电网调度自动化技术人员培训教材

电网调度自动化技术人员培训教材

（厂站部分）

省电网中心调度所

2011年10月

目录

1.变电站综合自动化系统的概念及优越性....................................2

1.1变电站综合自动化系统的概念...........................................2

1.2对变电站保护和监控的要求的变化......................................2

1.3传统变电站存在的问题.................................................3

1.4变电站实现综合自动化的优越性.........................................4

1.5变电站综合自动化对无人值班的促进作用.................................5

1.6变电站自动化技术的发展过程.........................................7

2.变电站综合自动化系统的内容和功能......................................15

2.1变电站综合自动化系统的研究内容......................................15

2.2变电站综合自动化系统的基本功能......................................15

3.变电站综合自动化装置原理介绍.........................................30

3.1硬件原理介绍........................................................30

3.2保护软件原理介绍....................................................33

3.3实时多任务系统介绍..................................................35

3.4测控保护算法介绍....................................................36

4.变电站通讯网络........................................................40

5.超高压变电站自动化系统的发展策略讨论..................................43

6.iES-M80变电站自动化系统介绍..........................................47

6.1系统特点............................................................48

6.2系统构架............................................................52

6.3以太网为核心构建通讯网络............................................52

6.4系统功能部署........................................................54

6.5间隔装置和功能部署..................................................57

7.变电站的干扰及其防护措施..............................................64

7.1主要干扰源简述......................................................65

7.2抗干扰措施..........................................................66

1.变电站综合自动化系统的概念及优越性

1.1变电站综合自动化系统的概念

随着微机技术的发展和在电力系统的普遍应用，自80年代以来，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等）逐步采用微机型的装置，即微

机保护、微机监控、微机远动等。这些微机装置尽管功能不一，但其硬件配置却大体相同，

装置所采集的信息量和要控制的对象许多是共同的。但由于这些设备分属不同的专业，加上

管理体制上的一些原因，在变电站上述各专业的设备出现了功能重复、装置硬件配置重复、

互连复杂等问题。这就迫切需要打破各专业分界的框框，从全局出发来考虑全微机化的变电

站二次设备的优化设计，这便提出了变电站综合自动化的问题。

变电站综合自动化是将变电站的二次设备经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算

机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，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、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。变

电站综合自动化系统，即利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，代替常

规的测量和监视仪表，代替常规控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继

电保护屏，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。因此，变电站综合自动化是自

动化技术、计算机技术和通信技术等高科技在变电站领域的综合应用。变电站综合自动化系

统可以采集到比较齐全的数据和信息，利用计算机的高速计算能力和逻辑判断功能，可方便

地监视和控制变电站内各种设备的运行和操作。变电站综合自动化系统具有功能综合化、结

构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。

变电站综合自动化系统以全微机化的新型二次设备替代常规设备，尽量做到硬件资源、

信息资源共享。用不同的模块软件实现常规设备的各种功能，用计算机局域网代替大量信号

电缆的连接，用主动模式代替常规的被动模式，简化了变电站二次部分的硬件配置，减轻了

安装施工和运行维护工作量，降低了变电站总造价和运行费用，使变电运行更安全、可靠，

为提高运行管理自动化水平打下了基础。

1.2对变电站保护和监控的要求的变化

使变电站综合自动化成为电力系统自动化的发展方向原因有两个方面：一是随着电力系

统的发展，对变电站保护和监控的要求发生了很大的变化，而现有的常规保护和监控系统渐

渐不能满足要求；二是变电站现有的常规保护和监控系统设计本身具有很多缺点和不足。

继电保护要求的变化

当前的电力系统具有电网规模大、电压等级高和机组容量大的特点。为了最大限度的发

挥电网的经济性，电力系统越来越多地运行在其稳定极限附近。这就要求一旦发生故障，继

电保护装置能更快地切除故障。

220kV及以上的超高压输电线路要求的典型故障切除时间V30ms,严重故障时要求故障

切除时间更短；母线保护要求内部故障切除时间〈10ms,能自动识别母线运行方式并作出相

应调整，能在近端外部故障下抗CT饱和并可闭锁；差动保护作为变压器的主保护，其关键问

题仍是励磁涌流的鉴别。传统的办法是监测差流中的谐波成分，但是对超高压大容量变压器

接长距离输电线或低压侧接无功补偿装置时，内部故障电流中也会含有丰富的谐波成分，在

这种情况下就难以判别故障还是涌流。

自动监控装置作用的变化

电力系统监控方面最主要的变化在于对监控装置在降低发电成本和跳提高电网运行水平

方面的要求越来越高。电力系统经济运行需要更多有关电网运行的信息和更精确可靠的监控,

这就需要更多通道和手段来采集和分析电网信息并作出监控。另外在电网进行安全分析，特

别是进行网络偶然事故分析时还要求对电网信息采集和监控功能进行协调。

变电站扩容改造的要求

一般来讲，大型变电站开始仅有几回进线，经过几年后逐步发展成为具有多回联络线。

变电站扩容改造的每一步都要增加保护和监控设备，甚至需要重新安排母线的布置，因此要

对现用的监控设备和保护装置进行较大的调整或重新配置。这就要求这些装置具有较大的灵

活性和可扩充性以便以最小的费用和最短的时间完成扩容和改造。

变电站无人值班运行的要求

由于具有明显的技术经济效益（运行可靠性高、劳动生产率高、建设成本低），发达国

家早在七十年代就开始实施这种新的变电站运行管理模式。

实现变电站无人值班的技术基础是变电站中的测量、监视、保护、监控等二次设备具有

高度的安全性与可靠性，优越的协调性与兼容性。变电站综合自动化系统的运用是实现变电

站无人值班运行的有效途径。

1.3传统变电站存在的问题

众所周知，变电站是电力系统中不可缺少的重要环节，它担负着电能转换和电能重新分

配的繁重任务，对电网的安全和经济运行起着举足轻重的作用。尤其是现在大容量发电机组

的不断投运和超高压远距离输电和大电网的出现，使电力系统的安全控制更加复杂，如果仍

依靠原来的人工抄表、记录、人工操作为主，依靠原来变电站的旧设备，而不进行技术改造

的话，必然没法满足安全、稳定运行的需要，更谈不上适应现代电力系统管理模式的需求。

传统的变电站进入九十年代以来越来越暴露出其固有的缺陷和局限性：

(1)安全性、可靠性不能满足现代电力系统高可靠性的要求。传统的变电站大多数采用

常规的设备，

尤其是二次设备中的继电保护和自动装置、远动装置等(有不少变电站没有自动装置和

远动装置)采用电磁型或晶体管式设备，设备本身结构复杂、可靠性不高，而且又没有故障

自诊断的能力。目前的办法是依靠对常规二次系统进行定期的测试和校验来发现问题，这不

但增加了维护人员的工作量，而且仍无法保证装置绝对的可靠，往往是等到保护装置发生拒

动或误动后才能发现问题再进行调整与检修，另外维护人员在定期检测中造成装置误动或形

成新的隐患的情况也时有发生。同时硬件设备基本上是按功能独立配置的，彼此间联系很少，

设备型号庞杂，在组合过程中协调性差，也容易造成设计隐患。

(2)供电质量缺乏科学的保证。随着国民经济的持续发展，人民生活水平和生活质量不

断提高，家用电器、个人计算机越来越多地进入各家各户。不仅各工矿企业，而且居民用户

对保证供电质量的要求越来越高。衡量电能质量的主要指标是频率和电压，目前还应考虑谐

波问题。频率主要由发电厂调节、保证。而电压的合格，不能单靠发电厂调节，各变电站，

特别是枢纽变电站也应该通过调节分接头位置和控制无功补偿设备进行调整，使其运行在合

格范围内。但传统的变电站，大多数不具备调压手段，至于谐波污染造成的危害，还没有引

起足够的重视和采取有力的解决措施，且缺乏科学的电能质量考核办法，不能满足目前发展

的电力市场的需求。

(3)占地面积大，增加了征地投资。实现了综合自动化的变电站与传统的变电站相比，

在一次设备方面，目前还没有多大的差别，而差别较大的是二次设备。传统的变电站，二次

设备多数采用电磁式或晶体管式，体积大、笨重，因此，主控制室、继电保护室占地面积大。

这对于人口众多的我国，特别是对人口密度很大的城市来说，是一个不可忽视的问题。如果

变电站实现综合自动化，则会大大减少占地面积，这对国家眼前和长远的利益都是很有意义

的。

(4)不适应电力系统快速计算和实时控制的要求。电力系统要做到优质、安全、经济运

行，必须及时掌握系统的运行工况，才能采取一系列的自动控制和调节手段。但传统的变电

站主要用指示灯显示监控操作，用各种各样的模拟式表盘反映模拟量瞬时值，大部分的历史

数据、操作记录和事件记录主要靠手工完成或用专门的记录器记录，费时费力且易出错，不

能满足向调度中心及时提供运行参数的要求；而且参数采集不齐，不准确，变电站本身又缺

乏自动控制和调控手段，因此没法进行实时控制，不利于电力系统的安全、稳定运行。

(5)维护工作量大，设备可靠性差，不利于提高运行管理水平和自动化水平。常规的保

护装置和自动装置多为电磁型或晶体管型，例如晶体管型保护装置，其工作点易受环境温度

影响，因此其整定值必须定期停电校验，每年校验保护定值的工作量是相当大的；也无法实

现远方修改保护或自动装置的定值。

1.4变电站实现综合自动化的优越性

由于传统的变电站存在以上缺点，无法满足电力系统安全、稳定和经济、优化运行的要

求。解决这些问题的出路是用先进技术武装变电站。对于老式的变电站，逐步进行技术改造;

对新建的变电站，要尽量采用先进的技术，提高变电站的自动化水平，增加四遥功能,

逐步实现无人值班和调度自动化。变电站实现综合自动化的优越性主要有以下几方面。

(1)提高供电质量，提高电压合格率。由于在变电站综合自动化系统中包括有电压、无

功自动控制功能，故对于具备有载调压变压器和无功补偿电容器的变电站，可以大大提高电

压合格率，保证电力系统主要设备和各种电器设备的安全，使无功潮流合理，降低网损，节

约电能损耗。

(2)提高变电站的安全、可靠运行水平。变电站综合自动化系统中的各子系统，绝大多

数都是由微机组成的，它们多数具有故障诊断功能。除了微机保护能迅速发现被保护对象的

故障并切除故障外，有的自控装置并兼有监视其控制对象工作是否正常的功能，发现其工作

不正常及时发出告警信息。更为重要的是，微机保护装置和微机型自动装置具有故障自诊断

功能，这是当今的综合自动化系统比其常规的自动装置或四遥装置突出的特点，这使得采用

综合自动化系统的变电站一、二次设备的可靠性大大提高。

(3)提高电力系统的运行、管理水平。变电站实现自动化后，监视、测量、记录、抄表

等工作都由计算机自动进行，既提高了测量的精度，又避免了人为的主观干预，运行人员只

要通过观看CRT屏幕，对变电站主要设备和各输、配电线路的运行工况和运行参数便一目了

然。综合自动化系统具有与上级调度通信功能，可将检测到的数据及时送往调度中心，使调

度员能及时掌握各变电站的运行情况，也能对它进行必要的调节与控制，且各种操作都有事

件顺序记录可供查阅，大大提高运行管理水平。

(4)缩小变电站占地面积，降低造价，减少总投资。变电站综合自动化系统，由于采用

微计算机和通信技术，可以实现资源共享和信息共享，同时由于硬件电路多数采用大规模集

成电路，结构紧凑、体积小、功能强，与常规的二次设备相比，可以大大缩小变电站的占地

面积，而且随着微处理器和大规模集成电路的不断降价，微计算机性能价格比逐步上升，发

展的趋势是综合自动化系统的造价会逐渐降低，而性能和功能会逐步提高，因而可以减少变

电站的总投资。

(5)减少维护工作量，减少值班员劳动，实现减人增效。由于综合自动化系统中，各子

系统有故障自诊断功能，系统内部有故障时能自检出故障部位，缩短了维修时间。微机保护

和自动装置的定值又可在线读出检查，可节约定期核对定值的时间，而监控系统的抄表、记

录自动化，值班员可不必定时抄表、记录，可实现少人值班，如果配置了与上级调度的通信

功能，能实现遥测、遥信、遥控、遥调，则完全可实现无人值班，达到减人增效的目的。

1.5变电站综合自动化对无人值班的促进作用

对变电站来说，无人值班和有人值班是两种不同的管理模式，它与变电站一、二次系统

技术水平的发展，与变电站是否实现自动化没有直接关系。一、二次设备可靠性的提高和采

用先进技术，可以为无人值班提供更为有利的条件，但不是必须具备的条件。

早在四、五十年代，无人值班已经在我国一些大城市实行，例如上海、广州、天津等城

市，对一些不是很重要的35kV变电站，实行无人值班，平时把变电站的门锁起来，

一旦出现故障，保护跳闸停电，则用户会用电话或其他方式要求供电局去检修，恢复供

电。供电局在确认停电事故后，便派出检修人员去查找并修复故障，恢复供电。这种无人值

班变电站的一、二次设备与有人值班变电站完全一样，没有任何信息送往调度室。其一、二

次设备的运行工况如何，只能由检修人员到现场后，才能知道，因此这类无人值班只适合于

重要性不高的变电站。

到了60年代，由于远动技术的发展，在变电站开始应用遥测、遥信技术，从而进入了远

方监视的无人值班阶段。这时，在调度中心，调度人员可以了解到下面无人值班站的运行工

况，这比起元四遥功能的无人值班站来说，已前进了一大步。但是，这个阶段的遥测、遥信

功能还是很有限的，例如遥信只传送事故总信号和一些开关位置信号。值班员通过事故总信

号知道变也站发生故障，可及早派人到变电站或线路寻找放障和进行检修，这对及早恢复供

电无疑是很有好处的。相对无四遥功能的无人值班站来说，是一大进步。但是，如果要对开

关进行操作，还必须到变电站现场才行。

80年代中后期以后，随着微处理器和通信技术的发展，利用微型机构成的远动装置(简

称RTU(RemoteTerminalUnit)的功能和性能有很大提高，具有遥测、遥信和遥控功能，

有的还有遥调功能，这使无人值班技术又上了一个台阶。

经过几十年的努力，电网装备技术和运行管理水平及人员素质都有了很大提高，一次设

备可靠性提高，遥控技术逐步走向成熟。特别是“八五”期间，全国电网调度自动化振兴纲

要的实施，电网调度自动化实用化工作的开展取得了很好的经验，为全国特别是中心城市开

展无人值班工作奠定了扎实的基础。因此，1995年国家电力调度通信中心要求现有35kV和

110kV变电站，在条件具备时逐步实现无人值班，新建变电站可根据调度和管理需要以及规

划要求，按无人值班设计。这几年的实践证明：变电站实行无人值班有明显的经济效益和社

会效益，特别是提高了运行的可靠性，减少人为事故，保障系统安全，提高了劳动生产率，

降低了建设成本，推动了电力行业的科技进步。

上述分析可见，无人值班与变电站综合自动化是不同范畴的问题。变电站有人值班与无

人值班是变电站运行管理采用“当地”还是“远方”两种管理模式选择哪一种的问题；而变

电站综合自动化是指变电站的技术水平问题。两者表面看来没有直接的关系。采用常规的二

次设备，没有实现自动化，只要有RTU远动设备，便可以实现无人值班。但变电站自动化技

术的发展和自动化水平的提高，对无人值班元疑将起很大的推动作用，它可以明显地提高无

人值班变电站运行的可靠性和技术水平，而且我们今天提倡的无人值班不能回到40年代、60

年代的简单水平，必须建立在高可靠性、高技术水平的基础上。变电站综合自动化可适应这

种高的要求。用于与常规二次设备配合的RTU远动装置对模拟量的采集，一般是通过变送器

采样，对继电保护信息的采集是通过信号继电器的辅助触点，连接电缆多，因此采集的信息

量往往受到限制，而变电站综合自动化系统可以提供更丰富的信息，它不仅能完成常规的RTU

的全部功能，而且由于各子系统几乎都是由微处理机构成的、因而可以实现资源失享。因此,

实现综合自动化的变电站，一般不必再配置单独的RTU,而是由监控系统所采集的模拟量和

开关状态信息，通过通信管理单元直接送往调度，对于继电保护动作信息的采集，

可以由各微机保护单元，将动作信息通过综合自动化系统内部网络送给通信管理单元再

送给调度，并由通信管理单元转发或执行调度下达的命令。由于综合自动化系统内部各子系

统间通过网络连接，既减少了彼此间的连接电缆，简化了设备，又可以传送更多的信息。更

为突出的特点是可将各微机保护子系统和各自动装置的定值送往调度端，上级调度也可对其

修改定值，而且综合自动化系统还能将三次进条路1运行此态和投摩启诊断时信，击耐调度

主席才报苦，这些都是常规的变电所没有办法达到的。因此，目前新建的变电站在投资允许

的情况下，采用综合自动化系统不仅可以全面提高无人值班变电站的技术水平，也可提高其

可靠性。

1.6变电站自动化技术的发展过程

国外从70年代末80年代初就开始进行保护和控制综合自动化新技术的开发和试验研究

工作，80年代中期，我国亦开始研究变电站综合自动化技术。尤其是近年来，国内变电站综

合自动化技术也得到了飞速的发展。下面就国内外变电站综合自动化技术的现状与发展作一

总结和分析。

变电站分立元件的自动装置阶段

为了保证电力系统的正常运行，研究单位和制造厂家，长期以来陆续生产出各种功能的

自动装置，例如：自动重合闸装置、低频自动减负荷装置、备用电源自投和各种继电保护装

置等。电力部门可根据需要，分别选择配置。70年代以前，这些自动装置主要采用模拟电路,

由晶体管等分立元件组成，对提高变电站的自动化水平，保证系统的安全运行，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运行的安全。同

时，分立元件的装置可靠性不高，经常需要维修、体积大，不利于减少变电站的占地面积，

因此需要有更高性能的装置代替。

微处理器为核心的智能自动装置阶段

80年代，随着国家改革开放方针的进展，微处理器技术开始引人我国，并且吸引了许多

为电力行业服务的科技工作者，他们都把注意力放在如何将大规模集成电路技术和微处理器

技术应用于电力系统各个领域上。在变电站自动化方面，首先将原来由晶体管等分立元件组

成的自动装置逐步由大规模集成电路或微处理机代替，由于采用了数字式电路，统一数字信

号电平，缩小了体积，明显地显示出优越性，特别是由微处理器构成的自动装置，利用微处

理器的智能和计算能力，可以应用和发展新的算法，提高了测量的准确度和控制的可靠性，

还扩充了新的功能，尤其是装置本身的故障自诊断能力，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。

这些微机型的自动装置，虽然提高了变电站自动控制的能力和可靠性，但在80年代,

基本上还是维持原有的功能和逻辑关系的框框，只是组成的硬件结构由微处理器及其接

口电路代替，扩展了一些简单的功能，多数仍然是各自独立运行，不能互相通信，不能共享

资源，实际上形成了变电站的自动化孤岛，因此仍然解决不了前述变电站设计和运行中存在

的所有问题。随着数字技术和微机技术的发展，变电站内自动化孤岛问题引起了国内外科技

工作者的关注，并对其开展研究和寻求解决的途径。因此变电站综合自动化是科学技术发展

和变电站自动控制技术发展的必然结果。

变电站综合自动化系统的发展阶段

国外变电站综合自动化的发展概况

国外从70年代末、80年代初就开始进行保护和控制综合自动化系统的新技术开发和试

验研究工作。如由美国西屋电气公司和美国电力科学研究院（EPRI）联合研制的SPCS变电

站保护和控制综合自动化系统、由日本关西电力公司与三菱电气公司共同研制的SDCS-L

II保护和控制综合自动化系统，SDCS-KII系统从1977-1979年进行了现场试验及试运行，

80年代初已交付商业应用。目前，日本日立、三菱、东芝公司，德国西门子公司（SIEMENS）、

AEG公司，瑞士ABB公司，美国通用电气公司（GE）、西屋电气公司（Wesinghouse）,

法国阿尔斯通公司（AL—STHOM）,瑞士Landis&Gyr公司等国际著名大型电气公司均开发

和生产了变电站综合自动化系统（或称保护与控制一体化装置），并取得了较为成熟的运行

经验。

西门子公司于1985年在德国汉诺威正式投运其第一套变电站自动化系统LSA678,至

1993年已有300多套同类型的系统在德国本土及欧洲其他国家不同电压等级的变电站投入运

行，至1995年，该公司在中国也陆续得到十几个工程项目，基本上是11OkV城市变电站。

LSA678系统的结构有全分散式和集中与分散相结合两种类型。

ABB公司的变电站综合自动化系统SCS100,在芬兰生产，用于中、低压变电站。SCS200

在瑞典生产，用于高压变电站。

各公司变电站综合自动化系统的主要特点为：系统一般采用分层分布式，系统由站控级

和元件/间隔级组成，大部分系统在站控级和元件/间隔级的通信采用星形光纤连接，继电

保护装置下放到就地，主控制室与各级电压配电装置之间仅有光缆联系，没有强电控制电缆

进入主控制室，这样节约了大量控制电缆，大大减少对主控制室内计算机系统及其他电子元

件器的干扰，提高了运行水平和安全可靠性。

国外在制定变电站综合自动化技术规范方面的进展

国外变电站综合自动化系统制造厂商颇多，但他们彼此之间一开始就十分注意系统的技

术规范和标准的制定及协调，以避免各自为政造成的不良后果，以便于这门新技术能够迅速

发展和广泛的应用，

这是很值得我们学习的。目前，许多国际性组织或权威机构都在进行这项工作，如国际

电工委员会（IEC）、国际大电网会议（CICRE）、德国电力事业联合会（VDEW）和电工供

货商机构（ZVEI）、美国电力科学研究院（EPRI）和IEEE的电力工程学会（IEEE、PES）

都正在制订或已制订了某些标准。

德国电力行业协会（VDEW）为电子制造商协会（EVEI）制定的关于数字式变电站控制

系统的推荐草案于1987年公布，成为IECTC57在起草保护与控制之间接口标准的参考，内

容非常丰富。德国的三大电气公司Siemens、ABB、AEG基本上是按这一推荐规范设计和开

发自己的产品。该草案把变电站的结构规定为站控级（StationLevel）和元件/间隔级（Bay

Level）«对于系统的硬件、软件、参数化、资料、测试、验收和现场调试等那做出了具体而

详尽的规定。该推荐草案的公布不仅对德国国内变电站综合自动化的发展而且对整个欧洲地

区都起了一定的促进和规范作用。

美国电力科学研究院EPRI委托西屋电气公司研究起草的变电站控制与保护项目的系统

规范，于1983年8月发表（EL-1813）,1989年又进行了修改与增补。该规范定义出了变

电站综合自动化系统的范畴，同时列出了该系统应具备的功能菜单，规定了每一种功能应具

备的内容及基本要求。它反映了变电站综合自动化的基本要求，总共逐个规定了26种功能。

普遍认为，任何一种装置的功能都不可能超出上述功能清单之外。

国际电工委员会第57次技术委员会（IECTC57）为了配合变电站综合自动化方面的进

展，成立了“变电站控制和保护接口”工作组，负责起草该接口的通信标准，该工作组共12

个国家（主要集中在北美和欧洲，亚洲有中国，非洲有南非）2000位成员参加。从1994年

3月到1995年4月举行了四次讨论会，于1995年2月向IEC秘书处提交了保护通信伙伴标

准IEC87Q-5-103,为控制与保护之间的通信提供了一个国际标准。

我国变电站综合自动化的发展过程

我国变电站综合自动化的研究工作开始于80年代中期。1987年，清华大学电机工程系

研制成功一套符合国情的变电站综合自动化系统，在山东威海35kV望岛变电站投入运行，用

3台微型计算机实现了全站的微机继电保护、监测和控制功能。之后.随着1988年由华北电

力学院研制的第1代微机保护（01型）投入运行，第2代微机保护（WXB—11）1990年4

月投入运行并于同年12月通过部级鉴定。这样，在远动装置采用微机技术后，更为复杂的继

电保护全面采用微机技术成为现实。至此，随着微机保护、微机远动、微机故障录波、微机

监控装置在电网中的全面推广应用，人们日益感到各专业在技术上保待相对独立造成了各行

其是，重复硬件投资，互连复杂，甚至影响运行的可靠性。1990年，清华大学在研制鞍山公

园变电站综合自动化系统时，首先提出了将监控系统和RTU合二为一的设计思想。1992年5

月.电力部组织召开的''全国微机继电保护可靠性研讨会”指出：微机保护与RTU,微机就

地监控.微机录波器的信息传送，时钟、抗干扰接地等问题应统一规划并制定统一标准，微

机保护的联网势在必行。由南京电力自动化研究院研制的第1套适用于综合自动化系统的成

套微机保护系统ISA-1于1993年通过部级鉴定以后，各地电网逐步开始大量采用变电站综

合自动化系统。1994年中国电机工程学会继电保护及自动化专委会在珠海召开了“变电站综

合自动化分专业委员会”

的成立大会，这标志着对变电站综合自动化的深入研究和应用进入了一个新阶段。

目前，国内有关研制和生产单位推出的变电站综合自动化系统及产品很多，根据该技术

的发展过程及系统结构特点，归纳起来可分为4种典型类型。

第1种类型为基于RTU、变送器及继电保护与自动装置等设备的变电站综合自动化系统,

一般称为增强型RTU方式，也称集中式，或第1代综合自动化系统。该类系统实际上是在常

规的继电保护及二次接线的基础上增设RTU装置以实现“四遥”。结构上仅是站级概念，有

关重要信息（如保护动作信息等）通过硬接点送给RTU装置，变电所的监测量一般经变送器

变换后送给RTUo开关监测量是直接引至RTU,RTU的控制输出一般经遥控执行柜发出控制

命令。该类系统的特点是：系统功能不强，硬件设备重复、整体性能指标低，系统联接复杂,

可靠性低，但其成本低，特别适合于老站改造。现在全国大量远行的无人值班变电站多采用

此种模式。实际上该类系统仅为变电站综合自动化的初级形式，尚不能称为综合自动化系统。

调度室

自动化主站系统

远方自动化系统

变苴站控制室高压开关室

10KWF关柜

D

遥控接线

电度接线遥信接线

遥测接线

端子箱

配电屏直流屏电度表屏变送器屏中央信号月其它屏体保护屏主控制屏

交流直流脉冲有功/无功多种故障录波继电保护110KV

控制把手

220V220V电度表电流/电压指示信号装置

或

电量/档位

小电流接35KV控制室外

直流/温度控制把手

地装置

其它等

第2种类型早期的变电站综合自动化系统多为集中式，由一台或两台计算机完成变电站

的所有继电保护、测量监视、操作控制、中央信号数据通信和记录打印等功能。系统各功能

模块与硬件无关，采用模块化软件连接来实现，集中采集信息，集中处理运算。具有工作可

靠、结构简单、性价比高等优点，但可扩充性、可维护性差。

调度主站系统

调制解调器

TT

A/D开关量开关量

转换板输入板输出板

第3种类型为从硬件结构上按功能对装置进行了划分，摒弃了集中式单CPU结构而走

向分散，系统由数据采集单元（模拟量、开关堡、脉冲量），主机单元（总控单元）、遥控

执行单元、保护单元组成。各功能单元（设备）通过通信网络等手段实现有机结合，构成系

统。该类系统可替代常规的保护屏、控制屏、中央信号屏、远动屏、测量仪表等。它具有较

强的在线功能。各种功能比较完善，且人机界面较好。但系统仍然比较复杂，联结电缆较多，

系统可靠性不太高。这类系统虽然做到了一定程度上的分散（功能分散），但没有从整体上

来考虑变电站综合自动化系统的结构、一般仅是监控系统和保护系统简单的相加。由于我国

保护和远动分属不同的部门和专业。故我国目前的大多数综合自动化系统均属此类结构系统。

这类系统一般称为分散式系统或第2代综合自动化系统，是一种过渡方案。

第4种类型系统是采用国际上成熟的先进设计思想，引入了站控级和间隔级概念，系统

采用分层分布式结构。设备分变电站层设备（站控级）和间隔层设备（间隔级）。间隔层设

备原则上按一次设备组织，例如1条线路、1台主变压器。每一间隔层设备包括保护、控制、

测量、通信、录波等所有功能。设计的原则是：凡是可以在本间隔层设备完成的功能，尽量

由间隔层设备就地独立处理，不依赖于通信网和变电站层设备。变电站层设备是通过间隔层

设备了解和掌握整个变电站实时运行情况、并通过间隔层设备实现变电站控制，它还负责站

内信息收集、分析、存储以及与远方调度中心的联系，这类系统实现了信息资源的共享以及

保护、监控功能的综合化，大大简化了站内二次回路，它完全消除了设备之间错综复杂的二

次电缆。由于间隔层设备可放在开关柜上或放置在一次设备附近，从而可大大缩小主控制室

面积，节省控制电缆、减少CT负担。同时大大提高了整个系统的可靠性、可扩展性，是综合

自动比系统的发展方向。该类系统一般称为分层分布式系统，也称为第3代变电站综合自动

化系统。目前国内主要电力自动化研究生产单位的系统均属于此类产品。

针对110kV及以下中低压变电站和220kV〜500kV的高压变电站，第3代变电站综合自

动化系统的构成又有一定区别。110kV及以下中低压变电站综合自动化系统以“四合一”（保

护、遥测、遥信、遥控）的测控保护装置为基础，配合相应的测控和自动化装置构成。220kV〜

500kV的高压变电站综合自动化系统，考虑其复杂性，仍采用保护、监控完全独立装置或系

统设计，保护、监控系统均属于分层分布式系统。

上述产品类型也很大程度上反映了目前在综合自动化技术领域上的2种技术观点。第1

种技术观点认为：变电站综合自动化系统主要考虑“四遥量”的采集，以点为对象，面向”

功能设计”，故变电站综合自动化系统应以传统RTU装置或在其基础上发展起来的数据采集

装置、主控单元、遥控执行等装置组成的监控为基础组成，它与微机保护的联系只要通过装

置上的串行口收集信息即可，并且特别强调保护的独立性，即两者不能有任何硬件上的融合。

由于变电站综合自动化系统源于传统的“四遥”并且是在微机远动、微机保护基础上发展起

来的，且保护和远动分属不同的部门和专业，故这种技术观点曾一度流行。而第2种技术观

点认为：综合自动化技术是以先进可靠的微机保护为核心，以成熟的网络通信技术将测量控

制与继电保护融为一体，共享数据资源，并十分强调系统的总体结构优化以及系统的可靠性。

系统是以对应的一次设备为对象，面向“对象设计”。当然它也强调保护的相对独立性，主

张在决不降低保护可靠性和功能的前提下，目前至少可以在低压上采用保护与测控合一的综

合装置。第2种技术观点是在微机保护技术成熟并向网络化多功能方向发展的基础上形成的。

如前所述，由于保护和远动分属不同的部门和专业、加之技术发展有个过程，开始持这类观

点的人并不多，但随着技术的发展和按这一新概念设计的变电站综合自动化系统的成功授运,

并加之这一技术观点与目前国际上先进的设计思想及推出的高品质系统如同一脉。因此，第2

种技术观点正逐步成为大家的共识，它也成为了目前综合自动化技术发展的趋势和潮流。

2.变电站综合自动化系统的内容和功能

2.1变电站综合自动化系统的研究内容

十多年来，我国开展变电站自动化的研究与开发工作，主要包括如下两方面内容：

（1）对110kV及以下中、低压变电站，利用现代计算机和通信技术，对变电站的二次

设备进行全面的技术改造，取消常规的保护、监视、测量、控制屏，实现综合自动化，以全

面提高变电站的技术水平和运行管理水平，并逐步实行无人值班或减人增效。

（2）对220kV以上的变电站，主要是采用计算机监控系统以提高运行管理水平，同时

采用新的保护技术和控制方式，促进各专业在技术上的协调，达到提高自动化水平和运行、

管理水平的目的。

总之，变电站综合自动化的内容应包括电气量的采集和电气设备（如断路器等）的状态

监视、控制和调节。实现变电站正常运行的监视和操作，保证变电站的正常运行和安全。发

生事故时，由继电保护和故障录波等完成瞬态电气量的采集、监视和控制，并迅速切除故障

和完成事故后的恢复正常操作。从长远的观点看，综合自动化系统的内容还应包括高压电器

设备本身的监视信息（如断路器、变压器和避雷器等的绝缘和状态监视等）。除了需要将变

电站所采集的信息传送给调度中心外，还要送给运行方式科和检修中心，以便为电气设备的

监视和制定检修计划提供原始数据。

实现变电站综合自动化的目标是提高变电站全面的技术水平和管理水平，提高安全、可

靠、稳定运行水平，降低运行维护成本，提高经济效益，提高供电质量，促进配电系统自动

化。实现变电站综合自动化是实现以上目标的一项重要技术措施。

2.2变电站综合自动化系统的基本功能

变电站综合自动化是多专业性的综合技术，它以微计算机为基础，实现了对变电站传统

的继电保护、控制方式、测量手段、通信和管理模式的全面技术改造，实现了电网运行管理

的一次变革。国际大电网会议WG34.03工作组在研究变电站的数据流时，分析了变电站自动

化需完成的功能大概有63种，归纳起来可分为以下几种功能组：①控制、监视功能；②自动

控制功能；③测量表计功能；④继电保护功能；⑤与继电保护有关功能；⑥接口功能；⑦系

统功能。结合我国的情况，具体来说，变电站综合自动化系统的基本功能主要体现在微机保

护、安全自动控制、远动监控、通信管理四大子系统的功能中，下面注意论述。

微机保护子系统

（-）微机保护的优越性

微机保护装置在我国投入运行已有10多年的历史,

并且越来越受到继电保护人员和运行人员的普遍欢迎。这是因为，它显示出比常规的继

电器型或晶体管型保护装置有不可比拟的优越性，突出表现在以下几方面。

(1)灵活性强。由于微机保护装置是由软件和硬件结合来实现保护功能的，因此在很大

程度上，不同原理的继电保护的硬件可以是一样的，换以不同的程序即可改变继电器功能。

例如：三段式的电流保护、重合闸和后加速跳闸、低周减载等功能，可以通过同一套保护装

置实现，只要保护软件具备这些功能即可，这是常规继电器很难做到的。

(2)可明显改善保护性能。利用微计算机的软硬件技术，可以寻求更多的原理、算法等

实施手段，使保护性能得到改善。同时其很强的逻辑判断能力，能够根据众多因素进行灵活

规律准确的处理，这在常规继电保护中，用模拟电路是很难实现的。

(3)性能稳定，可靠性高。微机保护的功能主要取决于算法和判据，也即由软件决定，

对于同类型的保护装置，只要程序相同，其保护性能必然一致，所以性能稳定。而晶体管型

的继电器的元器件受温度影响大，机械式的继电器运动机构可能失灵，触点性能不良，接触

不好等。而微机保护采用了大规模集成电路，所以装置的元件数目、连接线等都大大减少，

因而可靠性高。

(4)微机保护利用微机的智能，可实现故障自诊断、自闭锁和自恢复，而不必进行一年

一度的定期检验。

(5)体积小、功能全。由软件可实现多种保护功能和获取各种附加功能，可大大简化装

置的硬件结构，可以在事故后，打印出各种有用数据。例如故障前后电压、电流采样值、故

障点距离、保护的动作过程和出口时间等。

(6)使用维护方便、工作量小。微机保护有良好的人际界面，甚至可在当地或远方计算

机上召唤装置相关信息和进行控制。

由于微机保护具有突出的优越性，是今后继电保护技术的发展方向，因此变电站综合自

动化系统中，采用微机保护是必然的趋势。尤其是新建的变电站，如果条件许可，则应该采

用变电站综合自动化系统，全面提高变电站的技术水平。

(二)微机保护子系统的功能

微机保护应包括全变电站主要设备和输电线路的全套保护，具体有：①高压输电线路的

主保护和后备保护；②主变压器的主保护和后备保护；③无功补偿电容器组的保护；④母线

保护；⑤配电线路的保护。

(三)对微机保护子系统的要求

微机保护是综合自动化系统的关键环节，它的功能和可靠性如何，在很大程度上影响了

整个系统的性能，因此设计时必须给予足够的重视。

微机保护子系统中的各保护单元，除了具有独立、完整的保护功能外，还必须满足以下

要求，也即必须具备以下附加功能。

（1）满足保护装置快速性、选择性、灵敏性和可靠性的要求，它的工作不受监控系统和

其他子系统的影响。为此，要求保护子系统的软、硬件结构要相对独立，而且各保护单元，

例如变压器保护单元、线路保护单元、电容器保护单元等，必须由各自独立的CPU组成模块

化结构；主保护和后备保护由不同的CPU实现，重要设备的保护，最好采用双CPU的冗余

结构，保证在保护子系统中一个功能部件模块损坏，只影响局部保护功能而不能影响其他设

备。

（2）存储多套保护定值和定值的自动校对，以及保护定值、功能的远方整定和投退。

（3）具有故障记录功能。当被保护对象发生事故时，能自动记录保护动作前后有关的故

障信息，包括故障电压电流、故障发生时间和保护出口时间等，以利于分析故障。在此基础

上，尽可能具备一定的故障录波功能，以及录波数据的图形显示和分析，这样更有利于事故

的分析和尽快解决。

（4）具有统一时钟对时功能，以便准确记录发生故障和保护动作的时间。

（5）故障自诊断、自闭锁和自恢复功能。每个保护单元应有完善的故障自诊断功能，发

现内部有故障，能自动报警，并能指明故障部位，以利于查找故障和缩短维修时间，对于关

键部位故障，例如A/D转换器故障或存储器故障，则应自动闭锁保护出口。如果是软件受干

扰，造成“飞车”软故障，应有自启动功能，以提高保护装置的可靠性。

（6）通信功能。各保护单元必须设置有通信接口，与保护管理机或通讯控制器连接。保

护管理机（或通讯控制器）在自动化系统中起承上启下的作用。把保护子系统与监控系统联

系起来，向下负责管理和监视保护子系统中各保护单元的工作状态，并下达由调度或监控系

统发来的保护类型配置或整定值修改等信息；如果发现某一保护单元故障或工作异常，或有

保护动作的信息，应立刻上传给监控系统或上传至远方调度端。

安全自动控制子系统

为了保障电网的安全可靠经济运行，和提高电能质量，变电站综合自动化系统中根据不

同情况设置有相应安全自动控制子系统，主要包括以下功能：①电压无功自动综合控制；②

低周减载；③备用电源自投；④小电流接地选线；⑤故障录波和测距；⑥同期操作；⑦五防

操作和闭锁；⑧声音图象远程监控。

五防操作和闭锁即：防止带负荷拉合刀闸；防止误入带电间隔、防止误分、合断路器；

防止带电挂接地线；防止带地线合刀闸。由于具有较强的独立性，一般有独立厂家生产，与

保护监控仅存在通讯联系，所以此处不再详述。

电压无功自动综合控制

电力工业部安全生产司于1997年颁布的关于《电力行业一流供电企业考核标准》（试

行）的通知中，明确提出一流供电企业必备条件之一是供电电压合格率大于等于98%,其中

A

类电压大于等于99%,配电系统用户供电可靠率RS1大于等于99.9%、RS3大于等于

99.96%。线损率降低系数K大于等于0.007»

电力系统长期运行的经验和研究、计算的结果表明，造成系统电压下降的主要原因是系

统的无功功率不足或无功功率分布不合理。对电压和无功进行合理的调节，可以提高电能质

量、提高电压合格率、降低网损。因此，要对电压和无功功率进行综合调控，保证实现包括

电力部门和用户在内的总体运行技术指标和经济指标最佳，具体的调控目标如下：

(1)维持供电电压在规定的范围内。根据前能源部颁发的《电力系统电压和无功电力技

术导则》规定，各级供电母线电压的允许波动范围(以额定电压为基准)如下：500(330)

kV变电所的220kV母线：正常时0%~+10%；事故时-5%〜+10%。220kV变电所的35〜

110kV母线：正常时一3%〜+7%；事故时一10%〜+10%配电网的10kV母线：10.0-10.7kVo

(2)保持电力系统稳定和合适的无功平衡。主输电网络，应实现无功分层平衡；地区供

电网络应实现无功分区就地平衡的原则，才能保护各级供电母线电压，(包括用户入口电压)

在《导则》规定的范围内。

(3)保证在电压合格的前提下使电能损耗为最小。为了达到以上目标，必须增强对无功

功率和电压的调控能力，充分利用现有的无功补偿设备和调压设备(调相机、静止补偿器、

补偿电容器、电抗器、有载调压变压器等)的作用，对它们进行合理的优化调控。对发电厂

来说，主要的调压手段是调整发电机的励磁；在变电站主要的调压手段是调节有载调压变压

器分接头位置和控制无功补偿电容器。少数220kV以上的高压或超高压变电站装有调相机或

静止无功补偿器，有的变电站既装有并联电容器也装有并联补偿电抗器。

下面的论述主要考虑通过调整有载变压器变比和电容器投切进行电压无功的控制。有载

调压变压器可以在带负荷的情况下切换分接头位置，从而改变变压器的变比，起到调整电压

和降低损耗的作用。控制无功补偿电容器的投切，可改变网络中无功功率的分布，改善功率

因数，减少网损和电压损耗，改善用户的电压质量。

以上两种调节和控制的措施，都有调整电压和改变无功分布的作用，但它们的作用原理

和后果有所不同。利用改变有载调压变压器的分接头位置进行调压时，调压措施本身不产生

无功功率，但系统消耗的无功功率与电压水平有关，因此在系统无功功率不足的情况下，不

能用改变变比的办法来提高系统的电压水平，否则电压水平调得越高，该地区的无功功率越

不足，反而导致恶性循环。所以在系统缺乏无功的情况下，必须利用补偿电容器进行调压。

投补偿电容器既能补充系统的无功功率，又可改变网络中的无功分布，从而又有利于系统电

压水平的提高。因此必须把调分头与控制电容器组的投切两者结合起来，进行合理的调控，

才能起到既改善电压水平，又降低网损的效果。

然而，如果靠运行人员手工操作来进行对分接开关和电容器的调节控制，则运行人员必

须经常监视变电站的运行工况，并作出如何调控的判断，这不仅增加运行人员的劳动强度，

而且难以达到及时进行最优控制的效果。而采用电压无功自动综合控制功能具有以下优点：

(1)可选用先进合理控制规律，便于功能升级和扩展。

(2)能自动判断运行方式，并根据不同的运行方式、时段，自动选择相应的调控决策。

(3)对电容器组的控制具有轮流投、切功能。对装有串联电抗器的电容器组，可根据变

电站的实际需要，做到最先投和最后切电抗率为12%的电容器组。

(4)对于具有并联电容器组又有并联电抗器的变电站，则执行相应的正确控制规律。

(5)具有分接开关联调制动和故障闭锁功能，确保电力系统的安全。

(6)可增加电压合格率计算、监视和记录功能。

电压无功自动综合控制功能的实现根据实际情况的不同，又有多种实现方式：①集中控

制；②分散控制；③关联分散控制。

(1)集中控制。集中控制是指在调度中心对各个变电站的主变压器的分接头位置和无功

补偿设备进行统一的控制。理论上，这种控制方式是维持系统电压正常，实现无功优化控制，

提高系统运行可靠性和经济性的最佳方案。但它要求调度中心必须具有符合实际的电压和无

功实时优化控制软件，而且对各变电站要有可靠性高的通道；在各变电站，最好要具有智能

执行单元。但在我国目前各变电站的基础自动化水平层次不一的情况下，实现全系统的集中

优化控制有较大的难度。现在一些地区调度中心，虽然也自称为对电压和无功可以实行集中

控制，但实际上多数只是由操作员通过RTU执行机构，进行远方手动操作，既不能实现自动

优化控制，也增加调度员的负担，这是目前集中控制普遍存在的一个问题。

(2)分散控制。这是我国当前进行电压、无功综合控制的主要方式。分散控制是指在各

个变电站或发电厂中，自动调节有载调压变压器的分接头位置或其他调压设备，以控制地区

的电压和无功功率在规定的范围内。分散控制是在各厂、站独立进行的，它可以实现局部地

区的优化，对提高变电站供电范围内的电压质量和降低局部网络和变压器的电能损耗，减少

值班员的操作是很有意义的。但是，目前已实现的变电站分散控制，只能做到局部的优化，

无法实现全局的优化控制。

(3)关联分散控制。众所周知，电力系统是个复杂的互联系统，其潮流是互相关联的。

电压水平是电力系统稳定运行的一个重要因素，在电力系统运行调度中，往往需要监视并控

制某些中枢点电压和无功功率，使其维持在一个给定的范围内。如何维持这些中枢点的电压

有多种调控决策需要选择。对各个变电站来说，也有各自的优化控制方案选择问题，同时还

必须考虑许多实际问题。例如：一个220kV变电站，要使其中11OkV侧母线电压调整至规定

范围内，方法有多种，例如调整分接头位置或投、切补偿电容器，都可改变11OkV的母线电

压。到底采用何种调节措施，这必须通过判断和综合分析比较变电站的运行方式、运行参数、

分接头当前的位置和各组电容器的投、切历史以及低压侧母线的电压水平、负载情况等诸多

因素后，才能选择最好的调节决策进行调节。这些调节方案的判断、决策，如果集中由调度

中心的计算机负责，则必然造成软件复杂，而且不可能对各变电站因地制宜地考虑得那么细

致。因此，最好的控制方式是采用关联分散控制的方式。

所谓关联分散控制，是指电力系统正常运行时，

由分散安装在各厂、站的分散控制装置或控制软件进行自动调控，调控范围和定值是从

整个系统的安全、稳定和经济运行出发，事先由电压无功优化程序计算好的，而在系统负荷

变化较大或紧急情况或系统运行方式发生大的变动时，可由调度中心直接操作控制，或由调

度中心修改下属变电站所应维持的母线电压和无功功率的定值，以满足系统运行方式变化后

新的要求。因此，关联分散控制最大的优点是：在系统正常运行时，各关联分散控制器自动

执行对各受控变电站的电压、无功调控，做到责任分散、控制分散、危险分散；紧急情况下，

执行应急程序，因而可以从根本上提高全系统的可靠性和经济性。为达此目的，这就要求执

行关联分散控制任务的装置，除了要具有齐全的对受控站的分析、判断和控制功能外，还必

须具有强的通信能力和手段。在正常运行情况下，能把控制结果向调度报告。系统需要时，

能接受上级调度下达的命令，自动修改和调整整定值或停止执行自己的控制规律，而作为调

度下达调控命令的智能执行单元。对调度中心而言，必须具备应急控制程序，这是今后研究

的方向。

（4）关联分散控制的实现方法。如上所述，关联分散控制器是安装在变电站，独立完成

对该站电压、无功优化控制的自动装置。其实现方法有两种：一是通过监控系统的软件模块

实现；另一种是由独立的关联分散控制装置实现。

软件实现的方法，一般是在监控系统中设有专用的调分接头和调电容器的控制软件。这

种方法的最大优点是可以减少硬件开销（增加一些输入、输出接口电路是必要的）；缺点是,

对监控系统来说，功能过于集中，不容易对电压和无功控制的规律和调控决策进行优化。

硬件实现的关联分散控制，实际上是由专门的电压无功综合控制装置实现对U、Q的优

化控制。由于该类装置有独立的CPU和信息采集以及控制输出电路，有专门的控制软件和通

信接口，可以独立对该站的U、Q进行控制，也可以执行来自监控系统或调度的命令。由于

是专用的硬件和软件，能够根据变电站不同的运行方式和工况选择最优的调控决策，可以自

动判断运行方式和计算投、切电容对谐波放大的影响及采取合适的抑制措施。同时还可考虑

调控决策与保护的配合问题。总之，其独立性、灵活性和控制规律都有其突出的特点。但由

于采用专门的装置，投资必然增加一些，同时现场还需要进行必要的安装接线。

低周减载

电力系统的频率是电能质量重要的指标之一。电力系统正常运行时，必须维持频率在50

土（0.1~0.2）Hz的范围内。系统频率偏移过大时，发电设备和用电设备都会受到不良的影响。

轻则影响工农业产品的质量和产量；重则损坏汽轮机、水轮机等重要设备，甚至引起系统的

“频率崩溃”，致使大面积停电，造成巨大的经济损失。

（一）电力系统频率偏移的原因

电力系统的频率是反映系统有功功率是否平衡的质量指标。当系统发出的有功功率有盈

余时，频率就会上升，超过额定频率；当系统发送的有功功率缺额时，频率就会低于额定值。

电力系统的频率与发电机的转速有着严格的对应关系，电机的转速是由作用在机组转轴上的

转矩决定的，原动机输入的功率如果在扣除了励磁损耗和各种机械损耗后能与发电机输出的

电磁功率保持平衡，则发电机的转速将保持不变,

电力系统所有发电机输出的有功功率的总和，在任何时刻都将等于此系统包括各种用电

设备所需的有功功率和网络的有功损耗的总和。但由于有功负荷经常变化，其任何变动都将

立刻引起发电机输出电磁功率的变化，而原动机输入功率由于调节系统的滞后，不能立即随

负荷波动而作相应的变化，此时发电机转轴上的转矩平衡被打破，发电机的转速将发生变化,

系统的频率随之发生偏移。

在非事故情况下，负荷变化引起的频率偏移将由电力系统的频率调整来限制。对于负荷

变化幅度小，变化周期短（一般为10s以内）所引起的频率偏移，一般由发电机的调速器进

行调整，这就是电力系统频率的一次调整。对于负荷变化幅度大，变