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1.3 电力系统运行的基本工作

电力系统运行的基本工作包括调峰、调频、调压和稳定控制等,是保证电力系统的安全、稳定和经济运行的重要手段与措施。

1.3.1 调峰

电力系统调峰是指电网用电负荷高峰或低谷时段,为了保证电力电量的供需平衡,对发电机组进行的有功出力调整,与备用服务并列为电力系统的两大辅助服务。不同的是,备用服务是指电网中电源容量大于负荷需求的部分,保证电力系统在发输配电设备定期检修以及电网发生故障时进行调峰、调频操作,保证对用户的电力供应。

在我国将备用服务与调峰服务分开考虑的运行背景下,备用服务更多的表现为静态的容量特性,调峰服务则表现为动态的调节特性。调峰机组选择的原则为首先选择启停灵活快捷,调节速度快的燃气轮机组、抽水蓄能机组和常规水电机组,然后再选用具有调节能力的燃煤机组和核电机组等。另外,通过需求侧管理机制的引导,将部分柔性负荷列为系统调峰对象,可进一步提高电力系统的调峰能力。不同类型机组的调峰能力如下:

(1)抽水蓄能电厂改发电机状态为电动机状态,调峰能力接近200%。

(2)水电机组减出力调峰或停机,调峰依最小出力(考虑震动区)接近100%。

(3)燃油(气)机组减出力,调峰能力在50%以上。

(4)燃煤机组减出力、启停调峰、少蒸汽运行、滑参数运行,调峰能力分别为50%(若投油或加装助燃器可增加至 60%)、100%、100%、40%。

1.3.2 调频

电力系统调频是指为保障电力系统频率稳定而对发电机组有功出力进行的调整,实现发电和用电的能量平衡。电力系统调频主要包括一次调频、二次调频、三次调频。其中一次调频是依靠电力系统运行惯性进行的电力系统频率调节,但只能做到有差调节;二次调频是依靠调频机组进行电力系统频率调节,可做到无差调节;三次调频是指为使负荷分配经济合理,达到运行成本最小的目标,按最优化准则将区域所需的有功功率分配于受控机组的调频方式。

在进行二次调频时,为避免在电网频率调整过程中出现过调或频率长时间不稳定的现象,需要对电网参与二次调频的电厂进行分工和分级调整,即将电网中所有电厂分为主调频厂、辅助调频厂和非调频厂。对于调频厂的选择,一般遵循如下原则:

(1)调频厂应有足够的调整容量和调整范围,以满足电网最大的负荷增、减变量需要。

(2)调频机组具有与负荷变化速度相适应的较快调整速度,以适应电网负荷增、减最快的速度需求。

(3)机组具有实现自动调频的条件。

(4)调整机组的有功功率时,应符合安全和经济运行的原则。

(5)某些中枢点的电压波动不得超出允许范围。

(6)对联合电网,还要考虑由于调频而引起联络线上交换功率的波动是否超过允许范围的问题。

在实际运行时,由于常规机组的发电计划出力根据系统负荷和风电、光伏等新能源发电功率超短期预测结果而定,故在大规模新能源接入条件下,电力系统自动发电控制(automatic generation control,AGC)调节容量需同时考虑负荷预测和新能源发电功率预测偏差造成的系统功率缺额,即净负荷预测误差导致的功率不平衡量。

自动发电控制是电力系统调度自动化的主要内容之一。它利用调度监控计算机、通道、远方终端、执行(分配)装置、发电机组自动化装置等组成的闭环控制系统,监测电力系统的频率,调整发电机出力。自动发电控制着重解决电力系统在运行中的频率调节和负荷分配,以及与相邻电力系统间按计划进行功率交换等问题,其基本功能有负荷频率控制(load frequency control,LFC),经济调度控制(economic dispatch control,EDC),备用容量监视(reserve capacity monitor,RM),AGC性能监视(automatic generation control performance monitor,AGC PM),联络线偏差控制(tie line bias control,TBC)等。

1.3.3 调压

电力系统调压是指为保障电力系统电压稳定而对电力系统无功出力进行调整,实现无功功率平衡。无功电源的安排应有规划,并留有适当裕度,以保证系统中各中枢点电压在正常和事故后均能满足规定的要求,电网无功补偿遵循分层分区,就地平衡原则。

电压调整有逆调压、恒调压和顺调压三种方式,其中逆调压方式指系统在高峰负荷时通过增大中枢点电压的方式防止负荷点电压过低,系统在低谷负荷时通过降低中枢点电压的方式防止负荷点电压过高;恒调压方式是指在任何负荷下都保持中枢点电压不变;顺调压方式是指在高峰负荷时允许系统中枢点电压稍有降低,在低谷负荷时允许系统中枢点的电压稍有升高。

目前电压调整有发电机调压、变压器调压和无功补偿设备调压三种措施。主要包括以下内容:

(1)调整发电机、调相机无功出力,调整风电场风电机组和光伏电站并网逆变器的无功出力,投切或调整无功补偿设备、交流滤波器等达到无功就地平衡。

(2)对于换流器母线电压控制,一般采用交流滤波器自动投切方式,特殊情况下,可手动投切交流滤波器。

(3)在无功就地平衡前提下,当变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低,可以带负荷调整有载调压变压器分接头运行位置。

(4)调整直流输电系统功率或电压。

(5)调整电网接线方式,改变潮流分布。

1.3.4 稳定控制

电力系统稳定是电力系统受到事故扰动后保持稳定运行的能力,电力系统稳定控制是指按照一定的稳定判据,采取相应的控制措施以达到保持电力系统稳定运行的目的,主要包括电力系统小干扰稳定控制、电力系统暂态稳定控制、电力系统次同步振荡抑制、电力系统电压稳定控制,以及电力系统异步运行与再同步等五个方面。

(1)电力系统小干扰稳定控制。实际电力系统中的小干扰常表现为系统的低频振荡,通常是由于系统缺乏足够的阻尼引起,采取增大阻尼措施是提高系统小干扰稳定性的有效方法。常用的方法有利用静态稳定器(power system stabilization,PSS)、静止无功补偿器(static var compensators,SVC)和高压直流(high voltage direct current,HVDC)输电系统等三种方法提高小干扰稳定性。

(2)电力系统暂态稳定控制。电力系统暂态稳定是指电力系统受到大干扰后,各同步机组保持同步运行并过渡到新的或恢复到原来稳定运行方式的能力,通常指保持第一、第二摇摆不失步的功角稳定。暂态稳定控制主要包括快速切除故障、减小输电系统电抗、可调节并联补偿、动态电气控制、投切电抗器断路器的按相操作、汽轮机阀门的快速操作、切除发电机、受控的系统解列和减负荷、快速励磁系统、不连续励磁控制,以及高压直流输电联络线控制等方面的内容。

(3)电力系统次同步振荡抑制。电力系统次同步振荡是指电力系统受到扰动偏移其平衡点后出现的一种运行状态,在这种运行状态下,电网与汽轮发电机组之间在一个或多个低于系统同步频率的频率下进行显著能量交换。电力系统次同步振荡的预防与抑制主要有增加附加设备的控制、改造电力系统和发电机等措施。

(4)电力系统电压稳定控制。电压稳定是指电力系统受到小的或大的扰动后,系统电压能够保持或恢复到允许的范围内,不发生电压失稳的能力。电力系统电压稳定控制主要有投入必要的发电设备、串联电容器、并联电容器、采用静止无功补偿器、较高电压水平运行、低电压甩负荷、采用低功率因数发电机和利用发电机无功过负荷能力等措施。

(5)电力系统异步运行与再同步。电力系统异步运行是指在电力系统中由于发电机组严重故障或错误操作等原因而失去同步时,各同步发电机组之间处于不同步的运行状态。当系统同步运行被破坏时,必须采取措施,以便在尽可能短的时间内消除这种异步运行状态,恢复系统同步运行,这一过程称为再同步。电力系统异步运行与再同步主要包括由失步过渡到稳态异步运行的过程、实现异步运行再同步的必要条件、机组失步下的再同步,以及大型汽轮发电机组失磁异步运行等四个方面的内容。 nigYMAA3Fa32tpRU7nNYmojfhu5qLuHqHKC8pV1WB3nBokOqn4TvZrIVFABgNu2N



1.4 电网调度的基本概念和要求

电网调度是指电网调度机构为保障电网安全、优质、经济运行,对电网运行进行的组织、指挥、指导和协调,其基本要求应当符合市场经济和电网运行客观规律的要求。

1.4.1 电网调度的基本概念

电力系统是一个庞大复杂的系统,一般由几十个甚至几百个发电厂、变电站和千万个用电户,通过各种电压等级的电力线路,互相联结而成。与现代大工业生产类似,为实现多工艺、多工序、多工种,以及上下级的相互密切配合,提高劳动生产率,保证产品质量,电力系统生产运行也需要进行统一的组织、指挥、指导和协调,即对电力系统实施统一调度。

然而,电网调度又有它的特殊性。由于电力生产具有发、输、配、用同时完成等特点,电网内各部门是一个紧密联系的,不可分割的整体,在电力生产过程中,每一瞬间都要求平衡稳定和协调一致。

随着电力工业的发展和电网规模的不断扩大,电网调度任务由简单到复杂,由一级调度到多级调度,逐步形成了集中统一的管理体系。作为电网运行管理的一种有效手段,电网调度的主要职责是负责电网内发、输、变、配电设备的运行、操作和事故处理,以保证电网安全稳定运行,向用户可靠供电,以及各类电力生产工作有序进行。我国电网运行控制管理实行“统一调度、分级管理、安全第一、集约高效”原则。

为保证我国大电网安全、优质、经济运行,我国电网运行控制系统中的调度机构设立为国家级电力调度控制中心(简称“国调”)、区域级电力调度控制中心(国家电力调度控制分中心,简称“分中心”)、省级电力调度控制中心(简称“省调”)、地区级电力调度控制中心(简称“地调”)和县级电力调度控制中心(地调电力调度控制分中心,简称“县调”)五个等级,要求下级调度机构必须服从上级调度机构的调度,各级调度机构按照分工在其职能范围内实施调度管理。凡并入电网的各发电、供电、用电单位,必须服从统一调度管理,遵守调度纪律。具体来说,各级调度机构的职责如下:

(1)国家级调度机构。国家级调度机构是我国电网的最高级调度机构,负责国家电网的统一调度管理,负责跨区域电网联络线和跨区域消纳的大型枢纽电站调度,对全国互联电网调度系统实施专业管理和技术监督,并负责制定全网调度运行的相关政策、标准和制度。

(2)区域级调度机构。区域级调度机构接受国调的调度指挥,负责区域电网的统一调度管理,负责跨省联络线和跨省消纳的大型电站的调度运行,负责对所辖电网实施专业管理和技术监督,负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理,并负责制定区域电网运行的标准和制度。

(3)省级调度机构。省级调度机构接受上级调度指挥,负责省级电网的统一调度管理,负责对所辖电网实施专业管理和技术监督,负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理,并负责制定省级电网运行的标准和制度。

(4)地区级调度机构。地区级调度机构接受上级调度指挥,负责地区电网的统一调度管理,负责对所辖电网实施专业管理和技术监督,负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理。

(5)县级调度机构。县级调度机构接受上级调度指挥,负责所辖电网的统一调度管理,负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理。

电力系统规模的逐步扩大和全国联网的逐步形成,特别是特高压交直流输送通道建设,使得电网物理形态和运行特性均发生显著变化。交直流系统相互耦合,直流送受端系统相互作用,特高压系统与500kV电网相互关联等系统特性,使电网运行的一体化特征日益突出,各级调度联系日益密切。为适应电网运行的一体化,保证电网的安全优质经济运行,我国在确保电网安全的基础上,对现有电网调度和设备运行监控,实施集约融合和统一管理,完善相应的工作制度、业务流程、标准体系和技术手段,促进各级调度和设备监控的一体化运行。在原有5级调度机构的基础上,实现了国分调(国调和分中心)一体化调度运作、省级调度运行和地县调(地调和县调)一体化调度运作的“三级管控”的运行模式,并对相应调度机构的工作职责和调管范围进行了调整,具体如下:

(1)国调和分中心实施一体化运作后,对国家电网实施统一调度管理,负责330kV以上电网调控运行的组织、指挥、指导和协调,直调有关电厂;承担±800kV直流、750kV(重要枢纽站)及以上电压等级变电站运行集中监控、输变电设备状态在线监测与分析业务;负责制定公司电力调度控制方面的规章制度、技术标准及其他规范性文件;负责国家电网的调度控制运行,承担调度运行、设备监控、调度计划、水电及新能源、运行方式、继电保护、自动化、燃料等专业管理职责,协调各局部电网的调度关系;负责统筹协调与电网调度控制相关的通信业务。

(2)省调负责省级电网调控运行,调度管辖省域内220kV电网和终端500(330)kV系统,直调所辖电厂;承担省域内±660kV及以下直流和750kV(重要枢纽站除外)、500kV、330kV枢纽站变电设备运行集中监控、输变电设备状态在线监测与分析业务;直辖市可将220kV变电站纳入市调统一监控;负责贯彻落实公司电力调度控制方面的规章制度、技术标准及其他规范性文件;承担所辖省级电网调度运行、设备监控、调度计划、水电及新能源、运行方式、继电保护、自动化、燃料等各专业管理职责;负责统筹协调与所辖省级电网调度控制相关的通信业务。

(3)地调和县调实施一体化运作后,负责地区电网调控运行,调度管辖10~110(66)kV和终端220kV系统;承担地域内35~220kV和330kV终端站变电设备运行集中监控、输变电设备状态在线监测与分析业务;考虑地域差异性,地(县)调 10~35kV的调控范围可因地制宜调整;负责配网故障研判及抢修协调指挥业务;负责贯彻落实公司电力调度控制方面的规章制度、技术标准及其他规范性文件;承担所辖地区电网调度运行、设备监控、调度计划、水电及新能源、运行方式、继电保护、自动化等各专业管理职责;负责统筹协调与所辖地区电网调度控制相关的通信业务。

1.4.2 电网调度的基本要求

电网调度机构组织、指挥、指导和协调电网运行时,需要符合市场经济和电网运行客观规律的要求。

社会主义市场经济的要求是与我国建立市场经济体制的目标相一致的,其具体要求至少包括以下三个方面:

(1)电网调度工作要依据国家法律和法规进行。

(2)电能作为商品进入市场,以满足社会的用电需要,应遵循价值规律。

(3)按照有关合同或者协议,保证发电、供电、用电等各有关方面的利益,使电力生产、输送、使用各环节直接或间接地纳入市场经济的体系之中。

电网运行的客观规律是指电能生产、输送、使用过程中的内在规律性,它至少包括以下四点内容:

(1)同时性,即电能的生产、输送、使用是同时完成的。

(2)平衡性,即发电和用电任何时候都要平衡,这样才能保证电网的频率和电压在正常范围之内。

(3)电网事故发生突然,发展迅速,波及面大,影响严重。

(4)电网的发展越来越大,技术越来越复杂,而大电网能更合理地利用能源资源,节约投资,调剂余缺,提高电能质量和供电可靠性。

因此,电网运行的客观规律要求电网运行组织严密,技术装置先进可靠,并通过统一调度满足全社会的电力需求,将电网客观存在的优越性变为现实。 CEVCwmhOJPO2FwXaytJuf9ZUlkQxrkETVzFsdcXRynC/c7N6FGN2N0/pKjiXVImB



1.5 电网调度的基本工作

电网调度的基本工作包括电网运行方式安排、调度计划制定、实时运行控制、水电及新能源调度,以及设备监控、继电保护、调度自动化、电力燃料等专业技术与管理工作。

1.5.1 运行方式安排

运行方式是指为达到电网安全、稳定、经济、合理的要求,根据系统主接线的形式,排列出的各种电气设备运行的方法和形式,在每个可行的运行形式中,规定各电网设备及元件的运行状态。电网运行方式安排时须接近和切合实际,但并不要求完全与实际一致,其基本要求与原则如下:

(1)符合国民经济方针、政策的要求,保证电力系统安全、优质、经济运行。

(2)精确负荷预测,合理安排检修和分配发电出力,正确选择各种正常和检修结线方式,充分发挥系统内发供电设备能力,以供应系统负荷需求,满足安全经济运行和电能质量要求。

(3)进行安全分析,及时发现问题,提出反事故措施,使在事故情况下尽可能保证连续供电,或缩小事故范围和减少事故损失。

(4)从发电厂和电力网的特点,以及可能条件出发,确定最佳运行方式。

电网运行方式安排主要包括年度运行方式、夏(冬)季运行方式和临时运行方式三个内容的安排,具体如下:

(1)年度运行方式安排。电网年度运行方式是电网全年生产的指导性文件,应根据电网和电源投产计划、检修计划、发输电计划及电力电量平衡预测,统一确定主网运行限额,统筹制定电网控制策略,协调电网运行、工程建设、大修技改、生产经营等管理工作。年度运行方式包括电网新设备投产计划制定、电网生产需求预测,电网主要设备检修计划制定、年度电网结构分析、短路容量分析、水电厂水库运行方式预测及新能源预测、电网潮流计算、N-1静态安全分析、系统稳定分析与安全约束,以及无功电压分析等内容。

(2)夏(冬)季运行方式安排。夏(冬)季运行方式是在年度运行方式基础上,根据夏(冬)季供需形势、基建进度以及系统特性变化等情况,统一组织、滚动校核跨区、跨省及省内重要断面稳定限额,统一制定夏(冬)季电网稳定运行控制要点。夏(冬)季运行方式安排包括全网有功、无功负荷、用电量需求预测,全网发、受、用电力电量平衡方案,新设备投运计划及调度实施方案,各电压监控点的电压曲线及其允许的电压偏差值等内容。

(3)临时运行方式安排。临时运行方式是指在电网特殊保电期、多重检修、系统性试验、配合基建技改等情况时,电网临时采用的运行方式。在安排临时运行方式时,调度机构应按调管范围进行专题安全校核,制定并下达安全稳定措施及运行控制方案。临时运行方式安排包括电网日运行方式的全部内容,特殊时期(含节假日)前、后1~2天的日运行方式,以及电网特殊时期(含节假日)的保电预案等内容。

1.5.2 电网调度计划

电网调度计划是指调度机构根据系统负荷预测、新能源发电预测、电网结构、设备特性等因素,提前对所辖电网内发输电设备的发输电功率和运行状态进行的统筹安排。电网调度计划包括发输电计划和设备停电计划。调度机构按照安全运行、供需平衡和最大限度消纳清洁能源的原则,统筹制定年度、月度、日前发输电计划和设备停电计划。

发输电计划按照全网统筹模式制定,即在保障送受端电网电力电量平衡,促进节能减排和清洁能源大范围消纳的原则下,调度机构对所辖电网发输电设备的发输电计划进行提前编制,并进行安全校验。发输电计划按照时间尺度分为年度、月度、日前发输电计划三类,具体的制定内容和相关要求如下:

(1)年度发输电计划必须通过调度机构安全校核。

(2)月度发输电计划由调度机构根据年度发输电计划统筹安排。

(3)日前发输电计划由调度机构根据水电、风电、光伏等优先消纳类机组发电申报计划,综合考虑电网安全约束、发电预测准确率等因素后,将这些优先消纳类机组纳入日前发电平衡,并合理预留调峰、调频资源后,编制的机组发电计划。

设备停电计划是在保障送受端电网电力电量平衡,促进节能减排和清洁能源大范围消纳的原则下,调度机构对所辖电网设备的运行状态进行提前编制,并进行安全校验。设备停电计划按照时间尺度分为年度、月度、日前停电计划三类,具体的制定内容和相关要求如下:

(1)年度停电计划由调度机构在综合考虑电网基建投产、设备检修、基础设施工程、分月电力电量平衡,以及跨区跨省输电计划等因素后,对所辖电网设备运行状态的提前编制。

(2)月度停电计划以年度停电计划为依据进行编制,且须进行风险分析,并制定相应预案。

(3)日前停电计划以月度停电计划为依据进行编制,停电申请须逐级报送,需要上级调控机构审批的项目必须进行安全校核。

1.5.3 实时运行控制

电网实时运行控制是调度机构为保证电网安全稳定运行,对电网开展的实时运行监视、调度倒闸操作、频率调整与联络线功率控制、电压调整与无功控制、异常及事故处理等工作。

电网实时运行监视的工作内容和要求主要包括:

(1)监视影响电网的四类运行信息,即事故、异常、越限、变位信息。

(2)确认系统的运行方式、运行限额;监视有功水平,及时根据负荷情况调整发电出力。

(3)监视系统电压水平,根据负荷情况及时调整系统电压;监视梯级水库水位情况,并根据水文信息合理安排水电机组开机方式。

(4)对网络中重载变电站及关键断面监视,并做好事故预案。

调度倒闸操作的工作内容和要求主要包括:

(1)各级调度机构在电力调度操作业务活动中是上下级关系,下级调度机构应服从上级调控机构的调度。

(2)未经调度机构值班调度员指令,任何人不得操作该调度机构调度管辖范围内的设备。

(3)调度许可设备在操作前应经上级调度机构值班员许可,操作完毕后应及时汇报。

(4)各级调度机构值班员应按照规定发布调度指令,并对其发布的调度指令的正确性负责,接受调度指令的调度系统值班人员必须执行调度指令,并对指令执行的正确性负责。

(5)接受调度指令的调度系统值班人员认为所接受的调度指令不正确或执行调度指令将危及人身、设备及系统安全的,应当立即向下达调度指令的值班调度员提出意见,由其决定该指令的执行或者撤销。

(6)调度系统值班人员接到与上级值班调度员发布的调度指令相矛盾的其他指令时,应立即汇报上级值班调度员,如上级值班调度员重申其调度指令,调度系统值班人员应立即执行。

频率调整与联络线功率控制包括电网频率调整和联络线功率控制两部分内容。电网频率调整参见前文内容,不再赘述。联络线功率控制有恒定频率控制、恒定联络线交换功率控制,以及联络线和频率偏差控制三种控制方法,具体内容如下:

(1)恒定频率控制的目标为维持系统频率恒定,对联络线上的交换功率则不加控制,适用于独立系统或联合系统的主系统。

(2)恒定联络线交换功率控制的目标是维持联络线交换功率的恒定,对系统频率则不加控制,适用于联合系统中的小容量系统。

(3)联络线和频率偏差控制的目标是维持各分区功率增量的就地平衡,既要控制频率又要控制交换功率,为互联电力系统中最常用的方式。

电压调整与无功控制包括电压调整和无功补偿两部分内容。电压调整参见前文内容,不再赘述。无功补偿根据电网情况,遵循分层分区、就地平衡的原则,实施分散就地补偿与变电站集中补偿相结合,电网补偿与用户补偿相结合,以及高压补偿与低压补偿相结合三种补偿方式,满足电力系统降损和调压的需求。

异常及事故处理的工作内容和要求主要包括:

(1)在异常及事故发生后,值班监控人员应本着保人身、保电网、保设备的原则迅速、准确处理。

(2)限制事故发展,消除事故根源,并解除对人身、设备和电网安全的威胁。

(3)用一切可能的方法保持正常设备的运行,以及对重要用户及厂用电的正常供电。

(4)电网解列后要尽快恢复并列运行,尽快恢复对已停电的地区或用户的供电。

(5)调整并恢复正常电网运行方式。

1.5.4 水电及新能源调度

水电及新能源调度包括并网管理、发电计划编制,以及实时调度与计划调整等方面的内容。

新能源场站并网管理是指相关检测机构对新能源场站在并网前,依据相应场站接入电网的技术规定,对相关技术指标进行检测,避免新能源场站并网后对电网安全稳定运行产生威胁。

新能源场站发电计划编制是指调度机构在保证电网和新能源场站安全稳定运行的前提下,遵循合理安排运行方式,优先接纳新能源的原则,根据新能源功率预测、电网运行方式、新能源送出设备检修计划,以及电网网络安全约束等信息,提前编制新能源场站的年度、月度、日前发电计划。

新能源场站实时调度与计划调整是指调度机构在新能源场站超短期预测出力与日前计划出现偏差时,对火电厂、新能源场站出力进行调整。在偏差为正时,即新能源出力大于计划出力时,优先调增新能源场站出力,降低火电机组出力;在偏差为负时,即新能源出力小于计划出力时,修正新能源场站的发电曲线,增加火电机组出力。

水电调度管理与新能源调度管理相类似,不再赘述。

1.5.5 其他工作

1.设备监控

设备监控是电网运行的重要工作内容之一。设备监控的工作内容和要求是监视影响电网和设备运行的四类信息,即事故、异常、越限、变位信息;确认受控站的运行方式、设备状态、运行限额;负责不需要运维人员到现场的断路器远方遥控操作;协调运行信息的分析判断、现场核实和调度处理。

设备监控分为全面监视、正常监视和特殊监视三类,其中全面监视是指监控人员对所有监控变电站进行全面的巡视检查,主要包括检查变电站设备运行工况和无功电压、检查站用电系统运行工况和检查变电站设备遥测功能情况等内容;正常监视是指监控人员对变电站设备事故、异常、越限、变位信息及设备状态在线监测告警信息进行不间断监视;特殊监视是指在某些特殊情况下,监控人员对变电站设备采取的加强监控措施,主要包括增加监视频度、定期抄录相关数据、对相关设备或变电站进行固定画面监视等措施,并做好事故预防及各项应急准备工作。

2.继电保护

继电保护是保证电网安全运行的重要措施。继电保护是指当电力系统发生故障或异常工况时,在可能实现的最短时间和最小区域内,自动将故障设备从系统中切除,或发出信号由值班人员消除异常工况根源,以减轻或避免设备的损坏和对相邻地区供电的影响,主要在电力系统故障状态和异常运行状态中起作用。继电保护装置是能反应电力系统中电气元件发生故障或异常运行状态,并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。其基本任务是故障时跳闸,异常运行时发信号。继电保护装置为了完成它的任务,必须在技术上满足选择性、速动性、灵敏性和可靠性四个基本要求。继电保护管理包括继电保护整定计算及定值管理、运行管理、设备管理等内容。

3.调度自动化

电网调度自动化系统是电网运行的重要支撑手段。调度自动化工作内容包括调度技术支持系统建设、运行维护,厂站系统设备专业管理,自动化设备检测及检修,调度数据网络和二次系统安全防护等。

4.电力燃料管理

电力燃料管理是电网运行管理的重要工作内容之一。电力燃料管理包括电力燃料协调服务管理和信息统计分析管理。 CEVCwmhOJPO2FwXaytJuf9ZUlkQxrkETVzFsdcXRynC/c7N6FGN2N0/pKjiXVImB

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