第一篇：配电自动化简介

配电自动化简介

配电是电力系统发电、输电和配电(有时也称供电和用电)中直接面向电力用户的功能。由配电设备，包括馈线、降压变压器、断路器、各种开关在内构成的配电网和继电保护、自动装置、测量和计量仪表以及通信和控制设备构成一个配电系统，按一定的规则运行，以高质量的电能持续地满足电力用户需求。就我国电力系统而言，配电网是指110 kV及以下的电网。在配电网中，通常把110 kV，35 kV级称为高压，10 kV级称为中压，0.4 kV级称为低压。因此，完整地说，配电自动化应该是指整个配电网并包括电力用户在内的自动化。

随着国民经济的发展和人民生活水平的提高，用户对电能质量的要求愈来愈高。对用户电能质量的评价主要有以下几个指标：一是电压质量，它包括电压偏差、电压波动和电压闪变3个方面的要求；二是频率；三是供电可靠率，它是配电网对用户持续供电能力的量度，有多至11项的评价指标，其中主要是年平均供电可靠率，即用户年平均供电时间的百分数；四是谐波含量，应不高于规定的含量。

提高电能质量要由改善整个电力系统的装备和运行来达到。显然，限于配电网络设备及用户所具有的能力，配电网只能对电能质量中的某些指标起到显著的作用，如提高供电可靠率和电压质量。而且，众所周知，合理而完善的配电网络结构对于提高供电可靠率和电压质量至关重要，在某种意义上讲是起主要作用的。

从另一方面说，保护、监测和控制的改进并逐步达到自动化，对于配电网的运行也十分重要，且其重要性和作用正逐渐增大，在某些方面，如故障隔离，是必不可少的。

当然，电力系统应以最经济的能源消耗、最有效的运行管理，以最合理和便宜的价格向用户供电。配电网及其控制和用户管理也关系到供电的经济性。因此，可以说，实现或实施配电自动化的目的是采用现代电子、通信和计算机等技术和装备对配电网和用户在正常运行和事故情况下实行监测、保护、控制和管理，提高供电质量和经济性，改善服务和提高工作效率。我国配电网的状况

我国目前的配电网很薄弱，绝大多数为树状结构，且多为架空线，可靠性差，尤其在农村，送电距离太长，损耗严重，电压质量差。配电设备比较陈旧，大多是不可遥控的。配电网运行状态监测设备少，信息传输通道缺乏，因而信息搜集量少，这些导致事故处理自动化程度低，处理时间长，事故后恢复供电慢。

近几年，一些地区发生电网事故，导致重要用户停电，除了某些人为的因素以外，电网结构薄弱、可靠性低，是其主要原因；自动化程度低、管理不善也是重要原因之一。加强电网建设，除了强化输电网以外，加强配电网建设是当务之急。这是因为长期以来在配电网上投资欠账太多，其薄弱的程度大大甚于输电网。因此国家在近期内投资建设的重点在改造和建设配电网，合理增加变电站，完善配电网络，更换陈旧的开关设备，提高配电自动化水平，这是非常正确的，也是迫切需要的。在建设过程中首先要做好规划，而且在做好配电网一次系统规划的同时，应同时做好配电自动化的规划，与输电网相比较，这一点尤其重要。这是由于配电网一次系统中的设备选择与配电自动化关系密切。例如，在选择开关设备时可以有多种选择，如断路器、重合器、重合分段器、分段器、电动负荷开关……，这与配电自动化采取何种方式有关；其次，某些一、二次结合设备，如电流(或电压)互感器等，也与配电自动化的实施方案有关。2 配电自动化的内容

配电自动化是80年代末首先由美国而后到其他工业发达国家逐步发展起来的，其内容也在不断变化。

配电自动化发展到今天，其内容大致可以分为4个方面：一是馈线自动化，即配电线路自动化；二是用户自动化，这与需方管理含义是相同的；三是变电站自动化，它常常是输电和配电的结合部，因此，这里仅指其与配电有关的部分；四是配电管理自动化，其中包括网络分析。

目前还没有哪一个权威机构对配电自动化下过严格的定义，也有人把这4个方面的内容统称为配电管理系统(distribution management system，简称为DMS)，也有人把上述前3个方面的内容称为配电自动化系统(DAS)。事实上，上述4个方面的内容可以相互独立运行，并不是其中某一个必须以另一个或几个方面的存在为前提，也不存在孰低孰高的问题，但有一点必须指出，它们之间的联系十分密切，特别是信息的搜集、传递、存储、利用以及这些信息经过处理作出的决策和控制是相互影响的。应在通盘设计的前提下，分步骤地从纵向和横向两个方向逐步实施、衔接和完善。因此，从这个意义上讲这四方面是一个集成系统。它又可以与EMS，MIS等构成一个大的集成系统，换句话说，从信息化的角度来看，它是一个IMS(information management system)。馈线自动化

馈线自动化是指配电线路的自动化。广义地说，馈线自动化应包括配电网的高压、中压和低压3个电压等级范围内线路的自动化，它是指从变电站的变压器二次侧出线口到线路上的负荷之间的配电线路。对于高压配电线，其负荷一般是二次降压变电站；对于中压配电线，其负荷可能是大电力用户或是配电变压器；对于低压配电线，其负荷是广大的用户。各电压等级馈线自动化有其自身的技术特点，特别是低压馈线，从结构到一次、二次设备和功能，与高、中压有很大的区别。因此目前在论述馈线自动化时是指中、高压馈线自动化，而且特别是指中压馈线自动化，在我国尤其是指10 kV馈线。因此下面的叙述是指此范围。

馈线自动化要达到4个目的，也可以说有4个功能。

a.运行状态监测。它又可分为正常状态和事故状态下的监测。正常状态监测的量主要有电压幅值、电流、有功功率、无功功率、功率因数、电量等和开关设备的运行状态，监测量是实时的，监测装置一般称为线路终端(FTU)。在有数据传输设备时，这些量可以送到某一级的SCADA系统；在没有传输设备时，可以选择某些可以保存或指示的量加以监测。由于配电网内测点太多，因此要选择确有必要的量加以监测，以节省投资。

装有FTU的配电网，同样可以完成事故状态下的监测。没有装设FTU的地点也可以装设故障指示器，通常它装在分支线路和大用户入口处，具有一定的抗干扰能力和定时自复位功能。如果故障指示器有触点，也可以经过通信设备把故障信息送到某一级SCADA系统。

b.控制。它又分为远方控制和就地控制，这与配电网中可控设备(主要是开关设备)的功能有关。如果开关设备是电动负荷开关，并有通信设备，那就可以实现远方控制分闸或合闸；如果开关设备是重合器、分段器、重合分段器，它们的分闸或合闸是由这些设备被设定的自身功能所控制，这称为就地控制。譬如：重合器本身具有故障电流检测和操作顺序控制功能，可按要求预先设定分断—重合操作顺序，它本身又具有继电保护功能，可以断开故障电流；分段器是一种智能化开关，可以记录配合使用的断路器或重合器的分闸操作次数，并按预先设定的次数实现分闸控制；重合分段器可以在失电压后自动分段，重新施加电压后又能按一定延时自动重合。

远方控制又可以分为集中式和分散式两类。所谓集中式，是指由SCADA系统根据从FTU获得的信息，经过判断作出控制，通常称为SCADA—mate方式，也可以称为主从式；分散式是指FTU向馈线中相关的开关控制设备发出信息，各控制器根据收到的信息综合判断后实施对所控开关设备的控制，也称为peer to peer方式。控制方式的选用要根据配电网结构的复杂程度和对控制方式的适应性等要求而确定，SCADA—mate方式适应性强，可用于各种结构复杂的配电网络和采用环网开关柜的配电网中，配电网络变化时软件修改也很方便。

除了上述事故状态下的控制以外，在正常运行时还可以实行优化控制，譬如选择线损最小或较小的运行方式对开关设备进行的控制；在某些设备检修状态或事故后状态下进行网络重构的控制等。

c.故障区隔离，负荷转供及恢复供电。在配电网中，若发生永久性故障，通过开关设备的顺序动作实现故障区隔离；在环网运行或环网结构、开环运行的配电网中实现负荷转供，恢复供电。这一过程是自动进行的。在发生瞬时性故障时，通常因切断故障电流后，故障自动消失，可以由开关自动重合而恢复对负荷的供电。

配电网按导线区分有架空线和电缆线，按结构分有环网和树状网。环网的运行方式又可以有闭环和开环两种。因此，故障区隔离的过程因配电网中采用的开关设备、继电保护设备的不同而各不相同。一般，对于远郊区或广大农村，若无重要用户，环网供电成本太高、经济上不合算时，可用树状网。在分支线路上，可装设分段器和熔断器，并安置故障指示器。在城区配电网，以双电源或多电源的环网结构开环运行为好。线路的分段和开关设备类型的选择可以有多种方案，一般配电线分段的方法可以通过优化设计，根据供电可靠率指标，比较投资、运行费用与失电损失后确定，或以某种准则(如等负荷等)而确定。对于特别重要的地区，则可以闭环运行，并配置合适的继电保护装置。总之，这一功能对于提高供电可靠率有着十分重要的作用，因此在设计时要进行多方案比较。

d.无功补偿和调压。配电网中无功补偿设备主要有安装在变电站和用户端两种。前者在变电站自动化中加以控制和调节，后者一般为就地控制。但是在小容量配变难以实现就地补偿的情况下，在中压的配电线路上进行无功补偿仍有广泛的应用。通常采用自动投切开关或安装控制器两种方法加以实施。配电网内无功补偿设备的投切一般不作全网络的无功优化计算，而是以某个控制点(通常是补偿设备的接入点)的电压幅值为控制参数，有的还采用线路或变压器潮流的功率因数和电压幅值两个参数的组合为控制参数。这一功能旨在保持电压水平，提高电压质量，并可减少线损。4 用户自动化

用户自动化这一说法见诸于我国出版的权威性出版物《电机工程手册》。国外文献中也有这种说法。在国内外许多文献中有一种称为需方管理(DSM)的功能，其内容大体相同，有控制和自动化的内容，但更多的是一种管理，主要有负荷管理、用电管理、需方发电管理等。

a.负荷管理。我国传统的负荷管理(负荷控制)是在发电容量不足的情况下采取抑制负荷的方法改善负荷曲线(用削峰、填谷和错峰等控制手段)。这种控制曾在我国配电网中普遍采用。随着发电容量的增加，这种落后的负荷控制方式必须改变。先进的负荷管理是根据用户的不同用电需求，根据天气状况及建筑物的供暖特性，并依据分时电价，确定满足用户需求的最优运行方式，并加以用电控制，以便用最少的电量获得最好的社会、经济效益以及用电的舒适度。这将导致平坦负荷曲线，节约电力，减少供电费用，推迟电源投资和减少用户电费支出。

b.用电管理。它主要包括自动计量计费、业务扩充、用户服务等内容。

自动计量计费可应用于不同层次，有为适应电力市场的交易，满足发电、输电、配电以及转供等需要的计量计费系统，有适合于不同的发电厂家、不同的供电部门(公司)的计量计费系统；还有直接记录各家各户的自动抄表系统。它们都涉及到计量设备、数据传输(通信)和计费，甚至涉及与费用结算部门(银行)之间的信息交换。

业务扩充是指用户报装、接电等一系列的用电业务的服务。现在已可利用计算机等设备进行操作，以提高处理事务的自动化程度，节省劳动力，改善劳动条件，并可提高服务质量，也便于对数据进行检查和管理，有的供电局已实现了无纸化作业，其自动化程度可见一斑。

用户服务方面如停电报告及处理、交费及票据处理等，也均可利用计算机及通信等较先进的技术和设备，使服务的自动化水平和质量得以提高。

c.需方发电管理。这是将用户的自备电源纳入直接或间接的控制之中。出于种种原因，用户装有各种自备电源，如电池蓄能的逆变不间断电源，柴油机发电，太阳能、风能等发电，联合循环发电以及自备热电站和小水电等。它们在提供当地用户相当的电力之后，可能有部分电力注入配电网，尤其在晚间，有可能恶化电网的运行。如将这些电源置于控制或管理之中，将有利于配电网的运行，增加供电的可靠性，并有可能调节电网发电机组的运行，从而提高经济性。

用户自动化的几个内容涉及电力供需双方，甚至与电力管理体制有关，必须通过立法和制订相应的规则，并最终由电力市场来调节。可以看到，电力的供需双方不仅仅是一种电力买卖关系，也是以双方利益为纽带的合作伙伴关系，在电力市场环境下，用户自动化必将被重视。变电站自动化

变电站在配电网中的地位十分重要。它既是高压配电网中的负荷，又是下一级配电网的电源。变电站自动化是配电自动化的重点。也正因为如此，它已发展成一个相对独立的技术领域。

近几年来变电站自动化发展十分迅速。概括地说，它至少有如下一些基本功能：各种电器设备运行参数的监测；开关就地或远方控制；与继电保护通信；与智能电子装置联接，并实行控制；与上级控制中心或其他控制系统通信；简单的数据处理。

变电站自动化在技术上的进步也很快，这里不详述了。下面仅叙述变电站自动化与馈线自动化的接口和配合的问题。

a.与继电保护配合。实现馈线自动化有多种方法，开关设备也有断路器、重合器等多种设备。馈线的负荷电流要考虑到负荷转移的情况，因此在保护的配置(包括重合闸)和定值的设置上要加以综合考虑。

b.如果馈线自动化是采用由馈线上的FTU采集信息送到某一级SCADA系统，由软件处理信息并作出判断，而后进行故障区隔离和负荷转移，恢复供电，那么，这个SCADA系统可以是在配调中心的主站，或者就是设在变电站自动化系统。前一种方式，如果采用有线传输信息，变电站至少要将信息转发至配调中心；后一种方式，变电站的SCADA系统要增加馈线自动化的应用软件，这样它就成为二级主站(如果配调中心的主站称为一级主站的话)。采用哪一种方式，要根据不同的配电网具体地选择。前一种方式，大大增加了变电站到配调中心主站的通信量，但简化了变电站的SCADA系统。后一种方式，实行了信息和功能的分层，但增加了变电站自动化的技术难度。6 配电管理自动化

顾名思义，配电管理自动化是指用现代计算机、通信等技术和设备对配电网的运行进行管理，从信息的角度看，它是一个信息收集和处理的系统。

首先，要有一个计算机平台，它在操作系统、数据库、人机界面、通信规约上遵守现行的工业标准，是一个开放系统，因此是一个可以不断集成和扩展的灵活的计算机系统。在这一点，与调度自动化系统的计算机平台是一样的。所不同的是，它面对的是信息量特别大，通信又较为薄弱的一个配电网。

由于配电网直接面向用户，尤其是城市配电网，电器设备的布局、馈线的走廊与地理位置、城市房屋、街道走向关系密切。如果把配电网的设备和运行信息与地理信息、自动绘图(GIS/AM)相联系，将使配电网信息的含义表示得更直观，也对运行带来极大的方便(而在输电网中，地理位置与输电网的信息关系就较疏远些)。因此与调度自动化系统不同，配电管理自动化中GIS技术十分必要。

从某种意义说，GIS/AM是计算机平台的一部分，它可以在许多离线和在线的应用功能中使用。

配电管理自动化可以是集中式，即由一个配电管理自动化主站，实行对整个配电网的数据采集，并和馈线自动化、变电站自动化、用户自动化集成为一个系统，这个系统可以称为配电管理系统(DMS)。配电管理系统也可以是分层、分布式的结构，如前面已讲到的，在变电站中设立二级主站，整个配电自动化由一个一级主站、若干个二级主站以及若干个子系统，如用电管理子系统、负荷管理子系统等集成，这样信息的收集和处理也是分层和分布的，这种结构最适合采用计算机网络技术。

实现配电管理自动化，可以有这样的设计思想，一种思路是从配电自动化的目的是提高供电质量和经济性出发，提出对功能的要求，从而确定需要哪些信息；另一个思路是从所能获得的信息出发，对信息加以处理，以获得有用的信息和决策。后一种思路就是我们所说的从IMS到DM(data mining)。因此，归纳起来主要功能有：数据采集与控制，运行状态监控，配电设备管理，停电管理，检修管理，计量计费，负荷管理，网络分析，营业管理，工作管理，网络重构，与相关系统通信。这些功能及其所需要的信息，有的属于馈线自动化、用户自动化和变电站自动化，这取决于配电管理系统的结构。

功能的划分和名称，以及它所包含的具体内容，不同的人、不同的文献有不同的提法，目前也无权威机构的规定。这些功能所需要的信息，有配电网内变电站、线路、开关、继电保护、自动装置、电杆的所有技术参数，生产厂家以及这些设备的维修记录；有配电网的所有运行实时信息，如电流、电压、功率、电量和电力设备运行状态的实时信息；有称为用户信息(CIS)的用户名称、地址、电话、账号、缴费和供电优先级、用电量和负荷，停电次数、时间，电压水平等；有备品备件及其参数、仪器仪表、工具等；有人员名称、工种、技术等级、操作票记录等，信息之多不胜枚举，这里不再一一罗列。

下面对几个功能及GIS/AM作一简单说明。

a.关于GIS/AM应用。有些文献将设备管理(FM)与GIS/AM写在一起(AM/FM/GIS)，给人感觉GIS/AM只用于FM。其实这是一种误解。GIS/AM是一种技术，可以离线应用，如设备管理(FM)，用电管理；而且很适合用于规划设计，如馈线扩充、走线路径选择、配电设备定位等。GIS/AM的在线应用可与SCADA系统的动态着色相接口，在地理图上显示配电网带电状况和潮流、电压分布；也可与TCM相接口，显示故障位置，以便选择合理的操作顺序和恢复供电路由。

b.网络分析。它包括负荷预测、网络拓扑、潮流计算、线损计算分析等一些应用软件。这些软件与调度自动化系统的相类似，所不同的是在配电网中由于不对称程度较严重，可能要采用三相计算。另外由于配电网络结构与输电网的不同，其算法也有较大的不同。网络分析功能旨在全面了解配电网的运行状态，以便进一步减少线路损耗和提高供电质量。

c.网络重构。由于计划检修或事故，以及扩建、业扩等各种原因导致配电网内某些设备的停运，需要改变原来的正常运行方式，这就有可能引起某些设备的过负荷或损耗的增加，导致不安全或降低经济性。在这种情况下，就要将配电网结构加以调整，对各种可能的运行方式进行比较，选择最好的配电网连接方式，这个过程叫作网络重构。它本质上是一个离线的优化计算过程，不是一个闭环的自动控制过程，需要配电网实时的或预计的数据以及网络的参数和结构数据。在获得网络重构的结果后，由调度员操作实施。

d.停电管理。现在普遍认为，故障处理的快慢及停电期间对用户质询的答复，是供电部门服务的重要内容，因此停电管理是DMS中的重要内容，在电话通信已经普及的情况下，尤其如此。从自动停电监测系统或电话投诉获得信息后，停电管理进程就会启动GIS，CIS，SCADA等相应的功能模块和检索有关数据库，迅速判断故障地点和范围，作出事故处理的决策，然后将决定送达工作管理模块，必要时还要查询备品备件状况。工作管理程序启动后，就会派出人员，调动车辆，并根据操作票的内容携带必要的工具和备品备件去处理事故。一个好的停电处理功能能够在有关的控制室显示处理过程。与此同时，还会把处理过程中的重要信息和结果送入投诉电话的应答装置。7 几个重要的技术问题 7.1 通信

7.1.1 通信设计

配电自动化需要有效的通信手段，以便在主站与大量远方终端之间传递信息和控制信号。虽然有多种通信技术和装备可以使用，但配电网结构复杂，城市和农村各有特点，新建的和原有的配电网在设备和网络结构上也不尽相同。配电自动化的通信点较多，且分布极为分散，但单个通信点信息量少，通信设备环境条件差。因此目前还难有某个单一的通信方式可很好地满足所有配电自动化的需要。

配电自动化使用的通信还应考虑到：

a.配电设备大多安装在室外，因此FTU也大多是在户外或在开关柜中，它受到高温、低温、雨、雪、风等的影响和强电、磁场的干扰，所以要求通信设备应能适应恶劣的工作环境。

b.不同的通信方式，其建设、安装、运行费用差别较大。由于配电网中通信点多，其费用是一个敏感的问题。

c.因为配电自动化需要对停电区内的配电设备采集数据和输送控制信号，因此它要有在停电区通信的能力。

配电网因扩建等原因经常变化，因此与其配套的通信也处于同样的状况，这就要求配电自动化的通信易于扩充，易于维护。

7.1.2 通信方式

目前主要有配电载波、无线、电话线、光纤、微波、卫星、电缆等，在某些场合也可采用RS—422/485的低速总线，也有用局域网/现场总线，其媒介可用光纤、同轴电缆或双绞线。重要的变电站有些已采用卫星通信技术。实际上，在配电自动化中，在不同地区、不同投资条件、不同场合、不同设备之间采用混合通信方式更符合实际。7.1.3 通信规约

目前输电网中普遍采用的CDT和Polling规约不完全适用于配电自动化，它的主要问题是没有事件驱动上报功能。在我国已经实施配电自动化的一些工程中，采用了DNP 3.0规约或Modbus规约。但是，根据国家对于标准的使用原则，我国应采用或等效采用IEC的规约，即IEC 60870—5系列规约。因此这个问题应该及早研究解决。7.2 开关设备和终端设备

配电网中许多开关设备和终端设备是在户外使用的，且常常要在停电区内进行操作，因此，其抗恶劣环境(包括气象环境和电、磁环境)的能力是一个必须解决的问题。另外，除了在正常运行时用电压互感器提供电源外，停电时的工作电源也必须解决。电源本身也要适应高、低温差大的环境。对当前配电自动化工作的几点意见

我国政府决定投资改造、建设城市、农村配电网。应该趁这个机会把配电网、配电自动化和配电设备的制造以及有关的科学研究和开发工作扎扎实实地向前推进。我们有许多有利的条件：政府的重视和资金的投入；几十年来电力建设的经验；已有一支相当水平的电力自动化研究和工程队伍和较强的配电设备制造能力。但是正如前面已经提到的，在技术上还有若干问题需要解决，在经验上还比较缺乏；配电设备的某些性能还不能适应配电自动化的要求；还没有一个较完善的配电管理系统的实践经验。因此必须十分认真地来迎接这一挑战。

a.做好规划，首先是配电网络一次系统的规划，与此同时做好配电自动化的规划，要考虑多个方案，并进行比较。在规划中对配电自动化几个方面的功能，都应全面考虑到，但不一定要同时实施，而应选择对改善供电质量最有效、技术上较成熟的先实施，然后逐步扩充功能，不断完善，以便保护投资，避免浪费。在选择采用的技术和设备时，应该按照先进、实用的原则，在选择实施方案时应按照各自配电网的不同情况，遵循因地制宜的原则。

b.在设计计算机系统(主站)、数据采集和传送方案时，要从信息化的角度统一考虑EMS，DMS，MIS等，尽量利用计算机网络技术，做到信息资源共享。

c.提高开关设备、FTU、控制终端等设备的技术性能和质量，特别是提高它们抗恶劣环境的能力。

d.加强配电自动化的通信技术、设备的开发及规约的规范化。

e.加强配电自动化应用软件的开发。EMS的应用软件可以借鉴，但是配电网的结构和运行有其自身的特点，有许多功能是配电自动化所特有的。软件生产周期较长，投入大，要早作安排。

f.加强科研、生产制造和工程的结合，走国产化道路。这是利国利民的大好事。

g.加强人才培养。多年来已经培养了一批调度自动化专业技术人才，但从事配电自动化的技术人员，无论是数量还是学识、技术水平都远远不能满足配电自动化的需要，配电自动化的建设和运行维护都需要人才。

h.当前配电自动化的重点应是中压配电网(10 kV)的馈线自动化。因为这与配电网的改造和建设关系最密切，对提高供电可靠率有明显的作用，且技术上较为成熟。

i.研究配电网一次系统的几个问题。主要是中压配电电压采用20 kV的可行性研究；变电站变压器配置(2台还是3台)的研究，这涉及到在变电站中变压器发生故障停运时对供电可靠性的要求；还有高可靠性配电网络结构和开关配置的研究，例如对4×6网络开关配置配电网系统的研究等。

j.加强指导。除了采用发文件、规范等作指导外，还可以用示范、交流、现场会等各种方式进行指导，以减少盲目性，避免错误和浪费，使配电自动化真正为国民经济和人民生活服务。

第二篇：电力系统及其自动化简介

电力系统和电力系统自动化

电力工业是具有公用事业性质的基础性产业，电力行业是具有明显的社会公益性的行业，是国民经济的大动脉，电力供应的可靠性对现代社会具有极其重大的影响。我国经济在稳步快速的发展，需要我国电力工业发展的支持，也给电力系统自动化产业提供了前所未有的机遇和挑战。我国电力系统发展和现状

1.1 体制变迁

 97年前：电力工业部  97年8月：国家电力公司

 02年3月：国务院正式批准了以“厂网分开，竞价上网，打破垄断，引入竞争”为宗旨的《电力体制改革方案》(即：国务院5号文件)。

 02年10月：成立国家电力监管委员会（电监会）

 02年12月29日，在原国家电力公司的基础上，中国电力新组建(改组)的11家公司宣告成立，包括两家电网公司、五家发电集团公司和四家辅业集团公司分别经营电网、电源及辅业资产。

电网公司：

 国家电网公司  南方电网公司

发电公司

 华能集团公司  大唐集团公司  华电集团公司  国电集团公司  电力投资集团

辅业集团

 中国电力工程顾问集团公司  中国水电工程顾问集团公司  中国水利水电建设集团公司  中国葛洲坝集团公司

 电力产业总资产（2000年底）：

2.5万亿元，其中原国电总资产1.8万亿元

1.2近期发展状况

 发电装机容量：

1980：6587万KW（65869MW）1987：10289.7万KW 1993：20000万KW 1996：23654万KW 2003：38900万KW 2004：44000万KW，用电21735亿千瓦时

2005年底：50841万KW，用电24220亿千瓦时 未来十年，预计还要增加50000万KW  变电站数量：

1996年统计数据（注）： 500KV：47 330KV：25 220KV：1003 154KV：2 110KV：5496 66KV： 2729 35KV： 20921 目前每年新增变电站约4000个，改造老变电站约2000个。2003年末数据（网络数据，供参考）：

500kV：近100个 220kV：1800多个 110kV：5900个

66kV/35kV变电站有5700多个

另有数据显示，全国110KV以下、35KV以上的终端变电站有18000余座，35KV等级以下的各类配电变电站数量更多

近几年，每年新增变电站约4000个，改造老变电站约2000个。电力系统概述

2.1 电力系统的特点

（1）平衡性：电能不能储存，电能的生产、输送、分配和使用同时完成。（2）瞬时性：暂态过程非常迅速，电能以电磁波的形式传播，真空中传播速度为300km/ms。（3）和国民经济各部门间的关系密切。

2.2 电力系统的组成

电力系统是由发电厂的发电机、升压及降压变电设备、电力网及电能用户（用电设备）组成的系统。

发电，输变电，配电，用电

动力系统化学能煤石油锅炉天然气核能电力系统热能汽轮机机械能电力网发电机电能铀水 反应堆水能升压变压器输电线路降压变压器用电设备水轮机（1）发电部分(Generation)：

发电厂，将化学能（煤炭，燃油），水能，核能，风能等转化为电能。      火电厂：煤、油（不可再生），空气，水 水电厂：水的势能（可再生能源），受气象影响大。核电站：核燃料（比较贵），水

抽水蓄能电站：吸发兼备，峰谷调节，快速备用

化学能电源：各种电池，燃料电池等，效率高，比较贵

绿色能源：风能、太阳能、潮汐发电，地热电站，比较贵，易受自然条件影响。

（2）输配电部分(Power Transmission Grid)：输电网络，通过高压输电网络将电能由发电厂输送到负荷中心

 变电站

☞ 一次设备

变压器

断路器（开关）隔离开关（刀闸）限流电抗器（电感）

载流导体（母线/输电线）

CT/PT（Current Transformer/ Potential Transformer）绝缘子 接地装置

补偿装置（调相机/电容/静补装置）中性点设备 避雷设备 ☞ 二次设备

控制系统：直流电压，控制短路器开合

信号系统：警报音响，位置信号（断路器开合）测量系统：测量表计

同步系统：保证同期操作（同压，同频，同相）用的设备 测量设备 保护设备 控制设备

监视设备（包括故障录波）常规变送器和微机变送器

 输电线路

架空线路：钢芯铝导线，分裂导线；裸导线，绝缘导线 电缆：单相，三相

交流线路：潮流不可控，远距离输电稳定性问题较大 直流线路：潮流可控，超远距离输电无稳定性问题。交直流混合输电网络（整流站，换流站，直流线路），不同频电网互联  用电部分

用电设备消耗电能

高压用户额定电压在1kV以上，低压用户额定电压在1kV以下。

2.3 对电力系统的基本要求

（1）保证供电可靠性（2）保证电能质量

（3）提高电力系统运行的经济性（4）其它：如环境保护问题

2.4 衡量电能质量的指标

（1）电压偏差

电压偏差指当供配电系统改变运行方式或负荷缓慢地变化使供配电系统各点的电压也随之改变，各点的实际电压与系统额定电压之差，通常用与系统额定电压的百分比值数表示。

（2）电压波动

电压连续变动或电压包络线的周期性变动，电压的最大值与最小值之差与系统额定电压的比值以百分数表示，其变化速度等于或大于每秒0.2％时称为电压波动。

（3）频率偏差

频率偏差是指供电的实际频率与电网的额定频率的差值。

我国电网的标准频率为50Hz，又叫工频。频率偏差一般不超过±0.25Hz，当电网容量大于3000MW时，频率偏差不超过±0.2Hz。

调整频率的办法是增大或减小电力系统发电机有功功率。（4）供电可靠性

供电可靠性指标是根据用电负荷的等级要求制定的。

衡量供电可靠性的指标，用全年平均供电时间占全年时间百分数表示。（5）其它

 电压闪变

负荷急剧的波动造成供配电系统瞬时电压升高，照度随之急剧变化，使人眼对灯闪感到不适，这种现象称为电压闪变。

 不对称度

不对称度是衡量多相负荷平衡状态的指标，多相系统的电压负序分量与电压正序分量之比值称为电压的不对称度，电流负序分量与电流正序分量之比值称为电流的不对称度，均以百分数表示。

 正弦波形畸变率

当网络电压波形中出现谐波（有时为非谐波）时网络电压波形就要发生畸变。谐波干扰是由于非线性系统引起的。它产生出不同于网络频率的电压波，或者具有非正弦形的电流波。包括n次谐波电压、电流含有率，电压、电流总谐波畸变率，谐波电压的总平均畸变系数。

2.5 常用概念

（1）基本量纲

电压：伏特（V），千伏（KV），万伏（惯用）电流：安培（A）

有功功率：瓦特（W），千瓦（KW），兆瓦（MW），万千瓦（惯用）无功功率：乏（Var），千乏（KVar）电量：度（KWH – kilowatt-hour）（1）电压等级

国家规定的等级：3，6，10，35，（66），110，（154），220，330，500KV 其中：

500，330，220KV 用于大电力系统主干线

110KV 用于中小电力系统主干线，和大电力系统的二次网络 35KV 用于大城市或大工业内部网络，以及农村网络

10KV 为最常用的更低一级配电网络，只有负荷中高压电动机比重很大时才用6KV电压

3KV 用于工况企业内部（2）调度等级

五级调度（国，网，省，地，县）（3）调度部门组成和作用

调度部门的一般包括：调度，方式，保护，通信，远动（自动化）电力信息化

电力信息化大致分为两部分：

 电力系统自动化：保障电能安全可靠地在电网上传输；

 电力营销和通用信息化：保证电能销售和电网资产科学有效管理。由于电力生产安全性与稳定性的要求，电网企业对生产过程控制的信息技术应用一向比较重视，而对业务及管理的信息化重视却相对不足，生产自动化与管理信息化的发展处于不平衡状态。两者的投资比重大致为80：20。电力系统自动化的基本概念

电力系统自动化（electric power system automation）是电力信息化最重要的部分。

电力系统自动化是应用各种具有自动检测、反馈、决策和控制功能的装置并通过信号、数据传输系统对电力系统各元件、局部系统或全系统进行就地或远方的自动监视、协调、调节和控制，目的是保证电力系统的供电质量和安全经济运行。

电能的供应和使用与社会经济和人民日常生活密切相关。电力系统包括生产、传输、分配、消费电能的各个环节，是一个复杂的连续生产和消费过程，在地域上分布辽阔而在电气上却是联成一体的。电能质量不合格将引起产品质量和生产率的下降以及人民生活的不便，突然停电和长期频率或电压下降的情况下还回造成人身伤亡和设备损坏事故。电力系统中任何一个元件的参数和运行状态的变化都会迅速地影响到系统中其他元件的正常工作，所以在电力系统中任何一处发生故障，应及时而正确地处理，否则将使事故扩大，并波及电力系统其他运行部分，以至造成大面积停电。一次能源调度、发电机起停和负荷分配、电网结构和潮流分布、负荷控制和管理的合理与否，都涉及电力系统运行中能量的节约和所发挥的经济效益。

由于电力系统规模和容量的不断扩大，系统结构、运行方式日益复杂，单纯依靠人力来监视电力系统的运行状态，正确而及时地进行各项操作，迅速地处理事故，已经是不可能了。必须应用现代控制理论、电子技术、计算机技术、通信技术、图象显示技术等科学技术的最新成就来实现电力系统的自动化。

电力系统自动化的基本要求如下：

（1）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。（2）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。（3）实现全系统各层次、各局部系统和各元件间的综合协调，寻求电力系统电能质量合格和安全经济运行。（4）提高供电可靠性，减少电力系统事故、延长设备寿命，提高运行水平，节省人力，减轻劳动强度。

4.1 电力系统自动化发展过程

电力系统自动化是在应用各种自动装置逐步取代人工操作的过程中发展起来的。最先，运行人员在发电机组、开关设备等电力系统元件的近旁直接监视 设备状态并进行手工操作和调节，例如人工操作开关、调节发电机的出力和电压等。这种工作方式的效果与运行人员的素质和精神状态有关，也与监视仪表和调节操作装置的完善性有密切关系，往往不能及时而正确地对系统进行调节和控制，特别在发生事故时，由于来不及反应事故的发生和发展，而使事故扩大。

随着单个设备或单个过程自动装置（或调节器）的应用，直接以运行参数的变化作为控制装置的输入信号，来起动设备的操作和控制，如利用各种继电器来反应系统故障情况下的电流和电压的变化，使断路器开断故障线路；根据发电机端电压变化的信号来调节励磁电流，以实现电压和无功功率的调节和控制；根据系统频率的变化信号来调节原动机的出力，以实现频率和有功功率的调节和控制以及水轮机组的程序起动等。这种单参数、单回路的调节和控制装置的应用，节省了人力，并能比较正确而及时地控制运行状态。随着电子技术和计算机技术的发展，自动装置的组成元件也由最初的电磁型的发展成由晶体管、集成电路构成的无触点型的并进一步采用以微型计算机（或微处理器）为基础的可编程序控制器等先进设备。

由于电力系统的发展，发电厂（发电机）及电力系统其他元件数量的增加，运行工况的复杂，使得协调各元件间的控制成为必要。所以，在一个发电厂、局部电力系统以至整个电力系统开始应用先进的计算机和通信设备来完成数据收集和处理，并且利用计算机的高速运算能力、大容量内存和高度的逻辑判断能力，实现一个发电厂、局部电力系统以至整个电力系统的集中监视、决策和控制。

随着电力系统各元件及发电厂组成的日益复杂，以及对控制的要求日益严格，进一步用计算机进行集中控制越来越困难，这是因为信息量庞大，通道拥挤，计算机的容量增大，响应不快，运行复杂。利用计算机性能价格比日益提高的趋势，对被控对象多、每个对象需要监控的参数较多、各个对象在地理上比较分散的系统，控制方式从集中控制发展为分层控制，如中心调度所、地区调度所、发电厂（变电所）控制中心等形式的分层控制。分层控制的最低层可以在获取数据的地方由就近设置的计算机处理数据，并进行控制。这样可以避免大量信息可来回传送，减轻上层计算机的负担，提高信息处理的实时性。只有涉及全系统的综合信息，才由下一层转送给上一层进行处理和控制，在上层作出决策后向下层发送控制信息。

4.2 电力系统自动化的主要内容和现状

 火电厂自动化

现代火电厂的发展趋势是采用高温、高压、中间再热的大型单元式发电机组，机组的单机容量大而热力系统复杂，其运行工况多变，操作频繁而复杂，控制的对象和参数多，所以对火电厂的自动化程度提出了很高的要求，传统的监控仪表和运行方式已满足不了火电厂经济安全运行的要求。近十几年来已经应用计算机来代替常规调节仪表对单项参数的控制或用一些相对独立的自动控制系统来完成局部设备的控制（如锅炉自动控制，喷燃器自动控制，汽轮机自动起动和发电机自动同步等），或者在传统的仪表和控制器的基础上增加电子计算机的协调和控制。其主要的功能有下列几方面。

7（1）安全监视。利用计算机对发电机组的各种参数和各类设备的运行状态进行巡回和周期性的测量和检查。对于不同的运行工况（如正常、异常、起停过程、事故）。检测的内容和周期是不同的。采取数据后还要进行必要的处理，例如判断数据的正确性，对某些参数的修正，进行参数滤波等。同时，可对收集到的信息进一步校验是否越限，并通过声光显示或打印输出向运行人员报告。还可以根据获得的数据进行计算，得出如功率总加、锅炉效率、厂用电率等性能指标值。（2）正常调节。在正常运行时，对锅炉、汽轮机、发电机等主辅设备进行直接或间接控制。在运行中，因不断受到内外部条件及干扰影响，一些被调参数（如汽压、汽温、水位、流量、风量等）经常发生变化，这就要利用自动调节器，根据被调量的偏差值，按规定的调节规律进行调节。最简单的是单回路调节系统。利用计算机可以同时控制若干回路，并考虑各参数的相关因素。（3）机组起停。高参数和大容量机组的汽水系统、燃烧系统、辅助系统、除氧给水系统十分复杂，使机组起停时的控制十分困难。在从冷态起动到带满负荷（几小时到十几小时）的过程中，包括锅炉点火、升温升压、汽轮机升速、初负荷保持、升负荷等几个阶段，工况不断变化。为了保证起动设备的安全，减轻运行人员的劳动强度，要对各种参数和设备状态进行监视、判断和计算，然后对各调节器和程序控制回路发出指令，或者直接去调节和操作发电机组。（4）事故处理。对生产过程进行趋势预报和报警分析。事故发生后，首先通过事故识别程序查明事故性质及原因，然后转入相应的事故处理程序。如果事故继续发展，以致危及机组及系统安全时，则应采取紧急措施（如减负荷、停机）。在事故处理过程中，要监视和记录设备的状态及主要参数，以供运行人员进行事故后的分析。 水电厂自动化

水电厂除了按计划发电外，还在电力系统中起着调峰、调频和事故备用的作用，所以机组启动频繁，工况多变（如调相改发电，抽水蓄能发电厂的抽水改发电等）；水电厂一般要通过远距离输电线将电能送到负荷中心，易出现稳定问题；同时水电厂还应考虑水力资源的综合利用。所以，水电厂的自动化要能适应这些要求。

水电厂自动化也是从单机自动化开始。首先实现机旁的仪表监视和报警，就地操作和单个元件的自动化，例如电气液压型的调速器，复式励磁电压教正器等。

随着水电厂机组数量的增多和单机容量的增大，以及水电的梯级开发和逐步实现水电厂、梯级水电厂的集中控制，采用对全厂和梯级水电厂运行状态的巡回检测，全厂主辅机的集中起停，自动调频和有功几无功功率的成组调节，机组的优化运行，稳定的监视和控制（如切机、电气制动、低频自动启动机组等）等。

近几十年来，在水电厂自动化中广泛应用计算机技术和微处理机。机组的基础自动化装置实现微机化，例如微机化的调速装置、励磁调节器、同步系统等，8 给水电厂的基础自动化带来了极大的方便。多微机的分布式计算机控制系统的应用，使水电厂进入全厂计算机监控和综合自动化，实现全厂的安全监视、自动发电控制和经济运行、事故顺序记录和水库经济调度等综合功能。在梯级开发的水系，还可以进行全梯级水电厂的集中调度和控制。

随着自动化水平的提高，在一些中、小型水电厂可以实现无人值班和控制中心的远方监控。

水电厂除了本身机组和电器设备监视和控制外。还要考虑水力系统（上、下游，以至跨流域）对水电厂的约束，实现水库长、中、短期的优化调度，以及防洪、灌溉、航运、供水、养殖的综合利用。所以，广义的水电厂自动化还包括对水库的调节和管理，以及大坝的自动监视和管理。目前，已采用先进的无线电通信手段和以微型计算机为基础的水库流域水情测报几防洪调度自动化系统，定时收集全流域的气象和水文（包括降雨，上、下游用水情况等）实时数据，经过处理后可以得到未来时段水库的入水流量变化过程几洪水预报。也应用自动测量和数据处理系统观察大坝各项变量（如温度、应变、应力、坝缝开度、渗透压力等）。 电力调度自动化

☞ 电力调度的作用：安全、质量、经济、市场

为了合理监视、控制和协调日益扩大的电力系统的运行状态，及时处理影响整个系统正常运行的事故和异常现象，在形成电力系统的最早阶段，就注意到电力系统的远方监视和控制问题，并提出必须设立电力系统调度控制中心。在开始阶段由于通信设备等技术装备的限制（如只有电话），调度人员需要花费很多时间才能掌握有限的代表电力系统运行状态的信息，电力系统的很大一部分监视和控制功能是由电力系统中所属发电厂和变电所的运行人员直接来完成的。

远动技术和通信技术的发展，使电力系统的实时信息直接进入调度控制中心成为可能，调度人员可根据这些信息迅速掌握电力系统运行状态，及时发现和处理发生的事故。

20世纪60年代开始用数字式远动设备（telecontrol equipment），使信息的收集和传输在精度、速度和可靠性上都有很大的提高。电子计算机和图象显示技术在电力系统调度控制中心的应用使自动化程度达到一个新的水平。在开始阶段，计算机与相应的远动状态的监视（包括信息的收集、处理和显示）、远距离开关操作，以及制表、记录和统计等功能，一般称为数据采集与监视控制（supervisory control and data acquisition--SCADA）。60年代后期国际上出现很多大面积停电事故以后，加强了全系统的安全监视、分析和控制。这种控制系统不仅能完整地了解全系统的实时状态，而且可在计算机及其外围设备的帮助下，能够在正常和事故情况下及时而正确地作出控制的决策。这种包括SCADA功能、自动发电控制及经济运行、安全控制功能以及其他调度管理和计划功能的系统称为能量管理系统（energy management system EMS）。利用这种先进的自动化系统，运行人员已从过去以监视记录为主的状况转变为较多地进行分析、判断和决策，而日常的记录事务则由计算机取代。 变电站自动化

变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。变电站作为整个电网中的一个节点，担负着电能传输、分配的监测、控制和管理的任务。变电站继电保护、监控自动化系统是保证上述任务完成的基础。在电网统一指挥和协调下，电网各节点(如变电站、发电厂)具体实施和保障电网的安全、稳定、可靠运行。因此，变电站自动化是电网自动系统的一个重要组成部分。作为变电站自动化系统，它应确保实现以下要求：

（1）检测电网故障，尽快隔离故障部分。

（2）采集变电站运行实时信息，对变电站运行进行监视、计量和控制。（3）采集一次设备状态数据，供维护一次设备参考。（4）实现当地后备控制和紧急控制。（5）确保通信要求。

因此，要求变电站综合自动化系统运行高效、实时、可靠，对变电站内设备进行统一监测、管理、协调和控制。同时，又必须与电网系统进行实时、有效的信息交换、共享，优化电网操作，提高电网安全稳定运行水平，提高经济效益，并为电网自动化的进一步发展留下空间。

传统变电站中，其自动化系统存在诸多缺点，难以满足上述要求。例如：（1）传统二次设备、继电保护、自动和远动装置等大多采取电磁型或小规模集成电路，缺乏自检和自诊断能力，其结构复杂、可靠性低。

（2）二次设备主要依赖大量电缆，通过触点、模拟信号来交换信息，信息量小、灵活性差、可靠性低。

（3）由于上述两个原因，传统变电站占地面积大、使用电缆多，电压互感器、电流互感器负担重，二次设备冗余配置多。

（4）远动功能不够完善，提供给调度控制中心的信息量少、精度差，且变电站内自动控制和调节手段不全，缺乏协调和配合力量，难以满足电网实时监测和控制的要求。

（5）电磁型或小规模集成电路调试和维护工作量大，自动化程度低，不能远方修改保护及自动装置的定值和检查其工作状态。有些设备易受环境的影响，如晶体管型二次设备，其工作点会受到环境温度的影响。

传统的二次系统中，各设备按设备功能配置，彼此之间相关性甚少，相互之问协调困难，需要值班人员比较多的干预，难于适应现代化电网的控制要求。另外需要对设备进行定期的试验和维修，既便如此，仍然存在设备故障(异常运 行)不能及时发现的现象，甚至这种定期检修也可能引起新的问题，发生和出现由试验人员过失引起的故障。

发展变电站综合自动化的必要性还体现以下几个方面：一是随着电网规模不断扩大，新增大量的发电厂和变电站，使得电网结构日趋复杂，这样要求各级电网调度值班人员掌握、管理、控制的信息也大量增长，电网故障处理和恢复却要求更为迅速和准确；二是现代工业技术的发展，特别是电子工业技术的发展，计算机技术的普遍应用，对电网可靠供电提出了更高的要求；三是市场经济的发展，使得整个社会对环保要求更高，这样也对电网的建设、运行和管理提出许多的要求，如，要求电力企业参与市场竞争，降低成本，提高经济效益；要求发电厂、变电站减少占地面积。要解决上述问题，显然仅依靠各级电网调度运行值班人员是难以解决的。现代控制技术的发展，计算机技术、通信技术和电力电技术的进步与发展，电网自动化系统的应用，为上述问题提供了解决的方案。这些技术的综合应用造就了变电站综合自动化系统的产生与发展。☞ 变电站综合自动化系统的发展过程

现有的变电站有三种形式：第一种是传统的变电站；第二种是部分实现微机管理、具有一定自动化水平的变电站；第三种是全面微机化的综合自动化变电站。变电站自动化的发展可以分为以下三个阶段。1．由分立元件构成的自动装置阶段

20世纪70年代以前，由研究单位和制造厂家生产出的各种功能的自动装置，要采用模拟电路，由晶体管等分立元件组成，对提高变电站和发电厂的自动化水平，保证系统安全运行，发挥了一定的作用。但这些自动装置，相互之间独立运行，互不相干，而且缺乏智能，没有故障自诊断能力，在运行中若自身出现故障，不能提供告警信息，有的甚至会影响电网安全。同时，分立元件的装置可靠性不高，维护工作量大，装置本身体积大，不经济。2．以微处理器为核心的智能化自动装置阶段

随着我国改革开放的发展，微处理器技术开始引入我国，并逐步应用于各行各业。在变电站自动化方面，用大规模集成电路或微处理机代替了原来的继电器晶体管等分立元件组成的自动装置，利用微处理器的智能和计算能力，可以发展和应用新的算法，提高了测量的准确度和可靠性；能够扩充新的功能，尤其是装置本身的故障自诊断功能，对提高自动装置自身的可靠性和缩短维修时间是很有意义的；此外，由于采用了数字式，统一数字信号电平，缩小了体积等，其优越性是明显的。由于这些微机型的自动装置，只是硬件结构由微处理器及其接口电路代替，并扩展了一些简单的功能，虽然提高了变电站自动控制的能力和可靠性，但基本上还是维持着原有的功能和逻辑关系，在工作方式上多数仍然是各自独立运行，不能互相通信，不能共享资源，变电站和发电厂设计和运行中存在的问题没有得到根本的解决。3． 变电站综合自动化系统的发展阶段

我国是从20世纪60年代开始研制变电站自动化技术。到70年代初，便先后研制出电气集中控制装置和集保护、控制、信号为一体的装置。在80年代中期，国内先后研制了35kV和220kV变电站综合自动化系统。此外，国内许多高 11 等校及科研单位也在这方面做了大量的工作，推出一些不同类型、功能各异的自动化系统。为国内的变电站自动化技术的发展起到了卓有成效的推动作用。进入90年代，变电站综合自动化已成为热门话题，出现了更多的研究单位和产品。

 配电网自动化

配电网是电力系统生产和供应电能的最后一个环节，其自动化的主要任务是保证经济安全供电和负荷供需平衡的控制和管理，使用户得到一定数量优质、廉价的电力供应，所以配电网自动化的主要功能为：

（1）对配电网和无人值班变电所的监视和自动操作，如通过远方投切电网中联络断路器或分段断路器，以便切除故障或调整潮流；（2）在系统频率下降时切除负荷，在电压变动时自动投切静电电容器或者调整变压器分接头；（3）通过对负荷的直接控制来调节负荷曲线和保持电能供需平衡。

最初用时间开关来控制用户的负荷，定时切换用户的不同记价电表，用经济的手段来管理负荷。对于工业用户可采取控制最大需电量、分时记价、按合同规定用电时间等方法进行控制。为了使负荷控制直接到每一用户，可采取工频、音频、载波、无线电等控制手段，有配电网调度所根据上级调度所的指令和系统的实际运行状态，直接发出控制信号，对事先分门别类的负荷进行控制，操作被控用户的短路器。

随着自动化装置和被控设备可靠性的提高，中、小型变电所的控制可由就地操作过度到远方操作和自动操作。近年来也开始在变电所内建立微型计算机为核心的综合自动化系统，可以实现继电保护、安全监视、电压和无功综合控制等功能。一些变电所已实现无人值班或远方控制的自动化运行体制。电力调度自动化

电力调度自动化是电力自动化的重要内容之一，是指综合利用计算机、远动和远程通信等技术手段实现电力系统调度管理工作的自动化。

电力系统由发电、输变电、配电和用电等环节组成，并由调度控制中心对全系统的运行进行统一管理。为了保证电力系统运行的安全性、经济性以及供电的质量，系统的调度控制中心必须及时而准确地掌握全面的运行情况，随时进行分析，作出正确的判断和决策，必要时采取相应的措施，及时处理事故和异常情况。

早期的电力调度以人工方式操作，用打电话的方式收集数据，下达调度命令，速度慢，实时性差。由于电网是一个迅变系统，电能以极快的速度传送，电网中一个地方出故障，瞬间就会波及到全网，因此手工方式很难满足电网调度的要求。特别对于大机组、大电网、高电压的现代电网，调度中心需要采集和处理的实时运行参数和状态信号数量众多，实时性要求很高，调度工作只能采用现代化手段进行。因此，调度自动化系统是现代电力系统不可缺少的组成部分。调度自动化系统是一个复杂的准实时信息系统，由装在调度中心的主站系统、装载发电厂或变电所的远动终端以及远动通道等构成。调度自动化系统的 主要功能是实时采集电力系统运行的参数和信息，对数据进行各种分析和处理，为调度员提供进行监视与控制的操作界面，有效地帮助电力系统调度员执行电力系统的安全经济发供电任务。

5.1 调度自动化的发展过程

电力生产是发输电与用电同时进行的连续生产过程。电力系统分布地域广阔，是一个庞大的生产体系，必须严格地进行调度管理才能保证安全发供电。早期电力系统规模较小，调度员利用电话即可了解各发电厂、变电所的运行状况。调度命令也是通过电话下达的。

当电力系统日益发展，厂站数越来越多时，仅靠电话已经无法及时进行调度控制。特别是在系统发生故障时，可能会延长事故处理时间，甚至扩大事故。因此必须有自动化的手段支持才能完成调度工作。现代电子技术、通信技术和计算机技术的发展为调度自动化系统提供了技术支持手段。随着支持技术的进步，出现了各种调度自动化设备，调度工作逐步脱离了原始手工方式，开始采用各种自动化系统进行操作。

早期的调度自动化系统称为“远动（telecontrol）”系统，主要功能是把远方厂站的测量量和断路器信号及时传送到调度所，通过模拟屏显示出电力系统的运行情况，使调度员能及时了解所发生的事件。工业发达国家在第二次世界大战后就进入远动调度阶段，中国20世纪60年代开始在电力调度中使用远动技术。 调度自动化系统构成技术的发展

从调度自动化系统构成技术的发展看，电力调度自动化系统先后采用过分立元件设计、IC/CPU板级设计、集中式计算机系统机设计，发展到今天的计算机网络分布式设计。

在国内，早期的远动系统大都是建立在分立元件的基础上的，这些系统和设备在我国直到80年代中期还有单位在使用。但由于系统完全由硬件构成，结构复杂，功能单一，一般只有数据采集功能，支持少量数据的模拟屏数码管显示。系统可靠性低，经常出故障。

当电力系统发展到数百万或上千万千瓦的容量时，远动系统收集远方厂站数据可达数千或上万个，即使增大模拟屏也无法容纳如此众多的数码管和信号灯，调度员也难以清楚地分辨这些信号，无法判断电力系统的运行状况和所发生的事故。因此国际上从60年代起就出现了基于电子计算机技术的电力调度自动化系统。

随着微处理器应用的普及，70年代至80年代初，国内有了基于IC/CPU的以电路板为单元的系统设计。集成电路，特别是具有“智能”的CPU的使用大大简化了系