电网调度系统持证上岗培训.ppt

2011年第一期电网调度系统持证上岗培训,福建电力调度通信中心2011年3月,主要内容,福建电网概况及特点电网稳定分析 电网物理特性稳定分析机理 电力系统振荡问题 2011年投产计划电网主要问题和措施电网发展,福建电网概况及特点,福建电网概况,网架结构 最高电压等级500kV，主网架包括500kV沿海双回链式结构和西部500kV环网 通过两回500kV线路与华东联网（浙江双龙变）各地区电网网架主要以220kV为主，地区之间的500/220kV电磁环网基本没有打开，地区间220kV联络线还起到输电的作用。（其中泉州、厦门电磁环网完全解环，漳州、厦门电磁环网部分解环）,宁德,洋中,兰田,白花,洪口,陈田,福建电网特点,500/220kV电磁环网无法完全打开 福建500kV网架正处于向西北部延伸的阶段，一期投产大都采用单台主变，500/220kV电网只能维持电磁环网运行，由此产生的稳定问题逐步凸显。当前福州-宁德电磁环网断面稳定问题比较突出，需采取控制措施,福建电网特点,总体上属于电力送出省 2010年，我省共向华东送出电量42.1亿千瓦时，全年从华东受入电量0.0045亿千瓦时。负荷发展不均衡 龙岩、宁德、三明、南平负荷小，小水电多，电力送出，但丰枯水期负荷变化较大，枯水期需要主网送电；福州、泉州、厦门负荷大，需受入电量 汛期存在水电送出受阻问题；迎峰度夏期间重负荷区存在供电能力不足问题 随着水电比重的降低，该状况逐步改善,500kV网架整体呈现北电南送潮流，并逐年增大 近年来，随着北部大唐、可门电厂的投产，以及南部负荷的增长，电网潮流分布格局发生根本性变化，500kV网架潮流已由南电北送转变为北电南送，后石电厂电力基本只能送到泉州地区。2010年华能三期投产，“十二五”期间宁德核电、福清核电投产，北电南送这种潮流格局将越来越突出。500kV电网的稳定问题也从原后石电厂电力北送带来的稳定问题转变为北部电源南送带来的稳定问题。,福建电网特点,负荷发展与电网发展不协调 近年来负荷发展较快，而电网建设受阻，迎峰度夏期间存在线路和主变重载或过载问题。尤其是泉州和福州地区，需采取限荷措施,福建电网特点,水能资源 已完成可开发容量的90%以上，基本开发完毕 煤炭资源 储量少，绝大部分为无烟煤，且分布不均，除永安、漳平、坑口用本省煤，邵武用江西煤，其余火电厂均需从外省调入。其中永安、漳平已经关停，邵武电厂逐步关停，后续大的火电厂（漳州、福州）建在海边，海运煤 风能资源 资源丰富，技术开发量6070MW，已开发.530MW，近中期规划1600MW,今后可开发的主要能源之一。40MW及以上为省调调度。,福建能源概况,截止2010年底全网总装机容量达3412万千瓦，其中水电装机1108.5万千瓦，占全网装机容量的32.5%，火电装机1861.6万千瓦，占全网装机容量的54.6%，LNG装机385.8万千瓦，战友全省装机容量的11.3%；新能源装机56.1万千瓦，占全网装机容量的1.6%。,火电占54.6%,水电占32.5%,新能源占1.6%,福建电网装机情况,LNG占11.3%,线路、变电容量 截至2010年末500千伏电压等级输电线路共39条，总长2954.2千米，220千伏电压等级输电线路共346条，总长8779.5千米 截至2010年末500千伏变电站15座、主变22台、统调变电容量19450兆伏安，220千伏变电站119座、主变222台、统调变电容量35540兆伏安。,2010年电量完成情况,2010年国内经济回升向好、基础逐步巩固,2010年全省用电增长总体呈现较快增长的过程。,2010年负荷情况,当前电网统调电厂,2010年输变电投产情况,福建电源特点,水电比重较大 水电比重较大，径流式水电多，丰枯水期出力差异大，枯水期可能会出现结构性缺电，丰水期由于地区间联络线截面较小，送出受限（宁德、三明、南平、龙岩地区），枯水期网供负荷重载，给主网调度运行造成困难,电源布局不合理 大型电源主要分布于电网的北部和南部，位于主网架的两个末端，不能与负荷的分布均衡（导则规定，电网应分层分区，并在每一分区内，形成供需相对平衡的区域），大功率通过主网架的远距离传输，给主网造成输电压力，不仅增加网损，并且容易产生稳定性问题,电源与电网发展不协调 2006年以前后石电厂（6600MW）在500kV电网最南端，电网潮流“南电北送”，送华东功率较大时，造成大容量功率的远距离传输，电网输电压力大，存在暂态稳定问题 北部大唐、可门电厂投产后，出现“北电南送”的潮流，500kV沿海链式主通道无法满足输电要求，并可能出现新的稳定问题“十二五”期间宁德核电、福清核电陆续投产后，北电南送潮流更大，需建立沿海第二通道,电网运行控制,电网,电网功能 是电源与用户之间的纽带，把电能安全、优质、经济的送到用户。安全：不断电，必须时刻维持发电和用电的平衡，避免发生事故，即使发生设备故障，也应保证正常供电。优质：电网的电压和频率必须在合格的范围内。经济：优化电能的传输模式，使电能在电网中传输时，损耗最小，提高经济效益。安全放在第一位,电网,电网组成 传输线：架空线路（按电压分级）和电缆 开关设备：断路器和刀闸 变电站：主要设备为变压器，实现升压和降压，500KV、220KV、110KV变电站 电网的保护：将故障隔离，保护设备和电网 电网的计量：各种仪表（电量的计量）自动化设备：保证电网安全（低频、低压减负荷装置等）,电网,电网运行 发电和负荷必须实时平衡 负荷预测，水情预测，机组检修安排，备用容量-安排负荷曲线，编制发电计划，计划处，水调处 电网检修运行方式校核、运行控制措施和限额分析、预期电网运行主要问题及措施，电网设备和机组启动-安排运行方式，制定电网运行控制措施，运方处 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，电网操作，事故处理，调度处 二次部分-保护、通信、自动化，保护处、通信处、自动化处,调频和调压：通过调整发电机有功和无功功率、电网的调节设备等，使电压（37）和频率（500.2HZ500.2HZ）在合格范围内，在小的范围内，电网可自动调整。电网无功补偿应按分层分区和就地平衡原则考虑,避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率。,系统电压的调整必须根据系统的具体要求，在不同的厂站采用不同的方法，常用电压调整方法有以下几种：增减超负荷运转功率进行调压，如发电机、调相机、并联电容器、并联电抗器调压。改变有功功率和无功功率的分布进行调压，如调压变压器、改变变压器分接头调压。改变网络参数进行调压，如串联电容器、投停并列运行变压器、投停空载或轻载高压线路调压。特殊情况下有时采用调整用电负荷或限电的方法调整电压。,电网有功功率与频率的调整,电网频率主要调整手段,一次调频，机组自动调整，调速器定值由运方处下达，一次调频特性在线评估电厂调度员根据人工指令进行机组功率调整或AGC调整，满足频率调整要求，二次调频三次调频，有功负荷的最优分配，经济调度,电网频率变化的要求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 500.2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500.5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。,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。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。,电网频率调整,1.调频厂的确定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，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.频率监视省调调度室装有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。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。.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。,3.调频原则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+*f（P联络线功率偏差值，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 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。,3.调频原则第二调频厂的调整原则：（1）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。（2）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。,AGC管理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1.52.0%额定出力的要求。3、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。4、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。5、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。,备用容量管理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。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35。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。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。,电网无功功率与电压的调整,无功电压管理原则,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。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。省调按要求建立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。省调按月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。,无功补偿与调压配置要求,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10%25%配置或经计算分析确定。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。,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。串联电抗器主要用来限制短路电流，并联电抗器用来吸收电网中的容性无功。,电压的监视与调整,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。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。,正常情况下500千伏系统运行电压应控制在500550千伏范围内，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。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。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。,地区电网无功电压的调整应与220千伏电压协调控制。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。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。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。,电压分析和自动化控制系统,在线电压稳定监视与控制系统，进行电压稳定裕度扫描和预防控制。电网自动电压控制（AVC）系统，在确保电压安全的情况下，进行电压优化控制。,电网在线电压稳定监视与控制系统,电网在线电压稳定监视与控制系统,电压稳定预防三级控制措施第一级：发电机无功出力、并联电容电抗器、变压器分接头第二级：发电机有功功率第三级：切负荷优先采用低级别控制措施,电网在线电压稳定监视与控制系统,电网自动电压控制（AVC）系统,电网自动电压控制（AVC）系统,控制目标：在保证电压质量的前体下，尽量降低网损水平；同时权衡考虑控制成本和控制效果，给出优化控制方案。控制方法：采用集中决策、多级协调的方案进行电压的分层协调式自动优化控制。控制手段：通过调整电厂机组无功出力、投切500kV变电站低压无功补偿设备和调整联变分接头，以及通过地调AVC控制系统实现220kV和110kV变电站低压电容补偿装置的投切和主变分接头的调整进行上下级协调控制。,电网运行控制原则,电网稳定控制原则,电网运行 按电力系统安全稳定导则维持电网安全稳定运行 针对“三级”故障，制定电力系统承受扰动能力的安全稳定“三道防线”，达到“三级标准”的要求,第一级标准对应如下故障：1、任何线路单相瞬时接地故障重合成功 2、同级电压的双回或多回线和环网，任一回线单相永久故障重合不成功及无故障三相断开不重合3、同级电压的双回或多回线和环网，任一回线三相故障断开不重合4、任一发电机跳闸或失磁；5、受端系统任一台变压器故障退出运行；6、任一大负荷突然变化；7、任一回交流联络线故障或无故障断开不重合；8、直流输电线路单极故障。但对于发电厂的交流送出线路三相故障，发电厂的直流送出线路单极故障，两级电压的电磁环网中单回高一级电压线路故障或无故障断开，必要时可采用切机或快速降低发电机组出力的措施,第一道防线：对单一元件故障，通过保护、开关及重合闸正确动作，不采取稳定控制措施，保持电力系统稳定运行和电网的正常供电，其它元件不超过规定的事故过负荷能力，不发生连锁跳闸,第一级标准：保持稳定运行和电网的正常供电,第二级标准对应如下故障：1、单回线单相永久性故障重合不成功及无故障三相断开不重合；2、任一段母线故障；3、同杆并架双回线的异名两相同时发生单相接地故障重合不成功，双回线三相同时跳开；4、直流输电线路双极故障。,第二道防线：对较严重故障，保护、开关及重合闸正确动作后，通过采取切机和切负荷等稳定控制措施，保持电网的稳定运行500kV主网架的稳定控制系统：暂态稳定线路过载切机系统,第二级标准：保持稳定运行，但允许损失部分负荷,联网运行安全稳定控制措施,为解决联网方式下联络线大量向华东电网送电省网存在的暂态稳定问题、500kV变电站联变及部分220kV线路过载，以及与福建华东事故解列后省网存在的高周问题，开发了500kV系统安控装置。,四个500kV变电站,水口电厂,后石电厂,500kV系统安控装置,提高福建电网的安全稳定水平,提高福建向华东电网的输送容量,为保证电网安全稳定运行，我省还配置了以下安全自动装置：1、棉花滩凤园总山安全稳定控制系统；2、高周切机装置；3、火电厂高低周保护；4、水电厂低频自启动和火电厂低频保厂用电装置;5、低压减载装置；6、低频减载装置；7、其它安控装置（如后石电厂机组装设失步快速解列装置，在联络线上装设失步解列装置等）。,第三级标准对应如下故障：1、故障时开关拒动；2、故障时继电保护、自动装置误动或拒动；3、自动调节装置失灵；4、多重故障;5、失去大容量发电厂；,第三道防线：对危害到系统稳定性的故障，必须采取措施，把故障电网与主网解列，以防止整个电网崩溃，避免造成长时间大面积停电和对最重要用户(包括厂用电)的灾害性停电，使负荷损失尽可能减少到最小，电力系统应尽快恢复正常运行振荡解列装置：福建与华东联络线低频、低压减负荷装置,第三级标准：当系统不能保持稳定运行时，必须防止系统崩溃并尽量减少负荷损失。,由于电网建设与负荷分布、电网建设与电源建设的不协调，主网潮流较大，另外500/220kV电网电磁合环运行，电网潮流不易掌控，福建省内电网解列、分片运行目前很难实现，或者解列后必须紧急停机和大量切负荷.另外由于故障类型、故障点的多样性，目前电网难以找到合理的解列点.,电网稳定分析,稳定分析目的,通过对电网的分析，安排电网的运行方式；通过对电网的分析，制定电网检修后的控制措施；通过对电网的分析，实现对电网的控制；通过对电网的分析，设计规划电网。,稳定分析方法,实际电网试验 对电网运行影响大，一般不采用 东北电网、西北电网做大扰动试验，通常用来验证模型实验室动模实验 将实际电网等比例缩小，成本较高，不易普遍采用。大都采用数模混合仿真数字仿真 建立电网数字模型，根据模型进行仿真。当前主要的方式。精度依赖于模型，一般采用实测模型。福建电网主要采用电科院BPA软件,电网仿真,电力系统稳定性分类,电力系统安全稳定问题,热稳定问题电网设备（线路、主变等）正常运行潮流和事故后短时（30分钟）运行潮流不超过允许的范围；校核：正常潮流计算及N-1开断潮流校核，福建电网基本采用BPA软件进行潮流和N-1计算，计算比较简单；正常不能超过设备额定载流量，N-1短时不能超过设备的短时载流量。,热稳定问题是当前电网主要问题，主要原因是当前电网建设相对于电源和负荷发展滞后，福州、泉州地区热稳定问题突出,N-1原则：正常运行方式（包括检修方式）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。在电力系统运行中，必须满足N-1原则,功角稳定性,静态稳定电力系统在某一运行点受到小干扰后,不发生非周期性失步，自动恢复到起始运行状态的能力，即系统在某运行点能保持稳定运行的能力。（平衡点稳定性）一个动态系统如果能够存在，则它应该是静态稳定的，即系统处于一种平衡状态,a为稳定运行点,b为不稳定运行点,稳定运行点,不稳定运行点,工作在功率曲线的上升部分，系统是静态稳定的；而工作在下降部分，则不稳定。,精确算法是采用特征分析方法，求出系统稳定运行点的特征值，然后根据实数特征值的符号，判别系统的静态稳定性,静态功角稳定储备系数为：式中：Pj、Pz分别为线路或断面的极限和正常传输功率。（1）在正常运行方式下，对不同的电力系统，按功角判据计算的静态功角稳定储备系数（KP）应为1520。（2）在事故后运行方式和特殊运行方式下，KP不得低于10。,实用中通常需要求的是静态稳定功率极限。计算中根据拟定的过渡方案使运行状态逐步恶化，应用特征根判别法判断每个过渡运行方式平衡点的稳定性，直到出现正实部特征根，这时的运行方式便是稳定极限运行方式 用BPA软件来分析，分析中逐步增大断面输送潮流，直至潮流不收敛为止，此时断面限额即为静态稳定极限，或者用稳定程序负荷持续增长卡自动扫描静稳极限 对于大电源送出线，跨大区或省网间联络线，网络中的薄弱断面等需要进行静态稳定分析电力系统正常运行点离静态稳定极限运行点要有1520的裕度,随着北部机组的陆续投产，沿海500kV断面潮流越来越大，在南部机组少开机的情况下存在静态稳定问题在电网故障后的恢复过程，由于网架薄弱，可能存在静态稳定问题静态稳定是动态的电网能够存在的基础，只有系统是静态稳定的，采用可能去研究其他稳定性。因此通常系统的静态稳定限额最高。,小干扰稳定性发电机经输电线路并网运行时，在电网小扰动时（升降负荷、投切线路等），发电机转子间会出现相对摇摆，电网输电线上也会出现功率振荡，振荡频率较低，0.22.5Hz，又称低频振荡。有时也成为动态稳定。将系统模型线性化后用特征根法分析小干扰稳定性。小干扰稳定性指受到小扰动后是否发生振荡失步，用复数根判断。在低频振荡发生时，如果发电机是弱阻尼，将会出现等幅的持续振荡，衰减很慢；如果发电机是负阻尼，则会出现增幅的振荡，使机组失稳，电网解列，产生严重后果。,功角稳定性,发电机励磁系统自动电压调节器在一定条件下产生的负阻尼效应是产生弱阻尼或负阻尼低频振荡的主要原因。小扰动稳定分析程序分析，可以扫描出电网存在的弱阻尼的振荡模式：频率、参与机组、阻尼比。地区电网小机组经过长线路接入电网可能会产生机组对电网的低频振荡，在一定条件下也可能会引起省网的振荡。需地调逐步开展机组、励磁模型收集和完善工作，提供尽量精确的发电机和励磁模型。,一般要求振荡模式阻尼比达到0.03以上。福建与华东区域间的低频振荡：振荡频率在0.4Hz0.5Hz之间，阻尼比在0.04左右，不属于强阻尼振荡。各机组相对于电网或机组之间的地区振荡模式：频率1.0Hz左右，阻尼比一般在0.05以上，属于强阻尼，但在机组与电网联系变弱（如一回送出线路检修）而送出功率又较大时，会使阻尼比降低。电网经弱联系线路并列运行或发电机采用高放大倍数的快速励磁系统时，容易发生弱阻尼低频振荡。控制措施：机组装设电力系统稳定器（PSS），作为励磁调节器的附加功能，增强机组振荡的阻尼，目前接入省网的机组大部分已经装设PSS。,静态稳定和小扰动稳定的区别,1、两者都针对小干扰下的稳定性。2、两者都将系统模型线性化，用特征根符号进行分析。静态功角稳定性是指系统受到小扰动后是否发生非振荡失步的问题，采用实数根进行判别。小干扰稳定性指受到小扰动后是否发生振荡失步，用复数根判断。3、用静态稳定分析来确定系统能够运行的平衡点范围，用小干扰稳定性分析在该平衡点区域内，系统发生振荡后的阻尼情况、衰减的快慢。,静态稳定分析,静态不稳定,静态稳定,小干扰稳定分析,阻尼差,阻尼好,功角稳定性,机电暂态和动态操作或故障后引起的发电机或电动机机械转矩和电磁转矩不平衡，使发电机转子加速或减速，电网发生振荡，如发电机与电网失步、或电网电压失稳、或电网频率失稳，电网失去稳定,发电机电磁功率急剧变化,大扰动,发电机转速变化,转子上出现不平衡转矩,功角变化,功角失稳原理：,功角摇摆过程中电压和频率同步变化，出现电压失稳或频率失稳。,暂态功角稳定：电力系统受到大扰动后,各同步电机保持同步运行并过渡到新的或恢复到原来稳态运行方式的能力，只分析故障后几秒钟（5秒，一般第一、二摇摆周期）内故障的发展情况，如果发电机能没有与电网失步，则暂态稳定。电力系统振荡是指电力系统中并列运行中的发电机之间，同步运行遭到破坏时出现的运行状态。,加速面积,减速面积,单机无穷大等面积法则：减速面积大于加速面积，稳定；否则不稳定。,实际系统为多机系统，无法简单应用等面积法则，遇到如下情况，应认为主系统是稳定的。（1）多机复杂系统在摇摆过程中，任两机组间的相对角度达到200或更大，但仍能恢复到同步衰减而逐渐稳定。（2）在系统振荡过程中，只是某一个别小机组或终端地区小电源失去稳定，而主系统和大机组不失稳，这时若自动解列失稳的小机组或终端地区小电源，仍然认为主系统是稳定的。（3）受端系统的中、小型同步调相机失去稳定，而系统中各主要机组之间不失去稳定，则应认为主系统是稳定的。离线计算中计算人员根据机组曲线形态判断是否稳定，在线计算中大多采用了功角摆开角度判据，不严格；可作为保守的辅助判据。,电压和频率暂态稳定：通过仿真曲线判断暂态过程中电压和频率跌落值和恢复情况。,动态稳定：电力系统受到小的（有时包括小干扰稳定性）或大的干扰后，在自动调节和控制装置的作用下，保持长过程的运行稳定性的能力。校核电网的阻尼特性。指受到大扰动暂态已经稳定后十至十五个振荡周期内电网振荡阻尼情况，电网振荡是否能平息。大扰动动态稳定。采用基于数值积分的时域仿真方法。时间较长，考虑自动控制装置动作。大扰动动态稳定性的运行标准为：大扰动后系统动态过程的阻尼比至少应达到0.010.015。指受到小扰动后电网是增幅振荡，还是减幅振荡、逐渐平息。小扰动稳定性。采用基于电力系统线性化模型的特征值分析法。其判据为在频域解上表现为是各个振荡模式的阻尼比大于零。,由于对电网故障长过程的仿真（主要是模型）当前还不成熟，通常只分析暂态稳定。用BPA稳定分析程序进行分析，需建立正确的发电机和励磁系统模型。暂态稳定考虑的是系统受到扰动后机组在前三个摆动周期内的稳定性，通常观察时间在5秒左右，由于调速器时间常数大，可以不考虑调速器模型。,校核电网故障后的稳定情况，为保护配置、方式安排、电网安全稳定控制装置的配置提供依据；通常暂态稳定功率极限小于静态稳定极限；有时地区电网110kV母线短路故障会导致地区机组失稳，但不会影响到主网；地区电网应逐步完善发电机和励磁模型，开展暂态稳定计算工作，进行母差保护退出时的暂态稳定校核工作。,频率稳定性,暂态（短期）和动态（长期）通过电网故障仿真，可同时获得功角曲线、频率曲线和电压曲线，通过对频率曲线的分析，可以确定频率稳定性。,电压稳定性电力系统受到小的或大的扰动后，系统电压能够保持或恢复到允许的范围内，不发生电压崩溃的能力。电压失稳可表现为静态失稳（类似静态稳定性）、大扰动暂态失稳及大扰动动态失稳（机电暂态分析）。衡量局部无功平衡的能力。电网中经较弱联系向受端系统供电或受端系统无功电源不足时，容易发生电压稳定问题。用BPA电压稳定分析程序分析静态电压稳定裕度，可扫描出各地区或各母线的电压稳定裕度。基本原理为等功率因数增加地区负荷，连续计算潮流，使电压越来越低，直至系统潮流无法收敛（电压失稳），此时即为极限负荷点。,暂态电压稳定性和功角稳定性同时用BPA稳定程序分析，针对大扰动进行故障仿真，同时得到功角、电压、频率暂态稳定结果；作为电网的第三道防线，低压减载装置用于防止在电网故障后发生电压崩溃；针对泉州负荷中心缺乏主力电源，容易发生电压失稳的问题，泉州部分站点已经装设静止无功补偿器（SVC），在主网架故障时，SVC可以迅速提供无功支持，维持节点电压，提高故障后的稳定水平；加快负荷中心电源建设。,静态电压稳定、静态功角稳定的区别,两者的极限判据都是潮流不收敛。静态电压稳定分析针对负荷区域，静态功角稳定分析一般用于求输电断面极限。静态电压不稳定是由于局部节点电压过低，使雅可比矩阵奇异，潮流不收敛；静态功角不稳定是由于断面潮流过大，使送受端功角差过大，小干扰下发生两侧机组失步振荡，其中联络线为振荡中心，电压接近零。实际分析中两者相互影响，主要用电压、相角、功率等多大物理量加以综合分析区分。,短路电流计算电网短路故障引起的过电流问题，通常用来选择电气设备、校核开关设备的遮断容量、继电保护定值计算、校核零序电流对通讯线路干扰等。调度一般用来校核开关设备的遮断容量和进行继电保护定值计算。用BPA软件短路电流计算工具计算，基于叠加法。开机方式、网架的变化都会影响短路电流结果。计算中采用全开机和电网全接线方式，以保证计算结果为最大短路电流值；单相短路电流计算必须考虑电网零序和负序参数。,福建电网随着网架的加强和机组的投产，短路电流问题已经越来越突出；随着短路电流越来越大，需开展短路电流日常校核和在线计算工作。省调已开发短路电流在线计算软件；需要加快500kV网架的建设，打开电磁环网，简化网络，增大电气距离；500kV主变安装中性点小电抗，限制单相短路电流，福州变、泉州变、晋江变已经安装。,电网发展不同阶段会产生不同的稳定问题初期电网薄弱，负荷小，电网中如存在大电源的远距离送电和故障后潮流大范围转移问题，容易产生暂态稳定后石电厂投产后“大机小网”的安控装置。电网加强，负荷增长，机组投产，暂态稳定问题变弱，电网热稳定问题和短路电流问题比较突出上海电网。福建电网正向该阶段发展。电网互联，区域电网间联系较弱，容易产生小扰动稳定问题福建华东联网。,机网协调 虽然现在电力体制改革使电力系统“机”“网”分离，但电网和发电机仍然是密不可分的一个统一整体。电网中的几乎所有问题都与发电机相关，如电网发生故障使机组产生加速功率会出现暂态功角和频率稳定问题、机组无功出力不足会出现电压稳定性问题、机组阻尼力矩不足会出现低频振荡问题等，因此电网和发电厂必须协调控制。,电网振荡问题,通常所指的振荡是小干扰稳定性，是低频振荡，是一种机电振荡，与电磁系统相关，主要是发电机励磁系统。2008年2月3日福建电网发生低频率0.09Hz的以频率为主的振荡，经研究分析，初步确定该振荡是与发电机（主要是水电机组）调速系统相关的振荡。,调速系统引起的弱阻尼振荡问题振荡频率低，为0.09Hz，不属于机电振荡范围频率摆动明显。相对于一般低频振荡现象中功率、电压振荡明显、频率振荡较小的特点来说，本次功率摆动中频率变化范围为49.7450.18Hz，频率摆动较为明显。电厂机组导叶开度、桨叶角度、有功功率的摆动情况具有很好的一致性，无功功率、转子电压的摆动情况与有功功率的摆动情况也基本一致。在本次摆动的抑制中，调速器发挥了重要作用。振荡过程中将水口电厂调速器切“手动”运行对振荡起到了很好的平息作用。,低频振荡发电机励磁系统自动电压调节器的负阻尼作用 发电机励磁控制系统维持机端电压恒定，有利于提高电网的静态和暂态稳定性，但同时将产生负阻尼，不利用动态稳定。为提高电压调节精度，增强电网静态和暂态稳定性，通常采用高放大倍数的快速励磁系统，但负阻尼作用更强。提高电压调节精度的要求和提高动态稳定的要求是矛盾的。PSS装置通过对励磁系统实施相位补偿，即是在不降低励磁系统调节精度的前提下，提高系统的动态稳定性。,小干扰稳定本质上属于机电振荡的范围，因此在振荡发生时功率送出端升电压、降输送功率对平息振荡过程是有效的。,调速系统引起的弱阻尼振荡问题振荡频率低，为0.09Hz，不属于机电振荡范围频率摆动明显。相对于一般低频振荡现象中功率、电压振荡明显、频率振荡较小的特点来说，本次功率摆动中频率变化范围为49.7450.18Hz，频率摆动较为明显。电厂机组导叶开度、桨叶角度、有功功率的摆动情况具有很好的一致性，无功功率、转子电压的摆动情况与有功功率的摆动情况也基本一致。在本次摆动的抑制中，调速器发挥了重要作用。振荡过程中将水口电厂调速器切“手动”运行对振荡起到了很好的平息作用。,调速系统引起的弱阻尼振荡问题类似于发电机励磁系统为提高电压调节精度，产生负阻尼作用一样，调速系统为提高频率调节精度，也会产生负阻尼作用。基于发电机实测调速系统模型和参数分析表明，发电机（尤其是水轮发电机）在0.09Hz附近将向电网产生负阻尼。,调速系统引起的弱阻尼振荡问题水电机组原动机及其调节系统在一定的低频率范围内将对系统振荡提供负阻尼，这是水电机组调速系统的固有特性。本次功率摆动与电网特定的运行方式相关。本次功率摆动是在福建孤立网运行、水电大发情况下发生的，综合国内外的电网运行经验，出现类似的功率摆动现象也很少，因此本次功率摆动与一个较为特殊的运行方式下相关，在电网正常运行方式下出现类似功率摆动的概率很小。,调速系统引起的弱阻尼振荡问题提示孤立网运行时对水电厂调速器参数进行调整，降低对调速器快速响应的要求，增加其稳定性；水电机组调速系统在低频率范围的负阻尼作用目前