国内电力系统自动化综述

　　摘要：电力系统自动化科技含量、涉猎范围、技术性以及对制造、安装等方面的要求标准非常高，自动控制系统的水平将直接反映电力系统的运行、管理水平，也直接影响着电力系统的运行效率。本文主要针对我国电力系统中的电网调度，火电厂，水电厂和变电站综合等四个部分在自动化发展过程，发展现状，问题及措施，新技术鑫同一以及发展趋势等方面进行了综合评述。

　　关键词：电力系统；自动化；发展

 

　　在经济与社会并驾齐驱的飞速发展时期，各大电力企业根据自身的特点逐渐进行发展变革，这对电力企业既是一种机遇，同时也是一种挑战，为了迎接这种挑战，企业会从技术方面，策略方面还有管理方面进行全新的改革，企业需要这种正面的、积极的竞争，这样企业才能快速的进步。

　　电力系统具有分布范围广、实时性强、自动化程度高等特点，电力系统自动化是一门科技含量高、涉及专业范围广、技术性较强，对制造、安装、运行和管理工作要求标准非常高的专业。电力系统自动化主要包括电网调度自动化和电厂自动化(包括火电厂自动化、水电厂自动化、变电站综合自动化等）两大部分。

　　对电能生产、传输和管理实现自动控制、自动调度和自动化管理。电力系统是一个地域分布辽阔，由发电厂、变电站、输配电网络和用户组成的统一调度和运行的复杂大系统。电力系统自动化的领域包括生产过程的自动检测、调节和控制，系统和元件的自动安全保护，网络信息的自动传输，系统生产的自动调度，以及企业的自动化经济管理等。电力系统自动化的主要目标是保证供电的电能质量（频率和电压），保证系统运行的安全可靠，提高经济效益和管理效能。

　　我国电网调度自动化系统起源于上世纪50年代，大约在60年代开始试运行，70年代有了初步的发展，80年代发展比较迅速，到了90年代就进入了成熟阶段。

　　年代处于起步阶段，那个时候电子计算机已经投入了使用，促使电网调度自动化的兴起。首先应用计算机计算，之后就是用它进行安全监控。70年代后期我国诞生第一个全国产化的电网计算监控系统，有了这样的尝试并且取得了相当好的反响，各地纷纷安装电网监视系统，电网调度自动化形成了新的格局。80年代迅速发展，仅仅十年的时间，电力装机与年发电总量就实现了翻番的飞跃，华北、东北、华东、华中以及西北五大电网的形成更加为电网调度系统的自动化奠定基础。90年代进入成熟期，国际上一般采用开放的分布式调度自动化系统。为了实现各级调度自动化间的信息交换，我国开通了电力数据通讯网，之后又开通了电力信息网。随后各地相继进行了电力系统的研究并付诸实际行动，又一次伟大的电力改革，建立了相对完善的电力调度系统。

　　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。

　　我国的电力系统拥有国家级总调度、大电网级调度、省级电网调度、地区级电网调度以及县级电网调度这五级调度，指挥、处理电网的正常运行。为了协调电力系统的正常运行以及保证供电质量，需要对发电、输电和供电进行控制，这样既保证了供电的安全，又提供了优质的服务。现在，电网调度由绝大多数都安装了计算机监控系统。与此同时，电能量计量系统在全国很多个地方已经建成，电力调度数据网也有了进展，它们的建成提高了电力运输的质量，使网络应用范围更广泛，提高了电网调度应用自动化的可靠性。

　　按照电能的生产和分配过程，电力系统自动化包括电网调度自动化、火力发电厂自动化、水力发电站综合自动化、电力系统信息自动传输系统、电力系统反事故自动装置、供电系统自动化、电力工业管理系统的自动化等7个方面，并形成一个分层分级的自动化系统(见图)。区域调度中心、区域变电站和区域性电厂组成最低层次；中间层次由省(市)调度中心、枢纽变电站和直属电厂组成，由总调度中心构成最高层次。而在每个层次中，电厂、变电站、配电网络等又构成多级控制。

　　火力发电厂自动化的项目包括：（1）厂内机、炉、电运行设备的安全检测，包括数据采集、状态监视、屏幕显示、越限报警、故障检出等。（2）计算机实时控制，实现由点火至并网的全部自动起动过程。（3）有功负荷的经济分配和自动增减。（4）母线电压控制和无功功率的自动增减。（5）稳定监视和控制。采用的控制方式有两种形式：一种是计算机输出通过外围设备去调整常规模拟式调节器的设定值而实现监督控制；另一种是用计算机输出外围设备直接控制生产过程而实现直接数字控制。2.2电网调度自动化现代的电网自动化调度系统是以计算机为核心的控制系统，包括实时信息收集和显示系统，以及供实时计算、分析、控制用的软件系统。信息收集和显示系统具有数据采集、屏幕显示、安全检测、运行工况计算分析和实时控制的功能。在发电厂和变电站的收集信息部分称为远动端，位于调度中心的部分称为调度端。软件系统由静态状态估计、自动发电控制、最优潮流、自动电压与无功控制、负荷预测、最优机组开停计划、安全监视与安全分析、紧急控制和电路恢复等程序组成。

　　水力发电站综合自动化需要实施自动化的项目包括：大坝监护、水库调度和电站运行三个方面。（1）大坝计算机自动监控系统：包括数据采集、计算分析、越限报警和提供维护方案等。（2）水库水文信息的自动监控系统：包括雨量和水文信息的自动收集、水库调度计划的制订，以及拦洪和蓄洪控制方案的选择等。（3）厂内计算机自动监控系统：包括全厂机电运行设备的安全监测、发电机组的自动控制、优化运行和经济负荷分配、稳定监视和控制等。

　　电力系统信息自动传输系统简称远动系统。其功能是实现调度中心和发电厂变电站间的实时信息传输。自动传输系统由远动装置和远动通道组成。远动通道有微波、载波、高频、声频和光导通信等多种形式。远动装置按功能分为遥测、遥信、遥控三类。把厂站的模拟量通过变换输送到位于调度中心的接收端并加以显示的过程称为遥测。把厂站的开关量输送到接收端并加以显示的过程称为遥信。把调度端的控制和调节信号输送到位于厂站的接收端实现对调节对象的控制的过程，称为遥控或遥调。远动装置按组成方式可分为布线逻辑式远动装置和存储程序式逻辑装置。前者由硬件逻辑电路以固定接线方式实现其功能，后者是一种计算机化的远动装置。

　　管理系统的自动化通过计算机来实现。主要项目有电力工业计划管理、财务管理、生产管理、人事劳资管理、资料检索以及设计和施工方面等。

　　我国虽然是能源开采大国，但也是能源消耗大国，普遍存在的问题是能源短缺，但是电力系统还存在很严重的能源浪费现象，这样就造成了能源利用率较低，能源消耗较大。我国用于发电的一次能源所占的比重较低，西方国家用于一次发电的能源最多高达1/2，而我国还不到1/3，很鲜明的差距。

　　我国水电的发展速度非常缓慢，就目前来看，水能的利用率还不足1/10，同时我国电网建设投资比重减少，“七五”较“六五”下降了将近一个百分点。我国电网调度存在的另一个问题就是大机组少，单机容量小，煤消耗量长期居高。电力方面的投资日益高涨，竟然高达每千瓦3000元，成本较高，热电联产比重也很低。最后一个问题就是我国电力工业具有较高的负债率，这样就造成降低了利润，赢利减少。

　　近几年来，自动化技术的发展可以说是日新月异，新的科技成果不断涌现。总结起来，自动化新技术在火电厂的应用，主要体现在一下几个方面：

　　（1）火焰图像检测器

　　目前，火电厂大型锅炉的单个燃烧器容量都非常大，因此，能否正确简写燃烧器火焰，将直接影响炉膛安全监控系统动作的可靠性。为了防止锅炉爆燃事故的发生，必须对炉膛内的火焰进行切实有效的检验。普通光学检测器（如紫外线光火焰检测器，课件光火焰检测器和红外光火焰检测器）仅依靠一个光敏元件收集火焰特征区的平均光强，所获信息量的局限性经常导致作为前景的火焰和背景无法有效分辨。普通光学检测器探头的视野范围很小，在火焰波动较大时会误报炉膛灭火。

　　因此，火焰图像检测器取代普通光学检测器，这是锅炉火焰检测系统发展的新动向。

　　目前，国外的火焰图像检测器产品主要有日本三菱公司的DPTIS型和芬兰的DIMAC型。国内的几家科研单位也相继退出了火焰图像检测器的产品，并已在多台国产燃煤机组上运行，基本上实现了无误报，而且提高了报警速度。

　　（2）光纤传感器

　　1、半导体光纤温度计

　　半导体光纤温度计是利用半导体材料的光吸收随着温度的变化而变化的原理测温的，例如，当温度升高时，通过半导体材料的光能减小，用光电元件来测量光能的这一变化，即客获得被测量的温度值。半导体光纤温度计主要应用在超高压变压器热点温度的直接测量上，这种测量队变压器的安全经济运作和使用寿命有着决定性的组偶用。变压器线圈最热点绝缘会因为过热而老化，轻则变压器损坏，重则酿成重大事故。反之，若线圈最热点的温度过低，变压器的能力就得到充分利用，降低了经济效益。因此，为了使变压器处于最佳运作状态，对其热点问题的测量是十分必要的。过去由于高电压的隔离问题不能得到很好的解决，所以直接测量很困难。采用半导体光纤温度计后，可以进行远距离遥测，隔离问题得到了很好的解决。

　　2、光纤转速表

　　火电厂汽轮发电机组的转速是3000r/min，它是一个决定电网频率稳定与否的重要参数。由于电信号及信号传输线路容易受到发电机强电磁场的干扰，采用常规的电和磁的测量方法，仪表不能正常工作。使用光纤测量转速就不存在这一问题，光纤转速表由转速-光脉冲转换，光纤光路和信号处理装置3部分组成。在汽轮发电机转轴上固定一个测速齿轮盘，齿轮盘的边缘有60个齿，齿轮盘每转动一圈，就产生60个光脉冲。这些光脉冲经光纤传送给信号处理装置，后者将光脉冲转换成电脉冲，然后将电脉冲送给数字频率计。由于光纤不受电磁场干扰，从而保证了转速表的可靠性。

　　（一）智能控制

　　火电厂有些热工控制对象的数字模型是很复杂的，而且很难测量准确，若继续沿用经典和现代控制理论往往会很难奏效，这就促使人们不得不去探索智能控制。

　　1、模糊控制

　　模糊控制是模仿人的控制过程，与传统控制相比，模糊控制具有实时性好，超调量小，抗干扰能力和适应能力强，稳定误差小等特点。模糊控制基于模糊控制理论，它包含了人的控制经验和知识，因此，它属于智能控制范畴。

　　在我国火电厂中，模糊控制已取得了很多的应用业绩。在协调控制系统，锅炉燃烧控制系统，过热蒸汽温度控制系统，再热蒸汽温度控制系统，中储式煤机控制系统，汽轮机控制系统和循环流化床锅炉燃烧控制系统中，均有模糊控制的成功应用实例。

　　2、专家系统

　　专家系统是利用具有相当数量的权威性知识来解决特定领域中实际问题的计算机程序系统，根据用户提供的数据，信息和实施，运用系统中存储的专家经验或知识进行推理判断，最后得出结论及结论的可信度，以供用户决策之用。

　　工业发达国家的电力公司已研制出火电厂故障诊断专家系统。例如，X的一家火电厂进行了专家系统应用试验，该专家系统仅用几秒钟的时间就正确诊断出造成火电厂停机事故的原因，而该火电厂的专家们经过了好几天的讨论，竟然还未找到正确的诊断故障思路。由此可见，专家系统已经明显超过了人类专家的能力。

　　专家系统在国内火电厂的应用研究已经开始，现在已经开发了火电厂水汽循环故障诊断系统，火电厂机组运行指导专家系统和大型转动机械故障诊断系统。

　　（二）MATLAB仿真

　　火电厂是高度重视安全生产的企业之一，控制系统一旦投入运行，是不允许无关人员随便乱动的。因此，对控制系统的分析研究和自动化人员生产技能的培训只能在仿真控制系统上进行。以往的仿真控制系统主要是物理和半物理仿真，建立这样的仿真系统投资大，安装和维护费用也大，尤其的自动化仪表发展如此之快，使这些仿真控制系统不得不进行设备的更新改造，其经济损失是显而易见的。

　　在火电厂中，DEH是汽轮机运转的神经中枢，该系统性能只能通过动态过程才能反应出来。为此，利用MATLAB仿真工具和VB开发界面，建立DEH仿真平台，在不干扰生产的情况下，对DEH系统动态过程进行分析研究，从而避免了对系统参数调整的盲目性，使DEH系统各部分的动态过程完整的呈现出来。这对DEH系统优化运行中参数的整定，修改期待了预测和指导作用。

　　实践证明，利用MATLAB仿真对自动控制系统进行仿真，具有安全，可靠，节省人力，物力和财力等优点，它为加快大型火电机组热工自动控制系统的调试速度，提高火电厂热工自动控制系统的投入率，又提供了一个新的方法和手段。

　　（三）顺序控制

　　顺序控制是指根据预先拟定的步骤，条件和时间，对生产过程中的机组设备和系统自动的一次进行了一系列操作，以改变设备和系统的工作状态。

　　顺控制是火电厂热工自动化的一个重要方面，在大型火电机组上采用的顺序控制系统共主要是FSSS。除此之外，顺序控制还广泛地应用于机组的辅机以及辅助设备启动停止操作的控制和保护上。在PLC问世以前，继电器在顺序控制系统中占主导地位。这种由继电器构成的控制系统哟组合明显的缺点：体积大，耗电多，寿命短，可靠性差，运行速度低。尤其是对生产工艺多变化的系统适应性更差，如果生产任务或生产工艺发生变化就必须重新设计，并改变硬件结构，造成了时间和资金的严重浪费。

　　开发能源的同时要节约能源，大力开发石油和天然气，大力宣传节约电力、石油和煤，尤其要支持热电联产，对余热进行重新利用，施行以煤代油的政策。另外电力工业发展速度必须与国民经济发展速度相适应。必须采取有效措施，对产业结构进行调整，这需要在资金上对电力事业的投入。同时，还要把节约能源，降低消耗放到重要位置。需要采用高参数高效率大机组，积极发展热电联产和集中供热，要千方百计减少自身能源消耗，降低煤耗、厂用电和线损。发挥水电优势，加快水电基地建设，真正把核电建设摆到重要位置上来，抓紧骨干输变电工程建设，搞好城市和农村的电网改造，重视环境保护积极防止对环境的污染，重视和做好农村电气化建设，依靠科技进步，发展教育事业，提高队伍素质。

　　电力系统要想既安全又稳定的运行，电力系统自动化的发展是其基础。它保证了优质电能的供应，电力系统是一个很复杂的系统，其中包括许多内容，电压正常工作与否、电流的偏差、用电设备的破损程度，这些都依靠电力系统自动化设备，才能发现这些问题，并且进行快速的处理，从根本上提高供电效率和质量，保证优质电能输送给各个用电户。

　　电力系统综合自动化安全特点：装置维护调试方便，易于操作；保护性能得到较大改善。装置功能多、先进、可灵活选择，逻辑回路动作正确率、可靠性高。装置实现了遥控、遥测、遥信、遥调功能，取代了传统变电所的预告信号、事故音响、仪表监测的作用；实现远方监控，可取代传统的有人值守模式。能够迅速而正确地收集、检测和处理电力系统各元件、局部系统或全系统的运行参数。提高系统运行可靠性，即保证用电可靠性，比如自动重合闸，可使线路开关瞬间故障跳闸后在瞬间自动重合，不影响用电。

　　（1）电力系统自动化后其可以自行根据电力系统的实际运行状态和系统各元件的技术、经济和安全要求，为运行人员提供调节和控制的决策，或者直接对各元件进行调节和控制。（2）能够实现全系统各层次、各局部系统和各元件间的综合协调，寻求电力系统优质供电、经济性和安全性的多目标的最优运行方式。（3）电力系统自动控制不仅能节省人力，减轻劳动强度，而且还能减少电力系统事故，延长设备寿命，全面改善和提高运行性能，特别是在发生事故情况下，能避免连锁性的事故发展和大面积停电。使一个重要用户有两路甚至三路电源，确保用电安全，一路电源故障跳闸后，另一路可瞬时自动投入运行。

　　变电站综合自动化是将变电站的二次设备（包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等）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。

　　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，特别是对人口密集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是很有意义的。

　　1997年8月国际大电网会议(CIGRE)的WG34.03工作组在《变电站内数据流的通信要求》的报告中分析了变电站自动化需完成63种功能，并将这些功能分为7个功能组：(1)远动功能(四遥功能)；(2)自动控制功能(如有载调压变压器分接头和并联补偿电容器的综合控制(VQC)。电力系统低频减载、静止无功补偿器控制、配网系统故障分段/非故障段恢复供电与网络重组等)；(3)测量表计功能(如三相智能式电子电费计量表等)；(4)继电保护功能；(5)与继电保护有关的功能(如故障录波、故障测距、小电流接地选线等)；(6)接口功能(如与微机五防、继电保护、电能计量、全球定位系统(GPS)等IED的接口)(7)系统功能(与主站通信，当地SCADA等)。所有能实现这些功能的设备，目前统称为智能式电子仪表(IED)。变电站自动化的目的，就是实现这些IED的信息共享，由此可减少变电站使用的电缆数量和造价，提高变电站的运行和安全可靠性，并减少维护工作量和提高维护水平。1997年的标准现在看来似乎都已实现，时隔近20年，变电站的自动化趋势也与当年发生了巨大的变化，2012年国际大电网会议就交流了高压直流输电和电力电子技术最新进展，其中换流站尤其引人注目。会上中国的专家介绍了在中国建设1100kV特高压直流输电工程的可行性，阐述了主电路绝缘配合的设计，重点介绍了1100kV直流换流阀的结构。韩国专家对基于模块化多电平换流器的VSC—HVDC系统的电容电压控制问题进行了讨论，提出了几种方法来实现对各个子模块电容电压的平衡控制。a早期的电力工作者受供电设备的需求，尝试使用直流对电力进行传输，但受限于当时的技术却并未得到大范围的推广和发展，转而形成当今世界的交流电电网格局，随着科技不断进步，高压，特高压乃至超高压交流电在供电系统中的运用越来越广泛，各种问题也不断的显现，直流高压输电又一次被提上了论题，纵观变电站的历史，其产生就是因为电力传输的需要，新型的变电站（换流站）作为直流电传输的中介，能够更好的完成输送电能的任务，预计的可靠性更是要高于交流输电。可见，直流的高压输电将会是未来变电站自动化的一个发展趋势。国家电网提出发展智能电网的理念，并于2011年上升为国家发展战略。智能电网的核心组成部分便是智能变电站。智能变电站是采用先进、集成、可靠、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信网络化和信息共享标准化为基本要求，自动完成数据采集、测量、计量、控制和保护等基本功能，并支持电网实时自动监控、智能调节、在线分析决策和协同互动等高级应用功能的变电站。智能变电站的全站信息数字化、通信网络化和信息共享标准化的要求是变电站自动化技术发展的基本目标。应当认识到交流变电站在相当长的一段时间内其还会扮演主要角色，鉴于如今的变电站自动化的发展现状，未来的发展趋势大体可分为以下几点，①较小电压等级的变电站采取无人值守②提升变电站的电能输送的质量③设计上充分考虑应对危机能力，提升抗击能力④数据层面提升安全性⑤统筹考虑，适应智能电网需要。

　　改革开放以来，我国科学技术尤其是电力技术、电一于技术、一汁算机技术、通信技术以及网络技术的快速进步，为电力系统自动化技术的发展和设备的更新换代不断注入了新的活力，大大地提高了设备质量、技术性能以及其运行的可靠性、灵活性和稳定性;随着三峡水电厂及其输变电工程的投产，“西电东送、南北互供、全国联网”进程的加快和电力管理体制的深刻变革，我国电力工业正在进入厂网分开、逐步引入市场竞争的新时期，这对电力系统自动化提出了进一步的要求，电力系统自动化的发展将迎来一个新的成长期。我们要将电力系统发展机遇和自动化理论和技术在祖国建设中发挥更好作用，适应加入“WTO”形势，提高我国综合国力。

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