电网调度系统持证上岗培训

1、2011年第一期电网调度系统认证培训，福建省电力调度通信中心，2011年3月，主要内容，福建电网概况及特点，电网物理特性稳定性分析机制，电力系统振荡问题，2011年试运行计划主要问题及措施，电网发展，福建电网概况及特点，电网结构最高电压等级为500千伏，主网包括500千伏沿海双环链结构和500千伏西部环网，通过两个各区域电网主网为220千伏，区域间500/220千伏电磁环网基本不开通，区域间220千伏联络线也起输电作用。(泉州和厦门电磁环网完全断开，漳州和厦门电磁环网部分断开)，宁德、扬中、蓝田、百花、虹口、福建电网特点，500/220千伏电磁环网不能完全开通福建500千伏电网。目前，福宁电磁

2、环网断面稳定性相当突出，需要采取控制措施。福建电网的特点一般属于送电省。2010年，我省向华东地区送电42.1亿千瓦时，全年接收华东地区电0.0045亿千瓦时。负荷发展不平衡龙岩、宁德、三明、南平负荷小，小水电站多，输电多，但负荷在高峰和枯水期变化较大，主网需要在枯水期输电；福州、泉州、厦门负荷重，汛期水电供应受阻；在夏季用电高峰期，高负荷地区存在供电能力不足的问题。随着水电比重的下降，情况逐渐好转，整体500千伏电网呈现出由北向南输电的趋势，且逐年增加。近年来，随着北方大唐和科曼电厂的投产和南方负荷的增加，电网的配电格局发生了根本性的变化。500千伏电网的潮流已经由北向南传输，后石电厂的电力

3、基本只能输送到泉州地区。2010年，华能三期将投入运行，十二五期间，宁德核电和福清核电将投入运行。北电南送的趋势格局将越来越突出。后石电厂500千伏电网的稳定问题也由南水北调带来的稳定问题转变为稳定问题。近年来，负荷发展迅速，但电网建设受阻。在夏季用电高峰期，线路和主变压器会出现负荷过重或过载的问题。特别是在泉州和福州，有必要采取限载措施。根据福建电网的特点，水电资源已完成可开发容量的90%以上。经过基本开发，煤炭资源储量较小，大部分是无烟煤，分布不均匀。除永安、漳平和坑口外，邵武使用的是江西煤，其他火力发电厂需要从其他省份调入。其中，永安和漳平已经关闭，邵武电厂已经逐步关闭，随后的大型火力发

4、电厂(漳州和福州)已经在海滨建设。海洋煤炭和风能资源丰富，技术开发能力6070兆瓦，已开发530兆瓦，近期和中期计划开发1600兆瓦，是未来可开发的主要能源之一。40MW及以上为省级调度。截至2010年底，全网总装机容量达到3412万千瓦，其中水电装机容量为1108.5万千瓦，占全网总装机容量的32.5%，火电装机容量为1861.6万千瓦，占全网总装机容量的54.6%，液化天然气装机容量为385.8万千瓦，全省同志装机容量为11.3%；新能源装机容量为56.1万千瓦，占whol装机容量的1.6%、2010年负荷情况、当前电网协调发电厂、2010年输变电运行、福建供电特点、水电比重大、径流水电多

5、、峰枯差大、枯水期可能出现结构性缺电、丰水期跨区域联络线(宁德、三明、南平、龙岩地区)断面小导致输电受限、枯水期供电负荷大。供电布局不合理大规模供电主要分布在电网的南北两侧，位于主网两端，无法与负荷分布相平衡(指导意见规定电网应分层，每一层将形成一个供需相对平衡的区域)。大功率通过主网的长距离传输会给主网造成传输压力，这不仅会增加网损，还容易造成稳定性问题。2006年前，后石电厂(6600兆瓦)位于500千伏电网的最南端，电网发展趋势是“南电北送”。当送至华东的电力较大时，造成大容量电力的长距离输送，电网输送压力较大。存在瞬态稳定性问题。北方大唐和科曼电厂投产后，出现了“南送北电”的趋势，50

6、0千伏沿海链条主通道不能满足输电要求。可能会出现新的稳定性问题。“十二五”期间，宁德核电和福清核电相继投产后，北电南送趋势更大，有必要建立沿海第二通道。电网是连接电源和用户的纽带，电网的功能是向用户安全、优质、经济地输送电能。安全：不停电时，必须始终保持发电和用电之间的平衡，以免发生事故。即使设备出现故障，也应保证正常供电。高质量：电网的电压和频率必须在可接受的范围内。经济性：优化电能传输方式，使电能在电网中传输时损耗最小，提高经济效益。安全是第一要务。电网由输电线路、架空线(按电压分类)和电缆开关设备(断路器和闸刀开关)组成。变电站：变压器是实现升压和降压的主要设备。500千伏、220千伏和

7、110千伏变电站的电网保护：隔离故障。保护设备及电网测量：各种仪表(电量测量)自动化设备：确保电网安全(低频、低压减载装置等)。)。电网、发电和负载必须实时平衡。负荷预测、水情预测、机组维护安排、备用容量-负荷曲线安排、发电计划编制、运行方式检查、运行控制措施和定额分析、电网预期运行的主要问题和措施、电网设备和机组启动-运行方式安排、电网运行控制措施制定、船侧调度运行、超短期负荷预测-调度员根据负荷和机组变化进行发电和负荷调整、电网运行、事故处理、 调度办公室二次部分-保护、通信及自动化、保护办公室、通信办公室、自动化办公室、调频调压：通过调整发电机和电网调节设备的有功和无功功率，使电压(37

8、)和频率(500.2赫兹、500.2赫兹)在合格范围内。 在小范围内，电网可以自动调节。电网无功补偿应按照分级分区、局部平衡的原则进行考虑，以避免无功功率通过长距离线路或多级变压器传输。系统的电压调节必须根据系统的具体要求，不同的站采用不同的方法。常用的电压调节方法如下：增加或减少过载运行功率来调节电压，如发电机、调光器、并联电容器和并联电抗器。变化、有功功率和频率的调整、电网频率的主要调整方式、一次调频、机组自动调整、运行人员发出的调速器定值、一次调频特性在线评估发电厂调度员根据手动指令调整机组功率或自动发电控制，以满足频率调整、二次调频和三次调频、有功负荷优化分配、经济调度和电网频率变化的

9、要求。标准频率为50赫兹，频率偏差不得超过500.2赫兹，事故频率不得超过500.2赫兹，事故频率允许持续时间不得超过30分钟；超过500.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。正常情况下，发电机组自动发电控制投入运行时，系统频率应保持在500.1赫兹以内。2.省网或地方独立网在本省运行时，独立网的电力负荷在300万千瓦及以上，正常频率偏差不得超过500.2赫兹；超过500.2赫兹，持续时间不得超过30分钟；超过500.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。独立电网的电力负荷小于300万千瓦，正常频率偏差不得超过500.5赫兹；超过500.5赫兹，持续时间不得超过30分钟；超过501赫兹，持续时间不得

10、超过15分钟。3.当系统事故导致地区电网独立电网运行时，由当地电厂和地区电厂负责独立小电网的调频调压任务，使其能够顺利与省级电网并列，不会出现因调整不当而导致高频切断、低频减载甚至电网崩溃的现象。1.调频工厂的确定当电网运行时，应指定第一个调频工厂和第二个调频工厂。单机容量100兆瓦及以上的火力发电厂、单机容量50MW及以上的水力发电厂、燃气轮机机组和抽水蓄能机组均可作为系统的一、二次调频装置。在正常运行情况下，省级电力调度部门应将上述电厂指定为第一调频电厂，机组投入自动发电控制运行的电厂将自动转换为第一调频电厂，上述未被指定为第一调频电厂或未投入自动发电控制的电厂均为系统的第二调频电厂。选择

11、系统调频设备时，应遵循以下原则：(1)有足够的调频容量，以满足系统负荷的最大增减。(2)具有足够的调节速度，以适应系统负荷的最快增减。(3)位于系统中的合理位置，其与系统的通信信道具有足够的传输容量。2。频率监控省级调度室配有ACE监控画面、数字频率显示和记录频率记录仪。当频率超过500.1赫兹时，应有报警信号。系统频率以省调度中心频率显示为准。为了有效地监控系统的频率运行，每个单元安装频率计的要求如下：(1)所有发电厂和变电站(集控站)的中央控制室(或集控室)应配备频率显示器；所有500/220千伏变电站应配备数字频率计。(2)在调度室和一、二调频站安装数字式和记录式频率计。当频率超过500

12、.15赫兹时，应提供报警声和光信号。当区域电网解列运行时，省调度部门应指定区域调频厂和负责调频的单位。3。调频原则第一调频厂的调整原则：(1)省级电网与华东电网联网时，负责根据省际联络线功率和频率偏差控制(TBC)，将区域控制偏差(ACE)控制在规定范围内，ACE=P *f(P联络线功率偏差值，省级电网频率偏差系数，f系统频率偏差值)。省级调度自动发电控制主站发生故障时，首先(3)第一调频厂应注意监测投入自动增益控制的机组是否有足够的调节能力。当投入自动发电控制的机组即将没有调节能力时，发电厂的长期值应提前向省调度汇报，省调度应指示厂调其他机组或其他发电厂机组的出力，以保证首调频厂的调频能力。

13、3。第二调频厂调频原则调整原则：(1)当系统频率超过500.1赫兹时，第二调频厂应立即主动调整其输出参与系统频率调整，直至频率恢复到500.1赫兹，并尽快向省调度汇报。(2)当系统频率超过500.2赫兹时，全省所有发电厂应积极调整输出，协助电网调频，直至频率恢复到500.2赫兹。正常情况下，经省调批准的电厂(第一调频厂除外)应严格按照省调发布的有功功率曲线发电，机组正常负荷率应符合规定要求。如果现有的启动方式不能满足发电调度计划的要求，相关单位应提前向省调度值班调度员报告并征得同意，然后改变启动方式以满足发电调度计划的要求，或实施省调度值班调度员修改后的发电调度计划；在事故频率的情况下，机组出

14、力的紧急调整应尽可能满足省调调度员的要求；调整输出时，应监控系统频率和相关线路功率流。超过规定范围和允许极限时，应暂停调整，并向省调度值班调度员报告。自动发电控制管理纳入省级电网的单机容量100兆瓦及以上的火力发电厂和单机容量50MW及以上的水力发电厂(包括抽水蓄能和燃气轮机机组)应具有自动发电控制功能。1.自动发电控制是保证电网安全、优质、经济运行的重要保障措施。自动发电控制的投入和退出应由省级调度命令，未经调度许可，不得撤销或修改控制参数。2.机组的自动增益控制功能应由省级电厂调试，负荷提升率应达到每分钟1.52.0%额定出力的要求。3.投入自动发电控制运行的发电机组的运行方式由省值班调度

15、员决定，省值班调度员应在EMS系统上运行并通知相关电厂。4.省级电网自动发电控制装置的频率采用省级调度终端的本地频率。当系统发生冲击或与系统断开时，现场应退出自动增益控制，改为手动调整，并立即向省调汇报。5.当主站自动增益控制系统出现异常时，省调度应立即退出主站自动增益控制，并通知第一调频厂手动调整电网频率和联络线功率。备用容量管理电网运行备用分为旋转备用、非旋转备用和可控负荷备用。旋转备用是指可随时调用的机组出力，主要由运行中的水电机组、抽水蓄能机组、火电机组和燃气轮机机组承担。非旋转备用是指能在数小时内启动并网并连续两小时满足电网下一次高峰负荷要求的机组输出。可控负荷备用是指各级调度部门在30分钟内通过负荷控制系统直接调度和控制的负荷。在华东电网联网运行情况下，为保证系统正常频率，控制联络线潮流，省级调度部门在编制日常调度计划和安排启停时，应根据电网调度部门的规定预留运行备用容量。省级电网独立运行时，旋转备用容量应全部由运行中的水电、火电和燃气轮机机组承担，其容量不得低于最大负荷的35%无功补偿配置应根据电网情况，结合分散的就地补偿和变电站集中补偿、电网补偿和用户补偿、高压补偿和低压补偿，以满足降损和调压的需要。省长根据要求，在电网各中心点设立母线电压考核点和监测点