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。