电力系统自动化作业

1.简述电力系统自动化的作用、发展阶段及特征电力系统及其自动化对电网的作用：电网：在电力系统中，联系发电和用电的设施和设备的统称。

属于输送和分配电能的中间环节。

通常，电力系统中电力网是由不同电压等级的电力线路和变电所组成。

电力网简称电网。

电力网按其供电范围的大小和电压等级的高低可分为地区电力网、区域电力网以及超高压远距离输电网络等类型。

按电力网的功能又常常将其分为传输网和配电网。

电力系统自动化对电网的作用：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。

20世纪50年代以前，电力系统容量在几百万千瓦左右，单机容量不超过10万千瓦，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。

例如，电网和发电机的各种继电保护，汽轮机的危急保护器，锅炉的安全阀，汽轮机转速和发电机电压的自动调节，并网的自动同期装置等。

50至60年代，电力系统规模发展到上千万千瓦，单机容量超过20万千瓦，并形成区域联网，在系统稳定、经济调度和综合自动化方面提出了新的要求。

厂内自动化方面开始采用机、炉、电单元式集中控制。

各种新型自动装置如晶体管保护装置、可控硅励磁调节器、电气液压式调速器等得到推广使用。

70至80年代，以计算机为主体配有功能齐全的整套软硬件的电网实时监控系统（SCADA）开始出现。

20万千瓦以上大型火力发电机组开始采用实时安全监控和闭环自动起停全过程控制。

水力发电站的水库调度、大坝监测和电厂综合自动化的计算机监控开始得到推广。

各种自动调节装置和继电保护装置中广泛采用微型计算机。

2.简述电压无功综合控制系统的结构和功能。

（10）电压无功综合控制以维持电压波动范围和优化无功补偿为控制目标，实现对有载调压变压器分接头和无功补偿装置(并联电容器组CB)的综合调节，是综合自动化系统的控制功能之一。

电压无功综合控制装置（简称VQC装置）的主要控制对象是变压器有载分接开关和并联补偿电容器。

VQC的功能主要是按照预先设制定的控制策略，合理地控制分接开关的档位（改变变压器变比）和控制电容器的投切状态（调整系统无功潮流分布），使监测点的电压保持在合格的范围，并且提供适宜的无功补偿量，使功率因数保持在目标范围内。

作为枢纽变电站，通常需要按照逆调压的方式控制母线电压，即重负荷时适当升高电压，轻负荷时适当降低电压，以保持负荷侧电压的基本稳定。

但是，受到发电机端电压的限制，输电距离较近或者负荷变动不大时，也可以采用顺调压和常调压方式，VQC应能够满足上述不同的要求。

电压无功综合控制装置的功能结构示意图1.采样环节VQC的输入量有两大类：模拟量主要有被监测点的电压、电流、相位等：开关量主要有主变有载调压分接档位、电容器开关的分、合闸位置信号、主变高中低压侧开关、母线联络开关以及外部闭锁信号等。

采样环节的功能是将上述模拟量和开关量转换为VQC所需的数据。

模拟量的采样一般采取继电保护装置的采样技术，即将电压、电流通过交流变换器转换为交流小信号后用电压，频率变换器(VFC)与记数器来实现。

独立组屏的VQC需要自带采样设备和敷设相应的电缆，综合自动化系统的VQC和利用RTU实现的VQC则可以共享测控单元或RTU 提供的信息。

2逻辑环节逻辑环节的功能是根据输入环节提供的数据来判断系统的运行状态(主变是否并列运行、是否转供负荷、电压无功是否越限等)和设定的条件(电压上限、电压下限、无功上限、无功下限、有载调压分接开关动作次数限制等)，按照预先给定的控制策略进行逻辑判别，决定下一步的动作(升降分接开关或投切电容器组)。

逻辑环节的硬件载体通常是单片机、微机或工控机，也有用PLC的。

3.执行环节执行环节根据逻辑环节发出的指令，驱动被控设备执行相应的命令。

集中组屏的VQC可以直接经继电器来控制电容器组断路器的分合闸线圈或变压器有载调压分接开关的驱动电机。

嵌入综合自动化系统的VQC通过总线系统向间隔层的测控单元发出指令来实现。

利用RTU实现的VQC则通过遥控中间继电器来实现。

3.简述分布式电源并网对电力系统自动化的需求（20分）答：分布式电源指小型(容量一般小于50 MW)、向当地负荷供电、可直接连到配电网上的电源装置。

它包括分布式发电装置与分布式储能装置。

分布式电源对电网的影响：1)电压调整问题。

原有的调压方案不能满足接入分布式电源后的配电网电压调节要求。

因此必须评估分布式电源对配电网电压的影响，研究新的调压策略。

2）继电保护问题在线路发生故障后，继电保护以及重合闸的动作行为都会受到光伏发电系统的影响。

对基于断路器的三段式电流保护的影响最为显著。

①导致本线路保护的灵敏度降低及拒动；②导致本线路保护误动；③导致相邻线路的瞬时速断保护误动并失去选择性；④导致重合闸不成功。

3）非正常孤岛问题孤岛引起的安全问题：①线路维护人员人身安全受到威胁；②与孤岛地区相连的用户供电质量受影响（频率和电压偏出正常运行范围）；③孤岛内部的保护装置无法协调；④电网供电恢复后会造成相位不同步；⑤孤岛电网与主网非同步重合闸造成操作过电压；⑥单相分布式发电系统会造成系统三相负载欠相供电。

4）电能质量问题分布式发电通过电力电子逆变器并网，易产生谐波、三相电流不平衡；输出功率随机性易造成电网电压波动、闪变；分布式电源直接在用户侧接入电网，电能质量问题直接影响用户的电器设备安全。

解决分布式电源并网关键技术：①对电网的支撑能力：故障时保持并网。

在电压跌落到0时，至少要坚持150ms不脱网。

②对电网的支撑能力：故障时通过发出无功支撑电网电压。

当电压跌落超过10%时，每1%的电压跌落，至少要提供2%的无功电流。

响应速度应在20ms之内，必要时，必须能够提供100%的无功电流。

③对电网的支撑能力：有功功率控制。

电站必须能够以10%的步长限制其有功出力（目前常用的设置点有100%, 60%, 30%, 和0%）频率高于50.2Hz时，功率必须以40%额定功率/Hz的速率降低仅当频率恢复到50.05Hz以下时，才允许提高输出功率；频率高于51.5Hz或低于47.5Hz时必须脱网④对电网的支撑能力：通过无功功率控制为电网提供静态支撑。

电站的功率因数必须能够在0.95（感性）至0.95（容性）之间任意可调。

发电计划往往根据需要在几分钟内达到协议规定的无功功率的要求。

如果电力公司提供了在线参数，那么要求在10秒之内完成自动整定。

4.简述配网自动化的主要功能、设备及其实现方式。

（20）配网自动化包括：SCADA功能、变电站自动化SA、馈线自动化。

SCADA系统会包括以下的子系统：人机界面（human machine interface，简称HMI）是一个可以显示程序状态的设备，操作员可以依此设备监控及控制程序。

（电脑）监控系统可以采集数据，也可以提交命令监控程序的进行。

远程终端控制系统（Remote Terminal Unit，简称RTU）连接许多程序中用到的传感器，数据采集（Data acquisition）后将数字的数据传送给监控系统。

可编程逻辑控制器（programmable logic controller，简称PLC）因为其价格便宜，用途广泛，也常用作现场设备，取代特殊功能的远程终端控制系统。

通信网络：则是提供监控系统及RTU（或PLC）之间传输数据的管道。

SA：以数字信号处理为基础，将保护自动重合闸、故障录波等各种自动化装置以及测量、控制结合在一起的系统。

变电站自动化(SA)的主要功能;测量表计功能（运行工况监视，遥测）自动控制功能（遥控及综合调节）继电保护功能（输配电线路及主设备保护）与继电保护有关的功能：远动功能（与控制中心或调度交换信息）接口功能（与其他控制及信息系统联接）系统功能：第一阶段：在RTU的基础上+当地监控系统，未涉及继电保护，控制仍保留第二阶段：变电站控制室设置计算机系统，另设置数据采集和控制部件。

集中采集数据、几种计算与处理、再完成微机保护、监控和自动控制等。

第三阶段：按每个电网元件为对象，采用分散式系统，安装现场输入输出单元部件，完成保护和监控功能，构成智能化开关柜，与变电站控制室内计算机系统通信。

采用串口或者网络技术。

馈线自动化FA(Feeder Automation)的故障隔离和供电恢复功能是配网自动化的重点功能之一，其主要作用是通过SCADA功能为运行人员定位故障点、并为隔离故障和恢复供电提供有用的实时信息、为隔离故障和恢复供电提供遥控手段。

馈线自动化的实现方式：1：当地控制方式：a)电压型实现方式开关：重合器、重合分段器当地控制方式： b）重合器配合开关：重合器当地控制方式： c）重合器和分段器配合开关：重合器、分段器2:远方控制方式：以环网柜为例开关：负荷设备、FTU、重合器或者断路器开关：断路器、通信5．详细介绍一种电力系统安全评估算法及其应用。

（20）电力系统可靠性评估方法可分为确定性方法和概率性方法两类。

确定性方法主要是对几种确定的运行方式和故障状态进行分析，校验系统的可靠性水平。

电力系统是一个具有随机特性的系统，负荷水平的波动、元件故障等都具有随机性，确定性方法难以考虑各种状态的概率分布特性，评估结果存在较大偏差，因此概率性方法在电力系统的可靠性评估领域得到更加广泛应用，并在理论和实践方面取得很大的进展。

概率性可靠性评估方法主要有解析法和模拟法两大类，后者一般又被称作蒙特卡罗法(MCS--Monte Carlo Simulation)。

蒙特卡罗方法又被称作统计试验方法(Statistical Test Method)或随机抽样技术(Random Sampling Technique)，其提出可以追溯到19世纪末期，20世纪40年代中期之后随着科学技术的发展和电子计算机的发明，该方法得到了快速的发展和应用。

1946年美国学者Von Neumann 和S．Ulam首先用这种方法在数字电子计算机上模拟中子链式反应，并把第一个这样的程序命名为“Monte Carlo"程序。