1、 2011 2011年年0606月月 乌鲁木齐乌鲁木齐安全自动装置介绍及应用安全自动装置介绍及应用一、安全自动装置基本知识一、安全自动装置基本知识二、稳定控制技术简介二、稳定控制技术简介三、新疆电网稳控系统介绍三、新疆电网稳控系统介绍四、重合闸及备自投在新疆电网中的应用及案例分析四、重合闸及备自投在新疆电网中的应用及案例分析一 安全自动装置基础电网的三道防线电网的三道防线第一道防线：快速可靠的继电保护、有效的预防性控制第一道防线：快速可靠的继电保护、有效的预防性控制措施，措施，确保电网在发生常见的单一故障时保持电网稳确保电网在发生常见的单一故障时保持电网稳定运行和电网的正常供电；定运行和电网的
2、正常供电；第二道防线：采用稳定控制装置及切机、切负荷等紧急第二道防线：采用稳定控制装置及切机、切负荷等紧急控制措施，控制措施，确保电网在发生概率较低的严重故障时能确保电网在发生概率较低的严重故障时能继续保持稳定运行；继续保持稳定运行；第三道防线：设置失步解列、频率及电压紧急控制装置第三道防线：设置失步解列、频率及电压紧急控制装置，当电网遇到概率很低的多重严重事故而稳定破坏时，当电网遇到概率很低的多重严重事故而稳定破坏时，依靠这些装置防止事故扩大、防止大面积停电。依靠这些装置防止事故扩大、防止大面积停电。安全自动装置定义及分类 定义： 电网安全稳定自动装置，是指用于防止电力系统稳定破坏、防止电力
3、系统事故扩大、防止电网崩溃及大面积停电以及恢复电力系统正常运行的各种自动装置的总称。主要作用：功率过剩地区快速减少发电机功率（切机、快关汽门）在功率缺额地区快速切负荷等分类： 如稳控装置、失步解列装置、低频减负荷装置、低压减负荷装置、过频切机装置、备用电源自投装置、水电厂低频自启动装置、输电线路的自动重合闸等。安全自动装置定义及分类 一一 电网安全稳定控制装置（系统） 电网安全稳定控制装置（即区域稳控系统）是为保证电力系统在遇到大扰动时的稳定性而在电厂或变电站内装设的控制设备，实现切机、切负荷、快速减出力、直流功率紧急提升或回降等功能，是保持电力系统安全稳定运行的第二道防线的重要设施。 电网安
4、全稳定控制系统是由两个及以上分布于不同厂站的稳定控制装置通过通信联系组成的系统。 其结构可以分为：分散式、集中式。或远方控制、就地控制安全自动装置定义及分类二、自动解列装置 针对电力系统失步振荡、频率崩溃或电压崩溃的情况，在预先安排的适当地点有计划的自动将电力系统解开，或将电厂与接待的适当负荷自动与主系统断开，以平息振荡的自动装置。可分为：振荡解列装置、频率解列装置、低电压解列装置。 失步解列装置是当电力系统失去同步发生异步运行时，在预先安排的适当地点有计划地自动将电力系统解开，或将电厂与连带的适当负荷自动与主系统断开，以防止事故扩大的自动装置。安全自动装置定义及分类三、低频低压减负荷装置 低
5、频减负荷装置是在电力系统发生事故出现功率缺额引起频率急剧大幅度下降时，自动切除部分用电负荷使频率迅速恢复到允许范围内，以避免频率崩溃的自动装置。 低压减负荷装置是为防止系统无功缺额，引发电压崩溃事故，自动切除部分负荷使运行电压恢复到允许范围内的自动装置。安全自动装置定义及分类四、自动重合闸装置 架空线路或母线因故断开后，被断开的断路器经预定短时延时自动合闸，使断开的电力元件重新带电，若故障未消除，则由保护装置动作将断路器再次断开的自动操作循环。可分为：三相重合闸、三相重合闸、综合重合闸。安全自动装置定义及分类五、备用电源自动投入装置： 备自投：分段备自投、进线备自投、变压器备自投和远方备自投。
6、 装置根据设置备自投的方式工作，自动识别工作段电压消失，执行备用开关自动投入，以恢复工作段电压。并在自投中实现备用段保护后加速以及自投后自动切除多余负荷。是为满足电网经济运行及可靠供电，而采用的一种装置。常见安自装置 RCS-992A型分布式安全稳定控制装置 本装置主要用于区域电网及大区互联电网的安全稳定控制，尤其适合广域的多个厂站的暂态稳定控制系统，也可用于单个厂站的安全稳定控制。 装置采用主从式模块化结构，由主机（RCS-992A）和从机（RCS-990A）共同构成，主从机通过光纤交换数据，从机可分散布置于不同的保护小室。 常见安自装置 RCS-992A型分布式安全稳定控制装置常见安自装置
7、 RCS-993E型失步解列及频率电压紧急控制装置具备判断两回线路的失步解列功能和低频解列、低压解列、过压解列、过频解列或切机功能。 基本原理：利用UCOS判别原理进行判别，以装置安装处测量电压最小值确定动作区域，其主要性能如下：失步继电器利用UCOS的变化轨迹来判别电力系统失步，利用装置安装处采集到的电压电流，通过计算 来反应振荡中心的电压，根据振荡中心电压的UCOS变化规律来区分失步振荡和同步振荡及短路故障。常见安自装置 RCS-993A、B型失步解列装置具备判断两回线路在电网失步时的解列、切机、切负荷等功能。 RCS-993A型装置基于阻抗循序判别方式原理进行失步判别和保护区域限制 RC
8、S-993B型装置利用UCOS判别原理进行判别.同RCS-993E。常见安自装置 RCS-965XB系列备用电源自投保护测控装置功能二 稳定控制技术海南及西藏电网大停电主要原因 海南海南20052005年年“9.269.26”大停电的直接原因是：达维台风造成了大量大停电的直接原因是：达维台风造成了大量线路永久性故障跳闸，线路损坏严重线路永久性故障跳闸，线路损坏严重 ，220kV220kV玉官线官塘侧发生玉官线官塘侧发生BCBC相间间歇性短路故障，玉洲侧线路保护拒动（直流电源异常）相间间歇性短路故障，玉洲侧线路保护拒动（直流电源异常），引起其他线路及发电机组后备保护动作跳闸，保护拒动是导致，引起
9、其他线路及发电机组后备保护动作跳闸，保护拒动是导致海南电网大面积停电事故扩大的直接原因。海南电网大面积停电事故扩大的直接原因。 20052005年年“10.2410.24”西藏藏中电网大停电的直接原因是：羊西西藏藏中电网大停电的直接原因是：羊西110kV110kV线路一回发生单相故障断路器拒动（不设失灵保护），引起发电线路一回发生单相故障断路器拒动（不设失灵保护），引起发电机组远后备低压保护无序跳闸，系统最终垮网。机组远后备低压保护无序跳闸，系统最终垮网。 “06.1.806.1.8”西藏电网垮网事故直接原因是：羊湖电站的综自站调西藏电网垮网事故直接原因是：羊湖电站的综自站调试过程中人员误操作
10、导致电站出线全部跳闸，另外部分空载线路试过程中人员误操作导致电站出线全部跳闸，另外部分空载线路引起电厂母线电压升高，发电机低励、失磁保护动作跳闸，尽管引起电厂母线电压升高，发电机低励、失磁保护动作跳闸，尽管系统安稳装置正确动作，曾使电网频率维持在系统安稳装置正确动作，曾使电网频率维持在49Hz49Hz以上数分钟，以上数分钟，但终因功率缺额过大（超过但终因功率缺额过大（超过6060），电网最终崩溃。），电网最终崩溃。 継电保护或断路器拒动引起发电机组远后备保护无序动作，是引継电保护或断路器拒动引起发电机组远后备保护无序动作，是引起大停电的重要原因。为此，应考虑电网事故解列，隔离故障区起大停电的重
11、要原因。为此，应考虑电网事故解列，隔离故障区，确保剩余电网的安全。，确保剩余电网的安全。 升压东嘎西郊堆龙城东火电厂北郊墨竹工卡泽当贡嘎羊湖沃卡一金珠江孜直孔当雄柳梧城南西藏电网一次接线示意图1、20:47 嵩郑II线跳闸；10s后嵩郑I线跳闸；因郑州站#1母线检修，随即郑祥线、白郑线均被断开；豫中豫北豫南豫西获嘉郑州嵩山祥符邵陵白河至湖北襄樊至华北牡丹至湖北孝感姚孟沁北柳新焦峡澳苗仓颉安阳洛热三火三水小浪底至西北首常龙泉万县辛洹线万龙线河南电网“7.1”事故发展及处理过程123456789102、20:50-20:58 小浪底、三水、洛热、沁北等多个电厂手动跳机或减出力；3、20:54 22
12、0kV柳新线（豫北豫中）跳闸；4、20:56 220kV焦峡线（豫北豫中）跳闸；5、20:58 220kV澳苗线（豫北豫西）跳闸；6、20:58 220kV首常线（豫西豫中）跳闸；7、21:00 系统出现振荡，电压和功率大幅波动。8、21:00 灵宝直流闭锁；10、21:03 500kV辛洹线手动解列；11、21:06 电网振荡平息。 500kV万龙线跳闸；姚郑线嵩郑白郑线郑州#1主变50135012501150235022502150425041母母嵩郑 503350325031郑州#2主变郑祥线河南电网“7.1”事故的教训（1 1）互联电网在联网与不联网两种状态下系统的稳定控制）互联电网在
13、联网与不联网两种状态下系统的稳定控制措施是不同的。华中与华北不联网时嵩郑线跳闸采取豫北措施是不同的。华中与华北不联网时嵩郑线跳闸采取豫北、豫西切机措施是有效的，而联网状态下切机不仅无效而、豫西切机措施是有效的，而联网状态下切机不仅无效而且会使事故加剧，此时解列辛洹联络线后再切机或直接解且会使事故加剧，此时解列辛洹联络线后再切机或直接解列与嵩郑线构成电磁环网的列与嵩郑线构成电磁环网的220kV220kV线路才是有效的。线路才是有效的。（2 2）任何情况下高一级电压等级联络线断开不允许低一级）任何情况下高一级电压等级联络线断开不允许低一级电压线路进行大区联网。电压线路进行大区联网。（3 3）同一路
14、径双回线）同一路径双回线N-2N-2的事故必须考虑，的事故必须考虑，06-0706-07年曾发生年曾发生多起多起N-2N-2及及N-3N-3事故，对这类事故必须有足够的准备。事故，对这类事故必须有足够的准备。（4 4）大区互联电网失步振荡的模式可能有多种，如果振荡）大区互联电网失步振荡的模式可能有多种，如果振荡中心主网内部，则目前装设的失步解列装置将拒绝动作，中心主网内部，则目前装设的失步解列装置将拒绝动作，系统无法消除振荡。应该研究这种振荡模式下的解列对策系统无法消除振荡。应该研究这种振荡模式下的解列对策。（5 5）220kV220kV及及500kV500kV线路保护不应有过负荷跳闸功能。线
15、路保护不应有过负荷跳闸功能。巴西大停电事故 2009 2009年年1111月月1010日晚日晚2222点点1313分分( (北京时间北京时间1111日日8 8点点1313分分) )，巴西电网全国范围内发生大面积停电，引起世界，巴西电网全国范围内发生大面积停电，引起世界关注。本次大停电影响巨大，受影响人口约关注。本次大停电影响巨大，受影响人口约50005000万，万，损失负荷约损失负荷约24436MW24436MW，约占巴西电网全部负荷的，约占巴西电网全部负荷的40%40%。 由于此次停电事故影响到圣保罗、里约热内卢等负由于此次停电事故影响到圣保罗、里约热内卢等负荷中心，引发人们对巴西举办奥运会
16、能力的质疑。荷中心，引发人们对巴西举办奥运会能力的质疑。 国内外事故的主要原因：国内外事故的主要原因：（1 1）电网整体结构不合理：高低压电磁环网运行情况严重，）电网整体结构不合理：高低压电磁环网运行情况严重，一旦高压侧输电回路断开引起潮流向低压侧大转移就可能出一旦高压侧输电回路断开引起潮流向低压侧大转移就可能出现灾难性的后果。现灾难性的后果。（2 2）继电保护的不正确动作是事故扩大的直接原因：如保护）继电保护的不正确动作是事故扩大的直接原因：如保护拒动或误动；距离三段定值不能有效躲过线路短时过负荷；拒动或误动；距离三段定值不能有效躲过线路短时过负荷；线路保护装置的振荡闭锁功能不完善，当系统发
17、生失步振荡线路保护装置的振荡闭锁功能不完善，当系统发生失步振荡时就可能出现无序的跳闸，引发连锁反应。时就可能出现无序的跳闸，引发连锁反应。（3 3）电网内安稳控制系统的配置不完善：如过负荷控制、失）电网内安稳控制系统的配置不完善：如过负荷控制、失步解列、低频低压解列、低压切负荷等配置不足、定值不当步解列、低频低压解列、低压切负荷等配置不足、定值不当或装置配置与性能不完善。或装置配置与性能不完善。（4 4）对于严重的多重事故缺乏应对措施，如出现）对于严重的多重事故缺乏应对措施，如出现N-2N-2、N-3N-3事事故时缺少对策，往往事故扩大。故时缺少对策，往往事故扩大。 此外，在电网稳定水平下降时
18、没能及时调整方式、限制此外，在电网稳定水平下降时没能及时调整方式、限制潮流，线路走廊的树木没有及时修剪等等方面也有影响，但潮流，线路走廊的树木没有及时修剪等等方面也有影响，但一般不是大停电的主要原因。总之，任何一次大停电事故都一般不是大停电的主要原因。总之，任何一次大停电事故都是由多种原因、多个因素汇集形成。是由多种原因、多个因素汇集形成。图 电力系统状态转换及三道防线正常（安全）警戒紧急恢复失步崩溃合理的电网结构及相应电力设施电网快速保护及预防控制装置电网快速保护及预防控制装置（第一道防线）（第一道防线）稳定控制装置稳定控制装置/系统系统（第二道防线）（第二道防线）电网失步解列、电压及频率电
19、网失步解列、电压及频率紧急控制（第三道防线）紧急控制（第三道防线）系统完整性破坏保持系统完整性保持系统完整性为了分析的方便，我们把电力系统运行状态分为：正常状态，警戒状态，紧急状态，失步状态，恢复状态。控制策略表故障检测查表确定控制策略措施执行：本地及远方稳定控制主站或子站装置在线决策系统对当前电网方式、故障集进行分析计算，形成控制策略表EMS(SCADA)稳控或其它系统数据源电 力 系 统稳控执行站切机或切负荷控制 电力系统发生突然的有功功率变化时，系统的频率将要发生变化电力系统发生突然的有功功率变化时，系统的频率将要发生变化，当功率缺额时频率下降，功率过剩时频率上升。当功率变化较，当功率缺
20、额时频率下降，功率过剩时频率上升。当功率变化较大时若不及时采取措施，频率将超越正常范围，甚至引起系统频大时若不及时采取措施，频率将超越正常范围，甚至引起系统频率崩溃。率崩溃。 频率紧急控制的措施频率紧急控制的措施：频率下降时，基本措施是自动低频减负荷：频率下降时，基本措施是自动低频减负荷；频率上升时，基本措施是过频自动切机；联络线低频解列。；频率上升时，基本措施是过频自动切机；联络线低频解列。 频率紧急控制的判据频率紧急控制的判据：按频率值、频率变化率及动作延时综合进：按频率值、频率变化率及动作延时综合进行判断，但必须防止暂态过程中频率测量的不正确及系统内负荷行判断，但必须防止暂态过程中频率测
21、量的不正确及系统内负荷反馈等问题引起的装置误动作。反馈等问题引起的装置误动作。 当系统功率缺额过大当系统功率缺额过大（例如缺额达（例如缺额达2020）时，应装设联络线跳闸）时，应装设联络线跳闸或大机组跳闸时联切负荷（或联切蓄能电厂的抽水机组），快速或大机组跳闸时联切负荷（或联切蓄能电厂的抽水机组），快速制止频率大幅度下降。联切负荷与低频减载两者应协调，例如切制止频率大幅度下降。联切负荷与低频减载两者应协调，例如切除对象不能完全重迭，控制量需进行配合。除对象不能完全重迭，控制量需进行配合。 频率电压紧急控制电力系统频率特性 当系统负荷突然变化时系统频率运行点的变化过程：负荷增加引起频率降低，负荷
22、减少频率升高电力系统频率特性2 当系统机组（或受电联络线）突然跳闸时系统频率运行点降低的变化过程。电力系统频率特性3 当系统频率下降过程中采用低频减载措施可以制止频率下降并恢复系统运行频率。低频减载配置方案的若干问题低频减载配置方案的若干问题：（1 1）设有快速动作的基本轮：对于大型电力系统动作的频率级差为）设有快速动作的基本轮：对于大型电力系统动作的频率级差为0.2Hz0.2Hz，每轮动作延时为每轮动作延时为0.20.2秒；一般配置秒；一般配置9 91111级。级。（2 2）设有长延时动作的特殊轮：其整定值应考虑使系统不能长期悬浮在）设有长延时动作的特殊轮：其整定值应考虑使系统不能长期悬浮在
23、49Hz49Hz以下，一般动作频率值与基本轮的第一轮一致，按动作延时可分为以下，一般动作频率值与基本轮的第一轮一致，按动作延时可分为2 2 3 3级。级。（3 3）为了提高动作可靠性，应设有频率启动级和频率变化率）为了提高动作可靠性，应设有频率启动级和频率变化率df/dtdf/dt闭锁。闭锁。（4 4）为了在大功率缺额时能快速动作，应设有按频率变化率）为了在大功率缺额时能快速动作，应设有按频率变化率df/dtdf/dt加快动作加快动作的功能，例如在第一轮动作时可加速第二或第二、三轮动作。的功能，例如在第一轮动作时可加速第二或第二、三轮动作。（5 5）为了防止过切，在每轮动作的延时过程中应检查）
24、为了防止过切，在每轮动作的延时过程中应检查df/dtdf/dt符号是否从负变符号是否从负变为正，发现已变为正值时立即停止延时。为正，发现已变为正值时立即停止延时。（6 6）第一轮的频率定值应考虑利用系统的旋转备用，一般不大于）第一轮的频率定值应考虑利用系统的旋转备用，一般不大于49.2Hz49.2Hz。（7 7）对于可能从主网解列出来的地区电网，除了服从主网安排外，还应考）对于可能从主网解列出来的地区电网，除了服从主网安排外，还应考虑孤立运行时确保地区电网安全稳定运行的减载措施。虑孤立运行时确保地区电网安全稳定运行的减载措施。（8 8）国内某些电网开始采用分轮按整定功率值自动选择被切负荷线路的
25、方）国内某些电网开始采用分轮按整定功率值自动选择被切负荷线路的方案，技术上更加完善。案，技术上更加完善。自动低频减负荷 电压稳定性电压稳定性：是指系统维持电压的能力：是指系统维持电压的能力, ,电力系统在正电力系统在正常运行条件下和遭受扰动之后系统中所有母线都持续常运行条件下和遭受扰动之后系统中所有母线都持续地保持可接受的电压的能力，并且功率和电压都是能地保持可接受的电压的能力，并且功率和电压都是能控的。当发生扰动、增加负荷或改变系统运行方式造控的。当发生扰动、增加负荷或改变系统运行方式造成渐进的、不可控制的电压降低时（至少有一个母线成渐进的、不可控制的电压降低时（至少有一个母线的电压幅值随注
26、入母线的无功功率的增加而减少），的电压幅值随注入母线的无功功率的增加而减少），则系统进入电压不稳定状态。电压不稳定的主要因素则系统进入电压不稳定状态。电压不稳定的主要因素是系统不能满足无功功率的需求是系统不能满足无功功率的需求。 电压不稳本质上是一种局部现象，电压不稳本质上是一种局部现象，但其后果却给系统但其后果却给系统带来广泛的影响。电压崩溃是伴随电压不稳定导致系带来广泛的影响。电压崩溃是伴随电压不稳定导致系统大面积、大幅度的电压下降的过程，致使大范围内统大面积、大幅度的电压下降的过程，致使大范围内停电。美加停电。美加“814”“814”大停电过程中，最后阶段就是发生大停电过程中，最后阶段就
27、是发生电压崩溃。电压崩溃。电压稳定及低电压紧急控制 功角不稳定和电压不稳定经常同时发生，一种形式的不稳定可功角不稳定和电压不稳定经常同时发生，一种形式的不稳定可导致另一种形式的不稳定。区别功角稳定与电压稳定对弄清楚问导致另一种形式的不稳定。区别功角稳定与电压稳定对弄清楚问题的根本原因，改进电网设计、合理安排运行方式、以及针对性题的根本原因，改进电网设计、合理安排运行方式、以及针对性的控制有着重要的意义。的控制有着重要的意义。 提高电压稳定性的控制措施主要有发电机无功控制（励磁控制提高电压稳定性的控制措施主要有发电机无功控制（励磁控制）、低电压切负荷、静止补偿设备（）、低电压切负荷、静止补偿设备
28、（SVCSVC、STATCOM)STATCOM)等，低电压等，低电压切负荷措施是电压紧急控制最基本而有效的措施。切负荷措施是电压紧急控制最基本而有效的措施。 对于复杂电网，仅靠分散安装的低压切负荷装置往往不能有效对于复杂电网，仅靠分散安装的低压切负荷装置往往不能有效解决电压稳定问题，需要配置多个厂站的电压稳定控制系统，根解决电压稳定问题，需要配置多个厂站的电压稳定控制系统，根据多个相关站点的电压水平及系统的运行状态（包括故障）来进据多个相关站点的电压水平及系统的运行状态（包括故障）来进行决策；在线电压稳定控制在福建已经投运，取得了良好运行经行决策；在线电压稳定控制在福建已经投运，取得了良好运行
29、经验，是今后发展的方向。验，是今后发展的方向。电压稳定及低电压紧急控制2 在线电压稳定分析及控制在线电压稳定分析及控制：利用利用EMSEMS系统采集的当前系系统采集的当前系统数据、电压稳定控制厂站采集的数据及针对可能造统数据、电压稳定控制厂站采集的数据及针对可能造成电压不稳定的予想事故，进行短期（暂态）电压稳成电压不稳定的予想事故，进行短期（暂态）电压稳定（定（10= Ptcg_1_1，切除塔城地区负荷: Ktcg_1_1*(Pkt+Pqt)1_1_1Ptcg_1_1=50MW Ktcg_1_1=0.6 需要执行站采集的频率作为辅助判据确认，频率下降到49.5Hz持续0.05秒 当Pkt+Pq
30、t= Ptcg_1_2，切除塔城地区负荷: Ktcg_1_2*(Pkt+Pqt)1_1_2Ptcg_1_2=70MW Ktcg_1_2=0.8低电压切负荷不判断方式当Pkt+Pqt= Ptcg_T_1，且电压 Vtcg=Ttcg_T_1，切除塔城地区负荷：Ktcg_T_1*(Pkt+Pqt)1_T_1Ptcg_T_1=40MW Vtcg_T_1=0.97 Ttcg_T_1=20s Ktcg_T_1=0.21.分两轮执行。 2.本站既判断线路功率，又判电压。 3.电压为克铁线电压、泉铁线电压最高值。最高值。当Pkt+Pqt= Pkt_T_2，且电压 Vtcg=Ttcg_T_2，切除塔城地区负荷：
31、Ktcg_T_2*(Pkt+Pqt)1_T_2Ptcg_T_2=60MW Vtcg_T_2=0.95 Ttcg_T_2=10s Ktcg_T_2=0.2克铁线过载电流=Igfhbj，tTgfhbj 报警；电流=Ighftz，PktPgfhzd，tTgfhtz，切除塔城地区负荷： DP=Kkt_1_1*(Pkt-Pgfhzd) 2_1_1Igfhbj，Tgfhbj Ighftz，PgfhzdTgfhtz，Kkt_1_1克铁线铁电线、铁依线和铁冬线断面断面断开不判断方式当断面功率= P110_1_1，切除塔城地区负荷 K110_1_1*断面功率，此时切负荷地区不考虑铁厂沟35kV负荷，断面功率为铁
32、电线功率加上铁依线功率5_1_1P110_1_1=50MW K110_1_1=0.4 1.需要频率辅助判据确认，频率下降到f_set，持续时间t秒，定值和克铁线故障频率辅助判据中的定值一致。当断面功率= P110_1_2，切除塔城地区负荷 K110_1_2*断面功率，此时切负荷地区不考虑铁厂沟35kV负荷，断面功率为铁电线功率加上铁依线功率6_1_2P110_1_2=70MW K110_1_2=0.6调度规程：稳定管理调度规程：稳定管理 1 1、地调应根据本地区电网的结构特点，进行系统主、地调应根据本地区电网的结构特点，进行系统主电源失去、解网后的安全稳定分析，为防止电压和频电源失去、解网后的
33、安全稳定分析，为防止电压和频率崩溃，提出相应的稳定控制措施，经省调审核后，率崩溃，提出相应的稳定控制措施，经省调审核后，由各供电单位实施。省调应为地调提供系统年度典型由各供电单位实施。省调应为地调提供系统年度典型方式的参数，指导地调进行地区电网的稳定计算。方式的参数，指导地调进行地区电网的稳定计算。 2 2、各级电网值班调度员和现场运行值班人员应熟悉、各级电网值班调度员和现场运行值班人员应熟悉相关设备的稳定运行极限，并负责监控所调管的设备相关设备的稳定运行极限，并负责监控所调管的设备在稳定限额内运行，当发现超过稳定限额时应迅速处在稳定限额内运行，当发现超过稳定限额时应迅速处理。厂、站运行值班人
34、员和电网值班调度员在设备稳理。厂、站运行值班人员和电网值班调度员在设备稳定限额的监控方面负有同等责任。定限额的监控方面负有同等责任。调度规程：稳定管理调度规程：稳定管理3 3、按频率、电压减负荷，远方、就地联锁切机、切负荷按频率、电压减负荷，远方、就地联锁切机、切负荷，低频自启动，高频切机，失步、振荡解列等安全自，低频自启动，高频切机，失步、振荡解列等安全自动装置均是保证电力系统安全稳定的重要措施，应保动装置均是保证电力系统安全稳定的重要措施，应保证能正常投运，未经相应电力调度机构的值班调度员证能正常投运，未经相应电力调度机构的值班调度员同意不得擅自改变其运行状态。同意不得擅自改变其运行状态。
35、4 4、发电机组的调速系统、励磁系统（含稳定控制器）、发电机组的调速系统、励磁系统（含稳定控制器）、汽门快关装置及水轮机的自动控制装置对系统稳定有汽门快关装置及水轮机的自动控制装置对系统稳定有重要影响，正常运行均应投入在自动响应状态。有关重要影响，正常运行均应投入在自动响应状态。有关定值由各发电厂按电力调度机构下达的定值整定，未定值由各发电厂按电力调度机构下达的定值整定，未得到相应电力调度机构的定值单，不得擅自更改定值得到相应电力调度机构的定值单，不得擅自更改定值。调度规程：稳定管理调度规程：稳定管理5 5、新（改、扩）建的发、输、变电设备投运前，由相应新（改、扩）建的发、输、变电设备投运前，
36、由相应电力调度机构根据运维单位提供的参数，对系统稳定电力调度机构根据运维单位提供的参数，对系统稳定情况进行校核，并提出提高稳定水平的相应措施，落情况进行校核，并提出提高稳定水平的相应措施，落实后方可接入系统。实后方可接入系统。6 6、电力系统安全稳定措施的调度管理与设备调管属性应、电力系统安全稳定措施的调度管理与设备调管属性应该一致，保证主网架稳定的措施由省调负责落实，保该一致，保证主网架稳定的措施由省调负责落实，保证地区网架稳定的措施由地调负责落实，保证发电厂证地区网架稳定的措施由地调负责落实，保证发电厂设备稳定运行的措施由发电厂负责落实。设备稳定运行的措施由发电厂负责落实。现场运行管理现场
37、运行管理一、一、已投入运行的电网安全稳定自动装置，正常情形，已投入运行的电网安全稳定自动装置，正常情形，未经调度机构值班调度员同意，并下达调度指令的情未经调度机构值班调度员同意，并下达调度指令的情况下，严禁以下操作或行为：况下，严禁以下操作或行为：1 1 、启、启/ /停安全稳定自动装置或安全稳定自动装置的功能停安全稳定自动装置或安全稳定自动装置的功能。（调度机构明确由现场负责的调整操作除外）。（调度机构明确由现场负责的调整操作除外）。2 2、 修改安全稳定自动装置运行定值。修改安全稳定自动装置运行定值。3 3 、进行可能影响安全稳定自动装置正常运行的工作。、进行可能影响安全稳定自动装置正常运
38、行的工作。现场运行管理现场运行管理4 4 、擅自改变安全稳定自动装置硬件结构和软件版本。、擅自改变安全稳定自动装置硬件结构和软件版本。（稳控功能的变更需经省调同意）稳控功能的变更需经省调同意）5 5 、安全稳定自动装置动作切除的负荷通过备用电源自、安全稳定自动装置动作切除的负荷通过备用电源自动投入装置转供。或擅自恢复联切负荷的供电。动投入装置转供。或擅自恢复联切负荷的供电。6 6 、安全稳定自动装置动作切机后，将被切机组的出力、安全稳定自动装置动作切机后，将被切机组的出力自行转到其它机组。自行转到其它机组。现场运行管理现场运行管理二、二、现场运行值班人员应按照安全稳定自动装置的现场现场运行值班
39、人员应按照安全稳定自动装置的现场运行规程及时进行安全稳定自动装置的调整。（投退运行规程及时进行安全稳定自动装置的调整。（投退装置或部分功能、旁代操作。）装置或部分功能、旁代操作。）三、三、安全稳定自动装置异常时，应及时向调度机构值班安全稳定自动装置异常时，应及时向调度机构值班调度员汇报，并通知运行维护单位消缺。调度员汇报，并通知运行维护单位消缺。四、安全稳定自动装置故障或通道故障，造成安全稳定四、安全稳定自动装置故障或通道故障，造成安全稳定自动装置功能全部或部分损失时，安全稳定自动装置自动装置功能全部或部分损失时，安全稳定自动装置应该全部或部分停运。应该全部或部分停运。现场运行管理现场运行管理
40、五、安全稳定自动装置动作后，运行值班人员应及时向五、安全稳定自动装置动作后，运行值班人员应及时向值班调度员汇报，地调值班调度员还应全面收集切除值班调度员汇报，地调值班调度员还应全面收集切除断路器，切负荷量等信息，向调度机构值班调度员汇断路器，切负荷量等信息，向调度机构值班调度员汇报。运行值班人员应根据值班调度员命令处理，不得报。运行值班人员应根据值班调度员命令处理，不得自行恢复跳闸断路器。自行恢复跳闸断路器。一次设备检修注意事项一次设备检修注意事项1 1、当区域稳控装置所接入的一次设备（线路、主变、机、当区域稳控装置所接入的一次设备（线路、主变、机组）停电检修时，应在区域稳控装置处，退出该设备
41、组）停电检修时，应在区域稳控装置处，退出该设备的跳闸出口压板。若该设备二次回路及设备有工作，的跳闸出口压板。若该设备二次回路及设备有工作，则需投入该设备的检修压板，设备送电前按规程投入则需投入该设备的检修压板，设备送电前按规程投入跳闸出口压板、退出该设备的检修压板。跳闸出口压板、退出该设备的检修压板。2 2、线路正常运行和旁路代路运行时严禁投入一次、线路正常运行和旁路代路运行时严禁投入一次设备的设备的检修压板。检修压板。3 3、一次设备检修时部分线路、机组送电功率可能降低。、一次设备检修时部分线路、机组送电功率可能降低。4 4、需对部分特殊压板进行操作。、需对部分特殊压板进行操作。二次设备检修
42、注意事项二次设备检修注意事项1 1、在与区域稳控装置相关的保护装置、故障录波器、失、在与区域稳控装置相关的保护装置、故障录波器、失步解列装置等设备上的工作，或在与区域稳控相关的步解列装置等设备上的工作，或在与区域稳控相关的二次回路上的工作，应在检修设备或二次回路上做好二次回路上的工作，应在检修设备或二次回路上做好安全措施：短接或跨接电流，断开安全措施：短接或跨接电流，断开PTPT二次空开，退出二次空开，退出相应保护开入量压板，断开相应保护开入量压板，断开HWJHWJ回路等。特殊情况下回路等。特殊情况下，可，可申请将区域稳控装置退出。申请将区域稳控装置退出。对对新建稳控站或新接新建稳控站或新接入
43、稳控系统的一次设备也按上述要求进行。入稳控系统的一次设备也按上述要求进行。2 2、线路或机组停电后，进行相关保护装置或二次回路工、线路或机组停电后，进行相关保护装置或二次回路工作时，必需将对应设备的检修压板投入，在送电前必作时，必需将对应设备的检修压板投入，在送电前必须退出。须退出。二次设备检修注意事项二次设备检修注意事项3 3、经工作现场确认需退出区域稳控装置的，应向值班调、经工作现场确认需退出区域稳控装置的，应向值班调度员汇报申请，值班调度员根据汇报内容综合考虑决度员汇报申请，值班调度员根据汇报内容综合考虑决定区域稳控装置的投入或退出。定区域稳控装置的投入或退出。4 4、安全稳定控制装置定
44、值更改，应将本站装置转为退出、安全稳定控制装置定值更改，应将本站装置转为退出状态下进行，多个厂站同时更改定值时，应同时更改状态下进行，多个厂站同时更改定值时，应同时更改同一套稳控装置（可先更改同一套稳控装置（可先更改A A套），禁止出现交叉退套），禁止出现交叉退出现象。当各厂站同一套稳控装置定值均更改完毕，出现象。当各厂站同一套稳控装置定值均更改完毕，且投运正常后，方可退出另一套稳控装置，更改定值且投运正常后，方可退出另一套稳控装置，更改定值。四 、重合闸及备自投在新疆电网中的应用及案例分析 备自投常见主接线方式备自投常见主接线方式 3DL3DL处于断开位置，处于断开位置，I I、IIII段母
45、线分裂段母线分裂运行，分别由进线运行，分别由进线1 1、进线、进线2 2供电。在这种供电。在这种运行方式下，如果进线运行方式下，如果进线1 1故障，导致故障，导致I I段母段母线失压，此时备自投装置应能自动断开运线失压，此时备自投装置应能自动断开运行断路器行断路器1DL1DL，然后再投入分段开关，然后再投入分段开关3DL3DL，使母线使母线I I恢复供电。反之亦然。恢复供电。反之亦然。 第二种运行方式：第二种运行方式： 1DL1DL与与3DL3DL处于合闸位置，处于合闸位置，2DL2DL断开。正断开。正常运行时由进线常运行时由进线1 1给两条母线供电。在这种给两条母线供电。在这种运行方式下，如
46、果进线运行方式下，如果进线1 1故障，导致两段母故障，导致两段母线均失压，此时备自投装置应能自动断开线均失压，此时备自投装置应能自动断开运行断路器运行断路器1DL1DL，然后再投入，然后再投入2DL2DL，使进线，使进线2 2给母线供电。给母线供电。 第三种运行方式与第二种相似，正常第三种运行方式与第二种相似，正常时由进线时由进线2 2工作，进线工作，进线1 1备用。备用。 重合闸作用：重合闸作用： 电力系统运行经验表明，架空线路大多数的故障都电力系统运行经验表明，架空线路大多数的故障都是瞬时性故障（如雷击、风害等），永久性故障一般是瞬时性故障（如雷击、风害等），永久性故障一般不到不到10%1
47、0%，因此，在继电保护动作切除故障之后，电弧，因此，在继电保护动作切除故障之后，电弧将自动熄灭，绝大多数情况下短路处的绝缘可以自动将自动熄灭，绝大多数情况下短路处的绝缘可以自动恢复恢复； 自动重合闸是一种广泛应用于输电和供电线路上的自动重合闸是一种广泛应用于输电和供电线路上的有效反事故措施。即当线路出现故障，继电保护使断有效反事故措施。即当线路出现故障，继电保护使断路器跳闸后，自动重合闸装置经短时间间隔后使断路路器跳闸后，自动重合闸装置经短时间间隔后使断路器重新合上。所以，在瞬时性故障发生跳闸的情况下器重新合上。所以，在瞬时性故障发生跳闸的情况下，自动将断路器重合，不仅提高了供电的安全性，减，
48、自动将断路器重合，不仅提高了供电的安全性，减少了停电损失，而且还提高了电力系统的暂态稳定水少了停电损失，而且还提高了电力系统的暂态稳定水平，增大了高压线路的送电容量。所以架空线路要采平，增大了高压线路的送电容量。所以架空线路要采用自动重合闸装置。用自动重合闸装置。重合闸作用及分类 重合闸分类：重合闸分类： 1 1、按重合闸作用于断路器的方式，可分为三、按重合闸作用于断路器的方式，可分为三相重合闸、单相重合闸和综合重合闸三种。相重合闸、单相重合闸和综合重合闸三种。 2 2、按动作次数来分，可分为一次式和多次式、按动作次数来分，可分为一次式和多次式。 3 3、按使用条件来分，可分为单电源重合闸和、
49、按使用条件来分，可分为单电源重合闸和双侧电源重合闸。双侧电源重合闸又可分为检双侧电源重合闸。双侧电源重合闸又可分为检定无压重合闸、检定同期和不检定三种定无压重合闸、检定同期和不检定三种。重合闸作用及分类 重合闸的选择：重合闸的选择： 1 1、无特殊要求的单电源线路，宜采用三相重、无特殊要求的单电源线路，宜采用三相重合闸（合闸（110kV110kV及以下的电网，单侧电源辐射形式及以下的电网，单侧电源辐射形式线路）线路）； 2 2、三相重合闸能满足要求的线路，用三相、三相重合闸能满足要求的线路，用三相重合闸重合闸 ； 3 3、单相故障时，使用三相重合闸会出现大、单相故障时，使用三相重合闸会出现大面
50、积停电或重要用户停电，应选用单相重合闸面积停电或重要用户停电，应选用单相重合闸或综合重合闸（或综合重合闸（220kV220kV及以上电网）及以上电网）。重合闸的选择 （一）（一） 单侧电源线路的三相一次重合闸单侧电源线路的三相一次重合闸 无论本线路发生何种类型的故障，继电保护无论本线路发生何种类型的故障，继电保护装置均将三相断路器跳开，重合闸启动，经延装置均将三相断路器跳开，重合闸启动，经延时发出合闸脉冲，将三相断路器同时合上时发出合闸脉冲，将三相断路器同时合上。 特点：特点： 1.1.不需要考虑电源同步检查；不需要考虑电源同步检查； 2.2.不需要区分故障类别和选择故障相；不需要区分故障类别
