1电网技术课件

单元一电网技术讲义内容一、电网基本知识二、电网运行三、电网监控系统与调度自动化四、南方电网及广东电网概况五、电网新技术应用一、电网基本知识

由输电、变电、配电设备及相应的辅助系统组成的联系发电与用电的统一整体称为电力网．什么是电网？(1)由坚强的超高压系统构成主网架。(2)各电网之间联系较强。(3)电压等级简化．(4)具有足够的调峰、调频、调压容量、能够实现自动发电控制。(5)具有较高的供电可靠性。(6)具有相应的安全稳定控制系统。(7)具有高度自动化的监控系统。(8)具有高度现代化的通信系统．(9)具有适应电力市场运营的技术支持系统。(10)有利于合理利用能源。现代电网的特点电能质量、运行经济性

电能质量指标：频率、电压、波形。经济性指标：煤耗、网损率、厂用电率。

（1）煤耗，发电厂生产1kWh电能所消耗的标准煤量，以g/kWh为单位。

（2）网损率，电力网中损耗的电量占网供电量的百分比。

（3）厂用电率，发电厂自用电量占发电量的百分比。

优点：简单、经济、运行方便。缺点：供电可靠性差电网接线方式（一）优点：供电可靠性和电压质量高缺点：不够经济电网接线方式（二）中性点运行方式中性点的接地方式：（1）中性点不接地；（2）中性点经消弧线圈接地；（3）中性点直接接地；（4）中性点经小电阻接地；中性点不接地系统（包括中性点经消弧线圈接地系统），称为小电流接地系统，应用于60kV及以下系统；中性点直接接地系统（包括中性点经小电阻接地系统），称为大电流接地系统，应用于110kV及以上系统。中性点不接地系统

中性点不接地系统在发生单相接地故障时，不构成短路回路，接地电流不大，仅为电网对地电容电流，故障相对地电压变为零，中性点对地电压升为相电压，非故障相对地电压升高倍，变为线电压，因此系统的绝缘水平需要按线电压考虑。发生单相接地故障时，由于并不破坏系统线电压的对称性，系统还可以继续运行，供电可靠性高，这是中性点不接地系统的主要优点。

中性点不接地系统特点中性点经消弧线圈接地系统

中性点经消弧线圈接地系统特点

发生单相接地故障时，在故障点流过一个与接地电容电流方向相反的感性电流，大大减小了接地电流，迅速熄灭故障点电弧，防止间歇性电弧所产生的过电压，所以广泛应用于3～60kV系统。一般规定在单相接地电流超过下列数值时，中性点应装设消弧线圈。

3～6kV系统

30A以上

10kV系统

10A以上

35～60kV系统

10A以上消弧线圈补偿方式

全补偿、欠补偿、过补偿

实际中普遍采用过补偿方式，因为过补偿时流过接地点的是电感电流，熄弧后故障相电压恢复速度较慢，接地电弧不易重燃；另外电网不断发展，电网的对地电容随之增大，采用过补偿，原先装设的消弧线圈仍可以继续使用一段时期。中性点直接接地系统

中性点直接接地系统，在发生单相接地故障时，出现了除中性点外的另一个接地点，构成了短路回路，接地相电流很大，为了防止损坏设备，必须迅速切除接地相甚至三相，不会产生稳定电弧或间歇电弧。同时由于中性点直接接地，其零电位不变，非故障相的对地电压不会升高，仍为相电压，因此系统的绝缘水平按相电压考虑。中性点直接接地系统特点中性点直接接地系统

大型水电站、火电厂很多都建在远离负荷中心的地方，为了实现远距离、大功率的电能输送，需采用超高压输变电网络。随着输电电压的提高和线路的增长，绝缘费用在设备总价格中占相当大比重，降低绝缘水平带来的经益非常显著，一般就采用中性点直接接地方式。中性点经小电阻接地系统

中性点经小电阻接地系统特点

中性点经小电阻接地属于大电流接地系统，相似于中性点直接接地系统，发生单相接地时，能获得较大的阻性电流，继电保护动作，快速切除接地故障，过电压水平低，谐振过电压发展不起来，电网可采用绝缘水平较低的电气设备；

中性点经小电阻接地相较于中性点经消弧线圈接地，易于实现有选择性的接地保护。如果线路没有重合闸，停电次数增加，供电可靠性降低，但以电缆为主的电网故障率低，这一问题并不突出。

各级电网中性点常用接地方式

（1）500kV电网的中性点接地方式：500kV变压器常采用自耦变压器，自耦变压器的中性点必须可靠地直接接地。

（2）110kV～220kV电网的中性点接地方式：采用中性点直接接地方式，部分变压器中性点可不接地。

（3）10kV配电网常用的中性点接地方式有：中性点经小电阻接地、中性点经消弧线圈接地、中性点不接地。（4）380V/220V三相四线制低压配电网：采用中性点直接接地方式。

高压直流输电的基本原理

高压直流输电系统，就是将送端系统的高压交流电，经换流变压器变压，由换流器将高压交流转换成高压直流，用输电线路输送到另一端换流站，再由换流器将高压直流转换成高压交流，然后经过换流变压器与受端交流电网相连。二、电网运行电力调度系统

电力调度机构是电网运行、指挥、指导和协调的机构。南方电网电力调度机构分为四级，依次为：总调、省调、地调和县调（或配调）。电力调度运行实行“统一调度、分级管理”。各级调度机构在电力调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。

电力系统的运行操作是指变更电力系统设备状态的行为。设备状态一般划分为运行，热备用、冷备用和检修四种状态。调度操作指令形式有：单项指令、逐项指令、综合指令。频率特性

电力系统的频率特性取决于负荷的频率特性和发电机的频率特性，它是由系统的有功负荷平衡决定的，且与网络结构(网络阻抗)关系不大。在非振荡情况下，同一电力系统的稳态频率是相同的。因此，系统频率可以集中调整控制。调频

电力系统的频率调整可分为一次、二次调整和三次调整。我们通常所说的调频实际仅指频率的二次调整。为了避免在调整过程中出现过调或频率长时间不能稳定的现象，电网频率的二次调整需要将电网中所有电厂分为主调频厂、辅助调频厂和非调频厂三类。有较大调节水库的水电厂最适宜做为主调频厂，如抽水蓄能电厂。现代电网二次调频大多采用自动调频方式，不但速度快，而且可按最优原则分配参与二次调整的各台机组的功率。调峰

电网调峰就是为满足电网用电尖峰负荷的需要，而对发电机组出力进行的调整。

由于调峰使设备损耗增大，火电机组调峰会使煤耗上升，发电成本增加，一般发电企业均不愿承担电网调峰。

目前电网中的调峰电源主要有：抽水蓄能机组、汽轮发电机组、燃气轮机组和其它新型的调峰机组，抽水蓄能机组是大电网的重要调峰电源。

电网调峰的手段

电网调峰的手段主要有；(1)抽水蓄能电厂改发电机状态为电动机状态。(2)水电机组减负荷或停机。(3)燃油(气)机组减负荷。(4)燃煤机组减负荷、启停调峰、少蒸汽运行、滑参数运行。(5)核电机组减负荷。(6)通过对用户侧负荷管理的方法，削峰填谷。电压特性

电力系统各节点的电压通常情况下是不完全相同的，主要取决于各区的有功和无功供需平衡情况，也与网络结构(网络阻抗)有较大关系。因此，电压不能全网集中统一调整，只能分区调整控制。调压

常用电压调整方法有以下几种：

(1)增减无功功率进行调压，如发电机、调相机，并联电容器、并联电抗器调压。

(2)改变有功功率和无功功率的分布进行调压，如调压变压器、改变变压器分接头调压。

(3)改变网络参数进行调压，如串联电容器、投停并列运行变压器、投停空载或轻载高压线路调压。特殊情况下有时采用调整用电负荷或限电的方法调整电压。电网无功补偿的原则

电网无功补偿应基本上按分层分区和就地平衡原则考虑，并应能随负荷或电压进行调整，保证系统各枢纽点的电压在正常和事故后均能满足规定的要求，避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率。事故处理

电力系统事故是指电力系统设备故障或人员工作失误，影响电能供应数量或质量并超过规定范围的事件。电力系统发生事故时，各单位的运行人员应在值班调度员的指挥下处理事故，并做到如下几点：

(1)尽快限制事故的发展，消除事故的根源并解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解。

(2)用一切可能的方法保持设备继续运行，首先保证发电厂及枢纽变电站的自用电源。

(3)尽快对已停电的用户特别是重要用户保安电源恢复供电。

(4)调整系统运行方式，使其恢复正常。电力系统稳定运行

当电力系统受到扰动后，能自动地恢复到原来的运行状态，或者凭借控制设备的作用过渡到新的稳定状态运行，即谓电力系统稳定运行。电力系统的稳定从广义角度来讲，可分为：

(1)发电机同步运行的稳定性问题(根据电力系统所承受的扰动大小的不同，又可分为静态稳定、暂态稳定、动态稳定三大类)。

(2)电力系统无功不足引起的电压稳定性问题。

(3)电力系统有功功率不足引起的频率稳定性问题。三道防线

“三道防线”是指在电力系统受到不同扰动时对电网保证稳定可靠供电方面提出的要求。

(1)当电网发生常见的概率高的单一故障时，电力系统应当保持稳定运行，同时保持对用户的正常供电。

(2)当电网发生了性质较严重但概率较低的单一故障时，要求电力系统保持稳定运行，但允许损失部分负荷(或直接切除某些负荷，或因系统频率下降，负荷自然降低)。

(3)当电网发生了罕见的多重故障(包括单一故障同时继电保护动作不正确等)，电力系统可能不能保持稳定运行，但必须有预定的措施以尽可能缩小故障影响范围和缩短影响时间。区域安全稳定控制装置

区域型稳定控制指为解决一个区域电网内的稳定问题而安装在两个及以上厂站的稳定控制装置，经通道和通信接口设备联系在一起组成稳定控制系统，站间相互交换运行信息，传送控制命令，在较大范围内实施稳定控制。区域稳定控制系统一般设有一个主站、几个子站，主站一般设在枢纽变电所或处于枢纽位置的发电厂。

黑启动

黑启动（Black－start）是指整个电网因事故导致全部停运后，不依赖别的网络帮助，通过系统中具有自启动能力机组的启动，来带动无自启动能力的机组启动，而后逐渐扩大系统的恢复范围，最终用尽量短的时间来恢复整个系统的运行和对广大用户的供电。

广州蓄能电厂作为广东电网黑启动电源

在系统瓦解情况下作为启动电源的黑启动机组关键在于解决自用电源。广州抽水蓄能水电厂（2400MW）二期工程4台300MW的可逆式机组，按无人值班设计并满足黑启动要求，装设了6300kVA，6kV柴油发电机作为紧急事故电源，在厂用电失电的情况下，柴油发电机依靠自各的蓄电池自动启动向黑启动机组提供启动所需辅助设备的电源。广蓄二期机组从停机备用到带满负荷仅需2min。三、电网监控系统与调度自动化电网调度自动化系统的组成

SCADA系统

SCADA系统是SupervisoryControlandDataAcquisition英文的缩写，其含义是监控和数据采集系统。系统的主要设备是设置在该系统中的远方数据终端RTU（RemoteTerminalUnit），其主要功能是完成遥测、遥信、遥控、遥调任务。

EMS系统

在SCADA基础上配以自动发电控制、经济调度以及其它如安全监视、安全分析等应用软件功能构成能量管理系统EMS（EnergyManagementSystem）。因此，SCADA系统是EMS系统的基础，在功能划分上可以认为，EMS系统包括SCADA、PAS和DTS等功能，PAS是指高级应用软件。

DMS

系统

变电、配电到用电过程的监视、控制和管理的综合自动化系统，称为配电管理系统（DMS）。其主要内容包括数据采集和监视（SCADA）、变电站自动化、馈线自动化、配电网分析软件（DPAS）、配电信息管理系统（MIS）、需方管理（DSM）、地理信息系统（GIS）等。

DMS是和EMS处于同一层次。二者的不同之处是EMS管理发电，而DMS管理供用电。

FA系统

馈线自动化（FA）系统是利用自动化装置及系统，监视配电线路（馈线）的运行状况，及时发现线路故障，迅速诊断出故障区间并将故障区间隔离，及时恢复对非故障区间的供电。

电力通信

电力系统通信网为电网生产运行、管理、基本建设等方面服务。其主要功能应满足调度电话、行政电话、电网自动化、继电保护、安全自动装置、计算机联网、传真、图像传输等各种业务的需要。通信方式明线通信电缆通信电力载波通信光纤通信微波通信卫星通信自动发电控制AGC

自动发电控制简称AGC(AutomaticGenerationControl)，它是能量管理系统(EMS)的重要组成部分。按电网调度中心的控制目标将指令发送给有关发电厂或机组，通过电厂或机组的自动控制调节装置，实现对发电机功率的自动控制。自动电压控制AVC

自动电压控制简称AVC(AutomaticVoltageControl)，是发电厂和变电站集中的电压无功调整装置自动调整无功功率和变压器接头，使注入电网的无功值为电网要求的优化值，从而使全网的无功潮流和电压都达到要求。这种集中的电压无功调整装置称之为AVC。四、南方电网及广东电网概况西电东送、南北互供和全国联网格局电厂分类

目前我国电力系统中的发电厂，按使用的能源不同，主要分为：火力发电厂水力发电厂核能发电厂风力发电厂生物质能、地热、潮汐、太阳能发电厂等

新能源发电

我国已制订优惠政策鼓励新能源发电。新能源，或称可再生能源，就是不会随着它本身的转化或人类的利用而日益减少的能源，具有自然的恢复能力，如太阳能、风能、水能、生物质能、海洋能和地热能等非化石能源。风能发电

风能是清洁高效能源，我国约20％左右的国土面积具有比较丰富的风能资源，主要分布在东南沿海及其岛屿，西北、华北和东北“三北”地区，特别是新疆和内蒙古，风能资源极为丰富，我国已制订优惠政策大力发展风能发电，目前的发展速度很快。

抽水蓄能电厂

抽水蓄能电厂是当电力系统处于低负荷时，系统尚有多于电力，此时机组以电动机－水泵方式工作，将下游水库的水抽至上游水库储存起来；在系统高峰负荷时，机组则以水轮机－发电机方式运行，将所蓄的水用于发电，以满足调峰的需要。此外，抽水蓄能电厂还可有调频、调相、做系统备用容量和生产季节性电能等多种用途。

南方电网是国内结构最复杂、联系最紧密、科技含量最高的电网。南方电网由西向东跨越2000km以上，是典型的长距离交直流并联输电系统。目前，南方电网已形成“10交5直”西电东送大通道（含湖南、三峡），西电送广东最大输送能力超过2400万千瓦，约占广东全社会用电最高负荷的30％，西电东送电量约1080亿千瓦时，占广东全社会用电量的24％。

南方电网概况西电东送“10交5直”通道广西（天二）－梧州－罗洞：2回贵州－广西（贺州）－罗洞：2回云南－广西（玉林）－茂名：2回广西（桂林）—花都：2回湖南鲤鱼江—曲江：2回天广直流：天二－北郊，1回贵广（高坡）－肇庆：1回贵州兴仁—宝安：1回云南—穗东：1回湖北（三峡）－鹅城：1回区域电网互联的意义与作用

(1)可以合理利用能源，加强环境保护，有利于电力工业的可持续发展。(2)可安装大容量，高效能火电机组、水电机组和核电机组，有利于降低造价，节约能源，加快电力建设速度。(3)可以利用时差、温差，错开用电高峰，利用各地区用电的非同时性进行负荷调整，减少备用容量和装机容量。(4)可以在各地区之间互供电力、互通有无、互为备用，可减少事故备用容量，增强抵御事故能力，提高电网安全水平和供电可靠性。(5)能承受较大的冲击负荷，有利于改善电能质量。(6)可以跨流域调节水电，并在更大范围内进行水火电经济调度，取得更大的经济效益。交直流并联输电系统

交直流并联运行方式即交直流输电系统送受两端都分别连接在一起并联运行。全世界交直流并联输电系统并不多见，天广交直流并联输电系统在中国属首例，是西电东送第1条超高压大容量输电通道，是中国最复杂的电网。该系统断面输送容量大，运行规律相当复杂。天广交直流并联输电系统

天广直流系统

天广直流工程直流额定容量为双极1800MW，额定工作电压为±500kV。天生桥换流站正常情况下作为整流站运行，其交流系统的额定电压为220kV。广州换流正常情况下作为逆变站运行，其交流系统的额定电压也为220kV。

天广交流系统

天一电站通过4回220kV短线路直接接入天生桥换流站220kV交流母线。在天生桥换流站与云南电网间有2回220kV联络线。天二电站通过3台升压变压器接入天二电站500kV母线，通过1回500kV线路与贵州电网相连，通过2回220kV线路与天生桥换流站相连。

天广双回交流输电线路西起天二电站，途经广西境内平果、来宾和梧州3个500kV变电所，东至广东佛山的罗洞500kV变电所，每回线路全长980km。南方电网电源分布和结构图

41.61%2.49%19.30%20.43%16.18%65.3%30.1%2.3%2.2%

广东电网是一个以500kV线路为骨干网架，以220kV线路为主体的大电网，电网覆盖了广东21个地级市，是全国最大的省级电网，是南方电网的受端与负荷中心。目前已形成了以珠江三角洲地区为中心的500kV主干内环网，并以双回路辐射延伸到粤北和粤东、粤西两翼。广东电网概况

广东电网通过10条500kV交流线路和5条500kV直流线路与广西、云南、贵州和华中电网相联，通过4回400kV线路及多回132kV线路与香港中华电力系统互联，通过4回110kV线路向澳门供电，通过500kV交流海底电缆与海南电网联网。广东电网概况

截至2010年底，广东电网有500kV变电站40座、主变90台（共83250MW）、线路122条（共7345km），220kV变电站325座、主变756台（139888MW）、线路876条（20556km）。截至2010年底，广东发电装机总容量62437MW，其中火电约占79.65%，核电占8.06%，水电占10.4%，风电占1.33%，其他占0.56%。广东电网概况

广东省内电源按照分层、分区、分散的原则接入系统，各级超高压电网各有适当规模的电源接入，形成不同层次的电源支持。随着越来越多大容量、高效率、超临界机组的建成，新增电源接入系统电压层将以500kV为主。为简化接线方式，大型电厂接入系统的方式宜采用发电机～变压器～线路组单元方式直接接入就近的变电站或开关站，不设高压母线。广东电网概况500kV主变容量一般为750MVA、1000MVA、1500MVA三种规格。220kV主变容量一般为180MVA、240MVA两种规格。110kV主变容量一般为20MVA、40MVA、50MVA、63MVA等四种规格。

500kV线路一般采用4×400mm2、4×500mm2、4×630mm2、4×720mm2等4种导线截面；220kV线路一般采用2×300mm2、2×400mm2、2×630mm2、4×300mm2等4种导线截面。110kV线路一般采用240mm2、300mm2、400mm2、6300mm2等4种导线截面。广东电网概况广东电网负荷特点

广东电网负荷主要集中在经济发达的粤中地区（珠江三角洲地区），其负荷约占广东电网总负荷的80％，粤东地区约占10％，粤西、粤北地区各约占4％。

2010年广东全社会用电量约3902亿kWh，最大负荷约69563MW，分别占南方五省区的58％和66％。广东电网发展特点

①电力需求快速增长，负荷高度集中，珠江三角州地区集中了全省约80％的负荷，但该地区电网和电源发展阻力大；②电网结构紧密、短路电流水平高；③电网建设日趋困难；④外区送电规模大、强直弱交送电，系统日益复杂；⑤供电可靠性要求高、停电损失越来越大。500kV电网的接线方式

广东500kV电网是交直流并联混合输电网，西电东送形成“8交5直”输电通道（不含湖南），粤中负荷中心地区采用双回路内外环网架，并向粤东、粤西、粤北放射双回路联网。内环上的北郊变电站、博罗变电站、西江变电站接受天生桥、三峡、贵州的直流输电，通过罗洞和茂名变电站接受广西、贵州和云南的交流电。

广东500kV电网接线示意图

220kV电网的接线方式

广东220kV电网功能上逐步由输电向配电转化，逐步实现以500kV变电站为中心，实现分片供电的模式，各分区间正常方式下相对独立，各区之间具备线路检修或运行方式调整情况下一定的相互支援能力。220kV电网一般采用双回路链式结构或双回路环网结构，每一回路或每一链中220kV变电站数量不应超过4座；500kV变电站220kV出线单一通道串供的220kV变电站数量不应超过2座；每座变电站均有来自至少两个不同方向的独立电源，网络形成特别困难时可考虑线路变压器组的接线方式，但必须保证下一级电压电网具有足够的支援能力。220kV电网典型结构图（1）220kV电网典型结构图（2）广东某市220kV电网地理接线图

110kV电网的接线方式

110kV电网实现以220kV变电站为中心、分片供电的模式，各供电片区正常方式下相对独立，但必须具备事故情况下相互支援的能力。110kV电网典型结构图（1）110kV电网典型结构图（2）10kV中压配电网的接线方式

中压配电网应有具有一定的容量裕度及联络点，以利于经济运行和负荷转移。配电网应能实现线路非检修或非事故段的负荷转移，进而转移全部负荷的目标，并争取在变电站一段母线因故停运能够转移全部负荷的目标。。10kV中压配电网典型结构图（1）10kV中压配电网典型结构图（2）10kV中压配电网典型结构图（3）五、电网新技术应用智能电网基本概念

我国智能电网的主要内涵是：（1）坚强可靠（2）经济高效（3）清洁环保（4）透明开放（5）友好互动

智能电网特性

智能电网应具备以下特性：（1）自愈能力（2）高可靠性（3）资产优化管理（4）经济高效（5）与用户友好互动

（6）兼容大量分布式电源的接入紧凑型输电技术

紧凑型输电的特点是取消了常规线路的相间接地构架，将三相输电线路置于同一塔窗中，任何两相导线之间都没有塔柱或横担相隔，使相间距离显著缩小，减少线路走廊，减少占地面积。同时相间距离的减少，增大了线路电容，减小了线路电感，从而降低了线路的波阻抗，提高了线路的自然功率和输电能力。

紧凑型输电技术实际应用

目前南方电网的天广4回500kV输变电工程中，罗平～百色段已采用500kV紧凑型线路，长度298km，是我国第一次在高海拔地区采用500kV紧凑型输电技术的线路，也是第一次在长距离中采用紧凑型技术。“十一五”期间，规划罗平～百色第二回线路、红河～南宁线路、施秉～贤令山双回线路均采用紧凑型架设。

特高压输电技术

特高压输电包括特高压交流输电（1000kV电压等级）和特高压直流（±800kV）输电。电压等级高和输送容量大是特高压输电技术的主要特征，1回特高压交流线路可输送电力5000MW左右，是500kV交流线路输送能力的5倍；1回特高压直流线路可输送电力6400MW，是±500kV直流线路输送能力的2倍以上，输电距离可达2500km。

特高压直流输电技术应用

云南至广东±800kV直流工程，云南楚雄换流站～广东穗东换流站，全长1438km，额定功率5000MW，属于国家重大的能源重点项目，是世界第一条特高压直流输电工程，是西电东送极其重要的通道。云南三江流域大型水电送广东，远期规划建设南北两个特高压交流通道和广东特高压外环网。

灵活交流输电（FACTS）技术

灵活交流输电新技术是基于电力电子技术和控制技术对交流输电系统的阻抗、电压、相位实行灵活快速调节的一种交流输电技术，它是由电力电子器件及其控制器与电容电感无源元件组成的。

FACTS控制器按其与被控交流输电系统的连接方式大体可分为并联连接、串联连接和串并联连接三类。

FACTS装置

并联补偿装置，如静止无功补偿器（SVC）、静止同步补偿器（STATCOM）