中国智能电网发展深度剖析(3)

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)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：

①在IEC 61850标准的指导下，推动数字化变电站建设；②实现输电元件的测量、保护、控制、通信一体化，实现对输电元件的数字化监测以及分散式的智能决策；③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，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。 (责任编辑：admin)