华东电网500kV厂站运行人员培训教材电子教案.doc

Good is good, but better carries it.精益求精，善益求善。华东电网500kV厂站运行人员培训教材-前言为了适应华东电网发展的需要，对华东电网内调度系统的运行人员进行比较系统性的培训，华东电力调度通信中心受华东电网有限公司的委托进行了本教材的编写。为确保教材的编写质量和进度，华东电力调度通信中心成立了由各专业人员参加的教材编写工作小组，确定了培训教材的名称、章节编写的要求、各章节的基本组成等。教材共分六篇三十一章，在每个章节后列出了若干思考题。本培训教材主要体现对华东电网500kV系统厂站运行人员的具体运行要求，在编写的过程中考虑到了与华东电力系统调度规程的原则要求，定义、术语一致性等因素。经过对教材编写大纲、具体内容的多次讨论与审稿形成了目前培训教材的基本内容，在编写过程中结合电力体制改革的需要，并考虑到福建电网于2003年9月28日已并入华东电网的情况，对原教材的初稿内容进行了补充修订，在一定程度上加入对福建电网情况的描述，但由于时间、资料的有限性等原因，本培训教材对福建电网内容的反映相当有限，需在以后增补。在整个教材的编写过程中得到了华东电力调度通信中心原领导冯贵明和曾兆琪的大力协助与具体指导，在此表示衷心的感谢。由于时间、经验、参与编写教材人员的水平等方面的原因，本教材难免有诸多错误和不妥之处，还需在实际使用中听取各方意见，逐步修改使之日臻完善。参与本教材编写的主要人员有：励刚、蒋逸静、王毅、施炜伟、陆建宇、吴晓梅、倪腊琴、骆敬年、张立文、曹茂升、高伏英、李春华等。本教材由曹路负责整理，高翔负责审核。华东电力调度通信中心2004年2月-目录前言i第一篇运行方式1第一章系统运行方式编制及管理1第一节概述1第二节年度运行方式编制1思考题3第二章稳定管理4第一节概述4第二节稳定基本概念4第三节华东电网稳定控制原则5第四节稳定监控和管理工作6第五节安全稳定控制装置7第六节华东电网稳定管理依据及相关文件说明8思考题9第三章系统无功电压的调度管理10第一节概述10第二节电力系统电压控制、无功调整基本概念10第三节华东电网无功电压控制14第四节无功补偿及电压调节设备的运行管理16思考题17第四章系统黑启动及其恢复18第一节一般原则18第二节黒启动规定18思考题20第五章发电厂并网21第一节概述21第二节电厂并网的条件21第三节并网申请22第四节调度运行22第五节调度计划23第六节设备检修、预试和技术监督24第七节继电保护及安全自动装置25第八节调度自动化26第九节电力调度通信27思考题27第六章设备停役管理28第一节设备停役计划管理28第二节设备停役申请管理28第三节非计划设备停役管理29思考题29参考文献30第二篇调度31第一章概述31第一节电网运行与调度管理概述31第二节华东电网调度管理32思考题35第二章电气操作36第一节电气操作基本原则与操作制度36第二节基本操作38思考题41第三章系统频率调整与管理42第一节系统频率质量标准42第二节系统频率调整42第三节自动发电控制(AGC)调度管理43思考题43第四章调度实时交易44第一节华东电网双边交易原则44第二节实时双边交易45思考题46第五章系统异常与事故处理47第一节系统异常、事故处理原则与处理流程47第二节系统事故分类及其处理48思考题55第六章华东电网典型事故处理实例56第一节线路故障的事故处理56第二节变压器及电压互感器的事故处理57第三节厂站母线故障的事故处理58第四节跨区域直流输电系统事故处理59第五节其他典型事故处理60思考题67第三篇市场运营68第一章概述68第一节电力市场简介68第二节电力市场运营76思考题76第二章电能计划、结算和考核77第一节发、用、受电计划编制77第二节电能计划编制78第三节电量结算81第四节联络线功率电量的考核82思考题86第三章负荷预测87第一节负荷预测87第二节负荷统计分析88第三节负荷预计考核89思考题91第四章水库调度92第一节华东电网水电概况92第二节华东电网主要水电厂简介92第三节华东电网有限公司直代管水电厂调度运行95思考题98缩略词表99参考文献99第四篇继电保护100第一章概述100第一节继电保护的重要性100第二节案例分析100思考题105第二章继电保护交、直流电源系统106第一节继电保护直流系统106第二节继电保护交流电源系统110思考题119第三章继电保护装置简介120第一节线路高频保护120第二节光纤通道保护123第三节距离保护126第四节变压器保护133第五节母线差动保护136第六节断路器保护及重合闸139思考题141第四章继电保护的整定142第一节整定原则142第二节保护整定及运行说明144思考题147第五章故障录波器及继电保护联网系统148第一节故障录波器联网148第二节华东电网微机型保护联网技术151第三节故障信息系统158思考题160参考文献160第五篇通信161第一章电力通信系统运行管理161第一节概述161第二节通信调度161第三节通信调度汇报制度161第四节通信电路停复役制度162思考题162第二章载波通信163第一节载波通信概况163第二节复用保护载波电路工作原理163第三节载波电路运行维护注意事项163思考题164第三章光纤通信165第一节光纤通信概况165第二节光纤通信中传输线路保护信号的应用165第三节光纤通信运行维护注意事项165思考题166第四章微波通信167思考题167第五章交换网168思考题168参考文献168第六篇自动化篇170第一章监控系统171第一节系统结构171第二节技术要求171第三节运行特点172第四节主要功能172第五节华东电网主要监控系统介绍174思考题177第二章远方终端(RTU)178第一节RTU结构178第二节技术、运行要求178第三节主要功能179第四节通信方式及规约转换180思考题180第三章自动发电控制(AGC)181第一节系统结构181第二节技术要求181第三节运行特点184第四节主要功能185思考题186第四章电能量计量系统188第一节概述188第二节系统结构188第三节主要功能189第四节系统主要性能指标190第五节技术、运行要求190第六节CPS考核191第七节厂站辅助设备运行操作介绍192思考题193第五章电网动态监测控制系统194第一节概述194第二节系统结构194第三节主要功能195第四节技术要求196思考题197参考文献197运行方式电力系统运行方式是由各级调度部门制定的指导电力系统年、月、日及节假日、特殊（重大检修、新设备投入等）、事故情况下生产和运行的电能、电气技术方案，主要包括以下内容：1. 电力系统备用容量安排及分配方案；2. 电力系统最大可调出力，最小可调出力及调峰能力分配方案；3. 电力系统发、用、受电计划；4. 各水电厂水库调度和抽水蓄能电站运用方案；5. 电力系统结线方式的安排；6. 各发电厂、变电站的短路容量表；7. 电力系统电压监视点和控制点的设置及运行与控制电压曲线、无功电压调整方案；8. 低频、低压减载方案；9. 电力系统主要线路送电的静态稳定，暂态稳定和设备允许的热稳定运行限额及相应的安全稳定措施。10. 电力系统各级调度反事故拉闸序位表及其负荷水平。第一章 继电保护和自动装置配置和整定方案，运行说明和运行规定。系统运行方式编制及管理第一节 概述为了优化华东电网的电源配置，满足用电负荷需求，保证电能质量，确保电网安全经济运行，华东电网各级调度部门必须予先编制年度、月度、日运行方式和节假日及特殊运行方式。华东电网是个整体，根据“统一调度，分级管理”的原则，系统运行方式实行分级编制、统一平衡。第二节 华东电网中各省（市）调负责编制本省（市）调度管辖范围内系统的年、月、日运行方式及节假日、特殊运行方式，经有关领导批准后报华东电力调度通信中心（以下简称华东网调）统一平衡。华东网调负责编制华东主网的年、月、日运行方式及节假日、特殊运行方式，经华东电网有限公司总工程师批准后实施，日运行方式由华东网调有关领导批准后执行。年度运行方式编制一. 国家电力公司颁发的电力系统运行计划工作管理规定及原能源部颁发的电力系统年度运行方式编制及管理规定中的有关规定是编制年度运行方式的依据。二. 华东网调编制的年度运行方式主要包括以下内容：1. 上年度华东电网运行情况总结；(1) 上年度华东电网发、输、变电设备投产情况；(2) 上年度华东电网电能完成情况分析；(3) 上年度华东电网运行指标完成情况分析；(4) 上年度华东电网电气运行方式分析；(5) 上年度华东电网主要水电厂运行总结。2. 本年度新设备投产预计及电能运行方式分析；(1) 本年度华东电网发、输、变电设备投产预计；(2) 本年度华东电网电能平衡分析；(3) 本年度华东电网大机组检修、主网电气检修计划安排；(4) 本年度华东电网主要水电厂运行方式安排；(5) 本年度天荒坪抽水蓄能电厂运行方式安排；(6) 本年度备用容量安排及其分配方案。3. 本年度电网电气运行方式分析；4. 本年度华东电网稳定运行规程；5. 本年度华东电网低频减载分配方案；6. 本年度华东主网短路容量表；7. 本年度分省市紧急拉路序位表；8. 本年度华东电网运行方式分析；9. 本电力系统黑启动预案修订。三. 各省市调需将下列有关资料报送华东网调1. 本年度电网运行情况总结；2. 本年度新（改）建发、输、变电设备投产情况，设备名称、实测参数、投产日期；3. 本年度末系统规模，包括：全口径装机容量及统调装机容量、220kV及以上输电线路数量及公里数，220kV变电所数量、变压器台数及总变电容量等；4. 本年度电力、电量完成情况、调峰情况分析；5. 本年度经济运行指标完成情况分析；6. 下年度电网新（改）建发、输、变电工程项目计划及参数规范，包括设备名称、参数规范，预计投产时间；7. 下年度末系统接线图（新投产项目以特殊标志画出）；8. 下年度发、用、受电力电量平衡情况分析，主要提供：分月发、用电量预计，分月最高出力、最高负荷预计，分月平均最高负荷预计、分月平均最高用电量预计；9. 下年度无功平衡预计和要求；10. 下年度主要水电厂、水库运行计划，分月电力、电量安排；11. 各统调发电机组最大、最小技术出力，备用容量的安排情况；12. 各厂、站220kV母线高峰、低谷计算负荷及小电源平衡的负荷；13. 小电源大、小方式等值阻抗；14. 零序网络参数及变压器中性点接地方式；15. 电网运行中存在的主要问题及对策；16. 重大运行方式变更（调整）情况及有关说明。四. 华东电网有限公司发展计划部负责向华东网调提供以下资料：1. 区外来电电量及电力典型曲线及省市分配比例；2. 下年华东电网直属火电、水电年度发电量安排情况；3. 各省市下年年度送受电电量，区域电力市场跨年度期货、长期合同电力电量。五. 华东电网有限公司生产科技部负责向华东网调提供以下资料：1. 下年华东电网30万千瓦及以上大机组检修计划；2. 华东电网500kV及直接调度管辖的220kV输、变电一、二设备（包括线路、主变及继电保护、安全自动装置等）年度检修计划；3. 10万千瓦及以上机组单机最高、最低技术出力。华东网调根据以上资料进行运行方式计算分析并会同有关部门研究确定华东电网正常和特殊的运行方式，对严重危害电网安全运行的方式提出专题报告。思考题1. 系统运行方式编制的原则是什么？第二章 华东网调编制的年度运行方式包括哪几项内容？稳定管理第一节 概述保证电力系统稳定性是电力系统生产运行的一个基本条件。华东电网稳定管理工作的根本目的是保证华东电网的安全、稳定、经济、优质运行。各级调度部门的稳定管理职责是按各自调度管辖范围进行稳定分析和计算，制订所属调度管辖范围内各正常运行方式和检修运行方式的稳定限额表，按照稳定管理的职责分工进行稳定限额的管理和稳定监控，组织进行电网专项稳定研究，组织事故处理和分析以及系统试验等。第二节 各发电厂、变电站的稳定职责是严格执行各级调度部门制订的稳定限额，监控本发电厂、变电站所属设备按照稳定限额表运行，在各级调度部门的组织下配合各项稳定工作的实施，协助事故处理和分析以及实施系统试验等。稳定基本概念一. 电力系统稳定问题的分类电力系统稳定是指电力系统受到扰动后，其运行状态趋向于恢复到扰动前运行状态或新的运行状态的能力。根据扰动的不同，研究侧重点的不同和考虑问题详细程度的不同，可以将电力系统稳定问题进行分类。根据扰动的不同，可以将稳定问题分为大干扰稳定问题和小干扰稳定问题；根据侧重点的不同可以将稳定问题分为功角稳定问题、电压稳定问题、频率稳定问题；根据考虑问题的详细程度的不同，可以将稳定问题分为静态稳定问题、暂态稳定问题、动态（长过程）稳定问题。二. 静态稳定静态稳定是指电力系统受到小扰动后，不发生非周期性失步、自动恢复到起始运行状态的能力。进行静态稳定分析的目的是应用相应的判据确定电力系统的稳定性和输电线的输送功率极限，检验给定方式下的稳定储备。三. 暂态稳定暂态稳定是指电力系统受到大扰动后，各同步电机保持同步运行并过渡到新的或恢复到原来稳态运行方式的能力。其判据通常指电力系统遭受大干扰后，电力系统各机组相对功角经过第一或第二个振荡周期不失步，作同步的衰减振荡，系统中枢点电压逐渐恢复。进行暂态稳定分析的目的是在规定的运行方式下和故障形态下，对系统稳定性进行校验，并对继电保护和自动装置以及各种措施提出相应的要求。大电源远距离送电情况下，送电通道上的故障较易引发暂态稳定问题。四. 动态稳定动态稳定是指电力系统受到小的或大的扰动后，在自动调节和控制装置的作用下，保持长过程的运行稳定性的能力。其目的是考察包括电力系统本身、发电机原动机调节、励磁调节、各种自动装置和自动控制系统动作特性以及系统有功功率与无功功率的自动调节在内的整个电力系统的综合调节性能的稳定性。大电网长距离弱联系互联或励磁调节器参数设置不善较有可能引发动态稳定问题。五. 电压稳定电压稳定是指电力系统受到小的或大的扰动后，系统电压能够保持或恢复到允许的范围内，不发生电压崩溃的能力。受端系统较易存在电压稳定问题。六. 频率稳定第三节 频率稳定指电力系统经受小或大扰动后，系统频率恢复到原来的状态或新的稳定状态的能力。频率失稳主要指系统失去大电源（或负荷）后，系统频率降低（或升高），导致低频减载（或机组高频保护）动作，所切除的容量和故障容量不配合，引发系统连续出现低频和高频，最终系统崩溃。频率稳定问题一般在容量较小的系统或两个系统通过单线大容量互供时发生。华东电网稳定控制原则一. 华东电网稳定控制标准及其说明华东电网稳定控制标准：任一系统长时间运行方式必须满足系统中任一设备故障或无故障跳闸，继电保护、开关、安全自动装置均正确动作，采取措施系统能够保持稳定，无设备潮流超过其事故后允许短时过载能力而发生损坏或相继跳闸，系统枢纽点电压可以恢复。以下对此标准说明几点如下：任一设备：包括输电线路、母线、主变、机组、直流双极、高抗以及其他无功补偿设备。根据电网统一调度、分层管理的原则，本原则提及的设备指500kV和220kV主网设备，110kV及以下电压等级设备发生故障，不应影响500/220kV主网稳定运行故障形式包括单相瞬时故障重合成功、单相永久、相间（含三相）故障采取措施指考虑各种切机、切负荷或联切设备装置正确动作，系统保持稳定指系统保持暂态稳定、电压稳定、动态稳定和频率稳定，即不发生机组功角失稳、电压崩溃、振荡失稳和频率崩溃现象。以上稳定控制标准考虑继电保护正常投运，若500kV、220kV线路高频保护或母线差动保护停役，则稳定标准为任一设备单相故障，采取措施系统能保持稳定鉴于华东电网近年的故障统计概率及网络潮流不同时期的分布特点，华东电网制订稳定控制限额时，除堡上5233/5234线外，不考虑500kV同杆并架输电线同杆异名相故障二. 和电力系统安全稳定导则的对比2001年7月，中华人民共和国国家经济贸易委员会（经贸委）颁发了电力系统安全稳定导则（下简称导则）。导则为电力系统安全稳定标准及系统安全稳定计算方法制定了原则，是电力生产、经营、调度、建设、规划和勘测、设计和科研等行业均必须遵循的强制性行业标准。关于电网承受大扰动时安全稳定标准，导则给出了三级标准。第一级安全稳定标准：正常运行方式下的电力系统受到下述单一元件故障扰动后，保护、开关及重合闸正确动作，不采取稳定控制措施，必须保持电力系统稳定运行和电网的正常供电，其他元件不超过规定的事故过负荷能力，不发生连锁跳闸。这些故障包括：任何线路单相瞬时接地故障重合成功、同级电压多回线路或环网中任一回线路单相永久故障重合不成功或三相故障断开不重合、任一回交流联络线故障或无故障断开不重合、任一台受端变压器故障退出运行、任一发电机跳闸或失磁、任一大负荷突然变化、直流单极闭锁等。第一级安全稳定标准同时允许在两级电磁环网单回高一级电压线路故障或无故障断开时可以采取切机或降低发电机出力的措施。第二级安全稳定标准：正常运行方式下的电力系统受到较严重的故障扰动后，保护、开关及重合闸正确动作，应能保持稳定运行，必要时允许采取切机和切负荷等稳定控制措施。这些较严重的故障包括：单回线单相永久故障或三相故障不重合、任一段母线故障、同杆并架双回线发生异名两相同时单相接地故障，双线同时三相断开不重合、直流输电线路双极闭锁。第三级安全稳定标准：电力系统因重大故障导致稳定破坏时，必须采取措施，防止系统崩溃，避免造成长时间大面积停电和对最重要用户（包括厂用电）的灾害性停电，使负荷损失尽可能减小到最小，电力系统应尽快恢复正常运行。这些故障包括：故障时开关拒动、继电保护误动或拒动等、自动调节装置失灵、多重故障、失去大容量电厂或其他偶然因素。将华东电网安全稳定控制标准和以上导则中安全稳定标准比较可以发现，除设备跳闸联切负荷装置问题外，华东电网安全稳定控制标准能够满足导则第一级安全稳定标准要求，除同杆并架线路异名相故障同时跳闸问题外，能够满足第二级安全稳定标准。这两个问题具体阐述如下：设备跳闸联切负荷装置问题：导则第一级安全稳定标准规定在受端任一变压器故障退出或任一回交流联络线故障或无故障断开不重合应能保持供电，即不损失负荷，而华东电网因需满足负荷超常规增长的要求，在双山、楠江、温州、天一等变电站分别安装了双山变线路过载联切负荷装置，楠江、温州电厂线路过载联切负荷装置，天一主变跳闸联切负荷装置等，提高了通道的输送能力，但同时降低了通道的安全稳定水平，不能满足导则第一级安全稳定标准。同杆并架双回线异名相故障同时跳闸问题：导则第二级安全稳定标准要求同杆并架双回线异名相故障同时跳闸采取措施系统保持稳定。华东电网目前有6处线路全程同杆并架，其中5处满足导则第二级标准要求，但石牌车坊双线若同时跳闸无法满足保持系统稳定，其原因是若考虑石牌车坊同杆并架双线同时故障，则无法满足苏州地区受电需要，因此暂时不予以考虑。同时华东电网有30处线路存在局部杆塔同杆并架（总同杆并架线路长度约占总长度的12.7%），若考虑这些同杆并架线路同时故障跳开，则通道输电能力将大大下降，根本无法满足电网输电需要，势必造成大范围的拉限电。因此考虑到华东电网近年来的故障概率，目前采取降低安全稳定控制标准，暂不考虑这些同杆并架线路异名相故障同时跳闸的可能性的方法解决。这也导致了在同杆并架双回线异名相故障同时跳闸问题上华东电网安全稳定控制标准低于导则第二级安全稳定标准。第四节 至于导则第三级安全稳定标准问题，即电力系统防灾变能力、事故快速处理和电网快速恢复问题，华东电网目前主要依靠电网侧的低周减载系统、低压减载系统、发电侧的失磁、失步、高低频保护和调度侧滚动修正的事故处理预案和黑启动方案予以应对。稳定监控和管理工作华东电网各联络线不得超过稳定限额运行。华东总调管辖的500kV及220kV主网由于特殊需要而超稳定限额时，必须得到华东电网有限公司总工程师的批准。地区性电网需超稳定限额送电时应得到有关省（市）电力公司总工程师的批准，如影响主网稳定运行时须得到华东电网有限公司总工程师同意。根据电力系统安全稳定导则的要求，华东电网各发电厂、变电站应根据各级调度部门的要求提供安全稳定计算分析所必须的技术资料和参数，如发电机、变压器、输电线路等相关电力一次设备，励磁调节器和电力系统稳定器（PSS）、调速器和原动机、各种相关安全自动装置、负荷等的技术资料和参数。根据电力系统安全稳定导则的要求，华东电网各发电厂、变电站应根据电网安全稳定运行的要求配备相关保护和自动控制装置，落实安全稳定措施。对影响电力系统稳定运行的参数定值设置必须经电网调度机构审核。如发电厂机组正常方式下失磁保护、失步保护、励磁调节器及PSS装置均应投入运行。华东电网各发电厂、变电站应配合电网各级生产、安监、调度部门进行事故调查和分析，记录并提供事故相关原始数据和其他必要资料第五节 华东电网各发电厂、变电站应在各级生产、调度部门的组织下配合实施系统试验，并按照系统试验的要求做好安全工作，并将安全工作方案随系统试验本厂站相关实施方案报调度部门备案安全稳定控制装置一. 安全稳定控制装置基本原理作为防止电网失去稳定和大面积停电事故的技术措施，稳定控制装置在技术上应满足可靠性、选择性、速动性和灵敏性的要求。为此，华东500kV电网投运的安全稳定自动装置均采用双微机配置，装置具有自检、自动闭锁等功能防止误动，同时信号传输采用独立双通道，在传输时间上都能满足系统稳定要求。华东电网500kV安全稳定控制装置多为设备故障联切机组型自动装置（系统），原理基本相同。装置由一个或多个监视侧装置、电厂侧装置和信号传输通道组成。监视侧装置根据运行方式，监视相关潮流断面，然后依据离线计算决定的策略表进行判断，若达到切机条件发出切机信号。切机信号通过光纤或载波专用通道送到电厂侧装置。电厂侧装置采取反误动判断，确定是否为误发信，然后依据策略决定切机的数量和具体所切机组。二. 华东电网安全稳定控制装置概况为解决系统运行中暴露出的稳定问题，华东电网在加强和改善500kV主网架的同时，还通过加装安全稳定控制装置（系统）来提高电网的稳定运行水平，解放电网输电能力。根据国调电力系统安全自动装置管理办法（讨论稿），“安全自动装置主要包括（但不限于）：掉闸切机、掉闸切负荷、过流切机、过流切负荷、备用电源自投、低频低压解列、高频切机、振荡解列、远方切机、远方切负荷、快关汽门装置等，以及由以上功能组成的安全稳定控制系统”。近几年，华东500kV电网先后投运了北仑兰亭稳定控制装置（现已退出运行）、任庄彭城稳定控制装置、肥洛平稳定控制装置、江泰扬电稳定控制系统、繁洛平稳定控制装置等安全稳定控制装置（系统）。国调亦在阳城电厂送出通道相关500kV变电站安装了多级远方切机系统阳城安控系统。由于福建送电华东能力受福建电网暂稳水平所限，福建电网在福建500kV电网安装了安控系统。这些安控装置基本都为设备故障后联远切机组装置，以下分别简单介绍华东主网现运行的安控装置的基本功能：江泰扬电安全稳定控制系统，在正常方式和一些主要设备检修方式均投用，监控江苏过江通道断面的潮流水平，当500kV过江线故障时联切扬二厂和（或）扬州电厂机组，以解决过江线故障后谏泰双线过载问题，解放苏北出力送出。肥洛平安全稳定控制装置，主要在肥繁双线任一线检修时投用，当剩余一线故障时联切平圩或洛河电厂机组，以解放检修方式下安徽皖北的送出。繁洛平稳定控制装置，目前主要在繁桥5914线检修方式投用，主要在安徽出线故障时远切平圩、洛河电厂机组，以解放安徽送出任庄彭城稳定控制装置，在正常方式和主要检修方式均投用，主要在任庄主变故障等一些故障形式远切彭城电厂机组，以解放徐州地区的送出。国调管辖阳城安控系统，该装置涉及500kV上河、任庄、三堡、东明、阳城5个500kV厂站，各厂站分别监视相应的断面，根据断面潮流和故障形式发信远切阳城机组。三. 安全稳定控制装置管理1. 运行管理装设安全稳定控制装置的发电厂、变电站等运行单位要密切监视装置及其通道的运行状况，及时发现异常并报相关调度管辖部门。同时，对装置的日常运行状况（如投、退、动作、方式变化）应做好详细记录，并按规定及时报装置调度管辖部门。安全稳定控制装置由相关发电厂和供电公司负责运行维护。现场应根据装置的运行原理、技术参数、技术要求和针对该装置的管理规定及有关调度部门的要求制定相应的现场运行规程，并报送有关调度部门备案。装设安全稳定控制装置的发电厂、变电站等运行单位要有经过培训的负责人对安全自动装置按有关的规程、规定进行正常维护、定期校验等运行管理。装置涉及通信通道，所接电压、电流互感器相应二次回路中设备若有工作，可能影响装设安全稳定控制装置的运行时，相关发电厂和供电公司应向相关调度管辖部门办理停役申请，待调度许可后方可开始工作。装置投入运行后时，电厂应做好确保机组安全运行的各项措施，若厂内设备停役、单机运行且备用电源有问题影响机组安全运行时，应及时向相关调度管辖部门汇报。2. 定值管理安全稳定控制装置的定值管理依据继电保护及电网安全自动装置检验条例的规定执行。设备定值中的系统定值由装置调度管辖单位负责下达，装置的设备定值由装设单位负责整定，报调度管辖单位备案。3. 校验管理第六节 安全自动装置应按照继电保护及电网安全自动装置检验条例的规定定期校验。华东电网稳定管理依据及相关文件说明电力系统安全稳定导则（DL755-2001，备案号8807-2001）：本导则为中华人民共和国电力行业强制性标准，由国家经济贸易委员会以国经贸2001409号文正式批准，自2001年7月1日起正式执行。导则明确了我国电网安全稳定运行要求和标准、安全稳定分析计算和安全稳定工作管理等方面的基本原则。华东电力系统调度规程（原华东电网调度规程）：本规程相应章节明确了华东电网各级调度部门、各发电厂、变电站稳定工作的职责和分工各级调度部门颁布的当年稳定运行规定。如网调颁布的华东电网2003稳定运行规定等。本类文件每年度发布一次，给出电网稳定限额编制的基本原则，相应调度管辖范围内当年至次年各正常方式和检修方式稳定限额表，典型网络图以及稳定监控和稳定计算需说明的问题等。电力生产各级部门针对电网特定问题编制的专项稳定管理说明，如江泰扬电稳定控制系统运行管理规定等。本类文件根据电网特定问题的出现不定期颁布，主要说明特定电网问题的稳定管理原则、稳定运行说明等。本类文件是华东电力系统调度规程（原华东电网调度规程）和当年度稳定运行规定的细化和补充。各级调度部门根据电网运行方式的改变编制颁发的专项运行方式说明，如秦山二期1号机并网后运行方式说明等。本类文件通常在电网新设备投产和电网运行方式调整等重大运行方式改变前颁布，给出该重大运行方式改变后各正常和检修方式的稳定限额表，并说明一些相关的特殊问题。本类文件通常是对当年度稳定运行规定的修改和补充。各级调度部门针对系统特定运行方式编制的临时稳定控制说明，如“秦山1期机组停役期间王店变临时稳定控制要求”临2002-0015号等。本类文件通常给出其他稳定文件未提及的系统特殊运行方式的稳定控制要求，一般随特定检修申请单批复逐级下达给各监控单位。思考题1. 简述华东电网稳定控制原则2. 简述故障切除时间对系统稳定性的影响及其原因第三章 发电厂调度员发现本厂站线路或设备超过稳定限额运行，应如何进行处理？若发现发电厂功率因素或无功功率超稳定限额运行，应如何进行处理？系统无功电压的调度管理第一节 概述电压是电能质量的重要指标。电压质量对电力系统的安全与经济运行，对保证用户安全生产和产品质量以及电器设备的安全与寿命，有重要的影响。电力系统的无功补偿与无功平衡，是保证电压质量的基本条件。有效的电压控制和合理的无功补偿，不仅能保证电压质量，而且提高了电力系统运行的稳定性和安全性，充分发挥了经济效益。第二节 各级调度是全网（或地区电网）电力生产运行指挥部门，负责电网运行中的无功平衡和电压的调整、控制和管理。电力系统电压控制、无功调整基本概念一. 电力系统电压控制目的1. 向用户提供合格的电能质量供电电压2. 保证电力系统安全稳定运行3. 降低网络传输损耗，提高系统运行的经济性二. 电力系统运行电压控制的基本条件1. 无功功率与无功负荷按地区、按网络电压等级分层实现无功平衡是系统调压首要的基本条件2. 主变压器有载调压分接头是调整无功潮流的有效手段3. 合理的网络结构和供电半径是提供合格供电电压的网络基础4. 准确的电压监测是电压运行控制的必要措施三. 系统电压控制与频率控制的主要差别系统频率是由系统有功功率与有功负荷平衡决定的，系统电压是系统无功功率与无功负荷平衡决定的。系统频率控制从技术上讲是协调系统日常有功功率与有功负荷之间的矛盾。系统无功功率缺乏或者过剩将引起系统低电压或高电压，从根本上讲，系统电压控制是协调系统无功功率与无功负荷之间的矛盾。协调功率与负荷的平衡是系统频率控制和电压控制的相同点。电压控制又有许多不同于频率控制的特点，主要差别为：表1-1频率控制与电压控制比较系统频率控制系统电压控制控制对象全网同一频率各厂、站母线电压（包括500/220/110/35kV母线电压），控制对象是全网分布的、分散的、众多的。控制标准50±0.2Hz50±0.1Hz(AGC投入)各厂站母线电压均按电压曲线要求控制运行电压控制任务承担者少数调频厂负责各厂站均有调压标准和责任控制方法² 调整发电机组出力² 必要时拉电、限电² 调整发电机无功出力² 调整调相机无功出力² 投切并联电容器组² 投切并联电抗器组² 调整主变压器有载分头² 改变网络参数如串联电容器² 必要时拉电、限电四. 电力系统运行电压的允许偏差1. 原能源部1989年3月发布部标SD325-89电力系统电压和无功电力技术导则（试行）（以下简称导则），第4条中规定发电厂和变电所的母线电压允许偏差值如下：(1) 500（330）kV母线正常运行方式时，最高运行电压不得超过系统额定电压的+10%；最低运行电压不应影响电力系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。向空载线路充电，在暂态过程衰减后，线路末端电压不应超过系统额定电压的1.15倍，持续时间不应大于20分钟。(2) 发电厂和500kV变电所的220kV母线正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0+10%；事故运行方式时为系统额定电压的-5%+10%。(3) 发电厂和220（330）kV变电所的11035kV母线正常运行方式时，为相应系统额定电压的-3%+7%；事故后为系统额定电压的±10%。(4) 发电厂和变电所的10（6）kV母线应使所带线路的全部高压用户和经配电变压器供电的低压用户的电压，均符合用户受电端的电压允许偏差值。2. 原能源部电1993218号文颁发电力系统电压质量和无功电力管理规定（试行）（以下简称规定），关于电压质量标准规定：(1) 用户受电端供电电压允许偏差值（即原文2.2条）i. 35kV及以上用户供电电压正负偏差绝对值之和不超过额定电压的10%。ii. 10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%。iii. 220V单相供电电压允许偏差为额定电压的+7%、-10%。(2) 电网供电电压质量控制标准i. 接入主网的发电厂高压母线和220kV及以上变电所供电母线电压允许偏差的确定原则应满足2.2条的要求，宜在额定电压的-3%、+7%的范围内，但其偏差幅度不应大于5%，具体允许偏差值由调度部门确定。ii. 110kV及以下变电所（含接入该网电厂）供电母线电压允许偏差的确定原则也应满足2.2条的要求，其具体允许偏差范围由调度部门确定。两者在控制运行电压波动，满足用户受电端的电压允许偏差宗旨上是一致的，但在500kV、220kV母线运行电压允许偏差具体限值上略有不同，对500kV、220kV系统运行电压来说，规定要求比较严格（指偏差幅度不应大于5%），目前实现还有一定困难。导则要求比较原则，比较符合目前500/220kV系统实际。根据华东电网实际情况，华东网调对500kV母线和所管辖的220kV电压监控点母线，其电压曲线幅度按不超过5%编制，但电压合格率考核，视具体情况偏差绝对值之和为5%8%，主要原因在于电网无功调控手段仍显不足，无法完全满足电网各种运行方式和负荷水平下的调压需要。五. 系统运行电压的分层分区控制1. 什么是分层分区调压由于系统电压控制与频率控制的不同，电压控制对象全网分散、个数众多的特点，电力系统运行电压控制实行分层分区控制（也叫分层分区调压）原则，具体是：(1) 当地调压指直接供电给用户的母线电压调整，例如35kV及以下母线电压的控制。(2) 区域调压指区域级或枢纽点母线调压，例如220kV及110kV母线电压调整。(3) 中央调压指电网最高层次的调压（国外称中央调压或国家调压），例如500kV母线电压调整。2. 分层分区调压准则(1) 当地调压准则是保证供电电压品质(2) 区域调压准则是电网安全与电压品质(3) 中央调压准则是电网安全与经济运行六. 负荷的电压静态特性1.