从自动化到智能化的飞跃 改革开放40年国网陕西电力电网调控发展侧记

变电站

2018年10月23日下午五点左右，国网陕西电力调度控制中心的调度指挥电脑屏幕上，预警红灯突然闪烁，监测数据数显几十公里外的某变电站出现用电高峰，电压下降，然而调度指挥工作人员不慌不忙，打开预警界面，鼠标一点，在线增压系统启动，报警红灯瞬间消失，短短几秒钟一条预警信息就这样安全快速的处理完毕。这样高效、准确、快速的调度指挥，几十年前不敢想象，更难以做到，如今对于国网陕西电力调度控制中心来说，这只是其智能电网调度控制系统一个基本应用。

如果把电网比作一个人，电网调度就是这个人的大脑中枢。改革开放40年来，国网陕西省电力公司（简称陕西电力）通过不断提高调度控制系统的建设及应用，大力推动电网调度控制智能化发展，电网调度从之前的看不着控不到，到现在的看的着控的到控的好，电网“大脑”通过强大的“神经网络”，确保了电网安全可靠高效运营，为坚强智能电网建设提供有力保障，对推动陕西经济社会发展做出了积极贡献。

砥砺奋进 40年“四级跳”

陕西电力调度于1953年建立，1998年11月27日0时陕西电力调度中心和西北网调分开运行，并正式命名为陕西电力调度中心。随着部分县级电力调度机构的建立，逐步形成了省、地（市）、县三级电力调度体系。

改革开发以来，电网调度控制系统经历了四个重要发展阶段。20世纪70年代，以电子计算机为基础的电力系统调度自动化开始应用。国内第一套国产自动化系统SD-176于1978年在京津唐电网投入运行，标志着国内电网调度自动化应用翻开了新的一页，是真正意义上的调度自动化系统。20世纪80年代中期，国内四大电网（华北、东北、华中、华东）引进了英国西屋公司（BritishWestingHouse）WESDAC-32调度自动化系统，于1989年相继投运。

80年代初期，西北电业管理局在无法申请到外汇指标的情况下，毅然决定建设国产自动化系统，以缩小与四大网的差距。配合调度生产大楼（尚德路57号）的建设，和南京自动化系统研究所（系统室）合作开发建设一套电网调度系统（PDP-11/24）。1986年12月正式投入运行，成为西北（陕西）电网第一代电网调度自动化系统。

随着西北电网（陕甘青宁）的发展，地域广阔，横跨黄河流域和长江流域，跨区域调节和跨流域调节特点明显，黄河上游大型水电站建设，使得电网规模不断扩大，现有的自动化系统（PDP-11/24）已不能满足电网运行控制需要，且该系统为国内研发的第一代系统，运行不稳定，不具备AGC和高级应用功能，与四大电网在电网调度自动化方面的差距依然明显。

因此，90年代初期西北电业管理局决定采用加拿大政府贷款方式，引进一套完整的能量管理系统（EMS），建设西北（陕西）电网第二代电网调度自动化系统。该系统采用了90年代最先进的分布式、开放网络体系结构，建设了数据采集及监视控制、自动发电控制（AGC）、网络应用分析等应用软件。

1995年，由当时的电力部电力科学研究院与东北电管局联合开发的，具有我国独立自主知识产权的CC-2000开放式、面向对象的EMS/DMS系统开发成功。1998年，南京自动化研究院成功研发了OPEN-2000调度自动化系统。这两项科研成果，结束了当时我国同类产品主要依靠国外引进的历史，我国电网调度自动化技术由此进入了一个具有里程碑意义的新阶段。这些成果彻底改变了我国网省调度自动化系统依靠国外引进的历史，为中国独立版权的EMS软件产业化作出了巨大贡献。

2005年10月，陕西电网启动第三代电网调度自动化系统建设，系统采用国电南瑞科技股份有限公司开发的OPEN3000系统，2006年7月通过出厂验收（FAT），2007年1月20日正式交付调度使用，2007年11月通过现场验收(SAT)。系统采用惠普公司的安腾服务器作为硬件平台，并且首次将EMS系统和WAMS系统集成于一体。

2012年至2013年，陕西省调分两期建设第四代电网调度自动化系统，即智能电网调度控制系统（D5000），一期系统于2012年6月开始建设，11月正式投入运行。电网运行稳态监视、变电站集中监控、自动电压控制等功能全部切至智能电网调度控制系统运行，原OPEN3000系统退出主用。2013年2月顺利通过国网“大运行”体系验收，并得到专家的一致好评，是直接在D5000系统上开展变电站集中监控业务的少数省公司之一。二期系统于2013年4月开始建设，10月正式投入运行，至此陕西智能电网调度控制系统各标准模块全部投入运行，实现智能电网调度控制系统全功能切主运行。

　　自主创新 技术不再授人以柄

　电网调度控制系统是控制复杂大电网须臾不可或缺的主要工具。同时，它更是一项技术要求很高的系统工程。从第一代电网调度自动化系统被迫自主研发，到第四代智能电网调度控制系统的建成，陕西电力人在学习中创新，在创新中学习，不断提升技术水体和创新能力。

在第三代电网调度自动化系统建设中，该公司结合实际将能量管理系统和广域相量测量及备用调度自动化系统集成于一个平台，从而实现了电网静态安全稳定和动态安全稳定的监视、在线分析的统一平台，属国内首创，该成果获陕西省科技三等奖。

2013年4月，陕西电力调度控制中心建成了智能电网调度控制系统（D5000），该系统是一套面向调度生产业务的集成的、集约化系统，给电网运行的监视、分析、控制、计划编制、评估和调度管理等业务提供技术支撑。D5000系统的部署应用实现了国分省多级调度控制业务的一体化协同运作，推动了调度技术装备的升级换代，实现了电网实时监测从稳态到动态、电网分析从离线到在线、电网控制从局部到全部、电网调度从单独到协同的重要技术进步，促进了可再生能源有效消纳，成为大电网调度须臾不可或缺的主要技术手段。

早期的电网调控事故处理主要依靠运行人员的经验，在电网事故的处理上科学性和合理性不足。2012年8月，陕西电网调度控制机构积极推进在线安全分析工作，推动调度机构从经验型向智能型转变，通过展开在线协同计算分析，判断系统运行情况、给出调度控制策略，提高了电网安全稳定可靠性，推动了调度运行专业转型升级。通过开展与网调（现在是分调）的联合在线安全分析，常态化开展330千伏及以上电网研究态预想方式分析、实时态运行分析和研究态故障处置分析，实现了静态安全分析、暂态稳定分析、小干扰分析、短路电流分析、电压稳定分析、稳定裕度分析等六大类分析计算功能全部上线计算。强化在线安全分析成果应用，利用在线计算结果预判电网安全风险，增强电网运行的预控能力。同时，利用调控DTS仿真平台的强大功能，全方位、立体化模拟调控范围内的各类可能出现的电网事故，做细做全日常的事故模拟演练，不断提升全体运行人员应对电网事故的能力。

随着受控变电站的不断增加，监控信息的巡视量也相应增加，为了保证巡视质量、杜绝漏监，经过对日常工作的总结，监控人员依托调控OMS系统开发了“监控辅助巡视系统”，该系统的应用，在保证巡视质量的基础上，极大地提高了监控巡视效率。通过开发电网异常记录、电网操作记录自动生成功能，在降低了运行人员记录负担的同时，也提升了运行记录的及时性和准确性。

上下延伸 “大运行”体系逐步建成

　2014年7月25日凌晨3点08分，330千伏香溪变输变电工程成功投运。该变电站是国网陕西省电力公司首次采用监控远方遥控模式启动的330千伏变电站。标志着陕西电力“大运行”体系初步建成。

为了推动电网调控智能化建设，2011年陕西电力进行了“三集五大”体系改革，通过调控一体化、调度一体化和技术支持系统建设，拉开了“大运行”体系建设序幕。此次建设将设备集中监控业务纳入调度系统，陕西省调负责陕西境内330kV及以上变电站变电设备集中运行监控、状态在线监测与分析业务。监控业务的开展使陕西省调对电网的管理由“调”逐步向“调、控”结合的方式转变，与此同时，陕西电力积极推进陕西11家地调调度自动化系统升级换代工作，截止目前已有7家地调完成智能电网调度控制系统建设，7家地调智能电网调度控制系统已完成出厂验收，预计年底建成投运。届时，陕西省、地调将全部采用智能电网调度自动化系统，极大提升陕西电网调控运行技术装备水平。

“大运行”体系建设全面实现了各级调控机构的调控一体化。35千伏及以上变电集中监控业务分别纳入省、地、县调控中心。35千伏及以上变电站集中监控覆盖率由76.6%提升到95.6%。其中，330千伏变电站集中监控覆盖率由0%提升到93.9%，实现了330千伏变电站从有人值班(无集控站)到调控一体化“两步并作一步走”的跨越。110千伏集中监控覆盖率由85.4%提升到97.6%，35千伏集中监控覆盖率由79.8%提升到90.8%。10个地区35千伏及10千伏线路故障隔离时间平均从27分钟缩短至15分钟，效率提高44.4%。

在D5000系统上建成了综合智能分析与告警、在线安全稳定分析、日前调度计划和量化安全校核四大核心应用功能，调度驾驭大电网的能力显著提升。在线安全稳定分析功能运行率达100%，计算误差率达0.80%；故障告警正确率达100%，综合智能告警功能在线运行率达100%，实现了与西北分中心的告警互推。AVC控制覆盖率达84.3%。实现了6座变电站的告警直传，实现了9座变电站的远程浏览。

通过集中建设地县一体化EMS系统和省地县一体化OMS系统，省、地、县(配)调自动化系统从67套减少为11套，调度运行管理系统从11套减少为1套，节约系统建设资金6415万元，节约系统运维资金620万元/年。

“大运行”实施前，330千伏变电站未实现集中监控，变电站运行人员共有539名，实施后，省调配置监控员27名，变电站变成少人值班，运行人员减少至245人，变电运行人员减员率达49.5%。各供电局（公司）实施大运行前共有监控员498人，实施大运行后地调监控员减少至155人，县调调控员增加至207人，减员率达到27.3%。全省监控人员从498人减少至389人，减员率达21.9%。省调监控效率从0.4等效站/人提高至21.4等效站/人，地调监控效率从1.36等效站/人提高至10.9等效站/人，县调监控效率从0.20等效站/人提高至1.02等效站/人。

“大运行”体系的建成，实现了从之前的被动调控到现在的主动调控，调度人员从经验型转为数据分析型，实现了人、财、物的集约，使得电网运行效力大大提高。

百尺竿头 建设世界一流智能调度

　未来，陕西电力将适应电网建设要求，不断推动电网调度控制智能化建设，针对特高压和配电网“两头薄弱”问题，以保障电网安全稳定运行为根本，深入分析大电网、新能源、市场化、新技术给电网运行及管理带来的机遇和挑战，提升大电网运行水平和调控能力，实现安全调度、经济调度、效益调度。

积极落实国家电力体制改革，促进大运行体系高效运转，提升“五大能力”（电网特性认知能力、电网协同控制能力、资源优化配置能力、调控技术装备支撑能力和调控精益化管理能力），完善“四大体系”（调控技术研究体系、全过程支撑体系、全维度标准体系和全方位管理体系），建设满足调控运行高度协同、清洁能源科学消纳、业务运转高效的电力调度技术支持系统。

提升大电网特性认知能力、大电网协同控制能力、大范围资源优化配置能力、调控技术装备支撑能力和调控精益化管理能力，完善调控技术研究体系、全过程支撑体系、全维度标准体系和全方位管理体系，建设调控运行高度协同、清洁能源科学消纳、市场调度有序开放、调控管理精益高效的世界一流智能调度，保障坚强智能电网安全、稳定、经济、环保运行。

初步建成电力现货交易平台，逐步深化、完善地区电网智能电网调度控制系统基础平台功能及四大类应用。建设新一代特高压交直流仿真平台，建成基于新一代特高压仿真平台的运行方式协同计算体系，形成上下贯通、多方协作、覆盖全面的一体化运行方式业务运作体系。

积极推广保护就地化技术，逐步取消合并单元，提升继电保护可靠性；研究基于信息共享的站域保护技术，优化后备保护配置，缩短保护动作时间，推动智能变电站技术进步，提升后备保护性能；完善省地一体化整定计算系统功能，建设地调继电保护定值在线校核平台，提升整定计算智能化水平和对电网的动态适应性；构建继电保护设备运行管理平台，提升运行管理水平；研究继电保护远方监控技术，提升继电保护对电网调控技术支持水平。

建立清洁能源优先调度评价系统以及消纳能力评估系统，开展清洁能源优先/优化调度的后评估，开展弃风、弃光电量评估；建立水电调度评价机制，提高水电调度精益化水平。加速推广充分适应新能源、多种负荷、储能设备接入的电网结构模式，提升电网接入友好性，推广新能源发电功率预测与智能调度运行控制技术，有效提升电网运行控制水平，高度协同各类型电源与负荷的有序运行。

开展基于监控信息的变电站设备运行大数据分析系统建设，持续加强各级调控机构实施变电站集中监控能力建设；通过识别监控数据间的有机关联、利用数据挖掘等工具，实现基于监控大数据的监控实时分析、快速判断的能力；通过研究视频在变电站集中监控中的作用，通过进行变电站三维激光扫描和精确定位，开展结合三维实景的变电站视频应用。

可以想象，未来在智能化调度系统的指挥调度下，陕西电网将会更加安全、稳定、经济、环保的运行，为陕西省经济社会发展和人民幸福生活提供坚实保障。宋晓川 郭晨 李永 薛怡

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