智能电网调度环节与调控一体化

智能电网调度环节与

调控一体化

1浙江电力调度通信中心孙珂二○一一年五月2023最新整理收集do

something智能电网调度环节

2智能电网概述六大环节和通信信息平台简介调度环节介绍3智能电网概述六大环节和通信信息平台简介调度环节介绍45电力工业面临的挑战67智能电网与第四次工业革命8智能电网工作的重要性美欧智能电网发展对比9美欧智能电网发展动因10国外智能电网实践探索比较11日本和韩国智能电网情况12国外智能电网进展情况13国外智能电网进展情况14国外智能电网进展情况15国外智能电网进展情况16国外智能电网最新认识17国外智能电网最新认识18国外智能电网最新认识19国外智能电网最新认识20我国的能源环境目标21建设坚强智能电网的意义22建设坚强智能电网的意义23国内智能电网简介在特高压输电技术取得重大突破、试验示范工程成功投运并稳定运行的基础上，确立了建设统一坚强智能电网的发展战略，提出了以“统一规划、统一标准、统一建设”为原则，以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有“信息化、自动化、互动化”特征的统一坚强智能电网发展目标。242009年5月，在北京召开的“2009特高压输电国际会议”上，公司发布了我国坚强智能电网发展战略，发展特高压技术、建设坚强智能电网在会上达成广泛共识。统一坚强智能电网发展思路25统一坚强智能电网发展思路是，从中国国情出发，以社会用户服务需求为导向，以先进信息、通信和控制技术为手段，以满足经济社会可持续发展为目标，以坚强网架为基础，以信息平台为支撑，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合，构建贯穿发电、输电、变电、配电、用电和调度全部环节和全电压等级的电网可持续发展体系。统一坚强智能电网建设原则一是坚持统筹规划、统一标准、试点先行、整体推进；二是坚持以发展为主线，加快建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网；三是坚持突出体系建设，以通信信息为平台，以调度为协调运作中心，各环节相互衔接、整体推进。26电网智能化分阶段发展目标27第一阶段：规划试点阶段（2009～2010）本阶段的主要目标是：就智能电网所包含的各个环节智能化建设内容，开展关键性、基础性、共用性技术研究工作，进行技术和应用试点，全面积累实践经验，为下一阶段建设奠定基础。

电网智能化分阶段发展目标28第二阶段：全面建设阶段（2011-2015）本阶段的主要目标是：在跟踪发展需要、技术进步和进行试点评估的基础上，滚动修订完善电网智能化规划和建设标准，全面推进坚强智能电网建设，实现电网各环节智能化建设的协调有序快速推进。电网智能化分阶段发展目标29第三阶段：引领提升阶段（2016～2020）本阶段的主要目标是：在全面建设的基础上，评估建设绩效，结合应用需求和技术发展，进一步完善和提升智能电网的综合水平，引领国际智能电网的技术发展。到2020年，国家电网智能化水平国际领先。智能电网概述六大环节和通信信息平台简介调度环节介绍30发电环节—目标31发电环节—发展目标32发电环节—重点工作33输电环节—发展目标34输电环节—重点工作35变电环节—发展目标36变电环节—重点工作37配电环节—发展目标38配电环节—重点工作39用电环节—发展目标40用电环节—重点工作41调度环节—发展目标42调度环节—重点工作43信息通信环节—发展目标44传统电网与智能电网差异4546传统电网与智能电网差异智能电网概述六大环节和通信信息平台简介调度环节介绍47调度环节目标以服务特高压大电网安全运行为目标，构建完善电网年月

方式分析、日前计划校核、实时调度运行等三大环节的调度安全防线，实现数据传输网络化、运行监视全景化、安全评估动态化、调度决策精细化、运行控制自动化、网厂协调最优化，开发建设新一代智能电网调度技术支持系统，形成一体化的智能调度体系，确保电网运行的安全可靠、灵活协调、优质高效、经济环保。48数据传输网络化指能够通过专用的调度数据网络，实现电网运行信息和生产管理信息的快速、可靠传输以及系统的应急备用，为特高压大电网的安全稳定运行提供可靠的数据通信保障。运行监视全景化指能够从时间、空间、业务等多个层面和多个维度，实现调度生产各环节的全景监视、智能告警，实现电网运行、分析结果的全面整合、数据共享和多角度可视化展示，使电网调度能够全面、快速、准确、直观地掌握电网的运行状况。49安全评估动态化指能够通过稳态、动态、暂态多角度在线安全分析评估，实现大电网运行的在线安全自动监测、告警、辅助决策和多维多层协调的主动安全防御。调度决策精细化指能够通过对年度方式、月度检修、日前到实时计划编制与安全校核等核心业务的集中开展和规范化、流程化管理，实现调度决策的精细化、智能化和运行风险的预防预控。50运行控制自动化指能够在全网AGC、AVC、切机、解列、低频低压减负荷等控制策略统一协调优化的基础上，进行电网频率、电压、潮流、备用等的自动调整和控制，实现大电网的一体化分级协调控制。网厂协调最优化指能够适应大型可再生能源尤其是风电和太阳能发电的快速发展，实现包括常规电源和新能源的标准化并网、优化调度和灵活快速调控。51调度环节——项目建设智能电网调度技术支持系统建设大电网智能分析水电优化及智能化调度新能源调控能力建设调度数据网双平面和安全防护体系建设备用调度体系建设基础自动化整治和实用化52智能电网调度技术支持系统53实时监控与预警类应用实时监控与预警类应用实现对电力系统稳态运行状态的监视、控制、分析和评估，实现电力系统动态运行状态的监视、分析和预警，以及稳态、动态、继电保护和安全自动装置等实时信息的综合利用。实时监控与预警类应用主要包括电网实时监控与智能告警、电网自动控制、网络分析、在线安全稳定分析、电网运行辅助决策、水电及新能源监测分析、调度员培训模拟、运行分析与评价、辅助监测等九个方面的应用功能。54网省级智能电网调度技术支持系统

调度计划类应用调度计划类应用实现满足节能发电调度和电力市场需求的调度计划，构筑从日前、日内到实时的安全运行防线，开发适应节能发电调度、“三公”调度、电力市场等不同要求，充分考虑特大电网安全和节能环保等复杂约束条件的大规模、多目标、多时段、安全经济一体化的经济调度和优化调度计划类应用，实现国、网、省三级调度计划的统一协调和先进实用的调度计划评估分析。调度计划类应用主要包括预测、申报发布、检修计划、短期交易管理、水电及新能源调度、发电计划、计划分析评估以及考核结算等方面的应用功能。55网省级智能电网调度技术支持系统

安全校核类应用安全校核类应用将各种计划和预测综合在一起，实现发电计划、检修计划的静态及动态安全校核，实现短期发电计划的闭环安全校核和调整，实现国、网、省三级调度计划和安全校核的协调。安全校核类应用为检修计划、发电计划和电网运行操作提供校核手段，对各种预想运行方式和实时运行方式下的电网安全分析。安全校核类应用主要包括静态安全校核、稳定计算校核、辅助决策、稳定裕度评估等四方面的应用功能。56网省级智能电网调度技术支持系统

调度管理类应用调度管理类应用实现业务应用和流程规范化一体化和电网综合分析与评估，面向电网资源的模型一体化和二次设备全寿命管理，主要为调度机构日常调度生产管理作支撑，主要包括：生产运行、专业管理、综合分析与评估、信息展示与发布、内部综合管理五大部分，通过调度管理类应用实现调度生产管理的专业化、规范化、流程化、智能化。57网省级智能电网调度技术支持系统

地县调级智能电网调度技术

支持系统

地县调实时监控与分析类应用主要包括实时监控与智能告警、网络分析、智能分析与辅助决策、水电及新能源监测分析、调度员培训模拟、运行分析与评价和辅助监测七个应用。实时监控与智能告警应用主要包括：电网运行实时监控、变电站集中监控、配电网运行监控、二次设备在线监控、综合智能告警和自动电压控制等功能模块。58与省级以上应用相比，智能分析与辅助决策应用有较大区别。主要应用功能包括：停电范围分析、供电风险分析、合环操作风险分析、负荷转供辅助决策、拉限电辅助决策、单相接地拉路辅助决策、调度智能操作票和综合故障分析等功能模块。智能电网调度技术支持系统建设2013年省调、3个地调、5个县调投运2014年4个地调、10个县调投运2015年4个地调、20个县调投运59至2015年，实现所有地调、50%的县调建成智能电网调度技术支持系统。大电网智能分析功能建设2010-2012年建设仿真分析计算数据库，促进各级调度中心基础数据的“源端维护、全网共享”。进行特高压交直流混联系统安全稳定、浙江电网灵活潮流控制技术、负荷模型及参数辨识研究。2015年前深入研究并开发大电网智能决策功能，建立基于风险的电网运行安全防御系统，提高电网协调控制和应急处置能力60水电优化及智能化调度建设2011-2012年实现水调自化高级应用;建设浙江电网气象预测及灾害性天气预警系统，推进气象信息在电网预警、防灾减灾等方面的应用。2015年前在省调D5000平台上实现实时监视、趋势预测、在线调度、风险分析等水调自动化功能61新能源调控能力建设2010年前编制风电、太阳能等新能源并网规定、调度协议2015年前实现风电、太阳能发电信息的接入和有效监视和预测62调度数据网双平面和安全

防护体系建设632010年数据网第二平面骨干网浙江子区、省调接入网、建设。二次系统安全防护完善。2011-2012年第二平面地调接入网建设。EMS等关键系统等级保护。2015年前数据网第一平面、第二平面完善。其它调度技术支持系统等级保护。备用调度体系建设642010年省调基于D5000的备调系统建设2015年半数以上建成备用调度系统。基础数据质量和实用化2010年220kV以上厂站自动化基础数据质量综合整治，完成省调EMS系统实用化（新标准）2011-2013年110kV以上厂站自动化基础数据质量综合整治，完成地调EMS系统实用化（新标准）65调控一体化66管理现状目前县调主要承担电网调度业务，电网的运行监控一般由变电运行部门负责。县调的管辖范围一般为：220kV变电站的35kV线路；110kV变电站的全部或主变35kV、10kV变压器闸刀以下设备；35kV变电站的全部；35kV、10kV线路及其负荷开关；10kV开闭所进线开关等。各县局调度的管辖范围根据各地市局设备的下放情况存在差异。67管理现状县局管辖的35kV、110kV变电站95%已实现无人值班，70%为集控站管理模式，24%为监控中心管理模式，1%为调控合一管理模式。监控中心主要负责所辖范围内各110kV、35kV变电所的集中监控工作，监控人员有6至12名。因配网自动化程度较低，10kV电网信息的接入量十分有限。68技术支持系统现状自动化系统目前，全省大部分县局使用一套自动化系统，可同时支持电网调度和监控运行。主站系统整体功能薄弱，仅17%县局主站系统支持IEC61970标准，支持间隔图自动生成等功能。44%的县局采用OPEN2000、ON2000、DF8002等技术支持系统，而39%的县局采用上海申贝、南京力导、南京江琛等上世纪九十年代产品，仅具备基本的遥测、遥控功能，亟需对间隔图、信息分层、权限控制等功能升级改造。69技术支持系统现状继电保护设备二次继电保护设备（含备自投、重合闸）大多为微机型装置，也有部分电磁型继电器保护等，基本具备远方运行监视功能，设备异常告警、保护动作、电流、电压遥测值等信息均能实时上传，但继电保护设备一般不具备远方投退压板、投切定值区、修改定值等遥控操作功能。70技术支持系统现状通信设备全省县局通信设备种类繁多，通信网络总体配置情况较为薄弱。传输网络主要采用SDH/MSTP/RPR等光纤通信技术，覆盖所有与调度联系的生产地点。但光缆网架薄弱，受外力破坏频繁，传输设备容量小。调度电话、行政电话覆盖所有与调度联系的生产地点，部分县局采用调度、行政交换合一的模式。通信电源配置较弱，35kV、110kV变电站通信电源以DC/DC变换为主，调度大楼一般为10kV双路电源供电，但仅配备一套独立的通信直流电源。71技术支持系统现状主要问题自动化系统方面虽然已实现对开关的遥控，但对闸刀、中性点地刀、接地闸刀和二次设备相关信息采集不完整，继电保护设备一般也不具备遥控操作功能，均靠运行值班人员或继电保护人员到现场操作，效率较低，故需有计划地对站内二次系统进行调控一体化改造。72县级调控一体化目标完善县级调度自动化系统，完成变电站无人值班改造，大幅提高配网自动化水平，实现电网调度业务和运行监控业务的融合，全面提升县级调度系统的人员素质、管理能力及技术水平，并促进县级调度管理的规范化、标准化。73县级调控一体化总体思路在监控范围内的变电站具备集中监控技术条件并建立分散操作管理模式后，县级调度部门通过增加人员配置、提高人员业务能力并完善调度班组管理模式，将调度班组改建成立调度控制中心。在原有电网调度业务基础上，增加变电站运行监控职能，使县级调度控制中心承担起电网调度、变电站运行监控以及无需人员到现场的遥控操作和事故或特殊情况下的紧急遥控操作等职责。74第一阶段作为县级调度实现调控一体化的过渡阶段，将监控人员和调度人员在同一地点进行两个班组的联合值班，按班组分工承担各自职责，原有管辖范围和操作范围不变。此阶段对现有体系冲击较小，在技术支持系统方面则以调度现有支持系统为基础，通过界面、权限设置分别实现调度和初步监控功能，以基本满足调控一体化的要求。75第二阶段在联合值班的基础上将调度、监控人员融合成同一班组进行管理，监控和调度业务在班组内部统一调配，由同一当班班组共同承担职责。设立调控长岗位、正值调控员岗位、副值调控员岗位。此模式要求调控员同时具备监控和调度两种职责，对人员素质的要求较高，需要有一段过渡、培养、考核时间。技术支持系统方面应对现有的调度支持系统进行升级改造，建设兼具调度和监控功能的调控一体化技术支持系统，较好地满足调控一体化的要求。在此基础上，有条件的县调可进一步扩大调度的设备控制范围，使调控员能够直接操作变电站电气设备运行至冷备用间的任意状态（其中包括闸刀和二次保护设备）。76调度范围县级调控中心负责所辖电网调度管辖范围内设备的调度运行管理。77运行监视范围按调度范围与监控范围统一的原则，一般由县级调控中心对其调度管辖范围内的设备进行监控，配网监控范围原则上只限于变电站内设备，有条件的可延伸至10kV开闭所。78运行监视范围县级调控中心主要负责监视与电网安全稳定运行直接相关的运行信息。监视范围为接入技术支持系统的运行设备状态量、相关告警信息和事故信息，包括有功、无功、电压、电流、开关闸刀位置、保护动作及技术支持系统中能够自动报警的事故、异常和告警信号及变电站火警、周界安保信息等。现场视频信息仅作为调控中心了解现场情况，以及故障和事故等情况下分析、判断的辅助手段。79运行监视范围监控信息应按《浙江电网自动化系统信息规范（试行）》的要求，根据对电网直接影响的轻重缓急程度，进行分类分级。信息主要分事故、异常、遥测越限、开关变位、告知五类，使调控人员能快速有效地掌握电网及设备运行状态。80运行监视范围当电网出现大面积事故或台风等可预见性自然灾害预警情况，调控中心难以集中处理大量跳闸、故障、报警信息时，可将部分运行监视职能临时移交至负责现场操作、检修、巡检的相关运维部门。调控中心应修订、完善相关应急预案，明确监视职能移交的各项要求和流程。81技术支持系统功能要求自动化系统功能要求县级调控中心使用的自动化系统应实现实时运行信息的监视和设备的控制，满足调控一体化应用的需要和配电网运行监控的基本需要。自动化系统主要功能包括数据采集、数据处理、系统监视、操作与控制、无功电压优化（AVC)、防误闭锁及操作预演等功能，并提供事件顺序记录、事故追忆、反演和分析功能82技术支持系统功能要求自动化系统功能要求此外，自动化系统应具备间隔建模与显示、光字牌等功能，并能以光字牌的形式显示变电站一、二次设备的事故或故障信号。同时，自动化系统还应具有完善的责任区和信息分流功能，以满足调度、监控的不同需求，并适应各席位的责任分工，还可通过远程终端为不同操作站操作人员和检修维护人员提供技术支持。83数据处理数据处理应具备模拟量处理、状态量处理、非实测数据处理、计划值处理、点多源处理、数据质量检测、自动旁路代替、自动对端代替、自动平衡率计算等功能。系统监视系统监视应提供潮流监视、一次设备监视、低频低压减载和紧急拉路实际投入容量监视、故障跳闸监视、力率监视及动态拓扑分析和着色等功能。84操作和控制操作和控制应能实现人工置数、标识牌操作、闭锁和解锁操作、远方控制与调节功能。其他要求自动化系统应采用两路不间断电源(UPS)供电，厂站信息采集采用两路不同路由的物理通道；系统应支持IEC61970等系列最新国际标准，实现功能模块化和接口标准化，具有良好的开放性、灵活性、可扩性和友好性，可在统一的基础平台上方便地扩展新的业务应用；85其他要求系统应具备对GIS平台图、模、库的导入能力，实现配电网设备参数、图形导入功能；系统应支持与视频系统接口，可调用指定的视频信息；系统应满足《电力二次系统安全防护规定》的相关要求，提高自动化系统的安全防护水平；此外，在管理信息大区实现生产管理的相关功能，主要包括运行值班管理、设备运行管理、设备检修管理、电网运行管理、一/二次设备台帐及缺陷管理等功能模块,并实现SG186的协同。86建设模式自动化系统功能要求县级调控一体化自动化系统宜按分布式地县一体化模式建设,即在地区调度建设自动化主系统，实现主网调控一体化的各项功能；在县调配置独立的前置采集设备和应用服务器，采集当地所辖电网数据，并实现配网自动化的基本功能；同时，通过系统主干延伸的方式，使地、县调系统在逻辑上成为一套调度自动化系统，从而实现地、县调数据资源、设备资源的共享，实现主网调控一体化的各项功能和配网运行监控的基本功能。87建设模式自动化系统功能要求实行调控一体化后，对调度自动化系统的可靠性提出了更高的要求，单一系统安全风险陡升，应合理考虑备用系统的建设。备用系统的建设宜采用集中式地县一体化模式，即系统设备和应用功能实现集中配置，县调利用地调系统的远程工作站实现调控功能，不再配置其它计算机设备。备用系统建设遵循有限备用的原则，仅实现110kV及以上厂站的数据采集、数据处理、系统监视、操作与控制等基本功能；同时备用系统的建设一般应遵循异地备用的原则，有条件的地区可选择所辖范围内的县局作为备用系统的建设场所。88实现方式第一阶段在地、县调已经分别独立建设自动化系统的现状条件下，可利用县调原有自动化系统作为县调调控一体化的技术支持系统。即县调采用独立的调度自动化主站系统，实现电网调度、变电站集中监控的功能，同时在县调配置地调自动化系统的远程工作站作为县调自动化系统的应急备用，备用范围限于11