智能电网实际应用范围的扩大,将会对相关行业生产方式的转变及生产效率的提高带来重要的保障作用,有利于实现节能环保的发展目标,提高自动化,智能化,系统化电网的整体服务水平。实现这样的发展目标,需要在智能电网建设过程中合理地运用电力通信技术,优化智能电网的整体架构,促使这种电网在实际的应用中能够满足相关行业的多样化需求。下面是搜索整理的智能电网论文6篇，供大家参考阅读。
智能电网论文第一篇：5G新时代在能源行业实现智能电网应用研究
摘要：传统的电力运维管理模式和低性能互联网已不能适应智能电网快速发展的需求，本文研究5G网络和电力行业应用的融合，解决电力系统应用对网络安全性、稳定性以及通信时延的行业痛点，对现阶段能源行业进行深入分析，搭建智能电网平台以应对多种业务场景需求，实现对电力设备运行状态及外部环境的在线监测，提高预警能力和信息化水平，迎接5G网络下万物互联、产业智联和跨产业融合创新的新时代。
关键词:智能电网;无人巡检;差动保护;
Abstract：Traditional power operations management mode and the low performance of the Internet can not meet the demand of the smart grid development, this paper studies the fusion of 5G network and the application of the electric power industry, to solve the power system applications of time delay in network security, stability, and communication industry spot, in-depth analysis of the present stage the energy industry, to build a smart grid platform in response to a variety of business scenarios demand, we will realize online monitoring of the operating state of power equipment and the external environment, improve the early warning capability and information level, and welcome the new era of Internet of everything, industrial intelligence and cross-industry integration and innovation under the 5G network.
目前，能源领域的企业为提高自身生产力水平，购置的生产和运营设备越来越多，业务支撑和日常维护工作变得非常重要。大部分企业无法对网络和终端进行统一管理，需要采用一系列信息化手段，对管理工作进行完善升级。电力系统应用对于网络安全性和稳定性要求极高，部分业务对通信时延要求在15 ms以内，而现有网络的性能不能满足这些需求，导致基于移动通信的电网行业数字化应用发展受到限制。因此，推动5G电力行业应用的融合，对电力垂直行业发展至关重要。
1 能源行业电网业务分析
能源行业中的龙头电力业务对增强移动宽带、高可靠低时延和低功耗大连接的场景需求十分典型，主要业务需求分析如下。
智能分布式配网差动保护：相邻电力终端通过5G网络进行通信，比对同一时刻流入流出电流值，当出现差异时判断为故障，设备自动断开线路开关，实现故障隔离，并启用备用线路，保证电力持续供应。配电终端设备(DTU)通过客户终端设备（CPE）连接5G网络，通过5G网络实现设备节点间数据通信能力。
配电自动化三遥：包含遥信（设备状态的监视）、遥测（被测变量的测量值）和遥控（改变运行设备状态的指令）。DTU与配电主站之间通过5G网络进行通信，上行传输遥信和遥测数据，下行传输遥控指令。
电网应急通信：在自然灾害环境下，电力应急通信车通过搭载5G基站，在一定范围内即时恢复通信，同时通过现场无人机和4K摄像头，回传高清视频，接收传达指挥中心各项指令。
低压集抄：将5G模组安装在电表（低电压区域）中，利用5G网络实现电表到计量主站的数据上传。现阶段电网计量采用集中抄表方式，集中器下挂多个智能电表，由集中器采集电表数据后统一回传至电力计量主站。目前抄表是小时级的，无法精准判断用户用电量，如果做到秒级抄表，可以更好地双向互动，未来还可以开发家电管理等附加业务。
精准负荷控制：在一定区域内（一般不小于5 km2），通过5G客户终端设备（CPE）与各类电力终端连接，实时监控用电负荷，当该区域整体负荷超过限定值时，采用稳控技术，优先切除可中断非重要负荷，实现精准负荷控制。
2 应用场景搭建及技术分析
搭建5G智能电网系统由电力行业核心能力服务平台、切片管理服务平台、终端和5G试验网络组成。5G智能电网示范系统架构如图1所示。
2.1 中心平台
(1）电力行业核心能力服务平台：偏向用户侧应用管理能力，与切片管理服务平台对接，通过调用切片管理平台开放的相关能力，屏蔽网络配置细节，使用户更加专注于核心生产业务，同时为用户提供详细网络性能指标展示，实现网络实时监控。平台主要包括数据采集控制、系统管理域、应用域和统一接口服务共4项功能模块。有别于以往的移动通信网络发展模式，依托5G网络能力开放和切片技术，未来该平台将为电网企业提供更丰富、更多元化、更灵活的网络切片服务管理能力，同时平台自身也以更开放的架构，向电力内部业务提供支撑服务。电力行业核心能力服务平台功能系统架构如图2所示。
图1 5G智能电网示范系统架构图
数据采集控制：主要实现接口层的适配，实现与运营商接口和无线终端的统计接口采集。
系统管理：系统管理是保障应用系统安全运行的管理机制，它是集组织架构管理、用户（组）管理、授权管理、系统权限管理、系统日志管理为一体的一个综合性管理平台。根据业务需求要求，可实现为不同单位、不同部门、不同岗位和不同用户配置不同的功能权限及数据权限。
应用域：包括接入设备管理、连接管理、5G网络切片管理和统计分析4项基础应用和扩展应用。电力通信设备管理、连接管理主要实现电力通信终端状态、性能、台账、卡号、流量、业务资费和在线状态信息的监测管理。电力5G切片管理分为两类：一类是状态监测型，主要包括对运营商网络的业务切片属性、切片资源视图、切片负荷运行状态的监测；另一类是控制管理型，包括根据电力企业的需求订购网络切片，选择网络切片类型、容量、性能及相关覆盖范围，可根据电力企业的需求调整切片的功能、业务属性和资源分配，调整不同业务之间切片隔离程度（如物理隔离、逻辑隔离），并可以给予电力企业自行进行切片上下线管理的权限。扩展应用包括无线通信大屏展示、区域隐患预警、终端预警分析和智能监控。统计分析应用主要包括终端、业务运行、SIM卡状态、网络切片和故障告警基础分析。
统一接口服务域：主要实现本支撑系统与系统运行控制系统、计量系统、配电自动化系统和GIS系统的对接，以微服务的方式向各类系统提供通信终端、状态和网络的相关数据服务。
(2）切片管理服务功能（CSMF）：通过建设电网切片管理服务平台，打通业务支撑系统与5G网络的连接，将切片能力开放给业务系统，实现5G切片的订单管理和业务监控。
5G智能电网切片系统整体架构如图3所示。
CSMF实现商品、订单管理和业务监控功能。商品、订单管理面向业务办理人员/渠道，提供切片商品订购、切片成员添加/删除业务能力。业务监控面向运营/维护人员，提供切片商品实例、切片成员相关信息的查询能力。
跨域E2E网络切片管理功能（NSMF）为运营商自建系统，实现5G切片在网络侧的资源编排、部署、开通、监控等功能。
CSMF需完成与跨域E2E网络切片管理的对接工作，在运营商跨域E2E网络切片管理系统未实现商用部署情况下，切片管理服务平台需要对接厂家自建的跨域E2E网络切片管理。
图2 中心平台功能系统架构图
图3 切片管理服务平台架构图
图4 模拟主站网络架构图
(3）模拟主站：因电力业务安全要求高，所以目前只能由电网提供模拟主站。配网设备通过客户终端设备（CPE）连接5G网络，实现设备与配网自动化主站间的数据通信能力。实现遥测和遥信信息上报，具备遥控能力，达成配网自动化三遥通过5G网络实现的业务功能,模拟主站网络架构如图4所示。
2.2 边缘节点
核心网边缘节点用户面功能（UPF）网元由运营商省公司提供建设，配合此场景搭建。
2.3 定制化通信设备
通信设备包含终端5G远程通信模块、3项表终端5G远程通信模块、5G客户终端设备（CPE）、5G手机、4K摄像头和无人机等模块，根据客户实际需求进行个性化定制。
3 5G新时代下智能电网技术
5G网络下智能电网平台的搭建促进了移动业务与跨界领域深度融合。依托低时延高带宽的5G网络快速普及，可以让企业更好地开发周边业务，有机会实现跨界的深度业务融合。
同时示范平台的搭建抢占市场先机、赢得话语权。在5G尚未正式商用前，提前在电力领域探索布局相关业务，可为后续开展业务和快速占领市场打下良好基础。
新技术的应用提升企业竞争水平，打造核心竞争力。以市场需求为导向，采用最先进的5G技术，引入无人机、高清视频终端和先进设备，可对今后能源产业产生积极影响，保障国家工业及人民用电安全。
4结束语
当前，信息通信技术向各行业融合渗透，经济社会各领域向数字化转型的趋势愈发明显。而5G是数字化战略的先导领域，是经济社会数字化转型的关键使能器。5G的发展可带来信息通信产业的又一次全面升级，为保障人民群众电力需求和工业生产安全保障起到重要的积极作用。
总之，5G将助推制造强国和网络强国建设，全面构筑经济社会数字化转型的关键基础设施，从线上到线下、从消费到生产、从平台到生态，推动我国数字经济发展迈上新台阶。
参考文献
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[4]项立刚.5G时代:什么是5G，它将如何改变世界[M].北京:中国人民大学出版社，2019.
智能电网论文第二篇：电力企业构建智能电网强化运行管控策略的分析
巴彦淖尔电网目前有火电、水电、风电、光伏等多种电力能源输入，伴随着能源清洁低碳转型，节能减排、可持续发展已成为电力行业实现转型发展的核心驱动力，巴彦淖尔电业局为推动企业转型升级，建设坚强、安全、优质、经济、绿色、高效电网，综合考虑电力分配负荷密度、供电路径、保护的配合，牢牢把握大量新能源的接入和互联网高速发展对电网带来的影响，围绕“平安巴电、数字巴电”战略工程目标，不断提高电网控制的智能化水平，增强电网的综合能源服务水平。
巴彦淖尔电网运行现状
巴彦淖尔地区已形成河套—德岭山—春坤山，河套—祥泰—千里山，德岭山—巴中“一横一纵一分支”的500 k V主网架结构。“十三五”期间，随着500 k V坤德二线、德河二线投用，根据电网结构、运行方式和电源、负荷分布特点，巴彦淖尔电网解环分区运行，形成以德岭山、河套—祥泰、梅力更500 k V变电站为依托的三个结构完善的220 k V供电区，通过500 k V、220 k V、110 k V、35 k V、10 k V、6 k V、0.4 k V 7个电压等级向全市供电，同时向北对蒙古国铜矿开展跨国供电业务。
当前“碳达峰、碳中和”加速向新能源转型，同时也带来了发电、储能以及用电的新挑战。从发电来看，从集中式向分布式演进，发电系统更靠近用户，由过去的纯用电用户，发展为具备自发电的能力，这样就产生了更多的双向能源节点，地区电网目前已有分散式家庭发电791户，总容量47.77 MW，并呈上升趋势，每月均有新用户接入，电力网具备了网络特征。储能方面，以新能源为主体的发电，均需具备储能的缓冲池，这使得供电网络更加复杂。为实现低成本、零碳排放的新能源大规模储能，亟待通过智能调度，最大限度利用绿电。而随着智慧城市建设，电动汽车充电桩、住宅、建筑、工厂等能源管理系统逐步应用，构建智慧的能源电网势在必行。
企业推进构建智能电网强化运行管控的策略实施
夯实电网风险管控，保障电网安全运行
结合地方经济社会发展，科学研判负荷增长趋势，“十三五”期间巴彦淖尔电网年均负荷增速为3.0%，预计“十四五”期间巴彦淖尔电网年均负荷增速达到5.8%。
超前布局电网规划，推动智能电网建设与智慧城市规划融合共进。根据输变电设备停电检修计划，全面梳理电网运行风险，精准分析电网薄弱环节，动态开展消缺技改、大修项目储备，依托“十四五”电网发展规划，城区以提高可靠性为主，合理安排新建联络、绝缘化改造、配电自动化等工程；农村地区以提高农牧民用电质量为主，有序推进“卡脖子”、优化中低压供电半径等工程；新能源送出受阻的区域，河套供电区积极推进风电汇聚站的升压运行，德岭山供电区增加运行主变，最大限度促进新能源消纳。通过“消除安全隐患”“提高可靠性”和“提高新能源消纳”等8个类别专项改造工程，加快网架结构完善、重载线路治理，提升电网风险抵御能力。
动态开展电网运行风险评估、定级，及时发布电网运行风险预警，对各级电网运行风险进行管控，在电网运行方式安排中，按照“全面评估、先降后控”的风险控制原则，强化电网运行安全风险管控，强化输变电工程施工安全风险管控，强化生产作业现场安全风险管控。保障电网风险可控、在控，保证电网安全稳定运行。
强化电网智能控制，构建智慧能源电网
在确保电网安全稳定运行的前提下，企业从抓好主网稳定管理、加强电网运行管理、扩展多元化延伸服务3个方面入手，不断加强电网智能管控和提升需求侧用电体验。
一是梳理母线、同杆线路故障分析结论，结合生产检修，将《稳定导则》的新要求有效落实到具体工作，采取“逢停必算，一停一案”的原则，主动做好安全稳定控制系统的计算分析，完成各种方式的安全校核，不断夯实电网稳定管理与运行控制。
二是推进综合停电精益化管理，按照“六优先、九结合”的原则，统筹安排电网计划检修，积极应用移动变电站转带重要负荷，预安排停电时间大幅降低，并加强配网带电作业“三全能力”建设，2020年完成配网带电作业1752次，同比增长65.9%，配电用户重复停电比例同比下降30.55%。
三是扎实开展低电压治理工作，通过调节系统电压、加装无功补偿装置等措施，解决低压线路77条、低压台区42个、低压用户5856户，不断提高用户用电质量。
四是推行线路状态调度和网络下令，拓展程序化操作应用，强化断面潮流运行管控，提升电网调控运行应急能力。
五是积极推进无人机、带电检测、机器人、在线监测等智能运检技术应用，拓展设备数据收集途径，实现电网设备分析预警和全景可视，提高电网风险感知能力。
六是将互联网作为平台打造多元化延伸服务，构建“互联网+客户”的服务模式，即通过微信公众平台、95598客服电话、蒙电E家App等网络渠道开展咨询服务、网络营销和用能服务，方便广大用户直接在网上办理相关业务。
七是优化网上服务类型和服务内容，通过扫码办电、一键预约、客户经理制等特色功能，不断提升用户的用电体验，通过城镇网格化服务，实现线上线下业务的无缝衔接。
八是不断提升综合能源服务水平，迄今为止，由企业参与建设的充电桩就超过了15个，并力求在不久的将来打造密度大、辐射范围广的绿色充电服务网络，更好的方便城市居民绿色出行，构筑巴彦淖尔市智慧充电网体系。
隐患排查设备改造，提高设备管理质效
深入开展技术监督预警工作，落实34项全过程技术监督精益化管理实施细则，对输、变、配等10个专业进行技术督查。有序推进继电保护定值、安全自动装置、五防闭锁装置、开关柜凝露等7项设备隐患排查治理工作，完成5829台（组）输变电设备状态检修预评价工作，发现异常状态设备7台（组），电网设备状态检修成效显着。开展二次装置操作系统专项治理，完成22套Windows操作系统和44套Vx Works操作系统二次装置改造，设备运行水平明显提高。
为彻底解决地区网内3座变电站4台变压器绕组抗短路能力不足问题，统筹考虑经济技术指标，按照轻重缓急分层实施的原则，遵照彻底更换、返厂加固改造、加装限流电抗器及监视运行等方式结合实施，保证一次设备运行安全，全力提升设备精益管理。同时，为解决强迫油循环变压器冷却面积小，变压器空载损耗所产生的热量散出受阻，油流速而导致油流带电引起主变内部放电等变压器运行风险，对地区电网采用强迫油循环的11座变电站16台变压器进行冷却系统改造，重新设计冷却系统控制箱，油路中去掉潜油泵从而根除了强油循环的弊端，保障变压器安全可靠运行，提高设备管理质效。
完善电网智能化建设，强化电网自愈效能
近年来，地区电网规模不断升级发展，110 k V及以下配电网智能化建设和应用水平大幅提高，备用电源自投装置在巴彦淖尔电网中得到广泛应用。从最初的短路电流超标的5座城区主要供电变电站分段备自投的应用，到弥补具备双电源进线无分段开关的变电站110 k V进线备自投的使用，再到解决由于不满足保护整定规程要求，长期解环运行存在六级电网风险的三角负荷环远方备自投的推广，以及常规变电站自适应备自投，容载比高的厂站变压器备自投的不断完善，备用电源自投装置对提升地区电网自愈能力的发挥着积极作用。
随着配电自动化系统的建设，地区配电网通过集中调控方式实现配网馈线自动化。当配电线路发生故障时，系统根据从配电主站和配电终端等获取的故障相关信息进行故障判断与定位、隔离和非故障区域恢复供电，自愈配电网。充分发挥配电网的主动预防、自我恢复能力，快速而准确地隔离故障区域，助力分布式发电、储能与微网的并网与优化运行。
不停电倒负荷技术推广，提升配网供电能力
随着地区城农网改造力度和配网行动计划的深入建设，配网结构日臻完善。现阶段配网在预检预试、新设备接入，检修维护、事故缺陷处理时，倒负荷大多采用“先断后合”的操作方式。国资委对供电可靠性指标考核越来越严，蒙西电网城市用户系统平均停电时间时户数指标逐年下降。巴彦淖尔电业局积极转变工作思路，对配电网运行情况进行调查统计，截至2020年12月底，全网10 k V配电线路总计651条，其中城区线路179条是涉及城市用户系统平均停电时间户数指标，具备互联“手拉手”条件的151条，互联转带率为84.4%。通过梳理地区配电网10 k V合解电磁环不停电倒负荷的6种运行方式，合理选择合环片区，采集电网实际运行数据，进行案例计算和分析，依据计算结果，制定10 k V合环转电工作策略，首次在蒙西电网进行10 k V合环转电成功，并进行理论仿真和试验数据比对，总结计算与试验控制风险注意事项，助推不停电倒负荷在地区配电网广泛应用。随着配电网不停电倒负荷技术在地区电网推广应用，大幅缩短地区配电网停电时间，减少运维人员操作工作量，降低操作风险，实现了生产管理的提档升级。
筑牢网源协调管理，全力推动新能源消纳
在“双碳”目标引领下，内蒙古地区新能源发电的发展建设速度将会加速，预计到2025年，地区并网新能源装机将由5181.45 MW增加至7042.02 M W，占比由69.13%提升到84.28%。新能源的大规模、高比例接入，既是能源结构优化的外部约束，也是向能源互联网转型升级发展的内在需求。电力系统的社会角色和功能需求在发生变化，企业在统筹处理好近期与远期、安全与发展、低碳与高效等关系的基础上，深入研究现代电力系统，推进源网荷储协同发展。
一是合理规划新能源发展规模、布局和时序，推动新能源规划与智能电网发展相适应，不断优化网架结构，力促新能源消纳。
二是规范新能源场站涉网保护整定的技术原则和安全自动装置的配置要求，切实保障新能源企业入网安全。
三是常态化开展新能源企业涉网安全和电力监控系统网络安全“全覆盖”检查工作，不断加强涉网安全技术监督，提高电力系统整体运行效率。
四是按照电网逆调压原则，分负荷时段、有针对性地制定新能源场站AV C电压调整曲线，制定《自动电压控制（AVC）系统运行管理规定》，规范AVC填库流程并设计AVC填库模板。自主对AVC系统闭锁条件进行梳理，规范限定条件，充分保证AVC控制安全。
五是将地区电网所有新能源场站的AVC、SVG等无功补偿设备纳入地调许可范围，全面管控涉网新能源电压调整和涉网变电站的电能质量。多措并举保障和促进新能源电力消纳和入网安全，引导和保障高比例新能源电力系统的健康发展。
企业始终将安全第一的理念贯穿生产经营管理全过程，在统筹好安全与发展的基础上，通过风险预警与梳理，构建坚强骨干网架，夯实电网运行安全。加强主网稳定管理、电网运行管理、用户侧服务管理，推动电网向能源互联网升级。常态化开展技术监督和隐患排查，积极推进一、二次设备技术改造，实现设备精益化管理与技术监督精益化管理双提升。根据地区电网网架结构，有针对性地应用备用电源自投装置，有效提高电网自愈能力。创新性的开展不停电倒负荷技术，不断提高配电网供电的可靠性。加强网源协调管理，力促新能源消纳等6个方面管控策略，精益电网管理水平、加强设备运行质效、优化电网运行管控、打造坚强智能电网，提升电网的综合能源服务水平。
