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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
浙江电力调度通信中心 孙珂 二○一一年五月
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智能电网调度环节

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电力工业面临的挑战

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智能电网与第四次工业革命


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智能电网工作的重要性

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美欧智能电网发展对比

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美欧智能电网发展动因

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国外智能电网实践探索比较

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日本和韩国智能电网情况

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国外智能电网进展情况

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国外智能电网进展情况

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国外智能电网进展情况

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国外智能电网进展情况

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国外智能电网最新认识

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国外智能电网最新认识

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国外智能电网最新认识

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国外智能电网最新认识

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我国的能源环境目标

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建设坚强智能电网的意义

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建设坚强智能电网的意义

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国内智能电网简介
2009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 在特高压输电技术取得重大突破、 在特高压输电技术取得重大突破、试验示范 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 工程成功投运并稳定运行的基础上, 工程成功投运并稳定运行的基础上,确立了建 达成广泛共识。

设统一坚强智能电网的发展战略, 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, “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, 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” 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。 坚强智能电网发展目标。

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统一坚强智能电网发展思路
? 统一坚强智能电网发展思路是,从中国国情 统一坚强智能电网发展思路是, 出发,以社会用户服务需求为导向,以先进 出发,以社会用户服务需求为导向, 信息、通信和控制技术为手段, 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, 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、 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、 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 输电、变电、配电、 全电压等级的电网可持续发展体系。 全电压等级的电网可持续发展体系。
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统一坚强智能电网建设原则

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电网智能化分阶段发展目标
? 第一阶段:规划试点阶段(2009~2010) 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 本阶段的主要目标是: 各个环节智能化建设内容,开展关键性、 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, 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, 用试点,全面积累实践经验,为下一阶段建 设奠定基础。 设奠定基础。

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电网智能化分阶段发展目标
? 第二阶段:全面建设阶段(2011-2015) 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 本阶段的主要目标是:在跟踪发展需要、 术进步和进行试点评估的基础上, 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, 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, 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 。

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电网智能化分阶段发展目标
? 第三阶段:引领提升阶段(2016~2020) 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, 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, 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, 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。 2020年 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。 家电网智能化水平国际领先。

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发电环节—目标

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发电环节—发展目标

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发电环节—重点工作

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输电环节—发展目标

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输电环节—重点工作

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变电环节—发展目标

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变电环节—重点工作

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配电环节—发展目标

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配电环节—重点工作

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用电环节—发展目标

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用电环节—重点工作

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调度环节—发展目标

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调度环节—重点工作

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信息通信环节—发展目标

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传统电网与智能电网差异

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传统电网与智能电网差异

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调度环节

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调度环节——项目建设

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智能电网调度技术支持系统

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网省级智能电网调度技术支持系统

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网省级智能电网调度技术支持系统

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网省级智能电网调度技术支持系统

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网省级智能电网调度技术支持系统

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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、 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、 助决策、水电及新能源监测分析、调度员培 训模拟、 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 实时监控与智能告警应用主要包括: 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 网运行实时监控、变电站集中监控、 网运行实时监控、变电站集中监控、配电网 括:停电范围分析、供电风险分析、合 运行监控、二次设备在线监控、 运行监控、二次设备在线监控、综合智能告 环操作风险分析、负荷转供辅助决策、 警和自动电压控制等功能模块。 警和自动电压控制等功能模块。
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。
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智能电网调度技术支持系统建设
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。

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

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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

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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

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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
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调度数据网双平面和安全 防护体系建设
2010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。

20112012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。

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备用调度体系建设

2010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。
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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)

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调控一体化

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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。
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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。
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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。

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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。
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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。
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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。
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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。
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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。
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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。
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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)。

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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。
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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。
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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。
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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。
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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。
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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

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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。

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数据 处理 系统 监视

? 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。

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操作和 控制 其他要 求

? 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。

? 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IEC 61970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;

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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。

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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。
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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。
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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 110kV及以上变电站。

第二阶段
? 结合地县调度自动化系统建 设,有计划地逐步将县调自 动化系统改造为地县一体化 系统,实现调控一体化运行 监视,实现必要的配电网运 行监控基本功能,实现智能 告警和辅助决策等应用,为 县局调控一体化提供完整的 技术支撑。此外,结合地区 统一的备用自动化系统的建 设,为县级调控一体化核心 业务的连续运行提供技术保 障。
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技术支持系统功能要求
继电保护功能要求 ? 实现相关二次继电保护设备(含备自投、重合闸)运行信息 的监视和设备的控制,主要功能包括监测装置状态信息、远 方在线切换定值运行区、远方复归微机保护信号、远方在线 投切软压板、远方不停电整定定值、装置自描述召唤、召唤 查询运行定值、召唤查询软硬压板状态、定期自动在线校核 保护定值、多信息源综合故障简报、自动调整供区精确切负 荷定值,并具备远程测试、状态评估及维护等功能。

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技术支持系统功能要求
通信保障要求 ? 县级调控一体化实现的过程中,业务流向有集中化趋势,业务流 量有宽带化趋势,部分涉及电网控制业务通道质量要求进一步提 高。针对调控一体化的业务需求,尤其是自动化系统地县一体化 构建模式的要求,需要构建安全可靠、业务接口丰富、提供基础 支撑功能的通信网络。变电站应具备两条独立的通信传输通道, 为调度自动化、调度电话、继电保护等业务提供可靠的路由。传 输网络应能与地调互联,实现信息交互。调度电话和行政电话应 相互独立、分别组网。各变电站和调控中心站点应具备视频监控 手段,以满足调控中心及下属变电站的视频监控需求。
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通信保障要求 ? 县级调控一体化实现的过程中,业务流向有集中化趋势,业务流 量有宽带化趋势,部分涉及电网控制业务通道质量要求进一步提 高。针对调控一体化的业务需求,尤其是自动化系统地县一体化 构建模式的要求,需要构建安全可靠、业务接口丰富、提供基础 支撑功能的通信网络。变电站应具备两条独立的通信传输通道, 为调度自动化、调度电话、继电保护等业务提供可靠的路由。传 输网络应能与地调互联,实现信息交互。调度电话和行政电话应 相互独立、分别组网。各变电站和调控中心站点应具备视频监控 手段,以满足调控中心及下属变电站的视频监控需求。
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