国内外电网（共7篇）
国内外电网 篇1
0 引言
电网处于发电电源和电力用户之间,用于保证电能的可靠传输,电网规划的主要目标是提高电网的供电能力、供电质量与供电可靠性,以满足全社会对电力的需求,其在整个电力系统规划中处于十分重要的地位,同时电源发出的电能是否及时送出、电力系统供电是否安全可靠、稳定及经济能否得到实现均与电网规划有直接关系。
《城市电力网规划设计导则》(2006年版)(以下简称为“导则”)界定了电力网规划经济评价的含义,进行电力网规划项目的经济评价要综合考虑电网安全可靠性要求、工程、技术、经济、环境、政治、社会、建设条件和运行条件及对远景发展的适应情况等,综合评价,统筹考虑,从而确定最佳方案,保证城网规划方案的技术经济合理性。电网规划经济评价是规划项目和方案取舍的重要依据。
国内外学者对电网规划项目的经济评价指标的选取和指标体系的建立进行了很多的探索和研究。虽然《导则》中界定了电力网规划经济评价的含义,但学者们仍从不同角度探讨了电网规划项目的经济效果。
有些学者从单一角度出发,关注电网规划项目经济评价中的财务评价,如关沛等从盈利能力、清偿能力和不确定因素3个角度构建电网建设项目经济评价体系,关注财务内部收益率、财务净现值等指标,具体分析项目的经济效果[1]。谭爱群等引入经济增加值指标用来评价电网规划项目的绩效状况,并以河北电网为例进行了实证分析[2]。王晶等根据电网投资特性,考虑未来的风险状况,引入实物期权的思想,对电网规划项目的经济效果进行评价,并以实例证明了模型的有效性,说明利用期权价值指标评价规划项目的经济性更能反映未来电网的发展[3]。贺静等采用净现值指标对电网规划方案的经济性进行评价,并引入供电可靠性指标及不确定因素的影响,将净现值指标加以修正,以此来指导规划项目的决策[4]。有些学者基于投入产出状况对规划项目进行经济评价,分析电网企业的投资效益情况,其中DUAN等以投资收入比为目标,构建电网企业投资收益的评价指标体系,并对其进行系统开发,实现评价过程,帮助企业更好地开展提高风险意识的投资,从而确定合理的投资金额和投资方向[5]。LUO等以成本收益率为目标,基于收益、投资和资产建立了电网企业的投资回报率评估模型[6]。韩柳等建立了特高压电网项目的经济评价指标,由工程造价、财务评价指标、国民经济评价指标和联网效益4个二级指标构成[7]。有些学者从宏观角度考虑,将电网规划项目的经济评价上升为整体经济效果的分析,建立不同的评价指标体系,探讨规划项目的综合经济效果,如CHEN等分析在智能电网背景下建立电网投资评估系统需要考虑的因素,包括发展能力、安全效果、效率水平、财务效果和投资能力5个方面,通过建立的投资评估体系为未来智能电网的发展及电网规划项目的选择提供决策支持[8]。黄元生等构建了以技术经济效益、财务经济效益、社会经济效益为一级指标的电网规划项目经济评价指标体系,综合评价规划项目的经济效果[9]。李春红等从财务、技术经济、可靠性和环境4个角度构建电网规划的经济综合评价指标体系,并进行了实证分析[10]。蒋鹏、刘诗宏等构建了以技术经济、财务效益和国民经济3个为一级指标的电网规划方案经济性的指标体系,虽然各自涉及的具体指标存在一定差异,但用于实证分析后都具有一定的实际意义[11,12]。
总体来看,国内外学者探讨了电网规划项目经济评价指标及指标体系的构建,但涉及的角度和内容存在不同,因此本文通过分析国内外典型国家的电网规划经济评价情况,对国内外电网规划经济评价流程或评价指标进行对比分析,为我国电网规划经济评价指标体系的建立提出合理化建议,进而推动我国电网公司电网规划经济评价工作的国际化与现代化进程。
1 典型国家电网规划经济评价分析
由于各国电力系统的实际状况不同,进行电网规划经济评价时考虑的侧重点亦存在很大的差异,本文选取美国、北欧和法国电网规划经济评价为例进行分析。
1.1 美国电网规划经济评价
美国加州独立系统调度机构(CAISO)作为地区独立运营公司,主要职责是收集本地区负荷数据,进行本地区电网负荷的预测和可靠性、经济性评估,审批其监管的电力公司的建设计划,其评价电网规划项目的一般流程如图1所示。
CAISO要求对电网投资者所申请的输电网投资项目进行经济评估,在保证系统可靠性的基础上,建立了电网规划项目经济评价指标体系(Transmission Economic Assessment Methodology,TEAM),将输电网投资的效果加以量化,用以评价其经济性。
TEAM指标体系考虑了输电网规划项目中输电商和用户、发电商之间的关系、电源投资的影响以及市场竞争的影响等。同时,TEAM还考虑了水利条件、天然气价格、需求增长等关键市场因素的不确定性。CAISO提出的输电项目经济评价指标TEAM如图2所示。
从上述TEAM评价指标基本框架可以看出,在利益框架模块中,美国C AISO制定了4个纯经济指标来衡量输电规划项目对各方带来的经济影响,如表1所示。
除此之外,TEAM指标体系还考虑了网络模型、市场价格、不确定性及可替代方案对规划项目经济性的影响。利用TEAM评价输电网规划,不仅简化了评价程序,提高了评价准确性,而且大大提高了各个机构的输电网投资评价的可预测性。由于项目的效益取决于其环境和经济属性,在审批项目时,CAISO就同一项目会收到各方不同的观点和标准,以TEAM作为市场参与者、股东和监管者多方面的项目评价标准,对各个投资方案进行评价,加快了决策速度。
1.2 北欧电网规划经济评价
北欧输电网络运营商有一个10年输电网络扩建项目(TYNDP),这一项目跨欧洲多国,旨在解决电网传输堵塞、新能源并网和内部能源市场等多种问题。北欧对电网规划项目主要进行经济可行性评价及分析其对各方面的影响。一般情况下,评价会考虑未来的投资成本和可能带来的收益,而投资成本与评价过程相关的不确定性及资本成本、运行成本、资产残值等有关。另一方面,利益评价可能无法实现定量化,如供电安全性的提高或追求政府政策目标(合并新能源发电)等。
北欧地区对电网规划项目进行评价时,一般考虑很多标准,包括SOS系统安全运行及系统充裕度、市场整合度、失负荷率、对新能源发电的接入、成本、建设延迟时间、环境影响、社会可接受度、可行性和法律标准,具体如图3所示
在上述评价标准的基础上,北欧建立的输电网规划投资评价指标体系如图4所示,从技术、经济、社会和运营能力4个方面综合衡量规划项目带来的经济效果,其中,经济和运营能力方面的评价是定量分析,技术和社会方面的评价是定性分析。在经济模块中,主要考虑规划项目带来的成本节约和社会福利状况。
1.3 法国电网规划经济评价
2000年,根据欧盟指令,法国输电网公司成立,随着公司的不断发展,逐步与其母公司——法国电力公司其它业务分离,2005年7月正式成为有限责任公司。法国电网的发展一直处于成熟阶段,其运作体系与中国基本类似,电网公司不仅是输电服务的提供者,而且作为国家公用事业单位,一直承担着一定的社会责任。法国输电网公司和其所属区域的输电公司分级对全国电网和区域电网进行网架结构的规划。
法国电网公司对电网规划进行经济评价的一般流程如图5所示。
由图5可以看出,法国电网公司的规划项目经济评价未建立指标体系,而是采用投资回报率和建设期内的单位投资回报这2个指标对其经济效果进行分析。在对规划项目进行评价时,法国电网更看重财务分析,而技术论证与供电可靠性并非电网项目论证的决定性因素。
2 中国电网规划经济评价
在中国,电网规划工作的主要目的是在尽可能满足未来用户容量和电能质量的前提下,最大程度地降低电网的线损,并提高供电可靠性,确保电力持续供应。目前大多数电网公司采取的电网规划的一般流程如图6所示。
图6电网规划基本流程的虚线方框具体说明了中国电网规划经济评价的内容,即进行投资估算和经济评价分析。投资估算是指根据输变电工程或线路造价信息,分析变电站或线路的总投资;经济评价分析按照原电力部电计[1998]134号文颁发的《电网建设项目经济评价暂行办法》和《导则》的规定进行。
参照《电网建设项目经济评价暂行办法》,可以计算得到电网规划项目的静态投资额、动态投资额、内部收益率、财务净现值、投资回收期等指标,主要从财务方面评价规划项目。《导则》中规定经济评价包括2个方面:财务评价和社会效益评价,其中,财务评价一般采用财务内部收益率法、财务净现值法、年费用法、投资回收期法等对规划项目进行评价,涉及的财务指标包括财务内部收益率、财务净现值、投资回收期、资产负债率、投资利税率、投资利润率、资本金利润率等;社会效益评价以定性分析为主,主要体现在满足用户用电需求、提高供电可靠性、改善电能质量和环保等方面的评价。
3 国内外电网规划经济评价对比分析
美国、北欧、法国和中国电网发展程度不同,电网规划的一般流程同样存在差异,且其经济评价考虑的角度和侧重点亦有所不同,整体来看,财务评价在经济评价中占有非常重要的作用,法国电网主要采用投资回报率和建设期内的单位投资回报这2个财务指标来评价规划项目的经济效果,中国电网公司主要采用如内部收益率、净现值、投资回收期等财务指标来评价项目的经济性,这2个国家主要通过一些财务指标对电网规划项目的经济效果进行评价。
美国电网和北欧电网同样考虑财务评价,如TEAM中的利益框架和北欧输电网规划投资项目评价中的经济模块,除此之外,这2个国家均从多个方面衡量规划项目的综合经济效果,注重社会效益与经济效益的结合,同时考虑环境的影响作用,另外,CAISO还考虑了不确定性对规划项目的影响,北欧则考虑了技术的影响。
随着中国电力市场改革的不断深入,中国的电网规划经济评价同样应与时俱进,不能简单地从财务角度定量分析财务指标以及从社会效益角度定性分析社会影响,应该以战略的眼光、站在高层次的角度上分析规划项目的经济效果。为推动我国电网规划工作的国际化与现代化进程,结合其他典型国家电网公司规划项目经济评价中涉及的评价指标,不难看出我国规划项目经济评价指标体系仍存在一些问题:
(1)虽然学术界对电网规划项目的经济评价研究较多,但对于实际的电网规划项目,我国电网仍主要以财务分析为主,分析电网规划项目的净现值、投资回收期、内部收益率等财务指标,估算项目的投资额状况,随着电力市场改革的不断深入,应考虑投资的风险状况。
(2)实际的电网规划项目经济评价采用的非财务性指标不多,且以定性分析为主,如美国电网规划项目的经济评价中引入了网络模型、不确定性因素等,北欧电网规划项目的经济评价中引入了社会因素,中国电网规划项目的经济评价中同样引入了社会效益评价,并且学术界还采用技术经济指标、可靠性指标和环境指标等,如黄元生、李春红等人的研究。
电网规划项目一般涉及的投资额较大、任务较重、安全质量要求较高,需要更为严谨、客观的指标体系来衡量其带来的经济效果。虽然近些年来我国学者开展了相关的研究,但在学习国外先进经验的同时,更要立足于本国的基本国情,结合具体实际构建合适的经济评价指标体系,注重经济效益、社会效益、技术效益等的综合效果,以期为我国电网规划项目经济评价提供新的思路和参考。
4 结论及建议
我国电网公司为进一步推动电网规划经济评价工作的现代化与国际化进程,在电网规划的经济评价方面还有很多工作要做,仅仅从财务角度或国民经济角度来衡量电网规划项目的经济性已不能满足要求,需要寻求新的思路来对其进行评价。本文对比分析了典型国家(美国、北欧和法国)和中国的电网经济评价流程及评价指标,并借鉴国外电网规划项目经济评价指标体系,对我国电网公司规划项目的经济评价提出了相关建议:
(1)在经济评价的财务分析中增加经济增加值和期权价值指标。国资委的业绩考核中提到了经济增加值指标,该指标的核心理念是资本成本,不仅隐含剩余收益的概念,而且将股东利益和经营者利益更加紧密地联系起来;另外,考虑投资的风险,采用期权价值指标对规划项目的经济性进行评价也较为合理,该指标是净现值指标的扩展,考虑了未来的不确定性,更利于管理者做出决策,降低未来的投资风险。
(2)电网规划经济评价应充分考虑可靠性。电力市场买卖双方的行为会影响到电网的可靠性,可靠性要求对于电力市场的运行具有重要作用,在进行电网规划项目的经济评价时,可以考虑可靠性对其带来的影响。
(3)电网规划经济评价应加强对环境和社会影响的评估。目前,各国都在加强电网对环境和社会影响方面的分析评估,随着我国电网的快速发展,规划中必然要考虑到对土地、环境和社会带来的影响,建议在电网规划项目的经济综合评价中加强对环境、社会福利等方面的评估。
(4)电网规划经济评价指标体系应具有一定的开放性。世界格局和国际市场环境变幻莫测,为保持电网企业的可持续发展,电网规划项目经济评价指标体系在以后的发展规划中,可以随着外部环境的变化和企业自身的发展不断完善,进行相应的动态调整和更新。
摘要：电网规划经济评价一直作为电网公司规划报告的一部分,是指对拟建项目财务可行性和经济合理性进行综合分析论证,旨在为项目决策提供科学依据。针对我国电网规划经济评价中的以财务分析为主、非财务性指标较少的现状,通过借鉴国外电网规划经济评价经验,提出了在进行我国电网规划经济评价时,要充分考虑投资的风险状况和可靠性,并加强对环境和社会影响的评估,同时具有一定的开放性,以推动我国电网公司经济评价工作的现代化与国际化发展。
关键词：电网规划,经济评价,对比分析
国内外电网运行管理模式比较研究 篇2
随着电力市场改革的不断深化,智能电网建设也提上日程,传统的电网运行管理模式已不适应现代电网建设的发展[1,2,3]。在2010年召开的国家电网公司两会上,刘振亚总经理在报告中提出了“三集五大”这一全新概念。其中,“大运行”重点是在确保安全的基础上,对现有电网调度和设备运行集控功能实施集约融合、统一管理,促进各级调度一体化运作,完善相应的工作制度、业务流程、标准体系和技术手段。可见,在今后“大运行”体系的构建中,优化原有电网运行模式、变革原有生产运行组织架构、创新管理方式、优化业务流程,对于实现企业管理由条块分割向协同统一、分散粗放向集中精益方式的根本性转变至关重要。
1 国内外电网运行管理模式
1.1 国内电网运行模式
从电网调度运行管理和变电站运行管理角度来研究国内电网运行模式。
1.1.1 国内电网调度运行管理
电力系统调度控制可分为集中调度控制和分层调度控制。目前集中调度控制暴露出了许多不足,如运行不经济、技术难度大及可靠性不高等,这种调度机制已不能够满足现代电力系统的发展需要。
为了解决集中调度控制的缺点和不足,现代大型电力系统普遍采用了分层调度控制。国际电工委员会标准(IEC870-1-1)提出的典型分层结构将电力系统调度中心分为主调度中心(Main Control Center,MCC)、区域调度中心(Region Control Center,RCC)、地区调度中心(District Control Center,DCC)。根据《电网调度管理条例》的规定,我国已初步形成了由国调、网调、省调、地调、县调组成的五级电网调度系统。
1.1.2 变电站运行管理
变电站是电网运行的主要载体,其运行管理模式可以分为有人值班管理、无人值班管理和少人值班管理3种模式。结合电网自动化发展的历程,变电站运行管理模式的发展如图1所示,变电站运行管理模式框架如图2所示。
有人值班变电站是传统的变电站运行模式。目前,变电站都基本按照综合自动化变电站的要求进行建设,在计算机监控系统上已经实现“四遥”(遥测、遥信、遥控、遥调)。四遥由运行班组进行监控,行政与业务受变电站站长领导,由当值值班员监盘,接受调度指令,进行设备操作,处理异常及事故。检修班实施一站一班,班内包含一次、二次、通信等各专业人员,站内的日常检修工作由检修班全面负责。
早在20世纪50年代中期,在东北、北京等地区就已经开始了无人值班变电站的试点,再加上欧美发达国家很多高压等级变电站很早就实行了无人值守[4,5],在这一背景下,国内部分220 kV变电站顺利实现了无人值守。2006年,国家电网公司提出将江苏新建500 kV无锡西南和苏州西作为无人值班试点变电站,拉开了500 kV变电站运行变革的序幕。
根据电网结构和调度管理的不同,目前国内无人值班站的管理模式有3种[6,7,8,9,10]:1)地区电网调度中心集中控制;2)分层管理、分级控制的管理模式;3)集控站管理模式。其中,集控站管理模式得到广泛运用。在国内供电企业,集控站管理模式有全运行管理、运行加维护管理和监视加运行加维护管理3种模式。无人值班变电站管理模式比较见表1。
1.1.3 国内典型城市电网运行模式
(1)北京市
北京市有部分变电站从有人值班变电站向集控站模式转变,部分转变为操作队模式,即调度与监控都由电网控制中心承担。
北京电网是京津唐电网的核心[11]。目前,北京电网220 kV变电站的运行管理模式是有人值班、集控站和操作队共存,并逐渐向操作队模式过渡。而北京电网500 kV负荷变电站基本实现了无人值班。
北京电网实行变电站无人值班运行管理主要有集控站管理和操作队管理2种模式。
集控站主要职责如下:
1)集控站应能对所辖各无人值班站实行监控,实现防火、防盗自动报警和远程图像监控。宜逐步实现对风机、照明等辅助电源的遥控功能。
2)集控站应有实用的微机变电运行管理系统,实现安全运行、档案资料、记录和两票管理微机化。
3)集控站有完备的钥匙管理办法,宜逐步在1个无人值班辖区内统一设备闭锁。
操作队管理模式在电网控制中心承担了变电站监视的职责,即原集控站监控班的职责。
(2)厦门市
2009年,厦门市作为福建省电力公司试点单位,开展了变电运行集中监控的研究与探讨,提出了将变电集中监控与电网调度有机结合的更加扁平高效的“调控一体”管理模式。厦门电业局现实行调控一体化的运行模式,运行部门由调度控制中心(调控中心)和运行所构成。调控中心在地区调度所调度班基础上进行功能拓展后组建而成,将电网调度与变电站监控合二为一,建制上归属调度部门。调控中心除承担原地调班全部职责外,同时还负责变电站设备工况的监控及特殊情况下开关的远方分合操作等;运行所由原有的集控所整合形成,一般建设在交通方便、适宜对无人值班变电站进行高效管理的地方,变电运行值班人员实行“弹性值班”机制。调控一体化运行模式的实施,提高了电网事故处理和日常操作的效率。
(3) 2010年7月,宁夏电力公司银川供电局在经过一段时间的试运行后,银川电网“调控一体化运行管理模式”进入正式运行阶段。同时,银川电网调度控制中心、新城220 kV运行维护操作站正式成立,银川电网调度、运行逐步从传统的分散管理模式向“调控一体”管理模式转变。
1.2 国外电网运行管理模式
1.2.1 英国
英国电网调度机构分为2级,即国家电网公司输电网运行控制中心和各区域配电网公司配电网运行控制中心,分别负责各自调度管辖范围内设备的安全监控、停复役操作(包括事故处理)、检修维护安排(包括抢修),所不同的是,输电网运行控制中心还要负责全网负荷的实时平衡。
英国国家电网将整个国家分成1 1个区来进行调度管理,每个区域设3～7个变电站,每个区域设有一个经理,下设的每个变电站配有一名工程师,每个变电站设有操作队。
目前,英国输电网中的变电站都有RTU,已实行无人值班制度,工程师会定期进行维修与检查。对于132 kV及以下的变电站,也都实现了无人值守。几个相邻的变电站中有一个是集中基础站,即运维站,有一班人负责这几个变电站,并且轮流值守。而且根据相邻变电站的距离范围以及变电站工程的不同需要,配置人员也不一样。在英国国家电网公司、各配电公司的资产管理部门都设置有专人负责工程的监控,几个变电站自身配有高级专职人员(Senior Autherised Person,SAP)负责检查故障,汇报给国家电网公司或配电公司的调度控制中心(Control Center),然后重置故障指示灯。SAP基本是经常巡逻于几个变电站之间。CP(Competence Person)负责安全、风险评估和变电站中平时施工检修时的大小事宜。这样的人员配置可以提高效率,降低成本。
1.2.2 美国
美国南加州爱迪生国际公司电网控制中心(Grid Control Center,GCC)负责除圣迭戈以外的南加州电网的调度,电网的最高电压等级为500 kV,主要负责500 kV和230 kV电网的调度,其他电压等级电网的调度由其下属的4个地区控制中心(Switching Center,SC)负责。南加州电网现有500 kV变电站12座,其中6座实现了无人值班并能够通过远方进行控制,其他变电站白天只有1～2人进行值班;12 kV电压等级以上的变电站约有900座,其中有600～650座为无人值班站,能够通过SC进行远方控制,其他变电站目前正在进行改造,每年约改造50座变电站,据了解,GCC计划最终将95%以上的变电站改造为无人值班并能实现远方控制。500 kV和230 kV变电站直接由GCC进行控制,63 kV、16 kV和12 kV的变电站则由SC进行控制
PJM控制区的运行涉及许多业务,这些业务由不同的工程技术人员和运行人员来实现。其大体上可以归纳为预计划运行、计划执行、调度运行3类。调度运行的实时功能包括系统控制、输电线路监控、辅助服务监控。
PJM调度运行职责包括:1)指导PJM控制区内成员按预计发电计划调整有功输出;2)单一故障情况下,负责维护电网的稳定运行;3)购买最小成本的调节服务;4)更新OASIS(Open Access Same-time Information System)系统信息,反映PJM OI(Operating Instruction)的实时发电调度情况。
2 国内外电网运行管理模式比较与展望
通过研究分析英国、美国的电网运行模式和人员配置情况可知,无论是国外还是国内,电网运行部门的职责都很相近,但国外电网调度及变电站运行的自动化程度很高,人力资源利用充分,已基本实现变电站无人值守。
我国电网的发展已经进入了大电网互联、智能化电网、优化推进更大范围内电力资源配置的新局面。在此背景下,电网规模将加速增长。作为电网建设重要节点的变电站,随着其数量的成倍增长,传统的变电运行管理模式占据人力资源较多,不能适应电网快速发展的需要。未来我国电网运行管理模式既要吸收国外电网运行管理高自动化[12]的优点,同时也要结合国情,不同地区、不同省市要建立适合本地区的电网运行管理模式。但共同的宗旨是基于科学发展观的理念和智能电网的理论,优化现有电网运行模式,实施调度、监控合并的调控一体化管理模式,并同时加强技术支持系统建设,达到提高电网运行管理的信息化、智能化水平,提高电网运行管理业务的高效运转,充分利用人力资源,缩短故障恢复时间,提升主、配网运行管理能力。
3 结语
本文从电网调度以及变电站运行管理角度论述了我国电网运行管理模式发展历程,介绍了英国、美国目前的电网运行管理情况,并进行国内外电网运行管理模式的比较研究。借鉴国外电网运行管理模式的优点,展望我国电网运行管理模式的发展趋势,建议我国各大电网应结合所在电网的特点,积极开展调控一体化运行管理模式的研究,并进行电网运行管理方式的改革,提高电网的运行管理水平。
摘要：随着电力体制改革的不断深化,电网运行管理模式已不适应当前智能电网的发展,电网企业不仅要在技术上突破,内部组织管理也要进行转变,因此,建立适应智能电网发展的电网运行管理模式已成为亟待解决的问题之一。从电网调度以及变电站运行2个方面研究我国目前电网运行管理模式,介绍了英国、美国目前的电网运行情况,并进行国内外电网运行管理模式的比较研究。最后展望电网运行管理模式的发展趋势,提出了适应我国未来发展的电网运行管理模式。
关键词：电网运行模式,电网调度,变电站运行,比较研究
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国内外电网 篇3
关键词：国内外电网建设,项目管理,对比分析
随着国家推行四万亿经济刺激计划, 大量的项目资金涌入铁路、公路和公用事业行业, 电网建设项目井喷。但是, 不容忽视的是, 我国电网项目建设管理水平与国际水平还有较大的差距, 如何用好资金, 管好项目, 一直是摆在电网项目建设管理工作者面前的一个难题。受到项目管理课程的一些启发, 本文试图分析国内外电网建设项目管理水平的差距, 并在此基础上提出改进措施。
一、国内电网项目管理的现状
随着中国经济的高速发展, 国内电网建设项目管理进入了黄金时期。以南方为例, 过去八年来, 在广东省的大力支持下, 累计完成电网工程建设投资超过2000亿元, 500千伏、220千伏和110千伏新建输变电项目从可研批复到竣工的建设周期分别为37个月、36个月和30个月, 受益于社会主义体制集中精力办大事的管理体制, 国内电网建设周期明显比国际水平短, 建设周期仅为国际平均水平的一半左右。
传统项目管理的方法, 在高速建设的工程时期, 暴露出不少问题, 工程项目管理面临的形势不容乐观, 随着国家法制建设深入推进, 相关法律法规逐步完善, 执法力度日益加大, 对项目管理提出更高的要求。涉及到土地、环评等与各方利益关系密切的方面, 市政规划经常变动, 征地拆迁及青苗赔偿协调难度大, 项目管理的复杂性随之提高;以征地青苗赔偿、电磁辐射等各种理由阻止工程建设的事件逐渐增多, 影响工程进度。电网建设投资大、任务重、工期紧, 工程安全质量控制面临新的考验。
二、与国外项目管理对标的差距
尽管国内电网企业在建设速度上优势明显, 但与国内领先和国际先进水平相比, 依然存在着明显不足。经过系统分析和总结, 我们发现国际、国内先进企业的电网建设在以公司整体战略为指导的基础上, 还具备了以下几个突出的特点:注重社会效益与经济效益相结合;注重以全流程优化为导向;注重业务服务链的前后衔接与支撑;注重绿色电网的形象;注重结果性指标, 但更注重过程控制与理念转变。
三、以国际视野找准位置和差距
结合国际电网公司电网项目管理的经验, 电网建设项目管理确定了4个维度, 16项指标衡量电网建设国际先进的指标体系, 确定了国际先进的标杆。应该看到, 国内企业在多项领域还有一定的差距。
四、寻求项目管理的提升空间
电网建设指标体系的背后, 是先进管理模式的支撑。深入分析指标差距的原因, 需要在八大方面进一步提升电网建设管理水平:
第一, 全网一体化规划统筹仍有潜力。需要进一步提升规划工作, 增强输网与配网之间、主网规划与通信、自动化等二次规划之间的协同和一体化。同时, 要切实发挥规划的龙头作用, 建立工程、生产和营销对于电网规划的常态化反馈机制, 加强电网规划在工程建设、生产和营销工作中的指导性。
第二, 建立基于全成本的项目投资决策体系, 挖掘资金统筹潜力。建立以战略为导向的、基于全成本原则的系统的项目策略, 利用投资项目的前评估和后评价有效引导投资决策。对项目的必要性和可行性, 进行细致的量化分析, 全面支撑项目的优先排序。全面统筹不同资金盘子, 确保各条线优化各自资金使用的同时, 在整体上也能使资金利用率达到最优。
第三, 项目管理工作机制需进一步完善。基层单位规划建设机构设置和职责需进一步完善, 公司内外部的各种资源和关系需充分整和利用, 以支撑电网规划建设工作的开展。电网规划核心数据分散在设计院、调度中心等处, 需要依托专业机构集中掌控加以整合。
第四, 项目管理标准化需要加强。统一规划、建设、运行的技术标准;在技术标准、工作标准、标准设计等多个领域需要统一, 广东电网集控管理和规模管理的优势需要进一步加强。
第五, 项目管理流程需要更加精益化。规划到工程、工程到生产的流程衔接需强化, 前期工作要更加超前, 投资计划要更加合理, 项目管理要更加系统, 工程质量要更加扎实, 信息反馈要更加及时。
第六, 政企合作需要进一步全面推进。需要通过建设绿色电网、推广节能减排, 与政府共同落实科学发展观, 打造和谐的电网建设外部环境, 将电网建设融入政府工作, 与经济社会发展和谐统一。
第七, 责任考核需要进一步落实。电网规划建设项目的考核不但要考核各级单位和部门, 还要考核到每个岗位;同时还要加强对设计、监理、施工等参建单位的考核, 真正实现考核到位。
第八, 信息化支撑有待强化。需要建立覆盖电网建设全过程的项目管理信息系统。
五、提高项目管理水平的几个主要措施
根据以上分析, 我们针对当前环境下, 项目管理亟待提高的几个方面提出改进措施:
第一, 加强业主项目部的建设。国外同行项目管理水平的优异, 这与其有良好的业主项目部管理是分不开的。
按照找差距的指导思想, 我们也需要重视业主项目部的规范化建设, 组建业主项目部, 抓一批典型业主项目部进行规范化建设, 组织开展业主项目部经理、专业技术人员的培训工作, 不定期开展业主项目部规范化工作检查, 年中开展业主项目部总结交流活动, 年底开展业主项目部评价总结活动。
第二, 整改公司基建管理不规范行为, 制定项目管理突出问题整改活动并组织实施。首先规范项目招投标工作, 做好招标计划工作, 强化招标管理, 保证公开招标率100%, 上报承包商资信统计数据, 严格实施颁布的合同示范文本, 开放监理市场, 规范监理招标。抓设计、施工、监理市场的规范, 建立集中招标平台并严格按要求执行。
第三, 加强项目安全管理, 推进工程建设行业内安全生产风险管理体系建设, 加强现场安全文明施工建设工作及外包单位让人身安全管理。完成承建商管理信息系统的开发和应用, 开展建设单位培训工作。加强现场安全文明施工建设工作, 继续深入开展样板工程创建活动, 不断推动工程现场安全文明施工规范化。开展承包商评估考核工作, 加强承包商评估力度, 促使承包商提升自身安全管理水平。
第四, 重视质量管理, 落实控制WHS, 开展样板工程创建活动, 强化质量监督工作。抓好项目质量管理规定、技术标准和作业标准执行落地, 向国外优秀同行学习, 以质量控制标准WHS执行为工作主线。全面推行WHS、施工作业指导书、监理典型表式等作业标准应用, 实现基建工程全覆盖、全执行。组织各参建单位 (建设、监理、施工、设计等) 分别抓一批WHS、施工作业指导书、监理典型表式等作业标准示范工程建设, 开展WHS、施工作业指导书、监理典型表式执行检查、评价和总结。
第五, 优化工程项目造价管理, 加大工程结算力度, 提高工程效益。继续落实工程造价控制工作, 确保基建工程造价降低, 按要求上报造价控制月度报表, 召开月度造价控制会议, 配合开展造价工作专项检查, 开展工程造价控制分级考核, 工程造价控制工作总结及考核结果公布。
第六, 严格控制进度管理, 做好工程项目进度计划, 抓好重点工程项目的进度控制。要求各建设单位严格执行指导工期, 严格按照基建工程里程碑进度计划控制工程进度, 定期召开进度协调会, 修编公司基建工程里程碑进度计划。抓好重点工程建设, 每双周召开工程协调会, 每周上报工程进度报表, 确保按时投产, 要求建设单位每半月上报各项重点工程进度报表。
国内电网实时数据集成应用综述 篇4
随着电力系统不断发展,国内电网建立了多个实时或者非实时的监视、控制和管理系统。这些实时或者非实时系统对电网安全生产、经营和管理起到了不可替代的作用。但已建成的相关应用系统,多为不同时期分别进行建设或由不同专业负责建设的,由于缺少总体设计和统一规范,造成系统间数据流向不合理、通信接口复杂;各应用系统数据、网络模型参数得不到共享,增加了系统参数和数据维护的难度,制约了信息化水平的进一步提高。各系统之间相对孤立,信息的可见性和数据的可用性较弱,信息传递的容量、效率无法得到保证,存在“信息断层”。随着系统间数据共享需求的不断增加,有必要建立一个统一的实时数据应用集成平台,充分发挥企业实时数据资源的作用。江苏、浙江、上海、山东等地都已经陆续开始了电网实时数据集成应用方面的研究与实践。现从集成应用的范围、规范化及关键技术等方面总结和分析国内各地的电网实时数据应用现状,总结出该研究领域的新思路和新进展。
1 应用集成的范围从调度级向企业级发展
1.1 国网公司发布调度系统数据整合指导方案
调度EMS各子系统的信息共享以及EMS与其他系统的信息交换成为实时数据集成应用的起点。
随着越来越多的实时或准实时应用系统的开发和投用以及安全分区的实施,传统的点到点的网状数据交换手段形成了更加复杂的环境,通过私有接口模式实现点对点方式的数据交换已逐渐被数据中心的理念取代。
国家电网公司在电力二次系统安全防护框架的基础上,研究分析调度机构现有各应用系统的特点,并在考虑数据整合工作实施和今后系统应用发展的基础上,提出了省级以上调度系统数据整合的总体方案,逐步建设适用于安全区Ⅰ、安全区Ⅱ各应用系统的生产控制数据平台以及适用于管理信息大区应用的调度生产数据平台,2大平台协同工作[1]。
各级调度机构已经逐步开展了集数据、模型、图形等为一体的调度综合数据平台的研究和建设[2,3,4]。表1分别描述了南方电网、浙江、江西等地的综合数据平台的应用情况。
1.2 集成实时数据和管理信息的公司级数据中心逐渐出现
调度数据中心解决了调度自动化系统的数据规划和整合,实现了调度自动化系统间的协同。然而它还不能满足其他专业和企业级的生产和管理需求,因此逐渐出现了企业级数据平台的概念。
山东电力2007年从弥补生产自动化监控系统和管理信息系统之间的“信息断层”以及满足“企业级”数据分析和应用的需要,设计了“企业级”的生产实时数据平台,以实现生产实时信息安全交换和共享。生产实时数据平台在满足安全生产和稳定运行的同时,更好地服务于电网经济运行和企业经营。
上海电力公司从面向电网整体的生产管理角度出发,为解决设备与电网网架脱节、设备运维信息与电网运行信息脱节的状况,在实时监控、输配电管理、电力营销等业务系统之上,以IEC61970和IEC61968的公共信息模型(CIM)为基础,建立了全电压等级一体化电网模型,实现了电网设备参数、电网网络拓扑、地理信息、用户信息、实时信息等一体化支撑平台。上海企业级数据中心立足于公司整体,成为整个电网不同系统间的“桥梁”和“纽带”,各类信息在企业范围内达到共享[5]。
由上述案例可以看出,公司级数据中心,立足于公司整体,数据不仅来源于调度系统,还来源于其他部门、其他专业的相关系统;而且数据中心服务于企业整体,各类信息在企业范围内共享。
1.3 调度级和公司级数据中心的协同工作
虽然调度级数据中心与公司级数据中心分别处于2个不同安全区域、为不同用户群提供服务,但2个中心(或平台)密切关联,共同搭建了生产自动化监控系统和管理信息系统之间的桥梁。
在国网公司的调度系统数据整合总体方案中,不仅明确了建立适用于安全区Ⅰ、安全区Ⅱ各系统应用的生产控制数据平台以及适用于管理信息大区(Ⅲ)应用的调度生产数据平台,同时还提出了公司综合信息集成平台,并明确了调度生产数据平台向公司综合信息集成平台传送电网运行和调度生产管理相关信息的数据流向。
2 应用集成和数据集成范围
依据已查阅的文献资料,集成应用的范围或数据集成范围有如下3种代表案例。
a.上海电力从面向电网整体的生产管理角度,集成调度运行管理、设备运行管理和营销管理,形成了包括网络拓扑、设备参数、实时数据、地理信息、资产信息等内容的数据中心。
b.中国电科院从提高电网计算分析的角度,提出了在线与离线数据的整合。
c.南方电网为了满足全局协调控制和在线安全稳定分析的需要,实现了各省调和总调的电网模型和图形的整合。
总结上述案例,从应用角度集成范围归纳如图1所示,从信息类型的角度可用图2描述。
各种不同的案例只是对同一范畴的对象集,从不同出发点、以大小不同的视角、从不同切入点,开始电力信息集成之路。
3 集成应用的规范化、标准化
3.1 调度综合数据平台普遍遵循IEC61970的相关标准[7,8]
IEC61970在调度数据共享中的应用可分为横向和纵向2个方面。横向共享是指本地调度中心内各应用系统之间的数据共享。纵向共享是指不同级调度机构自动化系统之间的数据共享。
浙江金华地调实现了基于IEC61970-CIM/CIS的电网数据异构平台[3]。该平台的数据源自EMS系统,实现了CIM数据库、接口服务程序、GDA服务、基于XML的CIM导入/导出工具和基于CORBA的企业集成总线,为地理信息系统、管理信息系统、电量计费系统和配电管理系统等应用功能提供了标准的电网模型、参数、实时数据和状态估计结果等访问服务。
华东电网建立了基于IEC61970的电网计算、设备模型的调度实时信息管理系统,采用CIM/XML模型文件交换和模型合并等技术,实现了上、下级调度自动化系统间信息资源的共享和分责分级维护[6]。
南方电网为了满足全局协调控制和在线安全稳定分析的需要,基于IEC61970标准,各省调与总调间通过定期传送实时数据断面以及在电网模型或图形发生变化时传输CIM以及与CIM相配套的SVG图形文件,形成全网CIM和SVG图形,为南网新EMS、网省协调AVC、在线预决策、安全预警等其他应用系统提供完整的在线模型[7]。
3.2 公司级综合应用中也已有IEC61970的应用案例
上海电力一体化电网平台以IEC61970和IEC61968的CIM为基础结合管理实践进行扩充,建立了全电压等级一体化电网模型,实现了电网设备数据、电网网络拓扑、地理信息、用户信息、实时信息等的一体化支撑,为各种电压等级设备管理和业务流程的沟通打下了模型基础。
3.3 CIM/CIS的不同应用深度[9,10,11,12]
根据已查阅的文献,在所有调度级综合数据平台和企业级综合数据平台中,都强调遵从CIM/CIS标准。但遵从CIM并不意味着支持CIM的所有方面,也不意味着数据库的结构与CIM的类图完全一致。由于应用背景不同等因素,CIM/CIS有着不同深度的应用。
3.3.1 仅在数据交换时遵循CIM/CIS
有案例只在各应用组件的接口级上遵循CIM,即公用接口的数据表示符合CIM的语义、词法、关系3个方面的要求。
杭州电力局在信息集成的初始阶段,基于CORBA与XML技术,应用CIM对DF8002 SCADA系统进行包装,使之成为遵循IEC61970 Part 4 CIS的GDA和HSDA服务器,所提供的数据采用CIM数据模式。通过此方式为其他系统提供了CIM/XML电网模型、CIM/SVG图形、GDA/HSDA服务,解决了数据一致性问题,使企业各部门、各业务使用的数据保持了统一性、完整性、可靠性。
在集成应用初期或应用系统对外信息共享需求较少时,采用此种方式。此种方式简单快捷,但不同类型数据间关联的实现相对复杂。
3.3.2 按CIM存储数据
对CIM/CIS的深入应用是不仅在接口层面,而且在数据存储层面基于CIM标准。这种应用涉及到CIM建模和模型扩展。一般在领域CIM建模和模型扩展相对成熟的情况下按CIM存储数据。目前新建的调度数据平台一般都按CIM存储数据。
河南电力公司借鉴了CIM,对电力综合数据平台的数据流进行了规划。首先,把握CIM中各类之间的关系,了解重要类的各个属性,列出现有系统中与CIM实体的属性相对应的参数,对CIM中没有而项目中所需要的实体或者属性,根据实际需要,在CIM中进行建模或扩展。
西北电网的调度数据平台系统从EMS系统将电网模型、参数数据按照CIM格式导出,电网模型和部分运行信息按IEC61970 CIM方式存储。
南京地调基于CIM和IEC61970系列标准设计出输电网模型,并扩充IEC61970 CIM使之能够表达配电网模型,定义电网运行数据XML交换格式。
3.4 CIM建模研究情况
根据文献资料,2006年起清华大学、浙江大学以及浙江电力公司已开展多个领域的建模研究。
文献[13]在对现有AVC系统进行详细分析的基础上,抽象出电压控制器的概念,利用递归组合的方法描述分级电压控制的层次结构,通过继承和关联的方式将电压控制器模型与CIM中现有的模型相结合,充分利用其中已有的信息,完成对AVC系统CIM的详细设计。
在电力系统中,一些重要设备的附属设备较多,而CIM中模型不可能全面地反映这些附属设备的模型。如在发电机设备中有励磁机、电力系统稳定器(PSS)、原动机调速器等附属设备,这些附属设备无论在实际运行中还是在系统的仿真计算中,都有重要的作用。
文献[14]在对励磁系统进行详细分析的基础上,抽象出励磁系统的模型,通过继承和关联的方式将励磁系统模型与CIM中现有的模型相结合,充分利用CIM中已有的信息,完成了基于CIM的励磁系统详细建模。
文献[15]在继承CIM中原有开关类模型的基础上,对配电系统中的重合器、分段器、开闭所、环网柜及分布式电源建立了CIM,扩展了CIM在配电系统中的应用。
4 集成应用的关键技术
调度级数据中心、公司级数据中心虽然数据来源、服务对象不同,但2个数据中心的核心技术基本相同。相关技术的实现方案趋于成熟。
4.1 架构
尽管当前的数据中心架构形式多样,但其核心技术是基本相同的;其主要模块也是相似的,如:基于组件技术(如CORBA)的集成总线、基于CIM的数据模型、基于CIS的接口、基于SVG的图形导入导出、基于CIM/XML的电网模型拼接等。
4.2 组件技术
目前,主流对象中间件技术标准有OMG公司的CORBA、Microsoft的COM/DCOM、Sun公司的EJB等。3种技术的核心思想都有一定的共通之处,彼此具有相当的兼容性。
其中,CORBA适合于分布式对象环境,具有平台、位置和语言的无关性,而且其功能完整性、发展成熟性也是最好的[16]。目前浙江杭州、江苏南京、江西、山西都有CORBA技术应用的成功案例。从上述成功案例中,可以得出这样一个结论:只要选择合适的组件粒度和高效的CORBA中间件产品,CORBA完全能够满足调度自动化集成系统的性能要求;而调度自动化集成系统可把CORBA作为整个系统的集成框架,合理发挥CORBA的各种强大功能和服务,从核心上保证IEC61970标准的实施。
4.3 数据模型
电网运行数据中心不仅要考虑电网实时数据、电网参数数据、网络拓扑数据、发电和负荷数据、机组自动控制系统数据以及系统统计分析结果,而且对海量各类数据的存储、提取需要规范统一的、可扩展的数据模型。CIM定义了电力系统模型的层次结构,为应用间共享的信息提供一个公共的语言。
4.4 全电网模型
我国电网的运行和管理具有典型的分层分区的特点,因此基于CIM形成全电网模型是实现信息共享和集成的基础。全电网模型的建立将使得各应用系统可以以标准接口的方式获取任意电压等级范围内的电网模型、拓扑和设备参数。技术处理上涉及电网模型的拆分与拼接以及模型的导出。
4.4.1 模型的拆分与拼接
电力系统模型的拆分用于只对整个系统的部分地区或某电压等级以上的系统进行分析研究。可以根据电压等级或区域进行拆分。
全电网模型的建立实际上就是完成模型的拼接过程,基于IEC 61970规范的CIM/XML模型导入功能是模型拼接的基础,而模型拼接的关键前提是保持边界模型的设备命名一致。
为了最大限度地不影响EMS、DMS以及涉及到的其他自动化系统,可以采用指定边界设备定义的方法来实现模型拼接。各个系统均导出全模型,在综合数据平台上进行拼接的时候首先根据事先设定好的边界设备进行拓扑分析,将那些在边界范围之外的设备全部舍弃,从而得到只包括某区域范围内部以及相应边界设备的模型,再根据边界设备名称一致的特点来进行模型拼接,最终得到全网的大模型。
4.4.2 电网模型的导出
由于XML是独立于任何体系结构、独立于任何语言的数据格式,其中立性非常适合应用于系统集成中的信息交换。将SCADA电网模型导出为CIM XML/RDF格式,方便不同应用、不同系统间的数据交换。
根据不同需要,电网模型按照全网模型、拆分模型、增量模型3种方式导出。
4.4.3 案例
南方电网基于CIM实现电网全局模型,一旦省调EMS电网模型发生变化,CIM/XML导出模块导出CIM,包括电网结构、参数和量测映射关系,一旦省调EMS图形文件发生变化,SVG图形导出模块导出与CIM相配套的SVG图形文件,全面实现基于CIM的电网模型的拼接。
4.5 图形导入、导出
SCADA系统的应用只有将数据和图形结合起来才具有一定的意义,需要在已有系统上提供相应的图形导出模块,同时综合数据平台则利用图形导入模块实现对图形的接收。
SVG是由W3C开发的一种开放标准的文本式矢量图形描述语言,SVG图形交换和CIM/XML文件一起使用能正确识别和表达图形上的设备和动态数据点。数据中心的图形的导入、导出目前基本上都是基于SVG技术[17]。
SVG图形导入、导出过程具体实现如下:
a.图形文件的接收方负责将图形文件转换到自己的图形环境中,接收方根据图形文件提供的关键信息(如设备类型、地点、旋转等)用自己的绘图包来画出图形;
b.底层的CIM数据库与图形表现一致,连接关系已保存在底层的CIM数据库中,因此不需要交换;
c.菜单往往针对特定应用,因此菜单不作为图形的一部分交换;
d.交换是分层次的,例如大视图、连接关系、动态对象、注释/符号以及减少混乱的方法。
4.6 数据对外接口技术
数据对外接口经历了从专用的API到CIM/CIS。
CIS包含2个层次,Part 4XX CIS规范是与具体实现技术无关的规范,这个层次主要提出“如何交换”和“交换什么”,Part 5XX提供如何将Part 4XX CIS规范映射到特定的底层实现技术。目前,2个层次都尚未完善,各类具体技术映射(如CORBA映射、EJB映射等)标准尚未形成[18]。
为了方便将来开发新应用,并使以前投入运行但仍有效工作的系统向外提供标准服务,需要对已有系统进行包装,使之提供符合IEC61970的接口,包括GDA、HSDA等。第三方用户可使用这些标准接口灵活地开发新应用,或者使用这些服务进行消息传递,实现RPC形式的数据交换。可采用CORBA实现GDA、HSDA服务器。CORBA的使用允许应用构件在可执行级上互操作。
清华大学应用软件的对外接口就实现了从专用API接口到IEC61970-CIM/CIS标准的过程。
基于专用API,清华大学应用软件已在我国60多家地区级以上电网调度中心运行。这是一种1对N的接口模式,如图3所示。
2003年后,清华大学采用了IEC61970-CIM/CIS标准进行接口,图4为新的接口模式示意图。
在这种新模式下,接口采用标准的软总线方式,无需对每个厂家做私有接口,开放性好。目前基于这种标准接口模式,清华大学的应用软件在江苏省调、广东省调和金华地调等调度中心都得到了成功应用。
5 结论
分析已查阅的文献和应用案例,电力信息集成应用的发展趋势有3大特点:全电网、两中心协同以及遵循CIM/CIS标准。
a.“全电网”总结于集成应用的横向、纵向的数据来源和使用范围。电力信息集成应用由面向调度员、操作员的调度数据中心,发展为面向整个公司,服务于调度、营销、生产、发策、基建等不同部门的需求的公司级数据中心。全电网数据中心的数据不仅仅包含生产实时数据,还包含电网模型、图形、地理信息以及各类管理信息,同时在全电网数据中心建立起生产自动化监控系统和管理信息系统之间的桥梁。我国电网的运行和管理具有典型的分层分区的特点,上下级调度运行数据的整合已成为必需。
b.调度级数据中心与公司级数据中心分别处在2个不同的安全区域,面向不同用户,公司级数据中心中的调度系统的数据应该由调度级数据中心传递的,保证了相同数据的一致性。2个数据中心之间不可替代。
国内智能电网产品标准化建设介绍 篇5
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
国内外电网 篇6
HD公司是一家特大型国有独资企业, 负责经营管理华东区域电网, 承担电力力调度、市场交易、战略规划、资本运营、科技开发、市场营销等经营管理活动, 公司经营区域覆盖上海、江苏、浙江、安徽、福建等华东四省一市。HD公司SWOT分析见附图。
1 优势分析
1.1 电网坚强
HD电网地处我国经济最发达的地区, 通过多年的努力HD电网长三角核心网架形成了500k V跨省市环网, 满足了区域内电力输送、交换和各地区用电需求。在上级同业对标12项电网运行指标中, HD公司有9项排名区域电网公司第一。
1.2 资产优良
HD公司具有较好和稳健的盈利能力。2007年, 实现主营业务收入308亿元, 利润总额10.1亿元, 实现净资产收益率达到8.45%。HD公司的资产均集中 (分布) 在电网主营业务 (电网、调度、电力通信、水电等) , 完全符合国务院国资委对中央企业投资和资产管理的相关要求, 抗风险能力强。
1.3 服务优质
HD公司注重服务于发电企业、各级政府和省市电力公司, 率先建成区域电网电力交易大厅;2008年初抗冰抢险任务的圆满完成, 突出体现了团结治网的主动性、敏锐性和责任感。
1.4 自然垄断行业优势
HD公司经营的业务是主要电网业务, 其盈利模式是通过电力交换、电力输送获取“过网费”, 具有网络经济特征的自然垄断。HD电网所服务的四省一市, 能源资源禀赋严重不均, 除了安徽 (两淮) 、江苏北部徐州产煤外以及福建、浙江的水电资源外, 上海、苏南、浙江和福建大部均没有一次能源, 因此需要大量能源通过HD电网主网架, 由电源向各负荷中心输送, HD经营优势明显。
1.5 电力人才行业优势
HD公司对人才有较高的吸引力, 员工整体素质较高。HD公司拥有享受政府特殊津贴的人员1人, 省部级 (SG公司) 优秀专业管理专家、工程技术专家、生产技能专家各2人。
2 竞争劣势
2.1 国有企业遗留旧有机制和理念
HD公司前身是政府大区电力行业主管部门, 集“管电”、“办电”与一身, 直接拥有从发电、输电、配电、售电、计划用电等完整电力产业链, HD公司存续时间长, 国有企业传统计划机制, 以及对员工的长期熏陶, 构成了HD公司最重要的内部威胁, 也是HD公司适应市场经济要求的最大障碍之一。
2.2 长期垄断经营
电力行业的长期垄断经营, 酿成了企业在经营、发展、创新等诸多工作上的“惰性”。HD公司在经营业务上, 没有直接的市场竞争者, 即使在“网厂分开、竞价上网”电力改革后, 电网业务仍然属于自然垄断经营, 因此HD公司没有直接面临市场和竞争的压力。
3 机会
3.1 改革
随着电力改革不断深化, 以“政企分开”、“网厂分开”、“竞价上网”为主要内容的电力改革不断深化。2002年, HD公司也由前身的HD区域电管局 (中央部委派出机构) , 调整改制成为国有全资控股企业。改革后, 有效激发了HD公司作为企业的优势和活力, 为所在地区经济和社会发展做出更大的贡献。
3.2 经济发展带动电力需求持续增长
2008年9月7日, 国务院在《国务院关于进一步推进长江三角洲地区改革开放和经济社会发展的指导意见》中明确指出, 建设“中国综合实力最强的区域”的经济功能定位, 必将促进“中国第一区域经济板块”和“世界第六大城市群”作为国家经济核心区域经济持续快速增长, 并带动电力需求持续增长。
3.3 电价改革的深化和输电电价出台。
2003年, 国务院办公厅印发了《电价改革方案》 (国办发[2003]62号文件) , 明确了电价改革的目标、原则和实施步骤。《方案》明确提出“将电价划分为上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价”的电价划分原则, 方案同时还指出, “输配电价由政府价格主管部门按‘合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担’原则制定, 并逐步实现政府定价的规范化、科学化”。上述规定意味着HD公司主营输电业务将逐步建立国家审批和监管的独立输电电价, 有力于HD公司形成良性发展的自我约束发展机制。
3.4 电力市场建设和“节能调度的实施”
“打破垄断、竞价上网”的电力市场化改革, 给HD公司发展创造了良好的机遇。HD公司参与了“HD区域电力市场”的组建、支持系统建设、竞价上网 (使运转) 等具体工作, 体现了HD公司在未来电力市场中, 作为市场交易中心、调度指挥中心和输电商的新的使命和价值。
为了推进在发电侧的节能减排, 2007年8月2日, 国务院办公厅印发了《节能发电调度办法 (试行) 的通知》 (国办发[2007]53号) , 明确HD公司作为区域电力调度机构在职责和作用。新的制度实施, 有利于低效小火电机组加快关停, 优化电力工业结构和布局, 同时也将促进HD区域内水电、核电、可再生能源发电以及坑口、港口、路口大容量“一高三低” (高参数、低污染、低排放、低煤耗) 机组的载荷提升、效率提高, 实现电力工业和整个社会的减排。
4 威胁与挑战
4.1 服务经济社会发展的更高要求
电力是国民经济发展的先行官, HD公司承担着满足经济社会快速增长的电力需求, 根据HD公司预计, 到2010年, HD电网全社会用电量将达9232亿千瓦时, 年均增长8.9%;最大负荷15860万千瓦, 年均增长11.1%, 届时, HD电网规模将跃居世界第一 (国家内区域同步电网) 。服务经济社会可持续发展的责任。发挥电网优化能源资源配置功能, 支撑四省一市经济和社会可持续发展, 是HD公司发展必须面对的重大战略课题。
4.2 满足大型电网安全稳定新要求
电力的特点决定了电网安全的瞬时性、系统性、复杂性和后果的极端严重性, 近年来, 国外连续发生美加大停电、欧洲大停电等大面积停电事故, 对当地经济社会造成了严重影响, 确保大电网安全稳定运行是全世界共性的难题。HD地区自然灾害频发和电力设施外力破坏影响电网安全。HD电网运行中存在着系统短路电流超标、部分地区电网电压稳定、多通道直流失却等问题;对电网安全稳定运行提出了新的挑战。
4.3 新能源和替代能源技术的发展
国内外电网 篇7
关键词：智能电网,分布式发电,电网规划
1 前言
现代社会对电力系统提出了新的任务:要求电网更高效、更洁净、零排量。智能电网能够满足这样的要求, 它能满足用户对电力的需求, 能优化资源配置, 更好提高电力系统的可靠性和经济性, 同时能满足保证电能质量和环保约束, 适应新形式下电力市场化发展等任务。智能电网日益成为现代电力系统规划的主流。
2 智能电网的概念
智能电网在我国又称“坚强-智慧电网”。它是以包括各种发电设备、输配电网络、用电设备和储能设备的物理电网为基础, 将现代先进的传感测量技术、网络技术、通讯技术、计算技术、自动化与智能控制技术等与物理电网高度集成而形成的新型电网, 它能够实现可观测 (能够监测电网所有设备的状态) 、可控制 (能够控制电网所有设备的状态) 、完全自动化 (可自适应并实现自愈) 和系统综合优化平衡 (发电、输配电和用电之间的优化平衡) , 从而使电力系统更加清洁、高效、安全、可靠。
3 智能电网的关键技术
3.1 发电、输入配电与储能技术
在电能生产、输配、使用等这几个重要过程中, 电能生产环节是整个电力系统中减少污染排量最主要的一步, 智能电网更多地采用无污染可再生的风电、水电等多种新能源进行分布式发电。分布式发电技术生物质能发电技术、有风力发电技术和地热发电技术等。输配电技术发展流方向是特高压输电技术和高温超导输电技术, 特高压输电技术可以实现大功率、长距离输送电能, 极大地提高了电网输电能力, 同时可实现远距离各大电网互相联接。
高温超导输电技术主要包括高温超导电缆的结构与输电方式和超导电气设备等, 是智能电网的输配电发展方向, 随着高温超导体材料技术的进步, 这种新的输电技术比传统输电技术有环境污染少、电能损耗小等优点。
分布式储能装置有飞轮储能、电池储能、压缩气体储能、抽水蓄能等, 超导储能等。智能电网更多使用新能源、洁净能源和可再生资源, 能极大地改善环境, 特别是减轻温室效应有积极作用, 同时缓解了我国传统能源分布不平衡问题, 所以该技术被广泛应用。
3.2 电网通信技术
智能电网的多种数据传递、保护和控制信号都需要大量信息流量, 需要创建高速、双向、集成、实时的通信系统, 是实现智能电网的基础。通信网络和电网一同分布到每家每户, 这样就形成了两个紧密联系的网络-电力网络和通信网络, 只有这样才能实现高速、双向、集成、实时的通信网络使智能电网成为一个动态的、实时信息和电力信息交换互动的大型公共基础设施。当这样的通信网络建成后, 它可以提高电网的供电可靠性和资产利用率, 繁荣电力市场, 抵御电网受到的各种攻击, 从而提高电网稳定性。这样的通信系统是迈向智能电网的关键之一。
3.3 固态表针量测技术
智能电网不再使用现有电网中的读取系统及其电磁表计, 取代它们的是可以使用户与电力生产单位之间进行双向通信的智能固态表计系统。基于微处理器的智能表计系统有更丰富的功能, 如可以计量每天不同时段电能的使用量和电费, 还可储存电力部门下达的高峰电力价格信息及电费费率, 并通知用户实施何种费率政策。更先进的功能有用户根据费率政策, 编制优质的用电计划, 自动控制用户内部电力使用的策略。
电力参数量测技术是智能电网中最基础的组成部件, 高级的电力参数量测技术获得数据并将其转换成数据信息流, 以供智能电网的各个系统调用。根据各种数据信息评估电网设备的健康状况和电网的发展趋势, 进行智能固态表计系统的读取、防止窃电、缓减电网阻塞以及与用户及时沟通。
4 智能电网在电力系统规划中的发展前景
4.1 当前电网规划存在的问题
我国存在着电源与电网发展不协调、不平衡的问题。我国各大电网互联输电能力不完善, 电网之间的互济与跨电网补偿能力还有待优化改进。由于各种因素, 目前我国要实现大容量、远距离输送电能还较难满足需求。所以国内电力系统的电网规划很重要。
4.2 智能电网在电力系统规划中的优势
智能电网的显著优点是能够利用洁净的、新型的、可再生的资源进行间歇性发电, 实现保护环境、减少资源损耗, 对于当今时代所提倡的发展低碳经济, 建设美丽中国有积极作用, 符合可持续发展。智能电网实现智能化、优化调度, 进行有效管理, 用最低的成本提供符合期望的功能。在未来电网的发展中, 有望实现智能电网与电信网络、电视网络的深度融合, 具有美好的发展前景。
智能电网对国内电力系统的规划提供了新的思路, 电网规划需要更加注重电网的动态运行特点, 电网规划需要注重用户侧的特性, 电网规划需要更加注重资源战略计划的发展。
4.3 我国智能电网规划应用
驱动我国发展智能电网的主要因素是国民经济的持续快速发展, 而我国能源分布不平衡, 火电、水电、风能等能源基地与负荷中心相距甚远, 这就使得我国以特高压电网为骨干网架、各电压等级电网协调发展的坚强电网建设成为发展智能电网的物质基础。智能电网规划在输电领域多项研究应用已达到国际先进水平, 在配用电领域, 智能化应用研究也正在积极探索。明确提出:以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础, 利用先进的通信、信息和控制技术, 构建以信息化、自动化、数字化、互动化为特征的国际领先、自主创新、中国特色的坚强智能电网;通过电力流、信息流、业务流的高度一体化融合, 实现多元化电源和不同特征电力用户的灵活接入和方便使用, 极大提高电网的资源优化配置能力, 大幅提升电网的服务能力, 带动电力行业及其他产业的技术升级, 满足我国经济社会全面、协调、可持续发展要求。
5 结束语
智能电网是电网规划发展中一种新前景, 建设中国特色的坚强-智慧电网, 规划中国新型的智能电网发展战略, 是我国当前电网规划的奋斗目标, 也是发展前景。
参考文献
[1]蔡丹君, 胡婧.智能电网的三个关键词[J].国家电网, 2009, (9) :42-43.
[2]赵志芳.现阶段我国输配电价总水平管制模式探究[J].华东电力, 2011年05期.