光伏电站综合自动化系统与调度自动化系统共37页
电力系统调度自动化
对调度自动化的认识及其基本框架的设计一、调度自动化系统的作用：随着微电子技术、计算机技术和通信技术的发展,综合自动化技术也得到迅速发展;近几年来,综合自动化已成为热门话题,引起了电力工业各部门的注意和重视,并成为当前我国电力工业推行技术进步的重点之一;之所以如此,是因为：1、随着我国电力工业和电力系统的发展,对变电站的安全、经济运行要求越来越高,实现变电站综合自动化,可提高电网的安全、经济运行水平,减少基建投资,并为推广变电站无人值班提供了手段；2、随着电网复杂程度的增加,各级调度中心要求更多的信息,以便及时掌握电网及变电站的运行情况；3、为提高变电站的可控性,要求采用更多的远方集中控制、集中操作和反事故措施等；4、利用现代计算机技术、通讯技术等,提供先进的技术装备,可改变传统的二次设备模式,实现信息共享,简化系统,减少电缆,减少占地面积；5、对变电站进行全面的技术改造;变电站综合自动化系统完全可以满足以上要求,因此,近几年得到了迅速的发展;那么,电网调度自动化系统与综合自动化系统的关系是什么呢综合自动化是相对于整个变电站的二次设备来说的,包括各种微机继电保护装置、自动重合闸装置、低频自动减负荷装置、备用电源自投装置、以及远动装置等,它们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系统,它集保护、测量、控制、调节、通信、调度于一体;相对而言,电网调度自动化是综合自动化的一部分,它只包括远动装置和调度主站系统,是用来监控整个电网运行状态的;为使调度人员统观全局,运筹全网,有效地指挥电网安全、稳定和经济运行,实现电网调度自动化已成为调度现代电网的重要手段,其作用主要有以下三个方面：1、对电网安全运行状态实现监控电网正常运行时,通过调度人员监视和控制电网的周波、电压、潮流、负荷与出力；主设备的位置状况及水、热能等方面的工况指标,使之符合规定,保证电能质量和用户计划用电、用水和用汽的要求;2、对电网运行实现经济调度在对电网实现安全监控的基础上,通过调度自动化的手段实现电网的经济调度,以达到降低损耗、节省能源,多发电、多供电的目的;3、对电网运行实现安全分析和事故处理导致电网发生故障或异常运行的因素非常复杂,且过程十分迅速,如不能及时预测、判断或处理不当,不但可能危及人身和设备安全,甚至会使电网瓦解崩溃,造成大面积停电,给国民经济带来严重损失;为此,必须增强调度自动化手段,实现电网运行的安全分析,提供事故处理对策和相应的监控手段,防止事故发生以便及时处理事故,避免或减少事故造成的重大损失;二、调度自动化的基本内容：现代电网调度自动化所设计的内容范围很广,其基本内容如下：1、运行监视调度中心为了掌握电网正常运行工况、异常及事故状态,为了安全、经济调度和控制提供依据,必须对电网实现以保证安全运行为中心的运行监视,所以称为安全监视;按部颁有关法规、规程的要求和调度的需求,主要内容为：网调、省调要监视电网的频率、电压、潮流、发电与负荷容量、电量、水情河水位等参数；监视断路器、隔离开关、带负荷调压变压器调压分接头以及发电机组等设备的自动调节装置的工作位置状态,主要保护河岸全自动装置的动作状态等信息;地、县调和集控站运行监视的内容相对少一些,但对于大型的地调,所需的信息量仍然较多;运行监视的内容通过屏幕显示、动态调度模拟屏、打印、拷贝、记录及绘图等多种手段完成;2、经济调度电网经济调度的任务是在满足运行安全和供电质量要求的条件下,尽可能提高电网运行的经济性,合理地利用现有能源和设备,以最少的燃料消耗或费用、成本,保证安全发供电;因此,网调和省调要在按规定保证电网的频率和电压质量的前提下,使发电煤耗、水耗及网损最小,即发电成本最低,同时又能保证一定的备用容量,因而网调和省调要进行负荷预测,实现经济负荷与最佳负荷分配,制定发电机华语负荷曲线提供依据；实现水库经济调度与最优潮流分配,为在最佳水能水量综合利用的条件下,使水耗与网损最小;对于地调,则以实现负荷管理及其经济分配为基本内容,还要定时进行电压水平和无功功率分配的优化运算,用以提高电压质量、降低网损,在尖峰负荷时要平衡馈线负荷以降低线损,在有条件的地区电网内,还要实现降压变压器的经济运行,以实现小型梯级水电厂的经济运行等内容;经济调度的各种内容,需要同运行监视、自动控制、安全分析密切结合才能付诸实施;3、安全分析进行安全分析是对电网在正常和异常运行的状态进行分析及对事故发生前的状态预测和事故发生后的状态分析,是保证电网安全稳定运行的重要内容;当电网发生事故后,在实现事故顺序记录、事故追忆等功能的基础上,通过分析,跟踪事故的发展、参数的变化,保护和自动装置及断路器的动作情况,从而提出事故处理的对策,以达到缩短事故处理时间,防止事故扩大的目的;在地区电网发生事故时,还可以通过对配电网的故障分析和实现在线预操作,及时处理事故,改善地区电网的安全运行水平;此外,通过调度员的培训模拟,进行事故预想与事故演习,有效地提高调度人员运用调度自动化系统处理事故的临战能力;4、自动控制电网调度自动控制是在运行监视的基础上,对电网的安全与经济运行实施调节或控制;控制信号自上而下发送给厂、所或下级调度;这类控制范围很广,但主要是对断路器及其它发送发变电设备,例如,发电机、调相机、带负荷调压变压器、电力补偿设备等,通过调度人员实现遥控、遥调或自动实现相应的闭环控制或调节;上述电网调度自动化基本内容是紧密相关的,不论哪一级调度中心都必须以实现电网的全面运行监视为前提,根据各自的特点和需要,积极充实完善,以达到实现电网调度自动化的目的;三、电网调度自动化的基本功能：1、数据采集与安全监控SCADA它主要包括：通过远动系统实现数据采集；通过计算机系统实现数据处理与存储；通过人机联系系统中的屏幕显示CRT与动态调度模拟屏,对电网的运行工况实现在线监视,并具有打印制表、越限报警、模拟量记录、事件顺序记录、事故追忆、画面拷贝、系统自检及远动通道质量监测功能;在实现监视的基础上,通过计算机、远动与人机联系系统,对断路器、发电机组与调相机组、带负荷调压变压器、补偿设施等实现遥控与遥调,以及发送时钟等指令;2、自动发电控制AGC和经济调度控制EDC它们是对电网安全经济运行实现闭环控制的重要功能;在对电网频率调整的同时,实现经济调度控制,直接控制到各调频电厂,并计入线损修正,实现对互联电网联络线净功率频率偏移控制；对于非调频厂,则按日负荷曲线运行；对于有条件的电厂还应实现自动电压和无功功率控制AVC;3、安全分析与对策SA在实现网络结构分析和状态估计的条件下进行的实时潮流计算和安全状态分析;四、电网调度自动化系统的基本组成电网调度自动化系统由调度主站调度中心、厂站端、通信三大部分组成,但按其功能可分为：1、数据与信息的采集系统：前置机、远动终端、调制解调器、变送器;2、数据与信息的处理系统：主控计算机、外存储器、输入输出设备、计算机信道接口;3、数据与信息的传输系统：主站与厂站通信：有线、载波、光纤、短波、微波及卫星地面站;主站与主站通信：有线、光纤、微波及卫星地面站;4、人机联系系统：彩色屏幕显示器、打印机、拷贝机、记录仪表、绘图机、调度模拟屏、调度台;5、监控对象的相关系统：发电机组的成组自动操作与功率自动调节装置、机炉协调控制器、带负荷调压变压器分接头、电压与电流互感器、断路器的控制与信号回路、继电保护与按全自动装置的出口信号回路;6、不停电电源系统：交—直流整流器、直—交流逆变器、配套的直流蓄电池组;7、安全环保系统：防雷与接地、防火与灭火、防电磁干扰与防静电干扰、防噪声与防震、空调与净化、防盗与防鼠;五、调度自动化系统结构及组成：1. 主/备前置通讯机通讯前置机负责数据采集、规约解释、数据处理以及接收并处理系统的控制命令;2. 主/备服务器服务器存放整个系统的实时数据、历史数据及应用数据,为主/备前置通讯机、调度员工作站、后台工作站提供数据库服务,充当应用服务器;服务器另外对各工作站的工作状态进行监控,管理计算机网络设备和SCADA系统终端设备如打印机、显示器、投影仪等,监控系统的任务进程,提供事件/事故报警,监视网络通讯等;3. WEB浏览服务器本系统中配置WEB服务器提供WEB主页实时画面公布;这种方式使得网上的工作站无需任何专用程序支持,使用Windows内置的IE浏览器即可浏览实时数据;4. 系统时钟同步GPS接收全球定位系统GPS的时间作为系统的标准时间和系统频率,完成系统的时钟统一;网络系统内时钟同步：GPS时钟通过主备数采机接入SCADA系统;系统以数采机时钟为标准时钟,采用系统提供的校时功能完成网络各节点间的时钟同步;数采机支持识别GPS 时钟故障,防止误接收,并能产生报警;与RTU时钟同步：通过数采机与RTU通讯的方式校时,完成主站系统与RTU时钟同步;5. Nport通讯服务器Nport Server又称多串口网络通讯服务器,支持TCP/IP协议,可直接挂接在网络上,相当于网络组中的一员,便于主/备前置机的切换;它完全替代了以往的通道控制板和串行通道板;并且,该设备支持多种编程语言,操作及其简便;基本框架(1)网络形式多种多样,如EtherNet、FDDI 或ATM 等都可使用; 2单网、双网、低速网、高速网可以任意方式进行组合;系统支持灵活的网络配置,可以是单低速网、单高速网,可以是低速和高速双网混用,也可以是双高速网; 3采取网络冗余热备份;系统正常运行时,两个网络上都传输有用数据,并且两个网络上的数据流量保持动态平衡;当一个网络工作不正常时,系统将自动地通过另一网络传输所有数据;当故障网络恢复正常时,双网络将自动恢复到流量的动态平衡状态;从严格意义上来说,此系统的网络切换实际上是网络传输功能的弹性伸缩,网络本身对系统是透明的,双网络并无主、备之分; 4支持标准的网络接口,可以方便地与其它系统如MIS 等进行互联; 5易于与上级或下级调度组成广域网,进行网络数据交换,支持远程调试;在数据库连接技术方面,SCADA 系统也采取相关措施,主要体现在如下四个方面： 1支持组态地将系统实时数据库按用户指定的周期或事件产生触发刷新用户指定的外部实时数据库; 2支持直接读写指定数据库记录的字段数据,并具备将该数据与该系统组态定义的变量对应连接的能力,这使得该系统可以通过数据库与其它任何支持数据访问的应用程序实时交换信息; 3通过标准SQL 语句完成外部数据库的一般维护操作,如建表、删除表、插入、修改和删除记录; 4通过后台 API 的方式,将电力自动化系统中的常用的数据库查询工作打包,用户无需编写有关SQL 语句,只要简单地提供符合常规应用习惯的参数即可完成复杂的历史数据库查询和浏览工作;4. 系统性能指标提升措施 1系统采取冗余容错结构：双网络、双服务器、双前置机及双通道的冗余容错模型系统实现双网络容错是真正的热备用,双网络正常运行时,主、备网络同时都传送有用系统数据,双网络上的数据流量保持动态的平衡; 系统采取双服务器方式,当系统配置了主备服务器后,每个客户端同时与两个服务器连接,并向两个服务器发送信息,服务器控制程序自动检测客户端与服务器的连接模式,以确保唯一的数据转发,或将有关信息转发到感兴趣的客户端;同时客户端也自动检测服务器的状态; 系统采取双前置机方式：①基于485 总线方式的双机切换；②基于NportServer 的双机切换；③用户自定义方式的双机切换; 系统采取双通道方式：①系统采取以通道的方式与RTU 等采集设备进行连接;②系统支持自动主备通道切换,不支持手动切换,并且是采用冷备用原理;当主通道在传输数据时,备用通道不采集数据;当系统检测到主通道连接出现故障或者误码率过高,则自动启动备用通道采集数据,并将停止主通道的采集,此时主通道的地位转变为备用通道,原备用通道变为主通道不能重新接管数据的采集工作,除非当前的主通道出现故障; 2系统采取的网络通讯结构①采用点对点通讯模型主动传输系统改变的实时数据;网络环境下,实时数据库数据项的改变有以下三种可能：从通道采集数据改变实时数据库；运行后台语言实时数据库；从网络其它节点传递来改变实时数据库; ②采用客户/服务器查询方式,在网络中传递历史数据和进行实时数据库状态恢复; 系统对历史数据采用客户/服务器方式,在实际应用中,如对SOE 的查询、对历史曲线的查询等操作中,一般是用户提交查询条件,由系统将有关查询条件变为连接的历史数据库能够接受的标准或非标准SQL 语句,提交给数据库服务器,从历史数据库中查询得到满足有关条件的查询结果集,数据库服务器将该结果集通过网络传递给查询的计算机,计算机运行系统根据接收到的查询结果,将它转变为用户容易理解的方式,如曲线、报表等显示出来; 系统利用网络协议实现方便的容错系统模型,在该模型中,运行系统采用总线方式或通过专门的切换装置与连接的RTU 或其它智能数据采集设备连接,当主系统出现故障或通道出现故障时,备用系统将自动或手动获得控制权,保证系统正常运行;如下图所示： 3实现网络构架的有效扩充①架设远程工作站正常情况下所有计算机都是通过各自所配置的10—100M 网卡连至集线器上,传输媒质选择的是8 芯双绞线,这样的组网如果在两座比较分散的建筑物之间线距 1.5km 以上,则信号的抗干扰能力、准确度、保密能力都会大为下降,对准确度、实时性要求较高的工作站来讲,也就是说必须架设能满足的远程工作站,以解决距离服务器较远部门和系统的连网问题; ②架设移动工作站移动工作站的性质和远程工作有相似之处,而且有可移动性,其架设更有必要性;系统的原始数据、通道及远端接口都进行定期测试,传统的测试方法是部分人员在现场测量数据、计算结果,后台人员电话核对显示值和测试值,这样在准确性、及时性方面会受到很大影响,如果携带移动工作站至现场,在测试时由移动站向后台服务器请求数据与所测数据核对,准确度可得到较好的保障,其灵活性、实时性也非人眼可比;从移动站直接观测后台数据的同时,可以通过RTU 的RS—232 接口观察输出数据,并能直接进行遥控、遥测实验; 管理人员外出时,如果携带移动工作站,只要拨号和中心站连接,就可以方便的查看电网信息,了解系统情况; ③实现远程维护在传统情况下,当客户的软硬件系统出现故障时,通常需要厂家技术人员到现场维护,这种维护方式实时性差、效率低,还会造成用户停机过长,可能造成很大损失;计算机远程维护系统通过传输媒质和中心站连接,技术人员从自己的维护工作站对自动化系统的故障点进行分析判断,实现异地在线调试、修改和升级；同时还能进行目录查看、文件图像传输、实时语言对话;电力系统调度自动化大作业电子信息学院电气01班马芳芳。
NS2000变电站综合自动化系统
• 发电机保护 • 电容器保护
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NS2000 组态功能
• 系统配置组态 • 图形组态 • 数据库组态 • 基于IEC1131-3标准的PLC控制功能组态
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NS2000 通讯功能
• 远动 • 与测控单元的高速数据网络通信 • 与多种微机保护的数据网络通信 • 与多种智能电子设备的数据网络通信 • 具有多个支持多种介质及多种网络的通
• 电力系统是一个连续运行的系统，电能的生产、传输、分配和消耗都是 同时完成的。因此，变电站的运行也是连续的。为掌握变电站运行状态， 需要对有关电气量进行连续测量，供运行监视、记录；为了保障变压器、 输电线路的安全运行，需要实现过流、过压等故障的安全保护；为了向 电网调度提供系统运行状态，需要将表征电网运行的有关信息向上级调 度传送；为了向用户提供合格的电能，需要进行有关的控制调节。所有 这些，绝大部分不可能由人工来完成，需要采用自动化技术.
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NS2000计算机监控系统
设备管理工作站
根据用户制定的设备管理方法，设备管理程序对系
统中的电力设备进行监管，比如根据断路器的跳闸次
数提出检修要求，根据主变的运行情况制定检修计划，
并自动将这些要求通知用户。
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NS2000计算机监控系统
远动工作站
负责与调度自动化系统进行通信，完成多种远动通讯 规约的解释，实现现场数据的上送及下行远方的遥控、 遥调命令。
• 可靠性：结构、工艺、隔离、闭锁、测试 • 先进性：RTOS、全站实时闭锁、IEC1131-3、以太
网
• 开放性：标准化原则 • 可裁剪性：系统、硬件、软件 • 易用性：Windows2000、图模库一体化、第2组1页态共135页
变电站综合自动化系统的结构形式和配置
• （1）分层（级）分布式的配置系统采用按功 的分布式多CPU系统
• （2）继电保护相对独立 • （3）具有与系统控制中心通信功能 • （4）模块化结构，可靠性高 • （5）室内工作环境好，管理维护方便
能划分
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分层分布式系统集中组屏结构的综合自动化系统框图(一)
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分层分布式系统集中组屏结构的综合自动化系统框图(二)
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全分散式结构形式
• 将每个电网元件（包括变压器，高、低压线路，电容器等）的保护、控制、测量功能设计安装在同一个微 机装置中，并且分散安装在各个开关柜中，然后通过通信网络和监控主机进行信息交换。这种结构形式中， 主控室内只有监控用的微机和直流操作电源及网络信号集中转换的柜子，主控室结构简单，设备环境好， 检修更方便。
护控制模式 • 分层是指变电所综合自动化系统按逻辑上划分为三层，即站级管理层、通信层、间
隔层
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综合自动化技术发展方向
• 系统结构的转变 • 智能电子装置的发展 • 光感互感器的应用 • 监控系统的发展 • 人工智能技术的发展应用
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通信方式的发展
•以太网通信结构
•
是一种总线型拓扑结构，增减用户方便，某一节点故障不影响其他部分工作。
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调度端
牵引变电所
监控机 监控机
变
电
所
主
控
通信网络
室
高压电气设备及高压开关柜
高 压 室
视 屏 盘当 地 监 控 盘1主 变 盘 # 1馈 线 盘 10并 补 盘2主 变 盘 # 计 量 盘交 流 盘直 流 盘
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光伏电站综合自动化系统与调度自动化系统
系统兼容性与扩展性
光伏电站自动化系统需要与其他 能源管理系统、电力调度系统等 进行数据交互和共享。需要提高 系统的兼容性和扩展性，实现与 不同厂商、不同型号设备的互联 互通。
智能化水平提升
当前光伏电站自动化系统的智能 化水平还有待提高。需要进一步 加强人工智能、机器学习等技术 在光伏电站中的应用研究，提升 系统的自学习、自适应和自决策 能力。
政策建议与行业协作倡议
加强政策引导
政府应出台相关政策，鼓励光伏电站综合自动化系统和调度自动化 系统的研发和应用，推动行业创新发展。
加强标准制定
行业组织应积极推动相关标准的制定和完善，促进不同系统之间的 互联互通和互操作性。
加强产学研合作
企业、高校和科研机构应加强产学研合作，共同推动光伏电站综合 自动化系统和调度自动化系统的技术进步和产业升级。
06
实践案例与经验分享
某大型光伏电站综合自动化系统建设实践
建设背景
随着能源结构的转型和可再生能源的大规模开发，光伏电 站的规模和数量不断增加，对电站的运行管理和维护提出 了更高的要求。
建设目标
通过建设综合自动化系统，实现对光伏电站的全面监控、 智能调度、故障预警和远程维护，提高电站的运行效率和 管理水平。
数据交互与共享
01 02
数据采集与传输
通过光伏电站的监控系统采集实时数据，如发电量、电压、电流等，并 将这些数据传输到调度自动化系统。同时，调度自动化系统也可以向光 伏电站发送控制指令，实现对电站的远程操控。
数据格式转换与标准化
由于光伏电站和调度自动化系统可能采用不同的数据格式和标准，因此 需要进行数据格式转换和标准化处理，以确保数据的准确性和一致性。
建设内容
包括光伏阵列监控、逆变器监控、汇流箱监控、环境监测 、能量管理、远程调度等子系统，以及相应的通信网络和 数据处理中心。
调度自动化系统
调度自动化系统电网调度自动化是电网运行的三大支柱之一，它是确保电网安全、优质、经济运行，提高调度运行管理水平的重要手段。
随着电网调度自动化系统的不断发展完善，它已成为电网调度管理人员日常工作中不可或缺的帮手。
电网调度自动化技术从80 年代初在油田电网开始试验、应用，经过20 多年的发展，现已发展为覆盖 4 座电厂、27 座110KV 变电所、32座35KV关口变电所、19座6KV变电所的较完善的实时监控系统。
油田电网调度自动化系统主要由两部分组成，即：现场实时数据采集装置和控制设备；调度数据分析和指挥系统。
承担的业务有：电网三遥数据的接受、处理、显示、下发业务；对处理后的两遥数据还可进行高级应用分析业务；调度员培训仿真业务；电网调度优化检修实时智能操作票业务、 1 0座变电所无人值班集中监控业务等。
主要运行设备有：前置系统2 套、数据服务器8 台、磁盘阵列 1 套、网络交换机 3 台、数据工作站32 台等。
综合自动化变电所监控设备32 套，常规变数据采集终端（RTU）45台。
随着油田电网运行管理的完善提高，电网调度自动化系统将不断向着更加安全高效、信息准确、功能齐全的方向发展。
电网调度自动化系统主站结构图1、1电网调度SCADA 系统是以计算机技术为基础的一种电网运行实时监控系统。
通过对变电站数据的采集、处理，经过光纤、微波等传输设 备，将电网现场运行参数反馈至电力调度中心主站系统，经 过主站计算台分析处理，再现到调度员工作台上，使调度员 能够随时掌握电网动态信息，从而实现对变电所现场运行设 备的监视和控制，实现数据采集、设备控制、测量、参数调 节和报警、及时发现各类事故等功能。
有效减轻调度员的工 作强度，提高调度人员指挥效率和事故处理速度。
变电所实时监视图ttft Ln's_i ：UU _4*I ；'JLJ -U'：-IJ!J J±|E 0 0 x *开蛙工啊:■ D^itol ^IDDO!： dr-#l JwC s J J_J _J_J:'耳它工誓曲Diiitail }^1M)D - oiWrL oP-^ri- Ji*] ；：羊护:;陨丹工作站； ■: nimiil^LMD ：： DiBiT^JFlIH^；： 0：s*HlXPHHlll ：Rlth-J.J 期丄创，」 ■ ai. NP-J*■』 呱厦工怖洁 : ^FLIDO |plr loirJ7X 尸、G OOG—I I KCEM I T TPJ 比昭和…二至越采节战 r»n ■ IKi] j is 視工；；生产凹廈工怦站 :；Di t >-tail 丽】』応；Di^t#ljF|O(Mk1、2电网调度员培训仿真系统是在电网调度自动化系统的基础上，用于培训电网调度 员的计算机数字仿真系统。
电力系统自动化原理及应用3变电站综合自动化系统课件
3.1 概 述
一、变电站自动化的产生
变电站自动化是应用控制技术、信息技术和通信技术， 通过计算机软硬件系统或自动装置代替人工进行各种运行 作业，提高变电站运行、管理水平的一种自动化系统。变 电站自动化的范畴包括综合自动化技术、远动技术、继电 保护技术及变电站其他智能技术等。
随着微电子技术、计算机技术和通信技术的发展，变 电站综合自动化技术也得到了迅速发展。近几年来，变电 站综合自动化已成为热门话题，引起了电力工业各部门的 注意和重视，并成为当前我国电力工业推行技术进步的重 点之一。
7、变电站综合自动化系统的数据通信技术有哪些? 8、什么是故障录波? 什么是事件顺序记录? 什么是事
故追忆? 9、综合分析图3-40所示变电站综合自动化系统。
3.4 变电站微机防误原理
1、五防闭锁内容
– 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、合接地刀闸 – 防止带接地刀闸或临时接地线合隔离开关 • 微机防误闭锁功能
2、微机五防闭锁结构
– 微机模拟盘 – 电脑钥匙 – 机械编码锁 微机防误闭锁功能
3.5 变电站数据通信技术
基于九区图的综合控制
利用实时监测的电压和无功 2个判别量构成变电站综合自动 控制策略。综合逻辑判据是基于 给出的固定电压和固定无功的上 下限特性，把电压和无功平面分 割成9个控制区，各个区域对应 不同的控制策略，对有载调压变 压器和电容器组进行控制。
运行区域的控制策略表
四、备用电源自投控制子系统
1、故障录波意义
(1) 正确分析事故原因并研究对策。 (2) 根据录取的波形图，可以正确评价继电保护和自
动装置工作的正确性 (3) 根据录波图中示出的零序电流值，可以较正确地
电力系统调度自动化
第九章系统调度自动化发电厂是电力系统中最重要的电源，特别是大容量机组电厂，机组的稳定、经济、可靠运行，对电力系统正常、灵活运行起着至关重要的作用，为此电力系统调度均采用调度自动化系统，将遍布各地的电厂、变电所信息传送至调度中心，以使调度人员统观全局，运筹全网，有效地指挥和控制电网安全、稳定和经济运行。
调度自动化系统主要有三部分组成，即厂所数据采集与控制子系统、通信子系统、调度端数据收集与处理和统计分析与控制子系统。
1）厂所端子系统习惯的说法是远动系统。
所谓远动（Telecontrol），就是运用通信技术传输信息，以监视控制远方运行的设备。
该子系统包括远方终端RTU（Remote Terminal Unit）、测量用变送器、模拟量和状态量、脉冲量二次回路以及控制与调节执行元件。
2）通信子系统包括载波、微波、无线电台、有线电话、高频电缆、光纤以及卫星通信、程控交换机等提供的数据信道。
3）调度端子系统主要内容有：计算机、人机会话设备、各种外部设备、开发与维护设备和与之相适应的软件包等。
一、调度通信子系统电力系统常用的通信方式有电力线载波通信、微波通信（数字、模拟）、卫星通信和光纤通信等，传输的信息包括：调度电话、调度自动化的各类信息、生产管理电话及数据、继电保护及安全自动装置信息以及其他所需传送的各种信息。
1、各种通信方式比较电力载波通信：将300Hz～3400Hz的话音以及远动、继电保护信号进行调制，把它寄载在高频波的某个参量上（如幅度、频率、相位），变成频率为40kHz以上的高频信号，并借助于电力线传送。
这种通信方式称为电力载波通信。
电力载波通信是电力系统特有的通信方式，具有高度的可靠性和经济性，是电力系统基本通信方式之一。
但这种通信方式，由于可用频谱的限制，不能满足全部需要。
微波通信：微波通信是一种无线电通信的通信方式。
在进行无线电通信时，需要把待传信息转换成无线电信号，依靠无线电波在空间传播。
光伏电站综合监控系统与调度自动化系统
光伏电站综合监控系统与调度自动化系统光伏电站综合监控系统与调度自动化系统文档1：引言- 目的- 范围- 定义2：体系结构- 数据采集与传输- 数据存储与处理- 监控显示与分析- 调度控制与优化3：数据采集与传输- 数据采集设备- 太阳能光伏电池- 太阳能热发电系统- 逆变器- 数据传输方式- 有线传输- 无线传输4：数据存储与处理- 数据存储方案- 数据库管理系统 - 分布式存储系统 - 数据处理方案- 数据清洗与校验 - 数据压缩与存档 - 数据更新与同步5：监控显示与分析- 实时监控页面- 数据可视化展示 - 告警信息提示 - 统计分析报告- 故障分析6：调度控制与优化- 运维调度计划- 设备维护与保养- 故障排查与修复- 发电量优化策略- 清洁能源发电调整- 合理发电负荷分配7：附件本文档涉及的附件见附件列表。
8：法律名词及注释- 太阳能光伏电站：指通过太阳能光伏电池将太阳能转化为电力的发电厂。
- 光伏电池：利用光电效应将太阳能直接转化为电能的器件。
- 太阳能热发电系统：利用聚光镜或反射器将太阳能转化为热能，通过热能发电机产生电力的系统。
- 逆变器：将直流电转换为交流电的装置。
- 计量设备：用于测量发电量、电流、电压等电力参数的设备。
- 数据库管理系统：用于管理和存储大量结构化数据的软件系统。
- 分布式存储系统：将数据分布在不同的存储节点上，提高存储容量和并发性能的系统。
- 数据清洗与校验：通过算法和规则检查数据的准确性和完整性。
- 数据压缩与存档：对历史数据进行压缩和存储，减少存储空间和提升数据读取速度。
- 数据更新与同步：将实时数据更新到数据库，并与其他系统进行数据同步。
- 实时监控页面：显示太阳能发电站实时数据和状态的用户界面。
- 告警信息提示：通过声音、图像、短信等方式向用户发送系统告警信息。
- 发电量统计：对太阳能发电站的发电量进行汇总和统计分析。
- 故障分析：对发电设备的故障进行原因分析和处理建议。
光伏电站调度自动化系统及系统通信系统检修规程(1)精选全文
精选全文完整版光伏电站调度自动化系统及系统通信系统检修规程1 范围本标准规定了计算机监控系统、测控装置、电气量（有功功率、无功功率、组合变送器等）、非电气量（风速、气温、油温等）测量、环境检测仪、以及各类自动化元件的检修维护的基本内容及检修间隔周期掌握以及常规故障处理等；本标准适用于xx 光伏电站计算机监控系统检修维护工作。
2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，起随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
DL/T838-2003 发电企业设备检修导则厂家技术资料投标文件技术部分3 设备规范3.1 远动通讯工作站型号：PSX 600U设备参数及功能如下：1.2通道切换装置型号：PSX 720装置系统容量：装置共有6个数字单元，每个单元有2个数据终端接口和2 条数字输出通道；4条模拟通道。
数据终端和数字通道接口：RS232 特性。
生产厂家：国电南京自动化股份有限公司1.3GPS 卫星时钟型号：GPS-1串口：RS232/RS485电源：100-250v 交直流两用，功率<15W。
生产厂家：南京乾宇自动化设备有限公司1.4电能量监测装置型号：PQS-882A特点：8G 存储容量，3 年分钟数据，3 年日报数据，双以太网。
生产厂家：南京灿能电力自动化有限公司1.5规约转换装置型号：PSX 643U生产厂家：国电南京自动化股份有限公司1.6数字式综合测控装置型号：PSR 661生产厂家：国电南京自动化股份有限公司1.7电能量采集终端型号：KE-6400生产厂家：石家庄科林电气股份有限公司1.8网络交换机型号：S1124R连接端口：电端口 24 个1.9光功率预测与控制设备功率预测包括一套站外的环境监测仪、两台主机、网络安全隔离设备（正向型）。
1.10度数据网设备调度数据网设备包括区调设备和地调设备，区调和地调设备相同，都有路由器、实时交换机、非实时交换机、实时纵向加密认证网关、非实时纵向加密认证网关、网络安全隔离设备（正向型）和防火墙。
变电站综合自动化系统
单元保护装置或测控装置通信中断
出现该类故障，其原因多在于保护装置与综自系 统的通信出现问题，有可能是因为保护装置通信 接口模块故障、通信接线松动。针对该类情况可 以先查找保护装置至综自保护管理机之间的接线 是否牢固、完好，保护管理机通信指示灯是否正 常，保护装置面板显示是否正常，是否出现通信 模块故障或是装置故障的告警，而后相应的进行 紧固接线、重启装置、更换相关装置模块等处理。
(2)两台监控后台正常运行时以主／备机方式互为热 备用，“当地监控尸作为主机运行时，应在切换柜 中将操2”自动升为主机，同时应在切换柜中将操作 开关置在“当地监控2”。 (3)某测控单元通信网络发生故障时，监控后台不能 对其进行操作，此时如有调度的操作命令，值班人 员应到保护小间进行就地手动操作。同时立即汇报 调度通知专业人员进行检查处理。 (4)微机监控系统中发生设备故障不能恢复时应将该 设备从监控网络中退出作开关置在“当地监控尸， 这样遥控操作定义在“当地监控l”上，“当地监控 2”(备用机)上就不能进行遥控操作。当“当地监控1” 发生故障时，“当地监控，并汇报调度部门。 (5)通信中断的处理原则。
保护装置（非综自厂家的保护装置）通信中断
综自系统与其他厂家的保护装置因为使用的通信 规约不同，所以综自系统采集保护信号需要经过 保护管理机进行规约转换，一台保护管理机可以 容纳多台保护装置的信号传输，一旦小室内的保 护管理机出现死机或是故障，往往导致所接的所 有保护装置信号无法正常传输，遥信信号无法更 新，可能会错失重要信号报文。出现该类问题， 可以通过观察保护管理机的通信指示灯是否正常 来判断，并且检查其与路由器之间的接线是否正 常，而后相应的进行重启装置、紧固接线、更好 装置等处理。
PDS-700保护装置：
微机保护系统功能是变电站综合自动化系统的最基本、最重 要的功能，它包括变电站的主设备和输电线路的全套保护：高压 输电线路保护、变压器的主保护、后备保护以及非电量保护、低 压配电保护、电机及所用变保护等。 除保护功能外，还应具有以下附加功能： (1)具有事件记录功能； (2)具有与系统对时功能； (3)具有存储多种保护定值功能； (4)具备当地人机对话接口功能； (5)具备通讯功能； (6)具备故障自诊断功能；
变电站综合自动化系统
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单元二 变电站综合自动化系统的结构形 式
• 集中式结构的变电站综合自动化系统，是指采用不同档次的计算机， 扩展其外围接口电路，集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等 信息，集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控 制等功能，而并非指由一台计算机完成保护、监控等全部功能。多数 集中式结构的微机保护、微机监控及与调度等通信的功能是由不同的 微型计算机完成的，只是每台微型计算机承担的任务多一些。例如监 控机要负责数据采集、数据处理、开关操作、人机联系等多项任务; 进行微机保护的计算机，可能一台微机要负责几回低压线路的保护等。 这种结构形式主要出现在变电站综合自动化系统问世的初期，如图11所示。这种结构形式的变电站综合自动化系统在国内有较多的早期 的产品。
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单元二 变电站综合自动化系统的结构形 式
• 这种结构形式按变电站的规模配置相应容量、功能的微机保护装置和 监控主机及数据采集系统，它们安装在变电站主控室内。主变压器、 各种进/出线路及站内所有电气设备的运行状态通过电流互感器、电 压互感器经电缆传送到主控制室的保护装置或监控计算机上，并与调 度控制端的主计算机进行数据通信。当地监控计算机完成当地显示、 控制和制表打印等工作。
单元一 变电站综合自动化的基本概念
• 变电站实现综合自动化的优越性主要体现在以下几方面。 • (1)提高供电质量，提高电压合格率。 • (2)提高变电站的安全、可靠运行水平。 • (3)提高电力系统的运行管理水平。 • (4)缩小占地面积，降低造价。 • (5)为变电站实现无人值班提供了可靠的技术条件。
• 三、变电站综合自动化系统的功能
• 变电站综合自动化系统的基本功能，从不同的角度有不同的描述。
光伏电站电力系统自动化装置简介
光伏电站电力系统自动化装置简介电力系统综合自动化是二次系统的一个组成部分，通常是指电力设备及系统的自动监视、控制和调度的综合总称。
它是是由许多子系统组成，每个子系统完成一项或多项功能；同时它们又组成一个系统，在这个系统中达到信息共享和功能互补。
变电所综合自动化系统包括变电所微机监控、微机继电保护、微机自动装置、电压和无功综合控制等子系统。
变电所微机监控系统的功能应包括变电所模拟量、开关量、电能量的数据采集，事件顺序记录，故障录波和测距，谐波分析与监视，变电所操作控制，人机联系，现场通信及与上级调度通信的全部功能。
在变电所综合自动化系统中微机保护装置与微机监控系统是相互独立的，由于微机保护的重要地位，微机监控仅综合其信号部分，不允许综合保护的功能。
而微机保护装置却综合了部分自动装置的功能（例如低频减载的功能）。
但对重要的自动装置，如备用电源自动投入装置，其功能仍需相互独立。
电压和无功综合控制系统实现对变电所电压和无功的自动控制的投、切或控制其运行工况。
1.1变电所综合自动化基本功能变电所综合自动化是多专业性的综合技术。
它以微机为基础来实现对变电所传统的继电保护、控制方式、测量手段、通信和管理模式的全面技术改造，实现对电网运行管理的一次变革。
从我国的具体情况来说，变电所综合自动化的基本功能主要体现以下方面。
(1)、站内监控功能监控子系统取代常规的测量系统；取消了常规控制屏，取代了中央信号控制及继电器屏；取代了常规的远动装置等等。
此功能包括站内数据采集与处理、运行监视及报警记录、设备检测与诊断、报表编辑生成修改与打印、人机交互联系及系统维护管理、计算统计、历史数据记录、事件顺序记录（SOE）、事故追忆、远方通信等常用数据采集与监控系统（SCADA）功能。
（2）、控制和调节通过键盘在屏幕所显示的画面上对各可控设备进行开/合，投/退等控制操作，对各可调设备进行升/降、定值设定等调节控制。
控制开关时可以按选择一返校一执行的方式实现每次操作一个对象的控制，也可以按批次控制、顺序控制的方式一次对多个对象进行控制（无论那种控制方式，都要具备完整的控制闭锁功能）：进行调节时可以一次调节一档，也可以一次调节多档，但同样要具备完整的调节闭锁和边界报警功能。