浅谈电力系统自动化与自动装置

林 杰 ，温 欢 ，李博浩 ，刘婧雯

（1.甘肃电器科学研究院，甘肃天水741018；2.甘肃省高低压电气研发检测技术重点实验室，甘肃天水741018；3.天水电气传动研究所有限责任公司，甘肃天水741020；4.大型电气传动系统与装备技术国家重点实验室，甘肃天水741020）

1 引言

电力系统自动化是实现对电能生产、传输、管理的自动控制、自动调度和自动管理。电力系统自动化的领域包括生产的自动检测、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，保证电力系统运行的安全可靠，提高经济效益和管理效能。

2 电力系统自动化的原理及分类

电力系统自动化的基本原理是应用计算机、网络通信和电力电子技术，对发电、输电、变电、配电、用电和调度等环节运行数据进行采集、处理、分析和记录，实现自动检测和决策，完成对各管理区域内电力设备的就地或远方监视、调节和控制。

电力系统自动化按管理区域分为：发电厂自动化、变电站（换流站）自动化、配电自动化、调度自动化。

2.1 发电厂自动化

发电厂自动化包括分散控制系统、电气控制系统、升压站网络控制系统。

2.1.1 分散控制系统DCS

分散控制系统DCS完成数据采集、模拟量控制、.顺序控制、炉膛安全监控等功能，可以满足各种运行工况的要求，确保机组安全稳定运行。

DCS包括锅炉、汽轮发电机组、除氧、给水、减温、减压等控制系统，可分为针对电厂锅炉、汽轮机和发电机几大主机的控制和针对水务系统、输煤系统、除灰渣系统、脱硫系统等的辅助控制。图1为DCS的结构示意图。

图1 DCS的结构示意图

2.1.2 电气控制系统ECS

电气控制系统ECS为分层分布式结构，作为独立的监控系统，是电厂DCS的辅助监控手段，实现对启动/备用变压器、厂用变压器、直流电源、UPS等设备的监控，并把信息传送给DCS。

ECS包括站控层、通信控制层、间隔设备层。

（1）站控层由各个主站系统构成，是整个ECS系统的控制管理中心，完成对整个ECS的数据收集、处理、显示、监视功能，并且经过相应授权，能对相应的设备进行控制。

（2）通信控制层主要包括各个通信装置，具有通信和控制功能。

（3）间隔设备层由保护和自动装置构成，具有测量、控制、保护、信号、通信等基本功能。

2.1.3 升压站网络控制系统NCS

升压站网络控制系统NCS采用了分层分布式结构，具备对厂内升压站系统的断路器、隔离开关、接地开关，进行远方监控，对升压站系统设备的运行参数进行测量、加工和传输等功能，同时具备发电厂自动发电控制和自动无功控制功能以及负荷自动分配等高级应用功能，与DCS实现相互跟踪、互相传递信息。

2.2 变电站（换流站）自动化系统

2.2.1 变电站自动化系统

变电站自动化系统采用分层分布式结构，与变电站二次设备进行信息交互，实现对变电站主要设备的状态监视、信息测量和操作控制。

变电站自动化系统一般分为站控层、网络层和间隔层。站控层包括监控系统、远动系统、故障录波和保护信息管理子站等，主要完成站内数据的记录、分析、处理与转发，实现监视、控制、管理功能；网络层主要完成站控层和间隔层的信息交互；间隔层包括保护装置、测量装置和其他自动装置，实现保护、测量和控制功能。图2所示为典型变电站自动化系统结构图。

图2 典型变电站自动化系统结构图

2.2.2 换流站自动化系统

换流站自动化系统主要功能：实现停、送直流功率；控制直流功率的传输方向和大小；处理和抑制换流器不正常运行及交、直流系统干扰所造成的影响；发生故障时保护换流站的设备；检测换流站的各种运行参量，监视控制系统本身的运行信息；与远方调度中心进行通信。

换流站自动化系统包括运行人员控制层、控制层、现场层以及各层之间的通信网络。

（1）运行人员控制层是由运行人员控制系统、远动控制接口、保护及故障录波信息子站等子系统组成的计算机后台监控系统。

（2）控制层由直流控制系统、直流保护系统、交/直流站控系统构成，是整个换流站自动化系统的控制管理中心，完成对整个系统的数据收集、处理功能，并对系统的运行进行控制和保护。

（3）现场层主要包含交流开关场，交流滤波器场，直流场的就地测控装置及直流参量采集装置等，具备完善的测量、监视与控制功能。图3为典型换流站自动化系统的配置图。

图3 典型换流站自动化系统配置图

2.2.3 智能变电站系统

智能变电站系统是采用标准、先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和检测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的新一代变电站系统。

智能变电站系统分为站控层。间隔层和过程层，结构示意如图4所示。站控层包括自动化站级监视控制系统、站域控制、通信系统、对时系统等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制（SCADA）、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。

间隔层设备一般指继电保护装置、系统测量装置、检测功能组合IED等二次设备，实现使用一个间隔的数据并且作用与该间隔一次设备的功能，即与各种远方输入/输出、传感器和控制器通信。过程层包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属的智能组件以及独立的智能电子装置。

图4 智能变电站系统结构示意图

2.3 配电自动化系统

配电自动化系统主要应用于配电网设备的检测与控制。通过将配电网运行状况的实时信息、设备信息、运行维护状况、电网分析参数、地理信息等进行安全有效集成，使配电自动化与配电生产指挥集成一体，构成完整配电自动化及调度运行管理的综合系统，实现对配电网正常运行及事故状态下的检测、控制和运行管理。

配电自动化系统需要与输电网调度自动化、配电地理信息、生产管理等应用系统实现互联，以获得相关的配电基础数据，形成完整的配电网模型。配电自动化支持基于全网拓扑的配电分析应用功能，以满足配电网调度和运行管理、计划检修和故障抢修等配电生产指挥的需求。图5为典型的配电自动化主站配置图。

图5 典型的配电自动化主站配置图

2.4 调度自动化系统

调度自动化系统根据调度机构的级别一般分为国家调度自动化系统、大区调度自动化系统、省级调度自动化系统、地区调度自动化系统、县级调度自动化系统。

典型的调度自动化系统一般划分为位于安全区Ⅰ的主系统、安全区Ⅱ的调度员培训模拟系统DTS和安全区Ⅲ的Web子系统。

2.4.1 主系统主要包括冗余局域子系统、数据采集与通信子系统、各种应用服务子系统、历史数据服务子系统与人机界面子系统。

（1）局域网子系统采用冗余的双交换式局域网结构，大型用户可以采用三层交换功能的企业级或部门级交换机。通过双网冗余配置，提高了系统安全性和可靠性。

（2）数据采集和通信子系统作为调度自动化系统中实时数据输入、输出的中心，主要承担了实时数据通信处理任务。基本功能由信息交换、命令传递、规约的组织和解释、通道的编码与解码、卫星对时等、

（3）应用服务子系统主要包括数据采集与监控、自动发电控制、能量管理高级应用。数据采集和监控用于实现完整的、高性能的实时数据采集和监控，为其应用提供全方位、高可靠的数据服务；自动发电控制子系统完成自动发电控制功能，提供发电的监视、调度和控制；能量管理高级应用软件是调度自动化系统的核心，主要用于电网运行状态的分析、控制策略的制定和辅助决策等，是电网运行的神经中枢和调度指挥司令部。

（4）历史数据服务子系统主要完成历史数据存储、管理，历史数据管理的所有功能都基于关系型商用数据库来实现。

（5）维护人员通过人机界面子系统可以进行模型维护、图形维护、运行维护，调度员通过图形浏览器、告警窗口进行系统的监控。

2.4.2 DTS数字仿真系统主要用于在电网正常、事故、恢复控制下对调度人员进行培训，也可以用于各种运行方式的分析，协助远方人员制定安全的系统运行方式。

2.4.3 安全Web子系统配置在安全Ⅲ区，配置Web服务器。安全Ⅰ区的数据通过电力专用正向隔离装置传送至Web服务器，客户端通过Web浏览器进行图形浏览、告警查询、历史信息查询等。图6为典型的调度自动化系统结构图。

图6 典型的调度自动化系统结构图

3 电力系统自动装置

电力系统自动装置是指为电力系统提供自动检测、决策和控制功能的装置，它通过高效快速的通信网络传输数据，以实现对单个元件、局部系统或全系统的运行情况进行就地或远方的自动检测、调节和控制，以保证电力系统安全和经济运行。

自动装置通常包括备用电源和备用自动投入装置、厂用快速切换装置、输电线路自动重合闸装置、同步发电机自动并列装置、同步发电机励磁自动调节装置、电力系统频率和有功功率自动调节装置、故障录波装置等。

通常将实现按频率自动减负荷、按电压自动减负荷、自动解列和某些备用电源和备用自动投入等功能的装置称为安全自动装置，也称为安全稳定控制装置。安全稳定控制装置是电网安全稳定运行的第二、第三道防线，在我国电网得到了广泛应用，为提高供电可靠性和输送能力，避免发生大面积停电事故发挥了重要作用。本节以安全稳定控制装置为代表简介电力系统自动装置。

3.1 基本原理

安全稳定控制装置主要针对电力系统的系统性事故采取相应对策，现以它的控制实现过程为例简单介绍自动装置的基本原理。

安全稳定控制装置由五部分组成，分别为检测单元、判断单元、决策单元、执行单元、通信单元。其中，检测单元用于实时测量、存储变电站或者电厂的电气量和开关量信息；判断单元根据装置预设的算法对这些信息进行分析处理，并识别故障类型，启动后续功能单元；决策单元根据故障类型，选定合适的控制措施，并将控制量下发给执行单元；执行单元直接给元件下发控制命令及具体控制量（控制命令有两种获取方式，一种是查找本装置自带的控制策略，另一种是通过远方控制主站进行通信，获取综合的控制策略）；通信单元用于不同安全稳定控制装置之间的通信和联系，及时传送电气信息和相应的控制策略。下图7所示为安全稳定控制装置基本原理示意图。

图7 安全稳定控制装置基本原理示意图

3.2 安全稳定控制装置的分类

在电力系统中使用的安全稳定控制装置，根据其实现的功能和控制的范围可分为区域型、就地型和其他安全稳定控制装置。

3.2.1 区域型安全稳定控制装置

图8 区域型安全稳定控制系统结构示意图

为了解决一个区域电网的安全稳定问题而安装在两个或两个以上厂站的分布式安全稳定控制装置，经信息通道和通信接口设备联系在一起组成了区域安全稳定控制系统。区域型控制系统，通常由一个主站、若干个子站和若干个终端站组成。图8为区域型安全稳定控制系统结构示意图。

3.2.2 就地型安全稳定控制装置

就地型安稳控制装置单独安装在一个厂站，与其他安稳控制装置之间不交换信息，且没有通信联系，解决的是本厂站母线、主变压器或出线故障时出现的安全稳定问题。按频率自动减负荷、按电压自动减负荷、失步解列是典型的就地型安稳控制装置具备的功能。目前，在电网运行中使用的有SCS-500分布式安稳控制装置、SCS-200A频率电压紧急控制装置等。

3.2.3 其他安全稳定控制装置

其他安稳控制装置指故障解列装置、备用电源自动投入装置等。

（1）故障解列装置：其主要作用是在系统发生各类故障或者稳定破坏时，参照系统电压、频率等运行参数的变化，将系统有计划、有步骤地解列为若干个部分，以达到有效防止事故范围扩大的目的。

故障解列装置常见的功能有失步解列、低频解列、低压解列等。常用的有WJE-821A型微机故障解列装置。

（2）备用电源自动投入装置

为了提高电力系统中重要负荷的供电可靠性，往往采用两个或多个电源供电，同时装设备用电源自动投入装置（简称备自投装置）。

备自投装置是当主供电源发生故障时，在工作母线失去电源后迅速地将备用电源自动投入以保证系统正常运行的安全稳定控制装置。常用的有WBT-821A型微机备自投装置。

4 技术展望与结语

随着具有信息化、自动化、互动化特征的坚强智能电网建设的快速推进，统一建模技术、空间信息技术以及适应大规模新能源接入的运行控制技术和适应PMU采集装置普及的海量数据处理技术等，成为发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节自动化系统的技术发展方向。同时，在自动装置的研制方面，功能集成、通信标准和接口统一的智能安全稳定控制装置是未来的研究方向。