电力系统和电力系统自动化
电力工业是具有公用事业性质的基础性产业，电力行业是具有明显的社会公益性的行业，是国民经济的大动脉，电力供应的可靠性对现代社会具有极其重大的影响。我国经济在稳步快速的发展，需要我国电力工业发展的支持，也给电力系统自动化产业提供了前所未有的机遇和挑战。
1 我国电力系统发展和现状
1.1 体制变迁
97年前：电力工业部 97年8月：国家电力公司
02年3月：国务院正式批准了以“厂网分开，竞价上网，打破垄断，引入竞争”为宗旨的《电力体制改革方案》(即：国务院5号文件)。
02年10月：成立国家电力监管委员会（电监会）
02年12月29日，在原国家电力公司的基础上，中国电力新组建(改组)的11家公司宣告成立，包括两家电网公司、五家发电集团公司和四家辅业集团公司分别经营电网、电源及辅业资产。
电网公司：
国家电网公司 南方电网公司
发电公司
华能集团公司 大唐集团公司 华电集团公司 国电集团公司 电力投资集团
辅业集团
中国电力工程顾问集团公司 中国水电工程顾问集团公司 中国水利水电建设集团公司 中国葛洲坝集团公司
电力产业总资产（2000年底）：
2.5万亿元，其中原国电总资产1.8万亿元
1.2 近期发展状况
发电装机容量：
1980：6587万KW（65869MW）
1 1987：10289.7万KW 1993：20000万KW 1996：23654万KW 2003：38900万KW 2004：44000万KW，用电21735亿千瓦时
2005年底：50841万KW，用电24220亿千瓦时 未来十年，预计还要增加50000万KW 变电站数量：
1996年统计数据（注）： 500KV：47 330KV：25 220KV：1003 154KV：2 110KV：5496 66KV： 2729 35KV： 20921 目前每年新增变电站约4000个，改造老变电站约2000个。 2003年末数据（网络数据，供参考）：
500kV：近100个 220kV：1800多个 110kV：5900个
66kV/35kV变电站有5700多个
另有数据显示，全国110KV以下、35KV以上的终端变电站有18000余座，35KV等级以下的各类配电变电站数量更多
近几年，每年新增变电站约4000个，改造老变电站约2000个。
2 电力系统概述
2.1 电力系统的特点
（1）平衡性：电能不能储存，电能的生产、输送、分配和使用同时完成。 （2）瞬时性：暂态过程非常迅速，电能以电磁波的形式传播，真空中传播速度为300km/ms。 （3）和国民经济各部门间的关系密切。
2.2 电力系统的组成
电力系统是由发电厂的发电机、升压及降压变电设备、电力网及电能用户（用电设备）组成的系统。
发电，输变电，配电，用电
动力系统化学能煤石油锅炉天然气核能电力系统热能汽轮机机械能电力网发电机电能铀水 反应堆水能升压变压器输电线路降压变压器用电设备水轮机（1） 发电部分(Generation)：
发电厂，将化学能（煤炭，燃油），水能，核能，风能等转化为电能。 火电厂：煤、油（不可再生），空气，水 水电厂：水的势能（可再生能源），受气象影响大。 核电站：核燃料（比较贵），水
抽水蓄能电站：吸发兼备，峰谷调节，快速备用
化学能电源：各种电池，燃料电池等，效率高，比较贵
绿色能源：风能、太阳能、潮汐发电，地热电站，比较贵，易受自然条件影响。
（2）输配电部分(Power Transmiion Grid)：输电网络，通过高压输电网络将电能由发电厂输送到负荷中心
变电站
☞ 一次设备
变压器
断路器（开关） 隔离开关（刀闸） 限流电抗器（电感）
载流导体（母线/输电线）
CT/PT（Current Transformer/ Potential Transformer） 绝缘子 接地装置
补偿装置（调相机/电容/静补装置） 中性点设备 避雷设备 ☞ 二次设备
控制系统：直流电压，控制短路器开合
信号系统：警报音响，位置信号（断路器开合） 测量系统：测量表计
同步系统：保证同期操作（同压，同频，同相）用的设备 测量设备 保护设备
3 控制设备
监视设备（包括故障录波） 常规变送器和微机变送器
输电线路
架空线路：钢芯铝导线，分裂导线；裸导线，绝缘导线 电缆：单相，三相
交流线路：潮流不可控，远距离输电稳定性问题较大 直流线路：潮流可控，超远距离输电无稳定性问题。 交直流混合输电网络（整流站，换流站，直流线路），不同频电网互联 用电部分
用电设备消耗电能
高压用户额定电压在1kV以上，低压用户额定电压在1kV以下。
2.3 对电力系统的基本要求
（1）保证供电可靠性 （2）保证电能质量
（3）提高电力系统运行的经济性 （4）其它：如环境保护问题
2.4 衡量电能质量的指标
（1）电压偏差
电压偏差指当供配电系统改变运行方式或负荷缓慢地变化使供配电系统各点的电压也随之改变，各点的实际电压与系统额定电压之差，通常用与系统额定电压的百分比值数表示。
（2）电压波动
电压连续变动或电压包络线的周期性变动，电压的最大值与最小值之差与系统额定电压的比值以百分数表示，其变化速度等于或大于每秒0.2％时称为电压波动。
（3）频率偏差
频率偏差是指供电的实际频率与电网的额定频率的差值。
我国电网的标准频率为50Hz，又叫工频。频率偏差一般不超过±0.25Hz，当电网容量大于3000MW时，频率偏差不超过±0.2Hz。
调整频率的办法是增大或减小电力系统发电机有功功率。 （4）供电可靠性
供电可靠性指标是根据用电负荷的等级要求制定的。
衡量供电可靠性的指标，用全年平均供电时间占全年时间百分数表示。 （5）其它
4 电压闪变
负荷急剧的波动造成供配电系统瞬时电压升高，照度随之急剧变化，使人眼对灯闪感到不适，这种现象称为电压闪变。
不对称度
不对称度是衡量多相负荷平衡状态的指标，多相系统的电压负序分量与电压正序分量之比值称为电压的不对称度，电流负序分量与电流正序分量之比值称为电流的不对称度，均以百分数表示。
正弦波形畸变率
当网络电压波形中出现谐波（有时为非谐波）时网络电压波形就要发生畸变。谐波干扰是由于非线性系统引起的。它产生出不同于网络频率的电压波，或者具有非正弦形的电流波。包括n次谐波电压、电流含有率，电压、电流总谐波畸变率，谐波电压的总平均畸变系数。
2.5 常用概念
（1）基本量纲
电压：伏特（V），千伏（KV），万伏（惯用） 电流：安培（A）
有功功率：瓦特（W），千瓦（KW），兆瓦（MW），万千瓦（惯用） 无功功率：乏（Var），千乏（KVar） 电量：度（KWH – kilowatt-hour） （1）电压等级
国家规定的等级：3，6，10，35，（66），110，（154），220，330，500KV 其中：
500，330，220KV 用于大电力系统主干线
110KV 用于中小电力系统主干线，和大电力系统的二次网络 35KV 用于大城市或大工业内部网络，以及农村网络
10KV 为最常用的更低一级配电网络，只有负荷中高压电动机比重很大时才用6KV电压
3KV 用于工况企业内部 （2）调度等级
五级调度（国，网，省，地，县） （3）调度部门组成和作用
调度部门的一般包括：调度，方式，保护，通信，远动（自动化）
3 电力信息化
电力信息化大致分为两部分：
电力系统自动化：保障电能安全可靠地在电网上传输；
5 电力营销和通用信息化：保证电能销售和电网资产科学有效管理。 由于电力生产安全性与稳定性的要求，电网企业对生产过程控制的信息技术应用一向比较重视，而对业务及管理的信息化重视却相对不足，生产自动化与管理信息化的发展处于不平衡状态。两者的投资比重大致为80：20。
4 电力系统自动化的基本概念
电力系统自动化（electric power system automation）是电力信息化最重要的部分。
电力系统自动化是应用各种具有自动检测、反馈、决策和控制功能的装置并通过信号、数据传输系统对电力系统各元件、局部系统或全系统进行就地或远方的自动监视、协调、调节和控制，目的是保证电力系统的供电质量和安全经济运行。
电能的供应和使用与社会经济和人民日常生活密切相关。电力系统包括生产、传输、分配、消费电能的各个环节，是一个复杂的连续生产和消费过程，在地域上分布辽阔而在电气上却是联成一体的。电能质量不合格将引起产品质量和生产率的下降以及人民生活的不便，突然停电和长期频率或电压下降的情况下还回造成人身伤亡和设备损坏事故。电力系统中任何一个元件的参数和运行状态的变化都会迅速地影响到系统中其他元件的正常工作，所以在电力系统中任何一处发生故障，应及时而正确地处理，否则将使事故扩大，并波及电力系统其他运行部分，以至造成大面积停电。一次能源调度、发电机起停和负荷分配、电网结构和潮流分布、负荷控制和管理的合理与否，都涉及电力系统运行中能量的节约和所发挥的经济效益。
由于电力系统规模和容量的不断扩大，系统结构、运行方式日益复杂，单纯依靠人力来监视电力系统的运行状态，正确而及时地进行各项操作，迅速地处理事故，已经是不可能了。必须应用现代控制理论、电子技术、计算机技术、通信技术、图象显示技术等科学技术的最新成就来实现电力系统的自动化。
电力系统自动化的基本要求如下：
（1） 迅速而正确地收集、检测和处理电力系统各元件、局部系统或全系统的运行参数。 （2） 根据电力系统的实际运行状态和系统各元件的技术、经济和安全要求为运行人员提供调节和控制的决策，或者直接对各元件进行调节和控制。 （3） 实现全系统各层次、各局部系统和各元件间的综合协调，寻求电力系统电能质量合格和安全经济运行。 （4） 提高供电可靠性，减少电力系统事故、延长设备寿命，提高运行水平，节省人力，减轻劳动强度。
4.1 电力系统自动化发展过程
电力系统自动化是在应用各种自动装置逐步取代人工操作的过程中发展起来的。最先，运行人员在发电机组、开关设备等电力系统元件的近旁直接监视
6 设备状态并进行手工操作和调节，例如人工操作开关、调节发电机的出力和电压等。这种工作方式的效果与运行人员的素质和精神状态有关，也与监视仪表和调节操作装置的完善性有密切关系，往往不能及时而正确地对系统进行调节和控制，特别在发生事故时，由于来不及反应事故的发生和发展，而使事故扩大。
随着单个设备或单个过程自动装置（或调节器）的应用，直接以运行参数的变化作为控制装置的输入信号，来起动设备的操作和控制，如利用各种继电器来反应系统故障情况下的电流和电压的变化，使断路器开断故障线路；根据发电机端电压变化的信号来调节励磁电流，以实现电压和无功功率的调节和控制；根据系统频率的变化信号来调节原动机的出力，以实现频率和有功功率的调节和控制以及水轮机组的程序起动等。这种单参数、单回路的调节和控制装置的应用，节省了人力，并能比较正确而及时地控制运行状态。随着电子技术和计算机技术的发展，自动装置的组成元件也由最初的电磁型的发展成由晶体管、集成电路构成的无触点型的并进一步采用以微型计算机（或微处理器）为基础的可编程序控制器等先进设备。
由于电力系统的发展，发电厂（发电机）及电力系统其他元件数量的增加，运行工况的复杂，使得协调各元件间的控制成为必要。所以，在一个发电厂、局部电力系统以至整个电力系统开始应用先进的计算机和通信设备来完成数据收集和处理，并且利用计算机的高速运算能力、大容量内存和高度的逻辑判断能力，实现一个发电厂、局部电力系统以至整个电力系统的集中监视、决策和控制。
随着电力系统各元件及发电厂组成的日益复杂，以及对控制的要求日益严格，进一步用计算机进行集中控制越来越困难，这是因为信息量庞大，通道拥挤，计算机的容量增大，响应不快，运行复杂。利用计算机性能价格比日益提高的趋势，对被控对象多、每个对象需要监控的参数较多、各个对象在地理上比较分散的系统，控制方式从集中控制发展为分层控制，如中心调度所、地区调度所、发电厂（变电所）控制中心等形式的分层控制。分层控制的最低层可以在获取数据的地方由就近设置的计算机处理数据，并进行控制。这样可以避免大量信息可来回传送，减轻上层计算机的负担，提高信息处理的实时性。只有涉及全系统的综合信息，才由下一层转送给上一层进行处理和控制，在上层作出决策后向下层发送控制信息。
4.2 电力系统自动化的主要内容和现状
火电厂自动化
现代火电厂的发展趋势是采用高温、高压、中间再热的大型单元式发电机组，机组的单机容量大而热力系统复杂，其运行工况多变，操作频繁而复杂，控制的对象和参数多，所以对火电厂的自动化程度提出了很高的要求，传统的监控仪表和运行方式已满足不了火电厂经济安全运行的要求。近十几年来已经应用计算机来代替常规调节仪表对单项参数的控制或用一些相对独立的自动控制系统来完成局部设备的控制（如锅炉自动控制，喷燃器自动控制，汽轮机自动起动和发电机自动同步等），或者在传统的仪表和控制器的基础上增加电子计算机的协调和控制。其主要的功能有下列几方面。
7 （1） 安全监视。利用计算机对发电机组的各种参数和各类设备的运行状态进行巡回和周期性的测量和检查。对于不同的运行工况（如正常、异常、起停过程、事故）。检测的内容和周期是不同的。采取数据后还要进行必要的处理，例如判断数据的正确性，对某些参数的修正，进行参数滤波等。同时，可对收集到的信息进一步校验是否越限，并通过声光显示或打印输出向运行人员报告。还可以根据获得的数据进行计算，得出如功率总加、锅炉效率、厂用电率等性能指标值。 （2） 正常调节。在正常运行时，对锅炉、汽轮机、发电机等主辅设备进行直接或间接控制。在运行中，因不断受到内外部条件及干扰影响，一些被调参数（如汽压、汽温、水位、流量、风量等）经常发生变化，这就要利用自动调节器，根据被调量的偏差值，按规定的调节规律进行调节。最简单的是单回路调节系统。利用计算机可以同时控制若干回路，并考虑各参数的相关因素。 （3） 机组起停。高参数和大容量机组的汽水系统、燃烧系统、辅助系统、除氧给水系统十分复杂，使机组起停时的控制十分困难。在从冷态起动到带满负荷（几小时到十几小时）的过程中，包括锅炉点火、升温升压、汽轮机升速、初负荷保持、升负荷等几个阶段，工况不断变化。为了保证起动设备的安全，减轻运行人员的劳动强度，要对各种参数和设备状态进行监视、判断和计算，然后对各调节器和程序控制回路发出指令，或者直接去调节和操作发电机组。 （4） 事故处理。对生产过程进行趋势预报和报警分析。事故发生后，首先通过事故识别程序查明事故性质及原因，然后转入相应的事故处理程序。如果事故继续发展，以致危及机组及系统安全时，则应采取紧急措施（如减负荷、停机）。在事故处理过程中，要监视和记录设备的状态及主要参数，以供运行人员进行事故后的分析。 水电厂自动化
水电厂除了按计划发电外，还在电力系统中起着调峰、调频和事故备用的作用，所以机组启动频繁，工况多变（如调相改发电，抽水蓄能发电厂的抽水改发电等）；水电厂一般要通过远距离输电线将电能送到负荷中心，易出现稳定问题；同时水电厂还应考虑水力资源的综合利用。所以，水电厂的自动化要能适应这些要求。
水电厂自动化也是从单机自动化开始。首先实现机旁的仪表监视和报警，就地操作和单个元件的自动化，例如电气液压型的调速器，复式励磁电压教正器等。
随着水电厂机组数量的增多和单机容量的增大，以及水电的梯级开发和逐步实现水电厂、梯级水电厂的集中控制，采用对全厂和梯级水电厂运行状态的巡回检测，全厂主辅机的集中起停，自动调频和有功几无功功率的成组调节，机组的优化运行，稳定的监视和控制（如切机、电气制动、低频自动启动机组等）等。
近几十年来，在水电厂自动化中广泛应用计算机技术和微处理机。机组的基础自动化装置实现微机化，例如微机化的调速装置、励磁调节器、同步系统等， 8 给水电厂的基础自动化带来了极大的方便。多微机的分布式计算机控制系统的应用，使水电厂进入全厂计算机监控和综合自动化，实现全厂的安全监视、自动发电控制和经济运行、事故顺序记录和水库经济调度等综合功能。在梯级开发的水系，还可以进行全梯级水电厂的集中调度和控制。
随着自动化水平的提高，在一些中、小型水电厂可以实现无人值班和控制中心的远方监控。
水电厂除了本身机组和电器设备监视和控制外。还要考虑水力系统（上、下游，以至跨流域）对水电厂的约束，实现水库长、中、短期的优化调度，以及防洪、灌溉、航运、供水、养殖的综合利用。所以，广义的水电厂自动化还包括对水库的调节和管理，以及大坝的自动监视和管理。目前，已采用先进的无线电通信手段和以微型计算机为基础的水库流域水情测报几防洪调度自动化系统，定时收集全流域的气象和水文（包括降雨，上、下游用水情况等）实时数据，经过处理后可以得到未来时段水库的入水流量变化过程几洪水预报。也应用自动测量和数据处理系统观察大坝各项变量（如温度、应变、应力、坝缝开度、渗透压力等）。 电力调度自动化
☞ 电力调度的作用：安全、质量、经济、市场
为了合理监视、控制和协调日益扩大的电力系统的运行状态，及时处理影响整个系统正常运行的事故和异常现象，在形成电力系统的最早阶段，就注意到电力系统的远方监视和控制问题，并提出必须设立电力系统调度控制中心。在开始阶段由于通信设备等技术装备的限制（如只有电话），调度人员需要花费很多时间才能掌握有限的代表电力系统运行状态的信息，电力系统的很大一部分监视和控制功能是由电力系统中所属发电厂和变电所的运行人员直接来完成的。
远动技术和通信技术的发展，使电力系统的实时信息直接进入调度控制中心成为可能，调度人员可根据这些信息迅速掌握电力系统运行状态，及时发现和处理发生的事故。
20世纪60年代开始用数字式远动设备（telecontrol equipment），使信息的收集和传输在精度、速度和可靠性上都有很大的提高。电子计算机和图象显示技术在电力系统调度控制中心的应用使自动化程度达到一个新的水平。在开始阶段，计算机与相应的远动状态的监视（包括信息的收集、处理和显示）、远距离开关操作，以及制表、记录和统计等功能，一般称为数据采集与监视控制（supervisory control and data acquisition -- SCADA）。 60年代后期国际上出现很多大面积停电事故以后，加强了全系统的安全监视、分析和控制。这种控制系统不仅能完整地了解全系统的实时状态，而且可在计算机及其外围设备的帮助下，能够在正常和事故情况下及时而正确地作出控制的决策。这种包括SCADA功能、自动发电控制及经济运行、安全控制功能以及其他调度管理和计划功能的系统称为能量管理系统（energy management system EMS）。利用这种先进的自动化系统，运行人员已从过去以监视记录为主的状况转变为较多地进行分析、判断和决策，而日常的记录事务则由计算机取代。
9 变电站自动化
变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。 变电站作为整个电网中的一个节点，担负着电能传输、分配的监测、控制和管理的任务。变电站继电保护、监控自动化系统是保证上述任务完成的基础。在电网统一指挥和协调下，电网各节点(如变电站、发电厂)具体实施和保障电网的安全、稳定、可靠运行。因此，变电站自动化是电网自动系统的一个重要组成部分。作为变电站自动化系统，它应确保实现以下要求：
（1） 检测电网故障，尽快隔离故障部分。
（2） 采集变电站运行实时信息，对变电站运行进行监视、计量和控制。 （3） 采集一次设备状态数据，供维护一次设备参考。 （4） 实现当地后备控制和紧急控制。 （5） 确保通信要求。
因此，要求变电站综合自动化系统运行高效、实时、可靠，对变电站内设备进行统一监测、管理、协调和控制。同时，又必须与电网系统进行实时、有效的信息交换、共享，优化电网操作，提高电网安全稳定运行水平，提高经济效益，并为电网自动化的进一步发展留下空间。
传统变电站中，其自动化系统存在诸多缺点，难以满足上述要求。例如： （1） 传统二次设备、继电保护、自动和远动装置等大多采取电磁型或小规模集成电路，缺乏自检和自诊断能力，其结构复杂、可靠性低。
（2） 二次设备主要依赖大量电缆，通过触点、模拟信号来交换信息，信息量小、灵活性差、可靠性低。
（3） 由于上述两个原因，传统变电站占地面积大、使用电缆多，电压互感器、电流互感器负担重，二次设备冗余配置多。
（4） 远动功能不够完善，提供给调度控制中心的信息量少、精度差，且变电站内自动控制和调节手段不全，缺乏协调和配合力量，难以满足电网实时监测和控制的要求。
（5） 电磁型或小规模集成电路调试和维护工作量大，自动化程度低，不能远方修改保护及自动装置的定值和检查其工作状态。有些设备易受环境的影响，如晶体管型二次设备，其工作点会受到环境温度的影响。
传统的二次系统中，各设备按设备功能配置，彼此之间相关性甚少，相互之问协调困难，需要值班人员比较多的干预，难于适应现代化电网的控制要求。另外需要对设备进行定期的试验和维修，既便如此，仍然存在设备故障(异常运
10 行)不能及时发现的现象，甚至这种定期检修也可能引起新的问题，发生和出现由试验人员过失引起的故障。
发展变电站综合自动化的必要性还体现以下几个方面：一是随着电网规模不断扩大，新增大量的发电厂和变电站，使得电网结构日趋复杂，这样要求各级电网调度值班人员掌握、管理、控制的信息也大量增长，电网故障处理和恢复却要求更为迅速和准确；二是现代工业技术的发展，特别是电子工业技术的发展，计算机技术的普遍应用，对电网可靠供电提出了更高的要求；三是市场经济的发展，使得整个社会对环保要求更高，这样也对电网的建设、运行和管理提出许多的要求，如，要求电力企业参与市场竞争，降低成本，提高经济效益；要求发电厂、变电站减少占地面积。要解决上述问题，显然仅依靠各级电网调度运行值班人员是难以解决的。现代控制技术的发展，计算机技术、通信技术和电力电技术的进步与发展，电网自动化系统的应用，为上述问题提供了解决的方案。这些技术的综合应用造就了变电站综合自动化系统的产生与发展。 ☞ 变电站综合自动化系统的发展过程
现有的变电站有三种形式：第一种是传统的变电站；第二种是部分实现微机管理、具有一定自动化水平的变电站；第三种是全面微机化的综合自动化变电站。变电站自动化的发展可以分为以下三个阶段。 1．由分立元件构成的自动装置阶段
20世纪70年代以前，由研究单位和制造厂家生产出的各种功能的自动装置，要采用模拟电路，由晶体管等分立元件组成，对提高变电站和发电厂的自动化水平，保证系统安全运行，发挥了一定的作用。但这些自动装置，相互之间独立运行，互不相干，而且缺乏智能，没有故障自诊断能力，在运行中若自身出现故障，不能提供告警信息，有的甚至会影响电网安全。同时，分立元件的装置可靠性不高，维护工作量大，装置本身体积大，不经济。 2．以微处理器为核心的智能化自动装置阶段
随着我国改革开放的发展，微处理器技术开始引入我国，并逐步应用于各行各业。在变电站自动化方面，用大规模集成电路或微处理机代替了原来的继电器晶体管等分立元件组成的自动装置，利用微处理器的智能和计算能力，可以发展和应用新的算法，提高了测量的准确度和可靠性；能够扩充新的功能，尤其是装置本身的故障自诊断功能，对提高自动装置自身的可靠性和缩短维修时间是很有意义的；此外，由于采用了数字式，统一数字信号电平，缩小了体积等，其优越性是明显的。由于这些微机型的自动装置，只是硬件结构由微处理器及其接口电路代替，并扩展了一些简单的功能，虽然提高了变电站自动控制的能力和可靠性，但基本上还是维持着原有的功能和逻辑关系，在工作方式上多数仍然是各自独立运行，不能互相通信，不能共享资源，变电站和发电厂设计和运行中存在的问题没有得到根本的解决。 3． 变电站综合自动化系统的发展阶段
我国是从20世纪60年代开始研制变电站自动化技术。到70年代初，便先后研制出电气集中控制装置和集保护、控制、信号为一体的装置。在80年代中期，国内先后研制了35kV和220kV变电站综合自动化系统。此外，国内许多高 11 等校及科研单位也在这方面做了大量的工作，推出一些不同类型、功能各异的自动化系统。为国内的变电站自动化技术的发展起到了卓有成效的推动作用。进入90年代，变电站综合自动化已成为热门话题，出现了更多的研究单位和产品。
配电网自动化
配电网是电力系统生产和供应电能的最后一个环节，其自动化的主要任务是保证经济安全供电和负荷供需平衡的控制和管理，使用户得到一定数量优质、廉价的电力供应，所以配电网自动化的主要功能为：
（1） 对配电网和无人值班变电所的监视和自动操作，如通过远方投切电网中联络断路器或分段断路器，以便切除故障或调整潮流； （2） 在系统频率下降时切除负荷，在电压变动时自动投切静电电容器或者调整变压器分接头； （3） 通过对负荷的直接控制来调节负荷曲线和保持电能供需平衡。
最初用时间开关来控制用户的负荷，定时切换用户的不同记价电表，用经济的手段来管理负荷。对于工业用户可采取控制最大需电量、分时记价、按合同规定用电时间等方法进行控制。为了使负荷控制直接到每一用户，可采取工频、音频、载波、无线电等控制手段，有配电网调度所根据上级调度所的指令和系统的实际运行状态，直接发出控制信号，对事先分门别类的负荷进行控制，操作被控用户的短路器。
随着自动化装置和被控设备可靠性的提高，中、小型变电所的控制可由就地操作过度到远方操作和自动操作。近年来也开始在变电所内建立微型计算机为核心的综合自动化系统，可以实现继电保护、安全监视、电压和无功综合控制等功能。一些变电所已实现无人值班或远方控制的自动化运行体制。
5 电力调度自动化
电力调度自动化是电力自动化的重要内容之一，是指综合利用计算机、远动和远程通信等技术手段实现电力系统调度管理工作的自动化。
电力系统由发电、输变电、配电和用电等环节组成，并由调度控制中心对全系统的运行进行统一管理。为了保证电力系统运行的安全性、经济性以及供电的质量，系统的调度控制中心必须及时而准确地掌握全面的运行情况，随时进行分析，作出正确的判断和决策，必要时采取相应的措施，及时处理事故和异常情况。
早期的电力调度以人工方式操作，用打电话的方式收集数据，下达调度命令，速度慢，实时性差。由于电网是一个迅变系统，电能以极快的速度传送，电网中一个地方出故障，瞬间就会波及到全网，因此手工方式很难满足电网调度的要求。特别对于大机组、大电网、高电压的现代电网，调度中心需要采集和处理的实时运行参数和状态信号数量众多，实时性要求很高，调度工作只能采用现代化手段进行。因此，调度自动化系统是现代电力系统不可缺少的组成部分。 调度自动化系统是一个复杂的准实时信息系统，由装在调度中心的主站系统、装载发电厂或变电所的远动终端以及远动通道等构成。调度自动化系统的
12 主要功能是实时采集电力系统运行的参数和信息，对数据进行各种分析和处理，为调度员提供进行监视与控制的操作界面，有效地帮助电力系统调度员执行电力系统的安全经济发供电任务。
5.1 调度自动化的发展过程
电力生产是发输电与用电同时进行的连续生产过程。电力系统分布地域广阔，是一个庞大的生产体系，必须严格地进行调度管理才能保证安全发供电。早期电力系统规模较小，调度员利用电话即可了解各发电厂、变电所的运行状况。调度命令也是通过电话下达的。
当电力系统日益发展，厂站数越来越多时，仅靠电话已经无法及时进行调度控制。特别是在系统发生故障时，可能会延长事故处理时间，甚至扩大事故。因此必须有自动化的手段支持才能完成调度工作。现代电子技术、通信技术和计算机技术的发展为调度自动化系统提供了技术支持手段。随着支持技术的进步，出现了各种调度自动化设备，调度工作逐步脱离了原始手工方式，开始采用各种自动化系统进行操作。
早期的调度自动化系统称为“远动（telecontrol）”系统，主要功能是把远方厂站的测量量和断路器信号及时传送到调度所，通过模拟屏显示出电力系统的运行情况，使调度员能及时了解所发生的事件。工业发达国家在第二次世界大战后就进入远动调度阶段，中国20世纪60年代开始在电力调度中使用远动技术。 调度自动化系统构成技术的发展
从调度自动化系统构成技术的发展看，电力调度自动化系统先后采用过分立元件设计、IC/CPU板级设计、集中式计算机系统机设计，发展到今天的计算机网络分布式设计。
在国内，早期的远动系统大都是建立在分立元件的基础上的，这些系统和设备在我国直到80年代中期还有单位在使用。但由于系统完全由硬件构成，结构复杂，功能单一，一般只有数据采集功能，支持少量数据的模拟屏数码管显示。系统可靠性低，经常出故障。
当电力系统发展到数百万或上千万千瓦的容量时，远动系统收集远方厂站数据可达数千或上万个，即使增大模拟屏也无法容纳如此众多的数码管和信号灯，调度员也难以清楚地分辨这些信号，无法判断电力系统的运行状况和所发生的事故。因此国际上从60年代起就出现了基于电子计算机技术的电力调度自动化系统。
随着微处理器应用的普及，70年代至80年代初，国内有了基于IC/CPU的以电路板为单元的系统设计。集成电路，特别是具有“智能”的CPU的使用大大简化了系统的设计，增加了系统功能，提高了系统可靠性。但由于没有操作系统的支持，这种基于IC/CPU系统需要从硬件、底层软件一直到应用软件的全套设计，工作量大，系统功能不够灵活，因而一般用于功能较为固定的设备，如RTU等。
80年代初，国内开始普及基于计算机系统机的调度自动化系统设计。计算机系统有丰富的软硬件资源，能将所收集的数据进行加工处理，通过屏幕显示
13 器以多幅画面的形式提供更加直观的信息显示，并可由打印机打印出统计报表和记录，节省了调度员许多繁琐的工作，使调度效果得到明显提高。由于有完善的操作系统和计算机标准总线的支持，也极大地方便了系统设计，所实现的系统功能也日益灵活复杂。除了功能简单，生产批量较大的设备如RTU等以外，电力调度自动化系统的设备大量采用了基于系统机的设计，主站系统几乎无例外的都是以计算机系统为基础构造的。
80年代广泛使用的这些调度自动化系统有时也称为集中式系统。主要特点是以一台计算机（小型机或微型计算机）为核心，担负各种系统功能。虽然80年代已经有了局域网和广域网的技术，但主要用于不同系统间的互连，并未采用基于网络技术的分布式系统设计。80年代我国从国外引进的许多调度自动化系统也属于这一类设计。
随着对调度自动化系统功能的要求日益增加，集中式系统越来越暴露出不足之处。由于将数据库、数据处理、人机会话等几乎所有功能都集中于一台机器上，很容易造成计算机负荷过载，因而需要更大、更快的机器，而机器的性能与价格并非简单的线性关系，这导致系统造价昂贵。同时，由于许多功能模块装在一台机器上，模块间耦合紧密，相互影响，如果修改一个功能模块，其它模块往往也需要修改，因此系统功能很难扩充。在调度现场，一般需要多个人机会话席位，这种集中式设计很难满足超过4个以上操作台的要求。随着接入厂站数目的增多，信息量的增加，集中式系统也无法满足不断扩充的容量要求。 随着网络技术的普及，国内从90年代开始出现基于局域网的电力调度自动化系统。由于结构灵活，功能强大，扩充性好，性能价格比高，很快成为调度自动化主站系统的主流技术。这类系统也称为网络分布式系统。同样是网络分布式系统，由于软件体系结构的不断进步，又从对等式系统发展到客户/服务器方式的系统，然后又逐步转向向Intranet模式。
网络技术和计算机软硬件技术的进步为调度自动化系统的发展提供了基础，使调度自动化系统的构成越来越复杂，功能也越来越强大。近年来调度自动化系统的发展出现了一种综合趋势。传统方式是一种功能一套系统，多个系统再通过网络互连。这种分散模式导致系统共享资源困难，管理复杂。目前的趋势是在网络基础上首先构筑一个支持平台，或称为环境，用于支持所有调度自动化应用软件。各种应用子系统作为系统部件安装在环境中，在统一支持环境的协调下相互通信，配合工作。这种系统已经超出一般调度自动化的范围，不但包括SCADA、EMS功能，还可以包括调度管理子系统，电力市场支持子系统，以及可能出现的与调度工作有关的其他信息子系统。 调度自动化系统功能的发展
采用计算机为基础的调度自动化系统的功能主要是数据采集和监视控制，实现远程测量、远程信号、远程控制和远程调节，即所谓的“四遥”功能。具备这种功能的系统也称为“SCADA系统”。SCADA功能是电力调度自动化系统的基础。有时也将自动发电控制（AGC – Automatic Generation Control）功能归入SCADA的范畴，但地区及以下级别的调度一般不直接对电厂，特别是大电厂进行操作，因此一般没有AGC功能。
60年代以来国际上出现了多次大面积停电事故，特别是1965年11月9日和1977年7月13日两次纽约大停电事故，以及1978年12月19日法国大停电
14 事故后，人们总结了教训。除了要解决电网结构、保护和安全自动装置等问题外，还需要加强对电网的分析、计算和模拟，应使调度员的工作从经验型调度转变为分析型调度。随着计算机软、硬件能力的增强，进一步开发了功能更强的应用软件包，如状态估计、在线潮流计算、安全分析、事故模拟等，使调度自动化系统在原有的安全监视功能基础上增加了安全分析辅助决策的功能。系统正常运行时，使调度员能预测系统可能的变化后果。系统处于紧急状态时，能帮助调度员迅速处理事故，使系统迅速恢复到正常状态。这些应用功能都属于能量管理系统（EMS）的范畴。
目前，自动化系统有一种综合趋势，1.3节所述的电力系统自动化所包含的各项内容已经不再是相互独立系统。调度自动化系统不仅可以包括SCADA和EMS系统，还可以包括配电自动化系统中的许多功能，以至调度管理和电力市场支持系统等内容。不同的电力自动化系统相互融合，并与其他系统互联，构成面向电力系统综合应用的大规模信息系统。
5.2 电力系统调度自动化系统的一般构成
调度自动化系统的一般构成包括安装在调度中心的主站系统，安装在各发电厂和变电所的远动终端，两者经过通信系统互联信息，完成数据采集、监视控制和其它功能。
主站以数据通信方式接收从下层主站转发来的信息，又向上层主站转发本站的信息。由各级调度所的计算机根据功能要求分别进行相应的处理。
按功能划分，电力调度自动化系统由下列4个子系统所组成。
（1） 信息收集和执行子系统。在各发电厂、变电所收集各种信息，向调度控制中心发送。如果在一些厂（所）设有微型计算机为核心的远方终端（remote terminal unit，RTU），则所传送的信息将是已经处理和加工过的。这个子系统同时接受上级控制中心发来的操作、调节或控制命令，例如开关操作，起停机组，调节功率等。在接到命令后，或者直接作用于控制机构，或者按一定的规律将命令转发给各被控设备。 （2） 信息传输子系统。将收集到的信息通过传输媒介送到调度控制中心，传输媒介有电力载波、微波、光纤、同轴电缆、公共话路等。 （3） 信息处理子系统。以电子计算机为核心的主要组成部分，对收集到的信息进行处理、加工，为监视和分析计算电力系统运行状态提供正确的数据。分析计算的结果为运行人员提供控制决策的依据、或者直接实现自动控制。这种分析计算主要有：
为调节系统频率和电压的电能质量计算； 经济调度计算；
安全监视和安全分析计算。计算机还可用于完成日发电计划编制、检修计划编制、统计计算等工作。 （4） 人机联系子系统。用以向运行人员显示和输出信息，同时也输入运行人员的控制和操作命令。通过这一子系统使运行人员与电力系统及其控制系统构成一个整体。人机联系设备包括图形显示器及其控制台和 15 键盘、模拟盘、制表或图形打印机、记录器（仪）等。
电力系统随着发展变得日益庞大而复杂，若把各厂站的调度信息集中到一个调度中心，则不但调度中心的计算机系统负担过重，通信信道拥挤，调度人员也很难处理如此大量的信息。因此，将这种集中控制方式改变为分层控制方式，会更加适应调度组织分级管理的实际情况，可使各种问题得到合理解决。 发电厂和变电所装有远动终端或计算机控制系统直接采集实时信息并控制当地设备。只有涉及全网性信息才向调度中心传送。上层作出决策后再向下发送控制命令。调度中心集中信息后作适当处理、编辑后向更高层次调度中心转发。这种分层采集信息和分层控制使系统结构简化，通道需要量减少，信息量减少，实时性明显提高。
主站和远动终端之间交互的信息分为上行信息和下行信息：各发电厂、变电所通过其远动终端收集运行参数向主站发送，参数有：电压、电流、有功功率、无功功率、有功电量、无功电量、频率、水位、断路器位置信号、继电保护信号等，一般称上行信息。主站计算机系统根据调度员输入命令或程序计算结果向各厂站或下层主站下达遥控断路器命令或遥调及自动发电控制（AGC）命令，称下行信息。此外，在分层控制的大系统，还有存在于各级调度自动化主站之间的上行或下行信息。 远动终端简介
远动终端实际是变电站自动化系统（SAS）的一部分，包括SAS中需要与上级调度部门交互的组成部分。远动终端定时采集包括模拟量、脉冲量以及开关量等实时数据，并进行数据处理，按远动传输规约发给主站。从主站下达的命令通过远动终端接收识别后输出至执行机构或调节器。有的厂、站远动终端还可向本站值班人员提供一般控制屏上所没有的监测信息，如功率总加、越限告警等，称当地功能。大型火电厂、水电站或超高压变电站装有当地监控计算机系统，此时，远东中断仅需有接口与它连接，但不再重复提供当地功能。 远动终端还装有同步时钟。同步时钟精度越高，断路器动作事件顺序记录的站间分辨率就越高。
远动终端的基本功能概括为：遥测、遥信、事件顺序记录、遥控、遥调以及当地监控。
细节见“变电站自动化”一节。 主站系统简介
主站系统是一个简称，一般是设置在调度部门的与电网实时运行直接相关的系统。根据功能要求，主站系统可以很简单，也可以非常复杂。
主站系统中的通信控制器与各远动终端通信取得信息，主计算机进行信息加工、计算处理，检测一些参数是否越限。断路器是否有变位等，将结果通过人机联系（屏幕或模拟屏）向调度员报告。调度员向计算机输入控制命令，向各远动终端发送断路器操作命令或调整发电机出力等控制命令。
主站还要将经过处理的信息向上层调度中心转发，通常通过数据通信网进行。
16 主站的上述功能称为数据采集与监控（SCADA）。
主站系统计算机一般是由多台计算机（工作站，服务器）通过局域网连接的分布式系统。根据系统设计和功能要求不同，主站系统中计算机的数量也不同。主站系统的前置接口子系统负责通过远动通道采集数据，发送命令，将采集的数据进行处理，通过屏幕或其它人机交互设备展现给信息使用者（如调度员）。同时，调度自动化主站系统也可以通过网络与其它信息系统互连，交换信息。 远动通道：调度自动化系统主站与远动终端之间进行数据通信的设备。远动通道中所用通信线路由电力专用通信网提供，其主要方式是电力线载波、数字或模拟微波、有线通信、卫星通信、特高频无线电通信，以及光纤通信等。 远动数据传输有三种工作方式：全双工通信，可同时进行双方向通信，用于点对点远动通道；单工通信，只能单方向通信，用于循环传送远动系统；半双工通信，双方交替进行发送或接收，用于点对多点或共享远动通道。
能量管理系统与数据采集与监控系统：电力系统调度自动化系统依其功能分为数据采集与监控（Supervisory Control And Data Acquisition － SCADA）系统和能量管理系统（EMS）。前者具备调度自动化系统的基本功能，俗称四遥，即遥控（YK）、遥测（YC）、遥信（YX）、遥调（YT），这是调度自动化系统的基本要求；在SCADA系统基础上增加电力系统功能更强的应用软件便构成EMS系统。
SCADA系统的数据采集功能使调度员摆脱了人工打电话收集数据，人工填写报表的方式，大大降低了调度人员的劳动强度，使他们能将精力集中在电网的运行状态上。数据可以直观地在模拟盘或计算机屏幕上显示，可以自动进行各种数据统计工作，并生成打印各种报表，还可以在电网发生异常时及时报警，提高了异常状况下的反应速度，从而提高了电网运行的安全性。
SCADA系统在很大程度上降低了调度人员的劳动强度，提高了调度自动化的水平，但调度工作仍要依赖于调度人员的经验，即所谓经验型调度。 电力系统应用软件
电力系统应用软件又称EMS软件，当前有电力系统监视和控制，电力系统状态估计，电力系统安全分析，电力系统安全控制，电力系统稳定控制，电力系统潮流优化，电力系统实时负荷预测，有功功率与频率自动控制，无功功率与电压自动控制，电力系统经济调度控制，电力系统调度员培训仿镇等。
电力系统EMS软件还在发展之中，人工智能和专家系统等新技术正在逐步被引入，动态稳定分析还是国际学术讨论的课题。
EMS软件的应用使电力调度工作从经验型调度发展为分析型调度。
5.3 电力调度自动化系统的EMS功能
电力调度自动化系统主站的基础是SCADA系统。在SCADA的基础上，可以支持大量EMS应用软件。包括SCADA和EMS在内的每个部分都是一个功能子系统。
网络拓扑分析：
17 电力网络进行实时结线分析，根据开关的实时状态，将图形生成的原始拓扑关系转换为便于计算模块使用的数学拓扑关系。拓扑分析模块是对电力网络进行各种分析计算的前提基础，如状态估计，潮流计算，电压无功优化等。 状态估计：
根据电网络冗余的实时量测数据和伪量测数据（节点母线电压幅值、节点有功/无功注入、线路和变压器上的有功/无功潮流等）和网络方程约束计算出节点复数电压（网络状态）估计值的加权最小二乘解。 调度员潮流：
对电网操作以前，对操作后的潮流、电压进行计算，检查是否有越限，甚至事故。 无功/电压优化：
在潮流分析基础上，通过改变无功补偿装置或变压器分接头状态实现保证安全和电压质量条件下网损最小。 静态安全分析：
在给定运行方式下，模拟电网事故（如线路、变压器、发电机等），分析事故情况下的电网是否还可以安全运行。 安全约束调度：
在以上软件基础上，给出当电网负荷或电压越限时，调度员可以采取的安全对策（如调节那些发电机出力，负荷切除，无功补偿等方案）。 网损计算：
对电网损耗进行在线和离线的计算，为调整运行方式，改善经济性提供信息。 短路电流计算：
计算在短路条件下，各支路电流和母线电压（短路电流和短路电压），用于核定继电保护定值，分析保护动作行为等。 负荷预报：
超短期：周期为几分钟到几十分钟，用于安全监视和负荷控制，使用的对象是调度员。
短期：周期为一天到一周，用于发电计划和检修计划安排，提高电网的经济运行水平。
中期和长期：长期和中期之间没有确切的分界线。一般来说，中期预报是指未来一年之内的用电负荷预测；长期负荷预测是指未来数年至数十年的用电负荷预测。中、长期负荷预报的意义在于：新的发电机组安装（包括容量大小、型式、地点和时间）与电网的增容和改建，均决定于对未来若干年后的负荷预报。 调度员培训系统（DTS/OTS）：
18 模拟电力系统各种运行状态，培训调度员事故时的处理能力。 其它
6 变电站自动化有关国际标准
IEC 61970 IEC 61850 IEC其它标准
7 公司产品实例
参考后续讲座
