2006年电力系统调度自动化综述与建议
2007年5月Power System T echnology May 2007 文章编号：1000-3673（2007）10-0001-09 中图分类号：TM714 文献标识码：A 学科代码：520·6020
2006年电力系统调度自动化综述与建议
傅书逷
（中国电力科学研究院，北京市海淀区100085）
Summary on 2006 Power System Operation and Control and Recommendations
FU Shu-ti
（China Electric Power Research Institute，Haidian District，Beijing 100085，China）
ABSTRACT: In this paper publications on power system operation and control in IEEE PES General Meeting 2006 and CIGRE 2006 are summarized. It represents the state-of-art of power system technology, recent trend of research and development works in the world, and therefore it is very good and useful for our research and operation works. Main contents of this paper include: Dynamic Security Assessment (DSA), Wide Area Measurement System (W AMS) and Wide Area Control System (WACS), System restoration after a blackout. Some recommendations concerning research works in the near future are given in the conclusion.
KEY WORDS: power system operation；power system control；DSA；W AMS；W ACS；system restoration
摘要：IEEE PES 2006年度学术会议和国际大电网会议(CIGRE)2006基本上代表了当今电力技术的最高水平和最新研究方向，其论文集对我国电力系统运行和科研工作有较高的参考价值。本文对上述2个会议的论文集进行了综述，主要内容包括动态安全评估、广域量测系统、广域控制系统、系统恢复等方面的研究现状介绍与经验总结。最后结合我国电力系统调度自动化方面的实际情况提出了一些建议。
关键词：电力系统运行；电力系统控制；动态安全评估(DSA)；广域量测系统(W AMS)；广域控制系统(W ACS)；系统恢复
0 引言
本文主要是根据2006年IEEE PES 年度学术会议和2006年国际大电网会议(CIGRE)的论文集而编写的。这2个学术会议基本上代表了电力技术的最高水平和最新研究方向，其论文集对我国电力系统运行和科研工作有很高的参考价值，本文将对论文集中的电力系统调度自动化部分进行整理、评论和综述，希望能为我国电力系统工作人员提供参考。
近年来国外连续发生了多次大停电事故，如2003年美国?加拿大“8.14”大停电事故，2003年意大利“9.28”大停电事故和2003年瑞典?丹麦“9.23”大停电事故等[1-2]，这些事故重新引起了电力系统运行人员和科研人员对防止大停电事故的研究兴趣。最近国内外发表了大量研究防止和减小大停电危害的文章，其重点包括动态安全评估(dynamic security assessment，DSA)、广域测量系统(wide area measurement system，W AMS)、广域控制系统(wide area control system，W ACS)以及缩短停电时间的恢复控制或恢复计划(restoration planning)，下面将对上述研究方面的最新研究成果进行简要介绍。
1 动态安全评估
1.1 概述
大停电事故的发生往往是由于某些偶然事故(如1回线跳闸或1台发电机事故)甚至某些保护装置误动所引起的。但随着事故的扩大，最后往往发展成功角稳定或电压稳定的破坏，从而造成大面积停电，由此引起的关于DSA的研究一直倍受关注。值得注意的是，随着计算机技术的发展，在线动态安全评估已在一些电网得到了实际应用，目前已经或正在实现在线应用的国家有加拿大、美国、巴西、爱尔兰、希腊、葡萄牙、芬兰、澳大利亚、新西兰、马来西亚、日本[2]、意大利[3]和中国等[4]。因此，该项技术有可能成为电网控制中心防止大面积停电和保证电力系统安全可靠运行的重要工具之一。
1.2 对在线DSA的技术要求
为实现DSA的在线应用必须满足以下比离线应用更为严格的条件：
（1）实时数据。
这些数据必须来自能量管理系统(energy management system，EMS)的状态估计，但往往比
状态估计提供的模型规模更大，包括发电机模型、负荷模型及外部网络模型等，而且要经常维护。根据经验可知，这是实现DSA在线应用的最具挑战性且最复杂的任务之一。
（2）计算速度。
提高计算速度是多年来研究在线DSA的奋斗目标，但DSA的在线应用除要求计算速度快以外，还必须可靠。到目前为止已知的直接法(如扩展等面积法EEAC、基于稳定区的主控不稳定平衡点法BCU和势能界面法PEBS法)都不够可靠且不能完全取代经典的时域仿真法。有些电网采用1~2种直接法仅用于故障筛选，多数电网是直接用时域仿真法。一般认为10~30min的计算周期还是可以接受的，在有些情况下计算速度还需要与其他功能配合，如市场运行计划或其他特殊保护与自动装置(special protection system，SPS)的要求等。
（3）计算机处理能力。
计算机处理能力取决于1个计算周期内要处理的功能的数量，如校验预想故障次数、计算联络线输送计划次数、确定SPS设定值的数目以及要分析的事件类型等。
（4）可靠性。
DSA在线应用的可靠性与其用法有关。如果是常年连续应用则要求其可靠性与其他EMS高级应用软件(如状态估计、安全分析)相同，必须考虑程序和数据的备用与存档及硬件故障时的切换。如果DSA还包括控制功能(如远方切机与切负荷)则对其可靠性要求更高。如果DSA只是偶然使用，则对其可靠性的要求可以适当降低。
（5）可维护性。
由于DSA的数据量庞大且硬件复杂，因此必须易于修改与维护。当修改数据及软件或维护硬件时，停机时间必须最短。
（6）人机接口友好。
由于DSA的使用人员大都不是计算机软件方面的专家，如系统调度员、运行工程师及控制中心领导等，因此DSA软件的操作必须简单，显示画面必须容易看懂，同时尽量采用最新的可视化技术。1.3 在线DSA的实践经验
1.3.1 计算方法的选择
（1）一般说来，采用的数学方法愈简单则效果愈好，因此应避免采用过长或过分复杂的数学公式及未经实践验证的数学方法，也不应采用过于简化且不精确或不可靠的方法。
（2）要优先选择经过验证的技术，要谨慎对待新提出的只经过简单例题验证的算法。
（3）如果可能的话，在线DSA要尽量采用与离线DSA相似的算法，以便互相验证。
（4）对数据的要求要合理，不能过分复杂。
常用的在线DSA算法如表1所示。
表1在线DSA的常用算法
Tab. 1 Solution methods for online DSA
应用计算方法
电压稳定分析基于潮流的P-V法(稳态)、时域仿真(动态) 确定电压崩溃区域
潮流计算Jacobian矩阵上的模态分析
(modal analysis)
暂态电压变化(升/降)分析时域仿真
暂态稳定分析直接法(故障扫描)、时域仿真(详细分析)
低频振荡的监视
监视遥测值、时域仿真、
线性化动态模型上的模态分析稳定极限
潮流分析、P-V法、
时域仿真及模态分析的组合
紧急控制以上几种方法的组合
1.3.2 外部系统等值
一般的监视控制与数据采集(supervisory control and data acquisition，SCADA)系统只能观测一个大系统的一部分，通常只限于本控制区。但是系统的暂态分析与外部系统的动态性能密切相关，因此必须有一个可以接受的外部等值才能求出正确的结果。通常这个外部等值可用离线方法求得，然后再与实时模型合并。该等值必须根据运行情况的变化在一天内求出几个典型值，并在适当的时段更换新的外部等值模型。最好能采集到所有外部系统的状态估计值，这样可以得到准实时的电网模型以便改善计算精度，此时可不需要外部等值。
1.3.3 实时数据间的配合
实时数据间的配合是在线DSA应用中的特有问题，潮流计算中的动态设备表示必须与DSA计算中的动态设备表示一致，否则会导致错误的结果。每个节点的编号或代号在上述2个程序中必须一致，特别是在潮流计算中，有时2个节点会合并成一个节点或反之，在DSA程序中必须能够做同样处理。最好以潮流计算的代号为主，其他程序的数据都通过一个翻译程序映射到这个主代号。目前用公用信息模型来定义动态数据还不够成熟。
1.3.4 计算结果的显示
根据经验可知，调度员总是希望有一个非常清楚且简单的高级画面来显示每个DSA计算周期的重要结果。调度员面前已经显示了EMS应用的各种信息，所以没有必要显示过分详细的不重要的DSA信息。应当给调度员显示最重要的信息，使调
度员可以很方便地在主菜单上选择显示其所需要了解的细节。关于在线电压安全评估(voltage stability assessment，VSA)和暂态安全评估(transient stability assessment，TSA)的主画面可参见文献[2]。
1.3.5 DSA系统的开发及其与EMS的连接方式
DSA系统与EMS的连接方式有2种，即集成式和外接式。集成式又称嵌入式，即把DSA软件作为高级应用软件的一部分嵌入到EMS软件中，其使用和维护都与EMS及其他应用一样，因此比较方便，但这种方式只能由EMS的供应商来提供。外接式就是DSA系统与EMS完全独立，EMS的实时数据经过转换通过一个接口(或数据平台)送给DSA系统，DSA的结果再经过转换送回到EMS。用于大型电网且需要采用并行计算法加快运算速度的DSA可能需要这种方式，其好处是只要有适当的实时数据就可以连接到任何EMS。
1.3.6 DSA核心软件包的构成
DSA软件包是由几个最尖端的软件工具组成的，这些软件工具既适合于在线应用，也适合于离线应用，并且可以自动生成在各种假想故障下的稳定评估结果。如果电网规模较大且希望用较短的计算周期时，还可以采用分布式计算。DSA核心软件包主要由以下软件工具组成：
（1）电压安全评估工具。电压安全评估工具(VSAT)是基于潮流计算的稳态电压安全评估工具，包括P-V曲线和潮流的Jacobian矩阵模态分析，可用来分析基于电压稳定、电压升/降、热过负荷和无功备用判据等系统性能。
（2）暂态安全评估工具。暂态安全评估工具(TSAT)是综合分析暂态稳定的仿真工具，其基本分析方法包括非线性时域仿真和暂态安全指标计算。该软件可评估基于暂态稳定、系统阻尼、暂态电压和频率漂移等计算的系统性能以及继电保护整定值的裕度。
（3）小信号分析工具。小信号分析工具(small signal stability assessment tool，SSA T)是采用特征值分析法分析小信号稳定的线性动态仿真工具，该工具本来是用于离线规划分析的，但在系统特定运行方式下的某些假想故障计算中，SSA T的在线功能还是很有用的。
（4）DSA管理程序。DSA管理程序是在EMS 和DSA在线安全评估应用工具之间的唯一接口，为控制和管理在线DSA提供了一个友好环境和一个能看结果的全图形支持功能。
（5）DSA监视器。DSA监视器可允许被批准的远方用户通过网络查看DSA的结果。
在线DSA核心软件包的框图见图1，可见每种DSA工具都采用客户–服务器通信方式，各种工具都由DSA管理器统一管理。DSA管理器安装在DSA客户机上，DSA服务器(即DSA管理器的一部
Fig. 1 Online DSA architecture
EMS通过接口向DSA提供经过SE处理过的潮流快照精确结果，由EMS提供的其他数据(如假想事故、网络接线状态和线路传输限制条件等)经过EMS上的数据准备工具送来。DSA服务器从数据服务器上取出EMS送来的数据，生成VSAT/TSAT 的有关数据文件，然后把计算任务分配给指定了任务(VSAT/TSAT)的所有计算服务器。计算服务器将完成这些计算并将结果送回到DSA客户，DSA服务器负责处理并对结果进行显示和存档。用户可通过DSA监视器在任何与DSA服务器联网的工作站上查看DSA结果。
1.4 在线DSA的应用实例
PJM联合输电系统是北美最大的输电系统，其总装机容量为165.738TW。PJM的EMS模型包含13548条母线，2459台发电机组，不久将发展到25000条母线和3000台机组。由于暂稳安全约束条件的限制，往往不得不限制一些关键输电线的传输容量，所以PJM安装了一套实时暂态稳定分析和控制系统(transient stability assessment and control，TSA&C)，以改善PJM系统的安全和经济运行状况，该系统已在2006年夏季投入商业运行。TSA&C的特点是采用2种直接法(EEAC和BCU法)进行故障筛选，采用时域仿真法进行精确计算。每次采样(snapshot)计算3000个故障方式，根据其中20个关键故障方式求出10条输电线路的暂态安全极限。
TSA&C 的计算周期是15 min ，在计算时还可给出稳定指标以便评估系统的稳定程度，根据稳定指标可以提前结束计算(只要能确定系统肯定稳定或肯定不稳定即可中止计算)。在TSA&C 软件包中还包含一个预防控制模块，在计算过程中发现不安全的故障方式时可自动求出一个有功再调度方案以保证系统安全。TSA&C 的硬件系统包含14台子服务器其中的10台用于计算，2台作为DSA 客户机，另外2台作为离线计算和备用。 1.5 离线DSA 的研究
目前对于离线DSA 的研究比较活跃，其中有关稳定区的论文较多[5-8]。文献[9]提出了一种基于小波频谱分析的稳定监视方法，该方法对W AMS 送来的实时信息进行处理并得出结果[10]。该方法的基本思路是监视振荡模式的时间?频率变化情况，以检测出在本控制区内部或外部发生的故障和振荡的模式。如果检出系统有异常情况，则利用文中提出的基于非线性规划的优化动态控制方法来切机、切负荷和快速无功再分配，从而防止事故的扩大。控制方案要保证暂态轨迹能够避开距离保护的动作区，以防止越级跳闸。为节省篇幅本文略去了基于非线性规划的优化动态控制法的数学模型和求解步骤(详见文献[9])。
文献[9]以意大利2003年9月28日大停电的仿真计算为例证明了如果应用该法可防止事故的扩大。在2006年9月28日上午3:01，第1次故障发生在瑞士Mettlen-Lavorgo 的380 kV 线路上(单相接地)，线路跳闸后自动重合失败。根据仿真计算结果，在西西里Sorgente(距故障点1 000 km)母线上的电压变化和Morlet 小波图形如图2、3所示。由小波图可见发生了2种振荡模式，1.0 Hz 和0.5 Hz 。1 Hz 是典型的机电振荡模式，发生在本区(意大利国内)电网。0.5 Hz 是意大利电网与UCTE(欧洲联合电网)之间的低频振荡。其他振荡模式很快就衰减了，但低频模式反而有变坏的趋势。
第2次故障(上午3:25)发生在瑞士的Sils-Soazza 380 kV 线路上，随后开始了一系列相继跳闸和大停
? 1
电压幅值/p u 时间/s
1.013 5 1.014 0 1.014 5 1.015 0 0
1
2 3 4
5
6
1.013 0
图2 Sorgente 母线的电压(3:01 a.m.)
Fig. 2 Voltage magnitude at bus Sorgente(3:01 a.m.)
频率/H z
时间/s
1 2 3 4 5 0
1
2
3 4 5
6
0.0
1.0
2.0
3.0
图3 Sorgente 母线电压的Moclet 小波图(3:01 am)
Fig. 3 Morlet wavelet of the voltage
at bus Sorgente (3:01 a.m.)
电事故。图4、5显示了第2次故障的仿真计算和光谱分析结果。图中又出现了1.0 Hz 和0.5 Hz 的振荡模式，0.5 Hz 的振荡模式要比第1次故障时增大了将近1倍，这说明此时已发生了严重的过负荷与跨区的低频振荡，必须向调度员发出警示，建议启动优化动态控制程序计算出控制措施并立即执行(此时还有20 min 的时间进行仿真计算和启动SPS ，时间是足够的)。紧急控制程序的计算结果建议在都灵地区切掉350 kW 的负荷，同时投入250 Mvar 的无功。在图6上示出了意大利4条380 kV 母线的暂态电压。虽然都灵地区的电压有所降低，但避免了电压失稳事故。图7示出了装在Albertiville 的距离保护的视在阻抗，在切除了Albertiville-La Coche 线路后，距离保护视在阻抗的轨迹躲过了动作区。
文献[9]看起来很有趣且具有启发性，运用该文献所建议的方法在理论上可以防止意大利2006年
时间/s
1.012 0
电压幅值/p u
1.013 0 1.014 0 1.015 0 1.016 0 0
1
2 3 4
5
6
?1
图4 Sorgente 母线上的电压(3:25 am)
Fig. 4 Voltage magnitude at bus Sorgente (3:25 a.m.)
频率/H z 时间/s
1 2 3 4 5 0
1
2
3 4 5
6
0.0 1.0 2.0 3.0 ?1
6 7 4.0 5.0
图5 Sorgente 母线电压的Morlet 小波图(3:25 am)
Fig. 5 Morlet wavelet of the voltage
at bus Sorgente (3:25 a.m.)
时间/s
1 2
3 4 5 6
0.0 0.4 0.8 电压幅值/p u
图6 跳开Albertville-La Cocbe 线后的暂态电压 Fig. 6 Voltage transients following the tripping of
Alberville-La Cocbe
2.0 1.5 1.0
0.5
0.5
1.0
1.5
0.0
?0.5 ?1.0
t =0+ t =0? X /pu R /pu
图7 在Albertville-Rondiss 1上的距离保护视在阻抗 Fig. 7 Behavior of distance relay at Albertville-Rondiss l
“9.28”停电事故的扩大，但这毕竟是仿真计算的结果，要真正实现在线控制还需要做大量的研究工作。
2 广域测量系统与广域控制系统的应用
2.1 概述
研究大面积停电问题时，W AMS 和W ACS 的作用是不可替代的，其内容包括事故后分析和紧急控制。以下将分别介绍这两方面的经验与研究成果。 2.2 事故后分析
大电力系统的运行非常复杂，针对大系统内发生的大面积停电事故的分析更是极端复杂。像北美 “8.14”这样的大停电事故需要根据大量的事故记录(包括事故记录仪、继电保护动作信号、SCADA/ EMS 的事件记录及部分W AMS 数据)，由几百名专家和工程师分析几个月才能总结出事故的原因并提出改进措施[11]。如果没有W AMS ，即使有更多的专家花更长的时间也难以把大事故的过程完全研究清楚。因此，W AMS 的功能是其他设备难以取代的，具体原因如下：
（1）W AMS 的精度可以达到1个点/μs ，幅值误差小于0.1%，可以记录暂态电压或其他波形，还可量测相距上千公里的两点之间的相角差。
（2）可通过GPS 同步来精确测出各断路器的跳闸顺序与时间。
（3）可以连续记录，事故后可查出事故前的系统状态是否异常。
（4）由于速度快，因此可在稳定控制和电压控制中起重要作用，有助于防止事故的扩大。
在事故后分析方面的经验和建议包括：
（1）从事故后分析的经验来看，最重要的是大停电后记录事件过程的手段应更加完善。如校准记录仪器(特别是时间的同步)、标准化表格以及确定哪些数据必须在扰动后自动优先发送的软件，以便调度员可迅速掌握最重要的信息。此时不应等待正常的扫描呼叫周期，这样会延缓处理事故的时间。
（2）要设计一个用于分析大停电事故的数据仓库(data warehouse)。必须事先对事件的信息规定统一的格式并按其重要性分类，同时还应带有帮助查询的标记或时标。要设计好发送、接收和记录这些信息的管理软件，使得处理从不同单位和不同地点报来的大量信息的工作量可以大大减少。
（3）采用自动事故报警方式能很快地收集和整理有关信息，大大减少大规模事故分析的工作量，特别是在涉及多个单位的情况下。发电机与线路的日常信息应存储起来以备以后分析时用，所有数据格式、交换规约及保密约定等都必须事先约定好并经过测试。完成这些工作后，大停电事故数据的收集只需要几个小时，而不是几周甚至几个月。
（4）有时在事后往往会发现，屏幕上的数据中隐藏着一些系统运行异常的迹象，此时系统本身的性能也变得愈来愈差。有时调度员会觉察到这种系统变得容易受扰动的迹象，但是既没有解释这种异常迹象的方法，也没有应如何处理的规定，因此往往不能对该迹象进行及时有效的处理。
（5）必须强调开发和安装用于提高测量和监视系统性能的信息网络的必要性，需要研究和开发能从系统量测信息中抽取有用信息的先进数学工具，以便及时有效地处理相关信息。具备了先进的监视和评估系统性能的工具，即可大大减少发生灾难性大停电事故的可能性。
（6）W AMS 的快速性和精确性使得快速稳定控制和电压控制成为可能，同时也有助于故障后系统的恢复。
2.3 广域控制系统
DSA 主要是根据假设的故障进行评估，如果故障后系统不稳定再提出消除故障的措施。但实际的故障千变万化，难以完全估计到。W ACS 主要是利
用PMU 的快速性在故障发生后的一瞬间做出判断、决策并发出控制命令，以防止事故扩大。目前已实现W ACS 和正在准备实现W ACS 的电网有日本中部电力公司
[12]
、加拿大Hydro-Quebec 电力公司
[13]
，美
国西部联合电网(western electric coordinating council ，WECC)[14]
和俄罗斯远东联合电网[15]
。其中美国WECC 与加拿大Hydro-Quebec 经验比较多。WECC 的主要工作是在BPA 水电局做的。BPA 自1988年开始安装PMU ，到2005年底已安装了56套，十几年来在电网安全监视方面做了许多工作。例如从1996年8月10日的相角记录图(图8)可见，在系统解列前约5 s 左右Grand Coulee-Malin 之间的相角差已开始变大。
Malin-Round Mountain Grand Coutee-Malin 15:48:40.00
Coistrip-Broadview
15:48:48.00
15:48:56.00
12 3
0 60 120 传输功率/G W
时刻
时刻
15:48:40.00 15:48:48.00 15:48:56.00
电压相角/(°)
注：High Coulee-Malin 的相角差变大并振荡。
图8 美国西部系统1996年8月10日的PMU 记录 Fig. 8 Phasor record of system separation of Aug. 10, 1996
（1）通信系统。
所采用的标准通信系统包括模拟与数字通道(话音级)及宽带网络，
通道的延迟为20~110 ms ，从量测到应用的总时延最小为35 ms ，非常适用于实时控制。经测试可知其可靠性超过0.99，基本满足控制的要求。
（2）正在开发中的W ACS 系统。
美国西部电力系统基本上是从西北部经太平洋联络线向西南部送电。如果西南(加州或亚利桑那州)的某大电厂突然断电就会使联络线过负荷，进而引起西北对西南发生振荡，如Palo Verde 双回线在全负载(2.7 GW)时若因故障断开则将引起南北联络线发生振荡。典型的振荡周期是1/3 Hz 或3周波/s ，当西南部某台大发电机掉闸时西北电网的功率将在1.5 s 时达到顶峰，因此最理想的控制时间应当是在0.75 s 以前。BPA 已把所有关键量测量都转移到直接数字通道，总时延为60 ms ，再加上跳闸命令传输和执行跳闸的时间50 ms 及数据处理和输送时间60 ms ，可知总延时为170 ms 与控制决策时间之
和。接收每个数据需要2周波，再加上2周波确认时间(67 ms)，总共控制过程的延迟为237 ms 。 快速稳定控制方案是根据假设南方某台发电机掉闸就会引起联络线上电压摇摆(见图9)制定的，在振荡中心附近装了10台PMU 以测量母线电压，这10处电压经过加权平均后如果超过给定的门槛值就向西北部的某个发电厂送出一个掉闸命令，同时在联络线上投/切一组电抗器或电容器。采用该控制方案后，即可把联络线的稳态输送功率从4.7 GW 增加到5 GW 。
1.20 0.80
0.90 1.00 1.10 0
4
8 12 16 20 Malln Ollnda Coulee
Pearl John Day 时间/s 电压幅值/p u
注：此时太平洋联络线送5 GM ，WACS 控制功能动作。
图9 Palo Verde 双回线(2.7 GW)跳闸时的BPA 电压摇摆
Fig. 9 BPA voltage swing for a double Palo Verde
outage (2.7 GW)
（3）电压控制方案。
电压控制方案就是监视联络线电压并给出为联络线提供无功支持的发电厂总的无功出力。在控制器内存有总的无功容量，采用一个模糊逻辑推理机来比较联络线的实时电压与正常电压以及量测的无功出力与无功容量。如果电压下降而系统达到无功极限时，控制器将根据情况投/切电抗器、电容器或切机。利用模糊逻辑的方案比传统的门槛值方案更灵活。
（4）相角和频率测量。
当系统中某台大发电机掉闸或跳开一个大的负荷(如断开Palo Verde 双回线)时，会产生一个较大的局部频率波动。此时联络线两端的相角将发生变化，各机组会使联络线功率再次平衡。由于必须将南北两侧的机组出力调整到新的稳定状态，因此会引起更多的功率波动。一个能快速检测频率变化及精确测量相位差的控制器可以提供稳定广域扰动的高速控制功能，即利用多处测量地址的测量值和几个连续采样值来消除局部干扰(如发生故障或操作开关引起的暂态电压/电流)。一旦经过滤波的频率波动超过预设门槛值且相角超过允许的变化率，控制器即可发出控制命令(如切机或投入电容器组)。图10显示了WECC 的W ACS 总方案示意图。
图10 WECC的W ACS方案
Fig. 10 Architecture of W ACS solution for WECC
3 大停电后的恢复计划
3.1 概述
根据北美电力可靠性委员会(North American Electric Reliability Council，NERC)的统计，在过去10a内共发生过117次恢复时发生问题的故障[16]。故障的原因多种多样，但导致恢复时间延长的主要原因在于：①没有适当的恢复计划，恢复步骤过时且未遵守恢复步骤；②各单位之间的协调配合不够；③调度人员培训不够。下面将讨论在系统恢复过程中必须注意的几个重要问题。
3.2 恢复计划
应根据故障恢复的目标、电网特点及本网的运行经验来制定恢复计划。恢复计划的第1步是把系统分成若干个子系统，各子系统中至少有1个电源(包括黑启动机组、虽已解列但仍带厂用电运行的机组或从相邻电网送来的带电点)和与电源大体上平衡的负荷。一般是由人工完成对子系统的划分，同时还可由调度员进行适当调整。在美国和加拿大，很多电力系统都有大停电事故后如何进行恢复操作的计划，这些恢复计划一般根据分开后的子系统是否可行来进行稳态分析校验。当发生大停电事故时，由低频继电器把各子系统分开，然后各子系统分别带负荷以缩短恢复时间[12]。该阶段大约需要1~2h。根据文献[17]可知，Quebec电网把全网分成5个子系统，巴西国家电网则把全网分成34个子系统[18]，如图11所示。恢复负荷时要尽量优先恢复重要负荷。
恢复计划的第2步主要是恢复主电网接线状态。在各子系统并列过程中要恢复足够负荷以维持电网频率与电压的稳定，为此每次增加负荷应不超过电机容量的10%~15%，电机调速器的调差曲线应调为平坦线。带基荷的大机组可开始准备启动，
北
东北
东南
南
图11巴西将全网分成34个电源与负荷大体上平衡的子系统Fig. 11 Brazil is divided into 34 areas where loads are
nearly balanced with generation
同步操作要严格遵守操作规程。投入空载高压线路前要带部分负荷以防止Ferranti效应(即由于空载线路充电电流引起的高压)。该阶段大约需要2h左右。
恢复计划的第3步主要是恢复其余负荷，恢复时间的长短取决于各发电机加负荷的响应速率。当更多的发电机并入系统后可逐步恢复系统的备用容量，且每次应投入更多的负荷。
为了顺利实现上述恢复过程，必须注意以下几个关键问题：
（1）频率控制。
在正常运行情况下，系统频率是由自动发电控制(automatic generation control，AGC)装置来维持的。在故障恢复过程中，当大型机组并入系统或投入大型负荷时，系统频率难免发生波动，因此系统调度员有必要进行控制或调节，分步投入系统惯性和响应率可承受的负荷。为维持系统有功和无功比率的变化在允许范围内，应先投入较小的辐射式负荷，后投入较大的负荷。投入带有低周波继电器的馈线时往往会引起频率下降以致该馈线再断电，每次可加多少负荷取决于系统原动机的响应率(此时一般用手动控制)。汽轮机、燃气轮机、水轮机的典型响应率示于图12。以下规则是有用的：①把黑启动燃气轮机置于自动模式，爬坡率调到最大；②在机组恢复并网后立即将调速器的调差系数恢复到5%；③保证维持系统的备用容量大于系统中最大机组的容量；④按照并列运行机组的动态响应率来确定备用容量；⑤在加负荷时要确认负荷增量必须小于在线运行的机组的响应率。
（2）电压控制。
当投入空载高压线路时有可能由线路的充电电流引起工频过电压，如果电压超过一定限度则可
水轮机组
燃气轮机组
汽轮机组
突然增加的负荷/%
?0.80
?0.60 ?0.40 ?0.20
0.00
频率下降/H z 0
2
4 6 8
10
水轮机组L/F= ?12.6%Hz 燃气轮机组L/F= ?21.7%Hz 汽轮机组L/F= ?29.4%Hz 或分别近似取10%Hz 、 20%/Hz 及30%/Hz
图12 原动机的响应率
Fig. 12 Prime movers ’ response rates
能会引起发电机欠励磁，甚至自励磁和不稳定。持续的过电压还可能使变压器过励磁并产生谐波失真，从而造成变压器过热。当投入长输电线路或切换电容元件时可能引起操作过电压，这种过电压一般是非常短期的暂态电压，很快就衰减，但如果与持续性过电压叠加在一起则可能损坏避雷器。这对于100 kV 以下的输电线路一般不成问题，但对于更高电压等级的线路就必须考虑，因为避雷器的击穿电压往往接近于正常的系统电压，而高压线路往往比较长，因而在线路上存储的能量可能较大。如果没有持续性的暂态行波，在大多数情况下避雷器有足够的能量吸收能力来限制破坏性过电压，使过电压在安全范围内而不致造成永久性破坏。
谐波共振电压一般是不衰减振荡或持续时间很长的弱衰减过电压，是由操作开关或投入非线性设备而引起的，在故障恢复操作时经常发生。主要原因在于：①由电源电感与线路充电电容形成的串联共振的自然频率在正常情况下约为工频的几倍；②投入变压器时的励磁涌流产生很多谐波；③在恢复的早期阶段负荷一般很轻，因此共振的衰减也很轻，这意味着共振电压可能很高。如果由于工频过电压使变压器过励磁，谐波共振电压可能会持续下去甚至愈来愈高，因此在恢复过程中为控制电压需要考虑投入线路的长度、本地负荷的大小和适当的发电容量(电源阻抗最小)。如果没有适当的电源容量而投入线路则可能产生设备不能忍受的稳态和暂态电压，送端或受端的负荷可减轻稳态电压和暂态电压的影响。在投入线路之前，调度员应知道带多少负荷可以防止暂态过电压。在制定恢复规程时可以作一个简单的仿真计算，求出投入不同长度和不同电压的空载线路时送端和受端的暂态和稳态电压，如图13、14所示。调度员可以据此在投入220 kV 或550 kV 线路前作一个简单校验。
?2.0
?1.0 0.0
1.0
2.0 0
2
4 6 8 10
60 Hz
?557.5 kV 线路负荷侧
+706.4 kV ，线路断开侧
230 kV 线路
暂态过电压 断开侧与负荷侧的比较
送端暂态过电压/p u
消逝时间/ms
图13 230 kV 线路的送端暂态电压 Fig. 13 Sending-transient over voltages
(TOV) of a 230 kV line
受端暂态过电压/p u
线路长度/m 20
40
60
80 100 120 140 160 2.0 2.2 2.4 2.6 2.8 3.0 3.2 3.4 230 kV , 50 MV A
345 kV , 100 MV A 500 kV , 150 MV A
图14 空载线路的送端暂态过电压
Fig. 14 Sending-end transient over voltages (TOV) on
open-ended lines
（3）远方黑启动。
黑启动燃气轮机一般是用来在大停电情况下启动汽轮机发电厂，一般情况下燃气轮机可以在5~15 min 内启动，正好在汽包型锅炉?汽轮机?发电机组热启动周期所允许的30~45 min 的最小时间范围内。若由燃气轮机远方启动一个汽轮机组时，须考虑以下约束条件：①在火电厂的最大厂用电动机端的电压降不能超过20%，持续时间不得超过10s ；②连接黑启动电机到火电厂的线路保护不能误动；③黑启动电机必须能够吸收连接线路(如果电压为220 kV 或以上)的充电电流；④能够提供最大厂用电动机启动时所需的无功电流。
（4）对核电站的要求。
如果系统中有核电站，最重要的是必须有2个独立的外部电源，可在发生大停电事故后的4 h 内提供电源以使可控反应堆紧急停机，并在停机后的24 h 内恢复运行，否则核反应堆将不得不经过2~3 d 的冷却周期才能停下来。因此在有较多核电厂的地区，大停电后可能要好几天才能完全恢复正常运行。核
电机组的容量一般都很大(600MW以上)且往往建在很偏远的地方，因此除非等到超高压(extra high voltage，EHV)线路恢复运行，否则很难提供站外电源。恢复EHV线路要考虑一系列因素，如足够的无功吸收能力、最低电源容量的要求和负序电流等，这些条件要到恢复计划的第3阶段才能满足。
3.3 恢复过程的演习与培训
发生大停电事故后，恢复过程的长短在很大程度上取决于调度员是否能正确处理。由于大停电事故很少发生，需要调度员在长期正常运行中积累经验。大停电后的系统状态与正常运行状态完全不同，需要采用新的处理方法，所以经常对调度员进行大停电后的恢复操作培训与演习是必不可少的。为此，建议各控制中心定期进行大停电事故演习。美国东部十几个州及加拿大曾在2004年举行过2次大停电后恢复操作的演习，取得了很好效果，详情可参见文献[19]。
4 结语
（1）在编写本文时，笔者发现我国作者在国际会议上发表的论文数比前几年增加很多，论文数量在发展中国家中占很大比例，质量也有所提高。这说明我国电力行业的技术水平已有所提高，但与一些发达国家相比我国在电网新技术的实际应用方面还有一些差距，需要科研单位与运行单位共同努力尽快缩小这个差距。
（2）研究国外最新技术的目的是为我所用。2006年电网调度自动化方面的主要研究方向就是如何防止大面积停电。主要解决措施包括：①预防，即在线DSA的研究；②控制，即W ACS的研究和推广；③系统恢复的研究与实践。我国还没有发生过大停电事故，原因是全国联网时间还不长，跨区联络线的负荷还不很重，2个最重要的工业中心(华东、南方)采用了直流隔离方式。国外的教训是大停电事故往往都是1~2个小事故引起的，我国电力系统应引以为戒。我国电网除了华东、南方以外，其余部分仍然是一个特大系统，难免发生稳定破坏、电压崩溃等事故，在区域电网内也可能发生大停电事故，所以国外防止大停电事故的经验对我国电力行业也是有用的。
（3）过去在线DSA的研究因受计算机速度的限制而难以取得实效，现在较成熟的方法是用直接法(如BCU、EEAC、PEBS等)筛选故障，用时域仿真法进行精确计算。国调中心已开始采用上述方案，但该方案还需进一步完善。各大区调度交易中心应考虑采用类似方案来解决本区域的具体问题。根据BPA的经验，可以采用数字通道或宽带通道，不一定全用光缆通道。
（4）很多电网都在积极准备W ACS方案，根据BPA计算结果可知，实现在线控制后可以把联络线输送功率从4.7GW提高到5GW，Hydro-Quebec 准备把W ACS作用于SVC，据说可把有功输送功率提高70%。我国的有关单位应对W ACS的应用积极进行研究。
（5）有很多大面积停电事故并不是由电力系统本身的灾害(如台风、地震、水灾等)所引起，因此我国必须进行恢复计划的研究和实践。发生大停电事故时，先把系统自动解列成几部分，每个部分至少有一个电源，电源与负荷基本平衡，然后各部分同时进行恢复操作以减少恢复时间。恢复计划可尽量采用人工智能等方法编写，同时还应适应运行方式的变化。
（6）由于大停电事故很少发生，必须经常培训调度员。应尽可能在培训模拟系统上培训调度员，没有该系统的单位可在纸面上进行。为接近实际环境，这种培训应由几个调度中心联合举行。参考文献
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analysis to supervise power system oscillation[C]．Proceeding of Conference on Power Engineering，Halifax，2000．
（下转第27页continued on page 27）
智能电网中微电网优化调度综述
智能电网中微电网优化调度综述 智能电网是一种智能技术系统，它包括优先使用清洁能源、动态定价以及通过调整发电、用电设备功率优化负载平衡等特点。终端用户不仅能从电力公司直接购买用电，同时还可以从储能设备中获取新能源和清洁能源，例如太阳能、风能，燃料电池、电动汽车等。另一方面智能电网具备高速、双向的通信系统，供电端与用电端实现实时通信、并且系统能够保证电网安全、稳定和优化运行。具有坚强、自愈、兼容、优化等特征。 微电网是一种新型的网络结构，是实现主动式配电网的一种有效的方式。由一组微电源、负荷、储能系统和控制装置构成的系统单元，可实现对负荷多种能源形式的高可靠供给。微电网中的电源多为容量较小的分布式电源，即含有电力电子接口的小型机组，包括微型燃气轮机、燃料电池、光伏电池、小型风力发电机组以及超级电容、飞轮及蓄电池等储能装置，它们接在用户侧，具有成本低、电压低及污染低等特点。开发和延伸微电网能够促进分布式电源与可再生能源的大规模接入，使传统电网向智能网络的过渡[1]。 1、微电网的组成及结构 微电网是由多种分布式电源（既包含有非可再生能源发电的燃料电池、微型燃气轮机；又包含可再生能源发电的风力和光伏发电单元等），再加上控制装置、储能装置和用电负荷共同组成。微电网的组成结构十分灵活，可以满足某片区域的特殊供电需求。微电网不仅可以通过公共连接点（PCC）与大电网连接，采用并网运行模式；还可以在大电网电能质量下降或者电网故障而影响到微电网内负荷正常用电时，在公共连接节点（PCC）处与大电网断开，采用孤岛运行模式。 典型的微电网结构如图1-1 所示。它是由热电联产源（CHP）如微型燃气轮机、燃料电池，非CHP源如风力发电机组、光伏电池组及储能装置等组成。微电源和储能设备通过微电源控制器（MC）连接到馈线A和C。微电网通过公共连接点（PCC）连接到配网中进行能量交换，双方互为备用，提高了供电的可靠性[2]。
电力系统调度自动化论文
电网调度自动化系统可靠性的应用研究 课程名称：电力系统调度自动化 学院： 专业：电气工程及其自动化 班级： 学号： 姓名： 2015年11月
摘要 电力二次设备和系统是电网安全稳定运行的根本保障，可靠性是其基本要求之一。近年来，世界上多个国家和地区相继发生了较大面积的连锁大停电事故，造成了巨大的经济损失和社会影响，调查分析发现：电力系统安全装置和调度自动化系统的故障失效是引起这些灾难事故的重要原因。随着电力系统的发展和全国大电网的互联，对二次系统的可靠性要求将越来越高。因此，对电力二次系统可靠性进行系统、定量的研究分析具有重要的理论意义和应用价值。 电网调度自动化系统是由调度主站、远方厂站自动化系统以及连接主站和厂站的数据通信网络所组成的复杂系统。本文主要对组成调度系统的二次设备、变电站自动化系统以及电网调度自动化系统的可靠性进行定量分析和评估。 根据调度系统设备的特点，建立电力二次设备的软、硬件可靠性模型和综合模型，定量评估各设备的可靠性指标。利用该方法对微机保护装置的可靠性进行估计，根据保护装置模块化的结构特点，建立保护装置的结构可靠性模型，得到保护装置及相应模块的可靠性指标：误动失效率、拒动失效率和总失效率。利用可靠性理论，定量评估单套保护配置和双套保护配置下模块冗余对保护系统动作可靠性的影响，计算得出各种冗余方式下保护系统的可靠性指标：拒动概率和误动概率。 针对变电站自动化各二次设备对系统可靠性影响程度不同的特点，本文引入重要度因子来表征各设备在系统中的重要程度，计算得出各设备的等效可靠性指标。利用故障树分析法((FTA)建立变电站自动化系统的故障树模型，通过系统故障树的定性分析、定量计算和敏感度分析，计算得到变电站自动化系统的可靠性指标，确定出系统可靠性的薄弱环节，提出关键设备冗余配置的改进措施。定量评估表明，关键设备冗余能显著地增强变电站自动化系统的可用度，是提高变电站自动化系统可靠性的有效方法。 电网调度自动化系统的可靠性不仅与各单元设备的可靠性密切相关，而且与单元之间的相互联系和配合有关。在评价各设备和子系统对调度的等效可靠性指标基础上，本文重点考虑时间因素(主要是厂站与调度主站之间信息传输延时)对 调度系统功能可靠性的影响，提出考虑时间因素的通信网络可靠性模型和参数估计方法，得出通信系统的等效可靠性指标。利用故障树分析法分别定量评估考虑时间因素的调度系统和不考虑时间因素的调度系统的可靠性，对比分析表明，通信系统传输延时对调度自动化系统可靠性具有重要影响，而且信息传输超时严重的通信通道是调度自动化系统可靠性的最薄弱环节，最后提出了相应的解决措施和方法。算例仿真计算表明，本文提出的可靠性定量评估方法是合理的、可行的，对实际应用具有指导意义。 关键词：电网调度自动化系统；可靠性；可用度；故障树分析(FTA)
关于电力系统经济调度的潮流计算分析
关于电力系统经济调度的潮流计算分析 发表时间：2016-05-24T15:57:29.347Z 来源：《电力设备》2016年第2期作者：秦先威 [导读] （国网山东省电力公司烟台市牟平区供电公司山东烟台 264100）随着经济的快速发展和科技的不断进步，社会各行业对电力资源的需求量越来越大，我国的电力系统建设规模也越来越大。 （国网山东省电力公司烟台市牟平区供电公司山东烟台 264100） 摘要:潮流计算是电力调度中最重要也是最基本的计算之一,它应用于电力系统中实时电价计算、输电权分配、网络阻塞管理等多方面。 关键词:电力系统；经济调度；潮流计算 前言 随着经济的快速发展和科技的不断进步，社会各行业对电力资源的需求量越来越大，我国的电力系统建设规模也越来越大。电力调度对电力系统的正常运行有很大的影响，而潮流计算则是电力调度中最重要的基本计算方法，潮流计算对电价计算、输电分配、电网线路管理有十分重要的影响。随着经济的快速发展，我国的电力企业得到了飞速的发展，与此同时，人们对供电质量的要求也越来越高，为满足人们的用电需求，电力系统在运行过程中，必须保证电力调度的合理性、科学性，潮流计算是电力系统经济调度最重要的计算方法之一，潮流计算的结果准确性很高，科学性很强，潮流计算对电力系统经济调度有十分重要的作用。 一、潮流计算的概述 1.1 潮流计算的概述 潮流计算是指利用已知的电网接线方式、参数、运行条件，将电力系统的各个母线电压、支路电流、功率、网损计算出来。通过潮流计算能判断出正在运行的电力系统的母线电压、支路电流、功率是否在允许范围内运行，如果超出允许范围，就需要采用合理的措施，对电力系统的进行方式进行调整。在电力系统规划过程中，采用潮流计算，能为电网供电方案、电气设备的选择提供科学的依据，同时潮流计算还能为自动装置定整计算、继电保护、电力系统稳定计算、故障计算提供原始数据。 1.2 潮流计算的电气量 潮流计算是根据电力系统接线方式、运行条件、参数等已知条件，将稳定状态下电力系统的电气量计算出来。一般情况下，给出的条件有电源、负荷节点的功率、平衡节点的电压、相位角、枢纽点的电压，需要计算的电气量有各节点的电压、相位角、各支路通过的电流、功率、网络的功率损耗等。 1.3 传统的潮流计算方法 传统的潮流计算方法，包括很多不同的内容，具有一定的优点和缺点。例如，传统的潮流计算方法，包括非线性规划法、二次规划法和线性规划法等。在电力系统经济调度的过程中，应用传统的潮流计算方法，优点是：可以根据目标函数的导数信息，确定需要进行搜索的方向，因此在计算的时候，具有较快的速度和清晰的计算过程。而且，可信度比较高。 1.5 智能的潮流计算方法 潮流计算中人工智能方法的优点是：随机性：属于全局优化算法，跳出局部极值点比较容易；与导数无关性：在工程中，一些优化问题的目标函数处于不可导状态。如果进行近似和假设，会对求解的真实性造成影响；内在并行性：操作对象为一组可行解，在一定程度上可以克服内在并发性开放中性能的不足。而其缺点，主要是：需要按照概率进行操作，不能保证可以完全获取最优解；算法中的一些控制参数需要根据经验人文地给出，对专家经验和一定量的试验要求比较高；表现不稳定，在同一问题的不同实例中应用算法会出现不同的效果。 二、潮流计算的分类 根据电力系统的运行状态，潮流计算可以分为离线计算和在线计算两种方法，离线计算主要用于电力系统规划设计和电力系统运行方式安排中；在线计算主要用于电力系统运行监控和控制中；根据潮流计算的发展，潮流计算可以分为传统方法和人工智能方法两种情况，下面分别对这两种方法进行分析。 2.1 潮流计算的传统方法 潮流计算的传统方法有非线性规划法、线性规划法、二次规划法等几种情况，潮流计算的传统方法具有计算速度快、解析过程清晰、结果真实可靠等优点，但传统方法对目标函数有一定的限制，需要简化处理，这样求出来的值有可能不是最优值。 2.2 潮流计算的人工智能方法 潮流计算的人工智能方法是一种新兴的方法，人工智能方法不会过于依赖精确的数学模型，它有粒子群优化算法、遗传法、模拟退火法等几种情况，人工智能方法的计算结果和导数没有关系，其操作对象是一组可行解，能克服内在并行性存在的问题，但人工智能方法表现不太稳定，在计算过程中，有的控制参数需要根据经验得出，因此，采用人工智能方法进行计算时，需要计算人员有丰富的经验。 三、潮流计算在电力系统经济调度中的应用 3.1 在输电线路线损计算的应用 在进行输电线路线损计算过程中，通过潮流计算能得出经济潮流数据。潮流程度能根据线路的功率因数、有功负荷、无功负荷等参数，计算出潮流线损，例如一条长为38.1km，型号为LGJ—150的导线，当潮流为20MW、功率因数为0.9时，该线路线损为0.24MW，线损率为1.18%；当潮流为30MW、功率因数为0.9时，该线路线损为0.57MW，线损率为1.91%；潮流为50MW、功率因数为0.9时，该线路线损为1.95MW，线损率为3.90%；由此可以看出，潮流小于30MW时，线损率小于2%，潮流超过50MW时，线损率将超过4%，因此，该输电线路的经济输送潮流为30MW以下。调度人员可以根据计算结果，编制线路经济运行方案，从而实现节能调度。 3.2 在变压器变损中的应用 调度人员可以利用潮流计算程序，将变压器在不同负荷下的损耗、变损率计算出来，从而为变压器控制提供依据。例如一台40MVA双
电网调度自动化系统
电网调度自动化系统 1.电网调度自动化系统的规划* 第一章引言* 第二章需求分析* .1 现状与需求* .2 设计原则* .3 规划目标及依据* .4 设计内容* 第三章主干网架构* .1 电力通信特点* .2 通道方案设计* 第四章主站系统* .1 调度自动化主站系统的规划* .2 变电所端的规划* .3 调度自动化系统计划费用* 附录1．选择县级调度自动化主站系统需要考虑的问题* 附录2．交流采样RTU与直流采样RTU性能的比较* 电网调度自动化系统的规划 引言 近几年，无人值班变电所在国内取得了成功的经验，对提高供电企 业的劳动生产率，按现代企业的要求实现科学管理；对提高电网和
变电所的安全运行水平；对降低变电所的建设成本，都有直接的经济效益和社会效益，是现代化电网建设的重要组成部分，也是调度管理的发展方向。根据省局和国调中心的有关文件精神，县级调度自动化工作应把变电所无人值班建设放在重要的位置。 电力部（原能源部）对县级调度自动化工作非常重视，曾先后几次发文对县调自动化的技术规范做了规定和要求（请参阅部颁有关文件）；在当时，这些技术规范是先进的、科学的，但是随着科学技术的迅猛发展，尤其是计算机及网络技术、软件技术和通讯技术近几年取得的突破性进展，供电企业计算机信息管理和生产自动化管理的观念已有革命性的变化，原有的技术规范已暴露出其明显的不合理性和局限性。 建立供电企业计算机管理网络已是大势所趋，硬件条件也已基本形成。用电管理系统、生产管理系统、人事管理系统、财务系统等已在许多县级供电局投入使用，MIS系统和EMS系统等也已提上议事日程，并已有成熟的产品出现。那么，如何看待和处理各计算机子系统尤其是调度自动化系统与企业管理网之间的关系，作出一个全面、完整、科学的规划和设计，是摆在我们面前的一个新课题。 从某种意义上说，调度自动化系统是企业管理网的基础，起着核心重要的作用。因为调度自动化系统所采集的数据是供电企业生产和用电管理的基础数据；建立一个通信网络，周期长、耗资巨大，不可能重复建设，所以为调度自动化系统所建立的通信网必将是企业计算机管理网的通信骨干网。我们必须全面、整体地考虑这些问题，利用最新科学技术，制定最佳方案，在不增加很大投资的前提下，充分发挥调度自动化系统的功能，并且为逐步实现一个性能完善、功能强大的企业管理网提供技术上的保证。 在调度自动化系统向实用化迈进的过程中，新生事物不断出现，MIS 系统和EMS系统又成了人们议论的话题，如何看待和处理SCADA 系统与MIS系统、EMS系统之间的关系，成为人们关注的焦点。这不仅对原已通过实用化验收的调度自动化系统提出了一个挑战，同时对那些正在考虑建设调度自动化系统的单位提供了一个机遇，也就是说，他们可以充分考虑MIS系统、EMS系统对调度自动化系统及通道的要求，在系统规划、通道规划、功能配置上可以更全面，起点更高，从而少走弯路，加速发展。 本规划设计方案全面分析了县级调度自动化系统在企业计算机管理网中的地位和作用，充分考虑了MIS系统、EMS系统等对调度自动化系统极其通道的要求和影响，系统规划设计在调度自动化系统功能一步到位的基础上，力求将整个电力企业的计算机都纳入整个企业网中，实现统一规划、分块工作、异地互联、整体管理，并为将来的应用扩展和系统的升级预留接口。
电气工程及其自动化毕设之文献综述电子教案
文献综述 学院名称电气工程学院指导教师 职称教授 班级 学号 学生姓名
2016年1月12日
电网规划设计文献综述 摘要:电能是现代社会中最重要、也是最方便的能源。电力系统是由电能的生产、输送、分配和消费的歌环节组成的整体，它与其他工业系统相比，具有很多的特点。电力系统运行要求保证安全可靠地供电、保证良好的电能质量和保证电力系统运行的经济性。科学合理的电力规划设计是电力系统安全、可靠、经济运行的前提，对获取最大的经济效益和社会效益均具有十分重要的意义。在电网规划设计中有涉及到电网电压等级的选择、线路导线的选择、变压器容量和型号的选择、电力系统运行接线方式的选择、电力系统潮流计算等方面。 关键词：电力系统；接线方式；电网规划
在高速发展的现代社会中，电力工业是国民经济的基础，在国民经济中的作用已为人所共知：它不仅全面地影响国民经济其它部门的发展，同时也极大地影响人民的物质和文化生活水平的提高，影响整个社会的进步。改革开放以来，电力工业取得了突飞猛进、举世瞩目的辉煌成就，从1996年起，我国发电机装机容量和年发电均居世界第二位，超过了俄罗斯和日本，仅次于美国，进入世界电力生产和消耗大国行列。发电厂规模和单机容量的大幅度提高，标志着我国的电力工业已经进入一个飞速发展的新时期。 电能是现代社会中最重要、也是最方便的能源。电力系统是由电能的生产、输送、分配和消费的歌环节组成的整体，它与其他工业系统相比，具有很多的特点： 1.电能的生产和消费具有同时性 由于电能的生产和消费是一种能力形态的转换，要求生产与消费同时完成，因此电能难于储存。从这个特点出发，在电力系统运行时就要求发电厂在任何时刻发出的功率，必须等于该时刻用电设备所需的功率、输送和分配环节中的功率损耗之和。 2.电能与国名经济各部门和人民日常生活关系密切 由于电能可以方便地转化为其他形式的能，且易于远距离传送和自动控制，因此得到广泛的应用。供电的突然中断会产生严重的后果。 3.电力系统的过度过程非常短暂
配电自动化综述
暨南大学 本科生课程论文 论文题目：国内外配电网及自动化系统存在的问 题及发展趋势 学院：电气信息学院 学系：电气工程及其自动化 专业： 课程名称：配电网综合自动化技术 学生姓名：蒋博彦 学号：2011053128 指导教师：李伟华 2014年10月25日
国内外配电网及自动化系统存在的问题及发展趋势 蒋博彦 （1．暨南大学、电气信息学院、电气工程及其自动化、珠海，） 摘要：配电自动化是利用电子、计算机、通信、网络等技术的重要配电手段。本文介绍了国内外配电自动化系统的现状、存在问题及发展方向。 关键词：配电自动化；现状；问题；展望 1.配电自动化系统的组成 配电自动化是指利用现代电子计算机、通信及网络技术，将配电网在线数据和离线数据、配电网数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的监测、保护、控制、用电和配电管理的现代化。配电自动化系统包含以下三个方面： （1）变电站自动化系统：指应用自动控制技术和信息处理与传输技术，通过计算机硬软件系统或自动装置代替人工对变电站进行监控、测量和运行操作的一种自动化系统。 （2）配电管理系统：是指用现代计算机、信息处理及通信等技术，并在GIS平台支持下对配电网的运行进行监视、管理和控制。主要功能有：数据采集和监控（SCADA）、配电网运行管理、用户管理和控制、自动绘图设备管理地理信息系统（AM／FM/GIS）。（3）用户自动化系统：用户自动化即需求侧管理，主要包括负荷管理、用电管理、需方发电管理等。 2.国内外配电自动化现状分析2.1 国内配电自动化发展和现状 我国配电网自动化起步较晚，到现在不过十多年。1998年之后，随着城乡电网建设与改造的大范围开展，在多个省份和直辖市掀起了第一轮配电网自动化技术试点和应用的热潮。此后我国配电网经过多年的建设和改造，供电能力有了明显的提高，目前已基本能够满足我国社会经济发展的需求。然而，长期以来配电网的建设未得到应有的重视, 建设资金短缺, 设备技术性能落后, 事故频繁发生, 严重影响了人民生活和经济建设的发展，由于当时对配电网自动化的认识不足，相关系统和设备的技术不成熟，配电网架基础比较薄弱、一次配电设备存在缺陷、通信手段不完备、缺乏维护资源等原因，配电网的薄弱环节显得越来越突出。一些早期建设的配电自动化试点没有实现预期效益，部分自动化系统遭到闲置或废弃，成为配电网自动化建设的反面教材。[1] 随着电力的发展和电力市场的建立, 配电网实现自动化是一项综合性工程, 最基本条件是应具有较为完善的多路电源配电网点, 具有较好的城市规划及电源路径分布, 有较为可靠的一次、二次设备,这对城市建设规模和经济发展对配电网提出了较高要求。有不少地区的配电网自动化项目通
电力调度自动化系统基础
电力调度自动化系统简介 第一部分 EMS简介 第一章电力调度自动化系统的构成 本章介绍调度自动化系统的构成。通过基本结构形式介绍和基本功能介绍，熟悉调度自动化系统的结构及其设备，掌握电力调度自动化系统的基本功能。 一、电力调度自动化系统的结构 以计算机为核心的电力调度自动化系统的框架结构如图1-1所示。 调度自动化主站系统 图1-1 电力调度自动化系统的框架结构 图1-1中可以看到，调度自动化系统采取的是闭环控制，由于电力系统本身的复杂性，还必须有人（调度人员）的参与，从而构成了完整、复杂、紧密耦合的人一机一环境系统。 （一）子系统构成 电力调度自动化系统按其功能可以分成如下四个子系统： 1、信息采集命令执行子系统 该子系统是指设置茬发电厂和变电站中的子站设备、遥控执行屏等。子站设备可以实现“四遥”功能，包括：采集并传送电
力系统运行的实时参数及事故追忆报告；采集并传送电力系统继电保护的动作信息、断路器的状态信息及事件顺序报告(SOE)；接受并执行调度员从主站发送的命令，完成对断路器的分闸或合闸操作；接受并执行调度员或主站计算机发送的遥调命令，调整发电机功率。除了完成上述“四遥”的有关基本功能外，还有一些其他功能，如系统统一对时、当地监控等。2、信息传输子系统 该子系统完成主站和子站设备之间的信息交换及各个调度中心之间的信息交换。信息传输子系统是一个重要的子系统，信号传输质量往往直接影响整个调度自动化系统的质量。 3、信息的收集、处理与控制子系统 该系统由两部分组成，即发电厂和变电站内的监控系统，收集分散的面向对象的RTU(RemoteTerminal Unit)的信息，完成管辖范围内的控制，同时将经过处理的信息发往调度中心，或接受控制命令并下发RTU执行。调度中心收集分散在各个发电厂和变电站的实时信息，对这些信息进行分析和处理，结果显示给调度员或产生输出命令对对象进行控制。 4．人机联系子系统 从电力系统收集到的信息，经过计算机加工处理后，通过各种显示装置反馈给运行人员。运行人员根据这些信息，作出各类决策后，再通过键盘、鼠标等操作手段，对电力系统进行控制。（二）电力调度自动化主站SCADA/EMS系统的子系统划分
电力系统无功优化调度研究综述 陆梦龙
电力系统无功优化调度研究综述陆梦龙 发表时间：2017-09-19T12:02:15.953Z 来源：《电力设备》2017年第13期作者：陆梦龙 [导读] 摘要：无功优化是关系到电力系统能否安全经济运行的一个核心问题。电力系统无功优化直接关系到电力公司的经济效益和供电效率。 （国网徐州供电公司江苏徐州 221000） 摘要：无功优化是关系到电力系统能否安全经济运行的一个核心问题。电力系统无功优化直接关系到电力公司的经济效益和供电效率。利用无功优化调度，能够优化电网的无功潮流分布。大大的降低电网的有功损耗和电压的损耗。从根本上缓解电压质量问题，对于电力系统的安全具有重要意义，受到国内外电力学者和研究人员的充分重视。本文对无功优化调度的计算和控制进行了深入讨论，提出了寻优质量，离散变量处理，求解效率动态优化调度及其协同优化方法等关键性问题。 关键词：电力系统；无功优化调度；研究 一、电力系统无功优化问题概述 电力系统无功优化调度问题是指在电力系统无功电源较为充足的情况下，通过调节发电机机端的电压，调整变压器抽头变比，改变无功补偿装置的出力等措施来调整无功潮流。从而使系统电压值能够达到合格值。同时把全网有功损耗降到最小。电力系统无功优化调度问题有时也被称为电力系统无功优化控制，或者电压无功优化控制，无功优化潮流问题等。 电压质量是衡量电力系统电能质量的一个重要指标。在各种电能质量问题中，电压波动过大产生的危害是最大的。它不止会影响电气设备的性能，它会影响到系统的稳定和运行安全。利用无功优化调度，能够优化电网的无功潮流分布。大大的降低电网的有功损耗和电压的损耗。从根本上缓解电压质量问题。保证电气设备的安全运行。无功优化调度在保证现代电力系统的安全性和经济性双面的作用不可小视。 从笔者的观点来看，电力系统无功优化调度，分为静态无功优化调度和动态无功优化调度。静态无功优化调度是指不考虑控制设备是否允许连续调整的情况下，只追求对于电压水平和网损的无功优化。而动态的无功优化调度是指在无功优化过程中，为了适应负荷的动态变化，而加上对控制变量的每日允许操作次数限制的考虑。还要考虑到电力系统各种不同的负荷水平和运行状态下所产生的各种调度结果的相关联系。所以动态优化比静态优化问题要复杂一些。静态优化一般是停留在理论层面的，而动态优化往往是在实际生活中的。 电力系统无功优化调度问题从数学的角度来讲可以类似于一个目标函数和一组约束条件。这个问题具有多目标性，约束条件数量多，非线性不确定性，离散性，多极值性，解的空间缺少连通性等。随着我国电力系统规模的不断扩大，对于无功优化算法的要求也越来越高。如何快速得到最优解。解决不可行问题等都变得十分复杂和困难了。 二、无功优化的几种常用计算方法 无功优化的求解方法主要有非线性规划法，线性规划法，混合整数，动态规划法等常规方法。以及像神经网络法，专家系统方法遗传算法等非常规性方法。这些方法在无功优化的求解方面各有利弊，下面来一一进行分析。 1.非线性规划法。非线性规划法是最先被运用到电力系统无功优化中的一种算法。因为无功优化本身便是具有非线性的特点的。这种算法的优点是既能够保证电力系统的安全性又能够实现他的经济性，还能提高电能质量。非线性规划法的运算操作形式是，首先设定一个目标函数。然后把节点功率平衡作为等式的约束条件。然后再通过引入松弛变量的方法发布董事的约束条件转换成等式的约束条件。那么这个复杂的无功优化问题就转换成了一个非线性代数方程组求解的问题。 2.线性规划法。无功优化虽然是一个非线性问题，但是我们可以对其进行线性化之后再进行研究。通过线性规划的方法对无功优化进行计算，具有加快计算速度，使各种约束条件处理简单化。线性规划法因其较为简单便捷，所以得到了较快的发展。它具有速度快收敛性好算法稳定等优点。但是在进行无功规划优化时需要对目标函数和约束函数进行线性化处理。这便是一个非常容易出问题的环节。如果选取或处理的不合适，很有可能会引发震荡或收敛缓慢。在把无功优化的线性规划模型确定好之后，它的求解方法一般采用具有指数时间复杂性的单纯形法，或者是这一形法的各种变形。美国贝尔实验室于1984年提出内点法。内点法具有迭代次数变化少，鲁棒性和收敛特性较好的特点，很多专家学者在应用中证实它比单纯形法更具有优越性。人们越来越多地开始采用内点法来解决无功优化问题。 3.混合整数算法。非线性和线性规划法虽然各有各自的优点。但是在实际应用中它们都难以反映出变压器分接头变化以及电容器组，电抗器投射的离散特性。为了解决这个问题，便有学者发明了混合整数规划方法。在一般的线性规划问题中，最优解是分数和小数的情况很多，但是对于具体的问题来说，他一般要求某些变量的解必须要是一个整数。把规划中的变量限制为整数，称为整数规划。这个方法能够有效的解决优化计算中变量的离散性问题。它的原理是通过分支定界法，不断的定系缩小范围，使得结果越来越接近于最优解。但是这一算法也存在一些弊端。它的计算时间属于非多项式的类型。随着计算维度的不断增加，计算时间也会快速增长，这样在实际操作中便难以及时有效的反映问题，所以混合整数规划优化算法应当向着更好的适应系统规模，加强实用化这个方面不断发展。 4.人工智能方法。上面提到的三种算法的共同缺陷是他们都存在着无法找到全局最优解的可能性。而且传统的数学优化方法一般都需要依赖于非常精确的数学模型。这就造成了这一问题的复杂性，从而导致它难以被实时控制。基于这一原因和人们受自然界和人类本身的启发。人工智能方法开始逐渐被研究并应用到电力系统无功优化中。例如专家系统，神经网络等都是一些较为具有代表性的人工智能方法。专家系统方法是指在结合上其它方法的基础上，依据专家的经验设置出初始值，然后不断的调整控制参数的大小，选举出一个比较好的解，将专家系统应用于无功优化，有利于结合上运行人员的专业知识，从而增加功能性。人工神经网络又被人称为连接机制模型，它是一个由大量简单元件广泛连接而形成的，被用来模拟人脑行为的一个十分复杂的网络系统。 三、无功优化的领域的关键性问题及发展动态 1.存在的关键性问题。笔者认为目前无功优化领域需要解决的关键性问题有五点。一是选择哪种算法可以求出最优解，二是我们是否能够直接处理离散控制变量，不再采用连续化假设的方法，三是在电网规模不断扩大的同时，优化算法的巡游速度能否赶上实时计算的需求，四是如何解决好控制设备动作次数的限制问题，五是在大规模电网中无功优化调度如何更好的实现对于全局的协调优化控制。 2.国内外关于这些问题的研究现状。就目前国内外的发展情况来看，现在学者们研究的问题大多是针对选择何种优化算法可以求得最优解的，当然，这一研究也取得了较大的成果。而对于不采用连续化假设直接处理离散控制变量来说，只有进化算法和内点算法能够解决这一问题。就目前所存在的算法来看，随着电网规模的不断扩大，优化算法的速度是难以赶上实时计算的需求的，这一点还需要我们不断
电力系统调度自动化复习提纲及答案分解
常见缩写全拼及翻译（15分） EMS :电力系统监视和控制 :能量管理系统 :馈线自动化测控终端 ：自动发电控制 :负荷频率控制 : 分区控制误差( ) :网络分析软件 :电子式互感器 :广域动态信息监测分析保护控制系统: 短期负荷预测 :配电管理系统 :配电变压器监测终端 :经济调度控制 :调度员模拟培训系统 :电力系统潮流计算 : 电力系统电压和无功频率自动控制:最优潮流 填空题（25） 简答（30）
综合分析（35） 第一章 1、什么是电力系统；电网； 电力系统：组成电力工业的发电及其动力系统、输电、变电、配电、用电设备，也包括 调相调压、限制短路电流、加强稳定等的辅助设施，以及继电保护、计量、调度 通信、远动和自动调控设备等所谓二次系统的种种设备的总和统称为电力系统， 它是按规定的技术和经济要求组成的，并将一次能源转换成电能输送和分配到用 户的一个统一系统。 电网：电力系统中的发电、输电、变电、配电等一次系统及相关继电保护、计量和自动化等二次网络统称为电力网络。 2、 1准则 判定电力系统安全性的一种准则，又称单一故障安全准则。按照这一准则,电力系统的N个元件中的任一独立元件（发电机、输电线路、变压器等）发生故障而被切除后，应不造成因其他线路过负荷跳闸而导致用户停电；不破坏系统的稳定性，不出现电压崩溃等事故。当这一准则不能满足时，则要考虑采用增加发电机
或输电线路等措施。 3、电力系统三道防线 第一道防线（第一级安全稳定标准保持稳定运行和电网的正常供电）：由继电保护装置快速切除故障元件，最直接最有效地保证电力系统暂态稳定； 第二道防线（第二级安全稳定标准保持稳定运行，但允许损失部分负荷）：采用稳定控制装置及切机、切负荷等措施，确保在发生大扰动情况下电力系统的稳定性； 第三道防线（第三级安全稳定标准，当系统不能保持稳定运行时，必须防止系统崩溃并尽量减少负荷损失）：当电力系统遇到多重严重故障而稳定破坏时，依靠失步解列装置将失步的电网解列，并由频率及电压紧急控制装置保持解列后两部分电网功率的平衡，防止事故扩大、防止大面积停电。 4、电力系统的状态及各个状态的判断标准
电力系统运行协同的经济调度
电力系统运行协同的经济调度 发表时间：2020-03-19T02:18:55.723Z 来源：《建设者》2019年23期作者：刘文[导读] 电力系统的经济运行是调度业务中一项非常重要的工作，为了保证电力系统的高效运行，各电力资源能否得到充分的利用，因此有必要对电力系统发电、输电、电网与电网之间的协同关系进行分析，提高电力系统的经济运行、降低损耗，确保全社会正常供电。广东惠州天然气发电有限公司 摘要：电力系统的经济运行是调度业务中一项非常重要的工作，为了保证电力系统的高效运行，各电力资源能否得到充分的利用，因此有必要对电力系统发电、输电、电网与电网之间的协同关系进行分析，提高电力系统的经济运行、降低损耗，确保全社会正常供电。本文通过多方面的研究，总结出来电力系统运行协同对经济调度的影响。 关键词：电力系统；运行协同；经济调度 电力生产与输送是电力系统最为重要的一项指标，如何保证电网在安全稳定下运行，且要保证电力的生产率达到最大化，减少电能在生产过程或者传输中的损耗，从而有效的降低电能的生产与传输成本。在现代的电力科技术不断发展，越来越多的技术应用，通过各种协同手段，降低电能损耗，达到合理充分利用各种电力能源，确保电力企业的经济效益最大化。 电力系统运行协同的经济调度作用对电力企业外部 电力系统的协同经济调度能够促进企业经济效益的提升。对于电力企业来讲，通过采用电力系统经济运行方式和经济调度方式，能够确保系统的安全、可靠和稳定的运行，为企业生产提供高质量的电力能源，从而为企业带来稳定生产，产生较为显著的经济效益。 对电力企业内部 电力系统的协同经济调度电力企业的必要手段。电力系统运行最优保证供电可靠性和满足电能质量标准要求的前提下，使经济指标达到最优，根据无功就以平衡原则，在电网装设无功自动补偿装置来对整个电网进行优化，通过对电网中电能损失量的计算，然后根据计算的结果数据，合理的装设无功补偿容量的容量，降低电能传输损耗，同时使用自动电压控制装置A VC 进行预设考核数值来控制选择无功补偿装置的投入与退出及主变档位调整，使电网无功电压控制的全过程达到智能化协调控制，摆脱传统的靠人工监测与调整，实现全过程无功自动化，使得电网处在最优的方式下运行，提高电网安全、稳定经济运行，降低电压崩溃事故而引起的大规模停电风险。 电力系统运行协同的分类自动协同能力 电力系统运行的自动协能力就是指供电频率在合格范围内，提供或者接受电能的源能自动适应源平衡的一种能力。具有这样的协同能力的一般有备用的机组和调控能力，依靠自身能力自动恢复到系统稳定状态。根据电能源的性质本身的差异不同，其自动协同能力也存在着差异，其协同能力的变化可以通过公式来进行表示。一般可将这一自动协同能力表达为如下一般形式：P= +βΔf，当为一定值时，我们可以看出频率超过 Δf 额定值时，提供电能源的能量 P 会自动减低，接受的会升高。反之，则都会出现提供电的源的电能量P 在自动削减，接受电能的源的电能量。通过这一方面的研究，可以看出把频率纳入到调度工作中的重要性。接受电能的源其自动协同能力主要和频率相关，而提供电能的源则和调度也有着密切的关系。自动协同能力不仅与频率偏差有关，还与往往还受调度机组出力的影响。当机组运行出力不同，其自动的协同能力也不同，如：若机组出力满发至上限，当频率下降时该机组自动协同能力不能得到应用；若机组位置在下限，当频率上升时该机组自动协同能力时间长，得不到充分发挥，很可能造成电压与频率崩溃；若机组位出力处于 60~80% 之间，则无论频率上升还是下降，其自动协同能力都能游刃有余，充分展示自动协同能力。因此，机组了的出力与调度紧密相关，是调度中不可分割的一部分。 可控的协同能力 所谓电力系统运行可控的协同能力，就是指在规定频率变化范围内，借助可调节的源( 提供或接受) 电能的再调整并配合自动的协同能力而自动地适应源平衡的能力。由于对频率质量具有要求，因此电力系统运行的自动协同能力是有限的，当负荷与可再生能源发电波动显著，致使频率质量不满足要求时，就需要对可控的源进行再调整。 显然，电力系统运行的可控协同能力就是指电力系统运行中可控的源的再调整量的能力，同样可体现在提供电能的源以及接受电能的源中，一般包括自动发电控制机组、可控常规负荷、可再生能源发电、电动汽车、微网、储能等。例如，对于自动发电控制机组，其可控的
电力调度自动化系统运行管理规程
电力调度自动化系统运行管理规程 1范围 本标准规定了电力调度自动化系统的组成及其设备的运行管理、检验管理、技术管理，规定了各级电力调度自动化系统运行管理和维护部门的职责分工以及数据传输通道的管理等。本标准适用于电力系统各调度、运行、维护、设计、制造、建设单位及发电企业。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单．（不包括刊物的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用予本标准。 DL 408电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） DL/T 410电工测量变送器运行管理规程 DL/T 630交流采样远动终端技术条件 DL/T5003 电力系统调度自动化设计技术规程 国家电力监管委员会令（第4号）电力生产事故调查暂行规定 图家电力监管委员会令（第5号）电力二次系统安全舫护规定 3总则 3.1电力调度自动化系统（以下简称自动化系统）是电力系统的重要组成部分，是确保电力系统安全、优质、经济运行和电力市场运营的基础设施，是提高电力系统运行水平的重要技术手段。为加强和规范自动化系统管理，保证系统安全、稳定、可靠运行，制定本规程。3.2自动化系统由主站系统、子站设备和数据传输通道构成。 3.3主站的主要系统包括； a)数据采集与监控(SCADA)系统，能量管理系统．(EMS)的主站系统，调度员培训仿真(DTS)系统； b)电力调度数据网络主站系统： c)电能量计量系统主站系统 d)电力市场运营系统主站系统： e)水调自动化系统主站系统（含卫星云图） f)电力系统实时动态稳定监测系统主站系统 g)调度生产管理系统(DMIS)； h)配电管理系统(DMS)主站系统； i)电力二次系统安全防护系统主站系统： j)主站系统相关辅助系统（调度模拟屏、大屏幕设备，GPS卫星时钟．电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜等）。 3.4子站的主要设备包括； a)远动终端设备（RIU）的主机、远动通信工作站； b)配电网自动化系统远方终端； c)与远动信息采集有关的变送器、交流采样测控单元（包括站控层及间隔层设备）、功率总加器及相应的二次测量回路； d)接入电能量计量系统的关口计量表计及专用计量屏（柜）、电能量远方终端； e)电力调度数据网络接入设备和二次系统安全防护设备（包括路由器、数据接口转换器、交换机或集线器、安全防护装置等）； f)相量测量装置(PMU)； g)发电侧报价终端；
综述电力系统自动化技术分析研究
综述电力系统自动化技术分析研究 发表时间：2016-11-04T16:49:01.773Z 来源：《电力设备》2016年第15期作者：朱亦张小华[导读] 随着自动化技术的深入和发展，电力系统自动化技术面临着更严峻的挑战。 （湖北工业大学湖北省武汉市 430000） 摘要：随着自动化技术的深入和发展，电力系统自动化技术面临着更严峻的挑战。要真正意义上保证电力的安全可靠运行，不断的满足人们的需要，单一的电力系统自动化设备已不能满足新时期电力发展的需求。本文论述了电力系统自动化的概念和特点，对电力系统自动化技术发展前景及方向进行了分析和阐述，可供大家参考。 关键词：自动化；电力系统；技术分析； 当前，电力系统承担着经济发展和人民群众生活提供稳定可靠电能的职责。由于电网规模总量逐年扩张，电网结构复杂和电网建设运行环境多变，电网故障发生的频率和严重程度也越来越高，严重的会直接导致整个电力系统不能正常运行。随着自动化技术的高度发展，建立自动化监控系统已逐步成为现实。通过对系统进行实时监测，能够及时发现问题，自动分析原因，并采取应急措施，从而保障整个电网平稳安全运行，具有十分积极的意义。 1. 电力系统自动化的概念 电力系统自动化是通过应用多种能够实施自动检测、决策和控制的装置，通过信号系统和数据信息传输系统对电力系统的各个部分和整体进行远程监测和控制，来保证整个电力系统的安全、稳定、高效运行，提供优质的供电服务。电力系统自动化控制技术的应用主要是保障电力系统各个生产、供电环节的安全、稳定、高效，实现整个系统经济效能的增加以及生产成本的降低。现代科学技术发展最为显著的特征就是自动化技术在各个领域的应用，电力系统关乎着我国人民群众的生产和生活，更应当通过先进的科学技术提高自身的发展水平。 2. 电力系统自动化技术的特点 2.1 强大的电网规模 电力系统自动化技术的发展，不仅提高了现代供电系统的能力，而且还保证了经济建设的健康、可持续发展，为社会经济的发展做出了重大贡献，也为其打下了坚实的经济基础。电力系统自动化技术主要构成有信息技术、网络技术、电子技术以及控制技术等，这也是电力系统的重要组成成分，其复杂性和综合性也使得整体系统得到很好的运行。由于电网规模的扩大化使得电力系统得到很好的管理，消除了现代化信息和自动化技术之间的问题。 2.2 分布区域大远距离供电 目前，由于我国电力系统的不断发展，其分布领域不断扩大，包括一些环境比较差的地区，这些地区都是高山峻岭，很难进行供电电线的施工，因为不仅成本高，还受到环境条件的限制。合理的解决措施是建立合理数量的供电线路，通过柔性供电技术提高供电电量。自动化技术的这一远距离供电特点解决了很多问题，特别是供电和输电方面。不过，带来的困难也导致了需要不断地提高自动化技术。 3. 电力系统自动化技术应用分析 3.1 智能化控制技术 智能化控制技术的发展一样也经历了多个阶段，从简单的函数单输出单输入控制到线性非线性控制及多级协调控制再到智能化控制，从电力系统的工作模式我们能够发现其属于一种动态的系统，而针对这种动态的系统进行智能化控制对于电力系统工程具有非常重要意义，智能化控制技术能够将电力系统的变化参数加以智能化分析进而得出相应的控制策略，有效的对电力系统进行科学操作，而这一系列过程对于电力系统的工作效率起到了积极的作用。 3.2 电力互感器的应用 电力互感器是针对输电线路检测和维护不可缺少的设备之一，主要功能就是通过以一定比例关系使高电压与大电流数值降低到可以用仪表检测的装置，但是由于电压升高的程度越大绝缘就越难，信号动态范围也就小，设备体积和质量都需要相应增大等一系列问题随之而来造成的不便利和不安全后果，而光电式电力互感器频率响应范围宽、测量精度高、抗电磁干扰、低压侧避免高压危险等特点的具备对于传统的电力互感器是一个很好的在电力线路维护和检查工作中的技术更新，进而得到了电力系统自动化的引进和应用，不过从长远技术要求层面还需要在传感光学材料与传感头结构以及电源供电等方面做出进一步的改进和优化，从而能够更好的促进电力系统的高性能，高效益的产出电能，服务于社会的建设环境当中。 3.3 微机实时保护系统 电力系统微机实时保护系统是由高可靠性、高实时性且高拓展性的装置组成的系统，在技术上精密、通信能力强大且具备嵌入式实时操作系统，所以在硬件设施上要求较高，同时对于嵌入式软件的要求也不断的提高，在对电力系统进行保护的过程中能够实现多任务高效优先级管理并且具有良好的可移植性和拓展性，这也是近年来被越来越多的应用到电力系统自动化中的原因，而这也有效的防止了事故发生时瞬间对电力系统造成的破坏，一旦稳定控制措施发生延迟能够通过嵌入式技术及时的在有限时间内做出反应，确保电力系统免遭损失。 4. 电力系统自动化技术共享能力 在电力系统自动化技术的发展过程中，系统模型大部分集中在对地理空间属性的描述，以几何特征为主的模拟地理系统的思想几乎成为一种标准，但在实际应用中，它的控制对象具有复杂的电力物理结构。建立电力系统特有的空间语义分析模型是非常必要的。这种针对语义层次的数据共享，最基本的要求是供求双方必须对同一数据具有相同的认识，只有基于同一种对电力系统知识的抽象认知才能保证这一点，因此在数据共享过程中要有一种电力系统的基本模型，作为不同部门之间数据共享的基础。它包括两个方面：地理实体几何属性的标准定义和表达，包含电力系统服务所覆盖的空间区域几何属性；物理属性数据的标准定义和表达，对于电力系统，它包含物理结构，各组成部件及整体的物理性能、运行方范的信息共享、综合，以及多维、动态的应用分析。
电力系统调频综述论文
电 力 系 统 频 率 稳 定 论 文 姓名：韩群 指导老师：刘景霞 班级：2012电气2班
摘要: 电力系统频率调整是电力系统中维持有功功率供需平衡的主要措施，其根本目的是保证电力系统的频率稳定。电力系统频率调整的主要方法是调整发电功率和进行负荷管理。一次调频是指当电力系统频率偏离目标频率时，发电机组通过调速系统的自动反应，调整有功出力以维持电力系统频率稳定。二次调频也称为自动发电控制，是指发电机组提供足够的可调整容量及一定的调节速率，在允许的调节偏差下实时跟踪频率，以满足系统频率稳定的要求。三次调频就是协调各发电厂之间的负荷经济分配，从而达到电网的经济、稳定运行。关键词: 电力系统,一次调频,二次调频,三次调频,综述
ABSTRACT Maintain the power system of power system frequency adjustment is active power balance between supply and demand of main measures, its fundamental purpose is to ensure that the frequency of power system stability. Power system the main method is to adjust the power frequency adjustment and load management. Primary frequency control is to point to when power system frequency deviates from the target frequency generator set automatically by the speed control system of reaction, active efforts to maintain stability of power system frequency adjustment. Secondary frequency modulation, also known as the automatic generation control refers to the adjustable generators provide sufficient capacity and a certain adjustment rate, real-time tracking frequency under the allowed to adjust deviation, in order to meet the requirements of system frequency stability. Three frequency modulation is to coordinate the economic load distribution between the various power plants, so as to achieve economic and stable operation of the power grid. Key words: Electric system , A frequency modulation ,The two FM The three FM , Review