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与公变台区相比,专变用户的配电系统层级,低压配电系统的拓扑关系、计量关系可能更为复杂。
一般根据经验,配电层级往下一级,大致的设备/线路数也增加一个数量级,所需的数字化设备和数字化投资也增加一个数量级。
所以一个用户配电系统中,要实现较为完整的“三遥”信息(遥测、遥信、遥视)采集,上千块电表&传感器,几万~十几万个测点将是非常普遍的事情,对物联测控系统的性能要求也很高。
同时,参考公变台区的数字化管理需求,还需要在专变台区中,建立完整的电气关系和计量关系数字化模型,也就是在中压和低压侧实现“营配数据贯通,一致性维护”。
很多人认为只要在主要负荷侧装上电表和控制器,就可以实现虚拟电厂,其实是把这个事情想简单了。
负荷控制作为电力系统控制的一个应用场景,其本身是需要电力系统的数学模型和控制率做支撑的,比如某个末端负荷的功率曲线与关口功率曲线之间的关系、单一负荷与多级负荷控制关系、储能调度策略如何适应某一级负荷的变化。
虚拟电厂大部分的控制场景,都不是单点控制,而是多设备、多时间尺度的系统级调控。
这也是为什么“储能EMS”无法替代“专变台区级EMS"的原因——因为储能厂家的EMS只能看到储能本体的能量信息,而无法获得用户配电系统的系统级信息,并对之进行分析和管理。
既然是系统级调控,都需要以电网资产资源模型、电网拓扑模型、电网两侧模型作为支撑,这些系统级模型和实时测控数据,是虚拟电厂在用户配电系统中落地的关键。
如果没有专变台区的数字化,无论是储能的调度运行,还是光储充的微电网管理,乃至负荷侧的需求响应,都缺乏数字化的支撑。
专变台区数字化模型的建立,是虚拟电厂的前提。
数字化的难点不在技术本身,而在于技术应用
从实现难度看,专变台区作为配电系统数字化模型的一个子集,无论是数字化硬件、数字化通信协议、自动化控制协议,还是之上的数字化信息模型、数字化管理模型、数字化软件,都已经有较为成熟的标准和规范。
尤其是以IEC CIM为基础的对象化模型体系,如IEC61968、IEC62939、乃至自动化的IEC61850 G2,都充分考虑了多业务融合、多源数据统一化、配电系统一致性模型、微网设备互操作,以及电力市场交互、虚拟电厂应用场景等需求。
目前最大的难点在于这一数字化模型体系如何在专变用户中落地,原有民建电气数字化相关的设计规范和自动化技术,远远落后于虚拟电厂和微电网的需求,而电网侧的配电数字化规范和体系,虽然先进且符合需求,但过于昂贵无法在专变台区中落地。
所以如何适应性的创新出一套既满足虚拟电厂负荷侧管理需求,能够靠近电力系统对象化模型的,又能解决现有大量存量配电系统重新进行专变台区的数字化重构,并广泛接入遗留自动化系统(建筑自动化BA、工厂自动化FA)信号的数字化系统。
这是一重技术挑战。
另一重商业挑战是:如何在商业上说服客户,先去进行这一次重构,而不是等着依赖虚拟电厂本身的交易价值去完成重构,这是解决虚拟电厂“先有鸡,还是先有蛋”的问题。
从目前来看,帮助工商业客户建立专变台区的数字化能力,已经可以产生出足够的管理价值,比如发现电费漏洞、找到跑冒滴漏、确定电气安全隐患。
这些价值也足够弥补数字化投入,并为后续的资产投资(光储充),交易优化(虚拟电厂参与辅助服务)做好准备。
最重要的是,通过数字化服务,可以建立起客户的粘性和信任关系,这也是未来负荷侧管理和交易的商业基础——当你不理解客户负荷,客户也不信任你的时候,装再多的传感器和软件,也是白搭。
所以,作为最后一公里的专变台区数字化,是虚拟电厂的技术基础和管理基础,只不过这件事太难,发电企业和电网企业都没动力,也没能力去做,热衷于关系型营销的售电公司、新能源投资企业和设备企业也不愿意做。
这需要在技术上和商业模式上的双重创新。
因为难,所以才是未来市场稀缺的资源:得客户者得天下、得数据者得天下。
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