智能电网(总结)

《智能电网(总结)》由会员分享，可在线阅读，更多相关《智能电网(总结)（7页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。

1、能电网信息化、数字化、自动化、互动化“四化”齐头并进(1)所属频道: 电网 自动化 关键词: 智能电网 信息化 自动化 北极星智能电网专题讯:导读：智能电网内涵定义为统一坚强智能电网。统一坚强智能电网是以坚强网架为基础,以通信信息平台为支撑,以智能控制为手段,包含发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节,统一坚强智能电网在技术上包含 4 个基本特征:信息化、数字化、自动化、互动化。“四化”是一个相辅相成的有机整体。信息化、数字化、自动化是手段,互动化是目的。应该科学规划,保证“四化”建设齐头并进,才能确保智能电网更好、更快的建设。 进入 21 世纪后,美国电力科学研究院(EPRI)、美国能源

2、部(DOE)以及欧盟委员会(EC)等纷纷提出各自对未来智能电网的设想和框架。 提出的概念 IntelliGrid,Modern Grid,GridWise,Smart Grid 等。这些不同的概念对未来电网的特点给出了相似的设想,即自愈、安全、兼容、交互、协调、高效、优质、集成等。国际电工委员会(IEC)、国际大电网会议组织(CIGRE)等国际组织也给予智能电网高度关注,如 IEC 成立了智能电网国际战略工作组 SG3,IEEE 启动了智能电网制定标准与互操作性的项目 P2030。 但是,目前智能电网还处于初期研究阶段,国际上尚无统一而明确的定义。由于发展环境和驱动因素不同,不同国家的电网企业

3、和组织都在以自己的方式对智能电网进行理解、研究和实践;各国智能电网发展的思路、路径和重点也各不相同。 近年来,中国学者在借鉴欧美智能电网研究的基础上,对中国发展智能电网的特点、技术组成以及实现顺序等进行了研究。在 2009 年 5 月 21 日22 日召开的“2009 特高压输电技术国际会议”上,国家电网公司公布了对智能电网内涵的定义,即统一坚强智能电网是以坚强网架为基础,以通信信息平台为支撑,以智能控制为手段,包含发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节,覆盖所有电压等级,实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合,是坚强可靠、经济高效、清洁环保、透明开放、友好互动的现代电网。 统一坚

4、强智能电网在技术上包含 4 个基本特征:信息化、数字化、自动化、互动化。其中,信息化是指实时和非实时信息的高度集成、共享和利用;数字化是指电网对象、结构及状态的定量描述和各类信息的精确高效采集与传输;自动化是指电网控制策略的自动优选、运行状态的自动监控和故障状态的自动恢复等;互动化是指电源、电网和用户资源的友好互动和协调运行。 本文对中国电力工业发展中信息化、数字化、自动化和互动化的技术情况进行回顾,并结合智能电网的特点指出其发展过程中存在的问题,进而提出相应的建议。 1 信息化1.1 电力工业信息化进展 中国电力工业信息化可以追溯到 20 世纪 60 年代。初期只是电子计算机应用起步阶段,主

5、要应用在电力实验计算、工程设计与计算、科研计算、发电厂设备自动监测、变电站自动监测等方面;20 世纪 80 年代以后,信息技术、计算机技术在电力工程领域得到广泛应用,如电网调度自动化、发电厂生产自动化控制系统、电力负荷预测与控制、计算机辅助设计、计算机仿真系统等,各电力企业信息技术的应用由操作层向管理层延伸,从单机、单项目向网络化、整体性、综合性应用发展,从局部应用发展到全局应用,从单机运行发展到网络化运行;在“十一五”期间,电力信息化建设已纳入企业总体发展战略,信息化进一步与电力企业的生产、管理与经营融合。 电力信息化的成果主要体现在: 1)电力通信硬件设施的不断完善。电力通信的传输方式从

6、20 世纪 70 年代的电力线载波、80 年代的模拟微波、90 年代的数字微波,到今天以光纤和数字微波为主,卫星、电力载波、电缆、无线等多种通信方式并存,通信范围已基本覆盖了全国各个网、省公司,电力专用通信网已初具规模。 2)电力工业软件系统不断升级。电力信息化可分为两大类应用:一是电力生产控制,如数据采集与监控(SCADA)系统、分散控制系统(DCS)、配电管理系统(DMS)、能量管理系统(EMS)、相量测量单元/广域测量系统(PMU/WAMS);二是电力企业管理,如管理信息系统(MIS)、企业资源规划(ERP)、企业资产管理(EAM)、自动作图/设备管理/地理信息系统(AM/FM/GIS)

7、、电能计量(TMR)、电力营销系统等。 3)进入“十一五”之后,国家电网公司开始实施“SG186”信息化工程,这是电力信息化建设新时期的标志性事件。许多示范工程成果已经纷纷上线,如华东电网企业级信息系统项目、华北电网企业级信息技术集成平台项目、西北电网 ERP 项目、上海电力“SG186”示范工程等。 1.2 问题与建议 在电力系统信息化建设中暴露出诸多问题:缺乏统一的标准体系,存在重复建设;信息孤岛众多,信息集成度低,无法相互协作发挥整合效益;企业管理信息系统与生产控制系统通常相互分离;信息化建设过程中,过多地投入到设备的自动控制、数据信息的收集共享,却忽视了对信息的整理和挖掘。 针对上述问

8、题,建议有步骤地开展以下工作: 1)加快制定电力行业信息化标准。在国家电网公司“十一五”信息发展规划的指导下,按照相关的成熟信息技术标准体系,统一数据编码,统一制定软件架构标准体系,统一制定电力业务标准、文档标准和服务标准等相关规范。 2)建设统一的电力信息平台。以“SG186”工程为契机,整合现有各信息管理平台,争取尽早实现整个电力大企业的数据一体化、集成应用一体化、电力服务一体化。 3)电力企业管理信息系统与电力生产控制系统有机结合。如 MIS 与 EMS 等系统之间实现信息双向传输,形成综合信息系统。 4)加强数据深层挖掘研究和应用。在未来的统一信息平台中,集成系统内各部门、各种业务的信

9、息,甚至集成系统外的公共服务系统信息(如天气信息、地质灾害信息等)。但是随着信息量的剧增,必须结合先进的信息存取机制和数据挖掘技术,才能真正有效地为电力系统服务。 2 数字化 2.1 电力系统数字化进展 1998 年 1 月 31 日,美国前副总统戈尔在加利福尼亚科学中心讲演时首次提出了“数字地球”的理念。随后,各个行业也纷纷提出自己的数字化理念,如“数字城市”、“数字水利”、“数字电网”等。 2000 年,卢强院士在国内首次提出了“数字电力系统(digital power systems,DPS)”的概念。 文献将 DPS 定义为:“它是某一实际运行的电力系统的物理结构、物理特性、技术性能、

10、经济管理、环保指标、人员状况、科教活动等数字地、形象化地、实时地描述与再现。”可见,电力系统数字化涵盖系统运行、企业管理、外部环境等所有方面,实现对研究对象的实时描述与再现 2 个方面的功能。 “数字南方电网”有 2 层含义,即数字化南方电网和智能化南方电网。其中:数字化阶段的目标是实现管理、安全、运行等信息的获取、传递和使用的数字化;而智能化阶段的目标则是在数字化的基础上,实现全局性智能决策以及智能决策的自动分解、执行。 综上可见,数字化包括 2 个方面的工作:对系统状态、企业管理、外部环境等信息的数字表示,这与信息化建设密切相关;基于数字仿真的高级应用系统,这与自动化建设紧密联系。这也从一

11、个侧面说明,智能电网的“四化”建设是一个有机的整体,相辅相成,互相促进。 目前,电力系统离线仿真软件都是电磁暂态与机电暂态分离,实时仿真主要还是依靠数模混合仿真系统。电力系统实时数字仿真器(real time digital simulator)正得到越来越广泛的应用。电力系统仿真必然朝着全过程超实时全数字的方向发展。 当前,调度侧基于 SCADA、PMU/WAMS 等数据采集传输系统开发了 EMS、在线动态安全分析(DSA)系统以及广域监测分析保护控制系统 WARMAP27等高级应用系统。这些可以看做是数字化电网的初级阶段。 2.2 问题与建议 在电力系统数字化建设过程中暴露出如下问题: 1

12、)厂站侧的数字化进程滞后于调度侧。调度侧的高级应用系统已经相对较为丰富和先进,但是厂站侧大多停留在数据采集、传输阶段;当前的“数字化变电站”仍然处于示范阶段,离实际的规模应用还有一段距离。 2)调度侧的高级应用系统缺少集成和统一的标准。 3)对某些元件的数学模型有待进一步深入研究,如负荷模型、风电机组控制模型、风速模型、光伏系统模型等。 4)缺少系统以外的重要信息,如光照、风力、地质运动等。 针对上述问题,建议有步骤地开展以下工作: 1)积极推进厂站侧数字化进程。具体来说有: 在 IEC 61850 标准的指导下,推动数字化变电站建设;实现输电元件的测量、保护、控制、通信一体化,实现对输电元件

13、的数字化监测以及分散式的智能决策;实现发电厂的数字化生产,如汽机/锅炉的效率管理、发电机的调频/调压管理等。 2)加强调度侧高级应用系统的集成和标准化建设。“华北电网稳态、动态、暂态三位一体安全防御及全过程发电控制系统”首次将以往分散的 EMS、电网广域动态监测系统、在线稳定分析预警系统高度集成,调度人员无需在不同系统和平台间频繁切换,便可实现对电网综合运行情况的全景监视并获取辅助决策支持。该方面的经验值得借鉴和推广。 3)加强系统元件数学模型研究,尤其是一些传统难点(如负荷模型)或新兴元件(如风电机组、光伏电站、柔性交流输电系统(FACTS)设备等)的数学模型分析。精确且物理意义明确的数学模

14、型,可以更好地指导数字化过程中的数据采集、状态监测、安全控制等。 4)积极与公共服务系统配合,将对系统安全稳定影响较大的外部信息(如天气、地质等)数字化,并集成到相应的决策分析系统中,为电力系统避免自然灾害导致的大停电提前做好准备。 3 自动化 3.1 电力系统自动化进展 传统电力系统自动化按照领域可划分为调度自动化、厂站自动化和配电自动化。 电网调度自动化系统发展迄今已经历 3 代:20 世纪 70 年代基于专用计算机和专用操作系统的 SCADA 系统可以称为第 1 代;80 年代基于通用计算机的 EMS 称为第 2 代;90 年代基于RISC/UNIX 的开放式分布式 EMS/DMS 称为

15、第 3 代。 “随着计算机和网络技术的飞速发展,第 4 代自动化系统的基础条件如 Internet 技术、面向对象技术、数据库技术、Java 技术、中间件技术、多代理技术、厂站自动化技术、安全防护技术、电力市场运营技术等已经具备,预计新一代自动化系统将于 21 世纪初诞生。” 厂站自动化随着计算机、自动化、通信和网络技术的发展,大体经历了集中式、分层分布式和现场总线式 3 个发展阶段。 中国配电自动化的进程明显落后于世界先进水平。西方发达国家的配电自动化已经经历了 3 个阶段:第 1 阶段是 20 世纪 70 年代实现重要线路故障自动隔离、自动抄表等;第 2阶段从 20 世纪 80 年代开始,

16、进行了大量的配电自动化试点工作及馈线自动化、营业自动化、负荷控制的试点工作;第 3 阶段从 20 世纪末开始,伴随计算机与网络通信技术发展以及电力工业市场化改革,以配电管理系统、配电自动化、用户自动化为主要内容的综合自动化成为配电网自动化的发展方向。1999 年原国家电力公司配电系统自动化规划设计导则正式对“配电系统自动化”的概念进行了定义。中国从 20 世纪 90 年代中后期开始了配电自动化的试点工作,目前基本处于发达国家发展历程中的第 2 阶段。 事实上,按照自动控制的功能可以将电力系统各项控制措施划分为“三道防线”。“三道防线”的概念是中国电力工作者对电力技术的重要贡献。 随着电力系统越来越复杂,以及测量、通信技术的发展,“三道防线”必然朝着在线、优化、协调、自适应和综合防御的方向发展。 3.2 问题与建议 在电力系统自动化发展过程中存在如下问题: 1)调度侧各种控制系统或辅助决策系统,种类较多,缺少集成和统一标准;另外,调度侧仍需人工参与才能实现闭环控制,缺少智能专家系统支持。 2)厂站端的自动控制装置