1、电力负荷与电能量管理系统发展现状和方向在新电力营销形势下电力负荷与电能量管理系统发展现状和方向电力负荷管理技术发展概况电力负荷控制，广义地可称为电力负荷管理。其主要目标是改善电网负荷曲线形状，使电力负荷较为均衡地使用，以提高电网运行的经济性、安全性和投资效益。电力负荷控制可以采用经济手段，按用户用电的最大需量收费，或对峰谷的时段电量按不同电价收费，来刺激用户削峰填谷；也可采用技术手段，在高峰用电时，断开一部分可间断供电的负荷，以减少对电网的压力，可以将各用户的负荷按照改善负荷曲线的总要求，通过某种与用户联系的信道和装在用户处的终端装置，对用户的可间断负荷进行集中控制。在我国，多数地区还广泛地以
2、行政命令限制某些用电设备在高峰时的用电，并按计划规定各用户的用电限额，即所谓的计划用电，这也属于间接控制。事实上，间接的、直接的，分散的和集中的负荷控制，往往是因地制宜综合应用的。进入90年代中期，随着国家经济体制改革的不断深入以及社会主义市场经济的不断发展和完善，电网的建设也有了相当的规模，电力供需矛盾趋于缓和，大部分地区不缺电，限电拉路的现象已基本消失，某些地区还形成了供过于求的局面，卖方市场的形成要求电力企业进一步转变观念，加强管理，完善服务，促进销售。随着电力部门市场化进程的加快，对电力负荷控制系统技术发展提出了新的更高层次的要求，从系统功能上弱化“控制”，增强“管理”，逐步适应电力企
3、业商业化营运的要求和不断改进企业管理增强企业效益的要求，在电力负荷控制系统的基础上加强和完善了负荷管理的功能。96版电力负荷管理系统通信规约的颁布已逐步推广和应用，标志着“电力负荷管理系统”的初步形成。经过数年的开发与应用，系统的技术突出了负荷管理的地位与作用，实用化的程度进一步提高，功能的拓展始终围绕电力企业经济效益的提高而展开，系统一般都具有较好的开放性和可扩充性。由于系统本身是根据我国国情自主开发研制的，具有完善的“三遥” 功能和“当地控制”功能，微机化的终端具有强大的数据采样和通信功能，微机网络技术的发展和应用，使负荷管理系统很方便地与其它电力自动化系统联网，实现数据的共享，因此本系统
4、的软、硬件配置依然保持着较好的可扩充性。实践证明，在市场经济条件下，随着电力行业的改革不断深化，电力负荷管理系统的系统功能的进一步扩大应用对提升用电管理水平和营销管理水平起到更加积极的作用。由于历史的原因，电力企业重生产、轻经营、重发轻供不管用的企业管理模式已维持了相当长的时间，为此电力是商品的意识在社会上普遍淡化，电力营销中没有完全遵循市场经济的基本规律。虽然电力企业的经济体制和经营机制发生了巨大变化，企业作为主体进入市场，但由于电力这个商品的特殊性，导致该商品的市场认知度不高，先用电，后收费的现象依然很普通，造成了费用回收困难，丧失了资金的时间价值，使电力企业蒙受损失。人工“抄、核、收”的
5、工作流程是在传统经济管理模式下制定的，在营销过程缺乏技术手段，不能有效地起到监督、检查的作用，分析缺乏科学的依据，电力营销过程中各种不正常的现象依然很严重，影响了企业经济效益。如何适应市场经济的需要，应用何种技术手段使电力企业敏锐地洞察市场信息，为客户提供优质服务，做出正确的营销决策，解决电力营销中所面对的各种困难，成为了企业经营活动中所关注的热点问题。电力负荷与电量综合管理系统涵盖了变电站、用户、台变、居民集抄，核心是负荷与电量管理，较为符合电力企业市场发展及经营管理的需要。系统软硬件在总结各地电力负荷管理系统应用的经验，结合新的历史条件下的新的需求的基础上进行发展和提升，正在逐步推广应用。
6、1 负荷控制技术发展简史对用电负荷进行控制的想法，是伴随着电力工业的产生和发展而出现的。1897年，约瑟夫若丁取得了一项英国专利，用不同电价鼓励用户均衡用电。1913年，都德尔等三人提出了把200Hz/10V的电压叠加在供电网络上去控制路灯和热水器的方案，这是最早的音频控制方法。1931年，韦伯提出了用单一频率编码的专利，这是现在广泛采用的脉冲时间间隔码的先导。自40年代起，欧洲大陆各国已广泛地发展和应用了集中音频控制技术。日本60年代开始注意研究负荷控制技术，从欧洲引进制造技术，到70年代已广泛安装使用了音频脉冲控制装置。而美国，由于资源较丰富，开始并不重视负荷控制问题。后来在石油危机的冲击
7、下，才认识到充分利用能源的重要性，开始大力研究负荷控制技术，在70年代中期，先引进了瑞士的音频脉冲控制装置，后来又开发了无线电负荷控制，配电载波负荷控制和工频电压波形畸变控制等多种方式，到1980年美国已经装备了170多个负荷控制系统。到90年代初期，世界上已有几十个国家使用了各种电力负荷控制系统，先后安装的各类终端设备已达几千万台，可控负荷覆盖面占全世界发电总装机容量的10%以上。2 负荷控制技术在我国发展情况在我国，电力负荷控制技术起步较晚。以前，传统的电力负荷方法是采用行政、经济手段进行间接控制，这是针对我国缺电较严重的情况提出的，是用来解决供需矛盾，调整负荷曲线，保证电网安全经济运行的
8、有效措施。但是，由于缺乏必要的技术手段，很多地方计划用电的政策得不到有力的贯彻与落实。出现了有电大家抢着用，一用就超，一超就拉路，由于拉路频繁，严重影响了工农业的正常生产和人民群众的日常生活。况且，缺乏技术手段的单纯间接控制，不能实现实时控制；不能实现微观控制用户用电，宏观拉平负荷曲线，所以由实时电力负荷波动带来的一系列问题依然存在。为此，必须用科学的技术手段，采用先进的负荷控制装置去装备供电系统，综合运用计划用电中的行政、经济和技术手段，才能使现有的发供电设备发挥更大的经济效益。在计划用电和电力供需矛盾十分突出的情况下，在我国，电力负荷控制技术的研究和应用的问题开始引起重视。1977年底，我
9、国开始了电力负荷控制技术的研究和应用工作，这过程大致可分为三个阶段。由1977年1986年为探索阶段：研究了国外电力负荷控制技术所采用的各种方法，并自行研制了音频、工频波形畸变、电力线载波和无线电控制等多种装置。同时由国外引进一批音频控制设备，安装在北京、上海、沈阳等地。由1987年至1989年是有组织的试点阶段：主要试点开发国产的音频和无线电负荷控制系统，分别在济南、石家庄和南通、郑州安装使用，都获得了成功。在试点成功的基础上，1989年底在郑州召开了全国计划用电会议，要求首先在全国直辖市省会城市和主要开放城市重点推广应用 ；然后在所有地（市）级城市中全面推广。从1990年开始进入了全面推广
10、应用电力负荷控制系统阶段 ：至1996年上半年，全国已有约180个地（市）级城市供电系统规模不等的建设了负荷控制系统，还有少数县级城市也开展了这项工作。1996年7月19日，重庆市经过三年多的努力，首先实现了负荷控制系统实用化达标，由电力部正式验收；12月烟台和郑州两市也通过了电力部的正式验收，标志着我国负荷控制的推广应用工作进入了一个新的阶段。目前，许多负荷控制与管理系统已通过实用化考核和电力部及网、省局的实用化验收，正在向县级电力部门推广。由于无线电信道传输控制信号具有投资少、见效快、实时性强和安装调试方便等特点，加之我国的电网管理体制和负荷管理的现状，因此，我国绝大部分系统采用无线电作为
11、组网信道构成集中控制的系统。虽然无线电亦有其固有的缺点，如超短波频率传输路线是直线的，易受高山或高大建筑物的阻挡，但这个特点可以通过信道的精心设计：选择合适的架设地点、适当的天线高度和设立中继站等办法来解决 ；无线电信道还存在一个易受电磁波干扰的问题，但是随着无线数传通信技术、计算机技术和信息处理技术的发展，很多可采用的抗干扰措施，足以弥补这项缺点，保障无线电力负荷管理系统的各项功能不受影响。随着通信技术的飞速发展，光纤、有线Modem、GPRS等通信手段正作为系统信道运用上的一个重要补充，在有些系统中通讯信道已经全部采用了有线信道。3 负荷管理技术在我国的现状随着电力事业的发展和工农业生产的
12、宏观调控，我国的电力供需矛盾逐渐缓解，需要在电力负荷控制系统的基础上扩展功能，使之在用电管理方面发挥出更重要的作用。把这些扩展的功能和负荷控制综合在一起，就成了负荷管理系统。它是实现用电管理现代化的重要手段，这些扩展的功能主要包括：（1）为电能管理服务：通过RTU的485接口实现管理中心的集中抄表 ；管理中心与电费结算系统联网；及时发现表计故障；进行线损、母线平衡分析；用电特征、趋势分析；通过管理中心下达购电指标给RTU，实施预购电制 ；利用系统定量控制功能，实施催交电费性限电 ；防窃电，监测电流电压为用电监察服务。（2）供电质量效能监测管理监测电压、电流上下限，实现电压合格率、三相电流电压不
13、平衡度分析统计；进行谐波峰值、含有率、总畸变率监测与分析功率因素的统计分析供电可靠性的分析管理（3）为广大电力用户提供信息，更好地为用户服务：管理中心可发布电力系统检修停电、电力预测等供电信息，由RTU以汉字方式显示和语音提示；管理中心与电力部门BP机台联网，向BP机用户发布供电信息。（4）有效控制地方上网电厂：在地方上网电厂装备双向RTU对其监控，使之按电网系统要求发电，使电网发挥更大的经济效能，减少环境污染。厂网分开后，对电厂电费结算提供有效技术支持手段。（5）为配网自动化服务：利用无线电力负荷管理系统无线信道和网架结构，传输配网自动化系统数据信息，以免重复投资。（6）管理中心计算机网络具
14、有与调度SCADA系统、管理MIS系统、省局、经委管理部门等的联网或通信功能，实现数据共享。（7）实现地区、县、大用户的分级管理及联网功能，将负荷集中管理与用户内部管理相结合，在管理中心优先监控下，用户利用RTU实现内部的能量管理，使负荷管理成为用户侧管理的有效手段之一。电力负荷管理系统的应用面和规模不断扩大，系统的功能和质量都有了很大的改进和提高，电力负荷管理技术正向更高层次发展，其主要表现在：（1）功能扩展：为用电管理服务；（2）提高系统实时性：多频道同时工作（一般一个频道的RTU不超过600个），从软件上实现一台前置机控制多个频道同时巡测，缩短了系统巡测时间；提高数据传输速率，从600b
15、it/S提高到1200bit/S必要时可达2400bit/S；减少信道建立时间，适度压缩巡测数据内容；（3）系统信道多样化：无线电信道，微波信道，一点多址微波信道、扩频信道、有线信道均可单独使用或综合使用；对地形复杂的地区可架设智能化无线中继，也可用微波中继、扩频中继、一点多址微波中继、电话或专线中继，还可采用光纤或分组交换网X.25专线信道；对个别地形较差的点可采用终端转发技术；（4）终端技术发展：终端除具有常规功能外，还扩展了抄表功能、语言提示、报警功能、汉字显示功能，可显示用电信息；（5）产品质量提高：系统的可靠性和设备的环境适应性、电磁兼容性、安全性、维修性均不断提高。可靠性（包括软、
16、硬件）在设计上、生产上、安装调试和使用维修上给予可靠保障，使双向终端的MTBF实际可达5万小时以上。电力负荷管理技术是实现计划用电，节约用电和安全用电的技术手段，也是配网自动化、用电管理自动化的一个重要组成部分。该技术通过对负荷的管理达到改善负荷曲线，使电力负荷较为均衡地使用的目的，能使电力部门对分散的电力用户以实时方式进行集中管理，达到控制到户，真正限电不拉路的目标。从而确保用电的平衡，保障电网安全经济的运行，落实计划用电政策，合理地分配、调度电力和科学地管理电力，为计量监测、营业抄收、线损管理等工作提供丰富的电网和用电参数。我国从开始研究电力负荷控制技术到现在广泛地应用电力负荷管理系统，已
17、走过了20年的历史，取得了十分可喜的成效。随着我国改革开放的深放和电力事业的发展，电力负荷管理技术必将在用电管理现代化的发展中，越来越显示其重要性。4 系统的发展方向每项技术都需要居安思危，不断地寻找使自己进步的发展方向，随着电力部门的分割与改革，原先的许多操作模式与职能分配将发生较大的变化，电力负荷管理系统在未来之路如何走是每个从事这个行业的人应不断思考的事。也许在这些方面是明天我们系统的面貌。（1）通信组网技术的多样化：系统具有热备份的两套信道，一套是无线或光缆的专用信道，另一套是GPRS或载波的公用信道。（2）故障诊断与维护自动化：终端通过远程网络技术的连接、终端可擦除内存的应用以及软件
18、自诊断技术的开发，实现故障自诊断并通过远方下载实现维护自动化。（3）服务性系统：通过终端对用户进行多方位服务，不但可实现对用户的各项人性化服务，还能针对每天分时电价的不同与用户具体用电特性制定最佳用电曲线并监视执行，为用户节约成本、创造效益。（4）用电企业的最佳助手：随着用电公司的独立运作，系统将作为用电公司的主要技术支持，利用软硬件技术的快速发展，将负荷预测、线损分析、谐波检测、营销运作、多媒体信息查询等功能不断完善，使系统成为每个用电公司、每个用电用户必备。（5）终端多样化：开发多种终端，将来每个家庭用户的家里都有一台人性化的微型服务终端。（6）主站软件开发软件开发水平不断提高，软件操作使
19、用人性化，利用GIS、WEB发布平台。在软件设计上更多考虑到系统信道多样化、终端类型多样化和数据共享多样化。由现有的C/S模式向三层体系结构模式过渡。（7）系统横向、纵向集成度不断提高随着各个信息自动化系统建设，设备、数据、信息共享共用，避免信息孤岛效应，在软件、硬件设计实施上已经有了很大的成效。无线电力负荷管理系统的组成和基本功能l 系统的组成无线电力负荷管理系统是一种集中控制系统，一般由一个管理中心和几百个以至几千个远方终端（RTU）所组成，它实际上是一个规模较大的监控系统，即SCADA系统。系统的特点是远方终端数量特别多，但每个终端的实时信息量并不大，而对实时性的要求也比电力调度的SCA
20、DA要低些。但因其数量多、分布广、且直接管理着用户动力，所以它的可靠性要求很高，只有实用可靠、操作简便，才可能广泛地推广应用，这也是我们研究开发和推广应用的基本出发点之一。由一个管理中心和若干个远方终端就可以组成一个最基本的电力负荷管理系统。但由于地理环境，用电管理和行政管理的情况各不相同，因此，各个系统的组成不尽相同。下面简要介绍一些系统组成。1.1 基本系统一个管理中心和若干个远方终端就可以组成一个基本的无线电力负荷管理系统， 一般采用一组负荷管理专用双工频率， 按国家无委会规定， 管理中心的无线电频率采用高发低收。这种系统一般适用于平原地带、控制范围不太大、终端数量比较少的地方。1.2
21、多频道系统当远方终端的数量很多，如果只用一组双工频率，则由于巡测时间长，将影响系统的实时性。为了减少巡测时间，应采用几组专用双工频率（几组频率之间应无三阶互调存在）组成多频道系统，同时工作，每组双工频率所监控的远方终端减少，则系统的巡测时间可缩短，实时性增强。1.3 具有中继站的系统在某些地区，由于管理范围较大，或受地形条件限制，需增设中继站，才能满足覆盖范围的要求。有些地区，光一级中继站还不能满足系统的要求，可以建立二级中继站以延伸控制范围。为某些少量的终端，建一个中继站来覆盖，经济上不合算，则可采用终端转发技术，即可利用它们附近的一个终端来兼中继功能，解决那些少量的终端的覆盖问题。至于无线
22、通信条件极差的个别点则可采用有线通信的方式来解决。由管理中心、中继站和远方终端组成系统，中继站的站址选择要合适。管理中心至中继站之间的通信，可以用负控专用频率，也可采用供电部门的微波，一点多址微波、载波、光纤等通道。中继站设置的数量视各地区的具体情况而定，如郑州市系统只设一个中继，而兰州市系统就设立了八个中继站（含二级中继站）1.4 多分中心系统由于各地供电部门的管理体制不尽相同，有些地方果用分级管理模式，地区级管理中心与县市级分控中心分别管理各自管辖的用户终端，在必要时管理中心可通过分控中心或通过中继站方式直接监测分控中心下属的用户终端。因此，管理中心与分控中心之间的数据交换可以用微波、光纤
23、、电话线以及负控专用频率的通道来联成网络。在系统中某些大用户有多个变电站，这些用户可以将本身的终端构成一个子系统，一方面它可以响应管理中心的监测，又可归纳本身的用电情况进行分析、处理、实施用户管理。2 系统的基本功能2.1 遥测功能2.1.1 自动巡测每日正点自动召测系统中各远方终端（RTU）的有关数据，并存入数据库每日定时自动召测系统中各远方终端（RTU）保存的昨日数据，并存入数据库每月定时自动召测系统中各远方终端（RTU）保存的上月数据，并存入数据库2.1.2 人工召测随时召测远方终端所采集的当前各种数据或补召巡测中通信失败的远方终端的数据。2.1.3 随时巡测任意时间对所选中的用户或者全
24、体用户进行巡测。2.2 遥控、遥信功能2.2.1 遥控拉闸或允许合闸2.2.2 功率控制的投入或解除2.2.3 电量控制的投入或解除2.2.4 以一次接线图的方式显示召测用户开关的开闭状态2.3 远方终端的当地闭环控制功能2.3.1 定值得设置2.3.2 远方终端的保电与控制剔除的设置2.3.3 远方终端在功控、电控时可跳开关的轮次设置2.4 系统参数设置功能2.4.1 电压、电流互感器变比（PT、CT）、脉冲电度表转度比（K）以及电表底数、现数设置2.4.2 模拟量电压、电流互感器变比及电压上下限设置2.4.3 开关遥信触点的常开常闭属性设置2.4.4 远方终端的分组公用地址设置2.4.5
25、电量时段设置2.5 系统操作功能2.5.1 对时操作2.5.2 允许、禁止通话2.5.3 对远方终端复位操作2.5.4 正点巡测开发、关闭操作2.6 用电管理功能2.6.1 远方抄表以及电费结算2.6.2 下达购电指标，实现预购电制2.6.3 利用中文信息发布和定量控制功能，催交电费和限制无理拖欠电费用户的用电，以技术手段催交电费2.6.4 利用RTU监测用户PT电压和CT电流或远方抄表中断相信息，可远方集中监测断相状况2.6.5 负荷预测并为需求侧管理提供数据2.6.6 利用RTU对小电厂实施监控，使之按电网要求发电或以热定电，使电网发挥更大的经济效能2.6.7 与调度系统、MIS系统、省局用电处、经委有关部门等联网，实施数据共享2.6.8 实现地区、县、大用户的分级管理及联网，将集中管理和用户内部管理相统一，使用户在系统监控优先的条件下，利用RTU实现内部管理，更好地实施需求侧管理2.6.9 地理信息功能（GIS），便于查询、操作和管理2.7 系统管理功能2.7.1 用户档案生成2.7.2 灵活选中用户终端、中继站等操作对象2.7.3 一次接线图管理2.7.4 系统安全性管理2.8 系统运行维护包括主、备机自动切换，工作状态，系统通讯情况，系统工况，值班日值生成等2.9 查询分析功能2.9.1 终端数据查询2.9.2 数据分析数据查询2.10 系统报表2.11 其他有关标准
