电气自动化全课总结N

,电力系统自动化,单击此处编辑母版标题样式,Style,单击此处编辑母版文本样式,Style,第二级,Style,第三级,Style,第四级,Style,第五级,Style,山东理工大学,*,全课总结,电力系统自动化,1,电力系统自动化,第一章 发电机的自动并列,2,电力系统自动化,并列操作,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,。,3,电力系统自动化,对并列操作的基本要求,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倍的额定电流。,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。,同步发电机的并列方法：准同期、自同期,4,电力系统自动化,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。,准同期并列,5,电力系统自动化,准同期并列,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,。,准同期并列,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。,准同期并列,6,电力系统自动化,理想条件：,三个条件很难同时满足。,准同期并列,7,电力系统自动化,图,1-3,滑差电压原理图,准同期并列,频差,：,滑差,（角频率）：,滑差周期,:,8,电力系统自动化,自同期并列：,未加励磁电流的发电机升速到接近电网频率，滑差角频率,不超过允许值，且机组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。,自同期并列,9,电力系统自动化,优点：,并列时间短；控制、操作简单，易于实现自动化,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。,自同期并列方法只能在电力系统事故、频率降低时使用。因结构简单在中小型机组中有使用。,现已很少采用,。,自同期并列,10,电力系统自动化,第二章 同步发电机励磁,自动控制系统,11,电力系统自动化,同步发电机励磁自动控制系统组成,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，自动调节控制功率单元输出的励磁电流。,12,电力系统自动化,常用的同步发电机励磁系统,直流励磁机励磁系统,交流励磁机励磁系统,静止励磁系统,13,电力系统自动化,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。,14,电力系统自动化,第三章 电力系统频率及有功,功率的自动调节,15,电力系统自动化,3.1,电力系统的频率特性,16,电力系统自动化,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。,电力系统的频率特性,17,电力系统自动化,电力系统的频率特性,18,电力系统自动化,第四章 电力系统电压调整,和无功功率控制技术,19,电力系统自动化,第一节 电力系统电压控制的意义,20,电力系统自动化,频率调整,:,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,21,电力系统自动化,电压是衡量电能质量的一个重要指标。,质量合格的电压应该在供电,电压偏移,、,电压波动与闪变,、,高次谐波,和,三相不对称程度,（负序电压系数）,这四个方面都能满足有关国家标准规定的要求。,22,电力系统自动化,第二节 电力系统的无功功率,平衡与电压的关系,23,电力系统自动化,无功功率平衡,无功负荷与无功电源失去平衡时，会,引起系统电压的升高或下降,无功功率的平衡应本着分层、分区、,就地平衡的原则,无功电源的无功输出应能满足系统负,荷和网络损耗在额定电压下对无功功,率的需求,24,电力系统自动化,异步电动机是电力系统主要的无功负荷,系统无功负荷的电压特性主要由异步电动机决定,无功功率负荷,25,电力系统自动化,无功功率负荷,异步电动机的无功功率与端电压的关系,负载系数,:,实际负载和额定负载之比,.,在额定电压附近，电动机的无功功率随电压的升降而增减,26,电力系统自动化,无功功率损耗,变压器的无功损耗,变压器的无功损耗,Q,LT,包括励磁损耗,Q,0,和漏抗中的损耗,Q,T,Q,LT,Q,0,Q,T,V,2,B,T,(S/V),2,X,T,S,N,(V,N,/V),2,损耗,Q,L,27,电力系统自动化,无功功率损耗,输电线路的无功损耗,输电线路的无功损耗,:,28,电力系统自动化,输电线路损耗,损耗,Q,L,（感性）,提供,Q,C,（充电,功率）,29,电力系统自动化,无功功率电源,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,30,电力系统自动化,无功功率平衡,无功功率平衡的基本要求,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；,系统还必须配置一定的无功备用容量；,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；,一般情况下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。,31,电力系统自动化,无功功率平衡,系统无功功率平衡关系式：,Q,GC,Q,LD,Q,L,Q,res,Q,GC,为电源供应的无功功率之和，,Q,LD,为无功负荷之和，,Q,L,为网络无功功率损耗之和，,Q,res,为无功功率备用；,Q,res,0,表示系统中无功功率可以平衡且有适量的备用；,Q,res,0,表示系统中无功功率不足，应考虑增设无功补偿装置。,32,电力系统自动化,无功功率平衡,系统电源的总无功出力,Q,GC,包括发电机的无功功率,Q,G,和各种无功补偿设备的无功功率,Q,C,，,即,Q,GC,Q,G,Q,C,总无功负荷,Q,LD,按负荷的有功功率和功率因数计算。,网络的总无功损耗,Q,L,包括变压器的无功损耗,Q,LT,、,线路电抗的无功损耗,Q,L,和线路电纳的无功功率,Q,B,，,即,Q,L,Q,LT,Q,L,Q,B,33,电力系统自动化,无功平衡是一个比有功平衡更复杂的问题。 一方面，要考虑总的无功功率平衡，要考虑分地区的无功平衡，还要计及超高压线路充电功率、网损、线路改造、投运、新变压器投运及各种大用户对无功平衡的影响。,一般无功功率按照,就地平衡的原则,进行补偿容量,的分配。小容量的、分散的无功补偿可采用,静电,电容器,；大容量的配置在系统中枢点的无功补偿,则宜采用,同步调相机或,SVC,。,34,电力系统自动化,无功功率平衡与电压水平的关系,2,1,1,a,a,c,2,Q,V,V,a,V,a,O,无功电源,无功负荷,实现无功功率在额定电压下的平衡是保证电压质量的基本条件。,35,电力系统自动化,第三节 电力系统电压控制的措施,36,电力系统自动化,电压,调整,措施,发电机调压,改变变压器变比调压,利用无功功率补偿调压,线路串联电容补偿调压,37,电力系统自动化,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：,采用变压器有载调压；,3.,无功功率不足系统：,增加无功功率电源。,38,电力系统自动化,1,、电压控制的方法,电力系统的电压问题应从整个系统的范围来统一解决。,（,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。,电力系统的自动电压控制,39,电力系统自动化,2,、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。,3,、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。,40,电力系统自动化,4,、自动电压控制装置的类型,电压无功控制装置,(VQC),：,适用于一些地区电网、变电所。,自动电压控制系统,(Automatic Voltage Control,，,AVC),：,适用于一些省级电网。,41,电力系统自动化,电压无功控制装置,(VQC),1,、适用于：地方电网无功电压优化控制。,2,、缺点：,电压无功自动控制装置,(VQC),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。,42,电力系统自动化,自动电压控制,(AVC),1,、适用于：,省级电网无功电压优化控制。,2,、自动电压控制,(AVC),系统特点,建立在调度自动化系统平台上，实现了,AVC,与,SCADA/EMS,的一体化。,43,电力系统自动化,3,、,AVC,系统功能的实现,主要由以下三个基本模块实现：,调度中心总站,AVC,模块、发电厂,AVC,模块和变电所,AVC,模块。,调度中心总站,AVC,模块,发电厂,AVC,模块,变电所,AVC,模块,44,电力系统自动化,第五章 电力系统调度自动化,45,电力系统自动化,第一节 概述,46,电力系统自动化,电力系统的分区、分级调度,五级分层调度管理,国家调度控制中心,国调,大区电网调度控制中心,网调,省电网调度控制中心,省调,地市电网调度控制中心,地调,调度基本原则：,统一调度，分级管理，分层控制,县级电网调度控制中心,县调,47,电力系统自动化,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,协调功能：,安全监控、调度管理、计划,调度自动化系统的功能,能量管理系统,（,EMS,）,（,Energy Management System,）,数据采集与监控（,SCADA,）,（,Supervisory Control and Data Acquisition,）,48,电力系统自动化,支撑平台子系统,SCADA,子系统,AGC/EDC,（,Automatic Generation Control/Economic Dispatch Control,）子系统,高级应用软件,PAS (Power system Application Software ),子系统,调度员仿真培训系统,DTS,（,Dispatcher Training Simulator,）,调度管理信息子系统,DMIS (Dispatcher Management Information System),SCADA/EMS,系统的子系统划分,49,电力系统自动化,电网调度自动化系统的设备可以统称为硬件，这是相对于各种功能程序软件而言的。它的核心是计算机系统。,电力系统调度自动化系统的设备构成,50,电力系统自动化,51,电力系统自动化,第二节 远方终端,RTU,52,电力系统自动化,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),等。,RTU,的任务,53,电力系统自动化,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,10ms,。,RTU,的任务（续）,54,电力系统自动化,4,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。,RTU,的任务（续）,55,电力系统自动化,5,通信功能,与远方调度端进行通信,按一定的规约组织传输报文，向主站端发送,按一定的规约接受主站端的控制或者问答命令,与本地监控系统进行通信,通过串口接入站内智能通信设备,智能电度表,直流屏,五防,微机保护,通过,MODEM,进行远程维护,RTU,的任务（续）,56,电力系统自动化,6,对时功能,采用全球定位系统（,GPS,）时钟,在,RTU,所在厂站安装,GPS,时钟，通过标准接口与,RTU,通信。,采用软件对时,某些规约提供了软件对时功能，但要考虑通道时延进行修正。,7,其它功能,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。,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。,RTU,的任务（续）,57,电力系统自动化,第三节 调度自动化通信系统,58,电力系统自动化,电力系统主要的通信模式,（,1,）有线通信,音频电缆（电话线）,RS-232,接口，调制,/,解调,电力线载波,RS-232,接口，载波机，高频调制,/,解调,光纤,多种接口（,RS-232/485/,以太网,),，光端机，光电转换,59,电力系统自动化,（,2,）无线通信,微波,终端站，中继站,以微波为传输媒介进行调制,/,解调,卫星,租用卫星通道,利用同步卫星作为中继站,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。,电力系统主要的通信模式,60,电力系统自动化,第四节 调度中心的计算机系统,61,电力系统自动化,调度中心,SCADA/EMS,的前置机系统,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。,62,电力系统自动化,63,电力系统自动化,值班前置主机,担负以下任务：,与系统服务器及,SCADA,工作站通信。,与各,RTU,通信及通信规约处理。,控制切换装置的切换动作。,设置各终端服务器的参数。,备用前置机,可能担负以下任务中的部分或全部：,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。,监听次要通道的信息，确定该通道的运行情况。,1,前置机,调度中心,SCADA/EMS,的前置机系统（续）,64,电力系统自动化,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,切换装置可以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,包括,Modem,、光隔板、长线驱动器等，作用是与各种不同的通道信号适配。,调度中心,SCADA/EMS,的前置机系统（续）,65,电力系统自动化,（一）系统结构,调度中心,SCADA/EMS,系统结构,66,电力系统自动化,（二）主网各节点功能简介,1,系统服务器（,Server,）,负责保存所有历史数据、登录各类信息。,2,SCADA,工作站,双机热备用，主要运行,SCADA,软件及,AGC/EDC,软件。,3,PAS,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。,调度中心,SCADA/EMS,系统结构（续）,67,电力系统自动化,5,配电自动化工作站,完成配电自动化管理功能。,6,DTS,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。,（二）主网各节点功能简介,调度中心,SCADA/EMS,系统结构（续）,68,电力系统自动化,两大方面功能：,（,1,）,SCADA,功能，主要完成“四遥”功能（遥测、遥信、遥控、遥调）。,（,2,）高级应用功能,（,PAS Power Application Software,），,如安全分析、状态估计、潮流计算分析、最优无功电压控制、自动发电控制、经济调度等功能。,调度自动化主站系统软件的功能,69,电力系统自动化,监视控制与数据采集（,SCADA,）,SCADA,是调度自动化主站系统应有的基本功能，完成电力系统实时数据的采集，并对电力系统运行状态进行监视和控制。,监视：,对电力系统运行信息的采集、处理、显示、告警和打印，以及对电力系统异常或事故的自动识别。,控制：,通过人机联系设备对断路器、隔离开关等设备进行远方操作控制。,调度自动化主站系统软件的功能,70,电力系统自动化,监视控制与数据采集（,SCADA,）,SCADA,主要包括以下功能：,数据采集（遥测、遥信）,数据预处理（如合理性检查）,信息显示（监视器或动态模拟屏）和报警,调度员遥控、遥调（远方模拟量调节）操作,信息存储和报表,事件顺序记录（,SOE,）,事故追忆（,PDR,）,调度自动化主站系统软件的功能,71,电力系统自动化,监视控制与数据采集（,SCADA,）,高级应用软件功能,（,PAS,）,状态估计（,State Estimation,）,网络拓扑分析（,Network Topology Analysis,）,负荷预测（,Load Forecast,）,潮流优化（,Load Flow Optimum,）,安全分析（,Security Analysis,）,无功,/,电压控制（,Var,/Voltage Control,）,自动发电控制（,Automatic Generation Control,）,经济调度（,Economical Dispatching,）,调度员仿真培训（,Dispatcher Training Simulator,）,调度自动化主站系统软件的功能,72,电力系统自动化,第六章 配电管理系统,73,电力系统自动化,6.1,配电管理系统（,DMS,）概述,74,电力系统自动化,一、能量管理系统（,EMS,）与配电管理系统（,DMS,）,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。,75,电力系统自动化,（,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（如分段器、重合开关和电容器等）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。,DMS,与,EMS,的差异：,一、能量管理系统（,EMS,）与配电管理系统（,DMS,）（续）,EMS=SCADA+AGC/EDC+DTS+PAS,DMS=DSCADA+DA+GIS+DPAS+DSM,76,电力系统自动化,（,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；,二、配电,SCADA,的特点,77,电力系统自动化,（,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。,二、配电,SCADA,的特点（续）,78,电力系统自动化,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。,三、配电,SCADA,的基本组织模式,79,电力系统自动化,三、配电,SCADA,的基本组织模式（续）,80,电力系统自动化,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,（,156-174MHz,，用于近距离通信,）,、,特高频通信,（,3003000MHz,）,、,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（,只能传一种模式的光，适合远距离传输）,；,（,2,）子站与,FTU,之间，使用多模光纤（,能传多种模式的光,，,只适合近距离传输）；,（,3,）,TTU,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,（如,RS485,，,CAN,总线、,Lon-Works,总线等）通信，也可采用,配电载波,通信,。,四、配电管理系统（,DMS,）的通信方案,81,电力系统自动化,6.2,馈线自动化（,FA,）,82,电力系统自动化,馈线自动化,(Feeder Automation,，,FA),是指在正常情况下，远方实时监视馈线（主要是指,10 kV,电压等级的联络线 ）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。,一、馈线终端,83,电力系统自动化,馈线自动化的主要功能,(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,(,相间故障或单相故障,),，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。,一、馈线终端,84,电力系统自动化,馈线自动化的主要功能,(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。,一、馈线终端,85,电力系统自动化,馈线自动化的主要功能,(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。,一、馈线终端,86,电力系统自动化,配电网自动化系统远方终端分类：,馈线远方终端（包括,FTU, Feeder Terminal Unit,和,DTU, Distribution Terminal Unit,）,FTU,分为三类：,户外柱上,FTU,，,环网柜,FTU,和,开闭所,FTU,。所谓,DTU,，实际上就是开闭所,FTU,。,配电变压器远方终端（,TTU,，,Transformer Terminal Unit,）,变电站内的远方终端（,RTU,）。,一、馈线终端,87,电力系统自动化,馈线自动化方案可分为,就地控制,和,远方控制,两种类型。,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；,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。,二、馈线自动化的实现方式,88,电力系统自动化,三、远方控制的馈线自动化,89,电力系统自动化,6.3,负荷控制技术及需方用电管理（,DSM,）,90,电力系统自动化,对系统：,1,）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；,2,）减少发电机组启停次数，延长设备使用寿命，降低能耗；,3,）使系统运行稳定，提高供电可靠性。,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。,电力负荷控制的必要性及其经济效益,91,电力系统自动化,电力负荷控制系统由,负荷控制中心,和,负荷控制终端,组成。,电力负荷控制种类：,1,）分散负荷控制,2,）远方集中负荷控制,电力负荷控制种类,92,电力系统自动化,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。,负荷管理（,LM,）与需方用电管理,93,电力系统自动化,6.4,配电图资地理信息系统,（,AM/FM/GIS,）,94,电力系统自动化,配电图资地理信息系统是,自动绘图,AM,（,Automatic Mapping,）、,设备管理,FM,（,Facilities Management,）和,地理信息系统,GIS,（,Geographic Information System,）的总称，是配电系统各种自动化功能的公共基础。,一、概述,95,电力系统自动化,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。,二、地理信息系统（,GIS,）,96,电力系统自动化,AM,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；,FM,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。,三、自动绘图和设备管理系统（,AM/FM,）,97,电力系统自动化,6.5,远程自动抄表计费系统,98,电力系统自动化,电能自动抄表系统,（,Automatic Meter Reading-AMR,）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。,一、概述,99,电力系统自动化,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,。,二、远程自动抄表系统的构成,100,电力系统自动化,第七章 变电所综合自动化,和数字化变电所,101,电力系统自动化,7.1,变电所综合自动化,102,电力系统自动化,变电站综合自动化的概念,变电站综合自动化是将变电站的二次设备（包括测量仪表、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、通信技术、信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制、保护、与上级调度通信的综合性自动化功能。,一,.,变电所综合自动化概述,103,电力系统自动化,变电站综合自动化的特点,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。,利用微机保护代替常规保护。,能采集完整的运行信息，利用计算机的高速计算与逻辑判别能力实现监视、控制、运行报告等功能。,功能综合化、结构微机化、监视屏幕化、运行管理智能化。,一,.,变电所综合自动化概述（续）,104,电力系统自动化,二,.,变电所综合自动化系统的基本功能,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,105,电力系统自动化,三,.,变电站综合自动化的结构,集中采集变电站的模拟量、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。,集中式,106,电力系统自动化,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：在结构上采用主从,CPU,协同工作方式，各功能模块（通常是各个从,CPU,）之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，多,CPU,系统提高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，方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块（部件）正常运行。,分层分布式（集中组屏）,三,.,变电站综合自动化的结构（续）,107,电力系统自动化,108,电力系统自动化,将配电线路的保护和测控单元分散安装在开关柜内，高压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。,优点：,1,）简化了变电站二次部分的配置，大大缩小了控制室面积。,2,）减少了设备安装工程量。,3,）简化了变电站二次设备之间的互连线，节省了大量连接电缆。,4,）可靠性高，组态灵活，检修方便。分散安装时减小了,TA,负担。,分层分布式（集中组屏与分散安装相结合）,三,.,变电站综合自动化的结构（续）,109,电力系统自动化,110,电力系统自动化,7.2,数字化变电所,111,电力系统自动化,数字化变电所,主要技术特点：,采用新型电流和电压互感器代替常规,TA,和,TV,，将大电流、高电压直接变换为数字信号或者低电平信号；,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；,数据和信息实现基于,IEC 61850,标准的统一建模；,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。,112,电力系统自动化,IEC 61850,按照变电站自动化系统所要完成的控制、监视和继电保护三大功能从逻辑上将系统分为,3,层，即变电站层、间隔层和过程层。,变电站层设备包括监控主机、远动主机等。其主要功能为变电站提供运行、管理、工程配置的界面，并记录变电站内的相关信息。远动、调度等与站外传输的信息可转换为远动和集控设备所能接受的协议规范，实现监控中心远方控制。,间隔层设备主要包括保护装置、测控装置等一些二次设备。,过程层设备包括电子式电流、电压互感器、开关设备的智能单元。,113,电力系统自动化,