电网调度知识点（二）

分为PPT知识点、干货自学、课后题三部分

PPT知识点

基础概念

• 并网调度协议 指电网企业与电网使用者或电网企业间就调度运行管理所签订的协议，协议规定双方应承担的基本责任和义务，以及双方应满足的技术条件和行为规范。

• 调度管辖范围 调控机构行使调度指挥权的发、输、变电系统，包括直调范围和许可范围。

• 直接调度 / 许可调度 / 授权调度（原：直接调度/间接调度/委托调度）
  直接调度是指值班调度员直接向下级调控机构值班调度员、 厂站运行值班人员及输变电设备运维人员发布调度指令的调度方 式。
  许可调度是指下级调控机构值班调度员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员根据现场实际需要，向省调值班调度员提出申请，得到调度许可后发布指令的调度方式。
  授权调度是指将调管范围内指定设备授权下级调控机构或厂站运行部门调度，其调度安全责任主体为被授权单位。

• 旋转备用 旋转备用指运行正常的发电机维持额定转速、随时可以并网，或已并网但仅带一部分负荷，随时可以利用且不受网络限制的剩余发电有功出力，是用于满足随时变化的负荷波动，以及负荷预计的误差、设备的意外停运等所需的额外有功出力。

• 最大/最小技术出力 最大技术出力是指发电机组在稳态运行情况下的最大发电功率。
  最小技术出力是指发电机组在稳态运行情况下的最小发电功率。

• 调频是指电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调速系统、自动功率控制等方式，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。调频分为一次调频和二次调频。

• 一次调频 一次调频是指通过原动机调速控制系统来自动调节发电机组转速和出力，以使驱动转矩随系统频率而变动，从而对频率变化产生快速阻尼作用，是并网机组必须具备的功能。(有差控制)

• 二次调频 二次调频是指运行人员手动操作或由调度自动化系统AGC自动地操作，增减发电机组的有功出力，恢复频率目标值。(无差控制)

• 三次调频 有功功率优化经济分配，其实质是在线经济调度，其目的是在满足电力系统频率稳定和系统安全的前提下合理利用能源和设备，以最低的发电成本或费用获得更多的、优质的电能。（事前）

负荷控制

负荷控制为保障电网的安全、稳定运行，对用电负荷采取的调控措施。负荷控制可采用错峰、避峰、限电、拉闸等四种手段。

• 错峰，是指将高峰时段的用电负荷转移到其他时段，通常不减少电能使用。
• 避峰，是指在高峰时段削减、中断或停止用电负荷，通常会减少电能使用。
• 限电，是指在特定时段限制某些用户的部分或全部用电需求。
• 拉闸，是指各级调控机构发布调度命令，切除部分用电负荷。

辅助服务 电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳，除正常电能生产、输送、使用外，由火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂等发电侧并网主体，电化学、压缩空气、飞轮等新型储能，传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）提供的服务。

调度运行管理

电网调度管理实行“统一调度，分级管理”的原则。
各发电厂、用户变电站及局部电网在并入XX电网前，应根据平等互利、协商一致的原则，与相应的电网经营企业签订并网调度协议，否则不得并网运行。

电网稳定分析按照“统一程序、统一模型、统一稳定判据、统一计算方式、统一计算任务、统一协调控制策略”的原则 开展稳定计算。省调与 XX 分中心、地调在稳定计算中要密切配合， 并有责任相互提供必要的参数与信息。

电网黑启动

黑启动是指电力系统大面积停电后，在无外界电源支持的情况下，由具备自启动能力的发电机组或抽水蓄能、新型储能等所提供的恢复系统供电的服务。《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号）

• 黑启动：最后的安全措施，紧迫而严重，复杂而费时。
• 黑启动顺利与否，重要的一点是使系统的恢复过程处于事先预定的可控状态下。所以应有充分而合理的黑启动方案。
• 黑启动的关键的启动电源，为加快恢复过程，应对电网分区，一个分区设一至二处黑启动电源。在启动电源上，水电机组由于结构简单、无复杂的辅机系统、厂用电少、启动速度快，因而是首选（燃气机组、柴油发电机、储能电源）

技术问题

• 发电机的自励磁：当发电机外电路为容性时，容性电流对发电机的电枢反应可能起助磁作用，使发电机端电压上升直至无法控制。

• 空载线路合闸过电压：空载情况下，线路分布电容引起线路末端电压的升高，应尽可能采取投低抗、切电容、双回路只充一回、充短线路、充低电压等级线路等措施来限制线路末端的高电压。

• 频率控制：黑启动过程中，应优先恢复调节性能好的机组，以承担调频调压任务。

黑启动过程中为保证系统稳定，须保证非自启动机组获得更多的启动功率，同时又必须恢复系统负荷保持有功平衡，一般考虑首先恢复小的直配负荷，而后逐步恢复较大的直配负荷和电网负荷。增加负荷的速度应兼顾恢复时间与系统频率稳定，考虑同时接入的最大负荷量不应使系统频率较接入前下降0.5Hz，一般一次接入的负荷量不大于发电出力的5%，同时保证频率大于49Hz，防止出现频率崩溃。

• 电压控制：　启动过程中必然有对空载线路充电，而后又有轻载线路，大量线路充电功率导致系统电压升高。为防止高电压，发电机应高力率运行甚至进相运行，双回路只投一回，投低抗、切电容，调节变压器分接头，增带具有滞后功率因数的负荷，等。电压应尽可能控制在0.95~1.05额定值之间。

系统频率监视与控制

• 电网频率标准是50.00Hz，正常运行条件下其偏差不得超过±0.20Hz；在自动发电控制（AGC）投入时，电网频率按50.00±0.10Hz控制。严禁升高或降低频率运行。（GB/T 15945-2008 电能质量 电力系统频率偏差）
• 第一调频厂的任务是保持电网频率不超过50.00±0.10Hz。当系统频率偏差超出50.00±0.10Hz时，第一调频厂在规定的负荷调整范围内主动调整系统频率，第一调频厂的调整幅度为设备最大和最小技术出力。
• 在系统偏差超出50.00±0.20Hz时，第二调频厂应不待调令立即进行频率调整，使其恢复到50.00±0.20Hz范围内。在系统偏差超出50.00±0.50Hz时，系统内所有发电厂应不待调令立即进行频率调整，使其恢复到50.00±0.20Hz范围内。

新建100MW及以上火电机组及50MW及以上的水电机组，在并网前须做一次调频试验，其性能参数必须满足行业标准及电网运行有关规定。

GS电网内 10 万千瓦及以上火电机组、4 万千瓦及以上水电机组及接入 35 千伏及以上电压等级的新能源场站均应参与系统一次调频，并网前须做一次调频试验，其性能参数必须满足行业标准及电网运行有关规定。未经省调同意，严禁将省调直调发电机组一次调频特性更改或退出。(新版)

为保证系统频率正常，在编制系统日发电曲线时，应留有不低于3-5%的负荷旋转备用容量，在考虑系统联络线输送能力的条件下合理的分配给发电厂。

系统无功电压管理和调整

调整电压的主要方法有：

1. 改变发电机励磁，包括使用进相方式运行。控制调相机、抽蓄机组
2. 调整风电场和光伏电站的风电机组或并网逆变器的无功出力。
3. 投入和切除并（串）联电容器或电抗器（包括调整动态无功补偿装置）。
4. 利用有载调压变压器调节。
5. 改变发电厂间负荷分配。
6. 启动备用机组。
7. 必要时可改变系统接线和运行方式，但应注意系统安全。
8. 调整无载变压器分接头。
9. 为防止局部地区电压崩溃可限制部分负荷以提高电压（低压减载）。

并网新能源场站动态无功补偿装置调度管理规定

• 动态无功补偿装置应具备恒电压、恒无功、恒功率因数和电压及功率等综合优化控制模式，并能够满足各种控制模式的切换，控制模式的切换由所属调控机构确定。各种控制模式下均能满足动态无功补偿装置响应时间和调节性能要求。
• 新能源场站分期建设或同一并网点配置多套动态无功补偿装置时，多套装置间应具备协调联动策略，确保调节能力充分可靠，避免出现谐波放大、无功对冲、时限延时等现象。
• 各级调控机构按照调度管辖范围，组织开展并网新能源场站动态无功补偿装置现场涉网性能测试工作。

低频低压自动减负荷装置管理

为保证电网的安全运行及重要用户不间断供电，在系统频率或电压因故严重下降时，应能自动切除部分次要负荷，因此，系统内应配置足够数量的低频自动减负荷（简称低频减负荷）装置及低压自动减负荷（简称低压减负荷）装置。

旋转备用管理

XX电网旋转备用容量的配置原则

1. XX电网的旋转备用容量应不小于网内单机容量最大的发电机组的额定功率加上次日网内风电预测最大出力的20%。
2. 事故备用容量由分省调共同安排，分调统一安排使用，其容量应不小于西北电网内单机容量最大的发电机组的额定功率加上次日预测最高用电负荷的2%。
3. 一般情况下，由水电机组承担主要的旋转备用容量，当水电机组受水库运用要求制约而备用容量不足时，可由火电机组承担主要的旋转备用容量。
4. 根据自身电网运行的实际情况，必要时应采取移峰、错峰、限电避峰的办法，以保证电网留有必要的备用容量。
5. 当电力供应紧张时，各级调度必须严格执行上级调度控制负荷的指令，按时、按量控制到位，确保电网运行备用容量满足规定值。
6. 加强径流式水电站优化调度工作，合理安排运行曲线，应采取峰荷前减发蓄水、峰荷时大发的方式，以尽可能发挥其调峰功能，满足电网运行备用容量的要求。
7. 区域电网的备用容量实行全网共享的使用原则。当发生电网频率异常、机组故障、输电线路故障时，由网调统一安排使用。
8. XX电网内的备用容量，首先用于本省预计负荷误差的调整、本省大机组及输电线路故障的处理，通过网调也可用于其他省大机组故障、输电线路故障或全网事故的处理。

自动发电控制（AGC）的管理

• 并网发电厂单机100MW及以上火电机组和容量50MW及以上水电厂应具有AGC功能。
• 凡参加省调AGC的机组，必须经省调组织调试验收合格后，具备正式投运条件，按调度员的要求进行投、退。省调直调的发电厂原则上由省调的AGC控制。机组的调整速率及响应参数以联调试验时确定的为准，电厂不得擅自更改。
• XX电网的AGC控制模式采用定联络线功率（CNIC）控制模式或联络线功率+频率偏差控制模式（TBC）。
• 各电厂应保证AGC机组的可调范围及出力的响应速率，火电机组可调容量应为额定容量的30%以上，调整速率应为每分钟增减负荷不低于额定容量的2%。水电可调容量为避过振动区以外到额定值，调整速率不低于每分钟增减负荷在额定容量的50%以上。采用直吹式制粉系统的火电机组的AGC响应时间≤120秒，采用中储式制粉系统的火电机组的AGC响应时间≤40秒，水电机组的AGC响应时间≤10秒。
• 发电机组的控制模式：一般情况下，水电机组应选用基点调节模式；火电机组选用基点调节模式或计划调节模式。

火电厂启动：锅炉、汽轮机、单元机组启动

• 锅炉启动是指锅炉由静止状态到运行状态的过程，停炉则相反。锅炉启动分为冷态启动和热态启动。锅炉在启动和停炉过程中，主要存在着各个部件受热均匀性、启停时间、稳定燃烧及热量和工质的回收等方面的问题。
• 汽轮机启动是指从转子冲转到带上额定负荷为止的全过程。也分为冷态启动和热态启动。启动过程实质上是一个加热过程，停机则相反。汽轮机启动主要包括升速、暖机、并列带负荷、升负荷至额定值等几个阶段。

• 　单元机组的启动是指从锅炉点火、升温升压、暖管，到当锅炉出口蒸汽参数达到一定值时，开始冲转汽轮机。然后将汽轮机转子由静止状态加速到额定转速。最后发电机并网带初负荷直至逐步加到额定负荷的全过程。
  

AGC的几种控制模式

• 定频率控制模式
• 定联络线功率控制模式
• 频率与联络线偏差控制模式

发电机励磁系统

• 发电机励磁系统是供给同步发电机励磁电流的电源及其附属设备的统称。它一般由励磁功率单元和励磁调节器两个主要部分组成。
• 励磁调节器的主要作用是检测和综合系统运行状态的信息，产生相应的控制信号，经放大后控制励磁功率单元，以得到所需要的发电机励磁电流。

作用

• 在发电机出力变化和系统故障时，维持发电机端电压恒定或在给定水平；
• 保证机组间无功的合理分配；
• 提高电力系统运行的稳定性；
• 提高继电保护动作的灵敏性等。

一些干货

为什么电力系统频率由负荷决定？

电力系统负荷始终在波动：

负载端：

用户行为不可预测，电力系统运行原则：发电根据负载变化进行调整

发电端：

发电段也有可能有特殊情况：

• 大型火电机组可能出现故障，突然下网
• 没有储能的情况下，光伏机组看天吃饭
• 链接发电机组的传输线可能出现故障，机组隔离

发电和用电均有可能出现不匹配。

• 发电少的情况下，系统会瞬间从同步发电机组的转动势能中汲取能量，导致发电机组转轴转速变慢，从而系统频率随之下降。
• 发电过多的情况下，系统汇报多余的能量对常规机组的转动时能进行累加，导致转速突然加快，频率上升。

需要足够多的同步发电机组在线，以保证系统频率拜年话（RoCoF）不要过快，这也是限制可再生能源发电并网的一个主要问题。

新建改建扩建设备

测试前将测试方案报调度机构备案；测试必须包含以下内容： 最大功率变化率、电压偏差、电压变动、闪变、谐波、低电压穿越、高电压穿越、快速频率调整及相关涉网保护试验。

网源协调

发电机组应具备有关调度机构规定的调峰及进相能力。发电机组必须进行有关大负荷试验、低负荷稳燃试验、水电机组振动试验、甩负荷试验、AGC试验、PSS试验、黑启动试验、进相试验、励磁参数实测、调速系统参数实测、一次调频试验等。试验方案必须由相关调度审查并确认其条件，试验完成后确认结论（同时需要报能监办）。及时定期其他需报告的事项（如燃料储备）。

• 进相运行：从电网吸收无功功率来建立磁场