电网调度管理及倒闸操作.ppt
电力系统调度管理及倒闸操作,第一部分 调度管理,一、调度管理的任务和职责,电力系统调度管理的任务是组织、指挥、指导、协调和监督电力系统的运行操作和事故处理，根据电力市场规则组织、参与电力市场运营。按照统一调度、分级管理的原则，保证实现下列基本要求：充分发挥系统内发、供电设备能力，以满足系统用电的需要。使整个系统按照有关规定连续、稳定、正常运行，保证供电可靠性。使整个系统的电能质量(频率、电压)符合规定标准。根据本系统的实际情况，充分利用水力资源，使电网最大限度地在经济的方式下运行。依据国家有关政策和法律、法规、行业标准以及并网调度协议，维护系统的整体利益，保护发电、供电、用电等有关方面的合法权益，督促各有关方面履行应尽的义务，协调电网与各方面的关系。参与电力市场运营规则的制定，负责地区电力市场运作。,二、调度管理机构及管辖范围划分,地区所有220千伏变电站的主变及以下设备。地区所有110千伏线路及县公司所属110千伏变电站110千伏母线及母线上设备(终端变除外)，局属110千伏变电站设备。110千伏终端变指任何接线方式下110千伏母线均没有潮流穿越的110千伏变电站，包括直接接入同一个220千伏 变电站的110千伏 变电站、单一进线的110千伏变电站。直接接入110千伏电压等级且不属省调管辖的电厂的发电机组、升压变及110千伏母线。属省调管辖接入110千伏电压等级发电厂110千伏线路、母线、升压变(发电机变压器组除外)。直接接入35千伏或10千伏电压等级且单机容量达5MW以上或总装机容量达8MW以上的发电机组。高压直供用户总装机容量达10MW以上的自备机组。110千伏电压等级用户变110千伏进线设备。由省网购电上网且不属省调管辖的电厂。,地调管辖的设备：,第一部分 调度管理,县(市)电力公司110千伏变电站主变及以下设备。县(市)电力公司所属110千伏终端变进线开关、110千伏母线及母线上设备。接入县(市)电网中地调管辖范围外的发电厂。(县(市)35千伏及以下电压等级电网。,县调管辖:,地调许可范围：,属县调及厂、站管辖的设备，若运行方式的改变将影响地调管辖范围设备的安全运行、电能质量、继电保护及安全自动装置、电力通信、电网调度自动化或电力电量平衡、县公司用电指标，则定为地调许可范围。地调许可县调、厂站管辖范围的正常许可手续可分为两类进行管理：地调当班调度员口头许可和申请书书面许可。前者侧重于倒闸操作过程的把关和指导，对当日内的电网运行方式的修改；后者侧重于电网运行方式的安排和计划的编制。,第一部分 调度管理,区调管辖：城区、清濛、洛江、泉港供电公司各自供电区域的10千伏配电网络线路、配网上的开关及刀闸、配电变压器、配电室、开闭所等。,地调调度员口头许可的范围：,县(市)电力公司110千伏变电站的主变停役及不需测向量或进行冲击试验的复役，且停役时不需改变地调管辖设备状态的。由县(市)调调度的110千伏终端变线路开关、内桥或母分开关短时间转电的状态改变。跨两个县调35千伏联络线状态的改变。县(市)电力公司110千伏变电站的主变中性点切换。县调管辖网络跨110千伏变电站之间的合解环转电。县调管辖设备的停役或运行方式改变引起负荷变动超过5MW。各发电厂、变电站的厂(站)用变单元。500千伏、220千伏及110千伏局属变电站备用站用电源线路停役。,第一部分 调度管理,通过申请书书面(或Web系统)许可的范围：,县(市)电力公司110千伏变电站的主变及其主保护范围内设备的大修、更换等工作需测向量、核相或进行冲击试验的。县(市)电力公司110千伏变电站的主变停役需改变地调管辖设备状态的。110千伏终端变的进线开关、110千伏母线及母线上设备的停役。县调管辖设备的停役引起限电负荷超过10MW，或运行方式改变引起110千伏进线负荷变化超过10MW的。县(市)电力公司110千伏变电站的主变中性点接地个数改变。县网线路停役影响地调管辖或许可设备正常供电、机组出力正常送出的。,第一部分 调度管理,各发电厂、变电站的厂(站)用变单元由各厂(站)自行管辖。,三、调度管理制度,各发、供、变电单位的值班负责人在接受单位领导人发布的指令时，如涉及到地调的权限，必须经地调值班调度员的许可才能执行，但在现场事故处理内已有规定者除外。,地调调度员发布指令的对象是：县调(梯调、区调)调度员、发电厂值长(或电气班长)、变电站、集控站、监控中心值班长(或副值班长)、220千伏及110千伏用户变值班负责人(或电力调度员)。,在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误，核对发令时间后才能执行。指令执行完毕应立即向调度员报告执行情况，调度员必须在听取汇报后认真回复确认操作无误，并核对汇报时间，否则不能认为指令已执行完毕。在发布、复诵和回复调度指令时，双方均应做详细记录和录音。,第一部分 调度管理,地调管辖设备可以根据需要临时委托有条件的县调调度，县调应接受，但双方应预先商定委托事项和有关规定，并由地调通知设备运行单位。,第一部分 调度管理,地调管辖的任何设备只有得到地调调度员的指令后现场值班人员才能进行操作。除了对人身或设备安全有威胁时，否则不得自行操作或擅自改变设备状态。,调度员应使用统一的调度术语和操作术语发布调度指令，并对所下达的调度指令的正确性负责。地调调度员发布的调度指令，受令人必须立即执行，任何人不得干涉调度指令的执行，凡拒绝执行或延迟执行调度指令所造成的一切后果由受令人和允许不执行指令的领导人负责。如受令人认为发令人所下达的调度指令不正确时，应立即向发令人提出意见，如发令人仍重复原指令，受令人必须迅速执行，如执行指令将威胁人身、设备或系统的安全时，受令人应拒绝执行，并将拒绝的理由和自已的建议报告发令人和本单位有关领导。,当系统发生危及安全运行的紧急情况时，地调调度员有权对下级调度管辖范围内的设备直接发布操作指令，发电厂、变电站值班人员不得拒绝执行。在未得到地调调度员的同意前，不得擅自恢复。在指令执行后，厂站值班人员应迅速报告该设备的所辖调度的调度员。,第一部分 调度管理,地调许可设备只有得到地调调度员的同意后，管辖该设备单位才能下令现场操作，操作完毕应尽快汇报地调调度员。地调许可设备故障或威胁人身安全时，现场可不待调度同意自行按现场规程处理。在县网紧急事故处理过程中，地调许可设备允许县调调度员不经地调调度员许可而发布指令，但必须尽快报告地调调度员。,汇报及联系制度,地调调度员和各县调、梯调、区调、220千伏、110千伏用户变值班负责人及发电厂、变电站、集控站、监控中心值班员在值班期间均有责任加强电网运行情况的联系，除执行正常规定的电网运行情况汇报制度及规定外，各单位值班员还应主动及时地将本单位设备、电网运行中的异常情况向地调调度员反映，地调调度员也应将电网重大运行方式的变化对县网或发电厂、变电站的影响情况通知有关单位和现场值班人员。,各县调、梯调、区调、220千伏、110千伏用户变值班负责人及发电厂和变电站、集控站、监控中心值班人员应认真执行泉州地区电网运行汇报规定。遇发生重大事件，各单位应及时了解情况，并立即用电话或传真的形式向地调汇报。,第一部分 调度管理,许可设备异常、故障汇报规定,地调许可县调管辖的设备发生异常、故障时，厂、站运行人员除了在第一时间汇报管辖县调外，还必须同时向地调调度员汇报简要情况；县调当值调度员除了将故障情况向地调调度员汇报外，还必须尽快将设备的恢复送电情况及对地区负荷的影响情况汇报地调调度员。地调许可厂站自行管辖的设备发生异常、故障后，厂、站运行人员应立即向地调调度员汇报简要情况。地调许可县调管辖的主设备发生事故时，在恢复送电前应将可以送电的书面报告传真到地调。书面报告应有分管领导(或总工程师)签名并盖章。,第二部分 系统倒闸操作,操作制度,泉州地区电网设备的倒闸操作，应按其所属调度管辖范围划分，按谁管辖谁操作的原则进行：属省许可设备，由地调下令操作，操作前应得到省调调度员的许可才能下令现场操作，操作完毕后亦应尽快向省调值班调度员汇报。地调管辖设备由地调下令操作。地调许可县调或厂站管辖设备，由管辖单位下令操作，但操作前须经地调许可，操作完毕须尽快报告地调调度员。,泉州地区电力系统实行综合指令、单项指令及任务指令相结合的调度操作命令。调度命令不论采取何种形式发布，都必须使现场值班人员完全明确该操作的目的和要求。综合指令中的设备状态和指令规范见附录。任务指令中的设备状态和指令规范见泉州电网倒闸操作实行“任务指令”管理规定（试行）。,第二部分 系统倒闸操作,调度员拟票、审票原则,调度指令票的票面应整洁、字体清楚、内容简明、设备名称使用双重编号，并使用正确的调度术语。拟票时要做到“五核对”：核对检修申请书、核对方式安排(包括复役操作与停役操作的方式核对)、核对现场实际、核对调度模拟屏或SCADA、核对典型指令票。对设备异常缺陷处理，不能使用无票口头命令，必须按规定拟票、经审核后执行。对操作过程中出现异常情况需改变操作时，必须重新拟票，经审核后执行。对于单一开关、刀闸的操作(包括限负荷拉闸和电容器投退)、主变有载分接头调整、机组的开停机、重合闸投退可以用一条单项指令表达的操作或事故处理，允许不拟写调度操作指令票，但当值操作和监护调度员之间应意见一致，并应遵守发令、复诵、记录、录音及汇报制度。,调度员倒闸操作制度,为了保证人身、系统和设备的安全，地调调度员在指令倒闸操作前，应认真考虑以下问题：应考虑系统运行方式变化时，电网潮流、频率、电压的变化，是否会造成设备过载，是否对系统稳定、经济运行、通信和自动化等造成影响，并将变化情况通知有关单位。应考虑对继电保护和安全自动装置的影响。应考虑大电流接地系统接地中性点的合理分布。应考虑操作顺序是否符合操作过电压的限定，主变分接头位置、无功补偿容量是否合理，防止操作过程引起的电压异常变化。应考虑开关和刀闸的操作是否符合规定，严防非同期并列、带负荷拉合刀闸等误操作。线路停送电操作要注意线路是否有“T”接。属省调许可设备，操作前应得到省调的许可，操作完毕应汇报省调。操作还应将相关运行方式通知有关单位，并做好操作中可能出现的事故预想。,第二部分 系统倒闸操作,第二部分 系统倒闸操作,系统中的一切正常操作，应尽可能避免在下列时间进行：值班人员在交接班时；高峰负荷时；系统运行方式不正常时；系统发生事故时；遇雷雨、大风等恶劣气候时。但系统需要立即改变不正常现象以及事故处理本身的操作可以例外,必要时应推迟交接班。,值班调度员只有在得到现场执行操作完毕的完整汇报，并给出汇报结束的时间后，该指令才算执行完毕。,实行倒闸操作监护制度。对计划或临时性操作一般由副值在正值的监护下进行，特殊情况下由正值操作副值监护。禁止无监护发令操作；无人值班变电站的遥控操作由副值调度员担任操作员，正值调度员担任监护人。,对一项操作任务要由一个调度员统一指挥。操作过程中如有疑问应停止操作，待情况弄清楚后方可操作,第二部分 系统倒闸操作,各级调度间设备借用操作地调借用省调设备旁代主变开关的操作 地调需借用省调管辖的旁路或旁母开关旁代主变开关时，必须办理申请并提供借用后的运行方式；操作时，省调调度员将旁路母线(或母线)、旁路或旁母开关操作至热备用状态，代线路保护解除后借给地调，然后由地调根据需要进行操作，直至旁路母线(或母线)、旁路或旁母开关恢复到原热备用状态，代主变保护解除后交还省调为止。交接时，双方应核对开关、旁路母线状态以及继电保护定值、重合闸方式和保护CT方向等内容。县调需借用地调管辖的旁路母线、旁路或母联开关时，必须办理申请并提供借用后的运行方式；操作时，地调调度员将开关和旁路母线转至热备用状态，开关代线路保护解除后借给县调，然后由县调根据需要进行操作，直至开关或旁路母线恢复到热备用状态，开关代线路保护解除后交还地调为止。交接时，双方应核对开关和旁路刀闸状态。,第二部分 系统倒闸操作,现场操作原则,现场值班人员在接受调度操作指令时，必须根据调度指令的内容拟写符合规定的现场操作票，并对操作票与指令内容的一致性和正确性负责。受令人在操作过程中，如听到调度电话铃声，应中止操作，迅速接听调度电话。现场值班人员同时接到两级调度发布的操作指令时，应先执行高一级调度机构发布的调度指令，如执行有问题，应向地调汇报，由地调调度员与另一发令单位协商并决定先执行哪一级操作指令。虽有预定的操作计划，但现场在操作前应取得调度员同意后，才能操作。由于倒闸操作对某些单位的运行和供电有较大影响时，应通知有关值班人员。现场值班人员因交接班无法完成已接受的调度操作指令时，由现场值班人员提出并经地调当班调度员同意后，可由现场交下一班执行，地调调度员不再重复已下达的操作指令。接班的现场值班人员如对调度指令有疑问或需核对操作指令时，可向地调调度员提出，但决不允许无故拖延执行调度指令。在任何情况下，严禁“约时”停电、送电，严禁“约时”挂拆接地线和“约时”开始、结束检修工作。,第二部分 系统倒闸操作,线路的操作原则,线路停、送电操作时,应考虑电网电压和潮流的变化，使电网有关线路等设备不过负荷、输送功率不超过稳定极限，注意线路是否有T接。线路停电操作时应先断开关，再断负荷侧刀闸，后断母线侧刀闸；送电时先合母线侧刀闸，后合负荷侧刀闸。调度在安排线路倒闸操作时应尽量减少对带有电压刀闸的操作，以降低操作风险。线路操作时，尽可能避免使孤立发电厂带空载线路运行。线路停电转检修时应在线路各侧转冷备用后再进行，线路恢复运行时应核查线路确无工作并先将线路各侧转冷备用后，再进行送电。新建、改建或大修后的线路，可能使相位变动，并列或合环前应核对相序或相位。,第二部分 系统倒闸操作,对线路进行充电时的一般要求,充电开关必须有完备的继电保护。当充电线路有故障应能快速切除，保证电网稳定。必要时可改变继电保护定值或降低有关线路潮流。用小电源向线路充电时，应核算继电保护灵敏度，并应防止线路充电功率使发电机产生自励磁。充电端必须有变压器中性点接地。考虑线路充电功率对电网及线路末端电压的影响，防止线路末端设备过电压。,第二部分 系统倒闸操作,母线的操作原则,进行母线倒闸操作前要做好事故预想，防止操作中出现如刀闸瓷柱断裂等意外情况，而引起事故的扩大。母线转检修的操作，必须在母线上各开关转冷备用后进行；旁路母线转检修的操作，必须在旁路开关转冷备用以及各旁路刀闸均断开后进行。母线或旁路母线送电时，必须选择有速断保护的开关试送电，原则上首选带充电保护的母联(旁母)或母分开关对母线充电，受条件限制时选择保护灵敏度高的联络线开关对母线充电。只有经过充电证实母线或旁路母线无故障时方可用刀闸操作带电。母差保护的运行方式必须与母线运行方式相对应；如遇特殊运行方式或在改变一次运行方式过程中，母差保护无法与一次方式相配合时，应将母差保护改投单母差或解除。,第二部分 系统倒闸操作,设有旁路母线的开关站，一般情况下旁路母线应挂在线路上运行，旁路开关做为潮流大的线路开关或重要线路开关的备用开关。在运行和操作中，同一电压等级的旁路母线原则上不允许同时有两把以上的旁路刀闸在合闸位置；若电网特殊方式需要合两把刀闸时，两条线路必须在热备用或冷备用状态。用变压器向母线充电时，变压器中性点必须接地，其保护应作相应的调整。对GIS母线进行操作时，应保证SF6的充气压力和密度在规定值以内。进行母线倒闸操作时应注意：对母差保护的影响。各段母线上电源与负荷分布是否合理。主变中性点分布是否合理。双母线PT在一次侧没有并列前二次侧不得并列运行，防止PT对停运母线反充电。对于桥式结线的母线，用带有均压电容的开关进行操作，为防止谐振，停电时进线开关(线路、内桥或母分开关)应至少在冷备用状态方可断开母线与变压器连接的开关或刀闸；母线送电时应带上变压器一起充电。,第二部分 系统倒闸操作,变压器的操作原则,桥式接线的变压器高压侧有多个电源开关，为避免空载变压器合闸时由于励磁涌流使运行中变压器产生和应涌流现象，原则上采用进线开关充电。变压器并列运行的条件：联接组别相同；电压比相等；短路电压值相等。对电压比和短路电压值不同的变压器，经计算在任一台都不过载的情况下，也允许并列运行。对于220千伏及以下电压等级的变压器，送电时应先送电源侧开关，再送负荷侧开关；停电时应先断负荷侧开关，再断电源侧开关。对有多侧电源变压器，送电时应根据差动保护的灵敏度选择充电开关。变压器倒换操作时，应先检查并入的变压器已带上负荷后方可进行另一台变压器的停役操作。变压器的停送电操作均应在该变压器220千伏及110千伏侧中性点接地时进行，以防止操作过电压。220千伏或110千伏侧开关处于断开位置的运行变压器，其相应侧的中性点应接地，与相邻变压器的保护互跳接线也要相应改变。为防止操作中线路跳闸造成变压器中性点不接地运行，以及防止操作中中性点接地数少于保护要求，110千伏及以上电网中性点的倒换操作应遵守先合后断的原则，并尽量缩短操作时间。,第二部分 系统倒闸操作,严禁变压器无主保护运行。运行中的变压器滤油、加油以及打开各种阀门放气、放油、清理呼吸孔时，重瓦斯保护应投信号。大修后的变压器在投入运行前，有条件者应采取零起升压，对可能造成相位变动者应进行相位核对。,变压器应有完备的继电保护，用小电源向变压器送电时应核算继电保护灵敏度(特别是主保护)。考虑变压器励磁涌流对继电保护的影响。在变压器发生故障跳闸后，能保证电网稳定。变压器送电时，应检查充电侧母线电压及变压器分接头位置，保证送电后各侧电压不超过规定值。变压器充电时，差动保护及重瓦斯保护应投跳闸，后备保护按具体运行方式投入。,对变压器送电时的要求：,第二部分 系统倒闸操作,开关的操作原则,允许拉、合负荷电流和各种设备的充电电流以及额定遮断容量以内的故障电流。开关合闸前，必须检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，必须检查确认三相均已接通。开关操作前后，必须检查有关仪表及指示灯的指示是否正确、检查开关遥信、遥测等信号是否正确。两开关互相替代操作时，必须考虑操作开关在断、合过程中可能出现的非全相现象，因而操作过程中必须将运行开关可能误动的有关零序保护解除，现场对此应有明确的运行规定。没有保护动作信号跳闸的开关，在未查明跳闸原因前禁止投入运行。,第二部分 系统倒闸操作,刀闸的操作原则,禁止用刀闸断、合负荷电流及故障电流。可断、合无故障的电压互感器及避雷器(无雷电活动)。可断、合110千伏及以下正常母线充电电容电流。可断、合无接地故障变压器的中性点接地刀闸和消弧线圈。可用三联刀闸断合励磁电流不超过2A的空载变压器和电容电流不超过5A的空载线路。断、合经开关或刀闸闭合的旁路电流、双母线倒排操作、母线外桥操作的旁路电流，但必须将与刀闸并联的开关操作电源解除。,第二部分 系统倒闸操作,电网合环与解环操作,合环前必须确认两侧电压相序相位一致。合环前应将两侧电压差调至最小，但允许有一定的电压差，一般在额定电压的20%之内。合环时，一般应经同期装置检定，便于监视合环处的压差、角差，两侧电压相角差最大不超过20度，必要时可解除同期闭锁。当合环操作中，同期表出现频差现象时，现场应立即停止操作，并向调度汇报。合解环过程中，应将环路上所有线路保护投入，并确认充电保护解除。但对于仅涉及单个110kV变电站的合解环操作，受端保护可不投入。合解环操作时，必须经PAS系统进行模拟操作，确保合环时和解环后各环节潮流的变化不超过继电保护、设备容量等方面的限额；解环前应观察合环潮流，确认环网已合上方可解环。合解环应选择在有通讯手段的变电站进行，合环时间不得超过半小时。对于220千伏终端变110千伏网络合环时间不得超过10分钟。合解环操作应尽量避开高峰负荷时间。,第二部分 系统倒闸操作,设备的冲击合闸及核相,新建、改建、扩建的输变电设备在投运时应按有关规定进行冲击合闸试验，在冲击合闸前应考虑以下问题：被冲击设备无异常；冲击合闸的开关，切除故障电流次数在规定范围内，有完善的继电保护；有条件时，可改变运行方式，用正常开关串联进行；冲击合闸电源应选择对电网影响最小的电源，必要时适当降低重要联络线输送功率，以提高电网的稳定性；新投产设备以全电压冲击次数的规定：变压器5次、线路3次；大修后的输变电设备有必要时，在投运前应进行冲击合闸试验。新设备或检修后相位可能变动的设备投入运行时，应校验相序、相位相同后才能进行同期并列或合环操作。线路或变压器核相，一般在母线PT二次回路进行。核相时应先验明PT电压相位正确。,第二部分 系统倒闸操作,零起升压操作,对长线路或通过长线路对变压器进行零起升压的发电机，必须有足够的容量，防止发电机产生自励磁，必要时应经过计算分析；同时应防止线路末端电压超过规定允许值。担任零起升压发电机的强行励磁装置、自动电压调整器、复式励磁装置均应退出。发电机的失磁保护、线路重合闸以及零升回路联跳其他开关的跳闸压板均应退出。零起升压时，必须在发电机未建立电压时将发电机与被加压的设备联接好，升压回路保护完整，并可靠投入，然后再加励磁；缓缓加压时，应注意观察三相电压、电流是否平衡。升压回路变压器中性点应接地，同时应考虑正常运行系统中性点接地数量保持不变。进行零起升压系统与正常运行系统连接的开关一般应在冷备用状态，如开关在热备用状态时应采取措施防止开关误合造成非同期并列。双母线接线对其中一段母线进行零起升压时，若另一段母线母差保护可能误动，则母差保护应采取措施防止误动。线路加压正常后，应先将发电机机端电压调至最低，然后再断开线路开关。,第二部分 系统倒闸操作,
