继电保护、安自、调度自动化PPT课件

.,1,注册电气工程师复习辅导,继电保护、安全自动装置及调度自动化华北电力设计院钟德明,.,2,一电力系统继电保护,1.1继电保护和安全自动装置：1.1.1继电保护和安全自动装置的范围：1)保护电力元件的成套装置一般统称继电保护装置；保护电力系统的装置一般统称安全自动装置。2)继电保护又分元件保护和系统保护，元件保护指电力系统中的发电机、变压器、电抗器等电气设备的保护装置，系统保护主要指线路和变电所母线等。保护装置保护各自保护范围内的电气设备和线路或母线。3)继电保护是保证电力系统安全稳定运行的重要技术手段之一。任何电力元件不得在无继电保护的状态下运行。4)安全自动装置是防止电力系统失去稳定和避免发生大面积停电事故。,.,3,1.1.2电力系统对继电保护基本要求,1)电力系统对继电保护的基本要求继电保护应满足四性要求：可靠性：指保护该动时动，不该动时不动。选择性：首先有故障元件本身保护切除故障，当本身保护或断路器拒动时才允许相邻元件的保护动作切除故障。灵敏性：保护装置具有的正确动作的裕度。以灵敏系数表示。快速性：保护装置应尽快切除故障。提高系统稳定，减轻设备损坏程度。,.,4,1.1.3.电网结构要求和安全稳定标准：,1.结构合理的电网应满足以下5条基本要求：1)适应系统发展和运行的灵活性2)电网中任何一元件无故障断开，保持系统稳定运行。3)满足规定的安全稳定标准：电力系统承受大扰动能力的三级稳定标准。第一级标准：在发生第一类故障（单一故障，概率较高）扰动后，能保持系统稳定运行和电网正常供电。第二级标准：在发生第二类故障（单一严重故障，概率较低）扰动后，能保持系统稳定运行但允许损失部分负荷。第三级标准：在发生第三类故障（多重故障，概率很低）扰动后，当不能保持系统稳定运行时，必须防止系统崩溃并尽量减少负荷损失。4)满足分层和分区要求。网架结构简明、层次清晰。5)合理控制系统短路电流。,.,5,1.1.4.继电保护用电流互感器及电压互感器：,）保护用电流互感器：P类、（PR、PX）（正确限值规定为稳态对称一次电流的复合误差）TPS类、低漏磁适应于对复归时间要求严格的断路器失灵保护TPX类、TPY类、TPZ类。具有暂态特性的电流互感器。）330kV及以上线路和300及以上发电机变压器组差动保护用电流互感器宜选用TPY。220kV及以下系统保护和100MW200MW发电机变压器组差动保护用电流互感器宜选用类、类或类。110kV及以下可用类。CT的接线要防止死区和CT本身故障。）互感器的安全接地。，二次回路必须有且只能有一点接地。一般在CT端子箱。几组并联CT也只能一点接地，在保护屏接地。（双断路器、母线保护、其他差动保护），只允许一点接地，接地点在控制室，N600。二次中性线与开三角的中性线必须分开不能共用。,.,6,1.1.5.电力系统（由各级电压等级组成的电网）。,1)电力系统的中性点接地方式：有效接地系统或称大电流接地系统、非有效接地系统或称小电流接地系统。目前我国220kV及以上电网均为直接接地方式，66kV以下采用不直接接地方式，有经电阻或消弧线圈接地。110kV大多是直接接地。2)常见短路故障种类及特性三相短路、不对称短路（单相接地短路、两相短路、两相接地短路）、一相断开。电力系统故障时电气量的变化a）在直接接地系统中，三相短路、两相不接地短路：有正序分量、负序分量，无零序分量。b）只有接地短路故障时才产生零序电流。,.,7,3)电力系统同步振荡与失步,电力系统稳定运行电力系统稳定包括；同步运行稳定、频率稳定、电压稳定。电力系统发生扰动，如短路故障，保护切除故障线路，使发电机功角变化，并列运行的机组之间相对角度发生摇摆。失去同步运行稳定，引起系统振荡。线路电流、电压大幅度地周期性波动。如果处理不当可能导致系统瓦解，大面积停电。电力系统振荡时电气量的变化a)振荡或失步时，各点电压和电流均做往复性摆动，（短路时电气量是突变的）b)振荡或失步时，不同地点的电流和电压的相角可以有不同的，而短路时是相同的c)振荡或失步不破坏三相的对称性，所有电气量是对称的，从保护原理上说反应负序、零序分量的保护及电流差动保护在振荡时是不会误动的。相间电流保护和某些距离保护会误动,.,8,1.1.6.高压输电线路常用继电保护装置的应用。,1.电流保护：电流保护的工作原理：以通过保护安装处的电流为作用量的继电保护，有相电流保护和零序电流保护等。t0.5s零序电流保护：由于电力系统接地故障几率高，占总故障的7090，因此接地保护十分重要，而零序电流保护除保护简单外，对高电阻接地故障有较好的保护能力。（220kV要求100欧姆、330kV150欧姆、500kV300欧姆,.,9,2.距离保护（阻抗保护）,原理：以测量线路阻抗为判据的保护装置。,距离保护的动作特性：有园特性、四边形。全阻抗形等,R,.,10,距离保护的阶梯特性70-80%,距离保护一般有三段或四段，一般都带方向性，也有第三、四段不带方向的。一段只能整定70-80%，不能保护全线。二段作后备，三段作相邻线后备。,.,11,3.线路纵联保护：,线路故障时使两侧开关同时跳闸的一种保护。以线路两侧某种电量间的特定关系作为判据，要借助通道传输保护动作的判别量。a)电流差动式纵联保护、比较同一时间线路各端的电流相位或电流瞬时值：分电流相位差动和电流差动保护两类。b)方向比较保护：比较线路两侧电气量的方向为判据的纵联保护。（功率方向元件）。方向比较保护有欠范围和超范围两种。纵联保护信号有闭锁信号、允许信号、跳闸信号。,.,12,4.纵联电流差动保护：,以线路两端电流瞬时值的和为动作判据。（母线流向线路为正方向，线路流向母线为反方向）。由于比较两侧电流的瞬时值，所以对通道要求很高，只有导引线和光纤通道能实现电流差动保护。保护定值只需躲外部故障时的不平衡电流，所以有较高的灵敏度。纵联电流差动保护，有综合式和分相式两种。分相式纵联电流差动保护的特点：有选相功能、可实现单相重合闸、同塔双回线还可实现按相重合闸。,.,13,5.高频闭锁方向保护：,保护以比较线路两侧功率方向为判据，区内故障，两侧正方向功率元件均动作，跳闸。区外故障一侧正向元件动作，另一侧反向元件动作，后者向对侧发闭锁信号，两侧保护均不动作。发闭锁信号传送的闭锁信号与工频电气量无关，对通道要求不高。且闭锁信号是在非故障线路发送，所以可靠性高。,.,14,1.2电力系统继电保护的配置,1.2.1.对继电保护的基本要求1)电力系统中所有线路、母线等电力设备都不允许在无继电保护状态下运行，继电保护必须符合技术规程要求、符合四性的要求。2）在确定电网结构、厂站主接线和运行方式时必须与继电保护和安自配置统一考虑，合理安排。3)保护装置对各种故障要正确动作，切除故障时间要能保证系统稳定。（如220kV以上线路保护整组动作时间：近端20ms，远端30ms）。4)保护装置能适应重合闸的要求。单相故障跳闸后，健全相再故障应能快速跳开三相。5)系统发生振荡时保护装置不应误动。等,.,15,1.2.2影响电网继电保护配置的主要因素。,1)电网电压等级，不同电压等级对保护四性要求不同。2)中心点接地方式，影响接地保护的配置，3)电网结构形式：环、串、T（分支）4)选择性切除故障时间的要求。按实际情况允许切除故障的最长时间，如500kV线路要求主保护近端故障20ms，远端故障30ms。5)故障类型及概率、（介绍单相接地短路和瞬时故障）6)事故教训及经验、（提出反事故措施）等。,.,16,1.2.3主保护、后备保护、辅助保护。,1)主保护：在电力系统中，能满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择地切除故障的保护装置2)后备保护：主保护动作失败或断路器拒动时起作用的保护，具有相对选择性。分远后备和近后备。远后备：对相邻线路故障有一定灵敏度，可作为相邻线路主保护的后备保护。近后备：依靠线路本侧另一套保护起后备作用，或断路器失灵保护。220kV及以上采用近后备、110kV及以下采用远后备。3)辅助保护（补充主、后备保护性能或主、后备保护退出时的简单保护）,.,17,1.2.4电网继电保护配置原则,1110kV线路保护：双侧电源如符合下列之一，应装设一套全线速动保护1)系统电网要求必要时；（延时段动作有稳定问题）2)三相短路，使发电厂厂用母线电压低于允许60以下；3)如采用全线速动保护，不仅能改善本线路保护性能，且能改善整个电网保护性能。一般110kV线路只在电源侧装设一套保护装置110kV的后备保护宜采用远后备。110kV线路单侧电源可配置阶段式相电流和零序电流保护，如不能满足要求可装设阶段式相间距离和接地距离，并配有一段零序电流保护，切除经电阻接地短路故障，双侧电源线路：可装设阶段式相间距离和接地距离，并配有一段零序电流保护，切除经电阻接地短路故障。,.,18,2220kV线路保护,加强主保护，简化后备保护的基本配置原则。加强主保护:速动保护双重化，功能完整（对各种故障均能快速切除），由于220kV及以上线路均采用分相操作，可实现单相重合闸，因此保护装置必须具备选相功能。简化后备保护：主保护双重化配置，每套主保护还应带有相间和接地距离保护、零序电流保护（主要为切除不大于100欧姆电阻内的接地故障）作为后备保护。220kV以上线路采用近后备方式两套主保护互为近后备，线路第II段保护是全线速动保护的近后备保护。第III段保护是本线路的延时近后备保护，同时也是相邻线路的远后备保护。,.,19,220kV线路保护,（2）对两套主保护的要求：a)在旁路带路时，至少保留一套全线速动保护。微机保护装置用于旁路或其他定值需要经常改变时，宜设置多套定值，一般不少于8套。b)两套主保护接线要求完全独立：电流、电压、直流的接线要求独立；通道独立、；两套主保护均能快速切除全线各种故障、c)具有选相功能；具有全线速动保护，整组动作时间：近端20ms，远端30ms。（不包括通道时间）。（3）采用近后备：对220kV线路接地短路故障：接地电阻不大于100欧姆应能可靠切除故障。宜装设阶段式接地距离和零序电流保护。（4）相间短路：宜装设阶段式相间距离保护。（5）全线速动保护宜采用光纤电流差动保护（具有光纤通道的线路应优先采用）中长线路再配以接地和相间的后备保护。,.,20,3330-500kV线路保护：,3.1对保护装置的技术性能要满足超高压电网的特殊问题：输电功率大，电网稳定问题严重；采用分裂导线；长线路重负荷，二次电流小；同杆双回线；时间常数大；线路分布电容电流大；短路电流的直流分量；带气隙CT；长线通道的衰耗；串补、直流，交流混网。等因素。3.2330-500kV线路，应按以下原则配置主保护a)应配置两套完整、独立的全线速动的主保护（包括220kV保护的要求。b)主保护实现双重化配置（两套保护在组屏、交、直流回路、控制电缆、保护通道、跳闸线圈、组屏方式、等均相互独立）接地电阻在不大于以下值时，保护有尽可能强的选相能力，能正确动作。330kV线路不大于150欧姆，500kV线路不大于300欧姆。c)双重化主保护都具有完善的后备保护时，可不再另设后备保护，如其中一套主保护不具有完善的后备保护，必须再设一套完整、独立的后备保护。d)设过电压保护。e)如有串补等，保护必须满足一次接线要求,.,21,3330-500kV线路保护：,3.3330-500kV线路应按以下要求配置后备保护1)采用近后备方式2)后备保护能反应各种故障类型3)在接地电阻不大于下列数值时能正确动作跳闸：330kV线路：150欧姆（220kV线路：100欧姆）500kV线路：300欧姆4)为快速切除中长线路出口故障，在保护配置中宜有专门反应近端故障的辅助保护功能3.4宜选用分相电流差动保护能全线速动、跨线故障有选择性等3.5暂态稳定计算的故障切除时间（电力系统设计技术规程）暂态稳定计算的故障切除时间应与继电保护动作时间和断路器全断开时间相适应：对220kV及以上电压的系统近故障点采用0.1s，远故障点采用0.10.15s；对500kV系统若暂态稳定要求时，可采用快速继电保护和快速断路器时近故障点可采用0.08s。,.,22,3.6一个半接线保护的特点,1.保护按线路单元装设，重合闸和失灵保护按断路器为单元装设。2.母线保护的重要性降低，所以母线保护不设电压闭锁，3.母线保护动作不能跳对侧断路器。4.要配置短引线保护（有线路刀闸）。5.失灵保护动作应跳对侧断路器。,.,23,1.3母线保护和断路器失灵保护,1.3.1对母线保护的要求：1)220-500kV母线，应装设快速有选择地切除故障的母线保护。2)区内各种故障应正确动作，区外故障不应CT饱和而误动。3)能自动适应双母线接线，倒闸切换过程不应误动，双母线接线应能有选择性切除故障。4)母线保护应设电压闭锁。（一个半接线母线不设电压闭锁）关于电压闭锁接点的接线：非微机型母线保护装置要在出口回路一一对应闭锁接线。微机型母线保护：可在装置启动出口继电器的逻辑中设置电压闭锁5)应允许使用不同变比的CT。6)母线保护动作对有纵联保护的线路应采取措施使对端断路器快速跳闸。但一个半接线的母线保护动作不能跳对端断路器。7)母线保护仅跳三相，且应闭锁各元件的重合闸。,.,24,1.3.2母线保护配置,1)110kV及以下母线，一般配一套母线保护，如对端保护能快速切除或后备保护切除稳定允许也可不设母线保护。2)重要的220kV母线应配置双套母线保护3)一个半断路器接线，每组母线配置2套母线保护。4)330-500kV母线配置双套母线保护。1.3.3母线保护其他要求1).500kV母线保护在区外故障穿越电流为30倍一次额定电流时不应误动2).500kV母线保护整组动作时间，2In下不大于20ms3)旁路带路的要求：可留一套纵联保护。4)母线保护要适应各种运行方式，有可靠的电压切换回路。,.,25,1.3.4断路器失灵保护,1.作用；属于近后备保护、死区保护（断路器与互感器之间故障）。2.失灵保护的判据：保护动作有电流（线路或设备能瞬时复归的出口继电器动作后不复归有电流。3.220kV以上为分相操作的断路器，失灵保护仅考虑单相拒动。4.失灵保护动作时间：一般整定0.35s，对失灵保护的判别元件的动作时间和返回时间均不应大于20ms5.失灵保护的动作，双母，可先跳开母联，也可同时跳开。变压器还要跳开低压电源。6.失灵保护的闭锁：单、双母线设电压闭锁；发电机、变压器、电抗器的断路器因采取措施或不设闭锁；一个半接线，不设闭锁。7.一个半接线，失灵保护动作还应跳开对端断路器8.变压器非电气量保护动作不启动失灵保护。1.3.5母线保护与失灵保护共组一个装置。可以共用电流回路、出口跳闸回路、电压切换与闭锁回路，可省去各线路的失灵启动回路。简化二次回路。,.,26,1.4远方跳闸保护,1.4.1需要传送远方跳闸命令的保护：1)一个半接线失灵保护动作（目的是断开故障线路）。,2)高压侧无断路器的并联电抗器保护动作（见上图）。,.,27,远方跳闸保护,3)线路过电压保护动作（如果不断开对侧断路器，则电压升高更高）。4)线路变压器组的变压器保护动作。5)串补线路电容器保护动作，且电容器旁路断路器拒动等,.,28,1.4.2远方跳闸保护的要求,1)通道，一般采用线路保护通道，2)为了可靠，对非数字通道执行端应设故障判别元件3)对采用近后备方式的远方跳闸保护应双重化4)出口跳闸回路要独立于线路保护的出口回路5)闭锁重合闸。,.,29,1.5继电保护的整定计算,1.整定计算的一般规定1)逐级配合；A上下级配合，在灵敏度与动作时间上均相互配合以保证故障时能有选择的动作B相邻线保护之间一般主保护和主保护配合，后备与后备配合，C按阶段配合，相间保护与相间保护配合，接地保护与接地保护配合。2.整定计算时，短路电流计算原则：不计发电机、变压器、线路等阻抗参数的电阻部分。发电机的正序阻抗可采用t0时的初瞬值Xd”的饱和值。不考虑短路电流的衰减，及强励作用。不计算故障点的电阻和接地电阻不计线路的电容电流和负荷电流的影响。不计短路暂态短路中的非周期分量,.,30,继电保护的整定计算,3.整定计算时变压器中性点接地运行方式的安排，应尽量保持变电所零序阻抗基本不变。保证各种运行方式下零序电流和电压分布大致不变，使使接地保护具有必要的灵敏度和可靠性。所以在同一厂站实行部分变压器直接接地，部分变压器不接地。检修时可改接接地变压器。如果变电所有2台及以上110kV或220kV变压器，一般只将一台变压器中心点接地运行。对有3台及以上110kV或220kV变压器的双母线运行的发电厂，一般正常按2台变压器中心点直接接地运行，把2台变压器分别接在两段母线上。,.,31,继电保护的整定计算,4.整定计算常用系数：可靠系数：电流保护K1、距离保护K1；返回系数：Kf返回量/动作量，过量动作继电器Kf1，欠量动作继电器Kf1,.,32,1.6关于继电保护四统一设计,高压线路继电保护装置的统一设计工作（四统一内容）：统一技术标准；统一原理接线；统一符号；统一端子排布置。原综合重合闸装置的统一设计技术性能要求中的五个接线端子N端：接本线非全相运行不会误动的保护；M端：接本线非全相运行会误动而邻线非全相运行不会误动的保护；P端：接邻线非全相运行会误动的保护；Q端：接三跳允许重合闸的保护（现在在操作箱内）；R端：接三跳后不允许重合闸的保护（现在在操作箱内）。,.,33,二、安全自动装置,2.1安全自动装置的一般规定1.在电力系统发生故障时，防系统紧急破坏或事故扩大，造成大面积停电，对重要用户供电长时间中断，实施紧急控制。2自动装置有：重合闸、备自投（低压系统）、自动切负荷、低频低压减载、自动解列、失步解列等等。3.安全自动装置同样要满足四性要求。电力系统暂态稳定：电力系统受到大扰动后，各同步电机保持同步运行并过渡到新的或恢复到原来稳定状态的能力，通常指保持一或二个振荡周期不失步的功角稳定。,.,34,2.1.1安稳的配置原则,合理电网结构合理、电力设施完善、配置完善的继电保护和适当的安稳控制措施，组成完整的防御系统，通常分为三道防线：1.正常状态及受第一类大扰动，应有一次系统设施、继电保护、及安稳控制组成第一道防线。系统防御性控制包括：发电机功率预防性控制、发电机励磁附加控制、并联和串联电容补偿控制、高压直流（HVDC）功率调制。2.紧急状态下的安稳控制：受第二类大扰动，应有防止破坏和参数严重越限的紧急控制。实现的第二道防线。包括发电机汽轮机快速控制汽门、发电机励磁紧急控制、动态电阻制动、并联和串联电容器强行补偿、HVDC功率紧急调制和集中切负荷。3.极端紧急状态下的安稳控制：受第三类大扰动，应配备防止事故扩大避免系统崩溃的紧急控制。如系统解列、再同步、频率和电压紧急控制，同时避免线路和机组保护在振荡时误动，防止线路和机组连锁跳闸。实现安稳的第三道防线。当系统受扰动后，功率过剩频率上升的一侧：发电机减出力、切除部分发电机、短时投入电气制动等当系统受扰动后，功率缺额频率下降的一侧：发电机快速加出力、切除部分负荷、快速启动备用机组、调相改发电等在系统振荡时继电保护不应该误动。,.,35,2.2自动重合闸,2.2.1基本要求：1)由保护和不对应启动（操作把手在合闸位置，断路器却在断开状态）。2)手动切断路器，不能动。3)动作次数（一次重合）。4)能定时自动复归。5)后加速（单相重合不成功，跳三相，二段动作后直接跳闸），前加速。6)能接受外部闭锁。2.2.2重合闸动作时限要求（单相重合闸、三相重合闸和综合重合闸）1)单电源三重:灭弧时间、机构准备好再动作、2)双侧电源，三重及单重：两侧保护线路切除故障、潜供电流对灭弧时间的影响。3)系统稳定要求。,.,36,2.2.3重合闸.配置方式1)110kV及以下：单电源：三相一次重合闸，（特殊可采用二次）双电源：并列运行的电厂或系统有4条以上联系的线路或3条紧密的线路可采用不检同期三重。并列运行的电厂或系统有2条联系的线路或3条联系不紧密的线路可采用同期检定或无压鉴定的三重。双电源单回线路：将一侧电源解列，另一侧检无压。水电厂可采用自同步重合闸。2)220-500kVa)单电源，满足一定条件可采用三重，要检同期。b)不符合以上条件，采用单相重合闸。c)330-500kV一般采用单相重合闸。d)330-500kV同塔双回线，可能发生跨线故障，为提高系统稳定年采用按相重合闸。e)单重应考虑：非全相时应有防止保护误动的措施。长时非全相，应有断开三相措施。f)重合闸应按断路器配置。g)电厂出口应有措施防止机组重合于永久故障。,.,37,2.3、暂态稳定控制,根据电网的实际情况配置防止暂态稳定破坏的控制装置1)对系统要进行安全稳定计算，可离线，有条件可用在线校核。2)采用就地判据的分散式装置，或多个厂站通道联系，组成分布式区域控制系统，避免采用庞大的控制系统3)要模块化。2.4.2主要技术性能要求1.出现不对称分量、线路电流、电压或功率突变应启动2.装置宜接入电气量作判据，3.防止暂态稳定破坏的措施：功率过剩，采用发电机快速减出力，切除部分发电机，投动态电阻制动。功率短缺，采用发电机快速加出力，采用切除部分负荷，(含抽水工况的蓄能机)串联及并联电容强补，预定局部电网解列4.需双重化配置。,.,38,2.4频率和电压异常紧急控制,1.电力系统中应装设限制频率降低的控制装置，将频率降低控制在短时允许范围内1)装设低频减负荷是限制频率降低的基本措施低频减负荷的类型：a）快速动作的基本段，延时不超过0.2s，最高一级动作频率一般不超过49.2Hz。b）延时较长的后备段可按时段分若干级，最小动作时间为10-15s，级差不宜小于10s2.为限制频率降低可采取切除抽水蓄能机组和启动备用电源的动作频率可为49.5Hz根据电力系统自动低频减负荷技术规定：1）为了保证火电厂继续安全运行，应限制频率低于47.0Hz的时间不超过0.5s，以避免事故进一步恶化。2)自动低频减负荷装置动作后，应使运行系统稳定频率恢复到不低于49.5Hz水平。3)因负荷过切引起系统频率过调，其最大值不应超过51Hz。,.,39,2.5备用电源自投1)装设：发电厂厂用电和变电所的所用电源、专有备用变压器。双电源供电，正常一用一备。2)动作：工作电源消失，自投动作。检母线无电压，工作电源开关断开。2.6失步解列控制1.当稳定破坏，出现失步时应采取消除失步振荡的控制措施。1)装设失步解列控制装置。2)局部系统可采用再同步控制。送端孤立大型发电厂可先切除部分机组，以利其它机组的再同步。3)在予先安排的输电断面，将系统解列为各自保持同步区域。,.,40,2.7故障记录及故障信息管理,2.7.1故障录波器1.为了分析电力系统事故和安全稳定装置在事故过程中的动作情况，需要在主要发电厂、220kV及以上变电所和重要的110kV变电所装设故障记录装置（故障录波器）。2.7.2保护与故障信息管理系统1.随着电网调度自动化的发展，目前各级网调以建有保护与故障信息管理系统的主站，各主要厂站也都配有子站系统。2.主站端能直接接收各厂站录波和继电保护运行信息。并能进行分类查询、分析、管理等功能。3.子站系统与调度端主站的通讯采用专用数据网传送。,.,41,2.8220kV变电所继电保护配置举例,1.220kV线路保护：每回线路配置双套全线速动保护（纵联电流差动纵联距离保护），每套主保护带完整的后备保护。主保护1采用专用光纤通道，主保护2采用复用光纤通道。自动重合闸随主保护配置，具有综重功能。2.母线保护，主接线为双母线接线。配置双套微机型母线保护，其中一套带失灵保护功能。3.配置故障录波器屏。（根据出线回路数定台数）4.配置保护与故障信息管理系统子站如一个半接线：1.母线保护2套，2.每个断路器配置断路器保护（包括重合闸和失灵保护）3.配置远跳回路（根据通道情况设就地故障判别装置）。,.,42,三、调度自动化,3.1.电力系统调度：1.电网构成其运行要求：合理电网结构，保证电网安全稳定运行。2.电力生产的特点：电能的生产供应与消费在同一时间内完成，不能存储。遇事故必须采取控制措施尽快恢复系统稳定。3.电网的四种运行状态：正常运行状态、异常运行状态、事故状态、事故恢复状态。3.2.电网的调度管理：1)电网调度的基本任务：指挥、协调发、输、变、配和用户的运行操作、事故处理等。2）电网调度的原则：统一调度、分级管理分层控制的原则。3）电网调度机构：我国分五级，国调、网调、省调、地调、县调。4)电网调度的基本手段（实现调度自动化是电网调度的基本手段、当前控制电网的基本手段主要是：a）继电保护及自动装置、电网安稳与防御系统、调度自动化系统）。,.,43,3.3.电网调度自动化系统的基本功能：,电网调度自动化系统分1)能量管理系统（EMS）、配电管理系统（DMS）。两者皆以数据信息采集与监控（SCADA）为其基本功能，（SCADA/EMS）和（SCADA/DMS）。3.3.1能量管理系统（EMS）功能：主要管理发、输电网。1)数据信息采集与监控（SCADA）2)发电和经济调度控制（AGC/EDC）3)电网运行的高级应用功能软件（PAS）4)调度员培训仿真（DTS）3.3.2（SCADA/DMS）的功能：主要管理配电网。1)数据信息采集与监控（SCADA）2)负荷控制管理（LCM）3)配网运行的高级应用软件（PAS）是EMS在电力系统网络层的高级应用软件。4)配网管理的图资地理信息系统（AF/FM/GIS）5)配电网络的馈线自动化(FA),.,44,3.3.3数据信息采集与监控系统（SCADA）功能,1)（SCADA）实时数据信息采集:模拟量、状态量、脉冲量（大量电能量脉冲表计，可得到电能量数据）、数字量、时间信息、其他信息（实时数据信息采集后需加工处理运算和存储）前置系统（是予处理的关口系统）。2)数据信息的处理运算和存储：实时数据信息采集后需要加工处理和存储。方能满足调度监控需要。对模拟量、状态量、脉冲量、标志量处理。3)数据计算、4)人机界面、5)制表打印、6)通知与告警、7)控制与调节、8)事故追亿、9)站间事件顺序记录(SOE)，带时标状态变位称事件。10)数据库管理：对历史与实时数据库有机协调统一管理、对数据库中的数据按电网中的设备为对象进行组织。11)接入模拟屏、12)网络互连、13)通道质量监视、14)远程维护和诊断.。,.,45,3.3.4自动发电控制和经济调度系统（AGC/EDC）的功能,AGC与EDC是现代电网频率和有功功率控制调整的有效手段，是对电网的发电及其经济调度的重要应用功能。1.电网调频与（AGC/EDC）:A)频率调整（3000MW以上电网0.1Hz日累计时间5s、3000MW以下电网0.2HzB)频率调整方式：按三种负荷变动的特点分。一次调频：第一种负荷变动（变动幅度小，周期短）由发电机调整系统完成的自动调节。特点：由发电机本身调速系统直接调节，响应速度快。二次调频：针对第二种负荷变动（周期短，变动幅度较大）改变调频发电机的同步器来实现（改变调速器的调速特性）。二次调频是实现AGC功能的关键。有比例调节、微分调节、积分调节、其中积分调节能做到无差调节。电网的经济调度控制（三次调频）：针对第三类负荷变动（周期长，幅度大），有给定负荷曲线发电的发电机组来负担调节任务。三次调频的作用就是配合在完成AGC功能的同时实现EDC功能。在线经济调度控制可实施开环运行，也可参与闭环控制。在参与闭环控制时，发电的经济负荷分配与机组控制方式相结合。,.,46,C)（AGC/EDC）的基本功能1）.AGC。自动发电控制，实现最佳负荷频率控制。2）.EDC。在线经济调度控制功能是按调度计划，对发电机组实现有功功率负荷按经济分配的控制。3）.（AGC/EDC）。为使调整有功功率，既满足电网频率的要求，又满足经济运行的要求，两者结合，形成闭环系统，简称为AGC。2.AGC的控制方式：a定频率控制b定联络线功率控制、c联络线功率与频率偏移控制（TBC），：Ptkf0，同时对联络线净交换功率的偏差与电网频率的偏差进行调控。两个电网的配合，采用TBC-TBC为最佳配合方式。3.AGC控制系统的功能要求：实施（AGC/EDC）功能，应以SCADA/EMS来完成各项控制功能（AGC/EDC）的控制由调度通过向发电厂的RTU发送给定值进行自动调整。,.,47,3.3.5电网安全高级应用软件（PAS）,PAS功能主要有网络建模与网络拓补分析，状态估计、调度员在线潮流、负荷预测等。网络模型，是将电力网的物理特性用数学模型来描述以便用计算机进行分析。电网数学模型包括发电机、变压器。线路、电容器、断路器、负荷等网络拓补，将网络物理模型转化为计算用模型。3.3.6调度员仿真（DTS）是培训调度员的重要工具具备电网正常运行、事故处理、事故后恢复操作等。,.,48,3.3.7电能量计量系统（EEMS）,电能量计量系统是电网自动化系统的另一个系统，适应发、输、变、配电各级电网的需要。1.基本要求a)EEMS系统完整，可靠、功能完备、具有独立主站、子站和信息传输通道的专用自动化系统。b)要求数据精确、完整、可靠，保证电能量数据信息的唯一性和可信度。2.EEMS的系统功能电能量数据采集、统计、报表、安全保密、电价与计费、等,.,49,3.4.远动终端（RTU）功能,远动终端是调度自动化系统的基础设备，配置在发电厂，变电所，及配网内的相应设施上，负责电网运行信息的“上传下达”任务。是采集电网运行数据信息和执行调度控制指令的主要设施。远动终端可分为与SCADA/EMS配套的常用RTU，与SCADA/DMS配套的配电FTU、DTU、TTU以及与EEMS配套的电能量远方终端ERTU3.4.1远动终端主要功能：遥测、遥信、遥控、遥调、事件顺序记录、事故追忆、通道监视、自监及远方诊断、3.4.2常用RTU的基本功能：1.有变送器采集电气量的远方终端（工频电量通过各种变送器输入远方终端），采集状态量、数字量、模拟量、等并向远方发送。2.无变送器交流采样的远方终端：通过由CT、PT二次量直接输入，经计算得到I、U、P、Q、cos等。向远方发送。接收并执行遥控命令。选配功能：接收并执行遥调命令、采集发送事件顺序记录等。,.,50,3.4.3配电自动化管理系统远方终端的功能：,A）馈线远方终端（FTU），B)配电所远方终端（DTU）C)配电变压器远方终端（TTU）。要监控哪一层就通过哪种终端。如要监控馈电线路线设备的情况就要通过FTU远方终端。3.4.4远方电能量处理终端ERTU的功能电能表处理装置：由于电能量计量系统在采集和处理的特定要求，是RTU不能满足的。基本功能：采集电能量向远方传送。,.,51,3.5调度自动化的配置原则,1.调度自动化系统的基本组成由各调度中心的主站、厂站远动终端、传输信息的通道组成2.调度自动化系统及其主站的配置原则1）关键设施要按多重化冗余系统配置，按主/备或双工方式配置。双工方式是指系统的两套设施同时做相同的工作，输出信息要比较后由承担工作的一套输出。2)主/备系统的运行方式通常采用热备用。对于远动终端和信息采集一般不实