江西省电力公司
江西电网DL/T 719-2000电力系统电能量计量传输实施细则
2008-01-01 发布
江西省电力公司发布
前言
为保证采用《DL/T719-2000（IEC60870-5-102:1996）电力系统电能累计量传输配套标准》的电能量计量终端顺利接入江西电网各级电能量计量系统主站，特此制定本细则。本细则适用于所有采用
DL/T719-2000标准接入江西电网各级电能量计量系统主站的电能量计量终端。
DL/T719-2000标准的第8章中指出，在使用标准时某些如应用服务数据单元公共地址的八位位组数目这样的可选参数值是具有排它性的，这意味着每个系统仅允许选用一个被定义的参数值。其它一些参数，例如在控制方向或监视方向的不同信息集，允许在使用时采用全集或子集，以满足实际应用的需要。
DL/T719-2000标准是GB/T 18657系列标准的配套标准，在GB/T 18657标准中某些基本通信传输服务存在着一些可选过程，在应用中这些可选过程的取舍对标准的实现也尤为重要。主站系统与电能量计量终端对规约传输过程的不同理解将导致传输过程不能进行。
为解决上述问题制定本细则。本细则给出了对标准中可选参数的选择。
本细则由江西电力调度中心提出和归口。
本细则由江西电力调度中心自动化部和国电南瑞科技股份有限公司共同起草。
本细则主要起草人：江西电力调度中心对本标准具有解释权。
本细则于2008年1月1日首次发布。
本细则自发布之日起生效。
(ISO)前言
1) 国际电工委员会(IEC)是一个由所有国家电工委员会(IEC国家委员会)组成的国际性标准化组织，国际电工委员会(IEC)的目的是为了在与电气电子领域标准化有关的问题上促进国际间合作，为了这个目的及其它工作，国际电工委员会(IEC)发布国际标准，标准的编制工作委托技术委员会进行。任何对该题目感兴趣的国家委员会, 以及与国际电工委员会(IEC)有联系的国际的、政府的、和非政府的组织都可以参加编制工作。国际电工委员会(IEC)与国际标准化组织(ISO)间，按两个组织间协议规定的条件，实现了紧密合作。
2) 由所有特别关切的国家委员会都参加技术委员会所制定的国际电工委员会(IEC)有关技术问题的正式的决议或协议，尽可能地表达了对涉及问题的一致意见。
3) 这些决议或协议以国际标准、技术报告或导则的形式出版，作为建议供国际使用，并在此意义上为各个国家委员会所接受。
4) 为了促进国际间统一，各国家委员会在最大可能范围内，在他们的国家标准或地区标准中明确地采用国际电工委员会的标准。国际电工委员会标准和相应国家或地区标准间任何不一致处，应在国家或地区标准中明确指出。
5) 国际电工委员会对任何宣称符合它的标准的设备不设标识志申请程序以示认可,也不对此负有责任。
6) 本国际标准的某些部分可能属于专利权对象，国际电工委员会不负责去鉴别、辨明这些专利。
国际标准IEC 60870-5-102由国际电工委员会第57技术委员会（电力系统控制及其通信）制定。
本标准文本以下列文件为基础：
国际标草案投票报告
57/254/FDIS 57/273/RVD
本标准投票通过的情况可见于上表中的投票报告。
附录A(标准的附录)、附录B(标准的附录)是一些信息。
目次
前言
IEC前言
1 范围 (1)
2 引用标准 (1)
3 定义 (2)
4 规约结构 (2)
5 物理层 (3)
5 .1 从ISO和ITU-T建议中选用 (3)
6 链路层 (6)
6.1 选自IEC 870-5-1(传输帧格式)的选集 (6)
6.2 选自IEC 870-5-2(链路传输规则)的选集 (6)
7 应用层和用户进程 (6)
7.1选自IEC 60870-5-3(应用数据的一般结构)中选集 (8)
7.2 选自IEC60870-5-4(应用信息元素的单元和编码)的选集 (9)
7.3 特定的应用服务数据单元定义和表示 (19)
7.4 选自IEC 60870-5-5(基本应用功能) 的选集 (31)
8 互换性(互操作性) (35)
8.1 网络结构 (35)
8 2 物理层 (35)
8.3 链路层 (35)
8.4 应用层 (36)
8.5 基本应用功能 (38)
附录A(标准的附录) 电能累计量数据保护的校核 (40)
附录B(标准的附录) 在监视方向典型单点信息的地址表 (41)
附录C(提示的附录) 传输帧格式和链路传输规则 (45)
附录D(提示的附录) 中英文对照表 (64)
1 范围
在严格遵循DL/T719-2000(IEC60870-5-102：1996)标准的基础上，结合江西电网的应用需求，对
DL/T719-2000中报文类型以及参数的使用进行了具体详细的说明，并对日费率数据、月费率数据、月
最大需量和遥测信息的传输及应用服务单元(ASDU)进行了扩充。本规范是指导江西电网范围内电能量计量终端和计量主站的招标、验收、维护和检测工作的实施规范，适用于江西电网内所有采用102规约的电能量计量终端和计量主站，也适用于电能量计量系统与其他系统之间的电能量信息传输。
本规范规定的所有内容在规约实现时必须全部遵循和支持，文中红色字体为扩展部分。
2 引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时所示版本均为有效。所有标准都会被修订，IEC和ISO保持现行注册有效的国际标准，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
IEC 60050(371):1984, 国际电工词汇第371章：远动
IEC 60870-1-1:1988,远动设备及系统第1部分：总则第1篇：基本原则
IEC 60870-1-3:1990, 远动设备及系统第1部分：总则第3篇：术语
IEC 60870-1-4:1994, 远动设备及系统第1部分：总则第4篇：IEC 870-5和IEC870-6标准的远动数据传输和结构的基本概貌
IEC 60870-5-1:1990, 远动设备及系统第5部分传输规约第1篇传输帧格式
IEC 60870-5-2:1992,远动设备及系统第5部分传输规约第2篇链路传输规则
IEC 60870-5-3:1992, 远动设备与系统第5部分传输规约第3篇应用数据的一般结构
IEC 60870-5-4:1993,远动设备与系统第5部分传输规约第4篇应用信息元素的定义和编码
IEC 60870-5-5:1995, 远动设备与系统第5部分传输规约第5篇基本应用功能
IEC 60870-5-101:1995, 远动设备及系统第5部分传输规约第101篇基本远动任务的配套标准ISO/IEC 8482:1993,信息技术－系统间通信和信息交换－扭绞双线多点互联
ITU-T V.24:1994 ,数据终端设备(DTE)和数据电路终接设备(DCE)之间的交换电路定义表
ITU-T V.28:1994,非平衡双流交换电路的电特性
3 定义
3.1 配套标准(Companion Standard)：
配套标准是对基本标准或功能文件集的定义增加语义,它表现在对信息体定义一些特定的用途,或定
义另外的一些信息体.服务规则和基本标准的参数。
注:配套标准不得违反所引用的基本标准的规则，将这些基本标准的规则共同用于某一特定的活动范
围时，配套标准使得这些基本标准的规则之间的关系变得更加明确。
3.2 电能累计量(i ntegrated total)；电能计数器读数(;counter reading):
对一个功率量按时间进行累计。
3.3 电能累计量数据终端设备(integrated total data terminal equipment):
此设备刷新在潮流传输点所交换的电能累计量并将此信息传输到远方。
3.4 累计时段的记录地址(record address of integration period):
特定累计时段的标识。
配套标准的发布日期。
3.6 电能累计量数据保护的校核(signature):
电能累计量的全部八位位组及其相应的标识域的模256算术和。
3.7 控制方向（Control Direction)
从控制站(主站)到被控站(子站)的传输方向。
3.8 监视方向( Monitoring Direction)
从被控站(子站)到控制站(主站)的传输方向。
4 规约结构
IEC 60870-5规约是基于“增强性能结构”(EPA)的三层参考模型，如在IEC60870-5-3的4中所示。
物理层采用ITU-T建议，这个建议在所要求的介质上提供了二进对称和无记忆传输，并使在链路层所定义的组编码方法下保持了高的数据完整性。
链路层由若干个链路传输规则所组成，这些链路传输规则采用明确的链路规约控制信息(LPCI)，链路规约控制信息将应用服务数据单元(ASDUs)作为链路用户数据，链路层采用帧格式集的一个选集，可以提供所需的传输的完整性、效率和方便性。
应用层包含有一组应用功能，这些功能包含在介于源和宿之间传输的应用数据单元内。
在此配套标准中，应用层不采用明确的应用规约控制信息(APCI)，应用规约控制信息隐含在所采用的应用服务数据单元的数据单元标识域和链路服务类型内。
表1所示为EPA模型和配套标准所选用的标准的定义
从IEC60870-5-5中所选用的应用功能用户过程
从IEC60870-5-4中所选用的应用信息元素应用层
从IEC60870-5-3中所选用的应用服务数据单元(第7层)
从IEC60870-5-2中所选用的链路传输过程链路层
从IEC60870-5-1中所选用的传输帧格式(第2层)
从ITU-T建议中选用物理层(第1层)
表1 为传输电能累计量的配套标准所选用的标准
5 物理层
5 .1 从ISO和ITU-T建议中选用
支持下述网络结构(见图1)：
－点对点
－多个点对点
－多点星形
－多点共线
－点对点拨号
△△△△△△△△
△
图1 网络结构
在5.1.1定义的ITU-T建议V.24/V.28的子集有效。
在数字传输方法中使用数字信号复接器时，在协商一致的情况下，X.24/X.27接口可以被用于速率高至64kbits/s。
在此配套标准中，数据终接电路是从电能累计量数据终端设备(DTE)分离出来，因为其硬件常常是分开的，因此在配套标准内有DTE/DCE(数据终端设备/数据电路终接设备)接口的完整的技术说明，但是仅给出适用于DCE的要求说明。
5.1.1 非平衡式的V.24/V.28交换电路
配套标准采用ITU-T建议V.24的子集，采用ITU-T建议V.28的信号电平(见表2)。
表2 从V.24/V.28的选择
交换电路号交换电路名从DCE来到DCE去
102 接地信号，公共线－－
103 发送数据×
104 接收数据×
1051)请求发送×
1062)发送准备就绪×
1072)数传机准备就绪×
1081)数据终端准备就绪×
1092)数据通道接受线路信号检出器×
1)可以是固定电位
2)不作规定，它可以用于监视传输电路
发送和接收方向的传输速率可以分别规定，可以选用下述V.24/V.28 FSK-接口的标准传输速率：100 bits/s 200 bits/s
300 bits/s 600 bits/s
1.2 kbits/s
V.24/V.28 MODEM-接口的标准传输速率是：
300 bits/s 600 bits/s
1.2 kbit/s
2.4 kbit/s
4.8 kbit/s 9.6 kbit/s
应避免采用在给定的传输通道下提高带宽利用率的一些数据传输方法，除非能证明采用了这些方法(它通常违反所要求的无记忆通道编码原则)后，不会降低链路层中所选定的帧格式FT1.2的数据组编码方法的数据完整性。
5.1.2 平衡式的X.24/X.27交换电路
表3示平衡式的X.24/X.27交换电路(同步地采用)到数字信号复接器的接口，此接口如果工作在对称差分信号时适合于64 kbit/s。
表3 从X.24/X.27的选择以便和同步数字信号复接器的接口
交换电路号交换电路名从DCE来到DCE去
G 接地信号，公共线－－
T 发送×
R 接收×
C1)控制×
I1)指示×
S 信号码元定时×
1)如数据终端设备和数字信号复接器相连接，不需要控制和指示信
号，这些信号可以用于监视的目的。
发送和接收方向的传输速率可以分别规定。
标准传输速率是：
2.4 kbit/s 4.8 kbit/s
9.6 kbit/s 19.2 kbit/s
38.4 kbit/s 56 kbit/s
64 kbit/s
5.1.3 其他兼容接口
在制造厂和用户协商一致时，可以采用其他接口如ISO 8482 和光纤等。
根据江西电网的使用需要，物理层增加了对以太网802.3 接口的支持。电能累计量终端设备作为服务端，电能计量主站作为访问的客户端。服务端的监听端口属于系统参数，需在工程中协商定义，但服务端只能允许接入授权访问IP 地址的主站，对于非授权访问地址的访问，设备链路层应拒绝TCP连接。
6 链路层
下列标准有效：
IEC 60870-5-1;
IEC 60870-5-2.
6.1 选自IEC 60870-5-1(传输帧格式)的选集
配套标准唯一地采用的帧格式为FT1.2如在6.2.4.2 中所定义1，2），允许采用固定帧长和可变帧长，单个控制字符也是允许的。
注：1 完全遵守在6.2.4.2 中定义的规则。
注：2 FT1.2 基本上是异步的，每一字符由11 位组成的时序，第一位为启动位，最后一位为停止位，当用于上述 5.1.2 所定义同步接口时，信号定时是从数据电路设备所引出且连续运行，在此种情况下，帧必须是等时地发送和接收。
可变帧长帧格式固定帧长帧格式单个字符
E5H
每个系统任选
C＝控制域
A＝地址域
L＝帧长度＝用户数据八位位组长度
固定帧长帧：＝CP32＋8a{启动字符(＝10H)，控制，地址，校验和，结束字符(＝16H)}
此帧无链路用户数据。
可变帧长帧：＝CP48＋8L{启动字符(=68H)，长度，长度，启动字符(=68H),控制，地址，链路用户数据，校验和，结束字符(=16H)}
单个字符1：＝BS8[1..8]< E5H >
a ：＝地址A的八位位组是一个固定的系统参数( 0,1或2 )
L ：＝用户数据八位位组数＝1＋a＋链路用户数据八位位组数
图2 采用的传输帧格式(FT1.2)
传输帧格式见附录C(提示的附录)。
6.2 IEC 60870-5-2(链路传输规则)的选集
仅采用在IEC 60870-5-2 第5 节所定义的非平衡传输规则，这意味着传输过程的启动仅限于某一个固定点( 启动站或主站)，而电能累计量数据终端设备位于计数站，此站始终为从动站。
分层系统中任何中间结点，从外站方向看它是启动站，而在控制中心方向看它是从动站。
基本问答过程是采用带有功能码11的请求2级用户数据的请求/响应服务，1级数据如同IEC 60870 -5-2 所定义的那样用请求访问位(ACD-bit)来表示，最近时段的电能累计量是2级数据，而较早时段存贮起来的电能累计量和由读－应用服务数据单元请求的全部信息是1级数据，电能累计量的问答过程见7.4.3所示。链路层和服务用户之间接口没有在配套标准中定义。
链路长度域(见IEC 60870-5-2 5.1.1 和图2所示)
链路帧的最大帧长是设定为一个系统参数，如果需要的话，在每一个方向上的最大帧长可以不相同。
链路控制域(见IEC 60870-5-2 及图2所示)
采用在IEC 60870-5-2表1和2中定义的控制域的下述的功能码：
－从启动站发送的帧(PRM=1)：0,3.9,10,11；
－从从动站发送的帧(PRM=0)：0,1,8,9,11；
－控制域的备用位(RES:=BS1[8])不使用而设置为零。
链路地址域A(如果出现的话)可以是一个或二个八位位组，这是由一个固定的系统参数所决定。
可供选择的方案1 (a＝1)地址域：＝UI8 [ 1..8 ]< 0..255 >
可供选择的方案2 (a＝2)地址域：＝UI16[ 1..16 ]<0..65535>
不定义组地址。
在问答式系统中基本的传输过程是采用请求/响应服务，功能码为11(请求2级用户数据)，通过请求访问位(ACD-bit)表示有1级数据如同在IEC 60870-5-2所定义的那样。外站(子站)无2级数据时将用功能码9表示无所请求的数据来响应2级数据的请求。
本标准请求二级数据的时候，如果没有一级数据也没有二级数据的传输，回E5报文；如果有一级数据而无二级数据的传输，回无所请求的数据报文（ACD=1）。
见附录C(提示的附录)。
重复帧传输的超时时间间隔
不采用如在IEC60870-5-2的附录A中的图A.2情况2所描述的匹配超时，而采用图A.2的情况1的超时时间间隔。超时时间间隔t0对于每一个被定义的传输速度是一个常数，并设定为一个参数以10ms为一档增减。
7 应用层和用户进程
配套标准选择了应用数据、信息域元素和应用功能的特定的结构，这些特定结构在下述标准中定义：IEC 60870-5-3；
IEC 60870-5-4；
IEC 60870-5-5。
7.1 IEC 60870-5-3(应用数据的一般结构)的选集
IEC 60870-5-3描述了远动系统传输帧中的基本应用数据单元，此子条款是从基本标准中所选择的特定域元素，并定义了用于配套标准中的应用服务数据单元(ASDU)。
本配套标准规定每一个链路规约数据单元(LPDU)只有一个应用服务数据单元(ASDU)。
应用服务数据单元(ASDU见图3)由数据单元标识符和一个或多个信息体所组成。
数据单元标识符在所有应用服务数据单元中常有相同的结构，一个应用服务数据单元中的信息体常有相同的结构和类型，它们由类型标识域所定义。
数据单元标识符的结构如下：
●一个八位位组类型标识;
●一个八位位组可变结构限定词;
●一个八位位组传送原因;
●两个或三个八位位组应用服务数据单元公共地址.
应用服务数据单元公共地址分成两部分：电能累计量数据终端设备的地址和记录地址*。电能累计量数据终端设备地址的八位位组数由一个固定的系统参数决定，是两个八位位组，电能累计量数据终端设备的地址是站地址，从1开始，对于信息体每超过一次255个信息点的情况，将终端设备地址依次加1。终端设备的地址可以和链路地址不一致。
无应用服务数据单元的数据域长度，每一帧仅有一个应用服务数据单元，应用服务数据单元的长度是由帧长(即为链路规约长度域)减去一个固定的整数，此固定整数是一个系统参数(它是1、2、3，这依赖于
时标(如果出现的话)它属于单个信息体(信息体时标)或者属于整个应用服务数据单元(应用服务数据单元的公共时标)。
信息体由一个信息体标识符(如果出现的话)、一组信息元素和一个信息体时标(如果出现的话)所组成。
信息体标识符仅由信息体地址组成，在大多数情况下，在一个特定系统中，应用服务数据单元公共地址连同信息体地址一起可以区分全部信息元素集，在每一个系统中这两个地址结合在一起将是毫不含糊的。类型标识不是公共地址也不是信息体地址。
一组信息元素集可以是单个信息元素、一组综合元素或者一个顺序元素。
* 在本配套标准后面的描述中,当谈到电能累计量数据终端地址的时候，有时会用应用服务数据单元公共地
每个系统任选
每个应用服务数据单元中可变
本配套标准采用两个八位位组作为电能累计量数据终端设备地址(简称设备地址).
数据单元标识符：＝CP32+8b{类型标识，可变结构限定词，传送原因，累计量(电能量)数据终端设备地址，记录地址}
固定系统参数b：＝电能累计量数据终端设备地址的八位位组数(1或2)
可变参数ta*：＝5 若出现应用服务数据单元公共时标，0 若无应用服务数据单元公共时标。
信息体：＝CP8i+8j+8tb{信息体地址，信息元素集，时标(任意)}
可变参数i ：＝1 若信息体地址出现，0 若信息体地址不出现。
可变参数j ：＝信息元素集八位位组的数目
可变参数tb ：＝7若信息体时标出现，0 若信息体时标不出现。
* 可变参数ta在数据单元标识符内不出现
图3 应用服务数据单元(ASDU)的结构
7.2 IEC 60870-5-4(应用信息元素的定义和编码)的选集
按照在IEC 60870-5-4中所定义的为信息元素所宣布的规则, 规定了应用服务数据单元的各个信息元素域的大小和内容。
7.2.1 类型标识
第一个八位位组为类型标识,它定义了后续信息体的结构、类型和格式。
类型标识定义如下：
类型标识＝TYPE IDENTIFICATION：＝UI8[1..8]<1..255>
bit 8 7 6 5 4 3 2 1
2720类型标识
图4 类型标识
信息体带或不带时标由标识类型的不同序号来区分。
主站(控制站)和子站(被控站)将舍弃那些接收到的应用服务数据单元，如果这些应用服务数据单元的类型标识未被定义，以否定认可来回答。
7.2.1.1 类型标识域值的语义的定义
值<0>未用，在配套标准中定义了1至127的值，128至255未定义，类型标识号128至255可以由此标准的使用者彼此独立的进行定义，仅当使用具有类型标识号在1至127的范围的应用服务数据单元才能达到全部互换地工作。
下表定义了在监视方向和控制方向上的过程信息和控制信息的类型标识号。
类型标识＝TYPE IDENTIFICATION：＝UI8[1..8]<1..255>
<1..127> ：＝本配套标准的标准定义(兼容范围)
<128..255>：＝特殊应用(专用范围)
表4 类型标识的语义－在监视方向上的过程信息
类型标识＝TYPE IDENTIFICATION：＝UI8[1..8]<0..69>
<0> ：＝未用
<1> ：＝带时标的单点信息M_SP_TA_2
<2> ：＝记账(计费)电能累计量，每个量为四个八位位组M_IT_TA_2
<3> ：＝记账(计费)电能累计量，每个量为三个八位位组M_IT_TB_2
<4> ：＝记账(计费)电能累计量，每个量为二个八位位组M_IT_TC_2
<5> ：＝周期复位记账(计费)电能累计量，每个量为四个八位位组M_IT_TD_2
<6> ：＝周期复位记账(计费)电能累计量，每个量为三个八位位组M_IT_TE_2
<7> ：＝周期复位记账(计费)电能累计量，每个量为二个八位位组M_IT_TF_2
<8> ：＝运行电能累计量，每个量为四个八位位组M_IT_TG_2
<9> ：＝运行电能累计量，每个量为三个八位位组M_IT_TH_2
<10> ：＝运行电能累计量，每个量为二个八位位组M_IT_TI_2
<11> ：＝周期复位运行电能累计量，每个量为四个八位位组M_IT_TK_2
<12> ：＝周期复位运行电能累计量，每个量为三个八位位组M_IT_TL_2
<13> ：＝周期复位运行电能累计量，每个量为二个八位位组M_IT_TM_2
<14..69>：＝为将来兼容定义保留
此标准采用<1>、<2>、<5>，并增加：
<16>：＝日费率电能量累计量，每个量为四个八位位组
<17>：＝月费率电能量累计量，每个量为四个八位位组
<18>：＝月总最大需量及发生时间
<19>：＝遥测信息，每个量为四个八位位组
对于<16>日费率电能量累计量，具体定义为日总、尖、峰、平、谷
对于<17>月费率电能量累计量，具体定义为月总、尖、峰、平、谷
<16>和<17>原则上数据从表计里获取数据，如果表计没有冻结信息，终端上送自己冻结的数据。
对于<2>、<5>、<16>、<17>、<18> ，实施时不要采集四象限无功，其每块表上送数据类别及顺
对于<2>、<5>、<16>、<17>、<18>，实施时需要采集四象限无功，其每块表上送数据类别及顺序
对于<19>，其每块表上送数据类别及顺序可以灵活配置，保持和主站一致，缺省上送数据类别及顺序为：
每种类型链路信息体地址必须从1开始。
表5 类型标识的语义－在监视方向上的系统信息
类型标识＝TYPE IDENTIFICATION：＝UI8[1..8]<70..99>
<70> ：＝初始化结束M_EI_NA_2
<71> ：＝电能累计量数据终端设备的制造厂和产品规范P_MP_NA_2
<72> ：＝电能累计量数据终端设备的当前系统时间M_TI_TA_2
<73..99>：＝为将来兼容定义保留
表6 类型标识的语义－在控制方向上的系统信息
类型标识＝TYPE IDENTIFICATION：＝UI8[1..8]<100..127>
CON<100>：＝读制造厂和产品规范C_RD_NA_2 CON<101>：＝读带时标的单点信息的记录C_SP_NA_2 CON<102>：＝读一个所选定时间范围的带时标的单点信息的记录C_SP_NB_2 CON<103>：＝读电能累计量数据终端设备的当前系统时间C_TI_NA_2 CON<104>：＝读最早累计时段的记账(计费)电能累计量C_CI_NA_2 CON<105>：＝读最早累计时段的和一个选定的地址范围的记账(计费)电能累计量C_CI_NB_2 CON<106>：＝读一个指定的过去累计时段的记账(计费)电能累计量C_CI_NC_2 CON<107>：＝读一个指定的过去累计时段和一个选定的地址范围的记账(计费)电能累计量
C_CI_ND_2 CON<108>：＝读周期地复位的最早累计时段的记账(计费)电能累计量C_CI_NE_2 CON<109>：＝读周期地复位的最早累计时段和一个选定的的地址范围的记账(计费)电能累计量
C_CI_NF_2 CON<110>：＝读一个指定的过去累计时段的周期地复位的记账(计费)电能累计量C_CI_NG_2 CON<111>：＝读一个指定的过去累计时段和一个选定的地址范围的周期地复位的记账(计费)
电能累计量C_CI_NH_2 CON<112>：＝读最早累计时段的运行电能累计量C_CI_NI_2 CON<113>：＝读最早累计时段的和一个选定的地址范围运行电能累计量C_CI_NK_2 CON<114>：＝读一个指定的过去累计时段的运行电能累计量C_CI_NL_2
CON<115>：＝读一个指定的过去累计时段和一个选定的地址范围的运行电能累计量C_CI_NM_2 CON<116>：＝读周期地复位的最早累计时段的运行电能累计量C_CI_NN_2 CON<117>：＝读周期地复位的最早累计时段和一个选定的地址范围的运行电能累计量C_CI_NO_2 CON<118>：＝读一个指定的累计时段的周期地复位的运行电能累计量C_CI_NP_2 CON<119>：＝读一个指定的过去累计时段和一个选定的地址范围的周期地复位的运行
电能累计量C_CI_NQ_2 CON<120>：＝读一个选定的时间范围和一个选定的地址范围的记账(计费)电能累计量C_CI_NR_2 CON<121>：＝读周期地复位的一个选定的时间范围和一个选定的地址范围的记账(计费)电
能累计量C_CI_NS_2 CON<122>：＝读一个选定的时间范围和一个选定的地址范围的运行电能累计量C_CI_NT_2 CON<123>：＝读周期地复位的一个选定的时间范围和一个选定的地址范围的运行
电能累计量C_CI_NU_2
<124..127>：＝为将来兼容定义保留
<128..255>：＝专用范围(在附录C(提示的附录)中定义)
此标准采用<100>、<102>、<103>、<120>、<121>，并增加：
CON<170>：= 读1个选定的时间范围和1个选定的地址范围的日费率电能量累计量
CON<171>：= 读1个选定的时间范围和1个选定的地址范围的月费率电能量累计量
CON<172>：= 读1个选定的时间范围和1个选定的地址范围的月总最大需量及发生时间
CON<173>：= 读1个选定的时间范围和1个选定的地址范围的遥测数据
1、对类型标识120，主站向子站要9:00的数据子站应送9:00的数据而不是9:05或其他时间。
2、子站上送数据应包括所有表计的数据，对故障表计，故障区间的数据以故障前数据替代，并打上无效标记，此规定对所有数据都有效。
3、日数据，具体时间定义时、分必须为0；月数据，具体时间定义日为1，时、分必须为0。
注：在控制方向上标有(CON)的应用服务数据单元被应用服务所确认后，可以在监视方向上形成镜象，而具有不同传送原因。这些镜象的应用服务数据单元可以用于肯定/否定确认(证实)，其传送原因在7.2.3
中定义。
7.2.2 可变结构限定词
应用服务数据单元的数据单元标识符第二个八位位组定义为可变结构限定词，如下所示：bit 8 7 6 5 4 3 2 1
SQ26数目20可变结构限定词
图5 可变结构限定词
7.2.2.1 可变结构限定词域值语义的定义
可变结构限定词＝Variable structure qualifier
：＝CP8{number,SQ}
数目＝number＝N ：＝UI[1..7]<0..127>
<0> ：＝应用服务数据单元无信息体
<1..127> ：＝信息体或信息元素的数目
SQ＝单个/顺序：＝BS1[8]<0..1>
<0> ：＝在同一种类型的一些信息体中寻址一个个别的元素或综合的元素
<1> ：＝在一个体中寻址一个顺序的元素
SQ <0>和N<0..127> ：＝信息体的数目
SQ <1>和N<0..127> ：＝每个应用服务数据单元中单个信息体的信息元素的数目
SQ位说明后续的信息体或信息元素的寻址的方法。
SQ=0：每一个单个元素或综合元素由信息体地址寻址，应用服务数据单元可以由一个或多于一个的类似的信息体所组成。数目N是一个二进制编码表示信息体的数目。
SQ=1：一个顺序的类似的信息元素(即同一格式的电能累计量)，由信息体地址寻址，(见IEC60870-5-3 5.1.5),其信息体地址为序列信息元素中第一个信息元素的地址。后续的信息元素的地址为依次加1，数目N 是一个二进制编码表示信息元素的数目，在顺序元素的情况下，一个应用服务数据单元内仅有一个信息体。
7.2.3 传送原因
应用服务数据单元的数据单元标识符的第3个八位位组定义为传送原因域，如下所示：
Bit 8 7 6 5 4 3 2 1
T P/N 25原因20传送原因
图6 传送原因域
7.2.3.1 传送原因域值的语义定义
传送原因＝Cause of transmission
：＝CP8{Cause ,P/N ,T}
原因：＝UI6[1..6]<0..63>
<0> ：＝未定义
<1..63> ：＝传送原因序号
<1..47> ：＝配套标准的标准定义(兼容范围),见表6所示
<48..63> ：＝为特殊应用(专用范围)
P/N ：＝BS1[7]<0> ：＝肯定确认
<1> ：＝否定确认
T=test ：＝BS1[8]<0> ：＝未试验
<1> ：＝试验
传送原因指导特定应用任务(程序)去处理应用服务数据单元。
P/N位表示对激活的肯定或否定确认,此激活是由启动的应用功能所请求的。在无关的情况下P/N位为0。
试验位定义此应用服务数据单元为试验条件下所产生，它用于例如测试传输和设备，并不控制过程。
表6 传送原因的语义
传送原因：＝UI6[1..6]<0..63>
<0> ：＝未用
<1> ：＝试验(专用范围定义)
<2> ：＝周期、循环(专用范围定义)
<3> ：＝自发(突发)
<4> ：＝初始化
<5> ：＝请求或被请求
<6> ：＝激活act
<7> ：＝激活确认actcon
<8> ：＝停止激活deact
<9> ：＝停止激活确认deactcon
<10> ：＝激活终止actterm
<11> ：＝未用
<12> ：＝未用
<13> ：＝无所请求的数据记录
<14> ：＝无所请求的应用服务数据单元－类型
<15> ：＝由主站(控制站)发送的应用服务数据单元中的记录序号不可知
<16> ：＝由主站(控制站)发送的应用服务数据单元中的地址说明不可知
<17> ：＝无所请求的信息体
<18> ：＝无所请求的累计时段
<19> ：＝为将来兼容定义保留
<20.. 41> ：＝未用
<42..47> ：＝为将来兼容定义保留
<48..63> ：＝为特殊应用(专用范围)
<48>：＝时间同步(专用范围定义)
7.2.4 电能累计量数据终端设备地址
应用服务数据单元的数据单元标识符的第4个和第5个(任意)八位位组定义为电能累计量数据终端设备的地址(简称设备地址)，如下所示。电能累计量数据终端设备地址的长度(两个八位位组)是一个系统参数，每一个系统是固定的。
Bit 8 7 6 5 4 3 2 1
2720电能累计量远动数据终端设备地址图7 电能累计量数据终端设备地址(一个八位位组)
电能累计量数据终端设备地址＝Address of integrated total data terminal equipment
：＝UI8[1..8]<0..255>
<0> ：＝未用
<1.. 255> ：＝站地址
Bit 8 7 6 5 4 3 2 1 电能累计量远动数据终
2720备地址低八位位组
21528电能累计量远动数据终
端设备地址高八位位组
图8 电能累计量数据终端设备地址(两个八位位组)
电能累计量数据终端设备地址：＝UI16[1..16]<0..65535>
<0> ：＝未用
<1.. 65535> ：＝站地址
电能累计量数据终端设备地址是和一个应用服务数据单元内全部信息体相联系的(见IEC60870-5-3 表1)。
电能累计量数据终端设备地址的八位位组数由一个固定的系统参数决定，是两个八位位组，电能累计
量数据终端设备的地址是站地址，从1开始，对于信息体每超过一次255个信息点的情况，将终端设备地址依次加1。终端设备的地址可以和链路地址不一致。
7.2.5 记录地址(RAD)
记录地址既可以作为“累计时段的记录地址”，或者作为“单点信息的记录地址”。
Bit 8 7 6 5 4 3 2 1
2720记录地址
图9 记录地址
累计时段的记录地址用于类型标识序号2至13和104至123。
单点信息的记录地址用于类型标识序号1，101，和102。
记录地址的定义如下：
记录地址＝Record address－RAD
：＝UI8[1..8]<0..255>
<0> ：＝缺省
<1> ：＝从记账(计费)时段开始的电能累计量的记录地址
<2.. 10> ：＝为将来兼容定义保留
<11> ：＝电能累计量累计时段1的记录地址
<12> ：＝电能累计量累计时段2的记录地址
<13> ：＝电能累计量累计时段3的记录地址
<14.. 20> ：＝为将来兼容定义保留
<21> ：＝电能累计量(日值)累计时段1的记录地址
<22> ：＝电能累计量(日值)累计时段2的记录地址
<23> ：＝电能累计量(日值)累计时段3的记录地址
<24.. 30> ：＝为将来兼容定义保留
<31> ：＝电能累计量(周/旬值)累计时段1的记录地址
<32> ：＝电能累计量(周/旬值)累计时段2的记录地址
<33> ：＝电能累计量(周/旬值)累计时段3的记录地址
<34.. 40> ：＝为将来兼容定义保留
<41> ：＝电能累计量(月值)累计时段1的记录地址
<42> ：＝电能累计量(月值)累计时段2的记录地址
<43> ：＝电能累计量(月值)累计时段3的记录地址
<44.. 49> ：＝为将来兼容定义保留
<50> ：＝最早的单点信息
<51> ：＝单点信息的全部记录
<52> ：＝单点信息记录区段1
<53> ：＝单点信息记录区段2
<54> ：＝单点信息记录区段3
<55> ：＝单点信息记录区段4
<56..127> ：＝为将来兼容定义保留
<128.. 255> ：＝为特殊应用(专用范围)
本标准具体特殊应用为：
<64> ：= 日费率电能量累计量（总、尖、峰、平、谷）的记录地址
<65> ：= 月费率电能量累计量（总、尖、峰、平、谷）的记录地址
<72> ：= 月总最大需量及发生时间的记录地址
<180> ：= 遥测时段1 的记录地址
<181> ：= 遥测时段2 的记录地址
<182> ：= 遥测时段3 的记录地址
记录区段的大小是一个系统参数。
7.2.6 信息体地址(IOA)
信息体地址是一个电能累计量的地址，或者单点信息的地址，如果出现地址的话，信息体地址是一个八位位组所组成。
Bit 8 7 6 5 4 3 2 1
2720信息体地址
图10 信息体地址
信息体地址＝Information object address
：＝UI8[1..8]<0..255>
<0> ：＝无关的信息体地址
<1.. 255> ：＝信息体地址
7.2.7 信息元素
如下信息元素用于本标准中所定义的应用服务数据单元，这些信息元素是按照IEC60870-5-4的定义构成。
7.2.7.1 电能累计量(IT)
采用具有值的特定量程的信息元素(见IEC870-5-4 6.8 的“计数器读数”)。
电能累计量n＝Integrated totals：＝CP8(n+1){计数器读数，顺序表示法}
计数器读数的八位位组的数目(n) 是由类型标识说明。
计数器读数是一个带符号的整数，是有如下值的量程的2、3、4个八位位组的整数：
代号计数器读数的计数器读数
八位位组数n 的量程
CR2 2 -9999..+9999
CR3 3 -999 999..+999 999
CR4 4 -99 999 999..+99 999 999
顺序表示法0
数据终端设备任选
计数器读数＝CRn：=I8n[1..8n]<-102n+1..+102n -1>
图11 电能累计量
顺序表示法：＝CP8{顺序号,CY,CA,IV}
顺序号＝Sequence number ：=UI5[8n+1..8n+5]<0..31>
进位＝CY= carry ：=BS1[8n+6]
<0> ：=相应累计时段内计数器未溢出
<1> ：=相应累计时段内计数器溢出
计数器被调整＝CA=counter was adjusted ：=BS1[8n+7]
<0> ：=相应累计时段内计数器未被调整
<1> ：=相应累计时段内计数器被调整
无效＝IV=invalid ：＝BS1[8n+8]
<0> ：=计数器读数有效
<1> ：=计数器读数无效
注：每一个累计时段被赋予一个单独的顺序号，当电能累计量数据终端设备复位时，顺序号复位为0，一个累计时段改变时，顺序号加1。
7.2.7.2 时间信息a (分至年)
时间信息a ：＝CP40{minute ,TIS,IV,hour,RES1,SU,day of month,
day of week,month,EIT,PTI,year,RES2}
分＝minute ：＝UI6[1..6]<0..59>
费率信息开关＝TIS ＝tariff information switch
：＝BS1[7]<0> ：＝费率陈述断开OFF
<1> ：＝费率陈述合上ON
无效＝IV=invalid ：=BS1[8]<0> ：＝时间陈述有效
<1> ：＝时间陈述无效
小时＝hour ：＝UI5[9..13]<0..23>
备用1＝RES1=reserve 1 ：= BS2[14.. 15]<0>
电力系统频率及有功功率的自动调节 摘要 在现实中系统功率并不是一个恒定的值，而是随时变化的，在系统中，每时每刻发电功 率和用电功率基本平衡。而功率又是影响频率的主要因素，当发电功率与用电功率平衡时，频率基本稳定，当发电功率大于用电功率时系统频率则上升，反之则下降，所以系统对有功 功率和频率进行调整。本文研究了电力系统频率及有功功率的自动调节进行了详细的研究与论证。 关键词：频率有功功率自动调节 第一章频率和有功功率自动控制的必要性 1电力系统频率控制的必要性A频率对电力用户的影响 （1）电力系统频率变化会引起异步电动机转速变化,这会使得电动机所驱动的加工工业产品的机械的转速发生变化,转速不稳定会影响产品质量”甚至会出现次品和废品。 （2）电力系统频率波动会影响某些测量和控制用的电子设备的准确性和性能，频率过低时有 些设备甚至无法工作。这对一些重要工业和国防是不能允许的。 （3）电力系统频率降低将使电动机的转速和输出功率降低，导致其所带动机械的转速和出力降低,影响电力用户设备的正常运行。 B频率对电力系统的影响 （1）频率下降时，汽轮机叶片的振动会变大，轻则影响使用寿命，重则可能产生裂纹。对于额定频率为50Hz的电力系统，当频率低到45Hz附近时，某些汽轮机的叶片可能因发生共振而断 裂，造成重大事故。（次同步谐振，1970、1971年莫哈维电厂790MV机组的大轴损坏事故） （2）频率下降到47-48HZ时，火电厂由异步电动机驱动的辅机（如送风机、送煤机）的出力随之下降，从而使火电厂发电机发出的有功功率下降。这种趋势如果不能及时制止，就会在短时间内使电力系统频率下降到不能允许的程度。这种现象称为频率雪崩。出现频率雪崩会造 成大面积停电，甚至使整个系统瓦解。 （3）在核电厂中，反应堆冷却介质泵对供电频率有严格要求。当频率降到一定数值时，冷却介质泵即自动跳开，使反应堆停止运行。 （4）电力系统频率下降时，异步电动机和变压器的励磁电流增加，使无功消耗增加，引起系统 电压下降，频率下降还会引起励磁机出力下降，并使发电机电势下降，导致全系统电压水平降
国家标准 《公共机构能源资源计量器具配备和管理 要求》 编制说明 （征求意见稿） 标准起草组 2012年6月
一、任务背景 节约能源资源是我国经济社会发展的重要战略，公共机构节能是全社会节能的重要领域。《“十二五”规划纲要》提出：“抑制高耗能产业过快增长，突出抓好工业、建筑、交通、公共机构等领域节能，加强重点用能单位节能管理。”推行公共机构节能，是贯彻落实科学发展观，加快建设资源节约型、环境友好型社会的重要举措，也是公共机构加强自身建设、树立良好社会形象的主要表现。 计量是节约能源资源的基础性工作，是公共机构进行节能、节水管理的依据。《中华人民共和国节约能源法》第二十七条中规定“用能单位应当加强能源计量管理，按照规定配备和使用经依法检定合格的能源计量器具”。《公共机构节能条例》中明确规定“公共机构应当实行能源消费计量制度，区分用能种类、用能系统实行能源消费分户、分类、分项计量”。2006年，国家质检总局和国家标准委发布了GB 17167《用能单位能源计量器具配备和管理通则》，对企业、事业单位、行政机关、社会团体等独立核算的用能单位能源计量器具配备和管理提出了基本要求。之后，为贯彻落实该通则标准，我国先后制定了冶金、有色、电力、石油、化工、建材等重点耗能行业能源计量器具配备和管理要求。2010年11月1日，国家质检总局正式施行了第132号总局令《能源计量监督管理办法》，为能源计量工作的顺利开展奠定法律法规基础。 机关、学校、医院等公共机构作为重要的用能单位，存在着能源计量器具配备不完善、缺少相应的分项计量手段、基础数据难于获取等问题，严重制约了公共机构节能节水工作的顺利开展。因此，十分需要研究编制《公共机构能源资源计量器具配备和管理要求》国家标准，对不同类型公共机构的能源计量及计量器具配备状况开展深入调研，分析各类能源资源消耗数据统计和管理需求，提出公共机构能源和水计量器具配备指标等要求，为规范公共机构能源和水计量器具的
电气2013级卓班电力电子技术与电力系统分析 课程实训报告 专业：电气工程及其自动化 班级： 姓名： 学号： 指导教师：
兰州交通大学自动化与电气工程学院 2016 年 1 月日
电力电子技术与电力系统分析课程实训报告 1 电力电子技术实训报告 1.1 实训题目 1.1.1电力电子技术实训题目一 一．单相半波整流 参考电力电子技术指导书中实验三负载，建立MATLAB/Simulink环境下三相半波整流电路和三相半波有源逆变电路的仿真模型。仿真参数设置如下： (1)交流电压源的参数设置和以前实验相关的参数一样。 (2)晶闸管的参数设置如下： R=0.001Ω，L =0H，V f=0.8V，R s=500Ω，C s=250e-9F on (3)负载的参数设置 RLC串联环节中的R对应R d，L对应L d，其负载根据类型不同做不同的调整。 (4)完成以下任务： ①仿真绘出电阻性负载（RLC串联负载环节中的R d= Ω，电感L d=0，C=inf，反电动势为0）下α=30°，60°，90°，120°，150°时整流电压U d，负载电流L 和晶闸管两端电压U vt1的波形。 d ②仿真绘出阻感性负载下（负载R d=Ω，电感L d为，反电动势E=0）α=30°，60°，90°，120°，150°时整流电压U d，负载电流L d和晶闸管两端电压U vt1的波形。 ③仿真绘出阻感性反电动势负载下α=90°，120°，150°时整流电压U d，负载电流L d和晶闸管两端电压U vt1的波形，注意反电动势E的极性。 (5)结合仿真结果回答以下问题： ①该三项半波可控整流电路在β=60°，90°时输出的电压有何差异?
电力系统运行方式及潮 流分析实验报告 Company Document number：WUUT-WUUY-WBBGB-BWYTT-1982GT
电力系统第一次实验报告——电力系统运行方式及潮流分析实验
实验1 电力系统运行方式及潮流分析实验 一、实验目的 1、掌握电力系统主接线电路的建立方法 2、掌握辐射形网络的潮流计算方法； 3、比较计算机潮流计算与手算潮流的差异； 4、掌握不同运行方式下潮流分布的特点。 二、实验内容 1、辐射形网络的潮流计算； 2、不同运行方式下潮流分布的比较分析 三、实验方法和步骤 1．辐射形网络主接线系统的建立 输入参数（系统图如下）： G1：300+j180MVA（平衡节点） 变压器B1：Sn=360MVA，变比=18/121，Uk％=％，Pk=230KW，P0=150KW，I0/In=1％； 变压器B2、B3：Sn=15MVA，变比=110/11 KV，Uk％=％，Pk=128KW， P0=，I0/In=％； 负荷F1：20+j15MVA；负荷F2：28+j10MVA； 线路L1、L2：长度：80km，电阻：Ω/km，电抗：Ω/km，电纳：×10-6S/km。 辐射形网络主接线图 （1）在DDRTS中绘出辐射形网络主接线图如下所示： （2）设置各项设备参数： G1：300+j180MVA（平衡节点） 变压器B1：Sn=360MVA，变比=18/121，Uk％=％，Pk=230KW，P0=150KW，I0/In=1％；
变压器B2、B3：Sn=15MVA，变比=110/11 KV，Uk％=％，Pk=128KW， P0=，I0/In=％； 负荷F1：20+j15MVA；负荷F2：28+j10MVA； 线路L1、L2：长度：80km，电阻：Ω/km，电抗：Ω/km，电纳：×10-6S/km。2．辐射形网络的潮流计算 （1）调节发电机输出电压，使母线A的电压为115KV，运行DDRTS进行系统潮流计算，在监控图页上观察计算结果 项目DDRTS潮流计算结果 变压器B2输入功率+ 变压器B2输出功率+ 变压器B3输入功率+ 变压器B3输出功率+ 线路L1输入功率+ 线路L1输出功率+ 线路L2输入功率+ 线路L2输出功率+ （2）手算潮流： （3）计算比较误差分析 通过比较可以看出，手算结果与计算机仿真结果相差不大。产生误差原因：手算时是已知首端电压、末端功率的潮流计算，计算过程中要将输电线路对地电容吸收的功率以及变压器励磁回路吸收的功率归算到运算负荷中，并且在每一轮的潮流计算中都用上一轮的电压或功率的值（第一轮电压用额定电压）。 3．不同运行方式下潮流比较分析 （1）实验网络结构图如上。由线路上的断路器切换以下实验运行方式： ①双回线运行（L1、L2均投入运行） ②单回线运行（L1投入运行，L2退出）将断路器断开 对上述两种运行方式分别运行潮流计算功能，将潮流计算结果填入下表：
能源计量器具配备和管 理规定 LEKIBM standardization office【IBM5AB- LEKIBMK08- LEKIBM2C】
XXXXXX有限公司 能源计量器具配备和管理制度 编制： 审核： 批准： 发布日期： 实施日期：
一、目的 为加强能源计量管理,合理配置计量器具,确保计量性能稳定,促进节能降耗工作，特制定本制度。 二、范围 本制度适用于山东XXXXXX有限公司。 三、术语和定义 一级能源计量：是指进出公司进行结算的能源计量。 二级能源计量：是指生产车间进行成本或消耗核算的能源计量。 三级能源计量：是指生产车间内部对装置、系统、工序、工段和主要用能设备进行核算的能源计量。 四、职责 生产部 4.1.1负责制定公司的能源计量管理制度，对生产车间执行情况进行监督、检查及指导。 4.1.2必要时参与能源计量器具技改项目的评审。 技质部 4.2.1负责能源计量器具实物资产的管理。 4.2.2对能源计量器具报废提出评判意见，按程序进行报批。
生产车间 4.3.1负责能源计量器具的识别、配备工作，建立能源计量档案、台帐及管理办法。 4.3.2负责做好能源计量器具的管理及考核工作。 五、工作程序 能源计量器具配备 5.1.1能源计量的种类 本制度所指能源为：煤炭、焦炭（无烟煤）、水、电、煤气、蒸汽、空气、成品油（柴油、汽油）等。 5.1.2能源计量的范围 a输入生产车间和用能设备的能源及耗能工质； b输出生产车间和用能设备的能源及耗能工质； c生产车间和用能设备使用（消耗）的能源及耗能工质； d生产车间和用能设备自产的能源及耗能工质； e生产车间和用能设备可回收利用的余能资源。 5.1.3能源计量器具的配置原则 a公司配备的能源计量器具要充分考虑现行标准、行业标准和企业标准的指导作用，要满足生产工艺和相关标准的具体要求。 b公司能源计量，应满足能源分类、分级和分项统计和核算的要求。c 应配备必要的便携式能源检测仪表，以满足自检自查的要求。 5.1.4能源计量器具的配备要求
电力系统无功功率平衡与电压调整 由于电力系统中节点很多，网络结构复杂，负荷分布不均匀，各节点的负荷变动时，会引起各节点电压的波动。要使各节点电压维持在额定值是不可能的。所以，电力系统调压的任务，就是在满足各负荷正常需求的条件下，使各节点的电压偏移在允许范围之内。 由综合负荷的无功功率一电压静态特性分析可知，负荷的无功功率是随电压的降低而减少的，要想保持负荷端电压水平，就得向负荷供应所需要的无功功率。所以，电力系统的无功功率必须保持平衡，即无功功率电源发出的无功功率要与无功功率负荷和无功功率损耗平衡。这是维持电力系统电压水平的必要条件。 一、无功功率负荷和无功功率损耗 1．无功功率负荷 无功功率负荷是以滞后功率因数运行的用电设备(主要是异步电动机)所吸收的无功功率。一般综合负荷的功率因数为0.6～O.9，其中，较大的数值对应于采用大容量同步电动机的场合。 2．电力系统中的无功损耗 (1)变压器的无功损耗。变压器的无功损耗包括两部分。一部分为励磁损耗，这种无功损耗占额定容量的百分数，基本上等于空载电流百分数0I ％，约为 1％～2％。因此励磁损耗为 0/100Ty TN Q I S = (Mvar) (5-1-1) 另一部分为绕组中的无功损耗。在变压器满载时，基本上等于短路电压k U 的百分值，约为10％这损耗可用式(6-2)求得 2(%)()100k TN TL Tz TN U S S Q S = (Mvar) (5-1-2) 式中，TN S 为变压器的额定容量(MVA)；TL S 为变压器的负荷功率(MVA)。 由发电厂到用户，中间要经过多级变压，虽然每台变压器的无功损耗只占每台变压器容量的百分之十几，但多级变压器无功损耗的总和可达用户无功负荷的75%～100％左右。 (2)电力线路的无功损耗。电力线路上的无功功率损耗也分为两部分，即并联电纳和串联电抗中的无功功率损耗。并联电纳中的无功损耗又称充电功率，与电力线路电压的平方成正比，呈容性。串联电抗中的无功损耗与负荷电流的平方成正比，呈感性。因此电力线路作为电力系统的一个元件，究竟是消耗容性还是感性无功功率，根据长线路运行分析理论，可作一个大致估计。对线路不长，长度不超过100km ，电压等级为220kV 电力线路，线路将消耗感性无功功率。对线路较长，其长度为300km 左右时，对220kV 电力线路，线路基本上既不消耗感性无功功率也不消耗容性无功功率，呈电阻性。大于300km 时，线路为电容性的。 二、系统综合负荷的电压静态特性 电力系统中某额定功率的用电设备实际吸收的有功功率和无功功率的大小是随电力网的电压变化而变的，尤其是无功功率受电压的影响很大。电力系统综
电网运行方式 变电站运行方式 1）变电站运行方式是标明变电站通过主要电力设备运行连接方式。变电站运行方式的特点是： 保证对重要用户的可靠供电，对于重要用户应采用双回路供电，就是2个独立的电源同时对用户供电。 便于事故处理，考虑部分供电设备在发生故障时能通过紧急的倒闸操作，恢复对用户的供电，对于变电站有多台变压器的，应考虑到当其中一台变压器发生故障或者失去电源时，其他的变压器能担负起失电用户的负荷转供任务。 要考虑运行的经济性，在编制各种运行方式时，尽量使负荷分配合理，减少由于线路潮流引起的电能损耗。对于双回路供电的变电站，应将双回线同时投入运行，以减少电流密度。 断路器的开断容量应大于最大运行方式时短路容量，如果断路器短路容量低于系统计算点短路容量，则当被保护区发生短路故障时，断路器由于容量过小，不能正常断开，回进一步使事故扩大，在成断路器爆炸的可能。 变电站满足防雷、继电保护及消弧线圈运行要求。 2）变电站一次主结线图 变电站一次主结线图是为了方便运行人员熟悉变电站设备接线
方式，同时在进行倒闸操作时，可按照主结线图进行模拟操作，以防止误操作事故发生，最主要的是，一次主结线图能明确反映出各电气设备实时状态。一般变电站主接线类型有如下几种： ?有母线的主接线：有母线的变电站接线可分单母线和双母线二类， 一般单母线接线又分成单母有分段、单母无分段、单母分段加旁路。双母线接线的变电站可分成单开关双母线、双开关双母线、二分之三开关双母线及带旁路母线的双母线。 供电可靠性最好的是双母线带旁路母线接线形式。 ?无母线的主要接线有：单元接线、扩大单元接线、桥型接线和多 角接线等。 通常变电站常用接线方式有：单母线或单母分段、双母线加分段、双母线带旁路。 3）各种接线图例 ?单母线接线
第五章 电力系统有功功率和频率调整 第一节 电力系统中有功功率的平衡 一、有功功率负荷的变动和调整控制 L L G P P P ?∑+∑=∑ 如图5－1中所示，负荷可以分为三种。第一种变动幅度很小，周期又很短，这种负荷变动有很大的偶然性。第二种变动幅度较大，周期也较长，属于这一种的主要有电炉、压延机械、电气机车等带有冲击性的负荷。第三种变动幅度最大，周期也最长，这一种是由于生产、生活、气象等变化引起的负荷变动。第三种负荷基本上可以预计。 据此，电力系统的有功功率和频率调整大体上也可分为一次、二次、三次调整三种。一次调整或频率的一次调整指由发电机组的调速器进行的、对第一种负荷变动引起的频率偏移的调整。二次调整或频率的二次调整指由发电机的调频器进行的、对第二种负荷变动引起的频率偏移的调整。三次调整实际上就是按最优化准则分配第三种有规律变动的负荷，即责成各发电厂按事先给定的发电负荷曲线发电。 二、有功功率电源和备用容量 装机容量——所有发电设备容量总和。 电源容量——可投入使用的容量之和。 备用容量——系统电源容量减去最大发电负荷（包括网损、负荷、厂用电等）。
系统备用容量可分为热备用和冷备用或负荷备用、事故备用、检修备用和国民经济备用等。 所谓热备用运转中的发电设备可能发的最大功率与系统发电负荷之差。冷备用则指未运转的发电设备可能发的最大功率。 负荷备用是指调整系统中短时的负荷波动并担负计划外的负荷增加而设置的备用。 事故备用是使电力用户在发电设备发生偶然性事故时不受严重影响，维持系统正常供电所需的备用。 检修备用是使系统中的发电设备能定期检修而设置的备用。 电力工业是线性工业，除满足当前负荷的需要设置上述备用外，还应计及负荷超计划增长而设置一定的备用。这种备用就称国民经济备用。 具备了备用容量，才可能谈论它们在系统中各发电设备和发电厂之间的最优分配以及系统的频率调整问题。 第二节电力系统中有功功率的最优分配 一、有功功率最优分配 电力系统中有功功率的分配有两个主要内容，即有功功率电源的最优组合和有功功率负荷的最优分配。 有功功率电源的最优组合是指系统中发电设备或发电厂的合理组合，也就是通常所说谓的合理开停。 有功功率负荷的最优分配是指系统的有功功率负荷在各个正在运行的发电设备或发电厂之间的合理分配。最常用的是按所谓等耗量微增率准则分配。 二、最优分配负荷时的目标函数和约束条件 1．耗量特性 电力系统中有功功率负荷合理分配的目标是在满足一定约束条件的前提下，尽可能节约消耗的一次能源。因此，必须先明确发电设备单位时间内消耗的能源与发出有功功率的关系，即发电设备输入与输出的关系。这关系称耗量特性，如图5－2所示。 耗量特性曲线上某一点纵坐标和横坐标的比值，即单位时间内输入能量与输 μ。耗量特性曲线上某点切线的斜率称耗量微增出功率之比称比耗量μ。P F/ =
《用能单位能源计量器具配备和管理通则》 （GB 17167－2006） 中华人民共和国国家标准 用能单位能源计量器具配备和管理通则 GB 17167－2006代替GB/T 17167－1997 General principle for equipping and managing of the measuring instrument of energy in organization of energy using 2006－06－02 发布 2007—01—01 实施 前言 本标准的4.3.2、4.3.3、4.3.4、4.3.5、4.3.8是强制性条款，其余是推荐性条款。 本标准代替GB/T 17167—1997 《企业能源计量器具配备和管理导则》。 本标准与GB/T 17167—1997相比，主要变化如下： ——标准名称改为“用能单位能源计量器具配备和管理通则”,标准变为强制性标准； ——增加了非工业企业用能单位能源计量器具的配备和管理要求； ——对用能单位、主要次级用能单位、主要用能设备的能源计量器具配备率进行了调整；
——对能源计量器具的准确度等级要求进行了调整。 本标准由国家发展和改革委员会环境和资源综合利用司、国家质量监督检验检疫总局计量司和国家标准化管理委员会工交部提出。 本标准由全国能源基础与管理标准化技术委员会归口。 本标准负责起草单位：全国节能监测管理中心、国家发展和改革委员会能源研究所、中国标准化研究院、中国有色金属工业标准计量质量研究所、湖南省节能监测中心、中国计量协会冶金分会、中国建筑材料工业协会。 本标准主要起草人：张万路、王顺安、何相助、贾力、李爱仙、辛定国、叶元乔、康治清。
如图所示为一无穷大功率供电的三相对称系统，短路发生前系统处于稳定运行状态。假设a 相电流为)sin(i |0|0?αω-+=t (1-1) 式中， 2 22|0|m )'()'(L L R R U I m +++= ω,) '()'(arct an R R L L ++=ω? 假设t=0s 时刻，f 点发生三相短路故障。此时电路被分成俩个独立回路。由无限大电源供电的三相电路，其阻抗由原来的)'()'(L L j R R +++ω突然减小为L j R ω+。由于短路后的电路仍然是三相对称的，依据对称关系可以得到a 、b 、c 相短路全电流的表达式 []a T t m m m e I I t I ----+-+=)sin()sin()sin(i |0||0|a ?α?α?αω [ ] α ?α?α?αωT t m e I I t I - -----+--+=)120sin()120sin()120sin(i m |0||0|m b 。 。。 [ ] α ?α?αααωT t m m m c e I I t I - -+--++-++=)120sin()120sin()120sin(i |0||0|。 。。 式中， 2 2m )(L R U I m ω+= 为短路电流的稳态分量的幅值。 短路电流最大可能瞬时值称为短路电流的冲击值，以m i 表示。冲击电流主要用于检验电气设备和载流导体在短路电流下的受力是否超过容许值，即所谓的动稳定度。由此可得冲击电流的计算式为 m m 01.001 .0m )e 1(i I K I e I I im T T m m =+=+≈α α 式中，im K 称为冲击系数，即冲击电流值对于短路电流周期性分量幅值的倍数；αT 为时间常数。 短路电流的最大有效值m I 是以最大瞬时值发生的时刻（即发生短路经历约半个周期）为中心的短路电流有效值。在发生最大冲击电流的情况下，有 22 2m 2 1(21)1(m 2） -+= -+= im I im I im K K I I m 短路电流的最大有效值主要用于检验开关电器等设备切断短路电流的能力。 无穷大功率电源供电系统仿真模型构建 假设无穷大功率电源供电系统如图所示，在0.02s 时刻变压器低压母线发生三相短路故障，仿真其短路电流周期分量幅值和冲击电流的大小。线路参数为 ;km 17.0,km 4.0,5011Ω=Ω==r x km L 变压器额定容量A MW S N ?=20，电压 U s %=10.5，短路损耗KW P s 135=?,空载损耗KW P 220=?，空载电流I 0%=0.8，变比 11110=T K ，高低压绕组均为Y 形联结；并设供点电压为110KV 。其对应的Simulink 仿真
加强电网运行方式管理的策略分析 发表时间：2018-06-04T10:52:24.773Z 来源：《电力设备》2018年第2期作者：黄寻李清华 [导读] 摘要：随着经济社会的发展，人们对电力需求不断增加，国家大力建设电力工程。 （国网辽宁省本溪供电公司辽宁 117000） 摘要：随着经济社会的发展，人们对电力需求不断增加，国家大力建设电力工程。然而随着电网的规模不断扩大，电网的智能化水平也随之不断提高，这对电网运行管理提出了新的挑战。传统的电网运行管理模式已经不适应当下电网的发展需求。因此，电力企业必须满足当下电网运行要求，对电网进行综合管理，从而更好地适应当下电网的运行要求。本文根据笔者工作实践，对电网运行方式管理的策略进行了分析和探讨。 关键词：电网；运行；方式；管理；策略 1 电网运行方式综合管理的必要性 电网运行环境比较复杂，在运行过程中，容易受到自身设计缺陷、自然因素以及人为因素的影响，从而导致电力故障的发生。因此，为了确保电网安全运行，必须加强电网运行的管理。为了满足人们对电力的需求，近年来国家大力建设电网工程，中国电网规模位居世界第一。随着电网规模不断扩大，覆盖面积越来越广，电网运行管理要求不断提高。由于中国电网运行比较恶劣，大部分电网直接裸露在户外，很容易受到雷击、雨雪和大风的侵袭，电力设备出现绝缘体破裂或者接触点松动，从而直接威胁到电网的安全运行。所以，必须加强对电网运行方式的综合管理，才能确保电网在一个比较安全的环境下运行。随着电力体制改革，电网直接面向市场化，电力企业之间的竞争也越来越激烈，电力企业如何在激烈的电力市场抢占一席之地是很多电力企业所要思考的问题。电力企业需要通过降低电网运行成本，才能够提高自身的竞争力。随着智能电网的发展，很多智能变电站开始实现无人值守和少人值守，这一定程度上降低了电力企业的人力成本。然而智能变电站建设过程中，需要使用大量的智能设备，这些智能设备造价比较高，所以电力企业一次性投入成本比较大[2]。如何平衡变电站投入与后期运营成本之间的关系，需要电力企业严谨的计算并进行对比分析，才能制定一套符合企业实际情况的建设运营管理方案。 2 电网运行方式综合管理存在的问题 为了给居民提供更加优质的电能，国家近年来加大对城乡电网工程的改造，极大地提高了电网运行水平。然而由于电力系统大量应用智能设备，智能设备采集大量的电力运行数据，并对这些数据进行处理，这进一步增加了电网运行管理的复杂性，因此促使电力企业形成了综合性比较强的电网运行管理模式。电网运行管理涉及到电力系统的日常管理、变电设备的检修工作和电力工人的管理等内容，所以在制定电网运行管理方案的时候需要综合考虑到各个因素，然而这些因素有些是不可控的。比如电力系统运行过程中，突然主变压器出现漏油现象，发生变压器起火等故障，那么电网运行管理人员需要立即找到判断该故障发生的原因，并立即安排就近技术人员进行维修。变电站检修过程中，运维管理人员要综合分析变电检修环境，上一次检修过程中存在的问题，综合各个方面的因素，为变电检修工作提供参考和决策。电网运维管理涉及的内容比较多，需要运维管理人员综合各个要素作出综合判断。 2.2电网运行管理计算数据比较复杂 电网运行管理过程中，需要涉及到较多种类的资料。比如变电站规划设计资料、电力设备参数、各个区域居民用电情况、变电检修计划和检修内容等等内容，这些内容能够给电网运行提供参考。所以电网运行管理人员必须对这些资料数据十分清楚，并能够很好地运用这些数据，通过精确的计算，找到一套适合电网运行综合管理的方法，从而提高电网运行效率。 3提高电网运行方式综合管理的途径 3.1建立健全电网运行方式管理制度 电网运行方式综合管理的主体是人，因此加强对综合管理工作人员的管理。首先，要建认一套适合电网运行方式管理的制度，科学的管理制度是实现电网运行的关键。针对当前电网运行特点，明确每一个岗位的工作职责和工作内容，确保电网运行每一个环节处于可控状态。其次，做好电网运行不良方式的事故演习，从而提高综合管理人员应对事故的反应能力，并在事故演习中找到管理存在的问题，从而提出相应的解决方案。最后，电力还要制定相应的奖惩制度，提高管理人员的工作积极性。做到哪一个环节出问题，都能找到相关的负责人，从而避免工作中出现相互推楼的现象。 3.2提高电网运行方式综合管理人员素质 为了确保电网运行的安全性和可靠性，必须提高运行方式综合管理人员的管理水平。首先，电力企业应该定期举行相关技术培训，让管理人员了解相关的电力知识，比如变压器、电流互感器和继电器等相关电力设备的结构和特点，从而对这些电气设备有一定的了解，为电力运行管理打下良好的基础。其次，电力企业应该投人部分资金，组织电网运维管理骨干到国内外知名的企业或者机构进行进修学习，提高他们的管理水平。电力企业需严格按照《“变电运维一体化”模式实施方案及推进计划》，加强综合型人才的培养。 3.3加强继电保护管理 继电保护装置是电力系统中重要的组成部分，它是电力系统运行的保护伞，直接关系到电网运行的安全性和稳定性。如果继电保护装置失效，可能造成严重的电力事故。因此，必须加强电力保护装置的管理。日常管理工作中，电网运行管理人员要加强继电保护装置的管理和维护，及时检查继电保护装置直流系统、分支保险、接触点是否存在问题，继电保护装置绝缘性能是否下降，发生跳闸事故以后继电保护装置的信号灯是否开启等等进行全面检查，才能确保电力故障发生以后，继电保护装置不会出现拒动、误动等现象，确保电网安全运行。其次，管理人员还要根据继电保护装置的性能制定检修计划，及时对有问题的保护装置进行更换和维修，将一些先进的科学技术和设备应用在继电保护系统中。比如将可视化技术应用在继电保护装置中，继电保护装置的分析系统中以时间为线索，并根据分析系统文件中的故障录播文件再现事故发生继电保护装置各个元件动作逻辑顺序，从而将故障发生全过程展现在管理人员面前，这样就减少了电力系统故障排查的时间，能够将电力故障时间和范围缩小，确保电网运行的安全性。 3.4建立电网运行管理数据库，实现数据共享 随着电网覆盖面积不断扩大，电力系统采集的电网运行数据越来越多，这一定程度上增加了电网数据计算、管理难度。而各地供电公司各自为阵没有建认统一的数据库，因此无法实现数据共享。在信息时代，信息共享已经成为一种趋势。电网公司建认统一的数据库，各级电网公司将变电运行的数据上传到数据库，不仅有利于电网公司及时了解电网整体运行状态，而且还能为电网公司的发展和决策提供参
GB/17167—2006 用能单位能源计量器具配备和管理通则 1 范围 本标准规定了用能单位能源计量器具配备和管理的基本要求。 本标准适用于企业、事业单位、行政机关、社会团体等独立核算的用能单位。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本，凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于标准。 GB/T6422 企业能耗计量与测试导则 GB/ 15316 节能监测技术通则 GB/18603—2001 天然气计量系统技术要求。 3 术语和定义 本标准采用下列术语和定义。 能源计量器具 measuring instrument of energy 测量对象为一次能源、二次能源和载能工质的计量器具。
能源计量器具配备率 equipping rate of energy measuring instrument 能源计量器具实际的安装配备数量占理论需要量的百分数 注：能源计量器具理论需要量是指为测量全部能源量值所需配备的计量器具数量。 次级用能单位 sub-organization of energy using 用能单位下属的能源核算单位。 4 能源计量器具配备 能源计量的种类及范围 本标准所称能源，指煤炭、原油、天然气、焦炭、煤气、热力、成品油、液化石油气、生物质能和其他直接或者通过加工、转换而取得有用能的各种资源。 能源计量范围： a) 输入用能单位、次级用能单位和用能设备的能源及载能工质； b) 输出用能单位、次及用能单位和用能设备的能源及载能工质； c) 用能单位、次级用能单位和用能设备使用（消耗）的能源及载能工质； d) 用能单位、次级用能单位和用能设备自产的能源及载能工质； e) 用能单位、次级用能单位和用能设备可回收利用的余能资源。 能源计量器具的配备原则 4.2.1 应满足能源分类计量的要求。
实验七 基于Simulink 的简单电力系统仿真实验 一． 实验目的 1) 熟悉Simulink 的工作环境及SimPowerSystems 功能模块库； 2) 掌握Simulink 的的powergui 模块的应用； 3) 掌握发电机的工作原理及稳态电力系统的计算方法； 4）掌握开关电源的工作原理及其工作特点； 5）掌握PID 控制对系统输出特性的影响。 二．实验内容与要求 单机无穷大电力系统如图7-1所示。平衡节点电压044030 V V =∠?。负荷功率10L P kW =。线路参数：电阻1l R =Ω；电感0.01l L H =。发电机额定参数：额定功率100n P kW =；额定电压440 3 n V V =；额定励磁电流70 fn i A =；额定频率50n f Hz =。发电机定子侧参数：0.26s R =Ω，1 1.14 L mH =，13.7 md L mH =，11 mq L mH =。发电机转子侧参数：0.13f R =Ω，1 2.1 fd L mH =。发电机阻尼绕组参数：0.0224kd R =Ω，1 1.4 kd L mH =，10.02kq R =Ω，11 1 kq L mH =。发电机转动惯量和极对数分别为224.9 J kgm =和2p =。发电机输出功率050 e P kW =时，系统运行达到稳态状态。在发电机输出电磁功率分别为170 e P kW =和2100 e P kW =时，分析发电机、平衡节点电源和负载的电流、电磁功率变化曲线，以及发电机转速和功率角的变化曲线。
G 发电机节点 V 负 荷 l R l L L P 图 7.1 单机无穷大系统结构图 输电线路 三．实验步骤 1. 建立系统仿真模型 同步电机模块有2个输入端子、1个输出端子和3个电气连接端子。模块的第1个输入端子（Pm）为电机的机械功率。当机械功率为正时，表示同步电机运行方式为发电机模式；当机械功率为负时，表示同步电机运行方式为电动机模式。在发电机模式下，输入可以是一个正的常数，也可以是一个函数或者是原动机模块的输出；在电动机模式下，输入通常是一个负的常数或者是函数。模块的第2个输入端子（Vf）是励磁电压，在发电机模式下可以由励磁模块提供，在电动机模式下为一个常数。 在Simulink仿真环境中打开Simulink库，找出相应的单元部件模型，构造仿真模型，三相电压源幅值为4403，频率为50Hz。按图连接好线路，设置参数，建立其仿真模型，仿真时间为5s，仿真方法为ode23tb，并对各个单元部件模型的参数进行修改，如图所示。
实验一：一机—无穷大系统稳态运行方式实验 一、实验目的 1．了解和掌握对称稳定情况下，输电系统的各种运行状态与运行参数的数值变化范围； 2．了解和掌握输电系统稳态不对称运行的条件；不对称度运行参数的影响；不对称运行对发电机的影响等。 二、原理与说明 电力系统稳态对称和不对称运行分析，除了包含许多理论概念之外，还有一些重要的“数值概念”。为一条不同电压等级的输电线路，在典型运行方式下，用相对值表示的电压损耗，电压降落等的数值范围，是用于判断运行报表或监视控制系统测量值是否正确的参数依据。因此，除了通过结合实际的问题，让学生掌握此类“数值概念”外，实验也是一条很好的、更为直观、易于形成深刻记忆的手段之一。实验用一次系统接线图如图2所示。 图2 一次系统接线图 本实验系统是一种物理模型。原动机采用直流电动机来模拟，当然，它们的特性与大型原动机是不相似的。原动机输出功率的大小，可通过给定直流电动机的电枢电压来调节。实验系统用标准小型三相同步发电机来模拟电力系统的同步发电机，虽然其参数不能与大型发电机相似，但也可以看成是一种具有特殊参数的电力系统的发电机。发电机的励磁系统可以用外加直流电源通过手动来调节，也可以切换到台上的微机励磁调节器来实现自动调节。
实验台的输电线路是用多个接成链型的电抗线圈来模拟，其电抗值满足相似条件。“无穷大”母线就直接用实验室的交流电源，因为它是由实际电力系统供电的，因此，它基本上符合“无穷大”母线的条件。 为了进行测量，实验台设置了测量系统，以测量各种电量（电流、电压、功率、频率）。为了测量发电机转子与系统的相对位置角（功率角），在发电机轴上装设了闪光测角装置。此外，台上还设置了模拟短路故障等控制设备。 三、实验项目和方法 1．单回路稳态对称运行实验 在本章实验中，原动机采用手动模拟方式开机，励磁采用手动励磁方式，然后启机、建压、并网后调整发电机电压和原动机功率，使输电系统处于不同的运行状态（输送功率的大小，线路首、末端电压的差别等），观察记录线路首、末端的测量表计值及线路开关站的电压值，计算、分析、比较运行状态不同时，运行参数变化的特点及数值范围，为电压损耗、电压降落、沿线电压变化、两端无功功率的方向（根据沿线电压大小比较判断）等。 2．双回路对称运行与单回路对称运行比较实验 按实验1的方法进行实验2的操作，只是将原来的单回线路改成双回路运行。将实验1的结果与实验2进行比较和分析。 表3-1 注：U Z —中间开关站电压； ?U —输电线路的电压损耗； △U —输电线路的电压降落
用能单位能源计量器具配备和管理通则 GB17167-2006 代替GB/T17167-1997 国家质量监督检验检疫总局发布 1
目次 前言 (3) 1 范围 (4) 2 规范性引用文件 (4) 3 术语和定义 (4) 4 能源计量器具配备 (4) 4.1能源计量的种类及范围 (4) 4.2 能源计量器具的配备原则 (4) 4.3 能源计量器具的配备要求 (4) 5 能源计量器具的管理要求 (7) 5.2 能源计量人员 (7) 5.3 能源计量器具 (7) 5.4 能源计量数据 (8) GB17167-2006
前言 本标准的4.3.2、4.3.3、4.3.4、4.3.5、4.3.8是强制性条款，其余是推荐性的。 本标准是对GB/T17167—1997 《企业能源计量器具配备和管理导则》的修订。 本标准规定了用能单位能源计量器具配备和管理的基本要求，有关行业（或部门）可在本标准的基础上根据本行业（或部门）的实际需要，制定本行业（或部门）的具体要求。从事生产经营的用能单位在配备能源计量器具时，要充分考虑现行国家标准、行业标准和企业标准的指导作用，要满足生产工艺的具体要求。与原标准相比，主要变化如下：——标准名称改为“用能单位能源计量器具配备和管理通则”,标准变为强制性标准； ——增加了非工业企业用能单位能源计量器具的配备和管理要求； ——对用能单位、主要次级用能单位、主要用能设备的能源计量器具配备率进行了调整； ——对能源计量器具的准确度等级要求进行了调整。 本标准由国家发展和改革委员会环境和资源综合利用司、国家质量监督检验检疫总局计量司和国家标准化管理委员会工交部提出。 本标准由全国能源基础与管理标准化技术委员会归口。 本标准负责起草单位：全国节能监测管理中心、国家发展和改革委员会能源研究所、中国标准化研究院、中国有色金属工业标准计量质量研究所、湖南省节能监测中心、中国计量协会冶金分会、中国建筑材料工业协会。 本标准主要起草人：张万路、王顺安、何相助、贾力、李爱仙、辛定国、叶元乔、康治清。 本标准所代替标准的历次版本发布情况为：GB/T17167—1997 。
第四章 电力系统的无功功率平衡和电压调整 例4-1 某变电站装设一台双绕组变压器，型号为SFL-31500/110，变比为110±2×2.5%/38.5kV ，空载损耗△P 0=86 KW ，短路损耗△P K =200KW ，短路电压百分值U k %=10.5，空载电流百分值I 0%=2.7。变电站低压侧所带负荷为S MAX =20+j10MV A ，S MIN =10+j7MV A ，高压母线电压最大负荷时为102KV ，最小负荷时为105KV ，低压母线要求逆调压，试选择变压器分接头电压。 解 计算中略去变压器的励磁支路、功率损耗及电压降落的横分量。 变压器的阻抗参数 R T =（△P K U N 2）/（1000S N 2）=（200×1102）/（1000×31.52）=2.44（Ω） X T =（U K %U N 2）/（100S N ）=（10.5×1102）/（100×31.5）=40.3（Ω） 变压器最大、最小负荷下的电压损耗为 △ U Tmax = max max 1max 20 2.441040.3 4.43()102T T P R Q X KV U +?+?== △ U Tmin =min min 1min 10 2.44740.3 2.92()105 T T P R Q X KV U +?+?== 变压器最大、最小负荷下的分接头电压为 U 1tmax =(U 1max －△U tmax ) 22max N U U =(102－4.43)38.535105%?=102.2(kV) U 1tmin =(U 1min －△U tmin )22min N U U =(105－2.92) ×38.535 =112.3(kV) U 1t =(102.2+112.3)/2=107.25(kV) 选择与最接近的分接头为110－2.5%即分接头电压为107.25KV 。此时，低压母线按所选分接头电压计算的实际电压为
1国内外电力系统仿真技术 1.1电力系统仿真技术发展概述 目前，电力系统的仿真技术主要有三大类，即电力系统动态模拟仿真技术、电力系统数模混合式仿真技术以及电力系统全数字仿真技术。 1.1.1电力系统动态模拟仿真技术 电力系统动态模拟仿真技术采用动态模拟装置，也就是物理仿真系统。20世纪60年代以前，电力系统仿真主要采用这种全物理的动态模拟装置。其原理是用比原型系统在规格上缩减一定比例的方法建立物理模型系统，通过在物理模型上做试验代替在实际系统中的试验。其优点是可以较真实的反映被研究系统的全动态过程，现象直观明了，物理意义明确，缺点是仿真的规模受实验室设备和场地限制，而且每一次不同类型的试验都要重新进行电气接线，耗力耗时，另外，可扩展性和兼容性差。 1.1.2电力系统数模混合式仿真技术 电力系统数模混合式技术采用数模混合仿真系统，这种技术一般是用数字仿真模型模拟发电机、电动机、控制系统等，变压器、交流输电线路、直流输电换流阀组和控制装置等元件仍采用物理模型。其优点是综合了数字仿真和物理仿真优势，能够较真实地模拟一些系统电气元件，准确地反映系统的动态过程，缺点是接口环节多、试验接线工作量大和仿真规模受限。 1.1.3电力系统全数字仿真技术 电力系统全数字仿真系统是进入20世纪90年代以来发展起来的一种仿真技术。全数字仿真系统内所有元件都采用数字仿真模型。这种仿真系统对于计算方法和计算机运算处理速度的要求很高。全数字仿真系统的优点是不受被研究系统规模和结构复杂性的限制，计算速度快、使用灵活、扩展方便、成本相对低廉，
是当前电力系统仿真系统发展的主要方向。尤其是近年来随着数字计算机和并行技术的发展而出现的基于高性能PC机群的全数字仿真系统使得其价格低廉、升级扩展方便的优势更为突出，电力系统全数字实时仿真得到了越来越广泛的应用。 全数字仿真系统优势明显，是当前仿真系统的发展趋势。随着电力系统的发展，系统规模和复杂程度的增加，采取物理模拟的方法对实际系统进行仿真受到限制。由于电力系统数字仿真具有不受原有系统规模和结构复杂性的限制、保证被研究和试验系统的安全性、具有良好的经济性和便利性、可用于对设计未来系统性能的预测等优点，现已成为分析、研究电力系统必不可少的工具。随着计算机和数值计算技术的飞速发展，为电力系统数字仿真的发展提供了坚实的基础，使得电力系统数字仿真技术得到了迅速地发展。电力系统数字仿真包括离线数字仿真和实时数字仿真。 电力系统离线数字仿真是在计算机技术发展的基础上，建立电力系统物理过程的数学模型，用求解数学方程的方法来进行仿真研究。电力系统仿真软件根据动态过程中系统模型和仿真方法的不同，离线数字仿真可以分为电磁暂态过程仿真、机电暂态过程仿真和中长期动态过程仿真。电磁暂态数字仿真是用数值计算方法对电力系统中从数微秒至数秒之间的电磁暂态过程进行仿真模拟。电磁暂态仿真程序普遍采用的是电磁暂态程序（简称为EMTP），中国电力科学研究院在EMTP基础上开发了EMTPE。另外，加拿大Manitoba直流研究中心的EMTDC、加拿大哥伦比亚大学的MicroTran和德国西门子的NETOMAC，都具有与EMTP 相似的软件功能；机电暂态数字仿真主要研究电力系统受到大扰动后的暂态稳定和受到小扰动后的静态稳定性能。国际上常用的机电暂态仿真程序有美国的PSS/E和ETMSP、ABB的SYMPOW、西门子的NETOMAC，国内主要采用中国电科院的PSASP和中国版的BPA；电力系统中长期动态过程仿真是电力系统受到扰动后较长过程的动态仿真，主要用来分析电力系统内较长时间的动态特性。国际上主要采用的中长期动态过程仿真程序有EUROSTAG程序、LTSP程序、EXTAB程序，另外PSS/E和MODES程序也具有长过程动态稳定计算功能。 电力系统实时数字仿真系统是基于现代计算机技术开发的体系机构和大型电力系统电磁暂态仿真软件系统，可以进行电力系统电磁暂态的全过程实时模