自动化技术带动中国电力工业的现代化

多年来电力系统自动化领域的技术进步日新月异，目前在研发、制造、运行和管理技术方面都已进入或者接近世界先进水平，部分技术已达到国际领先。我们有理由说，能够占据世界先进技术一席之地的首先是这个领域。在这个领域已经走过了望人项背的时代。弱电系统的技术进步已经带动了整个电力工业的技术进步。 中国电力工业的发展和电机工程的科技进步与创新在技术上有三大支柱：第一是发、输、变、配等一次设备可靠性、经济性和可控性的稳步提高；第二是各类继电保护、安全防护和安全闭锁装置的正确动作率和动作速度的提高；第三是自动化系统（包括发电厂自动化和电力系统自动化）调节、控制性能和适应性的提高，保证电力系统在所预见的工况下能够快速达到实时平衡，保持稳定。这三者之间是相辅相成的。第一是第二、第三的基础条件；第二、第三是第一的保证条件，没有可控性的提高，再好的继电保护、安全防护和自动化系统也无济于事；没有继电保护自动化系统的保证，也无法保证系统的安全稳定和经济运行。只有三者联合作用，才能共同保证电力系统安全、稳定，经济运行，保持用户所要求的高电能质量。 自动化技术是中国电力工业技术发展的最亮点 随着电网规模的不断扩大，各类现代化大机组的并网运行、新发电技术的应用和各类精密加工行业对电能质量的要求越来越高，甚至越来越苛刻，再加上我国电网相对比较薄弱，为保证电力系统安全稳定不间断供电就必须努力提高各类保护设备和自动化的水平——这是我国继电保护和自动化系统技术进步和科技创新的驱动力。反过来，继电保护和自动化系统的技术进步与创新又成为我国电力工业技术发展的重要标志之一和重要的推动力。改革开放20多年来，我国电力技术进步最明显、最突出的领域就是继电保护和自动化技术的发展。中央一再强调的以信息化带动工业化，走新型工业化的道路，这一点在我国电力工业蓬勃发展的过程中表现得尤为明显。多年来电力系统自动化领域的技术进步日新月异，目前在研发、制造、运行和管理技术方面都已进入或者接近世界先进水平，部分技术已达到国际领先。我们有理由说，能够占据世界先进技术一席之地的首先是这个领域。在这个领域已经走过了望人项背的时代。弱电系统的技术进步已经带动了整个电力工业的技术进步。 1．电网调度自动化系统的技术水平和国产化水平大幅提高 我国调度自动化系统发展到今天大致经历了三个阶段：20世纪70年代引进的基于专用计算机和专用操作系统的SCADA系统可作为第一代，如华北电网的SDl76系统，国调中心的H80E系统；20世纪80年代引进的基于通用计算机的EMS系统可称为第二代，如“四大网”引进的以VAX为主机的EMS系统；这两个阶段最大的特点就是都是从国外引进的。第三个阶段是20世纪90年代以后，具有自主知识产权的基于RISC／UNIX的开放式分布式EMS／DMS系统，以CC—2000系统、SD—6000和OPEN—2000系统为代表。应当指出的是，第三个阶段比起第一、二阶段来是一种阶跃式的变化。立足于国内自主知识产权的这些系统可以和国际上先进的西门子Spectrom和ABB的Spider系统属于同一技术水平，而且国产系统的部分性能更优。以“四大网”技术引进为契机，经过国内科研开发、运行和管理部门科技人员的不懈努力，在消化吸收引进技术基础上不断创新，开发出了完全适应国内电网调度运行需要且具有自主知识产权的EMS系统、DTS系统和它们的支持系统。这些系统在国际上有着很强的竞争力。据统计，目前我国各网、省公司装备的国产电网调度自动化系统比例已由原来的5.4％上升至54％，特别是2001年后更新的调度自动化系统，国内开发的系统已占更新系统总数的80％以上，全国320多个地区调度所的调度自动化系统基本上都采用了国内自主开发的系统。这是一个可喜的变化，也说明了我国调度自动化领域的技术进步取得了重大的成就。 2．调度自动化系统已基本实现了实用化和商业化 全国37个省级及以上电网调度中心（不含台湾）均建设了较为完善的监视控制与数据采集（SCADA）系统／能量管理系统（EMS），其中有31家投入了自动发电控制（AGC）功能，有33家投入了状态估计（SE）、调度员潮流（DPF）、静态安全分析（SA）、负荷预测（LF）等EMS应用软件基本功能，有29家建成了调度员培训仿真（DTS)系统；有33个省级及以上电网公司建成了各自的电能量计量系统，实现了分时关口电量的自动采集、统计、分析功能，实用化、商业化率达到80～90％。国家电力调度数据网络（SPDnet）骨干网已基本建成，共覆盖了31个省级及以上节点和直调厂站。自动化水平的提高大大提高了电力企业的劳动生产率。在电力企业达标创一流过程中，有的电网容量增加一倍，但一线生产人员不但没有增加，反而减少，不少水电厂和变电站已实现了无人值班、少人值守，在集约化生产道路上有了长足的进步。以广东抽水蓄能电厂为学习的样本，很快在全国各个电网出现了一批无人值班的水电厂和大批变电站，关键是主设备可靠、可控、控制自动化系统可靠、稳定。 3．立足于国内的变电站自动化系统获得广泛应用 变电站自动化系统是继电保护技术与调度自动化技术相结合的产物。随着电网建设和改造工程的实施，新建的大批变电站，基本上都配备了变电站自动化系统，老变电站的技术改造，也基本上以自动化系统模式为主。变电站自动化相关技术在新建500kV变电站中获得大量应用，实现了变电站运行与控制的计算机化。 4．自动化运行管理手段更加先进 许多网、省公司应用计算机技术、信息技术、网络技术，建立健全了电力系统故障信息管理和继电保护、自动化运行管理系统，利用数据网络传输电力系统事故信息和继电保护信息，实现了220kV及以上主干电网的故障录波数据的自动远传和综合分析，使电网调度中心可以迅速准确地掌握电力系统故障时的情况以及继电保护装置的动作行为，从而可以及时快速分析和处理电力事故，有利于防止事故的扩大。 5．自动化研究开发工作已与国际同行同步，某些领域已超前发展 我国目前正在积极开发遵循IEC61970系列标准的调度自动化系统、遵循IEC61850系列标准的变电站自动化系统、遵循IEC61968系列标准的配电自动化系统，我国进行的互操作实验及新系统开发进度基本上与国际先进水平同步。在美国“9．11”事件和“8．14”美加电网大停电事故之后，电力二次系统安全防护技术、电力系统稳定问题、继电保护和调度自动化系统技术的完善与发展，更受到高度重视，在这方面我国已经取得重大研究成果。广域相量测量系统已在不少地方运行，在线安全稳定分析、在线预决策、动态稳定控制等技术的研究已经取得突破性进展，部分功能有望即将投入商业应用的试验阶段。 6．自动化系统为我国电网的安全稳定运行提供了强有力保障 从近年来国外电网的运行情况分析，可以看到大面积停电事故屡有发生。在2003年8．14美加大停电事故中，自动化系统的故障扮演了重要的角色：第一能源公司（FE）的SCADA系统故障，中西部调度中心（MISO）的状态估计（SE）功能故障，软件工程师处理完后忘记恢复在线运行，直到系统崩溃前几分钟才恢复。这两个计算机系统故障被认为是“8．14”事故的重要起因之一，暴露了其自动化系统的技术缺陷和运行管理水平、人员技术培训等方面的问题。而我国从1997年以来，随着电网网架继电保护和调度自动化系统的技术发展，三道防线的进步和加强，没有发生过系统稳定性破坏事故。 自动化技术发展的新要求 鉴于电力市场交易的问题目前在国内外还处于探索阶段，尚无确定的模式，可能从长远看也难以有一个确定的和固定不变的模式。在我国东北和华东电网模拟运行的交易模式也不尽相同，因此市场交易的技术支持系统只能根据交易规则的情况不断探索。但是，有几点可以明确：电力市场交易需要有技术支持系统来实现，如需要有编制交易计划、报价、计量和计费、结算的系统以及实现辅助服务功能的系统；电力市场交易计划要经过安全较核，否则不能成为调度计划的基础，市场交易实现过程中，必须有努力防止出现输电线路阻塞和采取消除系统阻塞的有效措；在设计技术支持系统中应考虑平行输电线路之间的输电容量占用和合理承担输电费用的问题。 从上述四项工作中可以十分明显地看到，市场交易技术支持系统在实现自己功能的过程中必然要使用自动化系统（EMS）提供的各种参数，也都需要应用自动化系统当中的部分高级软件。反过来新的市场化改革形势又要求自动化系统修改和增加部分软件功能。因此，自动化系统和电力市场交易系统是两个系统、两种功能，但彼此之间又密切相关。自动化系统的主要功能是保证电力系统在各种运行工况下能安全、稳定、经济地运行，并为电力市场交易提供一个稳定的条件；电力市场交易技术支持系统的主要任务是体现市场交易规则，实现市场交易行为，满足市场交易各方的要求。所以，两个系统各自有各自独立的功能，但两种功能在电力系统运行和电力市场运营中又密切相关，两个系统建立在一个平台上，将使电力系统在市场条件下运行得更平稳，市场交易更高效，系统安全更有保证。 在我国目前电网结构相对比较薄弱，跨区联网正在由弱阻尼、弱联系向强联系过渡的过程中，电力系统自动化技术更加成为保证电力系统安全运行、保证电力市场交易正常运营，提高供电质量、减少事故损失的最直接、最有效的手段。因此，应十分重视电力自动化技术的全面协调发展，鼓励技术创新，重视技术专利，促进适应跨大区联网和大区电力市场建设要求的更高技术水平的自动化系统的早日投入商业运行。在此过程中，应注意研究： 1）要考虑跨大区联网和全国联网可能带来的稳定问题，并提出如何采取技术措施和管理措施予以消除，以实现在保证安全的前提下全国范围的资源优化配置。如低频振荡问题；地区性故障可能引起互联电网远方机组失稳问题，在大区之间用直流联网的系统中，直流功率的大幅度提升，可能会因吸收大量无功，造成受端交流电网的