新能源运行人员培训-调度运行-2016.ppt

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1、新能源运行人员培训 调度运行 国网潍坊供电公司 杨文佳 二一六年十一月,1,三、,一、,新能源发电运行管理,二、,四、,地区电网概况,风电场、光伏电站保护配置,电网事故处理,五、,电网调度操作,3,1.1 风电场、光伏设备调度管辖范围 1.2 提报检修申请注意问题 1.3 启动送电申请、检修申请的竣工和延期注意问题 1.4 通过OMS系统提报检修申请 1.5 无功电压调整 1.6 调度报表,一、新能源发电运行管理,一,新能源发电运行管理,诸城国华,寿光华能,滨海国电,羊口海油,1.1风电场、光伏设备调度管辖范围,管辖范围：,省调许可设备： 所有风电机组 220kV海华线 220kV华风T线 2

2、20kV母线,地调管辖设备： #2、#3主变,其余设备： 由风电场自行管理,1.1风电场、光伏设备调度管辖范围,龙岗中广,滨海华能,营里华能,摘月中广,昌邑华能,九山国电,临朐国华,昌邑华电,皇华国电,1.1风电场、光伏设备调度管辖范围,管辖范围：,省调许可设备：所有风电机组,其余设备：由风电场自行管理,地调管辖设备：110kV兴电线、110kV母线、#1、#2主变,高密阳光,海港潍景,1.1风电场、光伏设备调度管辖范围,卧铺昌盛,双王潍景,吕家渤海,央子天恩,龙湖天恩,辛寨优盛,五井天能,辉渠天恩,羊口万能,西营渤海,9,管辖范围：,省调许可设备： 所有光伏发电单元,其余设备： 由光伏电站自

3、行管理,地调管辖设备： 110kV宏吾线龙湖天恩支线 110kV母线 #1主变,1.1风电场、光伏设备调度管辖范围,1.1风电场、光伏设备调度管辖范围,管辖范围：,省调管辖、地调代管设备：所有光伏发电单元,其余设备由风电场自行管理,地调管辖设备：35kV海港潍景线,风电场设备（包括机组和升压站设备等公用设备）检修影响运行容量超过20MW时，按山东电力系统调度管理规程履行检修申请手续。,风电场送出设备计划检修，原则上每年只安排一次，且应尽可 能安排在风电出力较小的时期进行。,风电场应严格执行已批复的检修计划，按时完成各项检修工作。,风电场无功补偿设备检修，应按年、月计划安排，经省调统一平衡批准后

4、方可进行。无功补偿设备运行状态的改变应经省调批准。,e-Business _Fulfill Demand,1.1风电场、光伏设备调度管辖范围,山东风电调度管理规定第51条：,山东风电调度管理规定第50条：,山东风电调度管理规定第49条：,山东风电调度管理规定第48条：,提报检修申请注意问题,1,3,省调规程第2.5.2.4 条：装机容量10兆瓦以上的风电场；并于35千伏以上电网或装机容量10兆瓦以上的光伏电站（不含分布式光伏）。,山东电网调度管理系统地区电网检修票工作要求 省调管辖设备、省调许可设备，检修申请单位在开工前 3 个工作日 12 时前向地调提出申请， 地调在开工前 2 个工作日 1

5、2 时前向省调提出申请， 地调根据省调批复意见， 在开工前1 个工作日 17时前批复。 超高压、发电厂的检修工作，涉及省调、地调管辖设备停电的，应向相应地调提交检修申请，再由地调向省调提出申请。 节日检修（含节后第一个工作日）检修申请单位在节前 4 个工作日 12 时前向地调提出申请， 地调在节前 3 个工作日 12时前向省调提出申请， 地调根据省调批复意见， 在节前 1个工作日 17 时前批复。,省调规程第5.5.1.4条：各单位应在每月15日前将次月检修计划（包括新设备投产计划）报省调。,2,6,1.2提报检修申请注意问题,启动送电申请注意问题：,山东电网调度管理系统地区电网检修票工作要求

6、： 启动申请单位在启动前 4 个工作日 12 时前向地调提出申请， 地调在启动前3 个工作日 12 时前向省调提出申请，地调根据省调批复意见， 在开工前2 个工作日 17 时前批复。 山东电网风电调度管理规定：针对风力发电机组容量特点，现场每完成10台风机启动后，应向省调值班调度员汇报启动情况，征得省调同意后，方可进行下一步启动工作。,检修申请的竣工、延期,省调规程第5.7.8条： 计划检修因故不能按批准时间开工的，应在设备预计停运前6小时报告值班调度员； 输变电设备预计提前竣工的，应在竣工前3小时向省调汇报；检修工作到期不能竣工者，应在检修工期过半前办理延期手续。,1.3启动送电申请、检修申

7、请的竣工和延期注意问题,哪些设备停电时，需要向省调、地调提申请？,地调管辖、地调许可设备：发电单位需要向地调提报检修申请。,省调许可设备： 发电单位需要向地调提报检修申请，然后地调向省调提报检修申请。,讨论,光伏电站、风电场提报申请的流程,1.4通过OMS系统提报检修申请,1. 4 通过OMS系统提报检修申请,提报检修申请,申请单位：地调向省调提报填写“潍坊”；电厂提报填写电厂名称，如“诸城国华”； 工作单位：对应电厂，如“诸城国华”； 厂站、厂站电压等级：对应电厂名称和电压等级； 事项类型：计停、非计停、启动试运、启动送电、试验、降出力、退运、开机/点炉、其它、档位调整，是具体工作而定；,设

8、备管辖：对应于设备名称的管辖范围； 设备名称：若是风电机组或者光伏发电单元，选择停送电范围中命名的第一台机组名称，如：诸城国华：#C1风机，且以#标识； 停送电范围：标明所有停送电设备，较多设备可以用“-”表示，如C1-C33风机，且标明状态，如“停运”、“启动试运”，且不要带厂站； 工作内容：与停送电范围充分必要； 送电时要求：如无要求，需填写“无”；,无功电压调整,1.5无功电压调整,1、每日报表,2、春节报表-弃风电量统计表,序号,风电场名称,弃风电量 (MWh),弃风最大电力,最大电力（MW）,时间 （月/日，时：分）,合计,错误,错误,错误,1.6调度报表,18,2.1 地区电网网络

9、架构 2.2 风电场接入点,二、地区电网概况,二,地区电网概况,500kV系统与220kV系统构成潍坊电网主网架，截至2016年底，网内拥有主力发电厂2座，500kV变电站4座及220kV降压变电站36座。500kV临潍线、益川线、益川线、220kV临郑线、化状线与淄博电网相连；500kV寿油线、寿油线与东营电网相连；500kV潍崂线、潍泽线、密琅线、220kV潍林线、唐宋线、东高线、东高线与青岛电网相连；500kV光寿线、光寿线、220kV兴里线与烟威电网相连；500kV鲁密线与莱芜电网相连；220kV涓莲线与日照电网相连。潍坊电网与淄博、东营、青岛、日照、烟威电网之间的220kV系统全部开

10、环运行。,潍坊电网网架,潍坊城区110kV电网、县市区110kV电网均可实现合环调电。 潍坊电网（220kV以下系统）正常方式下无电磁环网。变电站主变中低压侧一般分列运行。,青岛,烟台,莱芜,淄博,东营,青岛,日照,4座500kV变电站,2座主力发电厂,潍坊,淄博,东营,青岛,烟威,日照,莱芜,2.1地区电网网络构架,1,TEXT,来自不同变电站的电源进线尽量安排在不同的母线（主变）上。,母线的有功、无功负荷分配尽量满足变压器的经济运行和电压质量的要求。,进入下一级相同变电站的送出线路尽量安排在不同的母线上。,重要负荷尽量安排在不同的母线上。,风电多处于电网的边缘地区，接入电网的电压等级决定于

11、变电站母线的短路容量、风电 场总容量。在同一个变电站多个风电场时，运行方式一般安排在不同的母线（主变）上运行。,变电站固定结线方式的安排应遵循的原则：,2,3,4,变电站,#2母线,#1母线,进线一,进线二,2.2风电场接入点,21,3.1 风电场、光伏电站站内设备保护配置 3.1.1 集电线保护配置 3.1.2 主变保护配置 3.2 风电场、光伏电站联络线保护配置,三、风电场、光伏电站保护配置,三,风电场、光伏电站保护配置,昌邑华能风电场,兴电线,111,112,100,#1,I,II,#2,I,II,电一线,电二线,A1,B1,301,302,300,311,312,三段式过流保护 IIs

12、et,集电线配置保护： 配置三段式过流保护（经方向闭锁）可按下列原则整定： I段 保护至少全线的20%处有灵敏度 II段 线路全长有灵敏度 III段 躲过负荷电流 35kV 线路重合闸采用三相重合闸(一般不投，无线路PT),I段,II段,若站内35kV接地变为经小电阻接地，集电线还应配置两 段零序过流保护,3.1.1集电线保护配置,昌邑华能风电场,兴电线,111,112,100,#1,I,II,#2,I,II,电一线,电二线,A1,B1,301,302,300,311,312,主变保护配置：,110kV后备： 过流保护 零序保护 不接地保护,35kV后备： 限时速断保护 过流保护,1、主保护：

13、 差动及瓦斯保护 2、高后备： 复压闭锁方向过流、不接地保护、过负荷保护 3、低后备： 复压闭锁方向限时速断、过流保护,3.1.2主变保护配置,昌邑华能风电场,兴电线,111,112,100,#1,I,II,#2,I,II,电一线,电二线,A1,B1,301,302,300,311,312,差动保护或电流速断保护:防御变压器绕组和引出线的多相短路、大接地电流系统侧绕组和引出线的单相接地短路及绕组匝间短路。,差动保护,+,+,由于#1主变高压侧无开关CT，故,定义：电流正方向为从母线流向线路，,为负值，无故障情况下，,整定定值,，故障情况下：,保护动作，跳开三侧开关。,瓦斯保护： 防御变压器油箱

14、内各种短路故障和油面降低 重瓦斯 投跳闸 轻瓦斯 投信号,3.1.2主变保护配置主保护,昌邑华能风电场,兴电线,111,112,100,#1,I,II,#2,I,II,电一线,电二线,A1,B1,301,302,300,311,312,A、复合电压闭锁方向过流保护：配置一段复合电压闭锁过流保护，带方向。,B、间隙保护： 配置一段间隙保护，间隙电流与零序过电压经“或门”，间隙电流定值固定为一次值100，电压定值时间可整定，可由单独压板控制投退。 电流回路取自主变高压侧中性点间隙专用CT，常规站电压回路取自本侧PT开口三角电压（二次值150V）。,电压取自母线PT或者线路PT，昌邑华能风电场没有1

15、10kV母线PT，电压取自线路PT，内桥接线下，电流取自桥开关和进线开关CT电流矢量和。Min(UAB,UBC,UCA)为三个线电压中最小一个; Uset为低电压整定值; U2为负序电压; U2set为负序电压整定值。复合电压闭锁方向过流保护，两个电压判据为或的关系，再和电流成与的关系。,PT,动作,3.1.2主变保护配置高压侧后备保护,昌邑华能风电场,兴电线,111,112,100,#1,I,II,#2,I,II,电一线,电二线,A1,B1,301,302,300,311,312,C、过负荷保护 配置一段过负荷保护，固定投入，延时发告警信号。过负荷保护定值固定为本侧额定电流1.1倍， 时间固

16、定为10s。 D、过负荷启动通风 根据变压器要求，配置一段过负 荷启动通风保护。 E、过负荷闭锁调压 根据变压器要求，配置一段过负荷闭锁调压保护。,3.1.2主变保护配置高压侧后备保护,昌邑华能风电场,兴电线,111,112,100,#1,I,II,#2,I,II,电一线,电二线,A1,B1,301,302,300,311,312,中低压侧后备保护 A、复合电压闭锁过流保护 配置一段复压闭锁过流保护， 带方向。 电流回路取自主变中压侧外附CT，电压回路取自本侧母线PT。 C、零序电压告警 配置一段零序电压保护，延时发告警信号。零序电压告警定值固定为40V，时间固定为10s。 电压回路固定取本侧

17、PT开口三角电压。 D、过负荷保护 配置一段过负荷保护，固定投入，延时发告警信号。过负荷保护定值固定为本侧额定电流1.1倍， 时间固定为10s。,3.1.2主变保护配置中低压侧后备保护,昌邑华能风电场,兴电线,111,112,100,#1,I,II,#2,I,II,电一线,电二线,A1,B1,301,302,300,311,312,110kV进线保护配置： 可设置纵联差动保护及三段相间距离、三段接地距离、四段零序过流保护及一段（或两段）PT断线下相过流。,三段相间距离可按原则整定： I段： 保线路全长有灵敏度； 躲负荷站并列运行低压侧母线 故障。 II段： 躲负荷站分列运行低压侧母 线故障；

18、保线路全长有灵敏度。 III段： 躲线路最大负荷。,220kV大兴站,3.2风电场、光伏电站联络线保护配置,昌邑华能风电场,兴电线,111,112,100,#1,I,II,#2,I,II,电一线,电二线,A1,B1,301,302,300,311,312,220kV大兴站,三段接地距离可按原则整定： I段： 保线路全长有灵敏度； 躲负荷站并列运行低压侧母线故障。 II段： 躲负荷站分列运行低压侧母线故障； 保线路全长有灵敏度。 III段：躲线路最大负荷。,四段零序过流可按原则整定 ： I段： 保线路全长有灵敏度； 躲开关三相不同期合闸最大零序电流； 躲负荷变压器空载投入的励磁涌流； 躲负荷变压

19、器其他侧母线相间短路最大不平衡流。 II段：保线路全长有灵敏度。 躲负荷变压器其他侧母线相间短路最大不平衡电流。 III段：躲负荷变压器其他侧母线相间短路最大不平衡流。 IV段：一次值300A。,3.2风电场、光伏电站联络线保护配置,昌邑华能风电场,兴电线,111,112,100,#1,I,II,#2,I,II,电一线,电二线,A1,B1,301,302,300,311,312,纵联差动保护原理和主变差动 保护原理类似，也是建立在基尔霍 夫电流定律的基础上，具有良好的 选择性，能灵敏地快速切除保护区 内故障。,220kV大兴站,纵差保护,定义：电流正方向为从母线流向线路，,为负值，无故障情况下

20、，,整定定值,，故障情况下：,保护动作，跳开两侧开关。,+,+,3.2风电场、光伏电站联络线保护配置,昌邑华能风电场,兴电线,111,112,100,#1,I,II,#2,I,301,302,300,220kV大兴站,II,兴电线,111,I,220kV大兴站,昌邑华能风电场,兴电线,111,#1,I,I,电一线,A1,301,311,220kV大兴站,昌邑华能风电场,3.3保护死区,32,4.1 相关规程 4.2 风电场、光伏电站站内设备故障处理 4.3风电场、光伏电站联络线故障处理 4.4电网上一级设备故障引起的停电处理,四、电网事故处理,四,电网事故处理,事故处理的主要任务或原则：,1、

21、迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解。 2、用一切可能的方法，保持对用户的正常供电。 3、迅速对已停电的用户恢复送电，特别应优先恢复发电厂厂用电、变电站站用电和重要用户的保安用电。 4、调整电网运行方式，使其恢复正常。,电网发生事故时，运行值班人员应立即向省调值班调度员简 要报告开关动作情况，待情况查明后及时汇报下列情况：,1、跳闸开关（名称、编号）及时间、现象。 2、继电保护和自动装置动作情况，故障录波及测距。 3、表计摆动、出力、频率、电压、潮流、设备过载等情况。 4、人身安全和设备运行异常情况。,省调规程,省调规程,省调规程,事故单位处理事故

22、时，对调度管辖设备的操作，应按值班调度员的指令或经其同意后进行。 无须等待调度指令者，应一面自行处理，一面将事故简明地向值班调度员报告。待事故处理 完毕后，再作详细汇报。,4.1相关规程,为防止故障范围扩大，厂站运行值班人员及输变电设备运维人员可不待调度指令自行进行以下紧急操作， 但事后应立即向相关调控机构值班调度员汇报： 1、 将对人身和设备安全有威胁的设备停电。（人员触电案例） 2 、将故障停运已损坏的设备隔离。 3 、厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源。 4、 电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时， 将有关保护停用。 5 、电源联络线（国调、 分中心直调设备除外） 跳闸后，开关两侧有

23、电压，恢复同期并列或合环。 6 、安全自动装置（如切机、 切负荷、 低频解列、 低压解列等装置）应动未动时手动代替。 7 、厂站规程中规定可以不待调度指令自行处置者。,35,4.1.1 集电线路故障处理 4.1.2 主变故障处理 4.1.3 母线故障处理,4.1 风电场、光伏电站站内设备故障处理,4.2,风电场、光伏电站站内设备故障处理,单相接地故障,省调规程第180条,省调规程第180条,接地变中性点经消弧线圈接地：发生单相接地时允许运行2个小时；发生单相接地时故障象征及与PT一相高压熔丝熔断的区别。 经小电阻接地：集电线路配备零序I段、II段、III段保护，发生单相接地时集电线路零序保护动

24、作跳闸。,线路跳闸，无重合闸、 重合闸停用或拒动时， 应立即强送一次；有重 合闸重合不成时，应 强送一次。,相间短路故障,集电线路过流保护动作跳闸（一般不试送，根据故障滤波器测距查线后决定是否强送）,4.1.1集电线路故障处理,后备保护动作,主保护动作,主变故障处理,差动保护,变压器重瓦斯保护是反映变压器内 部故障，变压器重瓦斯保护动作跳闸在 未查明原因和消除故障之前，不得送电。,变压器差动保护范围是各侧电流互感器（TA）所包围的区域，它可保护绕组的相间短路及各侧设备、引线的相间故障（110kV及以上接地故障）故障，根据故障的原因确定能否恢复。,变压器保护同时动作跳闸，在未查明原因和消除故障之

25、前，不得送电。 必须对瓦斯继电器的气体和变压器进行相关的试验检查，确定原因或无问题后再恢复送电。 待故障确定隔离后，选用带速动保护的开关试送，如母联开关或对策开关试送。,变压器后备保护动作主要原因有： 变压器主保护相邻母线或母线设备（刀闸、PT等）故障相应的保护拒动或无母线保护。母线故障根据母线的接线形式（单母线、双母线）及故障点隔离情况确定能否恢复。 变压器主保护相邻线路故障相应的保护或开关拒动。相邻线路造成的越级造成的跳闸，确定越级的原件及原因后确定能否送电。 变压器主保护(差动、瓦斯)拒动。,后备保护,变压器后备保护（高压侧、低压侧复合电压过流保护）是变压器主保护的后备和相邻母线或线路相

26、间故障（110kV及以上接地故障）的后备保护。,后备保护,要求,重瓦斯保护,重瓦斯保护,变压器重瓦斯保护是反映变压器内 部故障，变压器重瓦斯保护动作跳闸在 未查明原因和消除故障之前，不得送电。,重瓦斯保护,4.1.2主变故障处理,1. , ,要求,省调规程第193条,省调规程第195条,省调规程第197条,母线故障，根据母线的接线形式（单母线、双母线）及故障点隔离情况确定能否恢复。母线因后备保护动作跳闸电压消失（多为线路故障开关拒动越级跳闸所致），在查明故障点并切除后，再恢复母线送电,母差保护动作跳闸，并伴有故障象征而使母线电压消失时，在未查明原因前，一般不应试送。,试送母线时，尽可能用外来电

27、源，只有在无其他试送条件时，方可使用带有充电保护的母联开关。,GIS设备故障，母线跳闸，在未查明故障点前不得试送。 找到故障点并将故障点隔离后，对失电的设备间隔分别进行试送，试送时尽可能用线路对侧电源，试送开关必须投入快速保护。确认无故障的间隔才允许在运行母线恢复送电。,4.1.3母线故障处理,1. , ,4.1.3 母线故障处理,要求,省调规程12.14.2.1,省调规程12.14.2.2-5,省调规程12.14.2.6,母线故障，根据母线的接线形式（单母线、双母线）及故障点隔离情况确定能否恢复。,母差保护动作跳闸，并伴有故障象征而使母线电压消失时，在未查明原因前，一般不应试送。,找到故障点

28、并能迅速隔离的， 在隔离故障后对停电母线恢复送电。 经检查不能找到故障点， 一般不得对停电母线试送 母线因后备保护动作跳闸电压消失（多为线路故障开关拒动越级跳闸所致）， 在查明故障点并隔离后， 再恢复母线送电。,试送母线时，尽可能用外来电源，只有在无其他试送条件时，方可使用带有充电保护的母联开关。,40,并网风电场、光伏电站联络线故障动作跳闸，风电场、光伏电站解列停电，值班人员即拉开风电场、光伏电站所有的开关，待联络线路恢复后，再逐级恢复送电。 1、220kV线路 a、两套纵联差动，也可以称纵联差动1、纵联差动；b、纵联方向，纵联距离； c、纵联差动、纵联距离；d、后备距离（接地）保护、零序保

29、护； 2、110kV光纤差动保护、距离保护、零序保护 3、35kV、10kV光纤差动保护，电流速断,4.2风电场、光伏电站联络线故障处理,41,1、发电负荷与用电负荷功率平衡时：,示例1,220kV万栗线、密栗线故障，诸城国华风电场带220kV栗行站运行,孤,网,运,行,4.3电网设备故障引起风电场、光伏电站停电处理,42,示例2,110kV丰临中II线发生永久性单相接地故障，海港潍景光伏电站带110kV龙威站运行,110kV丰临中II线故障跳闸、海港潍景光伏电站倒送电，线路投无压重合闸，无压重合闸不启动（龙威站110kV进线备自投也不启动）；110kV龙威站#1主变高压侧中性点间隙保护（0.

30、5秒）动作，跳开#1主变中低压侧开关，线路无压，无压重合闸启动重合不成，龙威站110kV进线备自投启动，跳开35kV海港潍景线311开关、丰临中II线龙威支线112开关，合上丰临中I线龙威支线111开关，全站恢复供电。调度再下令恢复35kV海港潍景线送电。,动作情况,110kV龙威站#1主变高压侧中性点间隙保护（0.5秒）动作，0.2 S切海港潍景线311开关，0.5S跳开#1主变三侧开关。,110kV丰临中II线故障跳闸、海港潍景光伏电站倒送电，线路投无压重合闸，无压重合闸不启动（龙威站110kV进线备自投也不启动，中兴站备投至丰临中I线供电)。,电流,调度再下令站内设备恢复送电，恢复35k

31、V海港潍景线送电。,线路无压，无压重合闸启动重合不成，龙威站110kV进线备自投启动，跳开丰临中II线龙威支线112开关，合上丰临中I线龙威支线111开关。,龙威站,讨论1：110kV丰临中II线发生永久性两相短路故障,讨论2：龙威站由110kV丰临中I线供电时保护动作情况及故障处理,改进措施：,1、变电站中性点由间隙接地改为直接接地，但是保护定值需要重新整定和配合,2、线路加装纵联差动保护，并联切新能源并网线开关,3、加装进线备自投装置联切新能源并网线开关,4.3电网设备故障引起风电场、光伏电站停电处理,43,2、发电负荷小于用电负荷时，风机、光伏低频、低压装置动作自动解列，按风电场、光伏电

32、站联络线故障处理。,4.3电网设备故障引起风电场、光伏电站停电处理,44,5.1 操作原则 5.2 操作制度 5.3 操作规定,五、电网调度操作,五,电网调度操作,涉及两个及以上单位的配合操作或需要根据前一项操作后对电网产生的影响才能决定下一项操作的，必须使用逐项指令。 凡不需要其他单位配合仅一个单位的单项或多项操作，可采用综合指令。 处理紧急事故或进行一项单一的操作，可采用单项指令。 逐项指令的操作由值班调度员填写操作指令票，下达操作预告，逐项发布操作指令，收听汇报，实施操作。 综合指令的操作，由值班调度员填写综合指令票，下达操作任务、时间和要求，现场填写倒闸操作票，根据值班调度员指令实施操

33、作。 单项指令的操作，值班调度员不填写操作指令票，可随时向运行值班人员发布指令。,5.1操作原则,值班调度员对管辖设备进行两项及以上的正常操作，均应填写操作指令票。对一个操作任务涉及两个以上综合指令的正常操作，要填写操作顺序。,下列操作值班调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录： 1、合上或拉开单一的开关或刀闸(含接地刀闸)。 2、投入或退出一套保护、安全自动装置。 3、投入或退出机组AGC、AVC、PSS。 4、发电机组启停。 5、事故处理。,5.1操作原则,操作指令票制 复诵指令制 监护制 录音记录制,5.2操作制度,操作指令票制,所有正常操作，值班调度员应于发布指令两小时前填写好操作指

34、令票，对照厂站主接线图检查操作步骤的正确性，并将操作步骤预告有关单位。 新设备启动操作应提前24小时下达操作预告。 操作预告可利用电话、传真、网络等方式将调度指令内容传到现场，双方必须进行复诵校核内容一致。 现场根据调度预告的步骤，写出倒闸操作票，做好操作准备。,5.2操作制度,填写操作票，必须正确使用设备双重编号和调度术语；操作指令票内容必须清楚、明确，值班调度员必须按核对正确已经预告的操作指令票发布操作指令。 新设备启动送电前，值班调度员应与现场运行值班人员核对接线方式、设备名称及编号正确。新设备启动不允许调度员现场指挥操作。,操作指令票制,5.2操作制度,接受操作预告、操作指令和收听操作

35、汇报的运行值班人员，都必须复诵。操作指令复诵无误方可执行。下令者只有得到直接受令者完成指令的汇报时，指令才算执行完毕。 复诵操作指令时应同时复诵下令时间。 汇报操作指令时同时汇报完成时间。,复诵指令制,5.2操作制度,所有调度操作、操作预告、事故处理都必须录音，并按规定时间保存，记录真实情况，利于核查。值班调度员和现场运行人员必须做好操作记录。,录音记录制,52,注意接令人资格， 误操作走错间隔、 下令术语不准确等。,5.2操作制度,变压器操作 开关、刀闸操作 母线操作 线路操作 解、并列操作 解、合环操作 零起升压操作,5.3操作规定,变压器的操作通常包括向变压器充电、带负荷、并列、解列和切

36、除空载变压器等操作；变压器操作主要存在空载电压升高、励磁涌流和中性点接地方式等问题；为避免变压器空载电压过高，操作前应进行必要的电压调整。 110kV及以上变压器在停、送电前，为防止开关非全相产生过电压影响变压器绝缘，中性点必须接地，并按规定投入接地保护。如果中性点不接地，对于一侧有电源的受电变压器，非全相造成中性点偏移，由于高低压侧之间电容作用低压侧还会出现传递过电压和谐振过电压；低压侧有电源的送电变压器单相并入系统时，过电压会更严重，中性点达2倍相电压，未合相达2.73倍相电压。,变压器操作,5.3操作规定,变压器充电前，应投入变压器所有保护，检查电源电压，使充电后变压器各侧电压不超过其相

37、应分头电压的5%。 变压器充电时，应选择保护完备、励磁涌流影响较小的电源侧进行充电。 变压器送电，一般应先合电源侧开关，后合负荷侧开关；停电时则反之。高、低压侧均有电源时，一般在高压侧充电，低压侧并列，停电时则反之。,变压器操作,5.3操作规定,变压器和所属低抗、电容器停送电时，应遵守分级操作的原则，即先送变压器，后送低抗或电容器，停电操作反之，不允许变压器和低抗或电容补偿装置一起停送电。,变压器操作,5.3操作规定,新装变压器投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间按有关规定或启动措施执行。一般500kV主变冲击5次，220kV主变冲击5次。 大修后的变压器投入运行时，应以额定

38、电压进行冲击，一般冲击3次。 目的：考核主变耐压情况和励磁涌流影响。,变压器操作,5.3操作规定,变压器并列运行的条件： 1、结线组别相同（相位差产生较大的均衡环流） 2、电压比相同（变比不同产生环流） 3、短路电压相等（短路电压小的变压器容易过负荷） 电压比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验，在任一台都不会发生过负荷的情况下，可以并列运行。,变压器操作,5.3操作规定,开关合闸前，厂站必须检查继电保护已按规定投入。开关分、合闸后，厂站必须检查确认开关三相位置。 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。 刀闸操作时，必须为三相联动操作，操

39、作完毕后，检查三相确已接通（断开），避免虚接。,开关、刀闸操作,5.3操作规定,刀闸的操作范围： 1.在电网无接地故障时，拉合电压互感器。 2.在无雷电活动时拉合避雷器。 3.拉合220kV及以下母线和直接连接在母线上的设备的电容电流，拉合经试验允许的500kV母线。 4.在电网无接地故障时，拉合变压器中性点接地刀闸。 5.与开关并联的旁路刀闸，当开关合好时，可以拉合开关的旁路电流。 6.拉合3/2接线的母线环流。 其他刀闸操作按厂站现场规程执行。,开关、刀闸操作,5.3操作规定,母线操作包括母线停、送电和倒母线。母线连接元件多，操作量大，故障影响范围广，操作母线前应认真分析，做好事故预想，并

40、采取相应措施。 母线的倒换操作，必须使用母联开关。操作时，现场应断开母联开关操作电源，为了防止倒换操作过程中，母联开关误跳闸。 备用母线和检修后的母线，充电时现场应投入母联开关的保护，充电良好后方可进行倒换操作。 无母联开关、母联开关无保护的双母线倒换操作和用刀闸分段的母线送电操作，必须检查备用母线确无问题，才可使用刀闸充电（必要时可使用外来电源对母线充电，正常后拉开外来电源，再使用刀闸对母线充电）。 母线倒闸操作过程中，现场负责保护及安全自动装置二次回路的相应切换。,母线操作,5.3操作规定,进行母线倒闸操作时应注意： （1）对母差保护的影响。 （2）各段母线上电源与负荷分布的合理性。 （3

41、）主变中性点接地方式的适应性。 （4）防止PT对停电母线反充电。 （5）向母线充电时，应注意防止出现铁磁谐振或因母线三相对地电容不平衡而产生过电压。,母线操作,5.3操作规定,线路停电操作顺序： 拉开线路开关，拉开线路侧刀闸，拉开母线侧刀闸，在线路上可能来电的各端合接地刀闸（或挂接地线）。 线路送电操作顺序： 拉开线路各端接地刀闸（或拆除地线），合上母线侧刀闸，合上线路侧刀闸，合上开关。 刀闸操作顺序的原因是：当开关由于某种原因未断开或误合闸时，减少用刀闸直接操作引起的影响（可有效的将故障点隔离在开关外侧，远离母线）。,线路操作,5.2操作制度,值班调度员下令合上/拉开线路接地刀闸（或挂地线）

42、即包括悬挂/摘除“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌。,线路操作,5.3操作规定,操作220kV及以上电压等级的长线路时应考虑： （1）勿使空载时受端电压升高至允许值以上。 （2）投入或切除空线路时，勿使电网电压产生过大波动。 （3）勿使发电机在无负荷情况下投入空载线路产生自励磁。 500kV线路每100kM充电无功超过100Mvar 220kV线路每100kM充电无功15Mvar左右,线路操作,5.3操作规定,设备并列一般采用准同期方式， 准同期并列的条件： 1相序、相位相同； 2频率相同； 3电压相同。 并列时调整频率的原则： 1发电机与电网并列，应调整发电机的频率，可在任一稳定频率进行。

43、2电网与电网并列，应调整频率不符合标准的电网或容易调整的电网。两电网并列可在49.9赫兹至50.1赫兹之间任一稳定值进行。 并列时调整电压的原则： 1发电机与电网并列，调整发电机电压，并列点两侧电压偏差在1%以内。 2电网与电网并列，并列点两侧电压偏差应在5%以内，无法调整时，允许电压差20%。,解、并列操作,5.3操作规定,电网解列时，应将解列点有功、无功调整至零。有困难时，可在有功调整至零，无功调至最小的情况下解列。 凡有并列装置的厂站运行人员必须达到能操作并列的要求。,解、并列操作,5.3操作规定,解、合环操作会引起潮流大量转移，操作前应考虑有关设备的送电能力及继电保护允许电流、电流互感

44、器变比、稳定极限等，以免引起过负荷。尤其在电磁环网系统中应特别引起注意。 解、合环应使用开关，未经计算试验不得使用刀闸。 环形网络只有相位相同才允许合环。 合环操作有条件的应检查同期，电压差不超过20%，相角差不超过30度（经计算各元件过载在允许范围内）。,解、合环操作,5.3操作规定,状态令只涉及到开关、变压器、母线、线路等一次设备。 对于电网运行中发生的非常规操作、新设备启动、异常及事故处理等情况，仍可以使用单项操作令。 电网解并列操作，必须使用单项操作令。 线路充电和解合环操作，下令时应注明。 开关、变压器和母线操作，可以根据工作需要跨状态下令。,状态令,5.3操作规定,一、开关 1、设

45、备状态 运行状态：开关及两侧刀闸均在合闸位置。 热备用状态：开关在断开位置，开关两侧刀闸在合闸位置。 冷备用状态：开关及两侧刀闸均在分闸位置。 检修状态：开关及两侧刀闸均在分闸位置，开关失灵保护停用，且做好安全（接地）措施。,状态令,5.3操作规定,2、状态令示例： 将*kV*设备*开关由运行转热备用 拉开该开关。 将*kV*设备*开关由运行转检修 拉开该开关及两侧刀闸，在开关两侧装设接地线（或合上接地刀闸）。 将*kV*设备*开关由热备用转冷备用 拉开处于热备用状态的该开关两侧刀闸。 将*kV*设备*开关由热备用转检修 拉开处于热备用状态的该开关两侧刀闸，在该开关两侧装设接地线（或合上接地刀

46、闸）。,状态令,5.3操作规定,将*kV*设备*开关由冷备用转检修 在处于冷备用状态的该开关两侧装设接地线（或合上接地刀闸）。 将*kV*设备*开关由检修转冷备用 拆除该开关两侧接地线（或拉开接地刀闸）。 将*kV*设备*开关由检修转热备用 拆除该开关两侧接地线（或拉开接地刀闸），合上该开关两侧刀闸（母线侧刀闸按照方式规定合）。 将*kV*设备*开关由检修转运行 拆除该开关两侧接地线（或拉开接地刀闸），合上该开关两侧刀闸（母线侧刀闸按照方式规定合），合上开关。,状态令,5.3操作规定,二、变压器 1、设备状态 运行状态：变压器至少一侧开关及刀闸在合闸位置，变压器带工作电压。 热备用状态：变压器

47、无压状态，各侧开关处于分闸位置，且变压器至少一侧刀闸处于合闸位置。 冷备用状态：变压器各侧刀闸均在分闸位置。 检修状态：变压器各侧刀闸均在分闸位置，且该变压器本体侧做好安全（接地）措施，并断开变压器冷却器电源，非电气量保护按照现场规程处理。如有PT或CVT，则将PT或CVT低压侧断开。,状态令,5.3操作规定,2、状态令示例： 将*号主变由运行转检修 拉开该变压器的各侧开关、刀闸，并在该变压器上可能来电的各侧装设接地线（或合接地刀闸）。 将*号主变由运行转热备用 拉开该变压器各侧开关。 将*号主变由热备用转冷备用 拉开该变压器的各侧刀闸。 将*号主变由冷备用转运行 合上该变压器各侧除有检修要求不能合或方式明确