1.电力系统
电力系统指由发电、输电、变电、配电、用电设备、用户及相应的辅助系统组成的电能生产、输送、分配、使用的统一整体。其中电力网是电力系统的一部分，指由变压器、电力线路等变换、输送、分配电能的设备所组成的部分。在电力系统的基础上将电厂的动力部分包含在内的系统，称为动力系统。动力系统是一个比较大范围的系统概念。电力网、电力系统和动力系统的关系如下图所示：
生态图如下:
场景图如下：
2.基本参数和术语
一次能源：指自然界中以原有形式存在的，没有经过加工转换的能量资源，包括原煤、原油、天然气、油页岩、核能、可燃冰、太阳能、风能、水能、波浪能、潮汐能、地热能、生物质能和海洋温差能等。
二次能源：也称“次级能源”或“人工能源”，是由一次能源经过油、电能、蒸汽、热水、氢能等经过几次转换成另一种能源，被称为二次能源。电能是其用途最广、使用最方便、最清洁的二次能源。
有功功率：指在交流电路中，电能转换为其他形式能量（如机械能、热能等）的功率。它是电力系统中实际进行能量转换的功率部分。单位是瓦特（Watt，W）或千瓦（Kilowatt，kW）
无功功率：指在交流电路中，与电能转换无关，但对维持电路中电压和电流的相位关系必要的功率部分。无功功率不涉及能量的转换，但它对于电力系统的稳定运行至关重要。单位是乏特（Var，无功功率单位）或千乏特（Kvar）
电力系统基本参量主要有总装机容量、年发电量、最大负荷、额定频率和最高电压等级、接线图（地理GIS接线图和电气接线图）、潮流分布等。
总装机容量：指该系统中实际安装的发电机组额定有功功率的总和，以千瓦（kW）、兆瓦（MW）、吉瓦（GW）计。
年发电量：指电力系统中所有发电机组全年实际发出电能的总和，以兆瓦·时（MWh）、吉瓦·时（GWh）、太瓦·时（TWh）计。
最大负荷：一般指规定时间，如一天、一月或一年内，电力系统总有功功率负荷的最大值，以千瓦（kW）、兆瓦（MW）、吉瓦（GW）计。
额定频率：我国标准规定，所有交流电力系统的额定频率均为50Hz，国外则有额定频率为60Hz或25Hz的电力系统。
最高电压等级：电力系统中的最高电压等级电力线路的额定电压，以千伏（kV）计。
地理GIS接线图：主要显示系统中发电厂、变电站等厂站的地理位置、电力线路的路径，及其相互间的连接。
电气接线图：即电气主接线图，主要显示该系统中发电机、变压器、母线、断路器、隔离开关、电力线路等电气设备的电气接线。
潮流分布：指电力系统中功率、电压、电流电气量的分布。
3.电网公司
生产和输送电能的企业俗称电力系统，即发电企业和电网企业。目前国内发电机构主要有中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、国家能源投资集团公司、国家电力投资集团公司五大发电集团，电网公司主要包括国家电网、南方电网和蒙西电网等，以及一些地方能源巨头。
电网公司：
国家电网有限公司：全球最大电网公司，业务涉及海外；除南网5省、蒙西、地电外的26个省（自治区、直辖市）。
中国南方电网：覆盖广东、广西、贵州、云南、海南5省；服务港澳地区。
其他电网：内蒙古电力（蒙西）、山西地方电力、四川水电投资经营集团、吉林省地方水电集团、广西水利电业集团、云南保山电力等。
4.发电
4.1火力发电
火力发电，是利用煤、石油、天然气等燃料生产电能。火电厂的三大主机是指锅炉、汽轮机和发电机。锅炉，化学能到热能的转换；汽轮机，热能到机械能的转换；发电机，机械能到电能的转换。
火电厂生产过程：
燃烧系统，由输煤、磨煤、给粉、锅炉内燃烧、除尘、脱硫等组成。由皮带输送机从煤场将煤送到原煤仓，再经过给煤机进入制粉系统进行磨制，磨好的煤粉通过空气预热器来的热风，送到锅炉进行燃烧。燃烧产生的烟气经过除尘器后送至脱硫装置，再经过引风机送到烟囱排入大气。
汽水系统，水在锅炉中被加热成蒸汽，经过热器进一步加热后变成过热蒸汽，再通过主蒸汽管道进入汽轮机。由于蒸汽不断膨胀，高速流动的蒸汽推动汽轮机的叶片转动从而带动发电机。在蒸汽不断做功的过程中，蒸汽压力和温度不断降低，最后排入凝汽器下部，由凝结水泵打至低压加热器，再经过除氧器除氧，由给水泵将预加热并除氧后的水送至高压加热器，经过加热后的热水打入锅炉。
发电机发出的电分为两路，一路送到厂用电变压器，另一路经升压站升压后送入电网。
火电厂废气污染与防治对策：
废气主要为燃料燃烧后生成的烟气，烟气中含有二氧化硫、氮氧化物、烟尘、重金属等一次污染物，同时部分二氧化硫、氮氧化物等气态污染物会通过大气化学作用形成酸雨、细颗粒物等二次污染物。
主要通过烟尘控制、烟气脱硫、氮氧化物控制 进行污染防治。
4.2水力发电
水力发电是利用河流、湖泊等位于高处的水流至低处，将其中所含势能转换成水轮机的动能，然后依靠水轮机带动发电机产生电能。
水电站是完成水力发电的工厂，主要由拦河坝、压力水管、水轮发电机组、厂房及变压器等升压设备组成。截至2027年底，我国水电总装机容量达到34359万kW，占全国发电总装机容量的19.33%，发电量为11931亿kWh，比上年增长1.55%，占全国全年总发电量的18.59%，设备平均利用小时数为3597h。我国的三峡水电站装机容量2250万kW，居世界首位。
能量转换：水的势能—>水轮机旋转的动能—>电能。
4.3风力发电
风力发电利用自然能源的大气为工作介质，将风能转换为机械能，再通过发电机发电的。风速达到3m/s（微风程度），便可发电。
风力发电机组主要由风轮、发电机、齿轮箱、塔架、对风装置、刹车装置和控制系统等组成。
主要优点：清洁、可再生，永不枯竭，风电场基建周期短、装机规模灵活。缺点是：噪声大，占用大片土地、风速不稳定、不可控，目前成本仍然很高，影响鸟类活动。
能量转换：风的动能—>风轮旋转的动能—>电能。
4.4太阳能发电
太阳能发电可分为太阳能光伏发电和太阳能热发电。太阳能热发电是利用汇聚的太阳光，把水烧到沸腾变为水蒸气，然后用来发电。太阳能光伏发电是利用太阳能电池直接把光能转化为电能，是我国太阳能发电的主要形式。
能量转换：太阳能—>电能。
4.5核能发电
核能发电是利用核反应堆中核裂变（或核聚变）所释放出的热能进行发电的方式。核能发电时存在大量放射性物质，需要特殊的防护设施。
核电站主要设备有核反应堆、蒸汽发生器、汽轮机、冷凝器及发电机等。
能量转换：核燃料的核能—>热能—>蒸汽的热能—>汽轮机转子动能—>电能。
4.6全国装机量及发电量
截止2023年底，非化石能源发电装机达到53.9%，其中可再生能源发电装机约51.9%，核能发电装机约1.9%；风能、太阳能全年发电量分别为8858亿千瓦时、5833亿千万时，风电发电量占全国发电量的15.82%。
2022年，非化石能源发电量达3.1万亿千瓦时，占总发电量的36%。其中，风电、光伏发电装机规模7.6亿千瓦，占总装机的30%；风电、光伏发电量1.2万亿千瓦时，占总发电量的14%
5.输电
5.1为什么要远距离输电
我国76%的煤炭资源分布在北部和西北部；80%的水能资源分布在西南部；绝大部分陆地风能、太阳能分布在西北部。同时，70%以上的能源需求集中在东中部，即长江三角洲、珠江三角洲、京津唐环渤海湾等地区。能源基地与负荷中心的距离为1000～3000km，需要用输电线路进行电能输送，是电力系统重要组成部分，承担输送和分配电能的任务。
5.2电压等级的划分
在架空电力线路中，额定电压是根据输送功率的大小即输送的距离来确定的。一般来说，电压越高，输送的功率越大，输送的距离越远。例如：35kV架空电力线路，输送距离在50km左右时，一般输送功率为1万~2万kW；110kV线路，输送距离为100km左右时，输送功率3万~6万kW；220kV线路，输送距离为200~300km时，可输送功率20万~25万kW。
一般习惯上划分如下：
220/380V为低压；
3、6、10、20kV称为中压；
35、110、220kV称为高压；
330、500、750kV称为超高压；
1000kV称为特高压。
5.3输电线路的分类
按电流分：交流输电线路、直流输电线路；
按结构分：架空输电线路、电缆线路（管廊、电缆沟）；
按功能分：输电线路、配电线路；
按回路数：单回路、多回路。
5.4架空输电线路的组成
构成架空输电线路的主要部件有:导线、避雷线、金具、绝缘子、杆塔、拉线和基础、接地装置等。
5.5特高压输电工程-国家电网
特高压是指电压等级在交流1000千伏及以上和直流±800千伏及以上的输电技术。具有超远距离、大容量输电等优势。截至2020年底，国家电网建成投运“十四交十二直”26项特高压工程。
截至2021年底，国网110（66）千伏及以上在运输电线路118.9万千米。
5.6特高压、超高压输电工程-南方电网
南方电网覆盖五省区，目前西电东送已经形成“八条交流、十一条直流” 19条500千伏及以上大通道，送电规模超过5000万千瓦。
截至2021年底，南方电网110千伏及以上输电线路总长度26.2万公里。
交流工程
500千伏天广交流四回
500千伏贵广交流四回
直流工程
±500千伏天广直流
±500千伏贵广直流两回
±500千伏溪洛渡送广东直流两回
±500千伏金沙江中游电站送电广西直流输电工程
±500千伏三峡至广东直流输电工程
±800千伏云南送电广东特高压直流工程
±800千伏糯扎渡送电广东特高压直流输电工程
±800千伏滇西北送电广东特高压直流输电工程
±800千伏乌东德电站送电广东广西特高压多端直流工程
6.变电
变电站是电力系统中变换电压、接受和分配电能、控制电力的流向和调整电压的电力设施，它通过其变压器将各级电压的电网联系起来，主要包括变压器、母线、线路开关设备、建筑物及电力系统安全和控制所需的设施。
6.1变电站的分类
按性质分：交流变、直流变；
按作用分：升压站(发电侧)、降压站、开关站、换流站；
按地位分：枢纽变、中间变、地区变、终端变；
按安装位置分：室外变、室内变、地下变、箱变；
按电压等级：常见有1100kV、1000kV、800kV、750kV 、500kV、 330kV、220kV、110kV、66kV、35kV等。
6.2交流变电站、直流换流站的区别
交流变电站：是将电厂发的交流电，变换交流电电压、接受和分配电能、控制电力的流向和调整交流电压的电力设施；
直流换流站：是将交直流互相转换的电力设施，相较于常规变电站，换流站包含的主要设备有：换流阀、换流变压器、滤波器等。
6.3变电站组成部分
6.4变电站室外设备
主要组成设备：
110kV进线及主变间隔断面图
6.4.1变电站内一次设备-变压器
电力变压器指具有两个或多个绕组的静止设备。为传输电能，在同一频率下，通过电磁感应将一个系统的交流电压和电流转换为另一个系统的交流电压和电流，作用是变换电压，以利于功率的传输。电压经升压变压器升压后，可以减少线路损耗，提高送电的经济性，达到远距离送电的目的；而降压变压器则能把高压变为用户所需要的各级使用电压，满足用户需要。
变压器工作原理
变压器原边（初级）绕组加交流电压后，流过原边绕组的电流在铁芯中会产生交变磁通，使原边和副边（次级）绕组发生电磁联系；根据电磁感应原理，交变磁通穿过这两个绕组就会感应出电动势，其大小与绕组匝数成正比，绕组匝数多的一侧电压高，绕组匝数少的一侧电压低；变压器起到变换电压的目的。
变压器分类：
按绝缘介质分：油浸式变压器、SF6变压器、干式变压器；
按相数分：单相变压器、三相变压器；
按绕组分：双绕组变压器、三绕组变压器、自耦绕组变压器；
按用途分：升压变压器、降压变压器、联络变压器、站用变压器、接地变压器；
按用途分：自冷变压器、风水冷变压器、强迫循环风水冷变压器。
6.4.2变电站内一次设备-母线
母线(也称汇流排)是汇集和分配电流的裸导体，指发电机、变压器和配电装置等大电流回路的导体，也泛指用于各种电气设备连接的导线。
6.4.3变电站内一次设备-电流互感器
电流互感器：又称仪用变流器，是一种电流变换装置。它是将高电压、大电流变成低电压、小电流的仪器。电流互感器把大电流按照一定的比例变为小电流（5A或lA )，以供给各种仪表和继电保护装置的电流线圈。这样不仅可靠地隔离了高压，保证了人身和装置的安全，而且使仪表和继电器的制造标准化。
电流互感器起到变流和电气隔离作用。它是电力系统中测量仪表、继电保护等二次设备获取电气一次回路电流信息的传感器，将高电流按比例转换成低电流。
电流互感器工作原理：
电流互感器是按电磁感应原理工作的，其结果与普通变压器相似它的一次绕组匝数很少，串联在电路里，其电流的大小取决于线路的负载电流，由于接在二次侧的电流线圈的阻抗很小，所以电流互感器正常运行时，相当于一台短路运行的变压器利用一、二次绕组不同的匝数比就可以将系统的大电流变为小电流来测量。
6.4.4变电站内一次设备-电压互感器
电压互感器：是将电网高电压的信息传递到低电压二次侧的计量、测量仪表以及继电保护、自动装置的一种特殊变压器，是一次系统和二次系统的联络元件。
电压互感器的主要作用有：①将一次系统的电压、电流信息准确地传递到二次侧相关设备；②将一次系统的高电压变换为二次侧的低电压(标准值100、100/√3V)，使测量、计量仪表标准化、小型化，并降低了对二次设备的绝缘要求；③将二次设备以及二次系统与一次系统高压设备在电气方面很好地隔离，从而保证了二次设备和人身的安全。
电压互感器工作原理：
电压互感器是利用电磁感应原理工作的，类似于一台降压变压器
互感器的高压绕组与被测电路并联，低压绕组与测量仪表电压线圈并联
由于电压线圈内阻抗很大，电压互感器运行时，相当于一台空载变压器
二次侧不能短路，否则绕组被烧毁
6.4.5变电站内一次设备-高压断路器
高压断路器（俗称高压开关）是变电站的重要设备之一，是能够关合、承载和开断正常回路条件下的电流，并能关合、在规定的时间内承载和开断异常回路条件（包括短路条件）下的电流，并能关合、在规定的时间内承载和开断异常下的电流的开关装置。
为实现电路的开断和关合，断路器均有开断与关合的电路部分（主要由导电杆、触头系统以及灭弧室组成）、操动和传动部分（主要由能源操动机械和传动机构组成）、绝缘部分(用于导电杆与触头系统等对地绝缘的绝缘部件，如绝缘瓷套、绝缘拉杆等)组成。
高压断路器在电网中起两方面的作用：
一是控制作用，即根据电网运行的需要，将部分电气设备或线路投入或退出运行（开闭正常工作电流）；
二是保护作用，即在电气设备或电力线路发生故障时，继电保护或自动装置发出跳闸信号，使断路器断开，将故障设备或线路从电网中迅速切除，确保电网中无故障部分的正常运行（断开短路电流）。
6.4.6变电站内一次设备-高压断路器- SF6断路器
SF6断路器采用具有优良的灭弧能力和绝缘能力的SF6气体作为灭弧介质。
优点：具有开断能力强、动作快、体积小等优点。
缺点：金属消耗多，价格较贵。SF6气体泄露与空气作用生成有毒的低氟化硫，危害人体健康。
用途：110kV以上的高压系统。
6.4.7变电站内一次设备-高压隔离开关
高压隔离开关：（俗称刀闸）是变电站重要的电气设备，与高压断路器配合使用，只起隔离电压的作用，不具有灭弧功能，不能用于开断正常运行时的负荷电流和系统故障时的短路电流，可在等电位条件下倒闸操作、接通或断开小电流电路。
高压隔离开关的作用：
（1）电网正常运行时，220kV及以下隔离开关可以拉合电压互感器、避雷器系统、无接地故障的消弧线圈及变压器中性点接地开关、断路器的旁路电流、3/2接线的母线环流。
（2）在进行倒闸操作时，主要配合断路器改变变电站运行接线方式，如双母线隔离开关的切换，在不停电的情况下利用等电位无电流通过的原理，实现隔离开关并列切换。
（3）在设备检修时，隔离开关可作为明显断开点隔离系统带电部分，使得检修设备与带电部位隔离，便于设备检修，确保检修工作人员人身的安全。
（4）对于带有接地开关的隔离开关，当合上待检修设备两侧接地隔离开关时等同于在设备两侧挂地线，此时方可对设备进行检修工作。
6.4.8变电站AIS与GIS区别
AIS开关：
依靠空气绝缘；可以直接看到刀闸；常在室外；投资少，安装简单，可视性好
GIS开关：
依靠SF6气体绝缘；只能看到分合指示牌；室内、室外均；有投资大，可靠性高，安全性强，维护工作量很小
6.4.9高压开关设备（HGIS）
复合式GIS（H-GIS）是三相空气绝缘且不带母线的单相GlS，因而，使得现场结构清晰、简洁、紧凑、安装和维护方便、运行可靠性高。
6.4.10变电站内一次设备-高压开关柜
高压开关柜（又称成套开关或成套配电装置）：它是以断路器为主的电气设备，是指生产厂家根据电气一次主接线图的要求，将有关的高低压电器（包括控制电器、保护电器、测量电器）以及母线、载流导体、绝缘子等装配在封闭的或敞开的金属柜体内，作为电力系统中接受和分配电能的装置。
高压开关柜常见电压等级有：6kV、 10kV、 20kV、35kV
6.4.11变电站内一次设备-电容器、电抗器
电力系统中如变压器、电动机、电感性负载等，它们依靠磁场传送和转换能量。这些设备在运行过程中消耗有功功率，而且消耗一定数量的无功功率，这些无功功率将由发电机供给，这势必会影响发电机的出力，尤其对于电源不足或长距离输电的电力网，直接影响到电网电压水平、频率质量等问题。为此需采取其他无功功率的补偿措施，例如集中或就地安装无功补偿设备或装置。变电站常见的无功补偿措施是利用并联高压电容器产生无功功率，利用高压并联电抗器从系统吸收无功功率。
并联电容器的作用
（1）提高供用电系统及负荷的功率因数；
（2）改善电压质量；
（3）降低电网的功率损耗；
（4）提高设备供电能力；
（5）减少设备容量并节省投资。
电抗器也叫电感器，一个导体通电时就会在其所占据的一定空间范围产生磁场，所有能载流的电导体有一般意义上的的感性。电抗器在电网中可以限制短路电流和高次谐波，维持母线有较高残压。
并联电抗器
是接在高压输电线路上的大容量电感线圈，作用是补偿高压输电线路的电容和吸收其无功功率，防止电网轻负荷时因容性功率过多而引起的电压升高，作用有：（1）限制工频电压升高；（2）降低操作过电压；（3）限制潜供电流；（4）平衡无功功率。
6.4.12变电站内一次设备-避雷器
避雷器是一种能释放过电压能量、限制过电压幅值的保护装置。与被保护设备并联。
变电站如果发生雷击过压事故，将造成变电站设备的损坏及局部电网的瘫痪。
雷电危害：
直击雷过电压：直接入侵变电站母线及其设备而产生过电压；
雷电侵入波过电压：雷击线路向变电站入侵的雷电波而产生过电压；
感应雷过电压：雷电对地及地面上一些物体放电，线路或设备产生感应过电压。
6.4.13变电站内一次设备-高频阻波器
又叫塞流线圈，它是电力载波通讯设备中必不可少的组成元件之一。它与耦合电容器、结合滤波器、高频电缆、高频载波机等组成电力线路高频通讯通道。 它起到阻止高频电流向变电站或分支线的泄露，达到减少高频能量损耗的作用。
6.5变电站内二次设备
6.5.1变电站内二次设备- SCADA系统
电力系统自动化两大范畴：继电保护（Relay protection）-电力系统故障或异常时工作；调度自动化（Dispatching automation）--电力系统正常情况下保证电网安全可靠和经济运行。
调度自动化：
调度自动化系统是在电网正常运行情况下确保电网安全、优质、经济地发供电，提高调度运行管理水平的重要手段。电力系统是名符其实的大系统。电网地域辽阔，电厂、变电站远离电网调度控制中心。要实现对电网的安全、经济控制，必需将成千上万大量的电网运行参数及时、迅速、准确无误地不断传送到调度控制中心。调度控制中心又需对电厂和变电站进行控制。
SCADA系统：
SCADA（SupervisoryControl And Data Acquisition）系统，即数据采集与J视控制系统。应用远程通信技术对远方设备进行J视和控制，以实现远程信号，远程测量，远程控制和远程调节等各项功能。它并非一个单纯的控制系统，而更多地注重于J视的层面，它是一个立足于硬件平台之上提供交互界面的软件。它应用领域很广，可以应用于电力、冶金、石油、化工等领域。主要由现场终端设备，通信系统，中央监控系统三部分组成。它有2个重要接口：1、计算机与被监控对象的接口PIO-一处理输入/输出；2、计算机与操作员的接口，称为人机会话MMI
SCADA系统的意义：
在电力系统中，SCADA系统应用最为广泛，技术发展也最为成熟。它作为能量管理系统（EMS系统）的一个最主要的子系统，有着信息完整、提高效率、正确掌握系统运行状态、加快决策、能帮助快速诊断出系统故障状态等优势，现已经成为电力调度不可缺少的工具。
所谓远动：就是应用远程通信技术，对远方的运行设备进行J视和控制，以实现远程测量、远程信号、远程控制和远程调节等各项功能。要实现电网调度自动化，要采集实时数据，进行J视和控制，所以电网调度自动化的基本组成部分是数据采集和监控系统，即 SCADA 系统。
省调以上调度中心的调度自动化系统为能量管理系统（EMS），构成如下：SCADA（J视控制和数据采集）+高级应用软件。
地调及以下调度自动化系统称为配电自动化管理系统（DMS），其构成：调度信息管理系统（MIS）+自动成图/设备管理/地理信息系统（AM/FM/GIS）+配电（网）自动化系统（DAS）MIS系统功能：生产管理、用电管理、设备管理、负荷管理等。
6.5.2变电站内二次设备-继电保护
继电保护装置：当电力系统中的电力元件（如发电机、线路等）或电力系统本身发生了故障危及电力系统安全运行时，能够向运行值班人员及时发出警告信号，或者直接向所控制的断路器发出跳闸命令以终止这些事件发展的一种自动化措施和设备。实现这种自动化措施的成套设备，一般通称为继电保护装置。
继电保护装置的任务：
1.故障时跳闸
2.异常状态发出报警信号。
继电保护装置的基本要求：
（1）选择性
（2）速动性
（3）可靠性
（4）灵敏性
常用继电保护装置的类型：
（1）有源继保（要求有供电电源，用于自身工作及跳闸能量，多用于具备后备电源的配电房、环网柜等）
（2）无源继保（可通过电流互感器汲取自身工作及跳闸能量，多用于户外环网开关）
继电保护装置常见应用：
（1）电流保护（三段式电流、零序电流、定时限、反时限过电流保护等）
（2）电压保护（过电压、欠电压、零序电压保护）
（3）瓦斯保护（用于油浸式变压器使用）
（4）差动保护（常用于主变、发电机和并联电容器等装置）
（5）高频保护（用于高压、长线路）
（6）距离保护（用于长线路）
（7）平衡保护（用于并联电容器）
（8）负序及零序保护
（9）方向保护
6.5.3变电站内二次设备-在线监测
智能变电站的重要特征之一就是实现一次设备的在线监测。运维工作人员通过在线监测系统，可以有效查看设备数据、运行状态等。变电设备在线监测综合数据处理单元/状态接入控制器（简称CAC装置）安装在变电站内，通过ICE61850协议（DL/T860)采集、汇聚站内在线监测设备的数据，并通过I2协议，上送整站信息到在线监测主站。
6.5.4变电站内二次设备-辅控系统
6.6电力系统安全分区
根据电力二次系统的特点，划分为生产控制大区和管理信息大区。
安全分区：
安全区Ⅰ：为实时控制区，凡是具有实时监控功能的系统或其中的监控功能部分均应属于安全区I。
安全区Ⅱ：为非控制生产区，原则上不具备控制功能的生产业务和批发交易业务系统均属于该区。
安全区Ⅲ：为生产管理区，该区的系统为进行生产管理的系统。
安全区Ⅳ：为管理信息区，该区的系统为管理信息系统及办公自动化系统。
7.电力系统自动装置
7.1自动装置
电力系统自动装置用于保障电力系统安全经济运行，提高供电可靠和保证电能质量，如自动重合闸、备用电源自投装置、自动切负荷装置、低频减载装置等。
电力系统中的各种故障中，输电线路（架空线路）故障约占电力系统的总故障的90%，而输电线路的瞬时性故障占输电线路故障的90%左右。
瞬时性故障包括雷电引起的绝缘子表面闪络、线路对树枝放电或树枝等物掉落在导线上引起的短路、大风引起的碰线、鸟害以及绝缘子表面污染。在线路被保护断开以后，瞬时性故障立即消失，此时合上断路器，线路即可恢复运行。
7.1.1自动重合闸装置
架空线路或母线因故（例如发生短路故障或断路器自动跳开）断开后，被断开的断路器经预定短时延而自动合闸，使断开的电力元件重新带电；如果故障未消除，则由保护装置动作将断路器再度断开。
一般来说，自动重合闸装置分为单相重合闸、三相重合闸、综合重合闸和停用重合闸四种状态。
（1）单相重合闸
当线路上发生单相接地故障时，保护动作只跳开故障相断路器，自动重合故障相断路器；当重合到永久性故障时，保护再次动作断开三相不再进行重合。当线路上发生相间故障时，断开三相不进行自动重合。
（2）三相重合闸
当线路上发生任何形式的故障时，保护动作均跳开三相断路器，自动重合三相断路器；当重合到永久性故障时，保护再次动作断开三相后不再重合。
（3）禁止重合闸
保护装置不充电，本装置重合闸不能动作，发生故障时，保护可以选相跳闸。
（4）停用重合闸
保护装置不充电，本装置重合闸不能动作，发生故障时保护装置直接三跳。
7.1.2低频减载装置
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，自动断开一部分不重要的用户，阻止频率下降，以使频率迅速恢复到正常值，也称为按频率自动减负荷装置。
7.1.3备用电源自投装置
当工作电源因故障被断开后，能自动将备用电源迅速投入工作的一种装置。备用方式有：
（1）明备用。在正常情况下有明显断开的备用电源或备用设备。
（2）暗备用。在正常情况下没有明显断开的备用电源或备用设备，而是利用分段断路器取得相互备用。
7.2变电站综合自动化
将变电站二次设备（包括测量仪表、保护装置、信号系统、自动装置和远动装置等）的功能综合于一体，实现对变电站主要设备的监视、测量、控制、保护以及与调度通信等自动化功能。
综合自动化系统包括微机监控、微机保护、微机自动装置、微机“五防”等子系统。它通过微机保护、测控单元采集变电站的各种信息（如母线电压、线路电流、断路器位置、各种遥信等），并借助通信手段，相互交换和上传相关信息。
7.2.1五遥
监控系统是变电站综合自动化系统的核心系统。“五遥”是电力系统对调度自动化中遥测、遥信、遥调和遥视的简称，是监控系统最重要的功能之一。
（1）遥测
遥测是指采集并传送变电站的主变压器、线中的有功功率、无功功率、电压、电流、功率因数、有功电能、无功电能、主频等状态信息至电力系统调度中心。
（2）遥信
遥信是指采集并传送变电站中电气设备的状态信号至电力系统调度中心。状态信号包括开关位置信号、隔离开关位置信号、变压器分接头信号、一次设备告警信号、保护跳闸信号、预告信号等。
（3）遥控
遥控是指接收并执行电力系统调度中心发送的命令，完成对断路器的分闸或合闸操作。
（4）遥调
遥调是指电力系统远程调节变电站中电气设备的各种参数。
（5）遥视
遥视是指以视频传输的方式将电力调度范围内的发电厂、变电站中电气元件的状况传送给调度中心。
7.2.2五防
“五防”是指防止电力系统倒闸操作中经常发生的五种恶性误操作事故：
（1）防止误分合断路器（操作指令和操作对象必须对应才能执行操作）。
（2）防止带负荷拉、合隔离开关（断路器在合闸状态下不能操作隔离开关）。
（3）防止带电合接地开关或挂接地线（只有断路器在分闸状态才能合接地开关/挂接地线）。
（4）防止带接地开关或挂接地线合断路器/隔离开关（只有当接地开关在分闸位置或接地线已拆除后，才能合隔离开关，才能操作断路器）。
（5）防止误入带电间隔（只有间隔不带电，才能开门进入间隔室）。
五防系统由五防专家系统、电脑钥匙和锁具等几大部分组成。
正常运行时，监控系统定时向五防系统传送现场设备的实际状态（断路器、隔离开关的状态等）。当运行人员需要进行操作时，首先在五防系统上进行模拟（也就是开操作票），并将操作票下传到电脑钥匙。
实际操作时，当运行人员对任何一个设备进行遥控操作时，监控系统向五防系统发遥控命令。五防系统根据预先编写好的操作票判断：如果操作步骤与操作票步骤一致，则五防系统向监控系统发遥控运行命令，允许操作，并通过电脑钥匙回传设备状态；如果操作步骤与操作票不一致，则五防系统向监控系统发遥控禁止命令，拒绝操作，这样就起到了防止误操作的目的。
7.2.3工作票制度
工作票：在电气设备上或电气场所工作时，均需办理工作票；
工作票内容：明确工作人员、工作内容、工作详细地点、工作时间、安全措施等；
工作票分为：第一种工作票，需要停电作业的，如安装摄像机靠近高压设备且低于安全距离；第二种工作票，无需停电即可作业的，如安装大门位置的摄像机，平台软件调试等。
根据规程，进入变电站进行项目施工、调试、维护检修均需办理工作票。
8.配电
配电网：从电源侧（输电网和发电设施）接受电能，并通过配电设施就地或逐级分配给各类用户的电力网络。常见配电设备有：
8.1配电与变电的区别
除了电压等级以外的其他的区别：
配电的特点：
供电分配；控制与保护；靠近用户；容量相对较小
变电的特点：
变压分配；电压监视、调节；不直接接触用户；容量相对较大
8.2配电房内部设备-高压设备
配电房：是高、低压成套装置集中控制，接受和分配电能的场所。通常指10kV及以下电压等级设备的设施，分为高压配电房和低压配电房。
主要有配电变压器和高、低压配电柜组成，高压配电房一般指6kV－10kV高压开关室，低压配电房一般指400V配电室；
配电柜分成进线柜、计量柜、联络柜、出线柜、电容柜等；
配电房位于用户侧，如居民区、工厂园区、企事业单位、楼宇、商业区等。
高压柜：为配电房的核心设备，仪器仪表种类多，样式多。
配电室常见变压器分类：
（1）干式变压器：硅钢片—环氧树脂包封（SCB）、非包封（SGB）、非晶合金（SCBHR）
（2）油浸式变压器（S11）
8.3配电房内部设备-低压设备
8.4配电网自动化系统实现的功能
配电网自动化系统，是完成单一或综合的配电网自动化的自动化系统总称。主要包括如下功能：
（1）配电网运行自动化
主要包括数据采集和监控、自动故障定位/隔离与恢复供电、电压与无功控制、负荷管理等。
（2）配电网管理自动化
主要包括规划设计管理、配电网设备管理、缺陷管理、作业管理、停电管理、检修管理等。
馈线自动化功能
馈线自动化是利用自动化装置或系统，监视配电线路的运行状况，及时发现线路故障，迅速诊断出故障区间并将故障区隔离，快速恢复对非故障区间的供电。
馈线自动化主要包括：
（1）馈线控制及数据检测系统。正常状态下，可实现对各运行电量参数（包括馈线上设备的各种电量）的远方测量、监视和设备状态的远方控制。
（2）馈线自动隔离和恢复系统。当馈线发生相间短路故障或单相接地故障时，自动判断馈线故障段，自动隔离故障段，并恢复非故障段的供电。
9.电网调度
9.1调度的主要任务
控制电力系统运行方式，使之在正常和事故情况下，安全、经济、高质量的供电。电力系统调度需达到四保证：保证供电质量优良；保证系统运行经济性；保证具有较高的安全水平；保证具有强有力的事故处理措施。
9.2调度分级
我国电网一般为五级调度，国调、网调、省调、地区调、县（市）调五个层次。
电力系统调度自动化系统的任务是综合利用电子计算机、远动和远程通信技术，实现电力系统管理自动化，有效地帮助调度员完成调度任务。
9.3调度自动化功能包括：
（1）安全监控
（2）自动发电控制
（3）经济调度监控
（4）断路器监控
（5）状态估计
（6）事故预想评价
（7）在线潮流监控
（8）电压监控
（9）优化潮流
（10）自动电压无功控制等
9.4调度自动化的发展
初级阶段（20世纪50年代中期）
利用远动技术实现了“四遥”：遥信、遥测、遥控、遥调。
第二阶段（20世纪60年代）
电子计算机在电力系统调度工作中的应用，包括集中式系统和分布式系统两个阶段，出现了电网SCADA（supervisory control and data acquisition）系统。
快速发展阶段（20世纪80年代）
在SCADA的基础上，又发展为包括许多高级功能的能力管理系统EMS（energy management system）
随着计算机技术、通信技术和网络技术的飞速发展，SCADA/EMS技术进入了快速发展阶段。在短短数十年间就经历了集中式到分布式又到开放分布式的三代推进。
10.电力市场营销
10.1电价
我国的电价按用户类别分为居民生活用电、一般工商业用电、大工业用电和农业生产用电。
（1）居民生活用电包括城乡居民住宅用电、城乡居民住宅小区公用附属设施用电、学校教学和学生生活用电、社会福利场所生活用电、宗教场所生活用电、城乡社区居民委员会服务设施用电。
（2）农业生产用电包括农业用电、林木培育和种植用电、畜牧业用电、渔业用电、农业灌溉用电、农产品初加工用电等。
（3）一般工商业用电包括非居民照明用电、普通工业用电、非工业用电等。
（4）大工业用电是指受电变压器（含不通过受电变压器的高压电动机）容量在315kVA及以上的下列用电：电冶炼、烘培、熔焊、电解、电化、电热的工业生产用电；铁路、航运、电车及石油加压站生产用电；自来水、工业实验、电子计算中心、垃圾处理、污水处理生产用电；中小化肥用电等。
电价按生产环节，主要分为上网电价、网间互供电价、销售电价。
10.1.1单一制电价和两部制电价
单一制电价，是以用户安装的电能表计每月表示出的实际用电量为计费依据的一种电价制度。
两部制电价，包括基本电价和电量电价两部分。两部制电价制度是指基本电费按用户的最大需量或用户接装设备的最大容量计算，电量电费按用户每月记录的用电量计算的电价制度。我国一般对工业生产用电实施两部制电价制度。
10.1.2阶梯电价
居民阶梯电价是指将现行单一形式的居民电价，改成按照用户消费的电量分段定价，用电价格随用电量增加呈阶梯状逐级递增的一种定价机制。
10.2电费计算
10.2.1单一制电价计费
执行单一制电价制度的用户，每月应付的电费与其设备容量和用电时间均无关，仅以实际用电量计算电费，用多用少均为一个单价。
目前，单一制电价用户为一般单一制电价用户和执行功率因数调整电费办法的用户。
（1）一般单一制电价用户的电费构成：
总电费=电量电费=结算电量*电量电价
（2）执行功率因数调整电费办法用户的电费构成：
总电费=电量电费+功率因数调整电费
电量电费=结算电量*电量电价
功率因数调整电费=电量电费*功率因数调整系数
10.2.2两部制电价计费
两部制电价用户的电费构成：
总电费=基本电费+电量电费+功率因数调整电费
基本电费与实际电量不发生关系，仅按用户变压器容量或最大需量计算，用不用都要交费，类似于交电话的月租费。
基本电费以月计算，但新装增容、变更和终止用电当月的基本电费，可按实际天数（日用电不足24h的，按一天计算），每日按全月基本电费的1/30计算。事故停电、检修停电、计划限电不扣减基本电费。
功率因数调整电费指电力用户的功率因数低于或高于国家相关标准，依据有关规定增收或减收的电费。
执行功率因数调整电费需满足以下条件：
（1）变压器容量（>=100kVA）
（2）非居民用户（如工业用电设备）
2023年5月份，国家第三监管周期输配电价发布，明确了单一制和两部制的界限。
100kVA及以下的全归单一制，这个容量基本就是0.4kV电压等级接网了。
315kVA及以上的全归两部制，这个容量肯定是打底10kV接网。
中间的100~315kVA可以自由选择单一制还是两部制，切换时间一年。
以前的一般工商业用户，多是双回路甚至更多回路供电，也就是选用高可靠性供电方案，在报装接电的时候需要向另外一条回路支付一次性的高可靠性费用。这类用户在运行的时候缴纳相对较高的度电电价，相当于在用差额（相较于两部制电价的差额）的度电电费和一次性高可靠性供电费来弥补基本电费的空缺。
而现在的一般工商业增量用户，报装接电后先缴纳一笔高可靠性费用（若需），然后按照两部制计价方式缴纳电费，对于运营者来讲，怎么选择容需量基本电费，怎么安排自身变压器的使用都是要考虑的话题。单一制和两部制电价从并列到衔接，也会将基本电费管理推向更多的用户。
【一个小目标】79/365，关注行业关注趋势，多看多想多反思，做一个讲故事的人，讲一个好故事
