1、变电所综合自动化
概念：变电所综合自动化是将变电所的二次设备（包括测量仪器，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，现代电子技术，通信技术，信号处理技术实现对全变电所的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和保护与上级调度通信的综合性自动化功能。 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和利用计算机的高速计算与逻辑判断能力实现监视、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智能化。
基本功能：监视和控制、微机保护、电压和无功综合控制、低频减载、备用电源自动投入、通信 结构：①集中式（集中采用变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，再分别完成微机监控，微机保护和一些自动控制等功能）②分层分布式系统集中组屏（分层式：将变电站信息的采集和控制分为管理层，站控层和间隔层。分布式：再结构上采用主从CPU协同工作的方式，各功能模块之间采用网络技术或串行方式实现数据通信多CPU系统提供了处理并行多发事件的能力，解决了集中式结构中独立CPU计算处理的瓶颈问题，方便系统发展）③集中组屏与分散安装相结合（将配电线路的保护盒测控单元分散安装在开关柜内，高线路保护和主变压器保护装置等采用集中组屏的系统结构），其优点：@简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室的面积@减少了设备安装工程量@简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了大量的电缆@可靠性高，组态灵活，检修方便，分散安装时减小了TA的负担。
2、数字化变电所的主要技术特点
①采用新型电流和电压互感器代替常规电流、电压互感器，将大电流和高电压直接变换为数字信号或者低电平信号②利用高速以太网构成变电站数据采集及状态和控制信号的传输系统③数据和信息实现基于IEC61850标准的统一建模④采用智能断路器等一次设备，实现一次设备控制和监视的数字化。 配电网：通常把电力系统中二次降压变电所低压侧直接或降压后向用户供电的网络，称为配电网，包括馈线、降压变压器、断路器、各种开关等设备。
3、配电SCADA（配电网数据采集和监控、电力系统监控系统）
特点：①基本监控对象为变电站10kV出线开关及以下配电网的环网开关、分段开关、开闭所、公用配电变压器和电力用户，数据量通常要比输电系统多一个数量级②系统要求比输电SCADA系统对数据实时性的要求更高③系统对远动通信规约具有特殊的要求④配电网为三相不平衡网络⑤配电网直接面向用户，对可维护性的要求也更高⑥集成了管理信息系统（MIS）的许多功能，对系统互连性的要求更高，配电SCADA系统必须具有更好的开放性⑦必须和配电地理信息系统（AM/FM/GIS）紧密集成。
基本组织模式：配电网的SCADA系统是通过监测装置来收集配电网的实时数据，进行数据处理以及对配电网进行监视和控制等功能。分层的组织模式，体系结构图
4、电力负荷控制
必要性及其经济效应：①对系统：a使日负荷曲线变平坦，使现有电力设备得到充分利用，推迟扩建资金投入；b减少发电机组启停次数，延长设备使用寿命，降低能耗；c使系统运行稳定，提高供电可靠性。②对用户：让峰用电，减少电费支出。因此，建立一种市场机制下用户自愿参与的负荷控制系统，会形成双赢或多赢的局面。 电力负荷控制种类： 1）分散负荷控制
2）远方集中负荷控制
5、配电管理系统DMS的通信方案
配电自动化系统采用的通信方式有配电线载波通信、电话线、调幅（AM）调频（FM）广播、甚高频通信、特高频通信、微波通信、卫星通信、光纤通信等多种形式。①主站与子站之间，使用单模光纤；②子站与FTU之间，使用多模光纤；③TTU与电量集抄系统的数据的转发，可以利用有线（屏蔽双绞线）方式，采用现场总线通信，也可采用配电载波通信
6、馈线自动化 定义：馈线自动化是指在正常情况下，远方实时监视馈线分段开关与联络开关的状态和馈线电流、电压情况，并实现线路开关的远方合闸和分闸操作；在故障时获取故障记录，并自动判别和隔离馈线故障区段以及恢复对非故障区域供电。 功能：①数据采集功能：采集所有馈线开关的电流、电压和开关位置信号。②数据处理功能：当配电网络中有馈线故障时，根据RTU 和FTU 所采集的信息，自动、准确地诊断故障的区段、性质，并对各类开关动作的顺序和次数进行统计登记，以图形或表格方式显示或打印有关信息，供运行人员及时了解故障情况。③控制操作功能：在正常运行过程中，根据运行方式的需要，带负荷遥控投切馈线开关或线路，遥控投切空载线路、空载变压器或线路电容器等；当馈线上发生故障时，能自动隔离故障区段，自动恢复对非故障线路的供电。④报表功能：自动生成各种表格，表格形式和大小由用户任意生成，各类报表可以定时打印，也可以随时打印。⑤事故告警功能：遥测量越限、设备运行异常、保护和开关动作时发出声、光报警信号，并登记、打印和归档备查。⑥图形功能：用户可自行编辑、绘制各种图表，提供多窗口的画面显示，画面具有平移、滚动、缩放、漫游和自动整理等功能。⑦数据库管理功能：借助窗口，通过数据库管理软件，用户可以方便地对数据库进行创建、删除、修改、读写、检索和显示，但不能修改实时数据，特别是电量数据。通过该软件，可以保证配电网在自动化系统内各工作站数据的一致性。⑧对时功能：为保证全网时钟的统一，配电网主机和RTU与FTU的时钟应保持一致。
实现方式：馈线自动化方案可分为就地控制和远方控制两种类型。 ①就地控制：依靠馈线上安装的重合器和分段器自身的功能来消除瞬时性故障和隔离永久性故障，不需要和控制中心通信即可完成故障隔离和恢复供电；②远方控制：是由FTU采集到故障前后的各种信息并传送至控制中心，由分析软件分析后确定故障区域和最佳供电恢复方案，最后以遥控方式隔离故障区域，恢复正常区域供电。
7、配电网自动化系统远方终端分类：
①馈线远方终端（包括FTU和DTU，FTU包括户外柱上FTU，环网柜FTU和开闭所FTU；DTU就是开闭所FTU）②配电变压器远方终端（TTU）③变电站内的远方终端（RTU）
8、能量管理系统（EMS）与配电管理系统（DMS）的差异： ①配电网络多为辐射形或少环网，输电系统为多环网②配电设备沿线分散配置，输电设备多集中在变电站③配电系统远程终端数量大，每个远程终端采集量少，但总的采集量大，输电系统则相反④配电系统中的许多野外设备需要人工进行操作，而输电设备多为远程操作⑤配电系统的非预想接线变化要多于输电系统，配电系统设备扩展频繁，检修工作量大。
9、配电图资地理信息系统
配电图资地理信息系统是自动绘图AM、设备管理FM和地理信息系统GIS的总称，是配电系统各种自动化功能的公共基础。
①地理信息系统GIS：地理信息系统是计算机软硬件技术支持下采集、存储、管理、检索和综合分析各种地理空间信息，以多种形式输出数据与图形产品的计算机系统。
②AM自动绘图：通过扫描仪将地图图形输入计算机，包括制作、编辑、修改和管理图形； ③FM设备管理：将各种电力设备和线路符号反映在计算机的地理背景图上，并通过检索可得到各设备的坐标位置以及全部有关技术档案，包括各种设备及其属性的管理。
10、电能自动抄表系统AMR的定义
电能自动抄表系统是一种采用通讯和计算机网络技术，将安装在用户处的电能表所记录的用电量等数据通过遥测、传输汇总到营业部门，代替人工抄表及后续相关工作的自动化系统。
11、远程自动抄表系统的构成
远程自动抄表系统主要包括四个部分：具有自动抄表功能的电能表、抄表集中器、抄表交换机和中央信息处理机。 ①电能表：具有自动抄表功能，能用于远程自动抄表系统的电能表有脉冲电能表和智能电能表两大类。②抄表集中器和抄表交换机：抄表集中器是将远程自动抄表系统中的电能表的数据进行一次集中的装置。抄表交换机是远程抄表系统的二次集中设备。③电能计费中心的计算机网络：整个自动抄表系统的管理层设备。
12、电力系统调度的主要任务
保证优良的供电质量、保证系统运行的经济性、保证较高的安全水平（选用具有足够的承受事故冲击能力的运行方式）、保证提供强有力的事故处理措施。
13、五级分层调度管理
国调—国家调度控制中心，网调—大区电网调度控制中心，省调—省电网调度控制中心，地调—地市电网调度控制中心，县调—县级电网调度控制中心
14、调度基本原则：统一调度，分级管理，分层控制。
15、调度自动化系统
功能：①数据采集与监控功能：现场测量、状态信息及控制信号的双向交换②协调功能：安全监控、调度管理、计划。
设备构成：由调度端、信道设备和厂所端构成。核心为计算机系统。
16、SCADA|EMS系统的子系统划分
支撑平台子系统、SCADA子系统、AGC/EDC子系统、高级应用软件PAS子系统、调度员仿真培训系统DTS、调度管理信息子系统DMIS
17、远方终端RTU的任务
远方终端（RTU，又称远动终端）是电力调度自动化系统的基础设施，它们安装于各变电所或发电厂内，是电力调度自动化系统在基层的“耳目”和 “手脚”。
①数据采集：模拟量(YC)、开关量(YX)、数字量 (YC)、脉冲量 (YC)②执行命令：完成遥控(YK)、遥调(YT)等操作③事件顺序记录（SOE）：当某个开关量发生变位后，记录其编号、变位时刻、变位后的状态。SOE精确记录开关信号的动作时序，辅助调度员进行运行决策和事故分析。站内SOE分辨率小于5ms，站间小于10ms④事故追忆（PDR）：为了分析事故，要求在一些影响较大的开关发生事故跳闸时，将事故瞬间及事故发生前后一段时间的有关遥测量记录下来送往调度端⑤通信功能：a与远方调度端进行通信b与本地监控系统进行通信c通过串口接入站内智能通信设备d通过MODEM进行远程维护⑥对时功能：采用全球定位系统时钟、采用软件对时⑦当地功能：通过人机界面实现测量信息当地显示、参数查询、报文监视、运行方式设置、打印、越限告警、事件顺序记录等功能。⑧自诊断功能：程序出轨死机时自行恢复功能；自动监视主、备通信信道及切换功能；个别插件损坏诊断报告等功能。
18、电力系统主要的通信模式
（一）有线通信：①音频电缆：RS-232接口，调制/解调；②电力线载波：RS-232接口，载波机，高频调制/解调；③光纤：多种接口，光端机，光电转换。
（二）无线通信：①微波：终端站，中继站；以微波为传输媒介进行调制/解调。②卫星：租用卫星通道，利用同步卫星作为中继站。③无线扩频：传输信息所用的带宽远大于信息本身带宽，扩频无线调制解调。
19、调度中心SCADA|EMS的前置机系统结构组成
前置机系统担负着调度中心与厂站RTU和各分局的数据通信及通信规约解释等任务，是SCADA/EMS系统的桥梁和基础
（1）前置机：①值班前置主机担负的任务：a与系统服务器及SCADA工作站通信。b与各RTU通信及通信规约处理。c控制切换装置的切换动作。d设置各终端服务器的参数。②备用前置机担负任务：a监听前置主机的工作情况，一旦前置主机发生故障，立即自动升格为主机，担负起主机的全部工作。b监听次要通道的信息，确定该通道的运行情况（2）终端服务器：每台终端服务器有16个串行通信口，可与16路厂站RTU通信（3）切换装置：完成对上行双通道信号及下行信号的选择切换（4）通道设备：与各种不同的通道信号适配。 20、调度中心SCADA|EMS系统主网络各节点功能
①系统服务器：负责保存所有历史数据、登录各类信息。②SCADA工作站：双机热备用，主要运行SCADA软件及AGC/EDC软件。 ③PAS工作站：用于各项PAS计算以实现各项PAS功能。④调度员工作站：承担对电网实时监控和操作的功能，实时显示各种图形和数据，并进行人机交互。⑤配电自动化工作站：完成配电自动化管理功能。⑥DTS工作站：调度员仿真培训。⑦调度管理工作站：负责与调度生产有关的计划和运行设备的管理。⑧电量管理工作站：实现电量的自动查询、记录、奖罚电量的计算等功能。⑨网络：网络是分布式计算机系统的关键部件，一般采用高速双网结构，保证信息能高速、可靠传输。
21、调度自动化主站系统软件的功能
①SCADA功能：数据采集、数据预处理、信息显示和报警、调度员遥控遥调操作、信息存储和报表、事件顺序记录、事故追忆。
②高级应用功能PAS：状态估计、网络拓扑分析、负荷预测、潮流优化、安全分析、无功/电压控制、自动发电控制、经济调度、调度员仿真培训。
22、电压调整和频率调整的对比
频率调制：①全系统频率相同②调发电机③消耗能源④集中控制⑤调进汽量
电压调整：①电压水平各点不同②调发电机、调相机、电容器和静止补偿器等③不消耗能源 ④电压控制分散进行⑤调节手段多种多样
23、无功功率平衡的基本要求
①无功电源发出的无功功率应该大于或至少等于负荷所需的无功功率和网络中的无功损耗 之和；②系统还必须配置一定的无功备用容量；③尽量避免通过电网元件大量地传送无功功 率，应该分地区分电压级地进行无功功率平衡④一般情况按照正常最大和最小负荷的运行方 式计算无功平衡，必要时还应校验某些设备检修时或故障后运行方式下的无功功率平衡。
24、电压调整措施：
发电机调压，改变变压器比调压，利用无功功率补偿设备调压，线路串联电容补偿调压。
25、电力系统电压控制措施的选取原则：
①优先考虑发电机调压：主要适用于近距离调压②无功功率充裕系统：用变压器有载调压 ③无功功率不是系统：增加无功功率电源，采取并联电容器、调相机或静止补偿器为宜
26、电力系统的自动电压控制
电压控制的方法：①首先系统内无功功率电源必须充足，要根据无功功率就地平衡的原则，合理布置无功补偿设备。②在无功功率比较充裕的条件下，综合运用各种调压手段，才能取得良好的效果。
自动电压控制的必要性：根据系统实时运行状态，进行无功功率和电压的自动控制，可有效提高电压质量和电网允许水平，克服以往调度人员人工调压的弊端。 自动电压控制的目标：①电力系统内各重要枢纽点的电压偏移均在给定的允许范围内；②所控制的系统内网损最小；③调整设备的运行状态没有超限 自动电压控制装置：
① 电压无功控制装置VQC：a适用：地方电网无功电压优化控制。b缺点：电压无功自动 控制装置仅采集一个变电所的运行参数，不能实现对全网范围内各变电所的电容器和有载调压变压器进行协调控制。
②自动电压控制系统AVC：a适用：省级电网无功电压优化控制。b特点：建立在调度自动化系统平台上，实现了AVC与SCADA/EMS的一体化。c AVC系统的组成：调度中心总站AVC模块、发电厂AVC模块、变电所AVC模块
27、并列操作 含义：当发电机电压与并列母线电压符合并列条件时将断路器合闸作并网运行的操作。也称为并车、并网
意义：①并列操作是发电厂经常进行的操作1）系统正常运行时，若负荷增加，备用机组需要迅速投入系统；2）系统发生事故时会失去部分电源，也要求将备用机组快速投入电力系统以制止系统的频率崩溃。②并列操作可提高电力系统的稳定性，还可实现线路负荷的合理经济分配。
基本要求：①冲击电流小。并列断路器合闸时，冲击电流应尽可能地小，其瞬时最大值一般不超过１～２倍的额定电流。②暂态过程短。发电机组并入电网后，应能迅速进入同步运行状态，其暂态过程要短，以减少对电力系统的扰动。
28、准同期并列
含义：发电机在并列合闸前已励磁，当发电机频率、电压幅值、电压相角分别和并列点处系统侧的频率、电压幅值、电压相角接近相等时，将发电机断路器合闸，完成并列操作。 优缺点：①优点：在正常情况下，并列时产生的冲击电流比较小，对系统和待并发电机均不会产生什么危害。②缺点：因同期时需调整待并发电机的电压和频率，使之与系统电压，频率接近，这就要花费一定时间，使并列时间加长，不利于系统发生事故出现频率缺额时及时投入备用容量 （1）ff，频率相等，G2fG,X2fXGX理想条件： （2）UGUX，电压幅值相等
（3）e0，相角差为零
29、自同期并列
含义：未加励磁电流的发电机升速到接近电网频率，不超过允许值，且加速度小于某一给定值的条件下，先合并列断路器，接着立刻合上励磁开关，给转子加上励磁电流，在发电机电动势逐渐增长的过程中，由电力系统将并列的发电机组拉入同步运行。
优缺点：①优点：并列时间短；控制、操作简单，易于实现自动化②缺点：冲击电流大，对电力系统扰动大，不仅会引起电力系统频率振荡，而且会在自同期并列的机组附近造成电压瞬时下降；不能用于两个系统间的并列操作。 30、准同期并列与自同期并列的差异
准同期并列：①并列合闸前已励磁②在并列前要检测发电机的频率、电压幅值、电压相角是否与并列点处系统侧的频率、电压幅值、电压相角相等
自同期并列：①合闸前不需要检测频率、电压幅值、电压相角②合闸后再加励磁
31、同步发电机励磁自动控制系统的组成
同步发电机励磁自动控制系统由励磁调节器、励磁功率单元和发电机构成反馈控制系统。 励磁功率单元：向同步发电机的励磁绕组提供直流励磁电流。
励磁调节器：按照发电机及电力系统运行要求，根据输入信号和给定的调节准则，控制励磁功率单元的输出。
同步发电机的励磁系统由励磁功率单元和励磁调节器组成。
32、常用的同步发电机励磁系统
①直流励磁机励磁系统：适用于10万kW以下中小量机组 ②交流励磁机励磁系统：适用于100MW以上的发电机组 ③静止励磁系统：适用于300MW及更大容量的发电机组
33、励磁系统灭磁：将发电机转子励磁绕组的磁场尽快地减弱到最小程度。 灭磁方法：将转子励磁绕组自动接到放电电阻。
灭磁要求：①灭磁时间要短②灭磁过程中转子电压不应超过允许值 灭磁包括恒Rm灭磁、非线性Rm灭磁、逆变灭磁 理想灭磁过程：在整个灭磁过程中始终保持转子绕组的端电压为最大允许值不变，直至励磁回路断开为止
34、电力系统的频率特性
发电机组的功率－频率特性与负荷的功率－频率特性曲线的交点就是电力系统频率的稳定运行点
a点：fe，PL
b点：负荷增加△PL，负荷静态频率特性变为PL1，无调速器， 频率稳定值下降到f3，取用功率仍然为原来的PL值
c点：调速器一次调节，增加机组的输入功率PT。频率稳定在f2
d点：调频器二次调节，增加机组的输入功率PT。频率稳定在fe
35、电力系统的无功功率电源
同步发电机、同步调相机、静电电容器、静止无功补偿器、静止无功发生器
36、励磁控制系统的基本任务： ①电压控制：同步发电机的励磁自动控制系统就是通过不断调节励磁电流来维持机端电压为给定水平的②控制无功功率的分配：控制各发电机组无功功率按照最优原则进行分配，改善发电机的运行条件③提高同步发电机并联运行稳定性：励磁控制系统是通过改变励磁电流从而改变空载电动势来改善系统稳定性④改善电力系统运行条件：改善异步电动机的自启动条件，为发电机异步运行创造条件，提高继电保护装置工作的准确性⑤水轮发电机组要求实现强行减磁。
37、对励磁系统的基本要求
（一）对励磁调节器的要求
①时间常数小，能迅速响应输入信息的变化②系统正常运行时，能够反应发电机电压高低，并通过调节励磁电流维持发电机电压③合理分配机组无功功率④对远距离输电的发电机，要求无失灵区⑤迅速反应系统故障，并通过强行励磁提高暂态稳定性和改善系统运行条件。
（二）对励磁功率单元的要求
1）有足够的可靠性并具有一定调节容量2）具有足够的励磁顶值电压和电压上升速度。在励磁系统中励磁顶值电压和电压的上升速度是两项重要的技术指标
38、系统负荷可以看作由以下三种具有不同变化规律的变动负荷组成：
（1）变动周期小于10s的随机分量
特点：变化幅度小
原因：小操作、线路摇摆等 调速器→频率的一次调整（有差调频） （2）变动周期在（10s，180s）的脉动分量
特点：变化幅度较大
原因：大电机、电炉启停 调频器→频率的二次调整（无差调频）
（3）变化十分缓慢的持续分量并带有周期规律的负荷
特点：变动周期最大，变化幅度最大
原因：气象、生产、生活规律
根据预测负荷，在各机组间进行最优负荷分配→电力系统的经济运行调度（发电计划）
39、一次调频和二次调频的比较
①一次调频针对的负荷是变动周期小于10s的随机分量，二次调频针对的负荷是变动周期在（10s，180s）的脉动分量②一次调频是所有发电机都参与，二次调频调频厂的发电机参与 40、电压降低的不良影响
①减少发电机所发有功功率②异步电动机的转差率将增大，电流也将增大，温升将增加。当转差增大、转速下降时，其输出功率将迅速减少③电动机的启动过程将大为延迟，启动过程温度过高④电炉等电热设备的发热量降低⑤有功损耗和能量损耗增加，危及电力系统运行的稳定性。
41、电压过高的不良影响
①影响电气设备的绝缘②超高压输电线路中电晕损耗增加
42、无功功率和电压的关系
①无功功率对电压有决定性的影响②无是引起电压损耗的原因③无的远距离传输和就地平衡④节点电压有效值的大小，对无功功率分布起决定性的作用
43、调度自动化通信规约
定义：为了保证通信双方能正确、有效、可靠地进行数据传输，在通信的发送和接收过程中有一系列规定，以约束双方进行正确、协调的工作。这些规定称为数据传输控制规程，简称通信规约。 类型及特点：（1）问答式规约
①特点：RTU有问必答，RTU无问不答
②优点：多台RTU共线；支持变化信息传送，压缩数据块长度，提高速度；全双工/半双工通道；点对点/一点多址/环形结构，通道适应性强
③缺点：响应慢，对通道要求高，整帧校验 ④举例：SC1801，U4F （2）循环式规约 ①特点：RTU不断地循环上报现场数据，主站被动接收；以帧为传输单位，帧长度可变，可有不同优先级 ②优点：对通道要求不高；信息字校验，大大提高数据利用率；遥信变位优先传送；容量大；多个子站和多个主站同时通信 ③缺点：只能用点对点方式连接，一般遥测量变化响应慢
④举例：CDT （3）对等方式规约
①特点：支持ISO 7层网络协议模型的子集；支持点对点、一点多址、多点多址、对等通信方式；支持问答式和自动上报数据传输方式；支持通信冲突碰撞避免/检测；支持带时标的量
②举例：DNP3.0
IEC-60870-5-101 （4）网络通信规约 ①特点：支持TCP/IP协议；可基于局域网/广域网进行通信；一般是对等通信协议的网络化封装
②举例：TASE2
IEC-60870-5-104
44、励磁调节器是一个闭环比例调节器。
输入量：发电机电压
输出量：励磁机的励磁电流或是转子电流
主要功能：1）保持发电机的端电压不变2）保持并联机组间无功电流的合理分配
工作原理：当UG下降时，IEF就大为增加，发电机的感应电动势Eq随即增大，使UG重新回到基准值附近，当UG升高时，IEF就大为减小，又使UG重新回到基准值附近基本控制组成及作用：测量比较、综合放大、移相触发单元
①测量比较单元：测量发电机电压并变换为直流电压，与给定的基准电压相比较，得出电压的偏差信号②综合放大单元：来自测量比较单元及调差单元的电压信号在综合放大单元与励磁限制、稳定控制及反馈补偿等其他辅助调节信号加以综合放大，用来得到满足移相触发单元相位控制所需的控制电压③移相触发单元：根据综合放大单元送来的综合控制信号的变化，产生触犯脉冲，用以触发功率整流单元的晶闸管，从而改变可控整流框的输出，达到调节发电机励磁的目的
电源供给的无功功率QG包括：发电机供应的无功功率QGi+无功补偿设备供应的无功功率QCi两部分组成；无功功率损耗QL包括：变压器中的无功功率损耗△QT+线路电抗中的无功功率损耗△Qx+线路电纳中的无功功率损耗△QB
系统无功负荷的电压特征主要由异步电动机决定。异步电动机是电力系统主要的无功负荷。
智能操作断路器：是根据所检测到的电网中断路器开断前一瞬间的各种工作状态信息，自动选择和调整操动机构以及与灭弧室状态相适应的合理工作条件，以改变现有断路器的单一分闸特性。
智能变电站：智能变电所是指采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全所信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电所 按频率自动减负荷
含义：事故情况下，系统可能产生严重的有功缺额，因而导致系统频率大幅度下降。所缺功率已经大大超过系统热备用容量，只能在系统频率降到某值以下，采取切除相应用户的办法来减少系统的有功缺额，使系统频率保持在事故允许的限额之内。这种办法称为按频率自动减负荷 工作原理：“轮” ：计算点f
1、f2,„fn 点1：系统发生了大量的有功功率缺额
点2：频率下降到f1，第一轮继电器起动，经一定时间Δt1 点3：断开一部分用户，这就是第一次对功率缺额进行的计算。
点3-4：如果功率缺额比较大，第一次计算不能求到系统有功功率缺额的数值，那么频率还会继续下降，很显然由于切除了一部分负荷，功率缺额已经减小，所有频率将按3-4的曲线而不是3-3'曲线继续下降。
点4：当频率下降到f2时，ZPJH的第二轮频率继电器启动，经一定时间Δt2后
点5：又断开了接于第二轮频率继电器上的用户。
点5-6：系统有功功率缺额得到补偿。频率开始沿5～6曲线回升，最后稳定在f∞(2) 。
逐次逼近：进行一次次的计算，直到找到系统功率缺额的数值（同时也断开了相应的用户）。即系统频率重新稳定下来或出现回升时，这个过程才会结束 自动准同期装置的组成单元和作用
（1）频率差控制单元。检测 与 间的滑差角速度 ，调节转速，使发电机电压的频率接近于系统频率。（2）电压差控制单元。检测 与 间的电压差，且调节电压 使它与 的差值小于允许值，促使并列条件的形成。（3）合闸信号控制单元。检查并列条件，当频率和电压都满足并列条件，选择合适的时机，即在相角差 等于零的时刻，提前一个“恒定越前时间”发出合闸信号。
负荷管理（LM）：通过削峰填谷使负荷曲线变得平坦。 需方用电管理（DSM）：通过发布一系列经济政策及应用先进技术来影响用户的电力需求，以达到减少电能消耗、推迟甚至少建新电厂的效果。 电力负荷控制系统由负荷控制中心和负荷控制终端组成
具备数据采集与监控功能协调功能的电力系统调度自动化系统称为能量管理系统（EMS） 站内SOE（事件顺序记录）分辨率小于5ms，站间小于10ms 备用容量（15%～20%）＝ 系统可用电源容量 － 发电负荷
负荷备用和事故备用属于热备用，检修备用和国民经济备用属于冷备用
