电力系统调度自动化

第一章绪论§1电力系统及其调度自动化的发展一、大规模联合电网的发展经济生活的发展，对电能的要求不断增加。大工业生产需要大量电力，家用大用电器越来越多。小规模的电网已不能满足如此巨大的能量需求。1、大规模联合电网的优点(1)综合利用水力、火力、核能等发电能源，以解决能源资源与负荷分布地域间的不平衡。以湖北的水电和河南的火电交换为例。(2)利用时差和季节错开负荷高峰，减少总的装机容量。(3)采用大容量机组，节省投资和运行费用。(4)发生故障时不同电网间可以互相支援。2、我国目前的电网结构目前我国基本上进入大电网、大电厂、大机组、高电压输电、高度自动控制的新时代。电网发展的主要标志是：1.我国现有发电装机容量在2000MW以上的电力系统11个，其中东北、华北、华东、华中电网装机容量均超过30000MW，华东、华中电网甚至超过40000MW，西北电网的装机容量也达到20000MW。南方电力联营系统连结广东、广西、贵州、云南四省电网，实现了西电东送。其它几个独立省网，如四川、山东、福建等电网和装机容量也超过或接近10000MW。2.各电网中500KV（包括330KV）主网架逐步形成和壮大。220KV电网不断完善和扩充，到1999年底220KV以上输电线路总长达495123km，变电容量达593690MVA。其中500KV线路（含直流线路）达22927km，变电容量达80120MVA。3.1990年我国第一条从葛洲坝水电站至上海南桥换流站的±500KV直流输电线路实现双极运行，使华中和华东两大区电网实现非同期联网。4.随着500KV网架的形成和加强，网络结构的改善，电力系统运行的稳定性得到改善。近10年间系统稳定破坏事故比前10年下降了60%以上。5.省及以上电网现代化的调度自动化系统基本实现了实用化。6.以数据通信为特征的覆盖全国各主要电网的电力专用通信网基本形成。目前，东北与华北联网工程已基本建成；华东与福建联网工程具备开工条件；华北与华中、华中与西北、西北与川渝、山东与华北联网项目的前期工作按计划进行。三峡建立以后，可能会形成全国的统一电网。东北电网：辽宁、吉林和黑龙江三省以及内蒙古自治区东部。到1999年底装机容量达35943.9MW华北电网：由北京、天津、河北省、山西省和内蒙古自治区的西部等供电区的电网组成。1999年底发电装机容量为40716.2MW，年发电量1922.35亿KWh。华东电网：上海市、江苏省、浙江省和安徽省。1999年底发电装机容量为1986.4MW，年发电量2268.9亿KWh。华中电网：河南、湖北、湖南和江西四省。到1999年丰华中电网发电装机容量为43365.4MW，年发电量1673.22亿KWh。南方四省联营电网：广东与广西，云南和贵州。福建电网：1999年末装机容量9657.4MW，年发电量356亿KWh。山东电网：1999年底发电装机容量18017.8MW，年发电量912.05亿KWh。四川电网：西北电网：陕西、甘肃、青海三省和宁夏自治区。到1999年底西北电网总装机容量为18021.9MW，年发电量736.14亿KWh。13、大规模联合电网运行的重大问题(1)电能质量三个评价指标：电压、频率、波形。波形靠发电机的设计保证。遏制高次谐波的影响。典型的非线性大功率电器会产生高次谐波，如轧钢机、电弧炉、电气铁路等。与运行有关的就是电压、频率。按国家规定，正常运行频率应在49.8~50.2hz间。电压波动不超过10%。(2)经济性对一次能源的合理调度、机组合理起停、负荷合理分配、减少传输损耗都能节约大量能源、产生极大的经济效益。核电机组和大型火电机组启动代价很高，适合带基本负荷。水电机组启动很快，适合调频、调峰。丰水期适合让水电机组尽量满发，少开火电机组。(3)可靠性大规模电网一旦发生故障，若处理不及时或误处理，会造成事故扩大，波及正常运行部分，造成大规模停电。其造成的损失远大于经济运行产生的效益。二、电力系统调度控制的基本任务中华人民共和国《电力法》规定，电网运行实行统一调度、分级管理；各级调度机构对各自调度管辖范围内的电网进行调度，依靠法律、经济、技术并辅之以必要的行政手段，指挥和保证电网安全稳定经济运行，维护国家安全和各利益主体的利益。《电力法》明确电力生产和电网运行应当遵循安全、优质、经济的原则。1、电网调度的首要任务是保障电网安全、稳定、正常运行和对电力用户安全可靠供电。为此，调度机构要预先通过大量的计算分析，制定对付意外事故的安全措施，装设安全自动装置和继电保护设备。做好事故预想和处理预案，防范于未然。一旦电网发生故障，调度就要按电网实际情况并参考处理预案，迅速、准确地控制故障范围，保证电网正常运行，并避免对电力用户供电造成影响；遇到严重事故时，为保证主网安全和大多数用户的正常供电，调度将根据具体情况采取紧急措施，改变发输电系统的运行方式，或临时中断对部分用户的供电。故障消除后，调度要迅速、有序地尽快恢复供电，尽量减少用户停电时间。2、调度的另一重要任务是，保证电能质量，保持频率、电压、波形合格。这就必须时刻保持发电和用电的瞬时平衡。由于电能不易大量贮存，而用户的用电是随机的，要时刻保持供需平衡，就要求调度必须提前预计社会用电需求，并依此进行事前的电力电量平衡，编制不同时段的调度计划和统一安排电力设施的检修和备用。在实际运行过程中调度一方面要依靠先进的调度自动化通信系统，密切监视发电厂、变电站的运行工况和电网安全水平，迅速处理时刻变化的大量运行信息，正确下达调度指令；另一方面要实时调整发电出力以跟踪负荷变化，满足用电需求。3、调度还需要综合考虑国家能源政策和环保政策，以及电源分布、负荷需求、电网结构以及防汛、环保等因素，按照公平、公正的原则合理安排发电，实现发电资源的优化利用，以提高国家电力能源利用效益。/*--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------(1)保证电力系统运行安全方法：a、增加发电能力、输电设备传输能力、变电设备的容量b、改善电网结构。薄弱的电网结构是安全可靠运行的重大隐患。常见的薄弱结构有：距离过长的单回线路，大电源T接、高低压电磁环网、弱联系大环网、过弱的受端系统、主要联络线负2荷过重。c、安全保护装置灵敏可靠。保护的四个原则：选择性、速动性、灵敏性、可靠性。d、提高调度自动化水平。监视和控制电力系统。包括对发电机出力、负荷、电压、频率的监视以及保护动作、设备损坏的监视。通过操作和控制，调整和重新安排出力和网络结构。按照本系统设计的安全稳定导则，准备系统可能出现的事故。在故障情况下，调度人员应迅速采取措施，消除故障，恢复正常供电。(2)保证电能质量调整发电机有功出力，维持额定频率。调速器进行一次调频。调度中心人工或利用电厂AGC(AutomaticGenerationControl自动发电控制)自动二次调频。调整发电机无功出力和控制无功补偿装置，保证重要点电压水平。调度员投切无功补偿装置进行无功平衡调整电压。AVC(AutomaticVoltageControl自动电压控制)自动调整电压。基本原则：有功全网调整，无功就地平衡。有功调频率，无功调电压。当然有功调整对电压也有影响。（因为线路、变压器无功损耗很大，所以无功不能远距离传输）。(3)保证电力系统运行的经济性合理安排系统潮流，减小传输损耗。合理调配水火电机组，保证燃料消耗昀小。从几个小时到几个月的短期运行计划。作计划时要考虑：负荷预测能源资源情况：燃料供应情况，燃料价格、水源情况、来水流量预测负荷分布和网络条件出力计划、机组开停计划、机组检修计划、机组可用率和容量限制交换功率计划无功功率计划网络配置和开关操作计划计划目的是在保证供电质量和系统安全可靠前提下，使系统运行昀优。(4)运行报表与事故记录提供运行报告和统计资料。事故记录可按时间和性质分类，以利于分析事故原因，为以后的安全运行提供借鉴。运行报告提供负荷预测、发电计划、运行方式安排的基本依据。--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------*/三、电力系统调度自动化的发展电力系统自动化技术沿着元件—局部—子系统（岛）—管理系统的道路发展。理论发展可以分为3个阶段：60年代以前处在经典理论阶段；七八十年代注入了控制论，形成了以计算机为基础的现代理论阶段；90年代以后注入经济理论，而到达电力市场理论阶段。输电系统：1、40年代将数据展现在模拟盘上，增强了调度员对实际系统运行变化的感知能力。2、50年代布线逻辑的远动装置及机电式的调频装置实现自动发电控制（AGC）3、60年代初，利用数字计算机实现电力系统经济调度，开始了计算机在调度中的应用4、70年代，计算机系统的应用从以考虑经济为主转移至以安全为主，出现了所谓电网SCADA系统。SCADA的基本功能：数据收集、信息显示、监视控制、报警处理、信息存储与报告、报表与打印、数据计算、事件顺序记录、事故追忆5、80年代，电网自动调频和有功功率经济分配的装置和自动调节系统不再独立存在，而是以3AGC/EDC软件包的形式和SCADA系统结合，成为SCADA/AGC—EDC系统，这是SCADA系统出现后的电网调度自动化系统中第1次功能综合。6、60年代末提出了用SCADA采集的实时信息对电力系统的扰动（开关操作、事故跳闸）进行在线快速分析计算，用以解决电网运行方式的在线研究和事故跳闸后果的预测。从70年代初开始，为了解决由于电网不可观察（SCADA采集的数据存在误差、通道可能中断、RTU可能停运等）带来的潮流计算不收敛（在离线电力系统计算时不会遇到），发展了各种基础算法，开发了网络拓扑、外部网络等值、超短期母线负荷预计、状态估计等一系列软件，建立可计算的所谓可观察区，将SCADA采集到有误差的“生数据”转变成潮流计算收敛的“熟数据”，建立了熟数据库。在这一基础上开发了调度员在线潮流、开断仿真和校正控制等所谓电网高级应用软件（PAS）。PAS投运后，电网运行方式的改变以及当前运行方式下遇到大扰动时的后果就可以通过PAS自动预计出来。网络熟数据库的建立，为各种电力系统的优化软件，如线损修正、无功优化、昀优潮流等的开发提供了条件。自从PAS综合到电网调度自动化系统，形成了SCADA/AGC—EDC/PAS系统后，电网调度自动化系统从SCADA系统升级为能量管理系统（EMS）。PAS工程化后，在线调度员培训仿真器（DTS）得到了发展，并综合到EMS中。如今电力系统已经成为一个CCCPE的统一体，即计算机（computer）、控制(control)、通信(communication)和电力电子(powerelectronics)的产生、输送、分配装置以及电力电子装置。配电系统：DMS(DistributionManagementSystem配电管理系统)实现对配电网的管理。除了常规的SCADA功能如开关、刀闸位置，母线电压、线路功率监视，跳闸、越限报警以外，还可实现网络拓扑，潮流计算。状态估计，电压控制的高级功能。作为配电网自动化的主要特点，DMS可利用GIS技术，在城区地理背景图上进行电力元件动态拓扑着色，自动电源搜索，昀优抢修路径，报障电话处理和故障定位，自动停电转接电源等功能。§2电网的分级调度与管理为减少电力传输损耗，所有的大功率电力传输都采用高压传输。发电厂发出电能到用户，中间必须经过多级变压，从而产生多个电压级别。相应的，电力系统按照电压级别设立调度中心。我国现有电压等级：220kv～500kv超高压电网。构成大区电网的骨架和大区电网间的联络线110kv～220kv输电网。构成复杂的输电网络，在各地区间传输电能35kv～110kv供电网。由枢纽变电