风电市场研究范文

导语：想要提升您的写作水平，创作出令人难忘的文章？我们精心为您整理的13篇风电市场研究范例，将为您的写作提供有力的支持和灵感！

篇1

1T公司在电力市场中面临的主要风险和采取的措施

1.1市场政策风险

新加坡能源市场管理局（EMA）作为电力市场监管部门，在电力市场中拥有非常强势的地位，其出台的政策对发电商经营将造成深远影响。近年来，新加坡经济增速减缓，经济发展压力较大，为降低潜在投资者的投资成本，提高新加坡制造业的市场竞争力和投资吸引力，能源市场管理局推出了一系列的政策，最终目的都是要加强市场竞争，打压市场电价。近年来快速降低的固定合同比例，以及固定合同招标的政策，损害了发电商的利益。面对不利政策可能带来的影响，T公司积极与能源市场管理局沟通，通过各种渠道进行反映，同时进一步开拓零售市场，提高零售合同量，以应对逐渐降低的固定合同比例，锁定发电利润。

1.2市场竞争加剧

电力作为同质化商品，价格是最主要的竞争因素。所以对于零售市场（retail）和现货市场（Pool），激烈的价格竞争是其最大风险。当市场中出现激进的发电商低价竞争或者新发电商进入挤占市场份额时，市场整体价格将被压低，影响发电商的毛利水平。而且随着固定合同比例的降低、零售市场的扩大和市场竞争的加剧，零售市场价格与现货市场价格的关联性日渐提高，维持较高的现货市场价格成为零售合同取得高毛利的基础。面对竞争日益加剧的市场，T公司客观分析各发电商竞争力，根据自身具有竞争力的机组所占市场份额，制定与之相匹配的电量市场占有率目标，收集、分析其他发电商的市场信息，并通过对不同零售客户的取舍、电子竞标报价等市场行为向其他发电商释放市场信号，尽量达成共识，避免陷入恶性竞争。

1.3现货市场风险

现货市场出清电价和机组间电量分配由市场清算系统（MCE）根据各发电商每时段（半小时）报价计算得出，由市场供需关系和各发电商市场报价行为决定，事前无法准确预测。为降低现货市场价格波动带来的风险，T公司在与政府公营的零售商（MSSL）签订固定合同（vesting）的基础上，积极开拓零售业务，通过增大合同电量比例，抵消部分市场风险。

1.4零售合同风险

固定定价产品（fixed）根据当前燃料价格情况确定一个固定的电价，并与客户签订一定期限的合同，一般合同期为1～3年。合同确认后，根据合同预测电量对燃料、汇率做套期保值。商业客户一般用电量比较稳定，而中小企业客户由于客户分散，一般总用电量也比较稳定，所以风险较小。但是对于大工业客户，用电量随生产情况波动，且单个客户用电量大，如果油价上涨，同时客户用电量高于预测或者油价下跌，同时客户用电量低于预测，T公司的毛利就会低于预期。为应对该风险，T公司与大工业客户的固定价格零售合同中签订了客户每月的用电量，要求客户每月用电量在合同电量的±10%内，尽量降低固定价格合同的风险。

1.5客户信用风险

面对电改，我们要认真研读现有电改政策，积极参与电力市场政策制定，向对公司有利方向引导。尽量避免电网企业参与售电市场竞争，电网的参与将增加发电企业发展零售新客户的难度和成本。提高调度和交易机构的相对独立性，减少电网企业对市场交易的影响和干预，以利于信息公开、公平交易和市场监管。争取发电企业容量电价，以弥补部分固定成本，避免因发电企业以短期边际成本制定电价参与竞争而造成利益损失。

2国内电力市场化过程中可能面临的风险及建议

2.1市场政策风险

目前电力体制改革走向不明朗，电力市场建设、交易体制改革、发用电计划改革、输配电价改革和售电侧体制改革等相关配套文件尚未落地。售电市场开放程度、电力市场交易形式、电网公司是否参与售电、调度及交易机构独立程度等问题都将影响公司的竞争力。

2.2市场竞争风险

在目前电力供需总体供大于求的局面下，电力市场放开后，电价可能有较大幅度变动。发电成本高的机组市场竞争力将下降，各类型机组之间利用小时差距将进一步扩大。目前，国内部分区域在大用户直供和替电方面已呈现恶性竞争态势，若市场放开，竞争可能进一步加剧。同时特高压的建设进一步扩大了市场竞争的范围，使西南水电直接参与了上海、浙江、江苏、广东等公司传统利润中心区域的竞争。公司作为全球最大的发电企业，总装机容量在全国电力市场占有优势，但是在各省装机分布比较平均，在部分省市，地方发电企业在省内装机占比高，具有较强的市场力。为应对市场竞争，需要进一步加强电厂生产队伍建设，提高机组效率，降低边际成本，使机组在电能市场具有竞争力；提高设备可调性，使机组在辅助服务市场具有竞争力，尤其是燃气机组，要发挥性能优势，通过辅助服务市场赚取利润。同时，做好设备维护，提升设备稳定性和可靠性，降低非计划停运及降出力次数，尽量避免跳机引起的损失。同时，积极拓展供热、供汽等业务，最大化利用现有资产，通过多元化应对市场风险。在地方发电公司具有市场力的省份，建议政府制定限制市场力的政策。同时特高压输电容量一般较大，对电网安全性影响大，建议政府合理设计备用费用。

2.3现货市场风险

电价根据市场供需情况和各发电商的报价，各时间段发生变化，电价水平很难预测。交易人员需要根据市场情况快速做出判断，任何操作失误都有可能使公司利益受到重大损失。而且现货市场对机组的稳定运行要求很高，非计划停运可能造成无法预测的损失。为应对现货市场可能带来的风险，建议成立风险管理相关组织机构，对交易部门和交易人员合理授权，并做好IT系统权限设置，在保证交易人员能及时应对市场变化的前提下，控制交易人员不理性操作或操作失误引发的风险。加强信息化建设，开发相关市场数据分析系统，通过IT系统对现货市场历史数据进行记录、管理和分析，为交易人员快速、准确地预测市场变化提供条件。同时，开拓电力零售市场，通过与客户签订售电合同，将合同电量提高到一定水平，降低电力现货市场价格变动带来的风险，保证稳定的收益。加快交易人员和市场人员的培养，适时引进市场营销方面的人才。

2.4燃料市场风险

目前公司装机容量煤机占比90%左右，而燃料成本是煤机发电成本中最大的部分。国内煤炭价格根据市场情况剧烈波动，燃料成本无法精确预测，给公司实现利润目标带来较大的风险。为应对燃料市场风险，建议公司签订根据指数结算的煤炭供应合约，研究国内动力煤期货市场，对冲燃料价格波动风险。

2.5客户信用风险

公司参与售电市场后，将直接与电力用户发生合同关系，与原来面对电网这个单一稳定客户不同，零售业务客户数量众多、行业广泛、参差不齐，客户信用风险将从电网公司转移到零售公司。部分企业和个人信用意识较差，可能会发生欠费、坏账等问题。对于零售客户，零售公司需要建立电费保证金制度，要求客户按照电费结算周期缴纳保证金，规避客户信用风险，也可以通过给予预付电费客户一定折扣的方式，引导客户预付电费。建议零售公司引入客户信用管理，事先收集客户信息，在此基础上进行整理和分析，对客户的财务状况、信用记录等各个方面进行了解。通过对零售客户的信用评估和信用分级，建立客户信用档案。

2.6思想转变风险

长期以来，电网是发电企业的唯一买方，发电企业不与电力终端用户直接接触。电力市场开放后，各发电企业的竞争除了价格竞争外就是服务的竞争，企业员工可能难以快速适应市场形势的需要，所以需要在公司内部加强电力市场化改革方面的宣传，使员工逐步了解电力体制改革的形势，强化员工市场意识。

作者:万常洪 单位:华能江西分公司市场营销部

参考文献：

[1]马国庆，李伟．电力企业信息安全风险评估模型研究[J]．价值工程，2008，（8）．

[2]张文泉，张爱军，胡庆辉．电力企业定量风险评估理论方法探讨[J]．电力技术经济，2007，（3）．

[3]代丽萍．关于电力企业信息化建设与管理的分析[J]．低碳世界，2016，（31）．

篇2

Abstract: the research reference to domestic and international experience in the development of offshore wind power technology, respectively, according to the Tianjin offshore wind farm planning and layout of the development of offshore wind power technology, the total installed capacity of wind farms, wind farms and network mode, the wind farm grid voltage level analysis, combined with the topographical features of the of Tianjin coastal and offshore, Hanau the waters and Dagan waters six wind farms comprehensive comparative analysis and network programs, proposed space requirements grid lines and facilities, set aside for the future, Tianjin offshore wind energy resource development and utilization space conditions.Keywords: offshore wind farms; grid mode; high voltage AC transmission; HVDC

中图分类号：P319.1+1 文献标识码： A 文章编码：

1 引言

近海地区风电场建设与传统风电场建设主要区别之一就是受地理条件影响，风机不能就近接入邻近电网且并网线路需要穿越部分近海海域，对风电并网造成一定困难，而风电场并网发电又是风能资源利用的重点，没有并网的风电无法提供稳定可靠的电力供应，因此探索研究适合我市的海上风电场并网模式对我市开发利用风能资源有着极其深远的意义。

2 海上风电场并网模式研究

2.1风电场接入系统电压等级的选择

海上风电场的装机容量一般都在100MW以上。风电场接入系统的电压等级一般根据风电场的规模、地理位置、周边地区电网的现状、发展规划等因素综合考虑选择。

容量在100MW左右的海上风电场，其电力电量主要考虑就地平衡、消纳，在满足并网技术条件的前提下，可选择以110kV或220kV电压等级直接接入地区220kV变电站。一定规模的海上风电场(例如容量在500MW左右)，可根据中心升压站位置，以220kV电压等级接入500kV或220kV枢纽变电站。大规模集中开发的海上风电场(例如容量在1000MW以上)，可考虑采用500kV电压等级直接接入主干电网。

2.2风电场升压变压器

目前国际市场上的风电机组出口电压大部分是0.69kV或0.4kV，为减少输电系统的电力损耗，一般一台风电机组配备一台变压器，先升压至35kV，再根据海上风电场的规划考虑设置不同规模的海上升压站。

2.3海上风电场的主要并网方式

2.3.1交流输电并网方式

当海上风电场的规模相对较小且风场离海岸离较近时，风电机组一般采用交流电缆的输电方式接入陆上电网。采用交流输电并网的特点主要是电力传输系统结构简单，成本低，但传输容量和传输距离受到限制。

2.3.2基于LCC技术的传统HVDC（直流）并网方式

随着海上风电场规模和风电场离岸距离的增大，有必要采用HVDC技术连接风电场和陆上电网，尤其是风电场额定容量为500MW以上的系统。虽然采用直流传输线路时，线路两端换流站的建造费用比较昂贵，但考虑到直流电缆成本比交流电缆低等各种因素，与交流传输方式相比，采用这种输电方式所增加的费用并不那么突出。

2.3.3基于VSC技术的HVDC（直流）并网方式

基于VSC的HVDC输电技术是20世纪90年展起来的新型HVDC输电技术，与基于LCC的HVDC输电技术不同，它解决了基于LCC的传统HVDC输电需要吸收大量无功功率和换相失败等问题。基于VSC技术的HVDC输电特别适用于风电场与交流主网的接入系统。即使在发电和负荷变化极快的情况下，也能给交流电网增加很大的稳定裕度，还可以消除湍流风和塔影引起的电压闪变[1]。

2.3.4 海上风电场的主要并网方式比较

选择何种方式进行海上风电场并网，需要考虑各种风电并网方式的特点。总的来讲，交流传输并网方式结构简单，成本低，但是传输距离和容量受限，适合小容量、近距离的海上风电场并网；LCC-HVDC的传输并网方式不受传输距离的限制，但换流站成本较高，一般用于特大型海上风电场并网；VSC-HVDC的传输并网方式优点最多，非常适合于海上风力发电场与岸上电网的并网连接，但VSC-HVDC输电系统的最大传输容量目前只能达到几百兆瓦，且换流站成本较高，因此比较适合于中大型海上风电场的并网[2]。

三种并网方式的经济选择范围如图1所示。一般风电场额定容量在180MW以内，离岸距离在120km之内，采用交流并网比较合适；当额定容量在350MW以内时，采用基于VSC技术的HVDC输电系统并网比较合适；更大容量的风电场则需要采用基于LCC技术的传统HVDC输电技术。

图1 并网经济方式中装机规模与距岸距离的关系

2.4海上风电场输电线路的经济比较

篇3

中图分类号：TM73 文章编号：1009-2374（2016）14-0149-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.14.075

1 概述

随着常规化石类能源日益枯竭，环境问题的日趋严重，开发多种绿色能源已广泛受到世界各国（特别是发达国家）的高度重视。当前，风力、太阳能发电等多种电源的装机容量每年都在大幅增加。在社会与环保的需求下，电力运营管理有三个目标：（1）以优先调度使用可再生能源为前提，保证火电和水电为主的电网经济和安全运行；（2）着眼于国家产业和能源政策的指导，在国民经济综合平衡的基础下，进行全局性、长期性的电力运营风险监控；（3）积极建设电网交易平台，开展电力市场改革，充分利用市场机制应对多种电源的电网运营风险。

2 影响电网企业运营管理的风险因素

多种电源电网运营风险主要有以下不确定风险因素：上网电价、燃料价格波动、负荷动态需求变化（负荷预测的不确定性）、风力与太阳能发电的随机性、智能电网条件下用户的用电模式变化等。这些因素均可导致电网运营主体的收益变化，从而导致多种电源电网运营风险的产生。

2.1 燃料价格波动的运营风险

大型火力发电机组可变成本主要包含燃料费、水费、排污费、销售税金及附加员工工资，其中燃料费所占比80%。我国发电侧装机容量中75%的机组是大型火力发电机组。火力发电机组的燃料价格直接受国际国内电煤市场的影响，政府没有任何补贴。近年来，国际国内电煤价格受市场的供求平衡而不断波动，并且波动巨大，对发电侧火力发电机组的发电成本及发电运营主体获利产生深刻的影响。因燃煤价的剧烈波动带来不确定性已日益成为发电侧火力发电企业运营管理中最大的风险。在电价不变而煤价上涨的情况下，火力发电企业的收益必然会大幅下降，甚至亏损；反之，同理。

2.2 负荷预测的不确定性导致的运营风险

在电网运行中，用电负荷随时都在波动，因此作为电能的提供方（发电侧）需要事先对所供电的区域的负荷进行预测，再制定安全的发电计划。然而电力负荷变化是受经济、社会、气候等多种不确定因素的作用，因而在多重因素的叠加作用下，传统模式难以准确描述电力负荷的实际变化规律（传统的单一固定式模型的预测方法只考虑一种变化趋势或单一因素的影响）。随着技术和科技的革新，负荷预测方法不断改进和完善，负荷预测的精度和符合度不断提高，但是从某种意义上说，负荷预测仍然存在一定的不确定性因素，这就对发电侧运营管理造成一定的风险。例如在发电企业生产期间，对所供电区域电网负荷预测的准确与否，直接关系到发电机组的经济调度和运行可靠性。由于各个发电机组结构组成不同、发电原理不同、机组容量不同，因此每个机组发电的边际成本不同，机组的启停机时间也不同，一般来说，电网运行中宜选用边际成本低、启停时间小的机组承担基荷；同理，承担峰荷应是边际成本高、启停时间长的机组。发电侧的发电企业原则上应根据负荷预测来综合调度机组进行有序发电的，负荷预测不准确就会造成综合调度模型失真，从而造成电网调度机组

失误。

2.3 上网电价变化带来的运营风险

对于发电侧（各类的电力企业）运营管理来讲，上网电价是主营产品销售价格，因此，上网电价的变化将直接影响到发电侧（各类的电力企业）的发电量和收益。由于我国电力市场的存在，上网电价会随着电力市场的交易情况实时变化，因此上网电价的波动变化会给发电侧的运营管理带来一定量的经济风险。在发电侧与需求侧竞价的电力市场环境下，市场出清价是由完全市场竞争得出的，所以具有明显的波动性和随机性。

2.4 市场环境下用户的用电行为模式变化

随着电力改革的深入，电力销售在市场环境下，用户的用电行为模式会向更利于自身优惠的方向变化，其中一个显著的变化就是用户可以根据实时电价调整其用电时间和用电量。然而每个用户对实时电价调整的敏感度是不同的，因而每个用户行为变化程度也不同，这一变化因以往从未实施过，其导致的用户负荷变化目前还没较合理的模型预测。新的电力负荷预测就需要迎合当前新电力市场的特性，更多关注相关实施环境的变更，并更具自适应性，此外随着分布式发电、充电墙（桩）普通用户的推广，更多的公众用户可以实现与智能电网及时互动供电。在电力市场条件下，影响负荷预测准确性的因素除了传统的天气、季节、类型等，实时电价是一个非常重要的影响因子，绝不能忽略此影响因素，忽略此影响因素做出负荷预测的结果将会产生重大偏差，基本失去应用价值。

2.5 智能电网带来负荷变化

未来智能电网需要容纳较大比例的主动负荷（可储能负荷），例如电动汽车、储能墙（设施）。主动负荷（可储能负荷）与传统的负荷相比，其主要特点有三点：（1）主动负荷具有双向性，即可以充电时视为负荷，也可以在放电时视为电源。例如电动汽车、储能墙（设施）；（2）因为电动汽车、储能墙（设施）充放电时间是随机的，电动汽车更是连充放电地点也是随机的、不确定的，造成主动负荷在时间上、空间上的不确定性；（3）从某种程度上来说，传统负荷是不可控的，可以采用一定的经济、政策、技术措施控制主动负荷的随机性，进而使得主动负荷具有一定可控性，这将减少负荷剧烈变化对电网稳定性、供电可靠性的

影响。

2.6 风力、太阳能等新技术非常规能源带来的新挑战

多种电源电网将要接纳相当大比例的新技术非常规能源。风力、太阳能等新技术非常规能源发电的特点有如下两点：（1）新技术非常规能源具有随机波动性或间歇性，例如光照强度的变化、风速的变化等；（2）新技术非常规能源的不完全可控性，例如太阳能要遵循季节更替、白昼黑夜的自然规律，风电则随着天气变化，白天可能风轻云淡、晚上却风声大作。海洋能、生物质发电、地热发电这些新技术非常规能源作为新电源都有其自身特点的间歇性与不可控性，对智能电网的供给和负荷需求之间的平衡带来调频、调峰以及稳定性显著影响，也对发电侧运营管理带来不确定性。

面对数量、比例不断增加的新技术非常规能源，混合多种电源的电网运营管理就应对电网结构提出了更高的要求，完善新能源的接入方式，开发新能源发电技术与先进技术、先进设备的开发和应用。只有对建立起的电网新结构要求新技术非常规能源的发电侧运营做出相对应的调整，才能保证供智能电力网络的稳定性增加。例如：风电场和光伏电站接入电网，针对其出力的间歇性与随机性，对其启动、停机、有功功率控制、无功/电压调节、低压穿越能力提出要求；电网为了减少稳定运行的潜在风险，必须要具备足够的存储容量和调度措施、控制手段来对其进行修正，用户侧容纳主动负荷来承担。随着多种电源进入电网、电网的智能化水平的提高，电网运营管理除了面对传统的风险因素的作用外，还要遭受来自智能电网方面、多种可再生能源发电带来的新型不稳定、干扰因素的挑战。

3 应对多种电源的电网运营风险的策略

应对多种电源的电网运营风险控制措施应注重以下五点：（1）电网在制定电网规划时应考虑运营风险因素。企业通过优化供电电网规划设计，增强电网网架结构，调整多种可再生能源，对电源电网的规划项目实施次序，提高电网系统抵御风险能力；（2）多种电源发电企业在制定自身生产计划安排时就应将运营风险因素考虑在内，合理安排检修计划和夏（冬）高峰、丰（枯）水期、重要保电、配合大型工程建设等特殊时期方式时，应同时考虑可再生能源发电间歇性与随机性、智能电网主动负荷带风险管控措施；（3）多种电源发电企业应将物资储备和管理相结合，通过加强电力设备物资采购管理，加强生产设备调控，提升电网输配变电设备整体负荷的适应性水平、电能质量水平；（4）加强多种电源发电企业应急管理工作，通过完善各个发电企业、输配电网络的应急预案和体系，建立健全电网的应急联动机制，加强应急演练，形成机构多元化应急物资储备方式，同时加强及时和长期电网稳定控制和减少电网事故造成的损失和影响范围；（5）将多种电源电网的运营风险控制纳入技改检修项目计划、管理制度和标准、日常生产工作计划、培训教育计划中。

参考文献

[1] 陈广娟，谭忠富，郭联哲，等.煤电价格联动下火力发电企业的风险分析模型[J].现代电力，2007，24（2）.

[2] 郭联哲，李晓军，谭忠富.煤价波动对火电厂上网电价影响的数学模型及动态分[J].电网技术，2005，29（7）.

[3] 李存斌.项目风险元传递理论与应用[M].北京：中国水利水电出版社，2009.

篇4

中图分类号：P319文献标识码： A

Abstract：this paper studied the build mode of wind farms remote centralized monitoring platform, shared an advanced, reliable and safe way of wind farm remote control operation, has a certain reference value for wind power companies build the center of remote monitoring.

Key word：Wind Farm, Remote, Centralized Monitoring, System Platform, Communication,

一、引言：

随着风电场建设规模的扩大，各风电场位置呈现分散特点，各风电场由于距离相对较远，交通不便，对风电场在运营管理以及并网控制等方面带来诸多困难。随着风电场规模扩大，风电企业在对所属各风电场管理困难的问题将更加突出，针对目前风电发展现状，需要对风电场群实现集中管控，建立一个风电场群集中监控平台，从而实现对所属各风场统一运行监控、统一调度指挥、统一数据管理。风电企业由传统的分散型管理到集约化管理的转型，达到提高企业运营效率的目的。

二、风电场群远程集中监控平台实现路径

风电场群远程集中监控平台通过整套通信系统，对多个风电场内的所有风力发电机组、箱式变压器、变电站、气象等信息进行远方监控和管理。

1、总体框架

远程监控平台的总体构架，是以多个风场生产自动化子系统和信息管理子系统为基础，通过中间链路层构建的网络通讯系统和开放式系统平台，构成一个智能化功能逐层提升的综合性管理系统。

整个系统主要有三个功能层：现场生产自动监控层(各风电场子站)，中间链路层和远程监控中心整合监控层(远程监控中心主站)。

各风电场内已设置有：①风力发电机组计算机监控系统；②升压站综合自动化系统；③风电场图像监控系统；④风电场风功率预测系统；⑤升压站内火灾自动报警及消防控制系统；⑥风电场电力系统调度通信及风电场升压站内部通信系统；⑦风电场信息管理子站；⑧升压站内部局域网络；⑨能量管理平台，实现电力系统对风电场的AGC、AVC控制。这几大系统构成了现场生产自动监控层，也是远程监控系统的基础。

网络通讯系统和开放式系统平台是总构架的中坚支托。系统平台是由网络通讯系统和现场生产自动化子系统(即以上风电场的各大监控系统)共同支撑起来的，对各种数据和信息加以规范化处理后形成的开放式“数据信息大舞台”，各种类型的子系统均可共享这个舞台中的所有资源。

远程监控中心是在现场生产自动化和调度管理的信息数据基础上，通过多种方法对各种数据进行整合而成的智能监控软件，建立调度、控制、管理关键要素的相关模型，并能实现对风电场的集中调度、控制及管理等功能。同时在平台上设置各风电场风机监控系统、升压站综合自动化系统、图像监控系统完整独立的操作员站，即相当于将各风电场升压站控制室延伸至市区总部。

远程监控系统在控制层面上分三级控制：第一级为各风机、断路器、主变等生产设备就地控制，第二级为各风电场升压站控制室监控系统工作站(子站)控制，第三级为通辽远程监控中心主站控制。级别依次为第一级优先，第二级次之，第三级再次之。

2、组建方式

系统分为远程监控中心主站和风电场侧子站两级。

第一级：设在市区总部的远程监控中心主站，由各种计算机、服务器、存储设备、网络等设备组成。

第二级：各个风电场子站。即在每个风电场侧设置通信服务器，用于采集风机、变电站运行数据，以点对点的方式传送至远程监控中心。

由于远程监控系统最终是要实现控制功能，这就必须要考虑到安全性问题，按照电力数据安全防护区域划分，系统属于一级区域，所以从各风场到监控中心的通信通道可使用主备双专用通道。专用通道可采用租用通信公司的专用通道或电网公司的电力专网。

2.1 网络系统结构

（1）远程监控中心整合监控层(远程监控主站)

远程监控主站设备由实时数据采集服务器、历史数据服务器、Web服务器、视频服务器、操作员工作站、工程师工作站、报表/语音报警工作站、风场操作员站、核心以太网交换机、路由器、SDH光端机、大屏幕投影显示系统等有关设备组成。主要设备包括各服务器、音响报警系统、网络设备、卫星同步时钟系统、安全防护设备、UPS系统、打印机和光盘刻录机、大屏幕投影显示系统等。

（2）中间传输链路层

中间链路层是联结生产现场和远程监控中心的高速公路和桥梁，使各种数据和各种信息均能有序、高效、快速地传递到目的地，也是远程监控系统的关键所在。中间链路层的实现主要采用VPN虚拟专用网，可直接租用通讯运营商专用通道。

（3）所属各风电场侧系统

各个风电场内已设置有：①风力发电机组计算机监控系统；②升压站综合自动化系统；③风电场图像监控系统；④风电场风功率预测系统(待建)；⑤升压站内火灾自动报警及消防控制系统；⑥风电场电力系统调度通信及风电场升压站内部通信系统；⑦风电场信息管理子站；⑧升压站内部局域网络；⑨能量管理平台，实现电力系统对风电场的AGC、AVC控制。这几大系统构成了现场生产自动监控层，也是远程监控系统的基础。

2.2 系统接入方式

风场子站数据采集系统采集的数据包括升压站监控系统、风机监控系统、AGC控制系统和风功率预测系统、箱变监控系统、电量数据、视频、IP电话等。

升压站监控系统由站内原有远动装置，通过独立的对上接口转发给风场数据网关机；风机监控数据由风机厂家SCADA系统接入到风场数据网关机中；电量数据由电量采集器接入到风场数据网关机中；AGC控制系统数据由风场能量管理平台服务器接入到风场数据网关机中；风功率预测系统数据由风场内功率预测系统服务器接入到风场数据网关机中；箱变监控数据从箱变测控装置接入站内远动机，会同升压站数据一起接入到风场数据网关机。

以上数据在风场数据网关机内汇总后，统一通过IEC104规约从网关机上独立配置的对上端口接入纵向加密装置和路由器，送到远程监控主站。

视频监控系统的视频流数据通过风场端的硬盘录像机完成子站视频信号采集，将所采集视频数据同样接入风场侧路由器，送到远程监控主站；另外，站内配置一定个数的IP电话，IP电话也同样采用网络方式接入到风场侧路由器，送到远程监控主站。

主子站之间网络接口采用单套配置，采用通讯运营商接口, 所有上送业务系统共同使用2*2M通道带宽。

2.3安全防护

为了抵御黑客、病毒、恶意代码等通过各种形式对风电场二次系统发起的恶意破坏和攻击，以及其它非法操作，防止风电场二次系统瘫痪和失控，并由此导致的风电场一次系统事故。按照远程监控中心相关系统的重要程度、数据流程，将远程监控中心二次系统分为三个安全区：

安全区I：实时控制区，包括整合各风电场升压站综合自动化子系统、整合各风电场风力发电机组计算机监控子系统。

安全区II：非实时控制生产，包括生产管理信息子系统以及电力系统远动工作子系统、整合各风电场风力发电功率预测子系统。

安全区III：生产管理区：各类管理信息系统、办公系统。

（1）I区实时数据采集接入

实时数据采集接入的数据包括升压站监控系统、风机监控系统、电量数据。升压站监控数据由风场升压站内保护、测控装置直接接入到站内远动机中；风机监控数据由风机厂家SCADA系统经过规约转换装置接入到站内远动机中；电量数据由电量采集器经过规约转换装置接入到站内远动机中。

三类数据在远动机内汇总后，统一通过IEC104规约从远动机上独立配置的对上端口接入I区纵向加密装置和路由器，送到远程监控主站。网络接口采用单套配置，采用通讯运营商接口,通道容量2*2M带宽。

远程监控中心配置2台前置服务器用于接收风场端发送的数据，通过站内同步网络将数据共享，配置2台历史服务器，用于数据的存储，配置若干台工作站，用于运行人员的监控和维护。

（2）能量管理平台和功率预测系统数据接入

能量管理平台系统（AGC控制系统）主要负责风场全场数据的计算以及有功功率控制，采用的是远程登录的方式接入；风功率预测系统负责风功率预测短期、超短期曲线计算，其数据上送方式是将预测结果以文件的方式接入远程监控主站，远程监控主站数据服务器接收并解析短期、超短期预测曲线，并入库处理。此两部分系统数据共用一个独立的2M通道。

（3）原有风机厂家SCADA系统远端工作站接入

远程监控主站同时将各风场内风机厂家的风机SCADA系统通过远端工作站的方式接入，作为远程监控中心风机监控的备用手段。

远程监控主站与风电场成对配备RJ45-E1协议转换器，形成单独的2M直连通道。远程监控中心风机服务器节点与风电场内风机SCADA系统交换机直连，与风电场站内的风机监控系统形成双节点配置，互为参照。

此部分数据接入使用独立一个2M通道。

（4）III区视频、IP电话系统接入

III区视频监控系统的视频流数据通过风场端的硬盘录像机完成子站视频信号采集，将所采集视频数据通过III区通道上送到远程监控中心。

另外，站内配置一定个数的IP电话，用于参与远程监控中心视频电话会议。III区数据网设备配置交换机、路由器。网络接口采用单套配置，采用通讯运营商接口, 使用独立一个2M通道。

远程监控主站部分配置1台视频监控工作站和1台IP电话服务器，完成视频和IP电话业务系统的功能。

安全区之间横向隔离要求：安全区I与安全区II的业务系统都属生产系统，在线运行，数据交换较多，关系比较密切，可以作为一个逻辑大区（生产控制区）。I、II区之间可部署相应的逻辑隔离装置，采用经有关部门认定核准的硬件防火墙。安全区I/II与安全区III之间不得直接相联，必须采用经有关部门认定核准的专用物理安全隔离装置。专用物理安全隔离装置分为正向型和反向型，从安全区I/II往安全区III传送数据必须采用正向安全隔离装置单向传输，由安全区III往安全区II甚至安全区I的单向数据传输必须经过反向安全隔离装置。纵向安全防护要求：远程监控中心安全区I与安全区II与各风电场之间的网络交接处，采用纵向加密认证装置。

2.4系统安全保障

影响系统安全一是内部设备故障，二是外部病毒侵蚀。从系统硬件结构看，在双机双网基础上采用热备份机制，当发生故障时，可以满足及时切换服务器、网络的需求。从选型看，采用专用计算机，防止操作系统的病毒感染。

三、结论

通过对远程集中监控平台实现的路径进行研究分析，提供了建设远程集中监控平台一种广泛适用模式，通过整合各风电场相对独立的子系统，达到了对相对分散的风电场进行远程监控运行的目的，实现了风电企业集约化管理，同时也是提升公司管理水平，优化生产管理模式，满足企业快速扩张和可持续发展的需要。

参考文献：

篇5

随着人们生活质量的不断提升，人们对电能的需求也在不断增大。在这种情况下，火力发电厂的锅炉及锅炉风机等设备在夜间也要投入生产，而其产生的噪声则使得夜间厂界噪声不达标，继而给厂区内外环境带来了不良的影响。针对这种情况，相关人员有必要对电厂锅炉风机的噪声治理措施进行分析，从而更好的完成对电厂厂区噪声的治理，继而给厂区员工和周围居民提供良好的生活环境。

1 锅炉风机的噪声危害

就实际情况而言，每台锅炉风机在出厂时都将安装进风消声器，但是大多数锅炉风机却仍能产生较大的噪声，继而给人体带来较大的危害。一方面，噪声将给人的心血管系统带来影响，并给人体内分泌系统带来一定的危害，继而使人们的身体健康遭受威胁。另一方面，噪声将使人出现神经衰落的现象，并使人的大脑皮层功能不能得到平衡，继而造成脑血管功能受到阻碍。此外，噪声将使人陷入消极的情绪，继而使人的工作效率不断降低。

2 电厂600MW锅炉风机的噪声产生原因

2.1 风机主噪声

一般的情况下，600MW燃煤锅炉都将配备2台送风机和2台一次风机，而每台风机都是大型的轴流风机。其中，送风机的功率将达到1500kW，一次风机的功率将达到2300kW。在对锅炉的噪音进行测量可以发现，风机本身的振动将产生噪声。同时，风机出口及叶片高气流速度和风机上的相关部件之间的磨合也将产生噪声。而将这些噪声叠加起来，就形成了风机的主噪声。

2.2 风道振动噪声

锅炉风机之所以会产生噪声，与风道的振动有着直接的联系。一般的情况下，风机的出口风速约为40m/s，而风道的风速则为15m/s。一方面，在风道内的空气流通缺乏规律的情况下，气流将在风道内部产生压强，并使风道内部壁面产生的压力随之变化，继而导致风道出现一定的振动。而这些振动与风机产生的振动形成共振，则会使锅炉产生较大的噪声。同时，在加强筋之间的焊点距离交宽的情况下，风道的振动将无法得到有效限制，继而使风道产生振动噪声。此外，风道没有得到有效固定，以至于风机振动造成了风道整体的振动，也将使风道产生振动噪音[1]。另一方面，风道壁面设计的过于薄弱，将导致风道不够稳固，继而使风道产生强烈的振动。此外，在风机与风道两者固定连接时，风机振动将传递至风道，继而产生相应的风道振动噪声。

3 电厂600MW锅炉风机的噪声治理措施

3.1 利用吸声法治噪

在进行锅炉风机的噪声治理时，可以采用吸声法。具体来讲，就是用吸声材料吸收噪声声波，以便达成相应的降噪效果的降噪方法。就目前来看，SDR技术具有维护方便和造价低等多个优势，所以可以采用该技术对电厂600MW锅炉风机的噪声进行治理。而应用SDR技术需要以金属薄板为媒介，以便对金属薄板通过振动会产生较高辐射效率的特性进行利用。在使用该技术时，需要在金属薄板部件上附着粘弹性较强的高分子材料。而在金属薄板产生振动时，则可以将一部分动能转化成热能，继而降低振动产生的噪声。

就目前来看，SDR阻尼材料主要由基料、填料和溶剂三部分构成。其中，基料主要用于各项阻尼材料的粘合，并需要将材料黏贴在金属薄板上。所以，基料的主要作用就是发挥粘合作用。而填料则占据了所有阻尼材料的35%到67%，用于降低技术成本，并可以增加材料的内损耗能力。而溶剂则需要进行基料的溶解，以便使基料充分融合[2]。此外，阻尼减振结构主要由自由阻尼结构和约束阻尼层结构组成。其中，自由阻尼结构指的就是将阻尼材料黏贴在金属薄板的一面或两面，而约束阻尼层结构则是在基板上涂抹弹性较高的阻尼材料。

3.2 利用隔声法治噪

所谓的隔声法，其实就是利用装置将噪声集中封闭在一个密闭空间中，以便使大部分噪声留在隔离装置内部，继而达成一定的降噪效果的降噪方法。针对电厂600MW锅炉风机噪声的治理问题，则可以在风机本身加装风机隔声罩，并且保证隔声罩是封闭结构，而且容易安装和拆卸。具体来讲，就是利用隔声罩将风机及其连接部件罩在隔声罩里，并确保隔声罩与风机完全分离，继而有效降低噪声的传播。而想要达成较好的降噪效果，则需要采用优质的吸声材料和包敷材料进行隔声罩的制作。同时，在隔声原件钢板内部设置高分子材料涂层，也可以有效降低风机和风道共振产生的噪声[3]。此外，考虑到主机检修需求，需要在隔声罩上安装照明系统。

为了达成较好的降噪效果，还需要对隔声罩处的风道进行处理。首先，需要将风机出风口位置安装柔性织物补偿器，并在补偿器后安装固定支架，继而通过减轻风机振动来减少风机对风道的影响。其次，可以将风机出风口的扩散管改成偏心扩散，并使扩散方向与叶片旋转方向一致，继而通过改善风道气流来减小风道内部压力波动。此外，需要在原风道震裂处安装补偿器，并在风道内部加贴隔声层。同时，还需要重新加固风道的固定指点，以便防止共振现象的发生。

4 结语

总而言之，用吸声材料将风机风管等部位包裹起来，就可以使风机产生的噪声被吸声材料吸收。而采取物理隔离措施将风机风道隔离起来，则可以使噪声向外辐射强度降低，继而达成一定的降噪效果。所以，在治理电厂600MW锅炉风机产生的噪声时，可以采用SDR阻尼技术在风机主体机壳、风道进出口等位置涂抹吸声材料，并利用隔声罩进行风机风道的隔离，从而通过降低噪声辐射强度来进行锅炉风机的降噪处理。

参考文献：