第8场-智能电网调度控制技术发展课件

1智能电网调度控制技术发展2010中国电网调度智能化发展峰会，北京，2010年12月11-12日1智能电网调度控制技术发展2010中国电网调度智能化发展峰会21、引言2、历史回顾和未来发展思路3、（二次系统）技术发展的突破4、未来电网调度控制技术5、几个值得关注的技术问题6、应用案例7、结论21、引言31、引言31、引言全球资源环境压力不断增大电力市场化进程不断深入用户对电能质量要求不断提升一次、二次系统并不适应4国际建设智能电网的动因全球资源环境压力不断增大4国际建设智能电网的动因我国建设智能电网的动因电网发展的需求：满足大规模能源远距离输送的需求资源和环境压力：电网需要承载更多的大规模可再生和分布式能源发电提高电网优化配置资源的能力和水平提高电力系统的能效水平建立基于用户互动的新型电网运行模式电网需要支撑我国电动汽车产业的发展5我国建设智能电网的动因电网发展的需求：满足大规模能源远距离输智能电网的特征数字化互动性自愈可接入可再生能源发电资源优化配置精益化6智能电网的特征数字化67需要考虑两方面问题物理电力系统调度控制系统电力流信息流需要两者共同发展才能实现SmartGrid使得Grid有优美的表现，这主要通过Smart神经中枢系统来实现的，SmartGrid更多讨论的是神经中枢系统。

7需要考虑两方面问题物理电力系统调度控制8电网调度控制技术变革需要满足的条件电网的发展变化提出了新需求（需求驱动）技术发展为实现调度控制系统提供可能性（技术条件）适时提出相适应的调度控制系统构想（理论创新）解决实现中的关键技术问题（技术创新）8电网调度控制技术变革需要满足的条件电网的发展变化提出了新需92、历史回顾和未来发展思路92、历史回顾和未来发展思路102.1历史回顾上世纪60年代，电网调度控制依靠SCADASCADA提供眼、耳，部分手脚功能没有实时网络分析功能虽然有基于计算机的眼耳，但是缺少基于计算机的大脑经验型调度（1）第一阶段102.1历史回顾上世纪60年代，电网调度控制依靠SCAD111965年北美发生了大停电，当时调度控制手段不满足要求（需求驱动）计算机远动技术成熟，登月计划（技术条件）1967年Dy-Liacco适时提出电网安全控制框架（理论创新）（2）变革的诱因111965年北美发生了大停电，当时调度控制手段不满足要求（121969年Schweppe提出实时状态估计的理论和实现技术；70年代开发成功EMS应用软件，最早在美国AEP应用有实时网络分析功能有了基于计算机的大脑，但需要依靠人类手工操作来完成分析型调度（3）EMS的出现121969年Schweppe提出实时状态估计的理论和实现技131977年又一次发生北美大停电人类调度员应对电网复杂事件时反应能力不够（需求驱动）数字仿真技术迅速发展（技术条件）1978年，EPRI组织开发DTS（技术创新）（4）DTS的出现131977年又一次发生北美大停电（4）DTS的出现141985－1988年完成4大电网调度自动化系统（SCADA）引进工程；之后完成消化、吸收、再创新，开发出自主知识产权的EMS;目前国内的EMS/DTS已经基本国产化。（5）我国的发展141985－1988年完成4大电网调度自动化系统（SCAD15经过近20年的发展，目前国内EMS/DTS技术水平已达国际先进电网发展很快，而EMS的进展相对较小，与80年代相比并无实质性变化传统EMS已经能够满足电网运行调度的需要？时间EMS技术水平1970198019902000国际国内15经过近20年的发展，目前国内EMS/DTS技术水平已达国16停电前停电后2003年发生了814美加大停电，暴露出传统EMS中的严重问题（需求驱动）2.2进一步发展的诱因（1）814美加大停电16停电前停电后2003年发生了814美加大停电，暴露出传统17（2）反思什么是“根本原因”？电网规模扩大，“量变”引起“质变”；电网变化规律复杂（相互关联、制约）；对全局电网的知晓（Awareness）困难；对全局电网的评估困难；对全局电网的调度（控制）更困难17（2）反思什么是“根本原因”？18电网运行在(空间、时间、目标)三个方面表现出复杂性因此，我们对电网运行的调度控制也需要在三个方面进行有效协调需要从联系的角度、从系统的角度观察和解决问题。（3）进一步发展的构想18（3）进一步发展的构想（4）其他需求的变化发电侧：资源和环境压力---发电模式变化用电侧：资源的优化利用----用户参与发生变化人类经济活动：电力市场19（4）其他需求的变化发电侧：资源和环境压力---发电模式20（5）技术发展提供了可能性现代量测、通信、计算机、自动化等技术快速发展促使我们：研究未来电网调度控制系统前沿构想（理论创新）并解决实现这一构想的关键技术问题（技术创新）20（5）技术发展提供了可能性现代量测、通信、计算机、自动化21空间区域：分散自治的局部电网控制，分解协调的全局电网模型；时间尺度：规划、计划、调度、控制在时间尺度上的协调优化；实现时间过程的协调；目标功能：安全、经济、电能质量、环保等多目标协调优化虽然以上概念过去都有实施，但重视不够，需要在实际电网调度控制中具体落实。（6）三维协调的解决方案21空间区域：分散自治的局部电网控制，分解协调的全局电网模型223、（二次系统）技术发展的突破223、（二次系统）技术发展的突破23传感器技术–电子式互感器，物联网测量技术－同步测量（PMU）RTU测量有效值－解决稳态问题，解决预防控制问题，解决静态紧急控制问题PMU测量瞬时值－解决动态问题，解决动态紧急控制问题通信技术－光纤通信，全光纤网（包括变电站内部）已有可能计算机技术－超级计算机，微机集群，云计算23传感器技术–电子式互感器，物联网244、未来电网调度控制技术244、未来电网调度控制技术4.1控制中心调度控制技术254.1控制中心调度控制技术25（1）控制中心信息支撑技术向分布式、一体化、标准开放的全面信息支撑发展集中式的主备机模式逐渐向分布式的多机系统发展软件平台将向基于统一数据源、基于中间件和智能代理的功能分布式软件结构发展实现面向服务的架构。26（1）控制中心信息支撑技术向分布式、一体化、标准开放的全面信实现同源、完备、标准的分布式一体化数据和参数共享平台。实现厂站和控制中心之间、同级控制中心相互之间以及控制中心内部不同业务部门之间的分布式数据和参数共享。RTU将和PMU融合，SCADA将和WAMS融合，为电网在线分析决策和控制提供不同时间尺度的广域测量数据。27实现同源、完备、标准的分布式一体化数据和参数共享平台。27在线状态监测技术向高灵敏度、高可靠性、智能价廉的方向发展智能的人机交互，结合地理信息系统和虚拟现实技术，通过更加友好的方式来实现多感官互动的人机交流，给调度员提供“数据量少、信息量大”的输出28在线状态监测技术向高灵敏度、高可靠性、智能价廉的方向发展28（2）电网安全防御类技术从局部向全局、从离线向在线、从基于逻辑的向基于分析的、从基于断面的向基于过程的、从单一防御向综合安全防御发展广泛使用安全校核及辅助决策，进行网省协同安全校核，进行安全校核和辅助决策的滚动计算离线运行方式计算将缩短计算周期，实现在线计算，提高安全校核的精益程度。29（2）电网安全防御类技术从局部向全局、从离线向在线、从基于逻“实时”、“跟踪”、“递归”地反映不同事件之间的变化，面向事件过程，持续进行N-1计算。需要进行继电保护定值和安全自动装置定值的在线校核。模糊继电保护和安全稳定控制之间的界限，实现广域保护和控制一体化。电网稳定控制将逐步向“在线计算、在线刷新策略表”的模式过渡。30“实时”、“跟踪”、“递归”地反映不同事件之间的变化，面向事（3）电网运行优化类技术向厂站和控制中心两级分布式分解协调的调度控制模式发展实现规划、计划、调度、控制的时间尺度的优化协调实现调度计划应用和网络分析应用之间的协调由调度员主动请求向计算机自动执行发展，实现精益化、自动化、智能化、互动化31（3）电网运行优化类技术向厂站和控制中心两级分布式分解协调的适应大规模可再生能源接入，开发相适应的调度控制技术，该技术充分考虑调度计划、滚动计划、实时调度、实时控制之间的协调，在各个环节消纳不确定因素进行运行风险评估，基于风险安排阻塞调度32适应大规模可再生能源接入，开发相适应的调度控制技术，该技术充（4）广域动态监测、分析和决策向基于广域动态分析决策基础上的广域动态安全稳定控制方向发展研究基于PMU/WAMS的高级应用，为电网广域动态安全稳定控制设计动态管理系统大脑，实现基于全局电网在线分析决策的安全稳定控制利用PMU进行电网动态模型和参数在线辨识33（4）广域动态监测、分析和决策向基于广域动态分析决策基础上的4.2变电站自动化技术344.2变电站自动化技术34（1）电子式互感器互感器由电磁式向电子式发展，实现高可靠、高精度、全息、全景的信息测量目标实现电量和非电量全面的数据采集发展几个关键技术：运行可靠性技术、测量品质技术、标准与检测技术35（1）电子式互感器互感器由电磁式向电子式发展，实现高可靠、高（2）变电站数据采集和监控向一次设备智能化、二次设备网络化发展，变电站设备实现物联网实现过程层数字化、间隔层一体化集成和站控层智能化实现RTU和PMU数据的融合，实现远动和保信系统的融合，提供统一的数据采集与信息访问平台实现变电站广域关联、配合、交互36（2）变电站数据采集和监控向一次设备智能化、二次设备网络化发采用先进传感器、通信、信息、自动控制、人工智能技术，对电网运行数据进行统一断面无损采集，统一建立变电站实时全景模型广域信息交互及信息安全防护技术，研究智能变电站运维和试验技术，研究智能变电站的相关技术和标准体系37采用先进传感器、通信、信息、自动控制、人工智能技术，对电网运（3）变电站内智能化高级应用厂站和控制中心之间、厂站内部各应用之间向分散、自治模式发展，实现高级应用的分布式智能化“变电站—调度中心两级分布式分析决策”模式整合站内不同专业分散功能，实现站内高级数据处理、智能告警与综合分析决策38（3）变电站内智能化高级应用厂站和控制中心之间、厂站内部各应（4）智能变电站传统变电站发展为数字化变电站再发展到智能变电站39（4）智能变电站传统变电站发展为数字化变电站394.3通信系统技术404.3通信系统技术40建立和全局电网分层分布调度控制相适应的通信系统建立信息通信标准规范体系，实现电力流、信息流、业务流三流合一全光纤通信系统给基于网络的控制提供了可能性（需要考虑时延对控制性能的影响）变电站内部通信网络化41建立和全局电网分层分布调度控制相适应的通信系统41研究通信保障技术、信息融合及信息分析技术、智能家庭能量控制及其与电网互动通信技术等，为智能电网各阶段发展提供全面、及时和准确一致的信息支持实现智能电网信息与应用的高度融合与集成保证在突发事件、重大事故和自然灾害事件出现时，能快速建立起事发地点与总部的通信链路，建立起对事发现场的通信调度指挥能力。42研究通信保障技术、信息融合及信息分析技术、智能家庭能量控制及5、几个值得关注的技术问题435、几个值得关注的技术问题43445.1分层分区的分布式建模技术按照调度机构设置分层分区建模通过标准化技术、模型拼接、潮流匹配、在线自适应等值等技术，实现：分布式建模（保证责权清晰）全局电网模型的建立（满足电网物理规律）局部电网控制中心功能的实现（空间维协调）445.1分层分区的分布式建模技术按照调度机构设置分层分区45纵向（上下级）之间横向（平级）之间（1）各级调度机构之间的信息分层－输电层面（水平）（2）控制中心和厂站之间的信息分层－变电层面（垂直）过去EMS如何建立网络模型？未来EMS如何建立网络模型？45纵向（上下级）之间（1）各级调度机构之间的信息分层－465.2计算机系统体系结构和软件支持平台技术代替主备机模式，过渡到基于集群计算机的分布式计算模式基于智能代理（MAS）的计算处理机制计算资源和计算任务的动态分配计算机负荷平衡机制适应信息分层的分布式数据库465.2计算机系统体系结构和软件支持平台技术代替主备机模475.3不同时间尺度信息的管理和应用秒级和毫秒级广域RTU数据（秒级）、广域PMU数据（毫秒级）的管理和应用。分阶段实施。故障录波数据（时间尺度更小）

多态数据的管理和综合利用475.3不同时间尺度信息的管理和应用秒级和毫秒级485.4控制中心和变电站之间的互动

－智能代理技术（1）变电站内部分散、自治：变电站内部全数字化和网络化。过去分别独立的功能被集成、被融合；在外部少量协调情况下，独立完成自身功能变电站对外的表现是一个黑匣子。外部电网变化作为变电站的输入，变电站作为一个整体给出相应的响应（输出），其内部细节被屏蔽。485.4控制中心和变电站之间的互动

－智49作为一个独立的系统，实现变电站内的状态估计等高级应用功能，实现变电管理系统（SMS）接受电网控制中心的指令，实现保护定值的在线自适应修改；广域保护装置（SPS）和各种安全自动装置的协调：在变电站之间（横向）在变电站和电网控制中心之间（纵向）49作为一个独立的系统，实现变电站内的状态估计等高级应用功能（2）系统级控制中心将变电站作为一个节点，进行全局电网的协调优化控制中心对各变电站下达协调指令，实现全局电网的优化运行50（2）系统级505.5PMU带来的技术变革引入带时标的同步相量信息，改变人类感知物理电网的手段，如何进而改善对电网的调度控制水平？RTU－SCADA－EMS高级应用软件＝>稳态监视；预先、预防、预控；即时静态紧急控制PMU－WAMS－基于PMU的高级应用DEMS

＝>动态监视；即时动态紧急控制PMU基于物理响应，但需和数值仿真相结合515.5PMU带来的技术变革引入带时标的同步相量信息，改变5.6聚纳大规模可再生能源电源的调度控制策略（1）特点随机性、间歇性、不确定性需要大量配套常规可调节电源需要Smart的调度控制策略需要在时间尺度上逐级消纳不确定性；需要在控制模式上分散自治，协调互动525.6聚纳大规模可再生能源电源的调度控制策略（1）特点5253电网正常安全运行状态下的优化控制电网正常不安全运行状态下的预防控制电网在紧急状态下的安全控制静态紧急动态紧急5.7电网实时闭环控制高级应用

53电网正常安全运行状态下的优化控制5.7电网实时闭环控制545.8新型人机交互和可视化认知科学原理和人机工程技术相结合利用地理信息（GIS）进行可视化表达；三维可视化表达（饼、柱、棒、流等，立体等高、轮廓、调控灵敏度、趋势等）；视频技术在人机交互中的应用。多感官生动的可视化表达545.8新型人机交互和可视化认知科学原理和人机工程技术6、应用案例

全局无功电压控制（AVC）556、应用案例

全局无功电压控制（AVC）5556为什么需要全局无功电压控制？安全经济电能质量国外法国EDF，80年代末近些年，意大利美国，尚属空白56为什么需要全局无功电压控制？国内清华大学的工作1994年底，清华大学承担国家八五科技攻关项目《电力系统全局准稳态无功优化闭环控制研究及示范工程》，85-720-10-382003-2005年，江苏电网无功电压优化控制系统2005-2007年，华北电网自动电压控制57国内清华大学的工作1994年底，清华大学承担国家八五科技攻关2个国家级电网全部应用：国调、南网总调5个大区电网中应用4个，占4/5：华北、华东、华中、西北10个省级电网应用，占有率超过一半：江苏、湖北、四川、北京、天津、重庆、河北、江西、山西、内蒙古国内应用2个国家级电网全部应用：国调、南网总调国内应用美国PJM的应用情况2010年1月，在PJM控制中心系统部署，2月投入试运行。2010年9月，完成系统在线运行评估与测试59美国PJM的应用情况2010年1月，在PJM控制中心系统部系统网损JunJulAugSep控制前2027.72208.52056.11857.0控制后2001.22182.62030.91835.5下降量26.525.925.221.6百分比1.29%1.14%1.23%1.12%系统网损JunJulAugSep控制前2027.72208动态无功储备JunJulAugSep控制前38288.341107.339957.636685.6控制后38740.441503.840386.536999.7增加量452.1396.5428.9314.1百分比1.18%0.96%1.07%0.84%动态无功储备JunJulAugSep控制前38288.34基态电压越限JunJulAugSep控制前12.614.715.918.2控制后4.24.96.15.0减少量8.49.89.813.2改善率99.71%99.63%98.66%99.56%基态电压越限JunJulAugSep控制前12.614.71N-1后电压越限平均越限个数控制前控制后故障后越上限934.2672.1

故障后越下限30.620.2故障后电压跌落24.322.0N-1后电压越限平均越限个数控制前控制后故障后越上限934.电压稳定裕度关键断面EASTCENTRALWESTBED-BLAAPSOUTH控制前裕度(MW)29372315285331182567控制后裕度(MW)30532460310132362791电压稳定裕度关键断面EASTCENTRALWESTBED-B根据在线统计结果，平均网损下降25.1MW，年节约电力2.2亿度，按照$0.08/度估算，PJM年节能效益约1700万美元。通过缓解电压拥塞可降低实时购电价格，为PJM电力市场带来巨大效益。提高供电可靠性带来社会效益难以衡量65根据在线统计结果，平均网损下降25.1MW，年节约电力2.27、结论667、结论66适应经济社会发展，开展智能电网建设智能电网需要相适应的调度控制技术电网调度控制需要全方位的协调分散自治，分解协调，全局全面，实时闭环等是电网调度控制技术未来发展需要追求的目标67适应经济社会发展，开展智能电网建设67谢谢！68谢谢！68演讲完毕，谢谢观看！演讲完毕，谢谢观看！70智能电网调度控制技术发展2010中国电网调度智能化发展峰会，北京，2010年12月11-12日1智能电网调度控制技术发展2010中国电网调度智能化发展峰会711、引言2、历史回顾和未来发展思路3、（二次系统）技术发展的突破4、未来电网调度控制技术5、几个值得关注的技术问题6、应用案例7、结论21、引言721、引言31、引言全球资源环境压力不断增大电力市场化进程不断深入用户对电能质量要求不断提升一次、二次系统并不适应73国际建设智能电网的动因全球资源环境压力不断增大4国际建设智能电网的动因我国建设智能电网的动因电网发展的需求：满足大规模能源远距离输送的需求资源和环境压力：电网需要承载更多的大规模可再生和分布式能源发电提高电网优化配置资源的能力和水平提高电力系统的能效水平建立基于用户互动的新型电网运行模式电网需要支撑我国电动汽车产业的发展74我国建设智能电网的动因电网发展的需求：满足大规模能源远距离输智能电网的特征数字化互动性自愈可接入可再生能源发电资源优化配置精益化75智能电网的特征数字化676需要考虑两方面问题物理电力系统调度控制系统电力流信息流需要两者共同发展才能实现SmartGrid使得Grid有优美的表现，这主要通过Smart神经中枢系统来实现的，SmartGrid更多讨论的是神经中枢系统。

7需要考虑两方面问题物理电力系统调度控制77电网调度控制技术变革需要满足的条件电网的发展变化提出了新需求（需求驱动）技术发展为实现调度控制系统提供可能性（技术条件）适时提出相适应的调度控制系统构想（理论创新）解决实现中的关键技术问题（技术创新）8电网调度控制技术变革需要满足的条件电网的发展变化提出了新需782、历史回顾和未来发展思路92、历史回顾和未来发展思路792.1历史回顾上世纪60年代，电网调度控制依靠SCADASCADA提供眼、耳，部分手脚功能没有实时网络分析功能虽然有基于计算机的眼耳，但是缺少基于计算机的大脑经验型调度（1）第一阶段102.1历史回顾上世纪60年代，电网调度控制依靠SCAD801965年北美发生了大停电，当时调度控制手段不满足要求（需求驱动）计算机远动技术成熟，登月计划（技术条件）1967年Dy-Liacco适时提出电网安全控制框架（理论创新）（2）变革的诱因111965年北美发生了大停电，当时调度控制手段不满足要求（811969年Schweppe提出实时状态估计的理论和实现技术；70年代开发成功EMS应用软件，最早在美国AEP应用有实时网络分析功能有了基于计算机的大脑，但需要依靠人类手工操作来完成分析型调度（3）EMS的出现121969年Schweppe提出实时状态估计的理论和实现技821977年又一次发生北美大停电人类调度员应对电网复杂事件时反应能力不够（需求驱动）数字仿真技术迅速发展（技术条件）1978年，EPRI组织开发DTS（技术创新）（4）DTS的出现131977年又一次发生北美大停电（4）DTS的出现831985－1988年完成4大电网调度自动化系统（SCADA）引进工程；之后完成消化、吸收、再创新，开发出自主知识产权的EMS;目前国内的EMS/DTS已经基本国产化。（5）我国的发展141985－1988年完成4大电网调度自动化系统（SCAD84经过近20年的发展，目前国内EMS/DTS技术水平已达国际先进电网发展很快，而EMS的进展相对较小，与80年代相比并无实质性变化传统EMS已经能够满足电网运行调度的需要？时间EMS技术水平1970198019902000国际国内15经过近20年的发展，目前国内EMS/DTS技术水平已达国85停电前停电后2003年发生了814美加大停电，暴露出传统EMS中的严重问题（需求驱动）2.2进一步发展的诱因（1）814美加大停电16停电前停电后2003年发生了814美加大停电，暴露出传统86（2）反思什么是“根本原因”？电网规模扩大，“量变”引起“质变”；电网变化规律复杂（相互关联、制约）；对全局电网的知晓（Awareness）困难；对全局电网的评估困难；对全局电网的调度（控制）更困难17（2）反思什么是“根本原因”？87电网运行在(空间、时间、目标)三个方面表现出复杂性因此，我们对电网运行的调度控制也需要在三个方面进行有效协调需要从联系的角度、从系统的角度观察和解决问题。（3）进一步发展的构想18（3）进一步发展的构想（4）其他需求的变化发电侧：资源和环境压力---发电模式变化用电侧：资源的优化利用----用户参与发生变化人类经济活动：电力市场88（4）其他需求的变化发电侧：资源和环境压力---发电模式89（5）技术发展提供了可能性现代量测、通信、计算机、自动化等技术快速发展促使我们：研究未来电网调度控制系统前沿构想（理论创新）并解决实现这一构想的关键技术问题（技术创新）20（5）技术发展提供了可能性现代量测、通信、计算机、自动化90空间区域：分散自治的局部电网控制，分解协调的全局电网模型；时间尺度：规划、计划、调度、控制在时间尺度上的协调优化；实现时间过程的协调；目标功能：安全、经济、电能质量、环保等多目标协调优化虽然以上概念过去都有实施，但重视不够，需要在实际电网调度控制中具体落实。（6）三维协调的解决方案21空间区域：分散自治的局部电网控制，分解协调的全局电网模型913、（二次系统）技术发展的突破223、（二次系统）技术发展的突破92传感器技术–电子式互感器，物联网测量技术－同步测量（PMU）RTU测量有效值－解决稳态问题，解决预防控制问题，解决静态紧急控制问题PMU测量瞬时值－解决动态问题，解决动态紧急控制问题通信技术－光纤通信，全光纤网（包括变电站内部）已有可能计算机技术－超级计算机，微机集群，云计算23传感器技术–电子式互感器，物联网934、未来电网调度控制技术244、未来电网调度控制技术4.1控制中心调度控制技术944.1控制中心调度控制技术25（1）控制中心信息支撑技术向分布式、一体化、标准开放的全面信息支撑发展集中式的主备机模式逐渐向分布式的多机系统发展软件平台将向基于统一数据源、基于中间件和智能代理的功能分布式软件结构发展实现面向服务的架构。95（1）控制中心信息支撑技术向分布式、一体化、标准开放的全面信实现同源、完备、标准的分布式一体化数据和参数共享平台。实现厂站和控制中心之间、同级控制中心相互之间以及控制中心内部不同业务部门之间的分布式数据和参数共享。RTU将和PMU融合，SCADA将和WAMS融合，为电网在线分析决策和控制提供不同时间尺度的广域测量数据。96实现同源、完备、标准的分布式一体化数据和参数共享平台。27在线状态监测技术向高灵敏度、高可靠性、智能价廉的方向发展智能的人机交互，结合地理信息系统和虚拟现实技术，通过更加友好的方式来实现多感官互动的人机交流，给调度员提供“数据量少、信息量大”的输出97在线状态监测技术向高灵敏度、高可靠性、智能价廉的方向发展28（2）电网安全防御类技术从局部向全局、从离线向在线、从基于逻辑的向基于分析的、从基于断面的向基于过程的、从单一防御向综合安全防御发展广泛使用安全校核及辅助决策，进行网省协同安全校核，进行安全校核和辅助决策的滚动计算离线运行方式计算将缩短计算周期，实现在线计算，提高安全校核的精益程度。98（2）电网安全防御类技术从局部向全局、从离线向在线、从基于逻“实时”、“跟踪”、“递归”地反映不同事件之间的变化，面向事件过程，持续进行N-1计算。需要进行继电保护定值和安全自动装置定值的在线校核。模糊继电保护和安全稳定控制之间的界限，实现广域保护和控制一体化。电网稳定控制将逐步向“在线计算、在线刷新策略表”的模式过渡。99“实时”、“跟踪”、“递归”地反映不同事件之间的变化，面向事（3）电网运行优化类技术向厂站和控制中心两级分布式分解协调的调度控制模式发展实现规划、计划、调度、控制的时间尺度的优化协调实现调度计划应用和网络分析应用之间的协调由调度员主动请求向计算机自动执行发展，实现精益化、自动化、智能化、互动化100（3）电网运行优化类技术向厂站和控制中心两级分布式分解协调的适应大规模可再生能源接入，开发相适应的调度控制技术，该技术充分考虑调度计划、滚动计划、实时调度、实时控制之间的协调，在各个环节消纳不确定因素进行运行风险评估，基于风险安排阻塞调度101适应大规模可再生能源接入，开发相适应的调度控制技术，该技术充（4）广域动态监测、分析和决策向基于广域动态分析决策基础上的广域动态安全稳定控制方向发展研究基于PMU/WAMS的高级应用，为电网广域动态安全稳定控制设计动态管理系统大脑，实现基于全局电网在线分析决策的安全稳定控制利用PMU进行电网动态模型和参数在线辨识102（4）广域动态监测、分析和决策向基于广域动态分析决策基础上的4.2变电站自动化技术1034.2变电站自动化技术34（1）电子式互感器互感器由电磁式向电子式发展，实现高可靠、高精度、全息、全景的信息测量目标实现电量和非电量全面的数据采集发展几个关键技术：运行可靠性技术、测量品质技术、标准与检测技术104（1）电子式互感器互感器由电磁式向电子式发展，实现高可靠、高（2）变电站数据采集和监控向一次设备智能化、二次设备网络化发展，变电站设备实现物联网实现过程层数字化、间隔层一体化集成和站控层智能化实现RTU和PMU数据的融合，实现远动和保信系统的融合，提供统一的数据采集与信息访问平台实现变电站广域关联、配合、交互105（2）变电站数据采集和监控向一次设备智能化、二次设备网络化发采用先进传感器、通信、信息、自动控制、人工智能技术，对电网运行数据进行统一断面无损采集，统一建立变电站实时全景模型广域信息交互及信息安全防护技术，研究智能变电站运维和试验技术，研究智能变电站的相关技术和标准体系106采用先进传感器、通信、信息、自动控制、人工智能技术，对电网运（3）变电站内智能化高级应用厂站和控制中心之间、厂站内部各应用之间向分散、自治模式发展，实现高级应用的分布式智能化“变电站—调度中心两级分布式分析决策”模式整合站内不同专业分散功能，实现站内高级数据处理、智能告警与综合分析决策107（3）变电站内智能化高级应用厂站和控制中心之间、厂站内部各应（4）智能变电站传统变电站发展为数字化变电站再发展到智能变电站108（4）智能变电站传统变电站发展为数字化变电站394.3通信系统技术1094.3通信系统技术40建立和全局电网分层分布调度控制相适应的通信系统建立信息通信标准规范体系，实现电力流、信息流、业务流三流合一全光纤通信系统给基于网络的控制提供了可能性（需要考虑时延对控制性能的影响）变电站内部通信网络化110建立和全局电网分层分布调度控制相适应的通信系统41研究通信保障技术、信息融合及信息分析技术、智能家庭能量控制及其与电网互动通信技术等，为智能电网各阶段发展提供全面、及时和准确一致的信息支持实现智能电网信息与应用的高度融合与集成保证在突发事件、重大事故和自然灾害事件出现时，能快速建立起事发地点与总部的通信链路，建立起对事发现场的通信调度指挥能力。111研究通信保障技术、信息融合及信息分析技术、智能家庭能量控制及5、几个值得关注的技术问题1125、几个值得关注的技术问题431135.1分层分区的分布式建模技术按照调度机构设置分层分区建模通过标准化技术、模型拼接、潮流匹配、在线自适应等值等技术，实现：分布式建模（保证责权清晰）全局电网模型的建立（满足电网物理规律）局部电网控制中心功能的实现（空间维协调）445.1分层分区的分布式建模技术按照调度机构设置分层分区114纵向（上下级）之间横向（平级）之间（1）各级调度机构之间的信息分层－输电层面（水平）（2）控制中心和厂站之间的信息分层－变电层面（垂直）过去EMS如何建立网络模型？未来EMS如何建立网络模型？45纵向（上下级）之间（1）各级调度机构之间的信息分层－1155.2计算机系统体系结构和软件支持平台技术代替主备机模式，过渡到基于集群计算机的分布式计算模式基于智能代理（MAS）的计算处理机制计算资源和计算任务的动态分配计算机负荷平衡机制适应信息分层的分布式数据库465.2计算机系统体系结构和软件支持平台技术代替主备机模1165.3不同时间尺度信息的管理和应用秒级和毫秒级广域RTU数据（秒级）、广域PMU数据（毫秒级）的管理和应用。分阶段实施。故障录波数据（时间尺度更小）

多态数据的管理和综合利用475.3不同时间尺度信息的管理和应用秒级和毫秒级1175.4控制中心和变电站之间的互动

－智能代理技术（1）变电站内部分散、自治：变电站内部全数字化和网络化。过去分别独立的功能被集成、被融合；在外部少量协调情况下，独立完成自身功能变电站对外的表现是一个黑匣子。外部电网变化作为变电站的输入，变电站作为一个整体给出相应的响应（输出），其内部细节被屏蔽。485.4控制中心和变电站之间的互动

－智118作为一个独立的系统，实现变电站内的状态估计等高级应用功能，实现变电管理系统（SMS）接受电网控制中心的指令，实现保护定值的在线自适应修改；广域保护装置（SPS）和各种安全自动装置的协调：在变电站之间（横向）在变电站和电网控制中心之间（纵向）49作为一个独立的系统，实现变电站内的状态估计等高级应用功能（2）系统级控制中心将变电站作为一个节点，进行全局电网的协调优化控制中心对各变电站下达协调指令，实现全局电网的优化运行119（2）系统级505.5PMU带来的技术变革引入带时标的同步相量信息，改变人类感知物理电网的手段，如何进而改善对电网的调度控制水平？RTU－SCADA－EMS高级应用软件＝>稳态监视；预先、预防、预控；即时静态紧急控制PMU－WAMS－基于PMU的高级应用DEMS

＝>动态监视；即时动态紧急控制PMU基于物理响应，但需和数值仿真相结合1205.5PMU带来的技术变革引入带时标的同步相量信息，改变5.6聚纳大规模可再生能源电源的调度控制策略（1）特点随机性、间歇性、不确定性需要大量配套常规可调节电源需要Smart的调度控制策略需要在时间尺度上逐级消纳不确定性；需要在控制模式上分散自治，协调互动1215.6聚纳大规模可再生能源电源的调度控制策略（1）特点52122电网正常安全运行状态下的优化控制电网正常不安全运行状态下的预防控制电网在紧急状态下的安全控制静态紧急动态紧急5.7电网实时闭环控制高级应用

53电网正常安全运行状态下的优化控制5.7电网实时闭环控制1235.8新型人机交互和可视化认知科学原理和人机工程技术相结合利用地理信息（GIS）进行可视化表达；三维可视化表达（饼、柱、棒、流等，立体等高、轮廓、调控灵敏度、趋势等）；视频技术在人机交互中的应用。多感官生动的可视化表达545