第章电力系统自动控制技术课件.ppt

1、第十六章第十六章 电力系统自动控制技术电力系统自动控制技术 电力系统结构变得复杂，在发生局部故障后，若不能及时或不能正确处理，事故将会扩大以至危及整个系统的安全，因此对自动化控制水平要求很高。 1、必要性16.1 16.1 概述概述继电保护自动装置通信调度自动控制自动监视与自动控制 2、电力系统自动控制系统的组成系统频率大幅度下降时的控制措施系统频率大幅度下降时的控制措施 元件事故系统事故继电保护装置系统安全自动装置 （1）迅速启用电力系统中的旋转备用。（2）迅速启动和投入备用发电机组。 （3）自动按频率减负荷（4）自动解列（1）提高励磁或强行励磁 （2）增加系统无功功率 （3）切除电压最低点

2、处的用电负荷。 系统电压下降时的控制措施系统电压下降时的控制措施系统稳定破坏引起的事故和控制措施系统稳定破坏引起的事故和控制措施 稳定破坏同步发电机失去同步发电侧切除发电机系统解列区域电网稳定性控制系统 电力系统分析系统安全控制状态选择相应的控制措施和手段1.1 电力系统安全运行的控制原则 与措施 电力系统安全运行的原则电力系统安全运行的原则所有运行电气设备处于正常状态，满 足运行工况需要；系统电压和频率保持在规定范围之内；所有发电机保持同步运行。 1.2 电力系统安全控制状态 1、电力系统运行条件、电力系统运行条件等式约束条件00SLGSLGQQQPPPjjii不等式约束条件maxminma

3、xminmaxGGminGmaxGGminGmaxminfffSSSQQQPPPUUUijijijiiiiiiiii2、电力系统运行状态、电力系统运行状态系统正常状态系统预警状态系统紧急状态系统崩溃系统恢复状态系统预警状态发电和输变电设备均保持有一定的备用容量,可以实现电力系统的经济运行 原因：发电机计划外停运，或运行环境恶化，使得各种电气元件的备用容量减少到允许程度以下 系统正常状态：系统满足所有等式和不 等式约束条件,能承受正常的干扰。特点：系统仍能安全运行，且满足所有等 式和不等式的约束条件，但不能承 受各种正常的干扰。措施：预防性措施（调整负荷的配置、 切换线路、调整发电机的出力等)，

4、 使系统恢复到正常状态。特点：等式约束条件可能仍然满足，但系 统的某些不等式条件不能满足。 安全措施：紧急控制措施 系统紧急状态原因：系统发生严重的干扰。特点：子系统的等式和不等式条件都遭 到破坏 措施：解列后的系统应防备连锁性事故发 展，设法维持部分供电，避免全系 统的崩溃。 系统崩溃状态 原因：预警状态时，安全控制措施不当或效果不好，则系统有可能失去稳定，使系统解列。措施：采取增加出力和送电能力的措施， 恢复对用户的供电，将已解列的 系统逐步并列。 系统恢复状态原因：由于自动控制装置的作用以及调度人员的正确操作，可使系统或几个子系统均趋于稳定图16-1 电力系统运行状态转变示意图系统正常状

5、态（满足负荷需求，符合电能质量，系统经济运行）系统恢复状态（重新并列，恢复对用户供电）系统预警状态（对系统进行预防性控制）系统崩溃（切机、切负荷、断开线路）系统紧急状态（实施紧急控制）系统安全系统不安全系统危险1.3 电力系统自动控制的目的和内容（1）实时或快速地检测、收集和处理电力系统各元件、局部或全系统的运行参数。（2）根据电力系统的实际运行状态以及系统中各电气元件的技术、经济和安全的需要，为运行人员提供控制和调节的参考决策，或者直接对电气元件进行控制和调节。（3）实现全系统各层次、各局部系统和各电气元件间的综合协调控制，力图达到电力系统安全和经济的多目标的最优运行方式。（4）电力系统自动

6、控制应具备常规控制和紧急控制能力，全面改善和提高电力系统的运行性能。特别是在电力系统发生事故的情况下，紧急控制的作用能避免系统连锁性事故的发生，尽快恢复系统的正常运行。1.3 电力系统自动控制的目的和内容 实际的电力系统自动控制是一个多目标和多约束的复杂优化问题，不同的运行状态，其目标条件是不同的。调度自动控制变电站自动控制配电网自动控制发电厂的自动控制电力系统自动控制 16.2 16.2 电力系统调度自动化电力系统调度自动化 2.1 电力系统调度自动化的实现电力系统调度自动化的实现 电力系统调度自动化系统，是使用以电子计算机为中心的信息采集、传送和处理的先进技术手段，来保证电网的安全、可靠和

7、经济运行。 1、电网调度组织及其任务电网调度组织及其任务 现代电力系统都采用分层控制方式。 国调网调省调县调地调省 属变 电 所直 属变 电 所直 属电 厂省 属电 厂地 方 电 厂地 方 变 电 所变 电 所1 6 - 2 电 网 分 级 调 度 示 意 图电话监视控制和数据采集SCADA 自动发电控制AGC（Automatic Generation Control） 负荷预测、发电计划和预想故障分析 能量管理系统EMS（Energy Management System） SCADA （广义远动系统）实现电力系统运行状态和参数的实时数据采集、处理和控制，对电力系统进行在线的安全监视，具有参数

8、越限和开关变位告警、显示、记录、打印制表、事件顺序记录、事故追忆、统计计算及历史数据存贮等功能对电力系统中的设备进行远方操作和调节实现遥信、遥测、遥控、遥调和遥视。 电力系统远动：在电力系统调度中心对电力系统实施的实时远方监视与控制远动系统控制站（调度端）被控站（厂站端）RTU远动通道 电力系统的安全监控功能由各级调度共同承担，而自动发电控制与经济调度则由大区网调或省调负责。网调和省调还应具有安全分析和校正控制等功能。 狭义远动系统：只包括两端远动设备和远 动通道广义远动系统：包括控制站的人机设备和 被控站的过程设备在内。计算机（信息采集与控制）子系统人机联系子系统信息采集与命令执行子系统通信

9、（信息传输）子系统 2、调度自动化系统的基本结构调度自动化系统的基本结构 图16-3 调度自动化系统的基本结构框图通信机信息采集和命令执行计算机系统信息输入设备命令输出执行设备信道调度端厂站端运行人员通信机信息采集和处理控制计算机系统模拟屏屏幕显示器打印机键盘与其它厂站通信与上级调度通信通信(信息传输)子系统信息采集与命令执行子系统计算机(信息采集处理与控制)子系统人机联系子系统电力生产过程操作命令被测量状态量调节命令1）计算机硬件系统 人机联系子系统 对采集到的信息进行处理、加工执行子系统 1计算机（信息采集与控制）子系统 集中式的单机双机系统分层式的多机系统网络式的分布系统 分布式配置是把

10、各种功能分散到多台计算机中去，由局域网LAN将各台计算机连接起来，各台计算机之间通过LAN交换数据，备用机同样连在局域网络上，并可随时承担同类故障机或预定的其它故障机的任务。开放系统（Open system）前置机:各厂站远动终端的通信并取得信息主控机:担任SCADA任务后台机:担任安全分析和经济计算等任务 分层式2）计算机软件系统 系统软件支持软件应用软件 系统软件包括操作系统、语言编译和其它服务程序。 支持软件主要有数据库管理、网络通信、人机联系管理、备用计算机切换管理等服务性软件2人机联系子系统 应用软件是最终实现调度自动化各种功能的软件，包括SCADA软件，自动发电控制和经济运行软件，

11、安全分析和对策软件等。 完成显示、人机交互、记录和报警等任务。主要设备有彩色屏幕显示器、动态模拟屏、打印机、记录仪表和拷贝机以及音响报警器等。 动态模拟屏动态模拟屏显示所辖调度区域电力系统的全貌和最关键的开关状态和运行参数，是监视电力系统运行的传统手段。现在，由计算机和模拟屏接口把灯光、报警、数字显示信号送到模拟屏上显示。3信息采集与命令执行子系统 由分布在电力系统中各厂站的远动终端RTU和调度中心的前置处理机组成。 RTU由微型计算机系统构成，主要功能有： 1）实时数据的采集、预处理和上传数据。 2）事故和事件信息的优先传送。 3）接收调度端下发的命令并执行命令。 4）本地功能。处理由键盘或

12、其它装置发送的人机对话信息 RTU是远离调度端对发电厂或者变电所 现场信息实现检测和控制的装置。 RTU实现厂站端的信息采集并通过信息传输通道发送到调度中心，同时也执行调度中心计算机下达的遥控遥调命令。 还具有事件顺序记录 系统时间同步 通道的监视和切换 自恢复和远方诊断等功能。 调度端前置处理机的主要功能有： 信息的接收和发送 传输差错校验 不同RTU规约的转换 时钟的同步 实时数据库的更新 通道的监视和自动切换 错误信息的记录和统计等。 4通信（信息传输）子系统 一般要求误码率应不大于10-5，RTU与调度中心通信的典型速率为6001200 bit/s，远程计算机之间的通信则要求12009

13、600 bit/s或更高。对重要的RTU通信和计算机间通信应具备备用通道。 图16-4 SCADA系统框图通信设备调制和解调器RTU运行状态和参数控制和调节命令变电站（所）通信设备调制和解调器RTU运行状态和参数控制和调节命令发电厂调度计算机和人机联系设备远动主站端远动终端通信系统远动系统电力系统调度计算机远动终端接口调制和解调器通信设备人机联系设备调度所（中心）至上级调度中心通信通道通信通道电力设备自动装置电力设备自动装置2.2 电力系统调度自动化的功能电力系统调度自动化的功能 电力系统监视与控制安全分析经济调度自动发电控制等。 一、电力系统监视与控制 为自动发电控制、经济调度、安全分析等高

14、层次功能提供实时数据。 控制：控制：主要是指通过人机联系设备执行对断路器、隔离开关、静电电容器组、变压器分接头等设备进行远方操作的开环控制。 监视监视：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，向调度员反映电力系统实时运行状态和电气参数。 主要内容是利用实时数据对电力系统发生一条线路、或一台发电机、变压器跳闸的假想事故进行在线模拟计算，以便随时发现每一种假想事故是否可以造成设备过负荷、以及频率和电压超出允许范围等不安全情况。 是一系列以单一设备故障为目标而进行的在线潮流计算。 二、电力系统安全分析二、电力系统安全分析 三、电力系统经济调度三、电力系统

15、经济调度 在调度过程中按照电力系统安全可靠运行的约束条件，在给定的电力系统运行方式中，在保证系统频率质量的条件下，以全系统的运行成本最低为原则，将系统的有功负荷分配到各可控的发电机组。 经济调度一般只按静态优化来考虑，不计算其动态过程。 四、自动发电控制 调度自动化中安排的自动发电控制功能频率和发电机有功功率的自动控制电压和无功功率的自动控制发电机调速系统发电机励磁系统2.3 电力系统调度软件系统电力系统调度软件系统 数据收集（SCADA）级能量管理级网络分析级培训模拟级 EMS（一）数据收集级 实时收集电力系统运行数据和监视其状态。 （二）能量管理级 利用电力系统的总体信息（频率、时差、机组

16、功率、联络线功率等）进行调度决策，以提高电能质量和系统运行的经济性。 软件包括： 实时发电控制系统负荷预测发电计划（火电调度计划）（三）网络分析和培训模拟级 机组经济组合（机组启停计划）水电计划（水火电协调计划）交换功率计划 EMS中的最高级应用软件。有两种工作模式，即实时型和研究型。1、网络拓扑2、实时网络状态分析3、母线负荷预测4、潮流计算和分析5、网损修正计算6、网络状态监视7、安全约束调度8、预想故障分析 软件内容： 9、最优潮流10、短路电流计算 11、电压稳定性分析 12、暂态分析 13、调度员培训模拟 16.3 16.3 电力系统典型自动控制装置电力系统典型自动控制装置 自动调节

17、装置自动操作装置同步发电机自动励磁调节电力系统自动调频 同步发电机自动并列继电保护 自动解列自动重合闸电气制动事故切机 低频率减负荷3.1 同步发电机同期并列装置同步发电机同期并列装置 系统同期并列装置联络线保护配有的重合闸装置 同步发电机同期并列装置一、同步发电机同期并列的基本概念图图16165 5 同步发电机同期并列简图同步发电机同期并列简图图 16-5 同 步 发 电 机 同 期 并 列 简 图GESEGXSXGUU（ b）（ a） 电 路 示 意 图 ； （ b） 等 值 电 路 图Q FSU发 电 机系 统SUUGU（ a）Q F)sin(G0GGmGtUu)sin(S0SSmStU

18、u当发电机与系统电压的频率不相等时 )()(0SS0GGSGtte设t=0时, 0G=S0tffttte)(2)(SGSGSG滑差角频率 SGe滑差频率 SGefff滑差周期Te e 变化360所用的时间tfteee2eee12fT图166 电压相量图SSUGUUGe图16-6 电压相量图00;00SGSGeSGeSGSmGmmSmGmefffUUUUU或即两电压的相位角相等，或或两电压的频率相等，即或两电压的幅值相等，即2、在非理想条件下并列时出现的现象 并列时只存在电压幅值差 0U0, 0eef1、理想的同期条件SGUU设SdSdSGXXUXXUUI 图16-7 准同期并列条件分析的相量图

19、e(a)(b)GUSUUSUGUU I; 0, 0,eSGefUU(a)eUUfUU角度超前SGeSG, 0,(b)I与成正比，且相位滞后90，具有无功性质SGUU若发电机将从系统吸收无功功率 并列时只存在相位差 , 0, 0SGeUUfeSqXXUI 2sin2GeUU2sin22sin2SqqSqGeechXXEXXUI SGUU超前图16-7 准同期并列条件分析的相量图e(a)(b)GUSUUSUGUU I; 0, 0,eSGefUU(a)eUUfUU角度超前SGeSG, 0,(b)I 并列时相角差一般都很小，只有相角差的情况下并列，发电机主要承受有功的冲击，使机组受到轴扭矩。 0, 0

20、, 0eeUf并列合闸时只存在频率差0e1800ee180e360eSUGUGUGUUUe频率不相等时的相量图与图SG8-16UUGUeeeeSUSUSU周期性变化在滑差运动以相对3600,SGeeUUSG设失步图16-9 机组并列时同步过程分析P00输出有功（制动）吸取有功（驱动）e1e201800eP吸取有功（驱动）bca3、并列操作应遵循如下的原则 （1）并列时的冲击电流应尽可能小，其瞬时最 大值不超过允许值；（2）并列后应能迅速进入同步运行状态，暂态 过程要短。 发电机并列操作（2）允许频率差 Ne)%52(ff（3）允许相位角差 105e二、自同期并列原理 自同期并列准同期并列准同期

21、并列（1）允许电压差GN)%105(UU 4、同步发电机同期并列的允许偏差 自同期并列自同期并列，是将未加励磁电流但接近同步转速，且机组加速度小于允许值的发电机，通过断路器合闸并入系统，随之投入发电机励磁，在原动机转矩、同步力矩的作用下将发电机拉入同步，完成并列操作。 发电机系统图16-10 自同期并列原理图+-SUSXEKEUZRQF在并列瞬间 SdSXXUI dSdSGXXXUU 优点：操作简单,并列时间短缺点：冲击电流较大，并造成在并列点附近 电压的短时下降，对系统有较大的扰动 在同步发电机已投入调速器和励磁装置，当发电机电压的幅值、频率和相位与并列点系统侧电压的幅值、频率和相位接近相等

22、时，通过并列点断路器合闸将发电机并入系统。 三、准同期并列准同期并列原理 优点：并列时的冲击电流小，对发电机和 系统不会带来冲击。 缺点：需要捕捉合适的合闸相位点，所需 并列时间较长。 断路器QF端口电压瞬时值为 )sin()sin(S0SSmG0GGmSGtUtUuuu+jte（a）（b）（a）相量图； （b）波形图+10GUSUUGSS0St0GGt时的脉动电压图SG1116UUSTu正弦脉动波的幅值励磁调节器 eUUUUUcos2SmGm2Sm2Gmx设初始相位角 00S0G时重合在与0SGtUU)2cos()2sin(2SGSGGmttUuSGUU)2sin(2)2sin(2)2sin

23、(2GmeGmSGGmxeUtUtUU)2cos(SGxtUu正弦整步电压0t（a）（b）图16-12 正弦整步电压t（a）0 xUe1e2e2Te1T)(e2e1SmGmUUSmGmUUe1e2e1Te2T; (b)SGUUSGUUxU0) 1SmGmminxSGUUUUU的幅值相等，则与若xminx)2(0)2UUe时， 特点：eeefTU21)3minx间的时间为频差周期。相邻两次Gx1GmxSG2sin2),2sin(2,)4UUUUUUee当 准同期并列装置通常将正弦脉动电压作为信号电压 v恒定越前时间准同期装置 断路器合闸命令在 之前 发出 0eQFt脉动单元形成单元越前时间形成单

24、元频差检测单元合闸单元越前时间整定允许频差整定zbUUadU恒定越前时间环节合闸信号GuSu压差判别单元均压执行单元均频执行单元频差判别单元允许压差整定VU同期合闸环 节升压信号降压信号升速信号减速信号均频环节均压环节图16-13 自动准同期装置构成框图1恒定越前时间环节 脉动电压形成环节主要产生正弦整步电压或者产生三角形的线性整步电压，通过它们可以产生恒定越前时间信号和对频差进行检测决定是否进行频差闭锁。 (et)图16-14 线性整步电压形成（a）逻辑电路框图；（b）交流电压波形及整形电压波形；（c）异或逻辑运算及线性整步电压波形tttt0000Te（c）UG*US*UA*Uzb()(2/

25、0)整 形电 路uGUG*u整 形电 路异 或逻 辑电 路滤 波电 路（a）（b）uSUS*UA*UzbU*00tt0( )(- )t图 16-15 采 用 同 或 逻 辑 的 线 性 整 步 电 压(et)UzbA)0, 0()()()0, 0()()(eezbeeeetAtAtAtAU采用同或逻辑:特点：（1）不受发电机电压和系统电压幅值的影响， 因而不能用于检查两输入电压的幅值差。 （2）最大值A由电路参数决定。 max, 0AAemin,180AAe（3）与 成分段线性关系。 ee21eefT（4） （5）设频率差不随时间变化 ）（）（0,0,ddeeeezbeeKAKAtUAK和相角

26、差条件检查准同期并列的频差利用zbU恒定时间的获取 电 平检 测器CR1R2uR2UzbU*ad(a)iCiR10( )t( )(0)( )iR1uR2u,iUactiCtU*adtadtad(b)(e)图 16-16 恒 定 越 前 时 间 的 获 取（ a） 电 路 图 ;（ b） 波 形 图0(e)(0)2自动同期合闸环节 频差闭锁单元实现对角频率差（或频差）与整定允许角频率差 的检查比较，输出是否符合频差条件的逻辑信号 。 eeyU 由线性整步电压的特点，通过检查线性整步电压的斜率来检查频差是否满足要求。 tUUddzbeyeyKKUU)()(eyeeyeKK00ee发频差闭锁信号满足

27、要求,eyeeye( )(- )t图 16-17 利 用 线 性 整 步 电 压 斜 率 检 测 频 差(et)Uzb(0)(0)UyUS CU不 合 格合 格tteyeeye(b)（ a） 电 路 原 理 图 ； （ b） 波 形 图CR4R2UzbUSC(a)R1R3E000检查频差有效区间的检查结果可表示为 频差检查不合格频差检查合格01U0e合闸执行单元完成对准同期并列三个条件的综合判断，若同时满足要求，则发合闸信号。 与逻辑门信号展宽微 分反 相adUUVU图16-18 合闸执行单元功能框图合闸信号adt的逻辑信号其下跳沿时刻代表在adetU, 0, 0ad辑信号代表压差检查合格的逻

28、, 1VU辑信号代表频差检查合格的逻在, 0, 1eU3均压环节 检查（电）压差是否满足允许值。若不满足，则判别出发电机电压高于还是低于系统电压，并发出降压或升压的调节信号。 。，压差条件满足；，压差闭锁1000VySGVySGUUUUUUUU发电机升压，发电机降压0, 0ySGySGUUUUUU4均频环节 频差方向的判别以及大小的检查，在频差不满足要求时发出调速信号。 。，频差满足要求；，频差闭锁1000eyGSeyGSUfffUfff机组减速（, 0)eySGfff机组加速（, 0)eyGSfff1、硬件结构 对机组速度调节的信号不能采用连续方式，可采用在一个频差周期内给出一次调速信号，为

29、保证发电机并列合闸时的转速（频率）相对稳定，调速信号一般应在 时发出 0e四、微机准同期并列装置 模拟通道、多路开关整形电路信号调理电路二分频电 路信号逻辑电路合闸信号升压信号降压信号升速信号减速信号GuSu图16-19 微机准同期简化结构框图GfUSfU人机接口电路（键盘、显示等）微机系统GUSU输出执行电路模/数转换电路开关量输入AUG uS u2、检测方法 1) 输入电压幅值差的检查 经模数转换获得UG和US的数值。测量方法可以是交流采样计算或交直流变换的直流采样，计算机完成对电压差的检查。 2) 输入电压频差的检查 3)相角差的测量及以恒定越前时间为依据的越前相角 计算。 ec逻辑运算

30、为例以SSUU图16-20 相角差(et)测量分析图tt000()(2/0)GSUU1iiS1ei1eieieSUtGUSS2系统电压的周期TSiei为越前相角为滞后相角eiiieiii,11忽略角频率加速度高次项后，理想的越前合闸相角 2adeadedd21tttiiec2adeade21tttiiecS12eieieieitS1eee2iiit在每个交流周期（约20ms）计算一次 ec在计算中，若 为负值，应丢弃本次计算。 i e发合闸信号时，直到ecei3.2 3.2 电力系统自动低频减负荷电力系统自动低频减负荷 二、电力系统频率的动态特性 LDTLDNGNSddPPtfPPT将系统等值

31、为一台P不可调节的发电机组 设在系统到达稳态时 G*TPPfffN一、负荷调节效应(略)fKPPPLDLDLDT0ddLDNLDGNSftfPKPT0ddSTftfT时间常数)e-(1)()e-(1STSTTtTtftfff或fftft*,0, 0STSTe)()()1()()(NNTtTtfftffftfefftfftf或图16-22 电力系统频率的动态特性ffft0fNft0(a)(b)表示）以表示；（以）（)()(tfbtfaf三、自动低频减负荷（ZDPJ）装置原理 1iff图16-23 ZDPJ第i级动作频率变化情况fif1fNf0t0t四、自动低频减负荷（ZDPJ)整定原则 自动按频

32、率减负荷的基本级：按频率的下降值来设置切除负荷的分级。 低频减负荷装置中还应根据fN和fres间的功率缺额，设置进一步切除负荷的特殊级。 (1) 保证切除足够的负荷功率，使系统频率 可恢复到允许值（ fres ）； (2) 尽量避免过多切除负荷。 1切除负荷总量的确定 根据最不利的运行方式下发生故障时，整个系统（或者系统解列成几个小系统）可能发生的最大功率缺额来确定。maxLaPLDNPPLD2PLD1PcutPmaxLaPcutmaxLaPPGPNffrstff0图 16-24 功 率 缺 额 与 切 除 功 率 分 析 图rstff2基本级动作频率的确定 cutLDNcutmaxLaLDN

33、resNresresLDLDNresLDmaxLacutresNNcutLDNcutmaxLaLDLD11PPPPKfffffKPfKPPfffPPPPfPKv ZDPJ首级动作频率f1通常整定在 48.549.0Hz。v频率级差的确定 v ZDPJ的末级动作频率应由系统所允许的最低频率下限确定，但不得低于4646.5Hz。 级差强调选择性 当前一级动作后不能阻止频率下降时，下一级才动作，此时应考虑动作时延对应的频率变化值，所以级差较大，级数较少。 3基本级各级切除负荷的确定 级差不强调选择性 不强调级差的选择性，可减小频率级差值，增加级数，每级减负荷量较少，切除的负荷功率值能较精确接近最佳值

34、。 。一般不低于最小恢复频率1resff对第i级切除负荷量的考虑原则: 2)第i级动作后，频率恢复到 fres 。1) 第i级动作是在系统频率继续下降达到fi时 iifffN11cutLDN11cutmaxLaLDNN1ijjijjiPPPPKfffresNresfffijjijjPPPPKfff1cutLDN1cutmaxLaLDNresN111resLDresiLDcutcut11resNLDNresLDcutLDNcut1)()1 ()()()(ijjiijijifKffKPPffKfffKPPP或4特殊级（轮）的设定 3）第i级的切除负荷量 启动频率应不低于基本级第1级的动作频率f1

35、，按时间顺序分级动作，第1级时限以系统频率下降过程的时间常数TST的23倍确定。 五、自动低频减负荷装置运行 接入特殊级的切除功率总数应按最不利的情况考虑，即根据ZDPJ装置所有基本级切除负荷之后系统的最低频率，以及使系统频率恢复到的要求fres来确定。 根据电力系统的结构和负荷的分布情况， ZDPJ分散安装在各变电站中。1ft1ZK1cutPTfJf2fTftt1TtTmtTmZK1TZKJZK2ZK1cut TPJPcut2cutPTmPcut基 本 级特 殊 级由 电 压 互 感 器 二 次 侧 来图 16-25 ZDPJ装 置 配 置 原 理 接 线 图ABCDEFNf0t3f1fre

36、sf2ft5t4t3t2t1tf6ts1514tt图16-26 某系统ZDPJ动作综合说明图03.3 3.3 其它安全自动装置其它安全自动装置 1 1、水轮发电机组低频自启动装置、水轮发电机组低频自启动装置 自动化系统控制信号图16-27 水轮发电机组低频自启动功能框图系统频率测量与信号接受水轮机组启动与调节控制机 组并列操作发电机组系统频率信 号2 2、自动解列装置、自动解列装置 系统解列厂用电系统解列 v 解列点的选择的原则： 1）尽量保持解列后的子系统的功率平 衡，防止电压和频率急剧变化； 2）操作方便，易于恢复，有良好的通 信条件。 在系统解列的应用中，解列点的位置不同，构成解列装置的

37、判断条件也可能不同。 v厂用电系统的解列主要是防止系统事故时频率大幅下降危及电厂本身电能生产的安全.在厂用电系统具备独立供电条件的发电厂，应考虑厂用电系统与系统解列运行的方式。 图16-28 发电厂厂用电与电力系统解列一次系统示意图1T1G2G3G4G1QF系统厂用电2T3T2QF3QF4QFIII5QF6QF7QF3 3、电力系统安全控制装置、电力系统安全控制装置 就地分散式分布式分层分布式集中式 控制体系图16-29 电力系统安全稳定控制装置功能框图发电厂（变电站）检测单元判别单元决策单元通信单元本 地 控 制远 方 控 制到 (来 自 )其 它 站安 控 装 置电气量开关量控制命令 简单

38、分布式系统是将几个就地分散式装置通过通信通道相连，组成区域电网安全稳定控制系统，因而可使控制决策更合理。 16.4 16.4 配电网自动化配电网自动化 一、配电网的构成一、配电网的构成 输电网：通常将输电电压为220kV及以 上的电力网。 高压配电电压：110kV、60kV、35kV中压配电电压：10kV低压配电电压：380V/220V 对于不具备变电功能而只具备配电功能的配电装置则称为开闭所开闭所。 配电系统配电系统：配电网和继电保护、自动装置、测量计量仪表、无功补偿装置以及通信和控制设备组成。 功能：1）保证配电网重要用户的供电，控制负荷使供用电平衡，提高负荷对电能的利用率；2）及时调节无

39、功功率补偿设备的运行，保证负荷端供电电压的质量；3）控制配电网的运行状态，及时调整配电网设备的运行，使线路潮流和有功功率分布合理；4）降低配电线路的功率损耗，提高配电网运行的经济性；5）保护设备和自动化设备能在配电系统发生事故时正确快速动作，提高配电网运行的可靠性。二、配电网自动化（二、配电网自动化（DADA）的功能及要求）的功能及要求 DA（Distribution Automation），是配电企业就地或从远方对配电系统以实时方式进行监视、保护和控制配电设备的自动化系统。 配电网自动化系统DAS（Distribution Automation System），由计算机系统、通信系统以及远方

40、终端设备构成。 硬 盘软 盘接 口接 口CPU显示器前 置 机 （ FEP）M TUM通 信 接 口打 印 机到 各 RTU转 发 模 拟 屏转 发 调 度 控 制 中 心图 16-30 配 电 网 自 动 控 制 系 统数 据 采 集 器Mv配电网自动化的基本要求:1实时监测 2故障控制 (1)配电线路的切换和自动分段 (2)母线自动分段 (3)重新恢复 3.电能质量控制 4.线路损耗控制 方法：集中（负荷控制中心）控制 分散（电力定量器、低频减载）控制 用户负荷自我控制 5.用户负荷控制 常用的电力负荷集中控制的方式 (1)音频控制技术(2)工频控制技术 三、配电网自动化系统三、配电网自动

41、化系统 (3) 无线电控制技术(4)电力线载波控制技术(5)光纤通信控制技术。(6)专用通讯线或电话线控制技术 (一)配电自动化的内容内容：v馈线自动化:即配电线路自动化；v 用户自动化:这与需方管理含义是相同的；v 变电站自动化（仅指与配电有关的部分）；v 配电管理自动化（包括网络分析）v 通常把从变电、配电到用电过程的监视、控制和管理的综合自动化系统，即以上4个方面的内容统称为配电管理系统DMS (Distribution Management System)。能量管理系统（EMS）是监视、控制和管理以发电、输电和变电为主要内容的综合自动化系统。主要包括数据采集（SCADA），自动发电控制

42、（AGC）和发电计划、网络分析(NA)、调度员培训模拟（DTS）几个部分。配电管理系统（DMS）是变电、配电、用电过程的综合自动化系统。主要包括数据采集（SCADA）、网络分析（NA）、自动负荷控制（ALC）、调度员培训模拟（DTS）几大部分。v配电自动化系统和配电管理系统的涵盖关系配电网自动化配电网SCADA系统 地理信息系统（GIS） 需方管理（DSM） 进线监视 10kV开闭所、配电变电站自动化 馈线自动化 变压器巡检与无功补偿 负荷监控与管理 远方抄表与计费自动化 ( (二二) )配电网SCADA系统110kV或35kV主变电所的10kV部分的监视10kV馈线自动化10kV开闭所、配电

43、变电所和配电变压器的自动化 v配电网SCADA系统的功能 （1）数据采集 （2）监视及事件处理 配电网SCADA系统的硬件系统 （3）控制功能 （4）数据维护、数据分析与计算、数据 的利用与共享等 调度（主站）端 通信信道 执行端 （1）调度（主站）端 监控计算机系统：一般由一台数据收发装置、一台计算机（或一个计算机局域网）及周边设备等硬件组成 （2）执行端 位于现场的具备通信及遥信、遥测、遥控和遥调功能的RTUFTU （馈线开关远程终端）TTU（配电变压器远方测控单元 ） 馈线开关远程终端FTU：在户外馈线分段开关处配置柱上RTU。，其控制面向具有切断短路电流的能力的开关。 TTU：完成对配

44、电变压器的电流电压、有功无功功率、功率因数、分时电量和电压合格率等数据的采集。应具有双向通信的能力以及高的可靠性，应具有在恶劣自然环境下正常工作和抗强电磁干扰的能力；能满足通信速率的要求，使用和维护方便。 （3）通信通道 1.重合器重合器重合器是一种集断路器、继电保护、操作机构为一体的机电一体化电器. (三)配电网自动化用开关设备v重合器具有不同时限的安秒特性曲线和多次重合的功能，能对合闸次数和时间进行记忆和判断，是一种集断路器、继电保护、操作机构为一体的机电一体化电器。2分段器 分段器是一种与电源侧前级开关配合，在失压或无电流的情况下自动分闸的开关设备。它不能断开短路电流。 分段器的关键部件

45、是故障检测继电器。 （1）电压-时间型分段器 根据加压、失压的时间长短来动作的，失压后分闸，加压后合闸或闭锁。 ( (四四) )馈线自动化馈线自动化FAFA（Feeder AutomationFeeder Automation） （2）过流脉冲计数型分段器 通常与前级的重合器或断路器配合使用，不能开断短路故障电流，但有在一段时间内记忆前级开关设备开断故障电流动作次数的能力。 需要实现对馈线的运行和负荷的监视，以及对配电变压器进行远方监视(巡视)。 1.基于重合器的FA采用重合器与分段器配合实现故障区段隔离 基于重合器的馈线自动化系统仅在线路发生故障时发挥作用，而不能在远方通过遥控完成正常的倒闸

46、操作。 图16-31 辐射状网故障区段隔离过程与时序图 断路器分闸； 断路器合闸； 分段器合闸； 分段器分闸； 分段器闭锁在分闸。(a)电源ABCDEadceb(b)电源ABCDEadceb(c)电源ABCDEadceb(d)电源ABCDEadceb(e)ABCDEadceb电源电源ABCDEadceb(g)(f)电源ABCDEadcebBCDEA合合合合合分分分分分7s15s14st0t1t2t3t4t5t8t7t67s5s7s7s14st9t10t11t第1次重合闸第2次重合闸(h)2基于FTU的馈线自动化 高性能微处理器光纤接口RS-232接口RS-485接口TV、TA模块电池 交流状态

47、量/脉冲量/数字量采集以及控制输出电源模块接 线 端 子用户组态设置模块图16-32 典型FTU的结构框图3.配电变压器远方测控单元TTU 与配电网控制中心的SCADA计算机系统相连，在功能上克服了重合器与分段器配合实现故障区段隔离时重合器再次重合到故障点的缺点，隔离故障和恢复供电较快。 FTU:在户外馈线分段开关处配置的柱上开关远程终端RTU 基于FTU的馈线自动化的硬件配置与FTU似，由于功能上的差别，系统程序有所不同。 高性能微处理器串行接口TV、TA模块电池 交流状态量/脉冲量/数字量采集电源模块接 线 端 子用户组态设置模块图16-33 典型TTU的结构框图串行接口电容器投切模块至控

48、制中心至低压用户抄表(五)开闭所和配电变电所自动化 由元件的基础自动化装置及所内微机远动装置RTU组成，与配电网SCADA系统相联系，将所内设备运行的实时数据予以采集并向控制中心传送，接受控制中心的控制与调节命令并执行。 1号主变保护监控单元图16-34 采用结构分布式微机远动装置构成35kV配电所自动化系统结构框图2号主变保护监控单元1号主变后备保护单元2号主变后备保护单元10kV甲线路保护监控单元10kV乙线路保护监控单元10kV丙线路保护监控单元10kV丁线路保护监控单元10kV联络线保护监控单元补偿电容器保护监控单元集中转发单元或当地功能ModemLON WORKS 现场总线U、I、P

49、、Q开关位置、保护信号遥控开关合闸/分闸(六)需方管理DSM 负荷集中控制系统用电量自动检测系统1.负荷集中控制系统 三、四级负荷为可控负荷，应在同一时间对不同地区、不同用户内的同一级负荷进行分组投切控制。 双向的通道，有存储和收发信功能的电能表计终端。 2用电量自动检测系统（远方抄读表） 工作方式： （1）由表计终端编码直接向中央装置发信（2）由中央装置向表计终端作循环检查（3）由中继器集中各表计终端的存储数据， 再由中继器向中央装置发信方式 (六)配电网地理信息系统 将管理信息、配电网实时信息、电网结构及设备运行状态与地理位置信息结合在一起，实现图形和属性（电气元件的运行状态及参数）的双重管理功能。 （1）配电网中配电设备的信息查询。（2）站内运行方式分析。 （3）配电站供电范围分析与显示。 （4）故障区域分析与显示。 （5）供电线路运行信息的查询、分析、显 示与辅助管理。 （6）负荷控制地理信息管理。 组件式GIS基于标准的组件式平台，各个组件之间可以进行重组，且具有可视化的界面和使用方便的标准接口。