在进行安全设计时要考虑一个系统要具有消除潜在风险的能力和对风险的承受能力，三峡新能源公司电站运维管理系统主要从网络安全设计、系统权限设计、身份认证设计和数据安全设计四个方面进行系统安全设计。
7.1 网络安全设计
7.1.1 防火墙与入侵检测
电站运维管理系统采用山石网科的硬件防火墙（具有IPS入侵检测功能）和深信服科技的上网行为管理设备，以防止外部非法用户的进入，过滤不安全的服务，达到保护应用程序安全和数据安全的目的。
7.1.2 采用防病毒技术
为有效加强软件自身的抗病毒能力，采用挂接和捆绑第三方反病毒软件（如McAfee），同步对外来的软件与传输的数据进行必须的病毒检查操作。
7.2 系统权限设计
系统管理中提供用户权限配置功能，系统管理员可以对系统用户进行新增、删除、查询和修改等功能，设置用户、用户组的操作权限等各类权限。可根据部门、不同用户类别等建立用户组，然后对不同用户及用户组赋予不同的权限，从而约束用户在系统中的使用权限。为系统内部人员提供统一的权限管理机制。
7.3 身份认证设计
为了保证用户身份的安全性，系统提供用裘苈胨定策略和密码规则配置。密码锁定，系统可配置失败登录次数和锁定时间，在用户失败登录达到一定次数后，在一段时间内暂时禁止用户的登录行为，过了这段时间后才能再次允许用户登录；密码规则配置，系统支持灵活配置密码的数量以及包含的策略（大写字母、小写字母、数字、特殊字符等）。针对每个用户提供有效期、密码失效期的功能。
7.4 数据安全设计
数据安全设计是电站运维管理系统最重要的内容。在系统中，数据是核心内容。主要通过将前端应用服务器采用负载均衡技术，负载均衡技术既可以提高整个系统的性能，也可以提高整个系统的高可用性，当一台服务器出现问题的时候，另外一台仍会继续工作；后端数据库服务器采用双机热备技术，双机热备技术可以提高数据库服务器的高可用性，防止一台出现问题是服务中断的情况发生。
8 系统实施
目前，电站运维管理系统已在投运的电站已全面推广应用，系统运行正常，达到了预期的目标。系统利用信息化手段解决了电站运行维护中的设备管理、运行管理、物资管理的信息化、电子化，实现了电站运行维护管理的标准化、规范化，实现了各种运行维护信息的共享，确保了电站设备的安全、高效运行，提高了设备消缺、检修及维护速度，节约了人力资源成本。
9 结束语
电站运维管理系统的设计与实施，提高了电站设备可利用率和供电可靠性，提高了电站设备消缺检修维护速度，从而提高了发电效率和发电量，降低了该公司管理成本，提高了该公司的市场竞争力。
参考文献
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作者简介
董清（1982-），男，安徽省人。工程硕士学位。现为中国三峡新能源有限公司工程师。主要研究方向为企业信息化建设。
风电运维方案范文3
6月中旬是海上风电施工建设的有利时机。在如东的东凌沿海，江苏海力风电设备科技有限公司（下称海力风电）所属的70亩专用码头上，工人们正在对一个海上风机单桩做除锌；码头上还满当当地放着已经施工完成的其他海上风电装备。在潮水涨起来的时候，完工的装备就可以直接通过船舶运送到相应的海上风机所在地。这个码头目前处于超负荷运转的状态，海力风电已决定在如东的另一个港口，新建一个更大的码头暨生产基地。
离东凌码头20多公里，坐落着海力风电25000平方米的厂房。厂房的旁边，另一个面积略小的新厂房正在施工建设中。待厂房建设完毕，海力风电的产能就会进一步扩大。
创办于2009年8月的海力风电，现已成为中国最大的海上风机塔架和海上风机基础导管架承载平台制造商。面对未来，海力风电的上上下下都卯足了劲――扩建厂房、兴建码头和基地，只待海上风电的大爆发。
“前几年赚的钱几乎都拿来扩大生产了，希望海上风电产业能够快速发展起来。”海力风电董事长许世俊在匆忙赶会的途中对《能源》杂志记者意味深长地说。
尽管十二五时期海上风电装机量只完成了不足两成的目标，但这完全没有影响业界对海上风电十三五实现快速增长的信心。相反，几乎大家都认为，过去的缓慢发展已经为未来的大发展做好了充分的准备，海上风电已成为能源产业的投资风口。
但从现实来看，海上风电的政策法规以及相关标准等上层建筑远未完善，个中缺失和漏洞何时补齐并没有时间表；技术产能以及配套设施等经济基础亦是薄弱，海上风电产业链仍然是一个尚未强健的弱者。
这些都构成了海上风电投资风口之下涌动的暗流。如何看清暗流、避开暗流成为当前必须重视的问题。这些也都是海上风电爆发前必须解决的问题。
在《能源》杂志主办的2016能源中国行寻找风能的洁净世界暨“迎增长”海上风电发展与投资研讨会上，海上风电的各界人士对此都提出了各自的看法；同时，我们还调研了海上风电产业的多方代表。至此，一个更加清晰的海上风电产业图景呈现在了我们面前。
爆发的新“风口”
或许还没来得及对未完成的十二五目标扼腕，海上风电产业就已快速进入了被照耀得光芒万丈的十三五。
从东海大桥海上风电项目核准建设至今，我国海上风电的诞生至今历时8年。到2015年底，全国海上风电并网容量仅75万千瓦，没有实现十二五规划目标。
海上风电过去几年的慢速发展，仿佛使得大家都憋着一口气――未来要加快发展。 2015年底，国家能源局的《全国海上风电开发建设方案（2014―2016）》中，44个海上风电项目被列入建设方案，总容量超过1000万千瓦。另据业内人士透露，正在编制的“十三五”规划初步提出，海上风电发展目标是到2020年开工建设1000―1500万千瓦。在庞大的规划数字下，无论是业主，还是设备制造企业，都不约而同地制定了远超过去的发展目标。
海上风电资源丰富、不占用土地、靠近电力负荷中心，兼具多重优势。在煤炭、石油、光伏，以及陆上风电等一次能源出现过剩的情况下，海上风电犹如一个尚未开掘的宝藏，成为能源产业投资新“风口”。
近段时间以来的各种场合和相关活动里，海上风电“蓄势待发”、“春天来临”、“迎来拐点”、“飞跃式进步”等词汇高频率出现。“我们去年的订单就开始有较大增加。”某家海上风电零部件生产企业的销售人员愉快地说，“现在全国各地都有我跑不过来的活动和市场。”
根据国家可再生能源中心的统计，2015年，我国新核准海上风容量约201万kW，新增装机容量约30万kW。可见，新增装机的速度已在加快。
作为最大的风电运营商，国电集团将海上风电作为了未来发展的重点。国电集团公司副总经理谢长军近日透露说，国电集团已明确了以“上山、下海、进军低风速”为核心的战略转型，加大经济发达、送出条件好、消纳能力强、电价水平高的中、东、南部地区风电市场开拓力度，加快开发海上风电市场。未来五年，国电集团将新增200万千瓦海上风电项目。
曾经吃到了中国海上风电“第一个螃蟹”的华锐风电，现已将触角从近海延伸至了深海。华锐风电总裁徐东福在寻找“最美风电场”的活动中表示，中国海上风电经过多年的沉淀和积累，蓄势待发的机会即将来临。华锐风电正在探索离岸型、漂浮式、深海海上风电机组。
除了整机商，以海力风电为代表的制造企业，也已开始厉兵秣马。这几年来，海上风机设备占海力风电集团全部收入的比重逐年提高，预计很快将超过其陆上风机设备的销售收入。此外，海力风电还有延伸产业链的计划，试图在十三五期间能够找到合适的风资源，自己成为海上风电的运营商。显然，海上风电将成为海力集团未来发展的重点。
“增加产量、降低价格，才会有竞争力。”海力风电董事长许世俊说，“我们计划用两年到三年的时间在小洋口港区新建一个深水港码头，通过扩大生产和提高运输的能力，形成一个在行业内具有重大影响力的海上风电场产业链基地；我们要在现有生产能力的基础上，扩大风电配套产品的种类，力争使海力集团成为全国最大的海上风电场风机配套设备制造商。”
这些企业的情况都并不是个例，十三五期间的发展重点从陆上转向海上是风电产业界普遍的战略。而从海上风电的地域分布来看，江苏占据最主要的位置。截至2015年底，江苏省核准的海上风电电项目占我国海上风电核准总容量的64%，其中，如东是江苏建设海上风电的大本营。
截止到去年年底，如东的近海和潮间带的海上风电装机是60万千瓦。如东县能源局局长张俊对《能源》杂志记者说，如东潮间带的风电已经基本开发完毕，一些项目正在向近海10米水深进行开发。南通市的十三五规划已有初步方案，计划十三五期间， 如东暨整个南通地区的海上风电规划总量为160-170万千瓦的规模。目前，这一方案正在征求社会各界意见。
在江苏之后，福建省则是海上风电发展的后起之秀，该省也对海上风电发展寄予厚望。福建省“十三五”规划纲要中提出，要积极推进一批海上风电项目建设，力争到2020年全省风电装机规模比2015年翻一番。
不过，即使是全力推动海上风电发展的业内人士，也有不少对受到热捧的海上风电可持续发展存在着忧虑。一位运营商的管理层人员谨慎地说，各地明确规划的海上风电项目中有很多的前期工作都还存在不确定性。“十三五”期间想要实现这些项目的全部落地存在很大的困难，建议有关部门要尽早出台后续项目规划。
高成本硬伤
投资风口之下，是海上风电项目成本几乎倒挂的事实。从业者们心里清楚，如何降低成本是摆在面前必须迈过的一道坎，否则所有的投资都将没有意义。
国家发展改革委2014年6月印发的《关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2014〕1216号），为海上风电上网电价定下了基调。该通知规定：2017年以前（不含2017年）投运的近海海上风电项目上网电价为0.85元/kWh，潮间带风电项目上网电价为0.75元/kWh。
但在这样的上网电价水平上，如果没有地方的配套支持政策，海上风电项目的收益水平难以保证。
由于海上环境的特殊性，海上风电主机设备价格更高，单桩、导管架等风机基础施工程序复杂，还需采购配备施工船舶、打桩锤等专业装备，这些因素导致了海上风电建设成本远高于陆上风电。以龙源如东海上风电场为例，潮间带风电场每千瓦造价是同区域陆上风电的2倍，近海风电造价更高。
据国网能源研究院统计，海上风电的平均投资成本约为陆上风电的2.8倍。2015年，中国海上风电的平均投资成本约为2400美元/千瓦（折合人民币14743元/千瓦）。另据彭博财经数据统计，中国现有大部分海上风电项目的度电成本约为0.16-0.23美元/千瓦时（折合人民币0.98-1.41元/千瓦时），远高于煤电、气电和陆上风电的度电成本。也高于国家发改委规定的海上风电上网电价。
“随着海上风电项目逐步向更远的外海转移以及选址的复杂性，海上风电项目的初始投资成本将进一步提高。”国网能源研究院新能源研究所所长李琼慧说。
成本提高的同时，上网电价并没有相应提高的趋势。国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山近日透露，海上风电的电价政策是明确的，再提高电价不大可能。从目前来看，十三五期间保持电价水平不变是合理的。
既然上网电价难有提高的空间，海上风电自身降低成本则成为唯一的出路。业内达成共识的是：技术创新带来的主机设备价格下降和施工成本下降将是海上风电降低成本的主要空间。
龙源江苏海上风电有限公司党委书记高宏飙在福建和江苏的海上风电项目均有丰富的经验。对于如何降低成本，他建议说，设备制造商应持续改善风机设计，做到所有重要零部件都能国产化，降低生产成本；对于海上风电开发商，建议持续强化施工技术创新，自主研发和引进更高效的专业施工装备，根据不同海域的海况、地址条件差异，选择适合的基础形式和施工工艺，降低施工成本。
必维新能源部经理田磊接受《能源》杂志采访时则表示，随着技术的发展和经验的积累，中国海上风电现在已经有很多降低成本、优化投资的空间，比如基础和安装方面，可采取更优化的方案和设备配置来降低成本。而施工、安装成本在海上风电项目建设总成本中占比超过40%，如能较大幅度的降低施工、安装成本，项目投资也就会有可观的下降。
另一方面，以大数据分析、物联网技术为代表的信息科技与海上风电的结合也是降低其成本的一条路径。“IT技术在降低海上风电项目全生命周期的成本方面是可以发挥作用的。”IBM大中华区能源与电力行业总经理余红光对《能源》杂志记者说，“我们正在和一家海上风电运营商合作，整合其风机选址、运维的各项数据，包括气象数据等，使之做到风机数字化，实现物理世界和虚拟世界的融合，以提高风机的出力。”
但不容乐观的是，降低成本的过程可能并不会很快，未来十年的海上风电发展或许都将离不开补贴。按照目前的情况，有机构预计到2030年，海上风电才将普遍实现平价上网，度电成本比目前下降40%左右，达到约0.6元/千瓦时，开始具备较强的市场竞争力。
缺失的法规标准
如果说海上风电降低成本的路径还算比较清晰的话，如何完善相关的法律法规以及行业标准规范，则是一项繁杂得多的工作，同时也是一项影响海上风电未来发展的关键因素。
海上风电前置审批手续复杂，涉及能源、海洋、海事、环保、军事等多个管理部门，目前仅苏北海上风电建设纳入全国海洋主体功能区规划，海域利用等问题沟通协调难度较大。
“现在还没有一个十分规范的审批流程和规范，拿到项目的海上风电运营商可以说都是各显神通，通过各种手段才拿到的。”说起海上风电的审批，一位地方政府的官员无奈地说道。
在海上风电开发前期，需要开展工程用海预审、海洋环境影响评价、海缆路由调查、接入系统设计、通航安全评估等多个专题报告，不仅涉及发改委、能源局，还涉及到海洋、渔业、环保、军事等多个部门。尽管国家能源局会同国家海洋局制定了支持海上风电发展的有关管理制度和办法，但在实际操作中，各地的管理标准不一，大大延长了前期工作的周期。
例如，中广核如东150MW海上风电场项目于2007年获得国家发改委批准“路条”。2007年至2013年， 中广核花了六年时间才完成包括海域环评报告、用海预审，通航许可，海域路由审批等多项前期准备工作。2013年6月25日，该项目终于获得国家发改委正式核准。
“海上风电项目海域使用论证获取许可、通过海洋环评、通航安全论证的周期一般需要2年以上，延缓了海上风电前期工作进程。”高宏飙说，“希望相关部门能进一步明确海上风电审批的主责机构，理顺审批流程，简化审批程序，建立统一协调机制，使得项目在市场情况变化前能够及时抓住机遇上马，降低开发的风险。”
而作为直接主管部门的地方能源局，对于海上风电涉及面较广的难题也是比较头疼。张俊说，海上风电的开发既要服从当地的经济建设，更要服从沿海港口开发的需求，不能因为海上风电的开发而影响江苏港口的开发。从去年开始，如东海上风电开发的相关领域显现出了一些矛盾，比如港口航道、海上渔业养殖区、海洋保护区、海上军事设施（雷达）安全性等等。
为了解决这些问题，如东能源局已不遗余力。“我们委托南通水科院围绕海上风电场区、海洋动力环境进行了专门的研究；我们还委托了国家交通部的安全研究所，就如何破解海上风机建成后对海事部门的雷达的影响等做了一些专门的研究。在长三角一带，特别是在上海港两侧的主航道，交通航线的密度非常大，所以我们对海上风电开发对航道的影响也做了一些研究。”张俊说。
面对这些问题，国家能源局方面也有计划做出改进。史立山日前在一次会议上表态说，海上风电项目建设的管理体制是明确的，项目核准权在地方。未来海上风电管理的规章制度，程序会更加地清晰透明。
而除了前期的审批程序缺乏规范之外，海上风电的部分前期工作技术标准也还未形成完整的标准体系。工程基础设计、海上升压站设计、防腐设计、施工安装、运行管理和维护等方面均缺乏技术规范，难以对海上风电场工程全过程实现有效指导。
从国际经验来看，欧洲是当今世界海上风电开发的主战场，规模和技术处于世界领先地位。根据中国风能协会的数据，截至去年底，英国海上风电装机容量达到506.05万千瓦，排在世界首位。
英国的苏格兰地区跟中国的如东地位相似，都是该国海上风电开发的主战场。苏格兰国际发展局接受《能源》杂志记者采访时表示，苏格兰的企业享受着具有足够支持力的政策环境是海上风电发展成功的主因，比如，苏格兰设立了7个低碳企业专区，此外，政府还对海上风电提供了上亿英镑的基金支持。
“苏格兰政府极大地热衷于发展可再生能源行业，且一直持续于为可再生能源提供协助。目前有不少中国企业都有意愿到苏格兰投资海上风电场，我个人观点是，这些都是英国政府补贴资助资促成的项目。”苏格兰国际发展局能源与低碳技术部门的前瞻项目高级主任Ian McDonald对《能源》杂志记者说。
孱弱的产业链
其实，无论是成本、政策还是技术，归纳起来都可以说是一个问题――中国海上风电的产业链还不成熟。
与陆上风电相比，影响海上风电的发展因素更为复杂，也更加需要整个产业链的共同发展。从数字上看，海上风电投资成本构成中风机仅占一半左右， 建设安装和并网成本占47%。必须要有整个产业链上下游的合作，才能实现整个海上风电产业的快速发展。
“一个产业健康发展的关键是生态系统的健全和高效协同。”IBM大中华区认知解决方案事业部能源与电力行业总监李国志认为，中国海上风电还需要有一个完善、成熟、全产业链协同创新的生态系统。其中，利用数字化技术整合风电行业价值链，提升客户体验和价值，是行业上下游企业共同面临的挑战。打通产业链的一个核心的技术是物联网，同时有效结合大数据和认知计算技术。风机本身的智能化就会产生大量的数据，通过这些运维数据不仅可以帮助运营商优化风电场运行和维护，同时也可以帮助设备厂商优化产品设计和质量等。
目前整个海上风电产业链的薄弱，或将成为未来制约其大发展的根本因素。“2016年已过半，从现在的情况看，十三五规划多半完成不了。”一位业内人士难掩焦虑，对海上风电产业链的现状提出了多个问题，“你看看现在有几个打桩锤，有几条支腿船？4兆瓦以上风机配套叶片模具有几副？配套产业跟不上，都将是未来的瓶颈。”
海缆是海上风电产的一个关键零部件，中广核如东海上风电项目的海缆采用的是国内最长的110KV三芯海缆。在该项目的建设过程中，曾因为出现极端天气，导致海缆铺设可能出现毁灭性打击。“那两天我整宿整宿的睡不着，一颗心都吊着。”中广核风电华东分公司副总经理徐成根回忆起来仍然心有余悸，“要是海缆出现大问题，整个项目都会遭遇致命的损失。”
曾参与起草海底电缆国家标准的东方电缆目前正在加紧研发更新的海缆技术和产品。东方电缆副总经理夏峰介绍说：“我们现在正在和合作伙伴一起研发300公里的直流输电海缆，新的产品预计将在年底完成。在降低海底电缆的电流损耗方面，我们计划在材料的改进和提升、工艺选型以及结构的选型上进行改进。另外，我们还在关注浮式动态直流发电海缆的研发，这也是为了满足海上风电20年的发展规划。海底电缆的发展趋势，除了电压等级的提升，更重要的应该是大长度的连续制造，以及动态环境下的应用。”
除了海缆之外，一些其他关键设备和施工产能都还有提高水平的空间。中广核如东项目当初拟采用无过渡段单桩基础，但选择施工设备时遇到了难题：若采用国内大型浮吊打桩，桩的垂直度控制难度大；若采用支腿船打桩，国内仅有的两艘支腿船吊重又不够，且招标存在局限性。最终其利用试桩工程进行了新工艺的试验，采用了搭设稳桩平台控制沉桩的垂直度。
海上的特殊环境也是安全和造价不可控的一个因素。中广核如东项目离岸距离较远，最近距离25km，最远距离30多km。为了确保安全，每次台风来临前海上所有施工船只（施工高峰期近30多艘船舶）都需撤场进港避风，2015年就有三个台风造成项目施工船舶撤场。撤场一次将造成近千万的损失。
徐成根说，目前我国的海上风电建设仍在起步阶段，国内的设计、施工能力及现有的大型船机设备有限。如国内有5个以上项目的海上风电项目同时建设，施工设备的资源就会相对紧张。此外，部分新介入海上风电设计的单位技术能力也有待提升。
数字化技术也将在海上风电发展中扮演重要角色。作为海上风电发展的一个加速器，数字化可以降低海上风电的成本和风险，这一点在陆上风电的发展中已经得到了验证。“在海上风电的启动阶段，海上风电自身的装备、制造、设计、施工等技术进步将起到基础和关键作用，但数字化技术的应用部署同样需要得到重视。”IBM大中华区能源与电力行业解决方案专家张永平说，“中国海上风电发展突破一定的技术门槛后，数字化技术的加速器作用将愈发明显。”
风电运维方案范文4
关 键 词 ：近海风机基础；动力响应；环境荷载；
1.前言
根据"十二五"可再生能源规划，未来5年我国海上风电将进入加速发展期。与内陆风电相比，海上风电具有不占用耕地以及高风速、高产出等优势。为了承受上部平台结构巨大自重及其设备所引起的竖向荷载、强风荷载和波浪冲击等，海上风电机组的基础远比陆上的结构复杂、技术难度高。根据资料显示，海上风电基础成本约占整个工程成本的15%-25%，被公认为是造成海上风电成本较高的主要因素之一。因此，设计和建设安全、合理且经济的近海风机基础成为开发近海风电资源的关键问题之一。
由于海上风机受到的作用荷载复杂，在对风机基础的强度设计时不仅要考虑多荷载组合后的极大值，而且应考虑动荷载下风机的动力响应特性。当今国内外结构设计的发展趋势是应用可靠性理论、推行结构概率设计方法以取代传统的安全系数设计法。在结构可靠性研究领域，经过世界各国学者的努力，已取得了非常多的研究成果。因此有必要引入可靠度理论对风电基础的失效概率进行分析，这对保证其安全性有着极其重要的工程价值。
2针对风机本构关系的动力响应研究
2.1针对不同基础形式的研究
近海风机采用的桩基础广泛用于各个工程领域，其动力响应的研究要求对风机所处环境的荷载和本构关系进行等效模拟。近年来专家学者针对风机不同的基础形式进行了一系列的研究。
对于不同的基础结构形式，其在荷载下的承载特性均会出现一定的差异，因此有必要针对不同基础形式选用合适的有限元模型。刘琳[1]讨论了特定海区1.5MW风机单桩基础结构的动力和静力特性。考虑海洋环境荷载，以及风机不同工况下的不同荷载，选择SESAM软件来建立有限元模型，计算结构在极端环境荷载下的静强度和屈曲，运用API规范中的工作应力法来校核结构的刚度、强度和稳定性。郇彩云[2]选用四桩风机基础结构进行研究，采用软件ANSYS，考虑波流荷载和地震荷载，对结构进行静力分析、动力分析计算。沈玉光[3]建立了海上风电同型基础结构体系的模型，把筒型基础和塔架连接的过渡段等效为大直径圆筒，针对风浪荷载，对该模型进行了动力响应分析，并对不同工况的荷载进行了组合。
2.2针对桩土相互作用机理的研究
就桩基础而言，上部结构承受的荷载由桩基传递到下部土层，因此桩土相互作用机制是结构分析的另一要点。
王国粹、王伟[4]以我国某海上风电场为例，对风机基础进行了单桩基础形式的基础方案设计，并在设计计算中就文章采用的理想弹塑性桩土相互作用计算模型与国际上其他单桩分析方法的对比分析。张卫平，孙昭晨[5]以一离岸深水桩柱为例，依据JTJ 2132―1998《海港水文规范》的环境条件和环境荷载规范，考虑流固耦合效应，计算了在海洋极端规则波以及不规则波条件下桩柱的运动响应，并对比分析了在考虑桩土耦合相互作用下桩柱的响应与基岩面固结解下的响应；考虑到海洋地基为两相饱和土介质，对比了在不同简化阻抗处理下的运动响应结果。此外，对海上风机基础与土层相互作用以及桩基承载性能在理论和实验中的研究还很多，在海上风机基础可靠性研究建立模型时具有参考价值。
3针对风机环境荷载的研究
在多荷载的共同作用下，风机不仅由于产生振动放大作用，而且其竖向位移也会收到影响。任文渊采[6]用数值分析的手段，利用大型通用软件ADINA进行模拟，建立了风机、基础、水、海床的三维计算模型。分别对单桩基础以及四桩基础的风机结构进行了模态分析，得到结构的自振频率和振型。同时，作者还对上述两种基础形式的风机整体结构进行了静力分析以及考虑流固耦合的动力响应的分析，得到了结构的沉降特性、水平位移、应力分布以及塑性区的分布情况。其研究结果表明，风荷载是影响风机水平位移的主要响应源，对结构沉降影响不大；风荷载与水流力荷载耦合会导致桩体、塔身均不发生沉降，相反会向上抬升；四桩基础的应力分布较单桩基础小，有利于结构稳定。丁明华[7]在其硕士论文中，重点研究了1.5MW海上风机的动力特性，基于ANSYS的参数化设计语言（APDL）开发了风机叶片的几何建模模块，分别对风机叶片、涡轮机、塔架和基础、集中质量模型以及风机整体进行了模态分析，计算得到了结构的振动特性。王鹏[8]主要对特定海区3MW风电单立柱三桩基础结构的动力特性及在环境荷载作用下的响应和基础结构优化等问题进行研究。利用ANSYS建立了满足动力特性要求的有限元模型。
3结论与展望
目前，近海风机基础的动力响应研究已经比较系统和全面。但其研究多停留在理论分析和数值模拟层面，缺乏实地的、专门的模型试验，并且在多
荷载的互相耦合方面还缺少深入研究。研究中近海风电基础的型式多停留在桩式和导管架式，对吸力式和悬浮式的研究存在空白。随着海上资源的利用发展，海上风机的安装的水深必然逐渐增大，因而对新型式基础的研究势在必行。
参 考 文 献
[1] 刘琳，特定海区海上风电单立柱结构动力耦合特性研究[D].中国海洋大学，2008.
[2] 郇彩云，海上桩式风机基础结构设计与研究[D].大连理工大学，2009.
[3] 沈玉光，海上风电筒型基础风机结构体系动力响应分析[D].天津大学，2011.
[4] 王国粹，王伟等，3.6 MW 海上风机单桩基础设计与分析[J].岩土工程学报，2011，32（增2）：95-100.
[5] 张卫平，孙昭晨，波浪作用下考虑桩土相互作用的桩柱响应[J].水运工程，2012，3：55-59.
[6] 任文渊，近海风电基础流固耦合三维动力响应分析[D].西北农林科技大学，2011.
风电运维方案范文5
关键词：风电场；集电系统；继电保护
前言
风能具有清洁、可再生等诸多优点，在煤炭、石油等不可再生资源短缺的情况下，是一种很好的替代能源。利用风力发电，能够很好的缓解我国电能需求紧张的现状。对于风力发电技术的研究由来已久，且取得了很大的成效，当前我国风电装机总容量已达到世界首位。但是由于风能不可控制的特性及风电场规模的不断扩大，对整个电网的安全稳定运行造成了巨大的影响，如系统电压波动、频率波动、谐波污染及继电保护不正确动作等。在下面文章里，我们将重点对大规模风电接入电网后会对继电保护系统造成的影响及如何解决这些问题进行分析探讨。[1]
一.风电场及风电机组的运行特点
风电场主要是由风电机组、集电系统、升压站及厂用电系统组成，其中风电机组一般是选用异步发电机，风电场中有很多个风电机组，在将电能送入升压站前，先要由集电系统将风电机组生产的电能按组收集起来，最终汇集为一条35KV的架空线路。
由于大量应用了异步发电机，当并网运行时，需要从电网中吸收大量的无功功率，所以为了减轻电网无功负担，提高供电质量，在每台风电机端都配置了电容器组。鉴于异步发电机的运行特点，当风速及风力机输出功率发生变化时，注入电网的有功及吸收的无功功率都会发生变化，进而造成风电场母线及并入电网电压的波动。尤其是在并网时，风电场会瞬时吸收大量无功；而当风速剧增或系统发生故障造成脱网时又会造成电网电压的骤降，由于机端电容的补偿作用在脱网前提高了风电场运行电压，脱网时会进一步加剧电网电压下降幅度。[2]
二.大规模风电接入对继电保护造成的影响
传统的电网继电保护是建立在三相平衡且电源为发电机的基础上，在设置时一般是先假设故障发生时同步电机运行状况及运行参数不做丝毫变化，进而计算得出短路电流衰减特征与电流大小，再以此为依据对继电保护进行整定，选择相应设备。在大规模风电接入系统时，首先是通过升压变进行升压，再并入电网，应用的保护仍以电流速断为主。但是由于风力发电会受到风能的影响，而风能具有不可控的特性，所以风电的输出功率是在不断变化的，这样就导致风电接入后造成线路保护性能下降，在故障时无法可靠动作，运行的完全可靠性无法得到有效保证。通过大量的分析，我们关于大规模风电接入对继电保护造成的影响有了一定的认识，具体可总结为下列几条：
2.1保护装置灵敏度下降
这是因为风电在接入电网是首先通过升压变升压，而升压变中性点需要接地，这会使整个电力系统的零序网络发展变化，进而影响零序保护，致使保护装置灵敏度下降。
2.2拒动能力失灵
风电并入电网后，由于缺乏专用的弱馈装置，当发生短路时，短路电流无法向故障点持续输出，这会导致并联点联络线无法发挥保护功能，相应的拒动功能失灵。
2.3频繁脱网
当前国内主要应用的检同期是在同期开关合入前，先对开关两端的同期条件（电压、频率、角度在允许范围内，可在定值内整定）是否满足进行检测，当满足时再合入同期开关。为了确保实现风电网络的稳定运行以提高供电的可靠性，其以电网并网点的方式来实现风力电源的接入，一旦当联络线跳闸，相应的风机就会转为动态过程，检同期方式就会失效，进而无法实现重合闸，造成风电脱网。
2.4距离保护性能下降
风力发电一般是采用异步发电机，这会影响相应阻抗平面轨迹的变化，影响联络线保护的可靠动作，致使距离保护无法充分发挥其保护作用。[3]
三.对策分析
想要在实际的运行过程中，可靠的保障大规模风电接入后整体电网的运行安全稳定性，首先需要电力部门在项目的规划、设计、建设、运行过程中对风电项目特点进行综合考虑，合理的对输电方式、保护配置进行合理选择。前面我们简单的了解了风电场及风电机故障的特点，并对其如何影响系统继电保护的正常运行进行了探讨。下面我们针对性的提出一些降低影响的有效措施。
3.1明确故障电流的波形变化
在继电保护设计时，保护定值的确定主要是依赖于短路电流的衰减特性及电流峰值这两个因素。而影响保护性能的最大因素是故障暂态时滤波算法及波形变化特点。所以在大规模风电接入电网后，应重点对发生短路故障时，电流波形特点进行深入分析，进而才能更深入的对其他问题进行探讨。
3.2妥善解决保护定值及时限问题
继电保护系统想要可靠的发挥作用，准确的整定保护定值及时限非常重要，鉴于风电场的运行特点，需要对电网保护工作和风电场配置工作进行合理的协调。
3.3加强并网电路重合闸能力
前面我们提到由于受当前检同期方式的影响，风电会出现频繁脱网的问题，所以重合闸装置的应用对于风电机组的安全运行有着重要的意义。当风电场并网线路出现接地故障时，需要根据故障的不同性质采取不同的措施，当单相瞬时接地故障发生时，若并网点电压低于20%，则机组跳闸，电网恢复正常后，风电已经全部脱网；若并网点电压高于20%，则机组仍正常运行，当故障消除，电网恢复正常后，风电仍处于并网状态。当发生单相永久接地故障时，会出现多种不同的情况，但各种情况下重合闸均动作不成功。由于故障点位置、阻值都有着很大的不确定性，造成并网点电压的不确定，即使应用了低电压穿越功能，也会出现全部跳闸的情况。为此有必要在保护中使用两次低电压穿越，并对持续时间进行严格控制。
3.4分析保护装置
在通过升压变升压前，需要通过集电系统将电能汇集到变压器低压侧母线，在运行过程中集电系统中性点需要接地，这种运行方式会影响风电场的安全运行。单台风电机发电功率低，在发生故障时对于整个电网影响较小，而集电系统与电网联系较为紧密，当发生故障时会造成风电的脱网运行。为此有必要对集电系统加以升级，并优化继电保护配置。如集电系统接地方式可选用经电阻接地这一方式，并配置单相接地保护装置；风电场已投运情况下，集电系统则可采用经消弧线圈接地的方式，并配置具备自动跳闸功能的小电流接地选线装置。
3.5加强并网系统的运维管理
通过对风电及并网运行过程中事故数据的准确收集，对于提高继电保护性能有着积极的意义。随着在线监测技术的应用，事故数据在后台机能够实时的显示、记录，通过对这些数据进行归类、整理，能够有助于改进继电保护装置的设计、改造方案，进而提高大规模风电接入后继电保护运行的可靠性。[4]
结束语
在上面文章里，我们只是简单的对大规模风电接入对系统继电保护造成的影响及对策进行了分析。我们应充分认识到风电技术的应用对于整个社会的发展都有着积极的意义，通过对风电机及风电场特点的分析研究，除了有助于我们降低风电接入对系统继电保护造成的影响外，还能够使我们更好的推进风电的发展壮大。
参考文献
[1]何世恩，姚旭，徐善飞.大规模风电接入对继电保护的影响与对策[J].《电力系统保护与控制》，2013，（01）：22
[2]徐凤玲.大规模风电接入对继电保护的影响与对策[J].《信息技术与信息化》，2015，（11）：71
风电运维方案范文6
我国未来电网发展形态具有高比例间歇式清洁能源大范围消纳，与周边国家联网构建全球能源互联网以及会大量应用VSC电压源换相直流输电等特征，交直流电网相互影响的动态响应速度加快。要满足大电网安全稳定需求，重要的基础是建设发展控制保护专用信息通信网（ControlandProtectionDedicatedNetwork，CPDN）（简称控制保护专网），实现大范围多类型电网信息交互、融合。D-5000的WAMS系统因时滞长难以承担控制的任务。控制保护专网信息中心级别按照信息中转两层架构，实现二次设备接入安全识别、信息流量控制、信息优先级调度等功能。控制保护专网原型系统已经在华中电网建成投运，新一代控制保护专网建成后，能够实现控制与保护系统之间的信息交换，有利于相互之间协调；安控系统将具有感知电网运行趋势的能力，有助于安全与效率之间的平衡；调度自动化业务迁移至控制保护专网后，性能指标将得到提升。控制保护专网的建设将是电网运行控制水平大幅提升的重要基础。
关键词：
全球能源互联网；控制保护专网；信息转运及控制；架构
引言
目前，我国电网已经到了非常特殊的发展时期，电网的特点和特征比较突出。同步电网装机容量规模已经位居世界前列，最高电压等级、最大输电容量的特高压交直流工程和电网已经建成投运多年，并初步形成特高压交直流电网，同一送端电网、同一受端电网接入超/特高压直流工程数量和容量规模在全球是独一无二的[1]。不远的将来，我国将首先推动“一带一路”周边国家电网互联互通，进而实质性推动构建全球能源互联网，因此需要更大范围传输清洁绿色能源[2]。此外，我国电力行业工程师驾驭大电网安全稳定可靠运行能力面临着新的考验，需要面对有挑战性的新需求。
1电网发展控制特点及其对信息通信技术的需求分析
1.1高比例间歇式清洁能源发电是未来电网发展的主要形态，需要发展结合多源信息的新型运行控制技术
根据我国能源发展战略行动计划（2014年—2020年），风电重点规划建设酒泉、蒙西、蒙东、冀北、吉林、黑龙江、山东、哈密、江苏等9个大型现代风电基地，到2020年，风电装机达到2亿kW。风电装机规模接近华北或华中或华东2016年电网装机水平，华北、华中、华东、西北及东北电网消纳风电比例约20%~30%。随着中国经济的持续增长，无论是从国内还是国外的视角来看，中国应对全球气候变化责任压力都在持续加大，高比例（10%~50%）风电、光伏等清洁能源消纳是未来电网发展的主要形态[2]。风电、光伏等清洁能源发电具有间歇性、随机性特点，风电发电负荷较大区间一般在后半夜，电网负荷处于低谷，在北方供暖期间热电联产机组以供热定电模式为主，电网调峰调频压力巨大。电网调峰主要依据调度发电计划曲线及依靠调度自动化AGC系统协调，调整常规发电机机组、抽蓄机组等出力，调整响应时间一般在分钟级。电网调频也是依靠常规发电机包括抽蓄机组，根据频率偏差自动实现调速器及原动机系统的功率调整。依据储能情况（如火电原动机压力包、水电水头）调整响应时间一般在秒级至数秒级甚至到分钟级范围。电网应对更高比例间歇式清洁能源发电的策略，一方面需要建设坚强的交直流混联电网，包括发展配套的抽水蓄能及电化学储能等大规模电量型储能系统，为大规模、高比例间歇式清洁能源发电消纳提供必要的物质基础；另一方面，风电和光伏发电短期功率预测已基本实现大范围应用，对于提高电网更高精度的发电调峰和调频控制具有工程应用价值，结合大范围采集电网实时运行状态、物联设备等多源信息的系统运行控制薄弱环节分析、调峰/调频能力分析等技术，实现大规模风电、光伏发电场主动功率调整，提升整个电网的运行控制水平。
1.2特高压直流送端同方向、受端同方向并以捆状
输电，需要发展利用多源信息的新型交直流混联电网协调控制技术±800kV天山—中州特高压工程额定输送容量达800万kW、输电距离2191.5km，于2014年1月13日完成全部系统调试试验并正式投运，是我国首个送端风电与火电以打捆配套建设电源方式并大规模远距离送出工程[3]。2017—2018年，还将陆续投运以风电与火电以打捆配套建设电源方式的±800kV、800万kW酒泉—湖南、1000万kW锡盟—江苏2条特高压工程。预计到2020年，送端西北、华北、东北“三北”并且受端在华北~华中~华东方向的直流工程将达到20多回[4-5]。当前我国电网建设发展存在“强直弱交”现象，特高压直流的建设投运速度远远超过特高压交流，交流电网可能难以承受故障转移功率冲击或者难以为多回特高压或超高压常规直流电网换相换流器（LineCommutatedConverter，LCC）提供有效的电压支撑，交流系统存在薄弱环节，还可能反过来限制特高压直流输送能力[6]。如2015年9月19日，锦苏特高压直流带负荷540万kW发生双极闭锁，造成华东电网频率跌落至49.563Hz、越限持续207s，对电网安全稳定造成严重影响[7]。为解决“强直弱交”问题并保障电网的安全可靠运行，一方面需要按照“强直强交”原则构建交直流协调发展交直流混联特高压电网；另一方面，客观上电网已经形成送端同方向、受端同方向、直流落点密集多条直流捆状群，可能影响的范围更加严重，客观上需要考虑利用多源信息，加强直流捆状群与交流电网的协调控制能力，更好地应对大规模、高比例间歇式清洁能源大范围消纳。
1.3电力系统一次设备“电力电子化”特征发展趋势明显，需要发展与此相适应的快速安全稳定控制技术
随着大功率绝缘栅双极型晶体管（InsulatedGateBipolarTransistor，IGBT）、脉宽调制（PulseWidthModulation，PWM）和多电平控制等技术的成熟，国内自换相的电压源换流器（VoltageSourceConverter，VSC）直流实现了示范工程应用[8]。上海南汇、广东南澳、浙江舟山等以电缆线路输电形式的多端柔直工程已经建成投运，即将规划建设渝鄂±500kV背靠背柔直工程，以及以架空线路输电形式的±500kV张北柔直电网科技示范工程，工程计划于2018年前后建成投运。张北柔直电网工程将重点示范的安全稳定控制关键技术主要有：纯风电和光伏发电系统并且无常规同步电源电网运行控制技术，直流电网与落点交流电网有功功率和频率类、无功功率和电压类的协调控制技术，以及直流电网与风电、光伏、抽水蓄能等多能源发电协调控制技术等。LCC常规直流采用晶闸管只能控制导通而不能控制关断，通过控制触发角实现直流电压一个维度调整控制；VSC直流采用基于IGBT和与之反并联二极管组成基本模块的核心部分，可控制导通和关断，进行2个有功类和无功类维度调整控制[9]。因此VSC柔直的动态响应比常规直流响应更快，柔直电网可控制的目标也随着节点规模的增加而增加。为充分利用柔直电网“电力电子化”特征明显的快速响应性能，需要依靠控制信号传输时滞小、容量大、覆盖范围广的信息通信处理技术，利用风电和光伏发电短期功率预测、D-5000调度自动化、交直流电网实时运行状态数据等多源信息，满足柔直电网与交流系统间多元化控制的需求和多目标控制可能需要协调的需求，也可以适应未来电网高比例间歇式清洁能源发电大范围消纳的需求[10]。
2与安全稳定分析控制业务相关的信息通信技术发展现状
从大电网安全稳定计算分析和控制的角度来看，信息通信技术涉及安全稳定控制专用通道、调度自动化D-5000平台SCADA/EMS系统和WAMS系统，以及智能变电站网络系统。
2.1电网安全稳定控制信息通信专用通道
采用专用信息传输时滞小，数据传输可靠性较高。即使在信息通信通道检修情况下通道也能够实现“一主一备”模式运行，能够在300ms内实现从信号触发、处理到安全稳定控制装置动作完毕全过程[11]。安控系统对于电网的安全稳定运行发挥了重要作用，目前已经投运的安控系统相互间并没有信息交互，处于信息孤岛状态，适应未来电网多目标、多约束条件下安全稳定控制的压力较大。
2.2调度自动化网
SCADA系统承担EMS调度自动化系统重要数据采集等任务，基本理念是假设系统运行状态在分钟级范围内变化不大。调度自动化系统的安全稳定计算分析功能是EMS高级应用系统中近几年逐步接近于成熟的业务，是调度运行人员了解和掌握电网安全稳定特性的重要手段之一。面向安全稳定分析业务的优点及不足分别表现在以下几方面。优点：计算分析所需数据量丰富，潮流计算所需的电源开机、电网一次设备投运状态及变电站负荷等电网结构和电网运行状态等主网信息均能够提供，基本可以满足计算分析业务需要。不足：难以实现安控装置动作逻辑模拟功能，原因是厂家多、装置量大而广，接口很难接入在线安全分析系统，较难实现实时校核安控策略对当前状态适应性的功能。WAMS系统包括PMU装置已经广泛应用于电力系统，应用最多的是系统运行状态监测和记录、故障录波；其次是用于基于实时量测数据的电网运行轨迹分析，如小干扰稳定分析和扰动源定位等功能。基于WAMS系统的稳定控制理论上研究的较多，用于安全稳定实际控制的成功案例几乎没有，究其原因首先是用于控制的信息传输机制欠缺，在建设设计阶段没有提出应用于控制的需求以及欠缺大量控制信息传输时如何处理的方法，WAMS系统只是定位于录波和数据存储，其正常运行时时滞可能很小，但通信链路检修状态下时滞可能长达数秒级，难以满足安全稳定控制信息对时滞、通道可靠性等方面的要求；其次是采用IP寻址技术，大量信息时存在网络阻塞问题。
2.3智能变电站
智能变电站发展的驱动力之一来自设备层面，节约人力和物力资源以及环境资源，提升变电站运行效率。与以模拟量量测信号为特征的常规变电站相比较，智能变电站信息化、网络化程度较高，变电器、开关等一次设备和电力系统自动控制装置二次设备状态参数和运行数据可采集、汇总的信息倍增，变电站包括自动控制、运维效率等业务在内的运行水平显著提升。从大电网安全稳定控制的角度来看，虽然智能变电站可以利用的信息容易获得、控制输出也更易实现，智能变电站的控制对象为变压器抽头调整等站内慢速过程的调整、低频/低压减载等电网安全稳定第三道防线设备的控制对信息通信时间响应性能要求不高。但电网安全稳定第一和第二道防线，对信息通信时间响应性能要求较高。智能变电站如果紧急控制期间出现网络阻塞或丢包等问题，将增加信息通信时延，对稳定控制效果不利[12]。
2.4控制保护专网原型系统建设经验教训和分析
国家863计划“提升电网安全稳定和运行效率的柔性控制技术”课题研究了大电网智能柔性控制系统，在华中电网成功进行了示范应用以及长期运行，华中跨区交直流协调控制系统工程具备9回直流和交流系统共70个信号的协调处理能力，除具备直流紧急功率控制功能外，还具备直流功率调制和直流阻尼调制等功能，验证了基于多源信息中转调度模式的跨区协调控制工程实施可行性，提升了电网运行效率和安全稳定水平[11]。图1为示范工程控制保护专网原型系统，站间流向为信息通道。在示范工程实施过程中的经验教训为：WAMS系统信息传输时滞长，难以满足广域控制对信息高速、可靠传输的要求；控制用信息通信系统多采用点对点形式，未实现信息联网，信息难以实现共享、利用率低；控制信息与调度数据网彼此孤立，难以实现联动。信息化是智能电网发展的重要特征之一，在配用电侧尤为重要，主网具备多源数据融合、满足多业务实时数据传输需求的信息通信系统是实现大电网智能分析与广域协调控制的基础。随着国家能源战略对特高压交直流发展计划中“四交、四直”的落实，大规模新能源基地及其送出工程的投入建成，以“三华”电网为中心的特高压交直流混联电网的“强直弱交”特征更为突出，大电网的安全、高效运行需要以更为灵活、可靠、高速的信息通信体系为基础的安全稳定分析及控制系统作为必要的保障。必须研究基于广域多源数据实时中转处理的稳定控制信息通信体系架构及具有可操作性的构建方案和运行控制措施，满足安全稳定控制实时性和可靠性的要求，解决不同安控系统信息的“孤岛”问题、原有WAMS系统时延至少数秒和难以承载海量实时信息传输问题以及连锁故障防御仍处于被动防御状态等难题。安控、WAMS、智能变电站及控制保护专网稳定控制性能和功能拓展性能比较如表1所示。
2.5控制保护专网实现思路及核心功能要点
从以上分析可以看出，与安全稳定分析控制相关的信息通信业务虽然能够满足当前电网的需要，但难以满足未来电网的需要，有必要建成面向电网安全稳定业务需要的控制保护专网。控制保护专网的建设要点是：实现信息通信流可管、可控，并可以管理安全稳定控制类设备的自动接入身份识别。从带宽及利用率、业务承载能力等方面来看，SDH/MSTP业务小范围用于安全稳定分析控制已是成熟技术，但用于应对大范围、大容量安全稳定控制信息交换其承载能力压力较大。需要考虑采用PTN技术，设备带宽达到1000M和10G，业务承载性能更好，实际成熟时应考虑优先采用[12]。此外，对于输电距离达到数千km或者对于通信时滞敏感场景，可以考虑载波通信技术，类似于股票信息交换技术也可利用，大量信息同时触发，可靠性也较高。
3控制保护专网关键支撑技术及应用前景
3.1关键技术
从未来适应高比例清洁能源消纳的电网发展形态以及电网安全稳定协调控制的需求分析，未来电网需要发展满足安全控制大范围信息交换、捆状多换流站间协调控制等方面的技术，发展基于控制保护专网的跨区大容量输电交直流电网协调控制技术，核心是实现原有安全稳定控制专网、调度自动化网、站域网等信通网的安全稳定控制保护业务数据融合，特征是具备信息传输通道和信息流的“调度”管控能力、管控多厂家信通和安控以及监测设备的标准化接入，适应我国电力市场化复杂运行条件、大范围和高比例间歇式清洁能源消纳等背景下的安全稳定分析与控制业务发展需要。主要关键支撑技术体现在以下几方面。
1）控制保护专网信息通信通道架构和信息管控及设备研制。主要研究建设控制保护专网组网技术路线及技术经济比较，制定控制保护专网安全防护、信息交换标准，研发信息通信硬件管控平台（核心芯片）、软件管控平台，研制适应控制保护业务数据转发模式的信通设备。
2）基于控制保护专网的交直流协调控制技术研究。研发适应更多直流信息交互、具备连续换相失败防御的交直流协调控制方法；借鉴运行方式计算数据安排的思路，研究结合实时信息等多源信息的跨区输电稳定特性、安控策略校核方法；研究基于多源信息的连锁故障主动防御技术，包括联络线振荡中心广域快解和振荡轨迹预测解列技术。
3）基于控制保护专网的安全稳定控制关键设备研制。研制监测与控制一体化设备，监测设备支持控制信号、支持物联设备信息处理、支持电磁暂态记录、支持控制设备自适应模块化接入，解决在役PMU录波性能不一致、对控制支撑薄弱问题；研制能够远程维护、支持多源信息接入的安控装置；研究与直流、安控设备信息交互的接入技术标准。
4）研发支撑全球能源互联网格局的信息通信架构及设备研制。研发支撑多业务并且信息安全符合防护要求的大容量、高性能信息通信技术，研制自适应安全身份识别和辨识等关键设备，突破PTN技术瓶颈。
3.2应用前景
控制保护专网建成后，能够实现控制与保护系统之间的信息交换，有利于相互之间协调；安控系统将具有感知电网运行趋势的能力，有助于安全与效率之间的平衡；调度自动化业务迁移至控制保护专网后，在线安全分析等高级应用数据质量等性能指标将得到提升；安控装置动作逻辑实现联网后将能够实现安控策略实时分析校核；交直流协调控制系统将具备更广域的控制能力，能够实现直流送端与受端联合多回直流相继长时间换相失败的交直流系统主动防御，控制保护专网应用前景广阔。
4结语
基于国家863计划项目配套跨区交直流协调控制示范工程成功经验，为适应我国未来电网发展形态以及全球能源互联网建设发展需求，提出了发展广域交直流协调控制技术的思路，重点建设控制保护专网，重点研发接入控制保护专网的新型安控装备和信通管控平台和设备，同时也需要实现针对跨区输电结合多源信息分析和控制技术上的突破。实现故障跨区影响传导的预防性协调控制，是一种适应于大电网发展趋势的跨换代技术，对于安全稳定控制保护技术的发展具有重大影响和示范作用。
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