電力系統自動化技術

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電力系統和電力系統自動化

電力工業是具有公用事業性質的基礎性產業，電力行業是具有明顯的社會

公益性的行業，是國民經濟的大動脈，電力供應的可靠性對現代社會具有極其

重大的影響。我國經濟在穩步快速的發展，需要我國電力工業發展的支持，也

給電力系統自動化產業提供了前所未有的機遇和挑戰。

1我國電力系統發展和現狀

1.1體制變遷

?97年前：電力工業部

?97年8月：國家電力公司

?02年3月：國務院正式批準了以“廠網分開，競價上網，打破壟斷，

引入競爭”為宗旨的《電力體制改革方案》(即：國務院5號文件)。

?02年10月：成立國家電力監管委員會（電監會）

?02年12月29日，在原國家電力公司的基礎上，中國電力新組建(改

組)的11家公司宣告成立，包括兩家電網公司、五家發電集團公司和

四家輔業集團公司分別經營電網、電源及輔業資產。

電網公司：

?國家電網公司

?南方電網公司

發電公司

?華能集團公司

?大唐集團公司

?華電集團公司

?國電集團公司

?電力投資集團

輔業集團

?中國電力工程顧問集團公司

?中國水電工程顧問集團公司

?中國水利水電建設集團公司

?中國葛洲壩集團公司

?電力產業總資產（2000年底）：

2.5萬億元，其中原國電總資產1.8萬億元

1.2近期發展狀況

?發電裝機容量：

1980：6587萬KW（65869MW）

2

1987：10289.7萬KW

1993：20000萬KW

1996：23654萬KW

2003：38900萬KW

2004：44000萬KW，用電21735億千瓦時

2005年底：50841萬KW，用電24220億千瓦時

未來十年，預計還要增加50000萬KW

?變電站數量：

1996年統計數據（注）：

500KV：47

330KV：25

220KV：1003

154KV：2

110KV：5496

66KV：2729

35KV：20921

目前每年新增變電站約4000個，改造老變電站約2000個。

2003年末數據（網絡數據，供參考）：

500kV：近100個

220kV：1800多個

110kV：5900個

66kV/35kV變電站有5700多個

另有數據顯示，全國110KV以下、35KV以上的終端變電站有18000

余座，35KV等級以下的各類配電變電站數量更多

近幾年，每年新增變電站約4000個，改造老變電站約2000個。

2電力系統概述

2.1電力系統的特點

（1）平衡性：電能不能儲存，電能的生產、輸送、分配和使用同時完成。

（2）瞬時性：暫態過程非常迅速，電能以電磁波的形式傳播，真空中傳播

速度為300km/ms。

（3）和國民經濟各部門間的關系密切。

2.2電力系統的組成

電力系統是由發電廠的發電機、升壓及降壓變電設備、電力網及電能用戶（用

電設備）組成的系統。

發電，輸變電，配電，用電

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煤

石油

天然氣

化學能

鍋爐

熱能

鈾

核能

反應堆

汽輪機

水

水能

水輪機

機械能

發電機

電能

升壓變壓器

輸電線路降壓變壓器

用電設備

電力網

電力系統

動力系統

（1）發電部分(Generation)：

發電廠，將化學能（煤炭，燃油），水能，核能，風能等轉化為電能。

?火電廠：煤、油（不可再生），空氣，水

?水電廠：水的勢能（可再生能源），受氣象影響大。

?核電站：核燃料（比較貴），水

?抽水蓄能電站：吸發兼備，峰谷調節，快速備用

?化學能電源：各種電池，燃料電池等，效率高，比較貴

?綠色能源：風能、太陽能、潮汐發電，地熱電站，比較貴，易受自然條

件影響。

（2）輸配電部分(PowerTransmissionGrid)：輸電網絡，通過高壓輸電網絡

將電能由發電廠輸送到負荷中心

?變電站

?一次設備

變壓器

斷路器（開關）

隔離開關（刀閘）

限流電抗器（電感）

載流導體（母線/輸電線）

CT/PT（CurrentTransformer/PotentialTransformer）

絕緣子

接地裝置

補償裝置（調相機/電容/靜補裝置）

中性點設備

避雷設備

?二次設備

控制系統：直流電壓，控制短路器開合

信號系統：警報音響，位置信號（斷路器開合）

測量系統：測量表計

同步系統：保證同期操作（同壓，同頻，同相）用的設備

測量設備

保護設備

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控制設備

監視設備（包括故障錄波）

常規變送器和微機變送器

?輸電線路

架空線路：鋼芯鋁導線，分裂導線；裸導線，絕緣導線

電纜：單相，三相

交流線路：潮流不可控，遠距離輸電穩定性問題較大

直流線路：潮流可控，超遠距離輸電無穩定性問題。

交直流混合輸電網絡（整流站，換流站，直流線路），不同頻電網互聯

?用電部分

用電設備消耗電能

高壓用戶額定電壓在1kV以上，低壓用戶額定電壓在1kV以下。

2.3對電力系統的基本要求

（1）保證供電可靠性

（2）保證電能質量

（3）提高電力系統運行的經濟性

（4）其它：如環境保護問題

2.4衡量電能質量的指標

（1）電壓偏差

電壓偏差指當供配電系統改變運行方式或負荷緩慢地變化使供配電系統各

點的電壓也隨之改變，各點的實際電壓與系統額定電壓之差，通常用與系統額

定電壓的百分比值數表示。

（2）電壓波動

電壓連續變動或電壓包絡線的周期性變動，電壓的最大值與最小值之差與系

統額定電壓的比值以百分數表示，其變化速度等于或大于每秒0.2％時稱為電壓

波動。

（3）頻率偏差

頻率偏差是指供電的實際頻率與電網的額定頻率的差值。

我國電網的標準頻率為50Hz，又叫工頻。頻率偏差一般不超過±0.25Hz，

當電網容量大于3000MW時，頻率偏差不超過±0.2Hz。

調整頻率的辦法是增大或減小電力系統發電機有功功率。

（4）供電可靠性

供電可靠性指標是根據用電負荷的等級要求制定的。

衡量供電可靠性的指標，用全年平均供電時間占全年時間百分數表示。

（5）其它

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?電壓閃變

負荷急劇的波動造成供配電系統瞬時電壓升高，照度隨之急劇變化，使人眼

對燈閃感到不適，這種現象稱為電壓閃變。

?不對稱度

不對稱度是衡量多相負荷平衡狀態的指標，多相系統的電壓負序分量與電壓

正序分量之比值稱為電壓的不對稱度，電流負序分量與電流正序分量之比值稱

為電流的不對稱度，均以百分數表示。

?正弦波形畸變率

當網絡電壓波形中出現諧波（有時為非諧波）時網絡電壓波形就要發生畸變。

諧波干擾是由于非線性系統引起的。它產生出不同于網絡頻率的電壓波，或者

具有非正弦形的電流波。包括n次諧波電壓、電流含有率，電壓、電流總諧波

畸變率，諧波電壓的總平均畸變系數。

2.5常用概念

（1）基本量綱

電壓：伏特（V），千伏（KV），萬伏（慣用）

電流：安培（A）

有功功率：瓦特（W），千瓦（KW），兆瓦（MW），萬千瓦（慣用）

無功功率：乏（Var），千乏（KVar）

電量：度（KWH–kilowatt-hour）

（1）電壓等級

國家規定的等級：3，6，10，35，（66），110，（154），220，330，500KV

其中：

500，330，220KV用于大電力系統主干線

110KV用于中小電力系統主干線，和大電力系統的二次網絡

35KV用于大城市或大工業內部網絡，以及農村網絡

10KV為最常用的更低一級配電網絡，只有負荷中高壓電動機比重很大

時才用6KV電壓

3KV用于工況企業內部

（2）調度等級

五級調度（國，網，省，地，縣）

（3）調度部門組成和作用

調度部門的一般包括：調度，方式，保護，通信，遠動（自動化）

3電力信息化

電力信息化大致分為兩部分：

?電力系統自動化：保障電能安全可靠地在電網上傳輸；

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?電力營銷和通用信息化：保證電能銷售和電網資產科學有效管理。

由于電力生產安全性與穩定性的要求，電網企業對生產過程控制的信息技術

應用一向比較重視，而對業務及管理的信息化重視卻相對不足，生產自動化與

管理信息化的發展處于不平衡狀態。兩者的投資比重大致為80：20。

4電力系統自動化的基本概念

電力系統自動化（electricpowersystemautomation）是電力信息化最重要的

部分。

電力系統自動化是應用各種具有自動檢測、反饋、決策和控制功能的裝置并

通過信號、數據傳輸系統對電力系統各元件、局部系統或全系統進行就地或遠

方的自動監視、協調、調節和控制，目的是保證電力系統的供電質量和安全經

濟運行。

電能的供應和使用與社會經濟和人民日常生活密切相關。電力系統包括生

產、傳輸、分配、消費電能的各個環節，是一個復雜的連續生產和消費過程，

在地域上分布遼闊而在電氣上卻是聯成一體的。電能質量不合格將引起產品質

量和生產率的下降以及人民生活的不便，突然停電和長期頻率或電壓下降的情

況下還回造成人身傷亡和設備損壞事故。電力系統中任何一個元件的參數和運

行狀態的變化都會迅速地影響到系統中其他元件的正常工作，所以在電力系統

中任何一處發生故障，應及時而正確地處理，否則將使事故擴大，并波及電力

系統其他運行部分，以至造成大面積停電。一次能源調度、發電機起停和負荷

分配、電網結構和潮流分布、負荷控制和管理的合理與否，都涉及電力系統運

行中能量的節約和所發揮的經濟效益。

由于電力系統規模和容量的不斷擴大，系統結構、運行方式日益復雜，單純

依靠人力來監視電力系統的運行狀態，正確而及時地進行各項操作，迅速地處

理事故，已經是不可能了。必須應用現代控制理論、電子技術、計算機技術、

通信技術、圖象顯示技術等科學技術的最新成就來實現電力系統的自動化。

電力系統自動化的基本要求如下：

（1）迅速而正確地收集、檢測和處理電力系統各元件、局部系統或全系統

的運行參數。

（2）根據電力系統的實際運行狀態和系統各元件的技術、經濟和安全要求

為運行人員提供調節和控制的決策，或者直接對各元件進行調節和控

制。

（3）實現全系統各層次、各局部系統和各元件間的綜合協調，尋求電力系

統電能質量合格和安全經濟運行。

（4）提高供電可靠性，減少電力系統事故、延長設備壽命，提高運行水平，

節省人力，減輕勞動強度。

4.1電力系統自動化發展過程

電力系統自動化是在應用各種自動裝置逐步取代人工操作的過程中發展起

來的。最先，運行人員在發電機組、開關設備等電力系統元件的近旁直接監視

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設備狀態并進行手工操作和調節，例如人工操作開關、調節發電機的出力和電

壓等。這種工作方式的效果與運行人員的素質和精神狀態有關，也與監視儀表

和調節操作裝置的完善性有密切關系，往往不能及時而正確地對系統進行調節

和控制，特別在發生事故時，由于來不及反應事故的發生和發展，而使事故擴

大。

隨著單個設備或單個過程自動裝置（或調節器）的應用，直接以運行參數的

變化作為控制裝置的輸入信號，來起動設備的操作和控制，如利用各種繼電器

來反應系統故障情況下的電流和電壓的變化，使斷路器開斷故障線路；根據發

電機端電壓變化的信號來調節勵磁電流，以實現電壓和無功功率的調節和控制；

根據系統頻率的變化信號來調節原動機的出力，以實現頻率和有功功率的調節

和控制以及水輪機組的程序起動等。這種單參數、單回路的調節和控制裝置的

應用，節省了人力，并能比較正確而及時地控制運行狀態。隨著電子技術和計

算機技術的發展，自動裝置的組成元件也由最初的電磁型的發展成由晶體管、

集成電路構成的無觸點型的并進一步采用以微型計算機（或微處理器）為基礎

的可編程序控制器等先進設備。

由于電力系統的發展，發電廠（發電機）及電力系統其他元件數量的增加，

運行工況的復雜，使得協調各元件間的控制成為必要。所以，在一個發電廠、

局部電力系統以至整個電力系統開始應用先進的計算機和通信設備來完成數據

收集和處理，并且利用計算機的高速運算能力、大容量內存和高度的邏輯判斷

能力，實現一個發電廠、局部電力系統以至整個電力系統的集中監視、決策和

控制。

隨著電力系統各元件及發電廠組成的日益復雜，以及對控制的要求日益嚴

格，進一步用計算機進行集中控制越來越困難，這是因為信息量龐大，通道擁

擠，計算機的容量增大，響應不快，運行復雜。利用計算機性能價格比日益提

高的趨勢，對被控對象多、每個對象需要監控的參數較多、各個對象在地理上

比較分散的系統，控制方式從集中控制發展為分層控制，如中心調度所、地區

調度所、發電廠（變電所）控制中心等形式的分層控制。分層控制的最低層可

以在獲取數據的地方由就近設置的計算機處理數據，并進行控制。這樣可以避

免大量信息可來回傳送，減輕上層計算機的負擔，提高信息處理的實時性。只

有涉及全系統的綜合信息，才由下一層轉送給上一層進行處理和控制，在上層

作出決策后向下層發送控制信息。

4.2電力系統自動化的主要內容和現狀

?火電廠自動化

現代火電廠的發展趨勢是采用高溫、高壓、中間再熱的大型單元式發電機組，

機組的單機容量大而熱力系統復雜，其運行工況多變，操作頻繁而復雜，控制

的對象和參數多，所以對火電廠的自動化程度提出了很高的要求，傳統的監控

儀表和運行方式已滿足不了火電廠經濟安全運行的要求。近十幾年來已經應用

計算機來代替常規調節儀表對單項參數的控制或用一些相對獨立的自動控制系

統來完成局部設備的控制（如鍋爐自動控制，噴燃器自動控制，汽輪機自動起

動和發電機自動同步等），或者在傳統的儀表和控制器的基礎上增加電子計算機

的協調和控制。其主要的功能有下列幾方面。

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（1）安全監視。利用計算機對發電機組的各種參數和各類設備的運行狀態進行

巡回和周期性的測量和檢查。對于不同的運行工況（如正常、異常、起停

過程、事故）。檢測的內容和周期是不同的。采取數據后還要進行必要的

處理，例如判斷數據的正確性，對某些參數的修正，進行參數濾波等。同

時，可對收集到的信息進一步校驗是否越限，并通過聲光顯示或打印輸出

向運行人員報告。還可以根據獲得的數據進行計算，得出如功率總加、鍋

爐效率、廠用電率等性能指標值。

（2）正常調節。在正常運行時，對鍋爐、汽輪機、發電機等主輔設備進行直接

或間接控制。在運行中，因不斷受到內外部條件及干擾影響，一些被調參

數（如汽壓、汽溫、水位、流量、風量等）經常發生變化，這就要利用自

動調節器，根據被調量的偏差值，按規定的調節規律進行調節。最簡單的

是單回路調節系統。利用計算機可以同時控制若干回路，并考慮各參數的

相關因素。

（3）機組起停。高參數和大容量機組的汽水系統、燃燒系統、輔助系統、除氧

給水系統十分復雜，使機組起停時的控制十分困難。在從冷態起動到帶滿

負荷（幾小時到十幾小時）的過程中，包括鍋爐點火、升溫升壓、汽輪機

升速、初負荷保持、升負荷等幾個階段，工況不斷變化。為了保證起動設

備的安全，減輕運行人員的勞動強度，要對各種參數和設備狀態進行監視、

判斷和計算，然后對各調節器和程序控制回路發出指令，或者直接去調節

和操作發電機組。

（4）事故處理。對生產過程進行趨勢預報和報警分析。事故發生后，首先通過

事故識別程序查明事故性質及原因，然后轉入相應的事故處理程序。如果

事故繼續發展，以致危及機組及系統安全時，則應采取緊急措施（如減負

荷、停機）。在事故處理過程中，要監視和記錄設備的狀態及主要參數，

以供運行人員進行事故后的分析。

?水電廠自動化

水電廠除了按計劃發電外，還在電力系統中起著調峰、調頻和事故備用的作

用，所以機組啟動頻繁，工況多變（如調相改發電，抽水蓄能發電廠的抽水改

發電等）；水電廠一般要通過遠距離輸電線將電能送到負荷中心，易出現穩定問

題；同時水電廠還應考慮水力資源的綜合利用。所以，水電廠的自動化要能適

應這些要求。

水電廠自動化也是從單機自動化開始。首先實現機旁的儀表監視和報警，就

地操作和單個元件的自動化，例如電氣液壓型的調速器，復式勵磁電壓教正器

等。

隨著水電廠機組數量的增多和單機容量的增大，以及水電的梯級開發和逐步

實現水電廠、梯級水電廠的集中控制，采用對全廠和梯級水電廠運行狀態的巡

回檢測，全廠主輔機的集中起停，自動調頻和有功幾無功功率的成組調節，機

組的優化運行，穩定的監視和控制（如切機、電氣制動、低頻自動啟動機組等）

等。

近幾十年來，在水電廠自動化中廣泛應用計算機技術和微處理機。機組的基

礎自動化裝置實現微機化，例如微機化的調速裝置、勵磁調節器、同步系統等，

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給水電廠的基礎自動化帶來了極大的方便。多微機的分布式計算機控制系統的

應用，使水電廠進入全廠計算機監控和綜合自動化，實現全廠的安全監視、自

動發電控制和經濟運行、事故順序記錄和水庫經濟調度等綜合功能。在梯級開

發的水系，還可以進行全梯級水電廠的集中調度和控制。

隨著自動化水平的提高，在一些中、小型水電廠可以實現無人值班和控制中

心的遠方監控。

水電廠除了本身機組和電器設備監視和控制外。還要考慮水力系統（上、下

游，以至跨流域）對水電廠的約束，實現水庫長、中、短期的優化調度，以及

防洪、灌溉、航運、供水、養殖的綜合利用。所以，廣義的水電廠自動化還包

括對水庫的調節和管理，以及大壩的自動監視和管理。目前，已采用先進的無

線電通信手段和以微型計算機為基礎的水庫流域水情測報幾防洪調度自動化系

統，定時收集全流域的氣象和水文（包括降雨，上、下游用水情況等）實時數

據，經過處理后可以得到未來時段水庫的入水流量變化過程幾洪水預報。也應

用自動測量和數據處理系統觀察大壩各項變量（如溫度、應變、應力、壩縫開

度、滲透壓力等）。

?電力調度自動化

?電力調度的作用：安全、質量、經濟、市場

為了合理監視、控制和協調日益擴大的電力系統的運行狀態，及時處理影響

整個系統正常運行的事故和異常現象，在形成電力系統的最早階段，就注意到

電力系統的遠方監視和控制問題，并提出必須設立電力系統調度控制中心。在

開始階段由于通信設備等技術裝備的限制（如只有電話），調度人員需要花費很

多時間才能掌握有限的代表電力系統運行狀態的信息，電力系統的很大一部分

監視和控制功能是由電力系統中所屬發電廠和變電所的運行人員直接來完成

的。

遠動技術和通信技術的發展，使電力系統的實時信息直接進入調度控制中心

成為可能，調度人員可根據這些信息迅速掌握電力系統運行狀態，及時發現和

處理發生的事故。

20世紀60年代開始用數字式遠動設備（telecontrolequipment），使信息的

收集和傳輸在精度、速度和可靠性上都有很大的提高。電子計算機和圖象顯示

技術在電力系統調度控制中心的應用使自動化程度達到一個新的水平。在開始

階段，計算機與相應的遠動狀態的監視（包括信息的收集、處理和顯示）、遠距

離開關操作，以及制表、記錄和統計等功能，一般稱為數據采集與監視控制

（supervisorycontrolanddataacquisition--SCADA）。

60年代后期國際上出現很多大面積停電事故以后，加強了全系統的安全監

視、分析和控制。這種控制系統不僅能完整地了解全系統的實時狀態，而且可

在計算機及其外圍設備的幫助下，能夠在正常和事故情況下及時而正確地作出

控制的決策。這種包括SCADA功能、自動發電控制及經濟運行、安全控制功能

以及其他調度管理和計劃功能的系統稱為能量管理系統（energymanagement

systemEMS）。利用這種先進的自動化系統，運行人員已從過去以監視記錄為主

的狀況轉變為較多地進行分析、判斷和決策，而日常的記錄事務則由計算機取

代。

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?變電站自動化

變電站綜合自動化系統是利用先進的計算機技術、現代電子技術、通信技術

和信息處理技術等實現對變電站二次設備(包括繼電保護、控制、測量、信號、

故障錄波、自動裝置及遠動裝置等)的功能進行重新組合、優化設計，對變電站

全部設備的運行情況執行監視、測量、控制和協調的一種綜合性的自動化系統。

通過變電站綜合自動化系統內各設備間相互交換信息，數據共享，完成變電站

運行監視和控制任務。變電站綜合自動化替代了變電站常規二次設備，簡化了

變電站二次接線。變電站綜合自動化是提高變電站安全穩定運行水平、降低運

行維護成本、提高經濟效益、向用戶提供高質量電能的一項重要技術措施。

變電站作為整個電網中的一個節點，擔負著電能傳輸、分配的監測、控制和

管理的任務。變電站繼電保護、監控自動化系統是保證上述任務完成的基礎。

在電網統一指揮和協調下，電網各節點(如變電站、發電廠)具體實施和保障電網

的安全、穩定、可靠運行。因此，變電站自動化是電網自動系統的一個重要組

成部分。作為變電站自動化系統，它應確保實現以下要求：

（1）檢測電網故障，盡快隔離故障部分。

（2）采集變電站運行實時信息，對變電站運行進行監視、計量和控制。

（3）采集一次設備狀態數據，供維護一次設備參考。

（4）實現當地后備控制和緊急控制。

（5）確保通信要求。

因此，要求變電站綜合自動化系統運行高效、實時、可靠，對變電站內設備

進行統一監測、管理、協調和控制。同時，又必須與電網系統進行實時、有效

的信息交換、共享，優化電網操作，提高電網安全穩定運行水平，提高經濟效

益，并為電網自動化的進一步發展留下空間。

傳統變電站中，其自動化系統存在諸多缺點，難以滿足上述要求。例如：

（1）傳統二次設備、繼電保護、自動和遠動裝置等大多采取電磁型或小規

模集成電路，缺乏自檢和自診斷能力，其結構復雜、可靠性低。

（2）二次設備主要依賴大量電纜，通過觸點、模擬信號來交換信息，信息

量小、靈活性差、可靠性低。

（3）由于上述兩個原因，傳統變電站占地面積大、使用電纜多，電壓互感

器、電流互感器負擔重，二次設備冗余配置多。

（4）遠動功能不夠完善，提供給調度控制中心的信息量少、精度差，且變

電站內自動控制和調節手段不全，缺乏協調和配合力量，難以滿足電

網實時監測和控制的要求。

（5）電磁型或小規模集成電路調試和維護工作量大，自動化程度低，不能

遠方修改保護及自動裝置的定值和檢查其工作狀態。有些設備易受環

境的影響，如晶體管型二次設備，其工作點會受到環境溫度的影響。

傳統的二次系統中，各設備按設備功能配置，彼此之間相關性甚少，相互之

問協調困難，需要值班人員比較多的干預，難于適應現代化電網的控制要求。

另外需要對設備進行定期的試驗和維修，既便如此，仍然存在設備故障(異常運

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行)不能及時發現的現象，甚至這種定期檢修也可能引起新的問題，發生和出現

由試驗人員過失引起的故障。

發展變電站綜合自動化的必要性還體現以下幾個方面：一是隨著電網規模不

斷擴大，新增大量的發電廠和變電站，使得電網結構日趨復雜，這樣要求各級

電網調度值班人員掌握、管理、控制的信息也大量增長，電網故障處理和恢復

卻要求更為迅速和準確；二是現代工業技術的發展，特別是電子工業技術的發

展，計算機技術的普遍應用，對電網可靠供電提出了更高的要求；三是市場經

濟的發展，使得整個社會對環保要求更高，這樣也對電網的建設、運行和管理

提出許多的要求，如，要求電力企業參與市場競爭，降低成本，提高經濟效益；

要求發電廠、變電站減少占地面積。要解決上述問題，顯然僅依靠各級電網調

度運行值班人員是難以解決的。現代控制技術的發展，計算機技術、通信技術

和電力電技術的進步與發展，電網自動化系統的應用，為上述問題提供了解決

的方案。這些技術的綜合應用造就了變電站綜合自動化系統的產生與發展。

?變電站綜合自動化系統的發展過程

現有的變電站有三種形式：第一種是傳統的變電站；第二種是部分實現微機

管理、具有一定自動化水平的變電站；第三種是全面微機化的綜合自動化變電

站。變電站自動化的發展可以分為以下三個階段。

1．由分立元件構成的自動裝置階段

20世紀70年代以前，由研究單位和制造廠家生產出的各種功能的自動裝置，

要采用模擬電路，由晶體管等分立元件組成，對提高變電站和發電廠的自動化

水平，保證系統安全運行，發揮了一定的作用。但這些自動裝置，相互之間獨

立運行，互不相干，而且缺乏智能，沒有故障自診斷能力，在運行中若自身出

現故障，不能提供告警信息，有的甚至會影響電網安全。同時，分立元件的裝

置可靠性不高，維護工作量大，裝置本身體積大，不經濟。

2．以微處理器為核心的智能化自動裝置階段

隨著我國改革開放的發展，微處理器技術開始引入我國，并逐步應用于各行

各業。在變電站自動化方面，用大規模集成電路或微處理機代替了原來的繼電

器晶體管等分立元件組成的自動裝置，利用微處理器的智能和計算能力，可以

發展和應用新的算法，提高了測量的準確度和可靠性；能夠擴充新的功能，尤

其是裝置本身的故障自診斷功能，對提高自動裝置自身的可靠性和縮短維修時

間是很有意義的；此外，由于采用了數字式，統一數字信號電平，縮小了體積

等，其優越性是明顯的。由于這些微機型的自動裝置，只是硬件結構由微處理

器及其接口電路代替，并擴展了一些簡單的功能，雖然提高了變電站自動控制

的能力和可靠性，但基本上還是維持著原有的功能和邏輯關系，在工作方式上

多數仍然是各自獨立運行，不能互相通信，不能共享資源，變電站和發電廠設

計和運行中存在的問題沒有得到根本的解決。

3．變電站綜合自動化系統的發展階段

我國是從20世紀60年代開始研制變電站自動化技術。到70年代初，便先

后研制出電氣集中控制裝置和集保護、控制、信號為一體的裝置。在80年代中

期，國內先后研制了35kV和220kV變電站綜合自動化系統。此外，國內許多高

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等校及科研單位也在這方面做了大量的工作，推出一些不同類型、功能各異的

自動化系統。為國內的變電站自動化技術的發展起到了卓有成效的推動作用。

進入90年代，變電站綜合自動化已成為熱門話題，出現了更多的研究單位和產

品。

?配電網自動化

配電網是電力系統生產和供應電能的最后一個環節，其自動化的主要任務是

保證經濟安全供電和負荷供需平衡的控制和管理，使用戶得到一定數量優質、

廉價的電力供應，所以配電網自動化的主要功能為：

（1）對配電網和無人值班變電所的監視和自動操作，如通過遠方投切電網中

聯絡斷路器或分段斷路器，以便切除故障或調整潮流；

（2）在系統頻率下降時切除負荷，在電壓變動時自動投切靜電電容器或者調

整變壓器分接頭；

（3）通過對負荷的直接控制來調節負荷曲線和保持電能供需平衡。

最初用時間開關來控制用戶的負荷，定時切換用戶的不同記價電表，用經濟

的手段來管理負荷。對于工業用戶可采取控制最大需電量、分時記價、按合同

規定用電時間等方法進行控制。為了使負荷控制直接到每一用戶，可采取工頻、

音頻、載波、無線電等控制手段，有配電網調度所根據上級調度所的指令和系

統的實際運行狀態，直接發出控制信號，對事先分門別類的負荷進行控制，操

作被控用戶的短路器。

隨著自動化裝置和被控設備可靠性的提高，中、小型變電所的控制可由就地

操作過度到遠方操作和自動操作。近年來也開始在變電所內建立微型計算機為

核心的綜合自動化系統，可以實現繼電保護、安全監視、電壓和無功綜合控制

等功能。一些變電所已實現無人值班或遠方控制的自動化運行體制。

5電力調度自動化

電力調度自動化是電力自動化的重要內容之一，是指綜合利用計算機、遠動

和遠程通信等技術手段實現電力系統調度管理工作的自動化。

電力系統由發電、輸變電、配電和用電等環節組成，并由調度控制中心對全

系統的運行進行統一管理。為了保證電力系統運行的安全性、經濟性以及供電

的質量，系統的調度控制中心必須及時而準確地掌握全面的運行情況，隨時進

行分析，作出正確的判斷和決策，必要時采取相應的措施，及時處理事故和異

常情況。

早期的電力調度以人工方式操作，用打電話的方式收集數據，下達調度命令，

速度慢，實時性差。由于電網是一個迅變系統，電能以極快的速度傳送，電網

中一個地方出故障，瞬間就會波及到全網，因此手工方式很難滿足電網調度的

要求。特別對于大機組、大電網、高電壓的現代電網，調度中心需要采集和處

理的實時運行參數和狀態信號數量眾多，實時性要求很高，調度工作只能采用

現代化手段進行。因此，調度自動化系統是現代電力系統不可缺少的組成部分。

調度自動化系統是一個復雜的準實時信息系統，由裝在調度中心的主站系

統、裝載發電廠或變電所的遠動終端以及遠動通道等構成。調度自動化系統的

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主要功能是實時采集電力系統運行的參數和信息，對數據進行各種分析和處理，

為調度員提供進行監視與控制的操作界面，有效地幫助電力系統調度員執行電

力系統的安全經濟發供電任務。

5.1調度自動化的發展過程

電力生產是發輸電與用電同時進行的連續生產過程。電力系統分布地域廣

闊，是一個龐大的生產體系，必須嚴格地進行調度管理才能保證安全發供電。

早期電力系統規模較小，調度員利用電話即可了解各發電廠、變電所的運行狀

況。調度命令也是通過電話下達的。

當電力系統日益發展，廠站數越來越多時，僅靠電話已經無法及時進行調度

控制。特別是在系統發生故障時，可能會延長事故處理時間，甚至擴大事故。

因此必須有自動化的手段支持才能完成調度工作。現代電子技術、通信技術和

計算機技術的發展為調度自動化系統提供了技術支持手段。隨著支持技術的進

步，出現了各種調度自動化設備，調度工作逐步脫離了原始手工方式，開始采

用各種自動化系統進行操作。

早期的調度自動化系統稱為“遠動（telecontrol）”系統，主要功能是把遠方

廠站的測量量和斷路器信號及時傳送到調度所，通過模擬屏顯示出電力系統的

運行情況，使調度員能及時了解所發生的事件。工業發達國家在第二次世界大

戰后就進入遠動調度階段，中國20世紀60年代開始在電力調度中使用遠動技

術。

?調度自動化系統構成技術的發展

從調度自動化系統構成技術的發展看，電力調度自動化系統先后采用過分立

元件設計、IC/CPU板級設計、集中式計算機系統機設計，發展到今天的計算機

網絡分布式設計。

在國內，早期的遠動系統大都是建立在分立元件的基礎上的，這些系統和設

備在我國直到80年代中期還有單位在使用。但由于系統完全由硬件構成，結構

復雜，功能單一，一般只有數據采集功能，支持少量數據的模擬屏數碼管顯示。

系統可靠性低，經常出故障。

當電力系統發展到數百萬或上千萬千瓦的容量時，遠動系統收集遠方廠站數

據可達數千或上萬個，即使增大模擬屏也無法容納如此眾多的數碼管和信號燈，

調度員也難以清楚地分辨這些信號，無法判斷電力系統的運行狀況和所發生的

事故。因此國際上從60年代起就出現了基于電子計算機技術的電力調度自動化

系統。

隨著微處理器應用的普及，70年代至80年代初，國內有了基于IC/CPU的

以電路板為單元的系統設計。集成電路，特別是具有“智能”的CPU的使用大

大簡化了系統的設計，增加了系統功能，提高了系統可靠性。但由于沒有操作

系統的支持，這種基于IC/CPU系統需要從硬件、底層軟件一直到應用軟件的全

套設計，工作量大，系統功能不夠靈活，因而一般用于功能較為固定的設備，

如RTU等。

80年代初，國內開始普及基于計算機系統機的調度自動化系統設計。計算

機系統有豐富的軟硬件資源，能將所收集的數據進行加工處理，通過屏幕顯示

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器以多幅畫面的形式提供更加直觀的信息顯示，并可由打印機打印出統計報表

和記錄，節省了調度員許多繁瑣的工作，使調度效果得到明顯提高。由于有完

善的操作系統和計算機標準總線的支持，也極大地方便了系統設計，所實現的

系統功能也日益靈活復雜。除了功能簡單，生產批量較大的設備如RTU等以外，

電力調度自動化系統的設備大量采用了基于系統機的設計，主站系統幾乎無例

外的都是以計算機系統為基礎構造的。

80年代廣泛使用的這些調度自動化系統有時也稱為集中式系統。主要特點

是以一臺計算機（小型機或微型計算機）為核心，擔負各種系統功能。雖然80

年代已經有了局域網和廣域網的技術，但主要用于不同系統間的互連，并未采

用基于網絡技術的分布式系統設計。80年代我國從國外引進的許多調度自動化

系統也屬于這一類設計。

隨著對調度自動化系統功能的要求日益增加，集中式系統越來越暴露出不足

之處。由于將數據庫、數據處理、人機會話等幾乎所有功能都集中于一臺機器

上，很容易造成計算機負荷過載，因而需要更大、更快的機器，而機器的性能

與價格并非簡單的線性關系，這導致系統造價昂貴。同時，由于許多功能模塊

裝在一臺機器上，模塊間耦合緊密，相互影響，如果修改一個功能模塊，其它

模塊往往也需要修改，因此系統功能很難擴充。在調度現場，一般需要多個人

機會話席位，這種集中式設計很難滿足超過4個以上操作臺的要求。隨著接入

廠站數目的增多，信息量的增加，集中式系統也無法滿足不斷擴充的容量要求。

隨著網絡技術的普及，國內從90年代開始出現基于局域網的電力調度自動

化系統。由于結構靈活，功能強大，擴充性好，性能價格比高，很快成為調度

自動化主站系統的主流技術。這類系統也稱為網絡分布式系統。同樣是網絡分

布式系統，由于軟件體系結構的不斷進步，又從對等式系統發展到客戶/服務器

方式的系統，然后又逐步轉向向Intranet模式。

網絡技術和計算機軟硬件技術的進步為調度自動化系統的發展提供了基礎，

使調度自動化系統的構成越來越復雜，功能也越來越強大。近年來調度自動化

系統的發展出現了一種綜合趨勢。傳統方式是一種功能一套系統，多個系統再

通過網絡互連。這種分散模式導致系統共享資源困難，管理復雜。目前的趨勢

是在網絡基礎上首先構筑一個支持平臺，或稱為環境，用于支持所有調度自動

化應用軟件。各種應用子系統作為系統部件安裝在環境中，在統一支持環境的

協調下相互通信，配合工作。這種系統已經超出一般調度自動化的范圍，不但

包括SCADA、EMS功能，還可以包括調度管理子系統，電力市場支持子系統，

以及可能出現的與調度工作有關的其他信息子系統。

?調度自動化系統功能的發展

采用計算機為基礎的調度自動化系統的功能主要是數據采集和監視控制，實

現遠程測量、遠程信號、遠程控制和遠程調節，即所謂的“四遙”功能。具備

這種功能的系統也稱為“SCADA系統”。SCADA功能是電力調度自動化系統的

基礎。有時也將自動發電控制（AGC–AutomaticGenerationControl）功能歸入

SCADA的范疇，但地區及以下級別的調度一般不直接對電廠，特別是大電廠進

行操作，因此一般沒有AGC功能。

60年代以來國際上出現了多次大面積停電事故，特別是1965年11月9日

和1977年7月13日兩次紐約大停電事故，以及1978年12月19日法國大停電

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事故后，人們總結了教訓。除了要解決電網結構、保護和安全自動裝置等問題

外，還需要加強對電網的分析、計算和模擬，應使調度員的工作從經驗型調度

轉變為分析型調度。隨著計算機軟、硬件能力的增強，進一步開發了功能更強

的應用軟件包，如狀態估計、在線潮流計算、安全分析、事故模擬等，使調度

自動化系統在原有的安全監視功能基礎上增加了安全分析輔助決策的功能。系

統正常運行時，使調度員能預測系統可能的變化后果。系統處于緊急狀態時，

能幫助調度員迅速處理事故，使系統迅速恢復到正常狀態。這些應用功能都屬

于能量管理系統（EMS）的范疇。

目前，自動化系統有一種綜合趨勢，1.3節所述的電力系統自動化所包含的

各項內容已經不再是相互獨立系統。調度自動化系統不僅可以包括SCADA和

EMS系統，還可以包括配電自動化系統中的許多功能，以至調度管理和電力市

場支持系統等內容。不同的電力自動化系統相互融合，并與其他系統互聯，構

成面向電力系統綜合應用的大規模信息系統。

5.2電力系統調度自動化系統的一般構成

調度自動化系統的一般構成包括安裝在調度中心的主站系統，安裝在各發電

廠和變電所的遠動終端，兩者經過通信系統互聯信息，完成數據采集、監視控

制和其它功能。

主站以數據通信方式接收從下層主站轉發來的信息，又向上層主站轉發本站

的信息。由各級調度所的計算機根據功能要求分別進行相應的處理。

按功能劃分，電力調度自動化系統由下列4個子系統所組成。

（1）信息收集和執行子系統。在各發電廠、變電所收集各種信息，向調度

控制中心發送。如果在一些廠（所）設有微型計算機為核心的遠方終

端（remoteterminalunit，RTU），則所傳送的信息將是已經處理和加

工過的。這個子系統同時接受上級控制中心發來的操作、調節或控制

命令，例如開關操作，起停機組，調節功率等。在接到命令后，或者

直接作用于控制機構，或者按一定的規律將命令轉發給各被控設備。

（2）信息傳輸子系統。將收集到的信息通過傳輸媒介送到調度控制中心，

傳輸媒介有電力載波、微波、光纖、同軸電纜、公共話路等。

（3）信息處理子系統。以電子計算機為核心的主要組成部分，對收集到的

信息進行處理、加工，為監視和分析計算電力系統運行狀態提供正確

的數據。分析計算的結果為運行人員提供控制決策的依據、或者直接

實現自動控制。這種分析計算主要有：

?為調節系統頻率和電壓的電能質量計算；

?經濟調度計算；

?安全監視和安全分析計算。計算機還可用于完成日發電計劃編制、

檢修計劃編制、統計計算等工作。

（4）人機聯系子系統。用以向運行人員顯示和輸出信息，同時也輸入運行

人員的控制和操作命令。通過這一子系統使運行人員與電力系統及其

控制系統構成一個整體。人機聯系設備包括圖形顯示器及其控制臺和

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鍵盤、模擬盤、制表或圖形打印機、記錄器（儀）等。

電力系統隨著發展變得日益龐大而復雜，若把各廠站的調度信息集中到一個

調度中心，則不但調度中心的計算機系統負擔過重，通信信道擁擠，調度人員

也很難處理如此大量的信息。因此，將這種集中控制方式改變為分層控制方式，

會更加適應調度組織分級管理的實際情況，可使各種問題得到合理解決。

發電廠和變電所裝有遠動終端或計算機控制系統直接采集實時信息并控制

當地設備。只有涉及全網性信息才向調度中心傳送。上層作出決策后再向下發

送控制命令。調度中心集中信息后作適當處理、編輯后向更高層次調度中心轉

發。這種分層采集信息和分層控制使系統結構簡化，通道需要量減少，信息量

減少，實時性明顯提高。

主站和遠動終端之間交互的信息分為上行信息和下行信息：各發電廠、變電

所通過其遠動終端收集運行參數向主站發送，參數有：電壓、電流、有功功率、

無功功率、有功電量、無功電量、頻率、水位、斷路器位置信號、繼電保護信

號等，一般稱上行信息。主站計算機系統根據調度員輸入命令或程序計算結果

向各廠站或下層主站下達遙控斷路器命令或遙調及自動發電控制（AGC）命令，

稱下行信息。此外，在分層控制的大系統，還有存在于各級調度自動化主站之

間的上行或下行信息。

?遠動終端簡介

遠動終端實際是變電站自動化系統（SAS）的一部分，包括SAS中需要與上

級調度部門交互的組成部分。遠動終端定時采集包括模擬量、脈沖量以及開關

量等實時數據，并進行數據處理，按遠動傳輸規約發給主站。從主站下達的命

令通過遠動終端接收識別后輸出至執行機構或調節器。有的廠、站遠動終端還

可向本站值班人員提供一般控制屏上所沒有的監測信息，如功率總加、越限告

警等，稱當地功能。大型火電廠、水電站或超高壓變電站裝有當地監控計算機

系統，此時，遠東中斷僅需有接口與它連接，但不再重復提供當地功能。

遠動終端還裝有同步時鐘。同步時鐘精度越高，斷路器動作事件順序記錄的

站間分辨率就越高。

遠動終端的基本功能概括為：遙測、遙信、事件順序記錄、遙控、遙調以及

當地監控。

細節見“變電站自動化”一節。

?主站系統簡介

主站系統是一個簡稱，一般是設置在調度部門的與電網實時運行直接相關的

系統。根據功能要求，主站系統可以很簡單，也可以非常復雜。

主站系統中的通信控制器與各遠動終端通信取得信息，主計算機進行信息加

工、計算處理，檢測一些參數是否越限。斷路器是否有變位等，將結果通過人

機聯系（屏幕或模擬屏）向調度員報告。調度員向計算機輸入控制命令，向各

遠動終端發送斷路器操作命令或調整發電機出力等控制命令。

主站還要將經過處理的信息向上層調度中心轉發，通常通過數據通信網進

行。

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主站的上述功能稱為數據采集與監控（SCADA）。

主站系統計算機一般是由多臺計算機（工作站，服務器）通過局域網連接的

分布式系統。根據系統設計和功能要求不同，主站系統中計算機的數量也不同。

主站系統的前置接口子系統負責通過遠動通道采集數據，發送命令，將采集的

數據進行處理，通過屏幕或其它人機交互設備展現給信息使用者（如調度員）。

同時，調度自動化主站系統也可以通過網絡與其它信息系統互連，交換信息。

遠動通道：調度自動化系統主站與遠動終端之間進行數據通信的設備。遠動

通道中所用通信線路由電力專用通信網提供，其主要方式是電力線載波、數字

或模擬微波、有線通信、衛星通信、特高頻無線電通信，以及光纖通信等。

遠動數據傳輸有三種工作方式：全雙工通信，可同時進行雙方向通信，用于

點對點遠動通道；單工通信，只能單方向通信，用于循環傳送遠動系統；半雙

工通信，雙方交替進行發送或接收，用于點對多點或共享遠動通道。

能量管理系統與數據采集與監控系統：電力系統調度自動化系統依其功能分

為數據采集與監控（SupervisoryControlAndDataAcquisition－SCADA）系

統和能量管理系統（EMS）。前者具備調度自動化系統的基本功能，俗稱四遙，

即遙控（YK）、遙測（YC）、遙信（YX）、遙調（YT），這是調度自動化系統的

基本要求；在SCADA系統基礎上增加電力系統功能更強的應用軟件便構成EMS

系統。

SCADA系統的數據采集功能使調度員擺脫了人工打電話收集數據，人工填

寫報表的方式，大大降低了調度人員的勞動強度，使他們能將精力集中在電網

的運行狀態上。數據可以直觀地在模擬盤或計算機屏幕上顯示，可以自動進行

各種數據統計工作，并生成打印各種報表，還可以在電網發生異常時及時報警，

提高了異常狀況下的反應速度，從而提高了電網運行的安全性。

SCADA系統在很大程度上降低了調度人員的勞動強度，提高了調度自動化

的水平，但調度工作仍要依賴于調度人員的經驗，即所謂經驗型調度。

?電力系統應用軟件

電力系統應用軟件又稱EMS軟件，當前有電力系統監視和控制，電力系統

狀態估計，電力系統安全分析，電力系統安全控制，電力系統穩定控制，電力

系統潮流優化，電力系統實時負荷預測，有功功率與頻率自動控制，無功功率

與電壓自動控制，電力系統經濟調度控制，電力系統調度員培訓仿鎮等。

電力系統EMS軟件還在發展之中，人工智能和專家系統等新技術正在逐步

被引入，動態穩定分析還是國際學術討論的課題。

EMS軟件的應用使電力調度工作從經驗型調度發展為分析型調度。

5.3電力調度自動化系統的EMS功能

電力調度自動化系統主站的基礎是SCADA系統。在SCADA的基礎上，可

以支持大量EMS應用軟件。包括SCADA和EMS在內的每個部分都是一個功能

子系統。

?網絡拓撲分析：

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電力網絡進行實時結線分析，根據開關的實時狀態，將圖形生成的原始

拓撲關系轉換為便于計算模塊使用的數學拓撲關系。拓撲分析模塊是對

電力網絡進行各種分析計算的前提基礎，如狀態估計，潮流計算，電壓

無功優化等。

?狀態估計：

根據電網絡冗余的實時量測數據和偽量測數據（節點母線電壓幅值、節

點有功/無功注入、線路和變壓器上的有功/無功潮流等）和網絡方程約

束計算出節點復數電壓（網絡狀態）估計值的加權最小二乘解。

?調度員潮流：

對電網操作以前，對操作后的潮流、電壓進行計算，檢查是否有越限，

甚至事故。

?無功/電壓優化：

在潮流分析基礎上，通過改變無功補償裝置或變壓器分接頭狀態實現保

證安全和電壓質量條件下網損最小。

?靜態安全分析：

在給定運行方式下，模擬電網事故（如線路、變壓器、發電機等），分析

事故情況下的電網是否還可以安全運行。

?安全約束調度：

在以上軟件基礎上，給出當電網負荷或電壓越限時，調度員可以采取的

安全對策（如調節那些發電機出力，負荷切除，無功補償等方案）。

?網損計算：

對電網損耗進行在線和離線的計算，為調整運行方式，改善經濟性提供

信息。

?短路電流計算：

計算在短路條件下，各支路電流和母線電壓（短路電流和短路電壓），用

于核定繼電保護定值，分析保護動作行為等。

?負荷預報：

超短期：周期為幾分鐘到幾十分鐘，用于安全監視和負荷控制，使用的

對象是調度員。

短期：周期為一天到一周，用于發電計劃和檢修計劃安排，提高電網的

經濟運行水平。

中期和長期：長期和中期之間沒有確切的分界線。一般來說，中期預報

是指未來一年之內的用電負荷預測；長期負荷預測是指未來數年至數十年的

用電負荷預測。中、長期負荷預報的意義在于：新的發電機組安裝（包括容

量大小、型式、地點和時間）與電網的增容和改建，均決定于對未來若干年

后的負荷預報。

?調度員培訓系統（DTS/OTS）：

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模擬電力系統各種運行狀態，培訓調度員事故時的處理能力。

?其它

6變電站自動化有關國際標準

?IEC61970

?IEC61850

?IEC其它標準

7公司產品實例

參考后續講座