2017版本调度日常运行业务培训(三)：系统运行调控(功率调控、电压调控、断面调控).pdf

2 系统运行调控概述 日方式执行 发电计划执行 输电计划执行 综合停电计划执行 频率调控 电压调控 潮流调控 用电计划执行 系统运行调控 风险辨识 异常与事故处置 风险与异常处置 调峰调控 调度运行主要工作 3 系统运行调控概述 调峰：维持有功平衡，保证有功静态安全，提升经济、环保运行水平 调压：维持无功平衡，保证电压静态安全，优化网损，提升经济、优质运行水平 调频：维持有功动态平衡，保证频率安全，提升经济、优质、环保运行水平 保证交直流复杂大电网安全、经济、优质、环保运行的重要措施 安全 经济 环保 优质 系统运行 调峰 调压 调频 潮流 调控 4 直流系统调控 一 断面潮流调控 二 4 电压控制 四 4 频率控制 三 直流有功控制 有功控制模式 自动控制：通过预先设定的功率曲线调节直流有功。手动控制：通过手动输入功率/电流定值改变直流有功。定功率模式（Pmode）：指定双极功率模式 定电流模式（Imode）：指定单极电流模式 有功控制模式选取原则 正常运行时采用自动控制模式。根据系统调控的需要，可以采用手动模式。需要单独控制一极输送功率时该极可以采用定电流模式。直流有功控制 直流输送功率调整操作 系统级直流功率（电流）的调整操作由总调值班调度员直接向主控站下令执行。站控级直流功率（电流）的调整操作由总调值班调度员直接向整流站下令执行。功率调整过程中，值班调度员可以根据系统情况终止调整进程或通过改变相关参数（功率设定值、变化率及限制值）调整操作目标。直流功率（电流）调整过程中，不得进行有功控制模式、控制级别及主控站的转换操作。直流电压 每极可采用以下电压运行（以兴安直流为例）额定电压，即500kV。降压 80%降压，400kV。70%降压，350kV。直流电压选取原则 正常以额定电压运行。在直流线路或换流站内高压直流设备绝缘水平降低，可根据设备运行需要采用降压运行。直流线路故障，根据设置再启动成功后可能进入降压运行。直流电压 直流电压调整操作（兴安直流为例）系统级直流电压调整操作，由值班调度员通知从控站后，向主控站下令执行。站控级直流电压调整操作，由值班调度员通知整流站后，向逆变站下令执行。操作直流降压运行前，应调整输送功率不大于降压后的额定功率。操作直流降压运行前，必须考虑交流滤波器的需求和可用情况。直流因设备原因需采用降压运行时，由运行值班员提出申请，值班调度员下令执行。采用降压方式运行时，优先采用80%额定电压降压方式。降压运行时直流不得过负荷运行。直流无功控制 无功控制可采用以下模式 1、自动控制 定无功功率 定交流电压 2、手动控制 无功控制模式选取原则 正常运行时采用自动定无功功率模式。特殊情况下可采用自动定交流电压模式或手动控制模式 直流控制功能 功率摇摆阻尼（PSD）、功率摇摆稳定（PSS）、次同步振荡阻尼（SSR）、频率限制控制（FLC）、自动提升功率（RunUp）、自动降低功率（RunBack），直流线路故障再启动等。直流控制功能应按照值班调度员的调度指令投退，控制功能参数按照总调定值单设置。11 直流系统调控 一 断面潮流调控 二 11 电压控制 四 11 频率控制 三 断面潮流调控 值班调度员负责系统潮流实时监控、事故异常处理、紧急及协调调控等各环节，对调度管辖范围内输变电设备断面、负载等的监视与调控，负责控制输电断面、输变电设备的潮流（电流）在控制限值范围。调度运行监控工作应遵循超前分析、主动预控的原则。调度运行中，应对电网运行的趋势超前进行分析，主动采取预防性调控措施，防止输电断面或输变电设备过载运行。事故等异常情况下，如输电断面潮流、输变电设备负载超越控制限值，值班调度员必须采取一切有效措施手段，在15分钟内控制潮流在控制值范围内。当输变电设备负载超过控制限值且没有常规的快速有效措施时，值班调度员可采取快速解列机组或其他规定的应急处置措施，以消除越限情况。断面潮流调控 网省协调断面 控制断面分别由网省两级调度机构调管输变电设备组成；控制断面所含输变电设备仅由一方调度机构调管，但断面潮流受其他调度机构调管电源或输变电设备影响较大的。正常方式及检修方式下，由于计划检修工作、负荷预测偏差等原因，导致有关断面重载或越限的，由各省区中调参考方式安排的调控顺序，先行调出省内手段进行调整，若中调调整困难，可向总调申请配合调整。总调考虑主网安全前提下，可根据灵敏度和调控裕度配合中调调整。事故及异常情况下，各级调度应共同采取最有效的手段，按照灵敏度及调控裕度优先原则进行调整，以尽快消除断面越限。中调在调用省内调控手段的同时，可向总调申请配合调整。总调考虑主网安全前提下，应尽快配合中调调整。断面潮流调控 控制断面分类 常态控制断面：主网正常方式下需控制的断面 联络线运行控制极限 例如：贵州500kV交流出口、广东交流入口 总调控制区域断面运行控制极限 例如：和楚双线功率、500kV思墨双线+500kV通思甲线 临时控制断面：在当前设备停运方式下需控制的断面。例如：500kV砚西甲线停运期间，控制500kV蝶五双线*0.63+砚西乙线断面功率不超过3200MW。断面潮流调控 常用断面调控手段 直流输送功率调整 发电厂有功出力调整 改变系统接线方式 例如：调规规定，联络线过负荷，值班调度员应下令：受端系统的发电厂迅速增加有功出力，快速启动受端水电厂的备用机组，包括调相的水轮发电机改发电运行及切除抽水蓄能电厂的水泵；送端系统的发电厂快速降低有功出力；有功出力调整后仍不能满足要求时，应立即要求受端系统采取限负荷措施，消除联络线过负荷；必要时，值班调度员可改变系统接线方式，使潮流强迫再分配；若发生联络线超稳定极限运行，值班调度员应在15min内将联络线潮流降至稳定极限内，必要时可采取解列机组或限制负荷等特殊措施。断面潮流调控举例 联络线断面潮流控制 贵州送出=贵州500kV交流出口 +兴安直流功率 +高肇直流功率 贵州500kV交流出口临近越限 1、提升兴安直流功率，降低交流通道潮流。2、若各个直流均无法增加输送功率，则减少贵州送广东的电力，广东的发电厂增加出力，贵州的发电厂降低出力。断面潮流调控举例 直流受端区域潮流控制 控制断面：500kV砚西甲线停运期间，控制500kV蝶五双线*0.63+砚西乙线断面功率不超过3200MW。控制手段 调减高肇直流功率 调整附近电厂出力 18 直流系统调控 一 断面潮流调控 二 18 电压控制 四 18 频率控制 三 19（1）系统频率调控的目的 发电机的负荷功率 原动机输入功率 系统频率的变化 电力系统负荷:不断变化 原动机输入功率的改变:缓慢 频率的波动:难免 频率直接反映发电有功功率与负荷之间的平衡关系，是电网监视、控制重要参数，调度机构需采取必要的管理和技术手段，调控系统频率至额定值范围内。20（1）频率调控的目的 影响工业生产产品质量 工业企业所使用的用电设备大多数是 异步电动机，频率波动影响电动机转速 使电子设备不能正常工作，甚至停止运行 现代工业大量采用的电子设备如电子 计算机、电子通信设施、银行安全防 护系统和采用自动控制的工业生产流 水线等，对系统频率非常敏感。频率 不稳，影响这些设备的工作特性，降 低准确度。例如：频率过低时，雷达、计算机等设备将不能运行 频率质量低，后果很严重 为什么要严格控制电网频率频率对系统和用户的影响 21（1）频率调控的目的 50.0 50.5 48.5 51.5 47.0 火电OPC 高频切机 超速保护（55Hz）/不可运行区间 连续运行区间 不可长时间运行区间 不可长时间运行区间 低频保护/不可运行区间 f/Hz 频率过高，容易损坏汽轮机 汽轮机叶片由旋转产生的拉应力与转速（频率）的平方成正比。当转速达到110%额定转速时，叶片离心应力变成 1.21 倍。频率过低，影响发电机组安全运行 汽轮机在低频下容易产生叶片共振，造成叶片疲劳、损伤和断裂；由于电动机输出功率与频率三次方成正比，故频率降低将影响厂用电动机出力（水量和风量），威胁厂用电安全，从而影响机组功率输出；为保持电动势（和频率、磁通成正比）不变，频率降低时需加大励磁电流，使转子励磁回路温度升高，同时磁通增大，容易使铁芯饱和而逸出，使机座等其他部件出现高温。高/中压缸 低压缸 发电机 励磁机 影响系统和设备安全 系统频率控制遵循“统一调度、分级管理”的原则，各级调度应严格执行发、送、受电计划，严格控制和考核联络线功率与系统频率。南方电网系统频率标准是50Hz，正常运行频率不得超过500.2Hz。电网运行容量小于3000MW时，频率运行偏差正常不得超过500.5Hz。各级调度应贯彻“公开、公平、公正”的原则，充分利用机组的一次调频和自动发电控制(AGC)技术，电网正常运行时确保电网运行频率在500.2Hz内以及CPS指标合格，电网发生异常时尽快恢复系统频率和联络线功率至正常范围内，共同保证南方电网的安全、优质、经济运行。凡并入南方电网运行的各发电企业、各省区电网公司及与南方电网联网运行的电网经营企业均有义务和责任参与南方电网的调频、调峰，充分运用机组的一次调频和自动发电控制(AGC)技术，严格执行发、送、受电计划，共同保证南方电网的安全、优质、经济运行。（2）频率调控的基本要求 23（3）频率控制基本方法 系统频率一次调频一次调频二次调频二次调频三次调频三次调频限制频率偏差调至额定频率频率偏差超过一次调频死区需二次调节响应二次调节主导恢复一次调频备用恢复二次调频备用三次调节主导恢复一次调频备用t P 持续分量持续分量 脉动分量脉动分量 随机分量随机分量 负荷瞬时负荷瞬时 变动情况变动情况 分解 负荷变化是引起电力系统频率波动的主要原因，可将系统负荷曲线分解成三种不同变化规律的负荷分量：随机分量变化周期在10秒以内、变化幅度较小的负荷分量 脉动分量变化周期在10秒到数分钟之间的负荷分量 持续分量变化缓慢的持续变动负荷，由气象条件、作息制度、生活规律等引起，可预测 一次调节是指利用系统固有的负荷频率特性，以及发电机的调速器的作用，来阻止系统频率偏离标准的调节方式。一次调频属于有差调节，其响应较快（310s），主要用来平衡变化周期较短的负荷分量。二次调节指根据频率变化改变原动机输出功率的基准点，以达到输入输出功率平衡的调节方式。二次调节为无差调节，其响应速度较一次调节慢（通常为12min），主要用来平衡分钟级及更长周期的负荷变化分量。三次调节为经济性调节，即根据一天当中缓慢变化的负荷分量安排发电计划，根据经济性原则分配各类型机组出力。三次调节主要平衡缓慢变化的负荷分量。不同频率控制方法间关系 24 50.040 49.900 f/Hz 50.000 50.025 49.975 49.960 AGC正常调节区 AGC次紧急调节区 50.100 AGC次紧急调节区 AGC紧急调节区 AGC紧急调节区 水电一次调频死区 AGC死区 火电一次调频死区 49.950 50.050 50.034 49.966 低频切泵：49.149.8 Hz 低频切负荷：47.849.0 Hz 高频切机：50.655.0 Hz 频率紧急控制 全网低频切负荷量 6353 万千瓦 频率紧急控制 全网高频切机量 1.04 亿千瓦 频率紧急控制 全网低频切泵量 360 万千瓦 二次调频 全网AGC投运容量 1.44 亿千瓦 一次调频 全网投运容量 1.88 亿千瓦 基于CPS的AGC控制 南方电网系统频率控制体系 频率稳定是指电力系统受到有功功率扰动后，系统频率能够保持或恢复到允许的范围内，不发生频率崩溃的能力。一般而言，频率稳定的判据是：任何时刻频率低于51.5Hz、高于47.5Hz，且事故后系统频率能迅速恢 复 到 49.2Hz 50.5Hz之间，并考虑计算可能出现的误差。（3）频率控制基本方法 25（4）调频特性 南方电网大功率缺额下的调频特性 一次调一次调频动作频动作二次调频动作二次调频动作调出事调出事故备用故备用第一阶段，全网机组一次调频动作，自动调出一次调频备用，将系统频率从最低点拉回至500.2Hz范围以内，并使最低点频率不会导致低频减载装置动作。第二阶段，二次调频（AGC）自动调出二次调频备用，在满足网络受限、机组限出力等约束的条件下，进一步恢复系统频率，使系统频率恢复至要求的范围（500.1Hz）。第三阶段，调度员根据系统运行情况综合评估，下令调出网内事故备用，将系统频率恢复至额定值50Hz。26 系统负荷上升，频率下降，发电机输出增加，负荷由其本身调节效应减少功率，达到新的平衡点PL2，f 2。（5）一次调频 一次调频是指利用负荷频率特性、以及发电机调速器的作用，阻止系统频率偏离标准的调节方式 P f PL1=f(f)PL2=f(f)a P0 f0 b PL1 PL c PL2 f2 PL1 PL2 在初始运行状态下，负荷的功频特性为：PL1()，它与发电机组的等效功率频率静态特性PG()交于a点，确定了系统频率为0，发电机组的输出功率（即负荷功率）为P0。当负荷功率增加了PL，负荷的功频特性变为PL2()，那么系统新的稳定运行点由PL2()与PG()的交点c决定。此时系统频率为2，发电机组的输出功率为PL2。21LLLPPPPG=f(f)PL=(KG+KL)=27（5）一次调频 P1 P2 f A B C fN P1 P2 P1 P2 P1 P2 PL P f1 机组间一次调频有功功率的分配*1*2*2*1RRPPGG两机组间的功率增量分配 发电机组间的功率分配与机组的调差系数成反比 一是系统出现大的功率缺额，系统频率开始跌落，一次调频随之动作，将频率的跌落抑制在最低点，如A-B过程（6-8秒）；二是由于系统存在频差，机组一次调频持续动作增加出力，系统频率逐步恢复，如B-C过程（8-15秒）；三是调速器经过控制系统的阻尼效应将系统频率稳定在准稳态值，如C-D过程（15-40秒）。一次调频的3个暂态过程分析 ABCD一次调频动作过程中的频率变化曲线 不同调差系数对有功分配的影响 28（5）一次调频 一次调频重要参数 29 二次调频是指为消除机组一次调频动作后留下的系统频率偏差，使用二次调频功能（AGC等）调整原动机输出功率，改变发电机的运行点，恢复原有额定频率条件下运行，实现频率的无差调节。（6）二次调频 P f PLa=f(f)PLb=f(f)a P0 f0 d b PL1 PL c PL2 f2 f1 PL1 PL2 PGa=f(f)PGb=f(f)二次调频实质是平移机组频率特性曲线 初始运行点为a，系统的频率为f0。当系统的负荷发生变化，负荷增大，负荷特性曲线从PLa变化至PLb时,当系统发电特性曲线为PGa时，发电与负荷的交叉点为a移至c点。此时，系统的频率从f0降至f1。当增加系统发电，即改变发电的频率特性曲线从PGa变到PGb，就能使发电与负荷特性的交叉点移至b点，可使系统的频率保持在原来的f0运行。二次调频的方法：由调度员给电厂下达负荷调整命令，由各发电单位进行调整 由调度自动化主站系统的自动发电控制（AGC）功能，自动跟踪电网频率和控制区域联络线偏差，采用计算机对各机组AGC进行集中协调控制，对电厂机组进行实时遥调。30（6）二次调频 AGC的控制作用主要是实时计算各区的区域控制偏差(Area Control ErrorACE)，一般采用的常规比例、积分PI控制器计算、分配调节功率 AGC是能量管理系统(EMS)中最重要的控制功能，它根据电网控制中心对频率和联络线交换功率的控制目标，将调度主站系统发出的有功指令由网络通信工作站和远程终端(RTU)送至电厂或机组的控制系统，对发电机组有功出力进行控制 AGC系统构成 31 AGC对机组（或电厂）的控制策略主要是指根据不同机组的调节特性，将机组合理地布置在不同的控制层级，不同程度地参与系统频率调节。AGC机组控制策略 对机组出力控制方面，AGC具有振动区跨越（针对水电机组）、出力偏差校正等控制策略。其中出力偏差校正策略是指当机组实际出力与AGC下发指令偏差超过设定死区，AGC将重新下发指令，以消除出力偏差。最常用机组控制模式有SCHEO、AUTOR两种。SCHEO为计划模式，表示机组出力完全按计划曲线执行，不在任何情况下参与AGC对频率的调节；AUTOR为调频模式，表示机组出力在当前出力（实际中限制在计划曲线的固定带宽内）的基础上，充分参与AGC对频率的调节，即只要在控制死区以外即参与调频。一般机组按SCHEO模式运行，承担调频任务的大水电和部分火电厂按AUTOR模式运行。（6）二次调频 32 定频率控制模式（Flat Frequency Control-FFC）所谓定频率控制模式是维持系统频率恒定，而对联络线上的交换功率不加控制。()asACEB ffB f astieACEPPP定联络线功率控制模式(Flat Tie-line Control-FTC)定联络线功率控制模式是维持联络线上净交换功率恒定，而对系统频率不加控制。互联电网的频率控制模式 联络线频率偏差控制模式(Tie-line Frequency Bias Control-TBC)对前两种模式的综合，既要维护系统频率的恒定，又要维护联络线净交换功率的恒定 TBC模式按就地平衡原则，能够使区域自行负责调节本区发生的扰动 紧急情况下能够给予邻区临时性的事故支援 tieACEPB f （6）二次调频（6）二次调频 总调主力水电机组构成直调控制区，负责主调频，采用定频率控制模式（FFC），死区0.025Hz；云南电网异步互联后采用定频率控制模式（FFC）。总调其他直调机组按照地理位置参与所在省区控制区调节，采用定联络线与频率偏差控制模式（TBC）；各省区中调直调机组构成广东、广西、贵州、海南5个控制区，各控制区按照TBC模式参与调节。为了提高大扰动下频率恢复效率，当系统频率偏差超过0.1Hz 时，广东将自动转为 FFC 模式。南方电网AGC总体框架 将总调各省区控制区与各省区中调控制区合并安排，故全网AGC系统由总调、广东、广西、云南、贵州、海南六个控制区组成。AGC系统各控制区的区域控制偏差（ACE）的计算公式如下 ACEACEddiTiiBfPB f 区域AGC调节量公式如下 ICPSPAGCPPPPPAGC为本控制区域AGC的总调节功率；PP为调节功率中的比例分量；PI为调节功率中的积分分量；PCPS为调节功率中的CPS分量（6）二次调频 1、控制区间的协调配合FFCTBC 动作策略协调：总调FFC区：死区设为0.027Hz，响应小扰动带来的频率偏差 中调TBC区：设置合适的死区及调节量，减小往复无序动作 2、FFC控制区内机组的协调配合 机组优化调用功能 按照指定的序位表对PLC进行调节功率的分配，系统低周时顺序调用、高周时倒序调用。排序在前的机组如果调节容量不足，则不足部分依次分配到排序在后的机组。按照固定序位表进行分配 按照扰动区分担进行分配 按照扰动区分担原则分配到各扰动区。对各扰动区，将分配得到的调节功率优先分配到与该扰动区关联序号为1的机组。3、TBC控制区内总调、中调机组的协调配合 设置总调、中调AGC控制参数（死区、正常区、次紧急区、紧急区、ACE增益等）总调、中调AGC 不直接联系 将区域调节需求的比例、积分分量解耦分配至总调、中调机组，总调承担比例分量，中调承担积分分量。通过设置中调机组承担调节需求的比例分量的死区和紧急区宽度来实现ACE较大时中调机组迅速参与调控 参数协调控制 CPS考核方面的协调 总调FFC区：不考核 中调TBC区：放大最大CPS支援分量 总调 AGC 主站 广东 AGC 主站 广西 AGC 主站 云南 AGC 主站 直调区域 广东区域 广西区域 云南区域 区域控制模式 FFC TBC TBC TBC TBC TBC TBC B 系数制定 直调 B 广东原始 B 广西原始 B 云南原始 B 广东原始 B 广西原始 B 云南原始 B 死区控制参数 0.04Hz 300 130 170 190 40 60 正常区参数 0.07Hz 600 260 340 300 130 170 次紧急区参数 0.1Hz 900 520 680 600 260 340 ACE 正常增益 0.5 0.15 0.15 0.2 0.8 0.5 0.3 ACE 次紧急增益 0.5 0.2 0.2 0.2 0.85 0.8 0.8 ACE 紧急增益 0.5 0.2 0.2 0.2 1 1 1 机组控制模式 SCHER/AUTOR SCHER/AUTOR SCHER/AUTOR SCHER/AUTOR AUTOR AUTOR AUTOR （2）AGC主站参数（1）机组AGC性能要求（6）二次调频 三次调频是指按最优化的准则分配负荷组成中变化幅度最大、周期最长部分的负荷，即责成各发电厂或发电机组按事先给定的发电负荷曲线发电。电力系统有功最优分配的主要内容分两个部分，即机组组合和优化调度。主要是根据事先短期负荷预测或超短期负荷预测结果。通过调度员下令（省间支援、启停机组、拉限负荷等）在规定的时间内（10分钟内）调出备用（需持续4小时以上），使系统进入新的稳态运行点。三次调频定义 日前计划：主要由运行方式制定部门，在已知未来一段时间内的系统负荷预测、机组检修状态、水电计划、燃料计划、网间交换计划、网损修正的情况下，根据既定目标（如系统发电和启停总费用最低），制定相应的发电机组的运行和启停计划。应对超短期负荷偏差：主要由调度部门对发电厂发电计划以及省间联络线交换计划进行临时修改，以平衡系统实际负荷与预测负荷的偏差。事故处理：在事故情况下，为解决故障导致的频率越限、联络线过载，以及一、二次调频备用耗尽等问题，由调度部门对发电厂发电计划、省间联络线交换计划进行修改，调出三次调频备用消除越限问题并恢复一、二次调频备用。三次调频应用（7）三次调频 37 南方电网省（区）间联络线功率与系统频率偏差的管理和考核采用CPS标准 （8）频率调控的CPS考核与管理 控制区域的一分钟平均区域控制偏差（MW）；一分钟平均频率（Hz）；控制区域 的频率系数（MW/0.1Hz）；给定评价期间，可以推广至对某一考核时段（如10分钟）为互联电力系统上一年度一分钟平均频率偏差的均方根。min1ACEmin1fiBn1物理意义 当ACE1minf1min为负时，表示该控制区在这一分钟中是在低频情况下多送（或少用），或高频情况下少送（或多用），显然对电网频率是有利的，由于10B0，120，所以不等式成立。当ACE1minf1min为正时，表示该控制区在这一分钟中是在低频情况下少送（或多用），或高频情况下多送（或少用），显然对电网频率是不利的。但若ACE1minf1min数值较小，不等式仍成立，则表示其影响程度未超出许可范围；若ACE1minF1min数值较大，不等式不成立，则表示其影响程度已超出许可范围。21min1min110,%100%10021nBfACECFCFCPSi38 南方电网省（区）间联络线功率与系统频率偏差的管理和考核采用CPS标准 （8）频率调控的CPS考核与管理 互联电力系统上一年度十分钟平均频率偏差的均方根；控制区域 的频率系数（MW/0.1Hz）；互联电力系统的频率系数（MW/0.1Hz）；十分钟平均频率（Hz）；上年度十分钟平均频率（Hz）。物理意义 要求控制区域十分钟平均区域控制偏差的绝对值，应不大于一个统计确定的限值L10 假设控制区ACE十分钟平均值符合正态分布的性质，而对CPS2合格率的要求是90以上，根据正态分布的特点，分布在（-1.65,+1.65）范围内的事件概率为90，由此用1.65为系数 10min1010min101,0,1,%90%10012LACELACECCnCPSinii10iBsBmin10fyearf1siBBL101065.11010211.min10101niyeariffn其中，39 系统对于每一考核时段，CPS合格的标准规定为：CPS1200%，则不论CPS2是否合格，均判定CPS合格；CPS1100%，则不论CPS2是否合格，均判定CPS不合格；100%CPS1200%，若CPS2合格，则判定CPS合格；若CPS2不合格，则判定CPS不合格。CPS年、月、日合格率根据下述公式计算：CPS合格率 CPS合格时段数/总考核时段数100%（8）频率调控的CPS考核与管理 CPS标准优点 有利于事故情况下各个电网的相互支援：当互联电网中的一个电网发生大机组跳闸等事故，出现较大的功率缺额时，整个互联电网的频率必然降低，其它电网与发生故障电网互联的联络线多送或少受，对故障电网进行支援时，它们的 ，符合CPS1的要求。有利于减少发电机组的频繁调整：CPS1、CPS2标准不要求ACE在规定的时间内过零，这样就可以减少一些为了ACE过零而进行的机组调整，改善机组运行条件。01FEACE易造成电量无意偏差：因为CPS1、CPS2标准中，对于ACE不要求在规定时间内过零，ACE的偏差在对互联电网频率有利的情况下是允许的，所以，放宽了对联络线交换电量偏差的控制，可能造成联络线交换电量偏差较大，但可以通过修改联络线交换计划的方法予以纠正。CPS标准缺点 40 南方电网CPS考核管理实践经验 CPS1指标是通过计算一个时间段（10min）内的CPS1的平均值来进行考核的，存在一定的不足：当某控制区CPS指标多个点不合格时，会采取所谓的适应式CPS校正控制策略，在后续时段AGC调节功率计算时引入CPS分量，可保证该控制区ACE的10 min时段平均值合格，经常导致系统频率过调和联络线功率波动 CPS考核合格的判定方法中鼓励各省区之间在扰动情况下进行功率支援，规定当CPS1200%时，无论CPS2指标是否合格，都认为CPS考核合格，各控制区经常人为减小ACE死区导致AGC过调。改进措施 提出分钟CPS1合格率的概念，替代原有的CPS1指标对南方电网五省（区）进行考核，即只统计CPS1指标合格的分钟数，而对其大小不做比较 当ACE与f反号时ACE有利于频率恢复，且满足最小支援力度要求时，不论ACE数值大小、也不论积分量大小，都不再进行调节，即相当于将CPS策略中的最大支援力度设置为无穷大，用于对电网频率恢复提供功率支援 结合统一调频策略，有效改善了各省机组频繁往复调节，频率因频繁过调、欠调导致锯齿状波动的情况（8）频率调控的CPS考核与管理 41 直流系统调控 一 断面潮流调控 二 41 电压控制 四 41 频率控制 三（1）电压不稳定的危害 42 白炽灯 荧光灯（4）影响照明设备发光和寿命 电压偏高10%，白炽灯寿命减半；电压偏低10%，白炽灯光通量减少30%。（3）影响电动机出力、绝缘和寿命 电压过高，损坏绝缘，励磁电流增大而过流，缩短寿命；电压过低，滑差加大，定子电流加大，绕组温度升高，加速绝缘老化，缩短寿命。2eTU异步电动机转差特性 电磁转矩正比于端电压的平方 电压偏差（%）0-4.0-6.7-8.6 电耗（kWh/t）17200 17600 18250 18600 电解槽生产率（%）100 96 90 87（5）影响工业设备（如电解、电热）生产效率 电压偏差与电解铝生产工况的统计表（2）影响电网运行效率 电压偏高：损坏电气设备绝缘，使变压器饱和、损耗、温度升高，并影响并联电容器寿命；电压偏低：降低系统稳定极限（静稳极限近似与电压平方正比），并使线路电流增大，从而增加系统网损。（1）影响发电机组运行效率 电压偏高：电压高威胁定子绕组绝缘。铁芯损耗发热与电压的平方成正比，电压越高转子表面和转子绕组的温度越升高。电压高，磁通密度增加，铁芯的饱和程度加剧，使较多的磁通逸出轭部并穿过某些结构部件，可能造成定子的结构部件局部高温。电压偏低：电压降低，为保持机组功率不变，必须增加定子电流，从而使定子绕组温度升高。电压降低还将影响厂用电动机的出力和安全运行，甚至使重要辅机无法正常工作，影响发电机运行效率。变压器红外成像 1、电压不稳定破坏设备的原理 43 国际电压失稳事故 国家 发生时间 事故名称 停电规模/MW 停电时间 美国 1977年7月13日 纽约大停电 5868(100%负荷)25小时59分 法国 1978年12月19日 法国大停电 29000(75%负荷)8小时30分 比利时 1982年8月4日 比利时大停电 2400 1小时28分 加拿大 1982年12月14日 魁北克州大停电 15473 5小时30分 瑞典 1983年12月27日 瑞典南部大停电 11400(67%负荷)5小时20分 法国 1987年1月12日 法国西部大停电 1500 67小时 日本 1987年7月23日 东京大停电 8168 3小时21分 加拿大 1989年3月13日 魁北克州大停电 9450 2小时45分 美国 1996年7月2日 美国西部大停电 10580 1.53小时 Curve1Time(sec.)109876543210Voltage(pu)1.41.210.80.60.40.20电压失稳典型曲线（1）电压不稳定的危害 2、电压不稳定对系统运行的危害 电压稳定是指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，不发生电压失稳的能力。44 发电侧的电压失稳：两种电压失稳机理 系统故障 区域电网电压跌落 较长时间 未受影响的机组强励无功维持系统电压 机组过励、定子过流保护动作，限制无功出力至额定值 系统电压继续跌落 部分电厂辅机低电压穿越能力不足，部分辅机跳闸 电厂机组出力受限或直接跳闸，无功出力受限 因负荷增长或故障 区域电网电压跌落 较长时间 恒阻抗负荷无功需求得以恢复 变压器分接头监测到低压侧电压偏低，上调分接头档位恢复低压侧电压 电压再次降低 负荷侧电动机电压跌落，电流增大，无功需求增多 流经各级主变及线路的无功电流增大 负荷侧的电压失稳：电压失稳 电压失稳（1）电压不稳定的危害（2）电压控制的目的及基本原则 安全：维持在稳定水平，防止电压崩溃；维持在设备运行额定水平，保证设备安全 优质：电压必须维持在供电协议中约定的用户电压水平 经济：合理调控系统电压水平可以减少输配电网损，提高电网企业的经营效益 南方电网的电压控制标准：根据每月下发的无功-电压曲线，电压控制允许偏差为3kV，发电机无功功率允许偏差为30MVAR 45 电压控制的目的 电压控制的基本原则 分层分区、就地平衡 系统无功电压运行控制管理按调度管辖范围实行分级管理，系统无功电压按照“分层分区，就地平衡”的原则进行调整和控制，兼顾系统无功优化。兼顾各级，优先高级 电压调整应统筹兼顾站内各个电压等级，若无法兼顾，应优先满足高电压等级要求 网络分层分区示意图（3）电压控制标准及手段 根据每月下发的无功-电压曲线，电压控制允许偏差为3kV，发电机无功功率允许偏差为30MVAR 采用“逆调压”原则，在高峰时段电压偏低，应尽可能将电压调高；在低谷时段电压偏高，应尽可能将电压调低。（高峰时段一般是指8：0011：30，13：3017：30，18：3023：00仅供参考）总调直调电网同一天内，在峰谷交替时刻，由于有功功率大幅变化，导致电压快速、大幅波动，因此应做到提前调整。（峰谷交替时段一般是指7：308：30，11：3013：30，17：3018：30，23：000：30仅供参考）电压控制标准 电压控制手段 调整发电机无功出力 投切低压电抗器、电容器 调整主变分接头 调整交直流系统潮流分布、直流及串补的控制方式 改变系统送受电计划 改变系统接线方式 46（3）自动电压控制（AVC）自动电压控制是指在正常运行情况下，通过实时监视电网无功/电压情况，进行在线优化计算，分区分层调节控制电网中的无功电源、变压器分接头、无功补偿等设备，实施实时的最优闭环控制，满足全网安全约束条件下的无功潮流运行，达到电压优质和网损最小的目标。从本质上说，自动电压控制的目标就是通过对电网无功分布的重新调整，保证电网运行在一个更安全、更经济的状态。二级电二级电压控制压控制三级电压控制三级电压控制VprefVpref二级电二级电压控制压控制一级电一级电压控制压控制一级电一级电压控制压控制一级电一级电压控制压控制一级电一级电压控制压控制一级电一级电压控制压控制一级电一级电压控制压控制VgrefVgrefVgrefVgrefVgrefVgref区域区域1区域区域2典型AVC控制模式 法国EDF协调三级电压控制 全局优化 分区1 分区2 分区N 电厂控制 变电站 地县联合 三级控制 二级控制（软分区）一级控制 国内基于“软分区”的分层分区三级协调电压控制 47（3）自动电压控制（AVC）AVC中的网-省-地协调格局 48 通过各级AVC协调控制，实现全网无功分层优化控制 下级向上级AVC上送关口等的无功调节能力 上级向下级下发关口无功协调控制约束 下级在本网优化控制时同时追随上级下发无功约束 网调AVC省调AVC约束条件220主变高压关口力率范围地调AVC约束条件关口可调无功容量关口电压约束关口可调无功容量关口电压约束500kV主变中压关口无功范围上级AVC协调层下级AVC执行执行控制信息的交互 目前南方电网试点运行范围：南网总调主站，总调直调500kV富川电厂、龙滩电厂、贺州站、河池站 广西中调主站，500kV岩滩电厂，220kV大化电厂 玉林地调、贵港地调 各单位在电压调控工作中的职责 1、总调职责：正常情况下在南方电网月度运行方式中下达总调直调系统电压控制曲线。特殊情况下，在日方式或保电方式中下达 监视主网电压的运行，监督、指导直调厂站和各有关电网进行调压，采取有效措施控制电压运行于正常范围之内 协调处理各电网之间、直调各厂站之间电压调控的矛盾 跟踪电压调控的实际情况，通过分析和计算，调整电网运行方式，保证电压调控工作的顺利进行。负责确定电压中枢点和监视点，进行系统电压运行与调控情况的统计和考核 （4）总调电压调控规定汇总 各单位在电压调控工作中的职责 2、直调系统各运行单位的职责：执行总调下达的电压控制曲线，在电网运行中密切监视厂站电压情况，按照总调要求控制厂站电压运行于正常范围之内。当通过本厂站无功设备的调控无法保证电压在正常范围内时，及时向总调当值调度员汇报 （4）总调电压调控规定汇总 各单位在电压调控工作中的职责 2、直调系统各运行单位的职责 示例：盘南电厂示例：盘南电厂10月电压及每台机组无功控制曲线月电压及每台机组无功控制曲线（4）总调电压调控规定汇总 各单位在电压调控工作中的职责 2、直调系统各运行单位的职责：及时汇报设备的异常和事故情况。做好直调系统无功补充设备的运行维护和设备缺陷的消除工作，保证无功设备运行的完好。（4）总调电压调控规定汇总 电压调控一般原则 1、直调系统的电压调控实行逆调压的原则，即保证电压不超出控制曲线的前提下，高峰时段尽可能将电压调高，低谷时段尽可能将电压调低。2、电压调控的手段主要有：调整发电机无功出力 投切低压电抗器、电容器 调整主变分接头 调整交直流系统潮流分布、直流及串补的控制方式 改变系统送受电计划，改变系统接线方式（4）总调电压调控规定汇总 电压调控一般原则 3、总调授权直调电厂自行调整机组的无功出力，电厂运行值班人员应密切监视电压变化情况，根据电压控制曲线、现场运行规程规定、发电机组的实际运行状况及时调整发电机组的无功出力，保证电压运行于正常范围之内。4、总调授权直调变电站自行投切低压电抗器、电容器，变电站运行值班人员应密切监视电压变化情况，根据电压控制曲线、现场运行规程规定、现场设备的实际运行状况及时投切低压电抗器、电容器，保证电压运行于正常范围之内。5、总调值班调度员应密切监视电压变化情况，当厂站运行值班人员的调整不符合系统要求或已无调控手段时，应及时采取措施调整。（4）总调电压调控规定汇总 电压调控一般原则 6、正常情况下，厂站运行值班人员自行调控电压时，无需经调度许可，也无需向调度汇报。但是当设备发生异常或现场调压手段用完且电压仍然越限时，应立即汇报值班调度员，7、一般情况下，如果电压偏高，变电站可按先退出低压电容器，再投入低压电抗器的顺序调整，发电厂可按机组减少迟相无功，机组迟相运