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注册电气工程师执业资格考试培训,第2册发输变电专业12继电保护、安全自动装置及调度自动化,继电保护、安全自动装置及调度自动化,线路、母线和断路器继电保护的原理、配置及整定计算主设备继电保护的配置、整定计算及设备选择安全自动装置的原理和配置电力系统调度自动化的功能及配置远动、电量计费的功能及配置,继电保护,电力系统继电保护的一般问题线路、母线和断路器继电保护的原理、配置及整定计算主设备继电保护的配置、整定计算及设备选择,电力系统继电保护的一般问题,继电保护的基本结构和性能要求合理的电网结构应满足的基本要求电流互感器及电压互感器的特征及应用要求电力系统在不同状态下电磁和机电暂态过程变化规律,继电器分类：有或无继电器，例如中间继电器 量度继电器，例如保护继电器量度继电器（保护继电器）分类 单输入量度继电器，量度功能由单个激励量确定 多输入量度继电器，量度功能由多个激励量及其相互作用确定保护继电器结构 机电式（电磁式）整流式 固态（集成电路）式 微机式：新投入装置基本是微机保护,继电保护的基本结构,继电保护的基本要求,基本要求（四性）可靠性：包括可信赖性（保护不拒动）和安全性（不误动)选择性：准确切除规定区域的故障，使电网剩余部分扰动最小灵敏性：保护范围内金属短路，应具有规定的灵敏系数速动性：超高压电网保护动作时间0.02s 0.03s;故障切除时间0.08s0.12s,合理的电网结构应满足的基本要求,适应系统发展和运行灵活性电网中任一元件断开，应能保持系统稳定且系统参数不超过允许偏差具有较强抗扰动能力，满足DL 7552001电力系统安全稳定导则规定的各项安全稳定标准实现电网合理的分层和分区合理控制系统短路电流,电流互感器及电压互感器的特征及应用要求,互感器产品标准：GB 1208（电流互感器），GB 16847（暂态特性电流互感器），GB1207（电压互感器）。等同或等值与IEC 6004418系列互感器选择及计算导则：DL/T 8662004保护用P级（含PR、PX）电流互感器，复合误差规定不超过5或10，通常用于220kV及以下系统暂态保护用TP级（含TPS、TPX、TPY、TPZ）规定极限最大瞬时误差10%，用于330kV及以上系统和300MW及以上机组电子式互感器：半常规互感器和光互感器,电力系统电磁和机电暂态过程变化规律,电磁暂态过程 常见短路故障类型及特征 电力系统的中性点接地方式（含大电流接地、小电流接地）三相短路和 不对称短路（含单相接地、两相短路、两相 接地、一相断线等）机电暂态过程 电力系统同步振荡与失步（稳定破坏）电力系统振荡时电气量的变化 振荡与短路的主要区别 振荡时电气量的变化,继电保护,线路、母线和断路器继电保护的原理、配置及整定计算,输电线路常用继电保护,电流（含相电流及零序电流）保护距离保护（含相间距离及接地距离）纵联保护（分相）电流差动 电流相位比较式 方向比较式（含电流方向，距离方向）行波保护 其它线路保护,电流保护,作用量通过保护安装处短路电流以动作电流值及动作时间保证相邻保护选择性按动作电流分类：相间电流保护反应相间短路故障 零序电流保护反应接地故障，优点：灵敏，简单按动作时间分类：电流速断（无时限）定时限过流保护 反时限过流保护：一般有几种典型时间/电流曲线,距离保护（阻抗保护）,动作量反应至故障点的距离（或阻抗）保护装置一般采用三段式，第一段不带时限保护线路8090，第二段保护带时限保护全线并作相邻线路后备，第三段带方向或不带方向，作本线路或相邻线路后备整套装置包括故障起动、故障距离测量、相应时限及逻辑回路、振荡闭锁及电压断线闭锁等环节距离测量元件的构成方式确定保护装置的不同特性，如全阻抗、方向阻抗、四边形特性等保护优点：性能好，整定简单。缺点：结构复杂,（分相）线路电流差动保护,动作原理比较通过线路两端的电流要求将本侧线路电流模拟量快速传送至线路对端（延时小于5ms）数字传输通道速率要求不小于64kbit/s保护具有“绝对选择性”，性能优越近期由于光纤数字通信在电力系统中的普遍应用，超高压线路及短线路的保护已广泛采用电流差动,电流相位比较式保护（高频相差）,纵联方向比较式保护,方向比较元件 电流方向比较 距离方向比较执行方法 闭锁式：I(Z)反方向发闭锁信号，正方向不发信号 允许式：I(Z)正方向发允许信号，反方向不发信号 解除闭锁式：正常两侧发闭锁信号，I(Z)正方向发 信号解除闭锁，,电流方向比较式保护（高频闭锁方向保护）,继电保护用通道,电力线载波 以前称高频通道，得到广泛应用 频带窄，一般只能传送简单开关信号微波 频带较宽，一般使用64kbit/s，能传输模拟信号和开关信号 误码率较高，运行质量不很好光纤：OPGW，ADSS 频带很宽，一般使用64kbit/s或2Mbit/s 误码率很低，运行质量很好,电网继电保护配置,继电保护配置方案设计要求3110kV电力网线路保护配置原则220500kV电力网线路保护配置原则母线保护构成原理及应用断路器失灵保护,继电保护配置方案设计要求,电力系统对继电保护配置的要求 符合GB 14285继电保护和安全自动装置技术规程要求影响电力网继电保护配置的主要因素 电压等级、中性点接地方式、电力网结构型式、故障类型及概率、对切除故障时间要求、运行经验保护双重化及后备保护 主保护预订优先切除故障的保护 后备保护主保护动作失败或断路器拒动时起作用的保护 分为远后备及近后备 辅助保护补充主保护和后备保护性能的简单保护,363kV中性点非直接接地线路保护配置 一般采用分段式两相电流保护，必要时带方向元件 采用远后备，由电源侧相邻线路保护作为本线路保护后备 重要短线路可采用光纤纵联保护 接地保护动作于信号，必要时可采用有选择性保护110kV中性点直接接地电力网线路保护配置 相间故障保护一般采用多段式三相电流保护，必要时带 方向。较复杂电网可采用距离保护 接地保护一般采用多段式零序电流保护，必要时带方向 一般采用远后备,3110kV电力网线路保护配置原则,110kV中性点直接接地电力网 线路保护配置原则（补充）,110kV双侧电源线路符合下列条件之一时，应装设一套全线速动保护 a.根据系统稳定要求有必要时；b.线路发生三相短路，如使发电厂厂用母线电压低于允许值（一般为60额定电压）且其他保护不能无时限和有选择地切除短路时；c.如电力网的某些主要线路采用全线速动保护后，不仅改善本线路保护性能，而且能够改善整个电网保护的性能。,220500kV电力网线路保护要求,系统稳定要求严格，须全线快速切除故障保护一般采用近后备方式或双重化系统振荡不应引起保护误动，振荡中发生故障，应能有选择性的可靠切除由于短路电流非周期分量可能使CT严重暂态饱和，需要采用适应暂态特性的CT，例如TPY型长线电容电流产生的暂态过程可能影响保护性能线路潜供电流可能影响单相重合闸时间,220kV电力网线路保护配置（1）,原则上加强主保护，简化后备保护主保护设置两套完整、独立的全线速动保护 1.两套全线速动保护的交流电流、电压回路和直流电源相互独立 2.每一套速动保护对全线路内发生的各种类型故障，均能快速动作切除。3.每套速动保护应具有独立选相功能，能按用户要求实现单相跳闸或三相跳闸。4.断路器有两组跳闸线圈，两套主保护应分别启动一组跳闸线圈。5.两套主保护分别使用独立的远方信号传输设备。,220kV电力网线路保护配置（2）,宜采用近后备保护方式(但某些线路，如能实现远后备，则宜采用远后备，或同时采用远、近结合的后备保护方式)对于接地故障，装设阶段式接地距离（零序电流）保护，并必须有切除电阻（不大于100）接地故障的一段定时限或反时限零序电流保护对于相间故障，装设阶段式相间距离保护为快速切除中长线路出口短路故障，宜有辅助保护功能,330500kV电力网线路保护配置（1）,主保护配置设置两套完整、独立的全线速动主保护两套主保护的交流电流、电压回路和直流电源相互独立每一套主保护对全线路内发生的各种类型故障，均能快速动作切除故障每套主保护应具有独立选相功能，实现单相跳闸或三相跳闸断路器有两组跳闸线圈，两套主保护分别启动一组跳闸线圈两套主保护分别使用独立的远方信号传输设备主保护的整组动作时间对近端故障20ms；对远端故障30ms(不包括远方信号传输时间),330500kV电力网线路保护配置（2）,后备保护配置采用近后备保护方式接地后备保护应保证在接地电阻不大于下列数值时，能可靠的有选择性切除故障：对330kV线路为150，500kV线路为300为快速切除线路出口故障，在保护配置中宜有专门反应近端故障的快速辅助保护当330500kV线路配置的主保护都具有完善的后备保护功能时，可不再另设后备保护，否则，对每一套主保护都应配置具有完备的后备保护,母线保护构成原理及应用,装设母线保护原则 母线故障破坏系统稳定 使电厂厂用母线电压降低至60以下 引起大范围电压低下及负荷切除 实际上，220kV及以上母线一般均要求装设，较低电压母线按上述原则对专用母线保护基本要求 保护区内各种故障应能可靠动作，正常运行及区外故障应可靠不动 为防止保护误动，应设简单可靠闭锁（一个半断路器接线除外）互感器饱和不影响保护正确动作，能适应母线互感器变比不同情况 母线的继电保护方式和应用 按动作原理：中阻抗母差、高阻抗母差、电流差动、电流比相等 按构成元件：机电式，微机式,断路器失灵保护（1）,装设断路器失灵保护原则线路或电力设备采用近后备方式；如断路器与电流互感器之间发生故障不能由该回路主保护切除形成保护死区，而其他线路或变压器后备保护切除又扩大停电范围，并引起严重后果时对220kV500kV分相操作的断路器，可仅考虑断路器单相拒动的情况,断路器失灵保护的起动必须同时具备下列条件线路或电力设备能瞬时复归出口继电器动作后不返回 断路器未断开的判别元件动作后不返回,断路器失灵保护（2）,失灵保护动作时间应按下述原则整定 一个半断路器接线的失灵保护应瞬时再次动作于本断路器跳闸，再经一时限动作于断开其他相邻断路器；单、双母线的失灵保护，可以较短时限动作于断开与拒动断路器和相关的母联及分段断路器，再经一时限动作于断开与拒动断路器连接在同一母线上的所有有源支路断路器。,失灵保护装设闭锁元件的原则 一个半断路器接线的失灵保护不装设闭锁元件；有专用跳闸出口回路的单母线及双母线断路器失灵保护应装设闭锁元件；与母差保护共用跳闸出口回路的失灵保护不装设独立的闭锁元件，应共用母差保护的闭锁元件，闭锁元件的灵敏度应按失灵保护的要求整定。,电网继电保护整定计算,继电保护整定的一般规定3110kV电力网线路保护的整定计算220500kV电网线路保护整定计算,继电保护整定的一般规定,整定标准：DL/T 5843110kV电网继电保护装置运行整定规程及DL/T 559220500kV电网继电保护装置运行整定规程一般规定：1 为保证选择性，要求上下级保护之间在灵敏度和动作时间相互配合 2 时间级差，一般取0.5s，采用高精度时间元件时可取0.3s 3 短路电流计算取电动势为标么值1,不考虑衰减变化,发电机电抗取Ed”4 合理确定运行方式和检修方式 5 合理选定灵敏系数、可靠系数、分支系数和助增系数等,常见短路故障电流类型及特征,单相短路接地 I1=I2=I0 U1+U2+U0=0 两相短路 I1-I2 U1=U2 两相短路接地 I1-I2-I0 U1=U2=U0一相断开 I1I2I0=0 U1d=U2d=U0d,线路电流保护整定计算,阶段式相电流保护或零序电流保护1 第一段 IDZ 1=KKID max2 第二段 IDZ 2=KK KF IDZ 1 IDZ 2=ID2/KLM3 第三段 IDZ 3=KKIL max/Kf（相间）IDZ 3300A（接地）KK 可靠系数（相间）KF 分支系数 KLM 灵敏系数1.31.5 Kf返回系数,距离保护整定1 起动元件：保证保护区内故障 能可靠起动2 第一段：ZDZ 1KKZL3 第二段：ZDZ 2KLMZL ZDZ 2 KK ZLK K KZ Z DZ 1 KK可靠系数0.80.85 KLM 灵敏系数1.31.5 K K 可靠系数0.8 KZ 助增系数,线路距离保护整定计算,3110kV线路保护整定计算,整定保护类型 阶段式电流保护：电流速断，延时电流速断，过电流 110kV线路阶段式零序电流保护 相间距离保护校验保护区末端灵敏度作为远后备，校验后备保护对相邻保护区的灵敏度,220500kV电网线路保护整定计算,保护按近后备配置，校验保护区末端灵敏度线路零序电流保护最灵敏、简单、可靠的保护，但整定复杂（选择性不好）接地距离至少还应有一套灵敏零序电流保护，以高阻接地故障灵敏度相间距离保护应有可靠振荡闭锁，保证不误动纵联保护根据装置的具体要求整定,主设备继电保护的配置、整定计算及设备选择,继电保护,主设备继电保护的配置要求,发电机保护电力变压器保护发电机变压器组保护电力电容器保护并联电抗器保护电动机保护,发电机保护配置（1）,对下列故障及异常运行方式，装设相应的保护装置定子绕组相间短路定子绕组接地定子绕组匝间短路发电机外部相间短路定子绕组过电压定子绕组过负荷转子表层(负序)过负荷,发电机保护配置（2）,8.励磁绕组过负荷9.励磁回路一点及二点接地10.励磁电流异常下降或消失11.定子铁芯过励磁12.发电机逆功率13.低频14.失步15.发电机意外加电压保护和断路器闪络保护16.其他故障和异常运行,发电机应根据容量大小，例如300MW及以上，100MW200MW，50MW及以下等，适当选用以上所列保护。对100MW及以上机组的保护相间及匝间短路的主保护应双重化大型发电机组接地方式是消弧线圈接地（或不接地）还是高阻接地一直存在争议，我国规程推荐前者对100MW及以上发电机变压器组，应装设100接地保护对100MW及以上A10的机组，应装设定时限及反时限转子表层过负荷负序电流保护不允许失磁运行发电机装失磁保护300MW及以上发电机装失步保护200MW及以上汽轮发电机装逆功率保护,发电机保护若干问题,发电机保护出口动作,发电机保护动作，不是简单跳闸，而是应根据故障和异常运行方式的性质，分别动作于：停机：断开发电机断路器、灭磁，对汽轮发电机，还要关闭主汽门；对水轮发电机还要关闭导水翼。解列灭磁：断开发电机断路器，灭磁，汽轮机甩负荷。解列：断开发电机断路器，汽轮机甩负荷。减出力：将原动机出力减到给定值。缩小故障影响范围：例如双母线系统断开母线联络断路器等。程序跳闸：对于汽轮发电机首先关闭主汽门，待逆功率继电器动作后，再跳开发电机断路器并灭磁；对于水轮发电机，首先将导水翼关到空载位置，再跳开发电机断路器并灭磁。信号：发出声光信号。,电力变压器保护配置（1）,油浸变压器0.8MVA（车间内0.4MVA）及以上装瓦斯保护对变压器内部、套管及引出线的短路故障，10MVA以下装电流速断，10MVA及以上装纵差。220kV及以上纵差双重化变压器纵差应能躲过励磁涌流及外部短路不平衡电流，过励磁不误动，保护范围应包括套管及引出线对外部短路引起的过电流，应装设过电流、复合电压起动过电流或负序电流保护作为相间后备。多绕组后备保护按变压器用途（升压、降压）及电源情况具体配置对直接接地系统的外部故障，一般装设两段零序电流保护，必要时带方向,电力变压器保护配置（2）,在110kV,220kV系统变压器中性点可能接地或不接地运行时，对于全绝缘变压器增设零序过电压保护以便失去中性点时经0.30.5s跳开变压器各侧。对于分级绝缘变压器应在中性点装设放电间隙，并设反应间隙放电电流的零序电流保护及过电压保护0.4kVA及以上并列运行变压器装过负荷保护330KV及以上变压器装设过励磁保护(反应U/f)反应变压器油温过高及冷却系统故障的保护,电力电容器保护配置,对电容器与断路器之间的连接线短路，装设电流速断及过电流保护对电容器内部故障及其引出线短路，设熔断器保护电容器组中，某些电容器故障切除引起的剩余电容器过电压，装设中性点电流或电压不平衡保护装设过负荷保护、过电压保护及失电压保护串联补偿电容器组装设不平衡电流保护及过负荷保护,电抗器（干式除外）装设瓦斯保护对电抗器内部及引出线相间及接地短路，63kV及以下装速断，220500kV装纵差，过电流后备220500kV电抗器装设匝间保护装设电源电压升高引起过负荷的保护油温升高和冷却系统故障保护330500kV电抗器无专用断路器时，除跳开本侧外，还应启动远方跳闸跳开对侧断路器,并联电抗器保护配置,电动机保护配置,对电动机定子及其引出线相间短路：2MW以下装速断，2MW及以上装纵差对定子接地电流大于5A时装接地保护，电流为10A及以上保护跳闸对容易发生过负荷及自起动困难的装过负荷保护当电压短时降低或中断后，不允许或不需要自起动的，或为保证重要电动机自起动而需要断开的次要电动机装设定子绕组低电压保护对同步电动机的失步、失磁装设相应保护,主设备继电保护整定计算内容,发电机比率制动式纵差保护发电机单元件横差保护发电机纵向零序过电压保护发电机定时限复合电压启动的过电流保护变压器纵差保护综述纵差保护整定计算内容纵差保护的整定计算变压器过电流保护变压器低电压启动的过电流保护变压器复合电压启动的过电流保护发电机变压器组保护的整定计算概述,主设备保护整定可归纳为过电流保护及电流差动保护两类过电流保护：计算方法同线路保护 对发电机和变压器，一般作相邻元件（特别是相邻母线）故障的后备，也可兼顾本元件主保护的后备电流差动保护：起动元件：保证故障时起动的灵敏度 差动元件：动作值 各电流相量之和，IDZİ 制动量 各电流绝对值之和，IZHD İ 也可采用其他特殊量作为制动量或闭锁量，例如采用二次谐波电流作为变压器纵差的制动量，间断角作为闭锁量,主设备继电保护整定计算方法,安全自动装置,安全自动装置的原理和配置,自动重合闸（ARC）,自动重合闸的作用与分类 按应用领域：线路ARC、母线ARC、变压器ARC 按构成方式：三相ARC、单相ARC、综合ARC 自动重合闸装置的基本要求 一般按控制开关与断路器位置不对应起动，综合ARC应可由保护起动 用控制开关或遥控跳开断路器，ARC不应起动 任何情况下（包括本身元件损坏），ARC动作次数应符合规定 ARC动作后，应能经设定时间后自动复归,自动重合闸（ARC）,自动重合闸装置的动作时限要求 单侧电源ARC动作时间应大于故障点灭弧时间及断路器复归时间 双侧电源ARC动作时间除考虑上述要求外，还应考虑两侧保护不同时切除故障及潜供电流对灭弧影响（单相ARC）电力系统稳定要求自动重合闸的配置方式与应用 110kV及以下线路一般采用三相ARC，双侧电源线路须设同步检测装置 220kV线路可采用单相ARC，有条件时也可用三相ARC（各单位运行经验不同）330500kV线路一般采用单相ARC 同杆双回线也可采用按相ARC 母线及变压器ARC实际使用不多,电力系统安全稳定控制,按DL 755 电力系统安全稳定导则和DLT 723 电力系统安全稳定控制技术导则的要求，根据电网结构、运行特点及实际条件配置系统安全稳定控制措施保证系统在大扰动下的三个安全等级，即三道防线：在常见单一故障情况下，保持正常供电，不损失负荷，不破坏稳定。由合理电网结构，继电保护，正常运行控制装置保证。在较严重故障情况下，保持系统稳定，允许损失少量负荷。由暂态 稳定紧急控制装置保证。在简单极端严重情况下，保持系统频率、电压不崩溃，不造成大面 积停电。由失步解列，低频、低压紧急控制等保证。,电力系统安全稳定控制,系统安全稳定控制内容 保持系统暂态稳定控制 稳定破坏后，为消除失步状态的控制 防止系统频率严重异常及频率崩溃的控制 防止系统电压严重异常及电压崩溃的控制 限制设备严重过负荷的控制设计安全稳定控制装置的要求 对电力系统进行必要的安全稳定计算和分析 装置应有足够的冗余或后备，必要时双重化配置 加强各控制系统之间的协调配合，并互为补充和备用 宜采用就地判据的分散装置，必要时，也可采用装于多个厂站且站间有信息交换的区域性控制装置，避免采用过分集中复杂的装置。装置宜用模块式结构，以适应不同功能需要和系统发展,电力系统暂态稳定控制,发电端控制手段 切机 汽轮机快控汽门 发电机励磁紧急控制 动态电阻制动（电气制动）负荷端的控制手段 集中或分散切负荷网络中的控制手段 串补电容紧急投入 并联补偿的紧急控制 高压直流输电紧急控制,系统自动解列装置,解列点选择 解列后，两侧系统应能各自保持同步运行 解列后，两侧系统的有功及无功功率可基本保持平衡失步解列可由下列状态量实现 两侧电压相角差及其变化 监视点电流、电压及相角变化 监视点测量阻抗及其变化 监视点测量功率及其变化 振荡中心电压变化等解列后应采取措施平衡各自功率，恢复稳定运行,频率异常紧急控制,低频分散切负荷 按频率降低分级切负荷，起始频率约49Hz，分为若干级，级差0.2Hz防止频率过度下降 低频带延时分段切负荷，每段延时约1015s，动作频率 49Hz防止频率长期滞留于过低水平 故障导致严重功率缺额时，低频减负荷下的系统频率动态特性应与发电机低频保护协调，避免连锁反应 低频集中切负荷 为防止低频分散切负荷容量不够或速度不够而设 一般由保护或断路器跳闸连锁起动低频解列减轻弱互联系统的影响，避免事故扩大高频切机系统严重甩负荷频率升高时切机，特别是以水电为主的系统,电压异常紧急控制,防止系统电压恶化紧急控制无功功率补偿设备 快速起动无功功率储备（发电机、调相机和SVC等）自动投切并联无功补偿设备（并联电容器、并联电抗器）紧急控制LTC（闭锁，返回预定位置）设置低压切负荷装置 根据系统情况，按电压及动作时间分为若干段防止系统过电压 在330kV及以上线路装设过电压保护 对于具有大量电缆线路的配电变电站，突然甩负荷可能电压升高至不允许值，也应设过电压保护 过电压保护一般设两段，第一段投电抗器，第二段跳闸,备用电源（设备）自动投入,自动投入的配置应用于以下情况：发电厂厂用电和变电所所用电 由双电源供电，一个电源断开备用的变电所 降压变内有备用变压器或有备用母线段 有备用机组的某些重要辅机对自动投入的要求 应保证在工作电源或设备断开后，才投入备用 工作电源的电压，不论何种原因消失，自动投入均应动作 自动投入装置应保证只动作一次 其他要求,发电机自动励磁调节装置,正常运行功能 维持发电机端电压于规定水平 在并列运行发电机之间，按给定要求分配无功负荷事故时强行励磁维持系统电压及稳定 顶值电压倍数：100MW及以上汽轮发电机不低于1.8倍，50MW及以上发电机不低于2倍，其他不低于1.6倍 标称响应：50MW及以上水发和100MW及以上汽发不低于2pu/s 允许强励时间不小于10s自动励磁调节装置附加功能 PSS提高系统阻尼系数，防止低频振荡 低励、过励、V/Hz限制等自动灭磁 发电机故障跳闸时应自动灭磁 可采用对电阻放电或对消弧栅放电,同步装置,发电厂、变电所需同步操作的断路器是：发电机，发变组高压侧，三绕组变电源侧，母线联络、分段，一个半断路器接线，系统联络线等正常情况下发电机采用准同步方式，故障情况下，水轮发电机可采用自同步方式，100MW以下汽轮发电机也可采用自同步方式采用自同步的发电机定子绝缘及端部固定应良好，并列时定子超瞬变电流不超过允许值6MW及以下发电厂可装设带相位闭锁手动准同步装置，100MW以上发电厂应装设自动准同步装置。水电厂宜设自动自同步装置，100MW以下火电厂可设手动或半自动自同步装置,电力系统故障动态记录,故障录波器主要任务 记录系统大扰动时电气参量的变化过程 记录继电保护和安全自动装置的动作情况专用故障录波器安装范围 220kV及以上变电所和110kV重要变电所 单机容量200MW及以上发电机或发变组故障动态记录的基本要求 发生大扰动时能自动对全过程按要求记录，扰动停止后自动停止 存储容量足够大，能记录扰动全过程数据，并输出历次系统数据 分时段记录频率，按分析数据的要求确定 各安装点记录和输出的数据应在时间上同步，以便集中处理 记录数据应能通过调制解调器或数据网送至调度，数据输出格式应符合IEC 6025524标准,电力系统调度自动化,能量管理系统（EMS）配电管理系统（DMS）远动终端（RTU）电能量计费系统（AMRA）电力市场技术支持系统,能量管理系统（EMS）,数据采集与安全监控(SCADA)自动发电控制和经济调度控制(AGC/EDC)电力系统高级应用功能(PAS)调度员培训仿真(DTS),数据采集与安全监控(SCADA）,EMS的基础功能：实时数据采集、处理、运算和存储遥控、遥调、远程维护及诊断图形系统、人机界面及接入模拟屏报警与告警抑制制表、打印数据库管理、事故追忆网络互联通信及通道监视,自动发电控制和经济调度控制(AGC/EDC),系统对频率要求：跨省电网偏差要求小于0.1Hz负荷变动按周期长短分为三类：发电机调速器调频（一次调整）有差调节，负荷变动幅值大，偏差也大负荷变动频率调整（二次调整）比例、积分、微分调节，可以消除频率偏差离线或在线经济调度（三次调整）水电厂调节范围大、速度快，优先用于调频 火电厂调节容量和速度是需重点解决的问题联络线负荷频率控制 定频率、定交换功率、频率及联络线偏差 区域控制偏差 ACEK f+Pi,电力系统高级应用功能(PAS),网络建模与网络拓扑实时状态估计在线潮流静态及动态安全分析短路电流计算负荷预测实时电压控制，电压无功优化其他,调度员培训仿真(DTS),电网事故仿真培训值班调度员培训办公管理人员,配电管理系统（DMS）,DMS的SCADA系统 通过远方终端RTU监控变电所断路器及重合状态 通过FTU、DTU、TTU监控馈线、配电所、变压器的断路器及重合状态 负荷管理（LM）实现对配网负荷的监控、预测和分配功能高级应用功能（PAS）基本功能：网络拓扑,状态估计,潮流,短路电流,电压控制,负荷预测 派生功能：变电所负荷分配，馈线负荷分配；按相平衡负荷等图形资料地理信息系统（AM/FM/GIS）自动生成拓扑网络并着色区分带电、接地，自动动态连接和更新着色，小区分割处理，跳闸事件报告等馈线自动化 馈线、配电所自动数据采集和监控，馈线故障定位，隔离和自动恢复,调度自动化系统的配置原则,对于直接影响系统运行的关键设施，要按照多重化冗余系统的原则进行配置，即按多机主/备运行方式的备用，通常采用热备用为使系统共享软件、硬件资源，为便于人员培训、设备维修和备品供应，在同一大区网或省网的各级调度所中装备的主要调度自动化设施，例如计算机及相应的工作站、服务器，需尽量统一或相兼容，并留有扩充的余地调度端与远动终端、上下级调度间的通信规约及协议应符合部颁标准或国际规约必须采用可靠性高的各项配套设施,调度自动化系统的配置,计算机系统类型 集中式处理系统 分布式处理系统 面向开放的分布式处理系统人机联系配置 人机联系工作站 调度模拟屏及大屏幕显示 打印制表设备系统容量 根据实时信息与数据的容量和历史数据库保存容量配置,远动终端（RTU）及变电所自动化（SAS）,远动终端类型 与SCADAEMS配套的RTU 与DMS配套的配电FTUDTUTFU远动终端功能 遥信、遥测、遥控、遥调 事件顺序记录功能 与事故追忆 远动通道的监视和自动切换功能 自检、自调、自恢复和远方诊断功能在变电所已普遍实行微机监控和无人值班的情况下，RTU已由微机监控系统代替,远动通道及规约,远动通道类型 电话线 微波电路：传输方式PDH，速度834 Mbit/s 光纤：OPGW，ADSS，传输方式SDH，速度155 Mbit/s及以上远动传输规约 循环式（CDT）：问答式（Polling）：IEC 618705101，5102（计量），5103（保护）数据网（SPDnet)：5104，618706，,当前 IEC TC 57电力系统通信协议体系,电能量计费系统（AMRA）,AMRA系统功能：电能量数据采集、管理、统计、分析 电能量报表、曲线、数据交换、数据校验 电价分时计费及管理 GPS对时、参数设定、人机界面AMRA系统配置：硬件配置 软件配置 计量装置及计量点配置建立电力市场支持系统 在AMRA的基础上建立,
