实时控制

该技术采用多变量模型预测控制系统技术、系统流阻优化技术，建立从取水、供水、回水、废水的全流程智慧系统，实现恒温、恒压、变流量供水，可降低公辅设备能耗 15%；对全厂水系统实时控制优化运行，工业水系统全流程自适应控制，可降低设备运维工作量。

在长期的光缆维护过程中，光缆纤芯接续分为标准的顺序接续和错误的交叉接序两类。而交又接序通常会给抢修及业务割接带来很大难度，若不能及时纠正，会在很大程度上增加光缆抢修及业务中断的时长，甚至导致通信业务无法恢复，为此采取纤芯核序有效判别纤芯接续情况。 此实效性严重制约了工作效率。传统的纤芯核序采用光源发光、光功率计收光“一对一”逐芯进行测试，如图1。曲靖电网电力通信光缆纤芯数共4056芯。按每组12芯计算，如果12芯光缆存在交叉错序情况，那么每组纤芯核序最少测试13次，最多需要测试12*（1+12）/2=78次，纤芯核序的测试次数及时长会随纤芯交叉的错误程度呈正相关分布，即交叉错序程度越复杂，纤芯核序次数会越多，耗时会越长，操作耗时繁项。项目组记录了一年纤芯核序操作的时长，统计数据表明当纤芯标准顺序排列时，平均12芯纤芯核序时长16min，而当纤芯交叉错序时，平均12芯核序时长16min≤T≤76min，相较于标准接续，核序超出用时0min≤t≤60min，影响电力通信的实时运行水平。 此操作性促生通信安全风险隐患。根据日常维护数据表明，光纤核序的测试次数越多，法兰盘纤芯接口的磨损概率会越大，接口损害极易导致电力通信实时控制业务中断。 此操作性协同配合要求高。传统纤芯核序需要测试人员在光缆两侧站点高度配合，同步操作。光缆一侧人员用光源向指定纤芯发送特定波长的近红外光，此时另一侧人员用光功率计对纤芯进行收光。测试人员各自操作的同时需要密切联系，互报收发光状态，逐芯同步操作，对测试人员的配合程度要求高。

该成果由中国大唐集团自主研发，风电机组主控制器作为风电机组主控系统核心部件，实现对风电机组的实时控制，同时负责指令接收与数据上传。可实现风电机组的数据采集与交换、逻辑计算、动作执行、人机交互、变桨、偏航、故障报警、电网故障穿越、一次调频等功能。该系统在满足实时性的同时能够实现环境自适应优化运行能力，有效提升单台机组发电效率，使风电机组能够自动化、智能化的运行。进而打造风电领域覆盖全生态的、具有自主知识产权的风电解决方案，针对无厂家支持的现役风电机组进行电控或涉网改造，实现风电场的提质增效，并为风电机组实时数据采集、大数据状态分析和智能化升级等企业数字化转型提供坚实的技术支撑。

变电站是电能汇集和分配的核心节点，国网公司从2019年启动智能变电站建设，其实现了全站信息数字化和共享，由于智能变电站是基于IEC 61850标准并采用大量光缆替代电缆，使得其二次回路（虚端子、虚回路）变成了“黑匣子”，导致整个二次系统深度依赖于变电站系统配置描述文件（SCD），配置流程需从装置模型文件ICD通过虚回路连接配置成SCD，再将SCD导出实例化后装置下装文件CID。这一过程的转变同时带来了建设、运维新的问题如系统文件配置效率和可靠性较低、各环节重复迭代工作量大，传输回路连接质量有待提高、运行维护可视化程度不足，回路状态监测方法缺失等。 研究智能变电站二次系统数字化设计技术及应用，是提高变电站建设效率和质量、贯通各专业各流程、实现电网灵活控制与便利运维的关键。本项目主要从以下难题开展研究：①变电站内百余种功能装置上万个虚端子相互关联，难以通过机器代替人工以数字化手段进行自动关联和追加重构；②变电站内物理回路与逻辑回路并存，难以实现自动匹配、即插即用及可视化直观展示；③变电站内相关二次系统回路复杂，难以实现自动监测、校核动态评估。该项目聚合产学研用单位联合攻关，实现在智能变电站系统文件配置方面，开发了基于模板库的学习型虚回路自动连接软件，开发了基于SED文件的智能变电站改扩建二次系统配置文件自动重构工具，构建了图模库一体化变电站系统文件自动配置平台，实现虚回路自动配置，大幅提升虚回路设计的准确性和高效性；在智能变电站传输回路连接方面，提出了虚实回路的建模方法，发明了基于“面接触”连接技术的高密度集束预制光缆组件，开发了基于“智能标签”的光缆链路数字化解析工具，实现传输回路的即插即用，有效提升了回路连接的可靠性；在智能变电站回路状态监测方面，发明了基于广义变比辨识的电流测量回路极性在线检测技术，开发了工程SCD文件管控工具，构建了基于聚类分析算法的二次系统动态定量评估平台，实现二次回路态势感知及实时控制，全面提升了二次系统的安全运行水平。 依托项目成果研制的预制光缆组件，光配模块、智能标签生成及解析技术，国网基建部以基建技术【2016】49号、【2017】107号等文件纳入新技术推广应用实施目录，在系统内各网省公司新建智能变电站中推广应用。项目共获授权发明专利7项、实用新型专利1项、软件著作权3项，发表学术论文11篇（SCI/EI检索5篇），出版专著6部，编制国家标准1项。

北方冬季因燃煤锅炉供暖造成严重空气污染，而热电联产机组大量并网运行又降低电网调峰能力，仅辽宁电网，2015年~2017年弃风电就超过50亿千瓦时，约90%弃风电发生在冬季供暖期，因此，迫切需要一种解决风电等清洁能源规模化消纳的行业共性重大技术难题。 项目依托2个国家和省部级重点科技项目，聚焦大规模弃风电-储热-供暖技术体系，研制大容量、高可靠和低成本的电加热固态储热装置，解决电热解耦问题，实现大面积清洁供暖；开发大规模弃风与大容量电储热协调调度技术，解决多源多域协调调度问题，实现大规模弃风消纳。项目主要科技内容包括：针对高电压、大容量、低成本电储热清洁供暖的技术经济性瓶颈，发明一种高温固态电储热能量转换装置，解决电热解耦高效稳定运行重大技术难题；针对储热材料和加热合金元件在高温中疲劳寿命及维护问题，提出高温加热合金元件表面负荷设计与控制方法，解决系统可靠性重大技术难题；针对高温储热体接入高于66kW等级电压下的电源接引和炉体内电场绝缘问题，提出炉体内部的弱电磁耦合加热元件以及穿透保温层的高压绝缘套管设计方法，解决高电压电源接引和炉体安全运行难题：针对大规模储热负荷消纳弃风电的重大技术问题，提出基于电储热柔性负荷的多源多域电网实时控制策略，解决了大规模弃风电和清洁供暖协调统一的世界性技术经济难题。

大规模分布式光伏接入配电网易造成并网点电压越限，威胁配电网安全稳定运行。面向计及多光储一体机的配电网提出一种集中式优化与分布式实时控制相结合的电压优化控制策略。首先建立配电网集中式滚动优化模型，制定各光储下个时段的电压和功率参考；然后提出基于电压灵敏系数的分布式电压实时控制方法，制定就地无功下垂曲线、分布式无功电压支撑和就地有功功率控制逻辑；最后通过IEEE 33节点算例验证所提控制策略的可行性和有效性。所提电压控制策略能够有效解决电压越限问题，并具备源荷功率随机波动下的自适应调压能力。

由于地铁实时系统对可靠性的要求十分严格，为了保证地铁系统的可靠运行，需要对地铁各方位采取冗余机制。本文简要介绍了宁波地铁一号线综合监控系统中前置机的冗余方案及同步机制，分别对串口冗余切换、网络冗余切换及系统冗余切换等方案进行了详细的探讨。

溪洛渡工程位于长江干流，坝高285.5m，是世界上已建的三座300m级特高双曲拱坝之一。地震设防标准、坝身泄洪流量及泄洪功率位居世界特高拱坝之首，结构复杂程度为世界拱坝之最。为达到其工作性态可知、可控，三峡集团公司开展了300m级特高拱坝智能化建设的创新和实践，并由此引申出“一个平台、两个模式、三个要素”与拱坝智能建造相匹配的管理模式，保证其建设过程规范、有序、协调、健康，实现“无缝大坝、精品工程、典范工程”的目标。 “一个平台”，是业务协同工作平台（Intelligent Dam Management），提供混凝土施工、混凝土温控等8个专业模块和预报警、仿真分析等6个管理模块，实现大坝施工全专业、全过程的实时、在线、全天候的标准化、数字化、精细化管理，以及参建各方的高效协同工作。 “两个模式”，是基于拱坝智能化建设，首次提出并实践的“一个中心、两个支撑、三个支柱“1+2+3建设模式”和“参建四方、一个协同平台、多家科研院校的4+1+N项目执行模式”，“产学研用”紧密结合，使项目各干系人的优势资源得到了充分发挥，通过实时、在线、有针对性地研究大坝混凝土和大坝结构的真实性态，并动态优化设计和施工方案且采取切实可行的工程措施，使科研对项目建设的技术支撑由事后问题分析转变到事前预判的源头管理。同时，引申出高科技条件下，“跨单位、跨学科、跨地区产学研用一体化”的大坝建设科研新模式，并在生产中达到理论与实践统一。 “三个要素”，通过“全面感知、真实分析、实时控制”体现智能控制全过程，形成现场数据实时采集传输技术，施工期全坝全过程仿真与优化，300m级拱坝智能化建设施工标准及关键施工技术和以智能温控、智能振捣、数字灌浆等为核心的软硬件一体化的成套智能建造装备。 “一个平台、两个模式、三个要素”的拱坝智能建造管理模式，引领水电工程走向智能化，经过溪洛渡工程的实践，证明这种管理模式充分调动和集成了项目各方资源，达到了预防为先、实时导向的效果，创造了浇筑680万m3 混凝土未发现温度裂缝、常态混凝土取芯20.59m和国内外钢衬混凝土最短间歇期26天均衡施工的世界纪录，并提前工期11.5个月确保按期蓄水发电。溪洛渡已历经5年蓄水运行，监测成果表明各项指标均在设计允许范围内。鉴定委员会认为“该成果是混凝土拱坝筑坝技术和管理的重大创新，居于国际领先水平”。成果授权发明专利12项、实用新型19项、软件著作权13项，并在向家坝、白鹤滩、乌东德、藏木等工程应用推广，社会和经济效益显著，可供国内外同类高坝建设项目管理借鉴。

云南电力市场交易资金业务面向交易中心、售电、发电、用电企业等数百万家企业及个人用户，涉及交易服务费、保证金、零售服务费、履约订金等多种资金业务场景，海量资金流与电力交易业务紧密耦合，具有多品种、高实时、强耦合、防风险、降成本的更高要求，传统银行转账和预付费等资金支付方式已无法支撑。项目针对电力交易资金收付模式复杂多样、与各银行机构及关联平台的衔接和整合等难点，依托公司多个项目持续攻关，研发了电力交易资金支付实时控制技术，首次构建了通用、高效、可靠的“电交e通”电力市场综合资金平台，实现交易流、资金流、信息流的实时交互和统一，支撑电力交易资金业务的一站式全线上服务。 项目获得授权发明专利3项，实用新型专利1项，软件著作权13项，发表论文13篇。项目已在全省32165家不同类别的市场主体、131666笔交易合同上得到应用，支撑了三年来近3000亿kWh的电量交易，取得了显著的经济效益和社会效益。该项目成果在电力交易领域属全国首创，在推进国家电力体制改革和电力交易机构独立规范运行方面具有重要意义，具有引领和示范性作用。经中科合创组织由清华大学、武汉大学等知名高校和机构专家组成的评价专家组鉴定，该成果“在电力交易领域应用上达到国际先进水平”，其中部分“达到国际领先水平”。

目前我国工业系统国产 DCS 系统的核心部件仍基于进口 芯片及外国产操作系统，无法做到自主可控；加之国产 DCS 系统在工控安全防护方面起步晚，工控防护功能缺失，导致 我国工业领域尤其是发电行业在安全性上存在较大缺失。本 项目从实时控制网络安全通讯技术、基于国产嵌入式多核处 理器的控制器软硬件容错技术、基于国产嵌入式处理器的冗 余控制器软硬件技术开发、国产软硬件的自主可控 DCS 系统 示范应用等方面开展了创新性技术研究，提升了控制网络的 安全性，解决了操作站软件遗留 Windows 操作系统的问题， 实现了控制器系统供应链安全，实现了 100%国产化，为后续 机组改造实施奠定了基础，具有全行业推广的应用价值。