调度管理的基本概念和任务

-调度管理的根本概念和任务*方兴本讲稿简单的介绍了电网调度管理的根本概念，围绕着调度管理任务的根本要求，重点讲述了调度机构为用户提供优质、经济、稳定可靠电能的有关问题和工作，文中有不妥之处，恳请批评指正。调度管理的根本概念和任务一调度管理的根本概念一电网为什么设置调度机构电网调度机构的设置与电力生产的特点有关，电力是社会的重要能源，它和其他形式的能源不同，有如下特点： 1 电能不能储存，产供销同时完成，生产和消费必须时刻保持等量的平衡。 2 电力系统暂态过程很短，自动化程度很高。 3 与人民和社会的各部门有极其密切的关系。由于电力具有以上特点，所以其生产输送分配和消费的过程必须构成统一的系统，此系统称做电力系统，习惯谓之电网。随着国民经济的开展和用电水平的提高，电网由小到大逐步成长，用电负荷由过去的几百万千瓦的孤立电网开展到几亿千瓦涵盖各省的特大电网。现在，全国大局部地区已构筑了以500千伏电网为骨干的网架，750千伏输变电线路也投入运行，除*、*、*、*外，全国性的互联电网已初步形成，800千伏特高压直流输电工程和交流1000千伏特高压试验示范工程的投运，标志着我国已进入更高电压等级电网的开展阶段。大电网有许多优点，例如能减少装机的备用容量，优化资源配置，提高供电的可靠性等。 电网电力系统由发电设备生产送变电设备输送配电设备分配及电力用户消费以及保证上述设备平安、经济运行所需的继电保护平安自动装置、电力计量装置、电力通信设施和电网调度自动化设施等构成，如图一所示。它们之间有机的结合在一起，为了组织、指挥、指导、协调电网各部门的工作，必须设置调度机构，实现电网的统一指挥。它由本级电网经营企业直接领导,既是生产运行单位，又是职能管理部门，在电力系统运行中行使调度权。火电厂水电厂核电厂一次变电站特高压用户二次变电站配电变压站高压用户小工厂图一 电力系统的根本构成家庭500KV220KV110KV35KV10KV220V 近30年来，信息、通信和控制技术发生了翻天覆地的变化，传统的电网必须跟上技术变革步伐，美国、加拿大、澳大利亚、日本以及欧洲各国都相继开展了智能电网的相关研究。2021年，中国国家电网公司为适应未来可持续开展的要求，结合根本国情和特高压实践，提出了建立统一坚强智能电网的开展目标：以特高压电网为骨干网架、各级电网协调开展的坚强电网为根底，利用先进的通信、信息和控制技术，构建以信息化、自动化、互动化为特征的自主创新、国际领先的坚强智能电网。智能电网已经成为未来电网的开展方向和当今电力技术的热点，它的特点是自愈、平安、经济、清洁、优质，其主要特征是互动、自适应。目前智能电网的定义各国虽有不同，强调的重点也不同，但其共同的目标是要建立一个坚强的电网，提高效劳水平。随着智能电网的到来，调度中心将实现智能化的调度，专业化的分析，科学化的决策，区域化的运控，经济化的管理。二 电网调度实行统一调度，分级管理统一调度，分级管理是电网调度最重要的一条原则。所谓统一调度，是根据电力生产的特点，由调度机构来统一组织编制和实施全网的运行方式，包括安排日发电方案，安排主要发、供电设备的检修进度，统一布置全网性平安稳定和继电保护设施等；统一指挥电网的操作和事故处理；统一指挥电网的频率调整和电压调整；统一指导全网调度自动化和调度通信设备的运行；统一协调水电厂站水库蓄水的合理使用。由于电网是依电压等级分层、依地域划分分区的一个巨型系统，因此必须分级管理。所谓分级管理是指各级调度的分级负责制，在规定的调度管辖范围内具体的落实统一调度的各项要求。统一调度、分级管理是一个不可分割的整体。电网的平安要靠统一调度来保障，电能的质量要靠统一调度来保证，各方的经济效益要靠统一调度来发挥。总之，统一调度、分级管理表达了电网运行的客观规律，符合我国社会主义市场经济的要求。目前我国实行五级调度机制：国家调度机构；跨省、自治区、直辖市调度机构；省、自治区、直辖市级调度机构；省辖市级调度机构；县级调度机构。如图二所示。国网总调地区调度省调大区总调县调度跨大区枢纽变电站及联络线超大型火电厂超大型水电厂跨省枢纽变电站及联络线大型火电厂大型水电厂枢纽变电站及线路火电厂水电厂变电站及线路地方电厂用户电厂变电站及线路地方小电厂图二 五级调度关系为了使电网调度机构能够有效地指挥系统的运行和操作，系统内的主要设备均应列入调度管辖范围。划分范围大体如下：国网总调负责调度跨大区的联络线和起联网作用的超大型水电厂和火电厂 ；大区网调负责调度跨省联络线和相应的枢纽变电站以及起骨干作用的大型水、火电厂；省调负责调度省内所属的500千伏、220千伏线路和相应的枢纽变电站以及水、火电厂；地调负责调度110千伏及以下线路和相应的变电站以及地方电厂；县调负责调度35千伏及以下线路和相应的变电站以及地方小电厂。国网总调、大区网调、省调、地调、县调在调度业务工作中是上下级关系，下级调度机构应服从上级调度机构的调度管理。三电网调度应当符合社会主义市场经济的要求和电网运行的客观规律 电网调度应当符合社会主义市场经济的要求是与我国社会主义市场经济的体制一致的，其具体要求包括以下三个方面：1 电网调度工作要依据国家法律和法规进展，以保证调度工作的公平和公正。2 电能作为商品进入市场，以满足社会用电需要，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，使电力的生产、供给、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，内容有： 1 同时性，即电能的生产、供给、使用是同时完成的。2平衡性，即发电和用电任何时候都要保持平衡。3电网事故发生突然，涉及面大，影响严重。4电网的开展越来越大，技术越来越复杂。电网运行的这些客观规律要求电网运行的组织要严密，技术装置要先进完备，要通过统一调度才能合理的满足全社会的电力需求。二调度管理的任务电网调度管理的任务是组织、指挥、指导、协调电网运行，保证实现以下根本要求。第一 遵循资源优化配置原则，减少污染，充分发挥系统内的发、输、供电设备能力，最大限度地满足社会和人民生活用电需要。第二 保证电能质量频率、电压和谐波分量等符合国家规定的标准。第三 使整个电网连续、稳定、正常运行，保证供电的可靠性。第四 经济合理利用能源，使全电网在发电能源消耗率及网损率最小或供电本钱最低的条件下运行。第五依据有关合同或协议，维护发电、供电、用电等各方的合法权益。围绕调度管理任务的根本要求，调度机构的主要工作大体如下：第一 编制和执行电网调度方案运行方式。第二 负责指挥电网设备的运行、操作和事故处理。第三 对所辖的继电保护和平安自动装置，以及电力通信和电网调度自动化设施负责运行管理，负责对下级调度机构所管辖的上述设备负责技术指导。第四 组织电力通信和电网调度自动化规划的编制工作，组织继电保护及平安自动装置规划的编制工作。第五 负责指挥全网的经济运行。第六 对电网的规划和设计提出意见，并参加审核工作。 针对调度管理任务的根本要求，下面重点讲述为用户提供优质、经济、稳定可靠电能的有关问题和工作。 一 为用户提供优质的电能现在不管城市与乡村，在辽阔的土地上，电已经同空气和水一样重要，一时一刻也不允许降低电的质量。频率和电压是电能质量的指标，确保频率、电压在合格的范围内波动是调度部门的主要职责之一。1 频率的控制和管理电力系统的频率是电网运行的一个重要参数，有功电力是影响频率波动的一个重要因素。频率不仅是电能质量的指标，同时也是监视电网平安的指标，我国电能质量的标准是50Hz，GBT159451995电能质量电力系统频率允许偏差中规定：电力系统正常频率偏差允许值为o.2Hz，当系统容量较小时，偏差值可放宽到0.5Hz，标准中没有说明系统容量大小的界限。在全国供用电规则中规定：电网容量在300万千瓦及以上者为0.2Hz；电网容量在300万千瓦以下者为0.5Hz。DL50031991电力系统调度自动化设计技术规程中规定：对于装机容量在300万千瓦及以上的电力系统为0.1Hz，300万千瓦以下的为0.2Hz。实际运行中，全国各大电力系统都保持在不大于0.1Hz的范围内。频率的波动反映了网内并列发电机转速的变动：n=60fp其中 n 发电机的转速转分P 发电机的极对数，汽轮发电机p=1f 系统频率当f=50Hz时，汽轮发电机的转速为3000转/分，如频率高于标准频率，说明发电机转速高于其额定转速，反之，说明发电机的转速低于其额定转速。实际上系统频率常有变化，这是因为事故引起系统紊乱产生频率的波动，在技术上是不可防止的；电源出力完全跟上负荷的变化，在技术上也是不可能的；更重要的一个因素是当电力紧*方案用电不落实时可能造成电网低频率运行。频率的降低，会给电力系统的平安带来威胁，因为发电厂的辅机如送风机，引风机，循环水泵，给水泵的出力，与频率下降成三次方或高次方的关系下降，结果造成发电机出力下降，使系统的频率进一步降低，形成恶性循环，严重时会造成频率崩溃。频率下降，又使系统电压降低，增加网损并影响发电机辅机和用户用电设备的正常运转，严重时会发生电压崩溃。电网长期低频率运行，将造成汽轮机叶片断裂，设备损坏，文革期间全国性的低频率运行造成大批汽轮机断叶片，就是深刻的教训。所以维持电网正常频率是值班调度人员的重要任务，为此，要做好下面几项主要工作： 1 负荷电源平衡 安排足够的电源，从电力和电量上都满足负荷曲线的需要，是确保系统频率合格的根底。 负荷的预测分长期，月季，日三种类别。长期的负荷预测是电力开展规划的根底；月季负荷预测是安排发送变电设备检修方案的前提；日负荷预测则是编制次日发电方案的首要条件。日负荷应分24小时预测，据以编出日负荷曲线。影响日负荷曲线的因素有：工业生产及其活动的规律，农业用电情况，季节变化，气象条件，节假日和电视节目等，一般要求最大负荷误差不超过2%，电量误差不超过1%。根据日负荷曲线编制次日发电方案。所谓安排足够的电源是指要留有一定的备用容量： 1负荷备用容量：电力生产的特点是产供销同时完成，对时刻变化的用电需要，是通过随时调整发电机出力来保持供需平衡的。因此为了适应负荷的变化和负荷预计的误差，日发电方案内要有负荷备用容量，即接于母线的可以随时调用的旋转备用容量，其大小为最大负荷的2%5%，低值适用于大电网，高值适用于小电网。2） 事故备用容量：是指在规定时间内例如10分钟可供调用的备用容量，其中至少有一局部例如50%是在系统频率下降时能自动投入工作的备用容量，其大小为最大负荷的10%左右，但不能小于系统一台最大机组的容量。3） 检修备用容量：结合系统负荷特点，水火电比重，设备质量，检修水平等情况确定，以满足周期性的检修所有运行机组的要求，一般为最大负荷的8%15%。如果备用容量缺乏，发生不合格频率的几率或可能限电的情况就大；如果备用容量过大，投资相应增大，经济性就差。 2频率的控制：在日常调度中，分配给发电厂的发电任务要考虑平安经济运行。核电和火电中间再热机组带根底负荷；热效率较低的高温高压火电机组带腰荷；水电调峰；抽水蓄能机组带尖峰负荷。为满足用户用电并确保电网有合格的频率，要求网内发电机组顶峰时出力能顶的上去，低谷时出力能压的下来。从运行特性来说，水电机组跟随性好，无起停损失，而且也无最低负荷的限制，它可以在一分钟左右从零带到额定出力。火电机组特别是高温高压和中间再热机组，如急剧的改变负荷，则有产生很大热应力的危险，它即使处于热备用状态，也只能每分钟增加2%3%的负荷，沉着许的最低负荷讲，火电机组的最低出力是额定出力的60%70%，再降低运行就很困难了。所以网内建立适量的抽水蓄能电站和适当比例的水电厂对系统平安优质运行是非常有利的。电力系统的自动频率控制可分解为三级，各级之间功能互补、相辅相成。其中一次调频是负荷、发电机对电网频率变化作出的自动响应，由发电机的调速系统完成，主要针对变化周期短10s以内变化幅度小的负荷分量；二次调频主要是电网调度中心的自动发电控制AGC软件通过远动通道对发电机有功出力进展控制，由于现代的火电机组普遍采用了协调控制系统，从而能快速恢复频率偏移，针对变化周期较长一般10s3min、变化幅度较大的负荷分量；三级调频就是备用管理、调峰、经济调度等，通过优化方法对发电厂有功出力进展经济分配，主要针对变化缓慢且幅度大的负荷分量，例如由于气象条件、作息制度、人们生活规律等引起的负荷变化。当电力系统发生大扰动时，即发电功率与负荷发生严重不平衡时，电网频率的恢复需要三级频率控制的协调运作。当不具备自动调频须手动调频时，调度员必须掌握负荷随频率变化而变化的特性，这个特性叫负荷的频率静态特性，其定义为： K= Pf K 称谓负荷的频率调节效应系数；它就是负荷变化的百分数以额定频率时的负荷为基准值与频率变化的百分数以额定频率为基准值的比值。对电力系统来说，K=1%3%，一般取2.5%，亦即当系统频率降低1%时，负荷相应降低2.5%，也就是说频率降低升高一个周波1HZ，系统的负荷将减少增加5%. K 是调度员必须掌握的一个数据，通常可用实验方法或计算手段求得。它是频率调整和电力系统自动低频减负荷方案及事故拉闸限电的计算依据。要维持电力系统频率合格，还与其他一系列调度运行管理有关。例如具体落实日调度方案时，要有准确的次日预计负荷；要合理的安排发电厂的运行方式；要核定发电机组的最大出力和最低技术出力；要留有足够的调峰容量和调频容量等。3频率异常时的处理： 电力系统在运行中失去大电源，或者受电地区网与主系统解列，都会引起系统或解列地区网频率严重下降。如果措施不当，可能导致频率崩溃，造成大面积停电。为了防止出现上述情况，须采取频率紧急控制措施：第一 系统低频率时，将调相运行的水轮发电机改为发电运行，并自动启动备用中的水轮发电机组。 第二低频率减负荷装置低周减载准确自动的减除局部负荷。 第三 编制事故拉闸顺序表，在系统频率严重降低危及系统和发电厂平安运行时，按规程规定手动切除局部负荷。第四 制定低频率时的保发电厂厂用电措施。综上所述，维持频率合格的主要工作如图三所示。频率合格负荷调正电源预计准确维持正常频率有充足备用容量图三 维持频率合格的工作2电压的控制和管理电力系统的电压是电网运行的另一个重要参数，它和频率的区别为：系统内只有一个频率，亦即网内各处的频率是一样的，调频是调全网的频率；而网内各点的电压值不同，调压是调局部网络的电压。电压质量对电网平安运行，降低线路损失，保证各行业平安生产，提高产品质量，降低用电单耗都有直接影响。无功电力是影响电压质量的一个重要因素，电压的调整实际上是无功功率的调整，其目标应是维持用户供电电压质量符合标准，在电力系统正常情况下，其允许偏差如下：1 35千伏及以上用户供电电压正负偏差绝对值之和不超过额定电压的10%。210千伏及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的7%。3220伏单相供电电压允许偏差为额定电压的+7%，10%。电压调整和频率调正一样，也是调度部门的一项主要工作。通常由于电力系统用户负荷及线路输送功率的缓慢变化，电网内的电压也会发生偏移，为了确保系统各点有合格的电压，调度与有关部门应做好以下工作：1 安排足够的无功电源，这是确保电压质量的根底。无功电源包括：发电机实际可调的无功出力、线路充电功率、电业部门和用户的无功补偿设备容量。220千伏及以下电网的无功电源安装总容量应大于电网最大自然无功负荷，一般可按1.15倍计算。所谓自然无功负荷是指用户补偿前的无功负荷、发电厂变电所厂用无功负荷、各级电压网络中变压器和电抗器以及线路的无功损耗之总和。则电网的最大无功负荷是多少呢？在220千伏及以下系统可按下式计算：Qd = KPd式中：Qd 电网最大的自然无功负荷 Kvar ;Pd 电网最大的有功负荷 KW K 电网最大自然无功系数。K值与电网构造、变压级数、负荷组成、负荷水平及负荷电压特性等因素有关，应经过实测和计算确定。对于变压级数为2201103510千伏的220KV系统，K值大约为1.251.4。由此可以算出220千伏及以下电网的容性无功补偿设备的总容量：Qc1.15QdQgQrQL式中 QC 容性无功补偿设备总容量； Qd最大自然无功负荷； Qg 本网发电机的无功功率； Qr 主网和邻网输入的无功功率； QL 线路和电缆的充电功率。电网的无功补偿水平用无功补偿度表示： WbQCPd式中 Wb无功补偿度，KvarKw Qc 容性无功补偿设备容量，Kvar Pd最大有功负荷，Kw无功补偿配置的的原则是分电压层分供电区，就地平衡，防止无功电力在各级电压和不同地区间的的相互窜动。330千伏及以上电压等级的线路充电功率大，例如500千伏线路每百公里的充电功率在100Mvar以上，这样大的无功窜动不仅增大有功损耗，而且会使系统电压升高并可能引起破坏性的过电压，所以超高压线路的充电功率是不能用的。为了平安可控的运行，330500千伏电网都配置上下压并联电抗器，以补偿超高压线路的充电功率。一般情况下，上下压并联电抗器的总容量不宜低于线路充电功率的90。330550千伏电网的受端系统，应按输入有功容量相应配套安装无功补偿设备，其容量(kvar)宜按输入容量(kw)的4050计算，分别安装在由其供电的220千伏及以下的变电所中。2电压的控制：电压的控制是一个比频率控制更为复杂的问题，因为电网中每一个节点的电压都不一样，用户对电压的要求也不一样，所以不可能在系统一、两处调正就能满足每一个节点的电压要求。调度通常选择一些有代表性的电厂、变电站作为电压监视的中枢点，如果这些点的电压质量符合要求，其他各点的电压质量根本上也能满足要求。电压监视中枢点通常选择在区域性水、火电厂的高压母线；有大量地方性负荷的发电厂母线以及枢纽变电所的二次母线。则这些中枢点电压允许变化的上下限怎么确定呢对于一个电压中枢点控制多个负荷点电压的情况，可以从这些负荷点中选择一个电压最低的和一个电压最高的点，当中枢点的电压上下限满足这两个用户的要求时，其他各点的电压根本上均能满足。实际的计算并不这么简单，它要根据各负荷点的日负荷曲线和对电压质量的要求，进展一系列潮流计算及电压控制方式等分析研究，最后才能得出这些中枢点允许电压偏移上下限曲线。电压的调正必须根据系统的具体要求，在不同的节点采用不同的方法，具体有：增减无功电源进展调压，例如发电机、调相机、投切并联电容器、并联电抗器的调压；改变无功功率的重新分配进展调压，如调正变压器分接头的调压；改变网络参数进展调压，如串联电容器、停、投并列运行变压器的调压等。以省网为例，值班调度员在线电压管理如图四所示。指挥、监视、考核中枢变电站监视点母线电压调整指挥、监视、考核地区变电站监视点母线电压调整指挥、监视、考核县属变电站监视点母线电压调整指挥、监视、考核省直调电厂监控点母线电压调整指挥、监视、考核地区调电厂监控点母线电压调整指挥、监视、考核县调调电厂监控点母线电压调整省 调值班调度员地 调值班调度员县 调值班调度员图四 在线电压管理程序图1） 发电机调压： 发电机既是系统的有功功率电源，又是最根本的无功功率电源，调节原动机功率，可改变发电机的有功功率输出；调节发电机转子励磁电流，则能改变发电机无功功率输出。发电机有功、无功和视在功率由其有功、无功关系曲线即PQ曲线来确定。发电厂各机组的实际PQ曲线要报所属调度机构备案，调度机构要定期编制和下达发电厂高压母线电压曲线或无功曲线，对发电厂运行的最高力率包括是否可以进相运行做出规定，对发电机失磁保护、强励装置、强励限制和低励限制也实行调度管理。2） 可投切的并联电容器调压: 并联电容补偿调压是通过在负荷侧安装并联电容器来提高负荷的功率因数，以便减少通过输电线上的无功功率来到达调压目的。并联电容器是目前电网无功补偿的主要设备，其优点是能降低网损，且体积小，便于分散的安装在靠近负荷中心的地方，可根据负荷变化而拆迁，维护亦较方便。缺点是只能发出无功功率，不能吸收无功功率，由于并联电容器的无功出力与电压平方成正比，：当系统电压低，需要增加无功时，电容器的无功出力反而减少；当系统电压高时，无功出力却显著增大，其无功出力与系统电压呈反调节特性。此外，电容器的投切可能引起过电压。3） 静止补偿器调压：静止补偿器是近年来开展起来的一种动态大功率补偿装置，它的特点是调节速度高，运行维护工作量小、可靠性高。静止补偿器是将可控电抗器与电容器并联使用。电容器可发出无功功率，可控电抗器可吸收无功功率。根据负荷变动情况，静止补偿器可以迅速改变输出的无功功率保持母线电压恒定。4） 利用变压器分接头进展调压：利用变压器分接头调压是电网的主要调压手段之一。及时调整有载变压器分头对保证系统电压质量有很大的作用。但变压器分头调压不能增减系统的无功，它只能改变无功功率的分布，因此只有在系统无功电源充分的前提下，利用变压器分头调压才是合理的，当整个系统普遍缺少无功时，不可能用改变分头的方法来提高用户的电压水平。近十几年来，电网开展很快，500千伏已形成了骨干网架，220千伏降压变压器普遍采用了调正范围为81.25的有载调压，其分接开关额定分头电压亦即高压侧绕组的额定电压，其选择要考虑以下因素： 符合系统正常的实际电压水平，保证有足够的调正余度，并能使变压器二、三次实际电压在允许的偏移范围。 为降低网损，一次系统的电压应在上线运行。 除个别情况外例如220千伏变压器安装在发电厂的送电端或系统的末端以及安装在扩建的变电站，各变压器的额定电压应有一致的标准。除上述的调正手段外，还有其他调压措施，如串联电容调压；调相机调压等。总之，要保证用户电压符合要求，要扩大设备，加大导线截面，提高系统电压，合理的调正潮流，适当的配置调压装置等。以上传统的无功电压的调整控制是采用分散调节的方式，不但调度和运行人员的工作繁重，而且各厂站只依靠本地的信息进展调节，控制是分散的、局部的，无论是控制目标还是控制手段都集中在很小的范围内，对整个电网缺乏全局的考虑。因此，在计算机、通信技术飞速开展的现代，建立自动电压控制AVC系统，以优化调度无功电压调控资源，完善对电网无功电压的综合决策，提高电能质量、电网平安和经济运行能力，减轻调度运行人员的工作量，成了调度部门新的的课题。上世纪七十年代，法国、意大利等欧洲国家研制开发AVC，八十年代在电力系统中实际应用。九十年代我国网调和省调的自动化硬件具备了实时数据采集和闭环控制的能力，根底好的省调已建立了完备的电力数据通信网络，利用SCADA的遥测遥信功能可以在控制中心采集母线电压、发电机出力、线路潮流、断路器和隔离开关位置等状态信息；通过其遥控遥调功能可以在控制中心完成发电机出力调整、电容电抗器投切、变压器分头位置升降等控制操作。此时，调度自动化的软件也有很大提高，绝大局部省网配备了能量管理系统(EMS)并到达了实用化，状态估计、在线潮流、最优潮流在内的高级分析软件也大多成熟运行。借鉴国外的自动电压控制模式，从2000年之后，华北电网、华东电网及局部省网先后开发投运了自动电压控制系统AVC，并取得了预期的实际效果。二为用户提供价格合理、低廉的电能在满足电力消费的前提下，使电力生产本钱或所消耗的一次能源最少，为用户提供价格合理的低廉电能，是电力系统经济调度的目的，也是调度部门的主要职责之一。其内容主要有：通过负荷预测，合理安排机组开停；发电厂间出力的最正确分配；水、火电之间的协调；发电厂内各机组间出力的最正确分配及辅机的合理开停；优化潮流减少网损等。1 火电厂的经济调度：火电厂经济调度主要内容分为两局部：一是机组运行的组合方式；二是机组间的负荷分配。（1） 机组运行的组合方式：电力系统负荷在一天内变化很大，无论从电网负荷需要或从经济运行需要来看，都有机组随负荷涨落而启停的问题，即机组运行的组合方式。它是每天编制日调度方案都要解决的问题。调度应在保证系统平安的前提下，合理选择机组运行的组合方式，安排其开停方案，使每天消耗的燃料费用总量最少。在决定机组启停顺序时，从系统方面考虑的因素有：随着系统负荷的变化，在顶峰时要留有一定容量的负荷备用，低谷时留有一定容量的调频备用；线路和联络变不过负荷；母线电压不超限；故障方式下系统解列尽可能照顾到功率平衡；正常方式下减少网损等。从机组性能方面考虑，其单位耗量曲线是启停的决定因素：应先开再热机组，继开非再热高温高压机组，最后开中温中压机组；一般的说即先开大机组，后开小机组，停机时反之。为了编好机组组合方案，要求调度部门必须掌握机组的以下根本数据：机组启停损失，即耗煤、油及厂用电量；启停机组时间及增减负荷速度；机组的最大、最小技术出力；机组的单位耗量特性曲线等。（2） 机组间的负荷分配：等微增经济调度适用于机组间的负荷分配。等微增经济调度视追求的目标不同可分为两类：一类是追求燃料耗量最小；另一类是追求本钱最小，如果将燃料耗量曲线乘以单价，既是按燃料本钱费用进展经济调度。当两者发生矛盾时，应采用第一类。等微增调度工作涉及到调度管理人员及各发电厂的热力试验人员和运行值班人员，只有这些人员严密配合，日积月累，才能取得实际的节约效果。2 水、火电联合经济调度：水、火电联合调度的准则是：在满足电力系统负荷供给及平安、质量的前提下，正确地选择水、火电厂的经济运行方式，使整个电力系统消耗的一次能源最小或运行费用最低。其经济效益，取决于以下四种因素：1是否弃水：水电厂弃水，相当于火电厂弃煤。2调峰效益：水电厂承当系统负荷变化局部，使火电厂尽量担负平稳负荷，提高发电效率，减少火电机组启停损失。3水头效益：水电厂高水位运行时，水耗低，一样水量可多发电。4效率效益：在同一水位下，水电机组的效率随出力不同而变化。3 经济调度的实施：由于影响经济调度的因素多，计算繁杂，特别是在电力系统缺电时期，开展经济调度困难较大。随着电力系统供需矛盾的缓和及调度自动化技术的开展，上世纪八十年代之后电网逐步具备了实现经济调度的条件。到上世纪九十年代一些省调已实现了自动发电控制和经济调度控制AGCEDC的功能。所谓AGC功能就是电力系统自动调整有功功率维持系统频率为额定值，其偏差不得大于0.1Hz；所谓EDC功能就是保持系统发电的经济性，即在负荷涨落时，按经济原则分配各机组的出力。当时由于一次设备的执行机构有缺陷和自动装置不完善，EDC只能实现开环运行。即调度端算出来的经济负荷分配传送到电厂的集控室，电厂的运行人员按承受的负荷数值，手动调整机组出力，从而到达在线经济调度的目的。综上所述，传统上所谓的经济调度包含机组组合和经济调度。机组组合又称开停机方案，以求一天内使系统消耗的燃料总量或燃料本钱最小；经济调度则是在的机组组合方案的情况下，对机组各时段的出力进展决策，以使系统消耗的燃料或燃料本钱最小，即通常讲的等微增调度，等微增调度又分为考虑网损和不考虑网损二种。随着调度自动化的开展，经济调度又包含了最优潮流的模型，它进一步计入输电网运行约束，如支路功率约束又称为线路N平安性约束，即保证正常运行时所有线路不过负荷，节点电压限值等，最优潮流模型现在被广泛应用。上世纪七十年代以来，国内外发生了几次大的电网事故，造成了很大的损失。使人们注意到经济调度中仅考虑N平安性约束是不够的，还必须计及N1平安性约束即保证任一线路断线时其他线路也不过载，由此构成平安经济调度和平安机组组合，它成了近年电网调度优化的一个热点，目前是受到广泛关注的研究课题。近年来，随着经济的开展和一次能源耗量的增加，节能减排成为根本国策，电力工业是节能减排的重点，于是又提出了节能调度的概念，节能调度会对电力产业构造整体优化升级产生推动作用。各类经济调度的关系如图五所示。传统经济调度传统机组组合可考虑N平安性约束网损特性节能经济调度节能机组组合平安经济调度平安机组组合能耗最小化目标N-1平安性约束输电网运行条件约束含N平安性约束不考虑网损的等微增率调度考虑网损的等微增率调度最优潮流问题图五 各类经济调度的关系由于改革不断深入，在倡导节能降耗，实现发电资源的优化配置、强化公共平安体系，保障电网稳定的同时，经济调度在实施效益上，力求做到三方共赢：1发电企业：减少机组开停次数，提高机组负荷率，改善运行工况，降低发电煤耗，力求发电本钱最小；2电网公司：保障电网运行的平稳性和可控性，提高大机组的发电比例，确保电力行业的可持续开展。3社会：确保三公调度，为用户提供价格合理、低廉的电能。三 为用户提供可靠性极高不虑匮乏的电能：现在，不管是生活用电还是工业用电，要求的用电可靠性越来越高。尤其是大中城市高层建筑林立，百货商店集中，地铁交通纵横，红绿灯遍布路口，电视报纸播送与居民息息相关，电能的应用已深入到社会的各个层面和人民的日常生活中，电已经同空气和水一样重要，瞬间的停电也会给人们带来极大的不便，大面积停电则成了社会的灾难。近几年来，国内外屡次发生大面积停电事故，如2003年8月14日美加大停电、2005年5月25日俄罗斯莫斯科大范围停电和2006年11月4日欧洲跨国互联网大面积停电等。以美加大停电为例，共损失负荷6180万kW，停电涉及9300平方英里，5000万人受到影响，经济损失仅美国就达300亿美元。根据发表的资料分析，事故的原因首先是一台发电机跳闸，之后有一条345千伏线路发生对地短路故障，由于MISO美国中西部独立输电系统运营商状态估计软件和FE美国第一能源公司告警系统失效以及EMS系统远方终端损失与其效劳器故障，致使值班调度员延误了事故处理时间。更严重的是继电保护误动，造成了多条高压线路断开，345千伏系统崩溃，系统频率、电压振荡，数百台机组解列，最终引起了美国东北部和加拿大安大概地区的相继大停电。这次停电后果严重，航班停运，工厂停产，居民停水，火灾频发，纽约14日晚一共进展了800次电梯救援行动，911紧急求救接警8万次，急诊医疗效劳也接到了创纪录的5000次求助。夜幕降临，纽约黑灯瞎火，曾以灯红酒绿而骄傲的纽约城头失去了往日的胜景。在加拿大*地，因停电则发生了二十几起抢劫案。纽约在断电29个小时后才全部恢复了电力供给。我国因自然灾害，近几年也发生了几次较大的事故，例如：2004年8月12日、2005年6月14日、2005年9月1日、*、*、*分别遭到强台风袭击，6.14事故的现场最大风速到达了32.98ms，台风过处，有的铁塔被飓风从根部吹到，卷成麻花状，导线落地。2004年初，华中地区发生了罕见的冰凌事故，一些地段覆冰厚度到达80100mm。这些事故都引起多条500千伏及220千伏线路跳闸，由于调度和各级运行部门处理及时得当，电网虽不同程度的损失了局部负荷，但都防止了系统振荡和涵盖大中城市的大面积停电。电力系统的稳定性是关系到平安生产和社会用电的一个大问题。国际上通常把电力系统稳定性分为三类：静态稳定：主要指系统在小扰动下保持发电机同步的能力；暂态稳定：主要指系统在大扰动后保持同步的能力；动态稳定：主要指系统在扰动后抑制自发振荡的能力。我国又增加了二项：电压稳定：指电力系统受到小的或大的干扰后，系统电压能够保持或恢复到允许的范围内，不发生电压崩溃的能力；频率稳定：指电力系统发生有功功率扰动后，系统频率能够保持或恢复到允许的范围内，不发生频率崩溃的能力。杜绝大面积停电，提高供电的可靠性，确保电力系统平安稳定运行是调度部门工作的重中之重。电力系统平安稳定运行与电网构造、运行管理、设备状况、调度自动化水平等因素有关。其因果表达如图六所示。由此可见，保证电网平安稳定，涉及到规划、设计、基建、设备质量、生产运行、调度管理，涉及到一次系统和二次系统，涉及到主设备和辅助设备，它是一个全面的、全过程的、全员的平安稳定管理。保护装置电网稳定破坏电网构造自动化设备状况继电保护误动拒动开关误动拒动特大环网受端系统弱线路T接弱单回路电磁环网调度自动化软件失效平安自动装置失灵发电机失磁变压器着火PT爆炸图六 电网稳定破坏因果图1 合理的电网构造是电力系统平安稳定运行的根底。一个好的电网构造应满足下面几项要求：1适应电网开展变化和各种运行方式下潮流变化的需要，具有一定的灵活性；2当任一元件无故障断开，应能保持系统的稳定运行，且不致使其他元件超过事故过负荷的规定运行；3应有较大的抗干扰能力；对此，电力系统平安稳定导则中有明确要求；4实现分层和分区原则，主力电源应直接接入高压主电网。上世纪八十年代以前，由于受财力等客观因素的制约，有关部门根本上是重发轻供不管用，那时变电容量缺乏，输电线路薄弱，正常运行时*些线路过负荷，变压器卡脖子；事故情况下，其抗干扰能力低，所以时有电网瓦解大面积停电事故发生。八十年代之后，逐步加大了输变电设备的建立力度，强化了调度管理，进一步完善了有关规程、规定、制度的修定，八、九十年代，虽然电力供需矛盾紧*，但电网的平安运行状况却有了较大的改善。近十几年来，电网建立突飞猛进，发、送、变电设备的配备逐渐合理，一次、二次协调开展，调度技术日趋先进，电网的平安稳定运行又有了较大的提升。但是，随着互联电网规模的迅速扩大，影响平安稳定的因素将会增多，再加上自然灾害频发，外力破坏严重，在电力供需矛盾依然严峻的情况下，调度和有关部门为确保电网平安稳定运行又面临新的课题。2 搞好设备管理，提高设备安康水平是电力系统平安稳定运行的重要条件。设备是电力生产的物质根底，只有设备正常运行，才能保证广阔客户的用电。变压器类设备是电网内的重要设备，例如110千伏及以上大型变压器故障，修复时间长，损失电量大，影响用户平安供电，对内经济损失大，对外降低了承诺的效劳质量。高压互感器虽然是一种小型电器，因为直接接在母线上，它发生事故相当于母线事故，而且互感器事故往往都会爆炸，可能危及其他设备，甚至威胁人身平安。随着电力工业的开展，110千伏及以上大型变压器的数量逐年增长，截止到2004年底国家电网公司系统在运的110kV及以上电压等级变压器1.3万多台，总容量9亿多千伏安。上世纪1984年底，全国110千伏及以上变压器总容量约2亿千伏安，那时事故率比拟高，19741984期间，年容量事故率平均在1.2以上，1976年高达2.5.1980年之前，线圈纵绝缘方面的事故很多，这类事故占变压器事故总数的一半以上，主要原因是匝间绝缘采用薄绝缘构造造成的。1980年后停顿生产薄绝缘变压器，之后又采取了一系列措施，事故率降到了1.0以下。由于电业部门和制造厂家共同努力，到了2004年，110千伏及以上变压器的年容量事故率降到了0.47，仍以绝缘事故为主，首要原因是变压器绕组抗短路强度不够。高压互感器爆炸对电网平安稳定运行危害极大，例如上世纪八十年代发生的*黄埠岭变电站220千伏电流互感器爆炸起火，使全站停电1小时，少送电13万度；南苑变电所110千伏电压互感器爆炸起火，引起12个变电站全停，甩负荷20万千瓦；*后屯变电站110千伏电压互感器爆炸，一名值班巡视人员被约2公斤重的瓷片击中头部，抢救无效死亡。为杜绝此类事故的发生，电力部门在管理上，技术上采取了很多措施，事故率虽有下降趋势，但直到近年仍有发生，给电网平安稳定运行留有隐患。提高设备安康水平是包括从设备选型、招标、制造、安装、验收到运行共同严格把关的系统工程，调度部门在电网运行上积极创造条件和其他部门一起，落实保设备的技术措施和管理措施。只有有了安康的设备，才能力保电力系统的平安稳定运行。3 继电保护和平安自动装置是确保电网平安稳定的重要技术手段。电力系统继电保护装置的作用，大致归纳为两种：一是保护电力设备，当设备一旦发生短路故障或出现危及设备正常运行的现象时，能及时将设备退出运行，以防止扩大事故范围。二是快速切除故障,提高电网稳定运行水平，否则，无论电网构造多强，都不能保证电网的稳定运行。实践证明，继电保护在确保电力系统稳定运行的三道防线中起着重要作用。电力系统平安稳定导则规定，我国电力系统承受大扰动能力的平安稳定标准分为三级： 第一级标准：保持稳定运行和电网的正常供电对于出现概率较高的单一故障； 第二级标准：保持稳定运行，但允许损失局部负荷对于出现概率较低的单一严重故障)； 第三级标准：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(对于出现概率很低的多重严重故障)。针对这三级标准，设置了保证电力系统稳定运行的三道防线。第一道防线：快速可靠的继电保护、有效的预防性控制措施，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； 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，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； 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，依靠这些装置防止事故扩大，防止大面积停电。 设置三道防线是我国电网平安稳定运行成功的经历，第一道和第二道防线都依赖继电保护和开关的正确动作。事故的扩大、崩溃所造成的大面积停电大多都与继电保护、开关的误动、拒动有关。因此，大多数地区的500千伏线路、变压器、母线都配置了双套不同原理的快速保护；220千伏线路、变压器、母线的快速保护也根本到达了双重化。在继电保护的运行管理上，力求正确动作率到达100。第三道防线主要依靠电网平安自动装置，如备用电源自动投入，自动切负荷，自动解列，自动调节励磁，自动低频减载等。大电网覆盖地域广，信息量大，事故后恢复正常运行方式仅仅依靠调度员的思维和判断是不可能的，必须确立依靠平安自动装置果断、迅速、没有人治干扰因素处理事故的思想。调度自动化是电网平安稳定运行的技术支持。 随着电网不断扩大，构造日益复杂，用户对电能质量、平安经济供电的要求也越来越高。在这种情形下，调度运行人员从数以千计的电网信息中正确判断运行状态正常与否，已是人体智力不可能做到的了。因此，为保电网平安、优质、经济运行，应备有一套完善的电网调度自动化系统。我国调度自动化系统始于上世纪七十年代末、八十年代初，到了九十年代得到了普及并有较大的开展，当时，按其实现的功能分为低、中、高三档：低档为SCADA数据收集与电网平安监视控制系统；中档为SCADAAGCEDC自动发电控制和经济调度控制；高档为能量管理系统。系统数据来源于厂站端或监控系统测控采集的信息，其内容包含模拟量信息，如有功、无功、电压等；事件信息，如断路器及隔离开关状态信息，并且还承受来自电网调度中心的控制或调节命令。通常所谓的四遥：遥测、遥信、遥调、遥控信息，构成了信息系统的根本组成。由于信息传输的方式是以一定的时间间隔s将相关信息实时送到电网调度中心，因此，信息所表达的特点是呈断面状的，即SCATA系统反映的是电网在*一时刻的情况。电网调度中心在SCADA系统所提供信息的根底上实现EMS的各种应用。现代电网所谓的三大控制系统;即自动稳定控制系统(ASC)；自动发电控制系统；自动电压控制系统都是建立在SCADAEMS信息的根底上，通过对SCADA系统采集的处理综合，实现闭环过程控制的。现在调度自动化已是调度员为确保电网平安稳定、优质、经济运行，须臾不能离开的技术装备。上世纪九十年代中期后，GPS的同步相角测量技术简称PMU逐步应用，即以GPS提供全网统一的时钟信号，同步采集各母线电压、线路电流，计算幅值、相角、频率和功率。PMU将测量的结果实时的通过通信网络传送到数据中心站，因是全网统一时标，可以将不同站点采集的数据进展时间关联，得到系统在各个采样时刻的运行断面数据。扩展功能的PMU还可以采集汽轮机汽门和发电机组轴系数据、调速器和PSS等的输入输出量。于是以PMU数据为应用根底的电网动态监测系统或广域测量系统简称WAMS受到了广泛的关注，WAMS系统以实现对电网的运行动态监视和控制为目标，但目前仅停留在运行监视阶段，还没有实现控制的功能。近两年，为适应智能电网的开展要求，调度部门开场了智能电网调度技术支持系统建立框架的研究，该系统严密结合大电网平安稳定运行、节能发电、调度管理等的实际需求，将电网实时监视和控制、分析预警和辅助决策等智能化的功能集成一起，必将大大提高电网稳定控制水平和经济运行水平。参考文献：1 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