电力企业信息化-第2章-电力调度中心信息化

电力企业信息化第二章电力调度中心信息化本章内容电力调度中心信息化总体框架SCADA/EMS电力市场交易系统电能量计量系统水调自动化系统继电保护和故障录波信息系统调度生产管理系统电力系统调度：由发电厂提供电能，通过输电、变电、配电、供电网络向广阔用户供电，是一个复杂的系统。电力系统调度的主要工作：预测用电负荷制订发电任务、运行方式和运行方案进行平安监控和平安分析指挥操作和处理事故第一节电力调度中心信息化总体框架电力调度系统分层国调大区网调省调地调县调第一节电力调度中心信息化总体框架第一节电力调度中心信息化总体框架电力系统的运行状态：正常运行状态警戒状态紧急状态系统崩溃恢复状态第一节电力调度中心信息化总体框架到20世纪60-70年代，电力系统的自动化控制技术经历了由模拟到数字的重大转变。电力系统的各厂站运行状态数据全部由远程终端〔RTU〕经通讯通道传送到调度中心。调度中心采用计算机实现了调度控制和管理。整个电网运行状态的数据采集、自动发电控制、网络分析等功能全都由计算机自动完成。我国电力调度信息化开展概述调度自动化系统的外延

现在的调度自动化系统已经涵盖电网调度中心的大多数计算机系统。包括:数据采集和监视(SCADA)能量管理(energymanagementsystem,EMS)电力系统实时动态监测(WAMSP)电能计量(TMR)电力市场交易(TMS)调度员培训(DTS)雷电监测，电网运行环境监测等系统故障信息管理继电保护和故障录波信息系统(二次设备在线监视与分析)调度信息管理(DMIS)电网企业管理信息系统电网监视与控制的核心系统电网的平安稳定除了需要有合理的电网结构及电源分布，还需要有科学的监视、分析、调度及控制手段。SCADA/EMS是及时了解电网的运行状态并进行科学分析的根底平台；自动发电控制(AGC)和自动电压控制(AVC)等是进行电网频率和电压控制的先进的控制手段。SCADA/EMS/AGC/AVC构成了电网监视与控制的核心。我国电网调度系统的开展上世纪80年代中期为第一阶段，以引进消化为主。为满足跨省区域电网调度运行的急需，国家引进了“四大网〞〔华北、华东、华中、东北〕能量管理系统〔EMS〕及开发技术，当时主要基于通用小型计算机VAX、专用操作系统VMS、专用网络协议DECnet等。到上世纪90年代中后期，为满足全国互联电网初期调度运行的需要，中国电力科学研究院开发了新一代调度自动化系统CC-2000〔荣获2000年国家科技进步一等奖〕，南京自动化研究院研发了OPEN-3000调度自动化系统。这两项技术推出后，迅速占领了国内市场大局部份额。其技术水平与国际业内巨头西门子公司、ABB公司的系统等根本持平。第11页我国电网调度系统的开展

21世纪，当特高压特大电网调度控制建设提上日程，当特大电网迎来多路多核集群计算机、面向效劳体系架构、高速数据网络等技术开展的重大机遇，通过国家电网公司专列系列重大科技工程，统一组织开发了新一代的智能电网调度控制系统。新一代调度控制系统技术路线：充分继承已有CC-2000和OPEN-3000等的优势技术，基于多路多核集群技术和面向效劳的体系架构〔SOA〕，首先开发一体化支撑平台，随后开发移植实时监控、调度方案、平安校核、调度管理四大类应用功能，在省级以上调度中心统一进行工程实施。新系统继承了CC-2000和OPEN-3000的优秀技术，所以有了一个简称叫D5000，其中D指调度〔Dispatching〕，5000意为2000加3000，希望能够产生大于5000的效果。第12页我国电网调度面临的难题在我国，主要电网分布为国家电网所属五大区域〔华北、华东、华中、东北、西北〕电网以及南方电网。我国的一个省级电网，甚至与欧洲的一个国家电网相差未几。如此庞大的电网联在一起，如果缺乏统一的优化调度和协调控制，局面将不可收拾。随着新能源的开展，我国风电装机容量和发电量已经居于世界第一位，令人忧心的是，风能的随机性和间断性导致风电预报的准确性受到影响。天气预报的准确率也不过80%左右，风电功率预报的准确率与之类似。那么，电网要怎样才能最大限度地接纳风电以及其他新能源电力呢？第13页我国电网调度面临的难题“难题三是如何应对重大自然灾害及网络攻击破坏。〞2023年初，一场雪灾导致全国14个省电网系统受到灾害影响，“5.12〞四川汶川大地震更是对电网设施造成重大损坏，自然灾害对电网的伤害程度可见一斑。亟须建立完善纵深平安防护体系，解决电网调度控制系统的平安防护难题。第14页我国电网调度面临的难题“难题三是如何应对重大自然灾害及网络攻击破坏。〞2023年初，一场雪灾导致全国14个省电网系统受到灾害影响，“5.12〞四川汶川大地震更是对电网设施造成重大损坏，自然灾害对电网的伤害程度可见一斑。亟须建立完善纵深平安防护体系，解决电网调度控制系统的平安防护难题。第15页我国电网调度系统的开展

截至2023年年底，D5000系统已成功应用于国家电网32个省级以上调度和57个地级调度。D5000团队用了5年时间，完成了国外通常需要8到10年才能完成的任务。D5000系统首次研发了适应大电网调度控制业务“横向集成、纵向贯穿〞的一体化支撑平台，攻克了多级调度协同的大电网智能告警和协调控制、全网联合在线平安稳定分析、平安约束机组组合等重大技术难题，实现了特大电网多级〔国网省〕调度控制业务的一体化协同运作，促进了可再生能源有效消纳。D5000将诸多系统整合起来，给调度员提供了广域全景信息、可以通观全局的平台。同时，进行分布式协同处理，一旦本地调度控制的电网出现故障却发现不了的话，周边电网调度也可以给予告警。第16页智能电网调控系统D5000“电网一出现故障，调度系统马上就能够找到原因，将一面红旗插在故障点上，不停地发出报警声，还通过奔跑的人的形象提醒调度员尽快处理。〞——智能电网调控技术支持系统根底平台(D5000)D5000是新一代的智能电网调度技术支持系统根底平台，适应了国家电网公司“大运行〞体系中五级调度控制体系的要求，实现了“远程调阅、告警直传、横向贯穿、纵向管理〞的功能。系统把调度方案、来水情况、气象变化等各项数据都融合在一起，可以进行全面分析。以前调度控制中心需要维护很多平台的数据，用了D5000以后，只需要维护一套数据就可以了。第17页智能电网调控系统D5000BI(BusinessIntelligence)即商务智能，用来将企业中现有的数据进行有效整合并转化为知识，从而为企业提供快速准确的决策依据，目前在银行、电信等行业已经有了广泛应用。自2023年1月以来，在国电南瑞和国调华北调控分中心的共同努力下，经过两年的技术攻关，研发了基于智能电网调度控制系统(D5000)的商务智能软件，该软件与D5000系统紧密整合，屏蔽了商务智能应用中最为复杂的数据建模工作，提供各种方便的自定义展示方法，将D5000系统中隐含的知识灵活地展现出来。第18页D5000应用案例国网河北电力持续对D5000系统的自动电压控制进行功能完善和策略优化，实现网、省、地、县四级协调和常规能源与风电、光伏等新能源全领域覆盖，从而实现35千伏～500千伏电网的自动电压协调控制。据统计，新AVC功能建成后，可日均减少人工调压操作近万次，在极大提升运行人员工作效率的同时，有力保证了大负荷期间的电压质量。在提高供电效劳质量的专项工作中，该公司在县级公司层面全面应用D5000系统电网潮流计算、静态平安分析等高级功能，对低压合环倒电操作进行模拟验证和辅助决策，有效减少了客户停电次数和时间。第19页D5000应用案例国网河北电力充分依托D5000系统，开展全电压等级监控数据分析工作。该公司初步建立了河北南网全网实时数据中心，抽取10千伏~500千伏设备监控数据，开展多维度分析和图形化展示;基于D5000系统新功能模块，评估设备运行状态，探索开展设备状态预警，研判设备缺陷开展趋势，提早发现并消除隐蔽缺陷20余起，有效降低了方式调整及现场作业的平安风险。第20页大数据在电网调度中的应用江苏省全社会用电信息大数据分析系统是国网江苏电力基于用电采集数据的大数据负荷预测方法研究工程的重要成果。该工程是国家电网公司2023年大数据重点课题，也是国家电网信息根底架构优化试点课题的重要组成局部。系统依托国家电网公司统一部署的大数据平台，从梳理对象入手，构建统一的企业数据模型。在此根底上，从电能量管理、用电信息采集、设备状态监控、生产管理等多个系统中采集600多亿条记录数据，并从外部获取气象、经济运行等数据，为利用大数据技术开展负荷预测提供了坚实的数据根底。该工程于2023年年底启动，由国网江苏电力所属方天电力技术具体承担。工程于2023年8月完成初步研究，投入短期负荷预测，2023年3月开始完善研究。第21页大数据在电网调度中的应用系统搭建了50个计算节点的大数据平台，在将国民经济99个行业和全省13个地市负荷细分为11781种负荷特性组合的根底上，以气象、节假日等为主要影响因素。以客户信息、历史负荷为源数据，考虑用电客户对峰谷电价、温度、节假日的敏感程度以及生产班次安排等，组建了超过70万个负荷影响模型。模型包含的数据关联关系超过110亿项，对用电信息采集系统每日采集到的全省3600多万客户电量和46万余台公用、26万余台专用配变负荷每15分钟的数据开展模型在线学习。进而实施各电压等级母线负荷的时序预测，并依据全网电力系统运行方式会聚全网负荷，做出全省短期和中长期负荷预测。第22页大数据在电网调度中的应用2023年5月13日系统对2023年夏季江苏全省负荷峰值做出了预测，预测，2023年夏江苏电力供需处于‘紧平衡’状态，电网最高负荷在8300万至8500万千瓦之间，最可能值为8440万千瓦，预计发生在8月6日。实际情况是，2023年8月5日江苏电网最高调度负荷到达8480万千瓦。与预测相比，时间仅相差一天，负荷仅相差40万千瓦。与精准预测长期最高负荷一样，用大数据技术对短期负荷的预测同样精准。2023年8月份，系统对江苏电网短期的2日网供负荷预测准确度高达98.4%，这比调度人员用传统方法预测的准确度高出0.7个百分点。第23页大数据在电网调度中的应用长期以来，江苏工作人员对全省负荷的预测依靠人工查找历史相似日，再结合气象、节假日等因素，凭经验做出预判。尽管用传统方法预测负荷，结果也相当精准，但难点在于查找历史相似日。全新的系统提供了强大的负荷预测工具，依据海量数据不仅查找相似日十分容易，而且依托负荷影响模型做出的预测更加客观准确。该系统的短期负荷预测功能将在支撑制定短期发电方案、实施经济调度等相关业务中大显身手，中长期负荷预测功能那么对智能电网的规划、建设和检修发挥重要作用，可指导变电站的选址建设、电网设备检修，指导发电企业制定机组检修方案等。第24页第二节SCADA/EMS系统能量管理系统〔EMS-EnergyManagementSystem〕，是以计算机为根底的现代电力系统的综合自动化系统,主要针对发电和输电系统,用于大区级电网和省级电网的调度中心。EMS的应用开展是智能电网开展的核心。EMS是以计算机技术为根底的现代电力综合自动化系统，主要用于大区级电网和省、市级电网调度中心，主要为电网调度管理人员提供电网各种实时的信息〔包括频率、发电机功率、线路功率、母线电压等〕，并对电网进行调度决策管理和控制，保证电网平安运行，提高电网质量和改善电网运行的经济性。能量管理系统的开展从SCADA(数据采集和监视控制)系统的出现到向能量管理系统的开展。SCADA系统给电网调度人员掌握电网实时运行工况及处理事故以极大的帮助,但不能告知电网发生扰动(开关操作,事故跳闸)时的后果。为保证电网的平安运行,将电网调度自动化系统从单纯的对电网运行的平安监视功能提高到对电网运行作平安预测的要求(分析)。能量管理系统的开展为了实现对电网运行平安预测,需对电网实时运行不断进行潮流计算、功角及电压稳定性计算,分析电网在发生故障时稳定破坏的可能性。SCADA/AGC开展到能量管理系统(EMS)。电网调度也由单纯依靠调度人员的经验来保证电网平安运行的经验型调度提高到对电网运行进行分析计算,以保证电网平安运行的分析型调度,这是电网调度自动化技术开展中的飞跃。。能量管理系统总体结构

EMS一般分为3级:数据收集级、能量管理级和网络分析级。第二节SCADA/EMS系统SCADA系统SCADA是SupervisoryControlAndDataAcquiSition的缩写，是对分布距离远，生产单位分散的生产系统的一种数据采集、监视控制系统。SCADA是电力远动系统的核心。SCADA是能量管理系统〔EMS系统〕的一个最主要的子系统，有着信息完整、提高效率、正确掌握系统运行状态、加快决策、能帮助快速诊断出系统故障状态等优势，现已经成为电力调度不可缺少的工具。第二节SCADA/EMS系统SCADA主要功能：实施对电力系统在线平安监视参数越限和开关变位告警显示、记录、打印制表事件顺序记录、事故追忆统计计算及历史数据存储电力系统中的设备进行远方操作和调节。第二节SCADA/EMS系统第一代是基于专用计算机和专用操作系统的SCADA系统，如电力自动化研究院为华北电网开发的SD176系统第二代是80年代基于通用计算机的SCADA系统，操作系统一般是通用的UNIX操作系统，SCADA系统在电网调度自动化中与经济运行分析，自动发电控制〔AGC〕以及网络分析结合到一起构成了EMS系统〔能量管理系统〕。第二节SCADA/EMS系统第三代：90年代，基于分布式计算机网络以及关系数据库技术的能够实现大范围联网的EMS/SCADA系统，这一阶段是我国SCADA/EMS系统开展最快的阶段，各种最新的计算机技术都聚集进SCADA/EMS系统中。第四代：采用Internet技术、面向对象技术、神经网络技术以及JAVA技术等技术，继续扩大SCADA/EMS系统与其它系统的集成，综合平安经济运行以及商业化运营的需要。第二节SCADA/EMS系统SCADA开展趋势物联网、云计算及其他新技术、新需求引导着SCADA系统的开展方向。SCADA监控中心软件展现出越来越先进的特性，如：支持作为操作终端视频与工业数据一体化B/S结构大地域，大视图，海量数据远程组态和维护技术复杂的权限管理第二节SCADA/EMS系统从SCADA到EMSEMS(EnergyManagementSystem)系统，即电能管理系统，它是包括提供根本支持效劳的软件平台，以及提供使发电和输电设备有效运行所需功能的一套应用，以便用最小本钱保证适当的供电平安性的计算机系统。EMS包括：数据采集和监控系统(SCADA系统)，自动发电控制(AGC)和经济调度控制(EDC)，电力系统状态估计(StateEstimator)，平安分析(SecurityAnalysis)，调度员模拟培训系统(DTS)。第二节SCADA/EMS系统SCADA开展到EMS，其广度和深度要求是不同。广度方面，单纯的SCADA系统对远程终端单元〔RTU〕的数量并无要求，可多可少；但支持EMS的RTU的数量必须满足构建全网实时数据库的需要。深度方面，EMS除需实时数据库和SCADA功能的支持外，还必须装备各种智能型高级应用软件。EMS正在走向信息化的能量信息系统〔EIS〕，并逐步组入电力企业资源规划〔ERP〕。第二节SCADA/EMS系统SCADA的平安性问题针对重要根底设施的网络攻击，“震网〞(Stuxnet)、Havex的出现。SCADA系统平安的主要问题在于，这些系统最初设计并不是用来接入Internet的。针对远程控制的SCADA系统的攻击所造成的损失，要远远大于信息泄露所造成的损失。第二节SCADA/EMS系统

SCADA平安性问题上，管理人员比较典型的概念误区误区之一：调度自动化系统中SCADA是一个孤立的，物理隔离的系统。误区之二：强有力的访问控制可以保护调度自动化系统中SCADA和企业内部网之间的连接。误区之三：进入调度自动化系统中SCADA需要专业知识，一般网络黑客很难入侵和控制。第二节SCADA/EMS系统影响调度自动化系统中SCADA网络平安的一些普遍问题过多的公共信息不平安的网络架构缺乏实时有效的监控加强调度自动化系统中SCADA平安的一些战术进行定期的危险点分析和评估在专家的指导下进行信息平安保护体系的设计网络平安专职工程师岗位第三节电力市场交易系统建立电力市场的目的通过引入竞争机制，促使发电、输配电、电力销售等各环节提高效率，降低本钱，从而降低电价，提高供电可靠性，改善对用户的效劳；利用市场调节和鼓励机制，引导投资更趋合理化，促进资源优化和环境保护，形成持续开展的内在动力，逐步构成良性循环。构成电力市场的要素市场主体、市场客体、市场载体、市场电价、市场规那么、市场监管第三节电力市场交易系统中国电力市场现状根据电价、电量的形成机制，电能交易分为执行政府定价的非竞争性电能交易和采用市场定价的竞争性电能交易。目前，非竞争性电能交易包括基数电量交易、国家和地方政府方案安排的其他电能交易、非竞争性发电企业电能交易等；竞争性电能交易包括大用户直接交易、竞争性的跨省〔区〕电能交易、发电权交易等。另外，全国大局部省区建立了辅助效劳补偿机制。第三节电力市场交易系统中国电力市场改革历程1978-1985年推行“集资办电〞，可使用银行贷款，改变了过去电力建设全部依靠财政拨款的做法。1987-1998年电力行业“政企分开〞，撤销电力工业部，成立国家电力公司，承接原电力部下属的五大区域集团公司、七个省公司和华能、葛洲坝两个直属集团。2002年2月国务院下发《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》。原国家电力公司被拆分为两大电网公司、五大发电集团和四大电力辅业集团。第三节电力市场交易系统2003年3月国家电监会成立，开始履行电力市场监管者的职责，实现“政监分开〞。2023年9月由两大电网公司剥离的辅业与4家中央电力设计施工企业重组形成中国电力建设集团、中国能源建设集团，这标志着中国历时多年的电力体制改革终于迈出电网主辅别离改革的重要步骤。2023年3月国家电监会撤销。第三节电力市场交易系统国务院2002年下发的电力改革“5号〞文件中所规定的：“厂网分开〞、“竞价上网〞、“输配分开〞、“售电放开〞这四步改革目前只完成了第一步，电网公司成为唯一的垄断买家。影响市场建设进程主要有以下几个因素电力供需紧张形势电价改革未能与市场建设同步是区域内各省经济开展水平差异较大法律法规建设滞后第三节电力市场交易系统

电力体制改革是中国经济领域最难推动的改革之一。但这项改革在2023年取得进展已经是大概率事件。进展来自于最高决策层的推动，电力体制改革已经引起了中央的重视。在2023年6月13日的中央财经领导小组第六次会议上，国家主席习近平要求，“积极推进能源体制改革，抓紧制定电力体制改革和石油天然气体制改革总体方案，启动能源领域法律法规立改废工作〞。第三节电力市场交易系统

2023年3月，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的假设干意见》正式开启我国新一轮电力改革序幕。随后，国家发改委、能源局等相关部门接连出台配套措施，落实“管住中间，放开两头〞的改革思路，增强发电侧与售点侧电力改革。在发电侧已允许社会资本进入的情况下，售电侧的放开将成为倒逼电力改革往前推进的重要一环。第三节电力市场交易系统大用户电力直接交易2004年4月，国家电监会、国家发改委联合出台了《电力用户向发电企业直接购电试点暂行方法》2023年，新一届政府取消和下放117项行政审批工程，包括取消电力用户直购电的审批。用户购电权将逐步放开，正是新电改思路中售电市场放开的表达。第三节电力市场交易系统新一轮电力体制改革开展的方向：建立电力市场机制形成科学的电价机制放开售电市场，实现竞价购电真正放开发电侧，实现竞价上网构建〔统一〕开放的全国电力市场第三节电力市场交易系统国家审计署审计2023年6月28日发布2023年第7号公告国家电网公司2023年度财务收支审计结果其中提到未严格执行国务院电力体制改革政策。一是截至2023年底，国网公司已投运和在建的抽水蓄能电厂23家、装机容量1637万千瓦；已投运和在建的非抽水蓄能电厂96家、装机容量1420.16万千瓦，其中44家为2005年至2023年新建或并入国网公司，有7家电厂2023年发电设备平均利用小时数超过全国平均水平，上述未及时处置发电资产的做法与“实行厂网分开〞的要求不符。二是2006年11月，国网公司要求江苏电力对外转让其所持有的江苏省电力燃料集团70.3%的股权。截至2023年6月，江苏电力仍未转让，与“主辅别离〞的要求不符。第三节电力市场交易系统国网电力市场技术支撑平台全国统一电力市场技术支撑平台于2023年3月完成软硬件部署，9月份完成系统单轨评价。2023年5月26家省公司及公司总部的平台建设全部完成。2023年6月，国家电网公司全国统一电力市场技术支撑平台二期开发与实施工程开始。二期工程将继续研发市场运营管控、交易资源管控等7个新增功能模块，进行跨区跨省电力用户与发电企业直接交易管理、方案管理、结算管理、全景展示等4个模块优化升级与完善。第三节电力市场交易系统全国统一电力市场技术支撑平台平台全面继承电力交易运营系统已有成果，建设总〔分〕部和省〔市〕公司两级部署的全国统一电力市场技术支撑平台。遵照SG-ERP总体架构，利用统一信息平台资源，充分集成融合横向、纵向业务信息，实现两级平台资源共享及市场统一运作，满足用电客户直接交易和能源资源大范围优化配置交易机制的运作需要，重点支撑跨区跨省电力交易的开展。第三节电力市场交易系统电力用户调度系统信息存储/处理数据路由市场交易成员结算数据发电公司/电站输变电配电负荷分配计量数据生产调度数据计量数据计量数据辅助效劳数据负荷数据交易数据信息流电能流电力市场与电力系统第三节电力市场交易系统电力市场交易系统的子系统：能量管理系统EMS交易管理系统TMS中长期交易系统FTS日前交易系统实时交易系统电能量计量系统TMR结算系统SBS报价处理系统BPS市场分析与预测系统MAF信息发布系统SIS第三节电力市场交易系统电力市场运营系统总体结构图电力市场运营系统总体结构图电力市场运营系统总体结构图第三节电力市场交易系统电力市场运营系统的总体功能主要包括：为市场参与者提供便利的数据申报手段，对申报的数据进行有效性校验，并通过可靠的策略保证数据申报的抗抵赖性和完整性；对合同进行分解和管理，并对完成情况进行跟踪及滚动平衡；完成各类交易方案的编制，在满足电力市场交易规那么的同时，还应满足电网的平安要求；支持交易方案的下达，并对执行情况进行监控；第三节电力市场交易系统根据市场规那么即时发布市场信息，并确保信息的时效性、正确性、完整性和平安性；对方案的执行情况进行结算，并生成各类结算清单；具有市场分析、预测功能，可对电力交易进行分析和研究，为市场组织者提供决策参考；在“SG186〞平台的根底上，提供与公司内部生产管理系统，包括EMS、TMR、DIMS、财务、综合、营销等系统的横向集成；与上下级其他电力市场运营系统实现纵向贯穿；第四节电能量计量系统电能量计量系统〔TMR)电能量计量系统应用计算机及各种通信和控制技术，实现对电网电能量的远程自动采集、电能量数据处理及电能量统计分析为一体的综合自动化数据平台，并通过支持系统实现与其他系统的互联的数据模型和接口标准，为电力企业的商业化运营提供科学的决策依据的综合自动化平台。包含计量表计、电表采集处理终端、主站系统及相应的通讯通道和其他配套设备组成。能量计量系统主要实现电能量采集装置实现电能量信息、瞬时量信息的采集、存储、上传，电能量采集系统主要实现母线平衡计算、报表统计、线损统计分析、网页发布、数据转发、计量业务维护等。假设为计量计费系统，那么还包括对各种费率模型的支持和结算软件。1.初级阶段---20世纪80年代以前

电能量的采集和统计处理仅作为SCADA/RTU中的一项功能。由于受当时设备的能力限制，其采集精度、数据的可靠性、连续性均存在不少问题。因此，只能作为SCADA系统监视电网运行工况之用，远未到达电能量计量和计费的要求。国内计量系统应用的开展国内计量系统应用的开展

2开展阶段－独立的电能量计量专用系统。 其特点是采用了独立的主站系统，专门的电量采集终端或电能量表，采用了专用通道〔专线公用电信网、数据通信网等〕、专用的通信规约例如IEC60870-5-102，TCP/IP等来进行电能量的采集，计算和统计考核，以适应电力市场“厂网分开，竞价上网〞的商业化运作的需求。

国内计量系统应用的开展3现阶段－电能量数据平台。增加对数据平安的标准电能计量的准确性、可靠性、迅速性要求更高处理的电能数据巨大，功能要求更加完善要求建立电能信息平台，提供多方共享电力公司更加关注供电损耗，需求侧管理标准的数据接口和业务功能面向对象的客户结构，独立的业务商业逻辑、分布式的业务数据处理电能量计量系统〔TMR)功能一局部是应用系统的支撑平台，主要包括数据采集、数据检查及处理、数据存储、系统状态监视、事件告警及记录、数据库管理、系统平安管理、通用图形系统、通用报表系统等；另一局部是系统的应用功能，包括电能计量管理、统计分析、系统维护、WEB浏览等。采集模块的功能：数据采集模块实现主站系统与子站系统之间的所有数据通信，实现电能量数据、状态数据的采集，具有数据补测、参数下装、GPS对时、数据合理性检验等功能。采集到的数据存放到原始数据库中。数据收发模块除采集有关的电能量数据外，还对系统的状态进行监控，包括通道状态监视、电表状态监视，并发出告警信息，告警信息记录到数据库，以便查询。电能量计量系统〔TMS)电能量计量系统主站的硬件组成：主数据库效劳器：存储所有电能量数据和电能量相关属性的计算机系统。数据处理效劳器：进行数据验证和数据处理的计算机系统。应用效劳器：实现各种应用功能处理的计算机系统。采集效劳器：实现电能量的数据采集功能的计算机系统。通信工作站：实现电能量数据与其他系统数据通信的计算机系统。终端效劳器：连接modem池输出和网络的设备。维护工作站：具有各种展示功能，对电能量计量系统主站进行维护。Modem池：通道采集电能量时使用。网络交换机：实现上述所有设备的网络互联的设备。电能量计量系统的几个关键字RTU定义费率协议负荷曲线数据记帐数据随机事件积分周期通信规约统计数据自动进程RTU定义 包含了采集终端的相关参数的集合，包含厂站计量设备配置信息、数据存储信息、通信规约等模型的映象参数终端链路地址采集通道集合关系〔主要有专线、网络、通道〕积分周期存储周期测量点数据类型定义费率协议 包含日时段、费率、有效周期、特殊日信息的集合，一般包含以下元素：费率名称定义日费率过程周费率过程季节定义有效周期特殊日列表负荷曲线数据电能量计量系统定期把每个计量设备的数据定期采集处理存储后形成的一个反映时域电能量数据变化的数据。记帐数据

电能量计量随机电能外表板显示数据的快照的集合以下数据在电表中以存放器方式存储，记帐数据至少包含以下数据：电表号日期时间当前电能量数据当前分时电能量数据月冻结总电量月冻结分时电能量数据当前分时需量数据月冻结分时需量随机事件计量表计、电表采集处理终端随机产生的事件数据，记录厂站设备异常的信息。以下是随机事件的例子电表参数设置电表时间设置电表缺相电表采集处理终端参数被修改电表采集处理终端时间被修改电能表表盖被翻开断电上电积分周期负荷曲线存储的间隔一般负荷曲线的积分周期是60分钟的约数，一般用于计量系统的数据积分周期为15分钟、5分钟、最小1分钟。通信规约约定了主站、电能量采集处理终端、电能计量表计之间的接口、硬件、数据结构数据传送协议目前在电能量采集系统的通信规约如下:主站规约：DL/T719SCTMDLMS表计规约：IEC870－5－102DL645DLMS各电表厂家规约统计数据电能量计量系统把存储的数据按照内部计算规那么定义的二次处理数据自动进程电能量计量系统中预先定义的周期性的处理定义，包括定期的数据采集、统计数据生成、报表生产、系统日常事务处理电能量计量系统的特点准确性系统在数据采集〔关口电能表、电能采集装置〕、传输〔数据通道〕、存储及计算〔主站〕、使用〔用户工作站〕等环节上均应采取相应措施确保数据的准确性。可靠性系统的数据作为电能量计量的依据，必须具有高度的连续性和完整性，任何情况下所有计量点的电能量数据都不能丧失，万一发生丧失也必须有弥补的手段。一致性系统报送给各方电能量的数据必须是一致的，也就是电能量结算的依据应是唯一的。同时性系统从不同关口电能表采集的数据都带有时标，要求使用GPS进行对时，保证不同电能量数据采集点时钟统一。电能量计量系统的特点及时性为满足电网商业化运行中电能量统计、结算和考核周期的要求，系统数据的采集需要有一定的及时性，即在一个数据召唤周期内应能将所有数据传输一次。平安性系统的数据作为电能量交易和结算的依据，其平安性必须得到保证。必须确保数据采集和处理中的原始电能量数据库不被修改或删除。因此，系统均不得修改原始数据库。数据不能脱离电能量计量系统提供的接口而直接在数据库中修改。开放性应采用符合国际标准、事实工业标准的设备及接口，提供一个开放的应用平台和开发环境，提供接入非主站系统制造厂的厂站端设备的硬件、软件接口。电能量计量系统的特点独立性电能量系统与其它系统的功能各有侧重点，应保持相对的独立性。可开展性系统能够随着计量对象的开展、业务的增加，把系统的各功能模块分布配置、增加数据容量系统的增容不引起数据的破坏标准电能量计量系统的组成第四节电能量计量系统智能电能计量系统智能电能计量系统的组成：

智能计量装置〔智能电表、互感器、二次回路接线组成〕软件系统管理软件以通讯为根底,以数据库为核心,提供数据处理、查询、统计、报表、备份等功能系统通道

为了实现设备之间的信息交换，构建一个双向、互动的模式，采用两级通道完成该功能。主站管理系统第四节电能量计量系统

智能电能计量系统的主要功能特点

电能计量功能

能分时段计量正、反向有功电能，并存储当前及1~12月数据；计量有功总电量、无功总电量，并存储当前及上月数据；分时计量最大需量并存储；可编程4种费率，12个时段，支持阶梯电价。显示功能

普通用户，能通过查看与智能电表相连的计算机及电能信息显示屏或登录网站等方式，方便、平安、快捷地获知详细的用电信息，促使用户合理利用电能，参与负荷调节，享受个性化的信息效劳。第四节电能量计量系统智能电能计量系统的主要功能特点

通讯功能

〔1〕具有远方GPRS/CDMA/GSM、本地RS232、本地红外、本地RS485多种通讯方式，可同时多方通讯而互不干扰。

〔2〕通过无线GPRS/CDMA/GSM网络与远方主站进行通信，支持永远在线及短信激活的工作模式。

〔3〕RS485抄表接口可以实现对用户侧计量用智能电能表以RS485通讯的方式远程抄表。第四节电能量计量系统智能电能计量系统的主要功能特点

负荷预测和控制功能

大用户可以向供电公司上传用户近期的用电方案，供电企业可以合理安排用户方案用电的容量、时间和各用户方案用电的顺序，以提高负荷预测的准确度，当负荷超过预先设定的上限时，系统会通过提供的跳闸端口实行跳闸动作，在跳闸前翻开报警装置，并做相应的事件记录。

事件记录功能

具有失压、全失压、断相、失流、全失流、过压、欠压、过流、电压合格率、停来电、编程校时、遥控跳闸、功控跳闸、电控跳闸、剩余电量缺乏、预付费等事件的记录功能。第四节电能量计量系统智能电能计量系统应用效果

简化账务结算优化分布式能源配置提高负荷预测、线损预测的准确率实现远程控制

提供故障分析依据计量损失估算全面智能化管理第四节电能量计量系统国家电网建成世界最大电能计量自动化系统截至2023年年底，国家电网公司累计安装智能电能表1.82亿只，实现采集1.91亿户，采集覆盖率56%，自动抄表核算率超过97%。国家电网公司智能电能表应用量占全球的一半，采集系统成为世界上最大的电能计量自动化系统。自推广应用智能电表以来，国家电网公司自动抄表核算的客户比例到达97.1%。18112个非统调发电上网关口实现自动采集、覆盖率到达86%。营销系统人均效劳客户数提升33%，用工减少24.9%。依托采集系统，公司4年累计降损265.8亿千瓦时，实现了线损管理方式由结果统计型向过程管控型转变。第四节电能量计量系统北斗卫星授时提升中国电网平安电力系统是与时间密切关联的大工业系统。无论电压、电流、相角、功角变化，都是基于时间轴的函数。现代电网平安运行，特别是超临界、超超临界发电机组相继并网运行，大区域电网互联，特高压输电技术开展，电网平安稳定运行对以计算机、通信技术为根底的电力自动化监测、监控、调度装置的时间同步提出高要求。要求微机继电保护装置、事件顺序记录装置、RTU远动装置、平安稳定控制系统、能量管理系统〔EMS〕、电力生产管理系统等都基于统一的标准〔参考〕时间运行，以满足事件顺序记录〔SOE〕、故障录波、实时数据采集时间一致性要求。第四节电能量计量系统北斗卫星授时提升中国电网平安

长期以来，我国电力企业的发电、输电、配电网及其计算机网络的时间同步系统，主要以美国GPS卫星作为时间基准源。GPS系统由美国军方开发和控制，可针对特定区域进行局部性能劣化设置和限制使用。美国政府从未对GPS信号的质量及使用期限给予任何的承诺和保证，一旦发生战争等紧急事态，美国关闭或调整GPS信号，必将引发我电网系统的重大平安事故。2023年12月19日，“北斗电力全网时间同步管理系统〞通过了专家组的鉴定验收，并得到了鉴定委员会“整体水平国内领先，具有推广应用价值〞的一致评价。2023年9月，国家正式确立“天地互备，以北斗为主的电力授时体系〞。第四节电能量计量系统国家电网成功研发北斗卫星远程抄表技术

来源:央广网

2023/7/710:17:26

由国家电网青海省电力公司自主研发，基于北斗卫星通信手段的远程电能传输装置近日正式投入使用，这是我国首次使用北斗卫星实现电量数据的传输。该工程由基于北斗卫星短报文效劳的数据转发装置和相关通信软件组成，并实现了与现有用电信息采集系统的完全兼容，不仅能够帮助供电部门实现远程抄表，用户也能够利用事先绑定的银行卡实现远程缴纳电费。目前已经在青海门源县、泽库县等7个无公网信号的偏远台区试点成功，并通过了青海省科技厅的验收。第四节电能量计量系统国家电网成功研发北斗卫星远程抄表技术随着藏区电网开展和无电地区电力建设工程的实施，国网青海省电力公司低压用电客户已经突破40万户，其中无公网信号的偏远地区客户大约有5万户，如何在这些地区实现远程抄表收费成为困扰该公司的一项难题。北斗卫星远程抄表技术推广应用后，将有效解决全省5万多户无公网偏远地区用户用电量数据的传输问题。在青海泽库县应用现场的连续监测说明，北斗卫星台区日均抄读成功率已经到达99%以上。国网青海泽库县供电公司经理杜世勇说：“以泽库县夏德日6号村为例，以前只能开车和徒步进山抄表，费时费力不说，平安也是个问题，赶上冬天大雪封路，只能骑马进山。借助北斗卫星通信技术实现远程抄表，可以有效减轻一线抄表员的工作量，节约大量的人力物力〞。第四节电能量计量系统国家电网成功研发北斗卫星远程抄表技术截至2023年5月底，该技术已在青海电网覆盖范围无公共网络信号地区得到推广应用，投入装置194台，覆盖用电客户近15000户。青海电力公司加大对该项技术的推广应用，方案在省内实施安装该装置500台，同时开展宁夏、冀北、新疆、重庆、云南、四川、蒙东等地区的技术推广和支持工作，为国内无公网信号偏远地区用电信息采集开辟新的模式。第四节电能量计量系统广东电网：电能量数据系统年底投入运行截止到2023年7月全省抄表管理已充分使用了计量自动化系统冻结电量抄读功能，10千伏及以上电压等级计量点具备自动抄表核算条件，能够实现15分钟抄表一次。而低压用户及偏远、零碎的山区用户，抄表还是通过人工现场抄表方式完成。通过计量自动化系统实现自动抄表低压用户387.1万户，覆盖率约16.5%。中山供电局相关负责人介绍，碰上窃电的情况，计量报警系统自动报警，马上处理。“专门通过数据分析窃电，一抓一个准。以前查到几百万的都有，因为窃电时间很长都发现不了，后来应用系统，异常几天就报警了。〞据了解，近几年中山供电局的窃电金额有所减少，少不了电能量数据系统的功绩。第五节水调自动化系统水调自动化系统概念及开展水调自动化系统是电网调度自动化系统的一个重要组成局部。它集水库调度专业、自动化硬件设备与接口、计算机及网络通信技术、决策支持理论等多专业为一体。基于对历史资料的收集整理和水电站流域的水文、气象和水库运行信息的及时准确的获取，进行在线水文预报和水务综合管理等，并迅速提供包括防洪和发电在内的综合决策方案。第五节水调自动化系统水调自动化系统概念及开展水库调度自动化系统是电网调度自动化系统的一个重要组成局部水利部门建立了全国水库群防洪系统。电力部门已经建立了国调、网调、省调和厂调四级水库调度自动化体系。已建成的水库调度自动化系统在水库的防洪调度、发电调度实践中发挥了重要作用。第五节水调自动化系统水调自动化系统概念及开展1997年，国调中心在《全国电网调度自动化“九五〞规划纲要》中增加了水调自动化的内容，并明确水调自动化为电网调度自动化的一局部。1998年2月，国调中心制定了《电力系统水调自动化功能标准》，进一步标准和促进了水调自动化系统的开展。2023年1月9日国家电力调度通信中心和国网电力科学研究院负责起早的电力行业标准《电网水调自动化功能标准》于通过国家能源局批准,2023年5月1日起实施。第五节水调自动化系统水调自动化系统逻辑结构水调自动化系统可分为数据子系统、模型子系统、决策及信息效劳子系统三个局部。水调自动化系统功能水调自动化系统的主要功能包括：实时数据采集处理、实时监控、根底信息查询、维护、中长期预报子系统、实时洪水预报、防洪调度、发电调度、防洪发电调度会商、水务管理。水调自动化系统高级应用可分为根本功能和扩展功能，根本功能包括水文预报、发电方案、调洪演算、运行评价等，扩展功能是指根据电网实际需要因地制宜开发的水调高级应用功能，如效益评估、风险分析等。第五节水调自动化系统水调系统开展趋势通用性生态调度数字流域智能专家系统电力市场条件下水库调度的新模式第五节水调自动化系统南瑞水电公司首创电网水电全景化2023年5月28日，南瑞水电公司承担的国网湖北电力公司输变电工程2023年第七批水调自动化系统采购工程通过竣工验收。该工程首创电网水电全景化理念，可通过系统监视所辖地区全部水电厂运行状况。该工程主要完成搭建恩施、宜昌、十堰、襄阳4套地调水调系统和咸宁、黄冈2套地调水电管理系统以及1301座水电站数据接入。本次工程按照“大运行〞要求将湖北电网地分调小水电信息上移，直接接入所辖地调水调自动化系统。系统还实现了电网水电信息共享功能，实现了不同调度机构间水电信息共享和各流域梯级水电站信息共享。系统还通过接口采集发电和负荷信息，为提升有水电地区负荷预测水平提供了有效支撑。第六节继电保护和故障录波信息系统继电保护研究电力系统故障和危及平安运行的异常工况，以探讨防止事故的自动化措施。继电保护根本任务是：当电力系统发生故障或异常工况时，在可能实现的最短时间和最小区域内，自动将故障设备从系统中切除，或发出信号由值班人员消除异常工况根源，以减轻或防止设备的损坏和对相邻地区供电的影响。继电保护装置为了完成它的任务，必须在技术上满足选择性、速动性、灵敏性和可靠性四个根本要求。一般情况而言，整套继电保护装置由测量元件、逻辑环节和执行输出三局部组成。第六节继电保护和故障录波信息系统

智能电网环境下的继电保护

继电保护面临的挑战大电网、超/特高压对继电保护提出了更高要求电力电子设备对故障电流造成影响继电保护需要和电网的控制策略相协调配合网络拓扑和运行方式多变使定值配合式保护失去了生存环境当前需要重点研究的内容包括单元件保护和广域保护两个方向。电网的黑匣子—录波器反响电网实时状态的参数：根本参数：电流、电压、开关量，还有：有功、无功、非周期分量的初值及时间常数、系统频率变化

分析电网故障主要是指分析系统动态过程各参数量的变化规律。电力系统故障录波装置就是这样一种用作记录和分析电网故障的设备。故障处理流程第四步第三步第二步第一步1电网事故判断2电网事故处理34反措和改进3电网事故分析继电保护专业技术知识事故分析调度汇报信息故障录波器的信息资料保护装置的报文信息子站Ⅰ.故障录波器之功能按照电力系统发生故障的不同情况，对应于录波器的作用主要表达在：系统发生故障，保护动作正确利用故障录波器记录下来的电流电压量对故障线路进行测距，同时给出能否强送的依据Ⅰ.故障录波器之功能电力系统元件发生不明原因跳闸

利用故障录波器记录下来的电流电压及开关量判断出是否无故障跳闸

查明原因，马上恢复送电Ⅰ.故障录波器之功能继电保护装置有不正确动作行为继电保护装置误动造成无故障跳闸系统有故障但保护装置拒动系统有故障但保护动作行为不符合预先设计

利用故障录波器记录下来的保护动作事件量和开关接点状态信息找出保护不正确动作的原因，必要时通过计算工具进行模拟计算分析

Ⅱ.故障录波器的构成通常包括三局部：辅助变换、前置机、后台机一般位于屏后，实现A/D转换标配打印机、USB接口用于数据采集和启动，将信息传到后台机数据处理和管理深圳双合SH2000Ⅱ.故障录波器之原理录波器起动方式目的：能满足各种故障情况下可靠起动故障录波器。模拟量起动：按相设置的过电流、低电压起动；按相设置的电流突变起动、零序过流和突变起动；负序电流起动。开关量起动：所有保护的跳闸出口信号；所有开关的副接点变位信号Ⅲ.故障录波器的根本要求1、录波数据的平安性完整性机要性可用性Ⅲ.故障录波器的根本要求2、录波数据的真实性；3、采样数据的同时性和精度要求4、录波器的启动方式要求〔1〕电流电压幅值、变化量及频率的越限；〔2〕外部触发启动，如动作节点、断路器位置；〔3〕直流变化量；〔4〕手动启动；〔5〕启动前应有一定的信息记录宽度Ⅲ.故障录波器的根本要求5、数据记录格式及网络功能6、对后台分析软件的要求〔1〕能自动综合双端数据进行故障测距；〔2〕能根据记录的电流、电压形成波形，导出各序分量及其向量图、阻抗变化轨迹；〔3〕具备完善的数据库管理功能Ⅲ.故障录波器之指标评价录波器的常用指标采样速率－采样速率的上下决定了录波器对高次谐波的记录能力，标准规定不低于5KHz，工程中一般使用3200Hz，即每周波采样64点。A/D转换器位数－A/D转换器的位数决定了录波器记录数据的准确度。Ⅲ.故障录波器之指标评价录波器的常用指标最大故障电流记录能力录波记录时间故障前故障时故障切除后－非全相时期重合系统振荡稳态数据，一般不小于2周波。高采样速率暂态数据，高采样速率。记录时间0.2秒高速或低速采样，记录时间大于重合闸动作时间重合成功，经预先设定的最大记录时间后停止录波，一般设定2秒重合于故障，重新开始一个记录过程长时间的完整记录，保证数据的完整性Ⅲ.故障录波器之配置原那么模拟量和开关量之比为1:3或1:4配置，以保证有足够的通道接入开关量模拟量包含直流电压监测必须接入录波器的开关量：按相接入每个开关的辅助接点，设置为在开关有闭合变为分闸时启动录波器直接作用于跳闸线圈的保护装置的跳闸出口接点，有分相出口的要按相接入有关的告警信息：高频保护的收、发信信号，DTT信号，差动保护的通道告警信号，保护装置故障信号、失电信号，PT/CT断线信号主变的非电气量保护仅接入能够跳闸的信号，而大量的告警信号不需要接入Ⅲ.故障录波器之配置原那么选用嵌入式的故障录波器，通信控制单元不依赖于硬盘或后台机录波器能够按规约方式向录波器主站或保护子站上传录波文件。配置专用的母线故障录波器，确保一条母线的所有开关接入同一台录波器变压器模拟量的接入－四侧一般每两串配一台录波器，如主变直接挂在母线上，可以单独配置一台Ⅳ.录波的根底知识点各种故障情况下的波行特征：单相接地故障，故障相电流和零序电流大小相等且同相位，故障相电压有一定程度减小，同时有零序电压出现。两相之间故障，两个故障相的电流大小相等，方向相反，没有零序电流。两相接地故障，两个故障相的电流突变增大，但两个电流之间的相位有角度差，变化范围随过渡电阻的不同在60°－180°之间变化，但有零序电流出现。三相接地故障或不接地故障，三相电流同步增大，没有零序电流和零序电压。Ⅳ.录波的根底知识点故障过程中的波形特征：故障相电流有明显突变增大，电压有一定程度减小，同时有零序电压和零序电流出现在故障切除后，电流通道变为一根直线。如果是线路PT，在线路两端故障均切除后故障相电压变为0，零序电流变得很小或为0，但有很大的零序电压。重合成功。三相电流恢复正常负荷电流，三相电压恢复对称。Ⅳ.录波的根底知识点根据故障录波图能够获得的信息1、发生故障的电气元件和故障类型2、保护动作时间和故障切除时间3、故障电流和故障电压4、重合时间以及是否重合成功5、详细的保护动作情况6、完成附属功能〔测距、阻抗轨迹、相量以及谐波分析等〕7、直流是否正常，是否接地、短路8、高频是否发信Ⅳ.根底波型Ⅳ.分析录波图的根本方法：1、大致判断系统发生了什么故障，故障持续时间。2、以某一相电压或电流的过零点为相位基准，查看故障前电流电压相位关系是否正确，是否为正相序？负荷角为多少度？3、以故障相电压或电流的过零点为相位基准，确定故障态各相电流电压的相位关系。〔注意选取相位基准时应躲开故障初始及故障结束局部，因为这两个区间一是非周期分量较大，二是电压电流夹角由负荷角转换为线路阻抗角跳跃较大，容易造成错误分析〕4、绘制向量图，进行分析。Ⅳ.简单故障分析根底根底---对称分量法单相接地故障—故障相电流与零序电流大小相等，方向相同。故障相电压有大幅度降低，最低接近于零。Ⅳ.简单故障分析根底相间故障－故障相电压大小相等，相位相同。非故障相电压等于两个故障相电压之和。明显特征：无零序分量 电流相位根本相反，但数值相等两相接地故障－－ 有两相电流突变增大，有零序电流出现。Ⅳ.关于故障后应该出的信息单相故障两套主保护的单相跳闸信号，两套后备保护动作信号，差动动作信号，收信、发信信号，重合闸动作信号两相及以上故障两套主保护的三相跳闸信号，两套后备保护动作信号，差动动作信号，收信、发信信号，Ⅳ.关于负荷潮流与故障电流的相位对于一个正常运行的输电线路，电流与电压的相位角关系跟线路的有功和无功的方向有关。任何正方向故障下电流永远滞后于电压，其角度等于线路阻抗角，但受过渡电阻的影响，角度变小。第六节继电保护和故障录波信息系统故障录波器是提高电力系统平安运行的重要自动装置，当电力系统发生故障或振荡时，它能自动记录整个故障过程中各种电气量的变化。继电保护及故障信息管理系统是一个继电保护运行、管理的技术支持系统，同时又是一个电网故障时的信息支持、辅助分析和决策系统。国内继电保护及故障信息系统的建设与应用根本起始于2001年，近年来在国范围内，随着故障信息系统实施范畴的增加，系统的作用正在逐步被认可。第六节继电保护和故障录