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电力系统分析理论范文1
关键词：电力营销管理系统抄表机DBFActiveX控件zlib解压缩Base64编解码
0引言
抄表机实际上是一台功能强大的掌上数据电脑，由于其具有存储容量大、数据保存时间长、携带方便、机器运行速度快等特点，在供电企业已经得到广泛应用，主要用于现场电能表表码数据的采集。与传统的卡本抄表方式相比，具有提高工作效率、减少出错率、方便等多方面的优势。
抄表员每次抄表前将抄表户的详细数据从电力营销管理信息系统下装到抄表机中，然后携带抄表机到现场，利用抄表机简便的查找方式查到该抄表户资料，将现场表码数据输入到抄表机中，抄表结束后，将抄表机连接到微机上，抄表机内存储的抄表数据就全部自动的录入到电力营销管理信息系统中。
目前在供电企业中使用的抄表机大多数是通过标准串口线RS232和微机互连，采用标准的DBF作为交换数据格式与电力营销管理信息系统进行数据交互，电力营销管理信息系统通过调用抄表机提供的接口程序，实现抄表数据的上下载过程。
1总体设计
基于J2EE的电力营销管理信息系统和抄表机的集成主要由两个重要的组件构成：客户端基于COM组件模型开发的ActiveX控件和服务端的DBF格式转换组件。系统结构示意图如图1所示。
(1)ActiveX控件提供了DBF格式二进制数据流的zlib解压缩、Base64编解码和调用抄表机的发送接收程序功能。
(2)DBF格式转换组件实现了抄表数据的记录形式和DBF格式之间的转换，提供了DBF文件元数据解析、DBF格式二进制数据流的解压缩和Base64编解码功能。
使用抄表过程简要描述如下：抄表机下载时，首先服务端数据提取程序从抄表中间库中获取抄表数据，通过DBF格式转换组件将数据转换为DBF格式的Java类数组，再转换为字节数组输出流格式，并进行压缩和Base64编码，在客户端利用网页上嵌入的ActiveX控件进行解码和解压，并在指定目录下形成DBF格式的数据文件，利用COM通信机制，调用抄表机发送程序发送数据到抄表机。抄表机上载时，过程正好相反。
2系统实现关键技术
2.1客户端实现技术
(1)抄表机的发送接收程序调用接口。ActiveTemplateLipary(ATL)和MicrosoftFoundationClasses(MFC)是目前编写ActiveX控件的两个流行的框架，但是从基本的设计结构上讲，MFC不适合于开发专业的COM组件，它适合于在Windows应用的基础上提供相应的COM支持，ATL完全面向COM组件[1]。采用ATL构建ActiveX控件，提供抄表机的发送接收程序调用接口。由于COM组件具有接口和实现分离的特性，屏蔽了对不同抄表机型号的不同的接口调用的实现差异，对外提供统一的抄表机的发送接收程序调用接口。接口的实现是对抄表机提供的动态链接库的接口调用，实现了COM组件与组件之间的互操作。
(2)解压缩接口。为有效地传输数据和提高网页文件的下载速度，需要对抄表数据进行压缩处理。采用zlib作为解压缩引擎，为ActiveX控件提供解压缩接口。GNUzlib是通用的压缩库，流行的deflate压缩算法，提供了一套in-memory压缩和解压函数，并能检测解压出来的数据完整性。
(3)Base64编解码接口。采用Base64编码将二进制抄表数据进行编码，并在网页上作为对象缓存。Base64是网络上最常见的用于传输8bit字节代码的编码方式之一，它将二进制数据编码为字母和数字。ActiveX控件提供Base64编解码接口，通过编码将其转换成为一种被称为BASE64的ASCII子集的字符的组合，解码实现逆过程。
(4)采用脚本对页面对象进行访问。将ActiveX控件嵌入抄表机应用程序网页，通过VBScript和Jscript脚本直接调用页面对象（如ActiveX控件）的访问。
2.2服务端实现技术
服务端的DBF格式转换组件，由一组通用的DBF操作组件构成，逻辑上分为DBF格式定义组件、DBF格式解析组件、DBF转换组件和实用类。
(1)DBF格式转换组件。DBF格式定义组件DBFField，定义了DBF字段的元数据以及get和set方法，字段元数据包括字段名、数据类型、长度、数据部分位数等。
采用XML[2]来描述DBF文件的元数据结构和语义，并以XML文件存放在Web应用程序WEB-INF目录下。DBF格式解析组件，提供了通过XML文件或者直接解析DBF文件获取DBF的元数据结构两种方式。DBFStruParser利用DOM解析器将XML解析成DBFField数组。另一种实现是直接在WEB-INF目录存放DBF格式文件，DBFReader解析DBF格式流文件生成DBFField数组。
DBF转换组件DBFConvertRecords，实现数据库中抄表数据结构和DBF格式之间的映射，以及抄表数据集合ArrayList、XML格式与DBF格式的相互转换。
实用类Base64Util用于Base64编解码。java.util.zip.Deflater用于解压缩。
(2)利用XSLT进行格式转换。抄表数据元数据和DBF元数据之间的映射可简单地通过两者一致的字段名或别名约定来实现，但是这种实现要求抄表中间库表的定义和DBF的定义要严格的对应，由于不同电力企业使用的是不同厂商不同型号的抄表机，传送的DBF格式和语义也不一定相同。
XSLT[3]样式表描述了将源XML格式转换为目标格式的一系列的规则。利用XSLT转换器作为转换引擎，对XML格式数据进行过滤、排序和重构[4]。过滤是选择并提取数据的一个特定子集的处理过程，排序就是重新编排数据的过程，重构包括数据元数据转换和翻译数据[4]。以抄表机下装为例，说明转换过程，如图2所示。
首先针对不同类型的抄表机，分别定义不同XSLT样式表。利用DOM解析器将从数据库中检索的抄表数据集合ArrayList转换为XML，根据XSLT样式表所描述的规则，转换为抄表机特定格式的XML数据，再将XML格式转换为DBF格式，间接实现了抄表数据集合和DBF格式的映射。
(3)组件调用。采用基于MVC模型2的Struts的Web应用框架，WriteDbfAction用于处理JSP页面的抄表机发送和接收处理请求，调用DBF格式转换组件进行DBF解析、转换，并利用实用类进行编解码和解压缩。为了向业务层隐藏特定表示层的细节，降低表示层和业务层耦合度，首先定义IWriteDbf接口，WriteDbfForm实现该接口，该接口不包括与请求处理和协议相关的表示层数据结构的引用。采用接口的方式提供合适的值对象给业务WriteDbfBD，再调用相应的业务逻辑类，如DBF格式转换DBFConvertRecords。
电力系统分析理论范文2
关键词：信息管理系统同步建设关系
随着市场经济的发展，厂网分开、竞价上网办法的试行，电厂按照现代企业制度和管理模式运作，摆脱旧习惯的束缚，科学地管理电厂的生产和经营活动，为建设标准规范的电厂信息流管理系统提供了良好的契机。而计算机技术和网络技术的飞速发展，DCS系统的不断推陈出新，为建设电厂信息管理系统（MIS）提供了可靠的技术保障．
以往MIS系统的开发工作，都是在电厂投产后进行。系统开发相对封闭，缺乏统一的标准规范和统一的规划，与电厂其他系统（特别是DCS系统）不匹配，低水平重复开发现象普遍。随着省电力公司Intranet的发展，有些电厂的MIS系统已经不能适应。若能在项目开发初期，特别是在新建电厂设计阶段，按照省电力公司Intranet发展要求，统一标准，统一规划，合理划分MIS系统和DCS系统的功能，MIS系统存在的问题是可以避免的．
在新建电厂设计阶段进行MIS系统总体设计，可以摆脱传统管理方式的束缚，有利于建立现代企业管理制度；能充分发挥设计的作用，使MIS系统和电厂其他系统相匹配；有效地降低MIS系统的总投入，减少重复开发和建设的浪费；可以实现较高水平的系统集成，充分利用DCS系统的强大功能。
1对MIS系统的总体要求
燃煤电厂信息管理系统的基本任务是在计算机网络和数据库的支持下完成对全厂经营生产活动的管理。主要功能应包括：
（1）实时电价计算。通过分析机组运行状况、燃料价格和电厂其他费用计算出实时电价，再根据电网电价政策、网内其他电厂情况和本企业赢利期望及经营策略为电厂的上网电价作出多方案比较，供领导决策，实现竞价上网。
（2）运行管理。围绕生产厂长、运行主任、值长、机组长、专工等人员的主要业务活动展开。包括运行日志、运行方式、启停管理、保护管理、两票（工作票、操作票）管理、异常记录、超限管理、安全监察管理等。
（3）检修管理。建立电子化的设备（含备品备件）档案，做好设备检修管理工作，包括制订检修计划（大修、小修），检修作业指导，检修消缺验收记录，检修成本计算分析等。
（4）燃料管理。对燃料的质、量、价、存、耗、到等进行全面管理，保证供给、准确结算、及时沟通、降低消耗。
（5）综合指标管理。对电厂的生产指标（发电量、供电量），安全指标（安全运行日数、设备完好率、事故率），经济指标（煤耗、厂用电率等），技术质量指标（负荷率、功率因素、频率合格率、电压合格率）等进行分时段、分机组的采集、计算、存储与分析，满足各种查询需要。
（6）生产技术管理。电厂节能管理、可靠性管理以及电厂有关的技术资料及文档的管理等。
（7）财务管理。建立符合国家会计制度的财务会计核算系统，为厂领导和各有关部门提供实时的财务信息。对全厂以及各部门的成本进行核算．
（8）人力资源管理。建立全厂人员档案，合理划分全厂的机构和人员、管理工资、奖金、福利及考勤，开展人员培训、管理工作。
（9）办公自动化。通过电厂内部的Intranet网和外部的Intranet网相连，提供有效的信息通道；通过电子邮件等手段，加快信息传递，提高工作效率。
2MIS系统的设计原则
MIS系统的设计原则总体应是成熟先进、安全可靠、开放可变、集成可管、实用方便，应用软件基本国产化。
（1）成熟先进。信息系统的各种计算机设备、网络设备和管理模型技术上是成熟先进的，应有使用业绩。
（2）安全可靠。指系统的硬件和软件及存储于系统中的信息是安全可靠的，可以有效地防止有意或无意的侵犯及恶意的攻击。在系统遭意外损坏后，系统具有方便地恢复到受损前状况的能力。
（3）开放可变。建成的信息系统应该是开放式系统，可以方便地和其它系统实现信息共享，其硬件平台、软件平台、数据应用环境均是开放的，其他先进软件和硬件在该系统中能方便使用。
（4）集成可管。建成的信息系统是一个集成化的系统，系统管理统一，数据一致，用户界面和操作方法一致。
（5）实用方便。系统的各项功能是针对电厂的经营管理活动专门设计的，性能满足使用要求，操作简便，输出规范。
3MIS系统和分散控制系统的关系
DCS系统是保证现代大型机组安全经济运行不可缺少的条件和手段。其主要任务是实现电厂生产过程监控和管理自动化，使电厂运行人员及时、准确、全面地监视和控制机组的运行状况。
MIS系统的数据库主要由二部分组成：实时信息数据库和管理信息数据库。实时信息数据库主要用来定期处理和存放从DCS采集的所有实时数据，DCS系统是MIS系统的主要信息来源。
以前我们在DCS系统应用时，由于观念上的陈旧，管理上的落后，费用上的限制，对DCS软件应用特别是管理软件认识不足，在电厂建设时没有或者很少采用DCS专用管理软件，仅仅留有一个向MIS系统单向输出信号的接口，MIS系统则由国内单独研究开发。
近几年来推出的新一代DCS系统，自身就具备强大的厂级信息管理功能和成熟的厂级通讯网络，系统的开放性也越来越好，并在国外电厂得到了成功的应用。如ABB，Bailay，FOXBORO，SIEMEMS等公司都有完善的厂级信息管理系统和先进的信息管理软件。如电厂数据库管理软件、设备编码软件、优化管理软件、性能计算软件、监控和诊断软件、维修管理软件、备品备件管理软件、文件管理软件等，完全具备了对电厂从生产、检修、文档、财务等各个方面科学管理的要求。因此，利用新一代DCS系统的强大功能来实现厂级信息管理系统将是一种必然的趋势。
虽然国内研究开发的MIS系统无论从硬件水平还是软件水平与DCS系统不能相比，但与DCS制造厂在价格上，特别在应用软件价格上有很大优势，并且这一类做法在国内已形成一定规模，在今后一段时间内仍将占有很大市场份额。
不管采用哪种方法，在目前网络安全性还得不到充分保证的前提下，DCS系统和MIS系统的信号接口必须是单向的，一定要确保直接面向工艺过程的DCS系统绝对安全。另外，采用国外DCS制造厂管理软件时，一定要注意和国内管理制度相互匹配的问题．
4新建电厂MIS系统建设中应注意的几个问题
建设一流的电厂，必须有一流的硬件，一流的软件，一流的管理与之相适应。在基建过程中同步建设MIS系统，是解决新建电厂生产管理滞后的重要措施。但在建设过程中需注意以下几个问题：
（1）新建电厂MIS系统建设关系到电厂今后的管理模式、运作模式，不同于一般的基建项目，需要电厂比较深地介入，某些部分如应用软件的审定等甚至需要以电厂为主。
（2）MIS系统建设时既要考虑先进管理技术、管理模式的引用，也要充分考虑中国国情。
（3）新建电厂MIS系统建设时不仅要考虑电厂今后调整扩展的余地，还要考虑省电力公司Intranet发展规划的要求。
电力系统分析理论范文3
HANA数据分析平台在软件方面，通过内存技术，应用程序能直接处理电力企业数据库中的各种数据，并直接在主内存中处理。主要技术包括行+列的存储、压缩、数据分区、增量数据更新等。平台采用的软件包括数据抽取工具、内存数据库（含数据库服务器、建模工具Studio、客户端工具）、报表展现层BusinessObjectsBI组件。在硬件方面，通过预配置的软硬件结合体，提供高性能的数据读写操作，并在内存数据库里采用列式存储从而将更多的数据存入（列式存储方式更适合数据压缩）。
2HANA数据分析平台实施过程
数据分析平台建设应遵循最大限度的考虑应用实用性、缩短实现周期、降低技术风险等因素。
2.1需求分析
需求分析是要对用户的诉求或需求进行深入了解，并在需求的基础上对整个平台进行一致约定。因此以重要性、分析的复杂性、数据量大小、以及快速见效为原则，需求分析需要明确下面的内容。
1)选择需要分析的主题，结合当前电力营销业务在计量、业扩、抄表、电费核算、电费缴纳、账务等工作职能的划分，也要考虑分析的主题具有针对性的业务场景，这些场景往往跨越多个职能。
2)分析并描述各个主题的业务背景，包括使用的用户角色，使用的业务场景。以电费出账异常为例：电费出账异常主要是由于用户档案错误、抄表错误所引发的，涉及到业扩、抄表、电费核算等多个职能部门。以电费出账异常作为分析的主题，其业务场景主要用于电费发行后，对引发电费异常的用户档案数据、计量信息、抄表信息进行检查并按职能需求进行分别展示。
3)分析各个主题间的关系，在这个平台上用户的所有活动信息，如用户请求的数量，用户对这些数据的访问频率、时间、数据细节层次、请求多大的数据量等之间的关联。
4)分析主题所涉及的表的目录、表的内容、表的容量、每个表的平均行大小、表的记录数、表的增长情况等。
2.2平台规划
HANA数据分析平台应用架构一般采用四层：数据源层、数据抽取及复制层、HANA数据集市层以及报表展示层。
1）数据源层：作为平台的分析对象，提供报表分析所需的数据，数据源层可同时支持各种类型的数据库，数据源层为营销系统（管理库），生产库到管理库之间采用SharePlex复制工具实现数据同步，以避免数据抽取对生产系统的影响。
2）数据抽取和复制层：数据抽取和复制层负责将数据源层中源系统的数据抽取和复制到HANA分析数据库中，主要构成是数据抽取和复制工具，可以分别采用实时同步服务（SLT）以及非实时同步的数据服务（DataService）两种不同的复制工具来满足不同特征的源数据要求。在确定采用哪种工具前，需要对每个数据源的大小、变更时间、变更频繁度、增量大小等信息做详细了解，对不同数据源表选择合适的复制工具。
3）数据集市层：数据集市层是整体系统架构的核心，负责分析数据的储存、报表模型的建立以及数据计算。该层包含分析数据库以及虚拟模型架构两个主要组成，所有需分析展示的数据在数据集市层通过集市层进行储存、压缩、建立逻辑模型并计算，通过该平台特有的内存计算技术可以使这个过程的效率大幅提升。
4）报表展示层：报表展示层负责将HANA数据库中的数据运算结果按照报表需求进行展示，采用SAPBusinessObjectBI4.0以及EXCEL作为展示工具。
2.3平台实现
2.3.1模型设计
依据报表的需求分析、功能需求、性能需求、模型扩展性、模型的灵活性、实现成本进行平衡，在达到性能要求的前提下，设计出可以重用的模型，HANA平台不同于传统的数据仓库需要物理化模型设计，HANA采用了逻辑视图模型设计的概念，逻辑视图从表面看体现的是传统的星型、雪花型模型设计，但这些模型中的数据并不是物理存放的。HANA提供了属性视图、分析视图、计算视图三种模型设计，属性视图实现对维度的设计，分析视图则实现传统的星型模型设计，计算视图实现更复杂的雪花型模型设计。模型设计时是先将需求阶段所确定的分析主题作为分析对象，梳理每个主题展示所需的事实表数据内容和数据粒度、分析维度、分析的数据指标。例如：一个以分析电费构成为主题的业务场景，该主题分析当期电费的构成情况，并同期比较各个电费构成的变动情况，那它的指标可以为目录电度电费、峰谷品跌、丰枯品跌、基本电费、力调费、代征费、电度电费、结算电费等指标。分析的维度可包含：时间维度、用户维度、组织维度、用电服务维度、抄表维度、计收维度等。并在此时完成对事实表和维度表的逻辑数据模型设计。
2.3.2表样及功能设计
报表的样式和功能应当考虑用户对数据进行分析的使用习惯，借鉴数据仓库中的多维数据可视化方法，通过对报表的上钻、下钻、切片等展示功能技术的利用，实现对汇总性数据、明细类数据、核心数据的快速查看和分析。以上述的分析电费构成主题为例，其展示需求决定表样的设计采用图型混合表格的方式，功能上采用按照组织维度进行上钻、下钻功能可查看不同供电区域的电费构成情况和各个指标的排名情况，前端展示采用了BOWebintelligence嵌入DashBoard图表设计实现。
2.3.3数据抽取及复制设计
为确保数据质量，应当进行数据抽取和复制的规划设计。首先，根据模型设计中指标、维度信息分别列举出其相应的数据来源，即营销系统的物理表和字段，指标来源于营销系统的交易数据，而维度来源于营销系统的主数据。其次，根据逻辑数据模型和数据来源确定营销数据库到HANA数据库的ETL规划，根据数据的质量规则（包括：数据清除、空值处理、数据替换、规范化数据格式等），确认营销系统源数据到HANA目标数据库数据的转换规则，同时依据数据大小、数据变更时间、数据变更频繁度、数据增量大小要求确定采用的实时工具SLT还是定时抽数工具BODataService，例如：收费账务相关的交易数据存在记录基数大、变更频率很高等特征，采用实时复制增量数据更合适，而账务的月结数据仅在每月初产生且数据量非常巨大，因此采用定时批量复制更合适。
2.3.4模型及报表开发
模型及报表开发共分为数据装载、HANA建模、定义语义层（IDT）、报表开发、数据校验五个步骤，这五个步骤相互交叠与重复，直至到达最优化设计。其中数据装载的方式利用了SLT的实时同步技术，SLT同步技术其核心是基于数据库的触发器模式实现对源数据的增量复制，最大限度的避免了对源系统表结构的改变，同时采用的多任务复制机制使得实时复制的效率可保持在5~10秒内的数据延迟，装载后的HANA数据的大小比较源数据库数据大小可压缩30%~70%的容量。
3发展前景
不断的完善HANA数据分析平台的分析主题，不仅是基于电力营销系统，还可以基于用电采集系统等构建起电力企业的大数据分析平台。利用HANA内置的PAL(预测分析库)对海量电量数据、客户服务数据实现数据高级分析，建立其有效的事前预测、事中控制、事后改善的企业快速辅助决策模式。营销业务可以在客户服务中对受理业务的情况信息、执行过程、执行结果进行深入分析、对客户需求进行快速响应，改进服务质量、提升电网服务建设。更可以利用海量电能量数据对偷窃电稽核、客户用电行为、能效管理等进行过分析和应用，助力营销辅助决策与分析能力的快速提升。
4结论
电力系统分析理论范文4
配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术，配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，通信技术是配电自动化的关键。目前，我国配电自动化进行了较多试点，由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构已得到普遍认可，光纤通信作为主干网的通信方式也得到共识。馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端能够快速地彼此通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。
二。配电网馈线保护的技术现状
电力系统由发电、输电和配电三部分组成。发电环节的保护集中在元件保护，其主要目的是确保发电厂发生电气故障时将设备的损失降为最小。输电网的保护集中在输电线路的保护，其首要目的是维护电网的稳定。配电环节的保护集中在馈线保护上，配电网不存在稳定问题，一般认为馈线故障的切除并不严格要求是快速的。不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不同。许多配电网仅是考虑线路故障对售电量的影响及配电设备寿命的影响，尚未将配电网故障对电力负荷（用户）的负面影响作为配电网保护的目的。
随着我国经济的发展，电力用户用电的依赖性越来越强，供电可靠性和供电电能质量成为配电网的工作重点，而配电网馈线保护的主要作用也成为提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复供电。具体实现方式有以下几种：
2.1传统的电流保护
过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限，参见式（1）、（2）、（3）和（4）。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜，同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁，以提高可靠性；增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。
电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。
2.2重合器方式的馈线保护
实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式「参考文献。参见图1，重合器R位于线路首端，该馈线由A、B、C三个分段器分为四段。当AB区段内发生故障F1，重合器R动作切除故障，此后，A、B、C分段器失压后自动断开，重合器R经延时后重合，分段器A电压恢复后延时合闸。同样，分段器B电压恢复后延时合闸。当B合闸于故障后，重合器R再次跳开，当重合器第二次重合后，分段器A将再次合闸，此后B将自动闭锁在分闸位置，从而实现故障切除、故障隔离及对非故障段的恢复供电。
目前在我国城乡电网改造中仍有大量重合器得到应用，这种简单而有效的方式能够提高供电可靠性，相对于传统的电流保护有较大的优势。该方案的缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定影响。
2.3基于馈线自动化的馈线保护
配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。参见图2所示系统，这种馈线自动化的基本原理如下：当在开关S1和开关S2之间发生故障（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，装设在S1处的FTU检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器，最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。
这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸的多种方式，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。该方案是目前配网自动化的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。
三。馈线保护的发展趋势
目前，配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。建立在光纤通信基础上的馈线保护的实现由以下三部分组成：
1）电流保护切除故障；
2）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；
3）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现向非故障区域的恢复供电。
这种实现方式实质上是在自动装置无选择性动作后的恢复供电。如果能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就可以大大提高馈线保护的性能，从而一次性地实现故障切除与故障隔离。这需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协同动作，共同实现有选择性的故障隔离，这就是馈线系统保护的基本思想。
四。馈线系统保护基本原理
4.1基本原理
馈线系统保护实现的前提条件如下：
1）快速通信；
2）控制对象是断路器；
3）终端是保护装置，而非TTU.
在高压线路保护中，高频保护、电流差动保护都是依靠快速通信实现的主保护，馈线系统保护是在多于两个装置之间通信的基础上实现的区域性保护。基本原理如下：
参见图3所示典型系统，该系统采用断路器作为分段开关，如图A、B、C、D、E、F.对于变电站M，手拉手的线路为A至D之间的部分。变电站N则对应于C至F之间的部分。N侧的馈线系统保护则控制开关A、B、C、D的保护单元UR1至UR7组成。
当线路故障F1发生在BC区段，开关A、B处将流过故障电流，开关C处无故障电流。但出现低电压。此时系统保护将执行步骤：
Step1：保护起动，UR1、UR2、UR3分别起动；
Step2：保护计算故障区段信息；
Step3：相邻保护之间通信；
Step4：UR2、UR3动作切除故障；
Step5：UR2重合。如重合成功，转至Step9；
Step6：UR2重合于故障，再跳开；
Step7：UR3在T内未测得电压恢复，通知UR4合闸；
Step8：UR4合闸，恢复CD段供电，转至Step10；
Step9：UR3在T时间内测得电压恢复，UR3重合；
Step10：故障隔离，恢复供电结束。
4.2故障区段信息
定义故障区段信息如下：
逻辑1：表示保护单元测量到故障电流，
逻辑0：表示保护单元未测量到故障电流，但测量到低电压。
当故障发生后，系统保护各单元向相邻保护单元交换故障区段，对于一个保护单元，当本身的故障区段信息与收到的故障区段信息的异或为1时，出口跳闸。
为了确保故障区段信息识别的正确性，在进行逻辑1的判断时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。
4.3系统保护动作速度及其后备保护
为了确保馈线保护的可靠性，在馈线的首端UR1处设限时电流保护，建议整定时间内0.2秒，即要求馈线系统保护在200ms内完成故障隔离。
在保护动作时间上，系统保护能够在20ms内识别出故障区段信息，并起动通信。光纤通信速度很快，考虑到重发多帧信息，相邻保护单元之间的通信应在30ms内完成。断路器动作时间为40ms~100ms.这样，只要通信环节理想即可实现快速保护。
4.4馈线系统保护的应用前景
馈线系统保护在很大程度上沿续了高压线路纵联保护的基本原则。由于配电网的通信条件很可能十分理想。在此基础之上实现的馈线保护功能的性能大大提高。馈线系统保护利用通信实现了保护的选择性，将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复故障一次性完成，具有以下优点：
（1）快速处理故障，不需多次重合；
（2）快速切除故障，提高了电动机类负荷的电能质量；
（3）直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；
（4）功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站配合。
四。系统保护展望
继电保护的发展经历了电磁型、晶体管型、集成电路型和微机型。微机保护在拥有很强的计算能力的同时，也具有很强的通信能力。通信技术，尤其是快速通信技术的发展和普及，也推动了继电保护的发展。系统保护就是基于快速通信的由多个位于不同位置的保护装置共同构成的区域行广义保护。
电流保护、距离保护及主设备保护都是采集就地信息，利用局部电气量完成故障的就地切除。线路纵联保护则是利用通信完成两点之间的故障信息交换，进行处于异地的两个装置协同动作。近年来出现的分布式母差保护则是利用快速的通信网络实现多个装置之间的快速协同动作如果由位于广域电网的不同变电站的保护装置共同构成协同保护则很可能将继电保护的应用范围提高到一个新的层次。这种协同保护不仅可以改进保护间的配合，共同实现性能更理想的保护，而且可以演生于基于继电保护相角测量的稳定监控协系统，基于继电保护的高精度多端故障测距以及基于继电保护的电力系统动态模型及动态过程分析等应用领域。目前，在输电网中已经出现了基于GPS的动态稳定系统和分散式行波测距系统。在配电网，伴随贼配电自动化的开展。配电网馈线系统保护有可能率先得到应用。
电力系统分析理论范文5
[关键词]电力系统；运行；可靠性；分析
中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1006-0278（2013）03-156-01
电力系统的任务是向用户提供源源不断、质量合格的电能。随着社会现代化进程的加快，生产和生活对电源的依赖性也越来越大，而停电造成的损失也日益增大。因此，要求电力系统应有很高的可靠性。电力系统可靠性是电力系统按可接受的质量标准和所需数量，不间断地向电力用户提供电力和电量的能力的量度。可靠性包括充裕性和安全性两个方面。
一、电力系统运行可靠性可靠性对比分析
（一）在传统电力系统中
设备预防性检修计划由系统进行统一安排，如某一台设备是否需要检修、是大修还是小修都得按规定执行，并且在确定检修计划时不做任何经济性的考虑。而市场环境下设备检修的安排方法不会对电网运行造成大的影响。因此，整个系统只有一个检修计划。在市场环境下，各公司根据自己的判断进行设备预防性检修，不仅各公司有各自的计划，而且不同类型的公司的计划编制原则也将不尽相同。比如，电力采办公司的计划不会考虑一次能源的价格，而电力公司的计划可能就要考虑一次能源的价格。所以，必须研究新的、适合不同类型公司的设备预防性检修计划的原理，并开发相应的软件。
（二）稳定性都是至关重要的
尤其是作为民生与国家之本的电力系统。在电力市场环境下，不同公司的利益会因为这些措施的实施受到影响，因此，电网公司必须事先与其他公司就切机、切负荷等达成协议，以便在系统运行的稳定性受到威胁时能够按协议采取措施。当然，具体到实际中到底采取何种方式，应在详细的经济分析基础上做出决定。总之，电力市场下，可靠性必须满足各方利益。
（三）辅助服务是电力市场经济最重要的特征之一
关系到电力系统的安全运行与可靠性。包括电网频率控制、机组旋转备用、机组运行备用（非旋转备用）、无功备用和电压控制、电网能量不平衡的消除、有功网损补偿、机组设备事故后的恢复、机组对系统的安全控制、发电再计划（校正计划）；此外还有大面积停电启动、损耗补偿、动态调度、备用支持、负荷跟踪等。传统的电力系统管理中，辅助服务问题一直没有引起足够的重视。在电力市场环境下，必须重视并且管理这些服务，同时给予合理的经济补偿，使辅助服务的供应者能够得到应有的报酬。
二、深化电力系统可靠性管理分析
（一）加群全过程、全方位生产管理
可靠性管理工作要求全过程、全方位参与企业的电力生产，从规划设计、设备选购、基建，到运行、计划检修，直到退役，涉及到电力生产环节中几乎所有的部门。可靠性管理工作是否能够深入整个生产过程直接影响到设备可靠性指标。没有相关部门的支持，仅仅依靠可靠性管理机构去协调解决一系列的问题是不现实的。因此，建立能真正发挥作用、行之有效的可靠性管理体系是做好可靠性管理工作的前提。
（二）需要提高对电力可靠性的认识
可靠性管理工程是为适应产品的高可靠性要求发展起来的新兴学科。它研究产品或系统的故障发生原因、消除和预防措施，从而保证产品的可靠性和可用性，延长使用寿命，降低维修费用，提高产品的使用效益。电力可靠性是一项复杂的系统工程，其重要的特点就是技术与管理的结合，全员全过程管理。电力可靠性研究不仅仅是技术人员的问题，也是政府部门的管理问题，需要国家和地方各级领导的重视和参与；而这个管理过程，涉及到设计、运行、维护、试验等全过程，牵涉到发、输、配、用电等各个环节的设备和人员。要让电力系统可靠性始终保持在较高水平，需要精心筹划，全员参与。供电企业要加大对电力可靠性的宣传力度，让可靠性的概念深入人心，并把这项工作作为一项长期的任务来抓。只有造就了人人关注可靠性的大环境，才能促进可靠性技术研究的深入开展，增大企业研究和应用电力可靠性技术的兴趣，并保障各项可靠性管理工作的顺利进行。
（三）大力开发输变电可靠性系统与生产管理信息系统
电力系统分析理论范文6
所谓的“分层控制系统”是指从物理结构上或从功能上进行分层，使由此而形成的各子控制系统的动作从整个系统来看达到最恰当的控制效果，并自动或人工地把这些动作协调起来，遵循某一控制目标而工作的系统。为了构成达到预期目的的综合自动化系统，把所有正在发展中的地区调度所及发电厂、变电站的自动化完善地协调起来以形成分层控制系统是比较现实的。
一、我国电力系统的分层(多级)调度控制
根据我国电力系统的实际情况和电力工业体制，电网调度指挥系统分为国家级总调度(简称国调)、大区级调度(简称网调)、省级调度(简称省调)和地区级调度(简称地调)四级。近年来随着乡镇企业和农村经济的蓬勃发展，广大农村地区用电负荷急剧增长，己有数百个由大电网延伸供电的县级电力网主变总容量达到或接近50～200MW。现在国家已经明确规定增加县级调度，形成了五级调度分工协调进行指挥控制的电力系统运行体制。1.国家级调度国家调度(国调)通过计算机数据通信网与各大区电网控制中心相连，协调、确定大区电网间的联络线潮流和运行方式，监视、统计和分析全国电网运行情况。2.大区级调度大区调度(区调)按统一调度分级管理的原则，负责跨省大电网的超高压线路的安全运行并按规定的发用电计划及监控原则进行管理，提高电能质量和运行水平。3.省级调度省级调度按统一调度，分级管理的原则，负责省内电网的安全运行并按照规定的发电计划及监控原则进行管理，提高电能质量和运行水平。
二、分层(多级)调度控制相关技术
1.结合电网自动电压控制进行调度电压是衡量电能质量的一项重要指标。随着电网规模的不断扩大，只通过人工控制无功潮流和进行电压控制，以保证大电网运行的稳定性和经济性是不实际的，必须实施自动电压控制(AVC)。同频率调节概念类似，电压调节也可分为一次、二次和三次调节。电压的快速无规则变化由发电机组无功功率“一次调节”进行补偿，这种一次调节要求快速(毫秒级)，必须自动(类似机组一次调频)，主要由机组励磁调节器(AVR)实现二次调节是补偿电压的慢变化，控制的是控制区域内“控制机组”所吸收和发出的无功功率，以使区域内电压合格，其反应时间为1—5min(类似二次调频，即AGC)。三次调节则是使系统电压和无功分布全面协调，控制电网在安全、经济和优化状态下运行，时间为15min以上(类似三次调频，即经济调度)。2.自动发电控制的分层控制与协调技术自动发电控制(auto-generation-control，AGC)也称负荷和频率控制(loadandfrequencycontrol，LFC)，它是能量管理系统的重要组成部分。按电网控制中心的目标函数将指令发送给有关发电厂的机组，通过电厂或机组的自动控制调节装置，实现发电自动控制，从而达到控制中心(调度中心)的调控目标。在论文格式大的区域性电网互联成为发展趋势的情况下，采用AGC分层控制以保证电网的频率质量显得尤为重要。互联电网中AGC控制的基本原则是在保证系统频率质量的前提下，执行区域间的交换功率计划，每个区域负责处理本区域的负荷扰动，并在紧急情况下给予相邻区域以临时性支援。目前，网、省调度根据这一原则，结合我国电网“统一调度、分级管理”的网、省调度运行模式提出的网、省调度分层TBC控制和CPS控制策略，已在华东电网调度、江苏省电网调度和上海市电网调度等实际运行中取得了良好的效果。我们完全可以借鉴其经验，在其他网、省调度中推广应用。超级秘书网
三、分层(多级)调度控制的优势
电力系统调度控制可分为集中调度控制和分层调度控制。集中调度控制就是电力系统内所有发电厂和变电站的信息都集中到一个中央调度控制中心，由中央调度中心统一来完成整个电力系统调度控制的任务。在电力工业发展的初期阶段，集中调度控制曾经发挥了它的重要作用。但是随着电力系统规模的不断扩大，集中调度控制暴露出了许多不足，如运行不经济、技术难度大及可靠性不高等，这种调度机制已不能够满足现代电力系统的发展需要。为了解决集中调度控制的缺点和不足，现代大型电力系统普遍采用了分层调度控制。与集中调度控制相比，主要有以下几方面的优点：
1.易于保证自动化系统的可靠性；
2.可灵活地适应系统的扩大和变更；
3.可提高投资效率；
4.能更好地适应现代技术水平的发展；
