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未来之路:EMS的路线图?

下一代电网操作系统或能源管理系统(EMS)的发展路线图是什么?

越来越多的人提出了下一代EMS系统的路线图,该系统对未来正能源期货和经济期货的电网运营至关重要。

电网在供应、需求、消费者预期和市场方面面临重大转变。考虑到开发和实现网格管理方式的基本更改需要很长的准备时间,因此必须预测和计划这种转换。

爱迪生和西屋电气在第一个直流电或交流电电力系统中面临的第一个挑战是可靠地控制它们的运行,使总发电量与总负荷在任何时刻保持平衡。这种平衡对良好的系统运行至关重要。当不平衡时,系统就会变得不稳定并可能崩溃。在19世纪后期,当珍珠街的第一个发电机投入使用时,这种平衡相对简单,主要是通过发电机控制系统实现的。

随着电力系统的发展,它们变得更大、更复杂、联系更紧密,也更难控制。仅靠发电控制是无法使多台发电机与遍布城市、城镇和乡村的负荷网络相平衡的。

需要一种新的互连控制范式,它必须超越负载和生成的平衡。可视化和对系统状态的控制变得至关重要。到20世纪50年代中期,第一批监视控制和数据采集(SCADA)系统被部署在电力输送系统中。

1962年,一批位于美国中西部和南部的公用事业公司开会,为即将关闭的7个互联网络做准备,以形成世界上最大的同步系统。为研究这种新的互联而成立的委员会建议在未来建立一个非正式的运营组织,公布互联系统可靠运行的“运营指南”。北美电力系统互联委员会(NAPSIC)由今天的东部互联、西部互联和德州互联组成。

1965年,美国东北部和加拿大安大略省东南部发生大规模停电,促使美国国会提出立法——1967年《电力可靠性法案》——建立一个联邦机构来监管电力可靠性。应对电力行业高管的请愿书,美国联邦电力委员会建议相反的形成“权力协调委员会由来自每个国家的区域协调组织和传播信息交换区域协调实践所有的地区组织,和回顾,讨论,并协助解决事项影响区际协调。”

1968年6月1日,12个地区组织签署了一项协议,成立了国家电力可靠性委员会(NERC)。十年后,NERC批准扩大其活动范围,包括为设计大型电力系统制定规划指南,以应对因1978年美国《国家能源法》的通过而导致的行业变化。

1980年,NERC和NAPSIC合并,使NERC在大型电力系统的规划可靠性和运行可靠性方面发挥了作用。

在20世纪80年代末和90年代,联邦能源管理委员会(FERC)通过了一系列命令,极大地扩展了批发电力市场(例如,1996年的FERC命令888和889)。因此,许多美国网格操作系统进行了修改,以便能够连接到大量的市场参与者,从每天几十笔交易到数百笔交易。

这些发展,加上2003年8月东北地区的大停电,以及整个行业认识到需要做更多来确保可靠的电力供应,导致了电网控制系统的改进。尽管经过多次改进,这种基于计算机的控制系统可以追溯到20世纪70年代开发的基础计算元素,现在仍在使用。过去十多年来的重大改进,扩大了系统平衡众多市场参与者之间的供求关系,以及多个大容量中央发电资源的能力,并在高压下对众多互联区域进行了广泛控制。此外,现在的系统使用更复杂的数学技术来估计系统的状态。

EMS为系统操作员提供必要的信息,以便每天、每小时、每分钟对电网进行操作。在系统状态方面,EMS(通常称为实时监测和控制)通过使用数据和传感器的输入来估计网格在事件发生20 – 30秒后的状态,从而提供接近实时的信息。

今天的EMS有能力“填补”或从缺失的感觉输入估计数据。这些系统非常复杂,使用复杂的应用软件,有大量的输入/输出(I/O)点和大量的远程终端单元来收集数据。与EMS通信的最流行的智能电子设备类型是自动开关、保护继电器、变电站控制器和相量测量单元(PMUs)。

停电是大型互联电力系统的重大灾难性故障。预测这种现象的发生是很困难的。然而,当它们真的发生时,其社会经济影响是毁灭性的。据安德森经济集团估计,2003年8月14日停电的成本在45亿到82亿美元之间,中间值为64亿美元。

这些灾难性事件的一些明显的根源是:

•缺乏可靠和同步的实时数据

•缺乏时间对系统上正在展开的事件采取果断和适当的补救行动

•缺乏适当的自动化和协调控制来对系统事件采取即时和果断的行动,以防止级联停机。

美国最近一次大停电是2011年9月8日亚利桑那州和南加州的停电,其主要原因是两大方面的弱点——操作计划和实时态势感知。同样,2003年8月14日的停电报告指出:“8月14日停电的主要原因是缺乏态势感知,这是可靠性工具和备份能力不足的结果。“由于电子服务系统是系统营办商收集实时情况感知的主要资讯来源,因此,确定这些系统的不足之处是引致停电的重要因素。”

未来的电网运营将是更小的市场间隔,更可变的发电、需求和分布式资源(包括与分布式管理系统的集成),以及更多和更频繁的系统状态数据。今天的EMS技术是在网格时代建立的,这个时代的变量更少,没有利用可视化、计算和通信技术的进步。EMS体系结构是围绕“SCADA”范式构建的,其中数据库和操作员接口被绑定到通信和测量基础设施,而不是电力系统设备或应用程序。

EMS体系结构仍然具有固有的单线程流程,不容易分布到多个服务器,可靠性/故障转移设计落后于数据中心世界的最新技术。此外,未来的电网将需要更多的闭环(计算机驱动)和更大范围的电压和功率流控制,而不是更传统的开环(人工干预)和电压和功率流控制的本地驱动。

什么有助于网格可视化和控制延迟?虽然这一进程有许多延误,但有四个主要来源:

1. 从现场设备收集信息的时间延迟;

2. 处理数据的计算方法;

3.申请处理时间延误;

4. 操作员反应时间。

改进项目1完全由经营实体决定,可以通过升级广域通信系统来解决。美国公用事业行业正在整个电网中安装相量测量装置,该装置每秒可对电网状态提供约30次同步数据。改进第2项和第3项需要改变电子制造服务提供者使用的计算机代码和方法,这是利用第1项正在实施的改进所必需的。在EMS中,行业必须采取行动,充分利用跨网格安装的pmu。第4项,操作员的反应时间,可以通过对第2项和第3项的改进,以及引入更多的闭环控制,减少人工干预来缩短。

虽然主要的EMS供应商多年来随着技术的进步已经改进了他们的产品,但其中许多产品仍然建立在1970年代的核心组件上。EMS系统的市场很小,由于升级这些系统的复杂性和成本,更换周期往往为十年左右。考虑到这些限制,投资回报率很低,这限制了供应商对技术的投资。

遗留核心组件的局限性阻碍了供应商实现计算数学(计算机如何实际执行数学)和分析方法(电力系统方程如何求解)的许多最新进展。这两个改进的组合可以大大缩短计算时间,从而将20-30秒的延迟减少到个位数秒,甚至可能更快地减少到几分之一秒。然而,即使这些改进也不足以缓解当前网格中正在发生的广泛变化。

电网正以指数级的速度向一个由电力系统、电信、互联网和电子商务应用组成的高度互联、复杂和互动的网络演进。实际上,电力系统的每个部分都将包括传感器、通信和计算能力。如果分布式发电、分布式能源存储和需求响应应用如预期那样大量涌现,那么社会将不再主要依赖中央电站的电力,以及电网上单向的信息和电子流动。

与此同时,迈向更具竞争力的电力市场,需要更为复杂的基础设施,以支持电力价值链成员之间无数的信息、金融和物理交易,这些交易补充或取代了垂直整合的公用事业。其他变化包括可变发电、需求响应、电动汽车、电力存储、智能电表、分布式发电、PMUs和通信。新电子服务系统的发展和安装,将有助系统营办商处理这些复杂的问题。

EMS市场竞争激烈,研发预算相对较少。由于该行业收入的不确定性,尤其是公用事业行业的整合,多数EMS供应商经历了“盛衰”周期。1965年东北大停电之后,数百万人断电数日,人们对输电规划、系统运营和基础设施的研发兴趣和投资激增。与此同时,在更高的输电电压和更大的中央发电厂方面的投资激增。

考虑到它们的临界质量,大型公用事业公司如Bonneville Power Administration (BPA)和American Electric Power (AEP),以及电力研究所(EPRI)和美国政府机构在20世纪70年代投资于数学和软件的研发以进行规划和运营。这反过来又刺激了公用事业供应商和来自硅谷和航空航天/IT行业的新进入者的私人投资。这导致了输电规划和运行的新工具的迅速发展,并在1970-1985年期间逐渐被行业采用。经通胀调整后,北美新兴市场在此期间的规模是目前的几倍,并支撑了行业研发的健康水平。

最近的公用事业整合,以及过去几十年对新兴电子制造系统开发的需求不足,阻碍了新数学和软件的发展。EPRI已经开始制定下一代EMS的广泛要求,他们称之为网格3.0。

既然态势感知是电网安全可靠运行的关键,那么很自然地,我们就会问如何才能增强电网运营商的这一特性。

考虑到广泛的社会依赖可靠的电力和电力部门和其它部门之间的相互依存关系,如石油和天然气、电信和运输,专家建议美国联邦能源部隔离R& D基金和采取以下步骤符合成本效益的方式来开发下一代网格操作系统:

  1. 与主要行业利益相关者召开技术会议或网络研讨会,以制定下一代EMS的愿景和路线图。这些会议的起点是由能源部的网格技术团队开发的愿景和路线图草案。
  2. 成立一个由计算数学家和电力系统工程师组成的团队,评估现有的技术,并找出合适的技术,以具成本效益的方式大幅提升电子制造系统的能力。具体来说,识别能够增强计算和分析能力的技术,这些技术能够支持第二层或次二层的实时态势感知,并识别能够实时分析代表潜在的近未来状态的探索性负载流的技术,包括针对潜在的违规限制的应急分析和解决方案。
  3. 确定如何在下一代EMS中集成新的、同步的、大量的、详细的和健壮的实时信息,如PMUs,用于模型验证、系统条件的可视化、问题条件的识别和其他应用。应该集成来自数字故障记录器数据和扰动表征等应用程序的多个数据源,同时还应实现从状态估计到状态测量的转换。利用现有的基本元素,如与地理空间信息系统和其他需要大量信息交换的应用程序集成的通用信息模型概念。
  4. 制定环境管理系统性能规范,以实施环境管理系统的改进,进一步减少由于缺乏态势感知或分析工具和模型而导致的停电的可能性,以解决我们的网格未来。识别并建立一条路径,以适应增强的自动化控制行动,以支持电网稳定,减少振荡,并保持安全的营业利润率。

规范应包括:

下一代电网操作系统或能源管理系统(EMS)的发展路线图是什么?

越来越多的人提出了下一代EMS系统的路线图,该系统对未来正能源期货和经济期货的电网运营至关重要。

电网在供应、需求、消费者预期和市场方面面临重大转变。考虑到开发和实现网格管理方式的基本更改需要很长的准备时间,因此必须预测和计划这种转换。

爱迪生和西屋电气在第一个直流电或交流电电力系统中面临的第一个挑战是可靠地控制它们的运行,使总发电量与总负荷在任何时刻保持平衡。这种平衡对良好的系统运行至关重要。当不平衡时,系统就会变得不稳定并可能崩溃。在19世纪后期,当珍珠街的第一个发电机投入使用时,这种平衡相对简单,主要是通过发电机控制系统实现的。

随着电力系统的发展,它们变得更大、更复杂、联系更紧密,也更难控制。仅靠发电控制是无法使多台发电机与遍布城市、城镇和乡村的负荷网络相平衡的。

需要一种新的互连控制范式,它必须超越负载和生成的平衡。可视化和对系统状态的控制变得至关重要。到20世纪50年代中期,第一批监视控制和数据采集(SCADA)系统被部署在电力输送系统中。

1962年,一批位于美国中西部和南部的公用事业公司开会,为即将关闭的7个互联网络做准备,以形成世界上最大的同步系统。为研究这种新的互联而成立的委员会建议在未来建立一个非正式的运营组织,公布互联系统可靠运行的“运营指南”。北美电力系统互联委员会(NAPSIC)由今天的东部互联、西部互联和德州互联组成。

1965年,美国东北部和加拿大安大略省东南部发生大规模停电,促使美国国会提出立法——1967年《电力可靠性法案》——建立一个联邦机构来监管电力可靠性。应对电力行业高管的请愿书,美国联邦电力委员会建议相反的形成“权力协调委员会由来自每个国家的区域协调组织和传播信息交换区域协调实践所有的地区组织,和回顾,讨论,并协助解决事项影响区际协调。”

1968年6月1日,12个地区组织签署了一项协议,成立了国家电力可靠性委员会(NERC)。十年后,NERC批准扩大其活动范围,包括为设计大型电力系统制定规划指南,以应对因1978年美国《国家能源法》的通过而导致的行业变化。

1980年,NERC和NAPSIC合并,使NERC在大型电力系统的规划可靠性和运行可靠性方面发挥了作用。

在20世纪80年代末和90年代,联邦能源管理委员会(FERC)通过了一系列命令,极大地扩展了批发电力市场(例如,1996年的FERC命令888和889)。因此,许多美国网格操作系统进行了修改,以便能够连接到大量的市场参与者,从每天几十笔交易到数百笔交易。

这些发展,加上2003年8月东北地区的大停电,以及整个行业认识到需要做更多来确保可靠的电力供应,导致了电网控制系统的改进。尽管经过多次改进,这种基于计算机的控制系统可以追溯到20世纪70年代开发的基础计算元素,现在仍在使用。过去十多年来的重大改进,扩大了系统平衡众多市场参与者之间的供求关系,以及多个大容量中央发电资源的能力,并在高压下对众多互联区域进行了广泛控制。此外,现在的系统使用更复杂的数学技术来估计系统的状态。

EMS为系统操作员提供必要的信息,以便每天、每小时、每分钟对电网进行操作。在系统状态方面,EMS(通常称为实时监测和控制)通过使用数据和传感器的输入来估计网格在事件发生20 – 30秒后的状态,从而提供接近实时的信息。

今天的EMS有能力“填补”或从缺失的感觉输入估计数据。这些系统非常复杂,使用复杂的应用软件,有大量的输入/输出(I/O)点和大量的远程终端单元来收集数据。与EMS通信的最流行的智能电子设备类型是自动开关、保护继电器、变电站控制器和相量测量单元(PMUs)。

停电是大型互联电力系统的重大灾难性故障。预测这种现象的发生是很困难的。然而,当它们真的发生时,其社会经济影响是毁灭性的。据安德森经济集团估计,2003年8月14日停电的成本在45亿到82亿美元之间,中间值为64亿美元。

这些灾难性事件的一些明显的根源是:

•缺乏可靠和同步的实时数据

•缺乏时间对系统上正在展开的事件采取果断和适当的补救行动

•缺乏适当的自动化和协调控制来对系统事件采取即时和果断的行动,以防止级联停机。

美国最近一次大停电是2011年9月8日亚利桑那州和南加州的停电,其主要原因是两大方面的弱点——操作计划和实时态势感知。同样,2003年8月14日的停电报告指出:“8月14日停电的主要原因是缺乏态势感知,这是可靠性工具和备份能力不足的结果。“由于电子服务系统是系统营办商收集实时情况感知的主要资讯来源,因此,确定这些系统的不足之处是引致停电的重要因素。”

未来的电网运营将是更小的市场间隔,更可变的发电、需求和分布式资源(包括与分布式管理系统的集成),以及更多和更频繁的系统状态数据。今天的EMS技术是在网格时代建立的,这个时代的变量更少,没有利用可视化、计算和通信技术的进步。EMS体系结构是围绕“SCADA”范式构建的,其中数据库和操作员接口被绑定到通信和测量基础设施,而不是电力系统设备或应用程序。

EMS体系结构仍然具有固有的单线程流程,不容易分布到多个服务器,可靠性/故障转移设计落后于数据中心世界的最新技术。此外,未来的电网将需要更多的闭环(计算机驱动)和更大范围的电压和功率流控制,而不是更传统的开环(人工干预)和电压和功率流控制的本地驱动。

什么有助于网格可视化和控制延迟?虽然这一进程有许多延误,但有四个主要来源:

1. 从现场设备收集信息的时间延迟;

2. 处理数据的计算方法;

3.申请处理时间延误;

4. 操作员反应时间。

改进项目1完全由经营实体决定,可以通过升级广域通信系统来解决。美国公用事业行业正在整个电网中安装相量测量装置,该装置每秒可对电网状态提供约30次同步数据。改进第2项和第3项需要改变电子制造服务提供者使用的计算机代码和方法,这是利用第1项正在实施的改进所必需的。在EMS中,行业必须采取行动,充分利用跨网格安装的pmu。第4项,操作员的反应时间,可以通过对第2项和第3项的改进,以及引入更多的闭环控制,减少人工干预来缩短。

虽然主要的EMS供应商多年来随着技术的进步已经改进了他们的产品,但其中许多产品仍然建立在1970年代的核心组件上。EMS系统的市场很小,由于升级这些系统的复杂性和成本,更换周期往往为十年左右。考虑到这些限制,投资回报率很低,这限制了供应商对技术的投资。

遗留核心组件的局限性阻碍了供应商实现计算数学(计算机如何实际执行数学)和分析方法(电力系统方程如何求解)的许多最新进展。这两个改进的组合可以大大缩短计算时间,从而将20-30秒的延迟减少到个位数秒,甚至可能更快地减少到几分之一秒。然而,即使这些改进也不足以缓解当前网格中正在发生的广泛变化。

电网正以指数级的速度向一个由电力系统、电信、互联网和电子商务应用组成的高度互联、复杂和互动的网络演进。实际上,电力系统的每个部分都将包括传感器、通信和计算能力。如果分布式发电、分布式能源存储和需求响应应用如预期那样大量涌现,那么社会将不再主要依赖中央电站的电力,以及电网上单向的信息和电子流动。

与此同时,迈向更具竞争力的电力市场,需要更为复杂的基础设施,以支持电力价值链成员之间无数的信息、金融和物理交易,这些交易补充或取代了垂直整合的公用事业。其他变化包括可变发电、需求响应、电动汽车、电力存储、智能电表、分布式发电、PMUs和通信。新电子服务系统的发展和安装,将有助系统营办商处理这些复杂的问题。

EMS市场竞争激烈,研发预算相对较少。由于该行业收入的不确定性,尤其是公用事业行业的整合,多数EMS供应商经历了“盛衰”周期。1965年东北大停电之后,数百万人断电数日,人们对输电规划、系统运营和基础设施的研发兴趣和投资激增。与此同时,在更高的输电电压和更大的中央发电厂方面的投资激增。

考虑到它们的临界质量,大型公用事业公司如Bonneville Power Administration (BPA)和American Electric Power (AEP),以及电力研究所(EPRI)和美国政府机构在20世纪70年代投资于数学和软件的研发以进行规划和运营。这反过来又刺激了公用事业供应商和来自硅谷和航空航天/IT行业的新进入者的私人投资。这导致了输电规划和运行的新工具的迅速发展,并在1970-1985年期间逐渐被行业采用。经通胀调整后,北美新兴市场在此期间的规模是目前的几倍,并支撑了行业研发的健康水平。

最近的公用事业整合,以及过去几十年对新兴电子制造系统开发的需求不足,阻碍了新数学和软件的发展。EPRI已经开始制定下一代EMS的广泛要求,他们称之为网格3.0。

既然态势感知是电网安全可靠运行的关键,那么很自然地,我们就会问如何才能增强电网运营商的这一特性。

考虑到广泛的社会依赖可靠的电力和电力部门和其它部门之间的相互依存关系,如石油和天然气、电信和运输,专家建议美国联邦能源部隔离R& D基金和采取以下步骤符合成本效益的方式来开发下一代网格操作系统:

  1. 与主要行业利益相关者召开技术会议或网络研讨会,以制定下一代EMS的愿景和路线图。这些会议的起点是由能源部的网格技术团队开发的愿景和路线图草案。
  2. 成立一个由计算数学家和电力系统工程师组成的团队,评估现有的技术,并找出合适的技术,以具成本效益的方式大幅提升电子制造系统的能力。具体来说,识别能够增强计算和分析能力的技术,这些技术能够支持第二层或次二层的实时态势感知,并识别能够实时分析代表潜在的近未来状态的探索性负载流的技术,包括针对潜在的违规限制的应急分析和解决方案。
  3. 确定如何在下一代EMS中集成新的、同步的、大量的、详细的和健壮的实时信息,如PMUs,用于模型验证、系统条件的可视化、问题条件的识别和其他应用。应该集成来自数字故障记录器数据和扰动表征等应用程序的多个数据源,同时还应实现从状态估计到状态测量的转换。利用现有的基本元素,如与地理空间信息系统和其他需要大量信息交换的应用程序集成的通用信息模型概念。
  4. 制定环境管理系统性能规范,以实施环境管理系统的改进,进一步减少由于缺乏态势感知或分析工具和模型而导致的停电的可能性,以解决我们的网格未来。识别并建立一条路径,以适应增强的自动化控制行动,以支持电网稳定,减少振荡,并保持安全的营业利润率。

规范应包括:

历史上的今天
十一月
27
    哇哦~~~,历史上的今天没发表过文章哦
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