中国南方电网电力调度管理规程.docx
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中国南方电网电力调度管理规程
3调度系统及调度管辖范围
3.1南方电网调度机构分为四级:
一级调度为中国南方电网电力调度通信中心,简称总调;二级调度为省(自治区)级调度机构,简称中调;三级调度为地区(市、州)级调度机构,简称地调;四级调度为县级(县级市)调度机构,简称县调。
3.12总调调度管辖范围(参见附录A)按以下具体原则确定:
3.12.1新接入总调调度管辖范围的电厂和接入500kV及以下电网的抽水蓄能电厂,具体设备主要包括:
发电机组及其出口开关、刀闸,主变、220kV及以上母线及开关、刀闸设备和35kV无功补偿设备,以及相应CT变比定值、主变中性点的接线方式。
3.12.2承担西电东送任务的500kV及以上变电站和换流站,西电东送交流通道之间的500kV及以上变电站,与总调调度的换流站直接联络的500kV变电站,跨省(区)交、直流联网输电线路两侧变电站、换流站,跨区域联网的交、直流输电线路南方电网一侧变电站、换流站。
具体设备主要包括:
500kV母线、全部开关、刀闸设备、串补设备和35kV无功补偿设备,以及相CT变比定值、主变分接头档位及调整方式、主变中性点的接地方式;换流站交流场设备及直流设备。
3.12.3承担西电东送任务的500kV及以上交直流输电线路,西电东送交流通道之间的500kV及以上输电线路,与总调调度的换流站直接联络的500kV输电线路,跨省(区)交、直流联网输电线路,总调调度电厂的220kV及以上出线。
3.13继电保护、安全自动装置、电力通信、调度自动化系统等二次设备的调度管辖关系原则上随一次设备而定。
4调度管理规则
4.1.8各级调度机构和厂站运行维护单位应保证其所运行维护设备的图纸、资料齐全,做到图实相符。
4.1.9厂站运行值班人员负责监视厂站内一、二设备的运行状态,及时发现缺陷,并明确其是否可用。
4.1.10发、输、变电一、二新设备启动投运全过程应纳入调度管理。
4.1.11电网二次系统设备应随一次设备同步设计、同步施工、同步验收、同步投运。
4.1.17在遭受台风、洪水、雨雪、地震、战争等不可抗力,严重威胁电网安全稳定运行的情况下,调度机构可发布特别调度令,明令系统进入紧急状态并提出特别措施要求,与南方电网运行相关的各单位须严格执行。
4.2.3调度系统值班人员如认为调度指令不正确,应立即向发布该调度指令的值班调度员报告。
值班调度员坚持执行时,受令的值班人员应当执行该指令。
如执行该指令确将危及人身安全或设备安全,受令的值班人员应拒绝执行,同时将拒绝执行的理由及改正指令的建议报告发令的值班调度员和本单位主管领导。
4.2.5由调度机构调管的设备,未经相应值班调度员的指令或许可不得自行操作。
厂、站运行值班人员遇有危及人身、设备安全的紧急情况,可按照现场规程规定先行处理,处理后应立即报告相应的值班调度员。
4.2.6进行调度业务联系时应使用规范的调度术语(见附录C)/录音并保留至少3个月。
设备应冠以电压等级、双重命名(设备名称及编号)。
4.2.8任何情况下都严禁“约时”停、送电;严禁“约时”开始或结束检修工作。
4.2.9操作前,应提前做好事故预想,并注意以下问题:
4.2.9.1操作后可能引起的潮流、电压和频率的变化,发电机失步,操作过电压,设备过负荷,超稳定极限等。
4.2.9.2操作后机电保护及安全自动装置是否满足要求,变压器中性点接地方式是否符合规定。
4.2.9.3许可检修工作开工前应核实地道、接地线等安全措施已完成,具备开工条件;恢复送电前应核实地道、接地线等安全措施已拆除,具备送电条件。
4.2.10操作应遵守以下规定:
4.2.10.1发、受调度操作指令,必须确认发、受令单位,互报姓名,受令人接令后应将全部指令复诵无误,发令人许可后方可执行。
4.2.10.2操作过程中如有临时变更,应按实际情况重新填写操作票后方可继续操作。
受令人若有疑问,应及时向发令人报告,不得擅自更改操作票及操作顺序。
4.2.10.3操作过程中若发生异常或故障,厂站运行值班人员应根据现场规程处理并尽快汇报值班调度员。
4.2.10.4操作完毕后,受令人应立即向发令人汇报执行情况,不得延误。
受令人汇报后,该项操作方可认为执行完毕。
4.2.11事故处理基本原则:
4.2.11.1迅速限制事故的发展,消除事故的根源并解除对人身和设备安全的威胁。
4.2.11.2用一切可能的办法保持电网稳定运行。
4.2.11.3调整系统运行方式,使其尽快恢复正常。
4.2.12事故处理期间,调度系统值班人员有权拒绝回答任何与事故处理无关的询问。
4.2.15必要时,上级调度机构值班调度员可以越级向下级调度机构调度对象运行值班人员下达调度指令,运行值班人员应当执行,执行后迅速报告调管该设备的调度机构值班调度员。
4.2.18厂站具有受令资格的运行值班人员变动,须在变动前书面报告相应调度机构。
4.3.3电力系统的无功电源与无功负荷,采用分(电压)层和分(供电)区基本平衡的原则进行配置和运行。
4.3.4设备运行维护单位应按规定向相应调度机构报送设备检修激活、检修申请,并按调度机构批复的检修工期完成设备的检修工作。
4.3.5检修申请应注明检修工作对一、二次设备的影响范围,明确与系统相关的安全措施。
保护、安全自动装置的工作与其他设备相互影响,特别是在共用电流互感器回路上工作时,须在工作申请及方案中明确其相互影响的设备及与系统相关的安全措施。
4.3.6一次设备停电,继电保护装置、安全自动装置可不退出运行。
未经调度批准,不得在继电保护装置、安全自动装置或二次回路上工作。
4.3.12安全控制系统装置必须通过出厂测试、现场调试、挂网试运行方能正式运行。
4.3.13各级调度机构负责调度管辖范围内安全自动装置的定值整定,并对整定正确性负责。
安全自动装置的整定需其他调度机构配合的,应以书面明确,互相备案。
4.4.4厂站自行整定的保护定值应满足调度机构的定值配合要求。
4.4.5各运行维护单位必须严格执行调度机构下发的定值单。
4.4.7继电保护装置应规定投运,任何设备不允许无保护运行,500kV设备不允许无主保护运行。
4.48调度机构应对应对调度管辖范围内的220kV及以上线路保护、富足保护、保护通道、安全自动装置同意命名,运行维护单位应将命名在装置上标识。
4.7调度纪律
下列违反调度纪律行为,由调度机构视情节按有关规定、协议进行处理。
4.7.5未如实汇报调度指令执行情况并造成后果;
4.7.6未如实反映设备、电网运行情况或未准确传送设备、电网实时信息并造成后果;
4.7.7未按时或错误汇报继电保护、安全自动装置动作情况,延误事故处理并造成后果;
4.7.8未事先向调度汇报,将运行中的电力通信、调度自动化设备退出运行并造成后果;
4.7.9继电保护、安全自动装置的定值不按调度机构要求整定;
9事故处理
9.1.1线路跳闸重合闸未动作或重合闸动作不成功时,现场应在事故后3min内向总调值班调度员汇报事故发生的时间、天气、跳闸设备等事故概况。
事故后15min内,应将一次设备检查情况、保护及安全自动装置动作情况等内容报总调值班调度员。
9.3变压器事故
9.3.1变压器跳闸时,应首先根据继电保护动作情况和事故跳闸当时的外部现象(变压器过负荷、邻近设备故障等)判断故障原因,并进行处理:
9.3.1.1若差动和重瓦斯保护动作或仅重瓦斯保护动作,未查明原因和消除故障前不得送电。
9.3.1.2差动保护动作跳闸,在检查变压器外部和差动范围一次设备无明显故障,检查瓦斯气体及故障录波器动作情况,证明变压器内部无明显故障,经设备运行维护单位主管领导同意后可试送,有条件试也可进行零起升压。
9.3.1.3仅后备保护动作,检查主变外观无异常且外部故障消除或隔离后可下令试送。
或内部无明显故障,经设备运行维护单位主管领导同意后可试送。
有条件时也可进行零起升压。
9.3.1.4变压器本体等其他保护动作但原因不明,经检查变压器本体和故障录波情况,证明变压器内部无明显故障,经设备运行维护单位主管领导同意后可试送。
有条件时也可进行零起升压。
9.3.2变压器过负荷时,调度应在现场规程规定允许的过负荷时间内降压负荷,方法包括:
(1)投入备用变压器。
(2)受端加出力。
(3)改变系统接线方式。
(4)按规定的顺序限制负荷。
9.4母线事故
9.4.1当厂、站母线失压时,厂、站值班员应立即汇报值班调度员并不待调度指令立即断开失压母线上全部开关,同时设法恢复受影响的厂用电、站用电。
9.4.2在现场断开失压母线上全部开关后,根据母线失压的不同原因,值班调度员按下列原则处理:
9.4.2.1母差保护动作:
迅速根据一、二次设备动作和检查情况查找故障点并隔离后,确认失压母线上全部开关已断开,可对失压母线进行一次试送,并注意:
(1)有条件时,应利用机组对母线零起升压。
(2)若试送,应尽可能利用外来电源,外来电源必须能够快速切除试送母线故障。
(3)若使用母联开关试送,母联开关必须具有完善的充电保护。
(4)需要将失压母线设备倒换至正常母线运行的,首先拉开失压母线侧所有刀闸,同时为防止将故障点带至运行母线,应使用外来电源对设备开关于母线侧刀闸之间的人字引线试送确认该部位无故障。
附录B
南方电网500KV设备调度命名及编号准则
1调度命名原则
1.1厂、站的命名原则
发电厂、变电站、换流站、开关站、串补站的命名原则以厂站所在地的地名进行命名,命名时注意避免同一地区出现相同的命名。
1.2线路的命名原则
1.2.1交流线路的命名原则为,由电压等级及线路两侧站(厂)的简称组成,一般以潮流送出侧变电站简称开头,若连接两站的线路不止一回线路,则以天干顺序予以区别,如鹅城换流站至博罗站的其中一回线路命名为500kV鹅博甲线。
1.2.2直流线路的命名原则为,由电压等级、两侧换流站的简称加上直流极的阿拉伯数字序号组成,一般以整流站简称开头,如商坡站至肇庆站的极1线路调度命名为500kV高肇直流极1线路。
1.3开关命名原则
13.1对于3/2开关接线,母线侧开关按对应出线连接设备命名,如500kV玉茂I线开关,500kV玉林站#1主变开关,中间开关按开关所在串号加"联络"予以命名,如500kV玉林站第3串联络开关。
1.3.2对于4/3开关接线,母线侧开关按对应出线连接设备命名,靠近lM母线侧的中间开关按开关所在串号加"联络甲"予以命名,如500kV龙滩站第3串联络甲开关:
靠近2M母线侧的中间开关按开关所在串号加"联络乙"予以命名,如500kV龙滩站第3串联络乙开关。
2调度编号原则
2.1发电机组、变压器、'母线等设备,分别为#×F、#×B、#×M,"×"用阿拉伯数字表示。
2.2发电机组、变压器、母线等设备编号排列顺序规定为:
从发电机、变压器侧向出线线路侧,由固定端向扩建端(平面布置),自上而下(高层布置)排列,角形接线按顺时针方向排列。
2.3开关编号
开关编号用四位数字表示,若为500kV电压等级的,第一位数码为"5"代表500kV电压等级,后两位数码依接线方式作如下规定,并将第1串靠近1母的开关编号为11。
2.3.1完整的3/2开关接线及4/3开关接线,按矩阵排列编号,串序自固定端向扩建端依序排列。
不完整的3/2及4/3开关接线方式,不完整串当作完整串处理,按完整串编号。
2.3.2角型接线方式的开关编号
角型接线的开关从起始点顺时针编号。
2.4刀闸编号
2.4.1刀闸由所属的开关编号后加一位数字组成,所加数字按如下原则:
若靠近1母侧,则加1:
靠近2母侧,则加2:
对于3/2开关接线出线专用刀闸编号由本出线母线侧开关编号加6:
对于4/3开关接线,母线侧出线专用刀阔编号由本出线母线侧开关编号加6,联络甲开关与联络乙开关之间的出线专用刀闸编号由联络甲开关编号加6。
2.4.2开关侧的地刀,均按隶属关系,由"刀闸号+7"组成。
2.4.3对于有出线专用刀闸的,出线上开关侧的地刀由"刀闸编号+7"组成,出线上线路侧的地刀由"刀闸编号+刀闸组别+7"组成:
对于无出线专用刀闸的,出线上地刀由"本出线母线侧开关编号+67"组成:
对于4/3开关接线,联络如甲开关与联络乙开关之间的出线有专用刀闸的,出线上开关侧的地刀由"联络甲开关编号+67"。
2.4.4母线上的地刀,由"电压级5+母线编号+组别+7"四位数组成。
2.4.5主变中性点地刀以"电压级5+主变号+0"组成。
2.5直流设备编号
按照《电力系统部分设备统一编号准则》(SD240--1987)的规定执行。
2.6集控中心控制范围有关设备的编号
2.6.1在发电机组、主变、开关、刀闸等设备数字编号前加一个大写英文字母(按照国际音标发音〉。
如××发电厂#W×F机组、××站#N2主变、××站#N1M母线、××站N5021开关、XX站N50212刀闸、××站N502117地刀。
2.6.2应避免同一集控中心内不同发电厂、变电站使用相同或读音易混淆的英文字母。
2.6.3只有下列英文字母可用于集控中心发电厂、变电站设备编号:
A、B、C、E、G、H、I、K、L、N、P、Q、S、T、U、V、W、Y、Z。
3安全自动装置及其通道的命名原则
3.1安全自动装置名称应依次包含厂(站)名称、套别(A、B套或#1、#2套)、装置类型等信息,如高坡站A套安全稳定控制装置、罗平站B套失步解列装置。
3.2安全稳定控制系统的通道命名应依次包含通道两侧厂(站)名称、套别(A、B套或#1、#2套)、通道类型等信息,如高坡到安顺A套安全稳定控制装置光纤通道、博罗到罗洞B套安全稳定控制装置光纤通道。
4线路保护及其通道的命名原则
4.1线路保护中利用通道(含光纤、载波)构成的一整套全线速动快速保护称主保护,不上通道的后备保护装置称后备保护。
4.2同一条线路如有多套主保护,依次命名为××线主一保护、××线主二保护。
一般情况下,接第一组电流互感器、跳相应开关第一组跳闸线圈的命名为主一保护:
接第二组电流互感器、跳相应开关第二组跳闸线圈的命名为主二保护。
如有三套主保护,则接在主一或主二保护装置电流互感器后的,命名为主三保护。
4.3同一条线路如仅有一套后备保护,命名为××线独立后备保护:
如有两套及以上后备保护,则依次命名为××线独立后备保护一、独立后备保护二。
一般情况下,和主一保护同屏的命名为独立后备保护一:
和主二保护同屏的命名为独立后备保护二。
4.4同一条线路的两套过压远跳辅助保护命名为辅A保护、辅B保护。
一般地,和主一保护同屏、跳相应开关的第一组跳闸线圈并远跳对侧开关的命名为辅A保护;和主二保护同屏、跳相应开关的第二组跳闸线圈并远跳对侧开关的命名为辅B保护。
4.5线路及辅助保护的通道命名根据通道类型确定,命名为××线路光纤通道或××线路载波通道。
若该线路两条通道同为光纤,则根据每条光纤通道路经的不同,命名为××线路光纤通道一、××线路光纤通道二;若该线路两条通道同为载波,则根据每条载波通道采用的载波机的不同,命名为××线路载波通道一、××线路载波通道二。
5调度自动化系统通道命名原则
5.1调度自动化系统主站与厂站设备通信所用通道的名称应依次包含单位名称、主站系统名称、厂站名称、厂站设备及编号、通道类型及编号等信息。
若厂站设备为单套配置或同类通道无重复配置,则无需设备编号或通道编号。
如:
总调EMS-××电厂远动/E1。
5.2调度机构之间的调度自动化设备通信所用通道的命名以较高级的调度机构为主站,较低级的调度机构为子站,按5.1原则进行命名。
如:
总调EMS-××中调EMS/E1
(1)。
附录C
调度术语
1电网主要设备
1.1一次设备
1.1.1机
汽轮、水轮(包括抽水蓄能)、燃气轮、风力等各种发电机组的简称
1.1.2炉
锅炉
1.1.3调相机
专门用于发无功功率的调整电压的发电机组
1.1.4变
变压器
1.1.4.1主变
发电厂(站)、变电所(站)的主变压器
1.1.4.2联变
发电厂(站)不同电压登记母线间联络变压器(限于发电厂中不带发电机只起联络不同电压母线作用的变压器)
1.1.4.3厂(站、所)用变
发电厂(站)、变电站(所)厂(站、所)用变压器
1.1.4.3.1厂用变
接于发电机出口的供厂用电源的变压器
1.1.4.3.2高备变
接于高压母线的厂用备用变压器
1.1.5母
母线
1.1.5.1旁母
旁路母线
1.1.6开关(断路器)
空气、多油、少油、六氟化硫等各种类型开关的统称
1.1.6.1出线开关
线路出口开关
1.1.6.2母联开关
母线联络开关
1.1.6.3旁路开关
主母线与旁路母线的联络开关
1.1.6.4分段开关
母线分段开关
1.1.7刀闸(隔离开关)
各种形式的刀闸的统称
1.1.7.1母线刀闸
母线侧刀闸
1.1.7.2线路刀闸
线路侧刀闸
1.1.7.3变压器刀闸
变压器侧刀闸
1.1.7.4发电机刀闸
发电机侧刀闸
1.1.7.5地刀
接地刀闸
1.1.8线
输电线路
1.1.8.1架空地线
线路架空避雷线
1.1.9电缆
电力电缆
1.1.10避雷器
避雷器
1.1.11CT
电流互感器(按英语字母读音)
1.1.12PT
电感式电压互感器(按英语字母读音)
1.1.13CVT
电容式电压互感器(按英语字母读音)
1.1.14中性点接地电阻
变压器、线路并联电抗器中性点接地电阻
1.1.15消弧线圈
消弧线圈
1.1.16静补
并联无功静止补偿器
1.1.17电容器
通常指并联补偿电容器
1.1.18串联电抗器
线路串联电抗器
1.1.19并联电抗器
并联电抗器(包括A、B、C三相及中性点电抗器)
1.1.19.1高抗
高压并联电抗器
1.1.19.2低抗
变压器低压侧并联电抗器
1.1.20中性点电抗
中性点电抗
1.1.21结合滤波器
结合滤波器
1.1.22耦合电容器
耦合电容器
1.1.23阻波器
阻波器
1.2保护
电力系统的继电保护
1.2.1发电机(调相机)保护
1.2.1.1差动保护
1.2.1.1.1发电机纵差动保护
发电机纵差动保护
1.2.1.1.2发变组大差保护
发电机、变压器组纵差保护
1.2.1.1.3发电机横差保护
发电机横差保护
1.2.1.2电流保护
1.2.1.2.1发电机过流保护
发电机过电流保护
1.2.1.2.2发电机匝间保护
发电机匝间保护
1.2.1.2.3发电机低压过流保护
发电机低电压过电流保护
1.2.1.2.4发电机复合电压过流保护
发电机复合电压过电流保护
1.2.1.2.5发电机励磁过流保护
发电机励磁回路电流保护
1.2.1.2.6发电机负序过流保护
发电机负序电流保护
1.2.1.3接地保护
1.2.1.3.1发电机定子接地保护
发电机定子绕组接地保护
1.2.1.3.2发电机转子一点接地保护
发电机转子一点接地保护
1.2.1.3.3发电机转子两点接地保护
发电机转子两点接地保护
1.2.1.4发电机过压保护
发电机过电压保护
1.2.1.5发电机过负荷保护
发电机过负荷保护
1.2.1.6发电机失磁保护
发电机失磁保护
1.2.1.7发电机逆功率保护
发电机逆功率保护
1.2.1.8发电机低频保护
发电机低频率保护
1.2.1.9发电机失步保护
发电机失步保护
1.2.2变压器保护
1.2.2.1变压器差动保护
变压器纵差保护
1.2.2.1.1变压器电流差动保护
变压器电流差动保护
1.2.2.1.2变压器高阻抗差动保护
变压器高阻抗差动保护
1.2.2.1.3变压器差动速断保护
变压器差动速断保护
1.2.2.2电流保护
1.2.2.2.1变压器电流速断保护
变压器电流速断保护
1.2.2.2.2变压器过流保护
变压器过电流保护
1.2.2.2.3变压器方向过流保护
变压器方向过电流保护
1.2.2.2.4变压器低压过流保护
变压器低电压过电流保护
1.2.2.2.5变压器复合电压电流保护
变压器复合电压(负序电压、低电压)过电流保护
1.2.2.2.6变压器零序方向电流保护
变压器带方向的零序电流保护
1.2.2.2.7变压器零序电流保护
变压器无方向的零序电流保护
1.2.2.3变压器阻抗保护
变压器低阻抗保护
1.2.2.4瓦斯保护
变压器瓦斯保护
1.2.2.4.1重瓦斯保护
变压器重瓦斯保护(作用于跳闸)
1.2.2.4.2轻瓦斯保护
变压器轻瓦斯保护(作用于信号)
1.2.2.5变压器压力(释放)保护
变压器压力突增(释放)保护
1.2.2.6变压器中性点零序过电流保护
变压器中性点零序过电流保护
1.2.2.7变压器中性点零序电压保护
变压器中性点零序过电压保护
1.2.2.8变压器间隙保护
变压器间隙保护
1.2.2.9变压器过励磁保护
变压器过励磁保护
1.2.2.10变压器冷却系统故障保护
变压器冷却系统故障保护
1.2.2.11油面降低(油位低)保护
变压器油面降低(油位低)保护
1.2.2.12油温保护
变压器油温温度升高保护
1.2.2.13线温保护
变压器线圈温度升高保护
1.2.3线路保护
1.2.3.1纵联保护
1.2.3.1.1高频距离保护
利用距离元件构成的高频保护
1.2.3.1.2高频零序保护
利用零序元件构成的高频保护
1.2.3.1.3高频方向保护
利用方向元件构成的高频保护
1.2.3.1.4分相电流差动保护
分相电流差动保护
1.2.3.1.5分相距离保护
分相比较的高频距离保护
1.2.3.2距离保护
1.2.3.2.1相间距离保护
相间距离保护
1.2.3.2.2接地距离保护
接地距离保护
1.2.3.2.3距离一(二、三、四、)段保护
距离一(二、三、四、)段保护
1.2.3.3零序一(二、三、四、)段保护
零序电流一(二、三、四、)段保护
1.2.3.4电流保护
1.2.3.4.1电流速断保护
相电流速断保护
1.2.3.4.2过流保护
相电流(方向)过电流保护
1.2.3.4.3低压过流保护
低电压过流保护
1.2.3.4.4低压方向过流保护
低电压方向过电流保护
1.2.3.4.5横差保护
平行线路电流横差保护
1.2.3.5电压保护
1.2.3.5.1过电压保护
过电压保护
1.2.3.5.2低电压保护
低电压保护
1.2.3.5.3电压速断保护
电压速断保护
1.2.3.5.4电流闭锁电压速断保护
(方向)电流闭锁限时电压速断保护
1.2.3.6行波保护
行波保护
1.2.4母线保护、开关保护、重合闸
1.2.4.1母线保护
1.2.4.1.1母差保护
母线差动保护
1.2.4.1.2母联开管充电保护
- 配套讲稿:
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- 关 键 词:
- 中国 南方电网 电力 调度 管理 规程