电能计费

电能计费（通用4篇）

电能计费 篇1

电力的经济效益主要通过电能计费实施。在电力企业的经营管理过程中,提高电能计量的准确性和电能计费的公正性、合理性,是提高电力企业经济效益的有效途径。要想做好电力系统中电能计量和电能计费工作,需要提高电力企业的经营管理水平,加大资金投入,应用科学的技术和方法,从而避免电力企业的损失,促进电力企业的发展。

1 有功电能的计量

我国电力系统的发展,促进了电子技术的提高。随着各种用电设备的增加,电网中的非线性负荷也日益增多。这些非线性负荷,会在电网中产生谐波电流,导致电压和电流发生畸形变化。电网的谐波污染,会对附加的谐波电能造成一定的损耗。计算谐波电能,需要进行有功电能的计量。

有功电能在一定的时间内,可以用W=P×t表示,P代表平均的有功功率,t代表的是有功功率的计量时间。求这段时间内的有功电能,可以利用这个公式,通过对这段时间内的有功功率平均值的计算来实现。在三相四线制对称的电力系统中,如果电路中存在谐波,那么电路中平均功率和功率交流量的总和就是电力的瞬时功率。电力瞬时功率中一周期的平均值,被称为电力的有功功率。因此,可以用上述方法求出电力的瞬时功率,再求电力的有功功率。保证电力直流分量的无衰减通过,可以利用低通滤波器消除瞬时功率中的谐波。

2 电能计量误差的分析

全数字式的电能表功能检测,一般情况下,对前置低通滤波器的使用都是在电力的检测通道中,根据实际的电能计量需要进行截止频率的设置。虽然在电力中使用前置低通滤波器可以有效的消除电力谐波,但是,在进行电能计量的时候会产生一定的影响,出现计量误差。电能计量中出现误差的原因,主要有以下几方面。

2.1 具有不可估计性

有功电能的产生,需要一定的条件。例如,电压和电流必须保证相同的频率。因为这个特定的条件,在有功电能的计量过程中,使用前置低通滤波器滤除高频分量的时候,可能会造成部分有用信息的损失。但是,在不同的电路中,存在不同的高频分量,所以,高频分量是不确定的。在进行电能的计量过程中,产生的计量误差,具有不可估计性。

2.2 功率因素角的改变

在电路中使用前置滤波器虽然消除了电能中的谐波,但是会对电力系统中不同的频率信号造成一定的影响,致使不同相移的产生,进而导致功率因素角的改变,造成电能的计量出现误差。综合这些观点可知,电能中产生计量误差的主要原因就是前置滤波器。下面分析前置滤波器对电能计量造成的影响。

2.2.1 理想状态下的影响

当电路中的前置滤波器处于理想工作状态时,通常情况下,电压的有效值是1,电流的有效值和电压的有效值相同,存在阻性负载。这个时候,需要用到前置滤波器,属于两阶的巴特沃思模拟滤波器,拥有1 000 Hz的截止频率。当实际的电能有功功率值达到3的时候,计量会出现误差。电能的计量积分,因为滤波器的动态响应,在一定的时间内,会出现相位延时的问题。如果要对电能计量的实时性进行考虑,需要在数据处理模块中进行延时误差的补偿。不同的相移由不同的谐波造成,可以直接利用基波下的方法处理。

2.2.2 含有高次谐波情况下的影响

在电力系统运行过程中,存在高次谐波的时候,电压和电流包含相同的50 Hz和2 800 Hz的频率成分。50 Hz和2 800 Hz的有效值不同,分别为1和0.1。在计算的过程中,应用同样的取向位进行。在含有高次谐波的电能计量过程中,同样应用1 000 Hz截止频率的两阶巴特沃思模拟滤波器。电能计量的误差随着高次谐波的频率会发生一定的变化。例如,高次谐波的频率和前置滤波器的截止频率值的差异越小,计量的误差就越大,而且高次谐波的占有率也会影响到电能计量的误差值,两者成正比关系。所以,在进行电能计量的过程中,应该重视高次谐波的影响,保证截止频率的合理设置。

2.3 滤波器的选择

可以在电力系统中运行的滤波器有很多种,选择合适的滤波器消除电力中的谐波,可以有效地避免前置滤波器造成的计量误差问题。瞬时功率包括电力系统中的直流分量,在理想的电力运行状态中,直流分量的值为0。直流分量,从某种特定的程度上说,也是电力系统的有功功率。通常情况下,求电力的有功功率,有以下方法:①通过低通滤波器,进行电能有功功率的计量。一般情况下,电能的交流分量,150 Hz是最小频率,所以在进行低通滤波器的选择时,要保证低通滤波器的截止频率不超过150Hz。②利用平均滤波器,保证电力谐波的滤除。根据低通滤波器和平均滤波器之间的比较,发现平均滤波器中的瞬时功率相对来说比较稳定,所以在电能的计量过程中,可以应用平均滤波器减少计量误差。

3 电能计量误差和计费的探讨

目前,我国的电量计费是电力经济效益提高的主要问题。在电力企业的经济管理过程中,电量的计费应该包括基波有功功率的计量和谐波有功功率的计量。但是,目前我国的电量计费,缺少统一的谐波功率收费标准。所以,电量计费的主要设备——电表,它的计量功能很重要。在我国的供电系统中,目前主要应用感应式和电子式电能表两种计量装置。工作原理和工作结构的不同,对感应式电能表有较大的影响,限制了感应电能表发挥良好的工作性能。例如,在感应式电能表的运行过程中,必须保证电压和电流处于理想的运行状态。如果电力系统的非线性电气性能致使谐波产生,电能的计量总和就会产生误差。

保证电能计量的真实性和准确性,需要用科学的计量方法,选择合适的电能表种类记录用户实际的用电情况,进行统计和计量。在进行电量计费的过程中,应该选择合理的计费方法,保证电力企业的经济效益,保护用户的用电权益。例如,计费的时候,分开计算基波有功功率的电量和谐波有功功率的电量,结合电力企业的发展情况和用户实际的用电情况,制订不同的收费标准,保证电量计费的合理性。

电力企业的迅速发展,需要我们提高电力安全意识。在进行电能计量的过程中,对于电力系统中产生的谐波可以通过安全的滤波器进行消除,不能盲目地进行谐波抑制,妨碍电能计量工作的进行,影响电力系统的安全运行。在电量计费的过程中,计费人员要规范操作,防止电力安全事故的发生,保证电量的真实性和准确性。

4 结束语

电能的计量和电量的计费,是我国电力企业经济发展的一个重要考核标准。实现对电能的准确计量,才能保证电量计费的真实性。通过科学的方法,提高电能计量和电量计费的技术水平,有利于提高电力企业的经济效益,促进电力企业的发展。

摘要：随着社会主义经济制度的改革,我国的社会经济和国民生活水平都得到了很大的提高。经济的迅速发展和科学技术的进步,促进了我国电力的发展。电量需求的逐渐增加,需要加强对电能的计量误差和电能计费的管理。通过简述有功电能的计量,分析电能计量的误差,探讨电能计量误差和计费之间的关系。

关键词：电能计量,误差分析,电能计费,问题分析

参考文献

[1]周莉,刘开培.电能计量误差分析与电能计费问题的讨论[J].电工技术学报,2005,20(02):64-65.

[2]朱丽芬.电能计量误差分析与电能计费问题的讨论[J].科技论坛,2013,25(10):60-61.

电能计费 篇2

关键词：电能计量,误差分析,电能计费,问题分析

人民生活水平的提高电能的使用量增加,这样对于电力企业的管理方面带来难度。在电能的计费方面,在保障电能使用量的同时,不产生误差也是电力企业需要做的。在实际经营过程当中,提高电能计量的准确性,制定好合理的计量措施,将电能计量的误差降到最小。这样就需要电力企业的管理水平进一步的提升,将管理的大部分精力人力投入其中,这样才能减小因为电能计量产生的误差降到最小。有助于企业的良好发展,促进经济的发展。下面针对电能计量误差情况与电能计费问题进行讨论。

1 有功电能的计量

科技的飞速发展带动了电子产业的产生,在电力消耗的过程中正常消耗的电能叫做有功电能,而没有被消耗只是在电容或者电感中来回流动的电能叫无功电能。无功电能没有被消耗,会占用交流电源容量。比如感性负载(带电感或电容)实际消耗40瓦,那么电源实际提供就要大于40瓦。这样就会对电能的计量产生误差,所以进行有功电能的计量是非常必要的。

2 电能计量误差的分析

全数字形式的电能表在功能检测执行的过程中,实际上都是针对前置的低通滤波器加以应用,进而使用到是通道检测工作中,运行的原理是依据电能计量期间实际需要因素,针对频率进行截止设置。虽然就目前来说,电力本身在实际使用低通滤波器装置之后,能够将电力谐波完全消除掉,但是这必然会导致电能计量误差的出现。详细来说,电能计量过程中所表现出的误差现象,主要是由于以下几个方面因素:

2.1 具有不可估计性

有功电能的诞生必须要具备一定的条件因素。比如在电流、电压需要保证频率相同的情况下。那么就是由于该特定条件的因素,使得有功电能计量期间主要是通过前置形式的低通滤波器将高频的相关分量完全滤除,但是在在这期间就必然会使得部分环节的有用信息完全损失掉。同时,在不同形式的电路之中,也同样有着不同的高频分量存在,那么在这一基础之上,高频分量表现出的实际结果也就不是完全确定的。此外,在执行电能计量工作的过程中,所引发的一些计量误差,同样有着无法估计的特性。

2.2 功率因素角的改变

在电路中使用前置滤波器虽然消除了电能中的谐波,但是会对电力系统中不同的频率信号造成一定的影响,致使不同相移的产生,进而导致功率因素角的改变,造成电能的计量出现误差。综合这些观点可知,电能中产生计量误差的主要原因就是前置滤波器。下面分析前置滤波器对电能计量造成的影响。

3 理想状态下的影响

当电路中的前置滤波器处于理想工作状态时,通常情况下,电压的有效值是1,电流的有效值和电压的有效值相同,存在阻性负载。这个时候,需要用到前置滤波器,属于两阶的巴特沃思模拟滤波器,拥有1000Hz的截止频率。当实际的电能有功功率值达到3的时候,计量会出现误差。电能的计量积分,因为滤波器的动态响应,在一定的时间内,会出现相位延时的问题。如果要对电能计量的实时性进行考虑,需要在数据处理模块中进行延时误差的补偿。不同的相移由不同的谐波造成,可以直接利用基波下的方法处理。

3.1 含有高次谐波情况下的影响

在电力系统运行过程中,存在高次谐波的时候,电压和电流包含相同的50Hz和2800Hz的频率成分。50Hz和2800Hz的有效值不同,分别为1和0.1。在计算的过程中,应用同样的取向位进行。在含有高次谐波的电能计量过程中,同样应用1000Hz截止频率的两阶巴特沃思模拟滤波器。电能计量的误差随着高次谐波的频率会发生一定的变化。

3.2 滤波器的选择

可以在电力系统中运行的滤波器有很多种,选择合适的滤波器消除电力中的谐波,可以有效地避免前置滤波器造成的计量误差问题。直流分量,从某种特定的程度上说,也是电力系统的有功功率。通常情况下,求电力的有功功率,有以下方法:(1)通过低通滤波器,进行电能有功功率的计量。一般情况下,电能的交流分量,巧OHz是最小频率,所以在进行低通滤波器的选择时,要保证低通滤波器的截止频率不超过巧OHz。(2)利用平均滤波器,保证电力谐波的滤除。根据低通滤波器和平均滤波器之间的比较,发现平均滤波器中的瞬时功率相对来说比较稳定,所以在电能的计量过程中,可以应用平均滤波器减少计量误差。

3.3 电能计量误差和电力系统地关系

电能计量误差与电力系统对其影响,电力系统中有功电能的计算影响到电能误差的准确程度。电力系统只有做好基础工作才能有效避免电能误差的出现,通过电力系统进行有效的计算才能得到精准的电能数据。在电能的计算时也要考虑很多因素,家庭在使用电力时谐波导致的电能损耗等等。通过有功电能的计算公式得知,一段时间的平均功率,也要考虑谐波出现的特殊性和瞬时性,所以就算知道某一时间的瞬时功率,计算出这段时间的有效功率也会出现误差。

3.4 电能计量误差和计费的探讨

就目前情况来看,谐波的有功功率以及基波有功功率是影响电能计量的主要原因,电能计量工作要是根据电能在电网运输过程中的有功电能量来计算的。在工程中,谐波的影响会造成有功电能的误差,而且目前没有解决的措施将其避免。就目前情况来说,我国的电力发展还有待完善。对于谐波的计算和计费没有一个系统的标准,那么只能通过电能表来进行粗略计算这样就会使电能计费造成误差。在我国的供电系统中,普遍使用的就是电子式和感应式的计量装置。电能本身的计量没有的标准,要想达到一个统一的标准就需要将电能的计算和计费分开,用科学、严谨的测量方法进行测量和计算。需要电力公司投入大量的财力和专业人员,这样就提升了成本。虽然巨大的成本投入在短期内没有回报,但在长远角度看,利用科学而有效的计量方法,和结合用户的实际情况进行精确合理的计费方式。可以保证电力企业发展的长远进行。

结束语

社会的发展,电能应用的广泛,对于电能计量和电费计算的精准度是检测电力企业体系是否标准的因素。结合以上情况电能在流通过程中产生一定的误差是不可避免的,今后对于电力企业科技的发展,将电能计算上的失误降到最低,使电量计算更加精准。这样电力企业才能得到更好更快的发展,使中国的电力行业能够朝可持续发展的方向更近一步。

参考文献

[1],刘开培.电能计量误差分析与电能计费问题的讨论[J].电工技术学报,2005,20(2):64-65.

[2]朱丽芬.电能计量误差分析与电能计费问题的讨论[J].科技论坛,2013,25(10):60-61.

电能计费 篇3

1 电能计量采集及计费自动化系统设计总体目标

我国大部分电力系统一直都在延用“统一调度,分级管理”的模式,所以我国的电能计量采集以及计费自动化系统根据用电用户的不同也存在着差别,但是无论存在哪种差别,总体上讲,该系统的设计都应该满足以下要求 :电网各采集、计量、考核点电能量数据的采集、传输和存储 ; 电网重要关口电量准实时监测 ; 电网线损电量计算与变电站电量平衡分析 ; 双向通信 , 完成远程维护子站任务 ; 分费率、分时段电能量统计和结算及电力营业计费核算自动化。

2 电能计量采集及计费自动化系统设计要求

首先,提高系统的抗干扰能力,因为电能计量以及计费自动化系统既涉及到企业的利益,又涉及到用户的利益,因此在设计时,一定要提高其抗干扰的能力,进而降低计量误差,进而确保电能计量原始数据真实准确,没有遗漏,与此同时设计时,还应该满足技术规范要求 ;其次,提高系统的稳定可靠性,计费系统在正常运行期间,不能出现异常情况,否则供电与用电双方都会造成损失,系统设计结束之后,在没有相关部门的允可授权之下,不允许修改,否则极容易出现不适应运行环境的情况,进而造成采集与计费误差 ;再次,电力系统是一个动态系统,如果没有发生异常情况,一直都会处于发电、变电、输电等连续的状态中,电力产品与其他产品相比典型特点是生产与销售以及购买同时进行,这对要求在设计该系统时,计量点必须以统一,通常情况下,都会以标准时钟为标准,再此基础上,还需要设计网络对钟功能,为结算以及统计提供方便 ;最后,提高系统的灵活性能,采集与计量自动化系统在设计时一定要注重其灵活性,无论是采集、传输,还是数据保存都能够灵活运用,与此同时,还能够有效的支持不同种类不同厂家的抄表,除此之外,还能够适应不同厂家生产的不同种类的电表,另外,需要加入直接上传数据的功能,以便工作人员是更加迅速的读取数据。

3 电能计量采集及计费自动化系统配置设计原则

首先,在达到现实需求的基础上,需要考虑到未来的发展情况,尤其是在信息量方面会有所增加,因此在设计时,需要保留一定的冗余设计,以免随着日后的发展,还需要重新进行设计,增加设计成本,而且也造成了资源的浪费 ;其次,数据必须真实准确,保持一致,不能出现丢失数据的情况,尤其需要注意的是保证整个系统的安全,选择质量精良的配置设备,以此来保证其安全可靠 ;再次,根据现实需要开发更多功能,比如现实要求该系统应该满足标准化的要求,另外,还应该具有可操作、可扩展的功能,基于此,设计人员应该开发网络支持平台 ;最后,在设计时,需要考虑很多问题,而不能盲目的进行设计投资,比如需要考虑性能价格比情况,与此同时还应该考虑到原有用户的投资。

4 电能计量采集及计费自动化系统设计(如图 1)

4.1 业务工作站及数据库子系统

业务工作站要想完成指定的任务,需要与数据库子系统有机结合,从而完成原始数据的储存工作,除此之外,两者结合之后,还具有以下功能 :首先,设置参数并且对所需参数进行有效的维护,在这之前,还可以对各项参数进行分析与统计 ;其次,分析电量数据,数据采集工作结束之后,该系统会根据电力企业具体的运营情况来分析电量数据,并且给出相应的分析结果,通常情况下,分析结果都是以报表或者图形的方式存在。

4.2 前置机与网桥子系统

设计该系统的主要目的是实现数据通信,尤其是计费系统与电能采集系统之间的数据通信,除此之外,还能够实现主站系统与另外系统之间的数据通信,进而达到自动采集数据目标。另外,还具有支持多种通信方式的功能 , 包括PSTN电话网通信、无线通信、载波通信、DDN专线通信等 ; 支持多种规约 ; 目前 , 有采集装置能够达到的最小采集周期可达1m in。

4.3 图形工作站子系统

地理信息系统 (GIS) 应用到电力企业还是最近的事情 , 计费系统应当直观地向电力企业管理人员提示用户或计量点的具体位置 , 进行设备维护、故障处理、定期有针对性地巡查。图形管理子系统提供基于不同比例地图的电网接线图 , 计量设备安装信息 , 在相应的地理位置上显示各类统计、分析结果。

5 远程抄表终端系统

远程超标的终端系统类型比较多,每种类型的使用场合不同,通常情况下,该系统主要是应用在普通居民用户中以及制作工业中,该系统可以算作是计费系统的补充,对完善计费系统的功能有着积极的作用。在使用实践中,远程抄表终端系统与计费系统同时接入到主站系统中,这样不仅方便采集电能量,还有利于采集数据的输送。因为我国电网中现今使用的电能表类型比较多,再加之,变电站与用电用户之间的传输通道存在着差异,进而使传输质量也出现差异 ;此外,每个电能表抄收数据都具有各自的影响范围,在这种状态下,传统的电能表已经不能适应现代数据采集工作,所以加大力度研发出多功能的远程抄表终端意义重大。

6 结语

电能计费 篇4

华北电网跨越北京、天津、山西、内蒙古、河北和山东六省(自治区、直辖市),并分别与东北电网、华中电网实现大区互联。目前,华北电网的规模不断扩大,装机与负荷均超过100 GW,500 kV电网规模进一步扩大,“七横三纵”的骨干网架基本形成,为构建华北区域电力市场打下了良好的基础。随着电网规模的扩大和供电负荷的增加以及区域电网控制方式的变化,电网的网对网交易、点对网交易其交易主体和类型越加复杂。交易模式和规则的不断修改及完善,进一步要求电能量计量计费系统具有更强的开放性和灵活性。同时,华北电网兼有送端电网和受端电网的典型特征,其西电东送、北电南送、区域电网互联等因素交织影响华北电网500 kV网损。因此,需要建设一体化的电能量计量、计费、考核、网损、线损分析系统来满足华北区域电网运行以及区域电力市场管理的要求,适应电能量计量计费系统应用环境复杂、业务规则多变和信息发布的需要[1,2,3,4,5]。

1 系统技术框架

1.1 系统建设目标

电能量计量计费系统主要是完成电能数据的采集、处理、传输、存储等工作,然后根据相应的统计和结算模型,实现不同用户、不同时段、不同费率下电能统计与电费结算功能[4]。华北电网电能量计量计费系统的建设目标是以一体化的系统完成计量、计费、考核、网损分析、线损分析等业务功能,并利用集群、负载均衡等计算机技术,提升系统的可扩展性、数据处理以及辅助决策能力。

1.2 体系结构及主要组成部分功能

根据华北电网的实际运行情况和网络结构特点以及电能量计量计费软件的安装运行要求,给出系统的体系结构,如图1所示。

存储服务器由EMC公司的存储服务器和RAID5+1阵列构成,主要存储本系统所需的各种数据,包括从电能量采集终端中获取的电能表的各种数据和事件、用户工作站的报表数据和图形数据、应用服务器的统计和考核数据等。

数据库服务器是由2台高性能的惠普服务器构成的双机集群,并采用实时负载均衡的运行机制,主要处理存储服务器中存储的各种数据。惠普服务器与EMC存储服务器之间通过光纤通道冗余连接。应用服务器也是由2台高性能的惠普服务器构成的双机集群,采用实时负载均衡的运行机制,主要完成电能量计费系统所需的各种统计数据和计算数据,包括电能量日(月、年)统计、电能量日(月、年)计算量、各种报表数据、曲线数据和旁路代数据的处理,还包括各种数据源替代处理、多数据源校验等。

前置服务器目前是由3台高性能的惠普服务器构成的多机集群,采用实时负载均衡的运行机制,主要基于任务调度完成各种数据和事件的采集,包括电能数据和电能量事件,还完成主站终端的时间同步、断点数据追补、手工终端对时等功能。采用集中式任务调度方式,当一个服务器失效时,系统需要把其负责的采集任务转移分配到其他服务器上[6]。

电能量采集终端主要从各种电能表中获取各种数据和事件,包括正反向有功无功底码负荷曲线、正反向有功无功增量负荷曲线、正反向有功无功零点底码、电能表的表计事件等。Ⅲ区系统主要由镜像数据库服务器和通信服务器组成,其中镜像数据库服务器通过物理隔离设备从Ⅱ区获取各种本系统所需的同步数据,通信服务器完成数据向地调子站的数据转发管理。

2 系统核心技术

2.1 电能量数据传输协议

《华北电网电能累计量传输规约应用规范》基于IEC 60870-5-102配套标准(以下简称102标准),结合华北电网实际需求,对102标准的数据定义和通信过程、对时、终端表计事件作了进一步的补充和规范。《华北电网电能累计量传输规约应用规范》作为华北电网电能量计量计费系统电能量传输通信协议,规范了电能量信息的状态量、事件量、模拟量、数字量以及对时命令信息的传输。

102标准中定义了监视方向的过程信息,在华北电网中主要用带时标的单点信息、记账(计费)电能累计量(每个量为4个8位位组)、周期复位记账(计费)电能累计量(每个量为4个8位位组)。但只采集运行电能量,不采集计费电能量,并增加了时钟同步命令。因102标准中对2级数据的定义很笼统,为了使通信过程更加高效,取消了102标准中对2级数据的定义。

102标准中定义了远方数据采集终端的一些事件信息,分别用公共、特定的单点信息表示。公共的单点信息有终端重新启动、参数改变、人工输入、电源故障、警告报文、差错信号、时间偏移等;特定的单点信息包括终端内部某个部件,如CPU、存储、通信、打印机等部件的事件信息等[7]。

由于102标准中没有定义表计事件,因此,如表计过载等事件就不能通过通信过程而得到。在实际应用中,扩充定义了表计和终端事件,如表计A相、B相、C相电压互感器失压,A相、B相、C相电压互感器断线,A相、B相、C相电压互感器过载,电流互感器不平衡,电能表需要维护,表计相序错,终端与电能表通信中断恢复,表计参数被改变等事件,使本系统前置服务器通过与电能量采集终端通信,获取相应电能量采集终端及其所属电能表的有关信息,为及时发现厂站电能量采集终端运行中出现的如失压、断线、过载、数据跳变等现象,提供了相应的技术手段。

2.2 基于虚拟计量点的异构数据处理

所谓虚拟计量点,是相对于常规关口计量点提出的概念,即通过将计量点的概念外延,将各类计划数据、公式计算数据、能量管理系统(EMS)功率积分数据、表计计量数据统一到虚拟计量点中,从而建立不同数据间的关系,实现数据间的校验、共享、加工处理,提高集成系统的整体性能和使用性能[8]。

基于虚拟计量点的异构数据处理技术包括:

1)数据校验技术。①主备校验:校验主备表数据的偏差率。②表底校验:根据表底值变化校验原始值数据。③限值校验:校验原始值是否超出功率最大数。④分时校验:校验数据的原始值与分时值是否一致。⑤元件校验:校验元件的损耗率是否正常。⑥EMS积分电能量校验:校验EMS积分电能量与原始电能量的偏差率。采用校验技术之后,数据库内出现的异常数据都被打上了无效的标志,保证了系统数据的准确性。

2)数据计算技术。为满足系统应用环境复杂、业务规则多变的需求,系统实现了自定义业务公式功能,通过将表计数据、计划数据、EMS功率积分数据按照不同的逻辑和业务规则生成需要的公式数据,并通过虚拟计量点的概念满足华北电网网间交易电能量结算、电厂结算和考核分析、网损和线损分析等各类统计量的生成。

2.3 网间交易电能量结算模型

华北电网电能量交易种类繁多,既有年度双边交易,也有月度双边交易、日前双边交易和实时双边交易等临时交易。而且,华北电网电能量交易关系复杂,既有网对网交易,也有点对网交易,尤其是京津唐电网、山西电网和河北电网之间由于网络连接关系复杂,导致关口电能量计量点存在交叉、公用的现象。此外,还有王曲电厂、华中电网和山东电网向京津唐电网送电时对河北电网和山西电网的穿越线损和输电费补偿问题。这些问题交织在一起,使网间交易电能量结算方案的研究设计变得极其复杂。

鉴于以上原因,本文提出了一种新的华北电网网间电能量交易自适应的结算模型,其总体思路为基于独立交易主体,按交易计划比例对实际关口电能量与计划电能量的偏差值进行分劈。

对一个交易主体,有

$\begin{array}{l}{\rm T}={\displaystyle \sum _{j=1}^m{\rm T}}{}_j(1)\\ {\rm P}={\displaystyle \sum _{i=1}^n{\rm P}}{}_i(2)\end{array}$

式中:T为交易主体的实际关口电能量;Tj为交易主体的第j个实际关口电能量;m为交易主体的实际计量关口点数量;P为交易主体的交易计划电能量;Pi为第i个交易计划电能量;n为交易主体的交易计划数量。

根据式(1)、式(2),可得到其实际关口电能量与交易计划电能量的偏差ΔT:

$\text{Δ}{\rm T}={\rm T}-{\rm P}(3)$

对ΔT的分配采用基于交易计划分担的方式,交易主体的第i个交易计划所承担的偏差电能量为:

$\text{Δ}S{}_i=\frac{{\rm P}{}_i}{{\rm P}}\text{Δ}{\rm T}(4)$

因此,相对于交易主体的第i个交易计划电能量Pi,其结算电能量(实际交易电能量)Si为:

$S{}_i={\rm P}{}_i+\text{Δ}S{}_i={\rm P}{}_i+\frac{{\rm P}{}_i}{{\rm P}}\text{Δ}{\rm T}(5)$

根据该结算模型,对于某一个交易主体,如果出现与一个新的主体发生交易,只需要将交易计划计入式(2),根据式(5)即可以计算其结算电能量;如出现电网结构变化或直接调整计量关口点,只需要相应调整式(1)的计量点即可。因此,该结算模型能较好地适应华北电网多交易模式的分析、电网结构的变化、计量点的调整。同时,在本结算模型中,实际关口电能量与计划电能量的偏差由交易各方按计划比例共同承担,体现出其公平合理性;不是对总电能量,而是对实际关口电能量与计划电能量的偏差值进行分劈,可以起到减小分劈误差、提高计算准确性的作用。

2.4 华北电网网损率波动分析模型

长距离、重负荷输电是华北区域电网的一个重要特点,分析和控制网损是区域电网实现节能调度、提高经济效益的重要手段。华北电网500 kV网损可以分为3个部分:西电东送通道上的损耗电能量、受端电厂上网通道上的损耗电能量和网内(负荷区)元件上的损耗电能量;同时,华北电网500 kV上网电能量也可以分为3个部分:西电东送通道上网电能量、受端电厂上网通道上网电能量和区域电网互联供电能量。因此,分析网损率的变化及其影响因素应包括以下几个方面:西电东送通道(注入量)、受端电厂通道(注入量)、区域电网互联供电能量(注入量)和网内(负荷区)元件。假设已知分析日(月、年)上网电能量、网损电能量、网损率分别为At,at,θt,对比日(月、年)上网电能量、网损电能量、网损率分别为A,a,θ,则有:

$\begin{array}{l}\theta {}_t=\frac{a{}_t}{A{}_t}(6)\\ \theta =\frac{a}{A}(7)\\ \text{Δ}\theta =\theta {}_t-\theta (8)\end{array}$

根据以上分析,可得:

$\begin{array}{l}a{}_t=a+\text{Δ}e+\text{Δ}i+\text{Δ}t+\text{Δ}n(9)\\ A{}_t=A+\text{Δ}E+\text{Δ}{\rm I}+\text{Δ}{\rm T}+\text{Δ}{\rm N}(10)\end{array}$

式中:ΔE为西电东送通道上网增量;Δe为西电东送通道网损增量;ΔI为受端电厂通道上网增量;Δi为受端电厂通道网损增量;ΔT为区域电网互联供电能量增量;Δt为区域电网互联网损电能量增量,考虑到区域电网互联供电能量为无损注入量,因此Δt=0;ΔN为网内元件上网增量,计算网损率时ΔN=0;Δn为网内元件网损增量。

将式(6)~式(10)代入式(8)中,可以得到:

$\text{Δ}\theta =\frac{a+\text{Δ}e+\text{Δ}i+\text{Δ}t+\text{Δ}n}{A+\text{Δ}E+\text{Δ}{\rm I}+\text{Δ}{\rm T}+\text{Δ}{\rm N}}-\frac{a}{A}(11)$

采用基数法或回归法分析式(11),可以得到各个影响因素对网损率变化的贡献度。

3 结语

华北电网一体化电能量计量计费系统于2007年11月投入试运行,2008年4月正式投入运行,运行稳定,计算精确。系统网间交易模式自适应的结算模型及网损率波动分析模型投入实际运行,取得了良好的经济效益和社会效益。2008年12月特高压交流示范工程投运,根据网间交易模式自适应的结算模型,动态加入新的计量点、交易主体及交易方式,即自动计算出特高压交流示范工程华中电网送华北电网交易场景或华北电网送华中电网交易场景下华中电网与山西电网、华中电网与河北电网、华中电网与京津唐电网的交易电能量,公平、科学地解决了特高压交易结算问题,有力地支撑了特高压交流示范工程的运行。附录A表A1为2008年12月29日华北电网与各交易主体的实际交易结算电能量,可以看出,根据该模型计算的各交易主体结算电能量与计划电能量偏差率较小,与电网的控制目标相一致。

该系统的网损率波动分析模型通过计算各因素对网损率波动的贡献度,为电网运行人员提供了降低网损的辅助决策支持。附录A表A2为2008年9月14日基于网损率波动分析模型分析各因素对华北电网网损率波动的贡献度。可以看出,基数法是一种近似算法,计算分析时段的通道上网电能量对全网网损率的影响时,假定对比时段其他通道保持不变,只考虑该通道上网电能量和网损电能量变化对全网网损率的影响。回归法是精确算法,与基数法相比,计算各个通道的影响更加准确。当相邻2 d分别作为对比日和分析日时,如果2 d负荷变化不大, 500 kV上网电能量相差不大,网间交易电能量变化不大,则上述2种分析方法计算结果相差很小。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

摘要：设计和实现了华北电网一体化电能量计量计费系统。论述了基于IEC60870-5-102标准的华北电网电能累计量传输协议应用规范、基于虚拟计量点的异构数据处理、华北电网网间交易模式自适应的电能量结算模型、华北电网网损率波动分析模型等关键技术要点,阐述了其为解决华北电网多交易主体交易结算以及网损率波动等关键问题的应用。

关键词：区域电网,电能量计量计费,应用规范,虚拟计量点,结算模型,网损率波动分析模型

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