智能电网发电、输电、配电课件

智能电网发输配环节建设

电气信息工程学院陈武晖whchen@智能电网发输配环节建设电气信息工程学院提纲1.发电环节智能化2.输电环节智能化3.变电环节智能化4.配电环节智能化提纲1.发电环节智能化火电、水电、核电保持了较快增长，风力发电、太阳能发电等间歇性清洁能源迅猛发展。常规电源实现了发电机励磁、调速系统、分散控制系统（DCS）等装备的信息化、自动化；控制参数基本满足可观测和在线可调的要求；在部分网省公司已完成常规电源发电机励磁系统参数实测和电力系统稳定器（PSS）的参数配置工作，实现机组自动发电控制（AGC）和一次调频的全过程监控，并试点推进自动电压控制（AVC）功能。启动了风能、太阳能发电研究检测中心建设和河北张北地区风光储输示范项目；深入开展了网厂协调技术研究，并对大规模清洁能源发电运行控制、发电出力预测、电网接纳能力、对电网安全稳定影响等关键技术开展了大量研究；风电、光伏发电等间歇性、不确定性清洁能源并网技术新标准的制定工作已经取得了初步成果并逐步开展推广试行；开发了风电功率预测示范系统，掌握了钠硫电池制造的核心技术，建成了多种电池的试验工程。1.1发电环节现状火电、水电、核电保持了较快增长，风力发电、太阳能发电等间歇性我国电源结构以火电为主，水电、抽水蓄能、燃气发电等快速调节电源配置结构不甚合理。对大容量机组和直流输电、特高压输电的相互影响研究尚不充分；随着点对网输电方式及直流换流站增多，次同步谐振问题日益突出；抑制电力系统低频振荡、发电机次同步振荡及谐振的技术需要进一步研究；AGC控制调节有待进一步优化；涉网设备监测、控制能力仍需进一步提升；水电优化调度和控制缺乏技术平台的高层次应用；随着间歇性、不确定性清洁能源的迅猛发展，电网调峰调频的矛盾愈加突出，亟需研究间歇性、不确定性清洁能源与电网的网厂协调技术；亟需补充制定风电场低电压穿越能力、风力发电功率预测、光伏发电系统并网等方面的标准；风电运行控制技术尚不能满足大规模接入电网要求；光伏发电控制及并网技术处于起步阶段；抽水蓄能规模总量偏小；大容量储能技术研究尚处于起步阶段。1.2发电环节存在不足我国电源结构以火电为主，水电、抽水蓄能、燃气发电等快速调节电1.3发电环节智能化总体目标优化电源结构，强化网厂协调，提高电力系统安全运行水平；研究和应用常规机组快速调节技术；依托国家风电和太阳能发电研究检测中心等重点工程，加快清洁能源发电及其并网运行控制技术研究，重点开展风电功率预测和风电场多时间尺度建模、低电压穿越和有功无功控制等问题研究，促进大规模清洁能源科学合理利用；开展风光储输联合示范工程，为清洁能源大规模并网运行提供技术保障和工程示范；推动大容量储能技术研究，适应间歇性电源快速发展需要。1.3发电环节智能化总体目标优化电源结构，强化网厂协调，1.4发电环节智能化技术（1）常规电源网厂协调关键技术应用发电机、励磁系统、调速系统、电力系统稳定器（PSS）的参数实测常规机组快速调节技术研究与应用常规电源调峰技术研究（2）清洁能源发电的并网、运行控制风能、太阳能等间歇性电源的并网运行控制技术研究风电和太阳能发电功率预测系统开发和应用（3）大容量储能技术研究研究大规模储能对电网安全稳定运行、削峰填谷、间歇性能源柔性接入、提高供电可靠性和电能质量等方面的综合性技术经济问题。开发大容量化学电池模块化集成系统、大容量化学电池储能系统能量转换设备、大容量高温超导储能设备、大容量飞轮储能设备、大型压缩空气储能设备等1.4发电环节智能化技术（1）常规电源网厂协调关键技术应1.5发电环节智能化技术标准（1/3）常规电源网厂协调技术条件系列标准试验系列标准接入电网系列技术规定并网特性测试系列标准监控系统系列功能规范监控设备系列标准新能源发电1.5发电环节智能化技术标准（1/3）常规电源网厂协调技1.5发电环节智能化技术标准（2/3）接入电力系统技术规定并网特性测试系列标准并网运行控制系列标准监控系统系列功能规范监控设备系列标准大容量储能系统并网1.5发电环节智能化技术标准（2/3）接入电力系统技术规定1.5发电环节智能化技术标准（3/3）1.5发电环节智能化技术标准（3/3）1.6发电环节智能化关键设备（1）常规发电关键设备发电厂快速并入高压网装置梯级水电站群经济运行优化调度控制平台水电机组设备状态监测与故障分析系统次同步振荡抑制装置等设备和系统（2）大规模可再生能源关键设备大规模间歇性电源接入的有功/无功功率控制系统、风光储联合电站一体化智能监控系统、兆瓦级光伏并网逆变器、间歇性电源发电功率预测与协调控制系统、风电场/风电机组故障穿越控制装置、风电机组控制系统并网符合性检测平台、大规模间歇性电源接入网厂协调控制系统、兆瓦级垂直轴风力发电机组控制系统等设备和系统。1.6发电环节智能化关键设备（1）常规发电关键设备（3）大规模储能关键设备

大型抽水蓄能电站智能调度运行控制系统 大容量化学电池模块化集成系统 大容量化学电池储能装置综合能量管理系统 集成储能的间歇性能源功率平滑调节装置 大容量化学电池储能系统能量转换装置和管理系统等。1.6发电环节智能化关键设备（3）大规模储能关键设备1.6发电环节智能化关键设备1.6发电环节智能化关键设备1.6发电环节智能化关键设备提纲1.发电环节智能化2.输电环节智能化3.变电环节智能化4.配电环节智能化提纲1.发电环节智能化全面掌握了特高压输电核心技术，研制了代表世界最高水平的特高压交流设备，特高压交流试验示范工程成功投运；特高压交流、直流、杆塔、西藏高海拔试验基地和国家电网仿真中心全面建成，形成了目前世界上试验能力最强、技术水平最高的特高压试验研究体系；成功开展1000kV交流特高压输电线路带电作业；常规直流输电技术广泛应用，向家坝～上海±800kV特高压直流输电示范工程于2009年12月带电；发布了特高压技术交直流标准125项；持续加大电网建设和改造，有效提升了电网的安全性和输送能力；电网防灾减灾科技攻关取得突破，融冰装置投入运行并发挥作用；加快实施输电线路标准化建设，推广“两型三新”（资源节约型、环境友好型，新技术、新材料、新工艺）输电线路应用；开展输电线路状态检修、在线监测等重大技术研究，提升线路安全运行水平；积极推进超导输电技术试验段工程前期工作；积极采用大截面导线、钢管塔等新技术、新材料、新工艺；可控串补（TCSC）、静止无功补偿器（SVC）等柔性交流输电技术（FACTS）开展示范应用。输电环节现状全面掌握了特高压输电核心技术，研制了代表世界最高水平的特高压我国输电线路规划、设计、建设、运行等全过程技术和管理标准化程度不一；运行维护与设备管理较为粗放，线路巡视检测、评估诊断与辅助决策的技术手段和模型不够完善；线路运行状态、气象与环境监测相关工作有待深入；技术标准方面，需要补充制定在线监测、状态检修、故障预测等方面的通用技术要求和规程规范；与国外先进水平相比，我国电网结构仍然薄弱，资源大范围优化配置能力不强等问题依然突出；750kV及以上电压等级的柔性交流输电技术有待突破；输电线路状态监测系统相关设备和柔性交流、柔性直流输电关键装备研制工作亟待突破；特高压直流设备有待实现全面国产化。输电环节存在不足我国输电线路规划、设计、建设、运行等全过程技术和管理标准化程在以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网的基础上，集成应用新技术、新材料、新工艺，实现勘测数字化、设计模块化、运行状态化、信息标准化和应用网络化。全面实施输电线路状态检修和全寿命周期管理；建设输电设备状态监测系统，实现对特高压线路、直流工程、三峡输变电工程等跨区电网以及重要输电走廊、大跨越、灾害多发区的环境参数和运行状态参数的集中实时监测和灾害预警；广泛采用柔性交流输电技术，提高线路输送能力和电压、潮流控制的灵活性，技术和装备全面达到国际领先水平。输电环节智能化总体目标在以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网的基础上（1）研究应用FACTS技术，提高线路输电能力和控制灵活性。（2）输电线路智能化巡检通过线路巡检、在线监测和试验手段，进行线路状态评价、风险评估、故障诊断，实现线路运行状态的可控、能控和在控，提高输电网安全稳定运行水平。（3）输电线路运维管理集约化等方面。输电环节智能化技术（1）研究应用FACTS技术，提高线路输电能力和控制灵活性（1）柔性交流输电技术柔性交流输电技术系列导则柔性交流输电建设系列标准柔性交流输电运行控制系列标准柔性交流输电设备系列标准（2）线路状态与运行环境监测

线路状态与运行环境监测系统建设系列标准线路状态与运行环境监测系统运行管理系列标准线路状态与运行环境监测设备系列标准输电环节智能化技术标准（1）柔性交流输电技术输电环节智能化技术标准输电环节智能化技术标准输电环节智能化技术标准（1）输电线路状态监测装置关键设备输电线路运行状态集成监测装置、输电线路气象在线监测装置、输电线路视频/图像监控装置、输电线路杆塔集成监测装置、输电线路电磁环境智能监测系统、电缆状态监测装置等关键设备。（2）输电线路状态监测系统关键设备输电线路状态监测系统对重要输电线路、灾害多发区的环境参数和运行状态进行集中监测，实现重要输电线路的安全预警。输电线路状态监测系统关键设备主要包括输电线路状态监测、故障诊断、在线预警、辅助决策、状态检修、仿真培训、与国家电网生产管理系统（PMS）及雷电定位系统信息集成、输电线路运行状态可视化展示等。输电环节智能化关键设备（1）输电线路状态监测装置关键设备输电环节智能化关键设备（3）柔性交流输电关键设备静止无功补偿器、静止同步补偿器、可控并联电抗器、串补/可控串补、静止同步串联补偿器、统一潮流控制器和故障电流限制器等。（4）柔性直流输电关键设备柔性直流输电换流阀、柔性直流输电换流站、柔性直流输电用电缆、多端柔性直流输电网控制系统、挤压聚乙烯电缆（5）高压直流输电关键设备高压直流输电换流阀、直流场关键设备（直流调压器、直流断路器、光电式电流互感器等）等输电环节智能化关键设备（3）柔性交流输电关键设备输电环节智能化关键设备输电环节智能化关键设备输电环节智能化关键设备提纲1.发电环节智能化2.输电环节智能化3.变电环节智能化4.配电环节智能化提纲1.发电环节智能化变电站自动化领域已居国际先进水平，具有自主知识产权的变电站自动化系统和设备完全实现了国产化；变电站自动化技术标准比较成熟；新建站均配备了变电站综合自动化系统，大部分老站通过技改进行了变电站综合自动化改造；数字化变电站技术在工程化和实用化方面走在世界前列，已在200多座变电站开展试验示范工作；设备状态监测覆盖面逐步增大，可靠性水平和检修效率显著提高，初步构建资产全寿命周期管理体系；主要变电设备的技术水平明显提高，公司系统1000kV、750kV设备运行稳定，500kV等级1000MVA、1200MVA大容量变压器大量使用；国内110（66）kV及以上变电站基本实现了遥测、遥信、遥控、遥调“四遥”功能。变电环节现状变电站自动化领域已居国际先进水平，具有自主知识产权的变电站自技术标准方面，亟需补充完善智能变电站、变电设备在线监测系统方面的标准；目前变电站自动化系统信息共享程度较低，综合利用效能还未充分发挥；状态检修尚未全面推广，需要加快由定期检修向状态检修的设备检修模式过渡；设备的状态检测和评价等技术存在不足；一次装备的智能化技术水平有待提高；智能变电站缺乏检测与评估体系；需要对750kV智能变电站中的一次设备智能化方式、电子互感器的工程应用方案等进行研究探讨；部分老式变电站目前仍在采用RTU装置，亟需进行改造；电网保护微机化率虽然达到了较高水平，但微机保护应具有的智能及联网优势并未充分发挥；变电站运行管理模式需要转变，变电站运行维护管理集约化建设需要加快；缺乏能够实现智能分析决策的变电站信息系统。变电环节存在不足技术标准方面，亟需补充完善智能变电站、变电设备在线监测系统方实现电网运行数据的全面采集和实时共享，支撑电网实时控制、智能调节和各类高级应用。实现变电设备信息和运行维护策略与电力调度全面互动。实现全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、高级应用互动化。2011年起新建的变电站按照智能变电站技术标准建设；贯彻全寿命周期管理理念，重点对枢纽及中心变电站进行智能化改造。变电环节智能化目标实现电网运行数据的全面采集和实时共享，支撑电网实时控制、智能智能变电站自动化关键技术与装备设备在线监测一体化和自诊断变电一次设备智能化的关键技术与设备研制与应用智能变电站监测装置和自动化装置的检测检定技术标准体系运行环境监测运维管理集约化等变电环节智能化技术智能变电站自动化关键技术与装备变电环节智能化技术智能变电站技术导则智能变电站建设系列标准智能变电站运行控制系列标准智能变电站自动化系统系列功能规范智能变电站设备系列标准变电环节智能化技术标准智能变电站技术导则变电环节智能化技术标准变电环节智能化技术标准变电环节智能化技术标准（1）过程层和间隔层关键设备断路器状态监测、特/超高压油气套管及配套智能监测装置、变压器智能组件电子式互感器、合并单元、测控装置、保护测控一体化装置、数字式保护装置、间隙性能源发电接入保护装置、GIS/HGIS智能组件等。（2）站控层关键设备基于统一信息平台的一体化监控系统、远动终端、时间同步系统、网络安全和网络在线监视设备、数据和事件记录装置、站域控制和广域控制、基于广域信息的电网故障定位系统等。其中，基于统一信息平台的一体化监控系统将数据采集和监视控制、操作闭锁、同步相量采集、电能量采集、备自投、低压/低频解列、故障录波、保护信息管理等各项功能高度集成一体化，是站控层设备中最关键的装备。（3）建设运行技术支持关键设备组态和系统调试工具、多态遥视、巡检和消防系统、变电设备状态监测及状态检修系统、变电站数字化装置调试试验设备和变电站数字化装置测试检验评估设备等。变电环节智能化关键设备（1）过程层和间隔层关键设备变电环节智能化关键设备变电环节智能化关键设备变电环节智能化关键设备提纲1.发电环节智能化2.输电环节智能化3.变电环节智能化4.配电环节智能化提纲1.发电环节智能化配电环节现状公司持续加强配电网网架建设，不断提升供电能力和供电可靠性；配电自动化技术研究较为深入并得到初步应用，配电自动化水平逐步提高；配电网侧分布式发电与清洁能源接入技术研究取得较为显著的成果；部分城市配电管理系统已经涵盖了地理信息系统（GIS）、生产管理系统（PMS）、故障管理系统（OMS）和工作管理系统（WMS），并实现了与配电监控系统（DSCADA）、客户管理系统（CMS）、企业资源规划（ERP）等系统的接口，初步建成了配电生产业务高效处理的公共支撑平台。配电环节现状公司持续加强配电网网架建设，不断提升供电能力和供配电环节存在不足技术标准方面，亟需补充制定智能配电网运行、调度、智能控制终端等方面的标准；与国外先进国家相比，我国配电网整体供电能力和可靠性水平偏低，管理手段相对落后；配电自动化系统覆盖范围不到9%，远远低于先进国家水平；由于技术不成熟、网架结构调整频繁、运行维护力量不足等原因，配电自动化实用化水平较低，部分装置处于闲置状态；配电侧、用户侧通信信息网络仍处在研究摸索阶段，数据传输通道存在明显不足；部分地区城市配电变压器经济运行水平不高，配网节能降耗技术应用不足；农村配电网负荷分散、点多面广、运行环境差、发展不平衡、用电需求差异明显，关键技术研发应用投入不足；配电网相关技术和管理制度欠缺，亟待完善；分布式发电与微网的研究、应用不足。配电环节存在不足技术标准方面，亟需补充制定智能配电网运行、调实现配电网电力流、信息流、业务流的双向运作与高度整合，构建具备集成、互动、自愈、兼容、优化等特征的智能配电系统，配电网网架坚强、网络智能。到2020年，完成配电自动化和配网调控一体化智能技术支持系统的全面建设，全面提升对于现代配电网的驾驭能力，确保配网可靠、高效、灵活运行；完成配电生产指挥与运维管理的信息化系统建设，实现各类应用功能之间的有机整合以及与调度、用电等环节的双向互动；提高配电网对分布式发电/储能与微网的接纳能力，实现分布式发电/储能及微网的灵活接入与统一控制，充分发挥其在提高供电可靠性和系统削峰填谷中的作用。到2020年，基本建成网架坚强、网络智能的配电网络，配网可靠性、运行效率、供电质量和主要技术装备达到国际先进水平。配电环节智能化目标实现配电网电力流、信息流、业务流的双向运作与高度整合，构建具加强坚强配电网架建设的基础上，积极推进配电自动化系统和配网调控一体化智能技术支持系统建设，实现对配电网的灵活调控与优化运行，提高配电网的可靠性水平与电能质量；加强配电网生产指挥与运维管理的信息化系统建设，为配电网规划、运行维护和管理提供全面支撑，并实现各类应用