付学谦，陈皓勇，金小明

(1.华南理工大学电力学院，广州市 510640;2.南方电网科学研究院，广州市 510080)

0 引言

分布式发电(distributed generation，DG)一般定义为配电网或电网用户侧的电力生产［1］。分布式发电功率在几十kW到几十MW范围内，能够经济、高效、可靠地发电［2］。在近几年，分布式发电被广泛应用于电力系统，尤其是配电系统的末端［3］。嵌入电力系统的分布式发电主要具有以下优点［4-6］。

(1)技术优势:可以减少电力线路损耗，提高电能质量、供电可靠性、能源管理水平和能源效率;

(2)经济优势:可以减少电力系统建设的投资成本;

(3)环境优势:可再生能源是分布式发电的主要能源来源，因此有利于降低碳排放量。

根据中国南方电网公司“智能电网”的建设规划，分布式电源、电动汽车、可再生能源、智能小区建设等将成为电力公司业务拓展的重要方向，计量自动化系统作为电力企业的专业数据采集系统，需要对新型业务接入技术进行充分研究，满足各类电力数据采集、存储、应用的要求，对营销业务系统及能效平台进行有力支撑。

文献［7］介绍了适应智能电网的计量自动化系统实施方案。文献［8］和［9］介绍了计量自动化系统在电力营销中的作用。中国南方电网公司不断推进计量自动化系统的研究和设计，包括存储、安全防护、主站性能等技术［10-13］。与传统的计量自动化系统不同，新一代计量自动化系统的设计可以适应分布式电源的营销业务的需要。本文从广州电网计量自动化系统现状和分布式能源营销业务特性出发，对新一代计量自动化主站系统软件功能配置、数据采集、线损率、DG上网电量监测及分析和DG离网(并网)时间统计等几方面进行了研究设计。

图1 计量自动化系统业务架构Fig.1 Business architecture of MAS

适应分布式发电的新一代计量自动化系统可以满足用户侧分布式电源接入的数据采集需求，实现分布式发电电能管理可监测、可控制，满足分布式发电客户的电力能源需求，加强电力企业与客户的服务交互，提高对客户的服务质量。

1 计量自动化系统概述

为加强计量自动化系统(metering automatic system，MAS)的运行管理工作，中国南方电网公司对计量自动化系统、计量自动化主站系统、通信通道和计量自动化终端进行了明确定义。

计量自动化系统指对电厂、变电站、公变、专变、低压用户等发电侧、供电侧、配电侧和售电侧电能量等数据实现采集、监测与统计分析功能的系统，由计量自动化系统主站、通信通道、计量自动化终端组成，包括厂站电能量计量遥测、负荷管理、配变监测、低压集抄等模块。

计量自动化系统主站指接入各类计量自动化终端的计算机系统，它是整个计量自动化系统的信息采集与控制中心，通过远程通信通道对计量自动化终端的信息进行采集和控制，并进行分析、综合处理和电能量数据发布。

通信通道指计量自动化系统主站与计量自动化终端数据传输的介质，包括无线公网、电话拨号、专线、调度数据网、综合数据网等。

计量自动化终端指负责各级计量点电能信息的采集、数据管理、数据传输以及执行或转发主站下发的控制命令的设备。按应用场所可分为厂站电能量采集终端、负荷管理终端、配变监测计量终端、低压集中抄表终端(包括集中器、采集终端)等类型。

2 广州电网MAS和DG现状

广州供电局有限公司计量自动化系统通过与营配一体化平台、营销系统接口的建立，将数据集成平台作为计量自动化系统的档案信息来源，实现运行数据共享，提高了计量自动化系统与相关业务系统的档案一致性与数据共享性，保证了企业数据的可规划性、可重用性和稳定性，同时为进一步的系统间流程集成工作奠定了良好的基础。广州电网计量自动化系统业务架构如图1所示。广州电网共接入124座小水电发电厂，共178.989 MW，对广州电网削峰填谷提供了有力支持。对于小水电站，广州电网安装了负荷管理终端进行控制、监控和采集数据。广州大学城光伏发电站年发电量可达300万kW·h，安装负荷管理终端作为专变用户管理。

3 新一代MAS系统

3.1 功能部署

为满足接入分布式能源营销业务和其他计量业务管理的需要，本文设计了以计量应用中心、运维监控中心、数据管理中心、分布式发电业务中心4个层次结构为目标的新一代计量自动化系统。新一代计量自动化系统整体功能部署方案如图2所示。

图2 软件功能配置Fig.2 Configuration of software function

新一代计量自动化主站系统的业务功能分别部署在安全II区、安全III区，其中，核心功能应用如Web应用功能、GPRS通道数据采集、系统数据处理和计算服务、外部接口服务等均部署在安全III区，厂站遥测数据采集前置部署在安全II区。

新一代计量自动化主站系统各功能部署说明:

(1)遥测数据采集实现对已安装厂站遥测终端并实现远程抄表的变电站、大电厂的计量数据采集功能。由于各厂站的计量数据是通过调度数据网(或专线网络)进行传输，因此遥测数据采集服务的数据采集部署在安全II区。

(2)分布式发电(小火电、小热电、光伏发电和小水电厂)、大用户、配变台区以及低压集抄采集是实现接收这类终端自动上报的数据以及主动下发抄表任务的功能，通过GPRS通信方式进行数据传输。因此，针对这部分用户的数据采集服务部署在安全III区。

(3)数据库服务部署在安全III区，实现对4个子系统的电能量数据、运行状态数据以及各种业务计算、统计分析数据的集中存储，并给主站系统的各业务功能提供数据访问，并与其他第三方业务系统实现数据共享。

(4)数据计算服务部署在安全III区，实现所有计量点电能量数据的计算，各种电量数据、线损数据的叠加计算等。

(5)系统业务功能应用服务部署在安全III区，实现主站系统的采集中心功能、数据中心功能、应用中心功能和安全与管理中心功能等。

(6)信息集成平台部署在安全III区，实现主站系统与其他第三方业务系统的数据共享。

3.2 数据采集

图3 10 kV馈线线路Fig.3 10 kV feeder line

分布式电源数据采集终端设计思想:要具有自动组网功能、具有通信中继功能、抗网络攻击功能;具有多重抗干扰技术并保持实时在线和数据准确;可自动适应多重通信规约;应满足分布式能源采集数据的要求。

配电网和分布式电源之间应有易于获取、可自锁和可间断的隔离装置，该隔离装置的控制节点由分布式电源数据采集终端进行控制。

计量自动化系统应实时监测控制用户侧分布式电源、储能装置的运行信息，包括分布式电源接入点电压、电流、功率、频率、电能量、开关状态、故障情况等。

3.3 线损率

基于线损“四分”管理的电能计量自动化系统建设应考虑分布式电源接入带来的影响。由于分布式电源的接入，配电网成为有源网络，变电站10 kV馈线线路如图3所示。

DG电源既有自用电量又有发电量。当DG发出电量大于该馈线用电量时还会向变电站倒送电。因此，关口表A和DG接入点D不仅有正向有功电量还有反向有功电量。可以把DG电源和关口表连接点等效为提供有功的电源和负荷2部分，如图4所示。

图4 10 kV馈线线路等效电路Fig.4 Equivalent circuit of 10 kV feeder line

含DG的10 kV馈线线路线损率计算公式:

3.4 DG上网电量监测及分析

计量自动化系统应对分布式能源的上网(下网)电量和负荷进行监测，如对小水电站的丰枯电量、负荷、无功潮流进行查询和统计，并支持小水电中期电量预测。针对分布式电源监测的主要功能有:

(1)对小水电厂、风电场、用户储能等上网能源进行监测;

(2)对小水电丰枯电量对比统计，月度(季度、年度)电量对比统计;

(3)提供图形化展示(负荷以曲线图展示、电量以柱状图展示);

(4)根据年历史数据、天气等外部情况进行小水电发电量的中期预测。

3.5 DG离网(并网)时间统计

配电系统继电保护从速动性上一般很难保证故障后异步发电机恢复稳定运行，因此，现有分布式电源并网标准一般要求故障后切除异步发电机［14-15］。异步发电机在小水电站和风电场中应用很广泛。计量自动化系统应建立分布式电源离网(并网)时间自动统计逻辑判断方案。

对于有告警事件上报的分布式发电离网(并网)事件，逻辑判断的步骤如下:

(1)采集告警信息，并修正告警时刻。计量自动化主站采集到终端实时主动上报的离网(并网)告警事件时，自动判断告警时刻与主站时钟的偏差，如偏差较大(默认60 s，偏差阈值可设置)，将终端记录的离网(并网)告警时刻点修正为终端上传告警事件时的主站时刻点。

(2)告警事件初步过滤。每天凌晨在计量自动化系统中15 min冻结任务数据的补采任务完成之后，对前一天的告警事项进行过滤，提取出有用的离网(并网)信息。有效离网(并网)告警判断:1)针对主站记录的离网事件，对下一个时刻点运行数据(15 min电压、电流、功率、心跳数据)进行判断，DG采集终端仍然在线，并且数据在正常的工作电压、电流范围内的这部分离网告警认为是无效的离网告警;2)针对主站记录的并网告警，对下一个时刻点运行数据(15 min电压、电流、功率、心跳数据)进行判断，DG采集终端不在线、电压低于正常工作范围或数据无效的这部分并网告警认为是无效的并网告警。

(3)单边过滤离网(并网)告警事件。1)只有离网没有并网告警，根据电压、电流等运行数据判断，一旦有正常的运行数据，则为并网，作为DG并网时刻;2)只有并网，没有离网告警，根据并网时间点往前推移，寻找最近一个有运行数据的点，则为DG离网的时间点。

(4)进行离网(并网)事件的确认配对。通过以上步骤即可判断出DG离网(并网)的起始时间，可将过滤后的结果作为离网(并网)记录输出。

通过上述告警信息结合运行数据的方案得出DG的离网(并网)时间，通过接口将处理后的数据发送到集成信息平台，调度系统由集成信息平台取得信息进行二次离网(并网)时间校验并给出最终的离网(并网)时间统计结果。

4 结语

计量自动化系统是南方电网公司电网智能化在用电环节的重要应用，通过计量自动化系统建设，可以促进智能电网用电环节的发展。广州电网计量自动化系统发展方向如下:

(1)在保证与现有的中国南方电网计量自动化通信规约兼容的情况下，开发满足分布式发电接入和电动汽车运营等新型营销业务数据采集需求的终端。

(2)建设以数据抽取、异常分析、质量审核、发布监控、数据共享五大模块为平台的广州电网电能量数据中心系统主站。

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