电力系统—地球上最复杂的人工系统

电力工业是我国能源产业的重要组成部分，是国民经济的重要网络性基础产业,在我国工业化、现代化进程中起着十分重要的作用，被誉为国民经济的先行官和经济社会发展的晴雨表。持续、优质、稳定的电力供应，是我国由工业化迈向现代化进程的重要保障。

电力系统——是由发电、变电、输电、配电和用电等环节组成的电能生产与消费系统。它的功能是将自然界的一次能源通过发电动力装置转化成电能，再经输、变电系统及配电系统将电能供应到各负荷中心，通过各种设备再转换成动力、热、光等不同形式的能量，为地区经济和人民生活服务。

同时，电力也是人类文明和社会进步的象征，与我们的生活息息相关。

生活，因为电力而绚丽……

第一节 电力系统的特点1）平衡性：电能不能储存，电能的生产、输送、分配和使用同时完成。

2）瞬时性：暂态过程非常迅速，电能以电磁波的形式传播，真空中传播速度为300km/ms。

3）和国民经济各部门间的关系密切。

第二节 电力系统的组成 电力系统是由发电厂的发电机、升压及降压变电设备、电力网及电能用户（用电设备）组成的系统。

图1 从发电厂到用户的送电过程

图2 电力网

一、发电部分发电厂是将化学能（煤炭，燃油），水能，核能，风能等各种一次能源转换成二次能源（即电能）的场所。按照发电厂所消耗一次能源的不同，发电厂分为以下几种。

1.火力发电厂以煤炭、石油、天然气等为燃料。

图3 火力发电厂燃烧系统流程示意图

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（1）凝汽式火电厂：只生产电能，热效率低，仅为30%~40%。

图5 凝汽式火力发电厂电能生产过程示意图

（2）热电厂：既生产电能又生产热能。热电厂的热效率高达60%~70%。热电厂与凝汽式火力发电厂的不同之处：将汽轮机中一部分做过功的蒸汽从中段抽出来直接供给热用户，或经热交换器将水加热后，把热水供给用户。

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（3）燃气轮机发电厂：燃气轮机与汽轮机工作原理相似，所不同的是燃气轮机的工质是高温高压的气体而不是蒸汽。这些作为工质的气体可以是用清洁煤技术将煤炭转化成的清洁煤气，也可以是天然气等。

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2.水电厂水电厂是把水的位能和动能转换成电能的工厂。水电站的原动机为水轮机，通过水轮机将水能转换为机械能，再由水轮机带动发电机将机械能转换为电能。

按照是否建造拦河坝划分，水电站可分为坝式水电站、引水式水电站和抽水蓄能电站。

1）堤坝式。一般河流水位的落差沿河流是分散的，为提高落差就需要在河流的上游修建拦河坝，将水积蓄、提高水头，进行发电。

通常这类水电站又细分为坝后式和河床式两种。

坝后式水电站：发电机厂房建在坝后，全部水头的压力由坝体承受，水库的水由压力水管引入厂房，推动水轮发电机发电。

图10 坝后式水电站示意图

2）引水式水电站:建在山区水流湍急的河道上或河床坡度较陡的地段，由引水渠道提供水头，一般不需要修建堤坝，或只修低堰，适用于水头比较高的情况。

图11 引水式水电站示意图

3．抽水蓄能电站抽水蓄能电站是一种特殊形式的水电站，具有水轮机-发电机和电动机-水泵两种可逆的工作方式。

1）夜晚或周末低负荷时，抽水蓄能电站的机组作为电动机运行，利用电力系统富余的电能将下库的水抽到上库，以位能的形式将电能储存起来。

2）在电力系统的峰荷期间，抽水蓄能电站的机组又作为发电机运行，将上库的水放下来通过水轮机发电，用以担任电力系统峰荷中的尖峰部分，即起到调峰作用。

图12 抽水蓄能电站示意图

4．核电厂核电厂发电的原理与火电厂相似，都要有一个热源，将水加热成蒸汽，进而推动汽轮机旋转并带动发电机转动而发出电能。不同的是核电厂所用的热源不是煤或石油，它的热源是原子核的裂变能。

图13 核电厂发电原理

核电是一种安全清洁的能源，利用它可以大大地节约煤和减少污染。一个1000MW的火电厂一天燃烧的煤是9600t，而相应1000MW的核电厂，一天只要3.3kg的U235，同样容量的电厂其用燃料量竟相差300万倍。

1）压水堆核电厂的特点：整个系统分成一回路系统和二回路系统；一回路系统中压力为15MPa的高压水被冷却剂主泵送进反应堆，吸收燃料元件的释热后，进入蒸汽发生器下部的U形管内，将热量传给二回路系统的水，再返回冷却剂主泵入口，形成一个闭合回路。二回路系统的水在U形管外部流过，吸收一回路系统的水的热量后沸腾，产生的蒸汽进入汽轮机的高压缸做功；高压缸的排汽经再热器再热提高温度后，再进入汽轮机的低压缸做功；膨胀做功后的蒸汽在凝汽器中被凝结成水，再送回蒸汽发生器，形成一个闭合回路。

图14 压水堆核电厂示意图

图15 大亚湾核电站

2）沸水堆核电厂的特点：堆芯产生的饱和蒸汽经分离器和干燥器除去水分后直接送入汽轮机做功；沸水堆的控制棒是从堆芯下部插入；在沸水堆核电厂中反应堆的功率主要由堆芯的含汽量来控制；在沸水堆中配备一组喷射泵，通过改变堆芯水的再循环率来控制反应堆的功率。

图16 沸水堆核电厂的示意图

5．新能源发电太阳能发电、风力发电、地热发电、潮汐发电、生物质能发电及垃圾电厂等。

1）太阳能发电

（1）太阳能热发电：它是将吸收的太阳辐射热能转换成电能的装置，其基本组成与常规火力电厂相似。

（2）太阳能光发电：太阳能光发电不通过热过程而直接将太阳的光能转换成电能，其中光伏电池是一种主要的太阳能光发电形式，也叫光伏发电。

光伏发电是把照射到太阳能电池上的光直接变换成电能的一种发电形式，它是目前太阳能发电研究的方向。

图17 太阳能光伏发电

2）风力发电

将风能转换成电能的发电方式称为风力发电。风能属于再生能源，又是一种过程性的能源，无法直接储存，还具有随机性，所以对风能的应用技术上比较复杂。

1—风力机；2—升速齿轮箱；3—发电机；4—控制系统；5—改变方向的驱动装置；

6—底板；7—塔架；8—控制和保护装置；9—基础；10—电缆线路；11—配电装置

图18 风力发电装置的示意图

图19 风力发电厂

3）地热发电

地球本身是个大热库，地热资源遍布世界各地。仅地表10公里以内就有可供开采的热能，地热能的储量很大，它的总量大约是煤炭的一亿七千万倍。但是，目前世界上实际能利用的地热资源很少，主要限于蒸汽田和热水田，这两者统称为地热田。地热电站是清洁的能源。它的发电成本比水电和火电都低，而且地热发电后排出的热水还可以供采暖、医疗、提取化学物质等利用，所以目前地热发电发展很快。

图20 地热发电厂

图21 闪蒸地热发电系统

4）潮汐发电

潮汐能是地球在自转过程中，海水受月流重力牵引产生的。还有小部分潮汐是受太阳引力牵引形成的。海水涨落的周期为12小时25分钟，同时在海底造成三角流。

利用潮汐的落差推动水轮机而发电称之为潮汐发电。即在海湾或河流入海口处筑起堤坝，涨潮时蓄水，高潮时关闭。退潮时形成足以使水轮机工作的落差时才开始放水，将蓄水放出，驱动水轮发电机发电。

图22 单库单向式潮汐电站

图23 潮汐发电示意图

二、输配电部分输电网络通过高压输电网络将电能由发电厂输送到负荷中心。

1.变电站变电所起着变换和分配电能的作用。从发电厂送出的电能一般经过升压远距离输送，再经过多次降压后才供给用户使用，所以电力系统中的变电所的数量多于发电厂，变压器的容量约是发电机容量的7~10倍。变电所分为发电厂的变电所（升压变电所）和电力网的变电所（降压变电所），根据变电所在电力系统的地位与供电范围，可以将其分为以下几类。

（1）枢纽变电所：枢纽变电所位于电力系统的枢纽点，汇集着电力系统中多个大电源和多回大容量的联络线，连接着电力系统的多个大电厂和大区域；电压等级一般为330 ~ 500 kV；枢纽变电所在系统中的地位非常重要，若发生全所停电事故，将引起系统解列，甚至系统崩溃的灾难局面。

（2）中间变电所：中间变电所高压侧与枢纽变电所连接，以穿越功率为主，在系统中起交换功率的作用，或使高压长距离输电线路分段，它一般汇集2~3个电源，这样的变电所主要起中间环节作用；电压等级多为220~330 kV，其中压侧一般是110~220 kV，供给所在的多个地区用电并接入一些中小型电厂；当全所停电时，将引起区域电网解列，影响面也比较大。

（3）地区变电所：地区变电所主要任务是给地区的用户供电，它是一个地区或城市的主要变电所；电压等级一般为110~220 kV；若发生全所停电事故，只造成本地区或城市停电。

（4）终端变电所：终端变电所位于输电线路的末端，靠近负荷点；高压侧电压多为110 kV或者更低（如35 kV），经过变压器降压为6~10 kV电压后直接向用户送电； 若发生全所停电事故，只是所供电的用户停电，影响面较小。

2.变电站一次设备包括：变压器、断路器（开关）、隔离开关（刀闸）、限流电抗器（电感）、载流导体（母线/输电线）、CT/PT（Current Transformer/ Potential Transformer）、绝缘子、接地装置、补偿装置（调相机/电容/静补装置）、中性点设备、避雷设备。

3.变电站二次设备1）控制系统：直流电压，控制短路器开合。

2）信号系统：警报音响，位置信号（断路器开合）。

3）测量系统：测量表计。

4）同步系统：保证同期操作（同压，同频，同相）用的设备。

5）测量设备。

6）保护设备。

7）控制设备。

8）监视设备（包括故障录波）。

9）常规变送器和微机变送器。

4.输电线路架空线路：钢芯铝导线，分裂导线；裸导线，绝缘导线。

电缆：单相，三相。

交流线路：潮流不可控，远距离输电稳定性问题较大。

直流线路：潮流可控，超远距离输电无稳定性问题。

交直流混合输电网络（整流站，换流站，直流线路），不同频电网互联。

三、用电部分用电设备消耗电能。

高压用户额定电压在1kV以上，低压用户额定电压在1kV以下。

对电力系统的基本要求：（1）保证供电可靠性；（2）保证电能质量；（3）提高电力系统运行的经济性；（4）其他：如环境保护问题。

衡量电能质量的指标：

1）电压偏差

电压偏差指当供配电系统改变运行方式或负荷缓慢地变化使供配电系统各点的电压也随之改变，各点的实际电压与系统额定电压之差，通常用与系统额定电压的百分比值数表示。

2）电压波动

电压连续变动或电压包络线的周期性变动，电压的最大值与最小值之差与系统额定电压的比值以百分数表示，其变化速度等于或大于每秒0.2％时称为电压波动。

3）频率偏差

频率偏差是指供电的实际频率与电网的额定频率的差值。

我国电网的标准频率为50Hz，又叫工频。频率偏差一般不超过±0.25Hz，当电网容量大于3000MW时，频率偏差不超过±0.2Hz。

调整频率的办法是增大或减小电力系统发电机有功功率。

4）供电可靠性

供电可靠性指标是根据用电负荷的等级要求制定的。

衡量供电可靠性的指标，用全年平均供电时间占全年时间百分数表示。

5）其他

（1）电压闪变

负荷急剧的波动造成供配电系统瞬时电压升高，照度随之急剧变化，使人眼对灯闪感到不适，这种现象称为电压闪变。

（2）不对称度

不对称度是衡量多相负荷平衡状态的指标，多相系统的电压负序分量与电压正序分量之比值称为电压的不对称度，电流负序分量与电流正序分量之比值称为电流的不对称度，均以百分数表示。

（3）正弦波形畸变率

当网络电压波形中出现谐波（有时为非谐波）时网络电压波形就要发生畸变。谐波干扰是由于非线性系统引起的。它产生出不同于网络频率的电压波，或者具有非正弦形的电流波。包括n次谐波电压、电流含有率，电压、电流总谐波畸变率，谐波电压的总平均畸变系数。

四、常用概念1.基本量纲电压：伏特（V），千伏（kV），万伏（惯用）。

电流：安培（A）。

有功功率：瓦特（W），千瓦（kW），兆瓦（MW），万千瓦（惯用）。

无功功率：乏（Var），千乏（kVar）。

电量：度（kWh– kilowatt-hour）。

2.电压等级国家规定的等级：3kV，6kV，10kV，35kV，（66）kV，110kV，（154）kV，220kV，330kV，500kV

其中：

（1）500kV，330kV，220kV 用于大电力系统主干线。

（2）110kV用于中小电力系统主干线，和大电力系统的二次网络。

（3）35kV用于大城市或大工业部网络，以及农村网络。

（4）10kV为最常用的更低一级配电网络，只有负荷中高压电动机比重很大时才用6 kV电压。

（5）3 kV用于工况企业部。

3.调度等级五级调度（国，网，省，地，县）

4.调度部门组成和作用调度部门的一般包括：调度，方式，保护，通信，远动（自动化）。

五、电力信息化电力信息化大致分为两部分：

1）电力系统自动化：保障电能安全可靠地在电网上传输。

2）电力营销和通用信息化：保证电能销售和电网资产科学有效管理。

由于电力生产安全性与稳定性的要求，电网企业对生产过程控制的信息技术应用一向比较重视，而对业务及管理的信息化重视却相对不足，生产自动化与管理信息化的发展处于不平衡状态。两者的投资比重大致为80︰20。

第四节 发电厂和变电所电气设备简述一、一次电气设备一次设备是用于生产、输送、分配电能的设备。

1）生产和转换电能的设备：发电机、电动机、变压器。

2）开关电器：断路器、隔离开关、 熔断器等.

3）限制故障电流和过电压的电器：电抗器、避雷器。

4）载流导体：裸导体（硬、软）、电缆。

5）接地装置。

二、二次电气设备二次设备是对一次设备进行控制、调节、保护和监测的设备，它包括控制器具、继电保护和自动装置、测量仪表、信号器具等。二次设备通过电压互感器和电流互感器与一次设备取得电的联系。

三、电气设备的作用及选择原则和方法1.变压器1）变压器的作用

变压器是一种交流电能的变换装置，能将某一数值的交流电压、电流转变为同频率的另一数值交流电压、电流，使电能传输、分配和使用，做到安全经济。

2）变压器的选择原则

（1）厂用变压器原边额定电压必须与引接处电压一致。

（2）厂用变压器副边额定电压则与厂用电压配合。

（3）厂用变压器可以选用双绕组变压器，但大型机组的厂用变压器多选择低压绕组分裂变压器。

（4）当高压厂用变压器阻抗大于10.5%时，或引接处电压波动超过±5%时，宜采用有载调压变压器。其调压范围达20%，且分接头电压级差不宜过大。

（5）厂用变压器的阻抗电压不能太小，否则短路电流大，厂用系统的高压熔断器无法选用价格低廉的轻型断路器；也不能太大，否则无法满足电压波动和电动机自起动要求。

（6）厂用变压器的容量必须满足厂用机械正常运转和自起动的需要。

为了使厂用高压母线的备用段与工作段在电压相位上一致，一般从电厂升高电压母线引接的厂用高备用变压器，其绕组连接组别要给以特别注意。

图24 变压器

2.断路器1）断路器的作用

（1）正常情况下接通和断开高压电路中的空载及负荷电流。

（2）在系统发生故障时能与保护装置和自动装置相配合，迅速切断故障电流，防止事故扩大，从而保证系统安全运行。

2）断路器的选择

（1）断路器的长延时动作电流整定值导线容许载流量。对于采用电线电缆的情况可取电线电缆容许载流量的80%。

（2）三倍长延时动作电流整定值的可返回时间≥线路最大启动电流的电动机的启动时间。

（3）短延时动作电流整定值I1为：I1=1.1（Ijx+1.35kIed）。其中，Ijx为线路计算负载电流， k为电动机的起动电流倍数，Ied为电动机额定电流。

（4）瞬时电流整定值I2为：I2=1.1（Ijx +k1kIedm）。其中，式中：k1为电动机起动电流的冲击系数，一般取k1=1.7~2，Iedm为最大的一台电动机的额定电流。

（5）短延时的时间阶段，按配电系统的分段而定。一般时间阶段为2~3级；每级之间的短延时时差为0.1~0.2Ss，视断路器短延时机构的动作精度而定，其可返回时间应保证各级的选择性动作，选定短延时阶梯后，最好按被保护对象的热稳定性能加以校核。

图25 户外少油断路器

3.隔离开关1）隔离开关的作用

断开无负荷的电流的电路.使所检修的设备与电源有明显的断开点,以保证检修人员的安全,隔离开关没有专门的灭弧装置不能切断负荷电流和短路电流,所以必须在电路在断路器断开电路的情况下才可以操作隔离开关,

2）隔离开关选择

（1）额定电压：隔离开关额定电压（kV）=回路标称电压*1.2/1.1。

（2）额定电流：额定电流标准值应大于最大负载电流的150%。

（3）额定热稳定电流：选择大于系统短路电流的热稳定额定电流值

4.电流互感器1）电流互感器的作用

把高电压大电流转换为低电压(110V)小电流,用来进行保护、测量等用途。

2）电流互感器的选择

（1）额定电流（一次侧）应为线路正常运行时负载电流的1.0～1.3倍。

（2）额定电压。应为0.5kV或0.66kV。

（3）注意精度等级。若用于测量，应选用精度等级0.5或0.2级；若负载电流变化较大，或正常运行时负载电流低于电流互感器一次侧额定电流30%，应选用0.5级。

（4）根据需要确定变比与匝数。

（5）型号规格选择。根据供电线路一次负荷电流确定变比后，再根据实际安装情况确定型号。

（6）额定容量的选择。电流互感器二次额定容量要大于实际二次负载，实际二次负载应为25～100%二次额定容量。容量决定二次侧负载阻抗，负载阻抗又影响测量或控制精度。负载阻抗主要受测量仪表和继电器线圈电阻、电抗及接线接触电阻、二次连接导线电阻的影响。

5.电压互感器1）电压互感器的作用

把高电压按比例关系变换成100V或更低等级的标准二次电压，供保护、计量、仪表装置使用。同时，使用电压互感器可以将高电压与电气工作人员隔离。

2）电压互感器的选择

（1）应满足一次回路额定电压的要求。

（2）容量和准确等级(包括电压互感器辅助绕组)应满足测量仪表、保护装置和自动装置的要求。

（3）需要检查和监视一次回路单相接地时，应选用三相五柱式电压互感器或具有第三绕组的单相电压互感器。对大接地短路电流系统，其第三绕组电压为100V。对小接地短路电流系统，其第三绕组电压为100/3V。

（4）500kV电压互感器应具有三个二次绕组，其暂态特性和铁磁谐振特性应满足继电保护的要求。

6.高压熔断器1）高压熔断器的作用

当电路发生故障或异常时，伴随着电流不断升高，并且升高的电流有可能损坏电路中的某些重要器件或贵重器件，也有可能烧毁电路，甚至造成火灾。若电路中正确地安置了熔断器，那么，熔断器就会在电流异常升高到一定的高度的时候，自身熔断切断电流，从而起到保护电路安全运行的作用。

2）高压熔断器的选择

（1）保护电压互感器的高压熔断器，一般选RN2型，其额定电压应高于或等于所在电网的额定电压（但限流式则只能等于电网电压），额定电流通常均为0.5A。其开断电流Ibr≥I”。

（2）熔体的额定电流应为回路负荷电流的1.5~2.5倍。

（3）熔断器的额定电流应大于熔体的额定电流。

（4）上、下级熔断器的安-秒特性要互相配合。上级的安-秒特性必须高于下级的安-秒特性，即当流过相同的短路电流时，下级先熔断。

7.继电器1）继电器作用

继电器是一种电子控制器件，它具有控制系统（又称输入回路）和被控制系统（又称输出回路），通常应用于自动控制电路中，它实际上是用较小的电流去控制较大电流的一种“自动开关”。故在电路中起着自动调节、安全保护、转换电路等作用。

2）继电器选择

（1）按使用环境选。

（2）按输入信号不同确定继电器种。

（3）输入参量的选定。

（4）根据负载情况选择继电器触点的种类和容量。

（5）继电器的类型。

8.避雷变电站装有防雷设备，主要有避雷针和避雷器。避雷针是为了防止变电站遭受直接雷击将雷电对其自身放电把雷电流引入大地。在变电站附近的线路上落雷时雷电波会沿导线进入变电站，产生过电压。另外，断路器操作等也会引起过电压。避雷器的作用是当过电压超过一定限值时，自动对地放电降低电压保护设备放电后又迅速自动灭弧，保证系统正常运行。目前，使用最多的是氧化锌避雷器。

1）避雷器的作用

用来保护电力系统中各种电器设备免受雷电过电压、操作过电压、工频暂态过电压冲击而损坏的一个电器。

2）避雷器的选择

避雷器的类型主要有保护间隙、阀型避雷器和氧化锌避雷器。保护间隙主要用于限制大气过电压，一般用于配电系统、线路和变电所进线段保护。阀型避雷器与氧化锌避雷器用于变电所和发电厂的保护，在500kV及以下系统主要用于限制大气过电压，在超高压系统中还将用来限制内过电压或作内过电压的后备保护。

9.消弧线圈消弧线圈的作用是当电网发生单相接地故障后，提供电感电流，补偿接地电容电流，使接地电流减小，也使得故障相接地电弧两端的恢复电压速度降低，达到熄灭电弧的目的。当消弧线圈正确调谐时，不仅可以有效的减少产生弧光接地过电压的机率，还可以有效的抑制过电压的幅值，同时也最大限度的减小了故障点热破坏作用及接地网的电压等。

10.控制电缆用于控制、测量、监察、保护的电缆是控制电缆，一般是细线、多芯。用于输送电能的电缆是电力电缆，一般是粗线，单芯、三芯、四芯、五芯均有。

11.负荷开关负荷开关能在正常运行时断开负荷电流没有断开故障电流的能力，一般与高压熔断器配合用于10kV及以上电压且不经常操作的变压器或出线上

12.串联电容器当发电厂经过长距离的线路（今后不再П接中间变电所）送给一个较强（短路容量较大）的受端系统时，为缩短线路的电气距离，宜选用串联电容器，其补偿度一般不宜大于50％，并应防止次同步谐振。串联电抗器是高压并联电容器装置的重要组成部分，其主要作用是抑制谐波和限制涌流，因此，在并联电容器的回路中串联电抗器是非常必要的

13.调相机当220～500kV电网的受端系统短路容量不足和长距离送电线路中途缺乏电压支持时，为提高输送容量和稳定水平，经技术经济比较合理时，可采用调相机。

14.静止补偿器电力系统为提高系统稳定、防止电压崩溃、提高输送容量，经技术经济比较合理时，可在线路中点附近（振荡中心位置）或在线路沿线分几处安装静止补偿器；带有冲击负荷或负荷波动、不平衡严重的工业企业，本身也应采用静止补偿器。

15.电流互感器电流互感器是电力系统中不可缺少的设备。在日常工作中，部分人员认为由于开关是用来切断短路电流的，因此在选择开关时比较注意对开关遮断容量，动、热稳定进行校验。而对电流互感器选择认为只需要满足以下两个条件即可。

（1）电流互感器的额定电压Ue应大于或等于正常时可能出现的最大的工作电压Ug，即Ue≥Ug。

（2）电流互感器的额定电流Ie应尽量选择得比回路中正常工作电流Ig大1/3左右，即Ie≥1.3Ig。

事实上，电流互感器虽然不切断短路电流，但因它是串联在短路电流所经过的回路中，巨大的短路电流对其带来极大的威胁，因此电流互感器选择除满足以上两个条件外，还需要按短路电流的热效应和电动力来校验它的热稳定和动稳定。

第四节 电力系统自动化的基本概念电力系统自动化是电力信息化最重要的部分。电力系统自动化是应用各种具有自动检测、反馈、决策和控制功能的装置并通过信号、数据传输系统对电力系统各元件、局部系统或全系统进行就地或远方的自动监视、协调、调节和控制，目的是保证电力系统的供电质量和安全经济运行。

电能的供应和使用与社会经济和人民日常生活密切相关。电力系统包括生产、传输、分配、消费电能的各个环节，是一个复杂的连续生产和消费过程，在地域上分布辽阔而在电气上却是联成一体的。电能质量不合格将引起产品质量和生产率的下降以及人民生活的不便，突然停电和长期频率或电压下降的情况下还回造成人身伤亡和设备损坏事故。电力系统中任何一个元件的参数和运行状态的变化都会迅速地影响到系统中其他元件的正常工作，所以在电力系统中任何一处发生故障，应及时而正确地处理，否则将使事故扩大，并波及电力系统其他运行部分，以至造成大面积停电。一次能源调度、发电机起停和负荷分配、电网结构和潮流分布、负荷控制和管理的合理与否，都涉及电力系统运行中能量的节约和所发挥的经济效益。

由于电力系统规模和容量的不断扩大，系统结构、运行方式日益复杂，单纯依靠人力来监视电力系统的运行状态，正确而及时地进行各项操作，迅速地处理事故，已经是不可能了。必须应用现代控制理论、电子技术、计算机技术、通信技术、图象显示技术等科学技术的最新成就来实现电力系统的自动化。

电力系统自动化的基本要求如下：

1）迅速而正确地收集、检测和处理电力系统各元件、局部系统或全系统的运行参数。

2）根据电力系统的实际运行状态和系统各元件的技术、经济和安全要求为运行人员提供调节和控制的决策，或者直接对各元件进行调节和控制。

3）实现全系统各层次、各局部系统和各元件间的综合协调，寻求电力系统电能质量合格和安全经济运行。

4）提高供电可靠性，减少电力系统事故、延长设备寿命，提高运行水平，节省人力，减轻劳动强度。

一、电力系统自动化发展过程 电力系统自动化是在应用各种自动装置逐步取代人工操作的过程中发展起来的。最先，运行人员在发电机组、开关设备等电力系统元件的近旁直接监视设备状态并进行手工操作和调节，例如人工操作开关、调节发电机的出力和电压等。这种工作方式的效果与运行人员的素质和精神状态有关，也与监视仪表和调节操作装置的完善性有密切关系，往往不能及时而正确地对系统进行调节和控制，特别在发生事故时，由于来不及反应事故的发生和发展，而使事故扩大。

随着单个设备或单个过程自动装置（或调节器）的应用，直接以运行参数的变化作为控制装置的输入信号，来起动设备的操作和控制，如利用各种继电器来反应系统故障情况下的电流和电压的变化，使断路器开断故障线路；根据发电机端电压变化的信号来调节励磁电流，以实现电压和无功功率的调节和控制；根据系统频率的变化信号来调节原动机的出力，以实现频率和有功功率的调节和控制以及水轮机组的程序起动等。这种单参数、单回路的调节和控制装置的应用，节省了人力，并能比较正确而及时地控制运行状态。随着电子技术和计算机技术的发展，自动装置的组成元件也由最初的电磁型的发展成由晶体管、集成电路构成的无触点型的并进一步采用以微型计算机（或微处理器）为基础的可编程序控制器等先进设备。

由于电力系统的发展，发电厂（发电机）及电力系统其他元件数量的增加，运行工况的复杂，使得协调各元件间的控制成为必要。所以，在一个发电厂、局部电力系统以至整个电力系统开始应用先进的计算机和通信设备来完成数据收集和处理，并且利用计算机的高速运算能力、大容量存和高度的逻辑判断能力，实现一个发电厂、局部电力系统以至整个电力系统的集中监视、决策和控制。

随着电力系统各元件及发电厂组成的日益复杂，以及对控制的要求日益严格，进一步用计算机进行集中控制越来越困难，这是因为信息量庞大，通道拥挤，计算机的容量增大，响应不快，运行复杂。利用计算机性能价格比日益提高的趋势，对被控对象多、每个对象需要监控的参数较多、各个对象在地理上比较分散的系统，控制方式从集中控制发展为分层控制，如中心调度所、地区调度所、发电厂（变电所）控制中心等形式的分层控制。分层控制的最低层可以在获取数据的地方由就近设置的计算机处理数据，并进行控制。这样可以避免大量信息可来回传送，减轻上层计算机的负担，提高信息处理的实时性。只有涉及全系统的综合信息，才由下一层转送给上一层进行处理和控制，在上层作出决策后向下层发送控制信息。

二、电力系统自动化的主要容和现状1.火电厂自动化现代火电厂的发展趋势是采用高温、高压、中间再热的大型单元式发电机组，机组的单机容量大而热力系统复杂，其运行工况多变，操作频繁而复杂，控制的对象和参数多，所以对火电厂的自动化程度提出了很高的要求，传统的监控仪表和运行方式已满足不了火电厂经济安全运行的要求。近十几年来已经应用计算机来代替常规调节仪表对单项参数的控制或用一些相对独立的自动控制系统来完成局部设备的控制（如锅炉自动控制，喷燃器自动控制，汽轮机自动起动和发电机自动同步等），或者在传统的仪表和控制器的基础上增加电子计算机的协调和控制。其主要的功能有下列几方面。

1）安全监视。利用计算机对发电机组的各种参数和各类设备的运行状态进行巡回和周期性的测量和检查。对于不同的运行工况（如正常、异常、起停过程、事故）。检测的容和周期是不同的。采取数据后还要进行必要的处理，例如判断数据的正确性，对某些参数的修正，进行参数滤波等。同时，可对收集到的信息进一步校验是否越限，并通过声光显示或打印输出向运行人员报告。还可以根据获得的数据进行计算，得出如功率总加、锅炉效率、厂用电率等性能指标值。

2）正常调节。在正常运行时，对锅炉、汽轮机、发电机等主辅设备进行直接或间接控制。在运行中，因不断受到外部条件及干扰影响，一些被调参数（如汽压、汽温、水位、流量、风量等）经常发生变化，这就要利用自动调节器，根据被调量的偏差值，按规定的调节规律进行调节。最简单的是单回路调节系统。利用计算机可以同时控制若干回路，并考虑各参数的相关因素。

3）机组起停。高参数和大容量机组的汽水系统、燃烧系统、辅助系统、除氧给水系统十分复杂，使机组起停时的控制十分困难。在从冷态起动到带满负荷（几小时到十几小时）的过程中，包括锅炉点火、升温升压、汽轮机升速、初负荷保持、升负荷等几个阶段，工况不断变化。为了保证起动设备的安全，减轻运行人员的劳动强度，要对各种参数和设备状态进行监视、判断和计算，然后对各调节器和程序控制回路发出指令，或者直接去调节和操作发电机组。

4）事故处理。对生产过程进行趋势预报和报警分析。事故发生后，首先通过事故识别程序查明事故性质及原因，然后转入相应的事故处理程序。如果事故继续发展，以致危及机组及系统安全时，则应采取紧急措施（如减负荷、停机）。在事故处理过程中，要监视和记录设备的状态及主要参数，以供运行人员进行事故后的分析。

2.水电厂自动化水电厂除了按计划发电外，还在电力系统中起着调峰、调频和事故备用的作用，所以机组启动频繁，工况多变（如调相改发电，抽水蓄能发电厂的抽水改发电等）；水电厂一般要通过远距离输电线将电能送到负荷中心，易出现稳定问题；同时水电厂还应考虑水力资源的综合利用。所以，水电厂的自动化要能适应这些要求。

水电厂自动化也是从单机自动化开始。首先实现机旁的仪表监视和报警，就地操作和单个元件的自动化，例如电气液压型的调速器，复式励磁电压教正器等。

随着水电厂机组数量的增多和单机容量的增大，以及水电的梯级开发和逐步实现水电厂、梯级水电厂的集中控制，采用对全厂和梯级水电厂运行状态的巡回检测，全厂主辅机的集中起停，自动调频和有功几无功功率的成组调节，机组的优化运行，稳定的监视和控制（如切机、电气制动、低频自动启动机组等）等。

近几十年来，在水电厂自动化中广泛应用计算机技术和微处理机。机组的基础自动化装置实现微机化，例如微机化的调速装置、励磁调节器、同步系统等，给水电厂的基础自动化带来了极大的方便。多微机的分布式计算机控制系统的应用，使水电厂进入全厂计算机监控和综合自动化，实现全厂的安全监视、自动发电控制和经济运行、事故顺序记录和水库经济调度等综合功能。在梯级开发的水系，还可以进行全梯级水电厂的集中调度和控制。

随着自动化水平的提高，在一些中、小型水电厂可以实现无人值班和控制中心的远方监控。水电厂除了本身机组和电器设备监视和控制外。还要考虑水力系统（上、下游，以至跨流域）对水电厂的约束，实现水库长、中、短期的优化调度，以及防洪、灌溉、航运、供水、养殖的综合利用。所以，广义的水电厂自动化还包括对水库的调节和管理，以及大坝的自动监视和管理。目前，已采用先进的无线电通信手段和以微型计算机为基础的水库流域水情测报几防洪调度自动化系统，定时收集全流域的气象和水文（包括降雨，上、下游用水情况等）实时数据，经过处理后可以得到未来时段水库的入水流量变化过程几洪水预报。也应用自动测量和数据处理系统观察大坝各项变量（如温度、应变、应力、坝缝开度、渗透压力等）。

3.电力调度自动化为了合理监视、控制和协调日益扩大的电力系统的运行状态，及时处理影响整个系统正常运行的事故和异常现象，在形成电力系统的最早阶段，就注意到电力系统的远方监视和控制问题，并提出必须设立电力系统调度控制中心。在开始阶段由于通信设备等技术装备的限制（如只有），调度人员需要花费很多时间才能掌握有限的代表电力系统运行状态的信息，电力系统的很大一部分监视和控制功能是由电力系统中所属发电厂和变电所的运行人员直接来完成的。

远动技术和通信技术的发展，使电力系统的实时信息直接进入调度控制中心成为可能，调度人员可根据这些信息迅速掌握电力系统运行状态，及时发现和处理发生的事故。

20世纪60年代开始用数字式远动设备，使信息的收集和传输在精度、速度和可靠性上都有很大的提高。电子计算机和图象显示技术在电力系统调度控制中心的应用使自动化程度达到一个新的水平。在开始阶段，计算机与相应的远动状态的监视（包括信息的收集、处理和显示）、远距离开关操作，以及制表、记录和统计等功能，一般称为数据采集与监视控制（supervisory control and data acquisition，SCADA）。

60年代后期国际上出现很多大面积停电事故以后，加强了全系统的安全监视、分析和控制。这种控制系统不仅能完整地了解全系统的实时状态，而且可在计算机及其外围设备的帮助下，能够在正常和事故情况下及时而正确地作出控制的决策。这种包括SCADA功能、自动发电控制及经济运行、安全控制功能以及其他调度管理和计划功能的系统称为能量管理系统（energy management system，EMS）。利用这种先进的自动化系统，运行人员已从过去以监视记录为主的状况转变为较多地进行分析、判断和决策，而日常的记录事务则由计算机取代。

4.变电站自动化变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等）的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。

变电站作为整个电网中的一个节点，担负着电能传输、分配的监测、控制和管理的任务。变电站继电保护、监控自动化系统是保证上述任务完成的基础。在电网统一指挥和协调下，电网各节点（如变电站、发电厂）具体实施和保障电网的安全、稳定、可靠运行。因此，变电站自动化是电网自动系统的一个重要组成部分。作为变电站自动化系统，它应确保实现以下要求：

1）检测电网故障，尽快隔离故障部分。

2）采集变电站运行实时信息，对变电站运行进行监视、计量和控制。

3）采集一次设备状态数据，供维护一次设备参考。

4）实现当地后备控制和紧急控制。

5）确保通信要求。

因此，要求变电站综合自动化系统运行高效、实时、可靠，对变电站设备进行统一监测、管理、协调和控制。同时，又必须与电网系统进行实时、有效的信息交换、共享，优化电网操作，提高电网安全稳定运行水平，提高经济效益，并为电网自动化的进一步发展留下空间。

传统变电站中，其自动化系统存在诸多缺点，难以满足上述要求。例如：

1）传统二次设备、继电保护、自动和远动装置等大多采取电磁型或小规模集成电路，缺乏自检和自诊断能力，其结构复杂、可靠性低。

2）二次设备主要依赖大量电缆，通过触点、模拟信号来交换信息，信息量小、灵活性差、可靠性低。

3）由于上述两个原因，传统变电站占地面积大、使用电缆多，电压互感器、电流互感器负担重，二次设备冗余配置多。

4）远动功能不够完善，提供给调度控制中心的信息量少、精度差，且变电站自动控制和调节手段不全，缺乏协调和配合力量，难以满足电网实时监测和控制的要求。

5）电磁型或小规模集成电路调试和维护工作量大，自动化程度低，不能远方修改保护及自动装置的定值和检查其工作状态。有些设备易受环境的影响，如晶体管型二次设备，其工作点会受到环境温度的影响。

传统的二次系统中，各设备按设备功能配置，彼此之间相关性甚少，相互之问协调困难，需要值班人员比较多的干预，难于适应现代化电网的控制要求。另外需要对设备进行定期的试验和维修，既便如此，仍然存在设备故障(异常运行)不能及时发现的现象，甚至这种定期检修也可能引起新的问题，发生和出现由试验人员过失引起的故障。

发展变电站综合自动化的必要性还体现以下几个方面：一是随着电网规模不断扩大，新增大量的发电厂和变电站，使得电网结构日趋复杂，这样要求各级电网调度值班人员掌握、管理、控制的信息也大量增长，电网故障处理和恢复却要求更为迅速和准确；二是现代工业技术的发展，特别是电子工业技术的发展，计算机技术的普遍应用，对电网可靠供电提出了更高的要求；三是市场经济的发展，使得整个社会对环保要求更高，这样也对电网的建设、运行和管理提出许多的要求，如，要求电力企业参与市场竞争，降低成本，提高经济效益；要求发电厂、变电站减少占地面积。要解决上述问题，显然仅依靠各级电网调度运行值班人员是难以解决的。现代控制技术的发展，计算机技术、通信技术和电力电技术的进步与发展，电网自动化系统的应用，为上述问题提供了解决的方案。这些技术的综合应用造就了变电站综合自动化系统的产生与发展。

5.变电站综合自动化系统的发展过程现有的变电站有三种形式：第一种是传统的变电站；第二种是部分实现微机管理、具有一定自动化水平的变电站；第三种是全面微机化的综合自动化变电站。变电站自动化的发展可以分为以下三个阶段。

1）由分立元件构成的自动装置阶段

20世纪70年代以前，由研究单位和制造厂家生产出的各种功能的自动装置，要采用模拟电路，由晶体管等分立元件组成，对提高变电站和发电厂的自动化水平，保证系统安全运行，发挥了一定的作用。但这些自动装置，相互之间独立运行，互不相干，而且缺乏智能，没有故障自诊断能力，在运行中若自身出现故障，不能提供告警信息，有的甚至会影响电网安全。同时，分立元件的装置可靠性不高，维护工作量大，装置本身体积大，不经济。

2）以微处理器为核心的智能化自动装置阶段

随着我国改革开放的发展，微处理器技术开始引入我国，并逐步应用于各行各业。在变电站自动化方面，用大规模集成电路或微处理机代替了原来的继电器晶体管等分立元件组成的自动装置，利用微处理器的智能和计算能力，可以发展和应用新的算法，提高了测量的准确度和可靠性；能够扩充新的功能，尤其是装置本身的故障自诊断功能，对提高自动装置自身的可靠性和缩短维修时间是很有意义的；此外，由于采用了数字式，统一数字信号电平，缩小了体积等，其优越性是明显的。由于这些微机型的自动装置，只是硬件结构由微处理器及其接口电路代替，并扩展了一些简单的功能，虽然提高了变电站自动控制的能力和可靠性，但基本上还是维持着原有的功能和逻辑关系，在工作方式上多数仍然是各自独立运行，不能互相通信，不能共享资源，变电站和发电厂设计和运行中存在的问题没有得到根本的解决。

3）变电站综合自动化系统的发展阶段

我国是从20世纪60年代开始研制变电站自动化技术。到70年代初，便先后研制出电气集中控制装置和集保护、控制、信号为一体的装置。在80年代中期，国先后研制了35kV和220kV变电站综合自动化系统。此外，国许多高等校及科研单位也在这方面做了大量的工作，推出一些不同类型、功能各异的自动化系统。为国的变电站自动化技术的发展起到了卓有成效的推动作用。进入90年代，变电站综合自动化已成为热门话题，出现了更多的研究单位和产品。

6.配电网自动化配电网是电力系统生产和供应电能的最后一个环节，其自动化的主要任务是保证经济安全供电和负荷供需平衡的控制和管理，使用户得到一定数量优质、廉价的电力供应，所以配电网自动化的主要功能为：

1）对配电网和无人值班变电所的监视和自动操作，如通过远方投切电网中联络断路器或分段断路器，以便切除故障或调整潮流；

2）在系统频率下降时切除负荷，在电压变动时自动投切静电电容器或者调整变压器分接头；

3）通过对负荷的直接控制来调节负荷曲线和保持电能供需平衡。

最初用时间开关来控制用户的负荷，定时切换用户的不同记价电表，用经济的手段来管理负荷。对于工业用户可采取控制最大需电量、分时记价、按合同规定用电时间等方法进行控制。为了使负荷控制直接到每一用户，可采取工频、音频、载波、无线电等控制手段，有配电网调度所根据上级调度所的指令和系统的实际运行状态，直接发出控制信号，对事先分门别类的负荷进行控制，操作被控用户的短路器。

随着自动化装置和被控设备可靠性的提高，中、小型变电所的控制可由就地操作过度到远方操作和自动操作。近年来也开始在变电所建立微型计算机为核心的综合自动化系统，可以实现继电保护、安全监视、电压和无功综合控制等功能。一些变电所已实现无人值班或远方控制的自动化运行体制。