传统和智能微电网调度自动化区别


传统微电网调度自动化主要由变电站自动化和调度主站自动化组成。自1954年,中国从苏联引进了远方终端装置RTU,东北电网安装了16套遥测装置后,中国进入了变电站自动化系统发展时代。此后国内开始了系列远动产品的研制开发,并在华北,华东和东北三大电网推广应用。

 

变电站自动化走过了集中式、分布式的道路。调度主站系统也是在20世纪60年代中期,随着电子技术的迅速发展,基于计算机的数据采集和监控系统SCADA的研制而开始的。两者构成了传统的微电网调度自动化的基本框架,其对客户的服务简单、信息单向,系统内部存在多个信息孤岛,缺乏信息共享。

 

虽然局部的自动化程度在不断提高,但由于信息的不完善和共享能力的薄弱,使得系统中多个自动化系统是割裂的、局部的、孤立的,不能构成一个实时的有机统一整体,所以整个电网的智能化程度较低。而与传统电网调度自动化相比,设想中的智能电网调度自动化系统将进一步拓展对微电网全景信息(指完整的、正确的、具有精确时间断面的、标准化的电力流信息和业务流信息等)的获取能力,以坚强、可靠、通畅的实体电网架构和信息交互平台为基础,以服务生产全过程为需求,整合系统各种实时生产和运营信息,通过加强对电网业务流实时动态的分析、诊断和优化,为微电网运行和管理人员提供更为全面、完整和精细的电网运营状态图,并给出相应的辅助决策支持,以及控制实施方案和应对预案,最大程度地实现更为精细、准确、及时、绩优的电网运行和管理。

 

智能微电网将进一步优化各级电网控制,构建结构扁平化、功能模块化、系统组态化的柔性体系架构,通过集中与分散相结合,灵活变换网络结构、智能重组系统架构、最佳配置系统效能、优化电网服务质量,实现与传统微电网截然不同的电网构成理念和体系。

 

由于智能电网自动化可及时获取完整的输电网信息,因此可极大地优化电网全寿命周期管理的技术体系,承载电网企业社会责任,确保电网实现最优技术经济比、最佳可持续发展、最大经济效益、最优环境保护,从而优化社会能源配置,提高能源综合投资及利用效益。

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