2008年电力运行基本情况[合集五篇]

第一篇：2008年电力运行基本情况

一、2008年电力运行基本情况

（一）电力生产与供应。全年全国发电量34334亿千瓦时，同比增长

5.2％，增幅回落9.4个百分点，其中火电27793亿千瓦时，仅增长2.2％，水电5633亿千瓦时，增长19.5％。全国发电设备累计平均利用小时数为4677，同比下降337小时；其中火电4911小时，下降427小时。全国日最高发电量发生在7月，达到112.9亿千瓦时。

（二）电力消费。全社会用电量34268亿千瓦时，同比增长5.2％，增幅回落9.6个百分点。其中，一、二、三产用电和城乡居民生活用电分别增长1.9％、3.8％、9.7％、11.8％，增幅分别回落1.9、12.2、1和增长0.4个百分点。分地区看，回落幅度超过全国平均水平的依次是内蒙、山西、宁夏、湖南、河北、贵州、云南、天津、江苏、山东、河南。分行业看，回落幅度超过全国平均水平的主要是有色金属、冶金、电力、纺织、交通运输、电气和电子设备制造业。

尽管电力供应能力快速增长，但受低温雨雪冰冻灾害和电煤供应等因素影响，2008年拉限电有所增加，全国大多数地区均曾出现不同程度的供需紧张，主要集中发生在年初冰灾期间和夏季高峰负荷时期。

（三）经营状况。1-11月，火电行业资产合计20234亿，负债合计15056亿，资产负债率74.4％。火电主营业务成本7766亿，同比上升29.1％（同期火电量增长4.7％）；利息支出544亿，同比上升41.7％；行业利润为负的392亿，同比减盈增亏996亿。电力供应行业资产合计24044亿，负债合计13353亿，资产负债率55.5％。主营业务成本15031亿，同比上升15.3％（同期供电量增长8.5％）；利息支出287亿，同比上升34.6％；利润总额285亿，同比减少380亿。

（四）节能减排情况。全国供电煤耗率349克标煤/千瓦时，同比下降7克，线损率6.64％，同比下降0.33个百分点，关停小火电1669万千瓦。

第二篇：电力运行情况总结

电力运行情况

一、电力运行基本情况

今年以来，山东工业经济在国家加强和改善宏观调控、防止经济由偏热转向过热的大背景下，运行总体比较健康平稳，速度、质量和效益趋于协调，全省工业继续保持了较好增长势头，继续朝又好又快的方向发展。前8个月，全省规模以上工业企业完成增加值854834亿元，同比增长21.28%；1~7月份，累计实现主营业务收入27692.99亿元，增长31.28%；实现利税3103.34亿元，增长26.98%，实现利润1980.58亿元，增长30.07%。与经济快速发展相适应，全省电力工业也保持了持续快速增长的势头。主要有以下6个特点：

一是电力建设步伐加快。1~8月份，全省新投产机组516万千瓦。截止8月底，全省发电总装机容量5516万千瓦，其中，统调公用电厂3852万千瓦，地方公用及企业自备电厂1664万千瓦。

二是电力生产稳定增长。全省完成发电量1686.1亿千瓦时，同比增长14.8%，其中，统调公用电厂发电量1136亿千瓦时，同比增长14.09%。

三是社会用电需求加大。1~8月份，全社会用电量1685.9亿千瓦时，同比增长14.78%。其中，第一产业41.1亿千瓦时，增长12.9%，第二产业1352.1亿千瓦时，增长15.51%，第三产业119.8亿千瓦时，增长16.8%，城乡居民生活用电172.9亿千瓦时，增长8.56%。电网最高统调用电负荷3219.6万千瓦，同比增长367.9万千瓦；最高日发电量6.7亿千瓦时，同比提高13.95%。

四是工业用电增长势头强劲。工业用电仍然是拉动全社会用电增长的主要因素，1~8月份，全省工业用电量1341.9亿千瓦时，同比增长15.58%。黑色金属矿采选业、农副食品加工业、黑色金属冶炼、金属制品业、通用及专用设备制造业、交通运输设备制造业等均增长20%以上。

五是全省发电企业设备利用水平大幅下降。前8个月，全省发电机组平均利用时数3235小时，其中统调公用机组3130小时，同比下降515小时。由于全省各类发电机组发电利用率下降，加之燃料、用水及环保成本的增加，电力生产企业效益普遍下滑，企业利税下降，亏损面和亏损额上升。

六是电力安全生产保持平稳。统调发电企业没有发生设备重大安全事故，电网没有出现大面积停电，保证了电力稳定供应，满足了全省经济和社会发展的需要。

二、主要工作

（一）加强电力供需分析预测和调度管理，确保全省电网安全稳定运行和可靠供应

尽管山东今年电力供需形势总体上宽松，但部分区域由于电网结构原因，一旦发生较大容量机组事故停机或重要输变电设施故障跳闸，在负荷高峰时段仍有可能出现拉路限电；大量新

机组集中投运，运行稳定性差、调峰能力有限，也给电网安全稳定运行和电力可靠供应增加了不稳定因素。为确保电力可靠供应，我们对今年全省用电负荷增长、发电能力提高、电网运行可靠性等情况进行了全面调查摸底和分析预测，制定了2007年山东电网省调事故拉路序位，对全省“两会”期间、节假日、汛期等重要时期电力保障工作进行了专题研究部署，明确了各级经贸委、电网企业、发电企业责任和考核目标，针对发供电薄弱环节可能发生的主要问题，制定了周密的防范措施和工作方案。

针对夏季用电特点，我们研究制定了《2007年全省电力迎峰度夏预案》，组织召开了全省2007年迎峰度夏电视电话会议，王军民副省长到会做了重要讲话，提出了今年要全面提高供电质量和服务水平，提高电力节能减排水平，提高科学调度和需求侧管理水平即“三个提高”的要求，努力实现确保不拉路、确保不限电、确保电网安全稳定运行即“三个确保”的目标任务。各级经贸委组织电网和发电企业按照分工在夏季用电高峰到来之前，对发电、输变电设施进行了全面的安全检查维护，消除了事故隐患，提高了设备的健康水平，加强电力需求侧管理，指导用户科学、合理、有序用电。

今年我省用电负荷增长较快，电网日平均统调用电负荷升高约400万千瓦，8月24日，统调最高用电负荷达到3219.6万千瓦，创历史最高记录，同比增加367.9万千瓦，比预测最高负荷3220万千瓦低0.4万千瓦，全网最高用电负荷达到3682.5万千瓦。6、7、8三个月的电网日最高统调用电负荷分别达到了2870.9万千瓦、3176.7万千瓦、3219.6万千瓦，比去年同期增长10.67%、13.38%、12.9%。电网统调用电量也随之增长，11次创历史最高记录，8月24日达到6.70亿千瓦时，同比增长14.18％。7月18日电网峰谷差为1050.6万千瓦，也因此创出峰谷差新高记录。因今年迎峰度夏工作准备充分，措施得力，没有出现拉路限电，为全省经济和社会发展提供了可靠电力保障。

（二）编制下达全省差别发电量计划，加强计划执行情况的监督管理

年初,我们对全省经济和社会发展用电需求进行了认真的预测分析,对现有机组发电能力及新上机组投运情况进行了调查摸底,平衡衔接电力供需,编制下达了全省发电量计划。发电量计划的编制，以电力生产和供需有序衔接为前提，积极推进发电企业节能减排，鼓励可再生能源和高效、清洁大容量机组多发电。10万级、30万级、60万级、100万级机组年发电利用时数依次高100小时，安装脱硫设施并通过验收的机组比同类型多300小时，利用高炉尾气、余热、余压发电等综合利用机组，以及生物质能、风能等新能源发电机组根据生产需要据实安排计划。从1-8月分情况看，全省电力生产和需求的发、用电量实际同我委下达的发电量计划基本一致。

为加强计划的管理，我们会同物价局、电监办联合下发了《山东省发电量计划管理暂行办法》，从计划的编制原则、执行落实、监督管理等方面都做了明确规定，进一步规范了各类机组发电量计划编制、执行和监督程序，增加了发电量计划的透明度，国家节能减排等能源产业政策得到了较好的贯彻和体现。

7月底，我们同山东电力集团公司一起,对发电量计划进行了调整，进一步加大差别电量计划的落实力度，增加了高效、清洁机组的发电利用小时数。100万机组发电利用时数由年初的5000小时提高到5500小时，比统调机组全省平均水平提高约1000小时。差别电量计划执行力度的进一步加大,充分体现了效能和环保优先的原则,推动了我省电力工业的节能减

排工作,同时,也让小火电企业意识到了我省节能减排政策支持力度的加大和决心,感受到了今后电力市场竞争的压力。

（三）研究制定以大代小替代发电管理办法,推进电力企业节能减排工作的有效开展

山东燃煤火电机组占全省发电总装机容量的99%，电煤消耗占全省煤炭消耗的一半以上，电力工业节能减排任务很重。全省单机容量30万千瓦、60万千瓦机组为主力机型，供电煤耗指标比小机组低约100克标准煤/千瓦时，而且安装脱硫设施后环保效果十分明显。高效、清洁机组替代其他机组发电是推进电力工业节能减排的有效途径。我们会同发改委、物价局、电监办联合下发了《山东省替代发电管理暂行办法》。办法规定按照节能、环保、经济的原则，鼓励高效、环保机组替代小容量、低效率机组发电，通过替代达到节能减排的目的，实现电力资源的优化配置。

为贯彻国务院〔2007〕2号文件，实现电力工业上大压小、节能减排，我们制定了鼓励小火电机组关停的电量转移经济补偿办法，规定纳入“十一五”小火电关停计划并按期关停的机组，在3年内可享受发电量指标，并通过转让给大机组代发获得一定经济补偿，发电量指标及享受期限随关停延后的时间而逐年递减，这一措施促进了我省小火电机组关停工作，从而达到节能减排、实现电力结构调整的目的。

7月份，我委在山东电力交易大厅组织举办了首次替代发电协议签字仪式，正式启动了我省替代发电工作。大众日报、山东卫视、中国电力报等10家媒体进行了现场采访和报道，扩大了宣传和影响。这次签字仪式已促成5对电厂共7宗替代发电交易，实现交易电量13.58亿千瓦时,可节约标准煤11.92万吨,减少二氧化硫排放3900吨。目前，许多发电企业主动联络结对，尤其是一些列入关停名单或有关停意向的企业，就关停机组电量替代问题进行政策咨询，表现出很高的积极性，8月份，又有7家企业签定了替代发电协议，实现替代电量7.8亿千瓦时。这一政策的出台，对全省小火电机组的关停工作起到了有效的推动作用。

（四）加强热电联产机组的管理，稳步推进全省热电机组在线监控系统建设

按照国务院2号文件要求，进一步加强了对热电联产机组的管理，组织开展认定和定期复核工作。组织能源利用监测机构对热电联产机组的热效率、热电比等指标进行了现场测试，对上的供热、发电、煤耗的统计数据进行了核实，并组织召开专家论证会，集中对全省热电联产企业进行了复审和认定工作，下发文件对通过认定的157家热电企业共345台机组予以公布。

同时，认真落实以热定电要求，组织实施热电机组运行在线监测工作。6月份，我们会同山东电力集团公司联合下发了《全省热电联产机组在线监测管理工作实施意见》，在全省组织开展热电机组在线监测系统建设，以实现热力和电力在线数据采集、计算、管理和监控等自动化管理功能。总的工作安排是，今年完成全省30家统调热电企业91台热电机组的在线监测系统建设，明年完成地方公用热电机组的在线监测。目前，已研究制定了《全省热电联产机组在线监测系统建设实施方案》，并召开了全省统调电厂会议进行专题动员部署，山东电力集团公司已将热电机组在线监测系统建设经费列入预算，专项用于热电数据处理中心站、市供电公司分站的软件开发、设计、安装、调试等技术支持工作，我们也在积极争取世行赠

款资金支持。全省热电机组在线监测系统建成后，可以通过技术手段随时监测和掌握机组供热运行情况，准确监控热电联产机组的热电比，以更好地落实国家产业政策，促进热电联产企业提高热电比和热效率，提高节能减排水平。

（五）坚持市场调节与综合协调相结合，搞好煤电运要素的衔接

面对今年煤电运供求出现的新情况，我们始终把搞好煤电运协调、提高供应保障能力作为组织工业经济运行的重要内容，加强统筹安排，强化协调配合，有力地保证了煤电运供求形势的稳定。到9月13日，山东电网电煤库存347.42万吨，可满足17天以上的耗用量。一是加强煤炭订货改革后的产销衔接。今年是国家取消50年来煤炭集中订货方式的第一年，煤炭市场完全放开。我们积极引导协调煤电双方，优先保证省内重点企业煤炭资源供应，加大省外煤订货力度，全力搞好今年的煤炭订货，今年共签订电煤合同6604万吨，同比增加1200万吨，为稳定全省电煤供应奠定了资源基础。二是抓重点环节，提高运输组织协调能力。积极与铁道部和国家发改委汇报衔接落实外省供应我省电煤直达列计划，外省直达列达到42列，比去年同期增加8列，努力增加电煤铁路运力，加大公路运输和海运煤的调运力度，继续落实电煤公路运输“绿色通道”政策，保持公路运输的畅通，有效地提高了煤炭运输的保障能力。三是加强煤电运综合协调，加快煤电运自动化监测网络建设。坚持和完善煤电运联合办公制度，积极协调解决煤电运衔接中的矛盾和问题。建立完善煤电运监测、预警、调度自动化网络系统，提高应急保障调度工作效率。目前该系统已完成了信息采集工作，进入局部试运行阶段，网络建成运行后，可实现全省煤电运信息自动传输、统计分析、动态监控和应急调度等预警监测功能。

三、近期工作安排

近期电力运行管理工作，以保障全省电力稳定可靠供应为前提,以推进电力工业节能减排为重点, 按照“三个提高”的要求，努力实现“三个确保”的目标任务。重点工作：

（一）切实做好电力供应保障工作。认真总结今年迎峰度夏工作经验，密切关注今后电力供需形势变化,统筹安排好各类用电。加快电网和电源建设进度，尽快解决输配电设施建设滞后问题。以确保电网的安全平稳运行为基准点，优化电网和电源运行方式，充分挖掘现有潜力。提前做好冬季电煤的储运准备工作，加强组织协调，提高电煤库存，重点做好冬季采暖期电力供应保障工作。

（二）加强发电量计划和替代发电管理。进一步加强差别发电量计划管理，完善管理程序，严肃计划执行，及时解决存在的问题。做好明年电力供需形势的预测分析，尽早提出明年发电量计划安排意见。全面推进发电量替代工作，协调解决关停小火电机组发电量指标转让中遇到的问题，推进全省小火电机组关停工作，实现电力工业节能减排和结构调整。

（三）推进电力需求侧管理工作。学习兄弟省市的先进经验，尽快建立电力需求侧管理专项资金，完善电力需求侧管理工作机制，加强峰谷分时电价政策的监督检查，积极推广电蓄能、最大需量控制、绿色照明、变频调速等需求侧管理示范工程项目，鼓励和支持效能管理和负荷管理技术改造、产品推广、科技开发。引导和鼓励高耗能行业调整设备工作时段，避峰就谷用电，加大资金与技术投入，使优化用电方式、提高用电效能成为用电侧节能降耗的重要手段，促进科学合理用电、节约用电，促进节约型产业体系和节约型社会建设。

（四）建立节能发电调度方式。改革传统发电调度方式，按照节能、环保、经济的原则，优先调度可再生能源和高效、清洁的机组发电，依据供电煤耗水平，由低到高排定机组发电顺序和发电计划。按照国家发改委的统一部署，学习试点省的先进经验，充分考虑山东电源结构特点、负荷中心等实际，研究制定《山东省节能发电调度管理办法》，在确保电力系统安全稳定运行的前提下，建立节能发电调度方式，促进节能减排和电力结构调整。（山东省经贸委提供）

第三篇：2010年电力运行情况

2010年电力运行情况

发布时间:2011-02-15来源:发改委网站

（一）电力生产与供应。2010年全国发电量41413亿千瓦时，比上年增长13.3%，增幅较上年提高7个百分点。其中，火电33253亿千瓦时，增长11.7%；水电6622亿千瓦时，增长18.4%；核电734亿千瓦时，增长70.3%；风电430亿千瓦时，增长73.4%。全国发电设备累计平均利用小时数为4660小时，比上年增加123小时，其中火电水电分别为5031小时和3429小时，分别增加171小时和172小时。全国日最高发电量达到139.58亿千瓦时，发生在8月13日。

（二）电力消费。2010年全社会用电量41923亿千瓦时，其中，第一产业984亿千瓦时，比重为2.3%；第二产业31318亿千瓦时，比重为74.7%，比上年提高0.6个百分点；第三产业4497亿千瓦时，比重为10.7%；城乡居民生活5125亿千瓦时，比重为12.2%。分地区看，用电量排在前五位的省份依次是广东（4060亿千瓦时）、江苏（3856亿千瓦时）、山东（3300亿千瓦时）、浙江（2825亿千瓦时）、河北（2692亿千瓦时）。

（三）电力企业经营状况。11月末，发电行业资产负债率为72.1%，同比提高2.4个百分点；电力供应行业资产负债率为60.4%。1-11月，发电行业主营业务成本10081亿元，同比上升23.4%；利息支出846亿元，上升8.3%；利润总额827亿元，增长3.6%。电力供应行业主营业务成本21960亿，上升20.8%；利息支出360亿，上升1.7%；利润总额592亿，同比增加561亿。

（四）电力建设情况。2010年全国电力建设完成投资7051亿元，其中电源投资3634亿元，占51.5%；电网投资3410亿元，占48.4%。全年新增发电设备容量9127万千瓦，其中水电1661万千瓦，火电5872万千瓦，风电1399万千瓦。年末全国发电设备容量96219万千瓦，其中火电70663万千瓦，占73.4%；水电21340万千瓦，占22.2%；风电3107万千瓦；核电1082万千瓦。

重点项目相继投产。全年共有12台百万千瓦超超临界火电机组建成投产，年底全国在运百万千瓦机组已经达到33台。云南至广东以及向家坝至上海±800千伏特高压直流输电工程、±500千伏呼伦贝尔至辽宁直流输电工程、±660千伏宁东至山东直流极Ⅰ系统、新疆与西北750千伏联网等一批跨区跨省重点工程建成投运，青藏电网联网工程开工建设。

（五）节能减排情况。2010年全国供电煤耗335克标煤/千瓦时，线损率6.5%；全年关停小火电机组1100万千瓦。

第四篇：贵州2013年电力运行情况

贵州省2013年电力运行情况

发布时间:2014-03-21

2013年，贵州省电力工业运行总体平稳，电力供需形势呈现前松后紧态势。一季度，在水能蓄能值和电煤库存较高的情况下，省内工业用电逐步恢复，电力供需形势较为宽松。二季度，省内民用取暖负荷逐步减少，工业用电增长趋缓，电力供需继续保持宽松态势。三季度，省内遭遇严重干旱，水电被迫大幅减发，同时火电机组集中进行脱硝改造，电力供需呈现偏紧状态。四季度，由于煤矿整合和安全整改，电煤供应紧张，省内工业用电稳定增长，取暖负荷大幅增加，尤其12月中下旬，省内用电需求连创新高，电力供需形势紧张。

2013年，在各种困难和矛盾交织中，在南方电网大平台调剂下，贵州省电力工业既保持行业自身的增长，也有力支持了工业经济的较快增长，实现不拉闸、不限电，完全满足省内生产生活用电需求，对全省经济社会发展做出了巨大贡献。

截止2013年底，贵州电网全口径发电装机4476万千瓦，其中：水电1908万千瓦，火电2433万千瓦，风电135万千瓦。

全年全网统调发电量可完成1349亿千瓦时，同比增长3.6%。其中火电发电量1089亿千瓦时，同比增加15.4%。

截止2013年末，贵州电网统调最高发电负荷2209.9万千瓦（10月11日）；最高日发电量4.4亿千瓦时（10月11日)；最高省内供电负荷1585.7万千瓦（12月23日），最高省内供电量3.1亿千瓦时（12月23日）。

2013年贵州电网统调售电量完成1268亿千瓦时，同比增长1.6%。其中，省内完成918亿千

第五篇：电力系统安全运行监控

电力系统安全运行监控与事故预警

内容提要

1、安全运行监控与事故预警的必要性

2、利用监控系统降低电力系统的事故率

3、电力安全监控系统

1、安全运行监控与事故预警的必要性

目前，电力自动化系统中与安全相关的内容集中在： 继电保护、LFC等安全自动装置 故障录波等安全分析装置 电气设备在线监测装置

报警信息（异常、故障）处理

上述内容主要是关于电力系统异常、故障的，且侧重于电气元件 目前电力系统安全监控存在的缺陷

• 安全监控基础理论之一的可靠性理论无法解释美加大停电中出现的小概率事件 • 自动化系统向运行人员提供海量数据 • 缺乏安全决策和事故辅助决策

• 没有考虑紧急状况下“人”的缺陷对安全决策的影响

• 安全科学的理论体系尚未完全形成，缺乏安全监控的理论指导。、安全科学（续）

• 事故学理论的基本出发点是事故，以事故为研究的对象和认识的目标，在认识论上主要是经验论和事后型的安全哲学。

安全科学（续）

事故模型论（因果连锁模型即多米诺骨牌模型、综合模型、轨迹交叉模型、人为失误模型、生物节律模型、事故突变模型）

事故致因理论（事故频发倾向论、能量意外释放论、能量转移论、两类危险源论）

2、安全科学（续）基于事故学理论，电力系统多年来广泛采用了事故的定性分析方法，即对事故进行详细的调查分析、进行事故规律研究、采用事后型管理模式、执行三不放过原则、注重事故致因研究、强化事后整改对策。

隐患控制理论（重大危险源、重大隐患控制、无隐患管理）。

• 在电力系统中，安全检查表、危险点分析、故障类型和影响分析、鱼刺图分析、事件树分析、事故树分析等定性预先型安全性分析方法首先得到应用

• 现代安全科学以安全系统作为研究对象，建立了人－物－能量－信息的安全系统要素体系，提出系统自组织的思路，确立了系统本质安全的目标

• 现代安全科学从安全系统的动态特性出发，研究人、社会、环境、技术、经济等因素构成的安全大协调系统，更加强调安全系统的人－物－能量－信息四要素，即人的安全素质、设备和环境的安全可靠、生产过程中能量的安全作用、充分可靠的安全信息流。

• 现代安全科学尚未形成理论体系

1、在[0,t]内，电力系统发生事故的期望次数等价于同期累计事故率函数值。

2、事故间隔样本事故间隔期的概率分布密度函数 事故期望次数预测

若事故间隔期的概率分布密度函数不变，根据年事故次数样本，可以预测电力系统未来某一段时期内的事故期望次数。利用监控系统降低电力系统的事故率 变电站安全监控系统的特征

• 集成和处理设备、环境、人和管理四个方面的知识流

• 对各个不同的岗位产生有效的实时安全知识流

• 可以进行变电站的事故安全预警与决策 构建变电站安全监控系统的平台

• 应该可以方便地实现变电站安全监控系统的典型特征

• 实时在线应用的智能管理系统INTEMOR 可以满足要求，其特点是：集成了符号推理、数值计算、不同的知识库系统、实时控制、Internet、通信技术，它有能力处理相互冲突的信息，并且用户很容易更改知识库。INTEMOR系统处理上述实时知识流，采用正向推理判断事故，采用反向推理寻找事故原因，系统不仅提供了正常运行的状态监视，而且在事故早期给操作人员提供了采取快速恰当行动的措施，解释事故发生的原因和后果，同时提供专家建议和在各种手册/规则中的相关依据

变电站综合自动化基本概念 相关基本概念

• 变电站自动化 • 变电站综合自动化 • 无人值班 • 无人值守

• • • • • • • • • • SCADA 调度自动化系统 EMS EEMS RTU 四遥 遥视

事件顺序记录 事故追忆 故障录波

• VQC • 小电流接地选线

1、变电站自动化

计算机技术＋变电站系统或设备）||（通信和网络技术＋变电站系统或设备）||（其它各种新技术＋变电站系统或设备）

＝变电站自动化

变电站自动化是基于微机的变电站二次系统或设备

2、变电站综合自动化

• 变电站综合自动化系统是将变电站的二次设备（包括控制、信号、测量、保护、自动装置、远动等）利用计算机技术、现代通信技术，通过功能组合和优化设计，对变电站执行自动监视、测量、控制和调整的一种综合性的自动化系统

• 特点：功能综合化；设备、操作、监视微机化；结构分层分布化；通信网络化光纤化；运行管理智能化

5、SCADA • Supervisory Control And Data Acquisition • 就是通常意义下的“监控系统”

• 实现数据采集、信息显示、监视控制、告警处理、事件顺序记录、数据计算、事故追忆等功能

变电站自动化与无人值班、无人值守的关系

• 变电站无人值班是一种管理模式，而变电站自动化则是指变电站自动装置和系统，综合自动化不过是其中一种新型的自动化系统而已

• 变电站自动化是无人值班变电站可靠的技术支撑和物质基础，两者的目标都是为了提高供电可靠性和电力工业效益 • 不存在固定的依赖和前提关系

6、调度自动化系统

• 调度自动化系统借助远动系统收集各个发电厂和变电所得信息，如开关状态、线路潮流等，经过调度分析与决策，对电力系统实施控制和调整，控制和调整命令经过远动系统下送执行

• 职能：控制整个电力系统的运行方式，使电力系统在正常状态下能满足安全、优质和经济地向用户供电的要求；在缺电状态下做好负荷管理；在异常和事故状态下迅速恢复正常供电

9、RTU • 在发电厂、变电所内按远动规约完成远动数据采集、处理、发送、接收以及输出执行等功能的设备称为远动终端（Remote Terminal Unit，即 RTU）

10、四遥

• 遥测，又称远程测量（Telemetering），是指运用远程通信技术传送被测参量的测量值

• 遥信，又称远程信号（Telesignal、Teleindication），是对状态信息的远程监视 • 遥控，又称远程切换（Teleswitching），是指对具有两个确定状态的运行设备所进行的远程操作

• 遥调，又称远程整定（Teleadjusting），是指对具有不少于两个设定值的运行设备进行远程操作

11、遥视

• 利用音频技术、视频技术或其它安防技术实现对变电站运行环境的监控

12、事件顺序记录

• SOE、SER • 按照时间顺序记录事故、故障和异常的发生情况

• 对远动主站而言，事件顺序记录特指保护跳闸及其相关信息

• 由于对时的原因，事件顺序记录在站内应用较好，但站间的应用效果很差

13、事故追忆

• 记录断路器事故跳闸前后一段时间内模拟量的有效值变化过程

• 有的系统可以每周波记录一次有效值；有的系统等间隔记录一次有效值 • 由于CT饱和特性的限制，事故追忆仅仅具有参考价值

14、故障录波

• 记录断路器事故跳闸前后一段时间内电压、电流、频率等模拟量的故障波形（动态）• 有相关的国家标准

15、VQC • 电压无功控制

• 实现变电站或局部电网的补偿设备自动投切或调整，以及变压器分接头的自动调整

16、小电流接地选线

• 在小电流接地系统中，如果发生单相接地故障，可以自动判断是哪回线路发生了单相接地

电力自动化基本理论 常用基本原理

1、分层原理 •

2、分布式系统 •

3、PCM •

4、采样定理及其应用 •

5、有效信息流 •

6、滑动监控窗口 •

7、冗余容错技术

一、分层原理

• 层：按纵向划分的结构上相对独立、功能上也相对独立的部分 • 一个复杂系统按纵向可以划分成很多层： 分层原理 要求：

• 各层结构上相对独立、功能上也相对独立

• 层与层之间的接口应该尽可能简单、接口信息量应该尽可能小 • 下层为上层提供服务

• 上层在下层的基础上实现更高级的功能 层与模块：

• 模块是同一层中（横向）结构和功能相对独立的部分 • 每一层可以划分成多个模块

• 模块划分原则：各模块结构上相对独立、功能上也相对独立；模块间的接口应该尽可能简单、接口信息量应该尽可能小 • 电力系统为什么要采用分层监视与控制？

复杂大系统

有功功率和无功功率动态平衡

P G  PLD + P

 f

Q G  QLD + Q

 

不可能在同一地点对电力系统进行监视控制，也不可能在同一时间对整个电力系统的自动化同时建设 电力系统分层调度

典型的分层变电站自动化系统 硬件分散性

• H1：只有一个控制单元的单个CPU • H2：有多个ALU的单个CPU，只有一个控制单元

• H3：分开的专用功能单元，比如带一个浮点协处理器的CPU • H4：带多个CPU的多处理机，但只有一个单独的I/O系统和一个全局存贮器 • H5：带多个CPU的多计算机，多个I/O系统和多个本地存贮器 控制分散性

• C1：单个固定控制点。（可能有多个CPU）

• C2：单个动态控制点。控制器在多个CPU间切换 • C3：固定的主/从结构 • C4：动态的主/从结构

• C5：使用同一控制器副本的多个同类控制点 • C6：使用不同控制器的多个异类控制点 数据分散性

• D1：集中式数据

• D2：含有单一集中式目录并且没有本地目录的分布式文件 • D3：每个站点都有复制数据

• D4：有一个主结构的分区数据库，主结构保存所有文件的一个完全副本 • D5：有一个主结构的分区数据库，主结构仅保存一个完整的目录 • D6：无主结构文件或目录的分区数据库 集中、分布、分散？

• 通俗地讲，如果一个自动化系统的部件局限在一个地方，它就是集中的；如果其部件在不同的地方，它就是分散的；当一个分散式系统不存在或仅存在有限的协作时，它是网络的；当一个分散式系统存在紧密协作时，它是分布的

分布式系统的属性

• 任意数目的进程

• 任意数目的自治处理单元 • 通过消息传递的通信 • 进程协作 • 通信延迟 • 资源故障独立 • 故障化解 •

四、采样定理

采样定理应用之一：确定监视周期

• 监控终端监视的量：稳态量、暂态量。稳态量的变化缓慢，暂态量变化迅速

• 监视周期：若在监控系统的输出设备上观察到的等间隔采样值序列能够在给定的误差范围内确定被监视量，则该采样值序列的最大时间间隔称为被监视量的监视周期 • 实时性：监视周期的要求 采样定理应用之二：时分多路复用 “话路”的基本概念

• PCM的概念是法国工程师Alec Reeres于1937年提出，它由采样、量化和编码三个步骤组成。

• 模拟话音经防混叠的低通滤波器限带（300-3400Hz），然后以8kHz频率将其采样、量化和编码成二进制数码。对于电话通道，规定其采用值编码为8位，共有256个量化级。这样每个数字话路的标准速率为64kbit/s

“话路”的基本概念

• 尽管现在通过压缩编码，可以使在可接收的信噪比的前提下一路电话信号的通信速率降低到16kbit/s、8kbit/s，但是人们仍然习惯上将64kbit/s称为一个话路带宽，简称一个“话路”。

• n个64kbit/s的话路可以合并成一个更大带宽的信道，称为n×64kbit/s信道

E1的基本概念

• 采用与欧洲标准相同 的PCM30/32路的帧结构（称为E1基群）

• 帧长度Ts＝1/8kHz=125s。一帧分为32个时隙，其中30个时隙供30个用户（即30个话路）使用，即TS1-TS15和TS17-TS32为用户时隙。TS0是帧同步时隙，TS16是信令时隙

• E1遵守G.703（ITU-T的分层数字接口标准之一），参见《电力遥视系统的理论与实践》

• PCM30/32系统位速率为

RBP＝fs×N×n=8000×8×32=2048kbit/s

五、有效信息流

• 数据是对客观物体的直接描述或测量 • 信息则是错综复杂的耦合数据之间的联系 • 知识表达了结构化的信息之间的综合关系 • 智能是获取知识和使用知识的能力测度 信息流的处理 信息流的有效性 信息流的有效性

• 生存周期满足采样定理要求

• 同一信息流对一个业务功能是有效的，但是对另一个业务功能可能是无效的

• 例如，同样是一台换流变压器故障跳闸信息，不同的用户关注其不同的侧面，运行人员关注是否是永久性故障引起的跳闸、跳闸对直流输送功率的影响、对直流系统运行方式的影响等；检修人员关心引起跳闸故障的原因和部位

确定被监视量：有效信息流

• 早期方法：根据状态可观测性确定＋经验

正在过渡：确定有效信息流确定被监控量

• 信息流的特征：QOS要求（特别是时效性）、异步性、不确定性

• 有效信息流：满足生产需求的信息流。例：

绘出所有有效信息流后就可以确定被监视量

六、滑动时变监控窗口

• 滑动时变监控窗口WSCADA[t-T：t]是一种离散滑动时间窗口，完成一次监控过程所需的监控信息来自窗口WSCADA[t-T：t]所对应的信息流；在进行下一次监控过程时，时间窗口向后滑动T，即时间窗为WSCADA[t＋T-T：t＋T]。

• 关于T和T存在非常复杂的技术问题

• 监控窗口的设置满足采样定理、有效信息流要求

八、工程系统论

• 复杂性、无序性、完整性、协调性

• 系统方法：复杂性简化、还原论、HSM框架、SSM框架、自顶向下、面向对象、模型化、系统优化、折衷平衡、逻辑链、启发式、……

实现无人值班变电站的技术要求

2、计算机监控：

• 系统软件选用通用的符合国际标准的操作系统、工作平台、和成套软件工具包 • 有对时功能，优选GPS对时

• 系统的局部故障应该可以隔离并报警 • 各个插件上应有标志，以表明运行状态 • 强电磁条件下能可靠工作，防雷、防过电压 实现无人值班变电站的技术要求

2、计算机监控：

• 抗干扰、绝缘水平符合标准

• 推荐采用220V或110V直流作为YX工作电源

• 电能量脉冲宽度应不小于50100ms，推荐采用RS485接口的电能表 • 配置UPS，可以采用站内直流供电系统

实现无人值班变电站的技术要求

3、继电保护：

• 应装设直流电源监视信号，当直流电源消失时，向自动化系统报警 • 常规保护输出的瞬时和延时信号，根据需要送至自动化系统

4、二次回路：

• 新建变电站应取消常规操作屏

• 新建变电站保护屏上必须装设跳、合闸按钮，采用强电一对一控制方式。应装设反映该断路器运行状态的指示信号

• 新建变电站可装设音响信号系统，当自动化系统停用转入就地控制时投入使用 • 监视断路器跳、合闸回路 • 保护信号不自动复归

• 有载分接头和电容器组可自动调节和自动投切

• 110kV及以下系统配置小电流接地选线装置，并与自动化系统连接 • 控制电缆采用屏蔽电缆

• 根据需要配置同期装置，但不宜用遥控进行同期操作

5、老站二次回路改造：

• 规范YC量

• 小电流接地系统3U0应作为YC • 取消或停用闪光母线及事故音响回路 • 增设YK跳闸闭锁重合闸回路

• 所有异常报警必须有动作自保持（或保存），且便于巡查人员查找、手动或远方复归 • 设备告警YX量包括：保护跳闸信号、断路器跳闸、重合闸动作

• 异常报警分为三类：第一类召唤操作队立即到现场处理；第二类召唤操作队及时到现场处理，但允许维持较长延时的异常报警状态；第三类可以留待巡视人员到现场察看时处理的异常状态报警。对第一、二类形成事故总信号作为YX • 除设备跳闸外，所有不允许等操作队赶赴现场后才处理的设备异常，均必须另设专门的自动装置处理

• 配置UPS，并配足蓄电池容量 实现无人值班变电站的技术指标

• YC量测量误差不大于0.5% • 变送器精度0.5级、420mA、5V • YT输出010V、420mA • YX空接点接入

• YK空接点输出，接点容量为直流220V、5A，110V、5A，24V、1A • 电能量累计容量216 • 远动信息海明距离大于4 • MTBF不小于15000h、系统可用率不小于99.8% • SOE小于5ms • 通信速率宜大于600bd，误码率不大于104 • UPS或其它后备电源后备时间应大于1h • 接地电阻小于0.5

无人值班变电站自动化系统功能

1、继电保护：

• 通信功能：接受查询；传送事件报告；传送自检报告；对时；修改保护定值；定值查询；保护投退；传送保护状态

• 线路保护：110kV线路一般采用阶段式距离和阶段式零序方向保护；35kV线路一般采用一段或两段式(方向)电流、电压速断和过流保护；10kV线路采用两相或三相电流速断和国电流保护

1、继电保护：

• 电容器组保护 • 母线保护

• 变压器保护：主保护采用二次谐波制动或比例制动的纵差保护；后备保护委过流或复合电压启动的过流保护 • 自动重合闸

2、自动控制：

• 小电流接地选线 • 备用电源自投 • 低频减载 • 同期

• 电压无功控制

3、数据采集：YC、YX

4、安全监控

• 控制与操作闭锁

五防：防止误分误合断路器；防止带负荷拉合隔离开关；防止带电挂接地线；防止带接地线合断路器；防止误入带电间隔

• 越限报警与异常状态报警 • SOE、事故追忆与故障录波

5、数据处理和记录

• 生数据处理 • 数据合理性校验 • 特殊计算

• 旁路断路器代路处理

• 微机五防操作闭锁信息处理 • YC越死区处理

• SOE、事故追忆与故障录波信息处理 • 电量累计

• 分合断路器时，直流母线电压和电流变化记录 • 各类报警、分类计算表统计

6、MMI • 打印 • 显示 • 在线维护 • 操作

7、远动

8、自诊断和自恢复 存在的主要问题

1、几乎完全仿照综自出现之前的运行人员工作，缺乏创新。即：

综自功能 ＝ 计算机替代运行人员部分工作

• 因此，综自系统除了减轻运行人员劳动强度和提高自动化水平的优点外，很多人不了解其更多的优点，特别是不知道综自系统的价值



没有针对电力系统运行需求来制定综自的功能

2、对数据的传送不加区分，缺乏进一步处理，让电力系统的工作人员从海量数据中寻找有用的信息。（“海量数据”问题）

• 是造成电力系统事故的重要原因之一

• 运行人员的私有知识成为保证电网安全、质量和经济性的唯一手段  没有针对电力系统信息需求来定制综自的功能 综自系统的功能需求

• 主管领导、各级调度运行人员、变电站运行人员、检修人员、维护人员等对信息的需求不同（例如：主变跳闸时），因此要求信息甄别传输 • 某些信息要求在同级班组或变电站之间传输，如事故教训

3、缺乏标准化和产品化

• 没有定型的综自系统是目前影响综自系统可靠性的主要原因之一 研究单位、制造厂家、用户都应该重新考虑综自的功能需求！需求就是动力！！

利用遥视系统实现无人值班变电站的安全运行监控 主要内容

• 遥视系统的安全监视功能 • 遥视系统的技术现状

• 遥视系统建设中的若干重要问题

• 利用遥视系统实现安全监控的研究新进展 遥视系统的安全监视功能

• 遥视系统的兴起和发展是由于变电站安全运行监视的需要 • 辅助变电站安全生产是目前遥视系统的核心和灵魂 • 遥视系统所有功能都围绕变电站安全生产而设计 应用提示：不能简单地将安防系统作为电力遥视系统

• 实现对变电站运行设备的远程正常巡视 • 实现对变电站运行环境的远程监控

• 保证遥控操作的安全性

• 辅助进行事故处理

• 对检修过程进行监控

为什么采用遥视系统可以实现变电站安全运行监控？

• 安全科学认为：影响安全的因素包括人、设备（系统）、环境、管理四个方面。生产过程中任何一个环节的不可知不可控都可能造成事故。加强事故链的监视是切断事故链、防止事故发生的必要条件

• 遥视系统监视人、设备的一部分和全部环境内容 遥视系统的技术现状

• 遥视系统的特征

• 三种典型的遥视系统结构

• 目前必须实现的几个重要功能 • 主要性能指标 遥视系统的特征

• 分层分散式系统

• 集成式系统

• 超大信息流量

• 强电磁干扰运行环境

4.1 满足不同用户电能质量需求的用户电力技术

满足不同用户电能质量需求的控制技术也称为用户电力技术(custom power)，是美国Hingorani博士于1988年提出的概念：把大功率电力电子技术和配电自动化技术综合起来，以用户对电力可靠性和电能质量要求为依据，为用户配置所需要的电力。电力公司(或其他利益群体)利用用户电力技术和新设备，可使单独用户或用户群从配电系统得到用户指定质量水平的电力；用户电力技术可以用来有效抑制或抵消电力系统中出现的各种短时、瞬时扰动，可使用户供电可靠性达到不断电、严格的电压调整、低谐波电压、冲击和非线性负荷对终端电压无影响等。

• IEC61850的目标（“变电站通信网络和系统”）

• IEC61850的目标：解决变电站自动化系统的互操作性（而不是互换性）

• 标准的目的既不是对在变电站运行的功能进行标准化，也不是对变电站自动化系统内的功能分配进行标准化

• 互操作性：一个制造厂或者不同制造厂提供的两个或多IED交换信息和使用这些信息执行特定功能的能力

• 互换性：不用改变系统内的其他元件，用另一个制造厂的设备代替一个制造厂的设备的能力 必要性

• 在变电站自动化系统中，各个不同制造厂采用采用了各自的特定专用通信协议，采用不同制造厂的智能电子设备时要求复杂和高费用的协议转换

随着技术的发展，即使是同意制造厂的IED之间也存在协议转换问题 • 互操作性一直是变电站自动化系统的瓶颈

变电站自动化系统三层次模型

• 目前大量工程应用的变电站自动化系统采样了分层分布式，即整个变电站自动化系统分为变电站层和间隔层，间隔层设备主要对应于一次间隔设备的保护、测量和控制

• 在IEC 61850中，IEC/TC 57提出了3层次模型的变电站自动化系统构架，即采用电子式电压和电流互感器和开关的一次设备增加了智能接口后，这些智能化设备作为变电站的过程层

• 采用3层次模型后，原来间隔层设备与互感器、开关的一次设备之间的电力电缆连接变为通信电缆连接，并形成过程总线

间隔（Bay）的定义

• 变电站由具有一些公共功能的紧密连接的部件组成，例如介于进线或者出线和母线之间的断路器，带断路器和相关的隔离刀闸和接地刀闸的母联，代表两种电压等级的两条母线之间带开关设备的变压器。间隔的概念可适用于1 1/2断路器和环形母线变电站配置，将一次断路器和相关的设备组成一个虚拟间隔。这些间隔按被保护的电力系统子集组成，例如变压器或者线路终端组成间隔，开关设备的控制有一些共同的限制诸如互锁和已经定义的操作顺序。这些子集的标识对于维修（哪些部分可能同时断开，减少对子集其余部分的影响）或者扩充设计。（如果一个新的线路将要投运，需要增加的部分）是非常重要的，这些子集被称为“间隔”，由通用名称为“间隔控制器” 进行管理，把继电保护系统称为“间隔继电保护”

数字化变电站逻辑接口

① 间隔层和变电站层之间保护数据交换； ② 间隔层与远方保护之间保护数据交换； ③ 间隔层内数据交换；

④ PT和CT输出的采样值；

⑤ 过程层和间隔层之间控制数据交换； ⑥ 间隔和变电站层之间控制数据交换； ⑦ 变电站层与远方工程师办公地数据交换； ⑧ 间隔之间直接数据交换，如联锁等快速功能； ⑨ 变电站层内数据交换；

⑩ 变电站和远方控制中心之间控制数据交换。

什么是数字化变电站？

• 数字化变电站指信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站 • 基本特征为设备智能化、通信网络化、运行管理自动化等

• 变电站综合自动化系统实现了间隔层和站控层间的数字化，数字化变电站还需完成过程层及间隔层设备间的数字化

数字化变电站的特点 • 一次设备智能化

采用数字输出的电子式互感器、智能开关（或配智能终端的传统开关）等智能一次设备

一二次设备间用光纤通信传输信息

• 二次设备网络化

二次设备间用通信网络交换模拟量、开关量和控制命令等信息，取消控制电缆

• 运行管理自动化

自动故障分析

设备健康状态监测

程序化控制 数字化变电站的优势

• 减少二次接线 • 提升测量精度

• 提高信号传输的可靠性

• 避免电缆带来的电磁兼容、传输过电压和两点 • 接地等问题

• 变电站的各种功能共享统一的信息平台，避免 • 设备重复

• 自动化运行和管理水平的进一步提高 数字化变电站技术功能规范

• 智能一次设备

数字输出的电子式互感器

开关、变压器等一次设备智能化

• 过程层通信

互感器→二次设备： IEC61850-9-1或-9-2

1类性能要求开关量：IEC61850的GOOSE

一次设备和二次设备间其他信息交换：IEC61850-8-1（MMS）