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1、第一章 绪论 1 电力系统及其调度自动化的发展 一、大规模联合电网的发展 经济生活的发展，对电能的要求不断增加。大工业生产需要大量电力，家用大用电器越来越多。小规模的电网已不能满足如此巨大的能量需求。1、大规模联合电网的优点(1)综合利用水力、火力、核能等发电能源，以解决能源资源与负荷分布地域间的不平衡。以湖北的水电和河南的火电交换为例。(2)利用时差和季节错开负荷高峰，减少总的装机容量。(3)采用大容量机组，节省投资和运行费用。(4)发生故障时不同电网间可以互相支援。2、我国目前的电网结构 目前我国基本上进入大电网、大电厂、大机组、高电压输电、高度自动控制的新时代。电网发展的主要标志是：1.
2、我国现有发电装机容量在 2000MW 以上的电力系统 11 个，其中东北、华北、华东、华中电网装机容量均超过 30000MW，华东、华中电网甚至超过 40000MW，西北电网的装机容量也达到20000MW。南方电力联营系统连结广东、广西、贵州、云南四省电网，实现了西电东送。其它几个独立省网，如四川、山东、福建等电网和装机容量也超过或接近 10000MW。2.各电网中 500KV（包括 330KV）主网架逐步形成和壮大。220KV 电网不断完善和扩充，到1999 年底 220KV 以上输电线路总长达 495123km，变电容量达 593690MVA。其中 500KV 线路（含直流线路）达 229
3、27km，变电容量达 80120MVA。3.1990年我国第一条从葛洲坝水电站至上海南桥换流站的500KV直流输电线路实现双极运行，使华中和华东两大区电网实现非同期联网。4.随着 500KV 网架的形成和加强，网络结构的改善，电力系统运行的稳定性得到改善。近 10年间系统稳定破坏事故比前 10 年下降了 60%以上。5.省及以上电网现代化的调度自动化系统基本实现了实用化。6.以数据通信为特征的覆盖全国各主要电网的电力专用通信网基本形成。目前，东北与华北联网工程已基本建成；华东与福建联网工程具备开工条件；华北与华中、华中与西北、西北与川渝、山东与华北联网项目的前期工作按计划进行。三峡建立以后，可
4、能会形成全国的统一电网。东北电网：辽宁、吉林和黑龙江三省以及内蒙古自治区东部。到 1999 年底装机容量达 35943.9MW 华北电网：由北京、天津、河北省、山西省和内蒙古自治区的西部等供电区的电网组成。1999年底发电装机容量为 40716.2MW，年发电量 1922.35 亿 KWh。华东电网：上海市、江苏省、浙江省和安徽省。1999 年底发电装机容量为 1986.4MW，年发电量 2268.9 亿 KWh。华中电网：河南、湖北、湖南和江西四省。到 1999 年丰华中电网发电装机容量为 43365.4MW，年发电量 1673.22 亿 KWh。南方四省联营电网：广东与广西，云南和贵州。福
5、建电网：1999 年末装机容量 9657.4MW，年发电量 356 亿 KWh。山东电网：1999 年底发电装机容量 18017.8MW，年发电量 912.05 亿 KWh。四川电网：西北电网：陕西、甘肃、青海三省和宁夏自治区。到 1999 年底西北电网总装机容量为 18021.9MW，年发电量 736.14 亿 KWh。13、大规模联合电网运行的重大问题(1)电能质量 三个评价指标：电压、频率、波形。波形靠发电机的设计保证。遏制高次谐波的影响。典型的非线性大功率电器会产生高次谐波，如轧钢机、电弧炉、电气铁路等。与运行有关的就是电压、频率。按国家规定，正常运行频率应在 49.850.2hz 间
6、。电压波动不超过 10%。(2)经济性 对一次能源的合理调度、机组合理起停、负荷合理分配、减少传输损耗都能节约大量能源、产生极大的经济效益。核电机组和大型火电机组启动代价很高，适合带基本负荷。水电机组启动很快，适合调频、调峰。丰水期适合让水电机组尽量满发，少开火电机组。(3)可靠性 大规模电网一旦发生故障，若处理不及时或误处理，会造成事故扩大，波及正常运行部分，造成大规模停电。其造成的损失远大于经济运行产生的效益。二、电力系统调度控制的基本任务 中华人民共和国电力法规定，电网运行实行统一调度、分级管理；各级调度机构对各自调度管辖范围内的电网进行调度，依靠法律、经济、技术并辅之以必要的行政手段，
7、指挥和保证电网安全稳定经济运行，维护国家安全和各利益主体的利益。电力法明确电力生产和电网运行应当遵循安全、优质、经济的原则。1、电网调度的首要任务是保障电网安全、稳定、正常运行和对电力用户安全可靠供电。为此，调度机构要预先通过大量的计算分析，制定对付意外事故的安全措施，装设安全自动装置和继电保护设备。做好事故预想和处理预案，防范于未然。一旦电网发生故障，调度就要按电网实际情况并参考处理预案，迅速、准确地控制故障范围，保证电网正常运行，并避免对电力用户供电造成影响；遇到严重事故时，为保证主网安全和大多数用户的正常供电，调度将根据具体情况采取紧急措施，改变发输电系统的运行方式，或临时中断对部分用户
8、的供电。故障消除后，调度要迅速、有序地尽快恢复供电，尽量减少用户停电时间。2、调度的另一重要任务是，保证电能质量，保持频率、电压、波形合格。这就必须时刻保持发电和用电的瞬时平衡。由于电能不易大量贮存，而用户的用电是随机的，要时刻保持供需平衡，就要求调度必须提前预计社会用电需求，并依此进行事前的电力电量平衡，编制不同时段的调度计划和统一安排电力设施的检修和备用。在实际运行过程中调度一方面要依靠先进的调度自动化通信系统，密切监视发电厂、变电站的运行工况和电网安全水平，迅速处理时刻变化的大量运行信息，正确下达调度指令；另一方面要实时调整发电出力以跟踪负荷变化，满足用电需求。3、调度还需要综合考虑国家
9、能源政策和环保政策，以及电源分布、负荷需求、电网结构以及防汛、环保等因素，按照公平、公正的原则合理安排发电，实现发电资源的优化利用，以提高国家电力能源利用效益。/*-(1)保证电力系统运行安全 方法：a、增加发电能力、输电设备传输能力、变电设备的容量 b、改善电网结构。薄弱的电网结构是安全可靠运行的重大隐患。常见的薄弱结构有：距离过长的单回线路，大电源 T 接、高低压电磁环网、弱联系大环网、过弱的受端系统、主要联络线负 2荷过重。c、安全保护装置灵敏可靠。保护的四个原则：选择性、速动性、灵敏性、可靠性。d、提高调度自动化水平。监视和控制电力系统。包括对发电机出力、负荷、电压、频率的监视以及保护
10、动作、设备损坏的监视。通过操作和控制，调整和重新安排出力和网络结构。按照本系统设计的安全稳定导则，准备系统可能出现的事故。在故障情况下，调度人员应迅速采取措施，消除故障，恢复正常供电。(2)保证电能质量 调整发电机有功出力，维持额定频率。调速器进行一次调频。调度中心人工或利用电厂AGC(Automatic Generation Control 自动发电控制)自动二次调频。调整发电机无功出力和控制无功补偿装置，保证重要点电压水平。调度员投切无功补偿装置进行无功平衡调整电压。AVC(Automatic Voltage Control 自动电压控制)自动调整电压。基本原则：有功全网调整，无功就地平衡
11、。有功调频率，无功调电压。当然有功调整对电压也有影响。（因为线路、变压器无功损耗很大，所以无功不能远距离传输）。(3)保证电力系统运行的经济性 合理安排系统潮流，减小传输损耗。合理调配水火电机组，保证燃料消耗最小。从几个小时到几个月的短期运行计划。作计划时要考虑：负荷预测 能源资源情况：燃料供应情况，燃料价格、水源情况、来水流量预测 负荷分布和网络条件 出力计划、机组开停计划、机组检修计划、机组可用率和容量限制 交换功率计划 无功功率计划 网络配置和开关操作计划 计划目的是在保证供电质量和系统安全可靠前提下，使系统运行最优。(4)运行报表与事故记录 提供运行报告和统计资料。事故记录可按时间和性
12、质分类，以利于分析事故原因，为以后的安全运行提供借鉴。运行报告提供负荷预测、发电计划、运行方式安排的基本依据。-*/三、电力系统调度自动化的发展 电力系统自动化技术沿着元件局部子系统（岛）管理系统的道路发展。理论发展可以分为 3 个阶段：60 年代以前处在经典理论阶段；七八十年代注入了控制论，形成了以计算机为基础的现代理论阶段；90 年代以后注入经济理论，而到达电力市场理论阶段。输电系统：1、40 年代将数据展现在模拟盘上，增强了调度员对实际系统运行变化的感知能力。2、50 年代布线逻辑的远动装置及机电式的调频装置实现自动发电控制（AGC）3、60 年代初，利用数字计算机实现电力系统经济调度，
13、开始了计算机在调度中的应用 4、70 年代，计算机系统的应用从以考虑经济为主转移至以安全为主，出现了所谓电网 SCADA系统。SCADA 的基本功能：数据收集、信息显示、监视控制、报警处理、信息存储与报告、报表与打印、数据计算、事件顺序记录、事故追忆 5、80 年代，电网自动调频和有功功率经济分配的装置和自动调节系统不再独立存在，而是以 3AGC/EDC 软件包的形式和 SCADA 系统结合，成为 SCADA/AGCEDC 系统，这是 SCADA 系统出现后的电网调度自动化系统中第 1 次功能综合。6、60 年代末提出了用 SCADA 采集的实时信息对电力系统的扰动（开关操作、事故跳闸）进行在
14、线快速分析计算，用以解决电网运行方式的在线研究和事故跳闸后果的预测。从 70 年代初开始，为了解决由于电网不可观察（SCADA 采集的数据存在误差、通道可能中断、RTU 可能停运等）带来的潮流计算不收敛（在离线电力系统计算时不会遇到），发展了各种基础算法，开发了网络拓扑、外部网络等值、超短期母线负荷预计、状态估计等一系列软件，建立可计算的所谓可观察区，将 SCADA 采集到有误差的“生数据”转变成潮流计算收敛的“熟数据”，建立了熟数据库。在这一基础上开发了调度员在线潮流、开断仿真和校正控制等所谓电网高级应用软件（PAS）。PAS 投运后，电网运行方式的改变以及当前运行方式下遇到大扰动时的后果就
15、可以通过 PAS 自动预计出来。网络熟数据库的建立，为各种电力系统的优化软件，如线损修正、无功优化、最优潮 流 等 的 开 发 提 供 了 条 件。自 从 PAS 综 合 到 电 网 调 度 自 动 化 系 统，形 成 了SCADA/AGCEDC/PAS 系统后，电网调度自动化系统从 SCADA 系统升级为能量管理系统（EMS）。PAS 工程化后，在线调度员培训仿真器（DTS）得到了发展，并综合到 EMS 中。如今电力系统已经成为一个 CCCPE 的统一体，即计算机（computer）、控制(control)、通信(communication)和电力电子(power electronics)的
16、产生、输送、分配装置以及电力电子装置。配电系统：DMS(Distribution Management System 配电管理系统)实现对配电网的管理。除了常规的SCADA 功能如开关、刀闸位置，母线电压、线路功率监视，跳闸、越限报警以外，还可实现网络拓扑，潮流计算。状态估计，电压控制的高级功能。作为配电网自动化的主要特点，DMS 可利用 GIS 技术，在城区地理背景图上进行电力元件动态拓扑着色，自动电源搜索，最优抢修路径，报障电话处理和故障定位，自动停电转接电源等功能。2 电网的分级调度与管理 为减少电力传输损耗，所有的大功率电力传输都采用高压传输。发电厂发出电能到用户，中间必须经过多级变压
17、，从而产生多个电压级别。相应的，电力系统按照电压级别设立调度中心。我国现有电压等级：220kv500kv 超高压电网。构成大区电网的骨架和大区电网间的联络线 110kv220kv 输电网。构成复杂的输电网络，在各地区间传输电能 35kv110kv 供电网。由枢纽变电站送电到靠近负荷区的本地变电站 10kv 配电网。本地变电站送电到居民区的杆上变压器或配电室 电网调度管理条例明确，调度机构分为五级，即国家调度机构，跨省、自治区、直辖市调度机构，省、自治区、直辖市级调度机构，省辖市级调度机构，县级调度机构。目前我国已建立了较完备的五级调度体系，分别是国家电力调度通信中心，简称国调；东北、华北、华东
18、、华中、西北、南方电力调度通信中心，简称网调；各省（直辖市、自治区）电力公司电力调度通信中心，简称省调；还有 270 个地调和 2000 多个县调。4 国家调度中心 各级的任务如下：1、国家级调度中心：网局调度中心地区调度中心省级调度中心县级调度中心直属电厂 地方电厂 省属电厂 直属 变电站地方变电所 变电所省属 变电站这是我国电网调度的最高级。在该中心中，通过计算机数据通信与各大区的控制中心相连接，协调确定各大区网间的联络潮流和运行方式，监视、统计和分析全国的电网运行情况。(1)在线收集各大区网和有关省网的重点测点工况和全国电网运行状况，作统计分析、生产报表、提供电能情况。(2)进行大区互联
19、系统的潮流、稳定、短路电流及经济运行计算，通过计算机通信，校核计算的正确性，并向下一级传送。(3)作中、长期安全、经济运行分析，并提出对策。2、大区网局调度控制中心 负责高压电网的安全运行并按规定的发供电计划和监控原则进行管理，提高电能质量和经济运行水平。(1)实现电网的数据收集和监控、经济调度和安全分析。(2)进行负荷预测，制定开停机计划、水火电经济调度日分配计划，闭环或开环指导自动发电控制。(3)省(市)间和有关大区网的供受电量的计划编制和分析。(4)进行潮流、稳定、短路电流及离线或在线的经济运行分析计算，通过计算机通信校核各种分析计算的正确性并上报下传。3、省级调度中心 负责省网的安全运
20、行，并按规定的发供电计划和监控原则进行管理，提高电能质量和经济运行水平。(1)实现电网的数据收集和监控。目前省网有两种情况：独立网或与大区或相邻省网相联，必须对电网中的开关状态，电压水平，功率进行采集计算，进行控制和经济调度。(2)进行负荷预测，制定开停机计划、水火电经济调度日分配计划，编制地区间和省间有关网的供受电量的计划，闭环或开环指导自动发电控制。(3)进行潮流、稳定、短路电流及离线或在线的经济运行分析计算，通过计算机通信校核各种分析计算的正确性并上报下传。5(4)进行记录如功率总加，开关变位，存档和制表打印。4、地区调度中心(1)采集当地网的各种信息，进行安全监控。(2)进行有关站点（
21、直接站点和集控站点）的远方操作，变压器分接头调节，电力电容器的投切等。(3)用电负荷的管理。5、县级调度中心 按县网容量和厂站数分超大、大、中、小四级。(1)根据不同类型实现不同程度的数据采集和安全监视功能。(2)有条件的县调可实现机组起停、断路器远方操作和电力电容器的投切。(3)有条件的可实现负荷控制。(4)向上级调度发送必要的实时信息。3 电力系统的运行状态 电力系统的正常运行状态必须满足 2 个条件：1、等式约束。系统中发出的总有功、无功任何时候同系统中的有功、无功负荷（包括线损）相平衡。ssjLjiGiPPP0 ssjLjiGiQQQ0 PG、QG发出的有功、无功 PL、QL负荷有功、
22、无功 Ps、Qs有功、无功损耗 2、不等式约束。涉及安全运行的参数应处于允许范围内。maxminmaxminmaxminmaxminijijijGiGiGiGiGiGiiiiSSSQQQPPPUUU Uimin Ui Uimax 母线电压及其上下限 PGimin PGi PGimax 母线电压及其上下限 QGimin QGi QGimax 母线电压及其上下限 Sijmin Sij Sijmax 母线电压及其上下限 一、正常状态(Normal State)满足上述约束条件。系统有足够的储备，即发输变电设备有足够的备用容量，使系统能承受正常的干扰（如无故障开断一条线路或发电机）而不产生影响正常运行
23、的后果。在保证安全条件下，实现经济运行。也称安全正常状态(secure normal state)或安全状态(secure state)。二、警戒状态(aleert state)或不安全正常状态(Insecure normal state)运行仍满足上述约束条件。但系统缺少必须的安全储备，使得在一个合理的预想事故扰动后，不能满足上述约束条件。6 以下一些情况可能导致警戒状态：发电机处理备用减少 输送能力减少 外界干扰增大，如自然灾害。三、紧急状态(Emergency state)运行不能满足以上约束条件。可能是一种静态，如某些参数越限，但满足等式约束。系统仍保持完整性。也可能是一种暂态，两个约
24、束都不满足，引起发电机失步、频率下降、电压下降、系统振荡、系统解列等，最终可能导致系统无法保持完整性，对用户供电中断。四、恢复状态(Restorative state)紧急状态下，若通过人工干预或自动装置动作，使得故障隔离，事故停止扩大，系统进入恢复状态。此状态下，系统可能仍然解列，部分设备停运、部分用户停电，但运行设备能够满足运行约束条件。此时采取各种恢复出力和送电的措施，使系统恢复到正常状态或警戒状态。正常运行状态（满足负荷需求，进行经济运行）恢复状态（重新并列，恢复对用户供电）警戒状态（预防性控制）系统崩溃（切机、切负荷、断开线路）紧急状态（紧急控制）储备系数减小或干扰概率增大 不安全危
25、险超越不等式约束条件 系统保持原状解列 切负荷系统解列 安全 5 电力系统调度自动化系统的基本结构 1、数据采集和控制执行系统 数据采集系统的作用是在电力系统中各发电厂、变电站或线路上收集各种表征电力系统运行状态的实时信息，并根据需要向调度控制中心提供各种监视、分析和控制所需的信息。控制执行系统接受上级调度中心根据需要发出的操作、控制和调节命令，直接操作或转发给本地执行单元操作。本系统是电力系统调度自动化的基石。将在第四章详细讨论。2、数据传输系统 数据采集系统采集的实时数据通过数据传输系统传送到调度中心。一般的传输信道包括电 7话、电力线载波、微波、同轴电缆和光纤。数据传输系统首先要考虑的是
26、传输的可靠性，尤其在电力系统事故的情况下必须保证数据传输的有效性。其次要考虑经济性，因为电力系统在地域上分布辽阔，以最优方式接入系统可以节省大量的资金。将在第五章详细讨论。3、数据处理系统 传输到调度中心的数据经过数据处理系统得到精确、完整的数据反映给调度员。数据处理包括剔除粗差、越限判断、定时记录等。将在第三章详细讨论。4、运行状态分析和控制系统 调度控制的高级功能，为运行人员的控制决策和自动控制提供依据。这些高级应用可以分为 4 类：（1）电能质量 AGC 控制发电厂的出力分配，目标是维持系统频率或维持联络线交换功率为给定值。AVC 调节发电机励磁、变压器分接头或自动投切无功补偿器保证给定
27、监控点的电压在给定范围内，并保持线损最小。（2）经济运行 短期负荷预报、EDC 经济调度控制确定各发电厂的负荷分配，使发电成本最小。（3）安全运行 安全监视：越限报警、断路器跳闸报警、保护动作报警等。安全分析：静态安全分析，执行 n-1 规则，即针对一个假想事故，检验系统的安全性。事故恢复指导，在发生事故的时候辅助提出合理的对策。（4）计划编制 编制中、长期发电计划，检修计划。进行运行数据统计等。将在第 711 章详细讨论。5、人机界面 所有的数据显示、报警、控制均通过人机界面与运行人员交互。人机界面使运行人员监视和控制电力系统的基本平台。常见的交互设备包括彩色显示屏、打印设备、模拟屏、有声报
28、警装置、键盘和鼠标。将在第三章简要讨论。电力系统 数据采集和控制执行系统 数据传输系统 数 据 处理系统 人机界面 运 行 状态 分 析和 控 制系统 8第二章 变电站综合自动化 1 基本概念 一、传统变电站的问题 1、安全、稳定性不够 常规的电磁或晶体管保护、自动装置、测量设备接线复杂，连接电缆多，设备结构复杂，难以维护，无自检功能，设备故障无法及时发现，会造成保护的拒动、误动。2、难以保证供电质量 缺少调压手段，缺少遏制谐波污染的手段。3、占地面积大 常规设备体积大，电缆多，需占用较大土地面积 4、无法满足快速计算、实时控制的要求 传输信息不足，缺少远方调控手段 5、维护工作量大 常规设备
29、结构复杂，维护、检修都比较困难。二、变电站综合自动化的概念 变电站综合自动化是将变电站的二次设备（包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置）经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、通信技术、信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制、保护、与上级调度通信的综合性自动化功能。三、综合自动化的特点 1、利用微机和大规模集成电路组成的自动化系统代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏。2、利用微机保护代替常规保护。3、能采集完整的运行信息，利用计算机的高速计算与逻辑判别能力实现监视、控制、运行报告等功能。4、功能综合化、结构微机化、监视屏幕化、运行管理
30、智能化。四、变电站综合自动化的优越性 1、提高安全、稳定性 设备可以自检，整定值根据运行方式容易调整，提高保护和自动装置动作正确性。设备接线简化，减少扰动窜入的影响。2、提高电压合格率 有自动调压功能，可自动控制变压器分接头和投切无功补偿器。3、提高运行管理水平 所有测量、控制、保护、运行报告、统计均实现自动化。调度中心可在远方监视和控制变电站运行情况。事故条件下可利用自动记录的运行数据进行分析。4、缩小占地面积 采用先进的通信技术，实现分布式采集与控制，大大减少了连接电缆。采用大规模集成电路，设备体积小，从而可以缩小占地面积，设置可以安装在地下。5、提高设备可靠性、减少维护工作量 设备模块化
31、，可以自检，容易发现设备故障，维修简便。9五、变电站自动化的发展过程 一、分立元件阶段 为自动化开发和生产了大量的自动化设备，比如测量仪表，保护，自动装置等。以电子元件为主，设备体积大、构造复杂。最主要的问题是设备间互无联系，各自独立运行。比如母线电压，测量仪表、保护、自动装置都要测量，每个元件都要单独装设连接电缆。二、微机化的智能元件阶段 微机化的测量系统取代传统的测量仪表，不再需要中央控制屏和仪表盘，监视、控制均可通过屏幕、键盘等完成。微机化的保护，数字化的保护原理实现，可以实现更多、更灵活的保护算法，保护的正确性提高，常见的负序、零序滤过不再需要专门的变送器，可利用程序实现。但仍未解决设
32、备间互无联系，各自独立运行的问题。三、综合自动化阶段 不仅能实现自动化，而且设备间能够互相通信、共享运行信息，使整个变电站自动化系统成为一个完整的系统，而不是多个自动化的孤岛。六、综合自动化与无人值班 1、无人值班是管理模式，综合自动化是技术水平。2、在常规保护和常规控制的时代，对不重要的变电站就可以实现无人值班。不掌握运行信息，需要运行操作时派人到现场执行。3、达到两遥功能，可以监视变电站运行信息，但操作仍需派人到现场执行。4、达到四遥功能，不仅可以监视，也可以远方操作和控制。只有设备故障或检修需要派人到现场，已经实现了真正有效意义上的无人值班。5、综合自动化比四遥功能在技术水平上有很大提高
33、，体现在减少连接电缆，减少二次设备，增加传送信息量，运行管理智能化（比如自动故障诊断）。2 变电站综合自动化的功能 国际大电网会议 WG34.03 工作组分析了变电站自动化的功能共 63 种，分 7 个大类：控制和监视 自动控制 测量 继电保护 与继电保护有关的功能 接口功能 系统功能 结合我国情况，将功能分为 5 类 一、监视和控制 1、数据采集：模拟量、数字量、电能量(1)模拟量：各段母线电压、频率 线路电压、电流、有功功率、无功功率 主变电压、电流、有功、无功、油温、分接头位置 10电容器电流、无功 馈线电压、电流、有功功率、无功功率 直流电源电压 站用变电压(2)数字量 断路器状态 隔
34、离刀闸状态 同期检测状态 继电保护动作信号 自动装置动作信号(3)电能量 关口的电能计量。一般采用累计电度脉冲的方法。2、故障记录与事件顺序记录 SOE 故障记录记录发生故障前 2 个周波和故障后 10 个周波的各主要模拟量的变化过程，如母线电压、线路电流等。SOE 记录断路器跳合闸记录，保护动作记录。3、控制与操作 利用鼠标、键盘、显示屏对断路器合隔离刀闸进行操作，对变压器分接头位置进行调节，对补偿电容进行投切操作。可根据上级调度命令执行远程控制合调节命令。防误操作：断路器操作自动闭锁重合闸 当地/远方操作互相闭锁 断路器和隔离开关的操作闭锁 操作序列必须得到上一步的返校之后才能进行。4、安
35、全监视 电压、电流、功率、频率等越限报警。跳闸、保护动作报警。设备正常工作监视、设备电源监视。5、人机界面 主接线图显示、运行数据显示、报警显示、SOE 显示、运行报表显示、历史数据曲线显示、保护和自动装置整定值显示、设备工作状态显示等。报表打印、事故打印、图形打印等 6、数据处理与统计 记录运行报表，运行数据统计、故障统计与分析 二、微机保护 1、变电站微机保护的种类 高压输电线的主保护和后备保护 馈线的保护 主变的主保护和后备保护 11补偿电容的保护 母线保护 不完全接地系统的单相接地选线 故障录波 2、微机保护的优点(1)实现算法灵活。算法用程序实现，可以实现电磁继电器无法实现的保护算法
36、，同时可避免死区，提高灵敏度。同一套保护装置可以完成多个保护功能。(2)性能稳定，可靠性高。采用大规模集成电路和程序实现，元件和连接线减少，可靠性提高。(3)设备自检和自恢复。(4)运行维护工作量小，现场调试和整定方便。3、对微机保护的要求(1)满足保护的 4 性要求：选择性、速动性、可靠性、灵敏性。(2)具有故障记录功能。被保护对象发生故障时，能记录故障前后有关模拟量值和保护动作出口信息。(3)通信功能与统一校对时钟。增加通信功能与其他设备联系以共享数据。利用通信功能统一全站各保护时钟，使得故障记录有同样的时间基准。(4)能存贮多种保护定值。(5)当地或远程修改保护定值。(6)设置保护管理机
37、或通信控制机。采用专用的通信控制机实现与监控系统的联系。(7)故障自诊断、自闭锁、自恢复功能。保护应能对模块是否正常运行进行自检，自检不通过则报警并闭锁。若软件受到干扰而飞车，应设置看门狗自启动。三、电压和无功自动控制 1、调控目标(1)维持供电电压在规定范围内。各级供电母线电压的运行波动范围，（以额定电压为基准），500(330)kv 变电站的 220kv 母线，正常时 010，事故时510 200kv 变电站 110kv 母线，正常时37，事故时10 配电网 10kv 母线，10.010.7kv(2)保持电力系统稳定和合适的无功平衡。主输电网络，实现无功分层平衡，地区供电网络实现无功分区就
38、地平衡。(3)在电压合格的条件下实现使电能损耗最小。必须充分利用现有的补偿设备和调压设备（调相机、静止补偿器、补偿电容器、电抗器、有载调压变压器）。进行合理优化调度。2、调控措施(1)调整变压器的分接头位置。改变电压和无功分布，但它并不产生无功功率，所以如果系统无功功率不足导致电压偏低，此方法不宜使用。(2)补偿电容器。补偿电容器相当于无功电源，可以用来调整电压和无功分布。3、控制方式(1)集中控制。调度中心对下属变电站的主变和无功补偿设备进行统一控制。是优化的最佳方案，但要求调度中心有无功优化软件，变电站有较高的自动化水平和良好的信道。(2)分散控制。在各厂、站进行调压，控制地区的电压和无功
39、在规定水平。只能局部优化。12(3)关联分散控制。在正常运行时由各厂、站自动调控，调控范围由调度中心的无功优化软件计算得到。在负荷变化较大或系统运行方式发生大的变化时由调度中心直接控制。四、自动低频减载 1、控制目标 运行规程规定：电力系统的允许频率偏差为0.1Hz；系统频率不能长时间运行在 49.549Hz 以下；事故情况下，不能较长时间停留在 47Hz 以下；系统频率瞬时值不能低于 45Hz。2、自动低频减载及其控制方式 在系统发生故障，有功功率严重缺额，频率下降时，需要有计划、按次序切除负荷，并保证切除负荷量合适，这是低频减载的任务。自动低频减载分为基本轮和特殊轮。一般负荷的馈线放在基本
40、轮中，按重要程度分 58 轮。频率降到第一轮启动值且延时时间到则出口断开第一轮规定的线路开关。若频率不能恢复，降到第二轮启动值且延时时间到则出口断开第二轮规定的线路开关，如此直至所有轮次全部切除。基本轮全部切除后，若系统频率仍不能恢复到额定值，经过较长时间延时后，启动特殊轮切除负荷。一般基本轮第一轮整定频率为 48.547.5Hz，最末轮 46.546Hz，相邻两轮频率整定差0.250.5Hz，时间差 0.5s。特殊轮整定频率一般在 4947Hz 间，动作时限 1520s。3、实现方法(1)采用专用的低频减载装置。该装置进行测频并按设置的轮次出口动作，出口继电器接到每条线路的开关上。(2)分散
41、到每条线路的保护装置中。现有微机保护一般对一条线路一套保护，在保护中加设测频环节，将低频减载的轮次整定值和延时设置到保护中即可。4、对低频减载装置的要求(1)在各种运行方式下和功率缺额条件下，有计划地切除负荷，有效防止系统频率降到危险点以下。(2)切除负荷尽可能少，防止超调和悬停现象。(3)馈线或变压器故障跳闸造成失压时，应可靠闭锁，不能误动。(4)电力系统发生低频振荡时不能误动。(5)电力系统受谐波干扰时不能误动。5、新型低频减载装置的技术关键(1)采用原理先进、准确度高、抗干扰能力强地测频电路。取母线电压信号，经二次变送得到5v 的电压信号，经过滤波电路滤除谐波、非周期分量和干扰信号，再经
42、低通滤波和整形，得到与输入同频率的矩形波，对矩形波脉冲计数可得到频率。(2)采用频率下降速率做启动条件提高动作的快速与灵敏性；做闭锁条件可防止误动。其他常用的闭锁条件有带时限的低压闭锁，低电流闭锁，双测频回路串联闭锁。(3)故障自诊断与自闭锁。13五、备用电源自动投入 明备用：正常由 1B 供电，1B 或 1DL 故障断开后，BZT 自动投入 2DL，由 2B 供电。暗备用：正常 1B、2B 都供电，1B 故障时，BZT 自动投入 3DL 或 5DL 保持供电。采用微机实现 BZT，可以实现灵活的自动投入控制方式，比如三种备用电源投入方式可以用一部微机设备实现。同时装置可以自诊断，并可以具有通
43、信功能与其他自动化系统相联系。3 变电站综合自动化系统的结构 一、变电站综合自动化的设计原则和要求 1、变电站自动化系统作为电网调度自动化的一个子系统，应服从电网调度自动化的总体设计。其配置、功能包括设备的布置应满足电网安全、优质、经济运行以及信息分层传输、资源共享的原则。2、分散式系统的功能配置宜采用下放的原则。凡可以在间隔层就地完成的功能如保护、备用电源自投、电压控制等，无须通过网络和上位机去完成。3、应能全面替代常规二次设备。4、微机保护的软硬件与监控系统既相对独立，又相互协调。要积极而慎重地推行保护、测量、控制一体化设计，确保保护功能的相对独立性和动作可靠性。5、微机保护应有通信功能
44、6、应能满足无人值班的要求，设计时应考虑远方与就地控制操作并存的模式。7、有可靠的通信网络和通信协议。8、有良好的抗干扰能力。9、设备运行可靠性高。10、系统可扩展性好。11、系统的标准化和开放性能要好。应从技术上保证站内自动化系统的硬件接口满足国际标准。12、变电站自动化系统设计中应优先采用交流采样技术，减轻 TA、TV 的负载，提高测量精度。同时，可取消光字牌屏和中央信号屏，简化控制屏，由计算机承担信号监视功能，使任一信息做到一次采集、多次使用。13、建议采用局域网通信方式，尤其是平等网络，如总线型网。从抗电磁干扰角度考虑，在选择通信介质时可优先采用光纤通信方式，这对分散式变电站自动化系统
45、尤为适用。二、硬件结构 1.传统模式这种模式就是目前国内应用最普遍的远方终端装置（RTU）加上当地监控（监视）系统（又称当地功能），再配上变送器、遥信转接、遥控执行、UPS 等屏柜。当采用交流采样 RTU时，可省去变送器屏柜。站内保护装置的信息，可通过遥信输入回路（即硬件方法）进入 RTU，亦可通过串行口按约定的规约通信（即软件方法）进入 RTU。此模式适合 35500 千伏各种电 14压等级、不同规模的变电站。2、分层集中组屏模式 一般分单元层和变电站层。单元层按功能划分，开关量输入、输出，模拟量输入、输出，元件保护、自动装置各为单独模块。变电站层包括监控主机和远动主机。变电站层通过现场总线
46、或局域网与单元层通信。所有保护屏、数据采集屏、控制出口屏全部安装在中央控制室内，需要较多的控制连接电缆。这是目前常见的结构。3、分层分散模式 单元层按高压间隔划分，以每个电网元件为对象，集测量、控制、保护于一体，设计在同一个机箱中，将这种模块单元安装在元件的开关柜中。各模块单元与监控主机通过网络联系。高压线路保护，变压器保护，自动装置（备自投、电压无功控制，低频减载）仍可安装在中央控制室内。结构可靠性高，可扩展性好，控制连接电缆少，维护简便，是目前较新的结构形式。主要问题是 15保护与监控数据是否共享，有三种方式：(1)完全共享。用同一 CPU 和采集通道采集保护和测量需要的电量。结构简单，造
47、价低。但是由于一次保护 CT 和测量 CT 特性不同，所以不能保证测量准确度。应用难度较大。现在已经在研究新的测量方法使得大小电流可共用同一组 CT。(2)各自处理。用各自的采集通道，可以共用或不共用 CPU，解决以上问题。(3)完全分离。各自构成模块，完全不相关，只是安装在同一开关柜内。/*-1、集中式 一台主机或两台互为备用的主机承担所有功能。结构简单、造价低、可实现综合自动化的基本功能。软件复杂，可靠性差，可扩展性差。是综合自动化早期的结构形式。2.老站改造模式采用 RS485 星形结构，构成分布式的 RTU。其特点是不增加屏柜位置，无需改动原有二次回路，适用于老站改造。3.集中配屏模式
48、该模式与传统模式相比，最大的区别在于将 RTU 的遥控、信号、测量、电能计费、通信等功能分别组屏，而由 1 个或 2 个总控单元通过串行通信口 RS232，RS422，RS485）与各功能单元（屏柜）以及微机保护、故障录波、上位机等通信。4.全分散式该模式主要特点是以一次主设备如开关、变压器、母线等为安装单位，将控制、IO、闭锁、保护等单元分散，就地安装在一次主设备（屏柜）上。站控单元（在主控室内）通过串行口（光纤通信）与各一次设备屏柜（在现场）相连，并与上位机和远方调度中心通信。具体实施又分为两种模式：一种是保护相对独立，控制和测量合一。另一种是保护、控制和测量合一。5.局部分散式此模式综合
49、了集中式与分散式的特点，采用了分散式的系统结构，而控制和保护仍集中配屏。通常将集中配屏安装在分散的设备小间内。设备小间在一次设备附近，根据变电站的电压等级和规模可设数个设备小间，就近管理，节省电缆。此模式可用于各种电压等级的变电站，尤其适用于 500 千伏及大型 220 千伏变电站。-*/16第三章 电网调度控制中心调度自动化系统 1 概述 一、调度自动化系统的功能层次 1、数据采集和管理系统 DAM 2、数据采集和监控系统 SCADA 3、数据采集/监视控制/自动发电控制/经济调度 SCADA+AGC/EDC 4、能量管理系统 EMS 不同等级的调度中心根据自身的调度权限选择合适的功能层次。
50、比如网调使用 EMS，省调使用EMS 或 SCADA+AGC/EDC，地调使用 SCADA。二、子系统的划分 1、通信子系统。是调度自动化的系统的基础，是数据采集和控制命令下达的通道。2、主计算机系统。提供调度自动化数据处理的硬软件平台，保证调度自动化系统的可靠、高效运行。3、人机界面。调度人员与调度自动化系统交互的基本平台。调度人员从人机界面获得运行信息和分析结果，通过人机界面下达调度命令。4、应用软件。保存和处理整个电力系统的实时运行数据，是电力系统在计算机中的完整数字模型。并在此基础上实现电力系统的运行分析。三、评价指标 设置在电网调度控制中心的调度自动化系统是整个电网调度管理的心脏部分