电力系统

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电力系统范文第1篇

关键词：电力系统；线损；组成；现状；问题；对策

一、电力系统线损组成

（一）线损的固定损失

线损的固定损失指电力设备带有电压所要消耗的电能而产生的固有损失，一般不随负荷变动而变化，但与外加电压的高低有关系，如果电压是垣定的，这一损失基本上是固定的。固定损失主要包括：调相机、调压器、互感器等的铜损；发电厂、配电变压器的空载损耗；电能表电压线圈的功力损耗等等。

（二）线损的可变损失

可变损失是指随负荷电流的变动而变化的损失。可变损失与电流的平方成正比，电流越大，损失越大。电网中电力设备的可变损失主要包括：发电厂、变电所的主变压器及配电变压器的短路损耗；电能表电流线圈的功力损耗；进户线路的铜损等等。

（三）线损的其它损失

线损的其它损失是指供用电过程中由于跑、冒、滴、漏等造成的电能损失。线损统计中的不明损失主要包括：计量装置本身存在的综合性误差、装置故障、接线错误造成的损失；电力营销工作中的失误。如漏抄、漏计、计算差错、倍率差错等造成的损失；遭受窃电或带电设备绝缘不良引起漏电等造成的损失；变电所的控制、保护、信号、通风、冷却、直流充电等设备消耗的电量损失；由于抄表时间与供售电量负荷不一致造成的损失；统计线损与理论线损计算的口径不一致或由于理论计算的误差等引起的损失。

二、电力系统线损现状

目前，虽然各级的供电公司投入了一定的资金对网路进行了建设和改造，但是对于网架结构、新技术应用等改造还不是很到位，存在一些问题，同时从业人员的整体素质不能满足高水平供电企业的需求，电网的结构和经济运行情况不是很好。各地的线损管理和线损率水平随着各地电网结构、用电水平、用电结构、管理水平的差别而存在一定的差距。当前线损的主要原因：（1）变压器与其所带负荷不匹配；（2）配电网布局不够合理；（3）电网功率因数低；（4）三相负荷不平衡；（5）管理上的损耗。

三、线损对策

（一）管理

供电公司的营业管理部门负责线损管理工作的人员应该是由技术骨干专职或者兼职组成，主要是对用电监察管理进行加强。对线损分析应该每月分区、分线进行，从而对网络中的薄弱环节和管理方面存在的问题能够及时的发现，并且能够及时制定出相应的对策。（1）开展线损理论计算，明确降损方向。线损理论计算可以根据现有电网接线方式及负荷水平定期或者不定期的进行，通过对计算结果的分析，对线损实际的高低用准确的数据来进行衡量，对线损变化情况和原因进行及时的分析，对于网络薄弱环节。制定出相应的对策；（2）健全线损管理制度。建立健全线损管理工作的目标管理制度，将线损指标分解到线路、配电变压器台区和管理人员，严格考核，用经济手段来保证降损工作的落实；（3）加强用电普查。用电普查要以营业普查为重点。对于大用户表，配备和改进为专用计量箱，对电流互感器变比进行合理匹配，装设二次压降补偿器和断相监视装置，从而使得计量准确度得以提高。

（二）组织

首先，要对健全的线损管理组织进行建立，制定线损管理制度，明确分工，层层管理；其次，坚持开展线损理论计算，对理论值和实际值的误差进行分析，从而改进电网中的设备元件、管理和线路的弱点；第三，开展经营性的营业大检查，对营业漏洞进行添堵，对于无表用电、人情电、违章用电和关系电进行消除；第四，保证一户一表，防止偷、漏电等行为的出现；第五，加强管理，不断对人员素质进行提高，从而能够使得管理手段现代化得到保障。影响线损的因素很多，无论是在电网发、供、变、用的哪个环节，其运行都会影响线损，电力企业经济效益和管理水平的综合性经济指标能够表明线损率的高低。线损率是衡量线路、台区管理水平的一项重要指标。因此，降低电网企业的线损率就是当前工作的重点，这有将线损率降低到国家标准的6.5%以下，才能使得目前电网线损率超高的局面得到真正的改善，从而有利于我国经济的发展。而2009年全国电网线损率6.72%，还是高于6.5%，因此，2010年还是要以降低电网企业的线损率为工作的核心，从而提高电力系统的运行效率、供电质量以及抵御风险能力。

（三）技术

供电成本降低的有效途径是电网的经济运行。降低网损措施的选择是非常重要的。选择合适的电网降损措施是需要根据本地的电网实际需要来进行的，从而实现更高的社会效益和经济效益的获取。

降低线损的主要技术措施有：（1）对电网结构进行改善。在确定电网的结构和运行方式时，对合理的供电半径进行确定，应尽量缩短供电半径，从而使得近电远供和迂回供电能够很好的避免。并且在负荷中心安装变压器，负荷由变压器向四周辐射供电；（2）把配电电压器的电能损耗降低。在配电系统电能损失中占比例较大的就是配电器的电能损失，对配变的电能损耗减少，对于线路线损的降低起着非常重要的作用；（3）使用户和配电网的功率因数有所提高。

综上所述，电力系统线损的降低是一项较为复杂的系统工程，在线路设计之时就应该对投资和运行效益进行综合考虑，从而能够选择最佳方案，把线损降到最低。总而言之，只有使管理、组织和技术同时进行，才能够更有效的降低线损，从而提高供电企业的经济效益。

参考文献：

[1] 吴永胜. 降低线损的方法与措施[J]. 职业圈, 2007, (06) .

[2] 徐辉. 浅谈如何降低线损[J]. 新疆电力, 2006, (02) .

电力系统范文第2篇

关键词：电力系统；继电保护；可靠性；浅析

中图分类号：TU7 文献标识码：A 文章编号：

要确保继电保护的可靠运行，可以从以下几个方面进行努力：第一，做好继电保护的验收、日常操作工作，防止保护装置发生拒动和误动。第二，转变继电保护事故处理的思路，通过对事故的总结和处理了解继电保护可靠运行中可能会出现的问题，并及时加以解决和完善。第三，加强继电保护运行的微机化、网络化和智能化，通过技术的不断提高，最终现实继电保护的可靠运行。

1 确保继电保护的可靠运行

1.1 确保继电保护的验收和日常操作能够合理进行

1.1.1 做好继电保护的验收工作。在继电保护装置安装完成后，要对其进行调试和严格的自检，将安全隐患消灭在萌芽状态。工厂方面可组织检修部、运行部和生产部等部门对整个装置进行整组、开关合跳等试验，在继电保护设备生产人员的指挥下运行有效时间，在验收合格后方可投入使用。

1.1.2 科学操作、定期检查。在与继电保护装置有关的情况出现变更时，负责人要对包括变更具体内容和时间在内的变更情况进行详细记录，并与注意事项进行核对。交接班时要对装置的运行情况进行检查。如果条件允许，还应在早晚班中间安排一到两次全面、系统的检查。检查的内容主要包括：开关、压板位置是否正确；各个回路接线处是否正常；继电器接点是否完好，线圈及附加电阻的温度是否适宜，是否被高温损坏；保护压板是否开始使用；指示灯、运行的监视灯指示是否准确；光字牌、警铃、事故音响是否出现故障等。

1.1.3 加强对操作人员的业务培训。除了要求操作人员有丰富的理论知识外，还要对他们进行适当的岗前培训，让他们了解继电保护的原理。在对装置进行例行检查前，操作人员要预先对二次回路端子、继电器、信号掉牌及压板等进行熟悉和了解，以便使操作能够按设备调度范围的划分进行。在编写设备使用说明书时，应该做到详细、准确、规范，使值班人员能够更好地理解说明书中的内容，避免因不了解而导致误操作现象发生。

1.1.4 另外，企业在对员工进行培训时要注意对可能出现的特殊情况进行说明，以免发生不必要的事故。例如，某110kV变电站发生110kV母PT失压，备自投动作，主供跳开，备供未合，导致全站失电。在分析事故原因后发现，二次电压线A630凤凰端子排扣反，导致PT失压，跳主供开关的线接在手跳回路中，手跳将备自投闭锁，致使备供没有合上，全站失电。凤凰端子排扣反是肉眼无法观察到的，定值是负责定值管理的工作人员下发的，而现场实际负荷电流的大小只有保护人员才知道，继电保护装置的运行有时不具有稳定性，应对可能出现的情况加以说明和重视。因此这次事故主要因为工作人员对继电保护装置的运行不够重视，没有对其运行进行准确操作造成的。

1.2 转变继电保护事故处理的思路

在做好继电保护设备的验收、日常检查工作，并能准确操作后，继电保护事故的发生概率将明显下降。然而，若继电保护运行过程中出现了事故，对其进行有效处理，并深入了解事故发生的原因，总结经验教训，才能及时地发现继电保护装置及其运行过程中存在的问题，以便对其进行及时处理和整改，从而确保设备的可靠运行。

1.2.1 加强对相关数据的利用。通常，继电保护装置运行中存在工作的连续性和隐蔽性，即在保护操作结束后设备可能还会连续工作一段时间，这样就容易对用电设备造成一定的危害。同时，继电保护装置的运行还存在一定的隐蔽性，在日常操作中不易察觉，当出现故障的时候才会被发现。而利用故障录波、时间记录、微机事件记录、装置灯光显示信号等信息来还原故障发生时设备的有关情况，则能有效地找到事故发生的原因，消除连续性和隐蔽性所带来的不利影响。

1.2.2 对故障原因进行有效区分。继电保护运行过程中出现故障的种类很多，原因也很多，有时很难界定是人为事故还是设备事故，因此对于事故原因的判定绝不能仅凭以往的经验作为依据，而是要有原则、有依据地一步步进行检查。对于设备存在的问题，操作和值班人员要如实向技术人员反映，以便技术人员对装置运行可靠性进行更加准确的判断，将问题消灭在萌芽状态。

1.2.3 对事故处理采用正确的方法。在对事故进行处理之前，要保证所使用的继电保护测试仪、移相器等具有较强的稳定性，万用表、电压表、示波器等具有高输入阻抗性能，同时要按照有关方面的要求确保试验所用的电源为直流单独供电电源。除了要做好事故处理的准备工作外，还要采取与事故类型相适应的检查方法。常用的检查方法有：整组试验法、顺序检查法和逆序检查法。

（1）整组试验法主要通过检查继电保护装置的动作时间、动作逻辑等是否正常来判明问题产生的根源。这种方法的主要优点就是能在较短的时间内再现故障，缺点是不能有效查找故障发生的原因。通过这种检查方法发现问题后，经过处理，能提高整个装置的可靠性。

（2）顺序检查法按照外部检查、绝缘检测、定值检查、电源性能测试、保护性能检查等依次进行，通过检验调试的手段来寻找故障。针对继电保护装置在运行中微机保护出现拒动或者逻辑出现问题等不可靠性来对设备进行检查和调试。

（3）逆序检查法则是从事故发生的结果出发，一级一级往前查找，直到找到根源。针对继电保护装置在运行中出现误动的不可靠性，可利用这种方法进行检查。

1.3 提高继电保护的技术水平

提高继电保护的技术水平，可以使对继电保护的验收、日常管理和操作等工作更加便捷有效，也能减少相关事故的发生，更是确保继电保护可靠运行的关键因素。综合其发展历程，可以从以下两方面提高继电保护的技术水平。

1.3.1 提高继电保护运行的微机化和网络化水平。

（1）随着电信技术的不断发展，微机保护硬件的科技含量也得到了较大幅度的提高。现在，同微机保护装置大小相似的工控机的功能、速度和存储容量都远远超过了当年的小型机。用成套的工控机做继电保护的想法在技术上已经变得可行，这样，就能使继电保护运行过程中的微机不可靠性得到一定的控制。但对微机化如何能更好地满足电力系统要求，如何进一步提高继电保护的可靠性，如何取得更大的经济效益还需要进行深入地研究。可以说，计算机网络将深入到各种工业领域，为电力系统提供通信手段，彻底改变继电保护的运行方式和状态。

（2）从现阶段的实际情况来看，除了差动保护和纵联保护外，所有的继电保护装置都只能反映保护安装处的电气量，继电保护装置的作用也只能是切除故障元件，缩小事故的影响范围。安装、使用继电保护装置的目的不仅是缩小事故范围，还希望它能保证电力系统的安全稳定运行。这就要求每个保护单元都能共享全系统的运行和故障信息数据，各个保护单元与重合闸装置在分析这些信息和数据的基础上协调动作，从而进一步提高保护的及时性和准确性。而想要实现这一设想的前提条件是要将整个电力系统各主要设备的保护装置都通过计算机网络连接起来，实现微机保护装置的网络化，这方面的技术水平急待提高。

1.3.2 提高继电保护运行的智能化水平。智能化是提高继电保护运行可靠性的重要技术创新，目前，“人工智能技术”这一词汇已经出现在社会的很多领域，诸如神经网络、进化规划、遗传算法、模糊逻辑等技术在电力系统中已经得到了应用，在继电保护领域应用的研究也正在进行并不断深化。人工智能技术的引进将使继电保护装置的稳定性大大提高，而其工作的连续性和隐蔽性等不可靠因素将会得到有效的控制和改进。

2 结束语

继电保护是电力系统的重要组成部分，它对保证系统安全运行、防止事故的发生和故障的扩大具有重要的意义。但是在实际工作中，继电保护装置偶尔也会出现拒动和误动的情况，降低了继电保护运行的可靠性，进而对安全、稳定供电造成威胁。笔者通过对继电保护的可靠运行进行探讨提高电网安全稳定性。

参考文献：

[1] 张炜.电力系统可靠性分析[J].科技信息;2012,(08).

电力系统范文第3篇

关键词：配电线路 过电压保护 防雷保护

6-10kV配电线路是油田供电系统中一个重要组成部分，其安全可靠性直接影响到油田的生产发展和广大人民的生活。而配电线路雷害事故频繁发生，严重危害了配电网的供电可靠性和电网安全。因此，结合配电线路运行与雷害发生情况，提高配电线路的防雷保护措施具有相当重要的实际意义。

1、雷电的特点和引起配电线路跳闸机理

1.1雷电的发展过程

作用于电力系统的大气过电压，既然是由带有电荷的雷云对地放电所引起的，那么，为了了解大气过电压的产生与发展，就必须先了解雷云放电的发展过程。

在雷雨季节，天空中有许多带有大量电荷的云，即雷云。多数雷云带有负电荷，且集中于几个带电中心。当雷云中集聚电荷时，就会在相应地面上感应出异号电荷，从而在雷云与地之间形成电场。随着雷云中带电中心电荷的集聚.其前方电场强度也越来越大。当其电场强度大于气体的游离场强（空气的游离场强为25—30kv/cm）时，该处就首先游离，此区域内的空气就由原来的绝缘状态变为导电性通道，云中电荷就沿此通道向下运动。该导电通道称为先导通道。先导通道的形成及发展阶段称为先导放电阶段。当先导通道头部与异号感应电荷集中点接近时，由于其一端为雷云的对地电位（高达10Mv）.而另一端为地电位，故其间电场强度达到很高的数值，从而使空气问隙发生剧烈游离，出现很大的电流，井伴随强烈的电闪、雷鸣。这就是雷云对地放电的另一阶段——主放电阶段。 主放电阶段的时间极短，约50～100?s ，移动速度为光速的1/20～1/2；主放电时电流可达数千安，最大可达 200～300kA。主放电到达云端时，意味着主放电阶 段的结束。此时，雷云中剩下的电荷，将继续沿主放电通道下移，此时称为余辉放电阶段。余辉放电电流仅数百安，但持续的时间可达 0.03～0.15s。由于雷云 中可能存在多个电荷中心，因此，雷云放电往往是多重的，且沿原来的放电通道， 此时先导不是分级的，而是连续发展的。

1.2雷击引起配电线路跳闸机理

结合配电线路运行状况基础上发现，纯梁油区配电线路雷害事故主要由感应雷电过电压引起，当雷击架空裸导线产生巨大雷电过电压时，就会沿导线寻找电场最薄弱点的绝缘子沿面放电形成闪络，最后工频电弧向绝缘子根部的金属发展后形成金属性短路通道，引发线路跳闸事故。6-10kV配电线路绝缘水平直接影响了配电线路的耐雷水平，现有的6-10kV配电线路的中性点运行方式无法有效地解决线路雷击建弧率问题，配电设备防雷保护措施不完善，上述问题造成了6-10kV配电线路较为严峻的防雷形势，从而造成跳闸事故的频繁发生。

1.3雷击对架空绝缘导线的危害

当绝缘导线遭受雷击时，情况就完全不同，雷电过电压引起绝缘子闪络，并击穿导线的绝缘层。而击穿点附近的绝缘物，阻碍了电弧沿着导线表面向两侧移动。因而，电弧只能在击穿点燃烧。高达数千安培的工频电弧电流集中在绝缘击穿点上，并在断路器跳闸之前很快就把导线熔断，发生断线这样的重大事故发生。

2、传统的防雷装置

2.1避雷针和避雷线

直击雷的防护措施通常采用接地良好的避雷针和避雷线。当雷云的先导向下发展到离地面一定高度时，高出地面的避雷针（线）顶端形成局部电场强度集中的空间，以至有可能产生局部游离而形成向上的迎面先导，这就影响了下行先导的发展方向，使其仅对避雷针（线）放电，从而使得避雷针（线）附近的物体受到保护，免遭雷击，这就是避雷针（线）的保护原理。

避雷针（线）的保护作用是吸引雷击于自身，并使雷电流泻入大地，为了使 雷电流顺利地泻入大地，故要求避雷针（线）应有良好的接地装置。另外，当强 大的雷电流通过避雷针（线）流入大地是，必然在避雷针（线）或接地装置上产 生幅值很高的过电压。为了防止避雷针（线）与被保护物之间的间隙击穿（也称为反击），它们之间应保持一定的距离。

2.2避雷器

避雷器是电力系统中保护设备免遭雷电冲击波袭击的设备。当线路中的雷电冲击波超过避雷器保护水平时，避雷器首先放电，并将雷电流经过良导体安全的引入大地，利用接地装置使雷电压幅值限制在被保护设备雷电冲击水平以下，使电气设备受到保护。避雷器按其发展的先后可分为：保护间隙——是最简单形式的避雷器；管型避雷器——也是一个保护间隙，但它能在放电后自行灭弧；阀型避雷器——是将单个放电间隙分成许多短的串联间隙，同时增加了非线性电阻，提高了保护性能；磁吹避雷器——利用了磁吹式火花间隙，提高了灭弧能力，同时还具有限制内部过电压能力；氧化锌避雷器——利用了氧化锌阀片理想的伏安特性（非线性极高，即在大电流时呈低电阻特性，限制了避雷器上的电压，在正常工频电压下呈高电阻特性），具有无间隙、无续流残压低等优点，也能限制内部过电压，被广泛使用。

3、合理的选择避雷器的类型

3.1避雷器的连续雷电冲击保护能力

有时高压电力装置可能遭受连续雷电冲击，连续雷电冲击是指两次雷电入侵波间隔时间仅数百μs至数千μs，间隔时间极短。碳化硅避雷器保护动作既泄放雷电流也泄放工频续流，切断续流时耗最大达10000μs，一次保护循环时间要远大于10000μs才能恢复到可进行再次动作能力，故碳化硅避雷器没有连续雷电冲击保护能力。氧化锌避雷器保护动作只泄放雷电流，雷电流泄放（小于100μs）完毕，立即恢复到可进行再次动作能力，故氧化锌避雷器具有连续雷电冲击保护能力，这对于多雷区或雷电活动特殊强烈地区的防雷保护尤为重要。

3.2避雷器的保护特性

避雷器的保护特性是输配电设备绝缘配合的基础。性能优越的避雷器能将电 力系统中的过电压限制到对绝缘无害的水平。改善避雷器的保护性能，不仅可以 提高输配电系统的运行可靠性，而且可以降低电气设备绝缘水平，从而减轻设备 重量，降低设备造价。

避雷器是防止过电压损坏电力设备的保护装置。它实际上是一个放电器，当雷电入侵波或操作波超过某一电压值后，避雷器将优先于其并联的被保护电力设 备放电，从而限制了过电压，使与其并联的电力设备得到保护。

4、合理的选择避雷器的安装结构

对6～10kv采用钢筋混凝土杆的线路，一般采用瓷横担，如采用铁横担，宜用高一级绝缘水平的绝缘子，并尽量缩短切除故障时间，以减少雷击跳闸率和断线等事故。另外，按防止侵入波的要求，在进线上需装设避雷器或保护间隙及短段避雷线保护措施。对6～10kv配电变压器，应用氧化锌避雷器保护。也可两相用避雷器一相用间隙保护，在同一配电网中，间隙必须装在同一相等线上，或者三相均用间隙保护，保护装置应尽量靠近变压器，其接地线应与变压器低压侧中性点或中性点击穿保险器的接地端（对中性点不接地的电网）以及金属外壳连在一起接地。

5结束语：

1、雷电防护将是个系统工程，雷电防护的中心内容是泄放和均衡：泄放是将雷电与雷电电磁脉冲的能量通过大地泄放，并且应符合层次性原则，即尽可能多、尽可能远地将多余能量在引入电力系统之前泄放入地；层次性就是按照所设立的防雷保护区分层次对雷电能量进行削弱。

2.均衡就是保持系统各部分不产生足以致损的电位差，即系统所在环境及系统本身所有金属导电体的电位在瞬态现象时保持基本相等，这实质是基于均压等电位连接的。

参考文献

电力系统范文第4篇

为适应当前电网负荷日益增多的实际情况，在信息技术日臻成熟的支持下，我国电力系统正在积极推进自动化升级改造工作，并取得了阶段性成效。电力系统自动化系统是传动电力系统运营方法和现代化信息技术的有机结合，是电力事业发展进程中的一项里程碑事件。随着电力系统自动化的实施，电力系统运营安全水平得以大幅提高，为国民经济发展提供的电力能源保障更加可靠，在我国有中国特色的社会主义伟大事业中发挥的作用愈加突出。深入推进电力系统自动化技术研究工作，确保电力系统高效运行和电力供应的安全稳定，是我国电力企业当前的重要课题。

1电力系统自动化技术的基本内容

电力系统是将其他形式的能量转为电能，供人们生产、生活需要的装置总称。为了实现这一目的，电力系统不仅要负责电能的生产，还要承担着电能的输送、变压、配置等功能，只有经过上述一系列环节，发电厂生产出来的电能才能够转换为适合用电单位电力使用需求的规格，从而安全稳定地投入到日常生产、生活中去。这个过程涉及海量的数据采集、运算和管理，需要对电能进行若干次的调整、保护，对电力运行进行频繁精准的调度和控制，以此确保电能质量和供电安全。电力系统自动化的一个重要特征，是减少电力系统运行过程中人为因素的影响，通过预设好的程序对电力系统实现自动运行和管理，对系统运行中发生的问题进行自动化处理，从而提高系统运行效率、反应速度，使得电力系统运行更加趋向于安全、准确和稳定。从具体执行层面上看，电力系统自动化系管理包含电脑生产、电能输送和配置等环节，在这些环节和过中，电力系统自动化也有着各自不同的表现形式，主要的有电网调度自动化、火力发电厂自动化、水力发电站综合自动化、电力系统信息传输自动化、电力系统反事故自动化、供电系统自动化、电力工业管理系统的自动化等，这些自动化系统彼此联系并相互协调，从而构成一个分层式的电力系统自动化管理体系。比如一个地区的变电站和发电厂及其位于中间部分的省、市调度中心、枢纽变电站就构成了一个自动化管理系统中，最高级别的调度中心负责对整个系统的调度与管理，是整个系统的管理中枢。

2电力系统的基本特点

2.1供电安全稳定的现实意义

现代社会，电能是社会活动开展的主要能源种类，电力设备的应用遍及人类活动的各个方面。电力供应是否稳定正常，对于国计民生，乃至国防安全都有着至观重要的影响。电力正常供应得不到保障，不仅会影响到人们的正常生活和社会经济活动的顺利开展，甚至会给国家安全带来严重威胁。无论从个人角度还是社会、国家的角度看，都必须想方设法保证电力供应正常稳定。

2.2电能的非存储性对于电能使用管理的影响

由于电能自身特性的原因，电能不能大量储存，电能的使用、输送和生产一般都是等量进行的。电力系统生产出来的电能总量和电力使用端使用消耗的电能与输电线路上消耗的能量之和相等。基于这些原因，要保障电力系统运行安全，必须确保电源功率平衡。不仅同一时刻发出的总电能要等于消费的总电能，还要保证电能在中间环节的顺利传输。如果这期间有某个环节出现问题，就会给整个电力系统的正常运行带来严重的负面影响。

3电力系统自动化技术分析

3.1发电厂测控系统自动化技术分析

发电厂的控制系统基本上采用的是分层分布式结构，整个控制系统包括多个控制单元，主控模件和智能模件共同组成了过程控制单元的主体，二者之间以智能总线为通信通道，负责主控模件和智能模件间的通信业务。在电力生产的过程中，各个环节的运行数据汇集到过程控制单元，由其进行相应的处理，从而实现对电力生产过程的质量检测与控制。

3.2变电站自动化技术分析

变电站的自动化技术最主要的特点是通过管理机制的改变，消除人为因素在变电站运营管理过程中的影响，从而提高变电站运营管理的长期性、稳定系和高效性。大量先进信息技术和设备的应用，使得变电站由人工操作方式转为自动操作方式，使得变电站长期无人值守的工作模式得以实现。在变电站的自动化技术实现过程中，计算机网络技术以及光纤、电缆等设备的使用是其主要内容。藉由这些现代化的网络技术，控制中心对变电站设备运行情况予以全过程、全方位的监控，对各部位设备运行情况进行数据采集，并汇集到控制中心，实现信息的共享，大幅提高变电站信息的使用效率，促进变电站运行管理工作效率的提升。此外，变电站自动化系统也是电力运行调度自动化体系中的一个重要组成部分，在电力系统自动化运行管理中发挥着重要作用。

3.3电网调度自动化技术分析

电网调度自动化是当前电力系统自动化控制的一个重要形式。电网运行调度质量的高低，直接决定这电网运行情况的好坏。通过电网调度自动化技术，电力系统的工作信息得以在电网各层级控制中心间迅速传递和共享，使得控制中心得以对电力系统的运行情况及时掌握，并对出现的问题做出迅速反应，使得电力系统运行维持在安全范围内。

4电力系统自动化技术未来发展展望

4.1科学技术的发展是电力系统自动化前进的内在动力

电力系统自动化技术是一门跨学科的综合性工程技术。计算机技术、网络技术、通信技术、数控技术等都是构成自动化技术的重要单元。自动化技术的普及和发展，有赖于这些技术的进一步成熟和完善。

4.2电力系统自动化有赖于电力设施自动化

电力设备是电力系统的客观载体。要实现电力系统的自动化，首先要实现电力设施、设备的自动化。目前，电力系统自动化正以电力运行调度自动化为中心，以构建动态、静态相结合的监测机制为着力点，建立全面实时数字控制体系。自动化系统在事故检查、自动合闸等部分拥有智能化特征。自动化配电装置的发展会推动电力系统自动化整体快速发展。

5结束语

电力系统范文第5篇

摘要：现代社会对电能供应的“安全、可靠、经济、优质”等各项指标的要求越来越高,相应地,电力系统也不断地向自动化提出更高的要求。电力系统自动化技术不断地由低到高、由局部到整体发展,本文对此进行了详细的阐述。

关键词：电力系统自动化；发展；应用

1 电力系统自动化总的发展趋势

1.1 当今电力系统的自动控制技术正趋向于。

①在控制策略上日益向最优化、适应化、智能化、协调化、区域化发展。

②在设计分析上日益要求面对多机系统模型来处理问题。

③在理论工具上越来越多地借助于现代控制理论。

④在控制手段上日益增多了微机、电力电子器件和远程通信的应用。

⑤在研究人员的构成上益需要多“兵种”的联合作战。

1.2 整个电力系统自动化的发展则趋向于:

①由开环监测向闭环控制发展,例如从系统功率总加到AGC(自动发电控制)。

②由高电压等级向低电压扩展,例如从EMS(能量管理系统)到DMS(配电管理系统)。

③由单个元件向部分区域及全系统发展,例如SCADA(监测控制与数据采集)的发展和区域稳定控制的发展。

④由单一功能向多功能、一体化发展,例如变电站综合自动化的发展。

⑤装置性能向数字化、快速化、灵活化发展,例如继电保护技术的演变。

⑥追求的目标向最优化、协调化、智能化发展,例如励磁控制、潮流控制。

⑦由以提高运行的安全、经济、效率为完成向管理、服务的自动化扩展,例如MIS(管理信息系统)在电力系统中的应用。

近20年来,随着计算机技术、通信技术、控制技术的发展,现代电力系统已成为一个计算机(Computer)、控制(Control)、通信(Communication)和电力装备及电力电子(Power System Equiqments and Power Electronics)的统一体,简称为“CCCP”。其内涵不断深入,外延不断扩展。电力系统自动化处理的信息量越来越大,考虑的因素越来越多,直接可观可测的范围越来越广,能够闭环控制的对象越来越丰富。

2 具有变革性重要影响的三项新技术

2.1 电力系统的智能控制。电力系统的控制研究与应用在过去的40多年中大体上可分为三个阶段:基于传递函数的单输入、单输出控制阶段;线性最优控制、非线性控制及多机系统协调控制阶段;智能控制阶段。电力系统控制面临的主要技术困难有:

①电力系统是一个具有强非线性的、变参数(包含多种随机和不确定因素的、多种运行方式和故障方式并存)的动态大系统。

②具有多目标寻优和在多种运行方式及故障方式下的鲁棒性要求。

③不仅需要本地不同控制器间协调,也需要异地不同控制器间协调控制。

智能控制是当今控制理论发展的新的阶段,主要用来解决那些用传统方法难以解决的复杂系统的控制问题;特别适于那些具有模型不确定性、具有强非线性、要求高度适应性的复杂系统。

智能控制在电力系统工程应用方面具有非常广阔的前景,其具体应用有快关汽门的人工神经网络适应控制,基于人工神经网络的励磁、电掣动、快关综合控制系统结构,多机系统中的ASVG(新型静止无功发生器)的自学习功能等。

2.2 FACTS和DFACTS。

2.2.1 FACTS概念的提出。在电力系统的发展迫切需要先进的输配电技术来提高电压质量和系统稳定性的时候,一种改变传统输电能力的新技术――柔流输电系统(FACTS)技术悄然兴起。

所谓“柔流输电系统”技术又称“灵活交流输电系统”技术简称FACTS,就是在输电系统的重要部位,采用具有单独或综合功能的电力电子装置,对输电系统的主要参数(如电压、相位差、电抗等)进行调整控制,使输电更加可靠,具有更大的可控性和更高的效率。这是一种将电力电子技术、微机处理技术、控制技术等高新技术应用于高压输电系统,以提高系统可靠性、可控性、运行性能和电能质量,并可获取大量节电效益的新型综合技术。

2.2.2 FACTS的核心装置之一――ASVC的研究现状。各种FACTS装置的共同特点是:基于大功率电力电子器件的快速开关作用和所组成逆变器的逆变作用。ASVC是包含了FACTS装置的各种核心技术且结构比较简单的一种新型静止无功发生器。

ASVC由二相逆变器和并联电容器构成,其输出的三相交流电压与所接电网的三相电压同步。它不仅可校正稳态运行电压,而且可以在故障后的恢复期间稳定电压,因此对电网电压的控制能力很强。与旋转同步调相机相比,ASVC的调节范围大,反应速度快,不会发生响应迟缓,没有转动设备的机械惯性、机械损耗和旋转噪声,并且因为ASVC是一种固态装置,所以能响应网络中的暂态也能响应稳态变化,因此其控制能力大大优于同步调相机。

2.2.3 DFACTS的研究态势。随着高科技产业和信息化的发展,电力用户对供电质量和可靠性越来越敏感,电器设备的正常运行甚至使用寿命也与之越来越息息相关。可以说,信息时代对电能质量提出了越来越高的要求。

DFACTS是指应用于配电系统中的灵活交流技术,它是Hingorani于1988年针对配电网中供电质量提出的新概念。其主要内容是:对供电质量的各种问题采用综合的解决办法,在配电网和大量商业用户的供电端使用新型电力电子控制器。

2.3 基于GPS统一时钟的新一代EMS和动态安全监控系统。

2.3.1 基于GPS统一时钟的新一代EMS。目前应用的电力系统监测手段主要有侧重于记录电磁暂态过程的各种故障录波仪和侧重于系统稳态运行情况的监视控制与数据采集(SCADA)系统。前者记录数据冗余,记录时间较短,不同记录仪之间缺乏通信,使得对于系统整体动态特性分析困难;后者数据刷新间隔较长,只能用于分析系统的稳态特性。两者还具有一个共同的不足,即不同地点之间缺乏准确的共同时间标记,记录数据只是局部有效,难以用于对全系统动态行为的分析。

2.3.2 基于GPS的新一代动态安全监控系统。基于GPS的新一代动态安全监控系统,是新动态安全监测系统与原有SCADA的结合。电力系统新一代动态安全监测系统,主要由同步定时系统,动态相量测量系统、通信系统和中央信号处理机四部分组成。采用GPS实现的同步相量测量技术和光纤通信技术,为相量控制提供了实现的条件。GPS技术与相量测量技术结合的产物――PMU(相量测量单元)设备,正逐步取代RTU设备实现电压、电流相量测量(相角和幅值)。