调度系统介绍课件

福建电网调度工作简介Tuesday,November15,2022福建电网调度工作简介1福建电网调度系统构成1调度正常运行、倒闸操作及事故处理2新能源接入带来的调度新问题3福建电网调度系统构成1调度正常运行、倒闸操作及事故处理2新能2福建电网调度系统构成福建电网概况电力调度简介福建调度系统概况福建电网调度系统构成福建电网概况3电力系统是由发电、输电、变电、配电和用电等环节组成的电能生产与消费系统。电网运行管理是发输变配用各环节紧密联系，以设备运行为基础，实时调度电能生产、传输和消纳的网络型系统工程。

长期以来，我国电网运行体系分为调度运行和设备运行两个层面，设备运行又包括发电设备运行和输变电设备运行两个部分。电网运行体系调度运行调度统一组织、指挥电网运行，由调度部门和所辖的厂站端的运行值班人员对电力系统状态进行监控。设备运行由发电厂运行人员负责发电设备运行。由公司生产部门负责输变电设备运行监控。电力系统是由发电、输电、变电、配电和用电等环45调度职能根据《电网调度管理条例》，电网调度是指调度机构为保障电网的安全、优质、经济运行，对电网运行进行的组织、指挥、指导和协调。实现几个基本要求：充分发挥系统内发、供电设备能力，以满足系统用电的需要；使整个系统按照有关规定连续、稳定、正常运行，保证供电可靠性；使整个系统的电能质量（频率、电压）符合规定标准。充分利用可再生能源，合理安排使系统最大限度地在节能、环保、经济方式下运行；依据国家有关政策和法律、法规、行业标准以及并网调度协议，维护系统的整体利益，保护发电、输电、用电等有关方面合法权益，督促各方履行义务，协调各方关系。5调度职能56调度机构职责划分省级及以上调度：负责所辖电网、主要电厂的调度运行管理，负责本网电力电量平衡，负责所辖电网的电力调度、运行方式、调度计划、继电保护、通信和自动化等专业管理。地级调度：负责所辖电网、地方小电厂的调度运行管理。负责所辖电网部分专业管理。部分地调负责现场二次设备运维工作。县级调度：负责所辖电网、地方小电厂的调度运行管理。普遍无专业管理职能。部分负责现场二次设备运维工作，个别负责现场现场一次设备运行操作。现行调度模式采取“五级调度”架构，实行“统一调度、分级管理”。6调度机构职责划分省级及以上调度：负责所辖电网、主要电厂的调6福建电网调度系统构成福建电网概况电力调度简介福建调度系统概况福建电网调度系统构成福建电网概况7福建省内现行调度模式采取“三级调度”架构，即1家省调，9家地调，5家直管县调（省调直管），58家县调，13家配调。福建省内现行调度模式采取“三级调度”架81.福建电力调度通信中心（省调）省调：负责福建电网220、500千伏主网架的调度运行，执行联络线送受计划。负责省网主干电网实时监控和指挥事故处理，负责对管辖范围内的发电厂、地调等调度对象进行调度管理。负责节能发电调度、短期电力交易、水电统一协调。负责调度管辖范围内的继电保护、通信、自动化设备的专业管理。负责福建电网调度系统的专业管理。福建省调直接调度装机容量20091MW，直接调度电厂44个。1.福建电力调度通信中心（省调）9调度系统介绍课件10调度自动化系统省调目前主要的调度技术支持系统包括：数据采集与监控/能量管理系统（SCADA/EMS）、在线稳定控制决策系统（DSA）、广域相量测量系统（WAMS）、调度计划系统（PMS）、电能量计量系统（TMR）、调度员培训仿真系统（DTS）、水调自动化系统、调度生产管理信息系统（OMS）、备用调度系统等。另包括自动化系统和机房环境电子值班系统、雷电定位监测系统（LLS）及气象信息预警系统等其他系统。调度自动化系统11通信网电力通信已建成具备一定规模、覆盖省、地、县的各级机构、35kV及以上厂站等，包括传输网、业务网及支撑网的电力专用骨干通信网。传输网以光缆通信为主，微波通信、电力线载波通信、卫星通信等为辅构成。通信网12福建电网主网络光缆图福建电网主网络光缆图13继电保护福建电网220kV及以上系统继电保护装置共有3305套，按保护类别分类：线路保护、母线保护、变压器保护、电抗器保护、断路器保护、远跳装置。500kV、220kV厂站均配置了微机型系统故障录波器，具有远传和故障测距功能。继电保护故障信息处理系统已覆盖省调、地调、福州和厦门超高压局、网内所有220kV和500kV变电站、电厂。省调配置了故障信息主站系统。各地调和超高压局配置辅站系统，实现故障录波器联网和故障信息及故障波形文件的远程调取。继电保护142.地区电力调度机构（地调）地调负责地区110千伏及35千伏输电网调度运行和指挥事故处理，负责对管辖范围内的发电厂、县调等调度对象进行调度管理及水电统一协调。负责调度管辖范围内的通信、自动化设备的运行管理。负责管辖范围内调度专业管理。3.县级电力调度机构（县调）县调负责所辖电网（一般为110千伏以下县级电网）及县域小电厂的调度运行管理。2.地区电力调度机构（地调）154.配调配调是省网直供区内10千伏配电网调度指挥负责部门，负责组织、指挥、协调和监督配电网运行调度、停役管理和事故处理，负责配电自动化系统的运行维护管理，管辖范围包括线路、线路上开关（不含变电站内10千伏开关单元，地调管辖）及刀闸、配电变压器、配电室、开闭所；目前配网调控中心不参与客户用电管理与服务。4.配调16调度正常运行及倒闸操作有功（频率）控制无功（电压）控制倒闸操作及事故处理调度正常运行及倒闸操作有功（频率）控制17控制目标：频率偏差不得超过500.2赫兹，发电机组AGC投入时，系统频率应保持在500.1赫兹。省网单机容量在100MW及以上的火电厂，单机容量在50MW及以上的水电厂、燃气机组、抽水蓄能机组均可担任系统第一、第二调频厂。正常情况下，省调指定其中的机组担任第一调频厂，投入AGC机组自动转为第一调频厂，其余上述机组为第二调频厂。控制目标：频率偏差不得超过50018运行备用：分为旋转备用、非旋转备用和可控负荷备用。旋转备用是指可随时调用的机组出力，主要由水电、抽蓄、运行中的火电、燃气机组承担。非旋转备用是指能在数小时内并网并连续2小时满足电网下一次尖峰负荷要求的机组出力。可控负荷备用是指在30分钟内各级调度部门通过负荷控制系统等手段能直接调度控制的负荷。运行备用：分为旋转备用、非旋转备用和可19一、发电计划编制原则1、确保电力系统的安全、优质、经济运行。2、保持发用电平衡并留有必要的备用。3、清洁能源优先安排。4、确保各类交易电量的足额兑现。5、公平对待同类电厂。一、发电计划编制原则20

周期和作用发用电平衡包括中长期平衡、短期平衡和实时平衡。长期平衡一般为3-5年或更长时间，主要服务于电力发展规划；中期平衡一般为1-3年期，主要服务于年度购售电合同的商定和年度检修计划的协调等；短期平衡的时间一般为天、周、月和季度，主要服务于日常的计划、检修协调和交易组织；实时平衡则指基于实时安全控制和电能质量调整的一日之内的运行协调。周期和作用21计划类工作平衡类工作长期：1年年度调控计划年度方式实时：15分钟到24小时日内及实时计划多月平衡季度、月度发电或交易计划中期：1月或若干月周平衡日前发电计划短期：1天到一周计划类工作平衡类工作长期：1年年度调控计划年度方式实时：1522二、年度计划的目标和约束目标：保证常规燃煤电厂的差别电量的兑现约束：1）平衡约束（负荷变化、水情变化）

2）节能约束（水、热电联产、LNG） 3）安全约束（确保检修执行、网络约束） 4）政策约束（交易约束）年度计划控制的要点是处理各种变动因素。二、年度计划的目标和约束目标：保证常规燃煤电厂的差别电量的兑23三、月度计划的目标和约束目标：确保年度计划在分月中得到均衡执行约束：1）平衡约束（负荷变化、水情变化）

2）节能约束（水、热电联产、LNG） 3）安全约束（检修计划、断面约束） 4）政策约束（交易约束） 5）均衡性约束月度计划控制的要点是处理均衡性。三、月度计划的目标和约束目标：确保年度计划在分月中得到均衡执24四、日前计划的目标和约束目标：运行“成本”最小化（SCED，安全约束经济调度）约束：1）短期负荷预测

2）水电计划、固定出力、调试计划 3）安全约束（设备性能、断面约束） 4）其他约束（LNG特殊运行）日前计划控制的要点是确保安全。四、日前计划的目标和约束目标：运行“成本”最小化（SCED，25五、日内（实时）计划的目标和约束目标：运行“成本”最小化（SCED，安全约束经济调度）约束：1）超短期负荷预测

2）水电计划、固定出力、调试计划 3）安全约束（设备性能、断面约束） 4）AGC约束日内（实时）计划控制的要点是确保安全，落实日前计划。五、日内（实时）计划的目标和约束目标：运行“成本”最小化（S26六、发电计划系统模块1）负荷预测：多月负荷预测、月度负荷预测、短期负荷预测、短期母线负荷预测、超短期负荷预测、超短期母线负荷预测。2）水电计划：多月水电预测、月度水电预测、短期水电计划、超短期水电计划。3）检修计划：年度、月度检修计划、日前检修计划、超短期状态变位。4）合同管理：中期合同管理。5）成本管理：“序成本”编制等。重要的是规则的提炼。六、发电计划系统模块1）负荷预测：多月负荷预测、月度负荷预测276）约束管理模块：中长期电量限制约束、短期和超短期的系统约束管理。7）优化模块：中期电量分配、机组组合，短期SCED。8）其他功能：参数管理、上传下达、计划评价等等。6）约束管理模块：中长期电量限制约束、短期和超短期的系统约束28七、CPS考核简介联络线按功率及频率偏差控制（TBC模式）控制区域控制偏差ACE=△P+β*△f在规定范围内。CPS2要求满足：1）当CPS1≥200%时，即CF≤0，说明这段时间内，ACE对互联电网的频率质量是有帮助的，此时不要求满足CPS2标准。2）当100%≤CPS1200%，即0CF≤1时，说明符合CPS1标准的要求，也就是说ACE对电网频率质量的影响未超过所允许的程度，此时要求满足CPS2标准，否则考核。3）当CPS1100%时，即CF1时，ACE对频率质量的影响已超过了所允许的范围，此时已不满足CPS2标准，被考核。七、CPS考核简介联络线按功率及频率偏差控制（TBC模式29调度正常运行及倒闸操作有功（频率）控制无功（电压）控制倒闸操作及事故处理调度正常运行及倒闸操作有功（频率）控制30控制策略：分层分区，就地平衡。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）层无功平衡重点是220kV及以上电压层面。分（供电）区就地平衡重点是110kV及以下的无功平衡。一般采取逆调压的方式调整无功。控制策略：分层分区，就地平衡。正常方式31

500kV系统运行电压应控制在500~550kV，500kV联变500kV侧运行电压不应超过该运行分接头额定电压的105%。应尽量减少500/220kV系统间的无功流动。220kV变电站220kV母线电压控制在-3%~+7%范围。500kV系统运行电压应控制在500~32无功调整方式：1.改变发电机的无功出力曲线；投退500kV联变低压侧电抗器、电容器，调整联变有载调压分接头位置。2.地区改变集中补偿电容器的容量、地区中小水电及调相机的无功出力。3.启动备用机组发电或调相运行。4.适当改变电网接线方式。5.改变有在调压变压器电压分接头。无功调整方式：33调度正常运行及倒闸操作有功（频率）控制无功（电压）控制倒闸操作及事故处理调度正常运行及倒闸操作有功（频率）控制34一、福建电网倒闸操作原则凡并入福建电力系统的发、供、用电设施及其相应配套的二次设备(包括：继电保护、安全自动装置、通信系统、自动化系统等)必须在福建电力调度通信中心（简称“省调”）的统一调度指挥下，实行“统一调度、分级管理”。电力系统调度管理的任务是组织、指挥、指导、协调和监督电力系统的运行操作和事故处理，根据电力市场规则组织、参与电力市场运营。一、福建电网倒闸操作原则凡并入福建电35二、基本的设备操作发电机、电网的并列与解列操作。电网合环与解环操作。变压器（500千伏系统称为“联变”）操作刀闸的操作。开关的操作。线路的操作。母线的操作。避雷器的操作。零起升压操作。二、基本的设备操作发电机、电网的并列与解列操作。36二、基本的设备操作调度系统实行统一的综合指令、单项指令和任务指令相结合的调度操作指令。设备四种状态：运行、热备用、冷备用、检修综合指令示例：林中变220kV东林II路285开关由运行转冷备用单项指令示例：合上东郊变220kV母分2000刀闸任务指令示例：福州变220kVI段母线由运行改为冷备用二、基本的设备操作调度系统实行统一的37三、系统事故处理

系统事故处理一般原则省调调度员是处理系统事故的指挥人，对事故处理的正确性和快速性负责。处理事故时应做到：尽快限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备安全的威胁。用一切可能的办法，保持对用户的正常供电。尽快恢复系统的正常运行方式，尽早对已停电的用户恢复供电。三、系统事故处理系统事故处理一般原则38新能源接入带来的调度新问题新能源接入带来的调度新问题39核电投产对我省电力电量平衡的影响2012~2017年，福建省将有10台百万级核电机组陆续投产，如果这些核电机组不参与调峰，2013年起福建电网将出现调峰困难，大量常规火电机组将被迫停运，调峰缺口在30~300万千瓦，同时引发电网的调频、调压问题，对网架和运行安全构成重大威胁。采取的措施有：加快抽水蓄能电站建设，核电机组参与调峰，合理安排核电机组燃料更换和检修，合理安排电源和网架建设。核电投产对我省电力电量平衡的影响40感谢聆听！感谢聆听！41福建电网调度工作简介Tuesday,November15,2022福建电网调度工作简介42福建电网调度系统构成1调度正常运行、倒闸操作及事故处理2新能源接入带来的调度新问题3福建电网调度系统构成1调度正常运行、倒闸操作及事故处理2新能43福建电网调度系统构成福建电网概况电力调度简介福建调度系统概况福建电网调度系统构成福建电网概况44电力系统是由发电、输电、变电、配电和用电等环节组成的电能生产与消费系统。电网运行管理是发输变配用各环节紧密联系，以设备运行为基础，实时调度电能生产、传输和消纳的网络型系统工程。

长期以来，我国电网运行体系分为调度运行和设备运行两个层面，设备运行又包括发电设备运行和输变电设备运行两个部分。电网运行体系调度运行调度统一组织、指挥电网运行，由调度部门和所辖的厂站端的运行值班人员对电力系统状态进行监控。设备运行由发电厂运行人员负责发电设备运行。由公司生产部门负责输变电设备运行监控。电力系统是由发电、输电、变电、配电和用电等环4546调度职能根据《电网调度管理条例》，电网调度是指调度机构为保障电网的安全、优质、经济运行，对电网运行进行的组织、指挥、指导和协调。实现几个基本要求：充分发挥系统内发、供电设备能力，以满足系统用电的需要；使整个系统按照有关规定连续、稳定、正常运行，保证供电可靠性；使整个系统的电能质量（频率、电压）符合规定标准。充分利用可再生能源，合理安排使系统最大限度地在节能、环保、经济方式下运行；依据国家有关政策和法律、法规、行业标准以及并网调度协议，维护系统的整体利益，保护发电、输电、用电等有关方面合法权益，督促各方履行义务，协调各方关系。5调度职能4647调度机构职责划分省级及以上调度：负责所辖电网、主要电厂的调度运行管理，负责本网电力电量平衡，负责所辖电网的电力调度、运行方式、调度计划、继电保护、通信和自动化等专业管理。地级调度：负责所辖电网、地方小电厂的调度运行管理。负责所辖电网部分专业管理。部分地调负责现场二次设备运维工作。县级调度：负责所辖电网、地方小电厂的调度运行管理。普遍无专业管理职能。部分负责现场二次设备运维工作，个别负责现场现场一次设备运行操作。现行调度模式采取“五级调度”架构，实行“统一调度、分级管理”。6调度机构职责划分省级及以上调度：负责所辖电网、主要电厂的调47福建电网调度系统构成福建电网概况电力调度简介福建调度系统概况福建电网调度系统构成福建电网概况48福建省内现行调度模式采取“三级调度”架构，即1家省调，9家地调，5家直管县调（省调直管），58家县调，13家配调。福建省内现行调度模式采取“三级调度”架491.福建电力调度通信中心（省调）省调：负责福建电网220、500千伏主网架的调度运行，执行联络线送受计划。负责省网主干电网实时监控和指挥事故处理，负责对管辖范围内的发电厂、地调等调度对象进行调度管理。负责节能发电调度、短期电力交易、水电统一协调。负责调度管辖范围内的继电保护、通信、自动化设备的专业管理。负责福建电网调度系统的专业管理。福建省调直接调度装机容量20091MW，直接调度电厂44个。1.福建电力调度通信中心（省调）50调度系统介绍课件51调度自动化系统省调目前主要的调度技术支持系统包括：数据采集与监控/能量管理系统（SCADA/EMS）、在线稳定控制决策系统（DSA）、广域相量测量系统（WAMS）、调度计划系统（PMS）、电能量计量系统（TMR）、调度员培训仿真系统（DTS）、水调自动化系统、调度生产管理信息系统（OMS）、备用调度系统等。另包括自动化系统和机房环境电子值班系统、雷电定位监测系统（LLS）及气象信息预警系统等其他系统。调度自动化系统52通信网电力通信已建成具备一定规模、覆盖省、地、县的各级机构、35kV及以上厂站等，包括传输网、业务网及支撑网的电力专用骨干通信网。传输网以光缆通信为主，微波通信、电力线载波通信、卫星通信等为辅构成。通信网53福建电网主网络光缆图福建电网主网络光缆图54继电保护福建电网220kV及以上系统继电保护装置共有3305套，按保护类别分类：线路保护、母线保护、变压器保护、电抗器保护、断路器保护、远跳装置。500kV、220kV厂站均配置了微机型系统故障录波器，具有远传和故障测距功能。继电保护故障信息处理系统已覆盖省调、地调、福州和厦门超高压局、网内所有220kV和500kV变电站、电厂。省调配置了故障信息主站系统。各地调和超高压局配置辅站系统，实现故障录波器联网和故障信息及故障波形文件的远程调取。继电保护552.地区电力调度机构（地调）地调负责地区110千伏及35千伏输电网调度运行和指挥事故处理，负责对管辖范围内的发电厂、县调等调度对象进行调度管理及水电统一协调。负责调度管辖范围内的通信、自动化设备的运行管理。负责管辖范围内调度专业管理。3.县级电力调度机构（县调）县调负责所辖电网（一般为110千伏以下县级电网）及县域小电厂的调度运行管理。2.地区电力调度机构（地调）564.配调配调是省网直供区内10千伏配电网调度指挥负责部门，负责组织、指挥、协调和监督配电网运行调度、停役管理和事故处理，负责配电自动化系统的运行维护管理，管辖范围包括线路、线路上开关（不含变电站内10千伏开关单元，地调管辖）及刀闸、配电变压器、配电室、开闭所；目前配网调控中心不参与客户用电管理与服务。4.配调57调度正常运行及倒闸操作有功（频率）控制无功（电压）控制倒闸操作及事故处理调度正常运行及倒闸操作有功（频率）控制58控制目标：频率偏差不得超过500.2赫兹，发电机组AGC投入时，系统频率应保持在500.1赫兹。省网单机容量在100MW及以上的火电厂，单机容量在50MW及以上的水电厂、燃气机组、抽水蓄能机组均可担任系统第一、第二调频厂。正常情况下，省调指定其中的机组担任第一调频厂，投入AGC机组自动转为第一调频厂，其余上述机组为第二调频厂。控制目标：频率偏差不得超过50059运行备用：分为旋转备用、非旋转备用和可控负荷备用。旋转备用是指可随时调用的机组出力，主要由水电、抽蓄、运行中的火电、燃气机组承担。非旋转备用是指能在数小时内并网并连续2小时满足电网下一次尖峰负荷要求的机组出力。可控负荷备用是指在30分钟内各级调度部门通过负荷控制系统等手段能直接调度控制的负荷。运行备用：分为旋转备用、非旋转备用和可60一、发电计划编制原则1、确保电力系统的安全、优质、经济运行。2、保持发用电平衡并留有必要的备用。3、清洁能源优先安排。4、确保各类交易电量的足额兑现。5、公平对待同类电厂。一、发电计划编制原则61

周期和作用发用电平衡包括中长期平衡、短期平衡和实时平衡。长期平衡一般为3-5年或更长时间，主要服务于电力发展规划；中期平衡一般为1-3年期，主要服务于年度购售电合同的商定和年度检修计划的协调等；短期平衡的时间一般为天、周、月和季度，主要服务于日常的计划、检修协调和交易组织；实时平衡则指基于实时安全控制和电能质量调整的一日之内的运行协调。周期和作用62计划类工作平衡类工作长期：1年年度调控计划年度方式实时：15分钟到24小时日内及实时计划多月平衡季度、月度发电或交易计划中期：1月或若干月周平衡日前发电计划短期：1天到一周计划类工作平衡类工作长期：1年年度调控计划年度方式实时：1563二、年度计划的目标和约束目标：保证常规燃煤电厂的差别电量的兑现约束：1）平衡约束（负荷变化、水情变化）

2）节能约束（水、热电联产、LNG） 3）安全约束（确保检修执行、网络约束） 4）政策约束（交易约束）年度计划控制的要点是处理各种变动因素。二、年度计划的目标和约束目标：保证常规燃煤电厂的差别电量的兑64三、月度计划的目标和约束目标：确保年度计划在分月中得到均衡执行约束：1）平衡约束（负荷变化、水情变化）

2）节能约束（水、热电联产、LNG） 3）安全约束（检修计划、断面约束） 4）政策约束（交易约束） 5）均衡性约束月度计划控制的要点是处理均衡性。三、月度计划的目标和约束目标：确保年度计划在分月中得到均衡执65四、日前计划的目标和约束目标：运行“成本”最小化（SCED，安全约束经济调度）约束：1）短期负荷预测

2）水电计划、固定出力、调试计划 3）安全约束（设备性能、断面约束） 4）其他约束（LNG特殊运行）日前计划控制的要点是确保安全。四、日前计划的目标和约束目标：运行“成本”最小化（SCED，66五、日内（实时）计划的目标和约束目标：运行“成本”最小化（SCED，安全约束经济调度）约束：1）超短期负荷预测

2）水电计划、固定出力、调试计划 3）安全约束（设备性能、断面约束） 4）AGC约束日内（实时）计划控制的要点是确保安全，落实日前计划。五、日内（实时）计划的目标和约束目标：运行“成本”最小化（S67六、发电计划系统模块1）负荷预测：多月负荷预测、月度负荷预测、短期负荷预测、短期母线负荷预测、超短期负荷预测、超短期母线负荷预测。2）水电计划：多月水电预测、月度水电预测、短期水电计划、超短期水电计划。3）检修计划：年度、月度检修计划、日前检修计划、超短期状态变位。4）合同管理：中期合同管理。5）成本管理：“序成本”编制等。重要的是规则的提炼。六、发电计划系统模块1）负荷预测：多月负荷预测、月度负荷预测686）约束管理模块：中长期电量限制约束、短期和超短期的系统约束管理。7）优化模块：中期电量分配、机组组合，短期SCED。8）其他功能：参数管理、上传下达、计划评价等等。6）约束管理模块：中长期电量限制约束、短期和超短期的系统约束69七、CPS考核简介联络线按功率及频率偏差控制（TBC模式）控制区域控制偏差ACE=△P+β*△f在规定范围内。CPS2要求满足：1）当CPS1≥200%时，即CF≤0，说明这段时间内，ACE对互联电网的频率质量是有帮助的，此时不要求满足CPS2标准。2）当100%≤CPS1200%，即0CF≤1时，说明符合CPS1标准的要求，也就是说ACE对电网频率质量的影响未超过所允许的程度，此时要求满足CPS2标准，否则考核。3）当CPS1100%时，即CF1时，ACE对频率质量的影响已超过了所允许的范围，此时已不满足CPS2标准，被考核。七、CPS考核简介联络线按功率及频率偏差控制（TBC模式70调度正常运行及倒闸操作有功（频率）控制无功（电压）控制倒闸操作及事故处理调度正常运行及倒闸操作有功（频率）控制71控制策略：分层分区，就地平衡。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）层无功平衡重点是220kV及以上电压层面。分（供电）区就地平衡重点是110kV及以下的无功平衡。一般采取逆调压的方式调整无功。控制策略：分层分区，就地平衡。正常方式72

500kV系统运行电压应控制在500~550kV，500kV联变500kV侧运行电压不应超过该运行分接头额定电压的105%。应尽量减少500/220kV系统间的无功流动。220kV变电站220kV母线电压控制在-3%~+7%范围。500kV系统运行电压应控制在500~73无功调整方式：1.改变发电机的无功出力曲线；投退500kV联变低压侧电抗器、电容器，调整联变有载调压分接头位置。2.地区改变集中补偿电容器的容量、地区中小水电及调相机的无功出力。