产学研合作：促智能电网快速发展

建立智能电网初期要产学研合作，该体系对智能电网技术的快速发展非常关键。所谓产学研合作体系，就是由官、产、学、研、中介、金融六个部分构成，由产业界启动，以学术界研究与开发为起点，在政府、中介、金融机构等的支持下，经过产业界成功的市场实践而形成的产学两界合作交流的创新体系。智能电网技术的发展应该立足在这种立体化的产学研合作网络中，由企业主导技术转化和生产销售，高校和研究机构进行技术创新和人才培养，政府提供政策和法律支撑，中介组织沟通信息、搭建合作网络，金融机构负责资金筹集和运转，六方围绕科技创新有机结合，相互影响，相互促进，在市场机制下形成一个知识的消化、生产、转移和价值再造的动态链条，将学习与研究、研究与产业化紧密结合，从而大大缩短由知识到技术再到产品的周期，推动智能电网技术的快速应用和发展。在这里特别强调重视大学等科研机构在其中所起的作用。因为以大学为代表的学术界提供了新思想、新方法、新概念的源泉，原始性的创新主要依赖他们来完成。与大学的紧密合作可以弥补企业创新研发能力的不足。

2.智能电网的效率与电力体制改革

智能电网不可避免地会遇到效率和制度安排的问题。电力市场化改革是智能电网活力和效率的重要制度保障。智能电网运行得是否有效率，与市场化的体制建立密切相关。竞争性市场过程通常具有较高的效率。在放松管制、促进竞争的电力市场条件下，智能电网的效率才有保障。市场也会存在无效率的情况。这需要通过政策、法规、组织（如电力监管委员会等）或政府干预的手段进行规范和调节。

3.演进与设计

智能电网作为复杂大系统，不是一蹴而就，也不是一成不变的。随着社会发展和需求的提高，以及创新的不断涌现，智能电网将不断演进和发展。在经济学中用“新奇”这一概念来表达新的行动可能性的发现，它是人类创新性的结果。由于不可能充分预见到新奇的创生，因而行为者也就无法采取最优的行为。智能电网的最优方案或最优性能也是不能完全预见和实现的，很可能有些预期的新技术没有实现，而没有预期到的新技术却悄然出现了，所以智能电网建设的过程只能是一个依据经验不断发展乃至试错的过程，以满意度作为考察的量化指标更为合适。我国智能电网可以分层分级实现：

1）以解决能源资源分布和经济发展不均衡、提高电网输送能力、实现远距离大容量输电为目的的智能特高压输电网为第1个层次。在该层次，应该加强统一协调和统一规划，以利于形成统一调度运行的统一或联合电网。

2）以提高安全性和解决大规模可再生能源接入为目的的智能高压大电网为第2个层次。在该层次，也由电网公司统一规划和推动实施，其优点是，实施阻力小，交易成本（谈判成本）低，便于统一调度。

3）以提高供电质量和可靠性、解决分布式能源、经济学视角思考分散化、小容量、多数量接入为目的的智能配电网为第3个层次。在该层次，可以多开展一些体现多元化和多样性的智能电网建设试点，包括微网技术的示范等，多吸引社会力量的参与，引入市场化机制，鼓励开展有序竞争，在对涌现出的各种新方案通过实践检验并进行科学比较论证的基础上，逐步规范化和给出推广建议。

4.信息化建设

我国电力工业信息化可以追溯到20世纪60年代。初期只是电子计算机应用起步阶段，主要应用在电力实验计算、工程设计与计算、科研计算、发电厂设备自动监测、变电站自动监测等方面；20世纪80年代以后，信息技术、计算机技术在电力工程领域得到广泛应用，如电网调度自动化、发电厂生产自动化控制系统、电力负荷预测与控制、计算机辅助设计、计算机仿真系统等，各电力企业信息技术的应用由操作层向管理层延伸，从单机、单项目向网络化、整体性、综合性应用发展，从局部应用发展到全局应用，从单机运行发展到网络化运行；在“十一五”期间，电力信息化建设已纳入企业总体发展战略，信息化进一步与电力企业的生产、管理与经营融合。

电力信息化的成果主要体现在：

1）电力通信硬件设施的不断完善。电力通信的传输方式从20世纪70年代的电力线载波、80年代的模拟微波、90年代的数字微波，到今天以光纤和数字微波为主，卫星、电力载波、电缆、无线等多种通信方式并存，通信范围已基本覆盖了全国，电力专用通信网已初具规模。

2）电力工业软件系统不断升级。电力信息化可分为两大类：一是电力生产控制，如数据采集与监控（SCADA）系统、分散控制系统（DCS）、配电管理系统（DMS）、能量管理系统（EMS）、相量测量单元／广域测量系统（PMU／WAMS）；二是电力企业管理，如管理信息系统（MIS）、企业资源规划（ERP）、企业资产管理（EAM）、自动作图／设备管理／地理信息系统（AM／FM／GIS）、电能计量（TMR）、电力营销系统等。

3）进入“十一五”之后，国家电网公司开始实施“SG186”信息化工程，这是电力信息化建设新时期的标志性事件。许多示范工程成果已经纷纷上线，如华东电网企业级信息系统项目、华北电网企业级信息技术集成平台项目、西北电网ERP项目、上海电力“SG186”示范工程等。

5.数字化建设

1998年1月31日，美国前副总统戈尔在加利福尼亚科学中心讲演时首次提出了“数字地球”的理念。随后，各个行业也纷纷提出自己的数字化理念，如“数字城市”、“数字水利”、“数字电网”等。2000年，卢强院士在国内首次提出了“数字电力系统（Digital Power Systems，DPS）”的概念。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两个方面的功能。“数字南方电网”有两层含义，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，数字化包括两个方面的工作：

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。(www.xing528.com)

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、在线动态安全分析系统以及广域监测分析保护控制系统等高级应用系统。这些可以看做是数字化电网的初级阶段。

6.自动化建设

传统电力系统自动化按照领域可划分为调度自动化、厂站自动化和配电自动化。

1）电网调度自动化系统发展迄今已经历3代：

①20世纪70年代基于专用计算机和专用操作系统的SCADA系统可以称为第1代。

②20世纪80年代基于通用计算机的EMS称为第2代。

③20世纪90年代基于RISC／UNIX的开放式分布式EMS／DMS称为第3代。

随着计算机和网络技术的飞速发展，第4代自动化系统的基础条件如Internet技术、面向对象技术、数据库技术、Java技术、中间件技术、多代理技术、厂站自动化技术、安全防护技术、电力市场运营技术等已经具备，预计新一代自动化系统将于21世纪初诞生。

2）厂站自动化随着计算机、自动化、通信和网络技术的发展，大体经历了集中式、分层分布式和现场总线式三个发展阶段。

3）配电自动化的进程明显落后于世界先进水平。西方发达国家的配电自动化已经经历了三个阶段：

第1阶段是20世纪70年代实现重要线路故障自动隔离、自动抄表等。

第2阶段从20世纪80年代开始，进行了大量的配电自动化试点工作及馈线自动化、营业自动化、负荷控制的试点工作。

第3阶段从20世纪末开始，伴随计算机与网络通信技术发展以及电力工业市场化改革，以配电管理系统、配电自动化、用户自动化为主要内容的综合自动化成为配电网自动化的发展方向。

1999年原国家电力公司《配电系统自动化规划设计导则》正式对“配电系统自动化”的概念进行了定义。我国从20世纪90年代中后期开始了配电自动化的试点工作，目前基本处于发达国家发展历程中的第2阶段。按照自动控制的功能可以将电力系统各项控制措施划分为“三道防线”。其中，第一道防线——快速可靠的继电保护，有效的预防性控制措施，确保电网在发生常见的单一故障时能稳定运行以及电网的正常供电；第二道防线——采用稳定控制装置及切机、切负荷等紧急控制措施，确保电网在发生概率较低的严重故障时能继续保持稳定运行；第三道防线——设置失步解列、频率及电压紧急控制装置，当电网遇到概率很低的多重严重事故而稳定破坏时，依靠这些装置防止事故扩大，防止大面积停电。随着电力系统越来越复杂，以及测量、通信技术的发展，“三道防线”正朝着在线、优化、协调、自适应和综合防御的方向发展。

决策支持技术将复杂的电力系统数据转化为系统运行人员一目了然的可理解的信息，因此动画技术、动态着色技术、虚拟现实技术以及其他数据展示技术用来帮助系统运行人员认识、分析和处理紧急问题。在许多情况下，系统运行人员做出决策的时间从小时缩短到分钟，甚至到秒，这样智能电网需要一个广阔的、无缝的、实时的应用系统、工具和培训，以使电网运行人员和管理者能够快速地做出决策。