运行方式部分

下面是小编为大家整理的运行方式部分,供大家参考。

运行方式部分

2013年10月·乌鲁木齐

新疆电力调度控制中心

新疆电网调度规程中运行方式部分

电网接线形式分析

现代电力系统分析

电力系统有功和频率调整

电力系统无功和电压调整

电力系统安全自动装置

电力系统经济运行

电力系统机网协调

目录

新疆电网调度规程中运行方式部分

目录

新疆电网调度规程中运行方式部分

为适应电网运行管理的需要，加强电力系统运行方式管理，及早发现电力系统运行中存在的问题，以便采取必要的措施，以保证电力系统安全、优质、经济运行。

需要抓好电力系统年、季（月）日运行方式，组织力量编制电力系统年度运行方式，重点是电力电量平衡、重要线路及断面稳定水平分析，短路容量分析和无功电压分析等以及应采取的措施。

电力系统年度运行方式的编制是电力系统运行方式工作的重要组成部分，年度运行方式是保证电力系统安全、优质、经济运行的年度大纲。

电力系统运行方式是电力系统调度部门编制的电力系统生产和运行的技术方案。从时间上分，有年、月、日的;从使用上分，有正常、检修、事故后的等等。它们之间互相渗透、联系紧密。月、日方式是年方式的具体体现和延续过程;年方式中有正常方式，也有检修方式。它们的内容并不完全相同，研究的重点也不同。基本要求：1.充分而合理地发挥本系统内发输变电设备能力，以最大限度地、合理地满足负荷需求。 2.使整个系统安全运行和连续供电。3.使系统内供电的质量符合规定标准。4.根据本系统的实际情况和与外部购售电的条件，合理使用本系统燃料和水力资源，使整个系统在最经济方式下运行。5、下一级电力系统（局部）的运行方式，应服从上一级电力系统（整体）运行方式的要求。

新疆电网调度规程中运行方式部分

各级电网调度机构应按年、月（季）、日（包括节日）分别进行编制各自调管范围内的电网运行方式，应满足调度管理任务的基本要求。

凡由调度机构统一调度并纳入全网进行电力、电量平衡的发电及输变电设备，不论其产权归属和管理形式，均必须纳入运行方式编制的范围。

调度计划原则上应服从上级调度计划和运行方式的安排。

各级调度机构编制的运行方式须报送上一级电力调度机构。

省级调管范围内的年、月（季）、日预计负荷由省调编制，地调编制本地区的年、月（季）、日预计负荷。并按要求及时报送。

新疆电网年度运行方式由新疆电力公司审批后执行。

各发电厂应在每年9月之前向所属电力调度机构报送次年新投产设备计划。包括设备参数、机炉大小修计划，全厂分旬可调出力。

各供电单位应在每年9月之前向所属电力调度机构报送次年新投产设备计划。包括设备参数、设备检修计划，最大、最小负荷、电力需求、无功补偿装置、安全自动装置、断路器参

数等等。

新疆电网调度规程中运行方式部分

电力系统年度运行方式全篇可分上一年电力系统运行情况分析、本年度新（改）建项目投产计划、本年度运行方式三部分。

上一年电力系统运行情况分析应包括如下内容：一、上一年内新（改）建项目投产日期及设备规范二、上一年底电力系统规模（包括全网及统调两部分）1.总装机容量〔其中：火电、水电（含抽水蓄能）、核电〕。2.各电压等级输电线路条数、总长度。3.各电压等级变电站座数、变压器台数及总变电容量。三、生产、运行指标1.年发电量〔（分全网、统调、部属），（其中：火电、水电、核电）〕。2.年最大负荷、最大峰谷差及其发生时间。3.跨区间年最大交换电力（送、受）及发生时间。4.跨区网间年总交换电量（送、受）、抽水蓄能电厂的发电量和抽水耗电量。 5.中枢点电压合格率及各电压等级出现的最高、最低电压值及其发生地点和时间。6.频率合格率及高频率持续时间、低频率持续时间。

新疆电网调度规程中运行方式部分

7.发电标准煤耗率和供电标准煤耗率。

8.发输变电事故造成的停电的最大电力、全年的停电电量，及折算为全网装机容量的停电时间。

9.年最小发电负荷率、年平均发电负荷率（全网、火电、水电、核电）。

四、电力系统规模及生产运行指标的分析和评价

五、主要水电厂运行情况

1.来水情况。

2.水库运用分析。

3.水电调峰及弃水情况分析。

4.年弃水调峰电量。

六、电力系统安全情况总结和分析

1.系统事故过程简述。

2.事故原因分析。

3.改进和防范措施。

七、系统安全稳定措施的落实情况和效果

八、电力系统运行中出现的问题

新疆电网调度规程中运行方式部分

本年度运行方式编制的内容如下：本年度新（改）建项目投产计划应包括如下内容：1.各项目预计投产日期。2.各项目的设备规范。3.本年度末电网地理接线图。一、电力电量平衡1.全系统和分区用电需求用电需求的内容应包括年和分月最大负荷、年和分月平均最大负荷、年和分月最大峰谷差、年和分月用电量、各季典型日负荷曲线。应说明负荷预计的根据。2.预测系统内主要水电厂来水情况，制定相应的水库运用计划。3.发电计划（1）分月全系统及分区火电最大可能出力和发电量计划，主力火电厂最大可能出力和发电量计划。（2）分月全系统及分区水电最大可能出力和发电量计划（按75%来水保证率计算），主要水电厂最大可能出力和发电量计划（按75%来水保证率计算）。（3）说明影响最大可能出力的原因。4.设备检修安排。5.备用容量安排。备用容量应包括检修备用、负荷备用和事故备用容量。

新疆电网调度规程中运行方式部分

6.电力电量平衡（统调口径）按年及分月对全系统和分区进行电力电量平衡。电力平衡应包括：①最大负荷、最大可能出力、联络线交换功率、检修容量、最大可调出力、电力盈亏。

②平均最大负荷、平均最大可能出力、联络线交换功率、检修容量、平均最大可调出力、电

力盈亏。电量平衡应包括需电量、发电量、联络线交换电量和电量盈亏等内容。如平衡结果出现缺电力或电量情况，提出准备采取的措施及实现上述措施所需具备的条件。7.制定网外紧急支援电力电量计划。二、网络结构1.电力系统中较大的网络结构变化及各时期网络结构特点。2.典型的正常运行方式及重要的检修方式下的电气结线方式。三、潮流分析1.典型运行方式下高峰、低谷潮流图。2.N—1静态安全分析。四、重要线路及断面稳定水平分析及提高稳定水平的措施。五、短路容量1.编制短路容量表。2.指出短路容量越限的设备及所应采取的措施。

新疆电网调度规程中运行方式部分

六、无功与电压1.无功补偿设备。2.无功分层分区平衡情况。3.系统电压水平、本年度电压可能越限的地点及其原因分析和准备采取的措施。七、调峰、调频及经济调度1.分月系统调峰能力分析，调峰能力缺额及补救办法。2.调峰调频工作中存在的问题及改进意见。3.本年度经济调度方案及经济分析（包括典型日运行方式的经济分析）。4.线损率、网损率预测及减少线损、网损准备采取的措施。八、安全自动装置及按频率减负荷装置的配置情况及整定方案九、本年度电网运行中存在的问题、改进措施或建议。

新疆电网调度规程中运行方式部分

月运行方式的内容包括：

在年度分月计划的基础上，综合考虑用电负荷需求，设备检修情况，电力电量平衡情况，月度水情、购受电合同，机组供热情况，电网输电能力等。进行综合评价，电网运行问题和要求。

包括：系统和各地区的最大最小负荷、电量计划、出力平衡。

发供电检修进度。

系统电压、调频、调峰。

重大检修和特殊运行方式的安全稳定分析及采取措施情况。

限电安排。

每月23日前召开调度计划会议，平衡发输变设备检修平衡。包括水库用水、机组供热、系统用电情况。

根据上述资料，平衡系统发输变电设备检修情况，确定后编制月度运行方式。

新疆电网调度规程中运行方式部分

稳定运行管理为确保新疆电力系统安全稳定运行，省调有权对地区电网潮流输送限额、运行方式、继电保护、稳定措施等提出要求，各地区调度遵照执行。各级调度机构应根据本电网装机容量、负荷水平、电气接线等变动情况定期计算、校核和修订本电网稳定运行规定。省调值班调度员及有关发电厂、变电所运行值班人员,应根据《新疆电网稳定运行规定》有关规定,对发电机功率因数、发电厂母线电压和联络线潮流进行监控,联络线一般不得超出暂态稳定限额运行。如影响到上级调度管辖的联络线稳定运行时须得到上级调度机构值班调度员的同意。为了保持电网稳定运行,防止电网瓦解和大面积停电,线路的自动重合闸、按频率减负荷装置、振荡解列装置、发电机失磁保护及电力系统稳定控制装置等安全自动装置应保证其正常投运,未经相应的调度值班员同意,不得擅自改变其运行状态。当地区调度管辖的设备检修、地调管辖省调许可的设备检修影响到主网稳定运行时，在提出申请的同时应提出相应的措施，经省调批准后执行。

新疆电网调度规程中运行方式部分

发电厂、变电站负责监控本厂站内设备按稳定限额运行，发现问题应立即汇报相应的调度机构值班调度员。新建发、输变电工程投运前，由相应的各级调度机构根据设备调管范围对设备建设单位提供的资料，对该设备投运后的电网稳定性进行计算校核，提出电网稳定运行限额和运行方式要求，并提出提高稳定水平的措施，落实后方可接入系统。发电机组的调

速、励磁系统、电力系统稳定器等等对系统稳定有重要影响的，正常运行时应投入在自动响应状态，有关定值由各发电厂按照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。电力系统安全稳定措施的调度管理和设备调管属性应保持一致，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，保证发电厂设备稳定运行的措施由发电厂负责落实。

新疆电网调度规程中运行方式部分

现代电力系统分析

现代电力系统

由发电机、变压器、输电线路以及用电设备（或发电厂、变电所、输配电线路

以及用户），按照一定的规律连接而组成的统一整体。

?电力网：由变电所和不同电压等级输电线路组成的网络。

?电力系统：由发电机、变压器、输电线路以及用电设备（或发电厂、变

电所、输配电线路以及用户），按照一定的规律连接而组成的统一整体。

–发电厂：生成电能

–变电所：变换和分配电能

–输配电线路：输送电能

–用户：消费电能

?动力系统：在电力系统的基础上，把发电厂的动力部分（例如火力发电

厂的锅炉、汽轮机和水力发电厂的水库、水轮机以及核动力发电厂的反

应堆等）包含在内的系统。

现代电力系统

电力系统构成的六要素：

发电、输电、变电、配电、用电以及保证设备和电力系统安全可靠、优质、经济运行的管理、监

视和控制手段、这些手段是指继电保护、安全稳定控制装置、自动化系统和通信系统。

发电厂：火电、水电、核电、风电、太阳能等等

线路：输电线路和配电线路，区别：高压和低压、保护、安全距离等等。

变电所：升压变电所、降压变电所。

现代电力系统

超高压远距离输

电网区域电力网地方电力网

110

kV

~

35kV

~

35kV

500kV 220kV 110kV 10 kV

水力发电厂火力发电厂

变电所A：枢纽变电所C：地方

变电所D：终端

变电所B：

中间

现代电力系统

电力网：按电压等级的高低、供电范围的大小的分类

地方电力网：电压等级在35kV及以下，供电半径在20~50km以内

区域电力网：电压等级在35kV以上（一般为110kV~220kV），供电半径超过50km，

联系较多发电厂的网络

超高压远距离输电网：电压等级为330kV~500kV的网络，其主要任务是把远处发电厂

生产的电能输送到负荷中心，同时还联系若干区域电力网形成跨省、跨地区的大型电力

系统

变电所：按其在电力系统中的地位分类

枢纽变电所：

中间变电所：

地区变电所：

终端电站所：

现代电力系统

现代电力系统

▉枢纽变电所

枢纽变电所位于电力系统的枢纽点，汇集多个电源，连接电力系统高压和中压的几个

部分，这种变电所一旦停电，将造成大范围停电，引起系统解列，甚至整个系统瘫痪。

因此，枢纽变电所对电力系统运行的稳定和可靠性起着重要作用。

▉中间变电所中间变电所汇集2～3个电源和若干线路，高压侧起交换功率的作用，或使长距离

输电线路分段，同时降压对一个区域供电。这样的变电所在系统中主要起中间环节的

作用，故称中间变电所。全所停电后，将引起区域电网的解列。

▉地区变电所和终端变电所

地区变电所:地区变电所的电压等级一般为110～220kV，主要向一个地区用户供电，是

一个地区或一个中小城市的主要变电所，一旦停电，将造成该地区或城市供电的紊乱，甚至中断供电。

终端变电所:终端变电所位于配电线路的末端，接近负荷处，电压等级一般为35～110kV，经降压后直接向用户供电。降压后的电压一般为10kV和0.4kV，分别向不同的用户供电。现代电力系统

?一次设备及一次系统

–一次设备有：发电机、变压器、断路器、隔离开关、电抗器、电力电缆以及母

线、输电线路等。

–由这些设备按一定规律相互连接构成的电路称为一次接线或一次系统，它是发

电、输变电和配电的主体。

?二次设备及二次系统

–二次设备包括监察测量仪表、控制及信号器具、继电保护装置、自动装置、远

动装置等。这些设备通常是由电流互感器、电压互感器、蓄电池组或厂（所）

用低压电源供电。

–表明二次设备互相连接关系的电路称为二次接线或二次系统。

现代电力系统

电能的质量指标

?频率：频率偏差是电力系统实际基波频率偏离标称频率的程度。即：

?

–额定频率：50Hz（国外：50 或60Hz）

–频率偏差：±0.2Hz（≥3000MW系统）

–±0.5Hz（＜3000MW系统）

–国外：±(0.1~0.2)Hz 或±0.5Hz

?波形：

–质量标准：正弦波电压和电流

–谐波的危害与抑制：

评价供配电系统电能质量的主要指标

（1）电压偏差。

（2）电压波动和闪变。

（3）三相电压不对称度。

（4）谐波。

（5）频率偏差。

现代电力系统

电压

为使互联的各电气设备都能运行在较有利的电压下，各设备的额定电压应相互配合。

一般把电力线路和用电设备的额定电压称为系统（网络）的额定电压UN（线电压），常包括3，6，

10，35，110，220，330，500KV。

平均额定电压（3.15，6.3，10.5，37，63，115，230，345，525）

国家标准GB156—93《标准电压》对电力系统标称电压和电气设备额定电压和电器设备最高电压

作了规定。

220（380）, 380（660），3（3.6）, 6（7.2）, 10（12）, 20（24）, 35（40.5）, 110（

123/126）, 220（245/252）

现代电力系统

名称

允许限值

说明

供电电压允许偏差

及以上为正负偏差绝对值之和不超过10%；

及以下三相供电为；

单相供电为+7%，-10%

衡量点为供用电产权分界处或电能计量点

电压允许波动和闪变

1．电压波动：

及以下2.5%;

为2%；

及以上1.6%

2．闪变：

对照明要求较高,0.4%(推荐值);

一般照明负荷,0.6%(推荐值)

衡量点为电网公共连接点(PCC)，取实测95%概率值；

给出闪变电压限值和频度的关系曲线，可以根据电压波动曲线查得允许值，并给出算例；

对测量方法和测量仪器作出基本规定

三相供电电压允许不平衡度

正常允许2%，短时不超过4%；

每个用户一般不得超过1.3%

各级电压要求一样；

衡量点为PCC，取实测95%概率值或日累计超标不超过72min，且每30min中超标不超过5min；

对测量方法和测量仪器作出规定；

提供不平衡度算法

现代电力系统

电力系统电力变压器额定电压/kV

额定电压

/kV

发电机

额定电压

/kV

一次绕组二次绕组

电气设备

最高电压

/kV

3 3.15 3 及3.15 3.15 及3.3 3.6

6 6.30 6 及6.30 6.3 及6.6 7.2

10 10.50 10 及10.5 10.5 及11.0 12

- 13.80 13.80 -

- 15.75 15.75 -

- 18.0 18.0 -

20 20.0 20.0 - 24

- 22.0 22.0 -

- 24.0 24.0 -

35 35 38.5 40.5

60 60 66 72.5

110 110 121 126

220 220 242 252

330 330 363 363

500 500 550 550

750 - - 800

电力系统电压等级

发电机：1.05UN

变压器：

一次绕组：一般UN，与发电机直接相连时1.05UN。

二次绕组：一般1.1UN，短路电压较小的变压器或直接与用户相连时可为1.05UN。

变压器的高压绕组常设计有分接头，如：抽头变比为5％，2.5%, 0％，－2.5％, -5%, 指相对于

该侧绕组额定电压UN的偏移百分数。

电力系统电压等级

具体说明：1、用电设备的容许电压偏移一般为±5%；

2、沿线路的电压降落一般为10%；

3、在额定负荷下，变压器内部的电压降落约为5%。

电力网络中电压分布采取的措施：

1. 取用电设备的额定电压为线路额定电压，使所有设备能在接近它们的额

定电压下运行；

2. 取线路始端电压为额定电压的105%；

3. 取发电机的额定电压为线路额定电压的105%；

4. 变压器分升压变和降压变考虑一次侧接电源，取一次侧额定电压等于用

电设备额定电压；二次侧接负荷，取二次侧额定电压等于线路额定电压。

电力系统电压等级

变压器的电压等级

升压变压器（例如35/121，10.5/242）

二次侧（高压侧）接线路始端，向负荷供电，相当于发电机，应比线路的额定电压高5%，加上变压器内耗5%，所

以二次侧额定电压等于用电设备的额定电压110%。

直接和发电机相联的变压器一次侧额定电压等于发电机的额定电压即105％UN；

一次侧（低压侧）接电源，相当于用电设备，一次侧额定电压等于用电设备的额定电压UN；降压变压器（110/38.5，220/38.5）

一次侧（高压侧）接线路末端，相当于用电设备，一次侧额定电压等于用电设备的额定

电压；

二次侧（低压侧）向负荷供电，相当于发电机，应比线路的额定电压高5%，

加上变压器内耗5%，所以二次侧额定电压等于用电设备的额定电压110%。

电力系统电压等级

电力系统接线

–地理接线图：表明各发电厂、变电所的相对地理位置和它们之间的联接关系

–电气接线图：表明电力系统中各主要元部件之间和厂所之间的电气联接关系

输变配电网络接线

–无备用：单回路放射式、干线式和链式网络等，每一负荷只能靠一条线路获得电能，又称开式网络。

–有备用：双回路式、单环式、双环式和两端供电式等，每一个负荷点至少可以通过两条线路从不同方向取得电能，又称闭式网络。

–输电网

–配电网：电力系统中直接与用户相连的网络称配电网）由配电变电所、高压配电线（1kV 及以上)、配电变，低压配电线（1kV及以下) 、以及相应的控制保护设备，配变到用户接户线间的网络称配电网。

电力系统接线和输变电网络接线

1. 无备用接线：负荷点只能沿唯一的路径取得电能

?包括：放射式、干线式、树状网络

?特点：简单、设备费用较少、运行方便。但是供电的可靠性比较低。

（a）放射式网络（b）干线式网络（c）树状网络

无备用网络

电力系统接线和输变电网络接线

2.有备用接线：每个负荷至少能从两个不同供电回路取得电能的网络。

–包括：双回路供电网络、双端供电网络和环网。

–特点：可靠性显著提高；但设备费用增加较多且运行调度复杂。

（a）双回路放射式（b）环形网络

有备用网络

（c）两端供电网络

2

a

1

3

电力系统接线和输变电网络接线

U1

I U2

S

Z

S = √3U2I

I ∝（U1－U2）/Z

传输功率S、电压等级U、输电距离l之间的关系

＝Const，l ∝U2

＝Const，S ∝U2

电力系统的基本知识

电力系统中性点的运行方式

?如何实现工作接地

–电气设备（电力变压器、电压互感器或发电机）的中性点接地——又称为电力系统中性点接地。

–电力系统的中性点：星形连接的变压器或发电机的中性点。

?电力系统的中性点接地方式：

–小电流接地：

?中性点不接地（中性点绝缘）

?中性点经消弧线圈接地

–大接地电流：

?中性点直接接地

?中性点经电阻接地

?如何确定电力系统中性点接地方式？

–（交流发电机、变压器的中性点接地方式方式关系到电力设备制造、电力系统运行、其涉及到系统绝缘水平、供电可靠性、对通信影响、继电保护性能、避雷器配置各个方面。）应从供电可靠性、内过电压、对通信线路的干扰、继电保护以及确保人身安全诸方面综合考虑。

66kV及以下输电网络中性点主要经消弧线圈接地、也有经电阻接地或不接地的。110kV及以上网络中性点直接接地。（变电所中：两变一变接地）。

?接地

?为了保证电力网或电气设备的正常运行和工作人员的人身安全，人为地使电力网及其某个设备

的某一特定地点通过导体与大地作良好的连接。

?接地分类：

–工作接地：为了保证电气设备在正常或发生故障情况下可靠地工作而采取的接地。

–保护接地：将一切正常工作时不带电而在绝缘损坏时可能带电的金属部分接地，以保证工作

人员接触时的安全。（接地保护）

–保护接零：在中性点直接接地的低压电力网中，把电气设备的外壳与接地中性线（也称零线）

直接连接，以实现对人身安全的保护作用。

–防雷接地：为消除大气过电压对电气设备的威胁，而对过电压保护装置采取的接地措施。–防静电接地：对生产过程中有可能积蓄电荷的设备所采取的接地。

电力系统中性点的运行方式

?目前我国负荷三个等级：

–第一级负荷中断供电的后果是极其严重。

–第二级负荷中断供电将造成大量减产，使城市中大量居民的正常生活受到影响。

–第三级负荷停电影响不大，不会造成重大的损失。

负荷分类

现代电网的发展及主要特点

现代电网的特点：由坚强的超高压、特高压系统构成的主网架。

1、各电网之间联系较强。

2、电压等级简化。

3、具有较高的供电可靠性。

4、具有足够的调峰、调频、调压，能够实现自动发电控制。

5、具有相应的安全稳定控制系统。

6、具有高度自动化的监控系统。

7、具有高度现代化的通讯系统。

8、具有适应电力市场运营的技术支持系统。

9、有利于合理利用能源。

新疆电网的枢纽站、电压等级、网络结构电网特点

新疆电网介绍

电网覆盖全疆13个地区。供电面积130万平方公里。横跨东西约2200多公里、南北约3300多公里。

其中：

（1）13个为所属地区电网。

（2）与石油电网联网的为克拉玛依、独山子地网，乌石化自备电厂、塔河地网、塔中地网等。

（3）与兵团联网的为天富、天业地网，农一师、农七师、农五师、农三师等。

新疆电网规模

新疆电网介绍

目前：电网最高电压等级为750kV,形成五站六线的750kV“Y”字型骨干电网，220kV覆盖全疆所有地区。

以750kV 220kV、110kV、电压等级为主体的覆盖全疆的输、配电网络。

与西北电网通过两回线路750kV线路联络。

全疆形成以火电为主、水电、风电、燃气电站、光伏电站、生物质能电站多种发电形式的发电格局。

新疆电网规模

新疆电网介绍

火电单机容量最大33万千瓦。

水电单机容量最大11.5万千瓦。

最大火电厂玛纳斯发电厂123万千瓦。

最大水电厂吉林台电厂50万千瓦。

最大的风电群为乌鲁木齐达风风电群，约3座风电场，42.5万千瓦。容量最大火电厂玛纳斯发电厂

容量最大水电站吉林台水电站

容量最大风电群乌鲁木齐达坂城风电群

全疆电网总装机1783.46万千瓦。

预计2011年底装机达到1966.5万千瓦。

新疆电网介绍

火电单机容量最大33万千瓦。

水电单机容量最大12.5万千瓦。

最大火电厂玛纳斯发电厂123万千瓦。

最大水电厂吉林台电厂50万千瓦。

最大的风电群为乌鲁木齐达风风电群，约4座风电场，47.17万千瓦。容量最大火电厂玛纳斯发电厂

容量最大水电站吉林台水电站

容量最大风电群乌鲁木齐达坂城风电群

全疆电网总装机2015.35万千瓦。

预计2012年底装机达到2840.95万千瓦。

一、新疆电网简介

克拉玛依

哈密市

塔城

伊宁市

和田市

喀什市

乌鲁木齐

乌鲁木齐市

新疆电网2012年火电装机图

吐鲁番市

乌鲁木齐地区（4860）：

红一电（600）

红二电（800）

苇电（250）

苇二电（600）

神华米矸石电（600）

鲁康电（300）

信发铝业电（1440）

中泰化学电厂（270）

哈密市

哈密地区（870）：

天光电厂（270）

东源热电厂（600）

博乐市

阿勒泰市

伊宁市

和田市

喀什市

单位：MW

塔城市

阿克苏市

吐鲁番地区（270）：

吐鲁番电厂（270）

阿克苏地区（270）：

库车电厂（270）

徐矿电厂（400）

喀什地区（200）：

喀什电厂（200）

塔城地区（600）：

赛尔电厂（600）

奎屯地区（870）：

通达电厂（600）

锦疆电厂（270）

昌吉地区（2350）：

玛纳斯电厂（1230）

庭州电厂（600）

天池电厂（270）

昌吉热电厂（250）

石河子地区（2050）：

南热电（250）

天河电厂（600）

天辰电厂（600）

天瑞电厂（600）

一、新疆电网简介

火电分布情况：

主要集中在奎屯、昌吉、乌鲁木齐、阿克苏、哈密地区。其中大部分火电

机组为供热机组，仅玛纳斯电厂三期、吐鲁番电厂机组为纯发电机组。

以乌昌北疆地区、哈密东疆为主要开发点的火电群。

一、新疆电网简介

水电分布情况：

大机组主要位于伊犁地区、阿勒泰地区、巴州地区，其余分布在各地州的水电机组大多为无调节能力的径流式电站，枯水期水电出力仅为装机容量的30%。仅吉林台水电站，恰甫其海水电站，察汗乌苏水电站，喀腊塑克水电站、下坂地水电站具有较大库容，能够进行年调节或多年调节。

一、新疆电网简介

阿勒泰博乐克拉玛依哈密市塔城伊宁市阿克苏市和田市喀什市乌鲁木齐乌鲁木齐市吐鲁番吐鲁番市吐鲁番地区（346.5）：华电小草湖风电场（99）华能白杨河风电场（99）华电草湖风电场（49.5）大唐托克逊风电场（49.5）大唐托克逊风电场二期（49.5）哈密市哈密地区（198）：华能马莲泉风电厂（99）华电嘉利风电场（99）阿勒泰地区（198）：华电布尔津

石滩风电场（49.5）龙源布尔津风电场（49.5）中广核别斯铁列克风电场（49.5）新华窝依莫克风电场（49.5）博乐市博州地区（198）：龙源阿拉山口风电场（99）国电乌兰达布森风电场（99）阿勒泰市伊宁市和田市喀什市单位：MW塔城市塔城地区（198）：天润玛依塔斯风电（49.5）国华玛依塔斯风电（49.5）中电投玛依塔斯风电（49.5）中广核玛依塔斯风电（49.5）达坂城地区（521.5）：国电天风风电场（249.3）风能公司水利厅风电场（43.2）中节能风电场（150）苜蓿台风电场（29.25）天电西沟风电场（29.25）新疆电网2012年风电分布图

一、新疆电网简介

博乐克拉玛依哈密市塔城伊宁市和田市喀什市乌鲁木齐市新疆电网2012年光伏装机图吐鲁番市哈密市阿勒泰地区（20）：中广核青河光伏一电站（5）博乐市疆南地区（20）：中广核英吉沙光伏电站（20/8）阿勒泰市伊宁市和田市喀什市单位：MW塔城市吐鲁番地区（40）：中电投永盛光伏电站（20/7.4）中节能鄯善光伏电站（20/10）哈密地区（20）：中电投哈密恒晟光伏电站（6）中广核哈密石城子光伏一电站（12）阿克苏市和田地区（20）：中电投春晖光伏电站（20/5）即将投运15

燃气电源：

主要位于克拉玛依地区，以及为解决喀什、和田地区电力供应不足而建设的两座应急燃机电厂，随着社会用气量的增加，燃机开始出现因气源不足而不能发挥机组自身最大出力的情况。生物电源：主要位于阿克苏、喀什地区。采用秸秆发电。

其他电源：

新疆还有部分小电源因位于偏远地区，电网的末端，未与新疆电网联网，容量为30.137万千瓦，占总装机容量的1.7%。

一、新疆电网简介

?电网安全对电力系统稳定的基本要求如下：

?不发生主系统的非同步运行；

?不发生频率崩溃；

?不发生电压崩溃。

基本要求

电力系统稳定性

安全稳定导则的总体思想

备用准则

第一级故障标准

第二级故障标准

第三级故障标准

特殊故障标准

统一的扰动标准

安全稳定措施

结构性措施

运行方式与控制措施

计算分析措施

三道防线稳定控制措施

加强管理措施

信息化与控制

电压波动标准

基本要求

总体要求

电网结构

无功平衡

机网协调

防止崩溃

恢复供电

电力系统稳定性

保持稳定运行，但允许损失部分负荷；

保持稳定运行和电网的正常供电；

当系统不能保持稳定运行时，必须防止系统崩溃并尽量减少负荷损失。

安全稳定导则三级标准

第一级

第二级

第三级

电力系统稳定性

电力系统稳定性

功角稳定频率稳定电压稳定

静态稳定

小扰动

动态稳定

大扰动

动态稳定

暂态稳定

静态

电压稳定

大扰动

电压稳定

短期过程长期过程

第一、二摇摆过程

短期过程长期过程

长期过程短期过程

(暂态电压稳定)

《计算规定》定义的电力系统稳定性分类

电力系统稳定性

保持稳定运行和电网的正常供电；正常运行方式下的电力系统受到下述单一元件故障扰动后，保护、开关及重合闸正确动作，不采取稳定控制措施，必须保持电力系统稳定运行和电网的正常供电，其它元件不超过规定的事故过负荷能力，不发生连锁跳闸。

第一级

a.任何线路单相瞬时接地故障重合成功；

b.同级电压的双回或多回线和环网，任一回线单相永久故障重合不成功及无故障三相断开不重合；

c.同级电压的双回或多回线和环网，任一回线三相故障断开不重合；

d.任一发电机跳闸或失磁；

e.受端系统任一台变压器故障退出运行；

f.任一大负荷突然变化；

g.任一回交流联络线故障或无故障断开不重合；

h.直流输电线路单极故障。

但对于发电厂的交流送出线路三相故障，发电厂的直流送出线路单极故障，两级电压的电磁环网中单回高一级电压线路故障或无故障断开，必要时可采用切机或快速降低发电机组出力的措施。

电力系统稳定性

保持稳定运行，但允许损失部分负荷；正常运行方式下的电力系统受到下述较严重的故障扰动后，保护、开关及重合闸正确动作，应能保持稳定运行，必要时允许采取切机和切负荷等稳定控制措施。

第二级

a.单回线单相永久性故障重合不成功及无故障三相断开不重合；

b.任一段母线故障；

c.同杆并架双回线的异名两相同时发生单相接地故障重合不成功，双回线三相同时跳开；

d.直流输电线路双极故障。

电力系统稳定性

当系统不能保持稳定运行时，必须防止系统崩溃并尽量减少负荷损失。电力系统因下列情况导致稳定破坏时，必须采取措施，防止系统崩溃，避免造成长时间大面积停电和对最重要用户(包括厂用电)的灾害性停电，使负荷损失尽可能减少到最小，电力系统应尽快恢复正常运行。

第三级

a.故障时开关拒动；

b.故障时继电保护、自动装置误动或拒动；

d.自动调节装置失灵；

e.多重故障;

f.失去大容量发电厂；

g.其他偶然因素。

向特别重要受端系统送电的双回及以上线路中的任意两回线同时无故障或故障断开，导致两条线路退出运行，应采取措施保证电力系统稳定运行和对重要负荷的正常供电，其他线路不发生连锁跳闸。

在电力系统中出现高一级电压的初期，发生线路（变压器）单相永久故障，允许采取切机措施；发生线路（变压器）三相短路故障，允许采取切机和切负荷措施，保证电力系统的稳定运行。

任一线路、母线主保护停运时，发生单相永久接地故障，应采取措施保证电力系统的稳定运行。

电力系统稳定性

提高电力电网安全稳定水平的基本条件

?1. 有一个合理的电网结构。

?2.对所设计或所运行的电力系统进行全面的分析研究，吃透系统的情况，并采取了各种切实可行的技术措施和管理措施，力保电力系统的安全稳定运行。

?3. 建立保证电力系统安全稳定的最后一道防线。长期的实践证明，运行中的电力系统往往会因预料不及的几种不利因素的偶然组合而是系统失去稳定。要有预定的措施，尽可能缩小事故的影响，保证不发生电力系统长期大面积停电的恶性事故。

电力系统稳定性

合理的电网结构的基本要求

?1、具有较强的灵活性和适应能力

能够满足各种运行方式的需要，包括正常方式、特殊方式和电力市场运行的需要；

具备调度运行的方便性和灵活性。

规划设计阶段的电网具有一定的预见性。

电力系统稳定性

?2、满足“N-1”原则

?在单一元件无故障跳闸时，保持电网的静态稳定性和元件的安全性。

?3、具备较强的抗干扰能力

?在电网发生大扰动时，满足《稳定导则》规定的各项安全标准。

合理的电网结构的基本要求（续）

?4、满足分层分区的原则

分层：发电厂和负荷按规模合理接入相应的电压网络

分区：高一级电压网络形成后，下级电网要逐步分区运行，相邻分区之间保持互为备用，避免和消除影响电网安全稳定的电磁环网

强化受端电网

加强受端系统内部最高一级电压网络的联系

足够的无功支撑容量

枢纽变电站的规模要与受端系统规模相适应

受端系统内部电厂运行方式的改变，不应影响正常受电能力.

电力系统稳定性

?5、合理控制短路电流水平

保持系统中枢点具有一定的短路电流水平，提高系统抗事故和负荷波动的能力

避免短路电流过高，对开关等变电设备元件要求苛刻

采取各种切实可行的技术措施和管理措施

措施

措施类别

措施

1

电力一次设备

发电机、线路、变压器、中间开关站、直流联络线或背靠背换流站

2

发电机和电网固有的控制设备

快速保护和重合闸、AVR及强励、PSS、快速励磁加PSS、

3

不中断供电的控制设备

串补、阻尼装置、快关设备、静补SVC、切除电抗器、直流功率提升

4

可能中断供电的控制设备

切机装置、切负荷装置、联切线路

电力系统稳定性

采取各种切实可行的技术措施和管理措施

?加强机网协调及厂网协调，发电机组的参数选择、继电保护(发电机失磁、失步保护、频率保护、线路保护等)、自动装置(自动励磁调节器、电力系统稳定器、稳定控制装置、自动发电控制装置等)配置和整定等必须与电力系统相协调，保证其性能满足电力系统稳定运行的要求。

措施

措施类别

措施内容

1

有功平衡紧急控制措施

自动低频减载、集中切负荷、事故拉路

2

无功平衡紧急控制措施

自动低压减载、事故拉负荷

3

限制振荡范围措施

按网络结构配置解列装置

提高电网安全稳定水平的主要工作

涉及第三道防线的管理措施

建立应急体系和社会联动机制

完善应急预案，开展应急演练

合理确定黑启动电源，开展黑启动试验

提高电网安全稳定水平的主要工作

电网接线形式分析

一、电气主接线将所有的电气一次设备按生产顺序连接起来，并用国家统一的图形和文字符号表示的电路。（主接线用单线图表示）单线图：表示电气设备一相的连接情况，局部三相配置不同的地方画成三线图。

二、电气主接线基本要求

1）保证供电可靠性和电能质量；

2）具运行、维护灵活性和方便性；

3）经济性（投资、电能损失、占地面积）；

4）具有发展和扩建可能性。

电网接线形式分析

电网接线形式分析

三、电气主接线的类型

桥形接线

多角形接线

无母线类接线（简易接线）

双母线

单母线

有母线类接线

有横向联络接线

无横向联络接线：单元接线

电网接线形式分析

一、单母线1．不分段的单母线接线汇流主母线W只有一条，在各支路中都装有断路器和隔离开关，正常运行时全部断路器和隔离开关均投入。

适用：发电机容量较小、台数较多而负荷较近的小型电厂和10～35KV出线回路数不多于4回的变电站。

电网接线形式分析

2．分段的单母线接线1）用隔离开关分段的单母线接线

2)用断路器分段的单母线接线

变电所110KV以下常采用分段的单母线接线

电网接线形式分析

二、双母线接线

分段的双母线接线带旁路母线的双母线接线

双母线运行（相当于单母分段，考虑母线故障，母差）单母线运行分列运行

电网接线形式分析

2．断路器的双母线接线（即一个半断路器接线）

特点：每条支路经隔离开关接入两组断路器之间，正常运行时全部断

路器和隔离开关均投入，任一组母线停运及任一组断路器检修均不引起

任何支路停电。但若1QF检修的同时电源S1支路故障将同时引起支路1X

停运。

适用：广泛应用于500KV电压级，其可靠性足够，而且比较于双断路

器接线它具有显著的经济性。

2

3

电网接线形式分析

无母线的电气主接线（即简易接线）

1．内桥接线

特点：线路的切除和投入较方便。变压器切除和投入较复杂。

适用：内桥接线适应于线路较长、在系统中担任基荷的电站。

造价低，易发展成单母线分段的接线，为节省投资，负荷较小、出线回路数目不多的小变电站，可采用桥形接线作为过渡接线。

电网接线形式分析

特点：切除和投入变压器易，而切除、投入线路难。适用：外桥接线适应于宜于线路较短、在系统中担任调峰作用的电站。

2.外桥接线

电网接线形式分析

特点：角形接线中断路器数目与回路数相同，比单母线分段和双母线接线均少用一个断路器，故较经济。

角形接线

常用的角形接线有三角形接线和四角形接线

适用：任一断路器检修，支路不中断供电，任一回路故障仅该回路断开，其余回路不受影响，其可靠性较高。但是故障后闭环变成开环，开、闭环两种工况，流过设备电流不同，给设备选择带来困难。此接线仅适合于容量不大的水电站

电网接线形式分析

各元件只有纵向联系无任何横向联系的接线。包括发变组、变线组、发变线组

单元接线

（一）发电机—变压器单元接线

（a)发电机和变压器之间不装断路器，为便于检修或对发电机进行单独试验，一般装一组隔离开关，但20万千瓦以上机组若采用分相封闭母线，为简化结构隔离开关可省去。(b)、（c）分别为自耦变压器、发电机与三绕组变压器组成的单元接线，因一侧支路停运时另两侧支路还可以继续保持运行，因此在变压器三侧设置断路器。此种接线普遍应用于大型发电厂及不带近区负荷的中型发电厂的机组。

电网接线形式分析

（二）扩大单元接线

扩大单元接线可以减少变压器台数和断路器数目，可以节省投资、减少占地。

以前小水电站常用，现流行用单母线替代它

电网接线形式分析

（三）变压器—线路组单元接线

（四）发电机—变压器—线路组单元接线

（五）发电机—变压器联合单元接线

大容量机组不能采用两机一变扩大单元时用

电网接线形式分析

实时监控与预警

安全校核

调度计划

调度管理

（一）正常情况下厂站主接线运行方式安排原则1．正常情况下，双母线接线有专用母联和旁路断路器的厂站按双母线并列运行。2．正常情况下，双母线接线无专用母联或旁路断路器的厂站，母联兼旁路断路器作母联运行。3．双母线接线方式的厂站（包括双母线分段的厂站），正常情况下，原则上编号为单号的断路器上I（或III）母，编号为双号的断路器上II （或IV）母运行，特殊情况除外。应尽量避免任一母线故障后，发生以下严重后果：局部电网与系统解列；本站与系统的多条重要联络线同时停运，严重削弱电网网架；到同一厂站的2回及以上线路停运而削弱网架；多个220kV终端变电站或（和）主变同时停电；失去多台机组或（和）多条电源线路；造成其他联络线严重过载。4．连接同一厂站的双回或多回线路断路器编号均为单号或均为双号的，线路断路器应平均分布在不同母线运行；在电网中处于同一通道、断面的双回或多回线路断路器编号均为单号或双号的，线路断路器应平均分布在不同母线运行；只有两回出线的厂站按两回出线各上一条母线运行；终端供电线路与主变断路器的运行方式应统一考虑，平均分布在不同母线运行（单变单线的视具体情况综合考虑）；电源线路和机组并网主变的运行方式应综合考虑，平均分布在不同母线运行。

电网接线形式分析

5．双母线接线方式的厂站，潮流流入线路和潮流流出线路应尽量均衡分布在每一条母线上，避免220kV母联断路器穿越功率过大导致设备过载。（1）托克逊变220kV母线由于LGJQ-400导线，母线穿越功率不宜超过280MVA（385MVA），故托克逊变220kV母线接线形式应注意密切监视，在检修方式下及时调整接线，防止穿越功率过大，不满足母线动稳定要求。（2）库尔勒变220kV母线由于LGJ-400导线，母线穿越功率不宜超过280MVA（385MVA），故库尔勒变220kV母线接线形式应注意密切监视，在检修方式下及时调整接线，防止穿越功率过大，不满足母线动稳定要求。（3）将三宫变#1主变（150MVA）、#2主变（150MVA）的220kV侧、110kV侧接同一条母线，#3主变（180MVA）的220kV侧、110kV侧接另一条母

线。（4）将老满城变#1主变（150MVA）、#2主变（150MVA）的220kV侧、110kV侧接同一条母线，#3主变（180MVA）的220kV侧、110kV侧接另一条母线。6．双母线接线方式的厂站主接线运行方式应满足继电保护对主变（包括厂高备变）中性点接地的要求。（二）检修、异常或事故情况下厂站运行方式安排原则旁路断路器代元件断路器运行时，应在被代路断路器运行母线上代路。受固有接线方式限制，无法满足以上要求的除外。线路、主变、机组等元件停运（含检修、异常、事故等）时，应按照以上原则，合理调整其他运行元件的运行方式，检修结束后恢复正常接线方式。

电网接线形式分析

电力系统有功和频率调整

?1、电力系统负荷的有功功率—频率静态特性

当电力系统稳态运行时，系统中有功负荷随频率变化的特性称为负荷的有功功率—频率静态特性。如图所示：

电力系统有功和频率调整

当频率偏移额定值不多时，该特性常用一条直线来表示。也就是

说，在额定频率附近，负荷的有功功率与频率呈直线关系。

f

P

K L

用标么值表示为：

f

P

f f

P P

K L

N

L LN

L

电力系统有功和频率调整

频率偏差对系统和用电设备的影响

（1）将引起异步电动机转速的变化；

（2）将使与系统有关的测控设备受系统频率的影响而降低其性能，甚至不能正常工作；（3）将引起异步电动机和变压器激磁电流增加，所消耗的无功功率增加，恶化了电力系统的电压水平；

（4）频率的变化还可能引起系统中滤波器的失谐和电容器组发出的无功功率变化。

电力系统频率偏差允许值是±0.2HZ；系统容量较小时，其频率偏差允许值是±0.5HZ。

电力系统有功和频率调整

频率的一次调整

发电机组与负荷的有功功率—频率静态特性的交点就是系统的初始运行点。如果负荷的有功功率突然增加，由于发电机输出的有功功率不能随负荷的突然增加而及时变动，发电机组将减速，电力系统频率将下降。在系统频率下降时，发电机输出增加，同时负荷所需的有功功率减少，最后在新的平衡点稳定下来。因此，这一调节过程是由发电机和负荷共同完成的。电力系统有功和频率调整

频率的二次调整

当电力系统由于负荷变化引起的频率偏移较大，采取一次调频尚不能使其保持在允许的范围以内时，通过频率的二次调整才能解决。频率的二次调整就是以手动或自动方式调节调频器平行移动发电机组有功功率—频率静态特性，来改变发电机组输出的有功功率，使系统的频率保持为负荷增长前的水平或使频率的偏差在允许的范围之内。

电力系统有功和频率调整

在频率的一次调整和二次调整同时进行时，系统负荷的增量是由三部分调节功率与之平衡的：（1）由频率的一次调整（调速器作用）增发的功率。

（2）由频率的二次调整（调频器作用）增发的功率。

（3）由负荷自身的调节效应而减少取用的功率。

电力系统有功和频率调整

电力系统中各发电机组均装有调速器，所以系统中每台运行机组都参与频率的一次调整（除满载机组除外）。频率的二次调整则不同，一般只由系统中选定的极少电厂的发电机组担任频率的二次调整。负有二次调频任务的电厂称为调频厂。调频厂又分成主调频厂和辅助调频厂。只有在主调频厂调节后，而系统频率仍不能恢复正常时，才起用辅助调频厂。而非调频厂在系统正常运行情况下，则按预先给定的负荷曲线发电。

电力系统无功与电压调整

一、电压偏差的概念

供配电系统改变运行方式和负荷缓慢地变化会使供配电系统各点的电压也随之变化，这时各点的实际电压与系统标称电压

之差凸U称为电压偏差。电压偏差凸U也常用与系统标称电压的百分比表示。即：

式中——电压偏差百分比；

——实际电压；

——电网标称电压。

100% N

N

U U

U

U

N U

U

电力系统无功与电压调整

1．系统的供电电压允许偏差国家标准《电能质量供电电压允许偏差》GB12325—90规定：（1）35kV及以上供电电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10％。若供电电压上下偏差同号（均为正或负）时，按较大的偏差绝对值作为衡量依据。

（2）10kV及以下供电电压允许偏差为额定电压的土7％。

（3）0．22kV单相供电电压允许偏差为十7％、一10％。

2．用电设备端电压允许偏差国家标准《供配电系统设计规范》GB50052－95规定：

（1）电动机允许电压偏差为额定电压的士5％。

（2）照明时，允许电压偏差在一般工作场所为额定电压的全5％；对于远离变电所的小面积一般工作场所，难以满足上述要求时，可为额定电压的十5％、－10％；应急照明、道路照明和警卫照明等为额定电压的十5％、－10％。

3．其他用电设备当无特殊规定时允许电压偏差为额定电压的士5％。

电力系统无功与电压调整

1．电压波动一系列的电压变动或电压包络线的周期性变动，当其变化速度等于或大于每秒0．2％时称为电

压波动。

2．电压闪变负荷急剧的波动造成供配电系统瞬时电压升降，则照明设施的照度随之急剧变化，使人眼对灯

光的闪烁感到不适，这种现象称为电压闪变。

3．电压变动频度单位时间内电压变动的次数。电压由大到小或由小到大各算一次变动，同一方向的若干次

变动，如间隔时间小于30ms，则算一次变动。电压变动频度广的计算公式为：

式中m——某一规定时间内电压变化的次数。

T——冲击负荷的周期，单位为h。

4．短时间闪变值和长时间闪变值短时间闪变值是衡量短时间（若干分钟）内闪变强弱的一个统计量，长时

间闪变值是由短时间闪变量推算出，反映长时间（若干小时）闪变强弱的量值。这两个值是评价电压闪变的

指标。可以由闪变仪直接测量，也可由仿真计算得到。

N U

U U

d

T

m

电力系统无功与电压调整

高压电网中造成运行电压变化的主要因素是无功，无功大致从高处流向低处。电压快变化属于电压波动和闪变范畴。

2、电压损耗

当线路传输电能功率时，电流在线路阻抗上产生的电压有效值之差。

3、电压降落

元件两端电压之相量差。

电力系统无功与电压调整

4、逆调压

控制点供电电压的调整使其在高峰负荷时的电压值高于低谷时的电压，一般高峰负荷保持电压比系统标称电压高5%，低谷负荷保持电压为标称电压。

5、顺调压

控制点电压的调整为：高峰负荷时的电压低于低谷负荷时的电压。一般高峰负荷电压不低于标称电压的102.5%,低谷负荷电压不高于标称电压的107.5%。

6、恒调压

任何负荷时控制点电压基本保持不变的调压方式，一般保持电压高于标称电压的2%—5%。

7、负荷的自然功率因数：

没有采取任何补偿设备时负荷的功率因数。

电力系统无功与电压调整

8、负荷的自然功率因数：

没有采取任何补偿设备时负荷的功率因数。

9、自然功率：

输电线路末端接入线路波阻抗时传输的功率，此时线路分布电容产生的无功功率与线路电抗消耗的无功功率正好平衡。

10、进相运行：

发电机运行在定子电流领先其端电压的状态。此时，发电机发出有功功率，从电网吸收无功功率。

11、电压崩溃：

在电力系统扰动情况下，无功功率平衡被破坏，用正常调节手段无法恢复稳定运行、局部或全网系统电压急剧下降之过程，称为电压崩溃。

电力系统无功与电压调整

12、电压中枢点：

指某些可反映系统电压水平的主要发电厂或枢纽变电所节点（母线）。

因很多负荷都由这些中枢点供电，如能控制住这些点的电压偏移，也就控制住

了系统中大部分负荷的电压偏移。于是，电网的电压调整问题也就转变为保证各

电压中枢点的电压偏移不越出给定范围的问题.

中枢点电压的允许变动范围。

电力系统无功与电压调整

无功功率电源

1.发电机

既是有功功率电源，也是最基本的无功功率电源。

2.同步调相机（只发无功，不发有功）

适宜于集中安装

过励时，向系统发出感性无功（即发无功）

欠励时，向系统发出容性无功（即吸感性无功）

电力系统无功与电压调整

3．电容器、电抗器

只能向系统供应感性无功功率，

其可调范围小，只能分组地投入、切除。

其电压调节效应具有负值。

电容器可分散安装，从而可安装在更靠近负荷中心，获得更理想的经济技术效果，而且，电容器还能根据需要随意拆迁，其有功损耗较小，约为0.3—0.5%。

4.Statcom, SVC, ASVG

电力系统无功与电压调整

无功功率损耗

变压器中的无功功率损耗：

励磁支路损失的百分值=空载电流的百分值，约为1～2％

绕组漏抗中的损耗（在变压器满载时）=短路电压的百分值，约为10％。

因此，对一台变压器或一级变压器的网络，变压器中的无功损耗并不大，满载时约为额定容量的百分之十几。

励磁支路损耗，

绕组漏抗中损耗

电力系统无功与电压调整

由此可见，系统中变压器的无功损耗很大>>有功损耗。

输电线的无功损耗:

并联电纳的无功损耗：

与线路电压平方成正比，呈容性。故又称充电功率。

串联电抗的无功损耗：

与负荷电流的平方成正比，呈感性。

电力系统无功与电压调整

①利用发电机调压是首先考虑的调压措施。当发电机母线没有负荷时，一般可在95％～105％的范围内调压；当发电机母线有负荷时，一般采用逆调压。

–合理使用发电机调压后，在大多数情况下部可以减轻其他调压措施的负担。

调压方式

电力系统无功与电压调整

②当电力系统中的无功功率供应比较充裕时，利用改变变压器的变比或分接头调压可以取得成效。

普通变压器只能在退出运行后才能改变分接头，在不要求逆调压时，适当调整分接头可满足调压要求，在要求逆调压时，必须采用有载调压变压器或串联加压器。

在系统中无功功率供应不足时，靠改变变压器的变比或分接头调压，可能会使系统中局部的电压升高，需要的无功功率反而增加，系统中总的无功功率更缺乏，电压质量更不能得到保证。因此，对无功功率不足的系统，应设置无功功率补偿设备进行调压。

电力系统无功与电压调整

③对无功功率不足的电力系统，首先应该增加无功功率电源，如采用并联电容器、调相机或静止补偿器等附加的设备。在采用这些并联补偿设备后，还可以减少网络中无功功率的流通，降低网络中有功功率和电能的损耗。

④作为调压措施之一的串联补偿电容器，可用于个别地区无功不平衡。

电力系统无功与电压调整

?串联电容补偿线路电抗

?并联电容补偿无功功率

–由于串联电容器电压降落具有负值的电压降落，起直接低偿线路电压降落的作用，比并联电容补偿借减少线路中流通的无功功率来减小线路电压降落作用显著很多。

–为减小同样大小电压降落，所设置的并联电容器容量仅为并联的电容器的17％～25％

–串联电容器补偿适合于电压波动频繁的场合；而并联电容器不适用。

各种调压手段的比较：

1、发电机调压

首先被考虑，经济，方便，简单，对于远离发电厂的作用不大。

2、投退电容电抗器

投资低、安装维护方便、就地补偿。

3、变压器分接头调整

只应用于无功功率充裕的地方，投资少、灵活、经济。

4、改变系统运行方式调压

条件允许、运行方式可变的情况，同时，各方面的条件满足要求，如系统供电可靠性、保护等等。

电力系统无功与电压调整

电力系统安全自动装置

正常状态

警戒状态

紧急状态

恢复状态

失步状态

崩溃

合理的电网结构

有效的预防控制

第一道防线

快速继电保护

第二道防线

稳定控制装置

第三道防线

失步解列、频率

与电压紧急控制

电力系统状态转换电网黑启动

及三道防线示意图

电力系统安全自动装置

正常运行故障发生故障元件切除稳定破坏

预防性控制

自动或调度调整

继电保护动作

（第一道防线）

稳定控制

切机或切负荷

（第二道防线）

失步解列

频率紧急控制

电压紧急控制

（第三道防线）

大面积停电

电力系统稳定控制阶段示意图

恢复控制黑启动

电力系统安全自动装置

故障时间

轻

? ? ? ? ?

第一道防线

快速保护

第二道防线

稳定控制

切机、切负荷

第三道防线

失步解列

低频切负荷

低压切负荷

过频切机重

系统事故过程中三道防线示意图

稳

定

严

重

程

度

电力系统安全自动装置

状态转移

控制转移

紧急状态与恢复状态

不安全

安全

预防控制

紧急控制恢复控制

电力系统安全自动装置

电网三道防线

电网安全

1

2

3

在电力系统正常状态下通过预防性控制保持其充裕性和安全性（足够的稳定裕度），当发生短路故障时由电力系统固有的控制设备及继电保护装置快速、正确地切除电力系统的故障元件。

由安全稳定控制系统（装置）构成，针对预先考虑的故障形式和运行方式，按预定的控制策略，实施切机、切负荷、局部解列等控制措施，防止系统失去稳定。

由失步解列、频率及电压紧急控制装置构成，当电力系统发生失步振荡、频率异常、电压异常等事故时采取解列、切负荷、切机等控制等措施，防止系统崩溃。

电力系统安全自动装置

第一道防线：坚强的电网结构、快速正确动作的继电保护装置、合理的运行方式

第二道防线：快速切机、切负荷装置、区域稳控装置（系统）

第三道防线：低频低压减负荷装置，失步等解列装置

电力系统安全自动装置

安全自动装置的分类：一、用于自动预防稳定破坏的安全自动装置。他在发生短路故障或在自动重合闸周期内甩掉输送功率以及由于系统发生故障破坏功率平衡引起联络线危险过负荷或频率、电压发生偏差时动作。主要控制作用为：在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。二、用于自动消除异步运行工况的安全自动装置，如振荡解列装置。三、用于消除可能造成系统事故发展及设备损坏威胁的频率及电压故障偏差的局部安全自动装置，如低频低压减载装置。四、用于恢复正常系统及共矿的安全自动装置，如使停电用户重新恢复运行。

电力系统安全自动装置

对安全自动装置的要求：

可靠性：装置该动作时动作（信赖性）不该动作时不动作（安全性）不拒动、不误动。

有效性：保证装置功能实现后，系统稳定运行。

选择性：装置是分层分区控制，要有选择性，必须协调控制。

适应性：要适应一定运行方式的变化，适应电网的发展

电力系统安全自动装置

电力系统安全自动装置：防止电力系统失去稳定性和避免电力系统发生大面积停电事故的自动保护装置，如输电线路自动重合闸装置、电力系统稳定控制装置、电力系统自动解列装置、按频率（电压）自动减负荷装置等。电力系统稳定控制装置：电力系统稳定控制装置是自动防止电力系统稳定破坏的综合自动装置，其结构可以分为：分散式、集中式。或远方控制、就地控制。电力系统自动解列装置：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，或将电场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。

电力系统安全自动装置

按频率降低自动减负荷装置：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，又称低频减载装置。按电压降低自动减负荷装置：在电力系统发生事故出现无功功率缺额、负荷上涨超过预测值而动态无功补偿不足引起电压大幅度下降时造成电压崩溃事故，自动切除部分用电负荷使电压恢复到允许范围内的自动装置，又称低压减载装置。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。

电力系统安全自动装置

备用电源自动投入装置：为满足电网经济运行及可靠供电，而采用的一种装置，有多种运行方式，但基本上都遵循以下的总则：1．工作母线失压（非PT断线造成）；2．跳开与原工作电源相连接的断路器，以免备用电源合闸于故障；3．检查备用电源是否合格，如满足要求则合上工作母线与备用电源相连的断路器。4．备自投只动作一次。

电力系统安全自动装置

备自投适用的常见主接线方式如下：

第一种运行方式：

3DL处于断开位置，I、II段母线分裂运行，分别由进线1、进线2供电。在这种运行方式下，

如果进线1故障，导致I段母线失压，此时备自投装置应能自动断开运行断路器1DL，然后再投入分段开关3DL，使母线I恢复供电。反之亦然。第二种运行方式：1DL与3DL处于合闸位置，2DL断开。正常运行时由进线1给两条母线供电。在这种运行方式下，如果进线1故障，导致两段母线均失压，此时备自投装置应能自动断开运行断路器1DL，然后再投入2DL，使进线2给母线供电。第三种运行方式与第二种相似，正常时由进线2工作，进线1备用。

电力系统安全自动装置

常见的控制作用：

1、快速减火电机组原动机出力：

分为：瞬间快控和持续快控汽门。

2、切除发电机

3、电气制动，多在水电厂，在发电机端或高压侧母线短时投入具有相当容量的电阻器，以吸收发电机因故障获得的加速能量，使发电机组在故障切除后得以快速减速。

4、集中切负荷

5、输电线路自动重合闸

6、发电机组强行励磁

7、备用电源自动投入

8、水电机组失步振荡自动增减出力装置。

9、失步振荡解列

电力系统安全自动装置

电力系统经济运行

电网经济运行是运用优化定量化的科学判定方法，利用现有的设备，经过技术论证，通过选取最佳运行方式、调整负荷、提高功率因数、调整或更换变压器、电网改造等技术手段挖掘电网损耗中的节电潜力。在保证电力系统安全可靠运行和电能质量符合标准的前提下，尽量努力提高电能生产和输送的效率。尽量降低供电的燃料消耗和供电成本。

电力系统经济运行

电网经济运行方式调整的主要目的是对电网经济运行方式进行优化选择，即优选双绕组变压器、三绕组变压器的经济运行方式，达到降低配电网线损的目的，

其中包含的方面

1、降低发电损耗

2、降低厂用电

3、降低变压器的损耗

4、降低输配电线路的损耗

5、电力系统分散电源的经济运行

6、用户负荷的经济运行

电力系统经济运行

电网经济运行方式包含如下内容：1、火力发电厂间有功功率负荷的经济分配2、水火电厂间有功功率负荷的经济分配3、无功功率负荷的经济分配4、电力网络的负荷经济分配（高压网、低压网、农网）

电力系统经济运行

发电厂的经济运行指涉及到发电厂内部厂用变压器的经济运行，各发电机组的经济运行。传统的经济运行指电力系统的负荷在各机组之间如何分配最优，其按机组的等耗量为增率进行分配。这和机组的特性有关。根据负荷变化，按照顺序优化组合，合理安排水电厂、火电厂、抽水蓄能电站、核电站的发电出力，使发电设备高效率运行。

电力系统经济运行

电网的经济运行表现为四个方面：1、合理调整系统的运行电压2、线路的经济运行3、变压器的经济运行4、调整负荷曲线和平衡三相负荷。

电力系统经济运行

电网降损的技术措施有以下几点：

1. 电力网的升压改造

2、供配电线路改造

合理的选择线路导线截面

换粗导线截面

3. 合理调整运行电压

4、线路及变压器的经济运行

电力系统经济运行

2. 合理调整运行电压

为保证电网运行的电压质量，合理配置无功补偿设备做到无功就地补偿，分区、分压平衡达到降损节电的效果。还可以通过调整发电机端电压和变压器分接头，在母线上投切电容器及调相机调压等手段，

当电网的负载损耗与空载损耗的比值C大于数值时，可提高运行电压有降损节电效果

当电网的负载损耗与空载损耗的比值C小于数值时，可降低运行电压有降损节电效果

提高电压百分数

1

2

3

4

5

C

1.02

1.04

1.061

1.082

1.1

提高电压百分数

-1

-2

-3

-4

-5

C

0.98

0.96

0.941

0.922

0.903

电力系统经济运行

电力系统机网协调

什么是机网协调？机网协调包括什么？

机网协调，也称源网协调，是在电网管理与运行实践中总结出的与电源与电网密切相关的一类技术、管理问题的统称。

机网协调主要是为了提高电力系统稳定性、经济性，更具电力系统运行情况，对发电厂机组的保护、控制进行优化，以达到厂网的和谐运行。

机网协调是指位于机组与电网运行的“分界面”上工作。“机网”是大系统中密不可分的两个部分，两者是相互依存的，为了实现“机网双赢”的局面，须深化协调技术的研究。

机网协调

控制设备机网协调

发电机励磁系统、调速系统参数测试

（电力系统稳定器）

发电机励磁系统各种限制环节

一次调频

（二次调频）

（二次调压）

进相试验

。。。。。。

机网协调

机网协调－－励磁系统、调速系统参数测试

E

min ( , )

. . ( , ) 0

( , ) 0

( , ) 0

( , ) 0

P Q

P Q

I P Q

E P Q

I P Q

f x x

s t P x x

P x x

Q x x

Q x x

( , )

0 ( , )

T Y AyA

dx

f x y

dt

g x y

物理电网

数字电网

发电输电变电配电用电

电力系统稳定分析如何进行？系统各组

成元件模

型

系统运

行的约

束条件

机网协调

励磁系统、调速系统参数测试

稳定分析的四大基础模型参数：

发电机模型参数

励磁系统模型参数

调速系统模型参数

负荷模型参数

机网协调

调速系统对电力系统稳定计算的影响：动态稳定机网协调

机网协调－－调速系统参数测试的重要性

调速系统对机组特性的影响

调速系统阀控

调速系统负荷闭环

机网协调

机网协调－－励磁系统、调速系统参数测试

国家政策：

机网协调

机网协调－－励磁系统、调速系统参数测试

政策：

机网协调

机网协调－－PSS投运

必要性1：快速励磁系统对系统提供负阻尼

二滩水电厂功率振荡

机网协调

机网协调－－PSS投运

必要性：大区互联电网动态稳定问题突出

美国WECC系统振荡

马林(Malin)变电站电压

联络线功率

机网协调

机网协调－－PSS投运

大区互联电网动态稳定的对策：

PSS，HVDC，TCSC，SVC辅助控制等

国际大电网会议第38组38.01.07工作组作了效果排序，依次为：PSS，HVDC，TCSC，SVC 辅助控制。

机网协调

优点：

配置电力系统稳定器可以从源头上消除产生负阻尼的根源

电力系统稳定器使用效率高

电力系统稳定器的参数有良好的适应性

机网协调－－PSS投运

机网协调

机网协调－－励磁系统中各种限制环节

某电厂低励环节整定不当曾经引起系统振荡

必要性：应进行试验，以确保励磁控制系统应该能在发电机并网后的各种运行工况下（包括进相运行、伏/赫限制动作、低励磁限制动作、过励磁限制动作等）保持稳定性。

机网协调

机网协调－－励磁系统中各种限制环节

某电厂低励环节整定不当曾经引起系统振荡

-0.6

-0.4

-0.2

0.2

0.4

0.6

0.8

-0.1 0.1 0.3 0.5 0.7 0.9 1.1

有功P

无功Q

低励设置曲线1

低励设置曲线2

机网协调

机网协调－－一次调频

必要性

电力系统的负荷总是处于不断的变化之中，必须时刻保障发电与负荷的平衡。

PJM负荷曲线，2003年8月18-24日

机网协调

一次调频

必要性

如果发电与负荷之间出现不平衡，系统的频率可能不可接受。

正常与非正常频率范围

?如果发电与需求不能匹配则会导致交流电力系统的频率(50周每秒或50HZ)上升(当发电大

于需求时)或下降(当发电小于需求时) ；

?如果频率出现较大的偏离，会使发电机的转速发生波动，就会出现振动，从而导致发电机、涡轮叶片及其他设备损坏。

?特别低的频率会触发自动的低频减载，成组地切除部分用户的负荷，其目的是为了防止整个电力系统的崩溃。

机网协调

AGC

必要性

一次调频为有差调节，但负荷发生变化后，要恢复系统频率，必须调节负荷参考设定值。

优点

值在发电机组之间分配所需的发电量变化以使得运行费用（网损）最小。

机网协调

AVC

必要性

更加准确的控制系统内关键节点的电压水平

优点

为用户提供更高质量的供电

方法

机网协调

AVC

效果示例

二级电压控制效果(1)

232

233

234

235

236

237

12:12 16:06 20:00 23:54 3:48 7:42 11:36

设定值死区下限0.5kV

实际值死区上限0.5kV

中枢母线梨园变220kV_BUSI

机网协调

进相运行

必要性

系统负荷较小无功过剩、导致电网末端电压偏高，机组需要吸收无功以调整电压优点

保障电网电压质量，降低网损，提高发电机运行效率

机网协调

机网协调－－原动机调节与系统稳定

调速系统

机网协调

控制设备机网协调

发电机励磁系统

发电机励磁系统限制环节

（电力系统稳定器）

一次调频

原动机调速系统

。。。。。。

。。。。。。

5 其他控制设备

机网协调

OPC

?火电厂超速保护控制系统（Over Speed Protection Controller，OPC）是一种有效抑制发电机组超速的保护控制，其作用在汽轮机出现超速达到某一定值时，OPC动作是按照既定的逻辑关闭调节汽门，防止转速进一步升高。

?103：

只要转速达到103%时，电OPC装置动作，暂时关闭调节阀，使进汽量减少，避免汽轮机进一步超速。

?110：

危急遮断：当异常情况发展到严重威胁汽轮机运行安全的程度时，迅速关闭所有主汽阀和调节阀，遮断汽轮机的进汽通道，实现紧急停机。如当转子超速到110% 时，响应的超速遮断装置将会动作，迅速关闭所有阀门，切断汽轮机进汽源，最终使汽轮机停运

机网协调

OPC的协调配合

保护与一次调频的配合

?机组一次调频功能与OPC不能正确配合是事故后小网振荡的主要原因之一。

?当电网出现频率偏移时，在保证机组安全运行的前提下，在OPC动作前，机组应最大限度的发挥一次调频能力，力争通过一次调频实现功率的供需平衡，避免电网事故的进一步扩大。?当发电机组甩负荷后带小网即小岛运行的情况下,发电机组原来带的负荷较大, 机组转速上升,当转速达到3090 r/min时, OPC电磁阀动作,调门关闭,当汽轮机转速降到一定值后调门重新开启,如果DCS或DEH控制系统没有进行二次调频的话,机组在功率回路控制下，由于功率给定维持甩负荷前指令不变，转速势必继续升高,由此发电机组反复振荡。

与低频减载装置相互配合

?OPC动作以后，由于机组的快速关闭汽门，发电机有功出力急剧减小，电网频率逐步下降，汽轮机转速可能下降很多，OPC动作复位后，调门在一定条件下开启后，机组转速仍然可能在3000转附件来回震荡，在此过程中，由于OPC电磁阀复位时机选择不合理，系统频率由可能下降过大引发出现低频减载动作切除负荷。

与高周切机装置相互配合

从电网安全运行角度考虑，希望高频切机保护的动作门槛值稍高些，一般高于OPC 动作值。这种情况下，当系统频率上升到汽轮机103%超速保护门槛值时，引起系统内所有装设OPC 超速保护的火电机组快速关闭调节汽门，终止出力。于是系统频率出现骤降，待频率降低至50Hz 以下时，终止出力的机组又恢复出力，这将造成孤立网系统振荡，甚至崩溃。可见，由于火电机组的发电机高频切机保护与汽轮机OPC 配合不当，发电机高频保护没有起到恢复频率的作用。

通过计算，可考虑多轮次切机或者OPC延迟动作进行配合

机网协调

其他涉网保护与机网协调

?属于发电机继电保护的范畴。

主要指与电网运行方式相关的装置，其目的是保护发电机的安全。

这些装置包括：失磁保护、过电压保护、失步保护、频率异常保护，负序保护，发变组后备保护等。

?电网事故中涉网保护

几乎每次大型的停电事故中，均有发电机涉网继电保护误动、据动的情况。例如西欧“11.4”停电事故中，热电与风电机组无序脱网与并网；华中电网”7.1”事故中，有两台发电机因失磁保护误动跳闸；美国”8.10”停电事故中，发电机因低频保护误动跳闸。涉网继电保护的统一协调管理工作亟待加强。

机网协调

安自装置与机网协调

?是指在电力网中发生故障或出现异常运行时，为确保电网安全与稳定运行，起控制作用的自动装置。其目的是保护电网的安全。

?主要有自动重合闸、备用电源或备用设备自动投入、自动切负荷、低频和低压自动减载、电厂事故减出力、切机、电气制动、水轮发电机自起动和调相改发电、抽水蓄能机组由抽水改发电、自动解列、失步解列等。

机网协调

母线接线形式安排及电磁环网问题

（1）正常情况下，双母线接线有专用母联和旁路断路器的厂站按双母线并列运行。（2）正常情况下，双母线接线无专用母联或旁路断路器的厂站，母联兼旁路断路器作母联运行。（3）双母线接线方式的厂站（包括双母线分段的厂站），正常情况下，原则上编号为单号的断路器上I（或III）母，编号为双号的断路器上II（或IV）母运行，特殊情况除外。应尽量避免任一母线故障后，发生以下严重后果：局部电网与系统解列；本站与系统的多条重要联络线同时停运，严重削弱电网网架；到同一厂站的2回及以上线路停运而削弱网架；多个220kV终端变电站或（和）主变同时停电；失去多台机组或（和）多条电源线路；造成其他联络线严重过载。

母线接线安排

（4）连接同一厂站的双回或多回线路断路器编号均为单号或均为双号的，线路断路器应平均分布在不同母线运行；在电网中处于同一通道、断面的双回或多回线路断路器编号均为单号或双号的，线路断路器应平均分布在不同母线运行；只有两回出线的厂站按两回出线各上一条母线运行；终端供电线路与主变断路器的运行方式应统一考虑，平均分布在不同母线运行（单变单线的视具体情况综合考虑）；电源线路和机组并网主变的运行方式应综合考虑，平均分布在不同母线运行。

（5）双母线接线方式的厂站，潮流流入线路和潮流流出线路应尽量均衡分布在每一条母线上，避免220kV母联断路器穿越功率过大导致设备过载。同时在倒母线或者相关线路检修方式下应及时调整接线，防止穿越功率过大，不满足母线动稳定要求。

母线接线安排

电磁环网：电磁环网是指不同电压等级运行的线路,通过变压器电磁回路的联接而构成的环路。

增强电网供电可靠性

电磁环网问题

220kV网络110kV网络

电磁环网问题

220kV网络

110kV网络

220kV网络

110kV网络

220kV网络

110kV网络

220kV网络

110kV网络

220kV网络

110kV网络

易造成系统热稳定破坏。如果在主要的受端负荷中心,用高低压电磁环网供电而又带重负荷时,当高一级电压线路断开后,所有原来带的全部负荷将通过低一级电压线路(虽然可能不止一回)送出,容易出现超过导线热稳定电流的问题。

电磁环网问题

易造成系统动稳定破坏。正常情况下,两侧系统间的联络阻抗将略小于高压线路的阻抗。而一旦高压线路因故障断开,系统间的联络阻抗将突然显著地增大(突变为两端变压器阻抗与低压线路阻抗之和,而线路阻抗的标么值又与运行电压的平方成正比),因而极易超过该联络线的暂态稳定极限,可能发生系统振荡。220kV网络

110kV网络

在线路出现过负荷时,容易造成距离保护误动作，因为系统发生事故时,启动元件已处于动作状态,不能起闭锁作用,必须从整定值上考虑防止事故过负荷引起的误动作。故距离起动值必须可靠躲开由调度运行部门负责提供的可能最大事故过负荷的数值。而环网后出现的过负荷则难以估算。

由于各变电站的负荷不同,各变电站之间将出现相当大的电压差,而变压器的内阻抗很小,若电磁环网运行,将会产生环流,使变压器因内部过负荷而出力减少由于环流极大,需提高断路器切断短路电流的能力,大大提高工程造价,技术经济性差。并提高继电保护装置的定值,降低保护装置的灵敏性。使变压器回路产生环流,增加变压器的损耗,使变压器输出容量减少,而且可能破坏变压器正常工作。

电磁环网问题220kV网络

110kV网络

不利于经济运行。电磁环网线路的自然功率值相差极大, 在环网运行情况下,许多系统潮流分配难于达到最经济。

需要装设高压线路因故障停运后联锁切机、切负荷等安全自动装置。但实践说明,若安全自动装置本身拒动、误动将影响电网的安全运行。

环网运行时,保护定值整定的复杂,被迫在“选择性、速动性、可靠性、灵敏性”中作出取舍电磁环网问题220kV网络

110kV网络

谢谢！

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