自动化技术在电力系统中的应用
【摘要】电网调度自动化是电力系统自动化的主要组成部分。伴随着科技的进步与社会的发展，自动化技术作为一门综合性技术，它在电力系统中起到的作用越来越显著。文章就其在电力系统中的应用与发展进行了阐述和简单的探讨。
【关键词】电力系统；自动化技术；应用；
概述
自动化技术作为一门综合性技术，它和控制论、信息论系统工程、计算机技术、电子学、液压气压技术、自动控制等都有着十分密切的关系。电力系统综合自动化摹本工作流程是，在相对的中心地带的调控中心装置现代化的汁算机．以此向四周辐射网络系统．围绕这一中心的发电厂、变电站之间则设置信息服务和反馈的远方监视控制装置，并时时进行监控．从而形成了一个立体化的网络覆盖面。形成全面的畅通的信息传达和指令传输。中心计算机负责总体调控．而相关的监控设备则主要负责诸如没备操作和事故内容的记录、编制各种报表的记录处理、系统异常事故的自动恢复操作和常规操作的自动化等。在此基础上．形成以控制部件为中心，通过计算机和计算机的结合。以及终端硬件装霞与控制计算机的结合．运用各种软件实现控制范围的扩大和自动化程度的深化。电力系统综合自动化采用的是分层控制的操作的方式．即在凋度所、控制所和发电厂、变电站的各组织分层间．按所管辖功能范围分担和综合协
调控制功能。以达到系统合理经济可靠运行目的的控制系统。
1 电力系统自动化技术
1.1 电网调度自动化
电网调度自动化系统,其基本结构包括控制中心、主站系统、厂站端(rtu)和信息通道四大部分。根据所完成功能的不同,可以将此系统划分为信息采集和执行子系统、信息传输子系统、信息处理子系统和人机联系子系统。主要包括：数据采集和控制（scada）、发电自动控制（agc）、经济调度运行（edc）、电网静态安全分析（sa）以及调度员培训模拟（dts）在内的能量管理系统。电网调度自动化的主要功能是电力生产过程实时数据采集与监控电网运行安全分析、电力系统状态估计、电力负荷予测、自动发电控制(省级电网以上)、自动经济调度(省级电网以上)并适应电力市场运营的需求等。
县级电网调度控制中心设备规模一般要比地区电网调度小，并且工作站、服务器一般选用工业或普通商用 pc机。
地区电网调度是指城市供电网的调度，调度功能和调度范围要比大区电网和省级电网小得多，地区电网调度不对发电厂进行控制，主要对供电网内的各级变电站和配电网进行实时监控，保证安全可靠供电。
国家电网调度和大区电网调度控制中心的计算机设备配备比省级电网调度控制中心的规模大，服务器及网络设备容量大，功能性应
用软件也有差别。
1.2 变电站自动化
电力系统中变电站与输配电线路是联系发电厂与电力用户的主要环节。变电站自动化的目的是取代人工监视和电话人工操作，提高工作效率，扩大对变电站的监控功能，提高变电站的安全运行水平。变电站自动化的内容就是对站内运行的电气设备进行全方位的监
视和有效控制，其特点是全微机化的装置替代各种常规电磁式设备；二次设备数字化、网络化、集成化，尽量采用计算机电缆或光纤代替电力信号电缆；操作监视实现计算机屏幕化；运行管理、记录统计实现自动化。变电站自动化除了满足变电站运行操作任务外还作为电网调度自动化不可分割的重要组成部分，是电力生产现代化的一个重要环节。
1.3 发电厂分散测控系统 (dcs)
发电厂分散控制系统(dcs)一般采用分层分布式结构，由过程控制单元(pcu)、运行员工作站(os)、工程师工作站(es)和冗余的高速数据通讯网络(以太网)组成。
过程控制单元(pcu)由可冗余配置的主控模件(mcu)和智能l／o模件组成。mcu模件通过冗余的l／o总线与智能l／o模件通讯。pcu 直接面向生产过程，接受现场变送器、热电偶、热电阻、电气量、开关量、脉冲量等信号，经运算处理后进行运行参数、设备状态的实时显示和打印以及输出信号直接驱动执行机构，完成生产过程的
监测、控制和联锁保护等功能。
运行员工作站(os)和工程师工作站(es)提供了人机接口。运行员工作站接收pcu发来的信息和向pcu发出指令，为运行操作人员提供监视和控制机组运行的手段。工程师工作站为维护工程师提供系统组态设置和修改、系统诊断和维护等手段。
2 电子技术、计算机技术的发展不断推动电力系统自动化进步
上世纪六七十年代晶体管技术的发展及随后中小规模集成电路的问世为研发初始的电力系统自动化装置提供了技术条件，电力开关信号检测、模拟量检测(电力变送器)、晶体管及集成电路继电保护、自动装置、远动装置、模拟盘等二次设备相继出现。但这些自动化装置功能比较单一，互相之间缺少通信联系，装置不具备故障自诊断能力。
随着上世纪八十年代单片机技术的发展和应用，我国电力系统自动化设备实现了全面的更新换代。由于采用了数字电路和模块化软件设计技术，电力自动化装置的性能大大提高，特别是装置具有了通信功能，可通过并行口、串行口与其他设备进行数据交换，数据和各种信息可通过外部设备如crt显示，打印机打印制表等，装置首次出现了人机联系功能。值得一提的是从intel公司引进的sbc系列 oem单板机技术加快了我国微机化电力系统二次设备的开发进度，以单片机为基础的国产化自动化设备层出不穷，数字式故障录波器替代了机械光学结构原理的老式录波装置；微机远动装
置及巡回检测设备体积小，容量大，通信规约适应性强；微机继电保护装置性能也大大提高，可方便修改保护定值，使用和维护非常透明。
同时，国产的工业计算机和引进的pc机技术为电力系统调度自动化、电厂监控系统、变电站综合自动化奠定了基础。开发的应用软件可以实现电力系统实时数据采集、汇总、分类、分析、存档、显示、打印、报警、完成操作控制等任务。
这一时期自动化存在的主要问题是系统结构、功能、通信协议等方面缺乏工业标准，不同厂家的设备不能互连；计算机与各设备的通信一般为星形点对点连结，主要采用低速率的串／并行口通信方式，系统实时性不太好，设备配置的灵活性也较差。
随着上世纪九十年代高性能工作站、服务器及软件技术、信息处理技术、特别是高速网络技术的发展，电网调度自动化系统、电厂监控、变电站自动化、配电自动化的技术水平上了一个新台阶，产品逐步发展成为一种开放式、分布式、网络化、智能化的新模式。与上一代产品相比可以大幅度减少电力电缆、通信电缆的用量，设备体积小还减少了占地面积等从而降低了建设成本，同时大幅度提高了系统的技术性能，增加了设备配置的灵活性、互换性和可维护性，提高了系统运行的可靠性。
3 电力系统自动化总的发展趋势
3.1 当今电力系统的自动控制技术正趋向于:
3.1.1 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。
3.1.2 在设计分析上日益要求面对多机系统模型来处理问题。
3.1.3 在理论工具上越来越多地借助于现代控制理论。
3.1.4 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。
3.1.5 在研究人员的构成上益需要多“兵种”的联合作战。
3.2 整个电力系统自动化的发展则趋向于:
3.2.1 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)。
3.2.2 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)。
3.2.3 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。
3.2.4 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。
3.2.5 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。
3.2.6 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。
3.2.7 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。
4 当前电力系统自动化依赖it技术向前发展的重要热点技术
当前电力系统自动化依赖于电子技术、计算机技术继续向前发展的主要热点有：①电力一次设备智能化；②电力一次设备在线状态检测；⑨光电式电力互感器；④适应光电互感器技术的新型继电保护及测控装置；⑨特高压电网中的二次设备开发。
4.1 电力一次设备智能化
常规电力一次设备和二次设备安装地点一般相隔几十至几百米距离，互相间用强信号电力电缆和大电流控制电缆连接，而电力一次设备智能化是指一次设备结构设计时考虑将常规二次设备的部分或全部功能就地实现，省却大量电力信号电缆和控制电缆，通常简述为一次设备自带测量和保护功能。如常见的“智能化开关”、“智能化开关柜”、“智能化箱式变电站”等。
4.2 电力一次设备在线状态检测
对电力系统一次设备如发电机、汽轮机、变压器、断路器、开关等设备的重要运行参数进行长期连续的在线监测，不仅可以监视设备实时运行状态，而且还能分析各种重要参数的变化趋势，判断有无存在故障的先兆，从而延长设备的维修保养周期，提高设备的利用率，为电力设备由定期检修向状态检修过度提供保障。近年来电力部门投入了很大力量与大学、科研单位合作或引进技术，开展在线状态检测技术研究和实践并取得了一些进展，但由于技术难度大，专业性强，检测环境条件恶劣，要开发出满意的产品还需一定时日。
4.3 光电式电力互感器
电力互感器是输电线路中不可缺少的重要设备，其作用是按一定比例关系将输电线路上的高电压和大电流数值降到可以用仪表直接测量的标准数值，以便用仪表直接测量。其缺点是随电压等级的升高绝缘难度越大，设备体积和质量也越大；信号动态范围小，导致电流互感器会出现饱和现象，或发生信号畸变；互感器的输出信号不能直接与微机化计量及保护设备接口。因此不少发达国家已经成功研究出新型光电式和电子式互感器，国际电工协会已发布了电子式电压、电流互感器的标准。国内也有大专院校和科研单位正在加紧研发并取得了可喜成果。目前主要问题是材料随温度系数的影响而使稳定性不够理想。另一关键技术是，光电互感器输出的信号
比电磁式互感器输出的信号要小得多，一般是毫安级水平，不能像电磁式互感器那样可以通过较长的电缆线送给测控和保护装置，需要在就地转换为数字信号后通过光纤接口送出，模数转换、光电转换等电子电路部分在结构上需要与互感器进行一体化设计。在这里，电磁兼容、绝缘、耐环境条件、电子电路的供电电源同样是技术难点之一。
4.4 适应光电互感器技术的新型继电保护及测控装置
电力系统采用光电互感器技术后，与之相关的二次设备，如测控设备，继电保等装置的结构与内部功能将发生很大的变化。首先省去了装置内部的隔离互感器、a／d转换电路及部分信号处理电路，从而提高了装置的响应速度。但需要解决的重要关键技术是为满足数值计算需要对相关的来自不同互感器的数据如何实现同步采样，其次是高效快速的数据交换通信协议的设计。
5 结束语
计算机、通信和人工智能等领域的新技术和新思想为电力调度自动化系统的发展提供了技术保障，特高压、电力体制改革等新形势对电网调度自动化系统既提出了新的挑战，也提供了前所未有的机遇。未来调度自动化技术及系统将会有更快更大的发展，但也需要付出艰辛的努力。
参考文献
[1]肖洪亮.电力系统自动化发展趋势及新技术的应用.中国科技
信息,2011,2
[2]李帆.自动化技术在电力系统中应用浅探.电力与能源,2010.21期