文献将DPS定义为:“它是某一实际运行的电力系统的物理结构、物理特性、技术性能、经济管理、环保指标、人员状况、科教活动等数字地、形象化地、实时地描述与再现。”可见,电力系统数字化涵盖系统运行、企业管理、外部环境等所有方面,实现对研究对象的实时描述与再现2个方面的功能。
“数字南方电网”有2层含义,即数字化南方电网和智能化南方电网。其中:数字化阶段的目标是实现管理、安全、运行等信息的获取、传递和使用的数字化;而智能化阶段的目标则是在数字化的基础上,实现全局性智能决策以及智能决策的自动分解、执行。
综上可见,数字化包括2个方面的工作:①对系统状态、企业管理、外部环境等信息的数字表示,这与信息化建设密切相关;②基于数字仿真的高级应用系统,这与自动化建设紧密联系。这也从一个侧面说明,智能电网的“四化”建设是一个有机的整体,相辅相成,互相促进。
目前,电力系统离线仿真软件都是电磁暂态与机电暂态分离,实时仿真主要还是依靠数模混合仿真系统。电力系统实时数字仿真器(real time digital simulator)正得到越来越广泛的应用。电力系统仿真必然朝着全过程超实时全数字的方向发展。
当前,调度侧基于SCADA、PMU/WAMS等数据采集传输系统开发了EMS、在线动态安全分析(DSA)系统以及广域监测分析保护控制系统WARMAP[27]等高级应用系统。这些可以看做是数字化电网的初级阶段。
2.2问题与建议
在电力系统数字化建设过程中暴露出如下问题:
1)厂站侧的数字化进程滞后于调度侧。调度侧的高级应用系统已经相对较为丰富和先进,但是厂站侧大多停留在数据采集、传输阶段;当前的“数字化变电站”仍然处于示范阶段,离实际的规模应用还有一段距离。
2)调度侧的高级应用系统缺少集成和统一的标准。
3)对某些元件的数学模型有待进一步深入研究,如负荷模型、风电机组控制模型、风速模型、光伏系统模型等。
4)缺少系统以外的重要信息,如光照、风力、地质运动等。
针对上述问题,建议有步骤地开展以下工作:
1)积极推进厂站侧数字化进程。具体来说有:
①在IEC 61850标准的指导下,推动数字化变电站建设;②实现输电元件的测量、保护、控制、通信一体化,实现对输电元件的数字化监测以及分散式的智能决策;③实现发电厂的数字化生产,如汽机/锅炉的效率管理、发电机的调频/调压管理等。
2)加强调度侧高级应用系统的集成和标准化建设。“华北电网稳态、动态、暂态三位一体安全防御及全过程发电控制系统”首次将以往分散的EMS、电网广域动态监测系统、在线稳定分析预警系统高度集成,调度人员无需在不同系统和平台间频繁切换,便可实现对电网综合运行情况的全景监视并获取辅助决策支持。该方面的经验值得借鉴和推广。
3)加强系统元件数学模型研究,尤其是一些传统难点(如负荷模型)或新兴元件(如风电机组、光伏电站、柔性交流输电系统(FACTS)设备等)的数学模型分析。精确且物理意义明确的数学模型,可以更好地指导数字化过程中的数据采集、状态监测、安全控制等。
4)积极与公共服务系统配合,将对系统安全稳定影响较大的外部信息(如天气、地质等)数字化,并集成到相应的决策分析系统中,为电力系统避免自然灾害导致的大停电提前做好准备。
