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江西电网调度自动化专业知识题库
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电网事故给调度自动化系统发展带来的思考
&&&&来源:毕业论文网
　　摘要：文章通过湖南电网历史上的2次事故，阐述了调度自动化系统的重要性，回顾湖南电网调度自动化3O年的发展，分析现阶段湖南电网调度自动化系统的不足之处，提出了湖南电网调度自动化系统发展方向的建议。
　　关键词：电网;事故;调度自动化;发展电力系统
　　自动化经历了&元件自动化&、&局部自动化&、&单一岛自动化& 到&调度自动化系统&的4个发展阶段，调度自动化系统将各个厂站自动化系统连接成为一个有机的整体。2O世纪60年代面临的在线安全分析的急迫性，促进了能量管理系统的诞生。
　　调度自动化系统包括远动装置和调度主站系统，是用来监控整个电网运行状态的，使得调度人员能够统观全局，运筹全网，有效地指挥电网安全、稳定和经济运行，其作用主要有以下3个方面：(1)对电网安全运行状态实现监控，电网正常运行时，通过调度人员监视和控制电网的频率、电压、潮流、负荷与出力;主设备的位置状况及水、热能等方面的工况指标，使之符合运行规定，保证电能质量和用户计划用电、用水和用汽的要求。(2)对电网运行实现经济调度，在对电网实现安全监控的基础上，通过调度自动化的手段实现电网的经济调度，以达到降低损耗、节省能源，多发电、多供电的目的。(3)对电网运行实现安全分析和事故处理，导致电网发生故障或异常的因素非常复杂，且过程十分迅速，如不能及时预测、判断或处理不当，不但可能危及人身和设备安全，甚至会使电网瓦解崩溃，造成大面积停电，给国民经济带来重大损失。为此，必须增强调度自动化手段，实现电网运行的安全分析，提供事故处理对策和相应的监控手段，避免或减少事故造成的损失。
　　湖南电网历史上发生的2次事故，使调度自动化系统的重要性更为突出。
　　1、历史事故教训1981年，湖南电网已基本形成了以220 kV线路为骨架的统一电网，以柘溪、凤滩为主的大电源位于电网西部，系统运行是典型的西电东送格局。
　　日，湖南电网因发生事故而崩溃。
　　事故的简要经过是：当天上午9时27分柘乡线故障跳闸，连切柘溪2台机，系统频率降到49.4 Hz，此时凤滩、柘溪2个电厂负荷外送通道的常益和柘潭线共计负荷350 NW，9时28分常益线又因单永故障跳闸，于是这个负荷全部涌到柘潭线上，并产生振荡，接着柘潭线因电流速断(定值1 260 A)动作跳闸，这样湖南主系统就突然失去350 MW 的电源支持(占当时主系统的45%)，导致系统频率急剧下降，由于功率缺额太大，超出当时所有的低频切负荷的容量和保用电的能力，系统终于崩溃。
　　无独有偶，湖南电网在1996年又发生了1次类似的事故，但是却有良好的结局，当时迎毛、风毛、柘泉I、Ⅱ这个西电东送断面的负荷共计有980 NW，其中迎毛线负荷高达380 NW，远远超过其稳定控制极限，凤毛线负荷也有180 NW，已经达到可能引发凤滩水电厂振荡的功率水平，所幸当时运行环境尚好，频率稳定在5O Hz附近，电压也比较高，且没有振荡，所以迎毛线的电流速断未动作，并且调度运行人员迅速地加大了受端机组的出力，使迎毛线的负荷及时下降到270 MW，从而避免了迎毛线的跳闸以及随之而来的其他线路的相继跳闸，避免了系统稳定运行的破坏。
　　这2起事故从自动化方面分析，1981年的那次事故发生时，湖南没有电网调度自动化系统，当时的调度人员完全凭借运行经验忙于拉闸限电，试图把频率提上去，而且没有电网调度自动化系统直观的分析显示，运行人员没有意识到主系统45%的功率缺额意味着什么，没有能够采取有效的措施来减少这个比例，导致系统最终崩溃。1996年发生事故时，湖南已经拥有了通过实用化验收的电网调度自动化系统，当潮流越限，调度自动化系统上相关潮流的数字显示为醒目的红色，而且调度人员预先通过大量的计算分析，做好了事故预想和处理预案，调度人员根据电网实际情况并参考处理预案，迅速、准确地控制了故障范围，迅速的加大受端机组的出力，使得关键的迎毛线负荷迅速地下降到270 MW，从而避免了事故的扩大。
　　前次事故情况下，由于没有电网调度自动化系统，除了继电保护装置、电源和负荷的紧急控制装置外，差不多完全依靠调度运行人员和发电厂、变电所的运行人员根据有限的盘表信息和运行经验，做出简单判断，再进行电力系统的调度和操作。电力系统的很大一部分监视和控制功能是由电力系统中所属发电厂和变电所运行人员直接来完成的。监视和控制的快速性和正确性都受到很大的限制。
　　随着电力系统的进一步扩大和复杂化，要求调度人员利用简单技术手段，随时掌握复杂多变的电力系统运行状态，并作出正确的判断是非常困难的，甚至可以说几乎是不可能的。1996年这次事故，湖南已经拥有了通过实用化验收的电网调度自动化系统，调度人员可根据这些信息随时掌握电力系统的运行状态，及时对电力系统运行方式的改变作出决定，并能及时发现和迅速地处理所发生的事故。
　　电网的安全稳定运行除了需要合理的电网结构以及电源分布外，还需要有科学的监视、分析、控制手段作为技术支持，如果能对可能发生的事故及事故处理均做到心中有数，就可以大大减少电网事故的发生，防止类似30年前的事故，确保电网的安全稳定运行。由于电能不易储存，电能的生产和消费必须同时进行，一处的故障可能会引起整个系统的连锁事故，需要相应的应对措施，必须加强全系统的安全监视、分析和控制，保证任何局部故障发生后，能迅速处理和恢复正常运行，避免任何局部的故障扩大为全系统的事故。在事故处理中，调度运行人员一方面需要依靠先进的电网调度自动化系统，密切监视发电厂、变电站的运行工况和电网安全水平，迅速处理大量时刻变化的运行信息，正确下达调度指令，保证电网安全运行;另一方面需要跟踪负荷变化实时调整发电出力，满足用电需求。更重要的是平时能防范于未然，通过建立实时监控和分析决策系统，实时监测电网的运行状态，根据实时的负荷水平优化电网的运行方式，包括改变电网接线方式，提高电力系统安全裕度，解除运行设备的过载，使系统恢复到安全运行的正常状态。
　　2、30年来的湖南电网发展及现状随着电网的日益发展和电网事故处理、日常监视控制分析对电网调度自动化系统的迫切需要，3O年来，电网调度自动化系统取得了长足的发展。
　　上世纪7O年代中后期，我国电网调度自动化领域内的远动化和数字化是按远动和计算机2个专业各自发展的。后来，二者结合组成一体化的SCADA (数据采集与监视控制)系统。通过&引进一消化&开发&创新&取得快速发展，则是改革开放后的事。1978年原电力部主管部门力排众议，做出了重大的技术决策：在1979年我国第1条500 kV线路平武输电工程项目中引进我国第1套计算机与远动终端一体化的SCADA系统。平武工程从瑞典ASEA公司引进了sINDAC一3型SCADA系统，通过DS一801 RTU对平武线一线三站实现了安全监控。通过对SCADA系统技术的吸收消化和组织对系统的二次开发和汉化并接人其他远动终端后，该系统扩充为整个湖北电网调度自动化系统。SINDAC一3型SCADA的引进，确立了计算机与远动相结合的理念。差不多与此同时，原电力部通信调度局还从日本日立公司引进了用于通信调度的H80E型主站系统。
　　湖南第1代电网调度自动化系统PCS一32系统是上世纪80年代中期从美国SCI公司引进的。
　　该系统于1989年5月完成现场验收，6月投入使用，1990年l2月通过了能源部调通局和华中电管局组织的实用化验收，成为国内第1个实用化达标的省调系统。系统实现了SCADA功能，使调度运行人员能够方便地监视被控对象的运行情况并通过计算机对被控对象进行控制，从而能及时发现和处理电网事故;同时该系统还较好的实现了AGC(自动发电控制)功能，自动调整与华中电网间的网供线路潮流，使得区域问交换功率按计划值运行，省调PCS一32系统直接控制电厂出力，减少了调度运行人员的工作压力。但是当时系统还存在很多问题，功能较为单一，仅具备SCADA+AGC功能，在这种情况下，CPU负载还过重，PCS一32系统难以加装运行网络分析软件，主要原因是当时采用了基于CISC (复杂指令系统计算机)的集中式SCADA/EMS系统。
　　近年来，湖南电网发展日新月异，主网结构日趋复杂，安全稳定问题突出;水电比重大，调节性能差，火电机组调峰能力有限;摆在调度运行人员面前的电网调度工作十分复杂艰巨。必须增加电网应用软件功能，借助现代化科技手段，进行电网调度管理。1994年初，湖南开始建设第2代电网调度自动化系统。经过约2年的工作，新的电网调度自动化系统OASYS/EMS(由美国VALMET、OSI公司提供)于1996年1O月28日正式投入运行。
　　其中，SCADA 的全部功能和自动发电控制(AGC)、网络拓扑、状态估计、调度员潮流、DTS、静态安全分析等电网应用软件均投入实用 】。相比于PCS一32系统，该系统具备应用软件功能，为电网调度机构指挥大电网提供了现代化管理的物质基础和技术手段，标志着湖南电网调度由经验型逐步转向了分析型调度。其中AGC功能实现联络线功率控制更为稳定可靠，控制偏差进一步减少;状态估计功能使得在某些遥测量不正确或远动数据中断情况下，调度员仍能准确地掌握电网运行情况;调度员潮流功能实现了在线潮流计算，为调度运行人员提供了强大的事故预想分析工具，对可能发生的事故及事故处理均做到了心中有数;静态安全分析实现了随时发现电网的薄弱环节;DTS投运后，强制调度运行人员必须在DTS系统进行培训、模拟反事故演习以及升值考试才能上岗，为湖南电网培养出了一大批业务过硬的调度运行人员。该系统连续稳定运行了13年之久，为湖南电网安全经济运行做出了巨大贡献。该系统不足是：(1)电网调度运行的自动化和智能化程度还较低，对个人的主动性和能力依赖性较大。 (2)信息不够全面。大规模复杂电网的安全性涉及稳态、动态、暂态方面，系统采集的仅是潮流水平上的电力系统稳态数据，无法实现对低频振荡等动态稳定问题的监测。
　　2007年，湖南开始建设第3代电网调度自动化系统，主要包括新一代省调EMS、省地调一体化DTS(调度员培训仿真系统)、省调综合数据平台、湖南电网在线安全稳定评估及预防控制系统等。2007年投运了WAMS(电网动态监测预警系统)一期工程，完成3O多个PMU (同步相量测量装置)布点，实现的功能包括：电网动态监视、电网扰动识别、低频振荡监视等。2009年7月第3代电网调度自动化系统正式上线运行，第3代电网调度自动化系统在功能、性能、容量等方面，较第2代电网调度自动化系统均有了明显提升，并创造了湖南特色。新系统新增了网络拓扑着色、图模库一体化维护、省地调一体化DTS系统、省地协调AVC (自动电压控制)等1O项主要功能;完善提高了DTS暂态仿真、电网信息全景反演和分析、频率和潮流实时监控等6项主要功能。此外，新系统的关键服务器实施了安全加固，系统安全性更高;数据通信通道实现了一专一网冗余配置，通道可靠性更高;存储系统实现了&1+1&镜像，存储设备可靠性更高;数据访问实现了高速并行处理，数据查询速度更快。在系统容量方面，新系统解决了第2代电网调度自动化系统实时和历史数据容量受限问题，能满足湖南电网厂站接入需求和数据存储需求。省调综合数据平台建成实现了综合各应用系统信息的实时数据中心、历史数据中心、事项中心、模型中心、图形中心，具备以统一标准和规范接口形式提供全面的信息服务能力和相应的平台支撑能力;数据平台提供了类似C,oo#e的模糊信息查询功能，为推动信息的深化应用和综合应用水平奠定了技术基础。项目建设在注重实用化的基础上，同时实现了数据平台设计与应用理念、信息统一存储方案、统一编码标准和信息接口规范、信息综合查询与展示等创新性工作，应用效果显着。
　　3、湖南电网调度自动化系统发展思考电网调度自动化系统运行周期8&1O年。在调度自动化系统建设中，必须统筹兼顾当前及未来的应用需求，电网调度自动化系统应用功能需要同时具备实用性、先进性，确保调度自动化系统在长周期运行中始终保持实用化水平 】。
　　目前湖南电网调度自动化系统基本具备并投运了EMS功能，但尚不具备安全约束调度、调度计划动态校核等功能。各地县调自动化系统主要投运了常规SCADA功能，地调调度员潮流等应用软件应用水平不高，缺乏调度员培训仿真手段。省地调缺乏电网生产运行信息综合处理和展示手段，依然采用孤立系统二维展示的传统手段，没有通过采用数据整合、挖掘和可视化技术等手段实现生产信息的综合处理和多维展示功能，电网生产决策指挥技术手段落后。湖南省电力公司省地县三级调度机构技术支持系统距电网调度运行精益化管理需求尚有差距，无法为湖南电网信息化、互动化、自动化提供有效技术支撑。
　　调度是电力系统运行的枢纽环节，智能调度技术是智能电网建设的重要组成部分，随着我国互联电网的形成，为实现能源资源大范围优化配置提供了可能，同时也增加了调度运行的复杂性。随着国家电网公司推进智能电网建设，湖南电网也将实现高度智能化的电网调度。坚强智能电网要求全面建成横向集成、纵向贯通的智能电网调度技术支持系统，满足各级电网调度和集中监控的要求，实现大电网联锁事件条件下的在线智能分析、预警、决策，各类新型发输电技术设备的高效调控和特高压交直流混合电网的精益化控制，实现智能电网的调度一体化运行 J。
　　为了实现电网智能调度，新的技术支持系统的建设需要制定一系列的技术标准和规范，包括编码规范、接口规范、图库模规范、接口规范等。在系统的应用中，需要加大实用化力度，以开发促应用，以应用促完善，实现开发和应用相互促进。
　　4、结论
　　3O年来，湖南电网调度自动化系统取得了长足的发展，使调度从经验型调度提高到了分析型、决策型调度，目前正在逐步过渡到智能型调度，湖南电网调度技术支持系统将为湖南电网信息化、互动化、自动化提供有效技术支撑。
　　[1】樊福而。从2次事故看湖南电网的稳定问题[c】∥全国电力系统技术会议。.
　　[2】于尔铿，刘广一，周京阳。能量管理系统(EMS)[J】。电力系统自动化，1997，21(I)：65-68.
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　　[4}张小伍。电网能量管理系统(EMS)基本技术功能要求【c】∥电网调度自动化系统(SCADA/EMS)论文集。1998，I-1I.
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国家电网公司招聘考试试题及答案
导读：答：220～500KV电网以及个别的110KV电网的重要部分,根据下列情况设置断，答:低频自启动是指水轮机和燃气轮机在感受系统频率降低到规定值时,自动快速启动,并，调相改发电是指当电网频率降低到规定值时,由自动装置将发电机由调相方式改为发电方式，答:电力系统中,当大电源切除后可能会引起发供电功率严重不平衡,造成频率或电压降低，答:对于一个复杂电网的稳定控制问题,必须靠区域电网中的几个厂站的稳定还将威胁到厂用电的安全,因此发电机应装设频率异常运行保护。98、对大型汽轮发电机频率异常运行保护有何要求？答:对发电机频率异常运行保护有如下要求:1、具有高精度的测量频率的回路。2、具有频率分段启动回路、自动累积各频率段异常运行时间,并能显示各段累计时间,启动频率可调。3、分段允许运行时间可整定,在每段累计时间超过该段允许运行时间时,经出口发出信号或跳闸。4、能监视当前频率。99、为什么大型汽轮发电机要装设负序反时限过流保护？答:电力系统发生不对称短路时,发电机定子绕组中就有负序电流,负序电流在转子产生倍频电流,造成转子局部灼伤、大型汽轮机由于它的尺寸较小耐受过热的性能差,允许过热的时间常数A(I2*I2*t)值小,为保护发电机转子,需要采用能与发电机允许的负序电流相适应的反时限负序过流保护。100、为什么现代大大型发电机--变压器组应装设非全相运行保护？答:大型发电机--变压器组220KV及以上高压侧的断路器多为分相操作的断路器,常由于误操作或机械方面的原因使三相不能同时合闸或跳闸,或在正常运行中突然一相跳闸。这种异常工况,将在发电机--变压器组的发电机中流过负序电流,如果靠反应负序电流的反时限保护动作(对于联络变压器,要靠反应短路故障的后备保护动作）,则会由于动作时间较长,而导致相邻线路对侧的保护动作,使故障范围扩大,甚至造成系统瓦解事故。因此,对于大型发电机--变压器组,在220KV及以上电压侧为分相操作的断路器时,要求装设非全相运行保护。 101、为什么要装设发电机意外加电压保护？答:发电机在盘车过程中,由于出口断路器误合闸,突然加电压,使发电机异步启动,它能给机组造成损伤。因此需要有相应的保护,当发生上述事件时,迅速切除电源。一般设置专用的意外加电压保护,可用延时返回的低频元件和过流元件共同存在为判据。该保护正常运行时停用,机组停用后才投入。 当然在异常启动时,逆功率保护、失磁保护、阻抗保护也可能动作,但时限较长,设置专用的误合闸保护比较好。102、为什么要装设发电机断路器断口闪络保护？答：接在220KV以上电压系统中的大型发电机--变压器组,在进行同步并列的过程中,作用于断口上的电压,随待并发电机与系统等效发电机电势之间相角差δ的变化而不断变化,当δ=180°时其值最大,为两者电势之和。当两电势相等时,则有两倍的相电压作用于断口上,有时要造成断口闪络事故。 断口闪络除给断路器本身造成损坏,并且可能由此引起事故扩大,破坏系统的稳定运行。一般是一相或两相闪络,产生负序电流,威胁发电机的安全。为了尽快排除断口闪络故障,在大机组上可装设断口闪络保护。断口闪络保护动作的条件是断路器三相断开位置时有负序电流出现。断口闪络保护首先动作于灭磁,失效时动作于断路失灵保护。103、为什么要装设发电机启动和停机保护？答:对于在低转速启动或停机过程中可能加励磁电压的发电机,如果原有保护在这种方式下不能正确工作时,需加装发电机启停机保护,该保护应能在低频情况下正确工作。例如作为发电机--变压器组启动和停机过程的保护,可装设相间短路保护和定子接地保护各一套,将整定值降低,只作为低频工况下的辅助保护,在正常工频运行时应退出,以免发生误动作。为此辅助保护的出口受断路器的辅助触点或低频继电器触点控制。104、在母线电流差动保护中,为什么要采用电压闭锁元件？如何实现？答:为了防止差动继电器误动作或误碰出口中间继电器造成母线保护误动作,故采用电压闭锁元件。电压闭锁元件利用接在每条母线上的电压互感器二次侧的低电压继电器和零序电压继电器实现。三只低电压继电器反应各种相间短路故障,零序过电压继电器反应各种接地故障。 105、为什么设置母线充电保护？答：为了更可靠地切除被充电母线上的故障,在母联开关或母线分段开关上设置相电流或零序电流保护,作为专用的母线充电保护。母线充电保护接线简单,在定值上可保证高的灵敏度。在有条件的地方,该保护可以作为专用母线单独带新建线路充电的临时保护。母线充电保护只在母线充电时投入,当充电良好后,应及时停用。106、何谓开关失灵保护？答:当系统发生故障,故障元件的保护动作而其开关操作失灵拒绝跳闸时,通过故障元件的保护作用其所在母线相邻开关跳闸,有条件的还可以利用通道,使远端有关开关同时跳闸的保护或接线称为开关失灵保护。开关失灵保护是&近后备&中防止开关拒动的一项有效措施。 107、断路器失灵保护的配置原则是什么？答：220～500KV电网以及个别的110KV电网的重要部分,根据下列情况设置断路器失灵保护:1、当断路器拒动时,相邻设备和线路的后备保护没有足够大的灵敏系数,不能可靠动作切除故障时。2、当断路器拒动时,相邻设备和线路的后备保护虽能动作跳闸,但切除故障时间过长而引起严重后果时。3、若断路器与电流互感器之间距离较长,在其间发生短路故障不能由该电力设备的主保护切除,而由其他后备保护切除,将扩大停电范围并引起严重后果时。108、断路器失灵保护时间定值整定原则？答:断路器失灵保护时间定值的基本要求为:断路器失灵保护所需动作延时,必须保证让故障线路或设备的保护装置先可靠动作跳闸,应为断路器跳闸时间和保护返回时间之和再加裕度时间,以较短时间动作于断开母联断路器或分段断路器,再经一时限动作于连接在同一母线上的所有有电源支路的断路器。109、对3/2断路器接线方式或多角形接线方式的断路器,失灵保护有哪些要求？
答：1）断路器失灵保护按断路器设置。2）鉴别元件采用反应断路器位置状态的相电流元件,应分别检查每台断路器的电流,以判别哪台断路器拒动。3）当3/2断路器接线方式的一串中的中间断路器拒动,或多角形接线方式相邻两台断路器中的一台断路器拒动时,应采取远方跳闸装置,使线路对端断路器跳闸并闭锁其重合闸的措施。110、500KV断路器本体通常装有哪些保护？答：500KV断路器本体通常装有断路器失灵保护和三相不一致保护。500KV断路器失灵保护分为分相式和三相式。分相式采用按相启动和跳闸方式,分相式失灵保护只装在3/2断路器接线的线路断路器上；三相式采用启动和跳闸不分相别,一律动作断路器相三跳闸,三相式失灵保护只装在主变压器断路器上。 三相不一致保护采用由同名相常开和常闭辅助接点串联后启动延时跳闸,在单相重合闸进行过程中非全相保护被重合闸闭锁。111、3/2断路器的短引线保护起什么作用？答:主接线采用3/2断器接线方式的一串断路器,当一串断路器中一条线路停用,则该线路侧的隔离开关将断开,此时保护用电压互感器也停用,线路主保护停用,因此在短引线范围故障,将没有快速保护切除故障。为此需设置短引线保护,即短引线纵联差动保护。在上述故障情况下,该保护可速动作切除故障。 当线路运行,线路侧隔离开关投入时,该短引线保护在线路侧故障时,将无选择地动作,因此必须将该短引线保护停用。一般可由线路侧隔离开关的辅助触点控制,在合闸时使短引线保护停用。112、什么叫自动低频减负荷装置？其作用是什么？答:为了提高供电质量,保证重要用户供电的可靠性,当系统中出现有功功率缺额引起频率下降时,根据频率下降的程度,自动断开一部分用户,阻止频率下降,以使频率迅速恢复到正常值,这种装置叫自动低频减负荷装置。它不仅可以保证对重要用户的供电,而且可以避免频率下降引起的系统瓦解事故113、自动低频减负荷装置的整定原则是什么？答：1、自动低频减负荷装置动作,应确保全网及解列后的局部网频率恢复到49.50HZ以上,并不得高于51HZ。2、在各种运行方式下自动低频减负荷装置动作,不应导致系统其它设备过载和联络线超过稳定极限。3、自动低频减负荷装置动作,不应因系统功率缺额造成频率下降而使大机组低频保护动作。4、自动低频减负荷顺序应次要负荷先切除,较重要的用户后切除。5、自动低频减负荷装置所切除的负荷不应被自动重合闸再次投入,并应与其它安全自动装置合理配合使用。6、全网自动低频减负荷装置整定的切除负荷数量应按年预测最大平均负荷计算,并对可能发生的电源事故进行校对。114、简述发电机电气制动的构成原理？制动电阻的投入时间整定原则是什么？答:当发电机功率过剩转速升高时,可以采取快速投入在发电机出口或其高压母线的制动电阻,用以消耗发电机的过剩功率。制动电阻可采用水电阻或合金材料电阻,投入制动电阻的开关的合闸时间应尽量短,以提高制动效果。制动电阻的投入时间整定原则应避免系统过制动和制动电阻过负荷,当发电机dP/dt过零时应立即切除。115、汽轮机快关汽门有几种方式？有何作用？答：汽轮机可通过快关汽门实现两种减功率方式:短暂减功率和持续减功率。1、短暂减功率用于系统故障初始的暂态过程,减少扰动引起的发电机转子过剩动能以防止系统暂态稳定破坏。2、持续减功率用于防止系统静稳定破坏、消除失步状态、限制设备过负荷和限制频率升高。116、何谓低频自启动及调相改发电？答:低频自启动是指水轮机和燃气轮机在感受系统频率降低到规定值时,自动快速启动,并入电网发电。调相改发电是指当电网频率降低到规定值时,由自动装置将发电机由调相方式改为发电方式,或对于抽水蓄能机组采取停止抽水迅速转换到发电状态。117、试述电力系统低频、低压解列装置的作用？答:电力系统中,当大电源切除后可能会引起发供电功率严重不平衡,造成频率或电压降低,如采用自动低频减负荷装置(或措施）还不能满足安全运行要求时,须在某些地点装设低频、低压解列装置,使解列后的局部电网保持安全稳定运行,以确保对重要用户的可靠供电。 118、何谓振荡解列装置？答:当电力系统受到较大干扰而发生非同步振荡时,为防止整个系统的稳定被破坏,经过一段时间或超过规定的振荡周期数后,在预定地点将系统进行解列,执行振荡解列的自动装置称为振荡解列装置。119、何谓区域性稳定控制系统？答:对于一个复杂电网的稳定控制问题,必须靠区域电网中的几个厂站的稳定控制装置协调统一才能完成。即每个厂站的稳定控制装置不仅靠就地测量信号,还要接受其他厂站传来的信号,综合判断才能正确进行稳定控制。这些分散的稳定控制装置的组合,我们统称为区域性稳定控制系统。120、电力系统通信网的主要功能是什么？答:电力系统通信网为电网生产运行、管理、基本建设等方面服务。其主要功能应满足调度电话、行政电话、电网自动化、继电保护、安全自动装置、计算机联网、传真、图像传输等各种业务的需要。121、简述电力系统通信网的子系统及其作用？答:电力系统通信网的子系统为:(1、调度通信子系统,该系统为电网调度服务。(2、数据通信子系统,这个系统为调度自动化、继电保护、安全自动装置、计算机联网等各种数据传输提供通道。(3、交换通信子系统,这个系统为电力生产、基建和管理部门之间的信息交换服务。 122、调度自动化向调度员提供反映系统现状的信息有哪些？答:1、为电网运行情况的安全监控提供精确而可靠的实时信息,包括有关的负荷与发电情况,输电线路的负荷情况,电压、有功及无功潮流,稳定极限,系统频率等。2、当电网运行条件出现重要偏差时,及时自动告警,并指明或同时启动纠偏措施。3、当电网解列时,给出显示,并指出解列处所。123、什么是能量管理系统(EMS）？其主要功能是什么?答:EMS能量管理系统是现代电网调度自动化系统(含硬、软件）总称。其主要功能由基础功能和应用功能两个部分组成。基础功能包括:计算机、操作系统和EMS支撑系统。应用功能包括:数据采集与监视(SCADA）、自动发电控制(AGC）与计划、网络应用分析三部分组成。 124、电网调度自动化系统高级应用软件包括哪些？答:电网调度自动化系统高级应用软件一般包括:负荷预报、发电计划、网络拓扑分析、电力系统状态估计、电力系统在线潮流、最优潮流、静态安全分析、自动发电控制、调度员培训模拟系统等。125、电网调度自动化SCADA系统的作用？答：调度中心采集到的电网信息必须经过应用软件的处理,才能最终以各种方式服务于调度生产。在应用软件的支持下,调度员才能监视到电网的运行状况,才能迅速有效地分析电网运行的安全与经济水平,才能迅速完成事故情况下的判断、决策,才能对远方厂、站实施有效的遥控和遥调。 目前,国内调度运行中SCADA系统已经使用的基本功能和作用为:1）数据采集与传输；(2）安全监视、控制与告警；(3）制表打印；(4）特殊运算；(5）事故追忆。126、什么是自动发电控制(AGC）？答:自动发电控制简称AGC,它是能量管理系统(EMS）的重要组成部分。按电网调度中心的控制目标将指令发送给有关发电厂或机组,通过电厂或机组的自动控制调节装置,实现对发电机功率的自动控制。包含总结汇报、人文社科、IT计算机、旅游景点、计划方案、办公文档、资格考试、word文档、外语学习、经管营销以及国家电网公司招聘考试试题及答案等内容。本文共12页
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