电网用户

2024-10-04

电网用户（精选7篇）

电网用户篇1

自从美国电力科学研究院提出智能电网的概念后, 智能电网在全世界范围迅速发展, 各国根据不同的经济发展水平和电网现状, 提出了各自特色的智能电网的概念。中国国家电网也提出了“坚强智能电网”的概念, 其特征包括信息化、数字化、自动化、互动化。智能电网作为新型的智能服务网络, 其突出特点是通过创建开放的信息系统和共享的信息模式, 灵活地整合、调度需求侧资源, 强调与用户信息和电能的双向互动[1,2]。

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

[1]FARUQUI.Will the smart grid promote smart customer decisions?[EB/OL].[2008-07-21].http://www.drsgcoalition.org/resources/other/Smart_Grid_Smart_Customer_Decisions.pdf.

[2]DOE's Office of Electricity Delivery and Energy Reliability.The smart grid:an introduction[EB/OL].[2008-08-13].http://www.oe.energygov/Documentsand Media/DOE_SG_Book_Single_Pages (1) .pdf.

[3]OASIS (2013) Energy Interoperation Version 1.0.

[4]李湛清, 姚艳艳.基于Open ADR的需求侧管理[J].电测与仪表, 2010, 47 (536A) :99-102.

[5]OASIS (2012) Energy Market Information Exchange (EMIX) Version1.0.

[6]OASIS (2011) WS-Calendar Version1.0.

[7]Open ADR Alliance.Extension and Modifications to the OASIS Energy Interoperation Schema for Open ADR 2.0, July 26, 2013.

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

[9]智能电网互操作性委员会 (SGIP) B2G/I2G/H2G领域专家工作组.客户能源服务接口白皮书 (Customer Energy Services Interface White Paper V1.0) .中国电力科学研究院电力自动化研究所组织翻译.

智能电网用户端能源管理系统篇2

关键词：电网用户,能源,监控,管理

1 智能电网用户端涵义

智能电网是当前新技术和新产业发展的热点。目前,国家电网公司正在建设全国统一的坚强智能电网,其目标是实现电力系统运营信息化、自动化、互动化和市场化,以期真正实现电能的高效利用。

根据智能电网研究框架体系,智能电网建设主要包括发电、输电、变电、配电、用电和调度六个环节。“配用电”环节即为电网的用户端,按用户属性分为建筑楼宇、工矿企业、基础设施。用户端消耗着整个电网80%的电能,因此以电网用户端智能化建设为重点,对用户可靠、安全、节约用电有着重要意义。用户端环节建设内容主要有:构建智能用电服务体系;全面推广应用智能电表、智能用电管理终端等智能设备;实现电网与用户的双向互动,提升用户服务质量;建设智能用电小区和电动汽车充电站。用户端急需解决的研究内容主要包括先进表计、智能楼宇、智能电器、增值服务、客户用电系统、需求侧管理等。

2 能源管理系统构架及目标

随着科学技术的发展以及人民物质生活水平的提高,用电设备如电梯、水泵、照明、空调系统、家用电器等越来越多,用电负荷快速增长,设备能效的提高以及不同设备间的匹配需要科学的管理,因此用户端的能源管理受到越来越多的关注。

一般的智能电网用户端能源管理系统主要包括计算机管理系统、通信网络、传感(计量)元件。传感(计量)元件采集各种电量数据并通过通信网络传输到计算机管理系统。计算机管理系统将采集到的数据进行汇总、分析,并输出报表等,一旦智能电网用户端出现故障,便根据预先设定的条件进行预警、报警甚至自动完成某些操作。高级的管理系统还包含智能控制设备,它能自动检测电网及用电设备的情况,并据此对有关负荷进行自动控制,包括对储能设备、可再生能源设备的控制。

建设智能电网用户端能源管理系统有3个目标。

(1)电能监测与节能优化。对用电系统各环节特别是重点耗能设备用电情况进行实时检测计量、数据采集、汇总分析、纵横比较等,一旦发现电能使用不合理,便通过人工干预或自动控制的方法进行改进,以优化用能设备,提高电能的使用效率。

(2)用户端与电网公司管理系统的互动。在智能电网中,电网公司为提高电力设施的负荷率,要求用户端某些设备尽量避开用电高峰而在用电低谷时使用,帮助电网削峰填谷。

(3)管理分布式能源设备的接入。用户端储能设备、电动汽车及可再生能源设备接入电网可能对电网产生重大冲击,还可能将电能送回电网,所以需要采用能源管理系统进行管理。

3 用户端能源管理系统功能

3.1 主控制系统功能

主控制系统作为专家决策系统,是一个SCADA软件,通过接入各子系统的数据以及根据各种情况控制各子系统。

3.2 配电监控子系统功能

配电监控子系统由保护设备定值在线管理模块、事件报警管理模块、录波数据管理模块等多种具有独立功能的模块组成。其采集和处理的数字量(遥测)包括功率、电流、电压、变压器温度、系统频率等;模拟量(遥信)包括开关位置信号、事故信号、微机保护信号以及设备工作状态等。

3.3 智能表计子系统功能

智能表计子系统(如图1所示)能够对海量数据进行采集、交换、通信、存储与共享;能够对企业用能进行实时监控、分析、输出报表、故障报警和快速定位;能够对用户端电网谐波进行检测和分析;能够进行能耗监测、分析、评估以及进行能耗分项、碳排放计算;还能根据电力公司的需量限制对实际用电负荷进行预警和控制。智能表计实现了智能电网的“双向”互通功能,通过网络通信设备将用户的能源需求数据实时传输给智能电网,同时又将智能电网不同时间段的电能信息传递给用户端,让用户直接选择电能消费。

3.4 设备监控子系统功能

设备监控子系统既是一个监控系统,又是一个可以自成体系,记录各种能量变化并实现互动控制的高级用户能源管理系统。管理中心通过网络连接多个分中心,每个分中心又连接当地的能源管理控制器、电表、智能开关、继电保护装置和各种智能控制器实时采集主要耗能、储能或生产能源设备的信息,并对数据进行加工处理,根据能源控制中心下达给分中心的要求,调节每个设备的运行状态、能源的消费和生产。

3.5 智能家居子系统功能

智能家居是目前智能电网比较关注的领域之一。智能电表与智能家居的有机结合才能更科学合理地控制家居内的家电设备,实现需求响应、削峰填谷、节能减排功能。

4 关键技术

(1)配电系统数字化、网络化控制技术:以变电站为基本单元,收录电网重要信息,只将少量信息向网络发送,网络效率高;通过IP地址管理,可实现各部分设备的区域化管理;底层设备在网络中具有独立的通信功能,上位监控PC可远程直接读取底层设备的信息及事件数据、录波数据等,并可远程读取和修改其整定参数等;上位监控PC可远程配置网络节点,增加或减少设备节点。

(2)电表双向实时电价计费技术:包括有功电能和无功电能计量;可实现分时计量、最大需量测量;实时监测电网运行状态、电能质量和环境参量等;可实现信息与数据的存贮、调用、输出、显示以及电价方案显示;双向通信,可实现远程管理,能提供互动性服务,可对户内主要电器进行用电信息采集与控制;对电能双向计费。

(3)网络化可编程控制技术:包括对系统现场总线及工业以太网通信协议规范的研究与实现;指令编译器、程序解释运行器、高速总线技术;控制与通信集成技术。

(4)数据采集与数据传输通信技术:研究智能电器和智能电表的通信技术、不同通信协议间的数据转换技术及有线网与无线网交叉融合技术。

(5)用户端海量数据融合及并行计算处理技术:研究海量数据的采集、交换、通信、存储与共享机制。

(6)商用楼宇和工矿企业节电运营技术:研究能耗监测、分析、评估方法,碳排放参数计算。

(7)管理和控制的一体化技术:研究企业用能实时监控、分析和报表系统。

(8)电能质量测控技术:研究用户端电网谐波检测和分析方法。

(9)电网侧与用户端间的互动技术:研究进户电表与用户能源管理系统及主系统与子系统的信息互动技术。

5 案例应用

5.1 上海世博村项目A地块VIP生活楼EMS

上海世博村A地块VIP生活楼高108m,电能管理系统采用Acrel-3000型,完成生活楼变电所、柴油发电机房、冷冻机房、生活泵消防泵房及楼层动力箱、电源双切供电系统等所有电气设备的远程监测。

整个电能管理系统采用网络分布式结构,监控主机位于地下一层变电所值班室内,各变电所配电柜内安装有ACR230ELH、ACR220EFLK仪表共计200台。系统采用开放的通信协议,通过现场总线与高低压配电系统、变压器温控装置、发电机的智能接口、ATSE及EPS等相连,实现数据通信功能。同时,系统提供标准的RS-485接口向上连接到BMS系统。

5.2 某工厂屋顶光伏电站

某工厂屋顶太阳能发电系统的电能管理系统可对太阳能光伏电站里的电池阵列、汇流箱、逆变器、交直流配电柜、太阳跟踪控制系统等设备进行实时监控,并通过图表及数据展示电站的运行情况,其用户界面友好、分析功能强大、故障报警完善,确保了太阳能光伏发电系统的可靠和稳定运行。该工厂光伏监控系统如图2所示。

该电能管理系统实时监测太阳能电池板的电压、电流及其运行状况;采集与显示防雷器状态、断路器状态;实时监控逆变器工作状态,监测其故障信息;显示系统详细运行参数;记录故障及报警;具有电量累计、系统分析、历史记录功能;具有参数设置功能;输出电流,电压,瞬时发电功率;累计发电量,CO2、SO2减排量。

6 需求与市场前景分析

用户端能源管理系统作为一个新兴产业,其需求与市场前景与下列因素有关。

(1)用户端的电力配电系统智能化需求及智能电网的推进。目前,电的生产、传输及高端用户(如电信、银行、石化等)的配电正在实现信息化、智能化,且随着智能电网的推进,智能电力仪表将智能电网下的电器设备信息“物物相联”,电的生产、传输与使用信息实现互通。因此,能源管理系统的市场容量将随用户端配电智能化的普级而逐步扩大。

(2)工矿企业与建筑楼宇的节能减排。通过建立能源管理体系,采取降耗技术与措施,能提高用能效率。

(3)新能源、新行业的发展需求。随着社会的发展,对核电、水电、光能、风能等新能源的需求逐步扩大,以减少对不可再生能源的依赖。新能源领域同样需要监控系统,以提高新能源的发电能效。另外,国家发布了多项设计规范,要求对剧院、商场、展览馆、医院、电信楼、广播台、高层建筑等人员密集或重要场所加装剩余电流式火灾监控装置,建立电气安全监视系统,以防止漏电引起的火灾。

参考文献

电网用户篇3

随着智能电网这一构建设想的提出,我国和欧美等国的能源安全和国家战略[1]纷纷将其列为发展重点。实施过程中,需从系统规划、运行控制、管理决策等方面进行研究,其中规划是关键[2]。智能电网的基本特性有:自愈性、抗攻击性、优质供电、用户参与、选择性、可市场化和资产优化与高效性[3]。为此,在系统规划中,用户与系统之间的兼容性、友好性、用户满意度是重要内容,规划指标除建设成本、运营成本和用户停电损失外,可能引起的潜在损失也不可忽视。根据电力市场营销原理,用户满意度由用户总价值与总成本确定,是用户进行价值判断的测度,是电力系统得以存在的根本[4],因此,在电力系统规划中以用户满意度作为规划指标,更符合用户的要求。

根据现代电网的基本特性和要求[3],电力系统应是在保证安全、可靠、经济的同时,对用户和环境更为友好,由电力系统和用户共同构成的综合效益最优的整个系统,本文将其定义为用户友好的电网。在规划时,系统可能产生的危及用户利益和损害用户满意度的扰动是本文考虑的重要因素。根据IEEE Standard 1346–1998[5]及文献[6]提出的设备电压耐受能力范围,可粗略地对用户损失进行估计,但由于系统扰动和用户耐受能力具有不确定性,在规划用户友好电网时,必须对不同的规划方案和各种不确定性因素进行深入研究,以此定量评估用户潜在损失。

国内外研究表明,主要由系统故障引起的电压暂降是最严重的电能质量问题[7,8,9],是用户抱怨最多、损失最大的扰动。用户敏感设备,如:计算机(Personal Computers,PC)、调速驱动装置(Adjustable Speed Drives,ASD)、可编程序逻辑控制器(Programmable Logic Controllers,PLC)和交流接触器(AC-Contactor,ACC)等对电压暂降十分敏感,单个元件的故障可能造成整条生产线产品报废。而系统扰动造成的用户损失不仅有停电损失,有时暂降损失更严重,这种损失表现为潜在损失。因此,同时考虑停电损失和潜在损失对于提高系统的用户满意度具有重要意义。

用户潜在损失评估是保证用户满意度的关键。文献[10]考虑到某区域电压暂降的影响最低的电网重构方法;文献[7]从可靠性指标的角度对电压暂降的影响进行了研究。这些分析对于进一步研究用户友好电网具有重要意义,但对存在的诸多不确定性因素的影响的研究还不够,尚需考虑不同影响因素的特点和属性,找到更符合实际的用户潜在损失的评估方法。

基于上述分析,本文对不同电网规划方案下系统电压暂降和用户设备电压耐受能力的不确定性评估方法进行了研究,定量确定用户潜在损失,以此损失为规划目标之一,对用户友好电力系统的规划模型和方法进行了研究,以Garver-6节点系统为例,对提出的用户潜在损失评估和系统规划方法进行验证,证明方法的有效性和可行性。

1 用户友好电网及规划思路

1.1 用户友好电网

传统电网规划考虑了建设成本、运营成本、用户停电损失和可靠性指标,大多仅进行“N-1”或“N-2”过负荷后校验,对系统中的用户满意度和潜在损失等的认识还很不够[11]。文献[12]将可靠性指标转化为经济性指标作为系统规划目标,考虑了供用电双方利益,初步指出了电力系统应具有用户友好性的要求。

用户友好电网定义为:是智能电网在整个电力系统的具体化和现实化的表现,是在建设成本、运营成本和用户损失成本最低的前提下,满足用户对供电容量、电量、可靠性、用电效率等的要求,考虑资源能源和环保要求,以用户根本利益和用户满意度为出发点和归宿点的电力系统。在该系统中,资源友好、环境友好和用户友好,系统与用户双方均满意是重点,用户满意度是关键。

现有电力系统规划重点考虑了供电方的经济性,在可靠性上则以供电方有电送、用户有电用为主要目标,但对用户的根本利益,如系统中潜在故障等造成的损失考虑不够。用户使用电力除了要求数量上充足外,更关注其质量是否能达到期望的使用价值,即达到其希望的满意度。用户因系统扰动引起的潜在损失受多重不确定性因素影响,包括接线方式、回路数、线路型号、线路故障位置、故障类型等,同时与用户设备的电压耐受能力有关。根据IEEE推荐标准[5],设备电压耐受能力可作为一种度量,但需考虑其与系统扰动之间的兼容性问题。在进行系统规划时首先需对这些不确定因素造成的潜在影响进行准确评估。

1.2 用户友好电网规划要求

传统电力系统规划将系统建设成本、运营成本、用户停电损失作为目标,满足系统等式约束和不等式约束,以及可靠性指标等约束条件;而用户友好电力系统除需满足以上要求和约束外,更突出系统中用户满意度。因此其规划要求是:全面考虑系统侧和用户侧各类成本,准确评估用户可能经受的停电损失和潜在损失,明确系统规划所需达到的目标;根据供电充足性原则和系统基本安全要求确定可能的电网规划方案;对各种可能方案内系统可能产生的电压暂降等扰动和可能的用户敏感设备的电压耐受能力,评估用户潜在损失;建立包括建设成本、运行成本和用户综合损失在内的电网规划模型;对不同规划方案进行比较,从中确定最优方案。

2 用户潜在损失评估

2.1 系统扰动不确定性评估

系统中故障产生的电压暂降是导致用户潜在损失的主要因素,其严重程度与系统拓扑、运行方式及故障位置、故障类型、保护类型、保护定值及装置特性等有关[13]。不同用户设备的电压耐受能力的不确定范围不同,不同情况下可能造成的潜在损失也不同,因此,在进行规划时需对各规划方案下系统扰动特性进行评估。

对任意规划系统,如图1,根据现有资料可得到不同型号线路的可靠性参数。当任意线路i-j上任意位置f点发生三相短路时,任意用户设备接入点m处的暂降幅值为:

式中:Ur,m为节点m暂降时的剩余电压;Umpref、Ufpref为故障前m、f点的电压;l为线路归一化长度;Zii、Zjj为节点i、j的自阻抗;Zmi、Zmj、Zij分别为节点m、i、j的互阻抗;zij为线路i-j的阻抗;Zg为故障阻抗。当线路i-j发生非对称故障时,可用文献[14]提出的对称分量法分析,不再赘述。

系统故障具有随机性,根据线路i-j不同位置故障引起的m点暂降幅值分布,用最大熵方法[15]可确定线路故障引起m点的电压暂降强度的概率密度函数:

式中:λi为第i阶矩约束条件对应的拉格朗日算子;i=2,3,…,N。根据文献[15],取N=5。

式(2)中变量取值由电压暂降幅值分布决定,结合式(1),计算时采用的Zii、Zjj、Zmi、Zmj、Zij均为系统阻抗矩阵对应参数,与拓扑有关,根据拟规划方案可分别确定。

2.2 用户设备电压耐受能力不确定性评估

用户设备的电压耐受能力受设备类型、使用场所、寿命、运行条件、负载水平等影响,有极强的不确定性,不确定区域如图2。针对不同用户设备,如果仅用确定的暂降(如幅值为50%[16])频次来估计用户损失有失真伪,此时需考虑用户设备受影响的不确定性。

用户设备在系统扰动时可能处于正常、故障、正常与故障之间的过渡状态等多种运行状态,造成的损失也随之差异较大,对拟规划系统的拓扑结构,根据上节原理可确定用户接入点暂降强度概率密度函数f(s),结合用户设备故障状态隶属函数μA[17],可评估用户设备的故障概率。

式中,s为电压暂降强度指标(可描述暂降幅值、暂降持续时间或其综合指标,本文仅考虑暂降幅值)[8]。

用户设备故障概率P(A)反映了线路i-j上任意点故障可能导致的m点用户设备故障概率。在m点接入的k类用户经受的年潜在故障次数为:

式中:k为各节点所连接用户类型;xmk1,xmk2表示m点处k类用户的设备电压耐受幅值的最小值、最大值;Lij和λij分别为线路i-j的长度和故障率。

2.3 用户潜在损失评估模型

现有电力系统规划对用户电压暂降损失涉及较少,最多考虑了用户设备停运、系统重启、产品报废等情况[16]。在电力技术经济评价中,有时用户潜在损失更严重。

实际中,用户可分为居民、商业、工业等类型。根据美国、加拿大统计数据[18],工业用户对恢复时间尤为敏感,其他用户的敏感特性则基本相同,这与工业用户生产线的大量流水线作业相符。单次电压暂降引起用户潜在损失的大小反应了用户对系统故障以及用户满意程度的不同期望。一般,设备故障必然造成用户生产工作的中断,故取平均每次短时中断损失作为用户的单次潜在损失[16],如表1。

节点m处k类用户的年潜在损失:

在此基础上可进一步确定出规划系统在某方案下整个系统中所有用户潜在损失:

式中:m、M分别为规划系统的节点号和总可感知的负荷点集合;Ck为第k类用户单次故障损失。

2.4 用户潜在损失评估过程

基于以上分析,评估某电力系统规划方案下的用户潜在损失的一般过程为:

(1)根据被规划系统在某规划方案下的网络拓扑结构、各支路参数,以及各类用户设备的电压耐受能力,用最大熵原理[15]和模糊随机方法[17]求得各类用户的潜在故障概率。

(2)根据统计得到的各线路类型的可靠性参数,结合式(4)得到各个用户设备接入点上各类用户的潜在故障次数。

(3)由各类用户设备单次故障的经济损失和得到的潜在故障次数,计算电力系统不同规划方案下用户潜在损失,从而确定系统规划目标函数的最小值,由此选定最佳电网规划方案。

3 用户友好电网规划

3.1 规划模型

为阐明原理,以现有系统中新建馈线为规划变量;以电压暂降引起的用户潜在损失和系统电量不足损失之和作为年用户损失;以年用户损失、建设投资年费用、年运行费用之和作为系统规划综合费用;以综合费用最小为规划目标。电网的规划模型为:

式中:f1、f2、f3分别为建设投资等年值费用、年运行费用(包括年网损费和年折旧维护费)、用户综合损失费用(包括缺电损失和潜在损失);Uh为第h年建设计划(uh为系统建设可行方案集);xh为系统结构优化变量;yh为系统运行优化变量。

式(8)、(9)为系统结构优化约束,如线路回路数、线路路径、线型等;式(10)为系统运行优化约束,包括线路潮流、发电厂出力和机组出力、负荷水平以及系统稳定性等约束。

目标函数中各部分的表达式为:

式中:i为投资折现率;n为施工年限;cl为线路l单位长度造价;ll为支路l新增回路数;L为系统支路集合。

式中:T为年损耗小时数;Closs为单位功率损耗年运行费用;rl、Pl分别为支路l的电阻及有功潮流;Cd为年折旧费。

式中:EENS为年电量不足期望;CIC为单位电量停电损失;Cpotential为不确定性故障引起的用户年潜在损失。

3.2 规划计算流程

根据以上规划要求和模型,用户友好电力系统的规划流程如图3。

4 算例分析

Garver-6节点系统是国内外系统规划中广泛采用的实验电网。在未来的规划年中,系统每两个节点之间都可以架设新线,规划方案中每次可改变的架空线路的最大走廊数为4回。线路具体参数及网络结构如表2和图4。

利用本文方法对待规划系统进行经济损失评估,并与未考虑用户潜在损失的评估结果做比较,说明规划中考虑用户满意度的重要性和必要性。

方案一和方案二分别为考虑和不考虑用户友好计及潜在损失的规划结果。具体接线方式如表3所示。

在不同方案下,各条支路在敏感负荷接入点电压暂降幅值的概率密度函数系数的变化趋势如表4,5,它表征了系统扰动的强度,结合用户敏感设备耐受能力,可得到不同种类用户故障概率。

注:未建设支路未标出。

注:表中仅给出了系统发生三相故障的情况。

结合各个节点下的用户信息,如表6所示,按照第四节中的用户经济损失评估方法,更能直观地体现出不同用户对电网规划方案的满意程度。根据SEMIF47标准,选取PC、ASD、PLC分别代表住宅、商业、工业用户中典型的敏感设备,且各用户及各设备间相互独立。

由表4、5可知:

1)随着规划方案的不同,网络拓扑结构影响系统中各线路对用户点的故障概率密度函数,从而改变了用户可能发生故障的可能性。

2)不同方案下,故障率即使发生细微变化,对整个系统中成千上万用户而言也足以造成巨大的经济损失。而终端用户的满意度的直接体现则是自身的经济效益,它同时也是社会发展的保障。因此,在规划初期找到符合需要的最低潜在故障率的拓扑结构至关重要。

3)当敏感负荷点的用户不同,即设备的耐受能力出现差异时,连接在同一节点上不同用户对系统产生扰动的兼容性不尽相同,说明了区别用户类型的必要性。

结合线路可靠性等计算参数[19],上述两种不同方案的用户损失如图5,各类费用计算结果如表7。

方案一与方案二相比,两者的缺电损失几乎相同,但潜在损失则大不一样。比较还可得出,潜在损失对系统内用户造成的危害更加深重。而用户对电网的满意度体现的关键则是网络拓扑在经济上的影响,将潜在损失考虑到用户损失,甚至电网规划的目标函数中是用户满意度的客观体现。

在不考虑用户损失时,方案二在馈线的建设、运行费用上更为经济,因此成为首选规划方案。然而考虑用户损失后,特别是用户潜在损失,方案一中各类用户的潜在故障次数均随之减小,从而使得年用户损失及系统年综合费用降低,用户设备对系统扰动显示出更优的兼容能力。这时规划出的电网方案,不但在综合费用上是最经济的,在用户心目中同样是满意度最高的。

5 结论

(1)本文利用电网规划中拓扑结构的变化,求取了不同规划系统中各用户发生潜在事故的概率,适用于任何规模大小的电网发生对称故障和不对称故障时用户故障的判断。

(2)考虑了同一系统下不同用户经济损失的差别和联系,更好地反映出不同用户对电网电能质量需求的满意度。在实际中,用户友好的电网使得系统侧和用户侧更好地融为一体。

(3)国内外大量的投诉都与电网的网架结构不合理而导致的用户经济损失有关。仿真结果也表明了考虑用户潜在损失的必要性。如何进一步找到合理的补偿装置,提高系统抗灾性,是值得更深入研究的重要课题。

摘要：在现代智能电网框架下,对用户友好电网概念及其规划模型和方法展开研究。规划中除考虑建设成本、运营成本和用户停电损失外,重点研究不同规划方案下不同用户因系统扰动引起的潜在损失评估方法,并将该损失计入用户损失中,以此为基础规划电网。实际中用户潜在损失与系统中扰动和设备电压耐受能力有关,具有不确定性,分别用最大熵和模糊法进行评估。对Garver-6节点系统仿真证明,考虑用户潜在损失后的电网规划方案能保证综合成本最低。

电网用户篇4

1 现代智能电网概述

智能电网这个概念由IBM公司最先提出的, 通过运用先进的网络分析技术以及相应的智能化技术, 将电力系统之中的设备和控制系统进行连接, 在这种基础之上, 可以对于信息进行自动收集并且进行相关数据的存储, 帮助现代的智能电网进行有效的自我提升。智能电网的主要特征便是:通过相应的传感器连接了资产和设备, 提高了管理的数字化程度;数据的整合体系和收集体系;可以根据已经掌握的数据来进行相关分析, 可以对于运行和管理过程进行充分优化。在新的时期, 智能电网的主要核心内涵便是将电网彻底升级到信息时代, 在现代理念之中, 有着一个特殊的称呼“坚强的智能电网”。在新的时期, 电网想要形成智能化, 便需要对于数字化、自动化、互动化进行有效建设, 帮助电网进行有效的智能方向建设。

2 智能电网电力用户管理特点

智能电网可以很好地将现代电力资源进行优化配置, 针对一些高峰期, 可以进行更为良好供电调节, 在新的时期, 甚至可能会让高峰低电压成为了一种历史。所以说新的时期通过智能电网进行用户的管理过程, 良好的帮助电网进行了现代的自我提升。对于电网电力用户进行供电质量保证, 突出了新的时期智能电网的优势。

2.1 保障了用户用电体验

在传统的供电系统之中, 电网因为一些外来因素的影响, 进而可能出现相应的大面积停电, 造成很多用户在用电过程之中出现不良好的使用体验。落实到智能电网之中, 其具有“自愈”等功能, 也就是在故障发生时, 对于故障进行快速隔离, 实现自我恢复, 保障用户的用电。这就使得很多用户对于智能电网的评价良好, 而且在一些特殊区域之中, 有的医院等场所不能进行停电, 这更需要现代智能电网进行良好的相关工作。

2.2 具有较强的预警能力

智能电网对比于传统电网而言, 对于电网信息进行高度的集成和共享, 采用了较为统一的平台和相关模型, 实现了越来越为标准化的管理。针对于智能电网电力用户管理而言, 这种较为标准化的管理过程, 具有较强的预警能力, 可以提前对于用户的用电过程进行相关预警, 用户也可以通过智能电网的反馈来进行自我使用的改进。同时在已经出现的问题过程之中, 可以通过智能电网自身对于故障进行排除。实际使用之中, 电网具备数据获取技术, 执行决策相应的支持算法, 充分防止了可能突如其来的电力终止现象, 尽快地恢复供电。

2.3 计量工作更为准确

在智能电网之中, 应用了较多的先进设备和现代技术, 这些先进技术更好地保证了计量工作的准确。在传统的电网管理之中, 对于用户进行电表抄录, 然后可以进行收取费用。计量工作是现代之中的主要收费手段, 在智能电网之中, 电表抄录工作进行了提升, 所以在现代之中计量工作更加准确。很多时候计量工作错误会带来相关的电能损耗, 所以说现代智能电网的使用更为先进。通过对于计量问题进行良好的电能计量可以有效地降低线损和考核经济方面指标。通过对于计量层面进行良好管理, 对于计量准备进行良好校对手续, 对于一些不合格的相关设备进行有效淘汰, 防止因为计量的问题造成损耗。

3 基于智能电网的电力用户管理对电能损耗的影响

在我国, 智能电网也得到了重视, 自2009年开始, 国家电网已经提出了相关的坚持智能电网发展规划, 通过全面建设, 实现了智能电网的有效自我提升。在现阶段的发展过程之中, 已经得到了较为长足的发展, 为我国的新能源领域提供了理论支撑, 并且提升了电网领域的影响力和自身话语权。新的时期推广智能电网十分必要, 更需要明确使用智能电网通过用户管理降低损耗的优势。

3.1 改善了技术方面的线损

智能电网有着坚强的电网基础体系和技术支撑体系, 所以说在现代之中, 其具备了更为良好的坚强性。通过对于配电网络的自动化控制很好地帮助用电系统进行了完整供电系统, 减少停电发生的可能, 提高了供电服务的相关质量, 还可以减少多余的容量, 减少线路需要消耗的资金。在智能电网之中有着信息管理平台, 可以实时监控现代智能电网的运行状态, 将资源系统进行有效共享, 为现代改善线损进行了技术支持。

通信和信息技术的成功应用, 也是智能电网的一大特征, 极大地提升了电力设备使用效率, 降低了可能产生线损, 帮助电网在新时期得到自我提升, 运行得更为高效。

智能电网包含智能传感器, 可以将设备和资产进行连接, 让系统成为客户服务的便利服务系统, 进行相关信息的整合, 进而可以提高电网的可靠运行程度, 实现优化管理过程, 也让相关管理人员对于运行状况有着较为清晰的了解, 进而实现最优的控制手段。

3.2 改善管理方面的线损

在管理方面带来的各种线损, 同样有一些原因是由于管理方面的错误, 也就是计量方面的失误。对于智能电网而言, 进行智能化的相关程序使用, 可以很好地帮助管理方面带来的减少线损。采用全新的电子电表, 这种电表的读数误差较小, 所以在现代之中更应得到有效利用, 并且减少电力之中的抄表失误。

4 结语

目前, 全球能源紧张已沦为世界各个国家必须面对的问题, 降低污染、节能降耗的绿色能源也已成为各国能源政策的关注要点。随着电力系统之中应用的越来越多, 伴随着时代的发展, 社会的进步, 电力系统也完成了自我提升, 进而对于电网之中损耗问题进行了分析, 希望可以带来相关帮助, 进而可以有效地提升现代电网针对电能损耗的治理。该文基于智能电网的电力用户管理对于电能损耗的影响进行了分析, 希望可以带来相关帮助, 帮助电力行业的发展。

摘要：随着电网的不断发展, 现代之中智能电网已经不仅仅是一个概念了, 智能电网已经是较为完整的系统, 也被称为“电网2.0”, 是建立在高速双向的、集成的通信网络基础上, 实现先进的控制方法、设备技术、测量技术以及传感技术, 能够实现电网的高效、经济、安全、可靠、环境友好的目标。针对于电力用户进行良好的管理可以有效地改善现代之中的电能损耗, 该文对于电力用户管理对于电能损耗的影响进行了分析, 希望可以帮助相关行业的发展, 为其提供参考依据。

关键词：智能电网,电力,用户管理,电能损耗

参考文献

[1]卢婧婧, 宋若晨, 胡龙生, 等.基于智能电网的电力用户管理对电能损耗的改善[J].华东电力, 2014 (4) :735-777.

[2]刘丙午, 周鸿.基于物联网技术的智能电网系统分析[J].中国流通经济, 2013, 27 (2) :67-73.

[3]张新源, 邢锦锋.先进电力电子技术在智能电网中的应用[J].中国电机工程学报, 2013, 20 (4) :1-7.

电网用户篇5

智能电网用户端用电管理系统是当前科学技术的热点课题, 它能够实现电力系统运营自动化、信息化、智能化等, 能实现电能的高效利用, 是智能电网系统的重要组成部分。智能电网用户端系统主要包括:电能双向计量装置、电能负荷优化管理系统、楼宇智能控制系统、分布式发电的微电网系统等, 它具有控制、测量、信号采集、故障处理、谐波分析以及监控等功能。

1 智能电网用户端电能管理系统

智能电网用户端电能管理系统的结构框图如图1所示, 监控主机能够通过以太网对电能数据采集及电网的运行进行监控, 利用专业软件对企业用能进行实时监控、分析, 输出电能运行数据, 实现快速定位和故障报警。

2 电能管理系统的关键技术

2.1 双向智能计量技术

目前, 双向智能计量电表和相关专业软件相结合, 能够测量用户的消耗电能, 又能够计量用户发电反馈到电网的电能, 即双向智能计量电表。此外, 双向智能计量电表能够通过网络通信技术将用户的能源需求参数实时传输给智能电网, 又可将电网电能的时间阶段性电价信息传递给用户, 让用户选择性消费电能。

2.2 网络通信技术

智能电网用户端电能管理系统中的设备层与控制层的通信网络采用以太网, 智能装置 (如双向计量电表、智能开关等) 采用RS485通信或CAN通信接口, 利用通用的协议网关设备把串口数据接入到工业以太网交换机。此外, 通信网络实现大量分散的测控点通信, 在管理层, 各个监控CPU之间利用公共网络来传输数据, 如何预防系统的软、硬件和数据遭到意外原因或黑客、病毒攻击等破坏, 保证用户端电能管理系统的正常运行是重要的关键技术。

2.3 系统负荷优化技术

对企业内部变配电所实施配电自动化, 通过网络通信对能源管理控制器、智能电表、智能开关、智能继电保护装置及其它智能仪表进行数据采集和监控, 实现供配电系统优化运行, 按照设定程序调节设备的运行状态, 达到节能效果, 以及快速处理事故, 减少停电时间。

2.4 微电网控制技术

微电网分为并网型微电网和独立型微电网, 它是对多种分布式发电系统及用电负荷进行统一控制和协调管理技术, 通过先进的控制策略和控制手段实现并网运行和独立运行模式之间无缝切换, 实现微电网高质量供电。

3 系统实时集中管理

用户端电能管理系统的应用软件实现全中文图形化的人机界面, 系统采用模块化结构, 实时监控各子系统的数据, 根据不同状况控制各子系统运行, 实现电力用户端电能管理的分布式自动化监控与集中管理, 从而达到智能化控制。

3.1 系统保护功能

智能电网用户端电能管理系统具有预警保护、选择性保护、区域连锁保护、过电压保护及快速故障诊断处理等功能。

3.2 供配电系统实时模拟

系统通过监控中心显示屏能够实时准确的显示各个子供电回路的各种运行状态及各项电能数据, 对系统的运行状态实时监控、故障检测等, 对异常情况报警, 使系统运行始终处于监控状态。

3.3 能耗数据定时上报功能

对用户端电能参数经过数据处理、进行分析汇总和整合, 通过静态表格形式或图表方式将用户端电能消耗数据显示出来, 并可将显示的数据打印成纸质文档。此外, 以工业以太网为基础, 采用并行计算、分批处理等数据处理技术, 定时启动数据打包程序, 实时地与上一级数据中心服务器连接并发送数据包, 实现远程监控、管理和控制用户端设备。

3.4 友好的图形化操作界面

用户端电能管理系统的节能监控系统软件采用图形化人机界面, 软件界面体现整个企业节能监控的系统模拟图, 在人机界面上可直观地反映出整个系统的动态运行情况以及监控点的分布位置。在监控主机的系统模拟图上可进入相应子系统和访问相应子系统的历史数据和动态运行数据。

3.5 能耗数据存储功能

用户端电能消耗的监测数据通过表格形式进行储存, 对能耗数据实时进行解析和存储, 并调用数据分析功能对采集的原始数据进行统计分析, 生成数据表格存储。

3.6 节能控制功能

根据区域的工作时间, 用户端电能管理系统按预先设定的程序或按照阶梯电价对重点用能设备实施遥测、遥信和遥控用电设备的起、停, 实现用电负荷的智能化调节, 达到节能目的。

4 结束语

智能电网用户端电能管理系统为用电企业提供了电力智能监控与管理的方案, 利用先进的通信技术和计算机技术, 对用电设备的监控, 能够实现对电气设备和电力系统运行的最优管理和控制, 提高用户端电能管理的效率及用电系统的可靠性, 为用户创造更多价值。该系统在电力系统、医疗、智能建筑、石化、冶金等众多领域具有广阔的应用前景。

参考文献

[1]林宇锋, 等.智能电网技术体系探讨[J].电网技术, 2009, 6.

[2]魏东, 等.智能电网用户端智能配用电监控与管理系统[J].低压电器, 2013, 2.

[3]尹天文, 等, 智能电网用户端系统关键技术及发展动向[J].低压电器, 2012, 12.

电网用户篇6

现代经济社会对电力依赖性越来越强, 对供电可靠性的要求也越来越高, 这对电网运行提出了更高的要求。作为电力生产的直接管理者和指挥者, 调度联系着发、输、变、配、用电各个环节, 影响到电能量流通的全过程。增强调度运行人员对输、变、配电系统及负荷的实时控制能力, 减少调度指令流转环节, 保证电网调控要求的快速实施显得日益重要和迫切。

2 关键管理模式

中山电网调控一体化模式按照“调控一体、主配一体、集中控制、集中监视”的原则建设。调度控制中心负责电网的调度、监视、设备远方操作, 变电管理所负责设备的巡视、维护、设备现场操作等。

2.1 调控一体化运转模式

中山供电局调度控制中心设立调度监控分部, 负责地区主网调度、配网调度、电网监控的运行值班工作, 在分部设立主管以及技术管理岗位。主管直接管理调度总值长, 主网调度员、配网调度员、监控员定期轮岗, 值班期间由总值长全面负责当班业务, 主网调度员、配网调度员、监控员合署办公、各司其职, 互相协助, 完成好值班工作。

2.2 岗位职责

调度监控分部设置主管、主网调度专责、配网调度专责、电网监控专责管理岗位:主管负责调度监控分部的安全生产、运行及技术管理工作;主网调度专责、配网调度专责、电网监控专责负责各专业管理, 协助分部主管做好日常工作管理。调度总值长是运行当班安全第一责任人, 负责安排交接班、审票、监护等工作;主网调度员负责系统运行监视、断面控制、主网停送电操作、工作票许可、事故处理等;配网调度员负责配网运行监视、负荷控制、配网停送电操作、工作票许可、事故处理等;监控员负责设备监视、电压调整、转中调令、远方操作、受理电容检修等。

2.3 系统及设备监视模式

中山供电局无人值班站采用“电网调度与变电监控一体化设置, 变电巡维中心按作业半径分散布点”的管理模式。在电网运行管理中, 调度掌握整个系统信息, 对系统整体运行负责, 而变电运行部门掌握设备的详细运行情况, 对设备本身负责。调度控制中心监视范围为中山电网10k V至500k V所有设备的全境监视, 系统信号与设备信号的上送范围见表1:

2.4Á系统及设备控制模式

中山电网一次设备操作范围为全部GIS变电站开关、刀闸、地刀, 部分常规变电站开关、刀闸, 这些设备运行至检修状态的操作由监控远方执行。目前中山电网220k V及以下站内开关、220k V刀闸、110k V刀闸远方遥控覆盖率分别达到100%、66.7%、50%, 站外10k V配电开关远方遥控覆盖率为5.7%。二次设备控制方面, 中山电网已将具备条件的71座变电站投入软压板远方投退功能, 软压板远方投退覆盖率达到77.2%, 这些变电站10k V线路带电作业的重合闸投退, 以及方式转换时10k V、110k V备自投配合投退操作由调度监控远方操作。

2.5 调控一体化模式主要业务流程

2.5.1 监控远方操作业务流程。

对于220k V及以下的GIS变电站, 以及具备远方操作条件的常规变电站, 中调、地调调度员根据检修计划下达操作指令给监控员, 监控员接令后, 通过调度安全约束系统对开关、刀闸、软压板实施远方分合操作, 并以变电站图像监控系统为辅助手段, 监视设备位置与状态;变电运行人员现场配合操作, 进行设备状态检查、刀闸操作电源投退、远方就地转换开关切换、悬挂标示牌等操作。

2.5.2 综合停电计划流程 (设备停运-开工) 。

调度员向监控员或巡维人员下达布置系统安全措施的操作任务。设备检修申请单中的系统安全措施布置完成后, 由调度员通知现场巡维人员, 巡维人员许可工作票开工。

2.5.3 综合停电计划流程 (工作完工-复电) 。

设备检修申请单中的工作完工后, 由现场巡维人员恢复现场安全措施, 之后汇报调度员。调度员根据巡维人员的汇报, 综合其他相关检修申请单的执行情况以及系统条件, 安排设备复电, 并向监控员或巡维人员下达设备复电的操作任务。

2.5.4 设备异常处理流程。

设备异常告警信息由监控员负责监视, 监控员发现异常告警后首先汇报调度员, 并根据告警信息判断设备是否可以维持运行, 并通知巡维人员到站检查。无法根据远方信息判断设备是否可以维持运行时, 变电巡维人员根据现场检查情况做出综合判断, 并代表设备运维单位向调度员汇报有关情况。如果设备需要紧急停运, 调度员负责调整系统运行方式。

2.5.5 站内设备跳闸事故处理流程。

调度员、监控员均负责监视设备事故跳闸信息。发生设备跳闸后, 调度员立即调整电网运行方式, 减少设备跳闸对电网安全稳定运行及电力供应的影响;监控员立即通知巡维中心派人到站检查设备并向调度员汇报。

2.5.6 线路跳闸事故处理流程。

线路跳闸后, 调度员根据事故信号迅速调整电网运行方式, 尽量降低线路跳闸对电网安全运行及可靠供电的影响。调度员结合保护动作情况、站内设备检查情况以及系统条件, 决定是否对线路强送电。无论线路强送是否成功, 调度员都通知线路维护单位进行事故巡线。在线路跳闸事故处理过程中, 由监控员通知巡维人员到站检查。

3 关键技术平台

中山电网调控一体化的安全技术支撑体系, 分为必备基础模块和先进辅助模块。必备基础模块是调控一体化管理模式必需的技术支撑手段, 先进辅助模块是中山供电局为提高调控一体化实施质量和内涵建设的先进功能模块。

3.1 基础模块

3.1.1 模块一:

信息分区分流功能。信息分区分流功能是电网监视的技术基础, 系统按照变电站以及电压等级划分为不同的责任区, 所有厂站的实时信息根据责任区的设置发送到不同的监控站点, 每个监控站点只处理该责任区域内需要处理的信息, 告警信息窗也只显示与该责任区相关的告警信息, 从而提高了整个系统的响应速度和工作性能, 同时有效地起到了各监控站点之间的信息分层和安全隔离的作用。

3.1.2 模块二:

调度安全约束系统。调度安全约束系统是主网控制的技术基础, 系统基于EMS中已有的电网模型和实时数据, 将电网拓扑和“五防”规则结合起来实现电气设备间的操作闭锁, 同时提供一个与实际操作完全一致的图形化界面用于操作票的起草、校核及调度员、监控员的操作仿真。调度安全约束系统具备全站五防、跨站五防及跨电压五防的特点, 确保对变电站断路器、隔离开关、和接地刀闸远方操作的安全性。

3.1.3 模块三:

配网自动化系统。配网自动化系统是配网监视和控制的技术基础。通过两遥、三遥功能的上送, 实现配网线路的全境遥信、遥测监视、部分开关的遥控功能。在此基础上开发配电网合环辅助决策支持系统, 该决策系统从配电网SCADA数据库中读取实时网络和状态数据, 识别网络环路状态, 分析当前合环操作的安全性, 实现配网不停电合环转供电。

3.2 辅助模块

3.2.1 模块一:

网络电子发令系统。网络电子发令系统通过网络进行调度令的传输, 取代传统电话发令模式。其中配网部分基于3G通信网络和综合数据网构建, 实现移动网络接令。网络发令避免了电话发令错误记录、谐音误会等危险点, 提高了调度员工作效率。

3.2.2 模块二:

电网自动电压控制系统 (AVC) 。AVC系统基于EMS一体化平台, 通过对电网内各变电站的有载调压装置和无功补偿设备进行集中监视、统一管理和在线控制, 从全局的角度对广域分散的电网无功装置进行协调优化控制, 实现全网无功电压优化控制闭环运行。

3.2.3 模块三:

区域备自投功能。中山电网基于EMS的广域备自投系统已在220k V中山-110k V凯茵-110k V五桂山———220k V旗乐的链式结构电网中应用。系统提出了多项安全策略, 在调度自动化平台上实现了区域范围内的备自投, 实现链式结构电网中备用电源和工作电源不在同一个变电站的自动投切。

3.2.4 模块四:

变电站遥视及环境监测系统。系统利用先进的数字多媒体技术、通信技术、计算机技术实现环境信息及视频图像的高清晰度、高帧率远端传送, 使调度监控人员可利用此系统实现远方监视变电站运行设备, 代替运行人员日常例行巡视, 直观显示远方操作结果、运行设备外部情况等。

3.2.5 模块五:

保信系统。保信系统基于EMS一体化平台, 共享EMS模型、图形和实时数据, 以网络拓扑分析为基础, 实现一、二次设备模型建立和保护故障信息处理。主要用于调度端查看保护故障信息、核对定值、上传录波文件等, 为调度监控人员提供实时的故障信息和快捷的查询方式, 为事故处理提供决策依据。

3.2.6 模块六:

气象信息电网调度策略研究系统。基于中山地区气象信息的电网调度策略研究系统通过电力、气象深度合作, 通过气象数据传输平台, 将相关的气象灾害预警信息、暴雨云团追踪系统所需数据、雷电定位系统数据、天气预报等海量信息送至电网调度技术平台, 由平台通过科学分析手段, 分析实时、历史数据, 得出相应的分析结论, 为电网调度提供决策支持。

3.2.7 模块七:

用电调度管控及辅助决策系统。用电调度管控及辅助决策系统在主配网模型数据拼接的基础上, 以电网实时拓扑分析, 通过“电源点追溯”, 获取用户供电路径。根据电网实际运行状态及设备检修信息, 动态分析电网运行风险并提供预警功能。实现电网故障隔离、故障恢复路径搜索、故障恢复预案编制、故障恢复预案推送、故障恢复模拟预演、故障报告生成等。

以上各模块中, 信息分区分流、调度安全约束系统、配网自动化系统是电网监视与控制的技术基础;主、配网网络发令系统是调度员与上级调度、现场运行人员进行接发令的信息处理平台;电网自动电压控制系统、区域备自投功能是实现电网自动控制的有效手段;变电站遥视及环境监测系统、保信系统、气象信息电网调度策略研究系统、用电调度管控及辅助决策系统为调度员准确决策提供了多方面的信息渠道。通过以上调控一体化关键技术模块的建设, 形成了一整套完善的调控一体化信息综合平台, 实现调度台的多角度立体决策、智能调度。

4 结束语

随着智能电网建设的深入, 以及相关技术支持体系的发展, 未来对电网运行管理模式的研究将更加注重调度和变电设备运行集控功能的集约融合、统一管理。输变配电设备逐渐由现场控制转向调度远方控制, 是未来科技发展的必然趋势, 调控一体化电网调度管理模式也是未来电网调度管理模式的必然发展方向。

参考文献