电力系统调频调压教学提纲Word文档下载推荐.docx

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选择系统调频厂应遵循以下原则：

1、具有足够的调频容量，可满足系统负荷的最大增、减变量。

2、具有足够的调整速度，可适应系统负荷的最快增、减变化。

3、在系统中所处的位置合理，其与系统间的联络通道具备足够的输送能力。

2.2省调调度室应装有ACE监视画面和数字式频率显示器及记录式频率记录仪，当频率超出50±

0.1赫兹时，应具备告警信号。

系统的频率以省调调度室的频率显示为准；

系统第一、第二调频厂和频率监视点每月15日白班应与省调核对频率显示装置。

2.3为有效监视系统频率运行，对各单位装设频率表的要求：

1、在各地调调度室和所有电厂、变电站（集控站）的中控室（或集控室）均要求装有频率显示器；

所有500/220千伏变电站应装有数字式频率表。

2、各地调调度室和第一、第二调频厂应装有数字式和记录式频率表，当频率超出50±

0.15赫兹时，应具备有告警音响和灯光信号。

3、系统频率监视点为：

省调直调电厂、所有500千伏变电站、220千伏鼓山变、旗山变、笏石变、惠安变、罗塘变、半兰山变、鼎美变、总山变、王庄变，列西变、杨真变、甘棠变，上述厂站应装有频率自动记录仪，当记录仪启动时应有告警音响和灯光信号。

4、各单位装设的频率显示器、数字式或记录式频率表的准确性必须经具备相应检测资质的部门的认定，且数字式和记录式频率表精度必须能达到小数点后三位数。

2.4当地区电网解列运行时，由省调指定该地区的调频厂和负责调频的单位。

第三节系统频率的调整

当省电网与华东联网运行时，由网调指定联络线调节模式。

正常情况下联络

线按功率及频率偏差控制（TBC）方式控制区域控制偏差（ACE）在规定范围内。

3.2第一调频厂的调整原则：

1、在省电网与华东电网联网运行时，负责按照跨省联络线功率及频率偏差控制（TBC）方式控制区域控制偏差（ACE）在规定范围内，ACE=△P+β*△f（△P—联络线功率偏差值，β—省网频率偏差系数，△f—系统频率偏差值）。

若省调AGC主站故障时，第一调频厂应按照调度员指令或联络线指标监控画面要求对机组出力进行人工调整。

2、当省电网与华东电网解列运行时，负责系统频率的调整，保持系统频率在50±

0.1赫兹范围内。

3、第一调频厂应注意监视投入AGC的机组是否具有足够的调整容量，当投入AGC的机组即将无调整容量时发电厂值长应提前向省调调度员报告，省调调度员应指令该厂调整其他机组出力或调整其他电厂机组出力，确保第一调频厂的调频能力。

第一调频厂应能监视跨省联络线潮流、省电网实际日负荷变化曲线以及联络线指标监控画面，并按照省调要求装设区域控制偏差（ACE）和跨省联络线功率偏差越限告警装置。

3.3第二调频厂的调整原则：

当系统频率超出50±

0.1赫兹时，第二调频厂应立即主动调整出力参与系统调频，直至频率恢复至50±

0.1赫兹内，并尽快报告省调调度员。

3.4当系统频率超出50±

0.2赫兹时，全省所有电厂应主动调整出力协助电网调频，直至频率恢复至50±

0.2赫兹内。

省调直调和许可的电厂（第一调频厂除外）正常情况下应严格按省调下达的有功曲线发电，机组的正常升降负荷速率应按规定要求，如现有开机方式无法满足发电调度计划的要求时，有关单位应提前汇报省调值班调度员并征得同意后，通过改变开机方式的方法来满足发电调度计划要求，或执行省调值班调度员修改后的发电调度计划；

在事故频率情况下，应尽最大可能满足省调调度员的要求进行机组出力的紧急调整；

在调整出力时，应监视系统频率和相关线路潮流，如已超出规定范围和允许限额时，应暂停调整并报告省调值班调度员。

第四节发电机组有功调节性能的调度管理

4.1发电机组有功调节性能包括：

调差性能、AGC调节性能和一次调频性能。

4.2发电机组的额定、最高和最低技术出力是调度管理的依据。

机组的调差性能应满足福建电网的规定要求。

4..3凡并入省电网的单机容量在100MW及以上的火电厂、单机容量在50MW及以上的水电厂（含抽水蓄能和燃气轮机组）均应具备AGC功能。

1、自动发电控制（AGC）是保证电网安全、优质、经济运行的重要保证措施。

AGC的投入与退出由省调下令，未经调度许可不得擅自退出或修改控制参数。

2、机组AGC功能应通过省调组织电厂参与的系统调试，升降负荷速率应达到每分钟1.5~2.0%额定出力的要求。

3、水电厂监控系统在AGC机组处于远方单机控制模式时，应将省调AGC远方控制命令直接转给机组调速器进行控制。

4、投入AGC运行的发电机组运行模式由省调值班调度员确定，在EMS系统上操作并通知有关电厂。

调度员改变机组AGC运行模式时，应在操作之前通知该电厂运行人员确认后方可进行。

5、省电网AGC装置的频率采用省调调度端的当地频率。

当系统发生震荡或与系统解列等事故时，现场应退出AGC改为手动调节并立即汇报省调。

6、当现场投AGC的机组或AGC功能发生异常情况时，电厂值班人员可以先停用AGC装置，将机组切至“当地控制”，然后汇报省调。

异常处理完毕后，应立即向省调汇报并由当班调度员通知恢复AGC运行。

7、当主站AGC系统发生异常时，省调调度员应当立即退出主站AGC，并通知第一调频厂进行手动调整电网频率和联络线功率。

8、AGC异常处理时间超过24小时的应通过技术支持系统申报申请，24小时之内的需向当班调度员口头申请。

9、设备停役检修影响机组AGC功能正常投运时，相关单位应向省调提出申请并经批准。

10、电厂AGC功能通过厂内监控系统实现的，监控系统的相关规范及指标要经过省调审核。

11、具有AGC功能的发电厂，应根据机组实际情况编写AGC现场运行规程交运行值班人员执行，同时报送省调备案。

4.4系统正常运行时，机组的一次调频功能必须投入运行。

1、机组调速器特性参数为涉网定值,由省调下达，现场必须严格执行并不得自行更改。

2、当机组一次调频功能不能正常运行时，发电厂运行值班人员可按现场运行规定将一次调频功能退出，并立即汇报省调值班调度员。

第五节运行备用管理

5.1电网运行备用分为旋转备用、非旋转备用及可控负荷备用。

旋转备用是指可随时调用的机组出力，主要由水电机组、抽水蓄能机组、运行中的火电机组、燃气轮机组等承担。

非旋转备用是指能在数小时内启动并网，且能连续2小时满足电网下一次尖峰负荷要求的机组出力。

可控负荷备用是指在30分钟内各级调度部门通过负荷控制系统等手段能直接调度控制的负荷。

5.2与华东电网联网运行情况下，为保证系统频率正常，控制好联络线潮流，省调在编制日调度计划和安排开停机时应按网调规定留有运行备用容量。

省网独立网运行时，旋转备用容量应全由运行中的水电、火电、燃汽轮机组承担，其容量不低于系统预测最高负荷的3～5％。

电网运行备用容量的分配应充分考虑调节手段和联络通道的输送能力。

5.3电网运行备用容量实施在线监测。

当旋转备用容量不足时，省调值班调度员应开启备用机组或向省外购电；

若采取以上措施后仍不能满足系统备用容量，应立即采取相应负荷控制措施，迅速恢复备用容量至规定值。

第六节系统频率异常的处理

6.1系统低频率的处理原则

1、当系统频率降至49.80赫兹以下时，各厂无需调度指令应自行增加出力使频率恢复至49.8赫兹及以上或达到本厂最大允许出力为止；

调相运行的发电机应不待调度指令改为发电运行；

处于热备用状态的水电机组应主动报告调度并经同意后立即开启并入系统。

以上处理情况，各发电厂值班人员应及时报告省调值班调度员，以便及时控制联络线的潮流不超过允许限额。

在频率恢复后，各发电厂应按省调值班调度员的指令调整出力。

省调调度员应根据联络线ACE值偏差情况，采取恢复频率的措施，并及时向网调汇报和了解事故原因。

2、当系统频率降至49.50赫兹且有继续下降趋势时，省调应根据联络线ACE值偏差情况，通知各地调按地区紧急事故限电序位限制负荷，地调应按省调下达的限电指令、限电量在规定的时间内执行完毕，努力使频率恢复至49.80赫兹。

当系统频率低于49.80赫兹连续15分钟以上而系统没有备用容量时，省调可以使用系统紧急事故限电序位表拉荷限电，努力使频率恢复至49.80赫兹。

3、当系统频率降至49.00赫兹及以下时，省调、地调调度员应立即按地区紧急事故限电序位表限制负荷，努力使频率恢复至49.80赫兹。

4、当系统频率降至48赫兹及以下时，各级调度及发电厂、变电站值班人员应不待调度指令立即按系统紧急事故限电序位表拉荷，甚至各级调度员下令限制整个次要变电站负荷，努力使系统频率在15分钟内回升到49.00赫兹以上。

当系统频率紧急调整结束后，省调调度员应按具体情况作如下调整：

（1）继续启动备用机组。

（2）如系统已解列，应尽速恢复并列，并重新分配各厂出力。

（3）恢复限制的负荷或重新分配限制负荷。

5、当与华东电网解列、省网独立网运行时的低频事故处理可参照以上处理原则。

6.2系统高频率的处理原则

1、当系统频率≥50.2赫兹，各电厂应立即主动将出力降低直至机组允许最低出力；

省调调度员应根据联络线ACE值，通知有关电厂降低出力和修改发电曲线，使ACE偏差值趋于零或为负，努力使系统频率在30分钟内恢复正常。

2、当系统频率＞50.5赫兹时，装有高频切机的发电厂机组应立即停止该机的运行。

3、当系统频率＞51.0赫兹时，在各电厂出力已降至最低的基础上，省调调度员应立即发布停机、停炉指令，努力使系统频率在15分钟内恢复正常。

6.3为保证系统频率质量和稳定，对水电厂的要求：

1、高频切机、低频自启动装置，正常应投入。

2、在接到调度员开机指令后，正常情况下非贯流式机组10分钟内并网运行，贯流式机组15分钟内并网运行；

事故情况下非贯流式机组5分钟内并网运行，贯流式机组10分钟内并网运行

当系统因事故解列成几个独立片时，如果独立片与省调通信中断，则该独立系统的频率恢复工作由各地调调度员按上述原则处理。

6.5何谓一次调频、二次调频、三次调频？

由发电机调速系统频率静态特性而增减发电机的出力所起到的调频作用叫频率的一次调整。

在电力系统负荷发生变化时,仅靠一次调整是不能恢复系统原来运行频率的,即一次调整是有差调整。

为了使系统频率维持不变,需要运行人员手动操作或调度自动化系统ADC自动地操作，增减发电机组的发电出力,进而使频率恢复目标值,这种调整叫二次调整。

频率二次调整后，使有功功率负荷按最优分配即经济负荷分配是电力系统频率的三次调整。

6.6对防止频率崩溃有哪些措施？

⑴电力系统运行应保证有足够的、合理分布的旋转备用容量和事故备用容量；

⑵水电机组采用低频自启动装置和抽水蓄能机组装设低频切泵及低频自动发电的装置；

⑶采用重要电源事故联切负荷装置；

⑷电力系统应装设并投入足够容量的低频率自动减负荷装置；

⑸制定保正发电厂厂用电及对近区重要负荷供电的措施；

制定系统事故拉电序位表，在需要时紧急手动切除负荷。

第二章电力系统调压

第一节基本原则

1.1电力系统无功补偿装置配置应能保证在系统高峰和低谷时段负荷水平下，分（电压）层和分（供电）区的无功平衡，同时正常方式下应留有足够动态无功备用容量，满足电压调整及事故方式电网安全稳定运行需要。

分（电压）层无功平衡的重点是220千伏及以上电压层面的无功平衡，分（供电）区就地平衡的重点是110千伏及以下系统的无功平衡。

无功补偿配置应根据电网情况，实施分散就地补偿与变电站集中补偿相结合、电网补偿与用户补偿相结合、高压补偿与低压补偿相结合，以满足降损和调压的需要。

1.2根据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统电压和无功电力技术导则》和《电力系统电压质量和无功电力管理规定》、《电力系统无功补偿配置技术原则》的要求，按照调度管辖范围划分，省调负责220千伏及以上电网、地调负责所辖电网的电压与无功功率的运行控制及管理。

8.1.3省调应按要求建立省电网各中枢点母线电压的考核点和监视点，以保证电压质量。

电压考核点和监视点允许变动范围应符合电压质量考核标准的要求，省调按月（季）编制下达各电压考核点、监视点的电压曲线及地区网供功率因素考核基值。

第二节无功补偿与调压配置技术要求

2.1新建发电机组或励磁系统改造的设计选型，应通过省公司组织（调度部门参加）的有关审查,其技术要求应按《福建电网发电机励磁系统管理规定》执行。

2.2500千伏电网应分散、优化配置高压、低压并联电抗器，原则上要求高、低压并联电抗器总容量与500千伏线路充电功率基本补偿。

接入500千伏系统电厂升压站可考虑装设一定容量、通过开关投退的高压电抗器。

500千伏降压变容性无功补偿容量应按主变容量10%—25%配置或经计算分析确定。

2.3220千伏变电站无功补偿容量一般按220千伏主变容量10%—25%配置，并满足220千伏主变最大负荷时，其高压侧功率因素不低于0.95。

当220千伏变电站110千伏及以下出线以电缆为主或较大容量地区电源接入该变电站110千伏系统时，容性无功补偿容量可按下限配置。

一般情况下无功补偿装置的单组容量，接入35千伏电压等级不宜大于12Mvar，接于10千伏电压等级不宜大于8Mvar。

2.4电力用户应根据负荷特点，合理配置无功补偿装置。

100千伏安及以上高压供电的电力用户，在用户高峰负荷时主变高压侧功率因素不宜低于0.95；

其他用户，主变高压侧功率因素不宜低于0.90。

同时应防止用户向系统倒送无功功率。

第三节电压的监视与调整

3.1定为省电网电压各考核点和监视点的变电站值班人员，应按电压曲线变动范围认真监视母线电压，当电压水平超出允许变动范围时，应立即报告省调调度员。

3.2省调调度员应监视系统各考核点和监视点的电压水平，当发现电压超出允许偏差范围时，应采取下列办法进行调整:

1、改变发电机的无功出力曲线；

调整联变低压侧电抗器、电容器的无功补偿容量或调整联变有载调压分接头位置。

2、通知地调改变集中补偿电容器的容量、地区中小水电及调相机的无功出力。

3、启动备用机组发电或调相运行。

4、适当改变主系统的运行方式。

5、改变有载调压变压器电压分接头。

3.3正常情况下500千伏系统运行电压应控制在500—550千伏范围内，500千伏联变500千伏侧运行电压不应超过该运行分接头额定电压的105%。

按无功分层平衡及控制原则，应采取措施尽可能减少500/220千伏系统间的无功流动。

3.4各地区应按《福建电网地区无功电压运行管理及考核办法》要求做好220千伏及以下电网无功补偿设备的维护及运行管理工作,掌握各地区电压考核点的波动情况，监视各考核点的运行电压。

当地区无调节手段需要省电网协助调整时应报告省调调度员。

加强趸售县关口无功电压的调度管理及网供力率的考核，协助用电管理部门对用户电容器的运行管理，充分调用地区电源机组的无功调节能力，加强对调度管辖内电厂的无功电压运行管理及考核。

地区无功电压调整应遵循如下原则：

1、正常情况下地区网供力率应满足省调下达的网供力率考核指标，同时按逆调压原则调节，即地区网供力率高峰时段调高、低谷时段调低运行。

当地区电压考核点电压越限时，应就地采取控制措施。

2、地区电网无功电压的调整应与220千伏电压协调控制：

（1）当省电网采取调整措施而220千伏电压仍越限时，各地区应充分调用调度管辖范围内中小型电厂机组的无功调节能力及时投退无功补偿设备，督促调整趸售县关口及直供用户的力率。

（2）防止220千伏主变有载分接头的调整造成220千伏电网电压进一步恶化。

当220千伏变电站220千伏母线电压低于-3%额定电压或超过+7%额定电压，应暂停通过调整220千伏主变有载分接头以提高或降低110千伏及以下地区电网电压。

（3）采取上述措施而220千伏电压仍低于205千伏时，经省调许可后各地调采取限荷措施。

当220千伏电压低于198千伏时，地调应在低电压区按地区紧急限电序位表直拉馈线。

3.5若需要改变省调管辖的变压器分接头位置（有载调压除外），运行单位应按要求提前办理申请，并得到调度指令后方能进行。

3.6按设备管辖归属，省调负责所辖500千伏联变或发电厂主变有载调压分接头的调整，地调负责所辖220千伏及以下主变有载调压分接头的调整。

当110千伏及以下地区网络电压越限时，地调调度员应按照无功分层分区就地平衡的原则，首先改变地区无功补偿容量及调用地区电网的中小型电厂机组无功调节能力，然后才调整220千伏主变分接头。

当省电网调压需要时，省调调度员有权直接下令调整地调所辖220千伏主变分接头或投退220千伏集控站、变电站电容补偿设备，相关变电站（集控站）事后应及时汇报有关地调。

3.7各电厂应按调度部门（或AVC）下达的高压侧母线电压控制曲线,按“逆调压”原则调整运行机组的无功出力，控制高压侧母线电压在合格范围内。

高峰时段增大无功出力使母线电压接近上限运行，低谷时段则降低无功出力或进相运行使母线电压接近下限运行；

在高低峰交替时，应使母线电压在上、下限之间均匀变化。

在调整母线电压时，还应注意使其他各侧电压变化不超过规定值。

若调度部门出于电网安全运行或满足地区网供力率，要求电厂按下达的总无功出力运行时，则电厂在满足高压侧母线电压控制范围同时，应及时调整全厂无功出力满足调度部门下达的总无功出力要求。

若电厂机组无功调节达到极限能力，但高压侧母线仍越限运行，电厂值长应及时汇报值班调度员。

3.8并网电厂应按照《福建电网发电机励磁系统管理规定》负责机组励磁系统的运行管理及维护检修工作，从组织、管理和技术等方面保证发电机自动励磁调节装置及其特性单元（包括强励、过励及低励限制、PSS功能等）完好，PSS装置投运信号应实时传送省调自动化系统,实现机组PSS投运状态在线动态监视。

未经相关调度许可，励磁系统（包括PSS）各环节功能不得停用。

3.9电网自动电压控制（AVC）系统是保证电网安全、优质、经济运行，并作为电网安全稳定预防性控制措施的重要技术手段。

省电网AVC系统基于集中决策多级协调的设计原则，由省调AVC主站、地调AVC子系统、电厂监控系统（AVQC装置）、变电站监控系统（AVQC）和相关通信通道组成，并实现省调主站与各子系统之间的分级协调控制。

1、各电厂、变电站及电业局应根据《福建电网自动电压控制（AVC）系统运行管理规定》负责AVC系统（装置）的运行维护及管理，制定现场运行规定。

各电厂、变电站AVC装置（功能）应具备完善的安全闭锁控制策略。

2、正常情况下，省调直调电厂、500千伏变电站、地调AVC“远控”方式变更必须严格按省调调度员的指令执行。

若现场一、二次设备缺陷要求退出AVC闭环控制时，厂、站及地调人员应按要求及时向省调提出申请，并尽快处理设备缺陷。

3.9什么是系统电压监测点、中枢点？

电压中枢点一般如何选择?

监测电力系统电压值和考核电压质量的节点,称为电压监测点。

电力系统中重要的电压支撑节点称为电压中枢点。

因此,电压中枢点一定是电压监测点,而电压监测点却不一定是电压中枢点。

电压中枢点的选择原则是：

区域性水、火电厂的高压母线（高压母线有多回出线）；

分区选择母线短路容量较大的220kV变电站母线；

3）有大量地方负荷的发电厂母线。

第四节系统电压异常的处理

4.1电压监视、考核点电压偏差超出规定的电压曲线±

5％，且延续时间超过2小时；

或偏差超过±

10％，且延续时间超过1小时，为电网事故。

4.2当母线电压高于电压曲线允许偏差的上限时，厂、站值班人员应立即自行降低发电机、调相机的无功出力直至安排具备进相条件的机组进相运行，并退出电容器。

当电压不见下降或继续升高时，应报告省调或地调调度员。

调度员应调整系统无功出力，退出有关地区的变电站补偿电容器，投入电抗器，改变变压器有载调压分接头，甚至改变系统运行方式，在1个小时之内将电压调至允许偏差范围内。

4.3采取发电机－变压器组送电的500千伏线路，由于线路末端开关跳闸而使线路末端电压超过550千伏时，值班人员应立即降低发电机励磁电流（同时降低发电机转速），然后断开线路开关。

4.4500千伏线路处于单侧充电状态时，如线路末端电压超过550千伏，应设法降低至正常范围内，如不能降至正常范围内，应断开线路开关。

4.5当母线电压低于电压曲线允许偏差的下限时，厂、站值班人员应立即自行加大发电机、调相机的无功出力，投入电容器。

当电压不见回升或继续下降时，应报告省调或地调调度员，调度员应调整系统无功出力，投入有关地区的变电站补偿电容器，退出电抗器，改变变压器有载调压分接头，启动备用机组，甚至改变系统的运行方式，在1个小时内将电压调至运行偏差范围内。

4.6当220千伏变电站220千伏母线电压低于214千伏时，应充分利用发电机、调相机的允许过负荷能力和系统无功备用容量等办法，增加无功出力尽快使电压回升，当已达到设备的最大限额时，应立即汇报有关值班调度员，采取调整措施。

各地调应避免通过调整220千伏及以下分接头来提高地区电网电压；

若220千伏电压水平进一步恶化并低于205千伏时，各地调应采取限荷措施；

若220千伏电压低于198千伏（额定电压值的90％）时，为防止电压崩溃，省调调度员应下令限制负荷或按电网事故紧急限电序位限制负荷。

限电原则是：

在电压最低地区先执行。

4.7系统电压降低到严重威胁发电厂厂用电安全时，现场值班人员可自行按现场规程规定的方法和步骤，将厂用电与系统解列后汇报相关调度。

4.8各发电厂应将发电机的最大允许无功功率、发电机进相运行能力、过负荷能力的有关报告及材料及时报省省调核定，其中低励限值需经省调计算核定后通过定值单下达。

4.9影响系统电压的因素是什么?

系统电压是由系统的潮流分布决定的，影响系统电压的主要因素是：

1）由于生产、生活、气象等因素引起的负荷变化；

2）无功补偿容量的变化；

3）系统运行方式的改变引起的功率分布和网络阻抗变化。

4.10对于局部电网无功功率过剩，电压偏高，应采取哪些基本措施？

　⑴发电机高功率因数运行，尽量少发无功；

⑵部分发电机进相运行，吸收系统无功；

⑶切除并联电容器；

⑷投入并联电抗器；

⑸控制低压电网无功电源上网；

⑹必要且条件允许时改变运行方