论文部分内容阅读
摘 要 对电力需求侧管理在智能电网建设中的重要性和我国目前需求侧管理系统中存在的一些不足问题进行分析后，重点介绍需求侧电力信息综合管理终端技术系统的逻辑工作拓扑结构和各分层式单元的主要技术功能。
关键词 智能电网；需求侧管理；现场终端
中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2010)112-0108-01
电网是电能输送的主要载体，是社会经济发展的重要基础设施。随着人们生活水平的不断提高，大容量、高等级、大区域电网的互联调度必将成为电网发展的主要趋势。为了保证电网安全可靠性、高效经济的运营发展，建立“智能电网”是现在电网建设和发展的核心理念。我国虽然在智能电网方面的研究起步较晚，但是在大量引进和吸收外国电网继电保护技术的基础上，全国范围内的智能电网建设进入一个前所未有的发展时机。以特高压电网作为调度主干网络，促进各电压等级电网协调运营发展为基础，将先进的计算机技术、传感器技术、电力通信技术、继电保护技术引入到原有或新建的电网变配电基础设施检测控制中，形成集检测、控制、调度、分配、计量等功能为一体的新型配电网自动化系统，不仅可以满足电力用户对供电电能质量水平的要求，实现大范围内的统筹调度，同时可以优化电能资源配置，减少电网综合能耗，达到安全可靠、经济、清洁、人性化的电力供应和营销服务目标。
早在上个世纪80年代，美国就首先提出以电力用户为用电单元，统筹协调合理分配利用电能资源的系统工程，即现在通常所说的电力需求侧管理（DSM）。DSM是利用先进的控制技术通过各种优化手段实现对电力系统中电能供需的实时检测和控制的核心系统。电力需求侧管理主要目的是在保持电能基本供电服务质量的前提下，通过合理调度分配等方式有效降低输电线路的总损耗，提高供电电能的总体质量水平，达到电能资源合理分配、改善负荷曲线、提高供电效率，以及社会能源经济的可持续协调发展的目的。由于受传统电网建设理念的束缚，很多配电台区不具备全面动态监测和控制的基础条件，一方面缺乏有效的电力信息自动采集、传输和分析系统，不能及时对供电区域的电力信息进行实时分析，不能形成科学合理的电力需求侧管理计划，给供配电企业带来巨大的社会经济损失；另一方面供电电源点较少，以及没有先进的分时段供电计费的综合调度系统，供电力用户所选的能源结构较单一，造成电力负荷波动较大，不能完好体现电力需求侧管理系统的主要功能，制约了智能电网的建设发展。因此，对目前电网中电力需求侧管理系统存在的一些不足进行分析总结，并通过相应的技术手段进一步完善和实现电力需求侧管理系统的用电信息动态采集、传输、分配调度等智能功能，对推动智能电网建设有很大的工程实践意义。
1 电力需求侧管理现状
智能电网的核心在于构筑具备智能数据分析判断与自适应调节多种能源结构统一入网、分层分布式管理的智能化统筹分配调度网络，不仅可以对电网和电力用户用电信息进行实时检测和控制，同时通过各类优化分配调度模式，保证电能以最经济、最安全的输配电模式将远程电能输送并分配给电力用户终端，从而提高供电公司运营可靠性和电能资源的综合利用效率。因此，建立具备用户用电信息的实时采集、传输、分析判断的电力需求侧管理系统是智能电网建设的核心技术基础平台，从而在电力需求和供应双方寻找一个最优平衡点，保证电力系统高效经济的运营发展。电力需求侧管理是一个集电能输送、分配、调度为一体的系统工程，需要实时动态采集电力用户的用电规律，也就是说需要构筑精确的用电信息综合分析管理系统。
我国虽在电力需求侧管理方面的研究起步较晚，但在大量专家和研究学者的共同努力下，也取得了一定的成果，如对工业或商业用电等大功率电力用户采用分时供电、分时计价等间接引入电力用户参与系统负荷平衡调节，在一定程度上缓解用电紧缺的不利状况，有效提高系统中调频机组的综合运行效益。但由于变配电基础检测和管理设施的不完整，许多供电公司在实际运营过程中依然靠相应调度人员根据历史运行负荷数据静态调节用户供电终端的供电方式，缺乏电力用户的主动参与，在调度动态性、可靠性和经济性等方面已不能满足智能电网建设的需求。加上电力需求侧负荷类型和容量的多种多样性，且没有完善的电网需求侧管理系统等因素造成电网在需求侧调度分配过程中很难实现安全稳定、节能的动态供需平衡调节，出现系统电能损耗加大、单位电能运营成本增加等不利现象。据不完全统计，2009年我国全社会用电量36430亿KW.h，而电能从发电厂到电力用户终端的综合能源损耗就高达9%。如果按照一台理论热效率为45%的超超临界发电机组而言，其理想单位电能生产所需的煤耗约为288.5g/KW.h，然而在实际生产过程中，由于电网需求侧管理系统的不健全，实际单位电能生产所需的煤耗约为即339.7/KW.h，即发电机组每生产一度电能就要多消耗50g以上的电煤。因此，可以看出电网需求侧管理系统的建立不仅可以提高系统的综合自动化水平，同时可以大大降低单位电能生产的能耗，具有较大的节能降耗能力。
2 电力智能需求侧管理系统
在前面已经阐述过，要构筑智能电网的前提是要及时了解需求侧电力用户终端的用电信息，也就是说用电信息的综合管理是需求侧管理的核心功能任务。配电台区的实时用电信息采集系统是供配电企业进行智能需求侧管理的重要技术支持，主要按分层分布式结构构成，其主要逻辑结构包括电力用户、现场终端、通信信道、主站系统、智能分析决策系统五大部分，其逻辑拓扑结构如图1所示：
图1 需求侧电力信息综合管理终端技术系统
1）电力用户。电力需求侧管理系统实际上就是根据电力用户的电能消耗数据信息，动态制定高效稳定的分配调度计划，促进电网智能化发展。从图1可知，电力用户按照用电等级、电能用途等不同又分为很多不同的计量类型。
2）现场终端。现场终端主要包括低压居民集中抄表系统、电能远方控制终端等多个部分。低压居民集中抄表系统是取代传统抄表员现场抄表的一个主要现场终端，主要完成低压用户电能消耗信号采集、信号传输、信号集中收集转发等功能。集中抄表系统采用先进的电力电子、低压线路载波通信技术相结合，不仅具有结构清晰简单、运行检修维护方便、系统扩展性强等优点，而且还可以通过计算机强大的数据处理功能，完成复杂数据的归一统计分析，实现主站远动操作现场终端完成用电信息报警提示、电能限电等操作，大大提高了供电电能的人性化服务水平。载波预付费电能表是低压居民集中抄表系统的前端信号采集核心，由于电力用户所安装的现场计量装置受安装或改造建设年代的影响，低压用户所采用的电能计量表计通常包括机械感应式电能表和脉冲电子式数显电能表两种。对于脉冲电子式电能表而言，可以直接将电子脉冲通过低压电力载波线路传输给集中器进行统计分析。但对于机械感应式电能表而言，不能直接采集到用户所消耗的电能信息，因此，需要在电能表前部加装一个信息转换装置，也就是通常所说的脉冲发生器将用户的电能信号实时转换成载波通信信号。采集器在内部程序的控制下周期性的扫描信号输入端口，动态采集电能用户电能消耗信息，电能表通过RS485通信通道与前端采集器间进行数据通信。单元采集器将所采集到的动态电能信号通过由低压电力线路组成的载波通道传输给用户集中采集器，然后通过光纤专网或3G/GPRS/CDMA公网等通信通道远传到主站系统处，由相关的工程师工作站完成对应的数据分析、命令生成、以及制定合理的营销计划。
3）光纤专网和3G/GPRS/CDMA公网。光纤专网由于其具有数据响应快、信号传输速率高、容量大、传输距离远、抗干扰能力强等优点，在电力系统中主要作为重要数据或命令控制信号的传输通道，但由于光纤通信专网需要建设专门的通讯干网，整个工程投资建设成本较高，不适用与普通电力用户用电信息的采集传输领域。3G/GPRS/CDMA公网是在已有的通信通道的基础上进行数据传输，非常适合于供电公司实时采集点面多、大范围分散电力用户的用电信息，实现对供电区域的所有电能用户（包括散落在边远山区的独立用电用户）的用电信息和配电系统内所有运行变配电设备的功能特性数据进行实时检测和控制管理。
4）主站系统。主站系统是供电公司进行电力需求侧管理的控制首端，是电力信息数据动态分析判断和相应决策计划制定的中心。从图1中可知，主站系统内包括数据库服务器组、前置服务器组、Web应用服务器组、计算服务器组等多个运行分析统计中心，各服务器组间通过相互协调配合完成对电力数据信息的实际采集、远程传输、分析判断、以及控制命令发出的操作。
5）智能分析决策系统。高级计量管理系统、智能营销业务管理系统、配网调度三大系统是供电公司进行电力需求侧管理的核心系统。主站系统将所获得的电力信息数据和对应的决策控制命令动态共享给计量和营销管理系统。
3 结束语
在分析了我国电网需求侧管理系统中存在的一些不足后，介绍了一套包括电力用户、现场终端、通信通道等多个结构具备电力用户用电信息动态采集和实时统计分析的需求侧电力信息综合管理技术系统，并对系统的逻辑拓扑结构框图和各分层单元的主要技术功能进行了详细的分析研究。
参考文献
[1]胡学浩.智能电网—未来电网的发展态势[J].电网技术,2009,33(14):1-5.
[2]徐仁武.用户信息系统信息采集范围及需求设计[J].电力需求侧管.
[3]曾鸣.电力需求侧管理[M].北京:中国电力出版社,2001.
关键词 智能电网；需求侧管理；现场终端
中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2010)112-0108-01
电网是电能输送的主要载体，是社会经济发展的重要基础设施。随着人们生活水平的不断提高，大容量、高等级、大区域电网的互联调度必将成为电网发展的主要趋势。为了保证电网安全可靠性、高效经济的运营发展，建立“智能电网”是现在电网建设和发展的核心理念。我国虽然在智能电网方面的研究起步较晚，但是在大量引进和吸收外国电网继电保护技术的基础上，全国范围内的智能电网建设进入一个前所未有的发展时机。以特高压电网作为调度主干网络，促进各电压等级电网协调运营发展为基础，将先进的计算机技术、传感器技术、电力通信技术、继电保护技术引入到原有或新建的电网变配电基础设施检测控制中，形成集检测、控制、调度、分配、计量等功能为一体的新型配电网自动化系统，不仅可以满足电力用户对供电电能质量水平的要求，实现大范围内的统筹调度，同时可以优化电能资源配置，减少电网综合能耗，达到安全可靠、经济、清洁、人性化的电力供应和营销服务目标。
早在上个世纪80年代，美国就首先提出以电力用户为用电单元，统筹协调合理分配利用电能资源的系统工程，即现在通常所说的电力需求侧管理（DSM）。DSM是利用先进的控制技术通过各种优化手段实现对电力系统中电能供需的实时检测和控制的核心系统。电力需求侧管理主要目的是在保持电能基本供电服务质量的前提下，通过合理调度分配等方式有效降低输电线路的总损耗，提高供电电能的总体质量水平，达到电能资源合理分配、改善负荷曲线、提高供电效率，以及社会能源经济的可持续协调发展的目的。由于受传统电网建设理念的束缚，很多配电台区不具备全面动态监测和控制的基础条件，一方面缺乏有效的电力信息自动采集、传输和分析系统，不能及时对供电区域的电力信息进行实时分析，不能形成科学合理的电力需求侧管理计划，给供配电企业带来巨大的社会经济损失；另一方面供电电源点较少，以及没有先进的分时段供电计费的综合调度系统，供电力用户所选的能源结构较单一，造成电力负荷波动较大，不能完好体现电力需求侧管理系统的主要功能，制约了智能电网的建设发展。因此，对目前电网中电力需求侧管理系统存在的一些不足进行分析总结，并通过相应的技术手段进一步完善和实现电力需求侧管理系统的用电信息动态采集、传输、分配调度等智能功能，对推动智能电网建设有很大的工程实践意义。
1 电力需求侧管理现状
智能电网的核心在于构筑具备智能数据分析判断与自适应调节多种能源结构统一入网、分层分布式管理的智能化统筹分配调度网络，不仅可以对电网和电力用户用电信息进行实时检测和控制，同时通过各类优化分配调度模式，保证电能以最经济、最安全的输配电模式将远程电能输送并分配给电力用户终端，从而提高供电公司运营可靠性和电能资源的综合利用效率。因此，建立具备用户用电信息的实时采集、传输、分析判断的电力需求侧管理系统是智能电网建设的核心技术基础平台，从而在电力需求和供应双方寻找一个最优平衡点，保证电力系统高效经济的运营发展。电力需求侧管理是一个集电能输送、分配、调度为一体的系统工程，需要实时动态采集电力用户的用电规律，也就是说需要构筑精确的用电信息综合分析管理系统。
我国虽在电力需求侧管理方面的研究起步较晚，但在大量专家和研究学者的共同努力下，也取得了一定的成果，如对工业或商业用电等大功率电力用户采用分时供电、分时计价等间接引入电力用户参与系统负荷平衡调节，在一定程度上缓解用电紧缺的不利状况，有效提高系统中调频机组的综合运行效益。但由于变配电基础检测和管理设施的不完整，许多供电公司在实际运营过程中依然靠相应调度人员根据历史运行负荷数据静态调节用户供电终端的供电方式，缺乏电力用户的主动参与，在调度动态性、可靠性和经济性等方面已不能满足智能电网建设的需求。加上电力需求侧负荷类型和容量的多种多样性，且没有完善的电网需求侧管理系统等因素造成电网在需求侧调度分配过程中很难实现安全稳定、节能的动态供需平衡调节，出现系统电能损耗加大、单位电能运营成本增加等不利现象。据不完全统计，2009年我国全社会用电量36430亿KW.h，而电能从发电厂到电力用户终端的综合能源损耗就高达9%。如果按照一台理论热效率为45%的超超临界发电机组而言，其理想单位电能生产所需的煤耗约为288.5g/KW.h，然而在实际生产过程中，由于电网需求侧管理系统的不健全，实际单位电能生产所需的煤耗约为即339.7/KW.h，即发电机组每生产一度电能就要多消耗50g以上的电煤。因此，可以看出电网需求侧管理系统的建立不仅可以提高系统的综合自动化水平，同时可以大大降低单位电能生产的能耗，具有较大的节能降耗能力。
2 电力智能需求侧管理系统
在前面已经阐述过，要构筑智能电网的前提是要及时了解需求侧电力用户终端的用电信息，也就是说用电信息的综合管理是需求侧管理的核心功能任务。配电台区的实时用电信息采集系统是供配电企业进行智能需求侧管理的重要技术支持，主要按分层分布式结构构成，其主要逻辑结构包括电力用户、现场终端、通信信道、主站系统、智能分析决策系统五大部分，其逻辑拓扑结构如图1所示：
图1 需求侧电力信息综合管理终端技术系统
1）电力用户。电力需求侧管理系统实际上就是根据电力用户的电能消耗数据信息，动态制定高效稳定的分配调度计划，促进电网智能化发展。从图1可知，电力用户按照用电等级、电能用途等不同又分为很多不同的计量类型。
2）现场终端。现场终端主要包括低压居民集中抄表系统、电能远方控制终端等多个部分。低压居民集中抄表系统是取代传统抄表员现场抄表的一个主要现场终端，主要完成低压用户电能消耗信号采集、信号传输、信号集中收集转发等功能。集中抄表系统采用先进的电力电子、低压线路载波通信技术相结合，不仅具有结构清晰简单、运行检修维护方便、系统扩展性强等优点，而且还可以通过计算机强大的数据处理功能，完成复杂数据的归一统计分析，实现主站远动操作现场终端完成用电信息报警提示、电能限电等操作，大大提高了供电电能的人性化服务水平。载波预付费电能表是低压居民集中抄表系统的前端信号采集核心，由于电力用户所安装的现场计量装置受安装或改造建设年代的影响，低压用户所采用的电能计量表计通常包括机械感应式电能表和脉冲电子式数显电能表两种。对于脉冲电子式电能表而言，可以直接将电子脉冲通过低压电力载波线路传输给集中器进行统计分析。但对于机械感应式电能表而言，不能直接采集到用户所消耗的电能信息，因此，需要在电能表前部加装一个信息转换装置，也就是通常所说的脉冲发生器将用户的电能信号实时转换成载波通信信号。采集器在内部程序的控制下周期性的扫描信号输入端口，动态采集电能用户电能消耗信息，电能表通过RS485通信通道与前端采集器间进行数据通信。单元采集器将所采集到的动态电能信号通过由低压电力线路组成的载波通道传输给用户集中采集器，然后通过光纤专网或3G/GPRS/CDMA公网等通信通道远传到主站系统处，由相关的工程师工作站完成对应的数据分析、命令生成、以及制定合理的营销计划。
3）光纤专网和3G/GPRS/CDMA公网。光纤专网由于其具有数据响应快、信号传输速率高、容量大、传输距离远、抗干扰能力强等优点，在电力系统中主要作为重要数据或命令控制信号的传输通道，但由于光纤通信专网需要建设专门的通讯干网，整个工程投资建设成本较高，不适用与普通电力用户用电信息的采集传输领域。3G/GPRS/CDMA公网是在已有的通信通道的基础上进行数据传输，非常适合于供电公司实时采集点面多、大范围分散电力用户的用电信息，实现对供电区域的所有电能用户（包括散落在边远山区的独立用电用户）的用电信息和配电系统内所有运行变配电设备的功能特性数据进行实时检测和控制管理。
4）主站系统。主站系统是供电公司进行电力需求侧管理的控制首端，是电力信息数据动态分析判断和相应决策计划制定的中心。从图1中可知，主站系统内包括数据库服务器组、前置服务器组、Web应用服务器组、计算服务器组等多个运行分析统计中心，各服务器组间通过相互协调配合完成对电力数据信息的实际采集、远程传输、分析判断、以及控制命令发出的操作。
5）智能分析决策系统。高级计量管理系统、智能营销业务管理系统、配网调度三大系统是供电公司进行电力需求侧管理的核心系统。主站系统将所获得的电力信息数据和对应的决策控制命令动态共享给计量和营销管理系统。
3 结束语
在分析了我国电网需求侧管理系统中存在的一些不足后，介绍了一套包括电力用户、现场终端、通信通道等多个结构具备电力用户用电信息动态采集和实时统计分析的需求侧电力信息综合管理技术系统，并对系统的逻辑拓扑结构框图和各分层单元的主要技术功能进行了详细的分析研究。
参考文献
[1]胡学浩.智能电网—未来电网的发展态势[J].电网技术,2009,33(14):1-5.
[2]徐仁武.用户信息系统信息采集范围及需求设计[J].电力需求侧管.
[3]曾鸣.电力需求侧管理[M].北京:中国电力出版社,2001.