分布式电站范文

分布式电站范文（精选10篇）

分布式电站 第1篇

2013年,受欧盟的“双反”风波促动,光伏产业发展得到了政府前所未有的重视。“双反”使得业内及政府重新思考,决心启动更大规模国内市场。2013年被光伏业内人士定为“光伏政策元年”,国家出台一系列促进光伏产业发展的政策措施,积极培育我国太阳能发电市场。

在政策的引导和推动下,2013年中国已成为全球最大光伏市场,地面电站与分布式发电并驾齐驱,装机容量持续增加,截止2014年底,中国累计并网的光伏装机容量已达26.52GW,而2014年全年,中国的新增光伏太阳能并网量为10.52GW,相比2013年同期增长了13%左右。2015年国家能源局制订了国内光伏发电装机15GW的规划,集中式地面电站为8GW,分布式光伏装机为7GW(其中屋顶式装机为3.15GW)。计划在全国建立30个光伏发电大型示范园区。

政策刺激开发商加快了光伏发电站的建设速度。政府也积极鼓励和引导民间资本进一步扩大对光伏发电领域投资。

未来几年中国将坚持集中式与分布式并举,重点向分布式光伏发电倾斜的发展原则。大力开拓分布式光伏发电市场,鼓励各类电力用户按照“自发自用,余量上网,电网调节”的方式建设分布式光伏发电系统。优先支持在用电价格较高的工商业企业、工业园区建设规模化的分布式光伏发电系统。支持在学校、医院、党政机关、事业单位、居民社区建筑和构筑物等推广小型分布式光伏发电系统。

中国计划到2030年将非化石能源占一次能源消费比重提高到20%左右。截至2014年底,我国非化石能源占比为11.1%,要在2030年实现20%的目标,需要光伏发挥更大作用。

2 国家光伏发电支持政策

为积极培育我国光伏发电市场,国家制订了光伏发电价格、税收、金融信贷和建设用地等一系列配套政策。

明确了项目装机容量6MW(不含)以下的太阳能发电项目豁免发电业务的电力业务许可,免收系统备用容量费和相关服务费用。

鼓励银行等金融机构,结合分布式光伏发电特点和融资需要,对分布式光伏发电实行优惠贷款利率,延长贷款期限。加大了财税政策支持力度,对光伏发电企业所得税减免。完善了土地支持政策和建设管理,降低工程的前期投入成本,还在项目申请、备案、并网和建设用地等多方面进行手续简化。

国家电网公司发布2015年智能用电工作指导意见,将分布式电源接入及运营管理列为智能电网建设管理目标,提升分布式电源、微电网并网服务效率。

电网企业优先保障光伏发电运行,确保光伏发电项目及时并网,全额收购所发电量。对光伏电站,由电网企业按照国家规定或招标确定的光伏发电上网电价与发电企业按月全额结算;对分布式光伏发电,建立由电网企业按月转付补贴资金的制度。中央财政按季度向电网企业预拨补贴资金,确保补贴资金及时足额到位。

3 光伏电站行业的参与者

一类是电网公司、全国性大型发电集团、地方发电集团等电力行业企业,目前是光伏电站行业的主流企业。二类是专业的光伏电站开发商,具有电力工程、建筑工程专业技术,从事光伏电站工程承包、BT业务、BOT业务。三类是分布式光伏电站业主。四类是上游光伏制造企业向下游电站行业拓展,此类客户开发电站目的是消耗自身光伏制造产能。五类是致力于光伏电站资产证券化的信托公司、投资公司、基金公司等。

4 黑龙江省光伏发电发展状况及运营效果

4.1 黑龙江省太阳能资源情况

黑龙江省属利用太阳能资源条件较好地区,年日照时数在2242-2842小时之间,年均太阳辐射量4400-5028MJ/M2,其总辐射量的空间分布趋势为西南部总辐射值最大,中东部和北部地区太阳总辐射较少。齐齐哈尔、绥化、黑河及哈尔滨的部分地区太阳能总辐射值最大,在4800MJ/M2以上,其中齐齐哈尔市和泰来县总辐射值在5000MJ/M2以上。发电设备年均利用小时数1300小时左右,具有良好的光伏项目实施条件。2014年黑龙江省光伏发电标杆上网电价为0.95元,电价承诺期20年。

4.2 黑龙江省光伏发电发展情况

截止到2014年底,黑龙江省已申报光伏发电项目41个。已建成项目36个,其中大庆和泰来建成大型集中电站2个,分布式电站全省34个,总装机容量72141KW。2015年黑龙江省光伏发电装机配额为30万KW,其中,集中式地面电站15万KW,分布式电站15万KW。

4.3 黑龙江省已并网运行电站运行效果

由中国三峡新能源公司投资建设的黑龙江泰来9.9MW光伏发电项目,是黑龙江省第一个运行发电的大型集中式地面光伏电站。2013年6月开工建设,2013年12月20日并网发电,2013年上网标杆电价为1元/千瓦时。项目总投资10797.06万元,自有资金20%,银行贷款80%。项目占地376849m2,土地购置成本1000万元,预计25年年平均发电量为1342.6万KWh,25年年平均利用小时数1319.38h,预期首年发电量为1490万KWh,投资回收期为15年。

泰来光伏项目实际运行情况良好,各项指标达到设计要求,发电能力超过可研及设计水平,2014年全年发电1567万KWh。光伏电站日常维护量很少,所以电站人工及运营成本很低。泰来光伏电站运行工作人员共6人,负责整个电厂日常运维管理工作。

5 利用云峰水电场地建设分布式光伏电站的优势及规划简介

5.1 云峰水电分布式光伏发电项目的优势

云峰水电公司作为电网公司下属企业,介入分布式光伏发电具有一定优势。若能利用云峰水电站现有场地条件建设分布式光伏发电设施,可大大提高资产利用率、提升现有水电厂的发电能力。利用现有场地节省了土地成本、利用现有运值人员可节约电站人工成本、利用现有送出线路并网,简化了电站设计施工成本,可大大提高光伏电站发电效益,缩短投资回收期。利用云峰水电或电力企业自身的土地和屋顶资源,开发分布式光伏发电业务,可以进一步拓展公司生存发展空间,缓解公司业务单一和不稳定带来的生存危机。云峰光伏项目若能实施,之后还可以探讨租赁云峰水电附近的废弃电厂的场地和厂房屋顶开发光伏发电项目,利用电厂原有送出线路并网,节省供电企业电网配套建设成本,简化电站建设流程,提高建设效率。光伏发电是国家支持的新兴产业,因为电站运营收益确定性的提高,行业发展处于起步阶段,投资机会较多,吸引了各类社会资本的关注和进入。由于国家对各省光伏电站建设采取配额制,目前光伏发电投资竞争局面已经形成。及早介入,可以积累经验,为以后业务的发展抢占先机。

5.2 云峰水电分布式光伏发电项目规划简介

云峰水电站场内空余土地面积约53000m2,可设计光伏电站装机容量1.94MWp。项目总投资1746万元,单瓦造价9元,并网点为云峰水电35KV送出侧。首年发电量265.1万k Wh,设计寿命25年,系统25年全寿命周期总发电量为5912万kwh,25年平均每年发电量为236.5万kwh,国家光伏发电全额上网电价为0.95元/度,补贴周期20年,平均每年收益为224.7万元,25年累计发电收益约为5616.4万元。电站投资成本1746万元,项目静态投资回收期约为10年。

摘要：传统的燃料能源正在一天天减少,与此同时全球还有很多人得不到正常的能源供应。在此情况下,人们把目光投向了可再生能源,希望可再生能源能够改变人类的能源结构,实现可持续发展,光伏发电技术由此应运而生。在政策的指引下开发商加快了光伏发电站的建设速度。政府也积极鼓励和引导民间资本进一步扩大对光伏发电领域投资。下面针对其利用云峰水电站场地建设分布式光伏电站可行性分析进行简要分析。

分布式光伏电站申报流程 第2篇

2.供电部门上门查勘，并在10个工作日内出具个性化的并网方案。3.家庭确认并网方案。

4.家庭根据并网方案，进行光伏发电站的详细设计。

5.按照相关技术要求购买设备，一般家庭5千瓦到6千瓦的容量已经够用。联系专业人员上门安装。

6.家庭提出并网调试申请，供电企业安装计量表计，组织验收，并签订相关协议。7.经过测试，正式完成并网。

需要注意的是：家庭光伏电站申请并网是免费的。对于380伏及以下的并网项目，供电部门承诺在35个工作日内完成电网企业的并网流程，10千伏等级的并网项目则是45个工作日。

分布式电站 第3篇

1、概述

随着我国不可再生能源保有量日益减少，发展新能源是解决这一问题最有效方法之一。其中分布式光伏发电系统凭借其电能可就地消化、占地面积小等优势在未来有很好的发展前景。随着国家发展光伏产业逐渐向分布式倾斜，好多企业都投入到分布式光伏电站设计这一行业来。

但是，通过对一些企业设计资料的研究中发现，设计中出现了一些关键问题如果不解决，光伏电站的可靠性和安全性会受到严重的影响。下面对比较常见的设计问题进行分析。

2、与SPD串联的过电流防护电器的选择

在分布式光伏电站电气设计中，直流配电柜中需要设置SPD以便于雷击时，逆变器或变压器免受损害。与SPD串联的过电流防护电器在国内有熔断器和断路器两种选择。

当选用断路器时，会导致以下两个问题：

（1）断路器内有一具有很多匝数的大电感线圈，这个线圈作为短路防护的电磁脱扣器，但是会增大SPD连接线上的电感L和其电压降Ldi/dt，这将提高被保护设备承受的雷电冲击电压。

（2）易誤动作而使SPD不起作用。

当采用熔断器将不会产生以上问题，所以在国外与SPD串联的过电流保护电器几乎全部采用熔断器。

但是，目前国内的光伏设计人员在设计过程中，不善于使用熔断器而习惯使用断路器。实践表明，过多的使用断路器常因雷电的冲击电流而跳闸，有大面积停电的可能。还有的设计人员将三级断路器的每级分别与SPD串联，在这种情况下，如果有一个SPD短路失效，三级断路器就会跳闸，其它两个SPD被切断，这样就失去防雷的作用。

3、直流回路中保护器件的选择

太阳能光伏电池、直流汇流箱、直流配电柜到并网逆变器直流输入端之间都是直流电。在直流配电柜中需要安装断路器对直流回路进行保护。由于目前将交流断路器用于直流回路的现象普遍存在，所以需要考虑这种用法的可行性。

断路器能在规定的时间内承载和开断异常回路条件下的电流。断路器分断时，分断触头间会产生电弧。交流系统灭弧相对容易，直流系统灭弧却相对困难。由于交流系统与直流系统不同，所以灭弧原理不同，因此交流断路器与直流断路器在结构和性能上有很大区别。

交流回路在触头分断时，电弧存在过零点。但是在直流回路却不存在电弧过零点，这也决定了交流断路器和直流断路器的设计原理不同，原则上交流断路器不宜在直流电路中。如果交流断路器用于直流回路，可以采用以下办法：

（1）在直流回路降容使用。交流断路器用于直流回路，其分断能力降为同等电压交流分断能力的1/5～1/8。比如交流断路器的分段能力为10kA（220VAC），那么用于直流回路中，它的分断能力降为2kA（220VDC）。

（2）在直流回路中多极串接使用。断路器多极串接的作用是增加断口，使每一个断口承担一部分电压和相应的电弧能量。比如一个四极交流断路器串接于直流回路中，每个断口将承受电压为0.25U（U为220VAC，则每个断口承受的电压为55VAC）。

4、光伏直流电缆的选择

分布式光伏发电系统中的直流电缆一般采用与组件相同的电缆。光伏组件用电缆（PV-电缆）目前尚无国家或行业标准，一般参考德国标准化委员会PV-系统用电缆K411.2.3。

PV光伏电缆适用于最高允许1.8kV直流电压、在光伏系统中DC侧使用的单芯软电缆。适合于Ⅱ类安全等级下使用。DC侧是指光伏装置中从光伏组件、汇流箱、直流配电柜到光伏并网逆变器直流端子之间的部分。光伏设备用无卤PV1-F电缆是根据光伏发电设备所处的特殊环境条件设计的，主要用于光伏电站的DC侧，最高电压DC1.8kV的光伏发电设备系统。电缆运行的环境温度最高到90℃。电缆可以多根并联使用。

由于分布式光伏电站所处的恶劣环境，决定了光伏电缆与常规电缆相比，具有以下特性：

（1）温度范围：

环境温度：-40～90℃；

导体最高工作温度：120℃；

5s短路温度是200℃；

（2）额定电压

DC：1.8kV（线芯对绝缘电压）

（3）具有良好的耐紫外线，抵御恶劣气候环境和经受机械冲击能力。

（4）具备良好的抗臭氧和耐化学腐蚀特性。

（5）具备良好耐湿热（90℃，85%湿度，1000h）性能。

（6）良好低温卷绕和低温弯曲性能。

（7）120℃工作条件下，超过20年的使用寿命。

由此可见，常规的电力电缆无法应用于光伏电站的设计中。

5、结语

针对目前分布式光伏电站设计中的误区，将其中比较重要的三项关键问题进行详细阐述，并给出相应的解决方法，为后续分布式光伏电站的设计提供理论依据。

分布式电站 第4篇

光伏发电与一般的能源电厂(比如说火电厂等)有相似之处,例如都是把其他类型的能源改变成电能去使用,并且有着很高的电能质量。但因为太阳能自然波动,光伏发电并网会对电力体系并网造成一些影响:原动力不能控制力、对电能质量有一定的影响,对电网运行调度和系统的可靠性也有不同的影响。

国内外研究人员越来越关注准确地建立光伏电源的输出功率概率模型。目前关于光伏出力模型的研究主要分为两大类:

第一类预测模型基于太阳能辐射强度。首先建立太阳辐射预测模型,再使用当地的气候历史数据得出预测值,然后逆变建模得出光伏发电系统的输出功率预测值。ALEXIADIS等[1]将其建立在对数正态、Weibull函数以及Beta分布的太阳辐照程度的概率模型的基础上,然后根据美国3个地区5年的历史数据,对应使用X2以及K-S等4种检验方式测评其拟合程度,在Beta分布下获得最好的拟合程度。BILLITON等[2]依照欧洲部分区域的历史太阳辐照度信息,使用正态、Weibull函数以及Extreme Value I型分布确立概率模型,并使用极大似然法验证其拟合程度,实际结果能够看出,Weibul以及Value I型分布对一些区域的拟合程度很好,但并没有找到能够使用到任何地方的参数分布。该方法的准确性依赖于详细的气象数据。越精确的预测结果就需要越复杂的模型,同时需要越多的历史数据和越多的数据类型,使得预测过程十分复杂,不利于实际的应用。

第二类直接预测光伏电站的输出功率。文献[3,4]提出了一种方法,该方法具有一定的实用性。文献基于马尔可夫链建立太阳能的转移矩阵,然后预测1天内该光伏发电系统的出力。但是该方法认为太阳能一天中每时每刻的转移趋势相同,使用的是同一个转移矩阵进行预测,忽略了光伏电站输出功率每日变化的特性。

目前,研究电力系统其他不确定性问题(不是光伏发电系统输出功率)主要采用概率分析方法[5,6,7],其中Monte Carlo法能不用延间接地模拟需要获得随机变量的概率分散特点;另有解析法,经过算出半不变量,进行级数可以获得想要获得的概率分布,较多地使用Gram-Charlier级数[8],但必然会出现一定的程度的误差。不管是哪一种方式都需要精准地了解随机变量的随机特点,换句话说就是:第一点需要确立每一个随机变量的分布模型,之后进行有关概率测评。但是由于太阳辐射的特点是随机性和间歇性,先假设分布则无法全面分析各种随机因素的影响,所建光伏电源模型不能够准确反映其特性。因此本文结合概率论基本思想,在太阳能辐射模型的基础上,建立了基于非参数核密度估计的分布式光伏电源并网出力概率模型。

1 光伏电源出力概率模型

1.1 非参数核密度估计

非参数核密度估计方法不受到分布制约,换句话说就是:该方式是不完全依靠于总体分布和其参数的数学方式。该方式已经在能源等很多方面获得一定的应用价值。对于一些参数方式,非参数方式主要有如下3个益处。

(1)偏差更小。在使用非参数方式的时候,样本n已经“特别大”,这就能够让非参数统计中有关统计数量的确切分布和其极限分布的相差“特别小”,并且由于非参数统计方法通常基于相关统计量的某些极限性质,所以在应用上基本“可以忽略不计”使用极限分布所带来的偏差。

(2)更广泛的适用性。因为非参数方式只使用普通的数据建立模型,对信息的限定是比较少,对总体的限制也不多,相对比来说,参数统计方式一旦模型更改,方式也随之进行更改。这是因为参数一般对设定的模型有很多的限定的性质,例如极大似然估计,它需要总体概率密度的具体图形已知。

(3)更好的稳健特性。所谓的稳健性主要指统计方法在假设的理论模型和实际模型没有很大差距的偏离时依然能保持很好的性质的性能。非参数统计天然具有稳健性,是因为它对模型的限定不多,只有最弱的限定。但是参数统计法一般是确立在假设限定至上,一旦假定限定不匹配,其正确性就会比较低。

密度估计可包括两种,即参数密度估计和非参数密度估计,主要指的是在给定样本后,对其总体密度函数的估计,前者已无法满足越来越高的精度要求,而针对后者来说,最初则产生于直方图法,渐渐演变成核密度估计法等多种类型,在此过程中,该种理论得到了比较健全的发展,并且有效阐述了非参数函数估计的一般特征。

相对来说,后者方法主要的不同之处:参数估计要求密度函数f(∙)已经具有某种特定的数学形式且只包含少量参数未知。比如:f(∙)为正态或Gamma分布。而当密度函数f(∙)的所属类型未知时(或最多只知道连续、可微等很少数的条件),非参数核密度估计可以仅从现有的样本数据得出密度函数的表达式。非参数核密度估计分为单变量核密度估计与多变量核密度估计,重点在于带宽的选择。

(1)单变量核密度估计。假设X1,X2,⋯Xn是n个离散随机样本,其概率密度函数f(x)未知,从经验分布函数中导出所需要的概率密度函数的核密度估计如下:

取均匀核为核函数:

则密度估计为:

在此过程中h即为带宽(所表示的为窗宽或者平滑系数);n即是样本容量,将核函数窗宽则能够获得核密度估计:

公式中所表示的核函数即为K(∙),其具有如下特性:

K(∙)一般均选择根据0作为主要核心的对称单峰概率密度函数,具体如表1所示。

核函数的选择依据是距离分配各个样本点对密度贡献的重要程度,但核函数的选择不是这种方法中最重要的因素,因该估计只要核函数具有对称单峰的特点,就可以确保所有核函数均可以确保密度估计有着一定的稳定相合性。相关研究人员通过进行研究了解到,一旦带宽系数h最优,则不同核函数作用等价。所以通常认为最优带宽的条件下任何核函数都合适。

(2)单变量核密度估计的宽窗(带宽)的选择。若样本足够多,精度则决定于核函数与带宽两个方面。经证实:假设具有带宽时,不一样的核函数对的影响具有等价特征,而当给定核函数,带宽不同则对有很大的影响。

核密度估计的偏差和方差公式如式(6—7),从中可以看出窗宽h不能使偏差与方差在同一时间内变少,假设h取值比较大的时候,则会促使偏差较大,方差比较小的时候,相对比较平滑,遗漏函数的某些细节;若h取值较小,使得偏差会减小,而方差很大,欠平衡,会出现较大摆动。因此需要寻找能使方差和偏差综合权衡的最优带宽h。

K(u)为核函数。对于最优带宽来说,一般情况下均将误差最低值作为基本函数,并对其实行最小化的优化运算得出,与其他的误差公式存在差异,则能够获得不一样的最优带宽算法,以渐进均方误差为例对ROT算法简要计算,渐进积分均方误差:

对其求偏导数,则得到使得渐进均方误差取最小值时的带宽:

式(11)中该式R(f'')含未知概率密度函数f(x)的二阶导数,而这个函数未知,因此只有完成对R(f'')的估计才能够求得hAMISE。文献[9]采用高斯核函数,假设f(x)也服从正态分布时,可以得到:

该式子中的σ和IQR分别表示随机变量的x的标准差和四分位距。学者进一步简化论证为:

另外一种获得最佳带宽h的方式即为选取极大似然估计,并对其实行极大似然交叉证明[10]。

1.2 光伏输出功率的非参数核密度估计的概率模型

①概率分布模型。根据(2)非参数核密度估计的基本原理可以看出,该方法主要研究数据的分布特征,不需要经验的累积,均是将样本信息作为基础而展开研究,世界各地有很多研究人员应用这一方式不但在负荷建模以及风速建模等方面取得了成就,并且也在可靠性指标计算[11,12,13]中都取得了一定的成功。

本文在研究的过程中,主要根据非参数核密度估计的相关理念阐述了全新的方式,且这一方式不必具备其他参数分布的要求,可以相对系统的考虑各种相关都气象因素对光伏功率输出的影响。

假设p1,p2,⋯pn为光伏电源的输出功率p的n个样本,输出功率p的概率密度函数为f(p),则根据非参数核密度估计的理论进行估计f(p)为[14]:

在上述公式中,h表示的是带宽,n表示的样本数量;K表示的是核函数。一般情况下,均对核函数选择应用对称单峰概率密度函数,并将0作为主要核心,具备下述公式(16)所呈现出的特征。在核密度估计时,通常均会选择高斯函数当作核函数,如(16)式所示。

②最优带宽的求取。由前文分析可知,建立的非参数核密度估计的光伏输出功率的概率模型后,需要考虑最优带宽从而使得该概率密度函数最接近真实的f(p),通常建立优化模型来选取。本文采用上节所述的简化算法,即采用式(14)进行求取最优带宽h。

2 结语

本文主要创建了有关非参数核密度估计的概率分布模型。阐释分析了已有文献提的概率模型,主要基于参数分布的太阳辐照度的概率分布模型,然后导出光伏输出功率;而本文所提出的率模型,能全面考虑各种因素对光伏电源输出功率的影响。该方法能够大范围的应用在具备光伏电力系统的概率分析以及评定等方面。

摘要：随着大规模的光伏电源接入电力系统,人们越来越关注其输出功率的波动性对电网的运行与控制的影响。建立光伏电源输出功率概率模型将有助于运行人员更好地实现对含光伏电源的电力系的控制。目前,光伏电源出力概率建模方法需要先假设概率分布,无法全面分析各种随机因素的影响。因此文章结合概率论基本思想,在太阳能辐射模型的基础上,建立了基于非参数核密度估计的光伏电源并网出力概率模型。

分布式电站运维问题 第5篇

浅析分布式电站运维问题

近年来，在国家政策的扶持下，光伏分布式项目逐渐增多，促进了出质保项目的增多，促使分布式电站运维问题也逐渐的显现。很多分布式项目建立于各种厂房的屋 顶，由于工厂方与电站的投资方并不是同一家，这就造成了电站的运维没有人去关注。工厂方面由于运维成本较大，所以只是用电，并不去关注电站运维问题。而电站投资方在当地缺少运维人员，因此就造成很多电站发电效率很低，甚至处于半瘫痪状态。

解决上述问题，减少运维成本是关键。国能日新为解决这一问题，推出了故障诊断系统。根据数百家光伏监控系统服务经验，通过对数据挖掘、模型诊断分析等技术，可对光伏电站通常出现的故障问题进行提前预测，在监控展示界面实时报警并提供诊断分析功能，为电站日常运维管理提供可靠依据。电站只需要少量的运维人员，经过简单培训就可以完成电站运维的工作，大大降低了运维成本，使运维工作变的简单化，保证电站正常的发电工 作。另一方面，也避免一些电站在出质保之后，由于故障问题导致发电量大幅度下降，保证客户的投资收益。

分布式变电站自动化系统设计 第6篇

变电站是电力系统实现电压变换、电能汇集和分配的环节, 是电网线路连接的枢纽。现代电力系统中的变电站自动化应用计算机通信与信息处理、数字化继电保护和现场设备的分布式管理与远动控制等技术, 替代传统自动化系统中的集中管理、人工操作和继电保护装置, 完成变电站内各现场设备的监控、保护和操作控制, 并实现遥控、遥测、通信、遥调、遥视等自动化功能, 从而极大地提高变电站的运行、管理水平[1]。

现代变电站自动化系统中大量应用智能电器及开关设备, 通过其监控器使原需在后台管理系统中集中完成的任务分散在底层的智能电器中直接处理, 极大提高了执行效率[2]。系统的物理结构、网络的通信协议、后台监控和管理设备的配置及其软件设计是实现分布式变电站自动化的关键。

本文在介绍分布式变电站自动化系统功能的基础上, 进行35kV电压等级变电站自动化系统的结构及其后台管理软件系统的设计。

1 系统功能分析及总体结构设计

1.1 系统功能需求分析

根据应用要求, 变电站自动化系统应具备以下功能[3]:现场数据的采集与处理;实时数据的维护与储存;监控画面的设计、数据的统计分析及报表;通信和网络;五防闭锁及操作票;电网电压和功率因数的自动调节。

为了满足上述功能要求, 结合用户根据变电站运行过程对各种命令、信息修改响应时间的要求提出的性能参数, 确定变电站自动化系统的主要性能指标, 见表1。

1.2 总体结构设计

系统的物理组成包括后台管理计算机系统、通信网络和被监控的各种现场设备、所有现场设备采用的智能电器。其监控器独立完成对监控现场的监控和保护, 并通过通信网络与后台管理系统进行信息交换, 完成遥控、遥调、遥信、遥测等自动及远动功能, 从而实现所涉及的变电站自动化系统的分布式管理。

根据分层设计的原则, 系统整体结构分为管理层、通信层、现场层, 如图1所示。

(1) 管理层。管理层由以太网和后台管理系统组成。后台管理系统中的服务器和操作员工作站等采用各自独立的计算机, 服务器不承担网络底层通信管理功能, 而是通过通信层与现场层中各智能电器监控器进行信息交换。管理层还可以通过远动工作站或网络数据库经专用网络或远程拨号网络与上级电力系统调度端交换信息, 达到配网自动化的要求。

(2) 通信层。通信层包括前置机及其与现场层和管理层的物理接口, 是管理层与间隔层间信息交换的桥梁, 完成网络的底层通信管理, 包括现场层网络与管理层局域网络间通信规约的转换、把现场层的实时数据格式转换和成帧处理为局域网要求的格式、通信信道的监视和管理等。为了适应不同通信规约的非现场设备配置, 通信前置机软件配置多种通信规约, 以便用户选择不同厂家生产的智能电器, 实现现场设备的优化配置。通信前置机属于网络中的关键节点, 必须保证其运行的可靠性, 因此设计中采用冗余方式, 即网络中配置2台通信前置机, 各自与网络连接。备机实时检测主机运行状态, 但不发出数据;当主机发生故障不能正常通信时, 备机自动切换到通信状态。

(3) 现场层。现场层由各种功能的现场智能电器及现场通信网络组成, 完成对变电站管辖区内被监控对象的分布式管理、测量、控制和保护, 实现变电站的综合自动化和继电保护。按照现场智能电器的物理分布及其监控器采用的通信规约, 智能电器监控器可以作为现场层通信网络的节点, 通过选定的现场总线与通信前置机接口;也可以作为独立节点与通信前置机连接。户外现场设备采用光纤通信介质;户内设备采用现场层网络结构, 使用屏蔽双绞电缆通信介质。

2 后台管理软件的设计

2.1 软件功能划分

后台管理软件是分布式变电站自动化系统实现其监控和管理目标的关键。根据设计目标的功能需求和可能的发展趋势, 在后台管理软件的设计中采用了基于分布式组件的开发方法。

2.1.1 基于组件技术的分布式结构

后台管理软件采用分布式组建对象模型 (DCOM) 作为各模块间的接口规范。采用面向对象的设计思想和以分布式组件为基础的开发技术, 可实现后台管理软件中各功能模块的组件化, 设计出的后台管理软件可以适应不同规模的分布式变电站自动化系统。

后台管理软件集成了遥控遥调操作、五防控制、操作票管理、报表统计等变电站业务功能, 各项功能由对应的工作站来完成。操作员工作站完成对现场设备的监测、控制和管理等任务, 是变电站自动化系统中最主要的人机接口;五防工作站完成五防闭锁控制及操作票的生成和管理。

后台管理软件设计还采用了基于客户机/服务器 (C/S) 结构的事务模型。大多数据处理都在服务器端进行, 客户端只需发出一些操作请求, 因此服务器和工作站间只有很少的数据通过网络传输, 使网络负荷降低, 显著提高了系统的运行效率。

2.1.2 软件功能模块的划分

后台管理软件系统划分成8个模块。

(1) 操作功能模块:完成对管辖区内被监控对象的监测、控制、管理、事件记录和报警等功能。

(2) 五防功能模块:根据系统继电保护要求, 编制五防闭锁控制逻辑, 按照五防闭锁控制原则自动生成操作票。

(3) 远动功能模块:按照规定的通信规约与调度端进行通信, 可支持CDT、SC1801、DNP3.0、IEC 60870-5-101等电力系统标准规约。

(4) 机电保护功能模块:负责保护定制管理、故障录波数据分析。

(5) Web浏览功能模块:通过Web浏览器经局域网或远程网络监测、浏览各种电力设备实时状况, 或查看系统中各种数据和报表。

(6) Web服务器功能模块:提供局域网内甚至Internet上的Web数据服务。

(7) 数据库服务器功能模块:负责历史数据的存储和管理。

(8) 前置机模块:实现与现场智能测控装置的通信, 完成报文件的解析与检测、监控层和间隔层的协议转换、实时数据的维护, 并负责定时存储数据到数据库服务器。

2.2 实时数据管理

系统需要监测大量的现场运行参量, 处理多种类型数据。首先, 需要对这些数据进行抽象、归类和整理, 定义合理的数据结构, 才能在软件中用计算机语言进行描述和处理。另一方面, 因为处理的数据量很大, 所以需要利用专门的数据库管理系统来维护。

2.2.1 数据抽象与类型定义

将系统中的数据分为遥信量 (CVarDigital) 、遥测量、遥控量 (COperate) 、遥调量 (CVarSimpleFloat) 。其中, 遥测量又可以分为模拟量 (CVarAnalog) 和累计量 (CVarAccumulate) 。模拟量、累计量和遥调量都是浮点类型, 因此定义浮点量 (CVarFloat) 作为基类, 而浮点量、遥信量和多状态量 (CMulState) 都与数值有关, 可以定义为基类-数值量 (CVar) 。描述SOE事件、操作等的信息也需要由系统进行维护, 从而抽象出基类-点, 作为所有内部数据对象的公共基础, 由此可以得到变电站自动化系统中主要的数据类型及其继承关系。核心数据对象的类谱系图如图2所示。

2.2.2 实时数据管理组件

由于变电站自动化系统管理软件运行的真确性依赖于逻辑结果和逻辑结果产生的时间, 因此本系统借鉴RTD-BMS的设计思想, 在前置机模块中实现了一个驻留内存的实时数据管理组件, 以满足变电站自动化系统的高速数据访问和并发控制要求。实时数据管理组件结构如图3所示。

实时数据管理组件分为数据管理、事务管理和应用程序接口三个子模块。数据管理子模块实现对内存数据库对象的存取操作和其它处理, 使数据库状态最新、数据值时间一致。内存数据库对象是数据库系统设计的重要基础, 是变电站系统数据的抽象, 它决定了实时数据以何种数据结构进行组织并存储在内存中。事务管理子模块负责对实时事务的产生、执行和结束进行管理, 包含事务调度和并发控制两部分功能。其中事务调度的主要目标是满足事务的截止时间, 调度算法采用事务请求优先队列, 从而最大程度上满足了事务的时间限制, 同时保证了数据的逻辑一致性和时序一致性。应用程序接口子模块为用户应用程序提供统一的访问接口。

3 双机冗余互备

根据变电站的配置规模, 前置机为独立配置的PC, 为工作站提供实时数据服务, 因此需要解决工作/备用机切换协议和工作/备用机数据同步问题。

3.1 工作/备用机切换协议

模型中设计了工作机、备用机、客户端三个通信主体。备用机启动时, 通过网络与工作机建立永久性监听通道。工作机通过网络通信方式定时向备用机发送心跳信号, 传递其就绪的状态信息。备用机定时检测该信号, 并据此判断工作机是否已发生故障。工作机正常工作时, 接收客户端的数据请求消息并立即做出响应;备用机也接收客户端的消息, 但不做出响应。备用机若连续3次未能检测到工作机的心跳信号, 则认为主机故障, 便自动转换为工作状态, 并通知客户端与其进行通信, 以获取实时数据。工作机从故障中恢复后, 通知备用机, 二者进行数据同步后备用机切出, 工作机通知客户端恢复与其的通信。

3.2 工作/备用机数据同步

双机冗余互备系统中, 工作/备用机之间的数据同步是一项重要内容, 可保证工作机发生故障后, 备用机能够持续向客户端提供实时数据服务。为了降低网络流量, 提高效率, 工作/备用机之间的数据同步采用了增量更新的方式。在本系统中, 工作/备用机数据同步采用如下策略。

(1) 备用机启动后, 主动与工作机建立永久性通信连接, 向工作机发出访问数据请求, 取得当前数据。

(2) 工作机数据发生变化时, 自动将更新的数据推送到备用机。

(3) 工作机从故障中恢复后, 即时把备用机在工作机故障期间获得的新数据更新到工作机上, 二者数据同步后, 工作机恢复工作。

4 结束语

分布式变电站自动化系统的设计从系统功能出发, 全面考虑了系统的物理和逻辑结构、现场设备和后台管理系统设备的配置。系统现场层网络采用国际通用的现场总线标准和通信协议, 而其局域网络层则以工业以太网为平台建立。因为现场层网络中的每个节点都是相对独立的智能节点, 单个节点损坏不会导致整个系统瘫痪, 且每个节点的功能相对简单, 所以系统可靠性较高;同时, 智能监控器与外部的联系简化为与现场总线的接口, 系统扩展和局部技术更新也更加灵活。

摘要：现代变电站自动化系统大量应用智能电器及开关设备, 使得原来需要在后台管理系统中集中完成的任务可以分散在底层的智能电器中直接处理, 极大地提高了执行效率。基于分布式变电站自动化系统功能需求, 明确设计目标及主要性能指标, 对分布式变电站自动化系统总体结构进行设计, 着重讨论了后台管理系统软件的功能划分、数据管理及双机冗余等问题。

关键词：分布式,功能划分,数据管理,双机冗余

参考文献

[1]何卫, 马新平, 张焱, 等.变电站自动化分布式通信控制系统的设计[J].电力系统自动化, 2005 (8) :48~50

[2]郑顾平, 侯志彦.多Agent分层分布式变电站自动化系统的研究[J].微计算机信息, 2006, 22 (12) :205~293

分布式光伏发电站集中监控系统 第7篇

关键词：光电技术电站,监控系统

我国目前的能源市场发展过程中,通过不断加大对光伏电力技术的重视,并采取措施来对于我国目前的光伏电力加以监控,从而能够使得我国光电技术网需求得到更好的发展,在一定程度上有利于使得电站在运行过程中得到更多保障,是摆在我们业主面前急需解决的问题。

作为可再生能源的太阳能,其前景以及作用得到了全社会的广泛认同。太阳能电池板等技术已经发展比较成熟,广泛的运用在多个领域。比如光伏水泵、交通指示灯等太阳能产品的独立性以及集成性较高,多数采用直流负载、独立供电的形式。

随着光伏系统越来越成熟,运用方式也愈来愈丰富,利用光伏并网技术的太阳能发电技术是当前发展最新、最快的新技术。

分布式光伏发电站集中监控系统要考虑各方面需求,不仅要能够提升系统技术的适应程度,同时,还要制定系统发展规划需求,采取措施不断提升光伏发电技术效率,从而保证了光伏发电的运行,也有利于最大程度上降低系统运行成本,这对于系统技术的发展有着重大的意义。

1 系统构成

分布式光伏发电站集中监控系统在运行过程中主要以分层结构为主,除了站控之外的部分之外,同时还有网络层,包括间隔层这一部分。第一部分主要是用于加强光伏电站各方面监控,由监控系统主机兼操作员站和各种功能站构成,间隔层能够连接网络,在一定条件下能够实现由网络控制,但同时也能够利用间隔设备来加强监控。

1.1 站控层

分布式光伏发电站集中监控系统的监控主站层设备采用分布式、开放式的设计和高性能的计算机硬件平台,运行人员通过站控层实现对接入各个光伏发电单元的集中状态监视和控制、保护信息记录与分析等功能,并对异常情况及时进行报警,保证系统安全运行。站控层由系统服务器、后台应用软件系统、打印机、对时设备、音响报警装置等组成。

1.2 网络层

分布式光伏发电站集中监控系统的网络层能够通过网络来进行连接,并利用安全设备来保护这一系统技术的监控,有利于为系统提供保护,也能够实现网络技术与系统设备的交换,并采集开关设备位置、工作状态等信息,对开关实施分合控制。

1.3 间隔层

间隔层测控装置包括控制单元、I/O单元、网络部件和微机保护通讯接口单元等,并设置必要的人机接口设备,间隔层的测控装置具有良好的电磁兼容性能,较强的抗电磁干扰能力,低功耗,较宽的工作温度范围,在对系统的站控层进行监控的过程中能够完成相应的任务,并保证设备的运行,有利于为系统设备功能实现提供保证,这对于系统设备运行而言也是非常重要的。

2 系统功能

这一功能主要是为了加强系统控制,并对系统功能进行测量,有利于实现系统功能,并加强系统与外界通信能力,系统除了能够实现远程遥控之外,但同时也要考虑其它功能,并能够保证系统的正常运作。

2.1 数据采集

智能通讯终端负责采集设备实时信息,信息类型分为环境参数、模拟量、状态量。环境参数包括主要包括日照强度(平面和垂直)、风速、风向、室外温度、室内温度和电池板温度等参量;模拟量包括电压、电流及功率等电气模拟量;状态量包括开关状态、事故跳闸信号、保护动作信号、异常信号。

2.2 数据库系统信息存储

这一系统主要是为了实现信息存储,并实现信息以及通信的正常运行,利用这一系统能够提升系统数据的稳定性,也能够保证系统运作的安全性,利用系统数据,有利于实现数据更新,并能够保证数据运行的实效性,利用数据库能够进行维护信息。

2.3 控制操作

控制各电气间隔的断路器、电动隔离刀闸的分闸/合闸运行,同时,还要根据系统运行调控的几个方面来加以调节,使系统能够适应不同分层操作原则设计。在任何一层操作时,其它操作层均应处于闭锁状态。操作方式应实时传至集控中心(调度端)。

2.4 报警装置

监控系统不仅能够进行报警,同时,也能够利用保护装置来进行操作,有利于了解系统状态变化,并制定系统报警处理限制,通过对系统设备以及相关界限进行分类,从而为系统装置运作提供保障,也能够解决系统运作过程出现的问题、分层进行,便于查阅、检索。报警输出信息直观、醒目,并伴有声、光报警。

2.5 在线计算及制表

监控系统对所采集的各种电气量的原始数据进行工程计算。应对变电站运行的常规参数进行统计计算,对主要设备的运行状况进行统计计算,对自动控制方案进行优化计算等。计算结果应可以处理和显示。

2.6 时钟同步

系统采用GPS标准时钟对时,同时具备通过远动通信设备接收调度时钟同步的功能,对时误差不大于1ms。

2.7 功率预测

以实时功率、测光数据和云况图等数据为基础,滚动预测光伏电站功率、功率变化率运行趋势。对每个光伏阵列的实际功率曲线进行自动绘制,并与光伏组件厂家提供的标准曲线作对比,充分挖掘光伏电站潜力,提高满负荷率。把预测光伏电站功率以曲线的形式在曲线管理里面进行展示。

2.8 系统管理

系统管理功能基于继电保护等方面的基本应用理论、运行规则以及设备或系统的实时运行状况等大量信息进行综合分析判断,并在运行过程中进行操作,还有为系统管理人员提供相关方面的培训,对于系统运行过程中出现的问题进行综合分析,软件开发等功能。

2.9 系统的运行恢复功能

系统能够对各个方面功能进行诊断,(包括各个通信接口)运行状态进行诊断,发现异常,发出报警信号。系统在出现问题,除了电源出错之外,还包括硬件问题,因此,系统需要采取措施来为数据库提供保证,并通过重启系统来恢复其功能,从而为系统运行提供重要保障。

3 系统应用场景

系统结构配置灵活,可以满足各种条件的需求。提供丰富的通信接口,实现与地调的通信,上传数据给调度中心,并接受地调的管理及功率控制和电压调节。

监控系统通过用外网把将数据上传至集团/企业数据中心,在满足《可再生能源建筑应用示范项目数据监测系统技术导则》的具体协议格式和发送数据格式的情况下,将本光伏发电系统的相关运行数据上传至国家可再生能源数据中心。

4 配电网络进行分布式光伏发电科学高效接入的对策与方法

实现分布式光伏发电的科学高效接入,就需要我们从配电网络发展的实际出发,针对光伏发电接入配电网络所到来的影响,采取有针对性的措施,实现分布式光伏发电的高效使用。对配电网络下旧有的电气设备进行升级。

由普通配电网络到分布式光伏发电配电网络的提升,需要对电气设备进行必要的升级与改造。而这种改造主要集中于变压器与电力开关两个方面,为了降低改造成本,提升改造建设的效率,就需要在电力变压中进行20/10/0.4k V双变比配电变压器的箱式变电站的改造[3]。

同时为了满足实际的使用需要,提升用电安全,还需要对断路器进行新的开发,而分布式光伏配电网络中的开关柜等配电设备也要进行必要的调整,进行小型化处理,使得其尺规与规格与普通配电网络所使用的配电设施相类似,从而实现变电站升压的高效改造。

5 结语

分布式光伏发电站集中监控系统可以实时监控光伏并网电站的运行状态,并存储信息,包括环境参数、并网电压电流、当日发电量、总发电量、电站管理等,也为日后对电站的运行性能进行评价提供了准确可靠的依据,对分布式光伏发电站的发展具有重要的意义。

参考文献

[1]光伏发电站设计规范(GB50797-2012).

[2]陈树勇,鲍海,吴春洋等.分布式光伏发电并网功率直接控制方法[J].中国电机工程学报,2014,31(10):6-11.

[3]赵波,张雪松,洪博文.大量分布式光伏电源接入智能配电网后的能量渗透率研究[J].电力自动化设备,2013,32(8):95-100.

分布式电站 第8篇

太阳能作为一种开发潜力巨大的新能源和可再生能源受到国内外的空前重视, 从能源供应安全和清洁利用的角度出发, 世界各国正把太阳能的商业化开发和利用作为重要的发展趋势[1]。欧盟、日本和美国把2030年以后能源供应安全的重点放在太阳能等可再生能源方面。预计到2030年太阳能发电将占世界电力供应的10%以上, 2050年达到20%以上。大规模的开发和利用使太阳能在整个能源供应中占有重要地位。

大型光伏电站组的运行一般都是在无人值守的情况下进行的, 要对地域上广泛分布的光伏电站设备进行监测、运行控制及维护十分困难和繁琐[2,3], 需要大量的人力、物力及财力。

本系统开展了大规模分布式光伏电站组实时远程智能运行控制系统的研发, 通过高效传感器采集光伏电站不同设备的相关参数, 如太阳电池阵输出电压、电流, 电池组电压、充放电电流、单体电池电压, 单体电池温度, 专业气象站提供的环境温度、湿度和风速, 逆变器输出电压、电流以及配电开关状态等光伏电站相关参数, 实时监测光伏电站设备运行状态, 当设备发生故障时, 立即发出声光及远程告警信号, 通知维修人员及时处理;系统根据历史维护信息, 诊断故障并给出合理的故障排除建议;针对光伏设备安装在户外且无人值守这一特点, 采用视频监控技术监测设备附近的场景, 一旦出现不明移动目降至最低;同时, 可通过GPRS无线网络访问光伏电站监控单元, 以保证远程监控中心对光伏电站组工作状态的了解及远程控制, 即具有遥测、遥控、遥信、遥调功能。

1 系统介绍

系统的总体流程如图1所示, 分为四大模块:采集模块、通信模块、服务模块及数据交互模块。

具体的, 由单片机系统完成对六大类设备数据的采集工作。单片机将采集到的数据写入GPRS数据终端 (DTU) , 终端模块通过网络将数据发送到数据中心 (DSC) , 由此完成系统的数据通信部分。监控中心 (服务模块) 在接收到数据以后, 对数据进行处理与分析, 并下发到在线的监控客户端 (交互模块) , 监控客户端将当前的设备数据实时动态的展现出来。

2 系统功能结构

2.1 数据采集单片机

单片机系统完成各光伏设备的数据采集、数据解析、数据发送功能。单片机与光伏设备之间通过MODBUS总线通信, 全透明设计。数据解析完成后通过DTU经由GPRS网络发送至数据中心 (DSC) 。单片机与DSC之间每次数据交互均有应答功能, 确保数据被DSC收到。此外, 单片机还具有数据存储功能, 当网络通讯不畅或是数据中心不在线时, 能够保存数据。待到网络恢复正常或是正线时, 自动重新发送数据。

在光伏监控系统中, 单片机与下级的各个子系统之间采用485总线 (两线制) 运行MODBUS通讯协议。该级别的MODBUS协议规约为:波特率:9600数据位:8位 (RTU) 停止位:1位校验位:无校验CRC校验 (2字节) 。

图2给出了单片机系统结构图。图3给出了单片机工作流程图。

2.2 GPRS无线通信模块

本系统选用的是宏电H7710 GPRS DTU产品[6]。GPRS在无线监控领域已经得到应用[4,5], 理论上, GPRS的带宽可达171.2Kbps, 在实际应用中, 带宽大约在40~100Kbps, 在此信道上提供TCP/IP连接;CDMA 1x理论带宽可达300Kb/s, 目前的实际应用带宽大约在100Kb/s左右 (双向对称传输) 。GPRS/CDMA 1x移动数据网络的信道可提供TCP/IP连接, 可以用于INTERNET连接、数据传输等应用。

宏电公司开发的H7000系列产品为用户提供高速、永远在线、透明数据传输的虚拟专用数据通信网络。主要针对电力系统自动化、工业监控、交通管理、气象、环保、管网监控、金融、证券等行业部门的应用, 利用GPRS/CDMA 1x网络平台实现数据信息的透明传输, 同时考虑到各应用部门组网方面的需要, 在网络结构上实现虚拟数据专用网。H7710是H7000系列产品之一, 具备RS232/422/485或TTL电平接口, 高性能、工业级, 外置式, 适用于使用环境恶劣的各种工业监控、交通管理、气象等应用场合。

2.3 数据服务中心系统设计

数据服务中心是整个软件系统的核心部分, 负责接收来自GPRS的设备数据。同时监听在线客户端的请求, 图4给出了数据服务中心的系统框图。主要包括下面几个服务:

(1) 数据采集服务

此服务负责监听一个UDP端口, GPRS网络将单片机上传的光伏设备数据转发到此端口上。每当有数据到达时, 该服务负责将数据存入到后台数据库中, 同时调用数据分析对象对数据进行分析。分析完毕后将数据下发到在线的监控客户端。如若有报警信息, 将报警信息也下发到监控客户端。

(2) 监控及回控命令服务

此服务负责处理监控客户端发送到数据服务系统的命令。包括客服端在线请求命令和控制命令。服务器通过客户端发送的在线请求命令判断客户端是否在线, 从而决定是否将设备数据下发。服务器还需要将监控客户端发出的控制命令下发到光伏设备, 以此达到控制设备运行的目的。

(3) 统计/查询服务

此服务负责监听客户端对于数据库数据的查询请求。通过此项服务, 管理方可以全面的了解整个光伏电站的运行情况。

2.4 监控客户端

监控客户端主要是对设备数据的可视化展示, 提供用户和设备进行交互的界面, 图5给出了一个监控画面。监控客户端主要具备以下几个方面的功能:

(1) 监控数据实时动态展示

(2) 监控数据越界报警

(3) 统计报表生成

(4) 地理信息集成

(5) 用户权限管理

3 结论

本系统已经在中盛光电集团承建的多个国内外大型光伏电站系统上进行了应用与验证研究。结果表明, 该系统运行稳定、具有较高的可靠性, 为用户带来了良好的经济效益。我们下一步的工作是在此基础上, 进一步完善其功能, 力争做到商品化。

参考文献

[1]程蓓.发展太阳能行业促进低碳经济[J].能源与环境.2010年第5期:26-28

[2]黄海宏, 朱晶晶, 梁平.通用型光伏电站监控系统的研制[J].电气自动化.2010, Vol.32, No.5:30-33

[3]张筱文, 郑建勇.光伏电站监控系统的设计[J].电工电气.2010年第9期:12-16

[4]刘艺, 王星华, 彭显刚, 黄丽红, 许建.基于GPRS的低压配电网远程监控的相关问题研究[J].电气应用.2009年第23期:52-56

[5]张源.基于GPRS的油田安全远程监控系统[J].自动化信息.2008年第5期:70-72

分布式电站 第9篇

在传统的能量管理系统(EMS)架构中,所有的网络建模和网络分析均集中在调度中心进行。调度中心人工维护设备参数、网络拓扑、量测模型等。这种传统建模方法存在以下不足:①调度中心模型维护工作量大;②模型容易出错,错误后难以定位;③模型难以及时更新,影响网络分析结果;④模型集中储存在调度中心。调度中心一旦受到灾难打击,很难恢复。

随着电力系统规模的不断扩大,电网模型越来越复杂,上述问题也将会越来越严重。2003 年“814”美加大停电事故报告中指出电网模型没有及时准确地维护导致了状态估计出错,而状态估计出错是该事故的主要原因[1]。这充分说明调度中心快速获得准确的电网模型是非常重要的。

同时为了满足变电站站内应用的需要,变电站自动化系统通常也进行了网络建模。然而,在传统架构中,变电站和调度中心的网络模型是割裂的。而事实上,变电站的网络模型更为细致,同时也包含了绝大部分调度中心所需模型。如何利用已有变电站模型,自动形成全网模型,将是解决调度中心传统建模方法存在问题的一种可能方法,本文称之为变电站调度中心两级分布式建模方法。

传统变电站是被动的,没有网络分析等高级应用的需求,但随着智能变电站内涵的不断扩展,变电站高级应用也越来越丰富,对模型需求也越来越高。基于变电站的分布式监视和控制是未来智能输电网的重要特征之一[2,3,4,5,6,7,8,9]。例如,文献[3-4]中提出的基于相量测量单元(PMU)的两级线性状态估计及文献[5]提出的分布式状态估计就需要网络模型实现对坏数据的辨识和数据质量的提高。又如变电站智能告警和基于PMU的变电站电压稳定评估,都需要适用的网络模型来实现。只有变电站和调度中心具有兼容的网络模型,变电站和调度中心才能实现无缝连接[6]。未来智能输电网的发展需要一种统一但有差异的建模方法,统一是指变电站和调度中心实现建模的一体化,差异是指变电站和调度中心在模型需求上的区别。

近年来,提出了一些调度中心之间的分布式建模方法。文献[10-11]介绍了不同调度中心模型拼接为全网模型的方法,但是仅考虑调度中心之间的模型交换,没有考虑变电站网络模型的转化。文献[12]提出电网模型可以实现源端维护,全网共享,但是该方式只适用于调度中心之间。

变电站和调度中心采用不同的模型标准,调度中心采用IEC 61970标准[13],而变电站采用IEC61850标准[14]。变电站模型要能为调度中心所用,关键是IEC 61850和IEC 61970如何协调的问题。国内外针对该问题也开展了不少研究[15,16,17,18,19,20,21,22,23]。主要有两类方法:一是扩展IEC 61970 中公共信息模型(CIM),包含IEC 61850中定义的相关模型[19,20];二是对IEC 61970和IEC 61850的统一建模语言(UML)进行轻微修改,并建立两者之间的映射[22,23]。比较而言,映射的方法比扩展更简单易行一些。这些研究主要是针对模型标准层面的协调和融合,为变电站和调度中心的共享建模提供了基础,尚无文献针对变电站和调度中心两级不同网络分析的应用需求,系统地研究两级分布式建模问题。本文更侧重于两级分布式建模的结构设计以及如何满足变电站和调度中心两级的需求。

为了支持变电站调度中心两级网络分析应用的不同需求,不但要研究模型标准层面上的协调,还需要研究模型在应用需求层面上的协调。比如:变电站网络分析需要的是三相网络模型,而调度中心网络分析需要的是单相网络模型;变电站单线图上需要监视各种接地刀闸、所用变压器、电流和电压互感器和避雷器等设备,而调度中心单线图则不需要。因此,在应用需求层面,如何通过分布式建模,在变电站和调度中心级,建立统一而有差异的网络模型,满足各有特点的网络分析应用的需要,并获得工程验证,是本文研究的重点。此外,考虑到老旧变电站不可能全部推倒重来,为了实现新建变电站的分布式建模,如何设计满足实际工程需要的混合建模方案,也是本文研究的重要内容。

1 体系架构

图1和图2分别给出了变电站调度中心两级分布式网络建模的示意和体系架构。理想情况下,每个变电站建立统一完整的网络模型,在此基础上对站内采集的实时信息进行预处理,并与上一级的调度中心交互模型和实时信息。调度中心从变电站获得可靠的模型和实时信息,拼接后获得全网的模型和实时数据,进行全网级别的分析和计算。这样调度中心无需维护网络模型,而每个变电站只用维护好自己的模型即可。

与互联网相似,在这种架构下电力系统中的基本单位变电站将具有即插即用能力。无论变电站改建或者新建,调度中心都可以立即获得该变电站模型并重建全网模型,实现对全网的准确监视、分析和控制。

该方法实现了一次建模、全网利用。同时变电站内的分布式建模也支持了智能变电站各种分布式高级应用功能的发展。

如果由于某种原因,调度中心功能瘫痪,采用调度数据网的其他服务器召唤模型数据,可立即恢复调度中心功能,实现调度中心功能的自愈。

对于该架构来说,变电站信息建模、模型转化和传输、调度中心模型拼接3个部分是整个架构中的重点和难点。

2 关键技术

下面主要介绍分布式建模架构体系下的变电站信息建模、模型转化和传输、调度中心模型拼接这3项关键技术。

2.1 变电站信息建模

变电站统一的网络模型是变电站高级应用的基础,也是上传至调度中心的模型的基础。为满足变电站和调度中心两级网络分析的要求,需要扩展基于IEC 61850标准的信息模型,同时建立该信息模型与IEC 61970模型之间的映射关系,使之不但能满足变电站高级应用的需要,也能方便地转换为IEC 61970模型,供调度中心使用。

变电站的网络建模包括一次设备模型、量测模型及图形等内容。

1)一次设备模型

如附录A图A1所示,IEC 61850 的变电站配置描述语言(SCL)中定义了变电站一次设备基本设备类型、层次关系以及拓扑连接关系,与IEC 61970的CIM具有类似的层次结构、拓扑连接关系、设备类型,而且两者均采用面向对象语言建立,因此两者之间大部分对象可以建立相关的映射关系,如附录A图A2所示。

IEC 61850对部分设备未给出定义并且没有给出设备参数。参照CIM,扩展了一次设备类型和设备参数,如图3所示。扩展的一次设备模型主要有ELD(负荷)、LIN(线路)、CAP(电容器)、REA(电抗器)和变压器绕组(Transformer Winding)等。 例如:变压器绕组扩展了励磁支路的电纳和电导、正/零序阻抗、接线方式等,以支撑变电站和调度中心的网络分析应用。

2)量测模型

IEC 61850基于逻辑节点对二次模型进行建模。其中对测控装置的建模较为规范,如表1所示。

IEC 61850中对于PMU并没有建模,为了支撑变电站级基于PMU的网络分析应用,扩展了与MMXU逻辑节点类似的新逻辑节点MPMU对其建模,该逻辑节点包含的数据对象如表2所示。同样CIM中的枚举类RemoteUnitType中增加了PMU。根据SCL中量测模型相关逻辑节点的类型和数据对象名称可以将这些数据对象转换为CIM模型中Measurement对象。

3)图形

建立和模型关联的接线图也是建模的重要部分。采用图模库一体化工具,可以实现模型和图形的同时生成[24,25]。为实现图形的通用性,图形应支持可缩放矢量图形(SVG)格式导入和导出。

图形可以通过Metadata(元数据)完成与模型的关联,其中图形中一次设备对应Metadata属性为Device名称,动态数据对应Metadata属性为相应数据对象的路径名。

2.2 模型转化和传输

由于调度中心和变电站网络分析对模型需求不同,应根据调度中心的应用需求,对建立的变电站模型进行转化后传输到调度中心。

1)模型转化

如表3所示,变电站模型转化为调度中心模型时,要进行大量裁剪。变电站包含所有设备的三相模型,而转化至调度中心模型时需转化为单相,并删除接地刀闸、电压互感器、避雷器等设备,将站用变压器等效为负荷。变电站中的量测是冗余而且多源的,例如:出线和变压器的模拟量测包括三相电流、三相相电压、三相线电压、总有功功率、总无功功率等,而转化至调度中心模型时只需要总有功功率和总无功功率。又如:开关的数字量测包括三相的分位和合位,而转化至调度中心模型时只需要总位置即可。

表3中:T表示分接头挡位;S为开关刀闸状态;V为电压;I为电流;P为有功功率;Q为无功功率;下标p表示三相;下标l表示AB/BC/CA相;下标!表示三相和;下标c表示合位;下标o表示分位;下标g表示总位置。

2)图形转化

如表4所示,变电站图形也要进行相应的精简。

建模时可将变电站需要而调度中心不需要的图形封装在变电站图层,而变电站和调度中心都需要的图形封装在公共图层。导出适用于调度中心的图形时只包含公共图层,并将所用变压器及厂用变压器图形转换为负荷图形。

变电站和调度中心的图形对比如图4所示,左侧为变电站本地图形,右侧为上传给调度中心的图形。

完成模型和图形的转换后,模型和图形将分别以扩展的变电站系统配置描述文件(SCD)格式文件和SVG格式文件上传至调度中心,从而实现变电站和调度中心两级统一而有差异的网络建模。

2.3 调度中心模型拼接

调度中心拼接变电站上传的模型、图形,以形成全网完整的模型、图形,需要如下步骤。

1)确定命名规范。线路作为各变电站的边界,必须保证全网统一命名。站内设备需在原有变电站自行的命名前添加站名作为前缀,即可保证设备命名的全网唯一性。

2)模型文件校验、图形文件校验。对于模型文件,校验是否满足SCD的格式、网络拓扑结构是否合理等。此外,还需要利用变电站模型中的量测数据进行变电站状态估计来校验其模型正确性。对于图形文件,校验是否满足SVG的格式以及与模型之间的映射是否匹配。若校验都成功,进入模型拼接步骤。

3)模型拼接、图形拼接。网络模型由变电站和之间的线路组成,变电站就是这个网络模型最基本的单元,模型拼接就是将通过线路将这些基本单元连接起来。每增加一个新变电站,将变电站模型分为站内部分和线路模型。站内部分直接添加。遍历该站的所有线路模型,如果存在与已有线路相同的线路,删除该线路模型并将与该线路关联的端子及量测模型关联到已有线路模型,否则,直接添加线路模型以及关联的端子、量测模型。具体拼接流程如图5所示。图形拼接相对简单,导入图形,并形成图形列表即可。

例如:变电站A模型中有线路模型LIN1,线路LIN1与端子T1关联;变电站B模型中也有线路模型LIN1,线路LIN1与端子T2关联,如图6所示。

在拼接过程中,删除变电站B中对应的线路模型LIN1,并将删除的线路模型关联的端子T2以及量测模型关联到变电站A模型中的对应的线路LIN1上,结果如图7所示。

调度中心形成全网模型后,可立即建立与变电站的通信,通过实时通信采集变电站的实时数据。

3 实用的混合方案

在变电站调度中心两级分布式建模的实施过程中,考虑到老旧变电站不可能全部推倒重来而具备网络建模功能,为了实现新建变电站(或老站改造)的分布式建模,需要提出满足实际工程需要的混合方案。

3.1 调度中心模型拼接的混合方案

在该混合方案中,变电站分为两类:①不具备建模功能的老旧变电站,其模型、图形以及实时数据已经存在于现有的EMS中,因此这部分图模数从EMS导入;②具备建模功能的新建变电站或老站改造,采用本文方法从变电站导入。根据2.1节中给出的CIM和SCL的映射关系,调度中心原有EMS的CIM和来自新建变电站(或改造后的变电站)的SCD模型可以拼接形成全网模型。拼接步骤如下。

步骤1:建立CIM和SCD模型中元素的映射关系。

步骤2:解析CIM文件形成以变电站为基本元素的树状模型。

步骤3:解析SCD文件获得新的变电站模型。若树状模型中有这个变电站模型,则用新的变电站模型替代原有变电站模型,否则直接添加新的变电站模型。

步骤4:根据线路命名的一致性,拼接线路模型。

步骤5:若还有新的变电站模型,则回到步骤2,否则由树状模型形成全网模型。

模型的拼接算法流程如图8所示。

3.2 变电站调度中心实时数据传输方案

目前变电站和调度中心的信息通信主要采用IEC 60870标准中的104协议。为实现实时通信,需要建立量测模型和104协议之间的映射。104协议是基于信息体地址,只需要给量测模型中的每个数据对象分配对应的信息体地址即可。当调度中心收到来自变电站的实时报文后,分析报文中的信息体地址,即可知道报文中数据的含义。

例如:某站(扩展站地址属性,值为003DH)的模型中,一条线路(L1)一端与一个量测逻辑节点相连MMXU1,该逻辑节点具有数据对象TotW(扩展信息体地址,值为4001H)。

调度中心收到该站模型后,与该站建立104通信,召唤实时数据。收到如下报文:

68 15 0000 0000 34 01 0300 3D00 014000 0100000000000000

分析该报文可知,这是来自站地址为003D的变电站的带时标的归一化量测值,其中信息体地址为4001H,数值为1。即说明线路L1的有功量测大小为1。

4 系统开发和实际运行情况

基于本文方法开发两级分布式网络建模系统已在华东电网投入实际运行,华东网调管辖的500kV厂站共计150个,在其中的4个厂站开发了变电站分布式建模功能,分别为由拳变电站、繁昌变电站、宿州电厂以及当涂变电站。这4个厂站中一个为数字化变电站,3个为综合自动站。在两级分布式建模基础上,两级分布式状态估计功能[9]作为一项分布式应用也已投入实际运行,本文方法的正确性获得了实际验证。

试点站的一种典型结构见附录A图A3,包括一倍半开关接线方式的500kV电压等级、双母线接线方式的220kV电压等级以及单母线接线方式的35kV电压等级共3个电压等级。

整体硬件接线见附录A图A4。其中调度中心分布式建模服务器采用Sun Sparce T5240服务器,安装在华东电力调度中心,接入调度数据网;变电站分布式建模服务器采用Sun fireX2270服务器,同时接入变电站站控层网络和调度数据网。

变电站上传给调度中心的典型图形文件(SVG/XML)和典型模型文件(SCD/XML)分别见附录A图A2和图A3。

变电站上传至调度中心的模型文件大小和传输时间如表5所示。

目前采用了本文提出的实用的混合方案实施分布式建模,其中4个试点厂站具备变电站网络建模功能,其余146个厂站的模型和图形均从调度中心现有EMS中导入。 拼接模型的相关计算时间如表6所示。

基于上面的结果,可以估计如果全网150 个500kV厂站均具有分布式建模功能(假设所有厂站的文件平均大小等于目前4个站的平均大小)后重建全网模型所需要的时间。表7给出了相关结果。

从表7可以看出,可以在19min左右重建整个电网的模型和图形。也就是说,可以在19min左右在调度数据网的任一节点快速重建华东500kV电网的全网模型,实现电网自愈。如果只有一个变电站模型变化,则可以在20s内更新电网模型,实现变电站的“即插即用”。

5 结语

本文重点研究了模型在应用需求层面上的协调。通过所提出的两级分布式建模方法,在变电站和调度中心级,建立了统一而有差异的网络模型,满足两个级别网络分析应用的不同需要。还设计了满足实际工程需要的混合建模方案。与传统的集中式建模方式相比,分布式建模具有以下优势。

1)变电站侧,模型规模小,建模不易出错,量测信息冗余,模型错误的诊断和定位也较为简单;调度中心侧,显著降低了维护工作量和出错率,理想情况下可实现免维护,有效解决了调度中心模型维护的负担问题。

2)每个变电站相当于具有自描述功能的智能体,调度中心获取其上传的模型即可实现电网模型的自组织。一旦有新变电站接入,或现有变电站完成改造时,调度中心可快速准确感知变电站的模型变化,实现变电站的“即插即用”。根据现场实测,一个新的变电站投运,调度中心只需20s即可感知其存在,自动完成调度中心的网络建模,参与状态估计等高级应用。

3)由于模型、图形和数据分布存储于各站中,如果调度中心功能瘫痪,可在调度数据网的任意一点快速重建模型、恢复调度中心功能。

4)为智能变电站各种高级应用提供了模型和数据基础,也为实现信息的分级分层处理提供的理想架构。

实际系统运行情况验证了两级分布式建模在技术上的优势和可实现性。若要在生产实践中实现完全的两级建模,除技术上的要求外,还需要模型维护流程、工作职责划分等管理手段上的配合。随着电网规模越来越大,调度中心的维护越来越困难,同时也随着变电站的高级应用越来越普及,两级分布式建模将变得越来越有实际应用价值。

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

摘要：传统的调度中心集中建模方法存在着易出错、维护量大、难以自愈等问题,同时也无法满足未来智能输电网中各种分布式应用的需要,因此提出了变电站—调度中心两级分布式建模方法来满足两个级别网络分析应用的不同需要。在变电站建立模型和图形,经转化后送至调度中心,在调度中心拼接变电站模型形成全网模型。对分布式建模的整体架构、变电站建模、模型转化和传输、模型拼接等关键问题进行了详细探讨,并提出了当前实用的混合建模方案。华东电网的现场应用验证了所述方法的有效性。

分布式电站 第10篇

1 智能变电站采样值组网技术现状

第一, 变电站需要正常运行, 需要不同设备具有同步性, 如合并单元、测控装置等。这种同步性具有明显弊端, 那就是当其中任何一个出现故障, 将会影响整个供电系统的正常运行, 从而严重影响了供电系统的安全性及稳定性。第二, 由于各个供电设备具有同步性, 供电信息也在同一时间发送, 使得在瞬间积累很多的信息量, 对交换机造成严重影响, 进而影响了供电系统的安全性及稳定性。再次, 涉及到的供电设备较多, 无疑增加了供电系统的复杂性, 为维修及护养工作带来极大不便。第三, 在供电信息传输时, 由于采用了同步方式, 流入交换机的信息量骤然增加, 使得其端口信息交换速度降低及传输波动范围较大;如果不采用同步式方式, 则接收设备无法和不同单元之间信息处理保持同步, 从而影响供电系统正常运行。第四, 当采用供电数据同步式传输, 需要从一个时钟源切换到另一个时钟源, 由于时钟脉冲存在问题, 容易造成传输不准确等弊端。

由此可知, 采样值组网同步传输方式虽然结构简单, 能够方便于供电信息共享, 同时硬件设备较为简单等优点。但只有在同步系统的前提下, 才能发挥功效, 并且一旦当前时钟出现故障, 时钟源切换便会受到极大影响。所以应尽快设计出一种新的采样值组网传输技术, 才能保证供电信息快速传输, 才能使智能电站发挥其实际效用。

2 智能变电站分布式同步采样值组网技术方案

2.1 IEEE 1588协议同步机制

该协议对分散在测量及控制系统内部的时钟同步机制给予规定, 具有较高的精确性, 从而在供电运行中被广泛应用。分布在系统内部的所有时钟能够相互发送信息, 以完成校准和跟踪。这种跟踪发生在主钟和从钟之间, 具体过程如下:首先, 从主节点上发送报文, 从节点接收。由于预计发送时间和实际发送时间之间具有一定时间差, 使得报文被标记上接收标记。之后主节点上又发送一报文, 和前面的不一样, 具有跟随性, 所以称作跟随报文, 该报文包含同步报文的标记, 使得节点可以利用两种标记, 完成时钟频率调整。其次, 从节点也发送一份报文, 该报文具有时间戳。该报文被主节点接收之后, 返回一个接收戳, 该戳可以计算出主节点和从节点之间的时钟差。

2.2 分布式同步采样值组网技术方案设计

以下就该技术的工作方式进行简单介绍。

首先, 该采样值组网技术可以支持IEEE 1588协议交换机运行模式;该协议交换机被安装在合并单元内部, 并且协议主钟由于具有自身的晶振, 所以和外部协议的时钟不同步。另外, 该协议主钟在采样值报文时采用节拍, 和采样计数器的采值方式一样, 所以保证了信息运行的稳定性。其次, 当采样值需要输出时, 只要按照主钟的时间, 便可以有效完成。此外, 该协议不仅能够支持透明时钟协议, 还能支持局域网络及其它协议。再次, 每一个IEEE 1588协议和合并单元具有一一对应性, 有利于主钟和从钟之间有效连接。

目前, IEEE 1588协议虽然在很多方面都已经实现, 但在单个以太网接口上实现多个IEEE 1588协议从钟方案, 目前还不能实现。由于从钟数量不确定, 就需要寻找解决不同时钟标记的设备, 才能实现分步式同步采样。以下就将这种采样方式作一简述。第一, 在编程门阵内部设置时标计数器, 并保证技术达到32位时回归到零。第二, 采用DSP装置, 该装置能够发射中断脉冲到编程门阵内, 对计数器内部的数值进行更新, 同时锁存时标计数器值。再次, 第三及发送以太网包, 在接受及发送时, 记录自由器数值。第四, 当接收到以太网包之后, 可以根据具体来源, 来确定具体合并单元及从钟, 之后, 再根据时戳值, 确定以太网包发送时的从钟时间, 从而实现了IEEE 1588协议跟踪计算。第五, 采用保护测控装置, 该装置内部安装有独立采样脉冲, 能将从钟时间和采样时间相对应, 从而准确定位了从钟的脉冲位置。另外, 在保护测控装置内部, 还安装有全局采样脉冲, 能够利用不同从钟之间的时差, 计算出同步脉冲序号, 并采用动态数据窗, 使不在同一时间段的采样值在同一接收装置内实现同步。

3 分布式同步采样值组网技术优点

3.1 提高了运行可靠性

采用分布式同步采样值组网技术, 明显减少了设备使用数量, 从而降低了投资费用。另外, 在合并单元中, 不再采用切换装置, 并且系统运行的稳定性及安全性显著提高, 不存在因单个合并单元出现故障而影响整个供电运行的弊端。主钟出现故障之后, 从钟容易检测, 从而降低了检测不便问题。IEEE 1588协议的运行更加自由, 从而有效降低了资源消耗。

3.2 交换机负荷减小

在分布式同步采样系统内部, 不同合并单元之间的结合都是随机的, 所以发射的脉冲也是随机的, 这些脉冲在短时间内虽然具有冲突性, 但发送到交换机上之后, 冲突性将会大大减低, 从而有效减小了交换机的运行负荷, 增加了其运行稳定性。

结语

随着我国电网建设规模不断扩大, 供电要求也具有新的要求, 常规的采样值组网技术已经无法满足现阶段智能化变电站采样要求, 必须进行革新, 才能提高供电效率。本文就分布式同步采样值组网技术方案进行分析, 希望具有参考价值。

摘要：我国供电规模不断扩大, 电网自动化及智能化建设力度也进一步加大。本文首先对目前智能变电站采样值组网技术现状进行分析, 然后对分布式同步采样值组网技术方案做详细分析, 以供参考。

关键词：智能变电站,分布式同步采样,值组网技术方案

参考文献

[1]赵家庆.智能变电站采样值组网分布式同步技术及应用[J].电力自动化设备, 2014, 34 (09) :154-158.