第1章绪论
1.1现代电力系统的特点

第1章


绪论

1.1现代电力系统的特点
目前我国的电力系统已基本形成大电网、大机组、高电压输电和大区互联的格局。东北电网、华北电网、华中电网、华东电网、西北电网和南方电网已实现互联，形成了全国的统一电网。这种地理分布广阔、规模巨大的现代电力系统，在经济性和稳定性方面带来显著优势： 
（1） 各地区不同特性的资源可以互相补充，提高运行的经济性。例如，丰水季由水电区向火电区送电； 枯水季由火电区向水电区送电。
（2） 利用各地区的时间差，可以平抑峰谷差，减少总装机容量。
（3） 可以减少总的备用容量，事故下可互相增援，提高系统运行的可靠性。
（4） 各区域负荷随机波动可以互相抵消，使频率、电压更加稳定。
（5） 便于安装大机组，提高电力系统效率。
但这也带来了诸多弊端： 
（1） 系统规模大给调度提出了更高的要求，发生大规模连锁故障风险增大，安全分析更加困难，稳定问题较突出。
（2） 各子系统之间如何协调，全局和局部的利益如何统筹考虑，水火电如何配合等都具有挑战性。
由于电能的生产和消费是同时的，不能储存或者储存非常困难，一处的故障可能会引起波及系统的连锁事故。如2003年北美的8·14大停电、瑞典和丹麦的9·23大停电以及意大利的9·28全国大停电都是在大型互联电网中发生的单重由故障引起系统连锁事故进而导致最终系统崩溃的典型事故。
因此，保证规模庞大的电力系统——这个一次系统（或称能量系统）的安全、经济运行，需要建设一套高度信息化、自动化和可靠的调度自动化系统——二次系统（或称信息系统），实现对电力系统在线计算机监控与调度决策。调度自动化系统实时监视电力系统各部分的电压、潮流、频率和部分相角，并通过各种调节手段和装置自动（或手动）地连续调节有功或无功电源，或者通过网络结构的变化和负荷切换来保证供电质量。
1.2电力系统调度的主要任务
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、技术并辅以必要的行政手段，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。
1.2电力系统调度的主要任务
1. 保证系统运行的安全水平
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。事故是不可避免的，但系统运行方式不同，调度水平不同，系统承受事故冲击的能力就不同。
为此，一方面调度部门要预先通过大量的计算分析，制定应对意外事故的安全措施，装设安全自动装置和继电保护设备。
另一方面，做好事故预想和处理预案，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。
更重要的是要防范于未然，通过一套实时监控和分析决策系统，实时监测电网的运行状态，根据实时负荷水平优化电网的运行方式，提高系统安全裕度。遇到严重事故时，为保证主网安全和大多数用户，尤其是重要用户的正常供电，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的供电。故障消除后，调度要迅速、有序地恢复供电，尽量减少用户停电时间。
2. 保证供电质量
电能质量主要用系统频率、波形和母线电压水平来衡量，这些因素由供需双方的动态平衡来决定。系统功率平衡方程如下： 
有功平衡∑iPGi=∑iPDi+Ploss
无功平衡∑iQGi=∑iQDi+Qloss

式中，PGi、QGi分别为发电机i的有功、无功出力； PDi、QDi分别为负荷i的有功、无
功功率； Ploss、Qloss分别为系统的有功、无功损耗。



图1.1功率的动态平衡与系统频率的关系图

由于电能不能储存，应时刻保持供需平衡。若有功负荷超过发电有功，系统频率就要下降（如图1.1所示）； 无功负荷超过发电无功，母线电压就要降低； 这些会给用户造成影响。一般要求将电压和频率控制在某一给定的范围内。因此，调度必须提前预测社会用电需求，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. 保证系统运行的经济性
在同样的负荷水平下，发电机功率分配方案不同，运行的经济性也不同。
（1） 在规划阶段，需要综合考虑国家能源政策和环保政策，合理配置发电厂、燃料与运输，以及输电网络的建设。
（2） 在运行阶段，根据负荷水平，要实时调度安排机组开停，分配机组出力，提高发电机组的经济性，降低输电损失。
4. 保证提供有效的事故后恢复措施
（1） 解除超载运行设备的过载，使系统运行恢复正常。
（2） 恢复已失电区域的电力供应。
（3） 黑启动。
调度的4大任务中，前3项是调度自动化的主要内容，目前都是用计算机完成的； 第4项主要靠调度员人工处理，完全依靠计算机处理还有较大技术困难。就目前而言，调度自动化要解决的是用计算机和远动系统帮助调度员高质量地完成以上前3项任务。
1.3电力系统调度体制和现代调度自动化系统的发展
1.3.1我国的电力系统的分区分级调度

1.3电力系统调度体制和现代调度自动化系统的发展
我国已经进行厂网分开的电力市场化改革，形成了南北两个电网公司和5个发电公司的格局（见图1.2）。发电厂原则上通过电价竞价上网，电网公司负责对电网的建设、维护和调度。


图1.2中国电力工业组织结构


《电网调度管理条例》根据电压等级和行政区划，把电网调度机构分为5级（如图1.3所示），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，地区调度机构，县级调度机构。目前我国已建立了较完备的5级调度体系，分别是国家电力调度通信中心和南方电网调度中心； 东北、华北、华东、华中、西北调度通信中心，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； 此外，还有310多个地调和2000多个县调。


图1.3中国电网调度体制


各个网级调度中心的管辖范围如下： 
东北电网： 辽宁、吉林、黑龙江、内蒙古东部电网； 
华北电网： 北京、天津、河北、山西、山东、内蒙古西部电网； 
华东电网： 上海、江苏、浙江、安徽、福建； 
华中电网： 河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆； 
西北电网： 陕西、甘肃、青海、宁夏回族自治区、新疆维吾尔族自治区； 
南方电网： 广东、广西、云南、贵州、海南。
1. 国家级调度中心
这是我国电网调度的最高级。在该中心，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、统计和分析全国所属区域的电网运行情况。
(1) 在线收集各大区网和有关省网的重要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. 网级调度控制中心
网调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，实施闭环自动发电控制、闭环或开环自动无功电压控制。
(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
省调负责省网的安全运行，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。目前省网有两种情况，即独立网及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，进行闭环自动发电控制、闭环或开环自动无功电压控制。
(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。
(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（集控站点）的远方操作，变压器分接头调节，电容/电抗器的投切等。
(3) 制定并上报本辖区设备的检修计划及其实施。
(4) 用电负荷的管理。
5. 县级调度中心
按县网容量和厂站数可分为超大、大、中、小4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。
目前我国电网的电压等级如下： 
(1) 1000kV交流，±800kV直流，特高压电网，特大容量电力远距离传送通道，是未来全国电网的骨架； 
(2) 750kV、500kV、330kV、220kV交流，±500kV直流，超高压电网，构成大区电网的骨架和大区电网间的联络线； 
(3) 110kV、220 kV，高压输电网，构成复杂的输电网络，在各地区间传输电能； 
(4) 110kV、66kV和35kV，中压供电网，由枢纽变电站送电到靠近负荷区的本地变电站； 
(5) 20kV、10kV以及380V的民用电，低压配电网，本地变电站送电到居民区的杆上变压器或配电室。
1.3.2调度自动化系统的发展
现代电力系统是由发电网、输电网、配电网和负荷中心组成的庞大的能量系统，需要一个高度信息化和自动化的信息系统来监控和调度。这个系统就是现代能量控制中心系统，是一个集数据采集、控制、通信和分析决策功能于一身的计算机系统。一个现代化的电力系统应该由能量流和信息流构成，其关系如图1.4所示。对信息流的采集、传输、分析和处理构成了调度自动化系统的中心内容。


图1.4能量流与信息流的关系


调度自动化系统基本上与调度体制的分层分级结构一致，即分为国家总调、网调、省调、地调和县调的调度计算机系统。大型地调由于管辖的变电站数量众多，目前普遍建设了负责对若干个变电站进行分片监控的集控站系统。在技术上，这种分级调度控制是有利的，其优点如下。
（1） 和系统本身的组织结构一致，也适应电能生产的内部特点。
一般来说，高压电网输送功率大，影响电网的全局； 而低压网则不然，低压网的事故对全局影响较小。另外，高压网的结构简单，但调度人员对它却倍加注意。低压网虽然结构复杂，线路繁多，但相对重要性低得多，分层后，便于把更大的力量加强到重要层次的计算机系统上，提高系统运行的自动化水平。
（2） 提高运行的可靠性。
调度自动化系统是连续工作的，分层后，系统的故障只影响局部，不致影响其他层次系统的监控。
（3） 提高实时响应的速度。
电力系统规模巨大、结构复杂。分层之后可以把任务分散，每层的各个子系统只处理自己所管辖的区域的监控问题，同一层次之间可以同时平行地独立工作，各子系统的任务减轻了，实时响应速度可以大幅提高。
（4） 变更时灵活性增强。
系统扩大、变更、改变功能都可以分层分散进行，不牵动全局。
（5） 提高投资效率。
电力系统自动化技术与计算机和控制技术的发展以及电网事故的发生紧密相关。图1.5描述了调度自动化技术发展的重大事件。设置电力系统调度员始于1940年。此时引入了模拟盘，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，并通过电话发出控制命令。获取数据和远程控制的发展始于模拟技术，自动发电、交换功率和频率控制也采用了模拟技术。在1950—1970年期间，数字计算机被广泛地应用于离线的规划研究。1965年的纽约大停电事件迫使电力公司重新考虑在线的电网可靠性问题，其中最重要的成果就是加速引进了SCADA/EMS。在计算机引入到发电厂后，过程计算机和图形界面也被安装到电力调度控制中心。20世纪60年代末和70年代初，计算机直接用于电力系统调度，条件是有了相当的远动基础，同时系统规模很大，运行极其复杂，需要综合分析。以远动系统为基础，以计算机为核心，组成了调度自动化系统。DyLiacco提出了安全分析的基本构架，调度自动化走向了一个新的阶段。


图1.5调度自动化发展重要里程


自1970年以来，状态估计和最优潮流的理论研究取得了重大进展。1978年美国第二次大停电增强了人们对电力网络安全评估的重要性的认识，欧洲的停电事故表明了调度员培训仿真模拟、紧急情况下采取校正控制和电压稳定性方面的重要性。1976年明尼苏达会议上首次提出了调度员培训仿真系统（DTS）的概念，并在20世纪70年代末出现世界上第一台DTS。20世纪80年代中后期，对于中、低压的配电网络开始实施配电自动化用于提高供电可靠性和用电质量。20世纪90年代开始，国内外掀起了电力市场化改革的热潮，把经济理论引入到电力系统分析决策中，逐步发展出电力市场支持系统。2003年发生了北美8·14、瑞典和丹麦的9·23大停电以及意大利的9·28全国大停电，广域测量系统(WAMS)给出的大量系统崩溃过程的相量信息，为事故分析提供了大量翔实的信息。这种以GPS技术为基础发展起来的同步相量测量技术使得人们不仅可以监视系统的稳态信息而且可以监视系统的动态信息，为调度自动化提供了发展空间。20世纪90年代后，高速数据网技术的成熟和推广使得调度自动化系统有可能实现深度互联，逐渐发展成一个分层、分布的智能超级控制中心系统。
1.4调度自动化系统的基本结构
1.4调度自动化系统的基本结构
现代化调度自动化系统由4个子系统组成（见图1.6），即信息采集和控制执行子系统、信息传输子系统、信息处理子系统和人机联系子系统。


图1.6调度自动化系统主要子系统


1.4.1信息采集和控制执行子系统
信息采集和控制执行子系统主要起两方面的作用： 
(1) 采集调度管辖的发电厂、变电站中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转发各种监视、分析和控制所需的信息。采集的量包括遥测、遥信量，电度量，水库水位，气象信息以及保护的动作信号等。
(2) 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或执行机构。执行量包括开关投切操作，变压器分接头位置切换操作，发电机功率调整、电压调整，电容电抗器投切，发电调相切换甚至继电保护的整定值的修改等命令。
上述功能通常在厂站端由综合远动装置实现，或以计算机为核心的远方终端RTU（remote terminal unit）实现。有综合远动装置或RTU的厂站直接与调度中心相连，或由其他厂站转发。
信息采集和执行子系统是调度自动化的基础，相当于自动化系统的眼和手，是自动化系统可靠运行的保证。
1.4.2信息传输子系统
信息传输子系统将信息采集子系统采集的信息及时、无误地送给调度控制中心。现代电力系统中，信息传输系统的传输信道主要采用电话、电力线载波、微波、同轴电缆和光纤，偏僻的山区或沙漠有少量采用卫星通信。传统的调度自动化系统中大量采用了先进的数字微波技术。电力线载波利用电力系统本身的特点，投资少，但信道少，传输质量差。目前新上的系统主要采用了光纤通信，因为光纤通信可靠性高、速度快、容量大，而且制造成本已大大降低。
信息传输系统也是调度自动化的一项基础设施，犹如自动化系统的神经系统。该系统分布广，而且受天气、环境等的影响，建设的投资量十分大。既要保证信息传输的可靠性、快速性及准确率，又要尽可能节省投资，
这就要求做好规划，进行合理布局。
1.4.3信息处理子系统
信息处理子系统是调度自动化系统的核心，主要由计算机系统组成。它要完成的基本功能如下。
(1) 实时信息的处理，包括形成能正确表征电网当前运行情况的实时数据库，确定电网的运行状态，对超越运行允许限值的实时信息给出报警信息，提醒调度员注意。

(2) 离线分析，可以编制运行计划和检修计划，进行各种统计数据的整理分析。
(3) 现代信息处理系统具有能对运行中的电力系统进行安全、经济和电能质量几方面的分析决策功能，而且是高度自动化的。
(4) 保证系统安全，包括对当前系统的安全监视、安全分析和安全校正。安全监视是调度员经常要做的工作，当发现系统运行状态异常，要及时处理。安全分析主要是预想事故的分析，在预想事故下系统是否仍处在安全运行状态，如果出现不安全运行状态由安全校正功能进行计算并给出校正控制对策。
(5) 保证经济性，主要由计算机作出决策，调整系统中的可调变量使系统运行在最经济的状态。
(6) 提高电能质量，由自动发电控制AGC维持系统频率在额定值，及联络线功率在预定的范围之内； 自动无功电压控制AVC保证系统电压水平在允许的范围之内，同时使系统网损尽可能小。
1.4.4人机联系子系统
如何以对调度员最为方便的形式将计算机分析的结果显示给调度员，这要通过人机系统来完成。通过人机联系子系统，调度员随时可以了解他所关心的信息，随时掌握系统运行情况，通过各种信息作出判断并以十分方便的方式下达决策命令，实现对系统的实时控制。
人机联系子系统包括模拟盘、图形显示器、控制台键盘、音响报警系统，记录、打印和绘图系统。
习惯上把信息处理和人机联系子系统称为主站端系统，而把数据采集和控制执行子系统称为厂站端系统。各个子系统的详细内涵将在后面的章节介绍。





第2章子站系统——变电站自动化
2.1引言

第2章


子站系统——变电站自动化

2.1引言
为了保证电力系统的安全、经济运行，必须能正确和及时地掌握电力系统的实时运行情况，控制和协调电力系统的运行方式，处理影响系统正常运行的事故和异常情况。而要实现这一切，需要具备一个完善的电力系统信息采集和命令执行系统。该系统一方面把分布在几十、几百甚至几千公里以外的发电厂和变电站的大量表征系统运行状态的信息，及时、正确、可靠地传输到调度中心； 另一方面将调度中心的控制和调节命令传送到发电厂和变电站并作用到对应设备。其实，完成这些功能只是变电站二次系统的部分功能——远动。一个完整的变电站二次系统是由远动、继电保护与自动装置、仪器仪表及测量控制和当地监控等功能组成的复杂系统。
传统变电站二次系统按功能分别组屏，相应的就有保护屏、控制屏、录波屏、中央信号屏等。每一个一次设备(如变压器、线路等)的电压、电流互感器的二次侧，都需要引线到相关的模拟屏上； 同样，断路器的跳、合操作回路，也需要连接到保护屏、控制屏、远动屏以及自动装置屏上。此外，相应的二次设备(屏)之间也要有信号交换(如保护与远动设备)，因而存在许多连线，使传统的变电站的二次系统存在许多缺点： 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。缺少调压手段和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。常规设备结构复杂，维护、检修都比较困难。
随着计算机技术的发展，变电站二次系统得到很大的发展。人们充分利用计算机技术实现了装置的计算机化，从技术管理的综合自动化来考虑全计算机化的变电站二次系统的优化设计，合理共享软件和硬件资源。这就是变电站综合自动化名称的来源。
变电站综合自动化又称变电站自动化，其中变电站自动化是IEC T57技术委员会正式采用的术语，而电站综合自动化是在国内的俗称。变电站二次设备按功能分为四大模块： ①继电保护及自动装置； ②仪器仪表及测量控制； ③远动； ④当地监控。变电站自动化是