电力系统运行方式及管理--刘国兴.ppt

系统运行方式及管理,刘国兴,【课程内容】,电力系统运行方式编制原则、要求。年度运行方式、日常运行方式编制的内容及要求。熟悉系统设备运行的规定要求。月度停电检修计划、日停电检修计划和临时停电检修等管理要求。熟悉新设备接入系统的管理、启动原则等。了解系统稳定运行的原则、稳定限额及管理等。,【思考与练习】,年度运行方式应包含哪些内容？调度员在哪些允许的范围内有权批准设备临时检修？负荷管理包括哪些内容？新设备启动必须具备哪些条件？合理的电网结构具备哪些条件？,【推荐学习】,电网调控运行人员实用手册省、市电力调度规程、监控规程省份220kV电网继电保护与安全自动装置运行管理规程,什么是电力系统？,电力系统运行方式,根据本系统实际情况，合理使用资源（石化、水力、核能、生物质能、风力、太阳能等），使整个系统在安全、优质、经济运行情况下的决策。,电网的运行方式非常重要，它包括网内电源与负荷的电力电量平衡、主要厂变的主接线方式及保护配合、各电网间的联网及联络线传输功率的控制、电网的调峰、无功电源的运行调度。以及各种负荷情况下电网的运行特性等；合理的电网结构，是各种运行方式的基础；针对不同的电网结构和不同的运行方式，研究电网的特性，确定在各种条件下应采取的对策就显得尤为重要。因此就要求我们必须掌握电网的运行方式。,系统运行方式应能满足电网安全经济运行，保证对用户连续可靠供电的要求，使设备最大限度地互为备用，减少电网解列和大面积停电的可能性，还应满足：,1.必须保证电能质量，潮流分布合理。2.设备参数要满足系统要求。3.继电保护及自动装置配合协调。,什么是“潮流”,电网中，电能输出点及发电厂有多个，用户也是有很多个。在电网运行过程中，发电厂的发电负荷是动态的，有时发电量大，有时发电量小，甚至有不发电只用电的时候；而用户的用电量也是动态的，有时用电量大，有时用电量小，甚至有不用电的时候。由此，在电网中就产生了电能流向的动态变化过程，形象的说就是电能流向的“潮流”。,电网运行体系,电网调度的基本原则,鉴于电力生产与消费具有同时性、瞬时性等特点，电力系统实行统一调度、分级管理的原则。统一调度：下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。分级管理：根据电网分层的特点，为了明确各级调度机构的责任和权限，有效地实施统一调度。,电网调度分级运行模式,（一）变电站运行方式的特点,(l)保证对重要用户的可靠供电对于重要用户可采用双回路供电,即利用两个独立的电源同时对用户供电。这样,当两个电源中的一个电源发生故障时,另一路电源可以照常工作。,(2)要便于事故处理要考虑到部分设备发生故障时,能通过紧急倒闸操作,对重要负荷迅速恢复送电。对于变电所多台变压器的容量选择,要考虑到其中一台变压器故障时,其余变压器能否承担全部重要用户的供电。,（一）变电站运行方式的特点,（一）变电站运行方式的特点,(3)要考虑运行的经济性在编制各种运行方式时，要尽量使功率分配合理。对于环状运行的电网,应尽量缩短解列时间,以避免不必要的线损增加。变电所的主变压器投运台数的选择,也直接影响到变压器电能损耗。,（一）变电站运行方式的特点,(4)要满足防雷保护、继电保护和消弧线圈运行的要求。在编制电气主接线运行方式时,应将各种运行方式时的防雷保护方式、继电保护整定值和消弧线圈投运方式都作出明确的规定,以避免在改变主接线运行方式时,由于继电保护误动作而造成事故。,实现电力系统连续可靠运行，应满足下列要求:,1.电能质量符合国家规定。2.具有足够的备用容量。3.能迅速控制事故，避免事故范围的扩大，最大限度保证对重要用户的连续可靠供电。4.应满足电力系统安全稳定导则的要求。当电网发生N-1故障时，能保证电网稳定运行；必须有电网重要断面发生N-2故障的预案。5.继电保护和安全自动装置，应能按预定的配合要求正确动作。,（二）N-1原则,正常运行方式下的电力系统中任一元件（如线路、发电机、变压器等）无故障或因故障断开，电力系统应能保持稳定运行和正常供电，其他元件不过负荷，电压和频率均在允许范围内。这通常称为N1原则。N-1原则用于电力系统静态安全分析(单一元件无故障断开)，或动态安全分析(单一元件故障后断开的电力系统稳定性分析)。,西郊变运行方式,所内电源（66kV东母）；所外电源（绿园变大广线）一台主变负载超过1506A时拉闸，直到电流降到1206A以下1西汽甲4421、2西汽乙4420、3西平乙4424。220kV、66kV双母线带旁路母线运行，1号主变在东母线运行，2、3号主变在西母线运行，三台主变均为12万，共36万kVA，220kV共8条出线，66kV共16条出线，重要用户（汽车厂电站、二厂区、#9站）220kV线路：47（东）西三甲03、双西甲07、合西甲01、西巨05（西）西三乙04、双西乙08、合西乙02、岭西0666kV线路：44（东）西垂甲15、西正甲27、西环甲17、西汽甲19、西热甲21、西平甲23、西镍甲29、北联甲26（西）西垂乙16、西正乙28、西环乙18、西汽乙20、西热乙22、西平乙24、西镍乙30、北联乙25（镍正平环热汽垂联）,西环甲乙：带四环西正甲乙：带绿园备用西垂甲乙：带#9站东岗西新备用与家岭甲联网、家岭乙中间断引西平甲乙：带安达朝阳湖西备用北联甲乙：带城西大成玉米西汽甲乙：甲带二厂区；（乙带二厂区）西镍甲乙：甲带镍业电站蔚山变备用；（乙带镍业电站蔚山变）西热甲乙：甲带汽贸一汽电站；（乙带汽贸一汽电站）N-1方式：当西郊变一台主变因检修或故障停电时，北联乙线、西平乙线倒至对端送电N-2方式：当西郊变二台主变因故障停电时，过负荷联切装置动作，切除（北联乙、西汽甲乙、西平乙）北联乙线、西平甲倒至对端送电，二厂区停电。,北郊变运行方式,所内电源（北联乙线）；所外电源（铁西变肉联线）一台主变负载超过2260A时拉闸，直到电流降到1808A以下1北安3930、2北哈3931、3北西3929。220kV、66kV双母线带旁路母线运行，1号主变在南母线运行，2号主变在北母线运行，两台主变均为18万，共36万kVA，220kV共6条出线，66kV共14条出线，重要用户（铁路、客车厂）220kV线路：29（南）东北甲19、北铁甲16（长调管辖）、合北甲12（北）东北乙18、北铁乙17（长调管辖）、合北乙1366kV线路：39（南）北团甲40、北发甲36、北发丙38、北正甲34、北联甲32、北安（南）30（北）北团乙41、北发乙37、北发丁39、北正乙35、北联乙33、北西29、北哈31、北跃42（正联发团西安哈跃）,北哈：带长客环西合心所外北安：带合隆合发广宁新烧锅北西：兰家前岗农西广宁北团甲乙：甲带小南碳素团山；（乙带小南）北正甲乙：带白菊春阳北发丙丁：丙带凯旋柳影（丁带机车变柳影备用）北发甲乙：铁西变北联甲乙：带大成玉米城西北跃：带长客乔家环西N-1方式：当北郊变一台主变因检修或故障停电时，北安、北联甲倒至对端送电,春阳变运行方式,66kV桥联10kV单母分段桥联母联热备用两台主变3.15万，共6.3万kVA，10kV共10条出线，近期主变最大负荷：_最小：_所有10kV均为小车开关主变型号：SFZ731500/66，一次额定电流275.5，二次1653.366kV线路：北正甲乙10kV线路：12母：57机场、春西、春华、长客丙丁、春菊(所外电源)、母：57长客甲乙、保险、普阳、春龙、翔云、,铁西变运行方式,66kV桥联10kV单母分段带旁路母线桥联母联热备用。两台主变：4万，共8万kVA，10kV15条出线，近期主变最大负荷：5万，最小：2.5万。所有10kV均为常规开关，主变型号：SFZ940000/66一次额定电流一次350，二次2099.5消弧线圈（2号主变上）66kV线路：北发甲822、乙82410kV线路：15母：8铁凯41、铁联42(所外电源)、汽修乙43机车乙44、工农45、钢管47、肉联48、铁农49母：8农业50、城铁51、汽修甲52城西53、青年55、客北56液化57,1.长时间改变正常运行方式，对系统有较大影响时，由长调提出书面方案，报公司主管领导批准后执行。2.根据检修计划安排的运行方式，由长调确定，所领导批准。3.双电源用户的受电方式由长调确定，并写入调度协议中。,（四）改变运行方式规定,4.值班调度员遇有下列特殊情况，在不违反规程的前提下，为使电网安全、优质、经济运行，可根据电网实际情况，临时调整运行方式：1）发、供电设备发生事故或电网发生事故。2）上年度新设备投运情况；3）上年度电网网络变化情况；4）其他威胁电网安全运行的紧急情况。,（四）改变运行方式规定,【课堂演练】,演练线路停电检修的运行方式调整例：66kV北联甲线停电检修,举例练习,线路停电检修的运行方式调整流程,【课堂练习】,演练线路停电检修的运行方式调整练习：66kV西正甲线停电检修,停电计划管理流程,停电申请单申报流程,二、运行方式管理的主要内容,调度负责编制管辖设备的年、日及特殊运行方式，并应履行编制、审核、批准手续。特殊运行方式，经公司主管领导批准后执行。以及若干；,一）、电力系统运行方式的编制,电力系统运行方式的编制和管理应当遵循安全、优质、经济的原则，充分发挥本网内发电、输电、变电设备的能力，保证电能质量、电网稳定和对用户连续可靠供电，满足社会用电需求。,（一）电力系统运行方式编制原则,根据统一调度、分级管理的原则，电网各级调度机构根据各自的调度管辖范围，负责编制本地区年度、季度（月度）电力系统运行方式，经本单位主管领导批准，并报上级电力调度机构。各级电力调度机构负责按批准的年度、季度(月度)电力系统运行方式，编制电力系统日方式、特殊方式(含节日方式)等，由该级电力调度机构领导批准，并报上级电力调度机构。,（二）年度运行方式的编制要求,年度运行方式应包含上年度电网运行情况总结、本年度运行方式分析、下年度电网展望及附件四部分。1.上年电网运行情况总结：1）上年度末地区电网规模；2）上年度新设备投运情况；3）上年度电网网络变化情况；,（二）年度运行方式的编制要求,4）上年度电网运行情况分析，包括发电、用电、错峰及拉闸限电、用电峰谷差、最大负荷断面分析、无功电压网损分析等；5）上年度电网运行方式中存在问题及采取的措施；6）上年度电网安全情况分析；7）上年度电网生产实绩。,（二）年度运行方式的编制要求,2.本年度运行方式分析：1）本年度电网发、输、变电设备等建设投产计划、重大技术改进项目计划；2）本年度电网发、用电平衡预计分析；3）本年度电网潮流计算分析：4）本年度系统无功平衡及电压情况；5）本年度电网运行方式存在问题、措施及建议；6）本年度电网运行方式安排。,（二）年度运行方式的编制要求,3.下年度电网展望：1）下年度电网基建投产项目；2）下年度电网发用电平衡预计分析；,（二）年度运行方式的编制要求,4.年度运行方式附件：1)上一年度末地区电网接线图（彩色）、本年度末地区电网接线图（彩色，其中本度新投产项目以特殊标志画出）；2)不同负荷水平、不同开机方式下地区电网潮流图；3)其它正文中所注明的附件。,(2)地调年度运行方式的编制,1）县调应于每年规定时间前向地调报送：该年度末地区电网规模；该年度新设备投运情况；该年度电网运行情况及各项指标预计完成情况；该年度电网最大负荷分析；下年度电网负荷、电量预测；下年度地区电网无功、电压、网损分析；下年度电网主设备年度停电计划；,(2)地调年度运行方式的编制,2）各地方电厂于每年规定时间前向地调提供：年度全年及月发电机有功、无功可调出力计划和发电量计划；下年度全年及分月的发电设备、电气设备检修计划；各机组PQ曲线、效率特性、机炉开停损失、微增煤耗等资料；全厂的电气结线图(包括厂用电系统)。,(2)地调年度运行方式的编制,3）电网规划管理部门于每年规定时间前向调度提供：下年度电源（地方电厂）投运容量和投产计划；下年度年度及分月电力、电量平衡情况；下年度地方电厂发电量安排情况。,(2)地调年度运行方式的编制,4）生产技术管理部门于每年规定时间前向调度提供以下资料：下年度地区电网110千伏及以上电压等级输、变电一次设备(包括线路、主变等)年度检修计划（包括基建工程引起的停电设备计划）；下年度反事故技术措施计划。,(2)地调年度运行方式的编制,5）基建管理部门于每年规定时间前提供以下资料：下年度地区电网110千伏及以上输、变工程投产初步计划（包括输变电工程名称，线路长度、变压器容量等）；6）营销部门于每年规定时间前提供以下资料：下年度年度及分月统调用电负荷、电量预测；下年度需求侧管理情况（错峰容量、措施等）。,(2)地调年度运行方式的编制,地调应在每年规定时间前，根据要求向省调报送年度方式编制相关资料，在次年要求时间前，完成年度运行方式的编制、出版工作。年度运行方式在正式出版前，应向有关部门汇报并经公司分管领导批准。,(三)日常运行方式编制,1.电网季度(月度)运行方式应包括：1）全网最大有功负荷、无功负荷、用电量的需求预测。2）省（市）际联络线送受电计划。3）全省及各地区发、受、用电力电量平衡方案。4）全网主要电气设备的检修计划和发电量计划。5）各电压监控点的电压曲线6）其它需要安排的运行方式及分析。,(三)日常运行方式编制,2.电网日运行方式应包括下列内容:1）96点用电负荷及日用电量预计。2）省（市）际联络线96点送受电计划。3）全省各发电厂96点有功出力和日发电量计划。4）全省及各地区发用电平衡方案。5）新设备投运计划及调度实施方案。6）电气设备检修计划，对电力通信、调度自动化设备的影响、运行注意事项和反事故措施等，必要时附图。,（四）特殊时期运行方式编制,电网特殊时期运行方式（如节假日）应包括电网日运行方式的全部内容，同时应编制特殊时期前、后12天的日运行方式，并制定电网特殊时期的保供电预案。变电站全停事故预案于每年规定时间前修订、编制完毕，遇有新设备投入，影响系统运行方式时，应进行滚动修改。对重要的保供电场所，采取保供电措施。,二、系统设备的运行管理,1.变压器的运行变压器允许的正常、事故、检修过负荷，按现场运行规程的限额或公司文件执行。运用中的备用变压器应随时可以投入运行，变压器连续备用60天后，应充电运行2小时，由设备运行单位向调度提出书面申请，调度根据运行方式及时安排。变压器的运行电压一般不应超过额定值的5%。,变压器负荷较重时，为了保障电网和主设备安全运行，同时兼顾供电持续性，部分中、低压备投装置可以参照以下要求在高负荷时停用，以防止事故情况下，出现单台主变大幅过载。1)单日变电站两台主变有功负荷之和可能超过单台主变容量的1.4倍，则在高峰前停用该两台主变间的备投装置；在当天低谷时投入该两台主变间的备投装置。,1.变压器的运行,2)若两台主变容量不一致时，按照额定容量较小的主变执行上述规定。3)监控值班人员负责监视变电站主变负荷情况，及时汇报调度。4)台风、雷雨等恶劣天气及特殊情况下，应将停用的备投装置投入运行。,1.变压器的运行,变压器中性点接地的数目和地点应按继电保护的要求决定，但还要考虑变压器本身的绝缘要求。,2.消弧线圈的运行,每3-5年应对系统电容电流进行一次实测，当系统结构变化较大时，应及时实测电容电流数值。35千伏及以下小电流接地系统电容电流数值超过10A（纯电缆系统电容电流超过30A）时，应采用消弧线圈补偿。自动跟踪补偿消弧线圈的运行状态，根据现场运行规程规定运行，改手动状态时按过补偿方式，其运行管理由运行操作人员负责。当系统有接地故障时，消弧线圈严禁进行手动调节或退出运行。,3.架空线路及电缆的运行,电力架空线路和电缆长期运行载流能力及事故过负荷能力，根据公司运维检修部下达的规定执行。电缆或架空线路原则上不允许过负荷，即使在事故处理中出现过负荷，地调值班调度员应尽快将电流恢复至允许值以下；如无法转移负荷时则应迅速通知相关单位控制负荷，直至采取拉闸限电。,4.电力电容器及电抗器的运行,电容器正常连续运行的电压不得超过其铭牌额定电压5%，如超过5%而小于10%，亦可短时间运行。过电压保护应不大于1.1倍额定电压。电容器在正常运行范围内，其电流不得超过额定值电流的130%(包括谐波电流)，而三相不平衡电流不应超过10%。VQC装置出现异常的变电站，其电容（抗）器投、切，由监控人员、调控员根据220千伏主变力率、母线电压，自行操作。,5.新设备接入系统的管理,新设备接入系统前，地调应参与对项目可行性研究、接入设计的评审，重点考虑几个方面的问题：1)系统结线在运行方式上的安全经济性和潮流分布的合理性；2)运行操作上是否满足要求；3)主设备的参数是否满足实际运行和今后发展的要求；,5.新设备接入系统的管理,4）继电保护配置是否满足规程和实际运行的要求，二次接线和互感器的变比及特性是否满足保护整定和反措的要求；5)电力调度通信、调度自动化的要求：若涉及省调调度管辖或许可的新建、扩建和改建工程，按省调调度规程的有关要求执行；6)电力调度通信、调度自动化、继电保护和安全自动装置等电网配套工程，应与发电、变电工程项目同时设计、同时建设、同时验收、同时投入使用。,新设备启动原则,（1）开关启动原则：1)110千伏及以上的新开关需用外来电源（无条件时可用本侧电源）冲击一次，充电时应启用相应保护，新开关（流变）非冲击侧与系统应有明显断开点。2)110kV及以上开关投运时，其开关本身保护及母差保护应做带负荷测试；涉及旁路开关时还需校核旁代主变开关时的主变差动保护。3)开关充电时保护切除故障时间按0秒考虑，定值不作调整。,（2）线路启动原则,1)35千伏及以上全部新建、改建架空线路超过原线路总长50%，且新建、改建架空线路超过2公里的线路，需冲击3次；其余及电缆线路（包含架空电缆混合线路），需冲击一次。2)35千伏110千伏线路充电时应启用相应保护。3)新线路启动投运后如与其它线路存在合环操作可能，应进行核相。4)线路充电时保护切除故障时间按0秒考虑，定值不作调整。,（3）母线及母线设备启动原则,1)用外来电源（无条件时可用本侧电源）对母线及母线设备冲击一次，充电时应启用相应保护。2)冲击正常后新母线压变二次侧必须做核相试验，母差保护需做带负荷试验。3)110kV及以上母线扩建，充电时应具有相应保护，一般用母联（分段）开关充电一次，母联（分段）开关启用本身保护或母差充电保护。4)母线及母线设备充电时冲击侧保护切除故障时间按0秒考虑，定值不作调整。,（4）变压器启动原则,1)220千伏变压器一般先由110千伏侧冲击4次，充电时应启用保护（采用两只开关串联）；再由220千伏侧冲击1次，充电时应启用相应保护。如110千伏侧无法冲击时，由220千伏侧直接冲击5次，充电时应启用两级保护。第一次充电后运行时间不小于10分钟。,（4）变压器启动原则,2)110千伏及以下电压等级变压器可用高压侧电源对新变压器冲击五次，充电时应启用相应保护，第一次充电后运行时间不小于10分钟。3)冲击过程中，新变压器各侧中性点均应直接接地，所有保护均启用，方向元件短接退出。,（4）变压器启动原则,4)变压器冲击电压一般为接近但不超过对应分接头电压的105%；如变压器侧无电压指示，可以参考电源侧母线电压。5)变压器启动投运时各侧需做定相、核相工作，有载调压变压器在充电后一般需进行调压试验，变压器差动保护及带方向的后备保护需做带负荷试验。,（4）变压器启动原则,6)变压器带负荷试验时，可采用电容器或电抗器负荷。7)老变压器大修后需冲击3次，充电原则同新变压器。8)主变充电时冲击侧保护切除故障时间按0.3秒考虑，定值必须按大于1.5倍主变额定电流调整。,新装、大修或事故检修的变压器投运要求,新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间应不少于以下规定：110kV及以下：24小时220kV及以下：48小时500kV及以下：72小时若有特殊情况不能满足上述规定，应有本单位总工程师批准。,（5）电流互感器启动原则,1)优先考虑用外来电源对新电流互感器冲击一次，冲击侧应有可靠的相应保护，新电流互感器非冲击侧与系统应有明显断开点。2)若用本侧母联断路器对新电流互感器冲击一次时，应启用母联充电保护。3)冲击正常后，相关保护需做带负荷试验。,三、系统设备检修及带电作业管理,(一)系统设备的停电检修设备检修按时间分为：年度、月度和日检修；按设备检修类别分为：计划检修、临时检修等；按检修设备分为：发电、变电、输电、配电、继电保护及安全自动装置、调度自动化、电力通信等。,1.设备检修管理的范围,下级调度机构、设备主管单位和检修单位应按规定格式报送设备停电检修计划，主要内容有：停电场所、停电范围、工作内容、停电开始时间、停电结束时间、复役要求（送电时要求：是否要冲击、核相、带负荷试验等）、上次停电时间、是否影响通信、备注（天雨措施及其它需要说明事项）。,2.月度停电检修计划的管理,设备检修应加强计划性，注意变电与线路、生产与基建、二次与一次的配合，严格控制同一设备的重复停电。调度管辖和许可设备的停电检修计划，必须由申请单位提前向相关调度提出，上报的时间应满足规定时间的要求，在每月停电平衡会前上报。,3.日停电检修计划的管理,调度管辖或许可设备需要进行检修时，必须由检修申请人提出申请，经所属调度批准；检修未申请或申请未得到同意，均不得擅自将设备停役检修，继电保护及二次回路设备，亦要执行申请和审批手续。对涉及到变电站监控和各级调度管辖范围内的自动化、通信(包括通道及影响信息传递的交直流电源等)等设备的检修，均应办理相关的申请手续。,4.临时检修的管理,地调值班调度员在下列允许的范围内，有权批准设备的临时检修：（1）急于消缺并对电网运行方式无明显影响者，工期以当值为限；若对下一值的调度计划无影响者，工期可延长至下一值。（2）时间在节假日期间及办公时间以外的急于消缺的设备临时检修，工期以当值为限，最长不超过下一值。（3）与已批准的计划检修设备相配合的其它设备检修或其它单位配合同一设备提出的检修，且时间不超出计划检修设备所批准的工期范围者。（4）应急事故抢修处理。,对电网运行方式无明显影响者,1)不破坏电网的正常电气接线方式；2)不影响电能质量；3)不破坏电网的稳定性；4)不影响电网的继电保护及安全自动装置的整定配合。,5.设备带电作业的管理,带电作业应在良好天气情况、正常运行方式或作必要的方式调整后进行。在系统运行方式比较薄弱的情况下或节日检修方式下，不宜进行带电作业。带电作业只允许进行已申请的作业项目，不得自行增加或改变项目。申请单位联系带电作业时，必须明确重合闸是否停用，跳闸后可否强送等要求。,四、系统稳定运行的管理,（一）系统稳定运行的原则和规定电力系统稳定运行管理的原则是加强电网安全稳定性的分析和研究，改善电网结构、采取相应的安全稳定技术措施，防止电网瓦解和大面积停电事故的发生，确保地区电网的安全稳定运行。安全稳定运行管理的基本要求是保证电力系统运行的稳定性，维持电网频率和电压的正常水平，确保系统具有足够的静态稳定储备，提高电力系统稳定水平。,（一）系统稳定运行的原则和规定,电力系统稳定计算的任务是确定电力系统的静态、暂态和动态稳定水平，分析和研究提高电力系统安全稳定的措施。电力系统稳定计算必须按照电力系统安全稳定导则、电力系统技术导则和国家电网安全稳定计算技术规范等执行。,（二）稳定计算,电力系统稳定计算分析实行统一调度、分级管理。各级调度机构负责计算、编制调度管辖范围内的电力系统稳定运行限额，制定提高电力系统安全稳定运行的措施，对电力系统继电保护及安全自动装置配置等提出要求，颁发地区电网稳定运行规程，并上报上级调度备案。电力系统稳定计算分析应针对电网可能出现的运行方式，选择对电力系统安全稳定最不利的情况进行安全稳定分析和校核。,（二）稳定计算,电力系统稳定计算网络和参数应以合理的设备模型和实测参数为基础。所需要的上级调度管辖设备的模型和参数由上级调度负责提供；地区所辖发电厂、用户、县供电公司等单位负责向地调提供稳定分析所必须的技术资料和参数（如发电机、变压器、线路、励磁系统和电力系统稳定器（PSS）、调速器和原动机、负荷等），以确保电力系统安全稳定计算分析的深度和精确性。,（二）稳定计算,运维检修部根据电网结构变化和新设备投运情况提供的设备过负荷能力作为调度机构制定电网稳定限额的依据；如运行设备缺陷导致过负荷能力下降时，运维检修部应及时书面通知调度机构。电网发生重大事故后，地调应配合省调及时进行仿真计算，总结经验，吸取教训，提出并组织落实反事故措施。,（三）稳定限额及管理,地调应根据电网装机容量、负荷水平、电气接线等变动情况，定期进行计算、校核，并根据分析计算结果修订地区电网稳定运行规程。凡地区电网稳定计算对省调管辖电网稳定运行有要求时，应征得省调同意。在地区电网稳定运行规程中，应确定地区电网潮流输送限额、运行方式，提出母线故障切除时间要求，编制快速保护停用运行规定、稳定措施等。并对县调调度管辖电网的运行方式、继电保护、稳定措施提出要求。各县调应遵照执行。,（三）稳定限额及管理,新建发电厂、机组投运前，建设单位应向地调提供暂态稳定计算报告，地调对其校核后确定稳定运行限额，并对运行方式、继电保护提出要求。运行值班人员应根据地区电网稳定运行规程对管辖的电厂、变电站母线电压和联络线潮流进行监控。运行线路一般不得超出稳定限额运行。如因特殊要求而需超暂态稳定限额送电时必须得到公司分管领导的批准。如影响到省调管辖电网的稳定运行时须得到省调值班调度员的同意。,（三）稳定限额及管理,电厂并网线路至少需有一套全线速动保护投入运行，电厂侧应装设自动解列装置。电厂及接入变电站的母线母差保护均应投入运行。当并网线路全线速动保护或母差保护因故停用时，应遵照地区电网稳定运行规程执行，其相应后备保护切除故障时间应满足稳定要求。当地调管辖省调许可的设备检修影响省调管辖电网稳定时，地调应按照省调提出的相应要求执行。,电网稳定监控的要求,地调负责地区调度管辖的设备保持在稳定限额内运行，发现超稳定限额运行时应立即进行处理，必要时汇报省调值班调度员。地调、监控值班人员对220千伏及以上电压等级的设备稳定限额进行监视，发现超稳定限额运行时应立即汇报省调值班调度员，并按省调指令、协助省调进行处理。并网发电厂负责监视本厂内线路及设备按稳定限额运行，发现超稳定限额运行时，应首先降低发电机组出力，使输送功率降到稳定限额以内，同时向地调值班调度员汇报。,电网系统性试验（如电网短路、负荷特性试验等）的要求,在地调调度管辖范围内进行电网系统性试验，试验单位应向地调提出书面申请，并在系统试验之前30天向地调提交试验方案、试验计算分析报告，经公司分管领导批准后由地调负责编制调度实施方案并实施。有可能影响省调管辖电网安全稳定运行时，由地调在系统试验前20天向省调提交系统试验方案、计算分析报告和安全措施，经省调同意后进行。,（四）电网安全自动装置管理,电网安全自动装置包括低频低压减负荷装置、备用电源自投装置、低频低压解列装置、高频高压切机装置、振荡解列装置、同期并列装置等。电网安全自动装置应满足可靠性、选择性、速动性和灵敏性要求，避免误动或拒动，防止电网失去稳定和大面积停电事故的发生。,五、电力系统安全稳定导则,现行的导则DL755-2001该导则规定了保证电力系统安全稳定运行的基本要求，电力系统安全稳定标准以及系统安全稳定计算方法，电网经营企业、电网调度机构、电力生产企业、电力供应企业、电力建设企业、电力规划和勘测设计、科研等单位，均应遵守和执行本导则。该导则适用于电压等级为220kV及以上的电力系统,电力系统安全稳定导则,（一）总体要求为保证电力系统运行的稳定性，维持电网频率、电压的正常水平，系统应有足够的静态稳定储备和有功、无功备用容量。备用容量应分配合理，并有必要的调节手段。在正常负荷波动和调整有功、无功潮流时，均不应发生自发振荡。,合理的电网结构,a)能够满足各种运行方式下潮流变化的需要，具有一定的灵活性，并能适应系统发展的要求；b)任一元件无故障断开，应能保持电力系统的稳定运行，且不致使其它元件超过规定的事故过负荷和电压允许偏差的要求；c)应有较大的抗扰动能力，并满足本导则中规定的有关各项安全稳定标准；d)满足分层和分区原则；e)合理控制系统短路电流。,（二）N-1原则,正常运行方式下的电力系统中任一元件（如线路、发电机、变压器等）无故障或因故障断开，电力系统应能保持稳定运行和正常供电，其他元件不过负荷，电压和频率均在允许范围内。这通常称为N1原则。N-1原则用于电力系统静态安全分析(单一元件无故障断开)，或动态安全分析(单一元件故障后断开的电力系统稳定性分析)。,（三）无功平衡及补偿,用户(受电)变电所应配置足够容量的无功补偿设备，对电压质量要求高的用户，应备有载调压变压器，在最大负荷时一次侧功率因数不宜低于0.95，在最小负荷时一次侧功率因数不宜高于0.98。禁止在低谷负荷时向电网反