电网标准

电网标准（精选10篇）

电网标准 篇1

0 引言

微电网依其灵活的配置结构和方便的运行方式在近年来得到广泛的研究[1,2,3,4,5,6],它能在提高电力系统的安全性和可靠性的同时,提高用户的供电质量和电网服务水平,促进了可再生能源分布式发电的应用。

传统电网为电源到负荷的单向潮流供电方式,微电网的接入将改变这种运行特性,并对微电网接入点的电压、线路潮流、线路电流、电能质量、继电保护以及网络可靠性等都将产生影响[7,8],且其影响程度与微电网的位置、容量、负荷特性等密切相关[9]。因此,制定微电网接入电网时的技术规定非常重要。目前,国内外还没有相关的标准,IEEE制定了分布式电源(DR)的接入标准《IEEE1547分布式电源与电力系统互联的系列标准》[10,11]。我国将于2011年发布DR的并网标准。

本文研究了微电网接入电网时应该考虑的几个重要因素,如:微电网接入系统的基本要求、微电网并网要求、电能质量、功率控制和电压调节、继电保护、并网监测、微网解列、通信、电能计量等。通过对上述九方面的研究,从电网的角度提出了微电网接入电网的技术规定,为今后制定微电网接入标准和微电网大规模的发展提供了一定的基础。

1 微电网并网总则

微电网在并网、并网运行、解列时不能对电网以及电网中的其他用户产生不利影响,且需在电网运行管理部门的监管和调度下进行。

2 并网基本要求

微网需向电网运行管理部门提供微电网中所包含的微电源的组成、总体性能以及微电网中的负荷特性,微电网并网如图1所示。

微电网需在电网运行管理部门的建议和监督下合理选择接入点、接入容量和接入方式。一般情况下,微电网的总容量不超过上一级变压器供电区域内最大负荷容量的1/4或者最小负荷容量的1/3。微电网接入的电压等级为:200 k W及以下微电网接入0.38 k V电压等级电网;200 k W以上微电网接入10k V及以上电压等级电网。经过技术经济比较[12,13],微电网采用低一电压等级接入优于高一电压等级接入时,可采用低一电压等级接入。

微电网的并网以及并网方案需经过电网运行管理部门同意,由后者实施。

3 微电网并网要求

微电网的并网方式可分为普通并网和并网不上网两种方式。

3.1 普通并网

微电网带电并网时,会存在并网点两侧的电压、幅值和相角不匹配的情况,例如微电网与电网之间的相角异相时并联会造成同步发电机电枢铁芯末端过热,并由于极高的扭矩而损坏微网中的发电设备;当微电网电压低于电网电压且超过一定幅值时,并网后微电网将立即遭受大量的流入发电设备的无功功率,使得电网出现低电压;反之,当微电网电压高于电网电压且超过一定幅值时,并联后微电网将立即遭受大量的流出发电设备的无功功率,使得电网出现过电压。

因此,在微电网并网前,必须使并网点两侧的电压、频率和相角尽可能接近,以减小并网过程中对微电网和电网同时存在的暂态过程。

综上所述,并网时微电网的电压、频率、相角和相序应与电网的相匹配,且两者上述参数的差值必须满足表1中的要求[14]。

3.2 并网不上网

此种并网方式严格禁止微电网的功率倒送,即并网点功率流向只能从电网流向微电网。此时需配置逆功率保护。

3.3 重新并网

如图2所示,K1发生故障时,断路器B1的电流速断保护立即动作断开故障线路,但微电网的PCC从检测到故障到并联设备断开需要一段时间,期间微电网和B1所在的馈线构成孤岛运行,如果此时断路器B1重合闸,可能造成表1中的三个参数不在规定的范围内(非同期合闸)。同时,微电网继续向故障点提供故障电流,可能使K1点电弧重燃,扩大故障。

因此,在故障恢复后的重新并网同样必须满足3.1中的要求。一般情况下,在未得到电网运行管理部门同意的情况下,不能采用自动重合闸进行重新并网。解列到重新并网的时间间隔由微电网和电网运行管理部门预先达成协议确定。

4 微电网并网运行要求

4.1 有功功率

4.1.1 基本要求

微电网并网运行时的最大负荷容量与多个因素有关,如配电网电压指标约束、相间短路影响、谐波影响、对潮流优化的影响等[15,16]。其中对电压、谐波等的影响可集中到对并网点的约束中。因此,微电网并网运行时的最大负荷容量主要考虑电网的继电保护,同时计算容量时应该计入储能装置。对并网上网运行,微电网向电网输送的功率也应该根据电网的短路容量、负荷特性来给出确定的限值。

4.1.2 有功功率调节

微电网中的部分微电源,例如风力发电具有有功功率调节能力,其应配备功率协调控制系统。要求微电网不主动参与电网的有功调节,但能根据负荷的变化不断调节微电源的有功输出,维持内部的频率在规定的范围内。同时要求微电网在电网的控制下为电网提供一些辅助的有功调节,在电网紧急情况下,微电网能够根据电网的指令来协调控制微电网内各微电源的有功输出,以防止输配电设备发生过载,确保电力系统稳定性。在电网频率高于50.5Hz且常规调频电厂容量不足时,可以通过降低微电源的有功功率输出来保证电网频率恢复到正常值。

4.2 无功功率

4.2.1 无功电源

微电网中的无功电源包括具有无功输出及调节能力的微电源和无功补偿装置。微电网应具备协调控制微电源和无功补偿装置的能力,能够自动快速调整无功总功率,从而提高用户的功率因数、减少电网的有功损耗以及提高电力系统的电压水平,改善电能质量,提高系统的抗干扰能力。首先应充分利用微电源的无功容量及其调节能力,仅依靠微电源的无功容量不能满足系统电压调节需要或功率因数要求的,应在微电网内加装无功补偿装置。

无功补偿装置可以是分组投切的电容器或电抗器,也可以使用能连续调节的快速无功补偿装置或其他先进的无功补偿装置。

4.2.2 无功容量

微电网应具备无功功率调节能力,其调节范围根据微电网特性、电网结构和电网运行管理部门的要求决定。

在并网运行时,微电网所能吸收/发出的无功功率应使其功率因数可以在一定范围内调节。

微电网吸收感性无功功率时,PCC点的功率因数应该满足《电力系统电压和无功电力管理条例1998》的要求[17]。

4.3 电压调节

微电网控制系统接受在恒定功率因数或恒定无功功率输出方式下运行,其本身允许采用自动电压调节器,但在进行电压调节时应遵照已有的相关标准和规程[18],不造成并网点的电能质量问题。一般而言不应由微电网承担并网点的电压调节,而应由电网运行管理部门来承担。微电网只有在电网管理部门允许的条件下主动参与电压调节。微电网的无功功率应该能够在其允许范围内进行自动调节,使并网点的电压或功率因数保持在一定范围内或为某一给定值。

4.4 电能质量

微电网接入电网时,在并网点处的电能质量指标主要有:谐波和波形畸变、电压波动和闪变、直流注入、电压不平衡度、电压偏差、频率。

4.4.1 谐波和波形畸变

微电网的引入会带来大量的谐波,谐波的类型和严重程度取决于功率变换器技术、微电网内微电源的组成及特性、所连接的负荷设备。

在向平衡线性负荷供电时,在并网点处注入电力系统的谐波电流不应超出表2所列出的限值。同一范围内的偶次谐波应小于低的奇次谐波限值的25%,总谐波畸变率小于5%。

注:a基准电流应为微电网无微电源时的最大负荷需求或微电网向电网输送功率(可逆流方式)两者的较大值;b微电网并网前,由于公共连接点处谐波电压畸变造成的任何谐波电流不应计入注入谐波电流。

4.4.2 电压闪变

对于自然能发电系统,外界能源输入的变动(如风能和太阳能的不确定性和波动性);微电源机组频繁的启停等都会引起PCC点处的电压闪变。

IEEE Std 1453TM-2004通过采用IEC61000-4-15:2003的测量标准给出了不同电压等级的闪变限值,如表3所示。

当来自微电网的最大功率变动△Smax与电网在并网点处可得到的短路容量Sk满足下式时,微电网单元将满足IEC的要求。

4.4.3 直流注入

微电网中由于逆变器以及负荷电流中的直流分量会向电网中注入直流电流,将造成电压波形的直流偏置,对典型的配电变压器铁芯,10%到20%的偏置会导致磁通波形某个方向上的顶部出现深度饱和。当磁通峰值超过饱和点时,瞬时励磁电流将急剧增加,其结果将是励磁电流严重的畸变,产生励磁电流尖峰,这种励磁电流尖峰含有丰富的奇次和偶次谐波。必须防止微电网的这种间接地注入过量的谐波。

图3显示了一个配电变压器直流注入和变压器的谐波产生之间近似的线性关系。为了限制配电变压器因直流而产生的谐波,规定微电网注入电网的谐波不超过配电变压器额定电流的0.5%。

另外,并网点的其他电能质量指标如电压波动、电压不平衡度、电压偏差以及频率等,标准限值可参考我国电能质量相关标准中的相应规定[19,20,21,22]。

4.5 安全与保护

本节给出了微电网接入电网时应具备的保护功能及其所应达到的要求,不涉及微电网保护配置的具体技术细节。

4.5.1 基本要求

微电网接入电网后对电网原有保护的影响已经在很多文献中详细介绍[23,24,25,26]。一般结论是微电网的接入改变了电网的继电保护及自动装置的配合特性,使系统原有的保护不再适用于微电网接入后的电网。

为了避免上述影响,必须寻求新的保护控制原理。文献[23]对新型保护系统提出了要求,在孤岛运行和并网运行时保持相同的保护策略或是设置限值条件,使孤岛或并网运行时只有一种保护有效。

4.5.2 故障响应

保护系统必须能够响应电网侧和微电网侧的所有类型的故障,并且快速切除提供短路电流的电源。如果故障在电网侧,要求微电网尽快从电网侧隔离以保护微电网中的负荷;如果故障在微电网内部,保护系统必须迅速隔离微电网中尽可能小的区段来消除故障,在高故障电流下,延时时间不得超过0.1s。

4.5.3 保护系统参数配置

微电网必须向电网提供微电网涉网保护的配置和参数设置,以便于设计电网侧的涉网保护,同时随着微电网结构和所连接的分布式电源数量的不同,故障电流级别将有很大不同。因此其参数设置也在不断的变化,要求定期的检查和更新保护系统的参数值以确保它们仍然适用。

4.5.4 逆功率保护

对并网不上网运行方式,应配备逆功率保护。

4.6 接地配置

微电网的接地配置取决于配电线路的类型以及与其相关的配电变压器的绕组配置和接地方式。

如果微电网接地配置不合理将会导致如下问题:(1)在非计划孤岛形成后,但尚未被微电网检测到并断电之前出现的对电网以及用户设备的有破坏性的相电压;(2)微电网以及配电变压器提供的很高的接地故障电流将导致配电线路接地保护设备的灵敏性下降。

因此,微电网接地配置必须符合电网运行管理部门的要求,接地方案所引起的过电压,不应超出PCC点其他连接设备的电压水平,且不得因其电压扰动或破坏电网接地故障保护的协调性。

4.7 监测规定

监测数据要求具有实时性,必须对并网点的连接状态、有功、无功、电压、功率因数和相角实时跟踪。微电网运行人员需要这些数据用于跟踪效率、计划维护、确定运行成本、控制微电网的运行性能;电网运行管理部门需要这些数据进行电网的规划、运行和调度,指导微电网与电网的同步、进行微电网参数超出预定水平时的告警、进行历史事件和事故数据的总结分析、预先制定微电网运行计划和实时趋势。

4.8 电能计量

计量数据主要作为用户商业和经济考虑,计量表计(以及相关的电流互感器和电压互感器)安装于不同的点上,通过对并网点的功率流动方向、有功、无功进行计量,以按合同或税则的要求来确定负荷、毛发电量和净发电量。要求以15 min或1 h的时间间隔进行数据收集,对这些数据一般不作实时性要求。需特别指出的是,对可逆流运行,需安装具有双向计量计费功能的表计。

5 微电网解列

5.1 正常解列

正常解列时(图1中断开B1),微电网按照事先设定的方式和解列点进行解列,其解列时间以及解列后微电网孤岛运行的持续时间可由微电网和电网运行管理部门协商。在微电网解列过程中,保证电网不受微电网解列的影响。且需同时配置手动解列和自动解列措施。

5.2 事故解列

5.2.1 电网侧故障解列

正常状况下,重要负荷是通过DR和电网同时供电的,在电网侧发生故障或电网的电能质量不能满足重要负荷要求时,可在图1中断开B1(在DR不能同时满足一般负荷和重要负荷供电时,断开B2),使微电网与电网快速分离,进而更好地保障重要电力用户的用电要求。

同时,在电网故障时,微电网的快速分离避免了微电网给电网中的故障点提供故障电流。

5.2.2 微电网侧事故解列

在微电网内部发生故障时,如图1中的K1(或K2),此时B2(或B3)迅速的断开,非故障DR与电网同时向重要负荷供电,保证重要负荷的供电质量。

当微电网内部的故障不能通过内部断路器来隔离时,B1迅速断开,使微电网内部的故障不会影响到电网。

5.2.3 故障恢复

一旦事故处理完毕,可进行微电网重新并网。此时参考3.3节。

6 通信及信号

电网调度中心需要有与微电网通信的能力,以从微电网中获得特定的信息来实现电网向负荷的不间断供电,并做出控制。电网的能量管理/SCADA系统与配电管理系统集成和微电网之间同样需要通信能力,以对微电网进行监测和控制。

由于调度、通信和控制系统中使用的大量传感器和控制器由多个厂商开发。这意味着将同时使用多种通信协议,因而通信协议的兼容性将成为突出的问题。因此,微电网与电网之间的通信方式和信号传输必须作出一致规定。同时由于检测和控制信号的种类多样以及实时性要求不同,必须对微电网与电网之间互相提供的模拟和开关信号种类、提供信号的方式以及实时性要求做出明确规定。

6.1 正常运行信号

根据检测和计量的要求,在微电网正常运行时,微电网向电网运行管理部门提供的信号至少应包括:并网点微电网侧的电压、电流、有功、功率因数、频率和电量。

6.2 故障信息记录与传输[27,28]

微电网需要安装故障录波装置,且需记录故障前10 s到故障后60 s的瞬态波形。该装置应该包括必要数量的通道。

7 结论

现阶段已经有大量的学者对微电网的相关理论进行了研究,其中对微电网并网的控制和保护、故障定位、通信等方面尤为突出。然而,由于国内外微电网实际工程较少,微电网接入电网标准的制定相对滞后。本文通过对微电网接入电网所需考虑的关键问题进行了分析和探讨,提出了必须满足的技术要求,为今后微电网标准的发展提供了一定的基础和参考。

电网标准 篇2

班组是电力企业最基本、最基层的组织单元。电力企业各项生产、检修任务最终都要通过班组来实施完成，班组的安全生产工作搞得好与坏，直接影响着电力企业的经营效益、企业形象、行风建设及生存竞争力等诸多方面。

一、选好班组带头人

班组长是电力企业基层组织的工作核心，是各项生产任务的直接组织者和执行者。班组长必须具备为人正直、廉洁奉公、诚恳热情、业务技能熟练、安全意识浓厚，对待工作具有奉献、敬业及创新精神。班组安全生产管理，危险性最大的莫过于班组长责任心不强，安全意识淡薄。

二、宣传安全文化建设的理念

1、注重转变观念，增强安全意识。事故无外乎是由于人的不安全行为和物的不安全状态所导致，而物的不安全状态归根到底是人为因素所造成的。班组成员必须克服僵化及麻痹思想，认识安全生产工作的极端重要性。要树立零事故的思想理念。电力行业是一个安全风险较高的行业，任何一个电力职工都是不愿意在生产工作中受到人身伤害或发生电网和设备事故的，如果把职工的这种愿望作为一种企业财富，形成大家一起来向“零事故挑战”的共同意愿，就会对企业员工的行为具有无形的约束力，再经过长期的潜移默化，就形成一种规范的行为准则，这样，任何事故就做到有效预防和有效控制。

2、加强重点控制和预防。要实现零事故原则，必须把岗位主体与客体的一切潜在的危险因素和危险点事先辨识出来，加以控制和解决，从根本上防止事故的发生。对班组安全生产现场来说，对重点、难点、危险点要了如指掌，做到心中有数。在带电设备与停电设备之间、多工种交叉作业的生产现场、登高作业攀登处等必须悬挂各种醒目的安全标志并设专人监护，要从整治思想上的危险点人手，克服思想上麻痹和行动上习惯性违章行为，同时做到五到位，即安全思想教育到位、岗位“安全职责”履行到位、实施措施到位、具体行动到位、事前预防到位。要在发生事故因素、潜在危险、重点对策、预防措施等方面下功夫，以此来提高自我保护能力和事故处理的能力，达到安全生产无事故的目标。

3、充分调动工作积极性。安全生产管理是一种群体行为，单纯只靠班组长和兼职安全员是远远不够的。全员参加即大家共同参与，站在安全生产的立场与工作岗位角度，以零事故为目标，主动查找所在作业场所中可能发生的一切危险因素。班组每个员工对承担的作业项目，生产场地作业的难点、危险点了如指掌，对可能会发生哪种伤害，引发哪类事故，做到心中有数。事故的突发性、隐蔽性和多维性，决定于生产过程中的系统性、动态性、群众性，只要班组把现场安全生产管理贯穿于整个生产过程的始终，班组全员行动起来，每一个工作班组成员牢固树立“安全第一、预防为主”的思想，建立一整套安全生产的防护体系，坚持以人为本、抓好“自保、互保、群保”的安全监督工作，在生产现场广泛开展反习惯性违章活动。在生产过程中努力做到个人无违章、岗位无隐患、班组无事故、过程无危险。

4、提高员工的综合素质和实践能力。教育职工把“要我安全”变为“我要安全”，这样的要求还远远不够，应该再提高一个层次，使之达到“我会安全”的程度。一个员工连自己都不会保护，怎么会保护好他人呢。安全教育逐步从“要我安全”的被动式教育，转变为“我要安全”、“我会安全”的主动式教育，只有“我会安全”才能收到良好的效果，才能使安全教育和安全管理达到一个新的水平。企业文化以人为本是基础，职工的生命安全问题更是一个企业管理中的重中之重。因此，加强安全思想教育，做好“我会安全”的技能培训工作，提高公司员工安全意识和素质。

三、明确班组安全文化建设的主要内容

从心理学讲，生产现场危险点预防分析活动是一种逆向思维，是从可能发生的后果去提醒人们注意。因为“讲危险”比“拼安全”更直观具体，更有针对性、直观性，更易被职工接受，更易引起职工的注意，从而更能增强职工的责任感和安全意识。危险点预防分析活动，分危险点分析和工前五分钟活动两步骤进行。前一阶段主要是发掘危险因素，制定预防措施，后一阶段是重点落实预防措施。电力系统现行“安全票”、“操作票”管理制度，又是班组危险点预防分析活动的一种具体表现形式。班组危险点预防分析活动的内容：通过危险点预防分析活动，应明确几个问题：作业地点、作业人员、作业现场状况、事故原因分析、事故隐患、填写“安全票”、“操作票”等；落实危险点控制措施。危险点预防分析活动程序：危险点预防分析活动可分为五个步骤：即发现问题、研究重点、提出措施、制定对策、监督落实。

在组织班组工作中，要抓好以下几点工作：(1)强化职工安全教育，提高员工安全意识，要把正确处理好违章和反习惯违章工作与安全教育的关系紧密结合起来，把加强对全体员工的安全意识教育，特别是在反违章和习惯违章作为重点工作来抓。要组织职工认真学习《电业安全工作规程》等安全方面的规章制度，结合本班组在安全方面存在的问题，进行认真地学习和讨论，利用安全宣传栏等形式对职工进行安全教育，强化职工的安全意识，做好宣传教育，注重激励作用。

(2)班组长要事先准备班组危险点预防分析的思路和方法。开展活动前，班组长要对班组危险点预防分析所进行课题的主要内容进行初步准备，以便开展活动时做到心中有数，进行引导性发言，要充分发挥集体智慧，调动群众积极性，使大家在活动中受到教育。危险点预防分析活动应在活跃的气氛中进行，不能一言堂，应让所有班组成员有充分发表意见的机会，提高活动质量。(3)危险点预防分析活动形式要直观、多样化。班组长可结合电网和生产现场状况，画一些作业示意图，便于大家分析讨论，或在作业现场进行直观的、更有效的分析，也可随着作业现场环境，条件的变化，对危险点进行动态的分析。同时要抓好“安全票”、“操作票”的审查和整理。

电网标准 篇3

【关键词】生产技术改造工程；标准成本；效益

一、生产技术改造工程纳入成本标准化管理的必要性

电力市场面临改革的新形势、新格局下，要求电网企业具备坚强的电网资产，电网资产的建设和改造成本相对较高，在此形势下国家电网公司已经顺利将基建工程纳入标准成本体系，保证工程质量，形成优良资产的同时节约了建设成本，充分发挥财力集约化的优势，为公司实现了良好的经济效益。由于电网资产的运行、使用受自然环境、气象条件等因素影响较大，又较难规避该种影响，电网企业为保证电网的安全稳定运行，每年要进行大量的生产技术改造工程，所耗成本不可小觑，并且呈几何级的速度逐年递增。因此，将生产技术改造工程纳入成本标准化管理势在必行。同时随着电力形势的不断发展，对于电网技改工程造价必须要有更专业的技术手段和数据分析模型。电网企业已积累了大量电网技改工程造价数据和资料，如何对现有数据进行整合与利用，形成有价值的造价控制和评估手段，成为电网企业必须重视的一个研究课题。

二、生产技术改造工程的特殊性

与现有标准成本体系中的主网工程相比，电网技改工程的类型较多，包括交（直）流变电、交（直）流二次系统、交（直）流输电等，其中二次系统技改工程还可分为继电保护、全站综合改造、通信设备、调度自动化系统等多种类型，每种下还包含如更换变压器、更换组合电器等等多种单项工程类型，影响工程造价的因素很多。此外，技改标准确定、工艺评选、设备选用等问题也直接关系到工程造价的高低。因此，技改工程具有显著的多样性、复杂性特点，不同类型、不同标准的技改工程差异十分显著，如果照搬主网工程的标准成本体系建设思路，不符合国网总部对各省公司推进工程成本标准化管理“简化流程、提高效率”的总体要求]。

三、生产技术改造工程纳入成本标准化管理的可行性

1.电网基建工程纳入成本标准化管理的示范性效果

电网基建工程纳入成本标准化管理已经整整四年，在预算编制、成本控制模型方面的应用已趋于成熟化和稳定化，能够对工程实施的各项费用起到良好的管控作用。同时配合基建工程实施标准成本的业务系统和财务系统流程已进行合理细化和固化，为生产技术改造工程纳入成本标准化管理奠定良好的工作基础。

2.生产技术改造工程历经多年发展

首先，生产技术改造工程在电网企业工程建设领域并不是一个新事物、新领域，电网技术改造工程建设开始，历经多年的发展，已经积累了比较多的技改工程数据，并且部分工程数据具有很强的代表性，其造价区间是相同类型技改工程建设的重要参照，为了进一步挖掘和利用这些历史技改工程的参考性和指导性作用，可考虑以历史技改工程数据为基础，建立技改工程造价标准化体系，有利于合理控制技改工程造价，有利于实现造价标准统一、内容深度统一，有利于进一步提高技改工程造价精益化管理水平。其次，在生产技术改造工程不断发展中，电网企业已经形成一套完整并发布实施的生产技术改造工程预规（即：《电网技术改造工程预算编制与计算标准》），为生产技术改造工程纳入成本标准化管理的模型建立提供规范和参考；最后，随着电网企业对成本和效益的重视程度与日俱增，电网企业已建立了工程项目储备库，工程项目储备需经业务、财务、实物资产使用保管部门多部门共同确认，为生产技术改造工程实现标准成本管控提供可靠保证。

四、生产技术改造工程纳入成本标准化管理的效益分析

1.社会效益分析

电网企业作为关系国家能源安全和国民经济命脉的国有重要骨干企业，不但要注重自身经济效益，还要更加注重社会效益，承担更多社会责任。随着电力市场化改革的推进，政府也逐渐提高了对电网企业成本管理的规范性和透明性。电网企业实施技改工程标准成本体系建设，构建更加规范和科学的成本管理机制，也是主动适应行业和政府监管的信号器，对于落实科学发展观、实现发展方式转变的基础性工作具有积极意义，对地区经济产生示范作用，带来巨大的社会效益。

2.管理效益分析

实施生产技术改造工程成本标准化管理体系后，电网企业进一步拓展了工程标准成本应用，贯彻落实工程标准成本体系实践研究，丰富和完善了工程标准成本体系；同时通过技改工程成本的规范化、标准化管理，增强了财务对工程成本支出的全过程管控能力；通过将模型在信息系统中进行固化，运用管理与信息技术手段实现技改标准成本的自动测算，提升技改工程造价控制业务水平；通过标准化成本管理，加强财务对技改工程资金流的引领控制，優化资金使用效率，带来了巨大的企业管理效益。

3.经济效益分析

规范工程标准成本，扩大工程标准成本体系的涵盖范围，实行标准成本控管，有助于深入贯彻电网企业成本领先战略，引导其科学编制工程成本预算，促进工程成本的精细化核算，加强工程成本的分析、修正，进而推动成本管理的科学性、精益性，节约电网工程建设成本，带来巨大的经济效益。

参考文献：

[1]孟艳涛，吴锦芳，王凡. 电网企业成本管理与控制改革研究[J].电力技术经济，2006，02：62-65.

[2]王学亮，郝震宇，张琳琳. 电网企业深化成本管理的举措研究[J].能源技术经济，2010，01：44-50.

[3]褚燕，范斌，姚瑜，吴洁倩. 电力企业人工成本分析指标体系构建及应用[J]. 华东电力，2010，10：1481-1484.

[4]李东祥. 战略成本管理在电网企业的相关问题研究[D].东北财经大学，2010.

互联电网频率响应标准 篇4

我国电网频率调整分为一次调频、二次调频和三次调频,对应不同的调整手段和时间轴。国外大型电网频率调整也有类似的划分,虽然名称不同,但本质是一样的。文中的重点是电网一次调频,即当互联电网频率变化时,发电机组或负荷自发、持续地抑制频率的变化,又称为电网的频率响应特性。

1 电网的一次调频

1.1 一次调频的定义

频率的一次调整如图1所示。其中,PG为系统中的等值发电机组的频率静态特性曲线(已线性化),PL为等值负荷静态特性曲线,两线相交的a点为系统额定频率的运行点。

若电力系统在额定频率下运行(图中a点),当系统负荷由PLN突然增加到PL1时,系统中的等值发电机的调频过程如下:负荷突然增加瞬间,由于原动机调速器存在惯性,发电机的出力保持PGN不变,所增加负荷只能靠系统中的转动部分(主要是发电机组和负荷电动机的转子)所贮存的动能来抵偿,促使机组转速下降,系统频率相应下降到f1(b点)。

当系统频率降低到超出调速器的失灵区(通常水轮机为0.02%,汽轮机为0.05%)时,调速器动作,增加原动机的输入(增加进水量或进汽),使发电机出力增加,系统频率从f1回升到f2,即达到PG、PL1两特性曲线的交点c。这表明,发电机组仍然维持原频率特性曲线时,系统频率稳定在f2(交点c),fN>f2>f1。这个调整过程是调速器自动完成的,通常称为一次调整过程。

电力系统中的电源机组都参与频率的一次调整,当负荷增量发生时,各发电机组先按其负荷增量发生点的同步功率(dp/dδ,δ为发电机转子q轴与以同步转速旋转的坐标轴之间的夹角),粗略地说相应地按电气距离成反比来分配这些增量。当各发电机组间产生频差时,将按电源机组的惯量以相互振荡的形式进行这些增量的再分配,并逐步进入二次调频[2]。

1.2 一次调频的重要性

互联电网如果没有良好的一次频率响应特性,会导致事故后系统的准稳态频率过低,从而使低周减载装置动作,不利于系统的可靠运行。国外研究表明,随着电网的发展,一些因素正在恶化电网的一次频率响应特性[3,4]:

a.汽轮机采用滑压运行、锅炉跟踪运行,汽轮机阀门全开,导致机组失去调节能力;

b.电网核电比例加大,可调节、调度能力下降;

c.重工业减少,缺少相应的电动机负荷,从而负荷对频率的影响降低;

d.循环机组,采用温度控制模式时,有着正的频率响应特性,不利于系统频率恢复,通常在系统低谷时期,表现更为明显;

e.电力市场的推进,市场力驱使各控制区出于经济性考虑,备用最小化。

综上所述,完善互联电网一次调频管理,制定出量化的考核标准,是提高电网可靠性的必然手段。

2 国内外概况

2.1 南威尔士电网频率管理

南威尔士电网的频率管理方法,基本体现了电力市场环境下,频率管理的发展方向,具有一定的代表性[5]。它依据频率调节特性,将频率的管理按时间轴分为3块,如图2所示。

调频作为辅助服务进入电力市场,发电机的调频过程如图3所示。

2.2 欧洲联合电网(1)

欧洲输电联合会UCTE(Union for the Coordination of Transmission of Electricity)的频率响应标准,是目前世界上比较完善的互联电网频率响应标准。它量化了频率一次控制的各项指标,如各控制区的一次调频备用容量和全网的分配系数,具有很好的可操作性。

a.正常运行时,一次调频储备的动作阈值为:Δf>±0.02 Hz,以保证稳态时,系统频率不会长时间超过±0.02 Hz运行。

b.在电网发生扰动或事故时,限定在10~12 s的时间内,利用发电机的调速器特性,将电网频率恢复到准稳态频率:Δf<±0.18 Hz。

c.系统发生最大功率缺额,而又不会导致低周减载装置动作时,最大允许的频率偏差Δfdyn_max为0.80 Hz。其中考虑了0.20 Hz的裕度。事故前系统的频率偏差(0.05 Hz)+汽轮机控制的迟缓率(0.02 Hz)+连锁事故导致功率继续缺额(0.05 Hz)+其他未记入分析的不定因素(0.08 Hz)=0.20 Hz。最大功率缺额是考虑了全网的最大可调出力,分析系统突然失去多少功率,不会使频率跌倒低周减载装置动作值(f=49.0 Hz),从而得出3000 MW值,并不断修正。

d.响应时间。0~15 s,可调用50%的一次调频储备;15~30 s,100%的一次调频储备可调出。

e.考核。通过事故后的频率波形来分析,评估系统运行的可靠性,考核各控制区,并不断修正各参数。

UCTE频率响应标准在电网的实际运行中得到不断完善,值得各互联电网借鉴。

3 频率响应实例分析

3.1 参数定义

互联电网的最大动态频率偏差Δfdyn_max,是指电网事故发生后,电网频率跌至的最低值,其主要决定于下列因素:

a.扰动的幅度和持续时间;

b.发电机转子上储存的动能;

c.参与一次调频的发电机数目,一次调频储备容量及其在发电机组之间的分配比例;

d.发电机、控制器(如调速器)的动态特性;

e.负荷的动态频率特性。

准稳态频率偏差Δf,是指系统一次调频动作后,而自动发电控制AGC(Auto Generation Control)等二次调频手段尚未接手时的频率偏差,其主要决定于下列因素:

a.网络的频率响应系数和扰动的幅度;

b.控制区参与一次调频的发电机的调差率;

c.负荷对频率响应的灵敏度。

一次调频储备[6](2),是指发电机在调速器参与一次调频过程中,可以增加的功率,它是由发电机的调节限幅决定的,如图4所示。

稳态时(f=f0),不同调差系数的机组Ga、Gb的限幅相同,因而一次调频储备容量相同。

当扰动发生,且Δf<Δfb=fb-f0时,由于机组Ga比机组Gb的调差系数小,其响应速度也快,对频率的恢复贡献较大。在设计频率响应考核标准时,应该优先奖励这类机组。

当Δfb>Δf>Δfa=fa-f0时,机组Ga出力达到最大值Pmax,无调节能力;当Δf>Δfb时,机组Ga和机组Gb在准稳态的情形下,对频率的贡献相同。

3.2 华东电网频率响应

2005年11月20日,华东电网突然失去2.83 GW区外输入功率,这次事件相当于进行了一次电网频率响应试验。图5为事故发生后1 min系统频率曲线。

A点(t=13:56:40,f=50.012 Hz),表示区外来电失去前,电网的频率。

B点(t=13:57:18,f=49.575 Hz)表示在全网机组调速器的响应下,电网频率恢复到的准稳态值,此时,一次调频作用达到最高峰,但是AGC指令、紧急控制等措施尚未接管。

C点(t=13:56:51,f=49.518 Hz)表示电网的最大动态频率偏差Δfdyn_max。

D点表示A点之后60 s的系统频率,如电网没有及时补足功率差额,则电网频率仍然不能恢复到额定频率。

从13:56:40开始系统频率在11 s内从50.012 Hz快速下降到49.518 Hz,此时系统的动态频率偏差为Δfdyn_max=0.482 Hz。

华东电网机组一次调频相应的频率死区为0.033 Hz,当系统频率降低至49.967 Hz时,机组接收到频差信号,机组的一次调频执行机构开始动作,一般在5 s内可以起作用。这次事故,正体现出华东电网一次调频管理存在以下问题[7,8]:

a.华东目前大部分机组限幅偏小,大部分机组限幅在3%~4%,未达到6%的要求;

b.大部分水电机组的一次调频功能基本上未发挥作用;

c.理想情况下,系统的准稳态频率偏差应控制在0.2 Hz内[9,10];

d.目前,省市电网现有机组的一次调频功能是基于控制性能标准CPS(Control Performance Standard)的一种调频手段,为满足对电网频率精度有较高敏感度的要求,机组一次调频功能所起作用相当有限。

4 结语

目前,各互联电网对机组的一次调频参数都有着严格的规定,但是,这些规定都没有量化考核标准,频率管理的各阶段工作也未作细分。通过分析华东电网这次事故可以看出,现有旋转备用管理规定和CPS考核标准不足以考核控制区的一次调频能力。一次调频的管理还有应完善的地方,可以着重考虑下列几个方面:

a.各种量化指标的确定,如调差率、响应容量、机组出力限幅等;

b.一次调频备用在各控制区、发电机组间的分配方式,这也是随着电力市场的推进,引入辅助服务市场必须要考虑的问题;

c.一次调频管理和CPS考核、备用管理的协调配合;

d.负荷作为频率响应备用技术支持和管理规定。

摘要：从电力系统一次调频原理出发,通过采集华东电网事故时的频率数据,详细分析华东电网的频率响应特性,用初始频率、准稳态频率、最大动态频率偏差等参数加以表征,解构了频率变化的不同阶段及其特性,揭示了电网一次调频能力的重要性。指出互联电网必须对发电机组的频率响应作必要的约束和规范,才能保证系统的一次调频能力在事故时完全发挥出来,否则容易导致系统低周减载装置动作,造成不必要的负荷损失,大幅度降低系统的可靠性。并结合电网的频率管理体系,指出了电网频率响应标准的具体发展方向。

关键词：频率响应标准,互联电网,一次调频,可靠性

参考文献

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[9]张毅明,罗承廉,孟远景,等.河南电网频率响应及机组一次调频问题的分析研究[J].中国电力,2002,35(7):35-38.ZHANG Yiming,LUO Chenglian,MENG Yuanjing,et al.Analysis on frequency response and primary frequency regulation of generator units in Henan power system[J].Electric Power,2002,35(7):35-38.

电网标准 篇5

本标准明确了电网经营企业和供电企业在实现客户服务的过程中，向客户提供的各项服务资源和服务活动的基本配置要求。

本标准适用于公司系统区域电网企业、省（自治区、直辖市）电网企业、地市（区）供电企业及县级供电企业，各网省公司可在此基础上，制订实施细则，但具体要求不得低于本标准。

本标准不等同于向客户的承诺，仅作为企业内部工作过程中，为客户提供服务时应达到的基本要求。2 规范性引用文件

下列文件对于本文的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB/T 19000—2000 质量管理体系 基础和术语（idt ISO 9000：2000）GB/T 19001—2000 质量管理体系要求（idt ISO 9001：2000）GB/T 15624—2003 服务标准化工作指南第一部分：总则 SBT 10382—2004 服务管理体系规范及实施指南 国家电力监管委员会第 27 号令 供电监管办法

中华人民共和国电力工业部第 8 号令 供电营业规则 3 术语和定义

3.1 客户（Customer）

可能或已经与供电企业建立供用电关系的组织或个人。3.2 供电服务（Power supply）

服务提供者遵循一定的标准和规范，以特定方式和手段，提供合格的电能产品和满意的服务来实现客户现实或者潜在的用电需求的活动过程。供电服务包括供电产品提供和供电客户服务。

3.3 供电客户服务（Power retail Customer service）

电力供应过程中，企业为满足客户获得和使用电力产品的各种相关需求的一系列活动的总称。以下简称“客户服务”。

3.4 供电客户服务渠道（Power retail Customer service channel）

供电企业与客户进行交互、提供服务的具体途径。以下简称“服务渠道”。3.5 供电客户服务项目（Power retail Customer service item）供电企业针对明确的服务对象，由服务提供者通过具体的服务渠道，在一定周期内按照规范的服务流程和内容提供的一系列服务活动。以下简称“服务项目”。4 服务渠道设置标准 4.1 SC01/供电营业厅

供电营业厅是供电企业为客户办理用电业务需要而设置的固定或流动的服务场所。本标准只给出固定地点营业厅的设置标准。Q / GDW 581 — 2011 4.1.1 服务网络布设

a）供电营业厅的服务网络应覆盖公司的供电区域，其布设应综合考虑所服务的客户类型、客户数量、服务半径，以及当地客户的消费习惯，合理设置。b）供电营业厅按 A、B、C、D 四级设置，其要求如下：

1）A 级厅为地区中心营业厅，兼本地区供电营业厅服务人员的实训基地，设置于地级及以上城市，每个地区范围内最多只能设置 1 个。

2）B 级厅为区县中心营业厅，设置于县级及以上城市，每个区县范围内最多只能设置 1 个。

3）C 级厅为区县的非中心营业厅，可视当地服务需求，设置于城市区域、郊区，乡镇。

4）D 级厅为单一功能收费厅或者自助营业厅，可视当地服务需求，设置于城市区域、郊区，乡镇。

c）供电营业厅应设置在交通方便、容易辩识的地方。4.1.2 服务功能

4.1.2.1 供电营业厅的服务功能包括：①业务办理，②收费，③告示，④引导，⑤洽淡。其中：

a）“业务办理”指受理各类用电业务，包括客户新装、增容及变更用电申请，故障报修，校表，用电指导，信息订阅，以及投诉、举报和建议；办理咨询查询，客户信息更新等。

b）“收费”指提供电费及各类营业费用的收取和账单服务，以及充值卡销售、表卡售换等。c）“告示”指提供电价标准及依据、收费标准及依据、用电业务流程、服务项目、95598

供电服务热线等各种服务信息公示，计划停电信息及重大服务事项公告，功能展示，以及公布岗位纪

律、服务承诺、电力监管投诉举报电话等。［依据《供电监管办法》第十六条］ d）“引导”指根据客户的用电业务需要，将其引导至营业厅内相应的功能区。e）“洽谈”指根据客户的用电需要，提供专业接洽服务。4.1.2.2 服务功能的设置标准

a）A、B 级营业厅实行无周休日营业。

b）各级供电营业厅必须具备的服务功能如下：

1）A、B、C 级营业厅应具备：第①～⑤项服务功能。

2）D 级营业厅应具备：电费收取、发票打印，以及服务信息公示等服务功能。

4.1.3 服务方式 4.1.3.1 供电营业厅的服务方式包括：①面对面，②电话，③书面留言，④传真，⑤客户自助。

4.1.3.2 服务方式的设置标准

a）供电营业厅的服务方式应多样化。

b）各级供电营业厅必须具备的服务方式如下：

1）A、B、C 级营业厅：第①～⑤种服务方式。2）D 级营业厅：第①、③、⑤种服务方式。

c）D 级营业厅具备“客户自助”服务方式时，可视当地条件和客户需求，提供 24 小时服务。

4.1.4 服务人员

4.1.4.1 供电营业厅的服务人员包括：① 营业厅主管，② 业务受理员，③ 收费员，④ 保安员，⑤ 引导员，⑥ 保洁员。4.1.4.2 服务人员的设置标准

a）供电营业厅的服务人员应经岗前培训合格，方能上岗工作。要求 A 级厅的第①～③类服务人员

具备大专及以上学历，取得普通话水平测试三级及以上证书。b）各级供电营业厅必须配备的服务人员如下：

1）A 级营业厅：第①～⑥类服务人员。2）B 级营业厅：第①～⑤类服务人员。3）C 级营业厅：第①～③类服务人员。4）D 级营业厅：第③、④类服务人员。4.1.5 服务环境

4.1.5.1 供电营业厅的功能分区包括：① 业务办理区，② 收费区，③ 业务待办区，④ 展示区，⑤ 洽谈区，⑥ 引导区，⑦ 客户自助区。4.1.5.2 服务环境的设置标准

a）供电营业厅的服务环境应具备统一的国家电网公司 VI 标识，符合《国家电网品牌推广应用手册》、《国家电网公司视觉识别系统推广应用试点工作意见》的要求，整体风格应力求鲜明、统一、醒目。

b）各级供电营业厅必须具备的功能分区如下：

1）A、B 级营业厅：第①～⑦个功能区。2）C 级营业厅：第①～④个功能区。

3）D 级营业厅：第②、③、④个功能区。c）供电营业厅各功能分区的设置标准：

1）业务办理区：一般设置在面向大厅主要入口的位置，其受理台应为半开放式。2）收费区：一般与业务办理区相邻，应采取相应的保安措施。收费区地面应有一米线，遇客流量大时应设置引导护栏，合理疏导人流。

3）业务待办区：应配设与营业厅整体环境相协调且使用舒适的桌椅，配备客户书写台、宣传资料架、报刊架、饮水机、意见箱（簿）等。客户书写台上应有书写工具、登记表书写示范样本等；放置免费赠送的宣传资料。

4）展示区：通过宣传手册、广告展板、电子多媒体、实物展示等多种形式，向客户宣传科学用电知识，介绍服务功能和方式，公布岗位纪律、服务承诺、服务及投诉电话，公示、公告各类服务信息，展示节能设备、用电设施等。5）洽谈区：一般为半封闭或全封闭的空间，应配设与营业厅整体环境相协调且使用舒适的桌椅，以及饮水机、宣传资料架等。6）引导区：应设置在大厅入口旁，并配设排队机。

7）客户自助区：应配设相应的自助终端设施，包括触摸屏、多媒体查询设备、自助缴费终端等。

d）供电营业厅应整洁明亮、布局合理、舒适安全，做到“四净四无”，即“地面净、桌面净、墙面净、门面净；无灰尘、无纸屑、无杂物、无异味”。营业厅门前无垃圾、杂物，不随意张贴印刷品。

4.1.6 服务设施及用品

4.1.6.1 供电营业厅的服务设施及用品包括：

(1)营业厅门楣，(2)营业厅铭牌，(3)营业厅时间牌，(14)营业厅背景板，(5)防撞条，(16)时钟日历牌，(7)“营业中”、“休息中”标志牌，(8)95598 双面小型灯箱，(19)功能区指示牌，(20)禁烟标志，(1)营业人员岗位牌，(2)“暂停服务”标志牌，(3)员工介绍栏，(14)展示牌，(5)意见箱（簿），(16)服务台（填单台）及书写工具，(7)登记表示范样本，(8)客户座椅，(19)宣传资料及宣传资料架，(20)饮水机，(21)报刊及报刊架，(22)垃圾筒（可回收、不可回收），(23)“小心地滑”标志牌，(24)便民伞，(25)护栏，(26)自助缴费终端，(27)显示屏，(28)多媒体查询设备，(29)排队机，(30)竖式广告灯箱，(31)平板电视，(32)无障碍设施。

4.1.6.2 服务设施及用品的设置标准

a）各级供电营业厅必须具备的服务设施及用品如下：

1）A 级营业厅：第(1)～(32)项服务设施及用品。2）B 级营业厅：第(1)～(29)项服务设施及用品。3）C 级营业厅：第(1)～(23)项服务设施及用品。

4）D 级营业厅：第(2)、(3)、(5)、(7)、(8)、(11)、（12）、（14）、（15）、（19）、（20）、（22）、（23）、（26）项服务设施及用品。

b）所有服务设施及物品均应符合视觉识别系统及品牌元素应用规范，部分设施及用品的具体标准详见《国家电网品牌推广应用手册》。c）各项设施及用品摆放整齐、清洁完好、适时消毒。

d）夜间应保证国家电网徽标及 95598 双面小型灯箱明亮易辨。

e）供电营业厅入口处应配有“营业中”或“休息中”标志牌，营业柜台应配有“暂停服务”标志牌。

f）功能区指示牌应醒目，必要时可设有中英文对照标识，少数民族地区应设有汉文和民族文字对应标识。

g）供客户操作使用的服务设施，如临时发生故障，应有明显的提示性语言，并及时修复。

4.2 SC02/95598 供电服务热线

95598 供电服务热线是供电企业为电力客户提供的 7×24 小时电话服务热线。4.2.1 服务网络布设

95598 供电服务热线由网省公司统一管理，建设以网省公司为单位的集中式供电服务中心。

4.2.2 服务功能

95598 供电服务热线应通过语音导航，向客户提供故障报修，咨询查询，投诉、举报和建议受理，停电信息公告，客户信息更新，信息订阅；预受理新装、增容及变更用电，校表申请等服务，并具备外呼功能。4.2.3 服务方式

4.2.3.1 95598 的服务方式包括：① 客户自助，② 人工通话，③ 短信，④ 录音留言，⑤ 电子邮件，⑥ 传真。

4.2.3.2 服务方式的设置标准

a）95598 供电服务热线应 7×24 小时人工受理客户故障报修。

b）对于第①、③～⑥种服务方式，95598 供电服务热线应提供 7×24 小时不间断服务。

4.2.4 服务人员

a）95598 服务人员包括：普通座席、专家座席，并应根据客户需求设置外语或民族语言座席。

b）95598 服务人员应具备大专及以上学历，取得普通话水平测试三级及以上证书，并经岗前 培训合格。

4.2.5 服务环境

a）采用统一的引导语“您好，欢迎致电国家电网××公司供电服务热线”。如“您好，欢迎致电国家电网福建公司供电服务热线”。b）客户话务等待时，应播放轻柔音乐。c）自动语音导航分级菜单层次应控制在 5 层以内，每层菜单必须设置“转人工”、“返回上级”选项。按键设置标准为：人工服务，按“0”；返回上级菜单，按“*”。d）人工服务接通后，应播报“××号座席为您服务”。

e）在播报多条信息时，应提示客户“按任意键中止收听”。f）在没有后续操作时播报“结束服务请挂机”。4.3SC03/网上营业厅

网上营业厅是供电企业通过网络为客户提供服务的一种途径。4.3.1服务网络布设

a）网上营业厅应以网省公司为单位统一布设。

b）网上营业厅应为客户提供7×24小时不间断服务。4.3.2服务功能

4.3.2.1 网上营业厅的服务功能包括：会员注册或认证，电费缴纳，咨询查询，信息公告，信息订阅，预受理新装、增容及变更用电申请，受理投诉、举报和建议等功能。4.3.2.2 服务功能的设置标准

a）除信息公告外，其他功能只对网站注册或认证用户开放。

b）网上营业厅应提供办理各项业务的说明资料，相关表格应便于客户填写或下载。c）网上营业厅应设有导航服务系统，以方便客户使用。4.3.3服务方式

4.3.3.1 网上营业厅的服务方式包括：① 客户自助，② 网站留言，③ 电子邮件。4.3.3.2 服务方式的设置标准

a）客户自助：应对客户进行身份验证，确保客户信息不外泄；自助缴费服务应确保客户资金安全。

b）网站留言：应对客户留言及回复进行归档，并使客户能查询到6个月内的信息。c）电子邮件：应对电子邮件进行归档。4.3.4服务人员

a）网上营业厅应设网站受理员（可由95598座席兼职）。b）网站受理员应具备大专及以上学历，并经岗前培训合格。4.3.5服务环境

a）网上营业厅的网页界面应有明显的“国家电网”标识和“供电客户服务”字样。b）网上营业厅服务功能区域划分应科学合理、简洁明了、富人性化。网页制作要求直观，色彩明快，各服务功能分区要有明显色系区分。4.4SC04/客户现场

客户现场服务渠道是指供电企业服务人员到客户需求所在地进行服务的一种途径。4.4.1服务功能 4.4.1.1功能类别

现场服务包括：处理新装、增容及变更用电，故障抢修，收缴电费，电能表校验，用电指导，保供电，服务信息告知，专线客户停电协商，提供电费表单，及受理投诉、举报和建议等。

4.4.1.2服务功能的设置标准

故障抢修应提供7×24小时不间断服务。其它服务功能一般在工作时间为客户提供。4.4.2服务方式

现场服务的方式包括：面对面、电话、短信 4.4.3服务人员

a）根据所提供的具体服务功能，客户现场的服务人员包括：现场勘查人员、中间检查及验收人员、装表接电人员、故障抢修人员、保供电人员、用电指导人员、催收人员等。

b）客户现场服务人员应经相应的岗前培训合格，方可上岗工作。4.4.4服务设施及用品

4.4.4.1 现场服务的设施及用品包括：① 警示牌，② 安全围栏等标志，③ 移动POS机。4.4.4.2 服务设施的设置标准

a）现场服务设施及用品应印有清晰的“国家电网”和“95598供电服务热线”标识。

b）在公共场所工作时，应有安全措施，悬挂施工单位标志、安全标志，并配有礼貌用语；在道路两旁工作时，应在恰当位置摆放醒目的警示牌。

c）有条件的单位可使用移动POS机到现场向客户收取电费。4.5SC05/银行及其它代办机构

银行及其它代办机构服务渠道是指供电企业委托银行、通讯运营商及其它机构（以下统称代办机构），代为提供电费收取及相关服务的特定服务途径。4.5.1服务网络布设

应考虑与多家代办机构合作，以对供电企业自有营业厅形成延展补充。4.5.2服务功能

a）代办机构的服务功能包括：电费收取，电量电费查询，电费票据及账单服务。b）各代办机构的营业网点，应严格按照与供电企业签署的协议提供服务。4.5.3服务方式

a）代办机构的服务方式包括：柜台、客户自助 b）代办机构应公布电费收取窗口的营业时间。4.5.4服务环境

代办机构营业网点应具有电力企业委托的经营权，并在营业窗口悬挂“供电企业委托授权”标志牌。

4.6SC06/社区及其它渠道

社区服务渠道是供电企业利用居民社区服务网络向客户提供服务的一种途径。4.6.1服务网络布设

各供电企业应综合考虑供电区域内客户需求、现有服务网络的布设情况以及实际具备的服务能力等因素，合理布设社区服务点。4.6.2服务功能

包括：咨询，用电指导，信息公告（停电信息公告、用电常识宣传等），电费催费通知送达，客户自助缴费（可选），受理客户的投诉、举报和建议等。4.6.3服务方式

a）社区服务的方式包括：面对面、客户自助

b）供电企业应明确到社区服务的时间，并提前向社区居民公告。4.6.4服务人员

a）社区服务可设置兼职或专职的社区服务员。b）社区服务人员应具备电力行业相关知识。4.6.5服务设施及用品

a）社区服务的设施及用品包括：服务信息公告栏、宣传资料，自助缴费终端（可选）。b）服务设施及用品应印有清晰的“国家电网”和“95598供电服务热线”标识。5服务项目设置标准

5.1SI01/新装、增容及变更用电服务 5.1.1服务内容

供电企业根据客户提出的用电需求，统一受理客户的新装、增容及变更用电业务。其中变更用电包括：减容、暂停、暂换、迁址、移表、暂拆、过户、分户、并户、销户、改压、改类、临时用电、市政代工。5.1.2服务人员

包括：业务受理员、95598座席、网站受理员、客户经理、现场勘查人员、审图与验收人员、装表接电人员、收费员、用电检查人员等。5.1.3服务渠道

包括：供电营业厅、95598供电服务热线、网上营业厅、客户现场。5.1.4服务流程

5.1.4.1SI01-01/新装、增容、减容、暂换

本服务子项的流程为：由受理客户申请开始，经过现场勘查、制定供电方案、向客户收取有关营业费用、图纸审核、中间检查、竣工验收、签订供用电合同、装表接电、客户申请资料归档和回访等流程环节，服务结束。5.1.4.2SI01-02/减容恢复、暂换恢复

本服务子项的流程为：由受理客户申请开始，经过现场勘查、制定供电方案、图纸审核、中间检查、竣工验收、签订供用电合同、装表接电、客户申请资料归档和回访等流程环节，服务结束。5.1.4.3SI01-03/暂停、暂拆

本服务子项的流程为：由受理客户申请开始，经过现场勘查、办理停电手续、现场拆表、设备封停、客户申请资料归档等流程环节，服务结束。5.1.4.4SI01-04/暂停恢复、复装

本服务子项的流程为：由受理客户申请开始，经过现场勘查、办理停电手续、向客户收取有关营业费用、现场暂拆恢复、装表接电、设备启封、客户申请资料归档等流程环节，服务结束。

5.1.4.5SI01-05/过户 本服务子项的流程为：由受理客户申请开始，经过现场勘查、签订供用电合同、客户申请资料归档等流程环节，服务结束。5.1.4.6SI01-06/销户

本服务子项的流程为：由受理客户申请开始，经过现场勘查、拆除采集终端或拆表停电、缴纳并结清相关费用、客户申请资料归档等流程环节，服务结束。5.1.4.7SI01-07/改类

本服务子项的流程为：由受理客户申请开始，经过现场勘查、签订供用电合同、装表接电、客户申请资料归档等流程环节，服务结束。5.1.4.8SI01-08/迁址、移表、分户、并户、改压

本服务子项的流程为：由受理客户申请开始，经过现场勘查、制定供电方案、向客户收取有关营业费用、图纸审核、中间检查、竣工验收、签订供用电合同、装（换）表接电、客户申请资料归档和回访等流程环节，服务结束。5.1.4.9SI01-09/有工程临时用电

本服务子项的流程为：由受理客户申请开始，经过现场勘查、制定供电方案、向客户收取有关营业费用、图纸审核、中间检查、竣工验收、签订供用电合同、装表接电、客户申请资料归档和回访等流程环节，服务结束。5.1.4.10SI01-10/无工程临时用电

本服务子项的流程为：由受理客户申请开始，经过现场勘查、向客户收取有关营业费用、签订供用电合同、装表接电、客户申请资料归档及回访等流程环节，服务结束。5.1.4.11SI01-11/临时用电延期

本服务子项的流程为：由受理客户申请开始，经过现场勘查、向客户收取有关营业费用、签订供用电合同、客户申请资料归档及回访等流程环节，服务结束。5.1.4.12SI01-12/临时用电终止

本服务子项的流程为：由受理客户申请开始，经过现场勘查、与客户结清有关费用、终止供用电合同、客户申请资料归档等流程环节，服务结束。5.1.4.13SI01-13/市政代工

本服务子项的流程为：由受理市政部门申请开始，经过现场勘查、审批，跟踪供电工程进度，组织图纸审查、中间检查、竣工验收、资料归档等流程环节结束服务。5.2SI02/故障抢修服务 5.2.1服务内容

供电企业受理客户对供电企业产权范围内的供电设施故障报修后，到达现场进行故障处理、恢复供电的服务。5.2.2服务人员

包括：业务受理员、95598座席、故障抢修人员。5.2.3服务渠道

包括：供电营业厅、95598供电服务热线、客户现场。5.2.4服务流程

本服务项目的流程为：由受理客户故障报修开始，经过接单派工、故障处理、抢修结果回访、资料归档等流程环节，服务结束。5.3SI03/咨询查询服务 5.3.1服务内容

供电企业为客户提供电价、电量电费信息、停电信息、用电业务流程及进度、客户用电常识、营业网点、新服务项目等内容的咨询查询服务。5.3.2服务人员 包括：95998座席、业务受理员、网站受理员、后台处理人员。5.3.3服务渠道

包括：95598供电服务热线、供电营业厅、网上营业厅。5.3.4服务流程

本服务项目的流程为：由受理客户咨询查询申请开始，经过初步验证客户身份、查询客户所需信息、答复客户咨询查询结果、资料归档等流程环节，服务结束。5.4SI04/投诉、举报和建议受理服务 5.4.1服务内容

供电企业受理客户的投诉、举报和建议，按规定向客户反馈处理结果的服务。5.4.2服务人员

包括：95598座席、业务受理员、网站受理员、后台处理人员。5.4.3服务渠道

包括：95598供电服务热线、供电营业厅、网上营业厅、客户现场。5.4.4服务流程

5.4.4.1SI04-01/投诉

本服务子项的流程为：由受理客户投诉开始，经过调查、处理、回访及资料归档等流程环节，服务结束。5.4.4.2SI04-02/举报

本服务子项的流程为：由受理客户举报开始，经过调查、处理、应客户要求进行回访、资料归档等流程环节，服务结束。5.4.4.3SI04-03/建议

本服务子项的流程为：由受理客户建议开始，经过调查、研究、应客户要求进行回访、资料归档等流程环节，服务结束。5.5SI05/客户信息更新服务 5.5.1服务内容

供电企业为客户提供联系方式、业务密码等客户信息更新的服务。5.5.2服务人员

包括：业务受理员、95598座席。5.5.3服务渠道

包括：供电营业厅、95598供电服务热线。5.5.4服务流程

本服务项目的流程为：由受理客户信息更新申请开始，经过验证客户身份、客户提供资料、信息更新、资料归档等流程环节，服务结束。5.6SI06/缴费服务 5.6.1服务内容

供电企业向客户提供坐收、代收、代扣、充值卡缴费、卡表购电、走收等多种方式的缴费服务。5.6.2服务人员

包括：收费员。5.6.3服务渠道

包括：供电营业厅、95598供电服务热线、网上营业厅、银行及其它代办机构、客户现场（可选）、社区及其他服务渠道。5.6.4服务流程

5.6.4.1SI06-01/坐收 本服务子项的流程为：由供电营业厅受理客户的缴费申请开始，经过查找客户应收电费信息、收取费用、开具缴费凭证等流程环节，服务结束。5.6.4.2SI06-02/走收

本服务子项的流程为：由生成并领取走收电费票据开始，经过供电企业服务人员到收费地点收取费用、交付收费凭证、银行交款与销账，票据交接等流程环节，服务结束。5.6.4.3SI06-03/充值卡缴费

本服务子项的流程为：由客户拨打95598供电服务热线，要求对充值卡进行充值开始，通过验证客户号、校验客户提供的卡号和密码、进行充值、告知扣款信息及账户余额等流程环节，服务结束。5.7SI07/账单服务 5.7.1服务内容

供电企业通过发放、邮寄等方式向客户提供电费票据和账单的服务。5.7.2服务人员

包括：收费员、电费管理人员。5.7.3服务渠道

包括：供电营业厅、客户现场、银行及其它代办机构。5.7.4服务流程

5.7.4.1SI07-01/电费票据和账单发放

本服务子项的流程为：由供电营业厅或银行及其它代办机构受理客户要求、提供电费票据或账单的申请开始，经过验证客户身份、开具票据或账单给客户等流程环节，服务结束。5.7.4.2SI07-02/账单寄送

本服务子项的流程为：由供电营业厅受理客户寄送账单申请开始，经过验证客户身份、办理账单寄送给客户等流程环节，服务结束。5.8SI08/客户欠费停电告知服务 5.8.1服务内容

供电企业通过电话、邮寄、送单或客户定制的其它方式，告知客户欠费停电信息，提醒客户及时缴纳电费的服务。5.8.2服务人员

包括：催费人员。5.8.3服务渠道

包括：客户现场、95598供电服务热线。5.8.4服务流程

本服务项目的流程为：由获知客户欠费信息开始，经过发送欠费停电通知单、告知客户欠费停电信息等环节，服务结束。5.9SI09/客户校表服务 5.9.1服务内容

供电企业受理客户校表的需求，为客户提供电能计量装置检验的服务。5.9.2服务人员

包括：业务受理员、95598坐席、校表人员。5.9.3服务渠道

包括：供电营业厅、95598供电服务热线、客户现场。5.9.4服务流程

本服务项目的流程为：由受理客户的校表申请开始，经过收取相关费用、预约上门时间、电能计量装置校验、发放校表结果、校表结果处理等流程环节，服务结束。5.10SI10/用电指导服务 5.10.1服务内容

供电企业按客户需求，提供安全用电、经济用电、科学用电指导意见的服务。5.10.2服务人员

包括：业务受理员、95598座席、用电指导人员。5.10.3服务渠道

包括：供电营业厅、95598供电服务热线、客户现场、社区及其他服务渠道。5.10.4服务流程

本服务项目的流程为：由受理客户申请开始，经过了解客户用电现状和特性、答复客户相关问题、告知客户指导方案、回访等流程环节，服务结束。5.11SI11/信息公告服务 5.11.1服务内容

供电企业向客户提供用电政策法规、供电服务承诺、电价、收费标准、用电业务流程、计划停电、新服务项目介绍等信息的服务。5.11.2服务人员

包括：95598座席、网站受理员、社区服务员及发布信息的其它人员。5.11.3服务渠道

包括：供电营业厅、95598供电服务热线、网上营业厅、社区及其它渠道。5.11.4服务流程

本服务项目的流程为：由收集信息发布内容开始，经过内容审核、发布方式制定、信息公告等流程环节，服务结束。

5.12SI12/重要客户停限电告知服务 5.12.1服务内容

供电企业向重要客户提供计划、临时、事故停限电信息，以及供电可靠性预警的服务。5.12.2服务人员

包括：停限电计划制定人员、用电检查人员、95598坐席、及发布信息的其它人员。5.12.3服务渠道

包括：客户现场、社区及其他服务渠道、95598供电服务热线。5.12.4服务流程

本服务项目的流程为：由供电企业制定停限电计划开始，经过计划、临时、事故停限电及供电可靠性预警信息告知重要客户、进行相关记录、资料存档等流程环节，服务结束。5.13SI13/高压客户表计轮换告知服务 5.13.1服务内容

供电企业向高压客户提供的表计轮换相关信息告知服务。5.13.2服务人员

包括：表计轮换人员。5.13.3服务渠道

包括：客户现场。5.13.4服务流程

本服务项目的流程为：由供电企业制定表计轮换计划开始，经过与客户预约时间、客户现场轮换表计、与客户共同确认电能表指示数等流程环节，服务结束。5.14SI14/专线客户停电协商服务 5.14.1服务内容 供电企业提供的与专线客户协商计划停电时间的服务。5.14.2服务人员

包括：停电协商人员。5.14.3服务渠道

包括：客户现场。5.14.4服务流程

本服务项目的流程为：由供电企业预制定停电计划开始，经过与客户协商、按照协商结果确定停电计划等流程环节，服务结束。5.15SI15/保供电服务 5.15.1服务内容

供电企业针对客户需求，对涉及政治、经济、文化等有重大影响的活动提供保电的服务。5.15.2服务人员

包括：保供电人员。5.15.3服务渠道

包括：客户现场。5.15.4服务流程

本服务项目的流程为：由供电企业受理客户保供电需求开始，经过制定保供电方案、专项用电检查、指导客户进行整改、保供电设施准备、保供电人员和设施按时到位、直至保电服务结束。

5.16SI16/信息订阅服务 5.16.1服务内容

供电企业以短信、Email等方式，向客户提供电费、营业、停限电、电力供应等信息订阅的服务。

5.16.2服务人员

包括：业务受理员、95598座席、网站受理员。5.16.3服务渠道

包括：供电营业厅、95598供电服务热线、网上营业厅。5.16.4服务流程

信息订阅服务项目包括2个服务子项，各服务子项的服务流程如下： 5.16.4.1SI16-01/订阅

本服务子项的流程为：由受理客户的订阅申请开始，经过验证客户身份、告知订阅事项、办理订阅、发送确认订阅信息等流程环节，服务结束。5.16.4.2SI16-02/退订

国内智能电网产品标准化建设介绍 篇6

2010年12月, 国家能源局发文正式成立了国家智能电网标准化总体工作推进组 (Smart Grid Standardization Promotion, 简称SGSP) , 负责国内智能电网标准化工作, 它由国家能源局 (NEA) 和国家标准化管理委员会 (SAC) 组建, 下设智能电网标准化组 (电网组) 、智能电网设备标准化组 (设备组) 和智能电网标准化国际合作组 (国际组) , 分别由中国电力企业联合会 (CEC) 、中国电器工业协会 (CEEIA) 和SAC承担相应的工作。其中, 智能电网标准化组负责组织我国智能电网规划、建设、运行、管理和维护等标准体系的研究、技术协调和制修订;智能电网设备标准化组负责组织我国智能电网设备的标准体系研究、技术协调和制修订;智能电网标准化国际合作组负责组织和参与智能电网标准化的国际活动, 推进我国主导和参与国际标准的制定。图1是中国智能电网标准制定机构管理框架。

目前, 中国的智能电网标准主要以国家电网公司的智能电网标准为基础修订而成, 并已经起草制定了《智能电网技术标准体系框架》, 现在处于征求意见阶段。

2 国家电网的智能电网技术标准体系规划

目前, 国家层面的《智能电网技术标准体系框架》正在制定过程中, 它以国家电网的《智能电网技术标准体系研究及制定规划》为蓝本, 已经形成了征求意见稿。国家电网的《智能电网技术标准体系研究及制定规划》按照8个专业分支, 对已发布标准进行了梳理、分析和研究, 总计分析了772项国内标准:其中综合与规划专业26项、发电专业53项、输电专业29项、变电专业48项、配电专业179项、用电专业137项、调度专业57项、通信信息专业243项。

国家电网公司坚强智能电网技术企业标准体系为“8个专业分支 (Domains) 、26个技术领域 (Fields) 、92个标准系列 (Series) 、上千个具体标准 (Standards) ”4层结构, 简称D-F-S-S体系。

标准体系的第1层是专业分支, 包括综合与规划、发电、输电、变电、配电、用电、调度、通信信息8个专业分支。标准体系的第2层是技术领域。标准体系的第3层包括92个标准系列, 第4层是上千个具体标准。

3 智能发电

为了满足大力发展可再生能源的战略需求, 发电专业重点研究了可再生能源 (风电和光伏) 接入电力系统的相关国内标准现状, 并涉及火电、核电和储能部分。发电专业重点分析了53项标准, 其中风力发电20项、太阳能发电2项、抽水蓄能4项、常规能源9项。

发电专业智能化的主要技术内容包括:常规电源网源协调关键技术研究及应用;风电、光伏发电等新能源发电的并网、系统仿真、运行控制等先进技术的研发及推广应用, 同时还包括大容量储能试点及应用;风光储联合示范工程、风能和太阳能研究监测中心建设等。该技术领域标准系列计划从2010年开始制定, 并最终于2014年完成。

4 智能输电

输电专业中的重点研究对象是智能输电设备。智能输电设备是在输电一次设备上安装传感器及智能附件, 实时地采集一次设备状态及气象环境参数。目前有29项国内标准, 其中电气一次设备类标准5项、输电设备的可靠性管理类标准5项、输电设备的检测类标准13项、输电设备其他方面的标准6项。在上述国内标准中, 有24项标准与智能输电密切相关或可供修编时参考。本技术领域包括柔性直流输电技术导则、柔性直流输电建设、柔性直流输电运行控制、柔性直流输电设备4个系列。本标准系列计划于2014年完成。

标准系列包括GB/T 22390《高压直流输电系统控制与保护设备》、GB/Z 20996《高压直流系统的性能》 (采用IEC 60919) , 这些标准包括了直流输电系统部分设备的技术要求、试验项目及方法等。IEC 62501《高压直流输电用电压源换流器阀——电气测试》对于我国高压直流输电用电压源换流器阀的电气测试有借鉴价值。整个标准系列还有待补充完善。

5 智能变电

变电专业重点分析了国内标准48项。其中, 系统接口标准22项, 变电站信息模型、信息交互与通信体系标准19项, 网络安全与信息安全标准1项, 广域向量测量标准1项, 电能计量标准2项, 其它3项。这48项国内标准均已使用多年, 比较成熟或相对成熟 (如:GB/Z 18700系列、DL/T 860系列等) 。上述标准包括了我国智能电网建设中变电专业技术领域的关键技术标准, 基本能适应我国智能电网发展的迫切需求。目前国内在智能变电站、智能化设备、输变电设备在线监测系统方面的标准和规程亟需补充制定。智能变电站之间、智能变电站与调度中心之间、智能变电站与新能源之间的信息交互及通信等方面的系列标准需要进一步增补和修订, 以支撑和推动我国智能变电站的建设和运行。

6 智能配电

配电领域是智能电网当前研究的热点之一, 国外标准组织十分关注智能配电方面的标准研究和建立。从国内外标准体系来看, 由于标准设立的目标不同, 还没有形成统一的智能配电标准体系。

配电专业重点分析了179项国内标准, 其中配电调度24项、配电运行89项、配电自动化29项、配电设备15项、分布式电源7项、供电安全和电能质量15项。根据配电专业分支的梳理和分析结果可知, 智能配电网运行、智能控制终端等方面的标准仍然缺失, 亟需补充制定;配电自动化配电网的分布式电源、储能接入配电网、配网调控一体化等方面的标准和规程规范需要进一步增补和修订。本标准系列计划于2013年完成。

7 智能用电

智能用电专业面向广大客户, 涉及客户包装、接电, 电能计量、抄表、收费, 市场开拓、需求侧管理、用电检查, 分布式能源管理等多个领域, 直接服务于客户。

用电专业重点分析了137项国内标准, 涉及电能计量、信息采集、负荷管理57项, 节能、需求侧管理29项, 分布式能源14项, 用电小区24项, 电动汽车13项。其中, 涉及电能计量、信息采集、负荷管理, 节能、需求侧管理, 电动汽车等领域的某些标准已经或即将到期, 亟需修订。

8 智能用能

本标准系列包括CJ/T 174《居住区智能化系统配置与技术要求》, GB/Z 20965《控制网络HBES技术规范住宅和楼宇控制系统》。本标准系列待补充完善, 在前述标准的基础上, 编制相关设备及系统标准。

电动汽车充放电设施包括直流充放电站、交流充放电站、电池更换站、交流充电桩等不同形式。为规范电动汽车充放电设施的建设, 需要制定电动汽车充放电设施标准。本标准系列对电动汽车充放电设施的设计规范、选址布局、供电方式、设备选型、施工要求、验收条件等做出规定。本标准系列包括Q/GDWZ 423《国家电网公司电动汽车充电设施典型设计》、Q/GDW 236《电动汽车充电站通用技术要求》、Q/GDW 237《电动汽车充电站布置设计导则》、Q/GDW 238《电动汽车充电站供电系统规范》等。本标准系列待补充完善, 需要编制电动汽车充放电设施建设规范。

9 结语

电网标准 篇7

智能电网每个业务域内都存在已有标准 ( 内容主要包括信息模型和通信协议等 ) , 而实现不同业务域内的系统和设备互操作是目前面临的挑战。智能电网用户接口 (smart grid userinterface, SGUI) 将电网域内的相关主体 ( 电力公司、系统运营商、市场、服务提供商 ) 与用户域内的相关主体 ( 工业、商业或家庭用户或用户集合体 ) 相互连接。SGUI包括但不仅限于需求响应需要的信息交换, 还可以包括传输配套服务和运营商的信号 ( 例如电压调节和实时调度 ) , 传输即将发生的电力故障、自然灾害或其他特殊事件的指示, 传输直接交互请求 ( 如直接负荷控制 ) , 传输历史或实时能源使用量 (如电能表测量值, 可用于能效管理和电力质量监视) 等。标准化是支撑智能电网发展、规范智能电网建设的根本, 也是实现电网侧和用户侧互操作的基础。为了填补智能电网用户接口国际标准的缺失, 国际电工委员会标准管理局 (IEC SMB) 在2011年9月宣布成立智能电网用户接口项目委员会, 即IEC PC118, 秘书处挂靠在国家电网公司中国电力科学研究院。PC118下设2个工作组 (WG1和WG2) , 分别负责“需求侧智能设备和 / 或系统与电网交互接口”和“电力需求响应”系列标准的编制。

与智能电网用户接口相关的几个有影响力的国外标准包括开放 自动需求 响应规范 (Open Auto Demand ResoponseSpecification, Open ADR, 有1.0和2.0两个标准 ) , 能量互操作标准 (Energy Interoperation Version 1.0, EI1.0) [3]以及智能能量规范 (Smart Energy Profile2.0, SEP2.0) 。目前存在的文献对Open ADR规范介绍分析得比较多, 但缺乏对智能电网用户接口相关标准 (Open ADR1.0/2.0、EI1.0、SEP2.0) 的全面的介绍和比较分析。智能电网用户接口国际标准正在制定中, 在标准的制定过程中, 对相关标准的对比分析是必要的。本文从标准制定背景、标准范围、侧重点、信息模型、信息交换模型以及发展方向等方面对相关标准做一个较系统的比较分析, 并指出此工作有助于形成智能电网用户接口国际及国内标准制定的策略和思路。

1 Open ADR1.0/2.0、EI1.0 以及 SEP2.0 的介绍和分析

1.1 Open ADR1.0

对自动需求响应的研究起源于2002年加利福尼亚州的大规模用电危机, 此后美国及其他各国的电网公司、政府等力求采用需求响应技术解决电力需求增长和高峰用电问题。在此背景下, 自动需求响应研究工作由美国劳伦斯伯克利实验室的需求响应研究中心具体承担[4], 该研究中心推出了开放自动需求响应通信规范 (即Open ADR1.0规范) , 并在试点工程中得到了验证, 同时该研究中心在设施内部实现需求响应自动化的策略与技术方面也开展了卓有成效的工作。Open ADR1.0是一个通信规范, 重点是为需求响应事件和价格提供信号, 它能够与设施控制系统进行互动, 该系统通过预置程序根据需求响应信号进行动作, 使得对需求响应事件或价格的响应实现全自动, 不需要人工干预。通过一系列的试点和测试, 2009年4月, 加州能源委员会发布了OpenA DR1.0, 并将Open ADR1.0交给结构化信息标准促进组织 (OASIS) 进行标准化, 由OASIS负责制定能量互操作标准EI1.0。

1.2 EI1.0

OASIS制定的能量互操作标准 (EI1.0) 是美国国家标准与技术研究院 / 智能电网互操作小组 (NIST/SGIP) 推荐和支持的关键的跨领域 (cross-domain) 需求响应和市场交易标准。EI1.0有两个主要组件:需求响应通信以及市场交互。EI1.0为这两部分开发了一个公共框架, 把需求响应事件放在范围更大的市场交互的上下文中。

OASIS组织在劳伦斯伯克利实验室的Open ADR1.0规范基础上, 结合几个相关标准化组织的输入, 制定出了EI1.0规范。这几个组织是电力行业通信架构组织 (Utility CommunicationsArchitecture, UCA) 、北美能源标准委员会 (NAESB) 、ISO/RTO委员会 (IRC) 。对于零售 (电力公司对客户) 需求响应项目, Open ADR1.0规范已经有了一个坚实的基础, 可以作为OASIS组织的EI技术委员会的一个重要输入。UCA的Open ADR工作组是一个主要参与方, 提供了综合要求, 这些要求中包括了其他各方 (NAESB、IRC) 以及和其他标准 (如公共信息模型CIM) 的贡献。各方对EI1.0的输入如图1所示。

EI1.0支持下列功能:能量交易、动态价格和合同价格发布、涵盖从负荷资源调配到按照预设的价格水平的需求响应方法、响应的量测与确认、预计的价格、需求和能量。

EI1.0依赖于OASIS组织的另外两个标准EMIX1.0[5]和WSCalendar1.0规范[6], 其中EMIX1.0定义能源价格和产品, WSCalendar1.0用于能源传输计划和操作序列。EI1.0使用这两个规范中定义的词汇和信息模型描述它所提供的部分服务。EI1.0用UML定义数据模型, 具体表达在XML Schema文件中 (XMLSchema即XML模式定义语言) , 交互信息的通信采用与具体实现无关的服务描述文件 (WSDL) 来表达。

简言之, 能量互操作标准 (EI1.0) 基于松散耦合交互的原则来开发, 用UML定义数据模型, 使用Web Services交互方式, 来交互需求响应信号、市场交易、价格发布 (price distribution) 和各种支持服务, 不同的交互需要选择不同的安全、隐私和可靠性。

1.3 Open ADR2.0

OpenA DR2.0系列标准 ( 现包括Open ADR2.0a和OpenA DR2.0b两个版本, 其中Open ADR2.0b应用较多) 是EI1.0标准的一个具体应用, 或者称之为具体在需求响应领域的规范, 信息模型和服务均来自EI1.0, 主要是根据需求响应功能的需求对EI1.0的模型和服务进行了裁剪和一些必要的扩展[7]。同EI1.0一样, Open ADR2.0是一个完整的通信协议。

Open ADR2.0标准作为OASIS EI1.0的子集 (见图2) , 它所依赖的信息模型在OASIS EI1.0、EMIX1.0和WS-Calendar1.0中分别进行了详细定义。OpenA DR2.0由Open ADR联盟制定、认证和推广, 该联盟提供一致性测试和认证, 一致性测试工具由Quality Logic公司开发。

1.4 SEP2.0

Zig Bee联盟是一个针对无线个域网而建立的产业联盟。2009年年底, Zig Bee联盟和Homeplug联盟开始制定SEP2.0规范[8], SEP2.0是其向能源领域扩展的核心标准。SEP2.0是多种良好标准的集成, 支持多种安全方案。SEP2.0规范强调支持多种MAC/PHY协议和安全协议。SEP2.0的资源表示与建立是通过UML语言实现的, 是CIM的一种扩展, 其模型分为三大类:辅助资源、通用资源、智能能量资源。SEP2.0采用基于IP的架构和家庭能源网络为能源行业提供信息服务, 在1.1x版本上细化了针对需求响应、负荷控制等电力业务的控制流程, 增加了纯电动汽车的充电、安装控制, 该标准在2012年正式被IEEE 2030.5所接收。SEP2.0着重定义最高层的CIM模型与EXI (efficient XML interchange) 部分, 对于其他支撑协议采用现有的、适用面广、普及度高的协议实现, 如HTTP、DNS-SD、TLS等。

总之, SEP2.0建立了完善的CIM信息模型, 采用现有成熟的协议来实现信息交互, 创建了一个标准的、可互操作的协议, 用于智能电网与用户设备的连接。SEP2.0标准通过智能设备中的应用程序, 实现家庭内部的能源管理, 并提供用户与智能电网的连接, 能够提高能源利用效率, 节能降耗, 有效支撑智能电网, 为用户领域智能电网与用户互动的通信协议提供了一个良好的参考。

1.5 Open ADR1.0/2.0、EI1.0 及 SEP2.0 的比较

Open ADR旨在标准化电力公司和客户能量管理系统或客户网关之间的信息交换, Open ADR被设计为AMI系统、电力公司的通信网络以及ISO之间的高层通信。SEP2.0关注的是家域网设备, 其标准化了家域网设备的通信, 以响应通过网关接收到的市场信号。而能量互操作标准EI1.0的范围较大, 不仅支持需求响应, 还支持电力市场交易和电力价格发布;EI1.0瞄准的是将来的灵活性, 以协作的方式交易和管理能量, 但目前EI1.0只有基于OpenA DR2.0标准的实现。Open ADR1.0/2.0、EI1.0及SEP2.0的比较见表1。EI1.0和Open ADR使用范围是跨域的, 而SEP2.0的使用范围在客户域, 如图3所示[9]。

2 智能电网用户接口国际及国家标准的制定

2.1 智能电网用户接口 IEC 国际标准的制定

分析和比较与智能电网用户接口相关的已有标准是为了分析已有标准的缺陷和不足, 是为了对智能电网用户接口IEC国际标准的制定提供标准制定策略和思路。因此, 首先应分析这些标准能否满足智能电网用户接口的需求, 并识别已有相关标准与智能电网用户接口的需求之间存在的差距。

从上文的分析可以看出, Open ADR2.0应用范围主要在需求响应范围;EI1.0应用范围不仅包括需求响应, 还包括电力市场交互、电价传输等;而SEP2.0关注于用户侧;但智能电网用户接口需要满足的应用范围较宽, 如上文所述, 并不仅限于需求响应。另一方面, CIM在已经存在的智能电网用户接口相关标准或规范中是重要的组成部分。尽管CIM一直在进化, 但在智能电网用户接口相关的系统和设备方面仍然存在差距。为了确保将来的SGUI-CIM满足智能电网用户接口信息交换的现有要求, 并且可以扩展以满足将来的发展, 需要确定规范的信息模型建模方法和原则。很明显, 已有相关标准与智能电网用户接口的需求之间存在着明显差距, 如美国国家标准 (Open ADR2.0规范) 部分支持或满足智能电网用户接口的要求, 但其信息模型必须要扩展才能满足智能电网用户接口国际标准的需要;同样EI1.0和SEP2.0与智能电网用户接口的应用范围相比, 虽然存在一些重叠, 但显然并不完全一致, 因此是否需要把EI1.0、SEP2.0融合进智能电网用户接口以及多大程度上融合, 目前在PC118专家中还存在争论, 还需要进一步分析和确认。另外, Open ADR2.0、EI1.0和SEP2.0都是美国标准, 其他国家使用还存在专利权问题, 因此国际上迫切需要制定一个国际认可的智能电网用户接口标准。

IEC PC118在完成技术报告 (IEC62939 TR) 后, 中国专家提交了制定智能电网用户接口IIEC技术规范的提案, 并在各国专家中达成了共识。2013年年底 , IEC批准PC118制定智能电网用户接口技术规范IEC/TS62939。此技术规范应包括如下内容:SGUI概述 ( 包括SGUI的定义、范围、架构、功能要求等以及制定SGUI标准的原则 ) , 构建SGUI-CIM信息模型的原则和方法 ( 包括SGUI-CIM的范围、与其他IEC核心标准的关系、开发原则 ) 以及SGUI服务定义的指导原则等。

2.2 智能电网用户接口中国国家标准的制定

在目前国内外推动节能减排的发展形势下, 提高电能供需平衡和互动对于提高整个能源的使用效率显得十分必要。信息模型是数据语义和结构的描述, 是信息交换双方相互识别所交换数据的基础, 也是建立应用服务的必要条件。信息交换服务对互动效率、互操作性、兼容性、安全性和用户满意度等具有重要的意义, 并对于指导和规范需求响应、能效管理、电动汽车、分布式能源、智能家居 / 智能楼宇 / 智能小区 / 工业园区等应用的信息交换、促进用户和电网公司达成一致目标、形成共同的认识和行动具有重要的意义。

但目前国内的现状是智能电网供电侧与用户侧之间缺乏一个统一的接口规范。具体来说, 就是没有统一的系统架构, 没有清晰地定义电网供应侧和用户侧之间信息交换的总体描述以及总体原则和要求, 缺乏统一的信息模型规范和信息交换服务规范。中国电力科学研究院和中国电力企业联合会等单位组织国内有关科研单位和高校专家通过对国内智能电网现有标准梳理和智能电网发展对标准需求的对比分析, 发现了国内已有标准存在这个空白点, 因此提出在制定智能电网用户接口国际标准的同时, 需要制定智能电网用户接口系列中国国家标准, 提出统一、开放的数据模型和通信协议, 规范信息交互模式。制定该标准, 可以规范用户侧智能家居 /智能楼宇 / 智能小区 / 工业园区、电动汽车、分布式能源、需求响应、能效管理等应用和供应侧的信息交换, 同时可使用户和电网公司达成一致目标, 形成共同的认识和行动;制定该标准适应我国智能电网实际建设情况和发展需求, 对填补国内标准的空白具有重要意义。

中国电力科学研究院等科研单位的专家将完成和提交3项国家标准草案:第一个标准是智能电网用户接口概述, 该标准的目的是规范电网与用户侧智能设备信息交换的总体描述和要求, 并为系列标准提供一个框架;第二个标准是智能电网用户接口公用信息模型, 该标准的目的是规范和建立电网与用户智能设备信息模型的规则和要求, 并为建立两者间的信息交换接口提供必要支撑, 内容包括信息模型的建模方法和逻辑节点、公用数据类;第三个标准是智能电网用户接口信息交换模型, 内容包括信息交互模式和信息交换的功能模型。与此同时还开发中国智能电网系列标准管理工具, 搭建案例演示系统。

3 结束语

智能电网用户接口是国际标准研究应用的重点领域, IECPC118成为各国推进标准工作和竞争搏奕的领域。中国应积极参与国际标准的制定, 并且要进一步重视并加快智能电网用户接口中国国家标准的制定, 制定出适应国内电力体制的智能电网用户接口技术标准, 促进智能电网在中国的健康发展。

摘要：本文在介绍智能电网用户接口相关的几个有影响力的国外标准的基础上, 比较分析了它们的标准范围、侧重点、标准制定背景、信息模型、信息交换模型以及发展方向等, 论述了智能电网用户接口国际及国内标准的制定策略和思路。

关键词：智能电网用户接口,需求响应,Open ADR,EI1.0,SEP2.0

参考文献

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[8]Zig Bee Alliance, Inc.and Home Plug Powerline Alliance, Inc. (2013) Smart Energy Profile 2 Application Protocol Standard.

国家电网公司信息化标准体系探讨 篇8

随着信息技术的不断发展和国家电网公司信息化程度的提高,国家电网公司在SG186工程中自行编制的信息化标准数量出现井喷式增长,采用的国际、国家、行业标准也急剧增加,这些信息化标准亟需科学有序地组织起来,使之成为一个有机的整体。为了解决这一问题,国家电网公司在SG186信息化建设之初就开展了信息化标准体系的研究,建立国家电网公司信息化标准体系,使其能在宏观上指导和控制国家电网公司各网省公司的信息化建设,在层次上分清标准制定工作的轻重缓急,保障信息化建设工程有序开展,为信息技术及应用的整体开发和信息资源共享提供基础性的前提保证。

1 需求分析

1.1 信息化标准建设概述

由于国家电网公司总部与各网省公司及地市单位在管理水平、原有习惯和信息化基础方面存在差异,造成统一信息化标准的任务十分复杂、十分艰巨。针对该情况,国家电网公司总部领导十分重视,由总部牵头、编写组负责,在全国网范围内对相关业务部门进行了大量调研、沟通和协调工作。据统计,召开各类技术协调会200多场,参与人员2 000余人次,其中,仅成熟套装软件信息分类与编码就组织会议达105次,共668人次参加。编写标准化材料共1 000余份,约300多万字,形成企业标准69项。

“十一五”期间,国家电网公司信息标准工作顺利完成了八大业务系统有关标准和信息资源标准的编制工作,标准编制过程规范、流程清晰、文档齐全。标准编制过程分别经历了调研收资、标准起草、信息化规划设计导则编制、数据元标准研究、信息集成平台标准研究、标准征求意见、审查和修订等阶段,以及配套完成了编制说明、相关的配套编码管理制度和后续运行维护制度的编制和下发,为信息化标准完成提供了必备的管理、人员和技术条件。

1.2 信息化建设对标准体系的需求

随着国家电网公司信息化建设的飞速发展,“十一五”期间国家电网公司各个层面上建设的信息化系统迅速增加,系统的复杂度急剧增加。为保证信息化建设的正常开展,国家电网公司各部门(单位)都参与了信息化标准的建设工作,标准的编制出现了井喷式增长,在同一时期内多项标准并行编制的情况并不鲜见。

在这种复杂的建设环境下,为保障业务数据的数据交换和共享、统一标准、防止重复编制标准,亟需一个科学分类、有序组织、层次分明的信息化标准体系,以指导信息化标准建设工作,为国家电网公司信息化系统的建设提供标准依据,提升公司的信息化工作的标准化程度。

2 建设思路

2.1 技术路线

在信息化标准体系建设过程中,对国际标准、国家标准、行业相关标准进行了系统地研究,以相关标准为依据,结合我国和国际信息化标准发展的情况,根据国家电网公司“十一五”信息化建设的特点和需求,制定出具有本企业特点的信息化标准体系,并在体系框架的指导下进行具体信息化标准的研究与制定。遵循的技术路线如下:

1)理论结合实际。对国际标准、国家标准、行业相关标准进行系统地研究,吸收原信息化标准体系研究的成功经验,为项目的研究奠定坚实的理论基础;对公司系统内的多家单位、多个信息化项目组进行调研,充分结合公司的信息化建设的实际情况,形成具有本行业特色的符合当前公司信息化建设需求的信息化标准体系。

2)实用性与前瞻性相结合。结合电网信息化规划、建设与管理的需求,既要避免脱离实际和过分超前,又要对未来信息化的发展有所预见,充分考虑由于国家电网公司信息化建设的飞速发展提出的不断更新、扩展和延伸的要求,使项目成果能够适应电力信息技术的迅猛发展。

3)循序渐进,不断完善。结合公司各项目组的信息化标准的应用情况,不断修订信息化标准体系,通过向总部各部门、各网省单位、信息部各处室征求意见,修订、完善标准,增强标准的权威性和实用性。

2.2 编制原则

以《中华人民共和国标准化法》及相关法规、规定为准绳,充分吸收国际、国家、行业和地方信息化相关标准、规范,结合国家电网公司“十一五”电力规划、建设与管理的需求,按照GB/T 13016-2009《标准体系表编制原则和要求》的相关规定,编制一套完整的,协调配套、结构合理、科学有序、既满足公司近期发展的需要又能为远期发展提供必要的前瞻性的,适合公司“十一五”信息化建设需求的信息化标准体系。

在充分考虑国际信息化标准化发展的现状及我国信息化标准最新成果的基础上,以满足国家电网公司的信息化建设需求为前提进行编制工作,建立科学的体系结构,以指导电网公司信息化标准建设的发展方向,为国家电网公司的信息资源开发、利用及共享提供基础保障。

在编制工作中充分考虑国家电网公司对“十一五”信息化建设的最新需求、信息技术的最新发展趋势。并注意该体系与现行信息化有关的国家标准和国际标准的相互衔接。

为了满足上述要求,应遵循以下原则:

1)科学性。科学性是标准化的基本原则,它在逻辑上保证了采用标准的有关应用系统和技术系统能够安全、可靠、稳定地运行。

2)全面性。把各项标准分门别类地纳入各体系表中,形成一个各标准间协调一致、互相配套的完整、全面的标准体系。

3)系统性。在编制过程中,将各类信息化标准安排在相应的分体系中,做到层次合理、分明,体现系统性,同时标准之间体现互相依赖、衔接的配套关系,避免相互交叉。

4)先进性。标准体系所列标准,应保持与国家标准、国际标准的一致性和兼容性。

5)实用性。信息化标准体系是实际工作的总结和提升,要以实用性为重要原则,结合电网信息化规划、建设与管理的需求,修订具有公司特点的信息化标准体系,作为公司信息化建设的技术依据。

6)前瞻性。在标准体系编制时,要统筹考虑信息技术现状和未来的发展趋势,使之适应电力信息技术的迅猛发展。

7)可扩充性。将随着电力技术、信息技术的发展和相关国际标准、国家标准、行业标准的不断完善进行充实和更新,还要考虑对标准体系的更新、扩展和延伸。

3 体系结构

3.1 收录范围

1)适用于公司的信息化国际标准;

2)公司应遵循的信息化国家标准;

3)公司应遵循的电力行业信息化标准;

4)适用于公司信息化建设的其他行业标准(公安部、工业和信息化部(电子、邮电));

5)公司发布的与信息化工作相关的企业标准;

6)公司职能部门发布的、计划或正在编制的信息化标准。

3.2 总体框架

在对公司的信息化标准反复梳理、分析的基础上,国家电网公司建立了信息化标准体系(见图1)。

体系分3个层次,第一层次(标准大类)以业务应用为主线,以系统软硬件、网络、信息安全、管理制度为应用保障进行体系第一层次的划分,第二、三层次(中类、小类)根据公司信息化建设现状进行了更详细的划分。现标准体系共收录了562项各类标准。

3.3 信息网络标准

信息网络标准是从网络与机房工程和管理的角度,并结合公司网络、机房的实际情况进行划分。

信息网络标准由网络体系结构、网络交换标准、网络接口标准、传输与接入标准和网络与机房工程标准5个部分构成:

1)网络体系结构主要包括开放系统互连(OSI)和TCP/IP体系结构;

2)网络交换标准主要包括网络交换协议标准和IPv6标准;

3)网络接口标准主要包括各种同构和异构网络的互连接口,借此屏蔽各种物理网络技术的差异;

4)传输与接入标准主要包括有线、无线网络和光纤网络的传输和接入标准;

5)网络与机房工程标准包括综合布线标准、机房和其它网络工程标准。

3.4 信息资源标准

信息资源标准由信息模型标准、信息分类与编码标准、业务文档格式标准3个部分构成:

1)信息模型标准是指各种信息模型标准,如:公共信息模型、全局数据模型、实时数据模型、数据仓库模型、公共数据模型等;

2)信息分类与编码标准主要包括信息分类与编码通则和各类业务中使用的代码;

3)业务文档格式标准主要包括纸面文档格式和电子文档格式;其中,电子文档格式设计是要按照规范化的设计方法,采用相关技术,形成在文档结构、内容、内容描述等方面规范的电子业务文档。

3.5 信息应用标准

信息应用标准由基础软件标准、软件工程标准、信息集成平台标准、业务应用标准4个部分构成。

1)基础软件标准包含操作系统、数据库、中间件等基础软件的标准。

2)软件工程标准包括软件工程基础标准、软件过程标准、软件质量标准、软件工程技术与管理标准、软件工程工具与方法标准等部分。软件工程的标准化将提高软件的可靠性、可维护性和可移植性,提高软件的生产率和软件人员之间的通信效率,有利于软件管理,降低软件产品的成本和运行维护成本。

3)信息集成平台标准是对应公司一体化集成平台的标准,可进一步细分为企业门户、应用集成、数据交换、数据中心等相关领域。

4)业务应用标准包含与八大业务相关的业务应用系统建设所需的建设规范。

3.6 信息安全标准

信息安全由安全基础标准、物理安全标准、网络安全标准、系统安全标准、应用安全标准、数据安全标准6个部分构成。

1)安全基础标准主要包含与安全密切相关的基础标准,例如安全的基本术语表示,安全模型,安全框架、安全体系等;

2)物理安全标准主要从物理角度阐述安全的保障标准,包含安全的物理设施标准、机房标准等;

3)网络安全标准主要包含与网络相关的安全技术标准,包含VPN标准、IPSEC标准等;

4)系统安全标准主要包括操作系统安全、数据库系统安全和防病毒等方面的标准与规范;

5)应用安全标准主要包括应用系统的安全机制与安全模型标准;

6)数据安全标准主要研究数据加密的相关标准,对数据安全提供保障,包含分组密码标准、椭圆曲线标准、XML加密等标准。

3.7 管理运行标准

管理运行标准由管理标准和运行维护标准2部分构成。

1)管理标准包含公司的信息项目规划、设计、建设、验收、评价、知识产权保护以及机房、网络、安全管理等方面的标准与规章制度;

2)运行维护标准包含公司的网络与信息系统的运行维护标准。

4 管理体系和软件工具对标准体系的支撑

为保证信息化标准管控工作的正常开展,国家电网公司制订并发布《国家电网公司信息化标准管理细则》,对标准的制修订计划、标准的编制、修订、废止以及信息化项目的标准管控等流程进行规定,明确了总部信息化工作部、各业务部门及网省公司、直属单位在标准管控过程中的职责。在法理上为信息化标准体系提供了坚强支撑。

为强化标准管控工作,保障标准体系和信息化建设的同步,方便信息化建设人员查阅,在公司数据资源管理工具中开发应用了标准管控模块(见图2)。提供了标准制修订计划,标准体系线上查询、管理,以及标准符合度检查等功能,实现公司信息化标准体系的计算机辅助管理。

5 结语

信息化标准体系是一个不断发展、动态更新的过程。信息技术的不断推陈出新,信息化建设不断发展深化,都要求对信息化标准体系进行动态管理与优化。

为保障信息化建设的正常开展,在保持信息化标准体系与信息化建设同步更新的同时,国家电网公司将从管理上以信息化标准体系为依据,强化标准管控工作,提高标准质量,加强标准的深化应用,提升标准化程度,为公司的信息化建设提供保障。

参考文献

[1] 姚世全,房庆,张荣静. 我国 EDI 标准 体系模式[J]. 世界标准信息,1994(8): 13-17.

电网企业成本标准化体系建设研究 篇9

一、电网企业成本管理现状

电网企业是天然的地域性垄断行业, 资本性支出巨大, 形成规模庞大高度密集的固定资产, 折旧费用大, 维修运营成本费用可观。过去的成本预算控制一般都以上年实际数为基数乘以计划增长预期比例而确定, 表面看似合理而实际存在很多的随意性与人为因素。

二、电网企业应该建立什么样的成本标准化体系

1. 电网企业的主要成本

近些年来由于经济增长迅猛, 电力供需矛盾较为突出, 电力投资力度不断加大, 电网建设成本也随之快速增加;面对日益庞大和复杂化的电网, 所需的运营、维护成本也越来越多。从“大成本”理念出发, 电网企业的主要成本包括购电成本、电网建设成本和输配电成本等。其中购电成本指购入电厂电源的电费成本;电网建设成本是电力设施及配套的基建、技改投入的成本;输配电成本包括电网维护修理成本、运营成本以及行政管理费用等。

2. 哪些成本需要设置成本标准

(1) 购电成本标准化。由于上网电价由政府制定, 其控制主要通过经济调度等手段来实现, 其中线损成本指购售电量之间的差额即损耗电量的购入成本可以建立线损成本标准, 已达到降损增效的目的。各地区的综合线损率由于所属区域特性不同或者电价水平不同差异较大不利于互作比较和控制, 将综合线损率细化分解后设置标准会更有利于减少损耗、控制成本。

线损标杆可分区域、分电压等级、分输变电线路、分台区定期计量统计电量损耗计算线损率, 利用历史数据纵向比较分析同一对象 (例如某个台区) 的线损的波动, 再横向比较与其相近的另外一个台区的线损指标, 研究分析其变动和差异的原因, 树立较为合理可行的线损率标杆作为标准实施或考核。

(2) 电网建设成本标准化。随着近年来电网规模的不断扩大, 电网建设的复杂程度也愈来愈高, 不能笼统简单地定一、两个大的标准, 而应该按照工程实施对象的不同分门别类进行统计归类, 例如对象可分为线路和变电站等。搜集整理输变电工程的建设、改造成本, 计算比较每个工程所需单位变电容量造价、单位线路长度造价等成本数据, 必要时还须进行敏感性分析考虑材料、土地等因素对工程造价标准的影响, 综合考虑影响工程成本的各方面因素后设置工程成本标准定额或函数公式。

(3) 输配电成本标准化。相对前述两种成本输配电较小, 但在目前电网企业中可控性最强, 建立成本标准化的迫切性也最强。输配电成本具体包括折旧费、电网运维成本、行政管理成本、后勤保障成本等。其中折旧费主要是电网建设、改造项目在投产后的使用年限内每年的摊销额, 主要受工程成本造价标准和折旧率因素影响。

电网的维护和运营成本与电网的规模大小和复杂程度密切相关, 规模大小一般以总变电容量和线路长度等指标计量, 复杂程度则很难以指标参数量化计量。目前国内电网企业都是以电网安全可靠地供电为首要任务, 因此可在国内或公司内部可以互作比较, 分析比较在安全可靠的前提下哪个区域的成本最优。运维成本可根据对象不同细分为变电站、线路等, 变电站可再细分成变压器、开关、变电二次设备等站内主要设备。可以运维对象即电力资产为单位对所有的运维成本进行分类计量, 在可比对象之间寻找建立成本标杆, 例如500千伏线路每公里维护费用等。

电网企业的行政管理、后勤保障费用随着电网规模日益扩大也呈不断增长态势, 建立合理行政管理费用标准和后勤保障配置标准显得尤为重要。在电网集团内部将各区域供电公司按规模大小分成若干等级, 设置行政机关机构及岗位数量标准, 人工成本标准、办公场所面积标准, 行政办公用车辆标准, 行政管理成本占总成本比重标准等。各供电公司再根据集团要求设置更为细致的费用标准, 例如各部门人员配置标准、薪酬福利标准、岗位人员安全工具及劳保用品配置标准、办公场所面积标准、办公设备及耗材配置标准, 物业管理费用标准、车辆配置标准、车辆修理耗油标准、公关接待标准、会议标准、宣传营销标准、公干差旅标准等。

三、建立成本标准化体系需要具备的条件

1. 生产、经营业务流程必须固化、标准化

成本在业务运作的过程中产生, 由业务驱动, 因此成本的标准化必须建立在业务的有序化、规范化、标准化、程序化的基础上。只有在标准的、有序的业务操作规程规范下, 其中工时、耗材等资源耗费才能通过作业成本核算方法准确地被分类计量下来作为标准建立的参考。只有在业务流程优化, 即减少其中低增值的环节和消灭其中不增值的环节后, 成本才可能达到最低或控制在最优水平。

2. 成本核算精细化, 例如采用作业成本核算法

传统的财务核算仅仅核算总的成本, 而对企业内部各个部门或业务事项或产品服务成本没有细分的核算数据。例如具体到抄表、收费、巡线等业务事项的成本, 具体到每个变电站、线路甚至变压器、某段电缆的维护运营成本等数据均无法掌握了解, 建立多层级细分化的成本标准就变成了“无米之炊”。各区域供电公司总的供电单位成本水平受所属区域的地理环境、政策、经济水平等多种因素影响差异较大且不具可比性, 难以在公司内部建立通行、有效的标准加以推广和应用。为了建立成本标准化体系, 必须建立详尽、细致、全面的成本核算体系, 例如运用作业成本核算法对企业内部各业务分类进行核算;采用资产全生命周期成本综合最优理念核算不同资产对象的改造、维护、运营成本, 依靠资产全生命周期成本数据树立成本标准。

3. 信息系统平台建设业务支持度

成本标准化需要庞大的数据体系, 例如成本数据、成本驱动因素数据和历史成本数据等, 数据的录入统计分类计算维护都需要强大的数据库系统支持, 并且数据起始并贯穿于企业内、外部各项业务流程, 数据重复的录入、计算、统计和核对只会浪费更多的人力物力, 只有系统间的集成与信息共享才能有效地支撑成本标准化体系的搭建、完善和运作。

四、电网企业如何开展成本标准化体系建设工作

从生产、营销等作业现场标准化建设开始, 实施现场作业标准化管理, 通过先进的科学技术及生产实践经验, 制定一系列量化的标准规范现场作业人员的作业行为, 提高工作质量和效率, 最大限度地降低安全风险。逐步向管理、经营领域拓展, 将企业中“散乱无序”演变成“规则有序”, 逐渐贯穿于企业整个生产、技术和管理活动的全过程。

推广实施作业成本核算法, 形成企业内部小到部门、科室和岗位, 细到每个业务、作业的成本数据;同时构建资产全生命周期成本数据库, 详细记录跟踪以各项资产为对象实施的建设、改造、检修、运行全生命周期过程中发生的成本。

集成所有与成本相关的信息系统, 包括作业成本核算信息系统、线损计量信息系统、工程建设信息系统、生产运行维护信息系统、固定资产信息系统等, 实现所有“大成本”数据信息的互通与共享。

在标准化的业务流程、精细化的成本核算、集成化的信息系统支撑下, 成本标准化体系建设工作就变成“水到渠成”。按照“可比”原则采取内、外部横向对标, 同时历史数据纵向比较等方式, 从实际中发掘尖子寻找标兵, 寻找相对合理的成本水平作为标准。按照从上到下的顺序, 层层分解细化标准, 落实到部门中的每个岗位人员、业务流程中的每个环节, 电力设施中的每项资产, 建立多层级的标准体系, 在应用中再不断完善修改标准系数, 以达到切实地、科学合理地控制成本、挖潜增效的目的。

参考文献

[1]王新雷, 余先进, 张晓华.对电网企业标准化作业的调查与思考http://www.indaa.com.cn, 2008-02-15

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[3]张红英.浅谈供电企业成本管理[J].现代商业2007 (35)

IEEE发布五项智能电网新标准 篇10

(1) IEEE C37.118.1 (TM) -2011《电力系统同步相量测量》 (Synchrophasor Measurements for Power Systems) , 定义了变电站的同步相量和频率测量, 同时给出了静态和动态条件下验证电力系统分析和操作方法的手段和要求。

(2) IEEE C37.118.2 (TM) -2011《电力系统同步相量数据传送》 (Synchrophasor Data Transfer for Power Systems) , 详细规定了相量测量单元 (PMUs) 、相量数据集中器 (PDCs) 和其他电力系统应用之间实时通信的方法, 包括消息类型、使用、内容和数据格式等。

(3) IEEE C37.238 (TM) -2011使用《IEEE 1588电力系统应用中的精确时间协议》标准的标准轮廓 (Standard Profile) , 规定了利用以太网通信, 变电器内部以及不同地理区域变电器之间实现精确时间同步的方法。该标准将成熟的精确时间分配技术应用在如电力系统关键任务保护、控制、自动化和数据通信等方面。

(4) IEEE C37.232 (TM) -2011《时间序列数据文件命名通用格式》 (Common Format for Naming Time Sequence Data Files (COMNAME) ) , 定义了由数字保护和数字测量设备产生的时间序列数据 (TSD) 的命名。该标准得到了美国主要公共事业机构、独立系统运营商和制造商的支持。北美电力可靠性公司 (NERC) 和东北电力协调委员会 (NPCC) 建议使用该标准以解决大量文件报告、存储、交换、归档和检索等相关问题。

(5) IEEE 1020 (TM) -2011《小型水电站 (100 k VA to 5 MVA) 控制指南》, 该标准是对现有IEEE标准的修订, 体现了旧指南出版后, 技术发展对小型水电站的控制问题和监测提出的新要求。