值长培训资料

目录TOC\o"1-4"\h\z目录 11电网知识 11.1电网基础知识 11.1.1.电力系统的构成及电网概念 11.1.2.电网的功效、特点 11.1.3.电网宏观分析 21.1.4.现在电网中几个发电形式及特点 21.1.5电网中变电站的作用及种类 41.1.6.电能通过电网传输损耗产生 41.1.7电能在高压网中传输方式及其优点 41.1.8电网的接地系统及划分原则 51.1.9．电网对继电保护的基本规定 51.1.10．电网的安全自动装置 61.1.11．区域性稳定控制系统 61.1.12．电力系统故障动态统计的重要任务及功效 61.1.13．电力系统对故障动态统计的基本规定 71.1.14．电网调度的远动功效 71.1.15．电气主接线及其作用 71.1.16．超高压电网的变压器中性点直接接原则 81.1.17．电网运行对高压断路器的规定 81.1.18．电网运行对隔离开关的规定 81.1.19．电力系统的任务及其规划设计原则 81.1.20．电网的可靠性及其内容 91.1.21．电网的可靠性指标分类 91.1.22．考核电网供电质量的指标 101.1.23．电网的频率波动起因 101.1.24．我国规定电网运行频率的允许偏差 101.1.25.电压、无功功率 101.1.26.电压损耗及电压偏移 111.1.27.对电网电能质量有危害性的负荷及危害 111.1.29.高峰负荷、低谷负荷和平均负荷概念 121.1.29.电网日负荷曲线构成 121.1.30.各类电厂在电网日负荷曲线中的位置 121.1.31.负荷率及提高负荷率的意义和办法 121.1.32.调节负荷的含义 131.1.33.什么状况下需要负荷预测 131.2电网网架构造及运行管理 141.2.1.电力公司生产的特点 141.2.2.管电必须管网 141.2.3．电网运行的基本规定 141.2.4.保持电网频率正常的管理方法 151.2.5.电网运行对调频厂的选定 151.2.6.选择调频厂普通应遵照的原则 151.2.7.不同类型发电厂在电网运行中的组合原则 161.2.8.发电机并入电网的办法及特点 161.2.9.电网调频过程，电网的一次调频、二次调频和三次调频概念 171.2.10.电网配备低频减负荷装置因素 171.2.11.电网低频率运行时有功功率折算方法 181.2.12.电网低频减负荷装置的配备和整定规定 181.2.13.电网的备用容量及其意义 191.2.14.电网备用容量设立的目的及原则 201.2.15.电网调峰及调峰影响因素 201.2.16.电网的调峰电源及方式，发电机组的调峰幅度 201.2.17.电网运行的三种状态 211.2.18.电网运行三道安全防线 221.2.19.电力系统的大扰动 231.2.20.电网的正常运行方式、事故运行方式和特殊运行方式 231.2.21.电网的最大运行方式和最小运行方式及其作用 231.2.22.电网不对称运行及其危害 231.2.23.电网的环路运行 241.2.24.当电网同时振荡与异步振荡的辨别 241.2.25.电力系统保持稳定运行的规定 251.2.26.电力系统稳定器PSS的作用 251.2.27.提高电力系统暂态稳定的方法 251.2.28.当代电网均采用自动调频控制 261.2.29.电网自动发电控制（AGC）目的和控制方式 271.2.30.自动发电控制的调节厂（机组）的选择，含有的条件 271.2.31．发挥AGC在电网调频中的作用，电网需要做的基础工作 281.2.32.合理电网网架构造的基本规定 281.2.33.合理的电网网架构造的建设 291.2.34.电网合环的条件 291.2.35.电磁环网的概念及其弊病 301.2.36.发电机准同期并列的条件，误并列的危害 301.2.37.当代电网协调大机组与电网运行关系的重要性 311.2.38.电网故障或操作时对大机组的影响 311.2.39.电网频率异常对大型机组的危害 321.2.40.大机组失磁的解决 331.2.41.电网最常见的故障 341.2.42.电网的黑启动（Black–start） 341.3电网继电保护及有关设备管理 371.3.1.电网继电保护的“主保护”和“后备保护” 371.3.2.线路高频保护及高频通道构成 371.3.3.微波保护概念，运用微波通道作为继电保护的通信通道的优缺点 371.3.4.母线充电保护设立 381.3.5.断路器失灵保护原理及规定 381.3.6.自动重叠闸装置（ARC）的作用 401.3.7.潜供电流对重叠闸的影响 401.3.8.选用重叠闸方式的普通原则 411.3.9.线路重叠闸停用状况 412电网调度及操作管理 432.1.电网调度及自动化管理 432.1.1.电网调度及其运行原则 432.1.2.电网调度的性质 432.1.3.电网调度的重要内容 442.1.4.电网调度管理的任务 452.1.5.电网调度机构的职权 452.1.6.《电网调度管理条例》的基本原则、合用范畴 462.1.7.当代电网实施统一调度、分级管理 462.1.8调度计划的重要内容 482.1.9《电网调度管理条例》规定的调度规则 492.1.10.对违反《电网调度管理条例》规定行为的行政处分 492.1.11.调度指令的公布和执行 492.1.12.调度操作指令形式及其含义 512.1.13.下达操作指令规定 512.1.14.值班调度员操作票填写 522.1.15.调度术语中的“同意”、“直接”、“间接”的含义 522.1.16.值班调度员在操作注意事项 532.1.17.电网调度自动化系统 552.2.电网运行操作管理 592.2.1．运行中的电气设备概念 592.2.2.一次设备的备用状态划分 592.2.3.运行中的高压设备缺点分类 592.2.4.在运行中的高压设备上工作分类 592.2.5.检修设备停电必须注意事项 602.2.6.在高压设备上工作必须恪守的规定 602.2.7.电力系统的运行操作及其操作原则 612.2.8.倒闸操作的基本规定及内容 612.2.9.操作票填写规定 622.2.10.倒闸操作的环节 622.2.11.操作断路器的基本规定 632.2.12.操作隔离开关的基本规定 642.2.13.线路送、停电的操作次序 642.2.14.变压器停送电原则 652.2.15.拉合主变压器中性点隔离开关时应遵照的原则 662.2.16.操作母线时应注意事项 662.2.17.旁带操作应遵照原则 672.2.18.并列运行和并列操作 682.2.19.两个电网同期并列或解列时条件 682.2.20.电网解、合环操作注意事项及并、解列操作原则 692.2.21.电网发生振荡的解决 692.2.22值班人员可不待调令采用紧急方法状况 702.2.23.误操作的概念及类型 712.3西北电网基本调度术语 722.3.1.冠语 722.3.2.调度管理术语 722.3.3.操作术语 752.3.4.操作指令 802.4运行操作事故解决 842.4.1.电网事故解决的重要原则 842.4.2.电网发生事故时，事故单位报告内容 852.4.3.发电厂发生全厂停电时解决 852.4.4.变电站发生全站停电事故时的解决 862.4.5.发电厂高压母线停电后快速恢复送电 862.4.6.发电厂、变电站在调度机构通信中断时事故解决原则 872.4.7.线路跳闸后，强送电规定 872.4.8.断路器在运行中出现闭锁分合闸时应采用的方法 892.4.9.断路器出现非全相运行时的解决 892.4.10.断路器故障跳闸后，应进行的检查项目 902.4.11.断路器切除故障的次数达成规定数时要将重叠闸停用 902.4.12.隔离开关在运行中出现异常的解决 912.4.13.变压器事故跳闸的解决原则 912.4.14.电力电容发生故障时的解决 912.4.15.发生SF6设备紧急事故时的解决 922.4.16.与发电厂相连的线路的零起升压及操作环节 922.4.17.电网调度的反事故方法的内容 932.4.18.事故解决器告一段落后，调度值班人员应做的工作 942.5调度设备及新扩建电厂管理 952.5.1.调度管辖单位的运行准则 952.5.2.调度管辖设备的检修管理根据准则 952.5.3.对加入电网运行的新（改）建和扩建设备的调度管理 962.5.4.发电厂上网的前提条件 972.5.5.发电厂与电网管理部门的并网合同内容 982.5.6.发电厂的并网调度合同 982.6无功电压管理 1002.6.1.电网的无功平衡 1002.6.2.电网中无功赔偿 1002.6.3.电网中无功和电压的关系 1022.6.4.无功电压管理 1032.6.5.电压调节与监测 1042.6.6.电网电压监测点的电压异常、电压事故的规定 1052.6.7.电网的调压合格率及其与电压合格率的关系 1062.6.8.电网的电压调节方法 1062.6.9.主电网的无功平衡和电压调节应遵照的原则 1072.6.10.提高和减少电网电压的方法 1082.6.11.电网频率调节与电压调节的互相影响 1082.6.12.电网电压崩溃事故的防止 1092.7电网一次设备管理 1112.7.1.电网变电站中惯用的母线及其接线形式 1112.7.2.双母线分段、3/2断路器和双母线带旁路的接线形式比较 1132.7.3.重要发电厂及枢纽变电站的母线接线应遵照原则 1142.7.4.高压断路器 1142.8电气运行操作安全知识 1162.8.1.电气倒闸操作的原则和重要内容 1162.8.2.电气倒闸操作前应考虑的问题 1172.8.3.电气倒闸操作过程中应注意或恪守事项 1172.8.4.允许单人进行操作时的注意事项 1182.8.5.执行操作前的准备工作 1192.8.6.操作票填写时的注意事项 1192.8.7.值班人员接到工作票时应推行的手续及工作票填写 1202.8.8.电气设备检修开工前应切断电源的规定 1212.8.9.验电的注意事项 1212.8.10.低压直流回路验电的注意事项 1222.8.11.装设接地线的作用，及装设地点 1232.8.12.对接地线的规定 1242.8.13.装设和拆除接地线的注意事项 1242.8.14.不停电进行工作的范畴 1252.8.15.办理工作票开工手续的环节 1252.8.16.工作票推行开工手续应注意的事项 1252.8.17.工作间断时应做安全方法 1262.8.18.办理工作票终止手续时的注意事项 1272.8.19.工作票的保管 1282.8.20.电气“五防”的内容 1282.8.21.能够不填写操作票的操作 1282.8.22.人工转移接地的操作 1292.8.23.解、合环操作的注意事项 1292.8.24.用隔离开关进行解、合环路的规定 1292.8.25.对惯用工具器材和仪表管理的注意事项 1302.8.26.电气安全用品 1302.8.27.电气设备运行中的维护工作项目 1312.8.28.对设备的验收有规定 1322.8.29.安全距离的意义 1322.8.30.发生人身触电的因素 1322.8.31.人体触电的状况的三种状况 1332.8.32.保护接地和接零 1333.电力市场 1343.1电力市场基本知识 1343.1.1.当代化管理的内容 1343.1.2.市场经济的发展对电力发展的新规定 1353.1.3.电力市场 1353.1.4.电力管理（监管）涉及内容，建立政府管制机构应遵照的原则 1373.1.5.电力市场的交易 1373.1.6.电力市场中的电网公司职责及人员规定 1383.1.7.电力市场中电网调度的职能 1393.1.8.对市场组员的管理 1403.1.9.电价是电力市场的核心内容 1413.2电能成本电价及市场营销 1463.2.1.电能成本形成的特殊性 1463.2.2.电力总成本概念及涉及项目 1473.2.3.购电成本、供电成本、售电成本 1483.2.4.电能生产与消费的特点 1483.2.4.电价 1503.2.5.电力市场营销和电力市场营销管理 1563.3电力市场改革 1573.3.1.我国电力市场改革的模式 1573.3.2.电力市场发展模式构想 1573.3.3.“厂网分开，竞价上网”的意义 1593.3.4.初级电网商业化运行的目的和原则 1603.3.5.电力市场中的电价体系 1603.3.6.发电侧电力市场的电价机制 1623.3.7.电网使用费和市场管理费收取 1623.3.8.电网输配电过程中的电力损失的解决 1633.3.9.电力市场中的附属性服务费 1633.3.10.电网商业化运行的技术支持系统 1633.3.11.电力市场下的无功管理的特点 1663.3.12.商业化运行电网的无功管理模式 1664电网构造及运行结线 1684.1甘肃电网构造 1684.1.1.330KV电网构造 1684.1.2.220kV电网构造 1694.1.3.110kV电网构造 1704.1.4.系统正常电气结线 1714.2电网安全运行存在的问题 1774.3截至底甘肃电网统调容量及变压器状况 1794.4张掖发电公司重要性 1874.4.1.电厂建设的意义 1875．值长职责及日常工作 1895.1值长职责 1895.1.1.组织开展安全经济运行 1895.1.2执行操作管理调度 1895.1.3执行设备检修管理调度 1915.2值长日常工作 1945.2.1.值长主持监护的操作 1945.3值长事故解决规程 1975.3.1.事故解决的普通原则 1975.3.2事故解决时的指挥调度 1995.3.3.系统事故解决原则 2005.4值长服务规程 2035.4.1值长值班制度 2035.4.2值长交接班制度 2045.4.3值长培训制度 2066设备概况 2086.1锅炉设备部分 2086.1.1.锅炉本体及构架 2086.1.2燃烧系统及设备 2096.1.3.等离子点火及其系统 2116.2汽轮机设备部分 2166.2.1.机、炉、电容量匹配 2166.2.2.东方汽轮机厂N300—16.7/537/537—8型汽轮机各项功率的定义 2166.2.3.东方汽轮机厂N300—16.7/537/537—8型汽轮机 2176.2.4.高压加热器 2206.2.5.低压加热器 2206.2.5.小汽轮机 2216.2.6.给水泵组 2226.2.7.D300N型汽轮机调节保安系统 2236.3电气设备 2246.3.1.QFSN－300－2－20B型汽轮发电机 2246.3.2.数字式励磁调节器 2246.3.3.变压器 2256.3.4.直流系统 2256.3.5.UPS系统概况 2266.3.6.电气监控系统（ECS）介绍 2276.3.7.ZZQ－5型晶体管双通道自动准同期装置 2286.3.8.微机自动励磁调节装置 2296.3.9.WGL－12型微机式自动故障录波器 2306.3.10.MFC-2备用电源快速切换装置 2306.3.11.备用电源切换BZT装置 2326.3.12.柴油发电机组自动装置 2346.3.13.WZJ－4型微机直流系统绝缘监测仪 2366.4燃料部分 2386.4.1.输煤系统设备介绍 2386.4.2.燃油系统 2426.5化水部分 2446.5.1.汽水品质 2446.5.2.张掖电厂补给水系统 2446.5.3.张掖电厂凝结水精解决系统 2457.300MW单元机组运行综合知识 2477.1.发展大容量机组的意义 2477.2.单元机组及其优、缺点 2477.3.集中控制及其规定 2487.4.集中控制的内容 2487.5.汽轮机的分类 2497.6.中间再热式机组旁路系统的作用 2497.7.金属材料的过热 2497.8.锅炉水循环破坏及其危害 2507.9.锅炉四管爆破及其因素 2507.10.水冲击 2517.11.锅炉对金属材料性能提出的规定 2517.12.汽轮机在启动过程中产生温度差的危害 2527.13.锅炉的正常启动和安全运行的意义 2527.14.电力系统安全运行的重要内容 2537.15.单元机组安全监控的意义及特点 2537.16.单元机组起停过程中的原则性规定 2547.17.机组滑参数启停 2557.18.单元机组滑参数启停优点 2557.19.单元机组启停过程中容易出现的问题 2567.20.“网络”计划技术及环节 2577.21.“网络计划技术图”（简称网络图）是的编制 2587.22.启动“网络图”有的特点 2587.23.单元机组起停操作过程中值长、主值对网络图的使用 2597.24.单元机组的合理启停过程 2607.25.单元机组启动过程中应注意的问题 2607.26.锅炉的升压曲线制订根据 2617.27.锅炉升压过程中保护水冷壁管的意义 2617.28.锅炉升压过程中，汽包壁出现上下温差对汽包危害 2627.29.汽塞现象 2627.30.影响汽轮机启动的因素 2637.31.冷态滑参数启动，冷态和热态辨别 2647.32.中压缸启动、高、中压缸联合启动概念 2647.33.滑参数启动对参数的规定 2647.34.临界转速的概念，在临界转速下产生的共振 2657.35.汽轮机冷态启动时汽缸、转子等部件上的热应力变化 2657.36.汽轮机汽缸上下存在温差的危害 2657.37.汽轮机汽缸法兰内壁温度高于外壁，超出规定值时，对汽缸法兰热变形的影响 2667.38.冷态滑参数启动的重要工作 2667.39.热态启动及应注意的问题 2687.40.单元机组停运方式及停机方式的选择 2697.41.滑参数停机工作组织协调 2707.42.破坏真空停机因素 2717.43.单元机组运行调节维护的特点 2717.44.单元机组运行中对蒸汽参数监视的意义 2717.45.锅炉运行中监视的参数及其意义 2737.46.汽轮机运行中监视的参数及其意义是什么？ 2747.47.电气主设备在运行中监视的重要参数及其意义 2777.48.发电机的运行状态 2797.49.单元机组带厂用电运行 2797.50.单元机组变压运行的优点 2807.51.单元机组的热损失 2807.52.单元机组的经济运行 2817.53.提高单元机组循环热效率的具体方法 2817.54.锅炉效率涉及的内容，提高锅炉效率的途径 2827.55.汽轮机的经济运行应注意的问题 2837.56.减少火力发电厂的厂用电率的途径 2847.57.提高自动装置的投入率对单元机组经济运行的好处 2847.58.最佳给水温度 2857.59.再热蒸汽参数影响机组经济性 2857.60.加热器端差对机组热经济性的影响 2857.61.除氧器采用滑压运行的因素 2867.62.除氧器滑压运行应注意的问题 2867.63.发电厂的汽水损耗 2867.64.减少发电厂的汽水损失的途径 2867.65.锅炉的排污率 2867.66.300MW机组各项小指标升高（减少）对发电煤耗的影响 2877.67.电能成本费用项目 2877.68.汽机、锅炉的动力特性，对并列机组的负荷分派 2887.69.300MW机组大修后普通重要进行的实验及注意事项 2887.70.单元机组的事故特点 2907.71.单元机组内部发生事故的解决原则 2917.72.电气系统发生事故的解决原则 2917.73.单元机组事故停止运行的解决原则 2927.74.发生汽包水位事故的解决 2937.75.燃烧事故的解决 2937.76.汽水管道损坏事故解决 2947.77.单台开式循环泵运行（另外一台检修）应注意事项 2947.78.机组运行中无备用凝结泵，应注意的问题 2957.79.单元机组汽轮机发生水冲击事故解决 2957.80.单元机组厂用电中断的解决原则 2967.81.300MW机组厂用电全失事故的解决环节 2978．电业生产安全知识 2998.1.安全第一方针的重要意义 2998.2.电力工业安全管理的重要内容 2998.3运行管理的重要内容 2998.4.电力工业的生产过程的特点 3008.5.电力系统的常见事故及对单元机组的安全正常运行的影响 3008.6.安全工作的“四不放过” 3018.7.电力系统应杜绝五种重大事故 3018.8.安全性评价 3028.9.两票三制 3028.10.运行人员交接班制度 3028.11.操作监护制 3028.12.工作票制度 3038.13.操作票制度 3038.14.设备停复役 3038.15.审批工作票、操作票的注意事项 3048.16.运行人员当班中的事故预想 3048.17.运行人员开展的反事故演习 3048.18.巡回检查制度 3058.19.运行设备岗位分析工作 3058.20.进行设备的定时实验和设备轮换制度 3058.21.运行中设备发生的缺点解决 3068.22.根据季节性不同火电厂在全年的生产过程中确保安全生产应采用的方法 3068.23.单元机组的事故的特点 3078.24.火电厂单元机组安全监控 3078.25.运行人员正式值班前的培训 3088.26.“四项监督” 3098.27.大容量的机炉设备对金属材料的规定及其金属监督的内容 3098.28.电气设备绝缘监督的意义和工作内容 3098.29.化学监督的意义及工作内容 3108.30.热力设备腐蚀的基本原理 3108.31.停用的热力设备的防腐保护及原理 3108.32.热工技术监督的内容 3118.33.热机保护的作用及种类 3118.34.低压线路中的保险丝 3128.35.电气设备采用安全色的意义 3128.36.电气继电保护系统的作用 3128.37.电气安全用品的作用及种类 3128.38.现场发现有人触电后的急救 3128.39.现场紧急救护法的基本原则 3138.40.火电厂潜在的火灾危险性，发生火灾地普通解决次序 3138.41.消防器具的使用与管理规定 3148.42.油的闪点、燃点、自燃点 3148.43.可燃物的爆炸极限 3148.44.电缆燃烧的特点及扑救 3158.45.电动机着火的扑救 3158.46.发电厂的电气系统涉及的设备 3158.47.火力发电厂的热力系统涉及的设备 3158.48.发电厂的检修管理涉及的内容 3158.49.火电厂对环境的污染及其治理 3168.50.设备的寿命管理 3168.51.机械部件的寿命汽轮机寿命 3168.52.发电设备的可靠性管理涉及的内容 3171电网知识1.1电网基础知识1.1.1.电力系统的构成及电网概念构成电力工业的发电及其动力系统、输电、变电、配电、用电设备，也涉及调相调压、限制短路电流、加强稳定等的辅助设施，以及继电保护、计量、调度通信、远动和自动调控设备等二次系统的种种设备的总和统称为电力系统，它是按规定的技术和经济规定构成的，并将一次能源转换成电能输送和分派到顾客的一种统一系统。普通我们把电力系统中的发电、输电、变电、配电等一次系统及有关继电保护、计量和自动化等二次网络统称为电力网络，俗称电网。电网的作用就是将发电厂发出的电力电能由输电线路送至变电站母线，通过母线进行同级电压的电力电能的聚集、分派，同时通过变压器向不同电压等级的配电网进行分派；其运行控制采用由控制中心（调度部门）统一指挥的方式实施。电网普通可分为输电网和配电网：输电网是电力系统中最高电压等级（220KV及以上）的电网，是电力系统中的重要网络（简称主网），起电力系统骨架的作用，因此又可称为网架。在当代输电网中现有超高压交流输电，又有超高压直流输电，这样的输电系统普通称为交、直流混合输电系统。配电网是将电能从枢纽变电站直接分派到顾客区和顾客电网，它的作用是将电力分派到配电站后再向顾客供电，或不经配电站直接将电力分派到大顾客的配电装置进行配电。可分为高压（普通为35~110KV）、中压（6~10KV）和低压（普通采用380/220KV）配电网。电力系统之间通过输电线连接，形成互联电网，我们把连接两个电网的输电线称为联系线。随着电网的发展，对当代电网而言，也可合理地划分为受端系统网络、电源接入电网的输电回路和电网间联系回路三个部分构成。1.1.2.电网的功效、特点电网是电源和顾客之间的纽带，其重要功效就是把电能安全、优质、经济地送到顾客。电力工业发展的实践表明，要实现这一目的，大电网含有不可取代的优越性，而要充足发挥这种优越性，就必须建设一种当代化的电网。当代电网的特点重要涉及：（1）主网架由强大的超高压系统构成。（2）各电网之间联系较强。（3）电压等级简化和供电电压提高。（4）含有足够的调峰、调频、调压容量，能实现自动发电控制（AGC）。（5）含有较高的供电可靠性。（6）含有对应的安全稳定控制系统。（7）含有高度自动化的监控系统和电能量自动计量系统（8）含有高度当代化的通信系统。（9）含有适应电力市场运行的技术支持系统。（10）有助于多个能源的合理运用。（11）含有高素质的职工队伍。1.1.3.电网宏观分析构成电网的发电、输电、变电、配电、用电等设备，从电路原理上理解，无外乎是由电阻、电抗和电容三个元件构成的多重环网电路，由于发电设备是旋转设备，电路中建立的电压和流动的功率（涉及有功功率和无供功率）是交流分量，因此分析电路中的电压、电流、功率的关系就必须以基尔霍夫定律和矢量图分析为基础，在掌握好电阻、电抗和电容间的电气关系前提下，用电路基本定律和矢量图的分析办法即可对电网中的诸如电压（势）、电流、功率和损耗进行分析。1.1.4.现在电网中几个发电形式及特点现在电网中发电厂重要有火力发电、水力发电、核能发电和新能源发电四类，它们的特点分别是：（1）火力发电火力发电是运用煤、石油和天然气等自然界藏量丰富的化石燃料，将其燃烧，以用其所得到热能来发电的一种能量转换形式。火力发电按发电方式，可分为：汽轮机发电、燃气轮机发电、内燃机发电和燃气—蒸汽联合循环发电，以及火电机组既供电又供热的“热电联产”发电。其中汽轮机发电在火力发电中居重要地位，占世界火力发电总装机的95%以上，其有功出力调节范畴比较小，机组启停复杂、时间长且需耗费大量的能源。同时火电厂净发电效率不到40%，仅为35%左右，提高火电厂效率的有效途径是运用供热式汽轮机的抽汽供生产或生活用，这种热电联产方式，发电效率可达50%～80%，但缺点是与热负荷相适应的那部分发电功率是不可调节的强迫功率。汽轮机发电按蒸汽参数的高低，可分为低温低压电厂、中温中压电厂、高温高压电厂、超高温高压电厂、亚临界压力电厂、超临界压力电厂，普通蒸汽温度越高，压力越大，发电效率就越高；按与否向顾客供热，又可分为凝汽式电厂和热电厂，热电厂不仅向顾客供电，并且向顾客供热，热电机组效率高于普通机组。现在我国最大的汽轮机发电单机容量为900MW。（2）水利发电天然的水流所蕴藏的位能或动能统称为水能或称水利资源，是一种取之不尽、用之不竭，并且是干净的可再生能源。水利发电就是运用天然水源的水能通过导流引到下游形成落差推动水轮机旋转来带动发电机生产电能，其发电功率重要取决于河流的落差及流量，出力调节范畴较宽，负荷增加速度很快，机组启停快速方便，调节出力和启停都不必额外耗费能量。水利发电按水库调节性能可分为：1）径流式水电厂，既无水库，基本上无调节能力的水电厂。2）日调节式水电厂，即水库很小，调节周期为普通昼夜，只能将一昼夜的天然来水量通过水库调节发电。3）年调节式水电厂，即对一年内各月的天然来水量进行优化分派和调节，将丰水期多出的水量存入水库，以确保枯水期放水发电。4）数年调节式水电厂，即将不均匀的数年天然来水量进行优化分派、数年调节的水库容量较大，可将丰水年多出的水量存入水库，以补充枯水年的水量局限性，从而确保电厂的出力长久可调。水电最大单机为湖北三峡电站的700MW机组。（3）抽水蓄能发电随着电网中核电和大型火电厂的投入以及人民生活水平的提高，电网峰谷差越来越大，在负荷低谷时，发电厂的发电量超出顾客的需求，电网有剩余电能，相反在负荷高峰时，又可能出现发电满足不了顾客需求的状况，这就使电网需要强大的调峰电源，使修建抽水蓄能电站势在必行。抽水蓄能电站运用低谷负荷时的电网过剩发电出力，从高程较低的下水库抽水到高程较高的上水库，把电能转换成水能储存起来；在电网高峰负荷时，再从上水库放水发电。其单位造价比调峰用火电机组低，机组启停灵活，能够快速启停，在一两分钟内即可带满负荷；同时在5min内即可由一种满负荷工况转变为另一种满负荷工况运行，因此抽水蓄能机组在特殊状况下的调峰容量是机组本身容量的2倍。现在工作水头在600m下列的抽水蓄能电站大都采用可逆式机组，即机组在抽水时工作在电动机—水泵状态，在发电时工作在水轮机—发电机状态，机组的循环效率普通为70%～75%，相称于用4kWh的电量抽水，换取3kWh的放水发电。现在我国投入运行的抽水蓄能电站有广州、北京十三陵和浙江天荒坪等抽水蓄能电站，最大单机容量为广州的330KW机组。（4）核能发电核能发电又称原子能发电，是运用原子反映堆中核燃料（如铀）产生的原子核裂变能量，将水加热成蒸汽，用蒸汽冲动汽轮机，带动发电机发电。核能发电厂与火电厂在构成上的重要区别在于它用反映堆、蒸汽发生器等构成的核蒸汽发生系统替代了蒸汽锅炉，其特点是承当急剧变动负荷能力差，投入、退出运行时间长，且需额外耗费能量，易损坏设备。核电厂根据反映堆的类型可分为压水堆式、沸水堆式、气冷堆式、重水堆式、快中子增殖堆式等。现在我国自行设计、自行建造的秦山核电站和引进技术建造的大亚湾核电站分别于1993年和1994年相继投产，最大单机容量900MW，弥补了我国核电的空白。（5）其它能源发电其它能源发电重要是指下列几个发电形式：1）在我国新疆、内蒙古等地将空气流动的动能转变为电能的风力发电，它是运用风力吹动建造在塔顶上的大型螺旋桨叶带动发电机旋转发电。2）在西藏和滇西一带地球内部释放到地表的地热能量：如地下热水、地热蒸汽和热岩层来发电的地热发电，如西藏羊八井电站。3）以浙江省江厦潮汐电站为代表的运用海流动能、海洋热能、波浪和潮汐等海洋能发电的海洋能发电。4）以宇宙空间太阳能电站为代表的运用太阳能热和太阳能光发电的太阳能发电。1.1.5电网中变电站的作用及种类变电站是电网中的线路连接点，是用于变换电压、接受和分派电能、控制电力的流向和调节电压的电力设施。变电站是联系发电厂和顾客的中间环节，它通过其变压器将各级电压的电网联系起来，是电力网的枢纽。其包含的设施重要是起变换电压作用的变压器设备，除此之外，变电站的设施尚有开闭电路的开关设备，聚集电流的母线，计量和控制用的互感器、仪表、继电保护装置和防雷保护装置，调度通信装置等，有的变电站尚有无功赔偿设备。普通我们把其中变压器、母线、断路器、隔离开关、电缆等传送和分派负荷的一次设备及继电保护、自动化控制、支流系统等二次设备叫做变电站的主设备。其它如构架、建筑等叫做变电站的辅助设备。变电站可分为枢纽变电站、区域变电站和地区变电站，当枢纽变电站全部停电时，将引发地区电网崩溃，造成大面积停电，严重时甚至影响整个电网的几个省、市的正常供电。1.1.6.电能通过电网传输损耗产生由于构成电网的多个元件如线路、变压器等都存在电阻，在当代电网中，电能从发电厂发出要通过多级变压器变压以及不同的电压网络才干达成顾客供顾客使用，而电能以电流的形式通过电阻时，就要产生功率损耗和电能损耗使电阻发热；另外在不同电压等级网络的电磁能量转换过程中，要使电磁感应这一能量转换形式持续存在，就必须提供应变压器铁芯一种励磁电动势，同时磁场也会在铁芯设备中产生涡流和磁滞损耗，这些都会产生功率损耗和电能损耗，因此电能通过网络传输时必然产生有功电能损耗。其电网的电能损耗不只会引发电网中设备的发热，并且还会因耗费的能源不能得到应用而占去一部分发电和供电设备容量。1.1.7电能在高压网中传输方式及其优点在现有电网中，电能的传输重要有高压交流和高压直流输电两种形式，它们各有自己的优缺点，他们之间的互相比较以下：高压交流输电与高压直流输电相比，有下列优点：1）交流电可高压发出。2）交流变电站维护容易且费用低。3）交流电压能够用变压器简朴有效地升压和降压，因此可用高压输电，而用安全电压配电。高压直流输电与高压交流输电相比，则有下列优点：1）直流输电只规定两根导线，而交流输电要三根。2）无感抗、容抗、相位移和电压波动问题。3）由于没有感抗，在相似的送端电压状况下，传输相似的负荷到同一地点，直流输电线的电压降比交流输电的小，因此直流输电线路的电压调节特性要优于交流输电。4）直流系统中由于没有集肤效应，因此，导线的整个横截面都能够被运用。5）在相似的工作电压状况下，直流电网中绝缘子上所承受的静电强度比交流电网中的小，因此直流线路的绝缘规定低。6）由于直流线路的电晕损失小，因此对通信线路的干扰较小。7）高压直流输电没有介质损耗，特别是在电缆状况下。8）由直流相联的两电网之间不存在稳定和同时困难等问题。1.1.8电网的接地系统及划分原则在以三相交流输电为主的交流电网中，当三相交流电经变压器中性点直接接地时，此时若发生单相接地故障，由于接地短路电流很大，因此称之为大电流接地系统，如我国110KV及以上电压等级的电网均采用大电流接地系统，这种系统的接地电阻应不大于或等于0.5欧姆。同样若变压器中性点不接地或中性点经消弧线圈接地，此时当发生单相接地故障时，由于不能构成短路回路，接地故障电流往往很小，有时甚至比负荷电流还小，因此这种系统被称之为小电流接地系统，如我国6.6～35KV的电网均为小电流接地系统，这种系统即使在发生一相接地短路时，仍可短时间继续运行，但却对设备的绝缘水平规定较高，设备投资较大。大电流接地系统与小电流接地系统的划分原则是电网的零序电抗X0与正序电抗X1的比值：X0/X1≤4～5的电网属于大电流接地系统，X0/X1＞4～5的电网属于小电流接地系统。也有些国家（如美国和某些西欧国家）按规定X0/X1＞3的电网属于小电流接地系统。1.1.9．电网对继电保护的基本规定电网对继电保护的基本规定有可靠性、选择性、快速性、敏捷性，即普通所说的“四性”，这些规定之间，有的相辅相成、有的互相制约，需要对不同的使用条件分别进行协调。可靠性：是对继电保护最基本的性能规定，它又可分为可信赖性和安全性两个方面。可信赖性规定继电保护在异常或故障状况下，能精确地完毕设计所规定的动作；安全性规定继电保护在非设计所规定动作的全部状况下，能够可靠地不动作。(即该动作时候动作，不该动作时不动作）选择性：是指在对电网影响可能最小的地方，实现断路器的控制操作，以终止故障或对电网事故的发展。如对电力设备的继电保护，当电力设备故障时，规定最靠近故障点的断路器动作断开电网的供电电源，即电力设备继电保护的选择性。选择性除了决定于继电保护装置本身的性能外，还规定满足从电源算起，愈靠近故障点，其继电保护装置的故障启动值愈小，动作时间愈短；而对振动解列装置，则规定当电网失去同时稳定性时，其所动作的断路器断开点，在解列后两侧电网能够各自安全地同时运行，从而终止震荡等等。快速性：是指继电保护应以允许的可能最快的速度动作于断路器跳闸，以断开故障或终止异常状态的发展。继电保护快速动作能够减轻故障元件的损坏程度，提高线路故障后自动重叠闸的成功率，并特别有助于故障后的电力系统同时运行的稳定性。快速切除线路和母线的短路故障，是提高电力系统暂态稳定的最重要手段。敏捷性：是指继电保护对设计规定要动作的故障和异常状态能够可靠动作的能力。故障时进入装置的故障量与给定的装置启动值之比，为继电保护的敏捷系数，它是考核继电保护敏捷性的具体指标，在普通的继电保护设计与运行规程中都有具体的规定规定。1.1.10．电网的安全自动装置电网的安全自动装置就是当电力系统发生故障或异常运行时，为避免电网失去稳定和避免发生大面积停电，而在电网中普遍采用的自动保护装置。如自动重叠闸、备用电源和备用设备自动投入、自动切负荷、按频率（电压）自动减负荷、发电厂事故减出力或切机、电气制动、水轮发电机自动启动和调相改发电、抽水蓄能机组由抽水改发电、自动解列及自动快速调节励磁等装置。其作用就是以最快的速度恢复电力系统的完整性，避免发生和终止已开始发生的足以引发电力系统长久大面积停电的重大系统事故，如使电力系统失去稳定、频率崩溃和电压崩溃等。1.1.11．区域性稳定控制系统对于一种复杂的电网稳定控制问题，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干完毕，即对每个厂站的稳定控制装置不仅靠就地测量信号，还要接受其它厂站传来的信号，只有综合判断才干对的进行稳定控制，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。1.1.12．电力系统故障动态统计的重要任务及功效电力系统故障动态统计的重要任务是统计系统大扰动，如短路故障、系统振荡、频率崩溃、电压崩溃等发生后的有关系统电参量的变化过程及继电保护和安全自动装置的动作行为。现在在电力系统中运行的故障动态统计仪普通含有下列三种功效：高速故障统计功效统计因短路故障或系统操作引发的由线路分布参数的作用而在线路行上出现的电流及电压暂态过程。重要用于检测新型保护及安全自动装置的动作行为；也可用于统计电网操作过电压和可能出现的铁磁谐振现象。其特点是采样速度高，普通采用频率不不大于5kHz；全程统计时间短，不不不大于1s。故障动态过程统计功效统计系统因大扰动引发的电网电流、电压及其导出量（如有功功率、无功功率）以及系统频率变化现象的全过程，重要用于检测继电保护及安全自动装置的动作行为，理解系统暂（动）态过程中各参数量的变化规律，校核电力系统计算程序及模型参数的对的性。其特点是采样速度规定不高，普通不超出1.0kHz；但统计时间较长，要直到暂态和频率不不大于0.1Hz的动态过程基本结束时才终止。现在系统中普遍采用的多个类型故障录波器及事件次序统计仪均含有此功效。长过程动态统计功效在发电厂重要用于统计诸如汽气流、汽压、汽门位置、有功及无功功率输出、转子转速或频率以及主机组的励磁电压；在变电站，则用于统计重要线路有功潮流、母线电压及频率、变压器电压分接头位置及自动位置的动作行为等。其特点是采样速度低（数秒一次），全程统计时间长。1.1.13．电力系统对故障动态统计的基本规定电力系统对故障动态统计的基本规定有：当系统发生大扰动（涉及在远方故障）时，能自动地对扰动的全过程按规定进行统计，并当系统动态过程基本终止后，自动停止统计；）存储容量足够大，当系统持续发生大扰动时，应无遗漏地统计大扰动发生后的全过程数据，并按规定输出历次扰动后的电参量（I、U、P、Q、f）及保护装置和安全自动装置的动作行为；所统计的数据可靠，满足规定，不失真，统计频率（每一工屡屡率的采样次数）和时间间隔（持续或间隔一定时间统计一次），以每次大扰动开始时为原则，宜分时段满足规定。其选择原则为：1）适应分析数据的规定。2）满足运行部门故障分析和系统分析的需要。3）尽量只统计和输出满足实际需要的数据。4）各安装点统计及输出的数据，应能在时间上同时，以适应集中解决系统全部信息的规定。1.1.14．电网调度的远动功效在电网运行中，电网调度部门无疑是集中控制和管理中心，每时每刻调度都要向发电厂、变电站提取大量的信息，同时又要将大量任务下达。随着电网的扩大，若采用一来一往的通信方式，不仅需要大量的时间，并且也缺少实时性，而远动技术的采用，则能够极大的提高调度的效率，它是实现电网实时调度和进一步实现变电站综合自动化和电网调度自动化的基础，电网调度远动的基本功效涉及：遥测遥测是远方测量的简称，它是将被监控厂、站的设备状态信号远距离传输到调度端统计。遥信遥信是采集远方设备状态信号的简称，它是将被监控厂、站的设备状态信号远距离传输给调度，如短路器位置信号、保护跳闸信号、重叠闸信号等。遥控遥控是远方操作的简称，它是从调度发出命令以实现远方操作和切换，普通只取两种状态命令，如命令断路器的“分”、“合”指令。遥调遥调是远方调节的简称，它是调度远方调节发电厂和变电站的参数，如发电机有功无功出力、变电站变压器的有载分接开关1.1.15．电气主接线及其作用电气主接线是根据电能输送和分派的规定，表达重要电气设备互相之间的连接关系和变电站（或发电厂）与电网的电气连接关系，普通用单线图表达。它对电网运行安全性、供电可靠性、运行灵活性、检修方便及经济性等均起着重要的作用；同时也对电气设备的选择、配电装置的布置以及电能质量的好坏等都起着决定性的作用，同样也是运行人员进行多个倒闸操作和事故解决时的重要根据。1.1.16．超高压电网的变压器中性点直接接原则超高压电网的变压器中性点直接接地原则是尽量使电网零序网络中的零序阻抗保持不变。具体到各变电站则应遵照下列原则：（1）当变电站只有一台变压器时，除无电源的顾客侧变压器经计算可不接地外，电网中变电站的变压器普通均接地，此时计算保护定值时，可只考虑变压器中性点直接接地正常运行方式。当变压器停用时，若零序阻抗较大，则应做特殊运行方式解决。（2）当变电站有两台变压器时，正常应选择一台变压器中性点直接接地，当该变压器停用时，将另一台变压器改为直接接地。如果由于某些特殊因素两台变压器都必须中性点直接接地时，当其中一台变压器停用时，保护定值计算应做特殊运行方式解决。（3）双母线运行的变电站有三台及以上变压器时，正常应选择两台变压器中性点直接接地，并把它们分别接于不同的母线上。当其中一台变压器停用时，将另一台中性点不接地变压器改为直接接地。若不能保持不同母线上各有一种接地点时，保护定值计算应做特殊运行方式解决。1.1.17．电网运行对高压断路器的规定（1）绝缘部分能长久承受最大工作电压，还能承受短时过电压。（2）长久通过额定电流时，个部分温度不超出允许值。（3）断路器的调闸时间要短，灭弧速度要快。（4）能满足快速重叠闸的规定。（5）断路器的遮断容量要不不大于电网的短路容量。（6）在通过短路电流时，有足够的动稳定性和热稳定性，特别不能自行断开。1.1.18．电网运行对隔离开关的规定（1）断开点间应有足够的可靠绝缘距离，确保极间不闪络。（2）应有足够的短路稳定性，能承受短路电流热稳定和动稳定规定。（3）规定构造简朴，动作可靠，与接地刀闸互相闭锁。1.1.19．电力系统的任务及其规划设计原则电力系统的根本任务是在国民经济发展计划的统筹规划下，合理开发能源，用最低综合成本，向国民经济各部门和各电力顾客提供充足、可靠而质量合格的电能。规划设计电力系统的技术原则，也叫可靠性准则，它涉及两方面的重要内容，即供电的充足性和供电的安全性。现在供电充足性水平已普遍采用概率性准则，而评价供电安全性的原则，现在仍按规定故障形态的拟定性指标来进行考核，如《电力系统安全稳定导则》。1.1.20．电网的可靠性及其内容电网的可靠性重要是指电网的充足性和安全性两项指标。充足性表达电网内有足够的发、输、配电设施来满足顾客的负荷需要（不仅是发电功率和供电负荷的平衡），它是按静态的或事故后停运的状态来分析，普通是指元件与否过负荷、中枢点电压波动与否越限等，它是体现电网静态状况的。现在对大电网供电充足性评价已发展到定量阶段，并能够用来计算大电网及其供电点充足性指标。安全性是表达电网发生扰动时的承受能力，也就是对任一种扰动的反映能力，涉及局部的和大面积的扰动及失去重要电源和输电设施的状况，它是体现电网动态状况的。大电网的安全性是用一系列的主则来评定的，如果它能承受某种给定事件条件，则电网被认为是可靠的，如三相或单相接地短路故障、一条线路检修时另一条线路故障等，但这类则不能反映事件的风险或概率。从对运行的影响来看，充足性局限性能够引发局部电力局限性，而安全性局限性将造成停电的蔓延甚至整个电力系统停止运转。现在大电网的可靠性评定只涉及充足性，用概率办法分析安全性则是将来的目的。1.1.21．电网的可靠性指标分类电网的可靠性指标重要有三类，即事件的频率、事件的持续时间和事件的严重程度。其基本计算公式为：P=fd/T式中P事件发生频率；f事件发生的频次；d事件持续的时间；T统计时间（若以年为单位，则T=8760h）。若按严重程度划分，则电网的可靠性指标又可分为三种，即：（1）电网问题指标。电网问题是指偶然发生事故后，在电网中造成的后果，如线路过负荷或负荷点的电压波动超出规定的界限。电网问题指标涉及事件发生的频率、事件的平均持续时间、事件发生的频率等等，如线路过负荷的持续时间为6.5h/年，频率为0.05次/年，则过负荷概率为0.05×6.5/8760=3.71×10-5。（2）电网状态指标。电网状态指标是用来衡量不同偶发事故给电网造成影响的严重程度，即按事件的严重程度将其分类。（3）负荷消件指标。负荷消减指标就是任一事件的严重程度都用负荷的减小量来表达，而不考虑事件所引发的电网问题。1.1.22．考核电网供电质量的指标考核电网供电质量的指标涉及电能质量（电压、频率和电压波形）和供电可靠性两大指标。1.1.23．电网的频率波动起因电网的频率是指交流电每秒钟变化的次数，在稳态条件下各发电机同时运行，整个电网的频率相等，是一种系统统一的运行参数。我国电网的频率额定值为50Hz。电网的频率是经常波动的，这是由于电力生产的同时性：既发电、输电、变电、配电、用电必须同时完毕，不能存储的特点决定了电能的生产与消耗总是同时进行并时刻保持平衡。由于电网频率的高低与电网中运行的发电机的转速成正比，而转速又与原动机输入功率的大小以及发电机所带的有功负荷的多少有关。当电网的有功负荷变化而发电机原动机输入功率不能紧随其后调节时，由于用电负荷与发电负荷的失衡，就造成发电机转速变化，成果造成电网频率波动。由于电网的负荷随时随刻都在变化，而发电机的发电出力却需要通过调节原动机的输入功率后才干随负荷的变化而变化，因此电网发电和用电的负荷平衡一旦被破坏，发电机的转速和电网的频率也就随之波动，即使当代电网含有高度自动化的监控系统和调节敏捷的发电机自动调速系统，但也只是减小了频率的波动幅度和缩短了电网频率偏离额定值的时间，因此严格来讲，客观上电网运行中的频率波动在所难免。1.1.24．我国规定电网运行频率的允许偏差（大部分在0.2HZ以内）根据中华人民共和国颁发的GB/T159451995《电能质量电力系统频率允许偏差》原则中：“我国电网频率正常为50Hz，对电网容量在300千瓦及以上者，偏差不超出0.2Hz；对电网容量在300千瓦下列者，偏差不超出0.5Hz”。从现在已发展和形成的东北、华北、华中、华东、西北及南方四省联营的6个夸省区域电网和山东、川渝、福建、海南、乌鲁木齐和拉萨6个独立省电网来看，除海南、乌鲁木齐和拉萨3个独立省电网的频率在49.5～50.5Hz的范畴内就算合格外，其它全部电网的频率必须在49.8～50.2Hz的范畴内才算合格。1.1.25.电压、无功功率电压就是电网中两点间（如两相间的线电压和阻抗回路首末两点的电压降）或某一点对地（如相对地间的相电压）的电动势差的数值，是标志电网运行状态（安全、经济）的重要指标。无功功率是正弦电路中，当平均值为零时在电源和储能元件之间来回交换的变动功率，即电源能量通过电感线圈和电容器时并不需要能量消耗，而是在储能元件（电感线圈和电容器）与电源之间来回交换（振荡）。普通用Q表达，单位是乏（var）、千乏（kvar）或兆乏（Mvar）。无功功率并不是无用功率，而是在电能传输和转换过程中建立电力磁场和提供电网稳定的不可缺少功率之一，无功经不同的电磁耦合反映不同的电压等级，电压的高低直接反映本级电网无功的平衡，是电能质量的重要指标之一。1.1.26.电压损耗及电压偏移电压损耗是供电支路首末两端电压的幅值差。电压损耗△U=U1-U2,是一种数值，普通以额定电压Ux的百分数表达。电压偏移（也称电压偏差）是指电网中某一点的电压与电网额定电压的幅值差，是一种数值，电压偏移普通以额定电压百分数表达。1.1.27.对电网电能质量有危害性的负荷及危害对电网电能质量有危害的负荷重要有冲击性负荷、不对称负荷和非线性负荷三类，它们的危害为：（1）冲击性负荷荷量变化速度快，能造成电压波动和照明闪变影响的负荷，普通由电弧炉、轧钢机、起重设备、弧焊设备、电气实验设备等在用电过程中产生。冲击负荷会引发电压的闪变（用电负荷急剧的波动造成配电系统产生瞬时电压降，使白炽灯的光通量急剧变化）、电压正弦波形畸变，是对电网电压质量有严重影响的一种负荷。（2）不对称负荷又称三相不平衡负荷，会使电流、电压产生负序分量，使旋转电动机振动和发热、继电保护误动等，不对称负荷会引发电网三相电压不平衡，造成电压偏移值增加及电压正弦波形畸变；同时由于三相电压不平衡而产生的负序电流，在严重时甚至会造成电网中运行的发电机转子损坏。（3）非线性负荷是由阻抗为非线性特性的用电设备产生的。如汞弧流器、硅和晶闸管整流器、逆变器、变频器、感应加热器、交流调节设备以及气体放电灯等在用电时都会产生非线形负荷，上述用电设备用电时将向电网注入谐波电流，引发电网电压、电流正弦波形畸变；同时随着电力电子技术的发展，大容量电力晶闸管设备如换流器（电力机车、电解等设备用）的大量采用，以及为了节省原材料，使铁芯设备如变压器、电抗器等过早进入饱和区、电弧炉顾客如电弧炼钢的增多及其容量的增大和家用电器的大量使用等因素，同样使注入电网的高次谐波增多，造成电网电压、电流正弦波形畸变。其谐波造成的危害是：使电气设备发热、损耗增加；电容器过负荷；对自动装置产生干扰等。为此，根据《供电营业规则》第56条规定：“客户的冲击负荷、波动负荷、非对称负荷对供电质量产生影响或对安全运行构成干扰和防碍时，客户必须采用方法予以消除。如不采用方法或采用方法不力，达不到国标GB123261990《电能质量电压允许波动和闪变》或GB/T155431995《电能质量三相电压允许的不平衡度》规定的规定时，供电公司可停止对其供电”。1.1.29.高峰负荷、低谷负荷和平均负荷概念高峰负荷、低谷负荷和平均负荷是电网调度、供电和市场营销（俗称用电）部门惯用的技术用语，分别表达电能在不同时段消耗的不同程度。高峰负荷：当电网负荷最大时，用电部门的用电量达成的高峰值。高峰负荷普通根据季节的不同出现在每天上午911时和晚上1722时，由于这段时间经常是生产用电和生活用电最集中的时间，因此出现电网高峰负荷，此时在日负荷曲线上将出现凸尖。低谷负荷：当用电部门的用电量达成最小时，此时电网负荷最小。低谷负荷普通出现在晚上23时后来至次日5时以前，这段时间，除三班持续生产的公司用电外，一班或两班生产的公司都极少用电，并且在这个时间人们普通也都在睡觉，因此生活用电也极少，这样在日负荷曲线中就出现了低谷。平均负荷：是指一昼夜24h总用电量被使用时间除，得出的每小时平均负荷。1.1.29.电网日负荷曲线构成电网日负荷曲线由基荷、腰荷和峰荷三部分构成。电网日负荷曲线中最小负荷下列的部分叫基荷，最小负荷与平均负荷之间部分叫腰荷，平均负荷与最大负荷之间部分叫峰荷。日负荷曲线中低谷负荷、平均负荷、白天（上午）高峰负荷（称早高峰）、日（前夜）高峰负荷（称晚高峰）。1.1.30.各类电厂在电网日负荷曲线中的位置根据各类电厂的特点和合理组合的原则，各类电厂在电网日负荷曲线中的位置以下：（1）对水源缺少或水源富裕地区的枯水期，径流式水电厂、原子能电厂、热电厂与热负荷相适应的电功率以及高参数大型凝汽式电厂带基荷；部分蒸汽参数稍低的凝汽式电厂（和部分水电厂）带腰荷；抽水蓄能电厂、中温中压凝汽式电厂（或有一定调节水库的大型水电厂）带峰荷。（2）在丰水期，绝大多数水电厂、原子能电厂、热电厂与热负荷相适应的电功率以及高参数大型凝汽式电厂带基荷；部分蒸汽参数稍低的凝汽式电厂和少数调节水库的水电厂带腰荷；抽水蓄能电厂、中温中压凝汽式电厂及个别有数年调节水库的水电厂带峰荷。1.1.31.负荷率及提高负荷率的意义和办法符合率Kp就是在一定时间内用电的平均负荷PP与最大负荷PMAX之比，公式表达为：KP=PP/Pmax×100%负荷率是一种不大于1的系数，从经济的角度考虑，负荷率越靠近于1，表明电网和设备运用率越高，越经济，它反映了发、供、用电设备的使用状况。提高负荷率对发、供、用、电网四方都有好处，对发电厂而言，提高负荷率能够满发多供，减少煤耗；对供电来说，能够充足发挥输变电设备的效能，减少投资、减少各个环节的电能损耗；对大宗动力顾客来说，能够减少受电变压器容量，减少高峰用电负荷，减少基本电费开支，减少生产成本；对电网而言，除由于电网输送潮流稳定而减少各个环节的电能损耗外，还能够减少或推迟国家用于电力工业的基本建设投资。同时由于顾客实施轮流周休日和错开上下班时间，对应改善了都市交通的拥挤状况，也能够使公用事业如自来水和煤气的供应状况得到缓和。1.1.32.调节负荷的含义调节负荷含有调峰和调荷两方面的含义，它不是限制用电，而是变化用电时间。调节负荷重要有日负荷、周负荷调节、年负荷调节，具体方法是：（1）严格执行统一安排的轮休日，规定周开工班次，使负荷均衡。（2）各行各业错开上班时间，避免同时启动设备。（3）控制高峰时段的负荷。（4）安排中午、后午夜填谷负荷。（5）对削峰填谷大公司应安排一定的机动负荷，严格按供电部门的告知开停。（6）农业负荷季节性强，如春季农灌期，这时除少安排发电机炉检修外，在发电负荷局限性地区还应安排工业用电户设备进行检修；相反在农业负荷为主的地区，农业低峰用电季节，电力部门则应多安排发电机炉检修。1.1.33.什么状况下需要负荷预测（1）安全监视过程中需要5—10s或1—5min的超短期负荷预测。（2）防止性控制或紧急状态解决需要10—60min的负荷预测。（3）安排日调度计划拟定机组启停，水电、火电协调，联系线交换功率和负荷经济分派等需要24h的日负荷预测。（4）安排周、月、季的调度计划（拟定水库调度计划及设备检修方式）时需要周、月、季负荷预测。（5）拟定年调节以上水库运行方式和设备大修所需的年负荷预测。1.2电网网架构造及运行管理1.2.1.电力公司生产的特点电力生产是集产、供、销为一体的生产系统，并有下列特点：（1）电力生产的同时性，即发电、输电、变电、配电、用电必须同一瞬时完毕，电能不能存储，因此发电、供电、用电之间必须随时保持平衡。（2）电力生产的完整性，即发电设备，变压器、高压输电线、配电线路和用电设备在电网中形成一种不可分割的总体，缺少任何一种环节，电力生产都不可能完毕。（3）电力生产的快速性，即电能输送过程快速，传输速度达每秒30万公里，即使相距几万公里，发、供、用电都能在一瞬间完毕。（4）电力生产的实时性，即电网事故发展快速，涉及面大，需要实时、持续的监视与调节。（5）电力生产的先行性，即由于电能是使用最方便、合用性最广的能源，因此在国民经济发展中含有先行性。电力公司生产的目的就是向顾客提供数量充足、安全可靠、质量优良的电能。1.2.2.管电必须管网电力生产特点决定了电力生产管理规定，它随着电力需求范畴和电源建设规模的扩大以及顾客对供电电能质量和可靠性规定的提高，原来的发电厂与顾客自成一体的供电模式已被现在的由多级输变电设备互相联系的电网所替代，且电网的规模和复杂性也越来越高，当代电网已发展成为一种大容量、超高压、大机组、高自动化的整体电力系统时代。技术的发展即使使电网的安全可靠、经济运行有了确保，但如何使其贯彻，则需要管理者对电网无论从电网规划，还是设计建设，都要有一种苏醒的认识，即对任何一种电网，只有在搞清了它的环境条件、构造形态、基本功效和特性后，才可使电网的安全经济运行得以确保。为此为了向顾客提供高质量和高可靠性的电能，1981年全国电网工作会议提出了管电要管网的思想即管电就必须将电网管理放在首位，特别是在进入从集中到分散，从等级构造到网络构造，从简朴选择到多个选择，以效益为原则的市场经济时代，电网不只是电力工业的载体，并且在电力市场中占着举足轻重的位置，只有管好电网，顾客规定的电能质量才干得以确保，顾客与电网部门的电力交易才干有条不紊地进行，因此对当代电力系统而言，管电必须管网。1.2.3．电网运行的基本规定（1）最大程度的满足顾客的需要。（2）确保供电的可靠性。（3）确保良好的电能质量。（4）努力提高电力系统运行的经济性。1.2.4.保持电网频率正常的管理方法保持电网频率正常的管理方法涉及：编制电网及发电厂的日负荷曲线，并在编制电网及发电厂的日负荷曲线时，适宜安排电网的旋转备用容量（高峰时普通为电网负荷的2%--3%），以适应电网调频的需要。1.2.5.电网运行对调频厂的选定在电网运行中，全部有调节能力的发电机组都自动参加频率的一次调节，而为了使电网恢复额定频率，则需要电网进行二次调频，同时为了避免在调节过程中出现过调或频率长时间不能稳定的现象，电网频率的二次调节就需要对电网中运行电厂进行分工和分几级调节，即将电网中全部电厂分为主调频厂、辅助调频厂和非调频厂三类。主调频厂（普通是1—2个）负责全电网的频率调节（即二次调频）工作，辅助调频厂也只有少数的几个，只在电网频率超出某一种规定值后才参加频率调节，其它大多数电厂则都是非调频厂，在电网正常运行时，按预先给定的负荷曲线带固定负荷。1.2.6.选择调频厂普通应遵照的原则由于调频发电厂承当电网的频率调节任务，因此选择调频电厂（涉及潮流调节厂）应考虑下列状况：（1）应有足够的调节容量和调节范畴。（2）调频机组含有与负荷变化速度相适应的较快的调节速度。（3）调节机组的有功功率时，应符合安全和经济运行的原则。（4）机组含有实现自动调频的条件。（5）某些中枢点的电压波动不得超出允许范畴。（6）对联合电网，还要考虑由于调频而引发联系线上交换功率的波动与否超出允许范畴。根据这些因素和各类发电厂的运行特点，调节范畴大负荷增加速度快，调节过程不需额外耗费能量的水电厂，特别是有较大调节水库的水电厂最适宜做为调频厂。在无适宜的水电厂做为调频厂或水电厂调频能力局限性的电网，也可由效率不高的凝汽式火电厂承当调频任务。电网普通把全部发电厂划分为主调频厂、辅助调频厂和按计划发电的非调频厂三类。对三类电厂都有调节频率偏移的规定，普通，电网的主调频厂和辅助调频厂是固定不变的。但在水、火电厂并存电网中，水电比重较大时，丰、枯水季可能出现变更主、辅调频厂的状况。如有的电网在枯水季将水电厂做为主调频厂，而丰水季则由调节水库容量较小的水电厂做为主调频厂等。1.2.7.不同类型发电厂在电网运行中的组合原则充足合理地运用水利资源，尽量避免弃水。由于防洪、浇灌、航运、给水等因素必须向下游放水时，所放水量应尽量用来发电。努力减少系统的总煤耗，让效率高的机组多带负荷，给热电厂分派与热负荷向适应的电负荷，让效率高的机组带稳定负荷，效率低的中温中压机组带变动负荷，裁减或改造部分中温中压机组和低温低压机组以提高热效率。执行国家的燃料政策，减少烧油电厂的发电量，增加烧劣质煤电厂和坑口电厂的发电量。适宜选用电网旋转备用机组，充足发挥抽水蓄能机组的静、动态效益。1.2.8.发电机并入电网的办法及特点在电网运行中，发电机并入电网的办法重要涉及准同期并列法和自同期并列法两种，它们的特点分别是：准同期并列法是发电机在并列前已励磁，当发电机侧的频率、电压及电压相位角均与并列处电网侧的频率、电压、相位大小靠近相似时，将发电机主断路器合闸，完毕并列操作。准同期并列的优点是正常状况下并列冲击电流很小，因而设备无冲击，电网无扰动，可实现最平稳的过渡。准同期并列的缺点是：①并列操作时间长，正常并列尚需几分钟甚至十几分钟，电网事故状况下使待并机组严格满足并列条件所需时间就更长，如遇汽机调速不稳，准同期并列就更困难；②如果合闸时间不精确，可能造成非同期并列的严重后果。自同期并列法是将未励磁、靠近同时转速的发电机投入电网，同时给发电机加上励磁，在同时力矩作用下把发电机拖入同时，完毕并列操作。自同期并列的优点为：①并列操作快速，由于条件简朴，转速靠近即可并列。在事故解决过程中此优点更为突出，甚至在电网电压和频率严重减少时，采用此并列法仍有可能将发电机快速投入，且容易实现自动化；②从原理上确保不发生非同期并列事故。自同期并列的缺点是：①未经励磁的发电机投入电网时相称于把一种有铁芯的电感线圈接入电网，会产生较大的电流冲击，正如一台大型电动机启动同样，其冲击电流比额定电流大几倍；②投入瞬间要从电网吸取大量无功功率，致使电网电压短时下降；③这种办法仅在电网中的小容量发电机及同时电抗较大的水轮发电机上采用。对大中型发电机普通均采用准同期办法并列，更不合用于两个电网间的并列操作。准同期和自同期并列方式既能够手动操作，也能够自动操作。若以准同期方式并列，则手动操作称为手动准同期并列，自动操作称为自动准同期并列。准同期并列原理不仅合用于发电厂中的发电机与电网间的并列，也合用于变电站中电网一部分与另一部分或两个电网间的并列。不同点仅在前者就地操作即可完毕，而后者必须经调度部门协调有关发电机，使之有功出力、无功出力或增或减以满足两电网的并列条件，从而实现准同期并列。自动准同期并列是电力系统中的重要并列方式。1.2.9.电网调频过程，电网的一次调频、二次调频和三次调频概念整个电网的频率调节过程同一台机的频率调节，但要比一台机复杂的多，它与全网有调节能力的全部发电机都有关，也分为一次调频和二次调频。假设电网运行于频