第二部分 无功电压管理及电力系统稳定
一、系统频率的调度管理
1.1各级电网调度运行人员有责任按照国家电能质量标准调整电网运行指标，执行电能质量监督实施办法有关规定,保证供电质量符合国家标准。
1.2地区电网的频率调整主要依靠省电网的频率调整来实现，系统频率应保持在50赫兹运行，超出50±0.2赫兹为事故频率，事故频率的允许持续时间为：超出50±0.2赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。并尽量使系统频率保持在50±0.1赫兹之内。
1.3为有效监视系统频率运行，对各单位装设频率表的要求：
1、 地调、县调调度室、地区各发电厂应装有数字式频率显示器和标准钟，每月15日定时与省调、地调进行校对。
2、 当频率偏差超出±0.15赫兹时，地调、县调调度室、担任地区独立网调频厂中控室应具备告警音响和灯光信号。
3、 各单位装设的频率显示器、数字式或记录式频率表的准确性必须经具备相应检测资质的部门的认定，且数字式和记录式频率表精度必须能达到小数点后三位数。 1.4当局部电网有必要进行独立网运行或系统事故造成局部电网独立运行时时，地调调度员应指定某电厂(一般应为水电厂)负责调频调压，被指定电厂应严格按额定频率、电压进行调整，控制独立小网的频率在50±0.5赫兹之内，并能与省电网顺利并网，不应出现调整不当引起高频切机、低频减负荷甚至垮网的现象。如调频、调压有困难时，县调应指挥所辖电厂协助调整。
独立网用电负荷小于300万千瓦，频率偏差正常不得超过50±0.5 赫兹；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±1赫兹，持续时间不得超过15分钟。 1.5选择系统调频厂应遵循以下原则：
1、具有足够的调频容量，可满足系统负荷的最大增、减变量。 2、具有足够的调整速度，可适应系统负荷的最快增、减变化。
3、在系统中所处的位置合理，其与系统间的联络通道具备足够的输送能力。 1.6系统频率的调整
1、地调管辖的各发电厂，当系统运行频率超出50±0.2赫兹时，应主动协助系统进行调整。
2、省、地调直调电厂正常情况下应严格按省、地调下达的有功曲线发电，机组的正常升降负荷速率应按规定要求，如现有开机方式无法满足发电调度计划的要求时，有关单位应提前汇报所辖调度值班调度员并征得同意后，通过改变开机方式的方法来满足发电调度计划要求，或执行所辖调度值班调度员修改后的发电调度计划；在事故频率情况下，应尽最大可能满足调度员的要求进行机组出力的紧急调整；在调整出力时，应监视系统频率和相关线路潮流，如已超出规定范围和允许限额时，应暂停调整并报告所辖调度值班调度员。
3、独立网运行时，当系统频率超出50±0.5赫兹时，地配调频厂应立即主动调整出力参与系统调频，直至频率恢复至50±0.5赫兹内，并尽快报告地调调度员。
二、 系统无功电压管理
2.1电力系统无功补偿装置配置应能保证在系统高峰和低谷时段负荷水平下，分(电压)层和分(供电)区的无功平衡，同时正常方式下应留有足够动态无功备用容量，满足电压调整及事故方式电网安全稳定运行需要。
分(电压)层无功平衡的重点是220千伏及以上电压层面的无功平衡，分(供电)区就地平衡的重点是110千伏及以下系统的无功平衡。无功补偿配置应根据电网情况，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、高压补偿与低压补偿相结合，以满足降损和调压的需要。
2.2根据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统电压和无功电力技术导则》和《电力系统电压质量和无功电力管理规定》、《电力系统无功补偿配置技术原则》要求，按照调度管辖范围划分，省调负责220千伏及以上电网、地调负责所辖电网的电压与无功功率的运行控制及管理，县调接受地调的无功电压管理。
2.3为保证电压质量，地调应按省调编制下达各电压考核点、监视点的电压曲线及地区网供功率因数考核基值要求进行调整，并建立地区电网母线电压的考核点和监视点。电压考核点和监视点允许变动范围应符合电压质量考核标准的要求，地调按月编制下达各电压考核点、监视点的电压曲线及县网网供功率因数考核基值。 2.4无功补偿与调压配置技术要求
1、地区新建发电机组或励磁系统改造的设计选型，应通过泉州电业局组织（调度部门参加）的有关审查,其技术要求应按《福建电网发电机励磁系统管理规定》执行。
(1) 接入110千伏及以下系统的发电机的励磁系统宜按发电机额定功率因数(迟相)0.8～0.85选择。
(2) 机组进相能力要求：投产机组均应具备在有功功率为额定值时，功率因数进相0.95运行的能力。装机容量10MW及以上水电机组、50MW及以上火电机组均应具有低励限制功能。
(3) 机组直接接入110千伏电网的水电厂，全厂监控系统应配备AVQC功能，并具备与地调AVC系统联合闭环控制的条件。
2、220千伏变电站无功补偿容量一般按220千伏主变容量10%～25%配置，并满足220千伏主变最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95。当220千伏变电站110千伏及以下出线以电缆为主或较大容量地区电源接入该变电站110千伏系统时，容性无功补偿容量可按下限配置。一般情况下无功补偿装置的单组容量，接入35千伏电压等级不宜大于12Mvar，接于10千伏电压等级不宜大于8Mvar。
3、 35～110千伏变电站无功补偿容量一般按照主变容量的10％～30％配置，并满足35～110千伏主变最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95。
4、电力用户应根据负荷特点，合理配置无功补偿装置。100千伏安及以上高压供电的电力用户，在用户高峰负荷时主变高压侧功率因数不宜低于0.95；其他用户，主变高压侧功率因数不宜低于0.90。同时应防止用户向系统倒送无功功率。 2.5 机组进相运行管理
1、对于投入商转运行，至今尚未进行进相试验的机组，电厂应与地调协商限期安排上述试验。对于接入110千伏地区电网的电厂，若110千伏地区电网安全及调压运行需要，电厂应与地调协商限期开展机组的进相试验。若电厂未按地调要求开展机组的进相试验，则地调有权拒绝该电厂机组并网发电。
2、电厂应将进相试验报告上报地调，经地调审核后确定机组多个典型工况的进相深度，并作为地调核定机组进相能力的依据。
3、若电厂高压侧电压越上限时，经调度员许可，电厂即应按核定的机组进相能力安排机组进相运行。机组处于进相运行时，低励限制环节及失磁保护等应正常投入。多台机组具
备进相运行时，发电厂值长应根据高压侧电压控制要求平均分配机组的进相无功出力。
4、机组进相运行时，发电厂值班人员应加强监视。一旦发现发电厂高压侧母线电压及机端、厂用电系统电压越低限，机组的有功和无功功率、机组运行状态等出现异常现象时，应及时调整发电机组的运行工况，直至由进相改为滞相运行，并立即向值班调度员汇报。
三、无功电压的监视与调整
3.1系统内各级调度、运行值班人员必须加强对各自管辖范围或有关的各级运行电压与无功功率的监视和调整。各控制点值班人员应按电压曲线监视、调整电压，同时按逆调压原则进行调节，按无功分层分区就地平衡的原则，调整无功补偿容量。
地调在OMS系统发布的发电曲线应包括有功及无功的发电曲线。发电厂应按地调下达的曲线出力，并监视其母线电压。在高峰负荷时，应增大无功出力使母线电压接近上限运行；在低谷负荷时，应尽量降低无功出力使母线电压接近下限运行；在高低峰交替时，应使母线电压在上、下限之间均匀变化。有必要时可自行调整其出力，并报告地调调度员。
按设备管辖归属，地调负责所辖220千伏及以下主变有载调压分接头的调整。当110千伏及以下地区网络电压越限时，地调调度员应按照无功分层分区就地平衡的原则，首先改变地区无功补偿容量及调用地区电网的中小型电厂机组无功调节能力，然后才调整220千伏主变分接头。当省电网调压需要时，省调调度员有权直接下令调整地调所辖220千伏主变分接头或投退220千伏变电站电容补偿设备，相关变电站（集控站、运维站）事后应及时汇报有关地调。
县调调度负责所辖主变有载调压分接头的调整，当电压越限时，调度员应按照无功分区就地平衡的原则，首先改变县网无功补偿容量，然后才调整110千伏主变分接头。
3.2地调调控中心值班人员应监视系统各电压考核点和监视点的电压水平和波动情况，当发现电压值超出允许偏差范围时，应采取以下措施进行调整。
1、 改变发电机的无功出力曲线。
2、 改变集中补偿电容器的容量或调整有载变压器的调压分接头位置。 3、 启动备用机组或调相运行。 4、 适当调整系统的运行方式。
5、 对用户的无功补偿容量进行调整。 3.3系统功率因数的管理
220kV变电站主变220kV侧关口力率考核要求
220kV母线电压水平（kV） U＞234.5 234.5≥U＞232.5 232.5≥U≥220 U < 220 功率因数范围 0.95≥COSφ≥0.90 0.97≥COSφ≥0.92 0.99＞COSφ≥0.92 0.99＞COSφ≥0.95 3.4静止无功补偿装置（SVC）运行管理 3.4.1 SVC系统结构及特性：
SVC系统一般由SVC母线、相控电抗器（TCR）、晶闸管投切电容器（TSC）、滤波电容器（FC）以及若干组并联电容器组组成。
1、 TCR支路主要由相控电抗器、晶闸管阀组等组成。TSC支路主要由晶闸管阀组、电容器组组成。密闭式水冷系统用于带走晶闸管阀组通流时产生的热量，是TCR、TSC支路的重要辅助设备。TCR支路通过改变晶闸管触发角调整电抗器感性无功的出力，为系统储备容性无功。TSC支路在系统故障时通过晶闸管阀触发导通实现强补功能。强补时间为1秒。
2、 滤波器支路用于滤除系统谐波和TCR支路的谐波，同时为系统提供容性无功补偿。 3.4.2 SVC控制系统的技术原理及作用
SVC控制系统包含两部分：稳态无功电压控制、暂态稳定和阻尼控制。
（1） 稳态无功电压控制：在稳态条件下，SVC的TCR支路纳入AVC系统控制。TCR在保证一定的无功储备的基础上优先调节系统电压。
（2） 暂态稳定和阻尼控制（强补）：在系统故障情况下，SVC控制系统根据给定的220千伏母线电压值和控制输入量，自动快速调节TCR回路无功电流，为系统提供电压支撑和暂态阻尼，并强行投入TSC支路，提高系统稳定性。 13.4.3 SVC正常运行要求
1、 TCR与3次谐波滤波器、TSC属省调许可地调管辖设备，停役或需改变无功储备量
地调必须向省调办理书面申请。SVC其余设备由地调管辖。
2、 稳态条件下，为避免TCR故障跳闸造成母线电压偏高，要求TCR跳闸联跳相应无
功补偿设备。
3、 因TCR+3次谐波滤波器、TSC以及相关投入的无功补偿设备长期运行，现场运行人
员应按要求定期巡视检查。
4、 SVC启动调试期间，必须分别对各支路滤波电容器的投切试验，以发现在低次滤波
电容器未投入前投入高次滤波电容器是否造成系统谐波放大。
5、 SVC系统正式投运前应将相关遥信、遥测（Q、I、U）信息传送到地调和省调SCADA
系统，监控中心除了上述参数以外还须具备冷却系统、晶闸管阀组的遥测遥信信息，并将汇总信息和TCR实时位置上传地调AVC系统，地调SCADA系统必须建立TCR出力曲线，地调离线计算软件必须完成建摸。 3.4.4 操作规定
1、 考虑TCR运行时产生谐波，TCR不得单独运行，倒闸操作时TCR与3次谐波滤波器必须同时投退，检修时必须同时检修。
2、 为避免SVC控制系统的稳态无功电压控制功能与AVC共同调节造成无功补偿设备的频繁投切，SVC稳态无功电压控制功能中自动投切电容器支路功能必须退出，相应无功补偿设备（电容器）开关改为人工操作；SVC稳态无功电压控制功能启用前需按调度下达的定值整定。
3、 经启动调试确认，在低次滤波电容器未投入前投入高次滤波电容器将造成系统谐波放大的，则操作上必须符合先投低次再投高次，切除时先切高次再切低次要求。如：先投3次滤波电容器后投5次、7次；先切7次滤波电容器后切5次、3次。
4、 新塘变SVC运行方式为：TCR+3次谐波滤波器911开关、5次谐波滤波器971开关、7次谐波滤波器972开关正常时运行，当911开关跳闸则联跳971、972开关。SVC支路自动投切压板退出，973、974开关正常处运行状态。
5、 贵峰变SVC运行方式为：TCR+TSC+FC运行；TCR、TSC、FC两两组合运行；FC单独运行。TCR与TSC均不得单独运行。 3.4.5 SVC运行控制策略
1、 SVC控制系统调节单元的稳态运行参数包括参考电压、电压死区、投切延时、投切
时段由地调运方专业负责整定并报备省调。暂态参数由省调根据系统要求给定。SVC纳入AVC控制范围时，无功参考值由AVC下达。
2、 稳态无功电压控制调节TCR功能策略：根据给定的稳态运行参数利用TCR剩余感
性无功容量，对稳态条件下的220千伏母线电压进行调节。该功能只在220千伏母线电压越限起作用。TCR纳入AVC系统控制范围后，其稳态调节改由AVC系统实现，控制目标为10千伏母线电压。
3、 SVC稳态运行（VQC）参数的整定：“参考电压±电压死区”值一般与省调下达的
220千伏母线电压范围一致，投切延时取1～2分钟，有五个投切时段可分别设置。
4、 暂态运行参数一般固化在软件中，启动条件0.8pU。
5、 TCR纳入AVC系统控制范围后，SVC暂态调节与稳态调节应相互解耦。SVC稳态调
节时间间隔最小60S，最小单位为1 Mvar，该条件下SVC能安全稳定运行。
6、 AVC只对SVC中TCR支路进行调整，当“SVC达到调节限值”光字牌亮时，表示在
当时运行工况下，SVC无功出力已达到极限值，AVC不再对其发指令；当SVC达到调节极限值后，AVC系统只能下调，闭锁上调。 3.4.6 SVC暂态调节启动后的处理
1、 当系统扰动造成电压骤降到0.8 pU以下时，TCR迅速关闭无功电流输出，同时TSC
阀组导通，实现强补。现场运行人员应立即汇报地调，地调调度员在判明非本网事故后，应立即汇报省调，并迅速下令投入地区电网内无功补偿设备或增加机组的无功输出(AVC功能禁用)。当判明扰动原因为本网设备故障引起时，则按事故处理规程执行。
2、 无论何种原因导致 TCR迅速关闭无功电流输出或TSC阀组导通，现场运行人员必
须在动作后3小时以内将录波报告传真到地调调度台。 3.4.7 SVC设备异常处理
1、 SVC设备异常处理：SVC控制系统发出异常总信号告警时，由监控人员调用查看异常原因，并联系运维站处理。对于冷却系统、晶闸管阀组等重要设备的故障，可能造成SVC被迫停役的，应立即汇报省调，并做好TCR支路跳闸后电压的调整准备。
2、 SVC设备跳闸处理：新塘变TCR与3次谐波滤波器支路跳闸、贵峰变SVC 90A总开关跳闸后，应立即汇报省调，并做好电压的调整。SVC跳闸后不得强送电。
四、变电站无功调节设备A V C控制闭锁信号整定原则
1 总则
1.1 自动电压控制(AVC)系统是保证电网安全、优质、经济运行的重要设备。制定全网变电站规范、统一的AVC 控制闭锁信号整原则是确保AVC系统正确发挥作用,保障电网和设备安全可靠行的重要技术措施。 1.2 AVC 控制闭锁信号整定原则应兼顾安全性和可靠性两方面的要求。安全性指AVC系统动作时,调节对象及其相关的一、二次备应处于正常运行状态,保证AVC系统的调节行为是安全的。可靠性指参与AVC系统闭环控制的调节对象在确保一次设备安全的况下应能可靠动作,不应出现误闭锁。
1.3 参与AVC控制的无功调节设备为:具备有载调压功能的各压等级变压器，用于无功调节的各电压等级电容器、电抗器，静止无功补偿装置（SVC）等设备。AVC 控制闭锁信号包含上述调节设备所属的保护动作信号、自诊断信号、接点信号及相关次设备信号。 1.4 AVC系统信号闭锁对象根据信号所属设备进行选择，本规中AVC控制闭锁均指对控制对象的AVC操作闭锁。其中桥开关信号的闭锁对象应根据桥开关所属的具体设备进行选择，可能存一个桥开关信号闭锁两个不同调节设备的情况。
1.5 本规范为福建电网变电站无功调节设备AVC控制闭锁信号的整定原则，各单位应根据变电站实际情况研究制定AVC控制的安全闭锁条件。 2 有载调压变压器AVC控制闭锁信号整定原则 2.1 变压器保护各侧过负荷告警信号应闭锁AVC。
2.2 变压器本体设备异常信号应闭锁AVC。包括：本体油位异常信号、有载油位异常信号、本体轻瓦斯信号、有载轻瓦斯信号、变压器温度异常信号、有载开关压力释放信号、变压器