智能电网:配电网（精选12篇）
智能电网主要包括智能输电网和智能配电网两大组成部分, 智能配电网作为智能电网的重要组成部分, 对整个智能电网的可靠稳定运行起着举足轻重的作用。传统的集中发电、超高压远距离输电和大电网互联集中供电方式的安全性和可靠性差, 而高比重的分布式电源接入配电网, 可以充分提高系统的效率和灵活性。分布式发电单机接入成本高、控制困难, 为了协调大电网与分布式电源间的矛盾, 充分挖掘分布式电源为电网和用户所带来的价值和利益, 微电网的概念应运而生。
微电网是将发电机、负荷、储能装置及控制装置等结合, 形成一个单一可控的单元, 既可与大电网相连作并网运行, 也可脱离大电网以孤网形式运行, 而且还可实现两种运行形式之间的平滑过渡和转化。作为大电网的有效补充与分布式能源的有效利用形式, 微电网的发展改变了传统电网单一的供电模式, 大大提高了电力系统的供电可靠性和供电效率。微电网的运行方式包括并网运行模式、孤网运行模式以及并网/孤岛运行模式之间的切换过程。
1 微电网运行模式
1.1 微电网并网运行模式
在正常情况下, 微电网一般并网运行, 并由配电网提供电压和频率支撑;内部微型电源工作在电压源状态或电流源状态, 其在能量管理系统或本地的控制下, 通过调整各自的功率输出, 从而实现微电网与配电网公共连接点PCC功率潮流的相对稳定。微电网并网运行时, 既可以从大电网吸收电能, 也可以向大电网提供电能。
1.2 微电网孤网运行
一般情况下, 微电网与中压电网处于并网稳定运行的状态。但是, 微电网的主动或被动孤立运行却极有可能发生, 在这种情况下, 微电网必须有能力进行独立稳定的运行, 此时, 由于微电网失去了配电网作为其无穷大母线, 其控制与微电网并网运行时相比将更为复杂。
在微电网内部, 风力发电系统和光伏发电系统由于受自然条件的影响较为严重, 其输出功率具有间歇性和随机性的特点。这样, 当微电网处于孤岛运行状态时, 风电和光伏便无法担负主电源 ( 组网电源) 的任务, 只能作为从电源。此时, 一般由输出功率稳定且容量较大的电源担负主电源的任务。
孤网运行时, 微电网内部的电压和频率由内部的分布式电源负责调节, 电网检修结束或电网故障消失后, 微电网应重新快速并入电网。
2 运行方式的切换
2.1 切换方法
微电网并网运行和孤网运行的切换方法主要有无缝切换和有缝切换。微电网与配电网进行无缝切换时, 其供电可靠性相对较高, 但对微电网的控制要求也相应提高, 实现难度较大;而进行有缝切换时, 要求微电网内部负荷应允许短时停电的情况出现, 供电可靠性较低。目前, 国内乃至国际上的各个微电网示范工程, 采取的基本均为有缝切换方案, 无缝切换方案还缺乏系统的研究与实验论证。虽然, 以目前的科学技术水平, 微电网实现从并网运行无缝转入孤网运行存在较大难度, 但是, 微电网从孤网运行无缝转入并网运行已经具备实现的可能。
2.2 无缝切换
微电网与外部中压大电网的无缝切换, 不但可以保证微电网内重要负荷的供电可靠性, 对电网的安全稳定运行也具有重要作用。
微电网在检测到外部中压大电网的各项指标恢复正常后, 便开始从孤网运行无缝转入并网运行, 在无缝切换前应首先保证并网开关两侧的电压幅值、相位和频率分别相等, 同时还应能尽可能地减小切换后的电流冲击, 具体的控制逻辑如下所述:当微电网中央控制器 (MCC) 检测到电网电压恢复正常后, 便以当前的电网电压作为主电源 ( 组网电源) 储能逆变器输出电压的参考电压, 从而不断调整主电源储能逆变器的输出电压, 最终使并网开关两侧的电压相位和幅值相同;当MCC检测到并网开关两侧的电压满足并网条件后, 并网开关合闸指令立即下达, 同时主电源储能逆变器由电压控制切换至电流控制, 而从电源始终运行在电流控制模式下。当微电网运行模式切换完成后, 根据微电网出力特性逐步增加或减小微电网内各分布式电源的出力, 直至微电网内部各项参数指标保持稳定。
2.3 有缝切换
对于内部允许短时停电的微电网, 其与配电网可以进行短时的有缝切换。有缝切换的工作方式简述如下:当外部中压大电网发生故障时, 微电网内的分布式电源应首先断电 (对于逆变电源, 应停止双向逆变器的触发脉冲;对于发电机, 则可以将其处于备用状态) ;然后, 打开微电网与外部中压大电网的并网开关, 微点网内负荷经历短时停电;当充分确认微电网与外部中压大电网并网开关打开后, 微电网内的主电源开始切换其控制模式, 并重新建立微电网的电压和频率, 微电网独立运行。
微电网从独立稳定运行切换到与外部中压大电网并网的判据是检测到外部中压大电网完全恢复正常。此时, 微电网内的主电源首先退出运行, 微电网短时失压, 网内负荷短时断电, 其它分布式电源在检测到并网点失压后快速退出运行, 然后, 微电网与外部中压大电网并网开关闭合, 负荷恢复供电, 经过一定时间间隔后, 微电网内的所有分布式电源重新并网, 直至微电网内部各项参数指标保持稳定。
3 结语
为指导广东电网各地市供电局配电网自动化建设, 保证各供电局配电网自动化建设的合理性、科学性、先进性、持续性、经济性和实用性, 根据广东电网公司要求, 对各地市供电局区域内的A、B、C类供电区域[1]进行配电网自动化的总体规划。
规划的目的旨在切实、全面地提高各地市供电局中低压配电网的管理水平、服务水平和技术水平, 提升配电网运行的自动化水平, 保障配电系统的安全、稳定、可靠、经济运行。
2 规划目标
规划的总体目标是有效提高配电网的供电可靠性和配电网运行管理水平。具体目标是:实现A、B、C类供电区域的联络及分段开关的三遥功能覆盖率达到90%以上, 实现其他区域[1]联络及分段开关的两遥功能覆盖率达到90%以上, 普及架空线路馈线自动化功能, 实现架空主干线路开关馈线自动化覆盖率100%, 逐步推广电缆线路馈线自动化。城市供电可靠率达到99.95%~99.99%, 城市供电可靠性指标在一次规划的基础上提高0.01个百分点以上。
3 规划原则
1) 统筹兼顾, 科学发展。与配电网一次规划密切配合, 统筹考虑自动化建设需求, 自动化规划以配电网规划为基础, 相互促进, 共同提高配电网技术装备水平和运行的经济性, 避免重复建设和改造;
2) 统一规划, 分步实施。根据规划范围内配电网一次系统实际情况, 进行整体规划, 分阶段实施, 先试点后推广, 循序渐进推进配电网自动化实用化进程;
3) 立足现状, 因地制宜。充分利用现有设备, 对不满足自动化要求的一次设备进行适当改造, 综合考虑配电线路、通信网络和开关设备情况, 选择经济实用的自动化建设模式;
4) 技术先进, 信息畅通。结合企业信息化建设, 遵循国际标准, 实现自动化信息共享和系统集成, 实现配电网信息综合利用, 避免重复投资。
4 规划方案
4.1 配电主站建设方案
在“十二五”初期, 按照配电网的整体规模建设配电自动化主站的主体部分, 主要包括配电自动化主站系统的基础支撑平台、应用平台、数据库和网络结构部分的建设, 包括配电SCADA功能、配网线路故障分析处理功能、WEB浏览服务功能、操作及信息分区分流等功能, 同时考虑部分配电终端的接入。对于模块化的高级应用分析软件及其它应用软件, 根据配网自动化系统的进展情况, 随着配网信息和数据量的积累, 分阶段逐步扩展。
4.2 配电终端建设方案
优先对政府办公区、军事区、运动场馆区、金融中心区、商业集中区、新技术开发区以及故障易发地段等重点区域进行配网自动化建设;优先对网架结构相对稳定、具有转供能力且近期不需要进行改造的线路进行配网自动化建设;配电自动化终端的建设宜结合一次设备的建设与改造逐步实施;相互间具有联络关系的配电线路宜同期进行自动化建设与改造;根据供电区分类、开关设备现状及通信条件合理选择“三遥”、“两遥”及“一遥”监控点。
4.3 配电开关自动化改造方案
目前, 广东电网各供电局配电网现有配电开关设备以负荷开关为主, 大部分开关基本没有安装电动操作机构。要实现对开关运行状态进行远方监控, 需要根据监控需求对现有开关进行自动化改造。
对于近两年面临更换的开关设备, 不宜进行改造;开关自动化改造应统一标准, 规范开关与自动化终端的接口形式, 以便于流程化操作和后期维护;根据停电计划和停电时间合理安排对开关站、配电站开关的改造工作;对于实现三遥功能的配电站点宜采用适当的运行环境湿度调控措施, 保证配电终端正常运行。
4.4 馈线自动化建设模式
对于供电可靠性要求高且开关设备具备电动操动机构的配电线路, 采用集中式全自动方式;对于配电主站与配电终端之间通信通道性能不满足遥控要求或开关设备不具备电动操动机构的配电线路, 采用集中式半自动方式;对于配电主站与配电终端不具备通信通道或通信通道性能不满足遥控要求的架空配电线路, 采用就地式重合器方式;对于开关设备具备电动操动机构, 配电终端之间具备对等通信条件的配电线路, 采用就地式智能分布式。
5 规划方案评估
配电网自动化系统实现对配电网运行工况的实时监测, 配电网运行管理部门利用配电网自动化系统提供的监测信息能够及时对配电网运行方式进行优化, 能够提高供电安全水平、提高供电可靠率及提高为客户服务水平;在保证电网安全、满足供电需求的条件下, 适当延长一次设备的运行时间, 推迟配电网一次设备投资, 节省大量建设资金;配电网运行维护部门通过配电网自动化系统可以实现对配电网的实时监控, 运维人员相对减少, 工作效率提高, 能够节省大量的人力、财力资源。
6 结论
为贯彻南方电网公司“企业效益为重、社会效益优先”的经营理念, 广东电网公司开展配电网自动化系统建设, 促进配电网系统的数字化和信息化, 打造一体化、现代化的配电网调度、控制及运行管理平台, 实现数字供电发展战略目标, 为建设智能配电网奠定基础。在后续的工作中, 应积极跟踪智能配电网技术的发展, 关注配电网状态监测、智能停电管理、分布式电源接入控制等新技术, 在有条件的地区进行配电网智能化试点建设。
参考文献
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在“魔盒”的地下一层,还有一个智能电网展区,在这里,衬托着“魔盒”的魔幻意境,让人感到智能电网不再是一个空谈的概念,而是一幅正在实现的蓝图。参观者可以透过宽大的玻璃窗看到服务世博会的智能变电站的运行情况,这座被誉为“能量之心”的智能变电站在其投入运行后的信息采集、传输、处理和输出等流程中均实现了智能电网的愿景。
如果说,“魔盒”向我们展示的是一幅智能电网的理想画卷,那么,很多人会好奇,在中国究竟智能电网已经走到了哪一步?为此,《计算机世界》报社记者通过深入调查采访了从发电到输电、配电和用电的多个应用场景,让人们能管中窥豹地捕捉到中国智能电网的发展现状。
四网融合
打造智能家居
国家关于“三网合一”的讨论一直非常激烈,各职能部门之间关于“三网合一”方案也处于“难产”过程中。但智能电网中的智能电力线通信,却悄悄把“四网融合”的概念推上了台面,并悄悄地帮助普通家庭实现了以往梦寐以求的智能家居。
北京莲香园是北京三环外的一个普通小区,这里也有着一个奇妙的智能电网世界。它虽然没有“魔盒”那么魔幻,但是它比前者显得更加实际和贴近百姓的生活。
这是一个普通的三居室,位于莲香园小区内一栋居民楼的顶层,除了天台上的太阳能发电光电板有些特别外,它和普通家庭没有太多的不一样。但实际上,这里是国家电网公司智能电网用户服务试验点。相关工作人员介绍,通过智能电网,即使在千里之外,住户也可以通过电话控制这套三居室中的所有电器。住户只需拨打某个特定的电话号码,根据语音提示通过按钮选择需要控制的电器,然后再根据语音提示,选择开或关这一电器。
“除了太阳能分布式光伏并网发电系统的建设是目前国内首例之外,莲香园小区的智能电网用户服务试点还实现了很多增值服务方面的突破。例如,在利用200Mbit/s电力线宽带通信技术采集用电信息的基础上,通过家庭智能交互终端实现了用户与电网之间的互动; 通过无线技术进一步延伸至家庭用水、用气表数据的抄收; 通过智能插座实现了电热水器、空调、电饭煲等家庭灵敏负荷的用电信息采集和控制; 通过无线技术建立了集紧急求助、燃气泄露、烟感、红外探测于一体的家庭安防系统; 开通了视频点播、IP电话和宽带接入服务于一体的‘三网合一’服务。”国网信息通信有限公司总经理、党组副书记刘建明向《计算机世界》报记者介绍说。
相关工作人员告诉《计算机世界》报记者,从小区设在地下停车库内的配电变压器到室内电表之间,目前没有铺设任何通信线缆,完全是采用电力线宽带通信技术来实现用户用电信息的采集。当设在配电室内的采集主站下发抄表命令后,所有采集器并发采集各自所辖的电能表数据,1分钟左右即可完成试点小区所有378户居民用电数据的采集。由于带宽足够,采集器能够实时响应采集主站下发的控制命令,从而实现无延迟的远程通断电控制。
工作人员表示,有了这样的远程通断电控制能力之后,小区住户不但可以通过智能交互终端实现水、气表数据的抄收,而且还能实现家庭安防服务、社区服务、用电信息交互服务等一系列增值服务。
“安全防范是居民对智能家居的首要需求,在家庭内部安装红外传感器、烟雾探测器、燃气泄露探测器、紧急报警按钮等安全防范设备,通过用户智能交互终端对安防设备进行如布防、撤防等管理。用户智能交互终端通过无线方式获取报警信息,并上报物业管理单位。物业管理单位负责处理报警,使得物业安保人员能够快速采取应对措施。物业管理单位还能保存历史信息,方便查询。”刘建明介绍说。
智能带来互动
“重发、轻送、不管用”,这曾经就是中国电力行业的写照,而智能电网所能带来的用电互动,恰恰能改变这样的情况。
在莲香园试点项目中,用户能够通过房间中的智能交互终端实现用户参与用电管理。用户在智能交互终端输入预付费金额,通过一套符合IEC62055标准的安全保障机制,采集主站系统对预付费金额进行管理。用户智能交互终端与采集主站之间实现三表数据(当前、历史)查询、缴费信息查询、用电提示(停/复电通知、电费提醒信息)、电力宣传等信息显示,实现交互。
有研究表明,居民用电高峰负荷中约有1/3都属于制冷空调负荷。为了保证电网可靠性及供需平衡,供电高峰时对大量灵敏负荷进行管理与调度,可以在尽量减小停电对用户影响的情况下,实现负荷转移、旋转备用和增强系统的安全性等功能。
在莲香园小区的这个试点项目中,记者就看到,用户通过智能交互终端通过电力线通信技术,利用智能插座与灵敏负荷进行连接,完成灵敏负荷控制(采集主站控制、交互终端控制、电话或互联网远程自助控制)、灵敏负荷用电信息采集、灵敏负荷用电分析等灵敏负荷管理工作。
四川大学电气信息学院院长刘俊勇教授认为,这种供电方与用电方之间的互动,恰恰是智能电网最令人激动的地方。“它是实现电网与消费者之间实时交互响应、增强电网综合服务能力、满足互动营销需求、提升电力系统服务水平的重要手段。用电环节是电力系统与客户之间的最终界面,相比较发电、输电、配电等其他环节而言,目前用电环节的互动化属于薄弱环节,如何利用先进的信息通信技术,提升用电环节的应用水平,才是真正实现智能电网的关键之一。”
虽然莲香园项目还处于试点阶段,但是对于智能电网带来的用户互动所能产生的社会效应,刘建明充满了期待。“首先,它可以让用户通过了解家庭及家用电器的用电信息,主动参与用电计划,实现节能减排,提高能源利用效率。其次,它可以为百姓提供便民信息、安防等服务,为建设和谐社会做贡献。第三,通过自动获取水、气表数据,降低自来水和燃气公司的抄表成本,实现一网多用,提高网络利用率。最后,就是可以降低用户高峰用电量,一般情况下,可降低用电量5%至10%左右。”
智能的发电企业
电力行业是关系到国民生计的重要行业,而且作为一种特殊的商品,电在瞬间就要完成发、供、销的全过程。所以清洁发电、高效输电、动态配电、合理用电共同成为智能电网的重要组成部分。但是说到智能电网,很多人可能都会想到高大的输电塔、巨大的变电站,而忽略其他的环节,这显然是一种误解。
“以发电企业为例,它就需要更多的智能,例如实现生产中的节能降耗,让设备检修尽可能占用最短的时间等,所以智能的发电企业在发电设备的清洁化、移动化、数字化方面有很多工作要做。”刘俊勇说。
作为智慧地球理念的发起者,IBM也认为智能电网对于发电企业投资方面,尤其在新能源投资,比如风力发电和水利发电方面,通过信息的收集、经济圈和城市需求的分析预测,可以让发电企业更快、更及时地了解发电和输电情况,同时还可以分析更多的信息比如风力情况、实施情况和风力的综合预报,这些信息的收集和分析可以让发电企业合理进行电厂的选址、规划和布局,同时合理安排接入电网的方式,合理安排电厂和电网之间的调度,向工业和居民用户进行科学的配送。
中国大唐集团公司市场营销部综合信息处处长苏发博士认为,对于发电企业而言,特别是对于大唐集团公司这样的特大型发电企业,从生产控制到企业管理都需要“智能”。
nlc202309012301
中国大唐集团公司拥有世界最大在役风电场——内蒙古赤峰赛罕坝风电场,苏发介绍说,以风电控制为例,就需要引入更多的智能。“现在风电运行速度控制在每秒2米到25米,低于2米风机就转不动,电就发不出来了,高于25米,风机也不能发电,否则会因为转动过快而将风机损坏,所以对于风机调频调速就需要智能化的控制。”苏发说。
截至2009年底,中国大唐集团公司在役及在建资产分布在全国28个省(自治区、直辖市),发电装机规模突破了1亿千瓦大关,达到10017.23万千瓦,已经成为世界亿千瓦级特大型发电公司。如何对企业进行精细化管理,在苏发看来,这比控制风机速度更需要“智能”。
“大唐集团最初是由来自全国14个省、市、自治区的企业组建而成。可想而知,这些企业管控模式的不一样必将导致大唐集团在各个区域间信息化建设的不平衡。因此为了实现统一的管理,大唐集团通过理顺管理关系,逐渐建立起自己的管理思路,与之相适应的信息化建设也逐步开展。”苏发说。
据了解,目前大唐集团以电为主业,业务覆盖范围已经覆盖到了上游和下游,已经成为集煤、电、油、运为一体的多产业链的集团化企业。“电产品发、供、销瞬间完成的行业特点,以及多业态的企业发展态势,决定了大唐在信息化建设上比其他行业的企业付出更多。以保证生产的稳定运行为例,每当拉闸限电时,我们所有的发电企业都会根据用电负荷的多少,产能实时进行增减,而这些都是必须瞬间完成的工作,这就需要一个非常智能化的管理系统来支持。”苏发表示,企业要运营必须要管理,要管理就必须要有手段。在管理的模式下建手段,这就是信息化系统的建设。
为了给集团生产、经营和管理提供更多的支持,大唐集团于2007年1月选择大唐湖南分公司作为第一个试点单位,开始了财务及相关业务一体化平台的信息化建设。它主要包括财务管理、设备管理、物资管理和燃料管理四个业务板块。其目标是,站在跨职能、跨组织的层面上优化流程,对发电企业核心价值的业务,如财务、生产、燃料和物资等进行统一管理。
进入2010年后,大唐计划在下属的广西分公司、河南分公司、吉林发电公司、黑龙江发电公司和陕西发电公司五个单位,继续推行财务及相关业务一体化平台建设。届时,大唐集团将投入大量资金,其中包括将购买35台IBM Power570服务器投入到这五家试点单位的数据中心建设。
苏发表示,随着未来信息化建设的不断深入,大唐将建立健全一套完善的信息化管控体系,构建两大平台(管理决策平台、业务支撑平台),完善四大类应用(战略管控类、重要资源类、公共应用类、主营业务类),集团公司的发展能力、盈利能力和国际竞争能力将会得到加强,整个集团将会朝着智能化的方向发展。
采访手记
电动汽车需要智能电网
智能电网之所以受到社会的关注,很重要的一个原因是因为它顺应了人们对于节能减排的关注,可以解决清洁、可再生能源接入电网的问题。
中国电力科学研究院智能电网办公室副主任王海宁曾经向记者表示,风能、太阳能发电具有随机性和间歇性,这就使电网运行控制的难度和安全稳定运行的风险明显增大。同时,风能、太阳能发电的设备利用率较低,需要相当规模的常规能源与之配套。因此,需要智能电网来提高整个电网对清洁能源接入的适应性以及运行控制的灵活性、安全稳定的可控性。
中国的大型风力发电场、光伏发电站往往都在远离用电中心的区域,虽然通过特高压输电线,这些能源也可以传输给用户,但是有业内专家提出,应该在人口密集的地区大力发展分布式发电站,让更多的清洁能源方便地服务社会。
在莲香园智能电网用户服务试点就有一套光伏发电装置,通过一个并网逆变器连接双向智能电表,将太阳能发的电输送到电网中,并且可以实现双向计量。工作人员介绍,这套系统所发的电量,完全可以满足普通家庭的一般用电量。当然了,分布式发电系统也存在分散性、间歇性的特点,而且现在发电总量规模还不是很大,未来一旦要大规模地把它们接入到现有的电网中,如何消化、调度这些间歇性的、不稳定的电能,都需要智能电网提供更好的支持。
近日国家多部委鼓励购买新能源汽车的政策出台,随着未来插电式纯电动车这样的零排放汽车大规模应用,完全可以促进分布式发电系统的发展。可以试想,当在一个城市中随处可见太阳能光伏发电、小型风力发电和生物质能发电的独立发电系统,电动汽车不也就可以方便地在任何地点进行充电或接受更换电池服务,现在制约电动汽车发展的电池性能不佳、充电站少等问题不就迎刃而解了吗?
江苏省电力公司 二〇〇九年六月
目 录
一、现有工作情况汇报.............................................1 智能电网建设工作方面的总体安排.........................................1 2 已开展和拟开展的研究和建设工作总结.....................................1
2.1 发电...........................................................................................................................1 2.2 调度...........................................................................................................................1 2.3 输变电.......................................................................................................................2 2.4 配电...........................................................................................................................3 2.5 用电...........................................................................................................................4 2.6 信息...........................................................................................................................4
二、智能电网建设工作的思路和建议.................................5
1美国的智能电网.........................................................5 1.1 美国智能电网提出的背景.......................................................................................5 1.2 美国智能电网主要特征...........................................................................................6 2 国内对智能电网的认识...................................................7 3 江苏公司对智能电网的认识...............................................8
3.1 坚决服从国家电网战略构想...................................................................................8 3.2 “坚强“是智能电网的基础.....................................................................................8 3.3电力工业生产和服务环节存在层次性....................................................................9 3.4电力生产和服务环节的统一协调发展..................................................................10 3.5电力生产和服务环节的主要任务..........................................................................11 3.6 有待研究的新技术.................................................................................................12 4 智能电网所需的政策支持................................................12 5 相关建议和工作计划....................................................13
5.1 相关建议.................................................................................................................13 5.2 工作计划.................................................................................................................14
I
一、现有工作情况汇报 智能电网建设工作方面的总体安排
根据国家电网公司智能电网工作的统一部署，我公司成立了由公司领导牵头，发展策划部、营销部、调度通信中心、生产技术部、基建部、科技信息部、省电力设计院、省电力试验研究院组成的工作小组，经过分头调研、集思广益，工作小组编制了工作计划并明确了各部门的职责分工，目前智能电网的相关工作正在有序开展。2 已开展和拟开展的研究和建设工作总结
截至目前为止，我公司智能电网的研究和试点工作已经取得了一定的进展。2.1 发电
已经完成了沿海大型风电接入研究、新能源发电特性及对电网公司影响研究等工作，拟开展低风速风力发电技术研究、新型可替代能源接入电网技术、分布式发电的智能监控技术等研究工作。2.2 调度
我公司一直在跟踪国内外“智能电网”的建设和研究，并按照国网公司的统一部署和江苏电网的生产运行需求，统一规划，分步实施，建成投运了在国际和国内具有先进水平的灵活稳定的数据平台、坚强的高速宽带省市县主干光纤通信网和先进的高级应用系统，为江苏智能电网的建设打下了坚实的基础。
正在开展和准备开展的研究有：江苏电网风电功率等清洁能源预测系统、广域全景分布式平台、地县一体化调度自动化系统的研究和建设、调度数据网第二平面和安全防护体系建设、适应电网调度精益化管理的OMS系统完善、省、市、县电力通信综合监测资源管理集成一体化应用、OPPC电力特种光缆在江苏电网的应用研究、智能配网中信息传输技术研究、基于综合信息的智能电网安全防御系统、极端外部灾害条件下电网的安全防御、电网在线安全风险评估和闭环控制、基于广域信息的动态解列控制、适应节能减排的智能调度辅助决策。
具体内容详见附件1-1。2.3 输变电
自上个世纪九十年代以来，我公司陆续安装使用了各种输变电设备在线监测系统或装臵，目前现有的在线监测局限于单台设备、个别特征量的在线监测，在扩展性、交互性、运行效率等方面都还比较欠缺，拟开展输变电设备的智能化 在线监测系统研究工作。
江苏新建变电站均配备了变电站综合自动化系统，大部分老站通过技改进行了变电站综合自动化改造。110kV数字化变电站进行了试点，目前正在规划实施更高电压等级数字化变电站建设。但变电站自动化系统信息共享程度还未达到智能电网的要求，拟开展数字化变电站相关技术的研究工作。
具体内容详见附件1-
4、1-
6、1-7。2.4 配电
通过安装在用户侧的电力负荷管理终端实现对用户用电情况的监测与控制，并建立了电力负荷管理系统，公司系统内现已接入156681个用户和105006个终端。
在电能质量方面，建立了覆盖全省大型电能质量污染源的在线监测系统。
在配网自动化方面，江苏开展一些局部试点工作，积累了一些经验，限于当时的自动化技术水平和通信条件，配电自动化的基础薄弱，实用化程度不高，拟进一步开展配网自动化研究和配电监控平台研究工作。
具体内容详见附件1-
3、1-6。
2.5 用电
我公司已经初步形成了以现代电力技术、信息技术为基础的电力营销技术支持体系和多渠道服务接入体系，为构建智能用电服务奠定了一定基础。已经开展的主要工作有：营销信息化系统建设和应用、用电信息采集系统研究和建设、计量表计现代化建设与应用、高级计量管理体系研究与建设。
具体内容详见附件1-2。2.6 信息
经过多年的建设，江苏已经在信息基础设施、信息集成应用以及数据挖掘等方面开展了大量的研究和应用工作。但与坚强智能电网相比，配用电数据传输通道、数据交换、贯穿六个环节的统一信息模型以及信息的综合分析应用等方面存在明显不足。拟开展的主要工作有：多层级、可自愈的一体化网络的建设、统一信息模型和基础信息平台的建设、全方位、一体化企业级应用的深化拓展、高级应用与智能分析、信息安全与维护。
具体内容详见附件1-5。
二、智能电网建设工作的思路和建议 1美国的智能电网
1.1 美国智能电网提出的背景
根据收集的相关资料（附件2-
1、附件2-2），美国提出智能电网主要基于以下背景：
1、电网老化。电网装备老化，电网资产处于全寿命周期末期；电网技术以传统技术为主，现代通信技术、信息技术、控制技术在电力系统中的尚未得到充分应用，电力系统的效率和能力有待进一步提高。
2、电力供应出现短缺，电力发展存在压力。根据预测，2009～2019年，美国电力需求将增长19%，而供电能力（发电装机）仅能增长6%，不足以满足供电需求。
3、电力传输效率有待提高。约有10%～20%的电力在从发电到用户的传输过程中损失。
4、环保压力。提高电力传输的效率来解决供电能力不足相对于增加发电更加环保和符合低碳要求。
5、电力管制的新要求。美国法律对能源的高效利用进行奖励。
6、其他。电网存在瓶颈影响电网市场效率、防止大停电和恐怖袭击保障电网安全、电力行业从业人员的年龄结构 5 老化等
因此，在上述背景下，2003年，在美国布什总体任职期间就提出了智能电网的概念（附件2-1），奥巴马总统执政后，更是将之变成美国国家新的能源国策（附件2-2）。由上述背景可以看出，美国提出智能电网主要目的是为了解决发电和用电的差额，其根本宗旨是（1）在不降低现有供电质量和可靠性的前提下，依靠现代通信和信息技术，进行电力网络的技术升级和更新，以此提升电网运行效率、提高供电能力，实现电力系统的智能化；（2）通过电力系统的智能化，充分接纳和发挥诸如风电、太阳能发电等新能源、可再生能源以及相关分布式能源在电力供应中的作用；（3）通过电力系统的智能化，充分反映电力需求侧的要求，以智能化的需求侧管理来提高电力终端用户的电力使用效率。美国的目标是通过提高电力系统的运行和管理效率，将电力传输层面的损失降低20%，以技术创新为手段，以提高效率为措施，满足电力发展的要求。1.2 美国智能电网主要特征
在美国对智能电网的定义中，智能电网有七大特征：
1、优化电网资产提高运营效率
仅需建设少许新的基础设施，花费很少的运行维护成本，现代化电网就可以在已建成系统中提供更多的能量。
2、适应所有的电源种类和电能储存方式
现代化的电网允许即插即用地连接任何电源，包括可再生能源和电能储存设备，特别是新能源的大规模开发和接入系统运行。
3、安全
现代化的电网在建设时就考虑要彻底安全性。
4、提供适应21 世纪需求的电能质量
现代化的电网的不会有电压跌落、电压尖刺、扰动和中断等电能质量问题，适应数据中心、计算机、电子和自动化生产线的需求。
5、自愈
现代化电网拥有自愈能力，可以发现并对电网的故障做出反应，快速解决，减少停电时间和经济损失。
6、可市场化交易
现代化的电网支持持续的全国性的交易，允许地方性与局部的革新。
7、互动
在现代化电网中，商业、工业和居民等能源消费者可以看到电费价格、有能力选择最合适自己的供电方案和电价。2 国内对智能电网的认识
美国提出智能电网概念后，国内方方面面反应强烈，代 表各方利益和立场的专家百家争鸣，提出了各式各样的智能电网的构想，各方面关于我国智能电网的定义、目标和实现步骤一直未有确切说法。
今年年初，国家电网公司在认真分析世界电网发展的新趋势和中国国情基础上，紧密结合中国能源供应的新形势和用电服务的新需求，提出了立足自主创新，加快建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、数字化、自动化、互动化特征的统一的坚强智能电网的发展目标，平息了争论，为发展中国特色的智能电网指明了方向。3 江苏公司对智能电网的认识 3.1 坚决服从国家电网战略构想
国家电网公司提出的统一的坚强智能电网的发展目标。为我国未来100年的电网发展奠定基础，江苏公司坚决服从国家电网公司的战略构想，并将在国家电网公司的指导下，承担部分研究和试点工作。3.2 “坚强“是智能电网的基础
坚强的实体电网是智能电网的重要基础，只有形成坚强网架结构，构建“坚强”的基础，实现信息化、数字化、自动化、互动化的“智能”技术特征，才能充分发挥坚强智能电网的功能和作用。建议进一步加快特高压后续工程建设，构建以特高压交直流电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强实体电网，促进国家能源资源的集约化开发，进一步提高电网的资源优化配臵能力，为国家电力能源需求提供可靠的供应保证。3.3电力工业生产和服务环节存在层次性
电力系统（俗称电网）从电力传输的角度可分为发电、输变电、配电、用电4个环节，为了实现智能电网的发展目标，依据电力生产和服务各环节所获取“效率”的不同，电力生产和服务环节存在层次性关系，其层次排序如下：1）发电环节，以火电机组为例，其效率不超过50%；2）用电环节，一般用户使用电力的效率变化范围较大，从30%-90%不等；3）配电环节，其服务效率一般在90%-95%；4）输变电环节，其服务效率一般在97%以上。
整体效益优先：电力系统追求的是整体效益的最大化。根据上述排序，从掌握主要矛盾的角度出发，为了系统的高效率有时必须舍弃局部的小效益，比如“上大压小”工程，为了系统效益最大化，不惜增加电网的传输损耗。
在研究各环节效率提高措施的前提下，要充分注重电力系统的整体效益最优。
层次间具有从属性。如配电网的建设，不但要满足供电能力和可靠性的要求，还要满足分布式电源和用户的灵活接 入。
各环节的层次性要求我们要因地制宜，抓住主要矛盾，合理分配技术、成本、管理等资源，提高关键环节的效率。3.4电力生产和服务环节的统一协调发展
智能电网的建设是一项体系工程，要实现以现代通信、信息为平台，以调度为协调运作中心，各环节应层次分明、重点突出、相互衔接、整体推进。
从技术角度来说：要贯穿始终依托技术进步，充分利用现代信息技术、控制技术把发电、输变电、配电、用电各个环节充分沟通、交流互动，实现电网运行信息完整准确和及时一致的可靠采集以及实时控制。
从管理角度来说，要实现统一调度：
1）尽可能扩大统一调度范围，实现全国范围的资源优化配臵;2）扩大省级电网调度范围，要从现在分离的发、输一体调度和配电调度，逐步实现发、输、配电网一体化调度，并进而发展到发、输、配、用一体化调度。
3）在实现更大范围调度的情况下，进行全局全时段动态优化和全局实时优化。全局全时段动态优化即根据需求和资源的季节性变化实现动态供需平衡；全局实时优化即在现有运行方式基础上，缩短运方周期，实现实时运方安排。3.5电力生产和服务环节的主要任务
基于目前的认识，我公司认为智能电网各环节的主要任务依次如下：
1、发电环节
1）我国幅员辽阔，能源资源蕴藏不均衡，需要服务于国家能源战略、实现更大范围的资源优化配臵，实施“一特四大”战略，大力建设特高压电网；
2）以国家能源发展战略为导向，解决可再生能源（风电、光伏发电）的接入、预测、监测、分析、控制问题，提升可再生能源的机网协调运行水平；
3）强化电源支撑能力，优化机组运行方式，提升机网协调水平。
2、用电环节
1）推动智能楼宇、智能家电、智能交通等领域技术创新，改变终端用户用能模式，提高用户用电效率；
2）构建智能化双向互动体系，实现电网与用户的双向互动，进一步提高供电可靠率；
3）建立用户服务公司，提升用户服务质量，满足用户多元化需求。
3、配电环节
1）通过配电自动化系统、配电网监控平台的建设，建成高效、灵活、合理的配电网络，配电网具备自愈、灵活重 构、潮流优化能力；
2）实现集中/分散储能装臵及分布式电源的兼容接入与统一控制。
4、输变电环节
1）推广使用数字化变电站；
2）实现输变电设备的状态检修和全寿命周期管理； 3）推广使用灵活交流输电技术（FACTS），提高线路输送能力和电压、潮流控制的灵活性；
4）开展节能、节约资源（土地等）技术的研究。3.6 有待研究的新技术
根据上述各生产环节的建设任务，有如下新技术有待进一步研究：高效发电技术、综合利用技术、新能源运行和控制技术、特高压技术、灵活输电技术、新材料技术（超导、新型导线等）、储能技术、大电网安全稳定控制技术、信息传输和管理技术、在现有基础上的一体化调度技术等。4 智能电网所需的政策支持
建设统一的坚强的智能电网是一项庞大而复杂的系统工程，必须要得到国家层面的政策和法规支持，并推动和促进其他行业的积极参与和广泛支持。
美国政府2007年已通过联邦能源独立和安全法令，支 12 持智能电网，具体内容和要求汇总如下：
1）美国政府已在“联邦能源独立和安全法令”将智能电网定义为国家能源政策。
2）美国政府推动各地方政府建立各自的智能电网发展激励政策。
3）美国政府要求能源部门就智能电网的发展策略和可能存在的障碍进行论证。
4）其他。a）要求采用先进的计量装臵b）要求配电网提高资产效率和可靠性c）在财政上对智能电网发展提供支持，2008～2012年每年在5个智能电网示范区各投入1亿美元。相关建议和工作计划 5.1 相关建议
1）尽快制定具有中国特色的统一的坚强智能电网的定义、目地和技术标准和规范体系，并不断充实、调整、完善。要排除为实现个体或局部利益，方方面面炒作的智能电网概念的影响。
2）加强组织保障，在网省公司建立智能电网办公室，完善组织体系。
3）加快特高压电网的建设，建设坚强电网，为智能电网的建设打好基础。4)争取国家对智能电网建设的支持，将智能电网建设纳入国家能源政策，并推动和促进其他行业的积极参与和广泛支持。
5）研究可再生能源（风电、光伏发电等）的接入、预测、监测、分析、控制技术。
6）研究提高用户用电效率的技术和方法，如改变终端用户用能模式、实现电网与用户的双向互动、建立用户服务公司，满足用户多元化需求等。
7）研究和推广配电自动化系统、配电网监控平台。
8）推广使用数字化变电站。
9）推广使用灵活交流输电技术（FACTS）。
10）研究和推广电网设备状态检修和全寿命周期管理。11）研究发、输、配电网的统一、经济调度、实时控制以及智能调节，实现节能降损。
12）研究大电网运行控制、大电网连锁事件条件下的智能预警和联合优化调度技术。
13）实现全网运行数据的统一采集、实时信息共享。14）推进电力网、电力通信与信息网、电信网和有线电视网的四网合一。5.2 工作计划
我公司计划分三个阶段完成智能电网建设工作。第一阶段（2009～2011年）：
本阶段的主要任务是在深入开展智能电网有关技术研究和试点的同时，尽快弥补一次电网网架上的缺陷，为构建统一的坚强智能电网打好基础。
第二阶段（2011～2015年）：
到2011年，在统一的坚强智能电网关键技术设备研究和建设试点工作取得重要成果的基础上，根据电网投入产出效益，有序开展智能电网的建设工作。
第三阶段（2016～2020年）：
为解决上述问题,智能化配电网便应运而生,事实上现在的配电网已经开始向智能化迈进。比如现在采用的自动计量管理、移动作业管理、资产远程监控、可视化地理信息平台、基于IP的监控与数据采集技术、先进的配电网络等技术,已经在配电网中发挥了巨大的优势。
1 传统的配电网面临的压力
1.1 经济压力
配电事业属于资本密集型行业,其采用“成本加”的方式来回收投资,因此,供电基础设施的更新改善往往会引起电价的上升。上世纪末我国进行了大规模的城乡电网改造,也就是通过电量加价来实现还本付息的。对于一般的输变电工程,若采取提高电价,势必将会引起公众的不满,其可操作性也不强。
现在,人们普遍希望电力价格逐步降低,或者稳定不变,因此,电量提价的空间相当有限。但是随着电量需求的不断增加以及大量电源的不断建设,配电网逐步向高电压、大电网的方向发展,在目前电力改革中,用户对电力销售价格的预期水平是不变或逐步降低的,电力价格的上涨空间将越来越小。而随着电力需求的增加和大量电源的建设,电网逐步向高电压、大电网发展,因此,电网的运行控制将更为复杂,其建设、运行成本将更高,从而缩小了供电企业的利益空间。而对于那些尚未进行改造的设备来将,根据盐盆曲线理论,这些资产将时刻威胁着电网的安全。
1.2 峰荷压力
随着我国经济的迅速发展,人们的生活水平不断提高,人们对电能的需求量也不断的攀升,尤其是大量的家用电器的使用,给人们生活带来方便的同时,也增大了人对电的依赖程度。另外,随着现代信息技术的广泛应用,大量的计算机以及电子设备对供电不断提出新的要求,电力供应质量差,或者供应不足对人们的生产、生活的影响越来越严重。
由于用户对电能的需求的迅速变化,高峰负荷的急剧增大,给配电网的容量带来了很大的压力,尤其是大量空调的符合,更加加剧了峰荷的压力。由于需求量的急剧增长导致投资额度的不断增加,由于受到政策的限制,供需市场杠杆不能有效的发挥作用,因此,就会出现拉闸限电的现象。
1.3 分布式发电带来的压力
由电力工业经济学原理,可得大规模的不一定是经济的,这就给小规模的发电装置连接到电网提供了契机。
(1)来自环境的制约。
现在人们对居住的环境越来越看重,国家的政策也倾向于大力开发有利于环境保护的新型电能,比如太阳能发电、风能发电等。另外,开辟新的电力走廊需要占用大量的土地资源,现在的土地资源也日趋紧张,因此,开发代价越来越大。
(2)来自追求效率的驱动。
人们在就地利用小规模燃气发电装置等新技术方面有了进步。
(3)经济上的考虑。
一般大型的电厂都距离负荷中心非常远,而又要满足短时峰荷,这是相当不经济的。而分布式发电其投资小,发电方式灵活、适应性强,无数的小型发电长并入大电网给传统的电力系统带来巨大的冲击。
2 智能配电网
2.1 概述
智能配电网是以配电网及其相关资产为中心,针对其设计建造、运行、维护等综合应用各种先进自动化技术、通信技术、信息技术以及现代管理理念和手段,实现延长设备寿命,确定更换资产的优先顺序,降低配电网络改造花费和防止配电网络故障等目的,最终使供电企业能够提供质优价廉的服务。智能配电网应该具备如下特点:灵活性强、功能多样、能安全可靠的提供高质量的供电、能促进社会经济发展。
2.2 智能配电网必须依赖的几项技术
(1)自动计量管理。
自动计量管理可以在一定程度上缓和需求的增长与供电的矛盾,还能够减少窃电现象。将智能仪表安装在家庭内或者商业区,可以收集到不同时间内的电力消费数据,可以有助于实现分时计价,促使、鼓励用户避开用电高峰期或者在用电高峰期内减少用电,通过鼓励避峰消费,还有利于平衡配电网络负载。分时计价由于有利于减少需求增长,可以减缓电网改造的时间,又可以保持电价的相对稳定,因此受到各地政府的欢迎。另外,这些安装在配电网上的智能仪表也可以帮助供电企企业准确的判断发生窃电的位置,以便及时采取有效的防治措施,减小企业的经济损失。
(2)资产的远程监控。
资产的远程监控制可以使得关键配电网资产的使用寿命延长,还可以通过故障预测改善供电服务水平。传统的遥测网依赖于点对点的通信系统,设置在配电网络的故障指示器和开关连接到中央控制室,为了发送和接收信息,每个设备需要建立专门的通道,很多的设备之间完全没有连接,大量的计量设备是由现场的工作人员进行读数,因此配电网管理信息延迟,出现故障时不能及时处理,而需要等到用户投诉时才能发现处理。
智能配电网的遥测可以准确的提供实时状态检测,它废弃了点对点的通信方式而支持标准的分组网络。利用先进的传感器替代简单的故障指示器,可以=更为准确的提供设备的详细状态信息,有利于工作人员准确及时的处理故障。智能配电网不但可以帮助准确判断、预测故障,还可以记忆故障,以便于控制中心准确的采取措施进行处理。
远程传感器能够监测配电网络运行和配电网络容量是否一致,当元件开始超出优化范围时可及时给运行人员警示。传感器能在配电网络开始发生局部故障时探测发现问题,例如长时间过热引起的变压器绝缘恶化。基于这些传感器的反馈,控制中心能调整配电网络结构以减少危及设备安全的负荷,或通知现场运行人员来处理。来自传感器的数据也能用于优化维修计划和更新设备,使已有配电网络容纳分布式发电的同时避免改造花费。
通过故障预测的位置数据,可以准确的派遣工作小组到受到影响的地方进行处理。智能终端仪表可以通过远程识别故障发生的地点,并提供准确的诊断数据,以便加快修复时间,提高服务水平。
(3)基于IP的SCADA与无线通信技术。
配电网的数据采集及监控对象来自广大地域的配电线路、一次设备以及配电终端,它们大多运行在温度变化剧烈、环境污染、电磁干扰、存在外力破坏可能性的恶劣环境中,这就对它们以及连接它们的通信系统提出了更高的要求,要求它们必须具备很高的可靠性。
采用基于IP的SCADA不但可以降低通信成本,并且可以提供一个强大的、可靠的体系结构,可以超越原有通信基础设施的束缚,可以大规模的跨通信网络支持传感器、智能仪表以及远程个人数字助理的使用。基于IP的SC ADA是将成本密集的专SCADA替换为标准互联网通信协议。这种变化将从依赖设备生产厂商的私人通信协议中解放出来,并提供更高的通信网络容错。SC ADA功能覆盖了高、中压的配电网,并正在向低压发展。新的宽带电力线通信技术的应用范围正不断扩大,为基于IP的SCADA开辟了新的手段,进一步巩固基于IP的SCADA互联技术。
无线通信技术不断迅速发展的同时,装备PDA与数字地图的工作组件随时掌控着由中央控制中心传输过来的信息,便于实现移动作业管理,有助于提高维护、修理速度和正确性,改善客户服务和树立企业良好形象。
(4)地理信息系统。
GIS技术在配电网规划中的应用将会越来越广泛,因为直接关系到电力系统的可靠性的SCADA需要在GIS上显示实时的信息,另外,调度SCADA/DA也是依赖GIS图形和数据,所以说GIS技术在配电网中的应用将越来越广泛。
此外,GIS对于配电网中的设备管理有着很重要的意义,可以实现空间管理以及快速定位。特别是在配电网发生故障时,能够精准的确定故障设备的位置,以便派遣移动作业小组快速的进行抢修,能够最大限度的缩短由于故障引起的停电时间。
(5)先进的配电网络分析。
先进的配电网络分析主要有设备寿命分析、配电网优化设计、配电网运行分析这三个方面。
①设备寿命分析可以帮助确定配电原件的更新时间,以及确定产生故障时的维修方案。配电网络原件随着使用年限的增长而不断恶化,可以通过分析相似设备相似形式的故障数据,采用基于历史使用模式对配电网原件的寿命进行分析。
②配电网络设计优化可以大幅度的减少配电网的运行成本。避免改造那些不必要改造的配电网,如果没有智能配电网提供的详细信息,供电企业就必须大面积的改造电网来应对负荷的增长。
③配电网络运行分析可以提高配电网的可靠性。通过实时监测故障电流,工作人员可以采取配电网络分解及开关的转换来隔离故障区域以及改变运行方式,避免过多的网损,提高系统的安全性。
2.3 智能配电网框架
智能配电网是将多种技术整合于一体,使之互相弥补、相互作用,不仅发挥出单个技术的特点,也发挥协作的优势。利用传感器与智能仪表的持续监测以及采集配电网的数据,经过加工后传输至数据库,然后通过先进的电网络分析,数据被深入挖掘支持企业的战略需要,有利于确定企业的目标投资。同时也可以让运行工作人员在配电网将要产生停电事故时进行实时重构,对配电网结构进行优化。
3 结语
智能配电网是将多种技术优势有机的结合于一体,为供电企业缓解负荷增长的矛盾,并提高供电的质量与供电的可靠性,减少运行成本成为可能。随着电力工业的不断发展,智能配电网的应用也越来越广泛,其发挥的效益也越来越显著。
摘要：随着社会的进步与发展,人们对供电量及供电质量的要求越来越高,因此智能化配电网的应用越来越广泛。本文着重讲解了智能配电网的各种相关技术,主要有自动计量管理、移动作业管理、资产远程监控、可视化地理信息平台、基于IP的监控与数据采集技术、先进的配电网络等。
关键词：智能化配电网,移动作业管理,资产远程监控
参考文献
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21世纪以来,随着全社会对电能质量、优质服务、节能减排、环境保护等要求的不断提高,电力系统面临着越来越多的挑战。推动节能减排、服务“两型”社会,迫切需要推动新型电能利用模式,提高电能在终端能源消费中的比重。在中国油气资源供应能力有限的情况下,推动新型的电能利用模式,优化能源消费结构,大力提高电能在终端能源消费中的比重,是促进节能减排、服务“两型”社会建设、提高能源利用效率的重要途径,是国家能源可持续发展的必然趋势。
国家电网公司提出了加快建设以特高压电网为骨干网架,各级电网协调发展,以信息化、自动化、互动化为特征的坚强智能电网,努力实现电网从传统模式向高效、清洁、互动的现代电网模式的升级和跨越,全面提高电网的资源优化配置能力和电力系统的运行效率,保障安全、优质、可靠的电力供应。开展配电自动化试点建设,探索智能电网目标下的配电自动化实现方式,验证制定相关标准的科学性,为配电网的监测和控制提供坚实基础,是建设智能配电网的基石。
随着国家电网公司提出建设智能电网的规划目标,配电自动化系统又迎来了新一轮建设高潮。截至2012年3月,厦门、北京、杭州、银川4个国家电网公司第1批配电自动化试点工程已经通过了实用化验收,南京、成都、宁波、天津等19个国家电网公司第2批配电自动化试点工程已经通过了工程验收。随后,配电自动化系统进入了大规模推广应用时期。本文介绍了配电自动化建设目标、标准以及试点工程项目的关键技术。
1 配电自动化建设目标
“十二五”期间,国家电网公司将在200个地市级单位、42个县级单位开展配电自动化建设。
2011年完成北京、上海等23个重点城市主城区或核心区的配电自动化建设;启动济南等6个重点城市及泉州市城市核心区的配电自动化工程建设(共计开展30个)。
2012年开工建设乌鲁木齐1个重点城市及临沂、扬州、井冈山、赤峰等69个地级城市的配电自动化工程(2012年开工建设70个,累计开展100个)。
2013年及以后开工建设拉萨1个重点城市以及北京石景山、芜湖、许昌、吉林市、喀什等99个地级单位的配电自动化工程(2013—2015年开工建设100个,累计开展200个)。
2 配电自动化建设标准
国家电网公司制定智能电网技术标准体系[1],用以协调和指导智能电网相关技术领域发展。智能电网技术标准体系包括综合与规划、智能发电、智能输电、智能配电、智能用电、智能变电、智能调度、通信信息8个专业分支、26个技术领域,共由92个系列标准组成。
智能配电重点关注3个关键技术领域,分别为配电自动化、配电分布式电源并网、配电储能系统并网。具体内容见图1。
配电自动化方面制定的标准主要包括配电自动化技术导则、建设系列标准、运行控制系列标准、自动化系统和设备系列标准、验收和运行维护方面的标准。其具体标准包括《配电自动化技术导则》、《配电自动化建设和改造标准化设计技术规定》、《配电自动化主站系统功能规范》、《配电自动化终端、子站功能规范》、《配电自动化主站系统验收规范》、《配电自动化终端设备检测规程》、《配电自动化验收细则(第二版)》、《配电自动化实用化验收细则》、《配电自动化运行维护管理规定》[2,3,4]。
3 建立先进配电自动化信息交互体系架构
配电自动化平台建设面临相关业务系统已经或正在建立的实际环境,必须解决电力流、信息流和业务流的高度融合,才能实现智能电网的终极目标[5,6,7,8]。
配电管理专业要以停电管理、配电生产运营指挥需求为导向,信息要以配电自动化、地理信息系统(GIS)等业务系统为核心,在电网主配电网公共信息模型(CIM)基础上,完成配电自动化、调度自动化、GIS、生产管理系统(PMS)、调度管理系统(OMS)、营销客户管理系统等信息的整合、共享和应用集成,实现停电管理、配电网风险管控、配电生产应急指挥、与“95598”系统互动、与用户互动、基于GIS的作业管理等功能。
配电自动化的标准化设计要求配电自动化系统建设应完全遵循IEC 61968/IEC 61970标准[9,10,11,12],真正实现系统的标准化、开放性和灵活性,使系统具备整合各类异构信息数据源的能力,确保系统可持续发展,为最终实现智能配电自动化系统建立一个信息交互体系架构[5,6]。建成基于国际标准的信息交换总线,实现模型的自动校验和信息的跨区安全交互,实现系统间应用灵活集成和互操作。
为了简化图形维护环节,使各系统间图形数据达到标准统一,利用已有的GIS图源,通过标准、统一的互操作手段,对其他系统图形进行维护,以保证各系统间图形的一致性。
根据IEC 61968标准,从GIS导出的图形和模型,能够根据不同的需要实现多系统的图形应用。同时,扩展了可伸缩矢量图形(SVG)的数据标准,使SVG与CIM实现了一一对应,解决了适用于调度数据采集与监控(SCADA)系统的SVG中图形对象合并与适用于配电网数据分析SVG完整性统一的问题。
创新应用主配电网CIM一体化建模技术,实现了GIS与配电自动化的互操作。实现了配电网实时信息、电网拓扑、设备信息、用户信息及地理信息等输、变、配、用电信息的高度整合;建立了统一的信息集成及交互规范,在此基础上实现了GIS与配电自动化图形模型的互操作,并在GIS中实现了电网实时数据集中展现,确保了电网图模库数据源的唯一性。
采用面向服务架构(SOA)整合现有业务系统[7],实现了对配电网相关信息的梳理整合,监督了配电网相关信息系统维护的及时性和准确性。将检修、消缺、技改、抢修等生产运营工作纳入到一个统一的平台,实现部门、专业、单位间的高效联动和互动;实现了生产环节风险可知、可控;应对措施科学合理;实现了电网生产信息与客户的互动。实现了分布式光伏和电动汽车充电站/储能站监控信息接入配电自动化系统运行管理。
结合配电网网架多联络、多电源特点,考虑不同管理层次的需求,在数据“源端唯一、全局共享”的指导思想下,研发了适用于配电管理的图形系统,实现了配电网分层次、分供电区域的配电调度管理。
为实现配电网中海量数据的存储及快速交换,建成了符合IEC 61970/IEC 61968标准的资源中心,实现了包括电网资源、网络拓扑、图形、设备台账等基础信息,线路负荷、设备状态、设备事件等电网实时运行信息,停电检修计划、工作执行情况等业务管理信息等资源的共享。配电资源中心对内可实现各类数据的标准存储,对外可利用IEC 61968规范消息机制,通过服务规范进行标准的服务功能发布,真正实现SOA中服务重用和透明访问的思想精髓。
建成了基于GIS配电通信网集中监控管理系统,实现了在地理空间背景下,各通信网的网管系统、光缆在线监测系统、通信网实时监控系统的信息共享和图形化管理。
4 配电自动化试点工程
基于智能电网的配电自动化工程需要对智能配电的新的内涵作开发研究,同时需要保证工程建设成功,因此,在规划和标准建立以后,需要通过试点工程论证其科学性,包括配电自动化建设规模、技术路线、实现模式、功能配置和投资估算等方面。
第1批配电自动化试点工程选取具有典型意义的4个地区开展,充分考虑到标准化设计与差异化实施的需求,试点工程中开展了智能配电的专题研究,包括智能配电网框架体系研究、基于国际标准的配电自动化系统研究与建设、配电自动化终端研究与应用、分布式电源接入控制研究等专题,研究成果在配电网调控一体化建设、信息交互、分布式电源和电动汽车充电站(储能站)监控信息接入等方面得到了充分应用。
北京电力公司采用主配电网一体化建模技术,扩展了主网设备模型和SCADA监控功能,达到了主配电网设备模型、监控信息、网络拓扑3个层面的无缝整合和综合应用,实现了城区公司范围各级电网的运行监控。杭州电力公司开展了基于IEC61968标准的互操作研究和实践,制定了配电网管理系统体系结构、数据交互及服务标准,建立了符合国际标准的配电网管理系统总体框架。厦门电力公司整合了原有4个分局独立的配电自动化系统,统一了配电调度管理,建立了统一的配电网调控平台,并实现了配用电互动的停电管理功能。银川电力公司通过信息交互总线的建设,实现了配电自动化系统与外部系统的数据交互,完成了配电自动化设备与配电网一次设备的一体化组合设计安装。这些技术创新使配电自动化系统突破了传统的技术架构,体现了开放性和互动性的智能电网特征,为试点单位实施配电网调控一体化管理、强化配电网生产管理提供了有力的技术支撑,同时推进了智能配电网关键技术和设备研制工作的开展。
配电自动化试点工程在项目管理、技术路线、工程实施、装备水平、运行维护管理等方面均有新的突破,主要体现在:建设管理规范、技术架构先进、系统功能实用、信息交互标准、通信方式可靠、运行维护管理精益。为配电自动化的全面建设积累经验、树立样板。
5 典型案例
厦门配电自动化试点区域位于厦门本岛,2010年,供电量为14.37 TW·h,最高负荷为2 862 MW,在福建省的供电企业中名列前茅,对福建的经济发展起着举足轻重的作用。总供电面积134km2,是厦门市经济、政治、文化、金融中心,重点发展第三产业和高科技产业,承担着城市服务中心、集散中心和研发中心功能。试点区域有6座220kV变电站,22座110kV变电站,10kV馈线525条,开闭所269座,配电站593座,配电室198座,环网柜830座,箱式变电站262座。
完成了建设坚强一次配电网、配电自动化主站系统整合及接口改造、配电自动化终端完善与建设、完善配电通信网络、基于信息总线的配电网调控一体化技术支撑系统建设、交互系统建设与分布式电源试点、配电网调控一体化建设等7项标志性工程。
建成了一套稳定、可靠、功能齐全的配电主站系统,具有超过80万点的超大数据处理能力,可以满足厦门电网未来5~8年的发展需求;实现了配电SCADA、馈线自动化、网络拓扑、配电仿真、统计分析等功能;系统集成实现了与GIS、能量管理系统(EMS)、PMS的接口与数据交换。
5.1 配电自动化终端
试点应用了“一遥”、“二遥”自动化终端。
一遥架空故障指示器增加了数据远传功能,能快速完成故障定位。其中,无线通信技术与环保的太阳能取电技术得到了应用。既克服了传统故障指示器数据不能远传的缺点,又解决了数据远传装置工作电源问题。
二遥电缆故障指示器增加了遥信、遥测功能,并能将这些数据远传。远方主站根据收到的数据信息,迅速判断故障发生的时间和地点、故障类型与当地的负荷情况。
5.2 配电通信网
试点以以太无源光网络(EPON)技术为主,EPON技术由于组网方式较为灵活、纤芯资源利用率高,试点工程选取了4个子站片区共116个节点试点EPON技术。既有一分多的星形拓扑,也有一分二的总线型拓扑,每个节点采用双链结构互为冗余,当一条链路发生故障时不会影响后续节点的通信,保证网络的可靠性。
5.3 信息总线建设
通过信息总线建设,规范相关系统信息接口,将配电自动化主站系统与GIS,PMS,EMS整合,实现多平台之间的信息交互,不同管理部门之间业务形成有效互动,并提高了故障停电、报修、抢修、恢复送电等过程与终端用户的互动性,充分体现配电自动化互动化的应用特点。
配电自动化与配电生产工作流程紧密结合,确保配电自动化系统的实用性,根据配电运行管理需求及配电自动化应用功能特点,制定配电生产工作流程,将配电自动化功能嵌入到业扩报装、设备改造、线路检修、故障抢修等配电生产工作各主要环节,实现配电自动化设计、施工、运行全过程闭环管理,保证数据的实时性和准确性,确保配电自动化系统的实用性和持续改进。
5.4 配电自动化与配电网同步建设
配电自动化与配电网一次网架“同步设计、同步施工、同步验收、同步投运”,做到每一项工程“建成即验收,验收合格即投运,投运即应用”。制定管理规定,明确要求设计有自动化“三遥”的工程在竣工时必须由自动化遥控操作进行送电,其余安全自动装置也必须同步投入运行。将配电自动化建设工作固化在配电网生产建设中,高效推进配电自动化建设工作的开展。
6 结语
配电自动化不仅在配电网故障情况时进行快速诊断、自动隔离,以减少故障停电范围,恢复非故障段供电,提高供电可靠性;而且在配电网正常运行时,通过监视配电网的运行工况,优化配电网的运行方式,合理控制用电负荷,改善供电质量,从而提高设备利用率,实现电网经济运行。试点工程通过配电自动化系统与相关应用系统的信息交互,实现了对配电GIS、PMS、用电信息采集系统、营销管理信息系统、“95598”等多个系统之间的互动应用,加强配电网故障抢修、检修的信息互动与业务集成,为配电网生产抢修指挥提供技术支撑,提高配电网精益化管理水平。
摘要：建设基于智能电网的配电自动化是智能电网的重要环节。文中介绍了开展配电自动化试点建设的有关情况和标准,总结了智能电网目标下的配电自动化实现方式,并以厦门配电自动化试点项目为例进行了详细分析和说明。
关键词：智能配电网,配电自动化,标准体系,信息交互体系框架
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1.1 故障自愈控制技术
所谓故障自愈计数, 即借助先进的保护和控制手段, 实时掌握电网运行状态, 能够及时发现、诊断和排除故障隐患, 尽可能减少人为干预, 最大限度降低对非鼓掌用户正常供电的影响, 相关技术的推广, 对保证电网运行稳定性和提高供电可靠性具有重要的意义。概括来讲, 故障自愈体现在两个方面, 即自我预防和自我恢复, 其中预防需要借助传感测量与仿真分析技术, 恢复则需应用自动控制手段, 这是配电网智能化的具体体现, 能够从整体上提升电网的运行能力。随着科技的进步以及数字设备的广泛应用, 电力供应的可靠性备受社会关注, 目前供电企业都在着力发展故障自愈技术, 其目的在于提高供电的可靠性、电能质量以及降低线损率。就国内配电网故障自愈控制技术发展状况来看, 可将其分为就地控制技术和集中控制技术两大类, 前者通过对重合器和分段器的重合控制来实现对故障的隔离, 及时恢复供电, 其中以电压电流型较为常见;后者是通过接收主站集中处理馈线终端的故障检测信息来对故障进行定位, 远程操控恢复供电。实践证明, 与就地控制技术相比, 集中控制技术的应用效果更为理想, 其在确保系统正常供电的同时, 能够在一定程度上缩短停电时间, 国内更多应用的是集中控制技术来进行自愈。
1.2 故障自愈处理流程
智能配电网故障自愈技术基础层、支撑层和应用层组成, 并由此构成了统一的技术体系, 其中基础层包括网架结构和先进终端设备, 支撑层复杂管控整个配电网的信息交互, 而最终自愈处理策略的生成以及后续实施则在应用层完成, 其处理流程为:其一是故障启动, 配电网自愈功能的启动需要具备四个条件, 即分闸加保护、加事故总、分合分和非正常分闸;其二是故障定位, 系统由开关、保护信号等构成, 通过对这些内容所处状态进行拓扑分析, 能够及时发现故障;其三是故障隔离, 需要得出故障隔离最小区间, 并在此基础上制定隔离方案;其四是故障恢复, 系统通过能够自动别故障并选择优先级别进行自愈, 给出最优恢复策略;其五是故障信息存储, 主要用于记录用户的操作记录, 如开关操作时间、操作结果等, 当事故处理完毕后, 完成故障处理后, 系统会将相关信息存入到历史数据库, 以备不时之需;其六是互动信息, 系统会通过语音告警等手段告警, 重点对故障区域进行着色显示, 以便于故障处理。
2 典型故障处理策略以及自愈模块演示
2.1 典型故障处理策略
智能配电网故障可分为简单故障、复杂故障和含分布式电源故障处理, 具体内容下:
2.1.1 简单故障处理
在断路器出口故障中, 一旦断路器跳闸, 故障启动条件就已经具备, 通过故障定位可确定故障区域, 并通过故障隔离来断开故障线路, 同时恢复故障下游供电, 其具体路径是根据线路剩余容量的大小来选择优先级恢复路径, 对于恢复路径开关挂有检修牌拒动的断路器, 系统不会将其列在恢复路径中。除断路器出口故障外, 简单故障还包括母线故障、电缆线故障和线路末端故障, 故障处理策略在此不做一一列述。
2.1.2 复杂故障处理
包括故障不连续、本侧多点故障、本侧对侧同时故障、扩大隔离范围、甩负荷、联络开关故障和越级跳, 以故障不连续和扩大隔离范围为例, 前者断路器跳闸后, 故障启动, 系统对有故障电流和无故障电流进行定位, 若故障电流信号不连续, 可判定该区域存在故障, 通过对开关、保护信号的模型以及状态进行拓扑分析, 明确故障区域, 并依次完成故障隔离和故障恢复;后者故障隔离最小区域即过流保护确定的故障区域, 受到其他因素影响, 根据过流保护确定的故障区域存在被扩大的可能, 如挂有不可操作标志牌的隔离开关, 再有就是隔离开关上送拒动标志信号和开关是否可遥控, 出现这种情况后, 将不可避免扩大隔离范围, 以实现最大范围恢复非鼓掌区域的供电, 其处理流程为:故障启动后, 将有故障电流附近区域视为故障区域, 对于不可遥控开关, 将故障区域进行自动扩大, 由下一个可控开关来完成, 断开故障区域后再恢复下游供电和上游供电。
2.1.3 含分布式电源故障处理
即网络中含有分布式电源, 开关分为分布式电源并网开关和同期开关, 对于存在多种恢复路径的处理, 为确保供电的可靠性, 应优先选择主电网电源, 通常故障发生后, 主线路上会有短路电流产生, 跳闸后, 分布式电源并网控制开关的网灵敏度相对较高, 会优先跳开, 此时应优先选择主电网电源作为恢复方案;再有就是分布式电源参与自愈处理策略, 包括三个原则:若分布式电源参与供电恢复, 则应对分布式电源容量进行预测, 维持原有供电能力, 同时能够保证系统计算供电范围, 若分布式电源参与供电并计算供电范围, 则应优先选择准同期开关作为联络点, 经此处理, 故障恢复后便可进行并网操作, 若分布式电源仅参与供电, 则应先恢复负荷, 从零开始。优先选择主电网电源作为恢复方案, 其中只存在分布式电源这一唯一恢复路径, 通过该路径参与恢复供电, 先对分布式电源发电容量以及准同期开关位置进行预测和判定, 明确分布式电源供电范围, 由于分布式电源参与供电, 供电负荷应从零开始逐渐累加, 在恢复供电之前, 应先将可恢复区域的负荷开关拉开, 对其进行逐一恢复, 具体应完成分布式电源隔离负荷操作和分布式电源边界控制。
目前我国的智能配电网供电可靠性与发达国家相比仍存在很大的差距, 在现有情况下大力发展智能配电网和推广应用故障自愈技术是适应配电网智能化、国家电网管理现代化的必然趋势和发展要求, 其中故障启动、故障定位、故障隔离和故障恢复这一基本自愈流程, 充分体现了故障自愈技术的原理及相关处理策略, 将分布式电源接入现有网络结构下, 实现故障自愈, 具有一定的可行性, 可进一步提高供电的可靠性。
2.2 故障自愈模块演示
关键词：智能电网；高压电子计量体系；计量测控终端
智能电网是当今电力系统发展的主流方向，智能配电网是智能电网系统的重要组成部分。智能配电网是在当前配电网的基础上，将现代传感、测量、通信、计算机和控制技术与配电网络高度集成形成的新型配电网[1]。与传统配电网相比，智能配电网整合了配电网实时运行信息和各种管理信息，为配电网运行和管理人员提供更全面、更完整的电网状态信息，改变过去以时间滞后的有限信息为依据的配电网管理方式，促进配电网精细化、智能化运行的实施。
传统配电网的电网数据采集和电能计量主要采用基于电磁式互感器的高压计量箱或高压计量柜来实现。而智能配电网的发展则需要响应更快、数据更准、智能化程度更高的电网数据采集和电能计量平台，并以此为基础来建设配电网的高级计量体系（AMI）。AMI通过传感装置（新型互感器）、智能电表、电力通信网络将电力公司和用户紧密相连。结合相应的量测数据管理系统，AMI不仅能够有效监测电网运行状况，为需求侧管理（DSM）的实施提供数据支撑，还能为电力公司解决以下问题提供技术支持：①削峰填谷；②降低用电客户的管理成本；③缩短电费回收周期；④窃电防治；⑤掌握客户用电特性，更好地编制用电计划；⑥优化负荷管理，创造社会效益；⑦优化线损计算，为能量平衡提供依据；⑧及时准确地检测故障[2-5]。
智能配电网建设计量体系首先要解决计量测控终端的问题。通过新型传感装置、新型电能表和通信装置解决电网运行和计量数据的全面、准确、高效采集和高效传输，从而满足智能配电网的功能需求。
1 传统配电网高压计量系统存在的问题
目前，10kV中压配电网多采用两元件法（两台电磁式电压互感器、两台电磁式电流互感器和一只三相多功能电能表）进行电能计量和电网数据采集。这种计量系统存在的问题包括：①互感器体积大，绝缘较为复杂，导致铜、铁和绝缘材料的大量消耗；②电流互感器仅在低压状态下检定，未考虑高电压对电流互感器的影响，其实际误差具有不确定性；③电磁式互感器在中性点不接地（或小电流接地）的配电网运行时，易诱发铁磁谐振而导致谐振过电压，危及电网安全；④两元件计量方式难以满足不平衡負荷的精准计量；⑤电磁式互感器频带较窄，难以准确获取电网谐波信息和瞬态信息，不利于电网安全管理；⑥电磁互感器实际运行负荷往往远离互感器设计的下限负荷，互感器空载损耗大，造成电力浪费；⑦缺乏实时性强、可靠性高的远程数据交互平台。
要实现配电网的智能化建设，需要优先解决电网运行和计量数据测的全、测的准、响应快、传输可靠的问题。配电网的高压计量系统就是解决这一问题的实施平台。采用新技术合理配置高压计量终端，将测量、计量、保护和通信功能进行有机融合，可有效推进配电网的智能化建设和需求侧管理的实施。
2 计量测控终端的组成
2.1 传感系统
计量测控终端的传感系统主要由电阻分压电压互感器和罗氏线圈（或低功耗小铁心）电流互感器组成。电阻分压电压互感器采用纯阻性的纳米导电陶瓷精密分压电阻作为感知电网电压的一次传感器。由于精密分压电阻为纯阻性元件，具有电磁式电压互感器无法比拟的响应速度、线性度和频带宽度，能快速、准确地采集电网的瞬态、基波、谐波和直流分量信息，可以为计量、保护和运行监测提供全面、准确的线路电压信息。罗氏线圈（或低功耗小铁心）电流互感器具有良好的线性度和宽频带宽度，能快速、准确地采集电网的瞬态、基波、谐波信息，可以结合电阻分压互感器提供实时、全面、准确的线路参数，为计量、保护和运行监测提供支持。
传感系统包括三支电压互感器和三支电流互感器，提供的线路电压、电流信息均是实际测数据，能够适应不平衡电网的准确测量，同时可避免利用两元件计量漏洞窃电。
电阻分压电压互感器和罗氏线圈（或低功耗小铁心）电流互感器的功耗和铜、铁资源消耗远远低于传统互感器，可以节省大量运行能耗和铜、铁资源。现对于传统铁磁互感器，消除了铁磁谐振危害，有利于电网安全。
2.2 智能电表
计量测控终端的智能电表作为本地智能系统的中枢，包含数据接收单元、计量单元、保护控制单元、数据存储单元、人机交互单元和中央处理器。来自传感系统的线路参数通过数据接收单元进入智能电表后，计量单元和保护控制单元共享线路参数。计量单元对电能进行精准计量，确保整体计量精度达到有功0.5s级和无功2级。保护控制单元则对线路参数进监测和实行综合处理，按照设定的规则和上级指令对本地线路进行保护和控制，向执行系统下达动作指令并接收执行系统状态反馈信息。数据存储单元存储指令、协议和计量、测试数据。人机交互单元则负责测控终端和用户之间的信息交互，是实现电网与用户互动化的平台。中央处理器则负责智能电表各个单元之间以及计量测控终端与上级之间的信息交互、协调。
2.3 通信系统
计量测控终端的通信系统是以GS-18电力线载波通信单元为核心的宽带电力线载波系统。该系统负责将本地的计量、测控、保护信息和用户反馈信息上传和上级管理、控制指令的下达。通信系统由动态组网与数据管理单元、GS-18 OFDM载波单元和信号耦合单元组成。
动态组网与数据管理单元承担动态组网和数据收发管理两大功能。电力线是连接电力用户和电力运行管理部门的天然网络，是电网通信的优选信道。但是，由于电力线是为了传输电能而架设的，线路上连接有各种负载，因而其信道特性具有时变性。为了实现在电力线上高效率、高可靠通信，动态组网与数据管理单元将依据GS-18 OFDM载波单元获取的信道特性动态配置通信频率等参数。GS-18 OFDM载波单元是以GS-18载波芯片为核心的宽带电力线载波通信模块，该模块具有18个独立的通信频段、54个子载波，能够在数据通信的同时检测电力线信道特性，并在动态组网与数据管理单元的支持下从18个通信频段中选配合适的通信频率组合动态组网来适应时变的电力线信道，确保高效率、高可靠通信。信号耦合单元承担着信号耦合和高压-低压电气隔离的功能。通过信号耦合单元，可实现通信信号在电力线与通信系统收发单元之间的耦合并确保通信系统电气安全。较传统的SMS或GPRS信号传输有着信号稳定、没有通信费用的优势。
2.4 执行系统
计量测控终端的執行系统由永磁开关单元、状态指示与反馈单元及手动开关组成。该系统承担本地保护动作执行和上级管控指令执行的功能。通过该系统，可以快速实现故障线路剥离、负荷管控等功能。
3 计量测控终端的应用
计量测控终端作电网数据采集、数据交互和电能计量的平台，主要安装于配电网的转变用户的进线侧、公变台区进线侧、线路重要分支节点和不同线路互倒开关点等重要节点。计量测控终端的传感系统、智能电表、通信系统、执行系统四大功能模块能够实时监测各节点的运行参数，在实现本地计量、保护的同时还能与上级和用户进行高效的数据交互。计量测控终端利用GS-18电力线载波通信系统通过电力线与变电站终端进行数据交互，各个变电站终端与供电公司服务器实时交互数据，从而推进现配电网管理的信息化和互动化。
与传统计量系统相比，计量测控终端可以为电网经济调度和线损分析提供实时数据、还可以在线实现窃电防控和负荷管控等功能。
我公司4座变电站6条10kV线路安装计量测控终端46套组成智能配电系统。利用该系统，运行数据的实时、可视地体现在运行管理系统上，各岗位可以随时调取所需数据进行分析调度，大大提高了工作效率。该系统还在窃电防控和负荷管控上显示出了独特优势。运行期间，分支线路计量测控终端通过定值整定配合共正确动作16次，缩小了停电范围，提高了供电可靠性；配合线损测算软件，准确定位线损异常分支，缩小排查范围，提高了工作效率，共协助查获窃电户6户，挽回经济损失20余万元，其中系统提示某用户出现三相严重不平衡、且用电数据偏离该用户用电习惯统计数据。管理人员及时通过系统警示用户，防止了一次用户在B相非法取电、可能危及电网安全的窃电行为的发生。用电高峰期间，通过该系统分时段配置各专变用户负荷，由系统自动监管各节点用电状况并及时将用电状况通知供电公司和用户，避免通过拉闸方式调配负荷。
4 结论
计量测控终端是一种将测控、保护、计量和通信功能进行有机融合的配电网智能装备。通过该系统，可以实现配电网重要节点的本地计量、保护和配电网管理的信息化和互动化。
实际运行表明，计量测控终端在电网经济调度、线损分析、窃电防控和负荷管控上有独特的优势。
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智能配电网技术已经得到了广泛的应用, 它的功能有很强的可靠性和安全性, 并且不会破坏生态环境的发展, 是一项可持续发展的资源技术。近年来, 节能减排和绿色能源等是国家重点支持发展的能源建设, 智能配电网技术就是向着这个目标发展的, 质量也有所保证, 通过智能化控制对系统进行操作, 用户操作起来更加方便。智能配电网技术的成本投入非常合理, 并且也可以带来很好的经济效益。
智能配电网技术
智能配电网技术对整个运行系统起着优化作用, 管理分工详细, 通过各种技术的结合应用对配电网系统进行监督和控制, 对整个工作流程都会提前做好安排, 所以出现差错的几率很小。智能配电网技术不仅能够对整个系统实行监督和控制, 利用这门技术还能对系统运行做出数据的收集、分析, 从中发现问题并且解决问题, 提高资源的利用, 保证广大用户供电的可靠性和安全性。其中, 配电自动化建设占据重要的地位, 智能自动化对整个系统运行起着关键的作用, 除了可以控制、监督, 对系统运行还起着协调的作用, 用户之间实现交互功能, 这种做法大大提高了工作效率和资产使用率, 在系统发生故障时, 能够及时的发现问题所在, 并且解决问题, 分析出现问题的原因, 为以后的工作提供很大的便利。
智能配电网的运行管理现状和实施原则
配电系统在整个运行系统处于最末端的位置, 但是配电系统是保障整个系统正常运行的关键, 能够维护系统稳定运行, 保证供电的可靠性, 最后的运行指标评价也是集中在配电系统上的。但是实际情况中, 配电网的建设跟不上时代发展的脚步, 这种情况使得供电的可靠性和安全性受到严重的威胁, 不能把配电系统的作用充分的发挥出来。输电中还会发生电量流失的情况, 这是导致用户停电的主要原因, 不仅在供电服务中出现错误, 还会增加成本支出, 给企业带来很大的不利影响。提高配电网的自动智能化是关键, 就可以解决以上一系列的问题, 设定良好的管理政策, 让系统具有兼容性、融合性, 智能配电网技术能够长久的发展下去。智能配电网要能够拥有自我恢复的功能, 在发生故障的时候, 能够判断出故障发生的地点, 并且能够快速的解决问题, 这可以大大提高供电的可靠性。
智能配网技术支持系统的实施原则有两项, 其一是可靠性, 其二是分散性。首先要具有电源点、网架、设备、通信系统、主站系统, 这些条件质量要有保证, 遮掩才符合可靠性原则。分散性原则需要设立功能、危险分散, 每个功能都要有其自己的领域, 并且能够发挥出其最大的作用, 发生危险的时候也能够实行分散原则, 这样的解决模式才能更迅速的解除故障。这两项原则的设立使得智能配电网技术支持系统的运行更加顺利, 电压合格率会不断提高, 维护用户的利益。
智能配电网的研究重点
智能配电网具有连续性质的服务, 包含配电电源、电网和用户, 把所有的业务都融合在一起, 对各个环节都进行优化, 不得出现一点差错, 配电网要经常进行维修, 保证工作过程中的安全性, 不仅仅是对系统需要进行检查, 对于所有使用的设备都需要严密检查, 引入先进的检测技术。智能配电网的设备要不断的进行更新, 使用最先进的设备是对系统运行可靠性最大的保障。配电网的智能化发展需要不断的去研究和探索, 完善相关技术。
智能配电网技术支持系统的应用
配电自动化系统建设
电力发展离不开配电自动化系统的建设, 因为传统的配电网已经跟不上时代的脚步, 存在一些问题, 而配电自动化系统可以让分布式的电源接入到运行中去, 还能阻止一些自然灾害等不可抗力事件的发生。配电自动化技术是全部系统中的重要组成要素, 实现智能化发展, 配电自动化系统包括两方面的功能, 检测与控制, 比传统配电网的可靠性和安全性都要高。并且配电自动化没有固定的统一标准, 它是多元化的, 实施的面积比较广泛, 不具有局限性, 这也是很重要的优点之一。配电自动化系统的兼容性很浅, 可以结合使用多种其他技术, 这样的系统运行起来出差错的几率非常小。
但是配电自动化也存在一定的缺点, 比如运行维护工作就比较困难, 因为系统的的结构构造比较繁多, 工作量也比较多, 在运行维护工作进行时需要先进行估算、分析, 才能更好的完成工作。配网自动化系统的实施需要遵循管理和建设并重的原则, 这样才能协调发展, 使整个系统的运行能够有效的进行控制。
配电网智能调度技术
配电网智能调度技术支持系统的主要功能是实时决策指挥, 对系统实行优化和调度。但是当前的智能调度技术还存在一些不足, 配电网智能调度技术的监控力度不大, 系统的运行要有很高的监控手段, 才能保证系统的安全、可靠运行, 这样才能间接的提高设备的控制功能。在系统运行中出现故障需要快速处理能力, 但是当今的配电网故障处理速度效率不高, 因为配电网的工作量非常大, 容易发生故障, 要想提高处理故障的效率需要加强调度的管理水平, 尽量避免人工操作, 向智能、自动化发展。
配电网数据平台和数据挖掘
首先, 配网运行的数据比较多, 这就需要进行处理、合并工作。在基础模型上建立不同功能的系统模型, 实现信息共享、传递功能。对配网的数据进行全方面分析, 挖掘出更优秀的功能。其次配网的用户种类比较多, 这需要更深的去实行数据挖掘工作, 首先, 先对配电网进行负荷数据分类, 然后进行数据采集, 提供技术方面的指导。
实时全景信息的配电网智能调度运行技术
配电网智能调度运行技术具有风险预警、智能报警、预控的功能, 利用整个电网的数据构造进行分析, 如果负荷量过大, 则可能发生风险, 要提前进行预警, 做好一切准备工作。配电网自动化操作中拥有自愈控制与快速复电的技术, 在操作之前需要建立一套完整的操作方案, 对可能发生的错误陈列出来, 这样有利于实施自愈控制。如果是因为故障而发生停电情况, 给客户带来了一定的影响, 则需要复电系统运用动态系统拓扑结构形式结合在一起, 这样更容易发现故障, 为工作人员提供准确的故障信息和位置, 增强供电的可靠性, 让客户满意。
实时数据库的配电网数据挖掘技术
实时数据平台有着统一运行的功能, 对于各种的数据、图形等都可以同时运行, 系统具有开放性。数据平台还具有数据加工处理的功能, 能够对一些高级的数据资源进行储存, 并且对用电负荷有相关的标准, 还具有一整套的管理制度, 最大限度的保证数据的安全性。实时符合特性分析功能是数据库挖掘技术的关键, 这样最大限度的节省了资源的使用, 减少了成本支出, 为企业带来了良好的经济效益。
总结
近年来, 随着全球经济的发展与能源需求量的增长, 为了减少对环境的影响、调整和优化能源结构, 实现可持续发展成为世界各国共同关注的焦点, 更成为实现电力工业转型发展的核心动力。在此背景下, 智能电网成为全球电力工业应对以后挑战的共同选择。
1 负荷预测的特点及影响因素
1.1 负荷预测的特点
1) 不准确性;
2) 条件性;
3) 时间性;
4) 多方案性。
1.2 短期负荷预测的影响因素
影响短期负荷预测的因素往往是复杂多样的, 因为电力系统负荷在自然和社会条件下的综合产物, 负荷的变化顺理成章地受到不同社会、自然条件的影响。其中, 社会因素主要有:能源利用、农业结构、国家政策、经济发展速度、人口增长、社会状况、节假日制度、科学技术发展水平等;自然因素则包括天气变化、自然灾害、季节更替等复杂多样的气象因素。
然而, 相对短期负荷预测而言, 因为预测的时间间隔较短, 主要影响到负荷的社会进步水平、国家政策及能源利用等社会因素与季节更替等自然因素对短期负荷的影响很小。通常影响短期负荷预测的因素主要有以下四个方面:
1) 气象条件;
2) 节假日;
3) 突发事件;
4) 随着电网企业不断走向电力市场, 除上述传统的影响因素之外, 电价水平也会对负荷水平产生影响。
2 短期负荷预测的要求及步骤
2.1 短期负荷预测的要求
2.1.1 所选用资料的合理性
短期负荷预测的目标是要取得准确、合理的预测结果, 短期负荷预测的核心是以预测对象的历史数据为基础, 建立相应的数学模型来表达短期负荷预测发展变化的规律。因此, 要取得高精度的短期负荷预测结果, 需要搜集和掌握大量全面的历史资料, 并且还需对所收集的历史资料进行深入的分析和整理, 这也是进行短期负荷预测的基础。
2.1.2 可用的历史数据
若通过不同渠道得到的数据互相冲突, 这就需要对取得的历史数据进行有效的分析和取舍, 舍去不合理的, 保留可用的历史数据。不合理数据的存在原因主要有:人为因素产生的错误以及不同的统计口径产生的误差, 这两种不合理数据较容易修正。然而由于过去的突发事件或者是因为某些特殊原因给统计数据带来严重的影响, 其得到的统计数据通常称之为“异常数据”, 它的存在会给正常历史负荷序列带来很大的随机干扰, 从而影响到预测结果的准确性, 如果这些“异常数据”太大, 将会误导所用预测模型的预测结果, 因而必须清除“异常数据”的存在给短期负荷预测带来的不良影响。
2.1.3 统计分析的全面性
面对大量所需的历史资料, 我们要进行客观和全面的统计分析。预测人员应从客观情况出发, 实事求是, 深入研究和分析历史发展的内在规律性, 为预测工作做好充分准备。
2.1.4 预测手段的先进性
其中有两层含义:一方面, 是选用的预测工具的先进性, 由于数据量较大, 因而利用计算机进行统计分析和短期负荷预测工作, 这就使得预测工作者可以摆脱繁杂的计算工作;另一方面, 是短期负荷预测理论的先进性, 可以不断发展和采用当今最新的预测方法, 借鉴其它预测领域所取得的成功经验, 使短期负荷预测精度达到理想水平。
2.1.5 预测方法的适应性
1) 由于短期负荷预测是在一定假设性条件下开展的, 这就使其含有诸多不确定因素, 利用单一的短期负荷预测方法进行预测, 很难得到较为理想的预测结果。所选用的预测方法需要与预测量发展变化规律多样性相适应, 这对预测系统建立完备的预测模型库提出新的要求, 这就称为建立短期负荷预测软件系统的基础。
2) 不同的预测模型, 要对参数进行合理的选择, 并以预测效果为依据, 不断进行自适应调整, 最终达到理想的预测效果。
3) 在不同短期负荷预测模型得到的相异规律的条件下, 进行可靠的综合分析、优化组合, 最终取得接近于该预测项的历史规律、可靠性好及预测准确率高的综合模型。
2.2 短期负荷预测的步骤
1) 确定预测目标及内容。不同等级的电网对短期负荷预测所要求内容的详尽程度各不相同, 相同地方而不同时间段对短期负荷预测的内容要求也是各不相同的, 所以应该确定有效及可行的短期负荷预测内容。
2) 与短期负荷预测有关的历史资料收集。以短期负荷预测内容的具体要求为基础, 广泛搜集短期负荷预测需要的相关材料。收集到的材料应满足全面、连贯、系统、准确的要求。除所需的历史负荷数据之外, 还应具有经济及天气等影响负荷序列变化的相关因素的历史数据。
3) 基础资料的分析。对搜集到的诸多资料要进行全面分析, 选取里面典型的, 可靠性高和可用性高的相关资料作为短期负荷预测的基础材料。对其进行有效的分析、整理, 选取出其中的不合理数据并做出适当取舍与修正。
4) 影响短期负荷预测相关因素数据的预测及获取。电力系统并不是独立的系统, 它会受到经济、社会的发展因素, 季节的变化因素的影响。我们可从有关单位取得这些影响因素的未来数据变化规律, 将其作为短期负荷预测的可利用度, 采用恰当的预测模型。若拥有较大的预测方法库, 要进行正确的判断和预测模型的取舍。
5) 短期负荷预测方法的选择。以短期负荷预测所确定的预测内容为依据, 将本地方实际基本情况和相关资料的可用度加入, 采用恰当的短期负荷预测方法。
6) 短期负荷预测的建模。对我们所要预测的对象进行有效的分析, 以历史数据的变化情况为基础, 并考虑所要预测地方的基本实情及取得的相关资料的可用度, 根据所采用的模型集, 建立可靠、合理的数学模型。通常情况下, 该步骤选用的是些成熟的预测模型。
7) 历史数据的预处理。若在必要的情况下, 按所采用的短期负荷预测模型, 用适当的方法对选用的历史数据进行预处理。该步骤在某些短期负荷预测模型中是必须的, 如基于支持向量机的短期负荷预测中需将数据进行归一化等。
8) 短期负荷预测模型参数选择。当短期负荷预测模型建立好以后, 就可根据选用的历史数据求取短期负荷预测模型参数。
9) 短期负荷预测的评价模型, 验证该模型的显著性。以假设检验原理为依据, 判断短期负荷预测模型是否合适。若该模型不够合适, 则应舍弃, 采用其它的预测模型, 重复步骤 (6) - (8) 。
10) 应用模型进行相应预测。根据前面所选用的预测模型、所得到的预测模型的参数, 对所要预测的时间段做出相应的预测。
11) 对短期负荷预测结果进行分析与评价。选取不同短期负荷预测模型及求得的预测模型参数, 对不种方法所得到的结果进行分析比较, 判定这些预测方法所取得的结果的精确度, 实现组合预测模型;也可根据预测工作者的经验、常识判断, 对预测结果进行适当修正, 最终取得理想的预测结果。
3结束语
总之, 随着电网企业不断走向电力市场, 市场经济对短期负荷预测精度提出了新的要求, 因此, 对配电网规划所依赖的短期负荷预测及其分析技术均提出了新的要求, 即对配电网短期负荷预测的精度提出了更高的要求。
摘要：智能配电网是以配电网高级自动化技术为基础, 融合先进的测量与传感技术、信息与通信技术、计算机和网络技术、控制技术, 利用智能化的配电终端和开关设备, 在各种集成高级应用功能的可视化软件和双向通信网络及坚强电网的物理支持下, 允许分布式电源和可再生能源的接入与运行, 鼓励电力用户的高度参与, 在配电网正常运行状态下实现理想的保护、检测、优化及控制, 最终提供安全、可靠、环保、经济、优质的电力供应和服务。
关键词：智能电网,负荷预测,电能质量,技术先进,经济可靠,优质服务,自动控制
参考文献
[1]牛东晓, 曹树华, 赵磊, 等.电力负荷预测技术及其应用[M].北京:中国电力出版社, 1998.
1 实现农网智能化升级改造
1.1 应用架空绝缘材料
架空绝缘导线的应用可以避免外力破坏, 规避树线矛盾, 将接地故障和相间短路减少。这样也能够降低支持件本身的绝缘要求, 将线间的距离减小, 同时还可以将同杆本身架设需要的回路数提升。一般而言, 低压干线的导线截面积不得低于120mm2, 并且还有分段开关在低压干线设置, 可以用于配电变压器布点连锁开关的增加, 这样就可以准备备用接线方式。而低压分支导线截面积需超过70mm2, 而下户线截面积应选择超过35mm2的耐候线, 进户线则选择截面积超10mm2的的束导线。在使用绝缘材料进行线路改造时, 需要选择新型材料, 如复合悬式绝缘子、防雷复合式绝缘子;引落线、耐张线、开断线等则选择绝缘穿刺线夹, 并且在线路的首尾两个位置做好接地挂环的装设, 其绝缘护套需要根据顺序进行装设, 才能够满足真正绝缘的需求[1]。
1.2 应用复合绝缘材料的跌落式熔断器
在进行农网升级改造中, 可以选择RW11-10/100型号的熔断器, 这样不仅可以保证相互之间良好的接触, 同时其绝缘水平也能满足需要。在安装过程中, 其底部的相对地面高度不得低于4.5m, 且熔断器还需要与地面保持相互之间75°的倾斜角, 且跌落动作应该灵活可靠, 相互保证紧密的接触。高压熔丝的大小需要按照配电变压器的容量来进行选择, 在配电变压器中使用跌落式熔断器, 应该放置在电力电容器的一侧, 用于保护短路故障或者是过载故障, 并且在安装过程中还应该与横担保持15°~35°的水平夹角, 如果超出了100k VA的容量配电变压器, 则选择的额定电流应该在1.5~2倍, 但是当配电变压器低于100k VA, 其选择按照2~3倍的额定电流进行, 并且还要考虑到其本身的机械强度[2]。
1.3 跌落式硅橡胶绝缘金属氧化物避雷器
使用这一类型的避雷器可以确保不停电, 就实现避雷器的完全拆除, 且也可以开展预防性的试验, 其使用方便, 且操作安全。另外, 考虑到所使用的材料包含了硅橡胶以及环氧树脂等, 所以, 就可以避免恶性的爆炸事故出现在绝缘避雷器之上。此外, 由于雷电侵袭的影响, 线路还会有自动跌落的出现, 这样就可以与线路之间形成相互的断开点, 确保落雷故障点被准确的找出, 如此也可以确保设备整体的安全性, 提升其供电可靠性。
1.4 非晶合金配电变压器
由于非晶合金本身的软磁物理特性, 所以, 其本身拥有良好的磁滞性能, 本身的磁化功率偏小, 所以, 其在空载状态下的损耗也非常小, 相比节能型S9系列的配电变压器, 其空载损耗会降低74%~77%左右, 能够将配电变压器的损耗控制在一个可以接受的范围之内。配电变压器的容量可以按照用电负荷的实际大小来进行选择, 以此来满足用电5到10年的整体需求。
1.5 无功自动跟踪补偿装置
在无功集中补偿方面, 可以选择电压综合控制功能以及相应的功率因数, 这样就能够实现分组无触点的自然投切, 因此, 在最高峰的负荷功率上, 补偿容量能够达到0.9以上。无功自动补偿控制器主要使用在低压配电系统的电容器补偿装置当中, 可以实现自动的调节, 这样也可以确保用电设备的功率因素以及电力系统功率因素都满足既定预期值的要求, 这样才有利于用电设备以及电力变压器效率的提高, 同时也可以降低整体的线路损耗, 改善供电电压质量, 如此还能够提升供电系统设备本身的利用率, 且可以在一定程度上减轻负担, 满足效益方面的要求。
2 农村智能化配电台区的功能建设
2.1 信息监测
对于农网信息监测而言, 智能化配电台区建设发挥了至关重要的作用, 不仅可以将配电台区的模拟量监测实现, 同时也可以满足环境监测、状态量监测以及数字量监测的实际要求。在监测配电台区的模拟量时, 所以, 针对智能终端采集模拟量的管理与保存, 就可以实现数据类型或者是时间区间这一类别的信息查询。在信息数据当中, 配电台区主要包含了电流、电压以及功率这一些方面。对于数字量的监测, 主要是对采集好的数字量的整理与保存处理, 其中总电能量和中电能示值是最核心的数据。状态量的监测数据包含了开关状态、计量设备信息以及配电监测终端等几个方面, 而变压器的油温、湿度以及温度, 就来自于外部环境的监测, 这也直接联系到配电台区的数据信息。
2.2 安全防护功能
农网智能化配电台区的安全防护主要体现在信息的采集、管理、防盗等方面。智能化配电台区系统可以将实时的监测重要设备的功能实现, 并且可以将相关的信息及时地反馈给工作人员, 特别是在遇到设备异常时, 将信息及时地传达给工作人员, 就可以让工作人员在最短地时间内找到问题所在。另外, 对于配电台区的用电情况也可以进行在线监测, 及时处理个别非常规用电, 可以避免窃电现象。而硬件的安全配备则需要符合国家给出的标准, 确保其安全性、准确性以及可靠性。在管理这一方面, 可以考虑到接入的无线连接, 以便实现维护员工与用户之间数据的相互交流, 进而将电价方案制定出来, 如此也有利于规范化的用电方式以及用电结构的形成, 最终将电能的利用效率提升至最高[3]。
2.3 发挥异常警报功能
进行农网智能化配电台区的建设, 可以控制安全事故发生率, 但是前提条件需要实现报警功能。这包含了电压越限警报、电流越限警报等相关的方面。一旦将智能化配电台区实现, 就需要选择好控制方式, 做好电压越限定值参数的管理与设置, 然后再按照终端进行相关的投入与解除命令。在进行电压控制执行环节, 需要做好控制参数以及命令的下发处理, 并且做好相对应的操作记录。在配电台区之中, 需要进行分段定值的设定, 以此来针对用户的电量功率因素, 并且对于时间、异常情况、最大值和最小值都需要做好相应的分析统计, 才可以控制好其事故发生率。对于缺相警报而言, 则需要运用日常的配电变压器来实现数据的设置, 这样不仅实现了变压器本身的缺相警报, 同时, 也可以将命令通过终端将其控制输入, 这样就能实现集中的命令控制, 做好缺相补充, 控制参数、开关动作以及命令下达, 最终改善相应操作。
3 结束语
总而言之, 对于配电台区的观念、机制以及管理等, 农网智能化配电台区都能够起到促进作用, 并且也是农网的安全性与稳定性运行的有效保障。在社会经济快速发展的现今环境之下, 农网智能化配电台区建设步伐正在不断加快, 这样也有利于农网通信能力的提升, 满足农村经济发展水平的要求。
参考文献
[1]唐巍, 赵云军.农村电网智能化建设的思考[J].电力科学与技术学报, 2010, 4:31-35.
[2]戴秀标, 秦立刚.智能化配电台区在山区建设应用[J].农村电气化, 2013, 10:7-9.
随着智能配电网建设的开展,科研、生产、建设和运行管理部门齐心协力,共同推动了配电自动化技术进步。 文献 [1]较早阐述 了配电管 理系统 (DMS)及其应用功能,具有指导意义;文献[2]对第1轮配电自动化系统建设经验进行总结,并提出了新一代配电网管理平台的理念;文献[3]探讨了基于IEC 61968配电业务系统集成方式。国家电网公司对智能配电系列标准规范重新进行了修订[4,5],对有效指导配电自动化建设发挥了重要作用;在第2轮配电自动化系统试点建设完成之后,文献[5-7]对试点工作进行了总结。虽然配电自动化建设取得了长足的进展,其技术支撑手段及应用效果仍需完善提高,具体分析如下。
1)技术支撑手段尚不足以满足业务需求。按照电网公司“大运行”体系全面建设方案的要求,地县级调度机构将全面负责配电网运行与监控、故障研判及抢修指挥业务。面对地县级调度机构业务的变更,需要研究适合配电网调度控制与抢修一体化建设的软件架构,实现两大业务资源的最优整合及有效互动。
2)系统标准化程度和信息交互的一致性、规范性有待细化完善。国家电网公司正在大力推进生产管理、营销业务、配电自动化等各业务系统的标准化工作,但从应用层面上,数据、模型、图形的一致性和规范性尚需提高。为了支撑配电网调度及抢修业 务,需要研究信息集成技术,实现数据的高度共享及业务协同。
3)基础应用功能实用化水平需要提高。由于资金、通信方式、技术水平、系统运维等方面条件的限制,配电网通信质量相对较低,实时数据的准确性和实效性不能完全保证,存在信号误报、漏报和晚报的情况,对馈线自动化等应用功能的容错性要求较高。
4)配电网应用分析软件适应性不强。目前实现信息采集的配电线路仅占总量的15%,实时数据采集覆盖率较低,需要研究改善及弥补配电网量测数量、质量不高的手段;另外国内配电网应用分析软件算法多移植自调度自动化系统,未能充分考虑到量测信息的冗余性不足、配电网线路和用户负荷特性与主网的差异,无法适应配电自动化系统的要求。
5)系统对新能源接入适应能力需要加强。随着国家新能源政策的实施,分布式电源/微网/电动汽车接入配电网逐步增多,对配电网短路电流、继电保护、电压控制、负荷分配等功能提出了更高要求。现有自动化系统应用功能主要针对传统的单向能量流的模式设计,而对大量分布式电源接入后双向能量流的模式考虑不足。
综上所述,目前的配电网调度控制技术支撑手段尚无法完全满足调度运行及故障抢修业务的需 要,需要加快配电网调度控制系统及技术手段研究。本文旨在探索新一代配电网调度控制系统建设思 路,介绍系统建设的体系架构及其相关技术,并针对配电网量测不全、应用功能实用化程度不高、新能源接入等一系列问题,探讨推进配电网数据采集与监控(SCADA)、馈线自动化等应用功能实用化的关键技术。
1 系统建设总体方案
1.1 总体架构
配电网调度控制系统基于新一代智能电网调度控制系统基础平台(简称“D5000平台”),在安全Ⅰ区实现图模管理、实时监控、拓扑分析、馈线自动化和分析应用等配电网调度控制功能;在安全Ⅲ区实现报修工单管理、计划停电分析、故障研判、统计分析和综合展示等配电网抢修指挥功能。系统总体架构如图1所示,图中Ⅳ区信息平台(电网GIS平台) 是含GIS信息的集成平台;PMS表示生产 管理系统。系统充分利用平台先进的服务总线、消息总线、 数据总线、资源管理、软硬件管理等手段实现Ⅰ区、Ⅲ区信息高效传输、共享以及业务协同。根据国家电网公司调度控制机构设置和业务的需求,系统在地(县)公司分布式建设。
1.2 配电网调度控制与故障抢修一体化技术
配电网调度控制与故障抢修(简称“配抢”)一体化技术关键是如何实现安全Ⅰ区和Ⅲ区资源存储、业务处理分区负责,通过平台数据总线实现信息的高效传输、共享以及业务协同,从而减少系统容量、运维压力、管理复杂度,提升故障处理效率。重点技术是Ⅰ区、Ⅲ区一体化协同建模及配电网运行监控与抢修协同作业技术。
1.2.1 一体化建模技术
为了支撑配电网调度控制系统业务的开展,系统需要统一构建配电网高、中、低压全网拓扑模型。高压模型来自于调度控制系统,通过公共信息模型XML格式(CIM/XML)或电网通用模型描述规范格式(CIM/E)的数据文件进行信息接入;中、低压模型多来自于电网GIS平台,通过CIM/XML的数据文件进行信息接入,一体化建模软件提供中压模型和高压模型的拼接功能。作为弥补手段,系统也提供了图库一体化方式的自行建模。考虑到低压数据量较大和Ⅰ区、Ⅲ区业务需求,Ⅰ区存储高、中压模型,Ⅲ区存储高压、中压、低压模型,平台数据库软件负责模型同步。
1.2.2 配电网运行监控与抢修协同作业
考虑到Ⅰ区、Ⅲ区资源分布情况、业务重点等因素,配抢一体化系统业务协同的总体思路是安全Ⅰ区重点基于中压设备开展应用分析,而安全Ⅲ区重点围绕低压用户开展应用分析。
1)全网拓扑分析应用协同:基于全网模型及实时采集数据的拓扑分析是配电网调度控制系统的基础核心应用。全网拓扑分析需Ⅰ区、Ⅲ区协同分析, Ⅰ区负责进线开关至配电变压器的拓扑分析,而Ⅲ区负责配电变压器至用户的拓扑分析,Ⅰ区、Ⅲ区相互交换分析结果,最终形成基于全网模型及实时数据的全网拓扑分析,支撑中压停电分析及低压用户报修研判等业务。
2)中压故障协同处理:Ⅰ区收集故障指示信号以及进线开关重合闸、智能断路器跳闸事件,根据配电网模型和信号进行拓扑分析,将故障定位在一个封闭区域内,并进行故障隔离及非故障区段转供,同时将该故障区段信息传送至Ⅲ区配电网故障抢修调度系统,停电研判模块根据中低压一体化电网模型, 利用用电信息召测和拓扑分析等手段分析停电设备、停电用户、停电区域空间信息,辅助抢修指挥决策。
3)供电可靠性分析:为了更好地开展Ⅰ区负荷转供、检修计划、非故障区段恢复供电及Ⅲ区故障抢修优先级分析等业务,均需依靠供电可靠性分析。供电可靠性分析从负荷损失、保供电用、重要用户、停电用户数、用户停电频度等多维度进行综合分析, 停电可靠性分析的负荷损失情况分析源自安全Ⅰ区,而其他分析源自安全Ⅲ区,综合分析结果支撑负荷转供、抢修、负荷削减等业务开展。
1.3 信息集成技术
实现一个功能完整的配电网调度控制系统,需要与调度控制系统、GIS、用电信息采集、营销管理、95598、PMS等多个系统集成。国家电网公司近期重点开展了配电自动化信息交互研究工作,同步开展了标准的制定工作和互操作实验,信息交互的标准包括:配电自动化信息交互技术规范、配电自动化信息交换总线功能规范、配电自动化信息交互一致性测试规范、配电自动化信息交互技术规范、配电自动化信息交换总线功能规范,标准内容涉及了信息交互的业务流程、信息接口、模型数据一致性表达、总线功 能、互操作验 证等,并取得了 阶段性的 成果[8]。
图1中Ⅲ区的信息平台(含GIS)是一个基于面向服务架构(SOA)、遵循IEC 61970/IEC 61968接口规范、具有良好可扩充性的数据集成平台。信息平台的两大核心功能是电网信息资源整合和信息服务。平台收集各配电网业务系统的电网信息,进行资源整合,形成遵循IEC 61968/IEC 61970的配电网高(简化)、中、低压的CIM。电网信息资源是对配电网各类电网设备、设施及用户等资源信息的统称,包括:地理信息,电气设备的铭牌、参数和拓扑信息,电力设施的台账信息等,还包括相应的各类图形资源信息(地理接线图、电网专题图等)。平台提供完备的信息服务接口,基于消息传输机制,为配电系统间的信息共享、业务流转和功能集成提供支持,实现系统间模型、实时/准实时信息和历史信息的交互。
配电网调度控制系统作为信息平台支撑的一个配电业务系统,通过平台接口服务获取相关信息,为平台提供调度控制信息支持,参与配电网相关业务流转,信息交互内容包括以下几个方面。
1)参与配电设备变更流程。接受配电网CIM及其电网图形变更信息;完成调度审核流程;建立内部电网模型,确保维护模型的一致性、准确性、及时性。
2)发布包含人工操作标识的电网准实时断面信息。
3)提供各类电网历史数据查询接口服务,返回设备带时间标签、质量码的历史数据。
4)参与配抢业务信息流转,发布信息包括:高、中、低压故障研判结果;抢修工单。接受信息包括: 用户报修、抢修进度反馈,电量召测结果等。
5)利用平台提供带有地理矢量、影像背景的电网地理图接口服务,实现配电网调度、抢修的地理背景信息的展示。
总之,信息平台与各业务系统的信息交互应遵循配电自动化信息交互系列规范,只有在业务流、信息流规范的前提之下才能保障信息集成的良性发 展。D5000平台作为生产大区、管理大区诸多业务系统的支撑平台,提供了统一、安全、健壮的信息交互手段,如消息总线、服务总线、消息邮件等,其中消息邮件功能已成为调度不同平台、跨区业务系统间业务流转不可缺少的手段。配电网调度控制系统与其他业务系统的信息交互应充分利用平台成熟的通 信技术。
1.4 二次安全防护技术
配电终端与调度控制系统的通信采用单向认证防护技术,使用基于非对称加密技术的单向身份认证措施,实现控制和参数设置数据报文的完整性保护和主站身份鉴别,同时添加时间标签(或随机数) 保证控制数据报文的时效性。配电网前置采集配置安全模块,对下行控制命令与参数设置指令进行签名,实现子站/终端对调度控制系统的身份鉴别与报文完整性保护。
配电终端 (DTU/FTU/TTU)、故障指示 器等通过无线公网经通信运营商接入配电网调度控制系统,需采用必要的安全防护措施,并穿越经国家指定部门认证的正反向隔离装置。
2 关键技术的分析与应用
2.1 配电网大数据量采集
与调度自动化系统相比,配电自动化系统的数据采集存在以下特点:1配电网数据采集量大,采集频率较低,中型系统采集量已超过20万点;2主站与终端设备直接通信,通信链路数随监控设备增加而大幅增加;3存在基于公网的数据采集;4系统的典型部署模式是地县一体。
针对配电网多通道、多链路、频率低的特点,配电网前置采集通道连接处理机制上采用epoll的多路复用I/O接口技术,设定线程池,配置若干工作线程统一处理所有通道。epoll是为处理大批量句柄而加以改进的poll,是Linux 2.6下性能最好的多路I/O就绪通知技术。epoll技术提高了程序在大量并发连接中只有少量活跃的情况下系统CPU的利用率,同时其边沿触发(edge-triggered,ET)技术显著提高了采集程序的处理效率。
D5000平台目前正开展分布式数据采集功能的研发,可有效解决配电网采集数据量大带来的效率问题,并更加符合地县一体化部署的要求。该功能将集群技术、网格技术运用到配电调度控制系统的数据采集中,对数据采集功能进行分区域设置,将整个采集系统分割成若干个数据采集子系统,各区域协同工作,共同完成数据采集工作。每个数据采集子系统有自己独立的若干数据采集服务器和采集设备,子系统内的数据采集服务器采用集群方式管理。正常运行状态下,各数据采集子系统协同平台完成整个系统的监控功能。当地、县级区域间的主干网络故障发生系统解列时,成为孤岛的县调子系统可独立完成县级配电网监控功能。
分布式数据采集功能的研发将大大增强系统大数据量的处理能力,并使得系统具备很强的扩展性和可靠性。
2.2 馈线自动化技术
主站实现的馈线自动化是集中式馈线自动化, 它借助通信手段,通过配电终端和配电主站/子站的配合,在发生故障时依据终端设备采集到的故障信号判断故障区域,并通过遥控或人工隔离故障区域, 恢复非故障区域供电来提高供电可靠性。馈线自动化技术作为配电网自动化的关键技术,近年来已取得了大量的研究成果[9,10,11,12,13]。但配电网实际运行情况复杂,馈线自动化技术的实用化还需要解决一系列问题。
馈线终端、配电自动化设备及通信网络的运行环境恶劣,漏报或错报故障信号的现象频发,故障定位功能需要从以下两个方面加以完善:一方面详细记录所有故障信号的发生时间、先后顺序;另一方面结合信号对应终端的通信状态、历史数据质量情况, 分析出可能的漏报或误报信号。
由于恶劣天气导致的大面积停电或多区域停电,严重影响了配电网供电可靠性。为了尽可能降低停电损失,馈线自动化提供的解决方案应考虑以下几个方面。
1)将故障按所在环网进行分组,以组为单位计算隔离与恢复方案,解决同一环网发生多点故障时, 可能无法直接通过相邻联络馈线恢复健全区域供电问题。
2)恢复健全区域供电时,将负荷按重要性分出优先级,根据负荷的分布情况结合各馈线的线损、负荷预测、负荷的优先级及检修保电状态等数据给出操作步骤最少、削减负荷优先级低、削减负荷数最少的方案。
3)在故障恢复过程中若发生新的故障,分析新故障对正在处理故障的影响,动态调整优化故障处理方案。
2.3 GIS应用技术
配电网调度控制和抢修业务的一个显著特点是实现电网运行监控、操作控制、抢修作业空间可视 化。电网GIS平台对外发布辖区内地理背景信息、电网空间信息、电网拓扑信息等三大类信息。GIS平台地理背景信息采用金字塔切片方式或与电网空间信息封装成控件方式对外发布;电网空间信息采用矢量图形方式或电网栅格方式以及地理背景信息封装成控件方式对外发布;电网拓扑信息的模型采用CIM、可缩放矢量图形(SVG)的方式对外发布。目前GIS在电网运行监控及抢修方向的应用主要有两种方式:一是采用GIS平台提供控件方式;二是地理背景资源使用GIS平台提供的切片或测绘机构航拍图,而电网设备走径由自动化人员手工绘制。由于这些方式存在扩展性能差、无法展现设备实时运行状态或重复建设、维护量大、出错率高等弊端,因此实用化程度不高。
配电网调度控 制系统提 出“瘦”空间数 据库、“瘦”引擎理念,结合实时数据,集成GIS平台资源, 封装成适合调度监控类的GIS应用组件。GIS平台空间数据库存储地理资源空间信息、电网空间信息、电网拓扑信息,通过GIS平台引擎把这三大类信息渲染形成矢量图形,并可把矢量图形切分成金字塔切片及电网栅格。考虑到地理背景类资源容量大、变更少、基于该类信息应用少,而电网空间信息及拓扑类信息容量相对小、异动频繁、基于该类信息应用较多,配电网调度控制系统直接使用GIS平台渲染后的地理背景切片,而电网空间信息采用接口方式接入设备经纬度及拓扑关系,并把这些关系存储在“瘦”空间数据库中,“瘦”引擎管理GIS平台提供的切片及“瘦”空间数据存储的电网空间信息,并融入实时采集信息,最终通过“瘦”引擎管理并发布。其中“瘦”空间数据库不包含地理背景空间信息,“瘦”引擎使用GIS平台切片,但不直接渲染地理背景切片。因此,系统的空间数据库及引擎的容量、管理范围大幅缩减,减小了系统复杂度及管理难度。技术框架如图2所示。
2.4 配电网分析应用软件
配电网分析应用软件的特点是要对大量实时数据进行处理与分析,以确定电力系统的安全与经济状况,给出电网经济运行优化的控制策略。鉴于目前配电网相对于输电网而言网络结构稳定性差、模型参数不完备、量测数据采集不齐全,配电网分析应用软件的实用化仍是关注重点。据此,可以开展以下几个方面工作。
1)改善配电网量测质量。配电网量测要从空间维度、时间维度两方面来完善:空间维度要提高数据覆盖面,时间维度要了解未来变化的趋势。利用电量数据及其负荷短期预测功能弥补实时采集数据量测不足是当前一个行之有效的方法。10kV配电变压器及其低压用户的电量信息来自于用电采集信息系统(简称“用采系统”)。Ⅰ区调度控制相关应用功能重点关注10kV配电变压器准实时量测信息,用采系统负责主动将准实时信息推送到总线上;Ⅲ区低压故障研判功能依赖低压用户量测信息,系统将针对部分用户主动发出召测请求。对于非实时的低压配电变压器量测,还需要利用配电网开关的实时量测数据进行检验,将一些无法采集到的配电变压器量测进行补全。负荷预测模块则根据负荷分类曲线构造实时负荷数据模型,充分利用历史电量信息, 预估当前、未来电量,补全实时负荷量测断面数据, 提供未来负荷趋势数据。在提高了电网可观性的基础上再进行潮流计算,得到的潮流分布和网损信息为其他配电网应用(网络重构、馈线自动化、短路电流计算等)提供数据分析依据。
2)提高应用软件的局部网络分析应用能力,减小馈线间或馈线各区域间数据质量差异的影响,综合提高各应用软件的计算速度、计算精度和收敛性能。以潮流计算为例,由于配电网规模庞大、支路节点众多,对整个配电系统(或馈线)进行潮流计算会导致计算的维数较高,计算的存储量迅速增加。而且由于通常无法获得完整、准确的配电网结构参数和配电变压器负荷信息,要想对整个配电系统(或馈线)进行潮流计算,无论是在计算精度、计算速度、数据存储量上都不能很好地满足要求。因此,可根据配电网结构和量测点分布将馈线进行分区,对于数据完整的区域进行精确详细计算,对于数据完整度较低的区域进行近似等值计算。
3)将分析应用软件与配电网的日常运行、操作紧密结合,在使用中提高应用软件的实用性。负荷预测和潮流计算应成为常态化的运行软件,电网日常操作中可根据计算结果判断当前电网的状态,并对开关操作的合理性进行校验。
3 新能源接入带来的思考
分布式电源/微网/电动汽车等的接入是智能配电网发展的必然趋势,大量分布式电源接入配电网以后,电源模型的多样化及运行方式的复杂化将会对配电网调度控制系统带来深刻影响,对系统的运行监控、故障处理以及协调控制技术提出新的要求。
在运行监控技术方面,首先要考虑的就是具备对分布式电源公共连接点和并网点的模拟量、状态量及其他数据的采集,并对采集的数据进行计算分析、越限告警等,同时具备对受控条件的分布式电源的公共连接点、并网点开关实现分合控制功能,可实现分布式电源的投入/退出。当分布式电源端具备有功功率、电压调节功能时,系统根据需要可下发相应的功率、电压调节指令。
受新能源接入的影响,馈线自动化各阶段的处理策略都将有所调整。分布式电源/微网对配电网的短路电流、保护设置和故障信号会产生影响,需要对传统的故障定位技术进行改进和优化[14];故障隔离时,如果故障区段有相连的分布式电源/微网,需要判断该分布式电源/微网是否可以实现计划孤岛方式运行;配电网故障停电后,分布式电源/微网会全部自动与配电网断开,故障恢复时,需要综合考虑负荷优先级、负荷数量以及分布式电源容量,研究满足馈线负载约束的停电影响最小、网损最小和馈线备用容量最优的故障恢复策略。
在配电网应用分析方面,由于分布式电源/微网等分布式发电装置改变了传统配电网辐射型的网络结构,需要研究与之相适应的新的潮流计算和状态估计等分析算法。在协调控制方面,大规模电动汽车接入电网可以在负荷高峰时作为储能元件向电网放电,负荷低谷时作为负荷从电网充电,并与间歇性分布式电源互补,因此,有必要研究分布式电源与电动汽车的协同调度技术,充分发挥新能源对电网的削峰填谷作用。
4 结语
本文对配电自动化建设的现状及其存在的问题进行了总结分析,结合配电网调度机构业务新需求, 提出了大运行体系下配电网调度控制系统技术方案。针对D5000平台的实现,探讨了配抢一体、信息集成和应用功能实用化等关键技术,并预测了新能源接入给系统软件带来的考验,提出了分布式电源接入研究的必要性和紧迫性。基于D5000平台的配电网调度控制系统已在现场投运,部分关键技术已得到验证。配电自动化建设是一项长期、艰巨的工作,其中实用化技术已成为当前的用户和厂家关注的焦点,根据业务需求和一、二次配电网建设, Ⅲ区和Ⅳ区外部系统建设的客观情况,本文讨论的各项技术仍需要进一步改进和完善。
摘要：简述了配电自动化技术最新发展情况,对配电自动化建设中存在的问题进行了总结分析,提出了智能配电网调度控制系统新的技术方案。系统框架设计采用了配电网调度控制与故障抢修一体化技术和信息集成技术;重点对系统实用化关键技术进行了研究和探讨,包括配电网大数据量采集技术、馈线自动化技术、配电地理信息展示技术,以及适应配电网特性的应用分析软件等;考虑新能源接入对配电网的影响,探讨了对相关技术的改进和调整方案。
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