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变电站监控技术概述 第一节 电网调度自动化系统概述 一、电力系统调度自动化 综合利用计算机、远动技术和远程通信技术，监视、控制和协调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，实现电力系统调度管理自动化。 1.电力系统调度自动化系统原理框图 调度中心主站系统 远动通道 厂站端系统 2.电力系统调度自动化系统组成 （1)信息收集和执行子系统。在各发电厂、变电所收集各种信息（遥测信息、遥信信息、事件信息等），(所)端，设有微型计算机为核心的远方终端(Remote Terminal Unit, RTU)或综合自动化系统，，例如开关操作，起停机组，调节功率等等命令。在接到命令后，或者直接作用于控制机构，或者按一定的规律将命令转发给各被控设备。 （2)信息传输子系统。厂站端将收集到的信息通过传输媒介送到调度控制中心；调度中心的命令也通过传输媒介发送到厂站端。传输媒介有电力载波、微波、光纤、同轴电缆、公共话路等。 （3)信息处理子系统。以计算机网络系统为核心，对收集到的信息进行加工、处理，为监视和分析计算电力系统运行状态提供正确的数据。分析计算的结果为运行人员提供控制决策的依据，或者直接实现自动控制。这种分析计算主要有： 为调节系统频率和电压的电能质量计算； 经济调度计算； 安全监视和安全分析计算。 计算机还可用于完成日发电计划编制、检修计划编制、统计计算等工作。 （4)人机联系子系统。用以向运行人员显示和输出信息，同时也接受运行人员的控制和操作命令。通过这一子系统，使运行人员与电力系统及其控制系统构成一个整体。人机联系设备包括图形显示器及其控制台和键盘、模拟盘、制表或图形打印机、记录器(仪)、调度模拟屏等。 二、电力系统调度自动化的主要功能和技术指标 1．数据采集和监视控制 SCADA（Supervisory Control And Data Acquisition）ispatching Control） （1）AGC ① SCADA功能 ② 控制发电机组出力，跟踪负荷变化，使频率不变。 ③ 控制发电机组出力，使联络线交换功率恒定不变。 ④ 同时满足②、③。 （2）EDC 在给定的电力系统运行方式中，在保证频率质量的条件下，以全系统的运行成本最低为目标，将有功负荷需求分配于各可控机组，并在调度过程中考虑安全可靠运行的约束条件。 例如： 电力负荷变化 负荷分布变化 网损变化 发电出力调整 （网损最小等指标达最优） 3．能量管理系统 EMS（Energy Management System））r/kWh、电压互感器TV和电流互感器TA的变比有关），便得到电能量。 脉冲电能表的改进就是机电一体化电能计量仪表。它的核心仍然是感应式的电能表和现代电子技术相结合构成的，但它克服了脉冲电能表只输出脉冲，传输过程抗干扰能力差的缺点，这种仪表就地统计处理脉冲成电能量并存储起来，将电能量以数字虽形式传输给监控机或专用电能计量机。 对电能量的采集还可采用软件计算方法。软件计算方法并非不需要任何硬件设备，其实质是数据采集系统利用交流采样得到的电流、电压值，通过软件计算出有功电能和无功电能。目前软件计算电能也有两种途径： ①在监控系统或数据采集系统中计算； ②用微机电能计量仪表计算。 微机电能计量仪表是电能量的采集又一种方法。它彻底打破了传统感应式仪表的结构和原理，全部由单片机和集成电路构成，通过采样交流电压和电流量，由软件计算出有功电能和无功电能。因这种装置是专门为计量电能量而设计的，计量的准确度比较高，它还能保存电能值，方便地实现分时统计。它不仅具有串行通信功能，而且能同时输出脉冲量。因此，微机电能计量仪表从功能、准确度和性能价格比上都大大优于脉冲电能表，是发展的方向。 二、事件顺序记录SOE 事件顺序记录SOE（Sequence Of Events））①自动化系统内部各子系统与监控主机的数据通信和信息交换问题； ②各子系统间的数据通信和信息交换问题。 它们的通信范围是在变电站内部。对于集中组屏的综合自动化系统来说，实际是在主控室内部；对于分散安装的自动化系统来说，其通信范围扩大至主控室与子系统的安装地，最大的可能是开关柜间，即通信距离加长了。综合自动化系统现场级的通信方式有局域网络和现场总线等多种方式。 （2）与上级调度通信 综合自动化系统兼有RTU的全部功能，能够将所采集的模拟量和开关状态信息，以及事件顺序记录等远传至调度中心；同时应该能接收调度中心下达的各种操作、控制、修改定值等命令。即完成新型RTU等全部“四遥”功能。 （3）符合部颁的通信规约。支持最常用的Polling和CDT两类规约。 十一、变电站综合自动化应具有与调度中心