欧洲配电网范文

欧洲配电网范文（精选6篇）

欧洲配电网 第1篇

智能电网的研究和试点在全球已经开展了十多年,取得了一些成功案例、积累了丰富经验。世界各国都在不断加强智能电网的研究、示范和实施的力度。在智能电网的挑战性转型中,目前阶段的智能电网项目,特别是配电网层级的智能化项目,在明确未来方向方面将发挥关键作用,因此,需要对现有试点项目和研究成果进行很好地总结。国际供用电会议(CIRED)作为欧洲供用电领域在技术和管理方面最有影响的国际学术会议,其智能电网工作组(WG on Smart Grids)历经两年对大量配电网的智能化试点项目进行了调研和研究,于2013年5月发表了一篇总结报告,题为“CIRED的观点:智能配电网是炒作还是愿景?”[1]。研究得到的答案是明确的:“智能配电网并不只是炒作,并且其进展远远超出了愿景;在世界各地现有的某些配电网中已经开始成功实施,将来甚至有可能会成为配电网建设的标配模式。以往的工作将铺平欧洲乃至全世界迈向低碳和可再生能源的未来之路。”大多数试点项目称之为“智能电网”,但实际不仅仅与电网问题有关,部分也包含了“智能市场”的目标和课题,智能电网的市场化用能机制,也将成为促进智能电网发展的重要驱动力之一。

中国配电网在发展阶段、电力市场和电网运行模式方面与欧洲仍有较大不同,尽管中国也在配电网方面投入了巨资进行智能电网试点项目的研究与开发,但是中国在试点项目的布局上没有像欧洲那样按照理论研究、技术开发、试点项目、全面推广四个阶段逐步展开,而是大部分并行承担了理论研究、技术开发、试点项目、全面推广四个方面的内容,理论研究与试点推广同步进行,这往往意味着存在极大的投资风险。

为了给中国配电网层级的智能化提供一定的参考与借鉴,本系列讲座以国际供用电会议的智能电网工作组报告为基础,对过去十多年里成果丰富的欧洲智能配电网的试点项目进行总结。共分七个讲座:讲座一为欧洲配电网智能化发展的驱动力和需求分析,讲座二为欧洲配电网智能化的应用场景及其功能,讲座三为欧洲配电网智能化标准体系建立及发展趋势,讲座四为欧洲配电网智能化的控制技术,讲座五为欧洲配电网智能化的通信技术,讲座六为欧洲配电网智能化的规划技术,讲座七为欧洲配电网智能化的数据挖掘技术。本系列讲座的归纳总结将对我国能源变革中的智能电网研究和建设,尤其是我国智能配电网的研究与发展提供一定的启发和借鉴作用。

配电网规划综述 第2篇

负荷预测是根据系统的运行特性、增容决策、自然条件与社会影响等诸多因数，在满足一定精度要求的条件下，确定未来某特定时刻的负荷数据，其中负荷是指电力需求量（功率）或用电量。负荷预测是电力系统经济调度中的一项重要内容，是能量管理系统(EMS)的一个重要模块。

电力系统负荷一般可以分为城市民用负荷、商业负荷、农村负荷、工业负荷以及其他负荷等，不同类型的负荷具有不同的特点和规律。

城市民用负荷主要来自城市居民家用电器的用电负荷，它具有年年增长的趋势，以及明显的季节性波动特点，而且民用负荷的特点还与居民的日常生活和工作的规律紧密相关。

商业负荷，主要是指商业部门的照明、空调、动力等用电负荷，覆盖面积大，且用电增长平稳，商业负荷同样具有季节性波动的特性。虽然商业负荷在电力负荷中所占比重不及工业负荷和民用负荷，但商业负荷中的照明类负荷占用电力系统高峰时段。此外，商业部门由于商业行为在节假日会增加营业时间，从而成为节假日中影响电力负荷的重要因素之一。

工业负荷是指用于工业生产的用电，一般工业负荷的比重在用电构成中居于首位，它不仅取决于工业用户的工作方式(包括设备利用情况、企业的工作班制等)，而且与各行业的行业特点、季节因素都有紧密的联系，一般负荷是比较恒定的。

农村负荷则是指农村居民用电和农业生产用电。此类负荷与工业负荷相比，受气候、季节等自然条件的影响很大，这是由农业生产的特点所决定的。农业用电负荷也受农作物种类、耕作习惯的影响，但就电网而言，由于农业用电负荷集中的时间与城市工业负荷高峰时间有差别，所以对提高电网负荷率有好处。

从以上分析可知电力负荷的特点是经常变化的，不但按小时变、按日变，而且按周变，按年变，同时负荷又是以天为单位不断起伏的，具有较大的周期性，负荷变化是连续的过程，一般不会出现大的跃变，但电力负荷对季节、温度、天气等是敏感的，不同的季节，不同地区的气候，以及温度的变化都会对负荷造成明显的影响。

负荷预测的目的就是提供负荷发展状况及水平，同时确定各供电区、各规划

年供用电量、供用电最大负荷和规划地区总的负荷发展水平，确定各规划年用电负荷构成。电力负荷预测是电力企业计划的基础，无论是编制企业的经营计划还是长远发展规划，以及电力基本建设、编制负荷调度曲线等工作都必须以系统负荷为依据，因此，负荷预测是提高企业经营决策的准确性和科学性的重要手段，是电力系统经济运行的基础。在当前电力发展迅速和供应相对紧张的情况下，合理地进行电力负荷预测和系统规划运行显得尤为重要。

电力系统负荷预测包括最大负荷功率、负荷电量及负荷曲线的预测。最大负荷功率预测对于确定电力系统发电设备及输变电设备的容量是非常重要的。为了选择适当的机组类型和合理的电源结构以及确定燃料计划等，还必须预测负荷及电量。负荷曲线的预测可为研究电力系统的峰值、抽水蓄能电站的容量以及发输电设备的协调运行提供数据支持。

负荷预测工作的关键在于收集大量的历史数据，建立科学有效的预测模型，采用有效的算法，以历史数据为基础，进行大量试验性研究，总结经验，不断修正模型和算法，以真正反映负荷变化规律。其基本过程如下：

（1）调查和选择历史负荷数据资料

多方面调查收集资料，包括电力企业内部资料和外部资料，从众多的资料中挑选出有用的一小部分，即把资料浓缩到最小量。挑选资料时的标准要直接、可靠并且是最新的资料。如果资料的收集和选择得不好，会直接影响负荷预测的质量。

（2）历史资料的整理

一般来说，由于预测的质量不会超过所用资料的质量，所以要对所收集的与负荷有关的统计资料进行审核和必要的加工整理，来保证资料的质量，从而为保证预测质量打下基础，即要注意资料的完整无缺，数字准确无误，反映的都是正常状态下的水平，资料中没有异常的“分离项”，还要注意资料的补缺，并对不可靠的资料加以核实调整。

（3）对负荷数据的预处理

在经过初步整理之后，还要对所用资料进行数据分析预处理，即对历史资料中的异常值的平稳化以及缺失数据的补遗，针对异常数据，主要采用水平处理、垂直处理方法。

数据的水平处理即在进行分析数据时，将前后两个时间的负荷数据作为基准，设定待处理数据的最大变动范围，当待处理数据超过这个范围，就视为不良数据，采用平均值的方法平稳其变化；数据的垂直处理即在负荷数据预处理时考虑其24h的小周期，即认为不同日期的同一时刻的负荷应该具有相似性，同时刻的负荷值应维持在一定的范围内，对于超出范围的不良数据修正，为待处理数据的最近几天该时刻的负荷平均值。

（4）建立负荷预测模型

负荷预测模型是统计资料轨迹的概括，预测模型是多种多样的，因此，对于具体资料要选择恰当的预测模型，这是负荷预测过程中至关重要的一步。当由于模型选择不当而造成预测误差过大时，就需要改换模型，必要时，还可同时采用几种数学模型进行运算，以便对比、选择。

在选择适当的预测技术后，建立负荷预测数学模型，进行预测工作。由于从已掌握的发展变化规律，并不能代表将来的变化规律，所以要对影响预测对象的新因素进行分析，对预测模型进行恰当的修正后确定预测值。

电力负荷预测分为经典预测方法和现代预测方法。

一、经典预测方法

（1）趋势外推法

趋势外推法就是根据负荷的变化趋势对未来负荷情况作出预测。电力负荷虽然具有随机性和不确定性，但在一定条件下，仍存在着明显的变化趋势，例如农业用电，在气候条件变化较小的冬季，日用电量相对稳定，表现为较平稳的变化趋势。这种变化趋势可为线性或非线性，周期性或非周期性等等。

（2）时间序列法

时间序列法是一种最为常见的短期负荷预测方法，它是针对整个观测序列呈现出的某种随机过程的特性，去建立和估计产生实际序列的随机过程的模型，然后用这些模型去进行预测。它利用了电力负荷变动的惯性特征和时间上的延续性，通过对历史数据时间序列的分析处理，确定其基本特征和变化规律，预测未来负荷。

时间序列预测方法可分为确定型和随机性两类，确定型时间序列作为模型残差用于估计预测区间的大小。随机型时间序列预测模型可以看作一个线性滤波

器。根据线性滤波器的特性，时间序列可划为自回归(AR)、动平均(MA)、自回归-动平均(ARMA)、累计式自回归-动平均(ARIMA)、传递函数(TF)几类模型，其负荷预测过程一般分为模型识别、模型参数估计、模型检验、负荷预测、精度检验预测值修正5个阶段。

（3）回归分析法

回归分析法就是根据负荷过去的历史资料，建立可以分析的数学模型，对未来的负荷进行预测。利用数理统计中的回归分析方法，通过对变量的观测数据进行分析，确定变量之间的相互关系，从而实现预测。

二、现代负荷预测方法

20世纪80年代后期，一些基于新兴学科理论的现代预测方法逐渐得到了成功应用。这其中主要有灰色数学理论、专家系统方法、神经网络理论、模糊预测理论等。

（1）灰色数学理论

灰色数学理论是把负荷序列看作一真实的系统输出，它是众多影响因子的综合作用结果。这些众多因子的未知性和不确定性，成为系统的灰色特性。灰色系统理论把负荷序列通过生成变换，使其变化为有规律的生成数列再建模，用于负荷预测。

（2）专家系统方法

专家系统方法是对于数据库里存放的过去几年的负荷数据和天气数据等进行细致的分析，汇集有经验的负荷预测人员的知识，提取有关规则。借助专家系统，负荷预测人员能识别预测日所属的类型，考虑天气因素对负荷预测的影响，按照一定的推理进行负荷预测。

（3）神经网络理论

神经网络理论是利用神经网络的学习功能，让计算机学习包含在历史负荷数据中的映射关系，再利用这种映射关系预测未来负荷。由于该方法具有很强的鲁棒性、记忆能力、非线性映射能力以及强大的自学习能力，因此有很大的应用市场，但其缺点是学习收敛速度慢，可能收敛到局部最小点；并且知识表达困难，难以充分利用调度人员经验中存在的模糊知识。

（4）模糊负荷预测

模糊负荷预测是近几年比较热门的研究方向。

模糊控制是在所采用的控制方法上应用了模糊数学理论，使其进行确定性的工作，对一些无法构造数学模型的被控过程进行有效控制。模糊系统不管其是如何进行计算的，从输入输出的角度讲它是一个非线性函数。模糊系统对于任意一个非线性连续函数，就是找出一类隶属函数，一种推理规则，一个解模糊方法，使得设计出的模糊系统能够任意逼近这个非线性函数。

欧洲配电网 第3篇

现有电网在应对电量和分布式电源的急剧增加时,有两种解决方式:第一种是网络解,即新增电网设备(如电缆或架空线、变压器等 ) 的容量;第二种是智能方式,即通过安装智能控制设备从而高效利用现有电网设备的容量,也就是建设“智能电网”,第一种方式的投资是第二种方式的2~3倍。智能电网这一概念的出现迄今已有近十年。与中国以特高压为中心的坚强智能电网有所不同,欧洲智能电网的发展以配电网为核心而展开。

在过去十年内,欧洲对于配电层级的智能化,即智能配电网,展开了大量的研究和开发工作,试点项目规模大且成果丰富。国际供用电会议(CIRED)的智能电网工作组(WG on Smart Grids)经过两年对大量试点项目进行调研的研究工作,于2013年5月发表了一篇总结报告,题为“CIRED的观点:智能配电网是炒作还是愿景?”[1]。研究得到的答案是明确的:“智能配电网并不只是炒作,并且远远超出于愿景;在世界各地现有的某些配电网中已经实现了实际安装,将来会是标配。以往的工作将铺平欧洲乃至全世界迈向低碳和可再生能源的未来之路。”大多数试点项目称之为“智能电网”,实际不但与电网问题有关系,也包含了“智能市场”的目标和课题,这些就是在市场角度方面的驱动力。

本讲座为系列讲座的开篇,将主要介绍该报告中所阐述的欧洲智能配电网的驱动力和需求,分别为:能源消费的趋势、可再生能源 / 分布式发电的接入、电动汽车、储能、能源效率、需求侧、供电可靠性和投资成本优化。

1 欧洲智能配电网发展的驱动力

近几年来,欧洲的能源供应行业经历了前所未有的巨变,配电网正处于该转变过程的核心位置。促使该转变产生的驱动力源自欧盟的20-20-20目标[2]:减少20% 的温室气体排放量;提升20% 的能源效率;各种能源中可再生能源占20%。三个目标紧密地相互依存,不能认为是完全相互独立的[3]。事实上,只有在耗电量显著增加 ( 如电动汽车或热泵的使用 ) 以及可再生能源被大量消费的条件下,才可能实现这一目标。20-20-20目标极大地并持续地影响着欧洲的能源 / 电力市场。据欧洲有关部门预测,单个标准家庭的年均耗电量将会由现在的4000k Wh/ 年上升到2020年的12000~15000k Wh/ 年。此外,由于电价变动会对客户的用电消费行为产生显著影响,加之越来越多的小型绿色发电设施将会直接接入配电层级,因此预测的年峰荷也将有所削减。这些情况对配电网意味着什么呢?

如果电量和分布式电源的数量急剧增加,应对新增电网容量的需求有两种解决方式:第一种是网络解,这是一个易于实现但投资很高的方式,即通过增加基础设施如电缆或架空线、变压器等的容量,这种情况主要应用于中低压配电网;第二种是非网络解(即智能方式),通过在该电压等级的配电网中安装智能控制设备而高效地利用现有的电网容量,也就是建设“智能电网”。第一种方式的投资是第二种方式的2~3倍。

因此,“智能电网”是近几年有关未来配电网讨论中的主要论题。在欧洲,许多机构或团体如国际大电网会议(CIGRE)或欧洲电力联盟(EURELECTRIC)正致力于该论题的研究。CIRED的智能电网工作组认为有必要对配电网的“现有的先进技术”的定义、架构和内容进行讨论和澄清。作为智能电网多种定义中的一种,CIRED将智能电网描述为能源供应业务中多学科交叉的一个宽广领域,图1为其示意图。

CIRED认为欧洲智能电网驱动力的主要类别为:1能源需求的增长;2可再生能源和分散发电份额的增长和接入;3电动汽车的接入;4储能设备的接入;5能效的提高;6能源市场和需求侧管理;7可靠性和供电质量的提高;8运行费用和投资费用的优化。

事实上,对于不同的国家和大洲,其智能电网的主要驱动力也不同。在欧洲,其驱动力主要与二氧化碳减排的环境原因有关。在中国,由于经济仍然快速增长,其驱动力主要是应对电力需求的增长;在北美,尤其是美国,其驱动力主要与峰荷的提高和基础设施老化的供电安全性有关。

在对欧洲智能电网试点项目的调研中,发现多数试点项目的目标是解决在给定的监管框架下建立开放的能源市场问题。然而,试点项目的具体目标非常多,包括推进更多小型客户进入动态费率下的能源交易系统、实施共同的“能源市场平台”以及在电网的大规模范围内推广实施新的费率结构或市场营销等,这些试点项目通常与智能电能表的部署有关(包括通信基础设施)。因此,大多数试点项目称之为“智能电网”,实际不但与电网问题有关系,也包含了“智能市场”的目标和课题。这些是在市场角度方面的驱动力。

还有两个主要驱动力与配电运营商的作用有关。配电运营商需要确保接纳更多的可再生电源和分布式发电、电动汽车以及储能设备等。此外运营商需要保证配电网在任何状态下都可以运行,不影响甚至还要提升电网的可靠性和供电质量。因此,从配电网运营商的角度来看,主要驱动力可以总结为:满足任何一个客户、发电商或交易员期望配电网正常运行的目标。

2 8个驱动力背后的具体需求

2.1 满足能源消费的发展趋势

国际能源署(IEA)将智能电网视为国际社会的一项重要发展,用以实现能源安全、经济发展以及减缓气候变化的目标。智能电网可在提高需求响应和能源效率、接纳各种可再生能源资源和电动车充电服务的同时降低峰荷需求并维持电力系统的可靠性[4]。

发展智能电网的一个重要驱动力是电力在全球能源消耗中的份额不断增长,由此将导致更高的发电需求预期,并在输配电网中会有更高的峰荷。对于发电设备而言,在输电网层级是集中式接入的,而在配电网层级是分布式 ( 或分散式 ) 接入的。为实现全球二氧化碳的减排目标,电力需求的增长将来需要由可再生能源资源(RES)和不断增加的分布式发电(DG)来满足。就电网应对未来目标的相关解决方案而言[5],最具挑战性的是,在应对大量可再生能源并网的同时还要维持系统高供电可靠性。

智能电网作为欧洲技术平台所要求的未来电网,可通过以下方式满足欧洲未来的需求[6]:1灵活性:满足客户需求的同时可以有效应对面临的挑战与变化;2可接入性:满足所有客户的接入要求,尤其是可再生电源以及低碳排放的本地发电的高效接入;3可靠性:确保和提升电网的安全性和供电可靠性,与灵活应对数字时代的风险和不确定性的需求相一致;4经济性:实现最高的利用价值,具体手段为创新、高效的能源管理以及“公平竞争”的规则等。

2.2 满足可再生能源 / 分布式发电的接入

由于发电设备在输电网层级是集中式接入的,而在配电网层级是分布式 ( 或分散式 ) 接入的,因此高渗透率可再生能源发电的接入并维持系统性高质量(满足安全性、可靠性、电能质量方面的需求)的相关解决方案是发展未来电网最具挑战性的问题。在现有能源相关的监管框架和技术发展条件下,配电网中分布式能源(DER)尤其是分布式电源(DG)的渗透率持续增长,未来可以预见其渗透率仍将持续增长 ( 主要包括风力发电和光伏发电 ),这将增加配电网层级电源接入的密度。

因此,以下要素变得更加重要:与双向潮流有关的技术问题、可靠性 ( 电能质量和供电连续性 )、电网稳定性、电网容量、电网管理、电量和负荷的大小。通常的策略是将分布式发电看作“负”负荷,对未来电网来说,这种“安装即忘(Fit&Forget)”的理念是不可持续的且不适用的,有必要采用DER主动接入的新方法,即主动配电网的方法,以及最大限度地利用现有电网的基础设施容量。

2.3 电动汽车及其 V2G 技术的需求

在交通运输方面,电气化是减少二氧化碳排放以及对化石燃料依赖的重要机遇。近年来,世界各地致力于电动汽车和蓄电池的发展。一方面,电力系统中电动汽车的大量接入将导致电力系统的能源消耗需求和峰荷的显著增长;但另一方面,或许可以通过电动汽车并网 (V2G) 技术来利用电动汽车的额外储能容量。最近还提出了G4V的接入方式,即设计适应接入电动汽车的网络。

智能电网技术提倡电动汽车的接入采用优化策略的充电模式:当电网需求低时或者当可再生能源的电力成本较低时,利用宽裕的系统容量和低成本的发电。从长期来看,智能电网技术还可以实现电动汽车蓄电池的电能在需要时回馈系统。

2.4 满足储能的需求

可再生能源的发电基于各种资源,如风能和太阳能。由于储能设备可以支撑本地和区域的供电,并能够与需求平衡,因此在电力混合能源区域中使得可以集成高渗透率的可再生能源。主要的电力储能技术包括以下各种类型:水电储能、压缩空气储能、电池、基于氢的能源系统、二次电池、飞轮、超级电容以及超导励磁等。在容量和功率方面,每项技术及其特点可以用来支撑实现不同时间范围内的功率平衡。

储能可看作是管理智能电网的多变性和容量的一种手段。智能电网的进化将有赖于储能技术成本效益的提高,尤其是在应用及实施了其他分布式发电和需求侧管理方案的早期阶段。智能电网需要提供不同的解决方案,以便在电网中主动接入不同的储能技术。

2.5 提高能源效率的需求

提高能源效率是实现全球碳减排目标的一个关键因素。智能电网可以利用电网中的实际潮流以及相关电力需求的更多信息来提高能源效率。在欧洲应对气候变化方案中,需要提高20% 的能源效率。2006年发布了能源终端使用效率和能源服务的欧洲法规,确保能源效率的措施之一是引入智能量测和相关的信息计费方法[7]。智能电能表可使信息双向流动,提供客户和公用事业的电价和消费数据,包括具体的用电时间和用电量信息。自动读表可以提供许多其他功能[4]:1为终端用户提供价格信号,包括分时电价信息;2收集、存储和报告客户能源消费数据 ( 任何所需的时间间隔或接近实时的);3根据更详细的负荷曲线,提高能量管理能力;4当仪表故障以及恢复供电时,可以通过远程计量功能发送信号来识别故障位置和范围;5远程开合;6检测损耗和防盗电;7零售能源服务商可以制定更有效的收费和债务管理方法。

此外,智能电能表以及相关的信息通信基础设施可以而且应该用于网络监控,因此可以支撑新的智能电网控制方法。

2.6 满足能源市场 / 需求侧管理的需求

随着20世纪90年代电力市场的开放,电网运营商与发电商分离。在市场开放之前,电网运营商通常与电力生产企业整合在一起,同时对大部分电力生产有完全的控制权。电网运营商需要在所有时间根据负荷需求对电力生产进行优化。为了应对可再生能源发电在未来的变化,或许可以通过改变经营理念来实现模式的转变,即从跟随负荷的发电模式转变成在未来电力系统中负荷跟随可再生能源(RES)的模式,这将需要在电网各个层级配置需求侧管理措施。

在开放的电力市场中,发电商和消费者主要根据市场激励来管理各自的设备,在这种情况下,需要处理解决市场驱动下的运行问题和电网驱动下的接入问题,同时还要考虑电网局部和区域性的拥塞问题,从而保证整个系统的安全性和供电可靠性,智能电网是实现这些目标的关键。

2.7 提高供电可靠性和质量的需求

不断增长的电力消费和最近发生的电力系统事故,使得人们更为关注智能电网在提高电力可靠性尤其是提高系统灵活性方面发挥的作用[4]。世界各地电网的可靠性和供电质量可视为引入智能电网的关键驱动力[4,6,8,9,10],虽然各地区之间对可靠性和供电质量基本条件的关注度存在差异。在发达国家中,可靠性和供电质量通常处于较高水平,在大量可再生能源接入、电力需求增长以及基础设施老化的情况下,这些国家中应该将智能电网作为维持较高可靠性和供电质量水平的手段;而在新型经济体及发展中国家中,则将智能电网作为提高可靠性和供电质量的手段。

2.8 优化或减少运行和投资成本

从经济角度看,减少或优化运行以及投资成本是发展智能电网的主要驱动力之一。相关的技术和控制方法应该提供更为有效的解决方案 ( 不昂贵 ),以作为相关的电网改造、先进的电网规划和运行成本效益较高的选择方案。在这种情况下,关键是最大程度地利用现有电网的基础设施。智能电网需要满足这样的需求:尽可能低的投资费用和运行费用。

长期的智能电网解决方案[8]可以显著减少应对预期增长的各种可再生电源的费用。智能电网的投资与传统电网的“安装即忘”的规划策略不能相提并论,这是由于成本效益的评估方式不同。可再生能源在电网的接入可视作一种挑战,但是鉴于可控性、效率、供电质量和安全性等方面的优势,最终将证明智能电网方面投资的合理性。

3 结束语

对于欧洲智能电网发展的主要目标,即2020年要实现欧盟的20-20-20计划以及2050年实现全部可再生能源发电的目标,需要应对电力需求的发展与可再生能源、分布式电源、电动汽车、储能设备在电网的接入,以及发展能源市场与需求响应等,欧洲将主要采用智能化的方式来提高电网的供电能力、供电可靠性和供电质量。欧洲智能配电网的研究和实践证明,智能配电网对于欧洲已经不是炒作,而是可预见的愿景,甚至可以是标配。中国配电网与欧洲配电网处于不同的发展阶段,中国的配电网还处于快速扩展中,中国智能配电网研究应该有针对性,首先要能够做好中国智能配电网发展的战略规划,才能够更好地提出有针对性的、实际而有效的技术解决方案。

摘要：欧洲配电网与我国配电网处于不同的发展阶段,其智能化发展与我国配电网的智能化发展也有很大不同。研究欧洲配电网智能化发展的驱动力和需求,有利于了解其配电网智能化发展的技术现状和方向。

关键词：配电网,智能化,驱动力,需求分析

参考文献

[1]Working Group on Smart Grids of CIRED.Smart Grids on the Distribution Level-Hype or Vision?CIRED’s point of view[R].Final Report,2013,05.

[2]European Renewable Energy Council(EREC).Renewable Energy Technology Roadmap-20%by 2020[R].Brussels,Belgium,2008.

[3]European Press Release.EP seals climate change package,20081216IPR44857[R].2011,09.

[4]International Energy Agency(IEA),D.Elzinga,St.Heinen.Technology Roadmap Smart Grids[R].Paris,France,2011..

[5]International Energy Agency(IEA)IA ENARD Annex 2.Final Report Annex 2:DG System Integration in Distribution Networks:Guideline and Recommendations for DER System Integration in Distribution Networks[R].2011.

[6]European Commission and European Technology Platform Smart Grids.Vision and Strategy for Europe's Electricity Networks of the Future[R].Brussels,Belgium,2006.

[7]European Commission.Directive on energy end-use efficiency and energy services,Directive 93/76/EEC[R].2006.

[8]European Regulators Group for Electricity&Gas(ERGEG).Position Paper on Smart Grids-An ERGEG Conclusions Paper,Ref:E10-EQS-38-05[R].2010.

[9]Union of the Electricity Industry(EURELECTRIC).Smart Grids and Networks of the Future-EURELECTRIC Views,Ref:2009-030-0440[R].2009.

欧洲配电网 第4篇

欧洲配电网智能化系列专题已经介绍了欧洲配电网智能化发展的驱动力和需求分析、应用场景及其功能、 技术标准化工作、控制技术、通信技术及规划技术[1,2,3,4,5,6,7], 本篇为数据仓储技术。当前各个组织每天都要捕获一些基本不可使用的数据,原因是无法很方便地访问、操作和呈现这些数据。在一个组织的各计算机系统上,有数十亿字节的数据基本上是“锁定”的,数据仓储技术定义了可以使该数据更容易访问的策略。需要强调的是, 在智能电网中,信息和通信技术(ICT)已不再是电力系统的附属品,而是一种有利于智能电网发展的技术, 通信基础设施和信息技术控制系统将在智能配电网中起着极大的作用,而首先要创造一个信息和数据管理安全、 高效的解决方案。

未来智能配电网的规划与运行,涉及模型精确度和时间粒度(年、日前、时、分、秒)的正确选择,将涉及大量的数据,并需将大量数据转换成信息,而且对这些数据和信息在数量、粒度和速度方面的需求,有可能比现在提高几个数量级,也可能是海量的数据,也可能是大数据。未来的智能配电网显然将高度依赖于完整且高度集成的信息。因此,作为信息来源的数据,其实时性和准确性就显得尤为重要。零散的、非集成性的源于传统企业IT系统的信息有可能不能满足未来的需求。 有两种不同类型的数据,一是用于网络规划和电网的控制的技术数据,二是用于能效和计费目的的消费数据, 两者都是市场运作的关键。

对于数据和信息的管理,需要考虑以下问题:1不同利益相关者(特别是DSO)在数据和信息的管理中的作用,有何激励机制;2哪些数据需要所有成员(DSO、 供应商、节能服务公司、聚合商)来共同执行任务; 3对于信息和数据管理,作为一个中立的市场促进者, DSO是否具有足够的独立性;4是否会由于不兼容性而使不同数据中心与国家市场相抵触;5数据和信息是否有足够的完整性和安全性;6为了刺激客户主动参与系统 / 市场,什么是顾客的最佳的解决方案;7为了适应给家庭抄表服务供应商的大规模扩张,是否有一个标准化(欧盟层面)的开放式接口;8这是大数据还是数据量的挑战。欧盟委员会在智能电网工作组内已经开展了相应的重点工作,如专家组2和2014年期间发布的DPIA模型。像瑞典、芬兰和意大利等国,智能电表已经在国家层面成功地普及。

对这些数据和信息的需求,一方面来自高度集成化的配电网,其中包括集中式或分布式的能源、消费者以及“产消者(生产电能并消费电能的客户)”,见图1; 另一方面,来自响应节能减排政策而衍生的用电需求, 这需要配电运行部门更为主动地对配电网进行监控和管理,从而可以避免因网络约束而导致的网络容量越限问题,也可以避免传统规划造成的网络容量下的过度性或矛盾性投资。

数据仓储可以同时服务于电力企业的多个系统,能够确保及时更新网络的运行状态、网络资产状况等信息, 并可以被相关的所有系统同步访问到最新信息。虽然可以采取多种方式设计和组织数据仓储,但是最常见的还是采用集中式公共信息仓储的概念。从长期来看,数据有可能将会伴随智能电网的发展而爆炸性增长,未来更趋于采用分散和虚拟的系统。与此同时,对于智能电网以及集中式数据仓储而言,运行数据存储(ODS)将是关键的组成部分。

如果没有海量的、高精度的和同步的数据提供必要的基础,智能配电网管理无法依据正确的信息做出所需的决策(通常决策是自动进行的),那么智能配电网就不可能真正实现。下面将对数据仓储的作用、数据仓储的效益以及数据仓储的结构部分进行概要介绍。

1数据仓储的作用

为了分享和区分大量的数据与信息,构建标准的、 可共享的,并可持续更新的数据仓储的重要性是不言而喻的。数据仓储可以同时服务于电力企业的多个系统,能够确保及时更新网络的运行状态、网络资产状况等信息,并可以被所有的系统同步访问到最新信息。 智能电网信息的集中管理和可视化是其最基本的要求。如何将不同来源和不同格式的信息汇集成具有一致性及功能性的可视化信息将是一大挑战,同时还要考虑到将传统的(主要为非集成的)系统重新集成到新的集中管理系统中。构建满足以上条件的数据仓储的直接好处是,能够有效地降低运营成本,并能通过更好的现场资源管理来改善客户服务。智能配电网的数据集合关系见图2。

图2是配电网运行的一个简单子集,从中可以明显看出对于不同来源的数据进行集成的需求。集成的作用在于:

1)调度最适合的现场资源(综合考虑技能、位置、 材料和设备);

2)进行准确和及时的信息通信;

3)制定更好的规划,确保在需要的时间和地点有正确且可用的现场资源;

4)可以对开关操作(包括非计划 / 停运的事件) 进行更好的计划、执行和记录。

值得注意的是,对数据集成的需求,远不止对现场资源的优化集成,数据集成还要包括资产状况数据、 网络和元件载荷数据、线路故障数据等。此外,还有一些其他数据:自动智能计量数据和一些参考数据(如网络管理、SCADA、资产管理、人员管理、地理信息系统和客户信息管理系统等)。图3展示了智能电网的一种数据管理架构。

2数据仓储的效益

一个设计良好的集成系统提供了底层计算平台和基础硬件设施,使得有可能应用成熟的数据收集技术和存储技术进行电网分析和优化。其好处包括:

1)数据管理方面:1可以降低或延缓新增电网容量和储能成本;2降低冗余度需求和改善电网的安全性; 3保证信息网络的安全性;4保证私人信息的安全性; 5消除解决数据冲突的成本。

2)电网管理方面(基于更好的数据管理):1避免由于坏数据或不完整的数据而产生不良的资产和网络管理决策;2提高监测和诊断能力;3延长资产寿命; 4提高资产利用率;5提高设备负载水平;6减少网损; 7准确识别电网容量水平(热稳定、电压、故障水平、 电能质量等);8更好的网络优化和控制(包括设计、 正常运行和实时状态);9通过更好地控制需求(包括平移和调整峰荷)降低配电成本;10提高集成DER(DG、 分布式存储和需求侧响应)的能力; 降低投资决策的风险。

总之,由于数据所承担的重要角色,高效的数据仓储是智能电网各类管理的保障,其中包括资产管理、网络管理和现场人力管理。

3)资产管理方面:1预测潜在的功能性失效;2优化维修和停运的时间进度表和优先级;3提高基于实时数据预测资产的建模能力;4智能化资产的跟踪与标签, 以便获得智能化的资产性能预测和分析能力;5通过智能化,提高资产的性能和可靠性;6更详细和精确地估计资产的寿命周期,以及其位置和状态数据。

4)网络管理方面:1智能电网的故障定位与诊断, 启动及时和有效的反应;2实时网络状态管理;3实时资产连接和连接状态;4自动将故障通知发给维修人员;5智能化资产的远程访问、监控和报告。

5)现场人员管理方面:1通过及时和准确的信息, 提高现场人员效率;2根据整体综合资产信息,增强主动的预防性维护能力;3更全面的关键元素分析;4智能化的客户服务(包括预约服务和自我服务门户)。

3数据仓储的结构

虽然可以采取多种方式设计和组织数据仓储,但是最常见的还是采用集中式公共信息仓储的概念。与此同时,分散和虚拟系统也在逐渐普及,也有人认为这是未来的趋势,尤其是考虑到从长期来看数据有可能将会伴随智能电网的发展而爆炸性增长。但是,对于智能电网以及集中式数据仓储而言,运行数据存储 (ODS)将是关键的组成部分。图4显示了运行数据存储与数据仓储、数据仓储与分析应用之间关系的典型高层架构。

单一源运行系统中的数据要经过提取、转换和加载 (ETL)的流程,并要在上传至企业数据仓储之前保留在ODS中。这种方法基于2个基本原则:

1)包括运行调度、维修和停电管理在内的运行和战术决策,完全不同于诸如资产置换、改造与维修计划等的战略决策。因此,定制的数据集成方案能够为目标用户提供优化决策的支持。

2)随着智能电网的日益发展,集中式系统(包括网络管理中心系统)将能够通过点对点的通信方式(例如分散的网络管理系统),远程实施实时决策和自动化操作序列决策。这样的运行方式,将可以避免基于远程终端单元 (RTU)的双向通信系统的高成本和通信延迟,及其对完整性和自动化操作序列可靠性所带来的破坏。数据仓储因此能够包含快照;本地数据的中转区将能够与本地运行系统的数据共同进入提取、转换和加载(ETL)阶段。

4结语

综上所述,未来的智能配电网显然将高度依赖于完整且高度集成的信息。因此,作为信息来源的数据, 其实时性和准确性就显得尤为重要。零散的、非集成性的源于传统企业IT系统的信息有可能不能满足未来的需求。

消费者、监管机构、电网企业和电网都是广大利益的相关者,这就要求智能配电网管理的所有性能(可靠性、安全性、效率,整体性、灵活性、质量等)向最高水准发展。

虽然关于智能配电网的讨论往往集中在电网本身, 但事实是,无论电网资产的智能化水平多么高,如果没有海量的、高精度的和同步的数据提供必要的基础,如果系统没有能力去选择和集成数据,以及对所需提交的信息进行必要的验证,智能配电网管理就无法依据这些信息做出所需的决策(通常决策是自动进行的),那么配电网就不可能实现真正的智能化。

智能配电网的未来似乎取决于强大的数据仓储,但是更取决于越来越广泛的、分散的自治网络管理系统, 运行数据存储(ODS)将与这些分散的网络管理系统进行通信,跟随其完成必要的自动切换操作,因此在实际开关自动切换顺序过程中,虽然运行数据存储(ODS) 和数据仓储不参与其过程,但是能够以接近实时的速度更新其数据。

摘要：数据仓储可以同时服务于电力企业的多个系统,能够确保及时更新网络的运行状态、网络资产状况等信息,并可以被相关的所有系统同步访问到最新信息。只有依据正确的信息才能做出恰当的决策(通常决策是自动进行的),海量的、高精度的和同步的数据是实现智能配电网管理的必要基础。通过概要介绍数据仓储的作用、数据仓储的效益以及数据仓储的结构部分,可以了解欧洲配电网智能化发展的数据仓储技术,有利于掌握相关的技术现状和发展方向。

欧洲配电网 第5篇

欧洲配电网智能化系列专题已经介绍了欧洲配电网智能化发展的驱动力和需求分析、应用场景,以及功能及其标准化工作[1,2,3],在此基础上,将继续介绍配电网控制技术、通信技术、规划技术和数据仓库技术等相关智能化技术的进展情况,这些技术是配电网实现智能化的基础。本篇注重控制系统模式,下篇注重控制对象及控制内容。

配电网与输电网的最大差异在于,配电网的节点规模比输电网的节点规模多几个数量级,且配电网节点的功率(电量)密度又远低于输电网节点的功率(电量)密度,如果直接采用输电网现成的智能化技术(如输电网的集中调度及相应的保护控制技术等),以及像输电网一样进行信息全采集,配电网的智能化改造成本将是无法接受的,因此,实施配电网智能化的技术路线,需要根据用户的可靠性需求以及配电网运营企业的投资能力综合考虑。

配电网采用辐射运行方式,可采用以变电站为中心的调度模式。现有配电系统大都只有部分线路和配变实现了自动化,而且配电控制中心的配电管理系统(DMS)的功能较单一、智能化水平不高。相比而言,输电网上的所有线路和变电站均已实现了自动化,控制中心的能量管理系统(EMS)智能化程度较高。当前智能电能表等局部智能化监测设备日益普及,但由于配电网量大面广的分布式结构,难以做到“全局”最优,因此,即使配电网的所有用户都安装智能电能表且相关节点均装备智能监测装置,也不一定能够实现配电网全局最优的系统级智能化。无论从技术上还是从经济上,DMS都不宜直接套用EMS层次的一些技术(如状态估计等)。就智能电网的发展需求而言,DMS将有可能逐步再现输电网层次EMS的某些典型常用功能,但现有配置在配电控制中心的DMS目前则还难以全部实现这些功能。因此,要实现配电网的智能化,还需要研发适应配电网需求的控制系统模式。本文从以下几个方面对配电网的智能控制系统模式进行了介绍。

首先对未来配电网的控制系统模式进行了一般性讨论。目前,大多数智能配电网应用的控制系统采取集中式或变电站中心式,但许多研究和示范项目正在探索完全分散式架构的性能和优势,并且假如不需要在配电网层面对全电网的安全稳定性进行协调,那么点对点的局部控制系统将有可能出现可观的增长。

继而介绍了集中式配电控制系统。智能电网的最大新颖性在于:所有孤立的信息系统都将被整合,以实现对配电网的实时数据相关性、预防和校正控制、状态监测、自动化FILSR、DER的充分参与、主动需求以及储能系统等进行更好更快的数据分析。当面对一个更加复杂、集成的配电网时,被授权的配电网调度员可利用被集成和过滤的信息对很多可能发生的情况做出快速准确的决策及回应。

然后介绍了集中式配电管理系统的研究现状,其中包括未来配电管理系统的调度员职责、配电管理系统的主要基本功能和体系结构等。目前市场上多数的DMS仍然是基于SCADA的被动配电系统。但随着对智能电网项目的投资,DMS已经开始受到挑战,需要提供具有离线分析和适应主动配电网运行的类似EMS功能的新产品。

最后介绍了基于多代理的分散式控制系统的发展情况。分散式控制系统是成本更低、需要较少通信基础设施的系统。多代理式(MAS)主动配电网的基本思想基于网络中负荷与分布式发电机的互动,以及与上级外部电网的互动。对于多代理没有严格的定义,利用MAS,智能电网运行的许多常见功能可以被简化,以减少大量通信数据馈入中央处理器的需要(如可采取局部的点对点通信)。已经有若干研究项目开始研究MAS作为一种管理分布式发电、虚拟电厂和微电网的方法。

1 控制系统模式的一般性讨论

1.1 配电控制应用的 4 种基本模式

配电控制应用共有4种基本模式,即集中式、变电站中心式、完全分散式、协调混合式。“集中式”意味着大部分的智能设备和软件都位于中央系统(例如分布式控制中心),也就是系统调度员或负责人的位置;而“分散式”意味着应用程序运行在变电站区域以外的馈线或其他线路点上。这些定义显然会引起疑惑,因为任何先进和创新的配电控制架构在一定程度上都同时具备这两种特点。一方面,现代控制架构需要分布式测量系统并使用智能设备(如智能断路器、分段器);另一方面,人机界面(HMI)通常安置在控制中心,使得技术人员能够获得应用程序的输入和输出并加以利用。为了使定义更加清晰,有研究人员提出“集中式”是指逻辑应用程序的主体位于控制中心,“分散式”是指逻辑应用程序通过智能设备分布在整个系统中。先进配电控制应用的4种类型具体定义如下[4]:

1)集中式:所有的逻辑都集中在一个或多个配电控制中心,由现场员工负责配电系统的运行和控制应用软件的维护。

2)变电站中心式:这是分散控制架构,应用软件用以控制各条馈线,并安装在这些相关馈线的变电站中。安装位置通常不必配备专门的运维人员。

3)完全分散式:大部分的软件和控制逻辑安装在控制设备处。这种结构可以通过独立的智能设备实现。智能设备可以独立运作,或与其他智能设备利用“点对点”通信设施来交换本地测量和控制信号。

4)协调混合式:这是介于集中式和完全分散式架构之间的一种平衡架构。中央系统的作用是在更广和更高的水平下协调当地的行动,实现在任何情况下都能确保安全运行并允许配电系统更好地与输电系统运营商(TSO)整合。这种结构还可以改进资产管理。

1.2 不同控制系统模式的选择依据

控制架构类型的选择并不是一个简单的任务,需要考虑许多不同的对比因素,这些因素使得先进控制架构类型的选择成为了一个复杂的多目标优化问题。最常见的因素是安全稳定性、延迟、复杂性以及成本。安全稳定性要求与实用性相关的规则嵌入控制结构中;延迟指事件发生与控制系统响应之间允许的最大延迟时间。延迟取决于特定的时间以及控制功能,其范围很广,从几毫秒到几分钟不等;复杂性是指控制系统中必要的弹性水平。系统变化时,控制架构更改和变动频率越高,先进配电控制的复杂性就越大,此时保持常态或不频繁变化的逻辑应用程序将被认为不是复杂的应用程序(例如基于静态规则的应用);成本是一个基本特征,因为大多数的配电网运营商(DNO)都致力于通过调控来彰显成本效益。

一般来说,复杂度低的架构更适合于集中式,然而延迟功能短的架构更适合完全分散式。除了上述4个因素,还应考虑其他方面,其中需要控制和自动化的馈线数是一个重要因素。例如,根据故障定位隔离和恢复服务(fault location isolation and restoration services,FLISR)对通常表现最差的馈线来选择进行自动化时,如果这类馈线的数量很少,分散式结构可能会更好地避免集中式的较高成本。考虑到安全和人力资源的因素,DNO必须清楚地了解每一时刻的网络状态,以及所有改变网络拓扑结构的开关动作,所有可以更改或修改网络状态的应用程序都可能被集中化。

可靠通信路径的可用性决定了控制系统的体系结构。例如,如果现场设备不能直接与变电站通信,那么变电站中心式的架构并不可取,或可能会非常昂贵。通信系统必须符合控制系统执行的功能(例如,FLISR自动化不能基于电力线载波)。商业产品(现成的)的可用性也是架构选择中需要考虑的一个要素。目前,大多数智能电网应用的控制系统采取集中式或变电站中心式,但许多研究和示范项目正在探索完全分散式架构的性能和优势,并且假如不需要对安全稳定性进行协调,那么点对点的控制系统将会出现可观的增长。如今,信息将通过IED进行预处理和过滤,从而实现仅把必要的数据输送给配电控制中心(distribution control centre,DCC)。配电网故障预测器和变电站状态监测器是数据预处理的经典范例。不同架构类型之间的区别见表1。

1.3 智能计量和电网自动化的基本需求

智能计量和电网自动化是智能电网的两类基础应用,它们涉及数千或数百万的物理设备,并需要低成本、可靠和安全的网络。涉及区域通信网络的设计(FAN;也被称为“局域网”,“邻近区域网络”或“最后一公里”)时,这两类应用有一些相似的特性:

1)在端点带宽要求不高,因为大多数信息只包含简单的传感器数据和指令。

2)端点可能分布在不同地理位置或无法由现有安装的网络访问。

3)高扩展性的要求。

4)对高可靠性和安全性的需求,以确保服务质量和数据的准确性,以及检测和防止篡改或恶意攻击。

然而,这两类应用也有自己的特殊要求和挑战,特别是考虑到延迟问题。对于智能计量,对带宽和时延的要求低,但也有一些例外情况,特别是实时响应要求延迟短的需求,许多智能电能表网络目前不提供;多个端点,如果由数据集中器或网关集合,可能并需要提高整个系统的带宽要求。对于电网自动化和控制应用,需要的延迟时间要比智能计量短得多。一般来说,停电管理和电网保护应用程序的应用需要的延时为10~30ms;数据采集与监控系统(SCADA)需要的延时为100~200ms。

2 集中式控制系统

2.1 配电集中式控制系统的功能

配电控制中心负责日常的配电网运行以确保电力供应。与输电网相比,目前的配电网自动化水平不高。智能电网将推动下一代的传感器,执行器和控制系统的发展,从而将深刻地改变配电控制中心。目前,运行技术(OT)系统用来处理“故障”、“停电”和日常运行。数据采集与监控系统(SCADA),配电管理系统和停电管理系统(OMS)发展成为具有很少集成性的独立OT系统。调度员的作用在于对关联事件进行必要的干预并找到一个全面的解决方案,目前OT技术的明显缺陷在于决策过程所耗时间以及对调度员分析数据和寻找全面解决方案的高度依赖性。DCC中的调度职责包括电网的维护和控制,负荷、故障和停电的管理。

2.2 配电集中式控制系统的体系结构

新一代智能电网控制中心必须具有可互操作的运行技术系统、信息技术(IT)系统和支持系统。一些语言规范,如服务于智能电网的公共信息模型(CIM)以及IEC61850标准,都有着提升OT-IT系统互操作性的目的,并可以支持系统。事实上,利用SCADA、DMS和IT系统[如工作管理系统(WMS)、企业资产管理系统(EAM)、先进的计量基础设施(AMI/MDM)、需求响应计划管理(DRPM)、移动人力资源管理(MWFM)、客户信息管理系统(CIS)] 等,DNO可以在控制中心和后台办公室来管理配电网运行。智能电网的最大新颖性之处在于:所有这些系统都将被整合,以实现对实时数据相关性、预防和校正控制、状态监测、自动化FILSR、DER的充分参与、主动需求以及存储系统等进行更好更快的数据分析。当面对一个更加复杂、集成的配电网系统时,被授权的DCC调度员将利用被集成和过滤的信息对很多可能发生的情况做出快速准确的决策及其回应。图1为智能电网配电控制中心高层体系结构[6]。

2.3 配电集中式控制中心的责任层次

DCC的集成用户界面将基于GIS,从而实现电网事件和状况的可视化。此外,集成单一控制台将允许调度员通过一个特殊的接口进入所有系统,不需要在不同应用程序中频繁切换。智能电网的调度员将担负比过去更多的责任。图2显示了未来调度员的责任层次。

3 集中式配电管理系统

3.1 集中式配电管理系统的功能

输配电网络是一个垂直集成的系统,因此,与输电网能量管理系统(EMS)的类似结构很可能也适用于配电网。目前,通常使用的术语DMS指不同复杂度水平的解决方案:从能源管理(也有小实体中离线研究的高级功能)到配电网全实时管理(包括基本的SCADA系统)。配电公司始终根据4个主要的利益目标管理其电网(运行、维修、工程和业务管理),这影响了所有的DMS应用功能并且经常形成相互独立的软件应用。新的趋势是设计一个集成所有的功能和应用的单一平台。然而,根据公司主要并占主导地位的目标,使得DMS实现功能完全整合的路径可能是不同的(见图3)。

对DNO而言,配电线路和变电站自动化的发展已导致这样的需求:需要掌握用于管理配电网络运行的信息,这些信息需要具有与典型输电网SCADA要求的类似可靠性。共有两个解决方案:1“GIS型”,该结构将需要对网络有详尽的展现,要求数据库的数据与到达SCADA的现场数据实现一致且同步;2“SCADA型”,虽然在配电网可视化方面表现欠佳,但是可以实现网络数据的连续一致,并且可以更精细的控制应用。DMS结构的关键因素是与SCADA和系统高级应用的接口。系统的开发很可能会综合以上两种方案。

现代DMS功能可以分为两个不同的类别:基本功能和应用功能。基本功能是指那些可以与SCADA集成从而维护和控制系统的功能。SCADA、运行管理(HMI)、数据处理以及现场数据和应用功能集成都属于基本功能。典型的基本功能包括对动态数据库中涉及完整拓扑信息的数据进行采集和存储,通过与所有元件互联可以实现网络状态的实时可视化。SCADA通过改变控制器的设置、开断开关、监测报警和从现场收集测量数据,对配电网进行实时监控。

应用功能可以帮助调度员实现系统计算、分析与运行,可以分为高级应用、FLISR应用、用户界面3类。高级应用可以包括中压网管理、故障和安全管理、规划和负荷预测以及低压网管理等。在某些情况下,高级应用具备变电站监控的功能,而且随着分布式发电的日益增加,一些高级应用还具备促进配电系统在综合分布式发电情况下的优化运行的功能。就智能电网而言,DMS将再现输电网层次EMS的典型常用功能,但这些技术不能直接也不易于套用到配电网层次,原因在于输电网和配电网之间存在着很大的不同(如状态估计)[8,9,10]。

因此,可以有效调度主动配电网的DMS方法需要考虑诸多因素,并利用如最近由IEC 61850和IEC61890推出的高级通信技术。

3.2 集中式配电管理系统的体系架构

通过对现有商业产品的分析可见,市面上的多数DMS仍然是基于SCADA的被动配电系统。但随着对智能电网项目的投资,DMS生产方已经开始受到挑战,需要提供具有离线分析和适应主动配电网运行的类似EMS功能的新产品。对各子系统的互操作性和集成是未来产品的另一个关键点。数据交换和集成标准化十分重要。另外,大多数DMS仍采用特定配电公司的“特定”解决方案,从而系统的最终质量和效果的附加工作可能受这部分特定工作很大影响。诸如状态估计、潮流分析和优化等应用功能,还不像SCADA系统那样具有标准化。由于这个原因,生产商通常会提供他们的经验和技能而不是单一的产品。

主动配电应用的集中式DMS的一般结构见图4 [11]。该系统的目的在于提高分布式发电的渗透率,同时充分开发其资源特性来提高供电服务的可靠性和质量。分布式资源的自动优化系统将会被集成在图5所示结构中[6,8,9,11,12]。通过测量信息,可以获得当前网络运行状态(结构和潮流);预测模块可估算负荷和可再生能源发电,这些信息既包括未来24h的整体情况,也包括下一刻的详细情况。日运行优化还要考虑到与电力系统其他部分交易的预测能源价格。

日调度的经济优化,即对第二天每小时每15分钟的经济调度,将指出哪些可控发电机组必须提供服务,同时确定其有功功率水平,从而使得网络运行费用最小化。这个信息将送至第二层的基于对最近系统状态的短期预测,进行包括可靠性和供电质量的技术标准在内的多目标优化,协调有功功率的输入水平与网络中其他可用调节资源(无功和电压调整)。

4 分散式控制系统

4.1 分散式配电控制系统的功能

一般来说,分散式控制系统成本更低,需要较少的通信基础设施[13,14,15,16]。多代理系统(MAS)技术可以为分布式供电网络的反应性、主动性和不同方参与能力等方面提供诸多好处。MAS在电力系统中的应用包括事故诊断、修复、保护、潮流和电压控制[17]。已经有若干研究项目开始研究MAS作为一种管理分布式发电、虚拟电厂和微电网的方法[15,18]。

多代理式主动配电网的基本思想基于网络中负荷与发电机互相作用,并且与外部世界相互作用。对于多代理没有严格的定义,但文献 [16] 与 [18] 提供了一些基本的特征。第一个特点是,代理可以是在实际环境中作用的物理实体,也可以是无物理存在的虚拟体。代理可以作用于环境,例如多代理能够通过其行为改变环境。多代理之间可以相互通信,也可以认为这是它们作用于环境的一种途径。通过这种通信方式可以不同方式来改变环境,而不是两个代理的作用之间没有以任何形式进行协调。各代理有一定程度的自主性,这意味着可以在没有中央控制或指挥的情况下做出决策。它们由一组趋势驱动来实现这一点。此外,各个代理的自主性与所具有和使用的资源相关。多代理的另一个明显特点是它们不能或只能部分地展示其环境。MAS技术的核心目标是以最少的数据交换和最小的计算需求去控制一个非常复杂的系统。最后,另一个重要特点是,一个代理可通过一定的作为、倾向于利用自己的资源、技术和服务去满足特定的目标。代理所使用的资源、技术和服务的方式描述了它的行为特征。因此,显然每个代理的行为都是由其目标决定的。基于多代理的分散控制的行为、目标、资源、技术和服务见图6。

4.2 分散式配电控制系统的架构

MAS可以设置构成包括局部单元的分层控制结构,局部单元可以完成3方面的功能:单元内的主动管理、协调以及执行。例如,每一个配变站可以看作为一个单元,由主代理进行管理。通过一个配变站供电的辐射状低压网(LV),包括了由现场代理代表和控制的负荷、发电机以及存储设备等。现场代理、主代理以及更高级别代理之间的通信将基于多代理平台。

利用MAS,智能电网运行的许多常见功能可以被简化,以减少传输大量通信数据到中央处理器的需要(如点对点通信)。MAS可以优化电压调控:就地代理在检测到电压问题时,可以要求其邻居通过DER、储存和可控负荷进行支持。每一个参与的代理都会对具体情况进行分析并发回一个最有效的解决方案。代理之间通过协商可以找到最优就地控制策略。如果这还不够,主代理可以与上级代理协商,通过重新设置有载调压变压器(OLTC)来解决问题。最后,MAS可以用于分配潮流路径从而避免拥塞,减少网络损耗,提高输电系统的可靠性,并利用价格信号最大限度地满足高优先级客户的服务质量。

5 结语

配电网与输电网有巨大差异,直接采用输电网现成的智能化技术,就会使配电网的智能化面临成本高、效益低的境地。配电网的控制技术、保护技术、通信技术、规划技术和数据仓库技术等是配电网智能化的基础,本文介绍了欧洲配电网智能化过程中控制技术的发展趋势,探索了今后配电控制中心可能采用的控制模式。目前,大多数智能电网应用的控制系统采取集中式或变电站中心式,但许多研究和示范项目正在探索完全分散式架构的性能和优势。

配电控制中心目前需要应对各种新的挑战,例如,需要整合现有的孤立信息系统,需要进行实时数据的相关性整合、进行自动故障定位隔离和恢复服务、对分布式资源进行集成、满足主动负荷以及存储系统的优化运行等。无论是采用集中式或是基于多代理的分散式控制系统,都需要配置智能化的配电管理系统(DMS)。

我国在发展主动配电系统控制模式的过程中,在借鉴相关配电控制技术的相关因素和发展趋势时,还需要根据我国配电网的实际需求和边界条件,充分考虑不同配电网智能化控制技术的适用性及其成本效益,提出适应我国配电网智能化发展的适用可行技术模式,这将是我们面临的新挑战。

摘要：由于输配电网之间存在较大的差异,智能配电网的控制技术无法照搬输电网的现有技术。在欧洲配电网的智能化进程中,经济适用的传感器、执行器和控制系统的发展深刻地改变了配电网的控制系统模式,配电网的调度和控制模式朝着越来越主动的方向发展。介绍了配电网先进控制系统的4种基本架构(集中式、变电站中心式、分散式、协调混合式)及其特点,以及如何选择控制架构的4个基本依据:安全稳定性、最大允许延时、系统复杂性以及成本,并简要讨论了智能计量和自动化这两大功能对于通信的基本需求;然后,介绍了集中式控制系统与集中式配电管理系统的主要功能、体系结构、责任层次;最后介绍了基于多代理模式分散控制系统的发展趋势。欧洲配电网智能化控制系统模式的选取经验,可供我国在选取主动配电系统控制模式时参考。

欧洲配电网 第6篇

1 低电压反映现状

配电网出现供电低电压的情况, 多出现用电的高峰期, 主要是集中在夏季, 无论农村还是城市用电, 夏季都是用电的高峰时期。农村电压过低还与供电的范围过大有关, 我国的面积非常广阔, 在农村地区, 通常一个供电厂要负责很大范围内的供电, 这样就会导致供电的半径过大, 在供电的过程中极易出现低电压的情况。为了解决配电网在供电的时候出现的低电压就一定要找出问题出现的原因, 这样才能找到最好的解决方法。

2 电压质量问题成因分析

近年来, 我国的经济得到了很大的发展, 农村的经济也有很大的发展, 这给农村带来了翻天覆地的变化, 使得农民的生活方式也发生了很大的变化, 农民的生活中出现了越来越多的电器设备, 电器设备的大量使用使得农村的用电需求在不断的增大, 这样就导致了农村用电负荷在逐渐的增长, 而且在未来还会出现负荷越来越大, 用电需求不断增长的情况。我国以前在发电厂位置的选择方面没有进行很多的参考, 就导致了在发电厂和变电站的地理分布非常的不合理, 使得现在的供电线路过长, 在供电的时候, 一个变电站供电范围的过大导致了出现低电压的情况, 而且在供电的过程中会出现线路的负荷出现超载的情况, 现在农村在家电的使用上逐渐的增多, 这样就会使得线路的负荷越来越大。国家出现这些问题以后也进行了相应的改进, 对农村的电网进行了技术升级和改造, 但是在改造的时候, 技术标准都是非常低的, 当时改造的目的是为了解决农村的照明负荷, 在变压器的安装位置上也没有进行相应的研究使得变压器并不能负担起全部的负荷。在配电网的供电中, 为了解决低电压的情况, 一些地区安装了补偿装置, 但是这些装置的安装并不能起到明显的作用, 使得线路上出现的分散情况没有实现真正意义上的补偿作用, 而且这些设备的质量是有着很大差异的, 使得故障发生的几率在不断的增长。在农村电网的运行中还存在管理不到位的情况, 对线路的负荷情况没有专业的人员进行监测, 而且对出现低电压的情况也是没有监测的, 这样的管理模式, 对于电网的运行是有很大影响的。在农村地区用电需求的不断增长, 配网的发展不能适应经济的发展, 已经逐渐成为了一对亟需解决的矛盾, 这个矛盾的出现和配网的投入存在滞后性是有很大关系的, 农村地区配网的建设标准和可靠性的整体落后是现在无法解决用电需求过大的主要原因, 在农村地区普遍存在着供电线路结构不合理、供电能力差和供电设备陈旧的现象, 为了使得农村的供电质量更好就一定要解决好这些问题。

3 治理“低电压”的思考

3.1 开展低电压的状况分析

加强农村用电负荷特性及需求侧分析, 以需求为导向, 加大农网建设及改造力度, 改善配电网结构, 优化电源点布局, 提高农网的调压能力和供电能力。定期分析配网运行状态, 掌握各个配电台区负荷结构及特性, 有针对性的开展低电压普查, 掌握供区低电压用户分布情况。结合营销管理系统建设, 优先对存在低电压配电台区开展配变综合参数实时监测系统改造, 全面掌控配电台区用电负荷情况, 积极引导和鼓励小型加工等较大负荷用户错峰用电。

3.2 超前规划设计和建设

加强农网规划建设的前瞻性, 建立起以需求侧管理为基础、以供区经济社会发展为导向, 在充分论证基础上形成较为切合实际的配网规划。基层单位通过技术培训, 指定专人负责配网规划、设计, 做好本区域技术改造初步规划设计, 从项目储备、现场查勘、技术标准、设计审核严格把关, 避免低水平、低标准的项目改造。做到规划适当超前, 防止“低电压”改造重复发生。

3.3 开展低电压的线路设备改造

增加电源点、缩小供电半径。结合农村电网发展规划和用电需求, 对供电半径过长的线路, 可采取新增变电站布点的方式, 缩短供电半径。优化网络布局, 提高电压质量。对于迂回供电、供电半径长且电压损耗大的线路, 可采取优化线路结构, 缩短供电半径, 减小电压损失的方式进行改造。新增中压自动调压器, 提高线路供电能力。对规划期内无变电站建设计划且供电半径大的线路, 可采用加装线路自动调压器和提高线路供电能力的方式进行改造。加大对重载线路的改造力度。对重载和过载线路, 优先采取在供电区域内将负荷转移到其它线路的方式进行改造;其次开展新增变电站出线回路数, 对现有负荷进行再分配的方式改造。增加配变布点, 缩短供电半径。

3.4 加强精益化运行维护管理

成立电压质量综合治理组织机构。根据诊断分析的结果, 按轻重缓急, 制订整改计划, 及时整治低电压台区。将农村低电压整治形成常态化, 规范低电压综合治理工作流程, 建立相关制度和治理项目审核机制, 加强低电压投诉和报修管理, 健全和完善低电压投诉事件处理流程, 跟踪低电压事件处理过程, 解决低电压问题。

结束语

自古以来我国就是农业大国, 我国经济的发展是离不开农业的, 这就使得我国在发展经济的时候, 一定要对农村地区的建设给予高度的重视。近年来, 我国对于农村地区的发展给予了很多的政策支持, 这使得我国的农村地区发生了很大的变化, 农村的生活水平得到了很大的提高, 电器设备逐渐走入农民的生活中, 这样就使得农村的用电需求在逐渐的增长。但是在电网的配电中, 农村地区的供电是存在着很多问题的, 主要的问题就是经常会出现低电压的情况, 这样就会严重制约农村经济的发展。为了解决在配网中出现的低电压的情况, 就一定要找到问题出现的原因, 从根本上解决好这个问题, 这样对促进农村的发展有很大帮助。

摘要：国家在农村经济发展方面在不断的扶持, 使得现在的农村发生了天翻地覆的变化, 农村地区的电气设备越来越多, 在用电需求上也在逐渐的增大, 这样就导致用电负荷的不断增加, 但是农村电网的状况根本就无法承受这样的用电负荷, 这样就导致农村电网的在配电方面存在着低电压的情况, 为了提供供电的质量, 对低电压情况一定要进行整治。

关键词：配电网,低电压,整治,提高

参考文献

[1]龚亚峰.配电网配电可靠性控制对策研究[J].中国水利水电, 2006.

[2]曲佳慧.提高10kV配电网配电可靠性的措施[J].湖北电力, 2005.