电力系统调频、调压

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1、第一章 电力系统调频第一节 系统频率标准1.1 福建电网与华东电网并列运行时,频率调整按华东电力 系统调度规程执行。标准频率为50 赫兹，频率偏差不得超过 50 0。2 赫兹，超出500。2 赫兹为事故频率,事故频率的允许持续时 间为：超出500。2 赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50 0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。在正常情况下，发电机组AGC 投入时，系统频率应保持在500.1赫兹范围内运行。1。2 当发生省网或省内局部地区独立网运行时，独立网用电负 荷为300万千瓦及以上，频率偏差正常不得超过500。 2 赫兹；超 出500。2赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出500。5赫

2、兹, 持续时间不得超过15分钟。独立网用电负荷小于300万千瓦，频率 偏差正常不得超过500。5 赫兹;超出500。 5赫兹,持续时间不得 超过30分钟；超出501赫兹，持续时间不得超过15分钟.1.3 系统事故造成地区电网独立网运行时，地调及地区电厂负 责独立小网调频调压任务，使之能与省电网顺利并列，不得出现因调 整不当而引起的高频切机、低频减负荷甚至垮网的现象.第二节 调频厂的确定及频率监视2。1 电网运行时应指定第一调频厂和第二调频厂。省电网单机容量在 100MW 及以上的火电厂、单机容量在50MW 及以上的水电厂、燃汽轮机组以及抽水蓄能机组均可担任系 统的第一、二调频厂。正常运行情况下

3、，省调应指定上述其中的电厂 担任第一调频厂，机组投入AGC运行的电厂即自动转为第一调频厂， 未指定为第一调频厂或未投 AGC 的上述电厂均为系统的第二调频 厂。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 500。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

4、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 500。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

5、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+p*f CP联络线功率偏差值 邛一省网频率偏差系数，

6、 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500.1 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

7、警装置.3。3 第二调频厂的调整原则：当系统频率超出500.1 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500.1 赫兹内，并尽快报告省调调 度员.3.4 当系统频率超出500。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500。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

8、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

9、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

10、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

11、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

12、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

13、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

14、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

15、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50o 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

16、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

17、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？电

18、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;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;采用重要电源事故联切负荷装置；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； 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

19、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

20、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。2.2 500 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 1025%配置或经计算分析确

21、定。2。3 220 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。

22、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

23、。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

24、 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

25、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11

26、0千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

27、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，

28、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

29、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（

30、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

31、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。4.4 500 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

32、，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

33、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

34、部电网无功功率过剩，电压偏高,应采取哪些基本措施？发电机高功率因数运行，尽量少发无功；部分发电机进相运行，吸收系统无功；切除并联电容器;投入并联电抗器;控制低压电网无功电源上网; 必要且条件允许时改变运行方式。4.11 防止电压崩溃应采取哪些措施？ 答：防止电压崩溃的措施主要有：依照无功分层分区就地平衡的原则，安装足够容量的无功补偿 设备，这是做好电压调整、防止电压崩溃的基础;在正常运行中要备有一定的可以瞬时自动调出的无功功率备 用容量，如新型无功发生器ASVG;正确使用有载调压变压器；避免远距离、大容量的无功功率输送；超高压线路的充电功率不宜作补偿容量使用，防止跳闸后电压 大幅度波动；高电压

35、、远距离、大容量输电系统，在中途短路容量较小的受电端，设置静补、调相机等做为电压支撑；在必要的地区安装低电压自动减负荷装置 ,配置低电压自动联 切负荷装置建立电压安全监视系统，向调度员提供电网中有关地区的电压 稳定裕度及应采取的措施等信息。第三章 福建电网事故拉停 220 千伏主变管理规定（试行）第一节 总则为正确、有效、快速地处置电网重、特大事故,规范执行事故特 急拉停220千伏主变序位的调度行为，特制定本规定.第二节 使用原则福建电网出现以下情况时，省调调度员可根据省政府批准的福建电网事故拉停 220 千伏主变序位拉停相应的220 千伏主变：1. 发生振荡或稳定破坏事故时；2。在系统功率缺

36、额的情况下，系统频率跌至48。5Hz及以下 时；3。220千伏母线电压跌至174千伏（额定电压的79）及以下时；4。因电网事故造成设备严重过载（500千伏联变过载1。 4倍 以上,220千伏及以上线路过载1。 4倍以上），可能导致过载设备损 坏或跳闸以及跳闸后引发电网稳定破坏或连锁恶性事故时；5。发生重、特大事故,人身、设备受到严重危胁等其他紧急情 况时。第三节 操作规定3.1 省调调度指令方式：为加快事故处理进程，拉停 220 千伏主变的调度指令由省调值 班调度员直接下达到变电（集控）站执行，现场接到调度指令后 5 分 钟内操作完毕。省调调度指令下达方式为：令XX变电（集控）站：特 急拉停（

37、XX变电站）#X主变负荷。3。2 现场操作原则：现场接到省调拉停 220 千伏主变的命令后，按以下操作原则 执行：（1）单台主变运行时,现场应直接断开被拉主变的中、低压侧开 关；（2）两台主变中、低压侧分裂运行时，现场应直接断开被拉主 变的中、低压侧开关；（3）两台主变中、低压侧并列运行时，现场应断开被拉主变在 正常接线方式下所接中、低压侧母线上的馈线开关 （具体馈线开关应 在现场拉停220千伏主变实施细则中明确）；（4）三台及以上主变运行时，被拉停主变的中、低压侧与其它 主变分裂运行的，参照原则（2）执行;被拉停主变的中、低压侧与其它 主变并列运行的,参照原则（3）执行。（5）现场倒闸操作按

38、照省公司防止电气误操作装置管理标准5。4。2 条规定，由变电站当值负责人下令紧急使用解锁工具（钥匙） 操作,事后做好有关记录。3.3 特急拉停 220 千伏主变后，变电（集控）站值班人员应及时 汇报省调及相关地调.省调调度员应将有关情况及时汇报省调通中心 领导.第四节 恢复原则当电网事故处理告一段落或结束，省调调度员可视如下电网恢复 情况，通知地调调度员根据福建电网事故拉停 220 千伏主变序位 逐步恢复相关主变负荷：1。系统恢复稳定运行，功率振荡现象消除；2. 系统频率恢复至49。80HZ及以上时；3. 福建电网220千伏母线电压恢复至210千伏及以上时；4. 设备载流量控制在稳定运行规定范

39、围内。第五节 安全措施及注意事项各单位应组织变电、地调、配调、营销等部门制定出本单位的拉 停220 千伏主变实施细则,经本单位分管生产领导批准后实施，并报 省调备案。同时应随电网情况变化或事故拉停 220 千伏主变序位变 化,适时修订实施细则。实施细则应满足以下要求:1. 严格执行省政府批准的福建电网事故拉停 220 千伏主变序 位，被拉停主变的供电负荷中不得包括高危企业用户和各级调度中 心。同时应充分考虑拉停220 千伏主变对重要用户供电的影响,制定 相应的应急措施，优先恢复对变电（集控）站站用电的正常供电，要 求重要用户做好事故停电的保安措施。2。应采取措施，确保正确、无误地使用解锁工具（

40、钥匙），避 免误操作；应明确各变电（集控）站事故拉停 220 千伏主变的操作 原则及操作步骤，确定操作时现场应拉开的主变中、低压侧开关或被 拉主变在正常接线方式下所接中、低压侧母线上的馈线开关。建立被 拉主变及其相应主变（或馈线）开关表格,供变电运行人员方便使用。3。各地区应优化地区电网运行方式及备自投控制策略，应避免 发生特急拉停 220 千伏主变操作后，地区备自投装置动作造成被拉 停的供电负荷又切换至被拉停主变的220 千伏变电站供电的情况.4。变电（集控）站执行特急拉停220 千伏主变指令后,应尽快汇 报地调，地调再次核实对应负荷已全部切除。如未全部切除，应采取 果断措施将应切除的负荷切除。5. 各单位应组织变电、地调、配调、营销等相关人员进行拉停 220 千伏主变实施细则的学习培训及考试，开展特急拉停 220 千伏 主变的联合反事故演练。6. 各单位应尽快完善变电（集控）站综合自动化系统功能，实现 被拉主变中、低压侧开关或被拉主变在正常接线方式下所接中、低压 侧母线上的馈线开关的集中批量控制操作。