新疆电网

2024-09-05

新疆电网（精选四篇）

新疆电网篇1

随着我国互联电网规模的不断扩大,动态稳定性问题已成为影响互联电网稳定运行的重要因素[1]。例如,东北与华北互联后系统中机电振荡模式的最低振荡频率为0.3 Hz左右。东北、华北、华中(包括川渝)联网后,互联系统中的区域间振荡模式最低振荡频率在0.1~0.2 Hz之间。南方电网虽然网架结构已大大加强,但低频振荡现象时有发生,2003年3月6日发生的低频振荡频率为0.4 Hz[2]。事后进行的大量分析研究表明,电力系统重负荷运行、远距离送电或者采用高增益的励磁调节器产生的负阻尼分量会抵消甚至超过系统本身提供的正阻尼时,这时系统受到扰动,会出现长时间振荡不衰减甚至增幅的低频振荡。

根据电网规划,2010年西北电网将通过长达1 270 km的750 k V交流输电线路与新疆电网互联,形成东西向距离超过4 000多km的长链式巨型电网。网架结构的变化,无论对新疆电网还是西北电网的动态运行特性都会产生很大的影响。

本文采用中国电力科学研究院开发的电力系统分析综合程序6.25版(PSASP6.25),对新疆-西北电网联网前后,新疆和西北电网的动态运行特性进行仿真计算,包括电网阻尼特性、低频振荡模式,并用Prony分析法对仿真计算分析结果进行校验。

1 大区域电网互联对阻尼特性的影响

以单机无穷大系统为例,等值模型如图1所示,假定E′恒定,且幅值为扰动前的值,忽略所有电阻。

令δ为E′超前无穷大母线电压EM的角度。当系统受到扰动时,发电机转子振荡,δ发生变化。由图1可知存在以下电路关系:

x'd后的视在功率为:

在上述假设中,已经忽略了定子电阻的影响,则电磁功率(Pe)等于发电机端口功率(P),电磁转矩(Te)的标幺值等于电磁功率的标幺值,因此:

令δ=δ0+∆δ,泰勒展开忽略二阶及高阶项,则有:

由此可得:

电力系统的摇摆方程式由两个一阶微分方程(标幺值)表示为[3]:

式中:∆ωr为标幺值速度偏差;Tm为机械转矩;KD为阻尼因子;H为惯性系数;ω0为基准转子电气速度。

将式(8)线性化,且把式(7)代入,可得:

Ks即同步转矩系数将式(9)线性化可得:

将式(10)和式(12)拉普拉斯变换后合并得:

因此,提取出特征方程式为:

阻尼比表示为:

在电力系统受扰之前,假定发电机端发出功率为P0+j Q0,以Et作为参考相量时,有:

可推出:

联立式(18)~(20)可得:

将式(21)代入式(11)可得:

在电力系统中,发电机所发出的功率大部分经由线路输送出去,因而连接发电机的线路容量接近发电机的容量,此时线路的阻抗与发电机的内部阻抗在同一个数量级上[4]。在大区互联系统中,由于联络线容量较大区等值发电机容量小得多,因此互联系统的联络线电抗XL一般远大于等值发电机的电抗X'd,因此X'd/XL<1。

由式(22)可知,大区电网互联后,联络线电抗XL较X'd越大,则同步转矩系数Ks越大;同时,由式(16)可知,同步转矩系数Ks增大,阻尼比ξ减小。所以,对于大区电网互联系统来说,其联络线阻抗消弱了系统阻尼,联络线阻抗越大,系统阻尼比越小,而系统阻尼比是影响系统振荡模式的主要因素。

2 电力系统小干扰稳定分析法

采用系统小干扰稳定分析法可确定系统阻尼特性,并对系统振荡模式进行详细分析。

电力系统的模型在数学上可以统一描述成如下一般形式的微分-代数方程:

式中:x表示微分方程组中描述系统动态特性的状态变量;y表示代数方程组中系统的运行参量。

将描述电力系统动态特性的微分-代数方程式(23)、式(24)在稳态运行点(x(0),y(0))线性化,得:

在式(25)中消去运行向量∆y,得到:

式中:

A为n×n阶系统状态矩阵,n为系统总状态变量数。

小干扰稳定分析在数学上可归结为状态矩阵A特征值的求取,即求取线性方程式(28)的解。其解为系统与机电模式相关的特征值。

求出的A阵特征值λ可表示为:

式中:σ为衰减系数;ω为振荡角频率。

其阻尼比ξ为:

有n台发电机的电力系统,有n-1个机电振荡模式,相应地,矩阵A则具有n-1对特征值。特征值的实部σ反映衰减性能,ω反映振荡频率[5]。判断一个振荡模式是否稳定的判据是其阻尼比的大小。对电力系统而言,当一个振荡模式的阻尼比为接近0的正数时,即弱阻尼或极弱阻尼,则系统存在不稳定因素[6]。

阻尼比的大小反映时域响应曲线振荡衰减的快慢,阻尼比越大,振荡衰减越快[7]。根据运行经验,一般来说若阻尼比小于0则为负阻尼,系统不能稳定运行;阻尼比介于0~0.02为弱阻尼;阻尼比大于0.03为较弱阻尼,区域振荡模式的阻尼比在正常方式下一般应达到0.03以上;阻尼比大于等于0.04~0.05为适宜的系统阻尼。如果系统存在负阻尼或弱阻尼机电振荡模式,则系统在受到扰动后容易发生低频振荡,故应考虑必要的控制措施来改善系统阻尼[8]。

通过对λ和ξ的分析可确定低频振荡模式,再通过相关性、灵敏度分析,可找到与该模式相关的机组。

电力系统中低频振荡一般存在两种振荡模式。一种振荡模式主要表现为1台(或1个发电厂的)发电机相对系统中另外少数几台或者所有发电机的振荡,称之为地区振荡模式(Local Mode),频率一般在0.5~2.0 Hz之间;另一种振荡模式主要表现为一个区域内的某发电机群相对另一个区域内的某发电机群的振荡,或表现为一个区域内的所有发电机相对另一个区域内的所有发电机间的振荡,称之为区域振荡模式(Inter-area Mode),频率一般在0.1~1.0 Hz之间[9]。

互联系统的动态稳定性往往是由区域间振荡模式的稳定性决定[10]。互联电网的联络线阻抗值是影响联网后系统阻尼特性的主要因素。

3 联网前、后新疆电网与西北电网阻尼特性分析

3.1 西北、新疆联网系统概述

西北电网与新疆电网联网前由陕西、甘肃、青海、宁夏四省网组成,通过330 k V及750 k V联络线实现省际间的互联。新疆电网的主电压等级是220 k V,大部分接线为单回线,且南北部电网之间电气距离比较远。2010年新疆电网将通过750 k V哈密-安西双回线与西北电网实现互联如图2所示。

3.2 联网前新疆电网阻尼特性和低频振荡模式

采用小干扰稳定法和时域仿真法分析联网前新疆电网的阻尼特性。

(1)小干扰稳定分析结果表明,联网前新疆电网的主导振荡模式的阻尼比很小,如表1所示。

模式4为新疆南部机组对北部机组的弱阻尼区域振荡模式,为该方式下的主导振荡模式,与该模式相关性最强的机组新疆南部是波波娜水电;新疆北部是石河子。

(2)时域仿真表明,在大干扰下,联网前的新疆电网同样呈现出弱阻尼特性,机组之间相对功角长时间振荡不平息。220 k V龟兹-轮胎I线龟兹侧发生三相永久故障扰动下,新疆电网典型发电机摇摆曲线如图3所示,可以看出,该大扰动下新疆电网典型机组之间的功角持续振荡。

3.3 联网前西北电网阻尼特性和低频振荡模式

采用小干扰稳定法和时域仿真法分析联网前西北电网的阻尼特性。

(1)小干扰稳定分析结果表明,2010年联网前西北电网存在弱阻尼主导振荡模式。如表2所示。

模式1是陕西电网对甘青宁电网的区域振荡模式,属于较弱阻尼低频振荡,为该方式下的主导振荡模式,与该模式相关性最强的机组陕西电网是蜀河电厂;甘青宁主网是多合电厂;模式2是强阻尼振荡,暂不考虑。

(2)时域仿真表明,大干扰下,联网前西北电网呈现出弱阻尼特性,陕甘断面一回联络线发生三相永久故障扰动下西北电网典型发电机的摇摆曲线如图4所示,可以看出,该大扰动下西北电网典型机组之间的功角长时间振荡不平复,但振荡幅度比较小。

3.4 联网后西北-新疆电网阻尼特性的变化

2010年西北-新疆电网通过750 k V双回线交流弱互联后,动态特性发生了变化。

(1)通过小干扰稳定分析表明,互联后的新疆-西北电网存在弱阻尼主导振荡模式,如表3所示。

模式1~3是正常阻尼区域振荡模式,暂不考虑;模式4~8是弱阻尼区域振荡模式,其中,模式8是新疆电网机组相对于西北主网机组之间的振荡,振荡频率为0.69 Hz,阻尼比仅为0.014 9,为该方式下的主导振荡模式,与该模式相关性最强的机组是新疆电网红电1 J。

表3中,模式1、2和4为新疆电网内部机群之间的振荡,其中模式4的阻尼比最小,为0.019 8,较联网前的0.010 9联网后提高到了0.019 8,提高了0.008 9,但是仍在0~0.02之间。

模式3和5是西北电网机群之间的振荡,其中模式5阻尼为0.018 9,相比联网前的0.028 8减小了0.009 9,进入弱阻尼范围内。

联网后新增加了3个(模式6~8)新疆电网机组相对于西北电网机组的大区域机群之间的振荡模式,阻尼均在0~0.02之间,属于弱阻尼振荡模式。

(2)时域仿真表明,在大干扰下,联网后的新疆电网同样呈现出弱阻尼特性,220 k V龟兹-轮胎I线龟兹侧发生三相永久故障扰动下新疆电网内部典型机组摇摆曲线如图5所示,机组之间接近等幅振荡。

联网后的西北电网在大干扰下机组之间出现长时间振荡不平复,陕甘断面一回联络线发生三相永久故障扰动下西北电网典型机组摇摆曲线如图6所示。

新疆-西北电网在大干扰故障方式下,新疆电网机组与西北电网机组之间功角长时间振荡后开始发散,存在弱阻尼情况,陕甘断面一回联络线发生三相永久故障扰动下新疆-西北电网典型发电机的摇摆曲线如图7所示。

通过上述计算分析可以看出,2010年新疆-西北电网联网后,新疆电网的动态品质有所提高;西北电网动态品质有所降低。同时,联网后还新增加了三个弱阻尼的区域振荡模式。时域仿真结果也表明联网后的系统存在弱阻尼的动态稳定问题。

4 Prony分析法校验联网前后主振模式

Prony分析是通过分析信号获取系统模态的一种方法,它用指数函数的线性组合来拟合等间距采样数据。通过分析拟合,可以从给定输入信号下的响应曲线直接得到该曲线所包含振荡模式的频率、阻尼、幅值和相对相位[11]。

联网前新疆电网主导振荡模式4相关性最强的机组为波波娜水电,取波波娜水电-神华热电1号机和波波娜水电-苇湖梁1号机功角曲线进行Prony分析,如表4和表5所示。

从表4和表5可以看出,在波波娜水电-神华热电1号机功角曲线和波波娜水电-苇湖梁1号机功角曲线中所含的主振模式的频率是0.22 Hz,与表1中模式4的频率相符。

联网前西北电网振荡模式1相关性最强的机组为蜀河1号机,取蜀河1号机-李家峡1号机和蜀河1号机-龙羊峡1号机功角曲线进行Prony分析,如表6和表7所示。

从表6和表7可以看出,在蜀河1号机-李家峡1号机功角曲线和蜀河1号机-龙羊峡1号机功角曲线中所含的主振模式的频率是0.67 Hz,与表2中模式1的频率相符。

联网后的新疆-西北电网振荡模式8相关性最强的机组为红电1号机,取红电1号机-神华1号机和红电1号机-龙羊峡1号机功角曲线进行Prony分析,如8和表9所示。

从表8和表9可以看出,在红电1号机-神华1号机功角曲线和红电1号机-龙羊峡1号机功角曲线中所含的主振模式的频率是0.69 Hz,与表3中模式8的频率相符。

5 增加联络线后阻尼特性的变化

按照电网规划,至2015年,新疆与西北电网省际间联络线将增加至4回750 k V线路。因此,以2010年的网架为基础,考虑将新疆电网与西北电网的联络线增加至4条,进行小干扰稳定分析和时域仿真,与3.4节中未增加联络线时的计算结果进行对比分析。

(1)小干扰稳定分析结果如表10所示。

由表10可知,增加联络线后的主导振荡模式阻尼比均大于3%,进入正常阻尼范围内。

(2)时域仿真结果如下:

(a)新疆电网220 k V龟兹-轮胎I线龟兹侧发生三相永久故障扰动下,新疆典型机组摇摆曲线如图8所示。

(b)陕甘断面一回联络线发生三相永久故障的大扰动,西北电网典型发电机的摇摆曲线如图9所示。

(c)陕甘断面一回联络线发生三相永久故障的大扰动,新疆-西北电网典型发电机的摇摆曲线如图10所示。

由上述曲线可以看出,增加联络线后,新疆-西北电网的系统阻尼特性得到明显改善,机组的功角曲线在经过一段时间振荡之后迅速平息恢复稳定,且振幅也较未增加联络线时小得多。

6 结论

本文对新疆-西北电网联网前后系统动态运行特性进行了分析计算,结果表明:对于大区电网互联系统,相对系统内电抗来说,较大的联络线电抗将显著降低联网系统的阻尼比,从而使整个互联系统的动态稳定性降低,增加联络线能有效地改善系统的阻尼特性。因此在考虑大区电网互联时应尽快加强互联电网间的网架结构,降低联络线电抗,以提高系统动态稳定性。因此,建议进一步加快新疆-西北电网联络线建设。在电网建设过渡期可考虑采用加装PSS、降低联络线传输功率等方法抑制区域间的低频振荡。

摘要：从系统阻尼特性出发,从理论上推导了联络线阻抗值对互联电网阻尼的影响。通过小干扰稳定分析法和时域仿真法分析新疆-西北电网联网前后系统阻尼特性的变化,并采用Prony分析法校验联网前后的主振模式,结果表明联网后系统阻尼比减小,动态品质明显下降。增加新疆-西北电网省际间联络线降低互联阻抗后,仿真计算表明,互联电网动态稳定性大大提高。建议加快新疆-西北电网联络线建设。

关键词：联络线阻抗值,小干扰稳定分析法,Prony分析法,阻尼特性,动态稳定性

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新疆电网调度规程篇2

水电站调度管理(1.12 P40)4 电网情况汇报(1.16 P66)53电网频率调整和调度管理

电力系统中的电能生产是一个动态平衡的过程，由于电能

不能大量贮存，电网中发电功率和用电负荷是相等的，稳态时，供电频率与汽（水）轮机组的转速对应相等，也就是电网的频率是基本保持稳定的。若总发电功率>总用电功率，则电网频率增加，机组转速也增加，若总发电功率<总用电功率，则电网频率降低，机组转速也降低。

必须通过控制系统使电网中并网发电机组的总发电出力，来适应电网总用电负荷的要求，才能保证供电频率正常。4电网频率调整和调度管理

我国电力系统在正常运行情况下，额定频率为50Hz,对额定频率的偏离程度一般不超过±0.20Hz,一般情况下，频率都在50±0.10Hz范围内运行，交流同步电网中频率任何两点都是基本相同的，如果不同，则会处于“失步”状态，系统就会出现异步振荡，这是正常运行所不允许的。

因此，并入电网的发电机组需要及时根据负荷变化调整机组出力，使得发电和用电维持平衡，维持额定的电网频率。5电网频率调整和调度管理

当前新疆电网的频率调整和控制主要由西北网调负责调整，新疆电网发电厂根据网调要求按联络线交换功率调整。

新疆电网的频率标准为50.00Hz，按50±0.10Hz，控制，按50±0.20Hz考核，当系统频率在50±0.10Hz，表明新疆电网基本运行正常，若系统频率超限，应加强重要联络线的监控，及时了解站内保护稳控的运行情况和动作信息，由于新疆电网网架薄弱，若频率异常通常表明电网发生了较严重故障，应当迅速了解相关设备情况，发现异常情况及时汇报相应调度。

6电网频率调整和调度管理

并列运行机组在电网负荷变化引起电网频率变化时，根据各自的静态特性，承担一定的负荷变化，阻止电网频率的变化，这个特性称为机组的一次频率调整，又称一次调频。

一次调频的频率调整速度快,但调整量随发电机组不同而不同,调整量不大,电厂运行人员和调度员难以控制。

一次调频特性是由机组调节系统的静态特性确定的，直接的影响因素是机组调节系统的调速不等率，另外一个影响因素就是调节系统的调频死区，实际上就是不灵敏区的大小。7电网频率调整和调度管理一次调频的参数

死区：一次调频的频率偏差死区是指在此频率偏差范围内，频率变化时，负荷不随频率变化。死区的设置是为了防止机组频繁进行调整，避免频繁调整可能引起的振荡。

调速不等率：机组空载转速与满载转速之差与平均转速之比称为调节系统的调速不等率即速度变动率，一般用额定转速代替平均转速。当机组跳闸使汽轮机负荷甩到零,这时汽轮机的转速先升到一个最高值然后下降到一个稳定值,这种现象称为“动态飞升”。转速上升的最高值由速度变动率决定,一般应为4～5 %。若汽轮机的额定转速为3000转/分，则动态飞升在120～150转/分之间。速度变动率越大，危险也越大。在实际汽轮机在骤然甩掉全负荷时，转速升高约为速度变动率的1.5倍，如果速度变动率大于7％，则由计算结果7％×1.5＝10.5％可见，已接近危急保安器动作值10％～12％的范围了。所以不能过份地用调高δ的方法来满足稳定性的要求。8电网频率调整和调度管理并列运行时，假定只有两台机组，调速不等率分别为δ1和δ2(其他机组的等效不等率），负荷变化使转速变化 Δn，并列运行机组的调节系统均使得其功率发生变化。如下图所示。9电网频率调整和调度管理一次调频的特点

1.所有并列运行机组在电网频率变化时，承担一定的负荷变化，各机组负荷变化量之和等于电网总的负荷变化量。

2.调速不等率越大，电网负荷变化时承担的功率变化量越小；调速不等率越小，承担的功率变化量越大；有可能使得δ小的机组寿命受到严重的影响；

3.所有并列运行机组的调速不等率应该相近，以使得各机组在电网中运行时，其负荷均能够随电网频率的变化而发生变化；

4.电网越大，电网的频率越容易维持稳定。因为此时电网负荷扰动量占电网总容量的百分比将随着电网容量的增加而减小，从而引起电网频率较小的变化。5.一次调频是有差调频，调整后频率恢复不到原来的频率值。10电网频率调整和调度管理并网机组一次调频要求：

并网机组均应参与一次调频，对机组一次调频性能要求如下： 1.死区

电液型汽轮机调节控制系统的火电机组和燃机为±0.033Hz 机械、液压调节控制系统的火电机组和燃机为 ±0.10Hz 水电机组为小于 ±0.05Hz（2转/分钟、6转/分钟、3转/分钟）2.转速不等率

火电机组和燃机为4% ～ 5% 水电机组为小于3% 3.最大负荷限幅

火电机组加负荷方向为机组额定有功出力的6%；减负荷方向不加限制。水电机组不加限制。

11电网频率调整和调度管理并网机组一次调频要求： 4.投用范围

机组一次调频投用范围为机组核定的有功出力范围，即机组在核定的最低和最高有功出力范围内。

5.响应行为要求

当电网频率变化超过机组一次调频死区到机组负荷开始变化所需的时间应小于3秒。

当电网频率变化超过机组一次调频死区时，机组应在15秒内根据机组响应目标完全响应。在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的45秒内，机组实际出力与机组响应目标偏差的平均值应在机组额定有功出力的±0.3%内。12电网频率调整和调度管理并网机组一次调频管理要求：

1.所有并入新疆电网的发电机组均应投入一次调频功能，其性能、参数（死区、转差不等率、负荷调节限制和影响速度）必须满足电力行业标准和新疆电网的有关规定。2.一次调频的试验应在进入商业运行之前进行，试验的结果必须满足新疆省调关于一次调频性能的要求。

2.机组一次调频功能不能正常运行时，发电厂运行值班人员应按现场运行规定退出，并立即汇报值班调度员。

3.未经同意，运行机组不得擅自退出一次调频功能或更改一次调频特性和参数。4.运行机组的一次调频都要按电监会的要求接受省调的监督和考核。5.运行机组有义务配合省调进行的一次调频性能测试。

13当前新疆电网的频率调整和控制主要由西北网调负责调整，新疆电网发电厂根据网调要求按联络线交换功率调整。

新疆电网的频率标准为50.00Hz，按50±0.10Hz，控制，按50±0.20Hz考核，当系统频率在50±0.10Hz，表明新疆电网基本运行正常，电网频率调整和调度管理 14电网频率调整和调度管理 AGC控制模式：

15电网频率调整和调度管理

新疆电网与西北电网分列运行控制原则：

1、频率由省调和发电厂共同负责，各厂应按要求投入AGC

2、指定调节速度快，调节范围大的电厂作为第一调频厂。

3、值班调度员可根据系统运行需要指定或变更调频厂

4、其他电厂按（修改）计划曲线接带，自备电厂联络线按（修改）计划曲线接带。调频厂认真调频

5、第一调频厂在50±0.10Hz内调频，当频率变化超过50±0.15Hz，所有发电厂按高频减出力，低频加出力的原则配合电网调频（调度特殊要求的除外）。

6、各电厂调整出力时，应注意频率，当频率超过50±0.10Hz范围，应停止与调频反方向的调整，并汇报调度。

7、地区电网独立运行，装机容量少于3000MW，按50±0.50Hz控制，自备电网解网频率自行控制

8、为了防止频率崩溃，应配置足够自动低频减载负荷（50%和高频切机功能（49-47.5HZ/0.3 6轮，49、48.7/15秒）。

16电网电压调整和无功控制管理

电网的无功补偿实行“分层分区、就地平衡”的原则，并能随负荷和电压变化进行调整，应当避免无功功率的长距离传输。新疆电网各级电压的调整和控制，由各级电力调度机构按调管分级负责

省调确认调管范围内的电压监视点和考核点，制定电压曲线，指挥无功补偿设备运行和发电机组的无功调整,对电压完成情况进行统计和考核。

各厂站发现电压异常应及时汇报各级调度。当超过本厂站正常调压能力，电压仍越限时，应及时汇报相关调度，各厂站不得自行调整变压器分接头档位。17电压调整的主要措施有：

1.调整发电机无功出力，包括进相运行方式 2.投入或退出并联电容器或电抗器 3.调整电网接线方式、改变潮流分布，包括转移或控制负荷 4.使用调相机、开停机组、5.调整变压器分接头，利用其他无功调节装置调压(AVC)发电厂要严格按调度机构下达的电压曲线运行，若超过调整能力无法满足电压曲线要求，应立即汇报当值调度员

电网电压调整和无功控制管理

18顺调压：如负荷变化甚小，或用户处于允许电压偏移较大的农业电网，在最大负荷时允许中枢点电压低一些，在最小负荷时允许中枢点电压高一些，在无功调整手段不足时，可采取这种调压方式，但一般应避免采用。

逆调压：逆调压是指在电源允许偏差范围内，供电电压的调整使高峰负荷时的电压值高于低谷负荷时的电压值。在最大负荷时提高中枢点电压以补偿因线路最大负荷而增大的电压损耗，在最小负荷时将中枢点电压降低一些以防止负荷点的电压过高。220kV 及以下电网的电压调整，宜实行逆调压方式。常调压：如果负荷变动较小，即将中枢点电压保持在较线路额定电压高（2%--5%）的数值，不必随负荷变化来调整中枢点的电压仍可保证负荷点的电压质量，这种调压方法叫恒调压或常调压。

电网电压调整方式电网的调压方式：

19发电厂无功调整管理：

1.发电机的自动调节励磁装置和失磁保护等参数、定值应符合国家标准和省调规定并投入运行；此类设备的试验和停用需得到相应调度机构值班调度员的批准。发生故障退出或停用，应立即汇报值班调度员。

2、省调调管发电机组应做进相试验，其进相能力应达到行业标准和新疆电网的要求。电厂应绘制指导进相运行的P-Q曲线和进相运行规程，并报所属调度备案。

为防止发生电压崩溃，电网和部分自备电厂，应配置足额的低压减载装置.（%85-%65UN/4轮0.5S)（%85-%75UN)/2轮45S)电网电压调整和无功控制管理 20 并网运行的发电厂、电网、变电站均应纳入相应一级电力调度机构的调管范围，服从电力调度机构的统一调度。

需并网运行的发电厂（机组）、变电站和电网，必须满足国家法律、法规、行业标准和国家电力监管委员会、新疆电力公司关于并网管理的有关规定，并签订有关并网协议，有关各方必须严格执行所签协议。

拟并网厂、站、电网应与并网前一年8月31日前，上报省调启动计划和并网参数，以便进行方式计算。

新建、改建和扩建设备并入系统管理 21并网运行的发电厂（机组）、电网、变电站并网需满足以下条件： 1.向相关电网经营企业和电力调度机构提交齐全的技术资料 2.设备已通过分步试运和启动验收

3.接受电网统一调度的技术装备和管理设施齐备

4.与有关调度机构的通信信道能够满足继电保护、安自装置、调度自动化数据以及调度电话等电力调度通信业务的要求，且满足通信并网条件。

5.自动化分站已按电力行业标准、规程设计建成，自动化信息接入调度机构调度自动化系统正常。新建、改建和扩建设备并入系统管理 22 并网运行的发电厂（机组）、电网、变电站并网需满足以下条件：

6.按电力行业标准、规程设计安装的继电保护、安全自动装置已具备投运条件，保证电网安全运行所需措施已落实。

7.与并网运行有关的计量装置安装齐全并经验收合格。8.具备生产运行的其他条件。

新建、改建和扩建设备并入系统管理 23拟并网运行的发电厂（机组）、电网、变电站，应至少于90日前，向省调提供以下资料：

1.工程名称及投运范围，计划投运日期。

2.试运联系人员名单，包括（管理人员和运行人员）。3.调试大纲及安全措施。4.现场运行规程或规定 5.数据交换及通信方式 6.其他应该提供的资料

新建、改建和扩建设备并入系统管理

24新疆电力公司对并网申请书发出确认通知后，省调应完成以下工作：

1.下发调管范围、设备命名和编号，回复接口归算阻抗，确定需传送的自动化信息、通信速率及所采用的规约。

2.向工程单位提交调度运行的技术组织措施

3.根据启委会审定调试大纲和方案，编制下达调试调度方案。

4、提供继电保护定值单，收到实测参数后，确认是否更改定值

5、完成并网通信方式下达，完成通信、自动化系统联调和开通新建、改建和扩建设备并入系统管理

25新疆电力公司对并网申请书发出确认通知后，省调应完成以下工作：

6、按照平等互利、协商一致、确保电网安全稳定运行的原则，依据并网调度协议范本，签订并网调度协议。

7、电力公司按有关技术导则和法律、法规、标准、规范的要求，确认工程满足并网条件后，省调应及时编制该工程的启动方案送达拟并网方。

8、省调负责的其他与新设备投运相关的工作。新建、改建和扩建设备并入系统管理

26拟并网方应于系统联合调试前向省调报送其调试方案和新设备启动方案。拟送电一次设备的接火工作应在送电前3日内进行（GIS设备可适当提前），二次设备接火工作应同步进行，主要包括母线保护、失灵保护接火及出口传动试验、旁路保护代路及其出口传动试验，直流电源接火、交流电压接火等公用系统接入工作。首检式验收报告和工程会签单

新建、改建和扩建设备并入系统管理

27依照省调编制的启动送电方案，拟并网方相关厂站应按省调调度命令完成并网操作。二次设备接火及其实验合格后投入母差保护、失灵保护，同时拟送电设备间隔正式交付运行单位，此后如需在已完成接火、交付运行的二次设备及回路上工作时，均须按规定向运行单位办理申请手续，严禁未经申请、申请未获批准、未经许可私自开工。一次接火、二次接入、二次核相，主变调档，冲击5次都应提前考虑，新建、改建和扩建设备并入系统管理 28拟并网方应于系统联合调试前向省调报送其调试方案和新设备启动方案。

新设备未经批准，或虽经批准但未得到值班调度员指令前，不得接入系统，拟投运的发电机组（含锅炉、汽机、发电机、水轮机、燃气轮机、风电机组、光伏电站）及其他带电设备，其断路器、隔离开关、继电保护及安全自动装置一切操作由调度员下达，其他人员不得擅自操作。

运行间隔退役，退出的间隔与运行设备的一二次物理连接须断开，再次投运按新设备启动考虑。

新建、改建和扩建设备并入系统管理

29新投产或改建后的线路，必须进行相位、相序核对，与并列有关的二次回路检修时如有改动，也必须核对相序、相位。

新（改、扩）建工程投运后属地调调管的厂、站（设备），地调也应在投运前将参数及投运计划报省调备案，110kV及以上设备命名和编号须经省调统一，送电方案应于投运前3个工工作日报省调备案。

。新建、改建和扩建设备并入系统管理 30水电站调度管理依据：《水法》、《防洪法》、《电网调度管理条例》

目标：按照设计的综合利用目标、任务、参数、指标及有关运行原则，在确保水库安全的前提下，发挥水库的综合效益。

水库调度原则：1.保持大坝和水工设施安全 2.保证水库兴利用水（灌溉、航运）3.发电量最大化

4.兼顾旅游、养殖等方面 31水电站调度管理

水电站应满足以下要求：

1、保证大坝和水库安全

2、向调度部门报送水库运用计划

3、编制水库运行规程并报调度机构备案

4、应向调度机构汇报本流域雨情、水情、凌情及弃水情况

5、按要求向调度机构提供水电站设计资料和相关运行资料

6、建立水情测报系统，并向调度上传，系统检修应报调度同意

7、做好洪水预报，遇有重大汛情和灾害天气，及时汇报调度如：汛期降雨量剧增，可能发生洪水；上游已发生洪水；特殊情况下加大泄水流量；遇重大汛情，危害设备安全；水工建筑或附属设施不能正常运行；其他危急水库安全和正常发电的情况

8、每年10月15日前报水库运用计划，每月18日前报月度水库运用计划

32水电站调度管理

洪水调度：

1、保证大坝和水库安全的前提下拦蓄洪水、消减洪峰，减少对上下游洪水的灾害影响

2、下游防洪出现紧急情况，应充分发挥水库调洪功能

3、汛期汛限水位以上由有管辖权的当地政府防汛指挥部统一指挥，汛限水位以下，水电站由电网调度机构指挥

4、水电站每年应制定洪水调度计划，和防洪预案，并报流域防汛主管部门批准，每年4月底前，将已批准的计划和预案报相应调度机构备案。发电调度原则：在确保大坝安全和设备安全的前提下，充分发挥水电站综合效益和电网中调频、调峰、事故备用的作用。用水上有矛盾时，应坚持：保证重点，兼顾其他，充分协商，顾全整体利益的原则。33水电站调度管理

发电经济调度：

1、有调节能力的水库，应根据开发目标，绘制水库调度图，实际应用应采用水库调度图与水文预报相结合的方法进行调度，充分利用水文气象预报，修正优化水库调度。

2、调节能力差的水库，应利用短期水文气象预报，重视提前预泄和拦蓄洪尾。

3、多年调节水库，年末水位应控制在年消落水位，只有遭遇大于设计保证率的枯水年，才允许动用多年调节库容。

4、梯级水库群，应以梯级整体利用效益最佳为原则，制定梯级调度规则和调度图。

5、反调节水库应保证最小下泄流量，与上游联系，保持高水位运行。

6、正常情况下，不得低于死水位运行，调度应当结合负荷预测和水文情况，合理安全运行方式，多发水电，少弃水。34电网情况汇报

为何要对电网情况汇报？

电网发生事故、自然灾害、突发事件、重大事件时，为了加强应对突发事件的能力，最大程度减少事件影响，防范各种风险，国务院、电监会、国家电网公司、新疆电力公司都对电网情况汇报多次作出要求。电网情况汇报的原则：

1.快速性，对汇报的时限作出了要求

2.准确性，对漏报、瞒报、误报、不报的要求，国务院599号令对上述情况，针对一般及以上事故，作出严格和明确的规定。

3.规范性，对汇报的范围、内容作出的要求 35电网情况汇报

省调对电网汇报的一般要求：

新疆电网发生重大以上事件，应在10分钟内，将事故汇报当值调度；新疆电网发生一般以上事件，应在20分钟内，将事故汇报当值调度；新疆电网发生六级以上事件，应在30分钟内，将事故汇报当值调度。

汇报的内容，包括事件发生的时间、地点、单位、气候和环境情况、事件经过、保护及安全自动装置动作情况以及事件的影响，事件发生的原因或对原因的初步判断，针对事件采取的措施和目前电网的情况。36电网情况汇报

发生以下情况应及时向省调值班调度汇报

1.省调调管发、输、变电设备（包括许可设备）及相应二次设备发生异常、障碍、事故。2.发生误操作事故。

3.发生与电网运行有关的人身伤亡事故。4.发生与电网运行有关的设备火灾事故。

5.发生水电站垮坝事故，水淹厂房事故，火电厂漫灰坝事故。6.发生大面积停限电事故，对重要用户停限电或停止供热等。7.发生对电网运行造成重大影响的自然灾害。8.发生违反调度纪律的事件。

9.发生其他与电网运行有关的重大事件。37电网情况汇报

发生以下情况应及时向省调值班调度汇报

地区电网电力调度机构和并入新疆电网运行的兵团、石油系统等用户调管电网运行重大故障信息应及时汇报省调，地调详细情况可与次日7:00前报送省调。

1.地区电网主力发电厂和110kV及以上变电站发生全停或主设备损坏事故。2.地区电网发生振荡或解列、大幅功率波动。3.地区电网频率和电压严重超标准运行。

4.地区电网发生6kV及以上输变电设备跳闸。5.地区电网发生与电网运行有关的人身伤亡事故。

6.地区电网发生与电网运行有关的生产设备火灾事故。38电网情况汇报发生以下情况应及时向省调值班调度汇报

地区电网电力调度机构和并入新疆电网运行的兵团、石油系统等用户调管电网运行重大故障信息应及时汇报省调，地调详细情况可与次日7:00前报送省调。7.地区电网发生误操作事故。

8.地区电网发生大面积停、限电事故，对重要用户停、限电或停止供热。9.电网发生水电站垮坝事故，水淹厂房事故，火电厂漫灰坝事故。10.地区电网调度自动化系统、通信系统发生全停事故。11.地区电网发生对电网运行造成重大影响的自然灾害。12.地区电网发生违反调度纪律的事件。

13.地区电网发生其他与电网运行有关的重大事件。39电网情况汇报

发电厂燃煤情况汇报 1.每日发电厂应将燃煤情况，按规定格式于每日1:00前，通过自动化系统报送至省调，各发电厂应认真核对数据，确证无误； 2.每周4各发电厂应将周燃煤情况，按规定格式于每日1:00前，通过自动化系统报送至省调，各发电厂应认真核对数据，确证无误； 3.每日各地调应将电网运行情况，按规定格式于每日7:00前，通过自动化系统报送至省调，各发电厂应认真核对数据，确证无误； 4.若报送系统故障，应尽快通知省调，并及时通知有关人员处理。40电网情况汇报

新疆电网篇3

关键词：石河子电网节能降损措施

0引言

随着工业化、城镇化加速发展，能源消费总量不断增加，电力供应紧张已成为制约经济社会发展的一个重要因素，节电工作，是落实科学发展观、转变经济发展方式、促进经济社会可持续发展的重要途径，也是缓解电力供需紧张矛盾的重要措施。我国“十一五”规划明确提出了节能减排的任务和目标，新疆天富热电股份有限公司做为该地区电能等资源综合配置、运营和管理的电力企业，既承担服务社会，保证安全、可靠、优质供电的责任，又是执行国家节能政策任务的关键部门，深知实现电网的节能降损对电力企业提高经济效益，实现目标利润的作用和重要性。而线损率的高低直接反映电力企业的经营管理水平，而通过主配网节能降损惠及千家万户，优质服务于社会也是电力企业期望和追求的目标。

降损的措施从大的方面可以分为两类：技术措施与管理措施。这两种方法就实际情况而言，采取技术措施降低线损是线损管理工作的基础，针对电网电能损失的规律和特点采取相应的技术措施，实现多供少损，就能以较少的投资取得最大的节电效果，达到提高电网经济效益的目的。电网降损的技术措施涉及电网的各个方面，本文结合石河子电网及地域的实际情况，谈谈自己的浅见。

1石城电网现状

1.1石城电网截至到2008年底，系统总装机容量：569.55MW；拥有110KV及35kv变电所38座，变压器容量965.10MVA。110KV及35KV输电线路总长1007.64km。(新疆天业自备电厂未计入)

1.2近几年电力系统发供电量均以两位数的速度增长，但由于石城依托农业，工业以农副产品加工为主，用电负荷季节性强，造成电网负荷最大最小及峰谷差大。据2008年统计：该年石城电网最高及最低用电负荷分别是519.98MW及114.70MW；全网最大月平均日峰谷羞91.8MW，月平均日负荷率在66.4％～92.04％之间，差异较大。

1.3该地区电力供需特点是：工业用电量占全市用电量的48.21％，农业占43.66％，城乡居民生活及其他占6.51％。供需结构特点导致全年110KV系统电压压差较大，最高121.41KV，最低86.6KV。2008年度线损率为6.23％，而单月最高线损率达8.46％。

2石网损耗分析

2.1石网负荷结构中农电比例较高，近几年兵团大力发展滴灌农业，无功功率消耗大。因此农电负荷的季节性变化对电网系统的无功功率影响显著。每年5-9月，农业用电负荷高峰，系统无功缺额较大，电压普遍越下限运行；12-4月负荷低，电网无功过剩，电压又普遍较高。

2.2石河子垦区面积达7529平方千米，各农牧团场多处于边缘荒漠地带。而电网电源基本集中在市区，农业负荷需远距离供给，线路长(最长的一条110kv输电线路达53.6km)，用户及终端变电站无功补偿不到位，大量无功需从市区远距离输送到各终端变电站，形成电压下降线损率上升的局面。

2.3在配电网尤其是农网10KV线路中，线径截面小，负荷重，距离长，也是导致石城电网线损率偏高的一个因素。

3降损措施

3.1加大电网投资，加快电网建设步伐，提高输电容量，优化利用发电资源，如：近两年中新建南热电厂2×12.5MW热电机组，红山嘴水电厂一级电站2×9MW和2×16MW四台水电机组，新建总长84千米220KV电压等级南钟线及钟下线，新建110KV及35KV变电站5座等。已基本实现了多线路环网供电。

3.2农网变电站的建设坚持“密布点，短半径”的原则，合理规划和布局。对于已实现“手拉手”环网供电的变电站，由电网调度对各种运行方式进行理论计算，根据潮流变化情况采用最经济的运行方式。同时，在发电机组最佳方式的前提下，根据负荷情况及时合理的安排发变电设备检修，缩短停电时间和频率。

3.3根据负荷预计合理选择变压器容量，确保经济运行。采用有载调压型节能变压器。近两年供电公司共计新装设和更换变压器30台，变电容量325.5MVA，现网内110KV变电站31台变压器中只有两台为无载调压型变压器。

3.4在变电站低压侧，安装或增容改造无功补偿装置(电容器)，以补偿变压器空载无功损耗，减少线路传输的无功功率。近两年部分变电站新建扩建无功补偿装置容量达105MVAR。同时要求大电力用户的变压器低压侧安装电容器，利用无功补偿自动投人装置及时、合理地投切无功补偿电容器，保证10kV配网的功率因数符合要求(接近0.9)，从而减少10kv配电线路的电能损耗。

3.5根据该网冬夏两季负荷差大的特点，全网采用逆调压方式运行。根据负荷情况，随时调节主变压器的分接开关保证电网电压处于规程规定的波动范围之内，最好略为偏高，避免负荷高峰期电网的电压水平过低而造成电能质量的下降，同时也可提高线路末端的电压，使线路电流下降，从而达到降损目的。如：电压水平从额定值的95％升到105％时，线路所输送的电流降低9.5％，电能损耗下降18.2％。同样道理，对于用户配电变压器及10kV公用配变，可根据季节的变化，在规程规定电压波动范围内可合理调节配变的分接开关，尽量提高配网的电压运行水平，同样达到降损的目的。另外，可根据负荷的大小，灵活主电网运行方式，避免迂回供电，减少网络损耗。当电网电压偏低时，先投入无功补偿装置，再调节变压器有载分接开关，使电压恢复至合格水平；当电网电压偏高时，先调节变压器有载分接开关，后退出无功补偿装置。当变电站主变压器为2台及以上时，根据变压器运行损耗曲线及时合理投退，用最優的经济运行方式，来达到变压器损耗最低，经济最合理。

3.6在配电网，特别是农网中，还存在相当数量的高耗能配电变压器，其空载损耗△PO、短路损耗△Pd、空载电流百分值1％、短路电压百分比∪d％等参数偏大。而在配电网中，由于空载损耗约占总损耗的50％～80％，特别是在深夜时，因负荷低，则空载损耗的比例更大，根据这些情况，抓紧配网及农网架建设，增加线路回数及线径，加强网架结构，并按配电网发展规划，有计划、有步骤地分期分批进行配电设施的技术改造。严格按国家有关规定选用低耗能变压器，减少配电网的变损，及时更换用户变压器。从节能的观点来看，因为配网变压器数量多，大多数又长期处于运行状态，因此这些变压器的效率哪怕只提高千分之一，也会节省大量电能。基于现有的实用技术，高效节能变压器的损耗至少可以节省16％。对各个配电台区定期进行

负荷测量，准确掌握各个台区的负荷情况及发展趋势，对于负荷分配不合理的台区可通过适当调整配电变压器的供电负荷，使各台区的负荷率尽量接近75％，合理配置配电变压器。在低压配电网的规划时，考虑该区的负荷增长趋势，准确合理选用配电变压器的容量，不宜过大也不宜过小，避免“大马拉小车”的现象，从而提高电网的经济效益。

3.7降低導线阻抗。随着城区开发面积不断扩张，低压配电网也越来越大，10kV配电网不断延伸，如何规划好各个供电台区的供电范围将至关重要。随着居民生活水平的不断提高，用电负荷与日俱增，根据负荷情况，合理选择10kV配变的分布点，尽量缩小0.4kV的供电半径(一般为250m左右为宜)，避免迂回供电或长距离低压供电。

3.8加强组织协调能力，由总公司及电力调度所统一安排部署。高低压的线路截面选择对线损影响极大，因此，相关部门在规划时要有超前意识，准确预测好该处在未来几年内的负荷发展，在此前提下，按导线的经济电流密度进行选型，并留有一定裕度，以保证配电网处于经济运行状态，实现节能的目的。

3.9加强管理线损的力度由管理因素和人的因素造成的线损称为管理线损。降低管理线损的措施有多种，而定期展开线损分析对于确保取得最佳的降耗目标和经济效益起着非常重要的作用。首先要比较统计线损率与理论线损率，若统计线损率过高，说明电力网漏电严重或管理方面存在较多问题。其次理论线损率与最佳线损率比较，如果理论线损率过高就说明了电力网结构或布局不合理，电力网运行不经济，最后如果固定损耗和可变损耗对比，若固定损耗所占比例较大，就说明了线路处于轻负荷运行状态，配电变压器负荷率低或者电力网长期在高于额定电压下运行。

4结束语

新疆电网移动式RSVC运行分析篇4

新疆地处我国最西部,其独特的地理环境和独特的“绿洲经济”,造就了新疆电网独特的网架结构,电网覆盖面积广,跨度大。特别是南部电网,发电厂及负荷分布不均,致使大功率远距离的转供电力电网缺少必要的动态无功补偿,整体电压稳定性较差。对此,提出在我国首台投入运行的220 kV变电站接入35 kV电压等级的移动式RSVC,以作为增加220 kV台远变的调压手段,提供动态电压调整,减少220 kV联络线功率多变造成的电压频繁波动,稳定该地区220 kV 母线电压,改善该地区系统电压稳定性,提高南部电网系统阻尼,提高电网输电能力。

1台远变RSVC装置的基本情况

目前,台远变220 kV 出线4回,110 kV出线3回,35 kV出线2回。一台主变150 MVA,变压器抽头为230±8×1.25%/121±2×2.5%/38.5。

台远变RSVC由晶闸管控制电抗器(TCR)、3次滤波电容器、5次滤波电容器和原有的电容器、电抗器组成。具体接线图如图1所示。

滤波器支路中串联电抗器与电容器串联谐振于特定谐波频率,对特定谐波呈现低阻,实现谐波滤除的功能。同时,对50 Hz工频呈现容性,在RSVC系统中提供容性。

1.1 RSVC装置参数

TCR相控电抗器由晶闸管组成的阀串和电抗器串联构成,为减小3次谐波含量采用三角形连接。其主要参数如表1所示。

3次滤波电容器采用星型接线,其主要参数如表2所示。

5次滤波电容器采用星型接线,其主要参数如表3所示。

1.2RSVC安装布置方式

1.2.1

电源屏、阀组及其冷却系统、控保系统放置在适合公路运输的箱体内,以实现方便快速转移的要求。同时考虑了运输、安装、放置,进行了优化设计。

1.2.2

滤波电容器采用紧凑化设计,户外布置方式。

2台远变RSVC控制策略

稳态下220 kV电压控制环节由电压采样计算环节、电压控制比较环节等构成,如图2所示。

图2中输入信号为 220 kV 母线电压有效值(切换后的母线电压),它与通过后台整定的 220 kV 参考电压值相减,获得电压差值,通过对时间窗内电压差值的递推计算,获得 220 kV 电压差值平均值ΔV,ΔV 与通过后台整定的电压死区ε进行比较。

电压死区:1 kV≤ε≤10 kV可整定(建议选择在3 kV 左右); 电压计算窗口:10～20 min 可整定。

自动调节 TCR 和投切 35 kV 母线滤波器组的判据:

若大于电压死区,即ΔV > ε,则 TCR 出力增加 10%,补偿感性无功功率。

若小于电压死区,即ΔV <-ε,则 TCR 出力减少 10%,补偿容性无功功率。

若在电压死区范围内,即 -ε≤ΔV≤ε,不调节,不补偿无功功率。

TCR 的稳态出力范围在 20%～80%(即感性 10～40 MVA)之间。

若大于电压死区,即ΔV >ε,且 TCR 出力为 80%,则退出并联电容器组。

若大于电压死区,即ΔV > ε,且 TCR 出力为 80%,2 组并联电容器组都已退出,退出 3 次滤波支路。

若大于电压死区,即ΔV > ε,且 TCR 出力为 80%,2 组并联电容器组都已退出,3 次滤波器支路已经退出,则投入并联电抗器组。

若小于电压死区,即ΔV <-ε,且 TCR 出力为 20%,则退出并联电抗器支路。

若小于电压死区,即ΔV <-ε,且 TCR 出力为 20%,2 组并联电抗器支路都已退出,投入 3 次滤波支路。

若小于电压死区,即ΔV <-ε,且 TCR 出力为 20%,2 组并联电抗器支路都已退出, 3 次滤波支路已投入,则投入并联电容器支路。

若35 kV 母线电压在 40.5 kV 及以上时,则不再补偿容性无功功率。

220 kV母线电压偏低时,RSVC装置的动作原理是将220 kV母线的平均电压与母线目标值电压比较,电压差值大于死区电压,且35 kV电压低于最高限定值时,则TCR出力减少,当减少到最小值时,感性支路可退,退出顺序是先退1号电抗,再退2号电抗,如果感性支路不可退,则容性支路可投,则先投1号电容,再投2号电容。

220 kV 母线电压偏高时,RSVC装置投入与电压偏低时相反。

当台远变电站220 kV母线电压跌落到0.8 pu,且持续3个周波时,RSVC 进行无功强补,持续 1 s。

RSVC支路投入顺序:a.投入 TCR、5 次滤波支路;b.投入 3 次滤波支路;c.投入1 号并联电容器组;d.投入2号并联电容器组。

RSVC支路退出顺序:a.退出1号并联电容器组;b.退出2号并联电容器组;c.退出 3 次滤波支路;d.退出 TCR、5 次滤波支路。

并联电抗器支路的投退: 根据系统母线电压需要,依据先投先退的原则对两组电抗器进行操作。

3台远变RSVC运行方式及分析

3.1台远变RSVC运行方式

为了保证新增RSVC设备和站内原有的并联无功补偿设备的安全稳定运行,避免谐振,抑制谐波等问题,将RSVC装置的相关部件进行了排列组合,对产生30种的运行方式进行了细致仿真分析,确定了27种运行方式可以运行,3种方式不能运行。

3.2台远变RSVC系统电压影响

某典型台远变电压日运行曲线如图3所示。从图3中可以看出,110 kV和220 kV电压运行平稳,电压水平稳定,而35 kV母线电压波动较大,且运行在35 kV以下水平较多,呈现低电压水平。

投入RSVC后,电能质量得到了改善,使台远变电站220 kV母线电压波动下降,趋于平稳。但35 kV电压偏低情况较严重,同时220 kV与110 kV电压、35 kV有反向情况。

3.3目前运行中反应策略存的不足

a.由于220 kV母线电压保持较高水平运行,35 kV和110 kV负荷较轻。为保证220 kV电压合格,RSVC需控制在感性程度,造成35 kV电压偏低运行,而110 kV和220 kV电压偏高运行,相互不能兼顾,故需要频繁调整分接头,以适应各电压等级电压合格。

b.RSVC目前偏离中间运行区域,即在电压高水平运行,动作策略均为投切低压电抗器。投切电容器的方式未曾得到很好的验证,在电网故障系统低电压时才有所体现。

c.当台远变电站 220 kV 母线电压跌落到 0.8 pu,且持续 3 个周波时,RSVC 进行动态无功强补,持续 1 s。在实际电网故障系统低电压时,动态电压支撑有一定的作用,但由于持续时间和容量有限,对系统动态电压调整不足,此外随着系统低电压甩负荷及发电机组调整后,系统出现的高电压也存在着跟踪滞后的现象。

4台远变RSVC装置的运行情况

自2009年11月9日至12月14日,策略动作切除电抗器一共动作4次,其中1号电抗器切除3次(由策略控制切除),2号电抗器切除1次(由策略控制切除)。

从动作记录可以看出,RSVC装置的运行性能较好,多次动作均是由策略控制动作。

2009年11月25日,水冷告警故障控制系统动作切除RSVC一次,故在水冷系统上需要改进。

2009年9月14日,电网故障,系统电压降低,RSVC容性策略控制动作一次。

RSVC投入运行后,所用电呈现频繁闪,所用电系统存在一定的闪变和谐波,特别是在某些特殊运行方式下。

RSVC频繁动作,在后夜低谷运行时期,RSVC出现多次报警。

台远变所处位于新疆南部,夏季炎热,冬季寒冷,在运行时出现集装箱温度高,晶闸管运行环境告警。

由于新疆水质较硬,RSVC因水冷,系统动作一次。

5建议

目前,RSVC投运均能按照策略正确动作,但需要在以下方面进行改进,发挥其在电网中的作用。

5.1设备运行维护方面