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1、智能电网调度控制系统总体架构第 1 章电网调度控制技术发展历程与面临的挑战电力以光速传输，且不易存储，发电、输电、用电几乎同时完成；电网服务遍及千家万 户，要求连续可靠供电，电力系统需要实时平衡和闭环控制；电网调度控制业务高度依赖于 计算机、通信和自动控制技术，电网调度自动化是保障电力系统安全稳定经济运行的主要技 术手段。1.1 技术发展历程近 40 年来，我国电网调度自动化技术的发展，一直伴随着电网的发展而不断进步，大体经历了早期探索、引进消化、自主研发、全面超越四个阶段，详见图 1-1。图 1-1 电网调度自动化技术发展历程第一阶段为早期探索阶段，研究探索将计算机技术用于电网调度控制。20
2、 世纪 6070 年代，当时数字计算机的发展刚起步，在电力系统主要应用于离线的规划研究。1965 年的纽约大停电事件使人们认识到安全问题比经济调度更加重要，电力公司开始加强电力系统全网的安全监视和控制，各国相继研发了电网数据采集与监控系统（Supervisory Control and Data Acquisition，SCADA）。我国第一套电网调度自动化系统为当时南京自动化研究所为华北电网调度开发的 SD-176 系统，所用计算机都是自己开发的。当时远动装置（RTU）采用布线逻辑，将发电厂、变电站的遥测和遥信数据传送至调度中心，调度端采用专用计算机，没有操作系统，所有程序都由汇编语言编写，
3、程序输入靠穿孔纸带。我国在 70 年代后期引进了日本日立公司的 SCADA 系统，主系统 H-80E 装在国调中心，子系统 H-08E 装在华北网调， 计算机字长 16 位，没有操作系统，程序输入方式进化为穿孔卡片。第二阶段为引进消化阶段，引进国外自动化技术，解决省级和区域电网调度。20 世纪80 年代初期，湖北电网引进了瑞典 ASE A 公司的 SCADA 系统，计算机字长 16 位，带有简单操作系统，该系统一直运行了约 10 年。80 年代中期，为满足跨省区域电网调度的需求，电力部组织实施“四大网”（华北、华东、华中、东北）调度自动化系统引进工程，从美国西屋电气公司（Westinghous
4、e）引进了电网调度自动化系统（SCADA/EMS）及 RTU 制造技术， 从美国 ESCA 公司引进支撑平台和网络分析技术等。当时的调度自动化系统主要基于通用小型计算机，其中美国 DEC 公司的 VAX 系列计算机（字长 32 位）、专用操作系统 VMS、专用网络协议 DECnet 等最受欢迎。中国电力科学研究院（简称中国电科院）和原南京自动化研究所（简称南自院）等开发单位，以引进工程为依托，以引进技术为基础，进行了全面消化吸收和技术再创新，成功研制了 SD-6000 调度自动化系统等。在这一阶段，也有一些调度自动系统采用通用大型计算机（Main Frame），如我国江苏电网引进的美国 CD
5、C 公司基于其大型计算机的调度自动化系统，国外有些电网采用基于 IBM 公司大型计算机的调度自动化系统。第三阶段为自主研发阶段，自主研发开放式自动化系统以满足全国联网初期调度控制的 需要。20 世纪 90 年代中后期开始，为满足全国互联电网初期调度运行的需要，经过十余年的消化吸收和技术积累，开始自主研发。恰值精简指令计算机（RISC）、开放操作系统（UNIX）、因特网技术等在国际上迅速发展，为我国提供了重大技术机遇。中国电科院开发了新一代调 度自动化系统 CC-2000（获 2000 年国家科技进步一等奖），原南自院研发了 OPEN-2000 调度 自动化系统（后于 2005 年升级为 OPE
6、N-3000 系统，获 2007 年国家科技进步二等奖）。这两项产品推出后，迅速占领了国内市场的大部分份额，其技术水平总体上与国际业内巨头西门 子公司的 SPECTRUM 系统、ABB 公司的 SPIDER 系统等持平，在适应中国国情的应用方面， 国产系统已经超过了进口系统。这些系统均采用了大型关系型数据库和先进的图形用户界面， 提供了丰富的高级应用软件，从当初最基本的 SCADA 功能，逐步发展为完整能量管理系统（Energy Management System，EMS），包括自动发电控制（Automatic Generation Control， AGC）、自动电压控制（Automatic
7、 Voltage Control，AVC）、静态安全分析（Static Security Analysis， SSA）、优化经济调度（Economic Dispatching，ED）等。此外，还逐步增加了调度员培训模拟系统（Dispatcher Training Simulation，DTS）、水电调度自动化系统、电能量计量计费系统、电力市场管理系统（Market Management System，MMS）、广域相量监测系统（Wide Area Monitoring System，WAMS）、继电保护和故障录波信息管理系统、雷电定位系统、卫星云图及天气预报、调度计划和检修计划系统、调度生产管
8、理系统等独立系统，覆盖了调度中心的各个专业，一个省级及以上调度中心配备有十余套各自独立的应用系统。第四阶段为全面赶超阶段，率先开发完成了智能电网调度控制系统并在国家电网公司规 模化应用。2003 年 8 月 14 日北美大停电事故发生后，各国都开始研究大电网在线安全稳定分析预警技术，国家电网公司于 2004 年立项开展研究，采用数百台国产曙光服务器集群， 成功研发了首套在线动态安全分析系统（Dynamic Security Analysis，DSA），验证了国产的多路多核集群服务器系统可适应电网调度控制业务需求。2008 年初，我国大范围冰灾对电网造成严重破坏，“512”汶川地震更是对电力设施
9、造成毁灭性破坏，但当时的调度自动化系统难以满足多级调度联合处置重大电网事故的要求，调度中心也缺乏异地容灾备用的能力。地震发生后，国家电网公司快速决策，立即着手新一代调度控制系统的研发。2009 年，根据全球电网发展趋势，国家电网公司全面启动智能电网发展战略，统一组织开发了智能电网调度控制系统（S mart Grid Dispatching Control System），包括统一的基础平台（D5000 平台），以及平台之上的实时监控与预警、调度计划、安全校核、调度管理等几大类应用功能，通称D5000 系统。2010 年底，10 家智能电网调度试点单位的 D5000 系统上线运行。截至 2016
10、 年底，D5000 系统已应用于国家电网全部 33 个省级以上调度控制中心，并推广应用到部分地市主备调度控制中心（共 249 套），覆盖了国家电网公司范围内全部国家等级保护四级结构化安全系统。D5000 系统继承了 CC-2000 和 OPEN-3000 的先进技术，吸收了云计算、物联网、大数据等先进理念，全面采用国产的 64 位服务器集群、安全操作系统、安全数据库等， 创造性地开发了四条总线、四类数据库、四种图形界面以及纵深安全防护技术，首次实现了调度控制中心内部的横向集成和多级调度控制中心之间的纵向贯通，首次实现了国家电网公司调度控制系统实时数据、电网模型、图形画面、服务功能等的源端维护和
11、全网共享，实现了特大电网多级调度控制业务一体化协同运作，促进了大规模可再生能源有效消纳，为特大电网调度提供了不可或缺的重要技术手段。D5000 系统在开发阶段曾经称为新一代电网调度自动化系统、广域全景分布式一体化系统、智能电网调度技术支撑系统等。随着我国调度控制一体化的广泛实施，2012 年国家电网和南方电网的调度中心相继改名为电网调度控制中心，与此对应，智能电网调度技术支持系统也统一改称为智能电网调度控制系统，仍简称D5000 系统。1.2 传统系统存在问题为方便描述，将智能电网调度控制系统（D5000 系统）出现之前的调度自动化系统，统称为传统调度自动化系统，简称传统系统。多年来各级调度中
12、心已经逐步建立了较为实用的调度自动化系统，在保障电网安全优质经济运行、提高调度管理水平方面发挥了重要作用。 虽然在电网调度由经验型向分析型和智能型调度的方向发展的过程中，调度自动化系统一直在提供着强有力的支持，但传统调度自动化系统的体系是在弱联网阶段逐步建设起来的，相对于特高压大电网和大型能源基地的建设发展，电网调度技术水平还不能完全满足未来电网运行的需要，主要存在以下几个方面的问题：（1） 在体系结构方面，传统电网调度各应用系统都是基于本业务部门的需求发展起来的，省级及以上电网调度中心一般都配备有能量管理系统（SCADA/EMS）、调度员培训模拟系统（DTS）、水电调度自动化系统、电能量计量
13、计费系统、电力市场管理系统（MMS）、广域相量监测系统（WAMS）、继电保护和故障录波信息管理系统、雷电定位系统、卫星云图及天气预报、调度计划和检修计划系统、调度生产管理系统等十余套系统，这些系统一般由 多个专业开发单位各自独立开发，每个系统各自有独立的计算机硬件设备、操作系统、数据 库系统、图形界面、通信总线等。传统调度自动化系统架构如图 1-2 所示。由于不是根据调度控制中心的业务需求总体统一设计，各个系统之间很难进行横向交互，纵向贯通更难，各 自运行维护的工作量很大，难以满足特大电网一体化调度控制的业务需求。新开发的智能电 网调度控制系统必须根据各级电网调度控制中心的总体业务需求统一设计
14、，实现调度中心内 部的横向集成、调度中心之间的纵向贯通。图 1-2传统调度自动化系统示意图（2） 在传输总线方面，从传统调度自动化系统架构（见图 1-2）可以看出，由于缺乏各个业务系统之间的统一数据传输总线，各业务只能一对一地与其他业务系统进行协议转换， 这样，十个业务系统之间的协议转换将总共有 个之多，严重影响了不同业务系统之间的 数据通信、画面共享、功能交互等。新开发的智能电网调度控制系统首先应该统一传输总线， 特别是用于局域网的消息总线、广域网和局域网的服务总线等，提供给各个业务系统直接使 用，以实现横向集成、纵向贯通。（3） 在数据库管理方面，传统调度系统中的 SCADA、AGC、AV
15、C、EMS 等实时应用都采用自己开发的稳态实时数据库，有的基于关系型（OEPN-3000 等），有的基于层次型（SD-6000 等），有的面向对象（CC-2000 等）。而 EMS 中的历史数满足一体化调度运行控制的需要。虽然各级调度的应用功能比较齐全，但其实用化和在线化程度有待加强，对于模型、参数和数据等方面还需要做大量的工作，需要着力提高静态安全分析、低频振荡监视与分析、安全校核、母线负荷预测等应用功能的在线化和实用化水平。另外，各级调度的监控分析基本上是基于本调度管辖范围内进行的，上下级的交互共享程度不够，难以满足国家电网一体化调度需求。（10）在建设模式方面，不能满足国家电网公司集团化
16、运作、集约化发展、精益化管理 和标准化建设的需要，制约了一体化国家电网调度的进程。由于管理模式的原因，各单位在 系统建设中缺乏统一规范和标准，也缺乏统筹规划，造成了资源浪费、共享困难，系统维护 繁重、升级困难等问题。按照传统的系统架构，新增一项应用功能，就要新增一套带平台的系统，进行模型和数据的交互。这种局面如果再继续下去，调度控制系统的标准化建设将无从谈起。其弊端在容灾后备系统的建设中表现得尤为突出。大规模互联电网需要一个与超大规模互联电力系统运行特点相适应的电网调度控制系 统。虽然可以通过不断建设独立新系统来解决应用上的需求，但不能从根本上解决现有调度 控制系统的不适应问题，迫切需要新一代
17、上下贯通、横向通用的电网调度控制系统的强有力 支持。1.3 相关技术研究进展智能电网是世界各国电力工业应对未来挑战的共同选择，是 21 世纪电力系统的发展方向。调度环节作为电网的神经中枢，是智能电网建设的重要组成部分。近年来，国内外在电 网调度领域开展了大量的研究和实践工作。享有“调度自动化之父”之称的 Dyliacco 博士提出“智能调度机器人”概念，其目的是为了使运行规则能适应在线运行方式，实现精细化调度，提高电网的输送能力。美国电力科 学研究院提出智能电网调度控制系统应具有自愈、交互、优化、预测、协同、集成、安全等 特征，颇具代表性。图 1-3 面向 21 世纪的 EMS 系统需求一书的
18、封面在 2003 年北美“814”大停电事故后，国际特大电网运行组织（Very LargePower Grid Operators，VLPGO，后改为 GO15）于 2004 年正式成立，国家电网公司是最早的成员单位之一。VLPGO 第 2 工作组与国际大电网会议 CIGRE 的数据通信委员会 D2 合作，提出了21 世纪 EMS 体系结构白皮书，在 2008 年 8 月的 CIGRE 大会上报告后，反响非常强烈，研究报告于 2011 年由 CIGRE 出版。图 1-3 为 CIGRE 出版的面向 21 世纪的 EMS 系统需求一书的封面。该书从大电网用户的角度提出一系列新的要求：面向服务的架
19、构、统一的消息总线、标准的数据模型、统一的人机界面、安全的体系结构等。国际特大电网运行组织 GO15 智能电网委员会 2015 年问卷调查结果见表 1-1，GO15 的全部 18 个成员都认为该白皮书仍然很重要，但 10 年前提出的几项主要功能要求实现的还较少，呼吁 EMS 开发厂家加快实施进度。表 1-1 国际特大电网运行组织 GO15 智能电网委员会 2015 年问卷调查结果续表虽然各国电网用户对 EMS 白皮书提出的技术要求热烈欢迎，但却受到国际上主流 EMS 开发商的消极对待，甚至抵制，主要原因是对其原有产品冲击巨大，需要整体升级换代才能 满足新的要求。美国 PJM 依据白皮书的思想建
20、设“先进控制中心-2 代”（AC2）项目，主要侧重于电力市场环境下的计划滚动编制和实时有功控制。该项目投资约 2 亿美元，由西门子、A REVA、ABB 三家公司联合开发，A REVA 负责电力市场，西门子负责平台和 EMS，PJM 负责项目总体协调，协调难度非常大，后来 ABB 公司退出。当时预计 2009 年底能有 AC2 系统雏形，但工程一再延期，从 2011 年起系统功能模块陆续投入运行，2013 年还有部分功能投运。欧洲电网在总结 2006 年 11 月 4 日停电事故教训的基础上，提出建设全欧洲电网运行状态实时告知和告警系统（ENTSO-EAwareness&Alarm Syste
21、m），但时至 2015 年底仍未见到其全面投入实际运行的报道。在智能调度领域的研究方面，国内相比国外发达国家起步较晚，但是发展迅速。文献10 提出了面向中国智能输电网的智能控制中心的概念，从信息基础、分析评估和控制决策 3 个层次探讨中国智能控制中心的技术革新。文献11提出了智能广域机器人（smart wide area robot，S mart-WAR）的思想，以电力混成控制论为理论基础，目标是使电网具备“多指标自趋优运行能力”，其核心是事件驱动控制，即电网运行出现不满意状态时进行控制， 使其恢复为满意状态。文献12提出了三维协调的新一代能量管理系统，该系统能够适应 电网在空间、时间和目标
22、3 个维度上的特点进行多方面协调的综合预警和智能辅助决策。华东电网开展了电网高级调度中心的建设，为建立适应我国电网发展的智能调度体系进行了有 益的探索。文献14提出以混成控制系统为核心，构建超级能量管理系统，并将超实时仿 真引入紧急状态的判断和紧急控制策略的验证。文献15针对特高压交流试验示范工程调 试试验和调度运行的需要，研究开发了特高压调度运行支持系统，为特高压调度运行提供了 方便可靠的技术支持。文献16提出了综合性的大电网安全稳定分析、预警及控制方法， 研发的系统在国家电网仿真中心的数字电力系统上已完成测试。文献18提出了面向智能 调度的新一代高级应用软件的整体架构，以云计算的高级应用软
23、件分析平台为支撑，通过调 度业务支撑环节和集中式机器学习系统环节，实现高级应用软件由面向功能到面向调度生产 业务的转变。国家电网公司开展了智能电网调度技术支持系统的研发建设工作，该系统采用 一体化平台、统一的数据模型以及先进的可视化技术，集成了实时监控与预警、调度计划、安全校核和调度管理四大类应用功能。目前，该系统已经成功应用于各级调度机构。此外， 面向电网的快速发展，国内研究机构也提出了未来调度系统平台及上层应用的整体架构设想。 这些研究和实践工作对推动电网调度控制技术的快速发展起到了至关重要的作用。总的来看，随着计算机技术、网络和通信技术、数据库技术等飞速发展和电力市场的要求以及标准的成熟
24、完善，调度控制系统正朝着数字化、集成化、网格化、标准化、市场化、 智能化的方向发展。（1） 数字化。数字化是指电网设备、采集、控制及管理的信息化。调度控制系统是数字电网的重要组成部分。电力调度控制的数字化将会给调度的视角带来新的变化，许多新兴 技术，如遥视技术、虚拟现实技术、可视化技术、全球定位系统技术、遥感技术、地理信息系统技术将会在未来调度控制系统中得到广泛而深入的应用。数字化的目标是利用电网运行数据采集、处理、通信和信息综合利用的框架建立分区、 分层和分类的数字化电网调度体系，实现电网监控分析的数据统一和规范化管理以及信息挖掘和信息增值利用，实现电力信息化和可视化、智能化调度，提高决策效
25、率和电力系统的安全、稳定、经济运行水平。（2） 集成化。集成化强调的是调度中心内部不同系统间的共享和整合，形成互联大电网调度大二次系统，这种系统需要综合利用多角度、多尺度、广域大范围的电网信息以及目 前分离的各系统内存在的各种数据。调度数据集成化就是要实现调度数据的整合，实现数据 和应用的标准化，实现相关应用系统的资源整合和数据共享，实现电网调度信息化和管理现 代化，从而为实现调度智能化服务。因此，调度控制系统应统筹考虑电力调度中心各控制系统的数据及应用需求，以面向服 务的体系结构，按照应用和数据集成的理念，构造统一支撑的数据平台和应用服务总线，实 现数据整合和应用功能整合，达到数据一致、数据
26、共享、应用功能增值的目的，并为调度控 制的运行和开发提供功能强大、方便易用的集成支撑环境。（3） 网格化。网格化是指在分层分布的调度管理体制下的各级调度中心之间信息的“需则可知”和分解协调控制。网格化是实现调度中心之间广域资源共享和协作，是一种在物理 网络互联基础上的应用和功能意义上的系统级联网。利用网格技术可以动态地建立包括计算、 数据、存储等在内的广泛的资源共享，而无须事先定义和维护需要共享的数据，将会使信息 “需则共享”的模式转变为“需则可知”的模式，大大加强电力信息化的程度，从而使信息共享的紧密耦合走向松散耦合。将网格技术作为技术支撑平台，并在此基础上构建未来互联 大电网监控系统广域分
27、布式能量管理系统，实现了各级电网调度控制系统和调度员培训 仿真系统的动态虚拟形成，共享资源和协同分析，保证电网的安全稳定运行和控制。对于解 决中国电力系统超大规模电网的数据共享和计算分析问题具有非常重要的意义。（4） 标准化。标准化包括遵循标准和制定新标准，强调的是通过遵循标准达到系统的高度开放，理想的目标是完全实现即插即用。只有标准化才能实现真正意义上的开放。与调度控制系统相关的最重要的国际标准包括 IEC 61970、IEC 61968 和 IEC 61850 等，随着对这些标准的研究理解、互操作实验及实际应用的不断深入，标准化的目标已经逐渐清晰了。标准化的另一个方面就是要制定新的标准，例
28、如，针对数字化所带来的各种信息的采集、 处理要制定新的规范和标准，针对厂站端和主站端的电网模型共享也需要制定新标准等。（5） 市场化。市场化是指在电力市场交易环境下的监控分析和控制。电力市场化改革给电力系统运行和控制带来一系列新问题。如，电网的传输容量逐步逼近极限容量；电网堵 塞现象日趋严重；负荷和网络潮流的不可预知性增加；大区电网运行相对保密，相关电网信 息和数据不足；厂网分开后的调度权受到限制，以安全性为唯一目标的调度方法转向以安全 性和经济性为综合目标的调度方法；市场机制不合理可能降低系统的安全性等。因此，需要 未来的调度控制系统和电力市场的运营系统更加紧密地结合在一起，在传统的能量管理
29、系统 应用中更多地融入市场的因素，包括研究电力市场环境下电网安全风险分析理论，以及研究 市场环境下的传统能量管理系统分析功能，如面向电力市场的发电计划的安全校核功能、概 率性的潮流及安全稳定计算分析、在线可用输电能力的分析计算等。（6） 智能化。智能化强调的是在数据集成化的基础上将电网的分析和监控提升到完全自动和智能的高度，是未来电网发展的必然趋势。智能调度技术采用调度数据集成技术，有 效整合并综合利用电力系统的稳态、动态和暂态运行信息，实现电力系统正常运行的监测与 优化、预警和动态预防控制、事故的智能辨识、事故后的故障分析处理和系统恢复，紧急状态下的协调控制，实现调度、运行和管理的智能化、电
30、网调度可视化等高级应用功能，并兼备正常运行操作指导和事故状态的控制恢复，包括电力市场运营、电能质量在内的电网调整的优化和协调。调度智能化的最终目标是建立一个基于广域同步信息的网络保护和紧急控制 一体化的新理论与新技术，协调电力系统元件保护和控制、区域稳定控制系统、紧急控制系 统、解列控制系统和恢复控制系统等具有多道安全防线的综合防御体系。1.4 特大电网运行控制的挑战根据GO15 的定义，特大电网是指发电装机超过 6000 万kW 或用电负荷超过 5000 万kW 的电网。截至 2016 年底，我国电网装机规模达 16.46 亿 kW，已超过美国电网（10.68 亿 kW） 和欧洲电网（10.
31、07 亿 kW），成为世界上装机规模最大、电压等级最高（1000kV 特高压）、年发电量最大的特大电网。特大电网的特点是覆盖多个区域，由多个调度机构共同完成运行控制，系统运行呈现紧密化特征，全网调度控制协同运行，这是各国特大电网的共同特性。GO15 18 个成员中，中国国家电网是其中最大的电网。随着国民经济的持续高速增长，我国电网规模快速扩大。20 世纪 80 年代前为省级电网， 90 年代形成区域电网。21 世纪以来，三峡工程促成了全国联网，西电东送工程加强了全国联网，可再生能源的飞速发展必将优化全国联网，将逐步形成坚强智能电网，中国电网的发展历程示意如图 1-4 所示。近十年来，我国发电装
32、机增加 2.2 倍，用电量增长 1.8 倍。我国能源资源与用电负荷呈逆向分布，76的煤电和 80的风电资源分布在“三北” 地区（东北、西北、华北），80的水电资源分布在华中地区，而 2/3 的用电负荷却分布在东部沿海地区。因此，远距离大规模的西电东送和基于坚强全国联网的大范围资源优化配置 是我国电力系统的必然选择，这实际上是由我国的自然禀赋所决定的。图 1-4中国电网的发展历程示意图我国电网发展规划是以发展晋陕蒙宁煤电基地和西南水电开发为契机，在华北与华中电网率先建设贯通南北的 1000kV 交流通道的基础上，再将华北华中同步电网通过特高压交流与华东电网相连，形成联结晋陕蒙宁煤电基地、西南水电
33、基地和华北、华中、华东负荷中心的特高压同步电网。全国将形成华北华中华东（简称“三华”）、东北、西北、南方 4 个主要的同步电网。在保证电网安全稳定运行的前提下，提高我国能源资源优化配置的能力， 满足中东部负荷中心地区接受大容量电力的需要，充分发挥大区联网效益。同时，积极推进与周边能源资源丰富的邻国实现电网联网，维护国家能源安全，促进各国经济和谐发展。图1-5 所示是“西电东送”及周边国家联网示意图。图 1-5 “西电东送”及周边国家联网示意图“三华”同步电网总装机容量将超过 8 亿 kW，覆盖地理面积约为 3.2106km2，届时将形成世界上规模最大的特高压交直流混联同步电网。电力系统的动态行
34、为更加复杂，不确 定因素增多，互联电网的控制复杂程度不断加大。此外，在特高压联网初期，其运行特性与500、220kV 电网运行方式密切相关，网架结构薄弱，发生连锁故障的风险加大，这些都将给电网调度运行带来重大挑战。（1） 电网特性呈现一体化。“三华”特高压电网在地域上将我国华北、华中和华东三大负荷中心连在一起，在负荷数量上将占到全国的 60以上，在结构上以团状结构代替了长链式结构，在技术上提供了原有 500kV 电网无法实现的区域之间强电气连接，构成坚强的大受端网络，并与西北、东北大送端电网紧密联系。国家电网从 500kV 就近手拉手的互联电网， 发展成为以特高压主网架连接的一体化电网，改善了
35、电网安全的物质基础；同时各级电网之间的相互影响、相互作用进一步增强，电网特性由区域主导转向总体模式，对一体化运行提出了新的要求。（2） 电力平衡模式发生改变。特高压骨干网架具有长距离、大容量送电能力，较好地适应了我国能源资源和消费逆向分布的实际，预计 2020 年特高压输送容量将达到 3 亿 kW 以上，约占全国负荷总量的 1/4，成为满足我国经济社会用电需求增长的重要手段，改变了以网省自我平衡为主的模式，实现了涉及周边国家在内的大范围优化配置，对电网运行中统一组织电力平衡和优化配置资源提出了新的要求。（3） 交直流混联电网复杂程度提高。随着特高压电网的发展建设，电网层级增多，电气联系增强，电
36、网运行特性更加复杂；同步运行的设备数量大幅增长，异步交换功率容量显著提高，加剧了电网运行工况和潮流的多变性；交直流混联，加大了电网运行控制的难度； 电网新技术、新设备大量应用，大容量风电和太阳能等新能源的不断接入，电网运行特性更加复杂，对电网统一协调控制提出了新的要求。（4） 机网协调的地位更加突出。特高压电网的发展为电源的集约化开发创造了条件， 大型水电、煤电基地加快开发，百万千瓦级风电基地完成建设，千万千瓦级风电基地开始建设；预计 2020 年西南水电外送规模超过 7000 万 kW，西北、东北、华北和淮南等 16 个煤电基地外送规模达到 2 亿 kW 以上；大型火电、水电、核电和可再生能
37、源基地的出现，使电源对电网安全运行和可靠供电的影响更加显著，对电网运行中的机网协调提出了新的要求。（5） 电网快速发展过程中运行压力更大。历史上，每个新一级电压等级发展初期都是运行安全的高风险期，特高压电网建设初期同样面临电气联系薄弱、高低压电磁环网、无功平衡、设备可靠性、低一级网络适应性等问题；同时，送电距离长，运行环境复杂多变，线路遭受自然灾害影响和外力破坏的几率增大；输送功率大，单一元件故障对电网冲击幅度加大，诸多因素均对特高压和 750kV 系统初期的运行控制提出了更高的要求。此外，西北、东北电网由于同步规模较小，为适应大规模外送、大容量机组增加和风电的超常规发展，也需要改进和加强运行
38、控制。综上所述，我国电网正在发展成为世界上规模最大、技术含量最高、输送水平最高、运行特性最复杂的电力系统。特大电网地域分布更广，结构参数动态时变，直流多馈入落点密集，大容量输电走廊集中，间歇式电源大规模并网，送受端强耦合，交直流强影响，加之自然灾害和外力破坏威胁严重，多重故障风险增大，电网运行特性由区域模式转向总体模式， 迫切需要提高整个电力系统的可观测性和可控制性，实现多级电网调度协调控制，提高全系统的运行控制和调度管理水平，因此亟需研发支持这些需求的新一代调度控制系统。1.5 电力市场运营的挑战20 世纪 90 年代，世界上出现了电力市场化浪潮。英国率先结合电力系统私有化和放松管制推行电力
39、市场；美国加州、PJM 电网、德州等也相继建立了美国模式的电力市场；北欧建立了电力库形式的电力市场，欧盟积极推动各成员国建立电力市场机制，逐步实现泛欧电 力市场；澳大利亚和新西兰等国也建立各自特色的电力市场。中国政府积极推动电力市场化改革。1998 年，上海、浙江、山东、辽宁、吉林、黑龙江 6 省（直辖市）开展了“厂网分开、竞价上网”省级电力市场试点工作。随着 2002 年底的电力体制改革，国家电力公司被分拆为 11 个单位，2 个电网公司、5 个发电公司、3 个设计建设公司，同时成立国家电力监管委员会。之后，6 个省级电力市场试点被叫停，另行开展华东、东北、南方等 3 个区域电力市场试点工作
40、，但试点运行时间均不长，基本上处于停滞状态。在省级和区域电力市场试点建设阶段，主要是建立了发电侧开放的日前、实时和月度电 能交易市场。作为电力市场运营组织者，电网调度（交易）机构基本主导了市场规则的制定 和技术支持系统的开发建设，在电力市场化进程中发挥了重要作用，也积累了宝贵的市场建 设与运行经验。2006 年起，国家电网公司建立了国家、区域和省三级电能交易市场，创新了发电权置换等多种交易类型，实现了集中撮合、双边交易、集中挂牌等多种交易方式，实现了多级电 能交易的协调互动。南方电网也建立了以年度、月度为交易周期的中长期电能市场，建立了 发电企业与省区电网公司的电能交易平台。电能市场以发电权侧
41、放开为主，部分省市自 2006 年起开展了电力用户与发电企业直接交易试点，由于尚未建立合理的输配电价体系，参与交易的电力用户类型及范围仍由政府指 定，发电和输电降价是交易开展的基础。但受电价机制等因素制约，国内电能市场依然是计 划和市场并存，计划模式在电能资源配置中占据主导地位。为贯彻落实十八届三中全会精神，“建设统一开放、竞争有序的市场体系，是使市场在资源配置中起决定性作用的基础”，国家电网公司深入开展能源资源大范围优化配置市场机制的研究，按照“放开两头，监管中间”的思路，提出构建全国统一开放、竞争有序的电力市场，打破市场壁垒，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进电力工业科学发展，促进
42、节能减排和生态文明建设，服务国家宏观调控，落实电力普遍服务，为经济社会发展提 供安全、可靠、经济、高效的电力供应。充分发挥输配电一体化和电网调度交易一体化在大 电网资源优化配置中的优势，构建市场规则统一规范、市场主体公平准入、市场运行公开透 明、市场管理高效有序的电力交易平台，向所有符合准入条件的发电企业、大用户开放，具 备条件后逐步向所有电力用户开放。总结国外电力市场建设的成功经验和我国进行的实践探索，尽管体系、规则不尽相同， 但共同的特点就是必须遵循电网运行规律，为电网运行提供有效的控制手段，解决电力实时平衡与电量计划预安排之间的差异。只有这样，才能充分保证电网安全，实现电力市场建设的目的
43、。当前，由于直接交易规模较小，对调度工作影响不大。在确保少量直接交易合同完成的前提下，通过年内动态调整，基本能够保证电厂年度发电计划均衡完成；而交易部门负责的月度计划仅是指导性的，在实际执行中不做强制要求。这种以安全为基础，以年度均衡为目标，滚动调整的计划、交易体系，保证了电网运行安全裕度，给调度预留了必要的调整空间，大致保证了发电企业利益的均衡性，基本能够适应当前电力生产组织要求。随着直接交易电量占比逐步提高，交易品种逐渐增多，交易频度不断上升，交易范围不 断扩大，计划电与市场电并存的问题突出，由于过渡期市场结构不完整，缺乏市场化的电力 平衡机制，现有以年度均衡、滚动调整为核心的调度方式将难
44、以适应市场化要求，调度工作 面临诸多问题。（1） 存量与增量协调困难。市场电与计划电并存，电量分解、计划安排、实时调度等各个环节，都与市场主体的利益密切相关。在市场不配套、规则不完整的情况下，负荷偏差、 水情变化、新能源发电增减、故障检修等因素发生变化时，可能造成计划电量或交易电量无法均衡执行，将矛盾和问题集中到调度环节。（2） 运行控制受到较大制约。当前的大用户交易，都是需要实际兑现的物理交易。随着交易量扩大，更多电网调节资源被固化，电网运行约束将不断增加，严重影响电网调节控 制能力。如果再遇到电网检修、故障、恶劣天气等因素，可调空间进一步压缩，运行难度和风险明显加大。（3） 安全风险更加凸
45、显。当前的电网是在均衡发电调度模式下规划建设的，市场化将改变现有的发电调度原则，可能导致电网潮流多变，加重或形成新的电网安全约束，现有网 架结构不适应市场化要求，电网建设滞后矛盾凸显，电网安全压力增大。（4） 新能源消纳受到影响。由于新能源具有的间歇性，电网消纳新能源的能力依赖常规发电可调节能力、电网输送能力和用电侧响应能力。大用户直购电交易锁定了大量的优质调峰资源，以及支撑直购电交易的输电资源，系统调峰能力受到制约，必然降低电网消纳新能源的能力。为解决上述问题，从近期看，应对中长期月度以上市场采取必要的限制性措施，合理确定市场规模；同时，对调度规则做出相应调整，在保证电网安全的前提下，适应当
46、前这种计划与市场的双轨制运行要求。从远期看，应该按照整体设计原则，建立科学完整的电力市场体系，特别是加快推进与中长期交易配套的现货市场建设，形成中长期交易与日前（实时） 交易相衔接、金融与物理交易相配套的完整市场构架，形成正确、有效的价格导向，引导电力系统安全稳定高效运行，促进电力工业健康发展。电力系统的市场化运行从本质上改变了电网调度运行模式，特别是实时电力市场和日前电力市场，是与电力系统运行控制紧密结合在一起的，各国各种模式的电力市场都要求调度运行更精细、调度控制更准确、调度行为更规范、调度效益更直接、多级协调更便捷。因此， 面临电力市场的新环境、新要求，迫切需要建设新一代调度控制系统。1
47、.6 大规模可再生能源的挑战随着传统煤炭、石油等一次能源的日益消耗，清洁或可再生能源发电技术在电力系统得 到了日益广泛的应用。许多国家制定了相应的发展战略和规划。2007 年初，欧盟提出的发展目标要求到 2020 年，可再生能源消费占到全部能源消费的 20，可再生能源发电占到全部发电量的 30。美国、日本等国家也制定了明确的可再生能源发展目标，引导可再生能源的发展。近年来，我国风电、太阳能等可再生能源发展迅猛，从 20052015 年，我国可再生能源利用以平均每年超过 25的增速发展，其中风电装机连续数年实现翻番式增长，平均每小时有一台风机投入运行。截至 2016 年底，风电装机容量达 148
48、64 万 kW，已经超过美国，成为全球第一风电装机大国。图 1-6 所示是世界和我国风电装机增长示意图。光伏发电发展更为迅速，平均每年增长 35 倍，到 2016 年底光伏装机已达到 7742 万 kW，已经超过德国，成为世界第一。图 1-6 世界风电和我国风电装机增长示意图今后一个时期，内蒙古、甘肃、河北、吉林、新疆等省、自治区将建成若干个千万 kW 级大型风电基地，西北部地区将建设大规模太阳能发电基地，中东部地区核电开发和西部地区大型水电开发将继续加快。根据我国可再生能源发展规划，到 2020 年，可再生能源开发利用总量在能源供应结构中的比重将由 7提高到 15。2020 年可再生能源发电装机占总装机容量的比例力争达到 30以上，水电总装机容量达到 2.9 亿 kW，开发程度达到 70左右，风电达到 2 亿 kW，太阳能发电达到 1 亿 kW，到 2050 年，清洁能源与可再生能源电力成为主要电源之一。国外可再生能源发电主要以分散接入为主，而我国由于可再生能源资源状况与经济发展区域