现代电力能源系统中的自动化技术

内容提要第3章现代电力系统中的自动化技术

现代电力系统自动化是对电能生产、传输和管理实现自动控制、自动调度和自动化管理的系统。本章围绕现代电力系统所具有的“多输入、多输出、复杂大系统”特点，介绍现代电力系统中的自动化新技术。现代电力系统自动化的目标是保证供电电能质量，保证电力生产和输送的安全、经济、可靠、稳定运行，提高经济效益和管理效能。我国电力系统自动化的目标是实现主干通道光纤化、信息传输网络化、电网调度智能化、运行指标国际化、管理手段现代化。根据智能电网的建设要求，通过传感器连接资产和设备提高数字化程度；形成数据的整合体系和数据的收集体系；依据已经掌握的数据进行相关分析，以优化运行和管理。第3章现代电力系统中的自动化技术序20世纪50年代以前，电力系统自动化多限于单项自动装置，且以安全保护和过程自动调节为主。20世纪60年代，电力系统开始装设模拟式调频装置和以离线计算为基础的经济功率分配装置，并广泛采用远动通信技术。开始推广使用晶体管保护装置、可控硅励磁调节器、电气液压式调速器等。20世纪70～80年代，电力系统开始采用计算机电网实时监控系统，过程控制开始使用集中式数字控制系统CCS；随着微处理机的发展，又产生了分布式过程控制系统DCS。20世纪90年代，新一代过程控制体系结构是厂站综合自动化系统，300MW及以上容量机组已全面采用分布式过程控制系统DCS，逐步形成了数据采集、模拟量控制、顺序控制、燃烧器管理及电气控制等五大系统，形成现代电力系统自动化系统。电力系统自动化系统大致可分为电力系统信息化系统、能量管理系统、发电厂综合自动化系统、变电站综合自动化系统、配电网自动化系统等，各系统之间通过通信网络进行通信，也可以根据需要将各系统集成。电力信息化技术数据是系统分析与处理的对象，构成系统的应用基础电力信息化是信息化技术在电力工业中的应用，实现各电力企业信息化是电力信息化的主要内容。电力信息化的目的是提高电力企业的生产运行和管理水平，增加企业的竞争能力，最终提高企业的综合效益。电力企业信息化包括生产过程自动化和管理信息化系统两大范畴，每个范畴下根据功能和对象的不同又划分为若干的应用系统，核心是建立在生产过程自动化基础上的企业内部管理信息系统MIS，以及企业资源计划ERP，重点是信息资源开发利用，由操作层向管理层延伸，实现信息化管理。MIS是一个利用现代计算机及网络通信技术，由人、计算机及其他外围设备等组成的能进行信息的收集、传递、存贮、加工、维护和使用的系统，是一个原则框架。ERP是电力行业管理信息化的具体实现模式，都属于广义的企业管理信息系统的范畴。

电力信息化技术电力企业信息系统的典型结构模型

电力企业MIS是电力工业信息化技术的核心，计算机信息网络是MIS的基础。逻辑上分为四层：宏观决策层、经营管理层、生产管理层和作业设备控制层。主要功能有数据处理、预测、计划、控制和辅助决策功能。电力企业信息系统的典型结构模型电力ERP电力ERP是一种面向供应链管理的现代企业管理思想和方法。应用电力ERP的目的是建立符合市场经济体制的现代企业管理模式。包括供应链和信息集成两方面的内容。

电力ERP的基本框架电网调度自动化电网调度自动化电网调度自动化系统的基本结构包括调度端SCADA/EMS系统（控制中心）、主站系统、厂站端(RTU)和信息通道三大部分。根据所完成功能的不同,可以将此系统划分为信息采集和执行子系统、信息传输子系统、信息处理子系统和人机联系子系统。主要包括：数据采集和控制（SCADA）、发电自动控制（AGC）、经济调度运行（EDC）、电网静态安全分析（SA）以及调度员培训模拟（DTS）在内的能量管理系统。厂站端RTU，功能：实现“四遥”。信息传输通道，功能：信号传送时的通道。控制中心调度计算机系统实时收集各个厂站RTU采集的数据，显示并监视系统运行参数和系统状态，向厂站端发动送控制和调节命令，协助调度员完成电网调度任务。主站系统构成：包括①硬件层：计算机、网络、通信、远动等；②系统软件层：操作系统、语言等；③支撑软件层：数据库、人机界面、应用接口等；④应用软件层：SCADA/EMS电力中心调度所控制室能量管理系统EMSEMS构成：①数据收集级（SCADA），②能量管理级，③网络分析级数据收集级（SCADA）功能：完成实时数据的收集和系统监控，包括：①数据采集（DA），②数据预处理和报警，③事件顺序记录SOE，④事故追忆PDR，⑤远方控制，⑥远方调整，⑦趋势曲线和棒图，⑧历史数据存储和制表打印，⑨系统统一时钟，⑩模拟盘接口。能量管理级分为发电控制类和发电计划类。功能：利用电网总体信息（频率、时差、机组功率、联络线功率等）进行调度决策，主要目标是提高控制质量和改善电网运行的经济性。发电控制类:自动发电控制AGC、经济调度控制EDC、发电成本分析、交换计划评估、机组计划等，核心是AGC/EDC。AGC对电网的发电机组出力自动进行二次调整，满足控制目标（频率、交换功率、旋转备用等）的要求。EDC可与AGC配合使用。能量管理系统EMS发电计划类：负荷预测LF、机组启停计划、水火电协调计划、交换功率计划、火电计划等。负荷预测LF：超短期（几分钟～1小时）、短期（日～1周）、中期（月～1年），用于安全监视和负荷控制、运行计划、检修计划等。网络分析级的特点：利用电力系统全面信息（母线电压和角度）进行分析与决策，目标的提高电网运行的安全性。基础是经过网络拓扑分析和外部网络等值后形成的简化网络模型。包括：状态估计SE、（优化）潮流计算、安全分析、短路电流计算、电压稳定性分析等。其核心软件为状态估计和潮流计算。一般均可工作在实时型和研究性二种模式下。状态估计SE：根据SCADA提供的实时信息，给出电网内各个母线电压和功率的估计值。经过状态估计后的YC、YX值，比SCADA提供的数据更为完整、准确和可靠，产生的“可靠数据集”才能用于其它应用功能。能量管理系统EMS最优潮流：满足电网各种约束的条件下，使目标函数（总发电成本、总损耗等）最小的优化计算，得出系统最优运行方式。安全分析SA：静态安全分析和动态安全分析静态安全分析：对多种给定运行方式进行预想事故分析，对引起线路过负荷、电压越限、发电机功率越限等故障进行警告，评估电网的安全水平，找出薄弱环节。仅仅考虑假想事故后稳态运行状态的安全性，不考虑状态转移过程中的稳定性。以判断当前状态是否有足够的安全储备。动态安全分析：在当前、历史或预想运行方式下，给定预想事故集，判断系统是否失去暂态稳定，给出系统失稳的故障元件的极限切除时间和系统的稳定裕度，筛选出严重故障。考虑假想事故后状态转移过程中是否失去稳定的问题。一般EMS硬件平台由数据库服务器、通信服务器、前置服务器、SCADA服务器、高级功能软件服务器、Web服务器、调度员工作站、工程师维护工作站、DTS培训仿真工组站、AGC工作站，以及打印设备、网络通信设备、物理隔离设备等组成。EMS的硬件结构

地级调度主站典型配置示意图调度室南方电网新调度室采用了国际先进的大屏幕投影墙系统，该系统由24块67in一体化三片多晶硅反射式背投单元和一套多屏拼接控制器构成，整个大屏按21°弧形排列，每列屏幕之间成3°角；以局域网连接方式接入EMS调度员模拟培训系统DTS调度员模拟培训系统DTS：对电网的模拟仿真，用于培训调度员在正常状态下的操作能力和事故状态下的快速反应能力，也用于电网调度运行人员和方式分析人员分析电网运行的工具。既可用当前的运行数据也可用历史或假想数据。变电站自动化SAS变电站自动化

SAS智能电子设备IED变电站自动化

SASIEC61850标准定义的SAS的功能包括控制、监视和保护变电站的设备及其馈线，同时，还包括变电站自动化系统的维护功能，即系统组态、通信管理和软件管理等功能，它包含变电站的高压电气设备监视、继电保护、故障录波、自动装置及远动装置等设备，是集保护、测量、控制、远传等功能为一体，通过数字通信及网络技术实现信息共享，实现变电站自动运行监视和操作，完成变电站运行任务的一种集成化二次设备及系统。IEC61850标准将变电站自动化系统中的设备定义为智能电子设备IED，并定义IED是一个或者多个处理器协调工作的设备，它具有从或到一个外部源接受和发送数据/控制（如电子式多功能表计、数字继电保护、控制器）的能力。采用IEC61850标准将使传统变电站自动化系统中的“保护”和“自动化”及设备的界限发生根本变化。智能电子设备IED变电站自动化

SAS变电站自动化

SAS变电站自动化

SAS变电站自动化

SAS变电站自动化

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SAS变电站自动化

SAS变电站自动化

SAS变电站自动化

SAS现代变电站自动化系统是一种数字化变电站自动化系统，其物理结构特征是一次设备智能化、二次设备网络化，在逻辑上分层构建，能够实现智能设备间信息共享和互操作。数字化变电站自动化系统在逻辑结构上分为变电站层、间隔层和过程层3层。各层内部及层次之间是一种高速通信网络。包括计算机监控、间隔继电保护、间隔控制器、自动装置、电能质量自动控制等多个子系统。在各个子系统中，又由多个智能模块组成。在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到制造报文规范、以太网。在间隔层和过程层之间的网络采用单点向多点的单向传输以太网。变电站内的IED均采用统一的协议，通过网络进行信息交换。

智能化一次设备的信号回路和操作回路采用智能控制器和光电技术设计，用数字信号网络取代传统的导线连接。网络化二次设备及正在发展中的在线状态监测装置全部采用微处理器数字化、模块化设计，常规功能装置变成了逻辑上的功能模块，逻辑功能模块之间采用高速网络通信，通过网络实现数据共享、资源共享。变电站自动化

SAS智能化的一次设备包括智能化断路器和光电/电子式互感器等。智能化断路器由微机、电力电子元器件组成执行单元，代替常规机械结构的辅助开关和辅助继电器，实现按电压波形控制跳、合闸，跳、合闸时间控制精确，暂态过电压幅值减少。能够检测断路器开断前一瞬间的各种工作状态信息，具有自动选择和调节操动机构以及灭弧室状态相适应的合理工作条件，这样就可获得最佳开断效果。智能化断路器的设备信息由内部微机直接处理，并独立执行其功能，而不依赖于变电站级的控制系统。光电/电子式互感器可以输出标准的模拟量信号和数字量信号，直接用于微机保护和智能化计量设备，能同时适用于测量和保护两种功能的应用，以实现变电站控制系统的数字化、智能化和网络化。变电站自动化

SAS现代变电站自动化系统是将传统上分散布置的设备集成在一起，将二次回路中的逻辑通过智能控制器的软逻辑替代，强电模拟信号和控制信号电缆被光数字和光纤代替，完全取消了传统的集中控制屏、继电保护屏、信号屏等。现代变电站自动化系统在功能上采用现场总线技术完成“4遥”功能，通过网络与远程通信控制单元和后台计算机系统进行通信，从而完成传统RTU和变电站自动化系统的功能，包括自动控制功能（电压/无功综合控制、低周减载、静止无功补偿器控制等）；测量表计功能；继电保护功能，与继电保护相配套的功能（故障录波、测距、小电流接地选线等）；接口功能（与微机五防、电源、电能表计、全球定位装置等接口），系统功能（与主站通信、SCADA等），以及五防功能。五防功能是指①防止误分、合断路器。②防止带负荷分、合隔离开关。③防止带电挂（合）接地线（接地开关）。④防止带接地线（接地开关）合断路器（隔离开关）。⑤防止误入带电间隔。IEC60870远动设备及系统标准IEC60870-5系列标准采用三层参考模型，即物理层、链路层、应用层结构，涵盖了各种网络配置（点对点、多个点对点、多点共线、多点环型、多点星形）,各种传输模式（平衡式、非平衡式），网络的主从传输模式和网络的平衡传输模式，电力系统所需要的应用功能和应用信息，是一个完整的集，既可用于变电站和控制中心之间交换信息，也可用于变电站和配电控制中心之间交换信息、各类配电远方终端和变电站控制端之间交换信息。上述标准即常说的101、102、103、104规约，是相当一段时间里指导变电站自动化技术发展的重要标准，得到了广泛应用，在变电站和控制中心之间使用101规约，在变电站内部使用103规约，电能量计量计费系统使用102规约。新的国际标准IEC61850颁布之后，变电站自动化系统从过程层到控制中心将使用统一的通信协议。IEC61850变电站通信网络和系统国际标准对象模型与映射数字化变电站的分层结构数字化变电站的分层结构数字化变电站的分层结构站控层由具有数据库的高性能工作站或专用智能控制器、工业计算机、操作员平台和远方通信接口等组成。主要任务是通过以上两级网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按既定规约将数据信息送向调度或控制中心，接收调度或控制中心的控制命令并转间隔层、过程层执行，以实现各智能电子设备信息采集和处理、监视控制和操作，以及远方网络通信交换功能，包括全变电站的监控计算机、现场总线和局域网，供计算机之间与间隔层交换信息。站控层的功能分两类：一是与过程有关的变电站层功能，使用多个间隔或整个变电站的数据对多个间隔或整个变电站的一次设备进行操作。如变电站范围内的闭锁、自动顺序控制或母线保护。这些功能主要通过逻辑接口进行通信。二是与接口有关的变电站层功能，包括变电站自动化系统与本站操作员的接口HMI与调度控制中心的接口TCI或与远方监视和维护工程师站的接口TMI。这些功能通过逻辑接口和TCI与外部进行通信。具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能、站内当地监控功能、人机联系功能，以及对间隔层、过程层设备在线维护、在线组态、在线修改参数功能，还有变电站故障自动分析和操作培训功能等。电力地理信息系统GISGIS的基本含义地理信息系统的构成

地理信息系统的基本功能GIS将计算机技术与空间数据相结合，基本功能是数据采集、管理、处理、分析和输出。通过利用空间分析技术、模型分析技术、网络技术、数据库和数据集成技术、二次开发环境等，演绎出丰富多彩的各种应用系统功能。即，GIS能够解决空间、时间、原由和解决方案4大类问题：空间问题就是用GIS的专业语言描述事物或物体所处的地理位置和事情将要发生的地点；时间问题就是能准确推断事情发生的时间和将要发生的时间；原由问题就是能通过数据收集和分析，推断出事情发生的原因是什么，解决方案问题就是通过对数据分析，正确找出解决方法。空间信息处理和分析功能：位置、条件、变化趋势、模式和模型。包括拓扑空间查询、缓冲区分析、叠置分析、空间集合分析、地学分析等。数据采集、监测、存储与编辑功能：包括图形数据采集与编辑和属性数据编辑与分析。数据存储与组织是建立地理信息系统数据库的关键步骤，涉及到空间数据和属性数据的组织。数据库管理功能：包括数据库定义、数据库的建立与维护、数据库操作、通信功能等。制图功能：根据GIS的数据结构及绘图仪的类型，用户可获得矢量地图或栅格地图。GIS不仅可以输出全要素地图，而且可以根据需要分层输出各种专题地图，还可以通过空间分析得到一些特殊的地学分析用图，如剖面图等。电力GIS应用软件的功能

电力GIS是将电力企业的电力设备、变电站、输配电网络、电力用户与电力负荷和生产及管理等核心业务连接形成电力信息化的生产管理的综合信息系统。它提供的电力设备设施信息、电网运行状态信息、电力技术信息、生产管理信息、电力市场信息与地形地貌，及气象、水文、地质、资源等自然环境信息集中于统一系统中。通过GIS可查询有关数据、图片、图象、地图、技术资料、管理知识等。电力GIS平台包括基本构件层、系统环境层、数据库连接层、图形与数据接口工具层、应用系统层等。分层建立各种数据模型，并建立各层的连接关系。建立地理层信息与设备信息的拓扑和映射关系。支持多空间同屏显示和多空间关联建模、多空间索引。电力GIS应用软件的基本功能应包括电力空间数据的建模、存储、数据管理、数据交换格式定义、信息检索、查询、挖掘和分析、数据安全保护保密技术等。电力GIS可实现电网数字化描述，能对电网实现快速查询，及时掌握电网运行状态，快速诊断电网故障，提高处理事故能力，保证电网运行质量以及提高用户服务质量。可对图形数据、可执行图形和属性数据的嵌套操作与映射查询关系运算；根据配电设备的图形、属性信息与地理位置、地形数据、环境数据、线路走向数据、线路设备历史档案和即时信息，对线路设计方案、施工方案、抢修和停电措施提供决策依据及辅助决策。电力GIS应用软件的功能

电力GIS能够实现与电网调度自动化系统、电力用户关系管理系统、电力营销系统、电力市场管理系统等应用系统共享信息。支持多种管理应用系统的连接，其中包括与企业的MIS系统融为一体。电力GIS能对信息库进行安全保护，制定管理与使用的安全保密措施和机制，包括内外网络的隔离、重要电力设施电子地图和设备信息数据库的保护等。输变电GIS的基本功能配电网GIS

配电网GIS的应用主要有两种趋势，一是把GIS作为整个配电管理系统DMS的基础平台，另一种是把GIS作为DMS的子系统，与SCADA等其他系统共同完成整个配电网自动化的功能。基于电力GIS的配电管理系统DMS包括SCADA、负荷管理LM、负荷控制和故障管理、自动绘图AM、设备管理FM、电话投诉管理TCM等，是一个涉及供电企业运行管理、设备管理、用户服务等各个方面的计算机集成系统，从而实现配电网管理自动化、配电网运行优化，提高供电可靠性，为用户提供优质服务。配电网GIS的基本功能变电站遥视系统网络简介

通过与SCADA系统的接口，实时显示模拟图上设备的遥测信息，对站内设备进行监控；通过SCADA系统与GIS的接口，遥信遥测站内开关变位信息，自动纠正站内开关开合状态并实时分析处理全网的线路及设备停供电状态，及时刷新图形窗口。利用变电站信息查询功能和Intranet应用部分可显示该变电站的一次接线图、现场录像等。现场总线技术简介现场总线既是通信网络，又是网络控制系统。作为通信网络，它所传送的是工业现场的开关量或数字量指令与数据；作为网络控制系统，在系统结构上的显著特征是可由单个节点、也可由多个网络节点共同完成所要求的自动控制功能，是一种由网络集成的分布式自动化控制系统。从网络控制技术的系统层次上看，控制网络分为面向设备的现场网络和面向控制系统的控制网络两部分。IEC61158国际标准定义的现场总线通信协议模型：

模型在ISO参考模型的第7层之上增加了面向用户的用户层。现场总线模型由物理层、数据链路层、应用层和用户层组成。IEC61158现场总线的类型IEC61158工业通信网络现场总线规范第4版规定了20种现场总线。类型3、类型8、类型10、类型14、类型18等被列入中国国家标准GB/T20540、GB/T16657和JB/T10308等。IEC61158现场总线的类型IEC61158系列标准是概念性技术规范，它不涉及现场总线的具体实现，每种类型现场总线都由一个或多个网络层规范构成，包括可选的服务和协议，各层基于ISO/IEC7498、ISO/OSI参考模型（ISO/IEC7498）的不同的层，提供模块化功能和接口，物理层、数据链路层和应用层以所能提供的服务和协议，采用与其他现场总线互补的方式进行描述，以适应各种不同的技术。不同领域的现场总线应用有着不同的要求，如用于过程自动化控制领域的现场总线和用于制造自动化控制的现场总线在结构和要求上是不同的，要求的现场总线体系结构和通信协议也就完全不同，单一的现场总线类型难以满足要求，这就需要不同类型的现场总线互补与合作，才能不断满足不同领域的工业自动化技术的要求。这也是有多种类型现场总线的主要原因。类型3/10现场总线简介

类型3/10现场总线即PROFIBUS+PROFInet现场总线。PROFIBUS现场总线是一种用于工厂自动化车间级监控和现场设备层数据通信与控制的现场总线技术，可实现现场设备层到车间级监控的分散式数字控制和现场通信网络。PROFInet是用于工业自动化的一种工业以太网标准。PROFIBUS现场总线由PROFIBUS-DP、PROFIBUS-PA和PROFIBUS-FMS三部分组。《化妆品术语》起草情况汇报中国疾病预防控制中心环境与健康相关产品安全所一、标准的立项和下达时间2006年卫生部政法司要求各标委会都要建立自己的术语标准。1ONE二、标准经费标准研制经费：3.8万三、标准的立项意义术语标准有利于行业间技术交流、提高标准一致性、消除贸易误差，作为标准体系中的基础标准，术语标准在各个领域的标准体系中均起着重要的作用。随着我国化妆品卫生标准体系建设逐步加快，所涉及的术语和定义的数量也在迅速增长，在此情形下，化妆品术语标准的制定就显得尤为重要。四、标准的制订原则1.合法性遵守《化妆品卫生监督条例》、《化妆品卫生监督条例实施细则》中关于化妆品的定义。2.协调性直接引用或修改采用的方式，与相关标准中的术语和定义相协调。3.科学性对于没有国标或定义不统一的术语，在定义时体现科学性的原则。4.实用性在标准体系中出现频率较高，与行业联系较紧密的术语优先选用。五、标准的起草经过

第一阶段：资料搜集

搜集国内外相关法规、标准、文献并对国外文献如美国21CFR进行翻译。第二阶段：2007年末形成初稿

初稿内容包括一般术语、卫生化学术语、毒理学术语、微生物术语、产品术语、人体安全和功效评价术语，常用英文成份术语等７部分。第三阶段：专家统稿1.2007年12月第一次专家统稿会（修订情况：1.在结构上增加原料功能术语、相关国际组织和科研机构等内容；2.在内容上增加一般术语、产品术语的种类，将化妆品行业的新产品类别纳入本标准；3.对于毒理学、卫生化学、微生物学术语进行修改；4.删除与化妆品联系不紧密、无存在必要的常用英文成分术语。2.2009年1月第二次专家统稿会会议意见：1.修改能引用国家标准的尽量引用国家标准；对存在歧义的个别用词进行修改。2.删除由于本标准中的“产品术语”一章和香化协会所制定的某个标准存在重复，因此删除“产品术语”一章的内容；对“原料功能术语”的内容进行梳理，删除了20余条内容。3.增加专家建议增加“化妆品限用物质”等若干项术语。第四阶段：征求意见2009年2月面向全国公开征求意见。第五阶段：征求意见的处理与形成送审稿。在征求意见的处理阶段再次征求了相关专家的意见。六、标准的内容依据1.《化妆品卫生监督条例》、《化妆品卫生监督条例实施细则》;2.《化妆品卫生规范》;3.美国2