东北电力系统稳定规程

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东北电力系统稳定规程

1总则

1.1为了实现东北电力系统的安全稳定运行,特制定本规程,作为电网稳定运行的基本依据,各有关单位应共同遵守。

1.2东北电网结构薄弱,安全稳定水平较低,尚不能完全达到《电力系统安全稳定导则》对电力系统安全稳定运行的基本要求。为了充分利用水力资源及现有设备,最大限度地满足国民经济的用电需要,目前东北电网在频率、电压正常和继电保护与安全自动装置正确动作条件下,大部分500kV、220kV的双回线或环网,以及500kV与220kV两级电压的电磁环网,任一回线路发生单相瞬时或永久接地故障,系统能够保持稳定。个别线路需采取连锁切机、切负荷,限制电厂出力或线路输送电力,以及停用重合闸等措施。

1.3由于电网结构薄弱和保证系统稳定的技术装备还不完善,目前东北网对于500kV或220kV线路的相间故障及500kV或220kV母线的故障等尚不能保证系统的稳定。对于故障虽较轻微但继电保护或安全自动装置以及开关动作不正常时也不能完全保证系统的稳定。

1.4电力系统的继电保护与重合闸装置;发电机和调相机的自动励磁调节装置与强行励磁装置;汽轮发电机组快关汽门装置;连锁切机、切负荷装置;低电压切负荷装置;水轮发电机组低频自起动装置;过电流(过功率)切机、关汽轮发电机组汽门、切负荷、解列装置;振荡解列装置;低电压、低频解列装置等都是保证系统安全稳定运行的重要设备。总调及有关各级调度员,发电厂和变电所值班员,应随时掌握这些装置的运行状态,现场运行人员非经总调同意不得擅自改变这些装置的运行状态。

1.5各地区的低频减负荷装置,是保证系统安全稳定运行和系统稳定破坏后尽快恢复系统同步运行,防止系统频率崩溃的重要设备。总调每年都需根据系统的发展制定相应的低频减载方案,各地区的低频减负荷装置必须遵照方案如数按期投入,不得减少和擅自停用。

1.6凡连锁切机装置作用的发电机,其调速系统应定期进行调试,防止卡涩。被连切的发电机组,必须是处于发电运行状态,不得连切改调相运行的机组。

1.7大负荷和雷雨季节之前,必须做好对系统运行有重大影响的设备及有关继电保护与安全自动装置的检验和维修工作,及时消除缺陷。不允许在大负荷时调试高频保护和母线差动保护及检修重要厂、变的开关设备,以保证此时电网按正常接线方式运行和快速切除故障。

1.8发电厂的出线和重要的联络线应加快其故障切除时间,应确保高频(纵联)保护的可靠投入运行,以尽力提高线路相间故障时的系统稳定性。

1.9从电力系统运行的实际出发,电网发生严重故障和多重故障,超出系统承受能力而使稳定破坏是很可能的,届时应按第15章“稳定破坏后的事故处理”的有关规定执行。 2辽西系统

2.1辽西系统的构成及特点

2.1.1辽西系统系由元宝山、朝阳、锦州等火电厂和董家、辽阳、王石等500kV变电所与元宝山、建平、锦州、锦西、青堆子等220kV变电所以及连接它们之间的500kV和220kV输电线路构成。其正常方式简化接线如下图所示:

元元2号线、元赤线、赤宝线及2号联变-----(图中)

2.1.2辽西电网网络结构的特点是以500kV元董辽王输变电系统为主干,220kV系统与500kV系统构成两级电压的电磁环网,经500kV董辽1号、2号线、董王线和220kV电青线、电凌曙青线五回联络线与系统并列。 2.1.3辽西系统现有装机3100MW,地区负荷(包括赤峰地区、朝阳地区、锦西地区和锦州大部分地区)900~1300MW,属于大电源小负荷的电力过剩系统,外送电力最大可达1800MW以上。

2.1.4辽西电网的暂态稳定问题主要是500kV线路故障后辽西电网与系统的稳定问题,其中500kV元董1号、2号线、董辽1号、2号线、董王线故障对系统影响最为严重。

2.1.5辽西电网事故方式下的热稳定问题亦很突出。在500kV董家1号主变跳闸等事故方式下,220kV电青线、电凌曙青线可能严重过负荷,需采取电青线、电凌线过功率关闭锦州电厂机组主汽门措施。

2.1.6500kV董家变电所是辽西电网500kV系统的重要枢纽,其一旦发生500kV母线全停故障,将会导致500kV董辽1号、2号线,董王线,元董1号、2号线全部跳闸,对辽西电网乃至系统影响极大,将造成稳定破坏、电网瓦解进而大面积停电等恶性事故。因此,董家变500kV母线经常保持正常结线方式,母差保护投入有选择运行,对保证电网安全是至关重要的。

2.1.7锦州电厂220kV母线是辽西电网220kV系统的中枢点,其与锦州、锦西变之间的220kV电锦1号、电锦2号线和电南西线是向辽西地区供电的重要线路。一旦发生锦州电厂220kV西段母线全停故障,将造成220kV元宁线等严重过负荷,极可能导致辽西电网解列单运损失大量负荷甚至大面积停电的局面。因此,锦州电厂220kV西段母线经常保持双母线正常结线方式,母差保护投入有选择运行,对保证辽西电网安全也是极为关键的。 2.2正常结线方式下的有关规定 2.2.1电厂出力控制

1)在元董1号、元董2号线、董辽1号线、董辽2号线、董王线、辽王线、丰辽线、辽沙线、元元1号线、元元2号线、元赤甲线、赤宝线、电锦1号线、电锦2号线、电南线、电青线、电凌线、凌曙线、青曙线、电董1号线、电董2号线高频保护运行情况下,辽西各电厂出力不限。 2)当上述线路高频保护停运时,各厂出力控制需另行处理。

3)为提高系统稳定水平,在电压不超过规定的情况下,辽西各机组应尽量多发无功,机组功率因数维持在0.98以下运行为宜。

2.2.2安全自动装置使用规定

1)锦州电厂电青线、电凌线过功率关闭发电机组主汽门装置投入使用,作用2台机组(分别延时8秒和13秒)。 2)元厂两台600MW机组均运行时,元董1号、2号线三相跳闸连切2号(或3号,只切一台)机组措施投入。 3)元厂500kV母线过电压保护投入使用,作用2号主变、3号主变、1号联变、2号联变500kV侧开关和元董1号、元董2号线开关。

4)建平变朝建线(包括侧路代送时)过载切建昌线及建平变66kV负荷装置、元一变低电压切元新线及66kV负荷装置、元宝山电厂低电压切元大线装置、赤一变低电压切66kV负荷装置以及元宝山、西郊、平庄二次变低电压切66kV负荷装置停用。 5)下列安全自动装置停用: a元厂稳定综合控制装置。

b元厂元董1号、2号线单相跳闸连切2号、3号机装置。

c元厂1号联变、2号联变过载解本身500kV侧开关和连切2号、3号机装置。 d元厂元董1号线零序电流三段瞬时连切2号机装置。 e元厂500kVⅠ、Ⅱ母线母差保护动作切3号机装置。 f元厂500kVⅢ、Ⅳ母线母差保护动作切2号机装置。 g元厂500kV侧路、母联兼侧路连切2号、3号机装置。 h董家变董辽1号线、董王线三相跳闸连切元董1号线装置。 i董家变董辽1号线、董王线三相跳闸连切电董3号线装置。 j锦州电厂电青线、电凌线连锁切机装置。 k朝阳厂朝龙线、朝西线连切朝建线装置。 2.3线路重合闸使用规定

2.3.1元董1号线、元董2号线、董辽1号线、董辽2号线、董王线、辽王线、丰辽线、辽沙线、电青线、凌曙线、青曙线、元宁线、宁建线、朝建线、朝西线、龙州线、西锦1号线、西锦2号线三相重合闸停用,使用单相重合闸。

2.3.2元董1号线、元董2号线单相重合闸时间:元侧0.6秒、董侧0.7秒。 2.3.3董辽1号线、董辽2号线单相重合闸时间:董侧0.6秒、辽侧0.7秒。 2.3.4董王线单相重合闸时间:董侧0.6秒、王侧0.7秒。 2.3.5辽王线单相重合闸时间:辽侧0.5秒、王侧0.6秒。

2.3.6元元2号线、赤宝线、元赤甲线、电凌线、南西线、电锦1号线、电锦2号线、朝龙线、青田线、田营线、王海线、王东线、王营线使用单相故障重合、相间故障不重合的三相重合闸。

2.3.7电南线锦厂侧使用单相重合闸,三相重合闸停用;南山侧使用单相故障重合、相间故障不重合的三相重合闸。

2.3.8元元1号线、电董1号线、电董2号线、电董3号线三相重合闸停用。

2.3.9红东1号线、红东2号线、辽红东线、辽红西线、辽首甲线、辽首乙线使用三相重合闸。 2.3.10营海线、王桥线、桥熊线、青鞍线、东宁线、宁海线使用综合重合闸。

2.3.11魏东线东鞍山侧投三相重合闸,魏家侧按检查辽魏线有电流方式投三相重合闸。辽魏线辽阳变侧投三相重合闸,魏家变侧按检查魏东线有电流方式投三相重合闸。

2.3.12为保证系统稳定,220kV直配线元大线、元新线、建凌线、建昌线、朝北线、西绥线、绥绥线、锦华线、锦团线、电义线系统电源一侧的三相重合闸只能采用单相故障重合、相间故障不重合方式,否则停用。若上述线路所带一次变低压有电源,重合闸的非同期问题由管辖局自行考虑解决。 2.4线路强送规定

正常方式下一回线路事故跳闸后强送,或一回线路计划检修后充电时的电厂出力控制及强送或充电端的规定见表2-1: 表2-1:

线路 名称 元董1号线或 元董2号线 董辽1号线或董辽2号线 董王线 辽王线 丰辽线 辽沙线 元元1号线 元元2号线 元宁线 续表2-1:

线路 名称 宁建线 朝建线 朝龙线或龙州线 朝西线 电锦1号或电锦2号 强送端或 充电端 建平变 建平变 两侧 两侧 锦州变 元宝山厂 不限 不限 不限 不限 不限 电厂出力控制(MW) 朝阳厂 不限 不限 不限 不限 不限 锦州厂 不限 不限 不限 不限 不限 强送端或 充电端 元宝山厂 董家 两侧 两侧 两侧 辽阳变 两侧 元一变 元一变 宁城变 元宝山厂 1200 1300 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 电厂出力控制(MW) 朝阳厂 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 锦州厂 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 电南线 南西线 西锦1号或西锦2号 电董1号或电董2号 电董3号 电凌线 凌曙线 青曙线 电青线 元大线 元赤甲线 赤宝线 元新线 建凌线 建昌线 朝北线 锦华线 锦团线 西绥线 绥绥线 电义线 青鞍线 青田线 田营线 王海线 王东线 王南线 王营线 营海线 宁海线 东宁线 王桥线 桥熊线 辽首甲线 续表2-1:

线路 南山变 两侧 两侧 两侧 董家变 凌河变 两侧 曙光变 青变 元厂 赤一变 元一变 元一变 建平变 建平变 朝阳厂 锦西变 锦西变 锦西变 绥中变 锦州厂 青变 田一变 田一变 两侧 王石变 王石变 王石变 营口变 海城变 东鞍山变 大石桥 两侧 两侧 不限 不限 不限 1300 1300 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 1300 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 1000 1000 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 1000 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 强送端或 电厂出力控制(MW)

名称 辽首乙线 辽红东线 辽红西线 红东#1线 红东#2线 辽魏线 魏东线 鞍红#1线 鞍红#2线 辽孙线 辽前线 王桥线 营熊线 充电端 两侧 两侧 两侧 两侧 两侧 两侧 两侧 红一变 红一变 辽阳变 辽阳变 大石桥 两侧 元宝山厂 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 朝阳厂 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 锦州厂 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 2.5董辽1号、董辽2号线,董王线之一停运方式 2.5.1电厂出力控制

1. 在元董1号、元董2号线、董辽1号线、董辽2号线、董王线、辽王线、

丰辽线、辽沙线、元元1号线、元元2号线、元赤甲线、赤宝线、电锦1号线、电锦2号线、电南线、电青线、电凌线、凌曙线、青曙线、电董1号线、电董2号线高频保护运行情况下,控制元宝山电厂出力不大于1200MW。

2. 当上述线路高频保护停运时,各厂出力控制需另行处理。

2.5.2安全自动装置使用同正常方式。 2.5.3线路重合闸的使用同正常方式。 2.6元董1号(或元董2号)线停运方式 2.6.1电厂出力及有关联络线潮流控制

1. 在元董2号线(或元董1号线)、董辽1号线、董辽2号线、董王线、辽王线、丰辽线、辽沙线、元元

1号线、元元2号线、元赤甲线、赤宝线、电锦1号线、电锦2号线、电南线、电青线、电凌线、凌曙线、青曙线、电董1号线、电董2号线高频保护运行情况下,元宝山电厂出力不得大于900MW,辽西其它各厂出力不限。

2. 当上述线路高频保护停运时,各厂出力控制需另行处理。

3. 这种方式下,一旦董家变元董2号线(或元董1号线)所在母线发生故障,元董2号线(或元董1号线)

董家变侧跳闸或元董2号线(或元董1号线)董家变侧无故障跳闸,元宝山电厂机组将失稳,届时只能靠元宝山电厂1号和2号联变过载解本身500kV侧开关措施将运行的600MW机组解列(限于原理的局限性,该装置存在拒动的可能性,请有关人员做好事故预想)。

2.6.2安全自动装置使用规定

1)元宝山电厂元董2号(或元董1号)线三相跳闸连切2号或3号机措施的使用见表2-2。

表2-2

序号 1 2 3 元宝山电厂机组运行方式 1号机组 运行 运行 运行 2号和3号机组 均运行 只运行一台 均停运 元宝山电厂元董2号(或元董1号)线三相跳闸连切2号或3号机措施的使用方式 投入、均切除 投入,切除2号、3号中运行机组 停用 投入,①2号、3号机中若有一台机出力4 停 均运行 ≤350MW,则只切其中一台机(选切出力大者);②2号、3号机出力均大于350MW时,则该二台机均切除。 2号(或3号)机出力大于350MW时,投入,切除该机组。 停用 5 停 只运行一台 6

停 均停运 2. 元宝山电厂1号和2号联变过载解本身500kV侧开关和连切2号、3号机装置的使用见表2-3。

表2-3

元宝山电厂机组运行方式 序号 1号机组 2号和3号机组 本身500kV侧开关及连切2号、3号机装置的使用方式 1 2 3 4 运行 运行 运行 停 均运行 只运行一台 均停运 均运行 投入,解本身联变500kV侧开关 投入,解本身联变500kV侧开关 停用 投入,①2号、3号机中若有一台机出力≤350MW,则只切其中一台机(选切出力大者);②2号、3号机出力均大于350MW时,则该二台机均切除。 5 停 只运行一台 2号(或3号)机出力大于350MW时,投入,切除该机组。 6 停 均停运 停用 元宝山电厂1号(2号)联变过载解 3)其它装置的使用同正常方式。

2.7元宝山电厂1号或2号联变停运方式 2.7.1电厂出力及有关联络线潮流控制

1)在元董1号、元董2号线、董辽1号线、董辽2号线、董王线、辽王线、丰辽线、辽沙线、元元1号线、元元2号线、元赤甲线、赤宝线、电锦1号线、电锦2号线、电南线、电青线、电凌线、凌曙线、青曙线、电董1号线、电董2号线高频保护运行情况下,辽西各电厂出力不限。 2)当上述线路高频保护停运时,各厂出力控制需另行处理。 2.7.2安全自动装置使用规定

1)建平变朝建线(包括侧路代送时)过载切建昌线及建平变66kV负荷装置、元一变低电压切元新线及66kV负荷装置、元宝山电厂低电压切元大线装置、赤一变低电压切66kV负荷装置以及元宝山、西郊、平庄二次变低电压切66kV负荷装置在元宝山电厂1号机停运时投入,否则停用。 2)其它安全自动装置的使用同正常方式。 2.8元宁、宁建、朝建线之一停运解环方式 2.8.1电厂出力及有关联络线潮流控制

1)在元董1号、元董2号线、董辽1号线、董辽2号线、董王线、辽王线、丰辽线、辽沙线、元元1号线、元元2号线、元赤甲线、赤宝线、电锦1号线、电锦2号线、电南线、电青线、电凌线、凌曙线、青曙线、电董1号线、电董2号线高频保护运行情况下,辽西各电厂出力不限。

2)控制锦州厂电青线、电凌线、电董1号线、电董2号线外送潮流之和不大于900MW。 3)当上述线路高频保护停运时,各厂出力控制需另行处理。 2.8.2安全自动装置使用同正常方式。 2.8.3线路重合闸使用规定同正常方式。 2.9电青线停运方式

2.9.1电厂出力及有关线路潮流控制

1)在元董1号、元董2号线、董辽1号线、董辽2号线、董王线、辽王线、丰辽线、辽沙线、元元1号线、元元2号线、元赤甲线、赤宝线、电锦1号线、电锦2号线、电南线、电青线、电凌线、凌曙线、青曙线、电董1号线、电董2号线高频保护运行情况下,辽西各电厂出力不限。 2)控制锦州厂电凌线外送潮流不大于300MW。

3)当上述线路高频保护停运时,各厂出力控制需另行处理。 2.9.2安全自动装置的使用同正常方式。 2.9.3线路重合闸的使用同正常方式。 2.10电凌、凌曙、青曙线之一停运方式 2.10.1电厂出力及有关线路潮流控制

1)在元董1号、元董2号线、董辽1号线、董辽2号线、董王线、辽王线、丰辽线、辽沙线、元元线、电锦1号线、电锦2号线、电南线、电青线、电凌线、凌曙线、青曙线、电董1号线、电董2号线高频保护运行情况下,辽西各电厂出力不限。

2)控制锦州厂电青线外送潮流不大于300MW。

3)当上述线路高频保护停运时,各厂出力控制需另行处理。 2.10.2安全自动装置的使用同正常方式。 2.10.3线路重合闸的使用同正常方式。 2.11阜新发电厂

2.11.1正常方式下,控制阜新电厂出力不大于600MW。

2.11.2阜青、阜东、阜盘线之一停电方式下,且阜新厂快减一台100MW机组出力措施能可靠投入时,控制阜新电厂出力不大于450MW;若阜新厂快减一台100MW机组出力措施不能投入,则控制阜新电厂出力不大于350MW。 2.11.3东青、盘兴线之一停电方式下,且阜新厂快减一台100MW机组出力措施能可靠投入时,控制阜新电厂出力不大于500MW;若阜新厂快减一台100MW机组出力措施不能投入,则控制阜新电厂出力不大于400MW。 2.11.4兴营线停电方式下,且阜新厂快减一台100MW机组出力措施能可靠投入时,控制阜新电厂出力不大于550MW;若阜新厂快减一台100MW机组出力措施不能投入,则控制阜新电厂出力不大于450MW。

2.11.5阜新电厂快减100MW机组出力措施使用规定: 1)正常方式下,阜新厂快减100MW机组出力措施停用。

2)阜青、阜东、东青、阜盘、盘兴、兴营线之一停电方式下,当阜新厂所余两回联络线送电电力之和大于250MW时,该两回联络线之一跳闸快减阜新厂1台100MW机组出力措施投入。 2.11.6线路重合闸的使用

阜青、阜东、东青、阜盘、兴营线高频保护运行时使用综合重合闸,高频保护停运时使用单相重合闸。盘兴线使用单相故障重合、相间故障不重合的三相重合闸。阜新厂阜六线系统电源侧的三相重合闸使用单相故障重合、相间故障不重合且检查线路无电压方式。 2.11.7有关线路强送或充电规定

阜新电厂220kV出线正常方式下一回线路事故跳闸后强送,或一回线路计划检修后充电时的电厂出力控制及强送或充电端的规定如表2-4: 表2-4

强送端或 线路名称 充电端 阜青线 阜东线 东青线 阜盘线 盘兴线 兴营线 阜六线 两侧 东梁变 东梁变 盘山变 两侧 两侧 阜新厂 阜新厂 500 不限 不限 不限 不限 不限 不限 其它 不限 不限 不限 不限 不限 不限 不限 电厂出力控制 注:上述阜新厂与主网间联络线(阜青线、阜东线、东青线、阜盘线、盘兴线、兴营线)之一跳闸时,均可能引起所余线路过载,届时请迅速调整阜新厂出力,勿使过载。

3辽南系统

3.1辽南系统的构成及特点

3.1.1辽南系统由辽宁东部水电厂、大连地区火电厂、丹东、营口电厂和大连、丹东、营口、本溪等地区变电所及联接它们的500kV和220kV输电线路构成,其正常方式简化接线如下图所示。

3.1.2辽南电网从网络结构上可划分为水太丹系统(含辽宁东部水电厂、丹东电厂、丹东地区电网以及大连地区的庄河、吴屯等220kV变电所)、大连地区电网(含大连地区火电厂、500kV南关岭变及其以南的220kV变电所)及营口发电厂三部分。其中水太丹系统通过220kV水草线、凤草线以及电芬线、电北线与辽宁中部电网相连;大连地区电网经500kV王南线和220kV吴岔、吴宝、庄宝线并入系统,并经220kV东庄、岩庄线与水太丹系统相连;丹东电厂两台350MW机组经电新(新东)线、电浪(浪东)线、电芬线、电北线等四回220kV线路送出;营口发电厂经220kV电营、电滨营、电熊等三回联络线接入主网。

3.1.3辽南电网因其许多线路分布在丘陵和沿海地带,雷雨多,污秽重,相间故障概率高,因而是稳定破坏事故易发的电网。

辽南电网的稳定问题主要表现在两个方面:其一是水太丹系统外送或受电时的稳定问题;其二是大连地区电网经南关岭、吴屯变与系统之间的联络线向系统送电或受电时的稳定问题及大连湾电厂一台机运行方式下的电压稳定问题。

水太丹系统一般能够保证线路发生单相接地故障时系统稳定。在辽东水电出力较大的情况下,若水太丹系统或其与主网间的联络线发生较严重故障,水太丹系统将经过电芬线、电北线、凤草线、水草线及庄吴线与主网振荡,届时只能靠振荡解列装置动作解列,形成水太丹系统解列单运的局面。

当大连地区外送潮流较大时,若南关岭、吴屯变与系统间联络线发生相间故障,或上述三回联络线之一检修同时大连地区受电潮流较大时所余联络线发生故障,大连地区电网稳定将遭破坏,遇此亦只能靠振荡解列装置动作解列,造成大连地区电网解列单运;此外,如果发生大连湾电厂机组全停事故时,可能出现该地区电压稳定性破坏即电压崩溃的局面,届时需采取低电压自动切负荷和紧急拉闸限制负荷措施。

3.1.4太宽凤线、桓草线需要采取重合闸前连锁切机措施才能保证发生单相瞬时接地故障时系统的稳定运行。 3.1.5草河口变凤草线间隔尚未形成,近年内仍需采用侧路开关代送方式,一旦该开关需另行占用时,凤草线将被迫停电,给电网运行方式安排带来诸多不便和困难。 3.2正常结线方式

3.2.1电厂出力及线路潮流控制

1)水丰、长甸、太平湾、太平哨电厂出力不限。 2)桓仁、回龙电厂出力不限。

正常方式下,由桓仁梯调监视并控制桓仁电厂桓草线线路电流不大于600A,即桓仁电厂桓草线有功功率不大于220MW。

当220kV桓草线过载时,应首先控制4号、5号机组发电。 在桓仁电厂大发水电期间,4号、5号机组停运。 3)控制华能大连电厂运行机组出力不大于1150MW。 4)大连一厂、大连二厂、大连三厂出力不限。

5)丹东电厂一台机运行时,出力不限;两台机运行时,控制其出力之和不大于600MW。 3.2.2控制500kV王南线、220kV庄吴、吴宝、吴岔线外送潮流不大于400MW。 3.2.3王南、熊宝线南送潮流控制及南关岭、万宝变电所联切负荷线路装置使用规定 1)王南、熊宝线南送潮流控制

正常方式下,当南关岭变电所王南线及主变跳闸联切负荷措施和万宝变熊宝线线路过载联切66kV负荷线路措施投入时,控制王南、熊宝线南送潮流和不大于600MW。

正常方式下,当南关岭变电所王南线及主变跳闸联切负荷措施和万宝变熊宝线线路过载联切66kV负荷线路措施停用时,控制王南、熊宝线南送潮流和不大于400MW。 2)南关岭变电所王南线跳闸联切负荷线路装置使用规定

当王南线、熊宝线南送潮流之和小于400MW时,南关岭变电所王南线及主变跳闸联切负荷线路措施停用。 当王南线、熊宝线南送潮流之和大于400MW时,南关岭变电所王南线及主变跳闸联切负荷线路措施投入,实切负荷数量为100MW(具体由大连调度自行安排);

当王南线、熊宝线南送潮流之和大于500MW时,南关岭变电所王南线及主变跳闸联切负荷线路措施投入,实切负荷数量为150MW(具体由大连调度自行安排,不切南水乙线以免将大三厂调相机同时切除)。 3)万宝变熊宝线线路过载联切66kV负荷线路装置使用规定

当熊宝线南送时,万宝变电所熊宝线过载联切二轮66kV负荷线路措施投入,其中第一轮经8秒切除40~50MW负荷,第二轮经15秒切除30~40MW负荷(具体由大连调度自行安排)。 当熊宝线北送时,该措施停用。 3.2.4其它安全自动装置使用规定

1. 华能大连厂和湾、和南甲及和南乙线任两回线跳闸起动RB作用1号机和2号机装置停用。 2. 丹东电厂220kV电芬线、电北线振荡解列装置投入运行,动作后分别解本线路出口开关。

3)水丰、长甸、太平湾电厂连切机组措施及凤城变连切宽凤线措施使用规定如下: 水丰电厂

a当水草线、水东线、水长线高频保护均运行时,水丰电厂出力大于360MW,水草线、水东线线路跳闸连切机组措施投入,切剩水丰厂两台机,否则停用。

b当水草线、水东线、水长线无高频保护运行时,相应的无高频线路三相跳闸连切机组措施投入,切剩水丰厂两台机。 长甸电厂

a当长凤线、长平线、水长线高频保护均运行时,长甸电厂线路三相跳闸连切1号、2号机组措施停用。 b当长凤线、长平线、水长线无高频保护运行时,相应的无高频线路三相跳闸连切#1、#2机组措施投入。 太平湾电厂

a当长平线、平孔线高频保护均运行时,长平线、平孔线三相跳闸连切1号、2号机组措施停用。 b当长平线、平孔线无高频保护运行时,相应的无高频线路三相跳闸连切1号、2号机组措施投入。 凤城变

a当太平哨厂发电运行时,凤城变凤草线三相跳闸连切宽凤线措施投入,否则停用。

b当凤城变凤岩、凤东、长凤线高频保护均运行时,凤岩、凤东、长凤线三相跳闸连切宽凤线措施停用。 c当凤城变凤岩、凤东、长凤线无高频保护运行,且太平哨厂发电运行时,相应的无高频线路三相跳闸连切宽凤线措施投入。 4)太平哨电厂

太宽线振荡解列装置停用。 5)草河口变

水草线振荡解列装置投入运行,动作后解水草线开关。 凤草线振荡解列装置投入运行,动作后解凤草线开关。

鞍草线、草首线高频保护均运行时,鞍草线、草首线三相跳闸连切桓草线措施停用。

当鞍草线、草首线无高频保护运行,且鞍草线、草首线送出电力之和大于250MW、桓草线向草河口变送电时,相应的无高频线路三相跳闸连切桓草线措施投入。

当草河口变电所鞍草线、草首线送出电力之和大于400MW,且桓草线向草河口变送电时,鞍草线、草首线过负荷(880安培、延时10秒)解列桓草线装置投入。 6)桓仁、回龙电厂

桓仁厂桓草线零序电流保护三段瞬时连切机组措施投入,桓仁厂三台机均运行时,投入联切2号机,否则停用(为保证联切有效,2号机出力应不小于其它机组出力)。 回龙厂主变0026开关零序电流三段瞬时跳闸措施投入。

7)大连三厂低电压切220kV水云乙线及主变二次负荷措施:当华能大连电厂一台机运行时投入使用;否则停用。 8)500kV南关岭变

500kV王南线振荡解列装置投入使用,动作后解500kV王南线和66kV电抗器。 220kV南吴甲线振荡解列装置停用。 220kV南吴乙线振荡解列装置停用。

500kV王南线跳闸连锁切除66kV电抗器措施投入。 9)吴屯变

庄吴线高频保护使南吴线高频保护停讯措施停用,南关岭变和吴屯变南吴线、庄吴线有关继电保护按正常方式使用。

庄吴线振荡解列装置投入使用,动作后只解本线开关。 吴岔线振荡解列装置投入使用,动作后只解本线开关。 吴宝线振荡解列装置投入使用,动作后只解本线开关。 10)庄河变

220kV东庄线振荡解列装置投入使用,动作后只解本线开关。 220kV岩庄线振荡解列装置投入使用,动作后只解本线开关。

3.2.5辽南电网各线路、各厂变母线的快速保护应投入可靠运行,以提高系统稳定水平。为防止单运系统出现频率崩溃事故,低频减载装置应投入可靠运行,切除负荷容量应满足低频减载整定方案要求。 3.2.6线路重合闸使用规定

1)500kV王南线、220kV桓草线、鞍草线、草首线、水东线、长凤线、凤岩线、岩庄线、宽凤线、凤草线、凤东线、东庄线、庄吴线、水草线、庄宝线、吴宝线、熊宝线、宝岔线、电芬线、电北线两侧三相重合闸停用,只用单相重合闸。

2)太宽线两侧使用单相重合闸,三相重合闸停用;其中太平哨厂单相重合闸按下述方式使用:

1. 太平哨厂两台主变分别经0121、0122开关运行时,太平哨厂太宽线0121、0122开关之一使用单相重合

闸,另一开关的单相重合闸停用;

2. 太平哨厂两台主变均经0121(或0122)一台开关运行时,其太宽线0121(或0122)开关单相重合闸停

用。

3)高频保护运行时,王桥线、桥熊线、营熊线使用综合重合闸;高频保护停用时,相应线路的三相重合闸停用,只使用单相重合闸。

4)南关岭南革线、南白线、南钢线、南化线使用单相故障重合相间故障不重合的三相重合闸方式,否则停用。若上述220kV线路所带终端变压器低压侧有电源,重合闸的非同期问题由大连局自行考虑。

5)吴曹线、吴华线、曹中线、南水甲线(水云甲线)、水云乙线均使用单相故障重合相间故障不重合的三相重合闸方式,检修方式下若上述220kV线路所带终端变压器低压侧有电源,重合闸的非同期问题由大连局自行考虑。否则停用。

6)南吴甲线、南吴乙线、南台线、南卧线两侧均使用单相故障重合相间故障不重合的三相重合闸方式。 7)水长线、长平线、平孔线、孔东线、和南甲线、和南乙线、和吴甲线、和吴乙线、和湾线、南湾线、和连线、南连线、吴岔线、电新-新东、电浪、浪东线重合闸停用。

8)南水乙线在大连三厂#1机停运情况下,使用单相故障重合、相间故障不重合的三相重合闸;若大连三厂1号机运行,重合闸停用。

3.2.7有关线路的强送规定见表3-1: 表3-1

线路名称 太宽线 宽凤线 水东线 水长线 长平线 平孔线 孔东线 东庄线 庄吴线 庄宝线 凤东线 凤岩线 长凤线 岩庄线

强送端 宽甸 凤城 丹东 长甸 太平湾 孔家沟 丹东 丹东 庄河 两侧 凤城 两侧 凤城 两侧 约束条件 无 无 水丰厂出力≤300MW,太平哨厂出力≤120MW。 同上 同上 同上 同上 同上 同上 无 太平哨厂出力≤120MW 同上 同上 同上 续表3-1 线路名称 凤草线 桓草线 水草线 鞍草线 强送端 凤城 草河口 草河口 草河口 红旗堡 草河口 首山 草河口 两侧 吴屯 吴屯 吴屯 吴屯 两侧 两侧 两侧 大石桥 两侧 两侧 两侧 南关岭 南关岭 大三厂 南关岭 南关岭 南关岭 南关岭 南关岭 南关岭 吴屯 吴屯 两侧 海湾变 海湾变 大一变 约束条件 同上 桓仁、回龙厂出力之和≤180MW水丰厂水草线外送潮流≤240MW 水草与凤草线向草河口变送电潮流之和≤320MW 桓仁、回龙厂出力之和≤180MW凤城变凤草线外送潮流≤240MW 无 草河口变草首线外送潮流≤200MW 无 草河口变鞍草线外送潮流≤200MW 无 无 无 无 无 无 无 无 无 无 无 无 无 无 无 无 无 无 无 无 无 无 无 无 无 无 无 草首线 吴宝线 和吴甲 和吴乙 南吴甲线 南吴乙线 吴岔线 500kV王南线 营熊线 王桥线 桥熊线 熊宝线 宝岔线 南水甲线(水云甲线) 南水乙线 水云乙线 和南甲 和南乙 南革线 南白线 南钢线 南化线 吴曹线 吴华线 曹中线 和湾线 南湾线 和连线 续表3-1 线路名称 南连线 南台线 南卧线 电新-新东线 电芬线 电北线 浪东线 电浪线 强送端 大一变 两侧 两侧 丹东变 南芬变 北台变 丹东变 浪头变 约束条件 无 无 无 无 无 无 无 无 3.3线路停电方式

3.3.1和南甲、和南乙、和吴甲、和吴乙、和湾、南湾、和连、南连线之一停电方式 1)控制华能大连电厂出力不大于1000MW。 2)其它同正常方式。

3.3.2吴宝线、吴岔(宝岔)线、庄吴线之一停电方式

1)控制500kV王南线和220kV庄吴、吴宝、吴岔线剩余两回线外送潮流之和不大于350MW

2)控制华能大连电厂出力不大于1000MW。 3)吴屯变相应停电线路振荡解列装置停用。 4)其它同正常方式。

3.3.3500kV王南线停电方式 1)电厂出力和线路潮流控制

控制华能大连电厂出力不大于950MW。

控制220kV庄吴、吴宝、吴岔线外送潮流之和不大于300MW。

控制220kV熊宝、东庄、岩庄线向大连方向送电潮流之和不大于400MW。

2)南关岭变王南线振荡解列装置、王南线及主变跳闸连切负荷及王南线跳闸连锁切电抗器措施停用。 3)其它同正常方式。 3.3.4熊宝线停电方式

1)控制500kV王南线、220kV庄吴、吴宝、吴岔线外送潮流之和不大于350MW。 2)控制500kV王南线、220kV东庄、岩庄线向大连方向送电潮流之和不大于500MW。

3. 控制华能大连电厂出力不大于1000MW。 4. 南关岭变王南线及主变连切负荷装置停用。 5. 万宝变熊宝线过载连切负荷措施停用。

6)庄河变东庄、岩庄线振荡解列装置停用。 7)其他同正常方式。 3.3.5庄宝线停电方式

1)庄河变东庄线、岩庄线振荡解列装置停用。 2)其它同正常方式。 3.3.6水草线停电方式

1)控制凤城变凤草线外送潮流不大于150MW。

2)草河口变水草线振荡解列装置停用。 3)其它同正常方式。 3.3.7凤草线停电方式

1)草河口变凤草线振荡解列装置停用。

2)水草线向草河口变送出潮流大于200MW时,水丰厂水草线三相跳闸连切机组措施投入,切剩水丰厂两台机。 3)凤城变凤草线三相跳闸连切宽凤线措施停用。 4)其它同正常方式。

3.3.8鞍草线(或草首线)停电方式

1)控制凤草线、水草线向草河口变方向送电潮流之和不大于200MW。 2)控制桓仁与回龙电厂出力之和不大于200MW。

3)在水太丹系统经凤草线、水草线向草河口变方向送电方式下,且桓仁或回龙电厂运行时,草首线(或鞍草线)三相跳闸连切桓草线措施投入使用。

4)桓仁厂零序电流保护三段连切机组措施及回龙厂0026开关零序电流保护

三段瞬时跳闸措施停用。

5)其它同正常方式。

3.3.9上述线路停电,且有关线路高频保护停运的方式另行处理。 3.3.10其它线路停电方式另行处理。 3.4营口发电厂 3.4.1电厂出力控制

1)正常接线方式下,营口电厂出力不限。

2)电营、电熊、电滨、营滨线之一停电方式下,营口电厂出力不大于500MW。 3.4.2有关线路重合闸使用规定

1)正常接线方式下,电营、电熊、电滨、营滨线高频保护运行时,线路重合闸使用规定: 电营线两侧使用单相重合闸,三相重合闸停用。

电熊线两侧使用单相故障重合相间故障不重合的三相重合闸。 电滨线两侧使用单相重合闸,三相重合闸停用。

营滨线两侧使用单相故障重合相间故障不重合的三相重合闸。

2)电营、电熊、电滨、王营线之一停电方式下,线路重合闸使用方式不变。

3)营滨线停电方式下,电滨线营口电厂侧使用单相故障重合相间故障不重合的三相重合闸,单相重合闸停用(滨海变低压无电源)。

2)上述线路高频保护停用方式下,线路重合闸使用方式另行处理。 3.4.3有关线路强送或充电规定

正常方式下,营口电厂联络线事故后的强送或计划检修后的充电应尽量在其对侧进行,特殊情况下亦可考虑在电厂侧强送,营口电厂出力不限。 4中部系统

4.1中部系统的构成及特点

4.1.1中部系统位于辽宁省中部和北部,主要由清河、铁岭、辽宁、鞍山、沈海、抚顺等火(热)电厂和沈阳、抚顺、本溪、鞍山、辽阳等地区电网构成。

4.1.2中部系统东联云浑系统,北接丰白、通四长系统,南毗辽南系统,西临辽西系统,是东北电网的中枢和负荷中心之一。中部系统网络结构相对较强,一般可以保证单相永久故障时的系统稳定,但存在着某些联络线在事故状态下的过载问题,需采取限制输送电力或届时关闭有关电厂发电机组主汽门以及紧急限制负荷等措施。 4.2清河发电厂

①WAZ-01型就地判别式安全自动装置按规定运行时,通辽厂出力控制见表5-2。 表5-2

开机方式 四台 三台及以下 a四台机运行时,出力降至650MW以下; b三台机运行时,出力降至560MW以下; c二台机运行时,出力不限。

一次开关拉开后通辽电厂出力控制仍按相应规定执行。

③WAZ-01型就地判别式安全自动装置停运时,通辽厂出力控制另行规定。 5.2.2安全自动装置使用规定 1)WAZ-01型安全自动装置使用规定

①WAZ-01型安全自动装置有关运行事宜须严格按《WAZ-01微机型就地判别式安全自动装置系统运行规程》执行。 ②WAZ-01型安全自动装置切机措施使用规定见表5-3。 表5-3 序 号 1 2 3 4 5 6 7 正常结线 电通1号(或2号)停 电双线停电 电岭线停电 通巨线停电 双巨线停电 岭西线停电 运行方式 四台机运行 2 2 2 2 2 2 2 切除机组台数 三台机运行 1 1 2 2 2 2 2 二台机运行 不切 不切 1 1 1 1 1 一台机运行 不切 不切 不切 不切 不切 不切 不切 出力控制(MW) ≤650,且单机出力≤170MW 不限 ②电双、双巨、通巨、电岭、岭西线之一停电操作前须将通辽电厂机组出力调整到如下数值:

③WAZ-01型安全自动装置关闭机组主汽门措施停用。 2)振荡解列装置使用规定 ①正常结线方式

a通辽电厂三或四台机运行时,电双线、电岭线振荡解列装置和电通1号、2号线和流振荡解列装置投入使用,动作后切机台数如下:

●通辽厂三台机运行,动作后切除一台机; ●通辽厂四台机运行,动作后切除二台机。

b通辽电厂一或二台机运行时,上述振荡解列装置停用。 ②部分线路停电方式

a通巨、电通1号或电通2号线之一停电时,电通1号、2号线和流振荡解列装置停用;其它线路振荡解列装置使用规定见表5-4。 表5-4

运行机组 四台机运行 三台机运行 二台机运行 一台机运行 振荡解列装置使用方式 投入 投入 投入 停用 切机台数 2 2 1 b电双、双巨线之一停电时,电双线振荡解列装置停用;其它线路振荡解列装置使用规定同表5-2-4。 c电岭、岭西线之一停电时,电岭线振荡解列装置停用;其它线路振荡解列装置使用规定同表5-2-4。 3)电双线、电岭线、电通1号线、电通2号线连锁切机装置停用。 4)其它

①上述振荡解列装置与WAZ-01型装置的切机设置应作用相同的发电机组。

②在发生严重故障时,既使上述装置正确动作,按规定切机的情况下,剩余运行机组仍可能发生振荡,届时通辽厂要立即手压出力,直至振荡消失。 5.2.3有关线路的重合闸方式

1. 电双线和双巨线均正常运行时,电双线、双巨线两侧使用单相重合闸,三相重合闸停用;其中一回线停

电时,另一回线的电源侧使用单相故障重合、相间故障不重合的三相重合闸。

2. 电岭线、通巨线、岭西线、西巨线两侧使用单相重合闸,三相重合闸停用。 3. 电通1号线、电通2号线两侧三相重合闸停用。

4. 右线、右乌线使用检查线路无电压且单相故障重合、相间故障不重合方式的三相重合闸。 5. 右霍线使用三相重合闸。

5.3双辽发电厂 5.3.1双辽厂出力控制

1)正常方式及双西甲、乙之一高频保护停运方式下,双辽厂出力不限。(靠振荡解列装置将双辽厂机组解列,保系统稳定运行)

2)正常接线方式下,当合西甲、合西乙、西长甲、西长乙、西巨、岭西、哈长线路之一高频保护停运时: ①双辽厂两台机组运行时,控制双辽厂单机出力不大于270MW。 ②双辽厂一台机组运行时,双辽厂出力不限。 3)双西甲、乙线之一停电方式下:

①双辽厂两台机组运行时,控制双辽厂单机出力不大于250MW。 ②双辽厂一台机组运行时,双辽厂出力不限。

4)双西甲、乙线之一停电,且合西甲、合西乙、西长甲、西长乙、西巨、岭西、哈长线路之一高频保护停运时: ①双辽厂两台机组运行时,控制双辽厂单机出力不大于210MW。 ②双辽厂一台机组运行时,双辽厂出力不限。

5.3.2双辽厂双机双线或单机单线运行方式下,须对双辽厂机端电压控制如下:

1)双辽厂1号(2号)机有功大于260MW时,控制双辽厂1号(2号)机的机端电压在20.6kV及以上。 2)双辽厂1号(2号)机有功大于210MW时,不大于260MW时,控制双辽厂1号(2号)机的机端电压在20kV及以上。

3)若双辽厂220kV母线运行电压高于规定值,则需调整机组有功、无功出力,使双辽厂机端电压和220kV母线电压均运行于规定范围内。

5.3.3双辽发电厂安全自动装置使用规定 1)双西甲、乙线振荡解列装置使用规定

1. 振荡解列点设置见表5-6:

表5-6

振荡解列点 解列方式 解列时间 解列后单运电厂、机组 备注 双辽厂1号变6011开关;2号主变6012开关 自动,0秒 手切,时间最长1分钟 双辽厂 当双西甲、乙线振解运行时为自动;当双西甲、乙线之一振解停运或全停时使用手切解列。 ②使用规定

a双辽厂双机双线运行方式下,双西甲、乙线振荡解列装置均投入运行,作用双辽厂1号主变6011和2号主变6012开关。

b双辽厂单机双线运行方式下,双西甲、乙线振荡解列装置均投入运行,作用双辽厂运行机组主变开关。 c双辽厂双机单线运行方式下,相应运行线路振荡解列装置投入运行,作用双辽厂1号主变6011和2号主变6012开关,停运线路振荡解列装置停用。

d双辽厂单机单线运行方式下,相应运行线路振荡解列装置投入运行,作用双辽厂运行机组主变开关。停运线路振荡解列装置停用。

e双辽厂机组全停运行方式下,双西甲、乙线振荡解列装置均停用。

f双西甲、乙线(或双西甲、乙线之一)振荡解列装置因故停运时,双辽厂运行人员要密切监视机组运行情况,若判定1号、2号机组振荡失步时,立即手切解列运行机组主变开关。

g双辽厂母联开关带线路运行时,相应振荡解列装置切换至母联运行,使用规定不变。 2)双西甲、乙线联锁切机装置使用规定

①双辽厂双机双线运行方式下,双西甲、乙线联锁切机装置均按“三跳”方式投入,三相调闸连切1号机,“单跳”、“永跳”连切措施均停用。

②双辽厂双西甲、乙线之一停电且双辽厂双机运行方式下,相应运行线路的联锁切机装置按“单跳”方式投入,单相跳闸连切1号机;“三跳”、“永跳”连切措施停用;停用线路的联锁切机装置停用。 ③双辽厂母联开关带线路运行时,相应联锁切机装置切换至母联运行,使用规定不变。 5.3.4双西甲、乙线重合闸使用规定 1)双西甲、乙线重合闸配置 表5-7 厂(变) 名称 双辽厂 西郊变 2)使用规定

①双辽厂双机双线运行方式下,双西甲、乙线两侧均使用单相重合闸; ②双辽厂单机双线运行方式下,双西甲、乙线两侧均使用单相重合闸; ③双辽厂机组全停且双线运行方式下,双西甲、乙线两侧均使用单相重合闸; ④双辽厂双机单线运行方式下,双西甲(或乙)线两侧使用单相重合闸; ⑤双辽厂单机单线运行方式下,双西甲(或乙)线两侧使用单相重合闸;

⑥双辽厂机组全停且单线运行方式下,双西甲(或乙)线西郊变侧按相间故障不重合方式使用三相重合闸; ⑦双辽厂母联开关串带线路或西郊变旁路带双西甲(或乙)线时,重合闸使用方式同所带线路。 5.4长山热电厂 5.4.1联络线潮流控制

1)长新线电力北送时,长山电厂热前线、热德线与长新线外送电力之和不得大于400MW,;长新线电力南送时,长山电厂热前线与热德线外送电力之和不得大于350MW;计量端均为长山热电厂。

装置 配置 综合 综合 使用 方式 单相 单相 高频运行 高投 高投 重合闸时间压板 高频停运 高退 高退 2. 北郊变合农线与北九线北送电力之和不得大于350MW,计量端为北郊变电所。

3. 热前线、前农线、合农线之一停电方式,长新线电力北送时,长山厂热德线与长新线外送电力之和不得

大于250MW;长新线电力南送时,长山厂热德线外送电力不得大于200MW;北郊变北九线送出电力不大于220MW。

4. 热德线、德九线、北九线之一停电方式,长新线电力北送时,长山厂热前线与长新线外送电力之和不大

于250MW;长新线电力南送时,长山厂热前线外送电力不大于200MW;北郊变北九线送出电力不大于220MW。

5.4.2安全自动装置使用规定:

1)热前线、热德线振荡解列装置投入使用,动作后解本线路开关。 2)热前线、热德线连锁切机装置停用。 3)长新线过流解列装置停用。 5.4.3线路重合闸使用规定:

合农线、北九线、热德线、热前线、前农线和德九线两侧使用单相重合闸,三相重合闸停用。 5.4.4有关线路强送

5.4.5正常方式下一回线路事故跳闸后强送,或一回线路计划检修后充电的有关规定见表5-7: 表5-7 序号 1 2 3 线路名称 电双线 双巨线 通巨线 巨丰变 巨丰变 强送端或充电端 双辽变 通辽厂 约束条件 通厂二台机运行时出力不限,三台机运行单机出力≤180MW,四台机运行单机出力≤160MW 通厂二台机运行出力和≤300MW,三台机运行单机出力≤140MW,四台机运行单机出力≤120MW 通厂二台机运行和出力≤360MW,三台机运行单机出力≤170MW,四台机运行单机出力≤150MW 双辽变 通厂二台机运行时出力不限,三台机运行单机出力≤180MW,四台机运行单机出力≤160MW 通厂二台机运行和出力≤360MW,三台机运行单机出力≤170MW,四台机运行单机出力≤150MW 4 电右线 通辽厂 通厂二台机运行出力和≤340MW,三台机运行单机出力≤160MW,四台机运行单机出力≤140MW 电通1号或电通2号 5 通辽变 通厂二台机运行和出力≤360MW,三台机运行单机出力≤170MW,四台机运行单机出力≤150MW 通辽厂 电岭线 长岭变 通辽厂 同强送电右线 双辽厂一台机运行出力≤280MW,两台机运行单机出力≤260MW 通厂二台机运行时出力和≤300MW,三台机运行单机出力≤140MW,四台机运行单机出力≤120MW 6 长岭变 通厂二台机运行时出力和≤360MW,三台机运行单机出力≤160MW四台机运行单机出力≤140MW 7 岭西线 西郊变 长山厂热农、热德线外送和≤300MW双辽厂单机运行时出力≤270MW两台机运行时单机出力≤250MW 续表5-7 序号 8 线路名称 右乌线或右霍线 强送端或充电端 右中变 巨丰变 约束条件 无 通辽电厂二台机运行出力不限三台机运行时出力和≤500MW四台机运行单机出力≤160MW 9 西巨线 西郊变 长山厂热前、热德线外送和≤300MW双辽厂单机运行时出力≤270MW两台机运行时单机出力≤250MW 10 11 12 13 清巨线 清四线 四巨甲线或四巨乙线 公四线 巨丰变 四平变 两侧 公主岭 四平变 长一变 通辽电厂二台机运行出力不限三台机运行单机出力≤170MW四台机运行每台机出力≤160MW;双辽厂单机出力≤250MW 同上 同上 无 同清巨线 长山厂热前、热德线外送电力之和≤300MW 长山厂热前、热德线外送和≤300MW双辽厂单机运行时出力≤270MW两台机运行时单机出力≤250MW 14 西长甲乙 西郊变 合心变 合西甲乙 西郊变 长山厂热前、热德线外送电力之和≤300MW 长山厂热前、热德线外送和≤300MW双辽厂单机运行时出力≤270MW两台机运行时单机出力≤250MW 15 双辽厂 双西甲乙 春公线 合农线 前农线 热前线 北九线 德九线 热德线 热白线或热镇白线 西郊变 公主岭 合心变 农安变 前郭变 北郊变 九台变 德惠变 长山厂 双辽厂单机运行时出力≤250MW两台机运行时单机出力≤210MW 长山厂热前、热德线外送和≤300MW双辽厂单机运行时出力≤270MW两台机运行时单机出力≤210MW 无 长山厂热德线外送电力≤200MW 长山厂热德线外送电力≤200MW 长山厂热德线外送电力≤200MW 长山厂热前线外送电力≤200MW 长山厂热前线外送电力≤200MW 长山厂热前线外送电力≤200MW 长山厂热前、热德外送之和≤300MW且长山厂20万机每台出力≤150MW 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 6丰白系统

热五线 四源线 长山厂 辽源变 同上 无 6.1丰白系统的构成及特点

2)控制丰辽、梅李、梅虎线北送电力之和不大于750MW,计量端分别为500kV辽阳变电所、李石寨变电所和虎石台变电所。

9.3部分线路停电方式 9.3.1丰辽线停电方式 1)有关线路南送电力控制

①控制梅李、梅虎两回线南送电力之和不大于500MW,计量端为220kV梅河变电所。

②控制清四、清巨两回线南送电力之和不大于400MW,计量端分别为220kV四平变电所、巨丰变电所。 ③有关丰白系统、辽宁中部联络线南送电力控制分别见6.3及4.6节。 2)有关线路北送电力控制

①控制梅李、梅虎两回线北送电力之和不大于400MW,计量端分别为220kV李石寨变电所、虎石台变电所。 ②控制清四、清巨两回线北送电力之和不大于400MW,计量端为清河发电厂。 ③有关辽宁中部联络线北送电力控制见4.6节。 3)安全自动装置的使用

丰白系统微机稳定控制装置的使用方式见???6.3节。 9.3.2梅李(梅虎)线停电方式 1)有关线路南送电力控制

①东丰变丰白系统微机稳定控制装置正常投入时,有关线路南送电力控制见表9-2。 表9-2

白山厂机组运行方式 1、5号机均停运 1、5号机之一运行 1、5号机均运行 ②丰白系统南送电力控制见6.7节。 2)有关线路北送电力控制

①控制丰辽、梅虎(梅李)两回线北送电力之和不大于400MW,计量端分别为500kV辽阳变电所和220kV虎石台变电所。

②丰辽、清四、清巨线北送电力控制同正常结线方式。 3)安全自动装置的使用

丰白系统微机稳定控制装置的使用方式见6.7节。 9.3.3清四(清巨)线停电方式下的电力控制

1)丰白系统微机稳定控制装置正常投入时,有关线路南送电力控制见表9-3。 2)有关线路北送电力控制

①控制丰辽、清巨(清四)两回线北送电力之和不大于400MW,计量端分别为500kV辽阳变电所和清河发电厂。 表9-3

白山厂机组运行方式 1、5号机均停运 1、5号机之一运行 1、5号机均运行 10吉林中部联络线 10.1吉林中部联络线

10.1.1吉林电网中部与南部电网之间的联络线主要由500kV丰合线,220kV春公四(清四)、西巨(清巨)、松丰、松磐梅、电岭西等六回线路组成,简称吉林中部联络线。其简化示意图如下:

丰辽、清巨(清四)线南送电力之和 400MW 450MW 500MW 丰辽、梅李、梅虎线南送电力之和 同正常结线方式 同正常结线方式 同正常结线方式 丰辽、梅虎(梅李)线南送电力之和 丰辽、清四、清巨线南送电力之和 600MW 700MW 800MW 同正常结线方式 同正常结线方式 同正常结线方式 ②丰辽、梅李、梅虎线北送电力控制同正常结线方式。

10.1.2吉林中部联络线是吉林中部电网与南部电网电力交换的主要通道之一,吉林中部火电机组发电较多时,其过剩电力(含龙江部分过剩电力)主要通过丰合、春公四(清四)、西巨(清巨)等三回线路南送,送出电力最大可达700MW以上;当吉林中部火电发电较少、需从外部受电时,其所需电力主要通过丰合、松丰、松磐梅、西巨(清巨)、公四(清四)等线路受入,最大电力可达600MW以上。

10.1.3吉林中部联络线的主要问题是南送或北送潮流较大时,有关线路跳闸尤其是500kV丰合线跳闸引起其余220kV线路过载。随着北部电源的增加,吉林中部联络线北送卡脖子问题有所缓解,但因其南送潮流水平增长幅度较大,南送卡脖子问题更为突出。 10.2正常结线方式

10.2.1有关联络线南送电力控制:

控制丰合、春公、西巨线南送电力之和不大于750MW,计量端分别为500kV合心变电所和220kV长春、西郊变电所。

10.2.2有关联络线北送电力控制:

1)控制丰合、公四、西巨线北送电力之和不大于750MW,计量端分别为500kV东丰变电所和220kV四平、巨丰变电所。

2)控制丰合、松丰、松磐梅线北送电力之和不大于750MW,计量端分别为500kV东丰变电所和220kV梅河(或磐石)变电所。

3)控制丰合、清四、清巨线北送电力之和不大于750MW,计量端分别为500kV东丰变电所和清河发电厂。 10.3部分线路停电方式

1. 丰合线停电方式

1)有关联络线南送电力控制

1. 控制春公、西巨两回线南送电力之和不大于400MW,计量端分别为220kV长春变电所和西郊变电所。 2. 有关丰白系统南送电力控制见第6.4节。

2)有关联络线北送电力控制

①控制公四、西巨两回线北送电力之和不大于400MW,计量端分别为220kV四平变电所和巨丰变电所。 ②控制松丰、松磐梅两回线北送电力之和不大于400MW,计量端分别为500kV东丰变电所和220kV梅河(或磐石)变电所。

③控制清四、清巨线北送电力之和不大于400MW,计量端为清河发电厂。 3)安全自动装置的使用

丰白系统微机稳定控制装置的使用方式见???节。 4)其它同正常方式。

10.3.2春公、公四(西巨)线之一停电方式 1)有关联络线南送电力控制

控制丰合、西巨(春公)两回线南送电力之和不大于400MW,计量端分别为500kV合心变电所和220kV西郊变电所(长春变电所)。 2)有关联络线北送电力控制

①控制丰合、西巨(公四)两回线北送电力之和不大于400MW,计量端分别为500kV东丰变电所和220kV巨丰变电所(四平变电所)。

②丰合、松丰、松磐梅三回线北送电力控制同正常结线方式。 ③丰合、清四、清巨三回线北送电力控制同正常结线方式。 3)其它同正常方式

10.3.3松磐、磐梅(松丰)线之一停电方式

1)控制丰合、松丰(松磐或磐梅)两回线北送电力之和不大于400MW,计量端分别为东丰变电所500kV侧和220kV侧(梅河变电所或磐石变电所)。

2)丰合、公四、西巨三回线送电电力控制同正常结线方式。 3)丰合、清四、清巨三回线送电电力控制同正常结线方式。 4)有关丰白系统南送电力控制见第6.10节。

5)丰白系统微机稳定控制装置的使用方式见???节。 6)其它同正常方式 11吉黑省间联络线

11.1黑龙江省电网与吉黑省间联络线

11.1.1黑龙江省电网现有装机约9200MW,最大负荷接近5300MW。该系统与主网间(即与吉林省网间)共有五回联络线。五哈线改进哈东变后,经由500kV合南线与220kV松五东、东舒榆双南、长新等三回线并列的电磁环网与主网相联,上述四回线简称吉黑省间联络线。另一回镜敦线开环运行。存在的主要问题是:吉黑省间联络线联系薄弱,吞吐能力不足,电磁环网问题突出。500kV合南线跳闸后可能引起其它三回220kV联络线过载,或因无功大量缺额而失去电压运行的稳定性。以保证单相永久接地故障时的系统暂态稳定以及任一回联络线事故方式下系统的热稳定为条件,现行吉黑省间联络线送受电能力仅为700MW,远不能满足系统运行的需要。哈三B厂3号机组、伊敏电厂1号机组、鹤岗电厂1号机组投产后,问题更为严重。

11.1.2哈三B厂3号机组经220kV三西丙、丁线接入哈西变电所,哈西变与500kV哈南变之间通过220kV南西丙、丁线相联;220kV三康线由哈三A厂移至B厂。哈三B厂3号600MW机组与吉黑省间联络线吞吐能力相比容量过大,在龙江电网通过吉黑省间联络线从主网大量受电的方式下,哈三B厂3号机组跳闸将是对系统暂态稳定、热稳定及电压稳定的严重威胁。 11.2吉黑省间联络线电力控制

11.2.1正常结线方式下吉黑省间联络线的电力控制

1)龙江电网通过吉黑省间联络线从主网受电电力不得大于700MW;若吉林中部联络线北送过载,则按不大于550MW控制。

龙江电网从主网受电的计量端分别为:500kV合南线合心变出口,220kV松五线丰满厂出口,220kV东舒线铁东变出口及220kV长新线长山厂出口。

2)龙江电网通过吉黑省间联络线向主网送电电力不得大于700MW;丰辽线停电方式下,龙江电网通过吉黑省间联络线向主网送电电力不得大于400MW。 龙江电网向主网送电的计量端分别为:

500kV合南线哈南变出口,220kV五东线哈东变出口,220kV榆南线哈南变出口,220kV长新线新华厂出口。 3)大发水电方式另行规定。

11.2.2在合南线停电方式下吉黑省间联络线的电力控制 1)合南线停电方式下龙江电网从主网受电控制

①哈三B厂3号机组运行方式下,龙江电网通过吉黑省间联络线从主网受电电力不得大于200MW。 ②哈三B厂3号机组停运方式下,龙江电网通过吉黑省间联络线从主网受电电力不得大于400MW。 2)合南线停电方式下龙江电网通过吉黑省间联络线向主网送电电力不得大于400MW。

11.2.3松五、五东线,东舒、舒榆、榆双、南双线及长新线之一停运方式下龙江电网通过吉黑省间联络线从主网受电电力和向主网送电电力均不得大于400MW。 11.3有关安全自动装置的使用

11.3.1哈南变合南线振荡解列装置投入运行,动作后解合南线开关。 11.3.2哈南变合南线三相跳闸连切主变低压电抗器装置投入运行。

11.3.3新华厂长新线的两套振荡解列装置均投入运行,动作后解本线开关。

11.3.4五东线做为联络线运行时,哈东变五东线振荡解列装置投入运行,动作后解本线开关。 11.3.5南双线做为联络线运行时,哈南变南双线振荡解列装置投入运行,动作后解本线开关。

11.3.6五东线做为联络线运行时,哈东变五东线过功率切负荷装置投入,动作后切哈东变66kV负荷,要求切负荷数量在50MW以上。

11.3.7松五线做为联络线运行时,五常变松五线过功率切负荷装置投入,动作后切五常变1号、2号主变66kV侧开关。

11.3.8五常变松五线跳闸连切负荷装置停用。

11.3.9事故情况下,即使上述有关安全自动装置正确动作,松五、五东线仍有可能过载,请有关部门作好事故预想。

11.4有关联络线重合闸方式及强送规定

11.4.1500kV合南线及220kV东舒、舒榆、榆双、南双、松五、五东、长新、三西丙、三西丁线均只使用单相重合闸,三相重合闸停用;三康线哈三B厂侧使用单相故障重合、相间故障不重合方式的三相重合闸。 11.4.2有关联络线的强送规定

有关线路正常方式下一回线事故跳闸后的强送或计划检修后充电的规定见表11-1: 表11-1 线路名称 合南线 强送或充电端 哈南变 合心变 松五线 五东线 东舒线 舒榆线 榆双线 南双线 长新线 五常变 五常变 舒兰变 舒兰变 榆树变 双城变 长山厂 新华厂 约束条件 吉黑省间联络线南送不大于300MW 丰白系统南送不大于1200MW 无 无 无 无 无 无 长山厂出力之和不得大于400MW,其中每台大机出力不得大于150MW,且热前、热德线外送电力之和不得大于300MW。 新华厂5号机出力不得大于160MW,且新乐、三火线向哈尔滨送电之和不得大于200MW。 三西丙 三西丁 三康线 哈西变 哈西变 哈三厂 无 无 无 12伊敏电厂和黑龙江西部联络线 12.1伊敏电厂和黑龙江中西部联络线

12.1.1伊敏电厂1号机组以单机单线方式与系统并列,经伊冯大哈500kV线路及相应220kV联络线构成的电磁环网送出。冯屯主变220kV侧尚不具备环并条件,故仅由500kV侧受电,220kV侧不环并;伊敏电厂联变仅由500kV侧受电运行,220kV侧不与地区电网环并。黑龙江西部电网分别经500kV哈大线和220kV三火线、长新线、新乐(哈乐)线与主网相联。

12.1.2伊敏电厂并网发电后,电网安全稳定问题较为突出,一是受吉黑省间联络线南送能力限制,龙江电网窝电问题更趋严重;二是有关500kV线路发生故障时,伊敏电厂、龙江西部电网乃至整个龙江电网的暂态稳定和动态稳定问题,即伊敏电厂、龙江西部与中部电网以及整个龙江电网与主网之间均存在发生稳定破坏事故的可能性。为此,在伊敏电厂和500kV冯屯变、大庆变分别实施了临时安全稳定措施。 12.2正常运行方式下有关规定

12.2.1500kV伊冯甲线、哈大线线路高抗必须与线路保持同一运行状态;

12.2.2500kV系统运行电压不允许超过550kV,伊敏电厂联变三次侧、冯屯主变三次侧、大庆主变三次侧低压电抗器应处于良好状态,由总调根据系统电压情况决定投、停。

3. 伊敏电厂出力及联络线潮流控制

1)伊敏电厂及500kV大庆变有关安全自动装置按规定运行时

①伊敏电厂1号机组有功出力不限,有条件应尽量多发无功。当伊敏电厂500kV电压越限无调整手段机组被迫进相运行时,须控制1号机出力不大于400MW。 ②西部网送出电力控制

当新华厂向长山厂送电时,控制哈大线大庆变出口、三火线火炬变出口、新乐线新华厂出口、长新线新华厂出口从西部电网送出电力之和不大于700MW;

当长山厂向新华厂送电时,控制哈大线大庆变出口、三火线火炬变出口、新乐线新华厂出口从西部电网送出电力之和不大于650MW。 ③西部网受电电力控制 a伊敏电厂1号机组运行时

当长山厂向新华厂送电时,控制哈大线哈南变出口、三火线哈三厂出口、哈乐线哈西变出口、长新线长山厂出口向西部电网送电电力之和不大于300MW;

当新华厂向长山厂送电时,控制哈大线哈南变出口、三火线哈三厂出口、哈乐线哈西变出口向西部电网送电电力之和不大于250MW。 b伊敏电厂1号机组停运时

当长山厂向新华厂送电时,控制哈大线哈南变出口、三火线哈三厂出口、哈乐线哈西变出口、长新线长山厂出口向西部电网送电电力之和不大于700MW;

当新华厂向长山厂送电时,控制哈大线哈南变出口、三火线哈三厂出口、哈乐线哈西变出口向西部电网送电电力之和不大于650MW。

2)伊敏电厂或500kV大庆变有关安全自动装置不能按规定运行时,伊敏电厂1号机组出力及西部电网送、受电力另行规定。

4. 正常方式下有关安全自动装置按如下方式使用:

1)振荡解列装置使用方式

①长新线新华厂侧两套振荡解列装置均投入运行,动作后解本身开关。 ②新乐线新华厂侧振荡解列装置投入运行,动作后解本身开关。 ③三火线火炬变侧振荡解列装置投入运行,动作后解本身开关。

④500kV哈大线大庆变侧振荡解列装置投入运行,动作后不经伊敏电厂就地判别装置远切伊敏电厂1号机组5011和5012开关,伊敏电厂侧远方通道出口逻辑为“二取二瞬时出口”和“二取一延时出口”。 ⑤伊敏电厂500kV伊冯甲线振荡解列装置投入运行,动作后解伊敏电厂1号机组5011和5012开关。?????????⑥???伊敏电厂500kV伊冯乙线振荡解列装置停用。 2)联锁装置使用方式 ①大庆变联锁装置

a大庆变500kV哈大线5011、5012开关三相跳闸远切伊敏机组措施投入运行,动作后经伊敏电厂就地判别装置切1号机组5011和5012开关。就地判别装置内部通道逻辑为“二取二瞬时出口”和“二取一延时出口”。 b大庆变500kV哈大线5011、5012开关三相跳闸联切主变低压电抗器措施停用。 c大庆变500kV哈大线5011、5012开关三相跳闸联切500kV冯大线措施停用。

本文来源:https://www.bwwdw.com/article/s30.html

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