辽宁电网风电安全运行管理工作实施方案

辽宁电网风电安全运行管理工作实施方案（共4篇）

辽宁电网风电安全运行管理工作实施方案 篇1

辽宁电力调度通信中心文件

辽电调通中心[2011]65号

关于印发《辽宁电网风电安全运行管理工作实施方案》、《辽宁电网新建、扩建风电场并网管理规定（试

行）》的通知

各风电集团，并网风电场：

为深刻汲取今年以来国内电网发生的多起风电大规模脱网事故教训，保证辽宁电网安全稳定运行，促进省内风电资源可持续健康发展，按照近期国家电监会、国家电网公司下发的有关通知、通报要求，依据《电网调度管理条例》、《电网运行准则》、《风电机组并网检测管理暂行办法》、《风电场接入电网技术规定》等有关条例、规定，辽宁电力调度通信中心制定了《辽宁电网风电安全运行管理工作实施方案》、《辽宁电网新建、扩建风电场并网管理规定（试行）》，现印发给你们，各单位要认真贯彻执行。

联系人：李正文024-23146076（实施方案联系人）

孙力勇

024-2 3146069（管理规定联系人）附件：1．辽宁电网风电安全运行管理工作实施方案

2．辽宁电网新建、扩建风电场并网管理规定（试行）

二○一一年六月二十九日

主题词：能源

风电

管理

通知

辽宁电力调度通信中心

2011年6月29日印发辽宁电网风电安全运行管理工作实施方案

为深刻汲取近期国内电网发生的多起风电大规模脱网事故教训，保证辽宁电网安全稳定运行，促进辽宁省风电资源可持续健康发展，按照近期国家电监会、国家电网公司下发的有关通报、通知要求，依据《电网调度管理条例》、《电网运行准则》、《风电机组并网检测管理暂行办法》、《风电场接入电网技术规定》(Q/GDW 309-2009)、《风电调度运行管理规范》(Q/GDW 432-2010)、《电力系统电压和无功技术导则》等有关法令、规范，辽宁电力调度通信中心（以下简称“省调”）制定了《辽宁电网风电安全运行管理工作实施方案》，请各风电公司（场）认真贯彻落实。

一、风电场涉网保护定值整改方案

各风电公司要组织风机制造厂家和设计调试部门，立即开展风电场涉网保护及场内设备保护定值整定梳理工作。具体要求如下：

1.各风电公司要组织所属风电场，严格按照《风电场接入电网技术规定》，全面检查风电机组的主控定值、变流器定值是否与低电压穿越功能相配合，风电机组的低电压保护、过电压保护和频率保护定值是否与电网保护相协调，涉网保护整定原则是：低频率保护频率定值原则上不应高于48赫兹，高频率保护频率定值原则上不低于51赫兹，并且按照“尽可能延长低电压保护、过电压保护时间定值，尽可能降低低电压保护电压定值，尽可能提升过电压保护电压定值”的原则，逐台检查每台风电机组的频率保护、低电压保护、过电压保护定值以及主控系统、交流器等内设定值的合理性，逐台检查风电机组频率保护整定值，是否满足上述定值要求。各风电场要在2011年7月31日前将涉网保护定值自查情况及修改时间计划上报省调，自查报告应至少包括风电机组的频率保护、低电压保护、过电压保护配置情况以及定值设定情况，主控定值、变流器定值等内容。不满足上述要求的各风电场要在2011年10月31日前完成定值修改工作。

2．各风电场要全面梳理风电场内升压站变压器、配电线路、补偿设备、母线等所有电气设备保护配置及定值整定情况，并在2011年7月31日前向省调书面报告检查梳理结果和整改计划。

3．省调将从11月开始，组织东北电科院、有关供电公司对风电场涉网保护定值设定情况进行专项检查，同时对风电场内升压变、配电线路、汇流母线等电气设备保护配置情况进行抽查。对于经检查不合格或因保护误整定而引发风电机组脱网事故的风电场，风机不得并网运行，直至再次整改满足电网安全要求为止。

二、风电机组低电压穿越能力整改方案

各风电公司要全面梳理已投运和在建风电机组的低电压穿越能力省调将加大对已并网风电机组低电压穿越能力技术整改的督促工作力度。具体要求如下：

1.对于承诺具备低电压穿越能力的风电场，省调将从7月份开始，组织东北电科院对相关风电场进行人工短路辅助性试验验证及风电机组低电压穿越能力抽检。经试验不合格或在实际运行中发生低电压脱网事故的风电场，相关风电公司要制定切实可行的改造计划，确保在2011年12月31日前完成改造及相关试验工作。

2.对于不具备低电压穿越能力的风电场，相关风电公司要立即组织风机制造厂家制定详细完备的改造计划，明确具体的组织措施、技术措施以及资金安排，确保在2012年6月1日前完成整改及相关抽检工作。

3.对于未在规定时间内完成低电压穿越能力改造的风电场，省调将不再与其续签并网调度协议，风机不得并网运行，直至完成整改并经试验验证合格为止。

4.对于不具备低电压穿越能力的风电机组，在完成改造之前，省调将根据电网实际情况和风电公司整改工作进度，采取减发等措施以降低电网安全运行风险。

三、风电场无功补偿设备控制策略整改方案

各风电场要立即开展场内SVC、SVG等动态无功补偿设备补偿容量、运行控制方式的全面核查、整改工作。具体要求如下：

1．风电场并网运行时，要严格按照“风电场并网线路与系统零无功交换”的原则，投入动态无功补偿装置的自动调整功能、并且动态补偿响应时间不应大于30毫秒，同时要确保无功补偿装置的电容器支路和电抗器支路在风电场有功出力突变时能够快速正确投切。

2．风电场并网运行时，应通过动态调整风电场无功补偿容量、优化配置风电场升压变和风电机组机端变变比，保证风电机组的机端电压适应系统电压的正常变化。

3．配置有动态无功补偿设备的风电场，要立即组织设备制造厂家，按照上述原则，进行无功补偿装置控制策略自查工作，要在2011年7月31日前将自查报告上报省调(66千伏并网风电场要同时将自查报告上报所属地调)。自查报告应包括无功补偿装置类型、补偿容量、自动调整范围、控制方式、响应时间、是否满足“零无功交换”等内容。

4．对于动态无功补偿设备控制策略不满足上述原则的风电场，要制定改造计划，保证在2011年12月31日前完成整改。整改完成后，省调将组织电科院及相关地调进行检测，对于仍不满足要求的风电场，省调将不再与其续签并网调度协议，风机不得并网运行，直至再次整改满足电网要求为止。

5．对于未配置动态无功补偿设备的风电场，相关风电公司要立即安排资金，严格按照《辽宁电网风电场无功电压专题报告研究深度》有关要求，进行动态无功补偿装置的设计、采购工作，并在2012年6月1日前完成无功补偿设备的安装、调试、投运及检测工作。

6．对于动态无功补偿设备不满足要求的风电场，在完成改造之前，省调将根据电网实际情况和风电公司整改工作进度，采取减发等措施以降低电网安全运行风险。

四、风电场电气设备安全隐患排查治理方案

各风电公司要全面排查治理风电场内电气设备安全隐患，重点检查高压电缆及电缆头安全隐患，杜绝场内设备故障导致风电机组脱网事故。具体要求如下：

1.各风电公司要立即开展风电场内所有电气设备、配电电缆、线路、控制系统等场内系统和设备的安全隐患排查工作，并在2011年7月31日前将排查报告上报省调（排查报告应包括安全隐患排查结果、治理情况以及暂时无法治理隐患的下阶段整改计划）。

2.各风电公司要根据所属风电场运行实际，全力提高风电场升压站和汇集线系统等场内设备抵御雷雨、沙尘、冰冻等恶劣天气的能力，除了正常的检修预试等常规工作以外，各风电场要结合迎峰度夏、迎峰度冬工作，每年至少开展两次风电场内设备安全隐患排查治理工作，最大限度消除风电场内设备安全隐患．

3．对不积极主动开展隐患排查治理，或经隐患排查治理工作后再次发生同类事故的风电场，省调及相关地调有权暂停其并网发电，直至整改满足电网安全要求为止。

五、风电场调度管理工作要求

1．各风电公司要切实加强风电场运行管理工作。风电公司要配合开展35千伏及10千伏小电流接地系统研究和完善改造工作，在国家有关部门出台技术解决方案前，一旦风电场35千伏及10千伏小电流接地系统发生单相故障，运行值班人员要在第一时间向所属调度汇报，并在2个小时内将故障点隔离，否则所属调度应将该风电场从系统中切除。对于瞒报场内事故进而导致风电机组异常脱网的风电场，管辖调度有权禁止其并网运行，直至整改满足电网安全要求为止。在国家有关部门出台技术解决方案后，风电场应依据技术解决方案进行整改，实现风电场汇集线单相故障的快速切除。

2.风电场发生脱网事故后，严禁自行并网，需经管辖调度允许后方可并网。管辖调度负责对风电场脱网事故进行调查，风电场要主动提供相关资料并配合调查，提供的资料应至少包括：升压站故障录波器记录信息；脱网机组运行信息、低电压穿越功能投退状态、保护及开关动作信息、风机机端三相电压及电流；全场机组的生产厂家、型号、涉网保护定值、低电压穿越功能投退状态等信息统计报表；全场上网有功功率、无功功率曲线，全场风机机端有功功率、无功功率曲线：升压站无功补偿装置控制事件记录、自动调整功能投退记录、保护及开关动作信息；全场设备运行情况描述及场内故障设备照片等。

3．为进一步加强风电场调度运行和事故分析工作，凡接入辽宁电网、且装机容量在48兆瓦及以上的风电场，均应装设相量测量装置(PMU)，并且要在2012年6月1日前接入省调WAMS主站（PMU采集量应至少包括风电场内35千伏系统交流电气量），对于未按时将PMU装置接入WAMS主站的风电场，省调将根据电网实际情况和工作进度，采取减发等措施以降低电网安全运行风险。

辽宁电网风电安全运行管理工作实施方案 篇2

当今社会飞速发展导致人类所能利用的化石能源急速消耗, 几近枯竭, 人类迫切需要对现如今的能源结构进行大幅度的调整, 而且我们可以发现新能源在未来的能源领域必将占有巨大的份额, 在各类新能源中 (例如核能, 生物能, 地热能等等) 风能以其较为成熟的技术水平和相对低廉的制作安装成本, 成为极其受欢迎的一种新式清洁可再生能源, 风能是一种无污染的自然资源, 风能的特点有:风力发电是最成熟的新能源发电技术;风力发电厂的建设周期短, 装机规模较为灵活;风力发电的经济效益越来越高;风电机常常是分散安装, 占地面积少。中国的风电规划为预计在2020年风电装机容量达到1.5亿千瓦, 建设8个“风电三峡”, 风电的装机容量预计达到全国总装机容量的10%, 部分省级电网的风电装机比例将达20%—30;按阳江市能源规划, 未来五至十年将大规模引进陆上风电与海上风电风电将成为地区主要能源之一。

而风速风向的不稳定性, 对风电发电率的稳定性有一定影响, 而将不稳定的风电场进行并网则会对整个电网的稳定性产生影响, 而现今风电场迎合市场需要规模不断扩大, 其不稳定性所造成的影响也日益凸显, 所以在规模化风电建设之前对规模化风电接入电网所产生的影响进行的研究是至关重要的, 所以现在研究风电并网的影响已经成为一个亟待解决的课题。

首先我们需要了解一下风电的运行特点:

1) 风力发电由于风的不确定性具有随机性, 间歇性。

2) 风力发电可能与主电网中的负荷呈明显的反调节现象, 以阳江为例, 风电出力峰期一般分布在3-5月梅雨季节以及夏季夜间等负荷低谷时期。

3) 风力发电会受气象因素影响, 气候变化能巨大的影响风电有时甚至能从有到无从无到有。

4) 能被利用的风力发电时间有限, 阳江市2012年累计利用小时在1964h。

5) 风力发电因为其不确定性, 无法做到像火电那样持续可控制, 它的调节能力差, 只能进行极其有限的功率调节, 正是因为其风电机组的特性和风力资源的特点让它不具备火力发电机组的调节能力。

1 规模化风电接入对电网的主要影响

1.1 对于网损造成的影响

我国的实际情况是拥有丰富风能能够很好的被利用来发电的地区大都在主电网的末端, 接入风电电网可以适量的减轻主网对风电场所在地区的输送功率, 从而可以降低由于输送而产生的电压的降落和网损, 可以简单的理解成接入风电对当地电网进行了一个正面的补充对地区电能供应有积极意义, 具体看来, 就是电网的损耗由于风电的并入而产生了改变, 但它是有正面或是负面的影响则源于风电机组接入的位置及其功率。

1.2 电压波动、偏差、冲击所影响到的电能质量

电压波动是因为风电机组的功率变化所产生的, 而机组功率则是受到风速变动和有风无风的不确定性, 风力发电机的机械特性的影响。

电压偏差则是因为其需要在接入主网时吸入大量无功功率造成风电机组所在地的电压一般都很低, 特别是当地的电力等级和容量都很小是这种情况尤为明显, 所以风电机组接入时需要进行无功补偿。而局域电网接入风电之后, 由于风电机组需要吸收大量无功功率, 且其吸入无功功率的量与风速成正比, 所以当风速过大时, 电压将会有大幅度偏差, 极端时候会出现电压崩溃的危险情况。

电压冲击则是进行风力机组并入电网, 脱网, 进行无功补偿电容器的切换等等操作的同时这些操作会对主网的电压稳定造成冲击。

电能质量还有谐波问题需要考虑, 由于电子装置在机组中的使用, 机组所并联的电容器和线路电抗能发生谐振。而且如果电子设备的控制装置设计不当。还会引发波形产生畸变, 造成不良后果。

2 对于电网的稳定性造成的影响

2.1 风电的电压稳定性

风电与主电网呈现互相制约的现状, 即主电网的电压极限束缚了风电的机组容量, 而风电的机组所在地的主网条件有时也跟不上风电规划发展的速度, 风力发电的电量随风速度等条件变化而变化, 而大多数风电场均位于主电网的末端, 所以其电网网络结构相对而言是很薄弱的, 即短路容量很小, 所以很容易造成局部的电压不稳定波动, 影响主网的正常工作运行。而且正如前文提到的, 风力的大小起伏会影响发电机组对于无功功率的吸收多少, 详细的说就是如果风力发电场的容量较大的时候, 如果整个电网电压降低, 无功补偿量也自然随之下降, 此时又由于无功补偿电容的存在, 原本无功补偿就不足, 进而导致整个风电场对于无功功率的需求反而大大上升, 无异于火上浇油, 更深的对电压造成影响, 这种风电场如果规模很大, 那么主网的些许电压变化就会通过风电场将影响放大, 严重的可以导致电压崩溃, 而这时候部分机组由于电压过低而启动自我保护功能——停机措施, 这时候需要的无功功率便随之减少, 电网电压则又有可能变化偏高, 造成第二次不良影响, 两次叠加, 影响更加严重。而由于风力风速的变化所产生的不良影响则是与主网电压波动类似, 所以风电场内部需要也必须安装在遇上风速波动或者主网电压波动时能提供快速的无功功率支撑的无功补偿装置。

2.2 对于整个系统的暂态稳定性的影响

首先, 暂态稳定性是指:电力系统的暂态稳定性是指如果在遭受大的扰动后 (如三相短路等大扰动) 达到允许的稳定情况, 电力系统对该特定运行情况或对该特定扰动为暂态稳定。风电机组并网后对于系统暂态稳定性的影响是源于主网网络的强度——如果主网网络足够强, 那么在风电机组遭受重大扰动之后, 排除故障之后能恢复机端电压从而使整个系统继续正常运作, 那么如果主网不够强, 那么在风电机组恢复正常之后并不能重新建立机端电压, 那么风电机组超负荷运转就会对电网的暂态稳定性造成破坏。

2.3 对于系统频率的稳定性的影响

系统频率稳定性可定义为:电力系统工作在初始频率下受扰动作用, 扰动消失后, 经过足够长的时间, 能以一定的精确度回到初始频率状态, 则系统频率是稳定的否则就是不稳定的。"而风电的不稳定性正是对系统频率的一个巨大的挑战, 风速的变化会对系统的频率产生重大的影响, 极端的时候能造成系统失稳的重大后果, 而且风电从无风到有风时候的变化, 等等都会对电网的频率产生一定的影响, 风电场容量小尚且好说, 因为主网能吸收到这一部分波动, 但随着社会进步发展, 风电的比重逐年增加, 风电的不稳定性对主网频率所造成的影响就更加的明显, 所以, 要做好在没有风电的时候电网的频率最低不能低于允许数值, 而且要提高电网中的备用容量, 优化调控运行方法。要避免这一影响就要加强风电场和主网的联系, 将主电网建设的更加牢固以便应对这类情况。

2.4 对系统调峰的影响

因为法律明文规定, 对风力发电所发功率电力公司需要全收, 但问题在于风力发电的不稳定性, 和功率的难以预测性, 风力发电还不能和火电, 水电, 核电一样成为计划发电单位, 并且风力发电会有时间上的变化, 日多夜少或夜多日少都是有可能的, 这也一方面加大了电网的负荷的峰谷差值, 让电力调度部门的调峰有了更大的困难, 调度人员需要在考虑总体可调峰容量的同时, 平衡风力发电波动的调峰容量, 风电的反调峰特性就在这里, 如果负荷低谷时风力发电, 高峰时风电全停, 这样很难满足电网需要的调峰容量, 这对电网的调度增加了极大的困难, 对电网的稳定运行也造成了影响。

2.5 对于发电计划的影响

风力发电的无法预知性要求了电网需要储存额外的备用容量以应对风电的不确定, 即风电功率无法预估的时候, 主电网需要按较为稳妥的方式给风电预留备用容量来稳定风电的功率波动。所以为了避免风电功率的不稳定对整个电网的储存调度产生的影响, 需要对风电功率做出科学的预判来降低整个电网的运行成本。

3 风电接入容量的主要影响因素

规模化并入风电的规模大小取决于主电网能并入多少风电, 而并入风电的容量的限制因素有——电网网络结构, 输送线路的输送水平, 机组最低出力, 和电网备用容量。具体的说就是, 风电的起始出力较低然后缓慢增加, 而主电网为了平衡发电和用电的功率而降低出力, 所以这时候机组的最低出力是制约风电接入容量的重要因素——负荷比较低的时候, 常规的电厂 (例如火电, 水电) 已经将其出力水平调至较低水平, 若这时风电出力增加那么常规电厂能不能继续压缩它的出力水平让风电能顺利带起负荷成为了制约风电接入的因素, 通俗的讲, 系统的调峰能力是主要的影响因素。其次, 当风电输出从大到小或者从有到无时, 整个系统的备用容量能不能及时弥补由于风电停止而造成的有功空缺。

4 结语

由于风力发电具有非常明显的间歇性和波动性, 给电网的电力质量造成了一定的影响, 例如导致局部电压下降、局部电能频率不稳、电能质量降低、等等这成为制约风电无法大步发展的原因。

因此, 通过对大规模风电场接入电网, 对系统正常运行造成的影响, 以及风电场接入容量的影响因素进行分析, 在风电场内注意设备的维护保养以及加强与主电网的联系, 并且加强地区主网的承载能力建设之后, 风电依然可以作为一个可以长期使用的清洁的合适的电力来源, 但是从可长远发展的角度来看, 风电的电能质量不能一直不受控制不稳定, 而这必须要引起足够的关注。

参考文献

[1]雷亚洲.与风电并网相关的研究课题[J].电力系统自动, 2003 (08) .

[2]孙涛, 王伟胜, 戴慧珠, 杨以涵.风力发电引起的电压波动和闪变[J].电网技术, 2003 (12) .

[3]杨彬彬, 李扬, 范见修, 郑亚先.风力发电对电力系统运行的影响[M].北京:中国电力出版社.2005.

辽宁电网运行双预管理探讨 篇3

关键词：电网；应急处理机制；预警；预控；措施

中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1674-1161（2014）12-0073-02

辽宁电网位于东北电网南部，供电面积14.8万km2，供电人口4 380万。辽宁电网通过10回500 kV交流线、1回±500 kV直流线及1座500 kV直流换流站与外网形成5个联络通道。随着辽宁电网规模的不断扩大，加上恶劣天气、设备检修、方式调整等因素，危及电网安全的机率大大增加。如果能够在检修计划安排、运行方式校核和调度运行操作之前进行安全稳定分析，以实现相应的预警和提出预防性控制策略，就可以更好地实现系统综合防御的思想。因此，建立合理的电网运行风险管理和预警、预控机制，对于保障电网安全运行、防止大规模停电事故的发生具有重要意义。

1 电网运行双预管理概述

1.1 电网运行双预管理的范围

电网运行双预管理以电网危险点的预警和预控管理为总线，涵盖检修作业危险点分析、特殊天气或特殊运行方式危险点预警、反事故预案的制定与执行、应急处置流程、岗位责任制落实等多个环节。

1.2 电网运行双预管理的目标

一是通过对可能导致突发电网事故的原因进行限制，以达到避免电网事故的目的；二是建立和完善电网应急管理的组织及制度，以应对未来可能发生的突发停电事件，在有限的时间等严格制约的条件下，使电网恢复正常，从而达到“减少停电次数、减少停电时间、提高供电可靠性”三大目标。

2 电网运行双预管理的主要措施

2.1 电网运行双预管理工作的组织机构

电网运行双预管理工作的组织机构包括调控处、计划处、系统处、继电保护处、设备监控处等专业处室。

2.2 电网预警预控管理

电网运行的生产过程由检修计划安排、运行方式校核、调度运行操作、电网实时监控等环节组成。将预警预控应用于每个环节能够更好地体现系统、综合防御的思想，从各个源头上将电网事故发生的隐患降到最低。电网安全可靠运行的预警预控方法正是基于以上思想而提出的，其流程如图1所示。

2.2.1 月计划预警预控 月计划环节上的预警预控需要依据电网基本参数、月负荷预测、发电计划、运行方式、输电线路的载流能力、机组及电网设备检修计划等数据和信息进行安全稳定分析，避免风险较大的不合理运行方式，提供某些运行方式下必要的预防性控制策略。开展的基础性预警分析包括：1） 计划检修方式下，线路或输电断面的暂态稳定裕度评估；2） 针对检修计划的停电风险评估；3） 短路电流计算校核，避免短路电流超限。提供的预控措施应该包括：1） 一月内避免不合理运行方式的建议；2） 断面极限及裕度的合理安排，备用容量的留取；3） 综合优化电容器、电抗器投切，使电网运行满足全网电压和控制性能。月度系统薄弱方式预警通知单如图2所示。

2.2.2 周计划预警预控 周计划环节的预警预控是在月计划基础上预测的结果。周计划预警预控在预警分析和预控措施考虑方面的内容与月计划环节相似，其对运行方式的考虑更加具体。周计划环节的预警预控主要针对一周内有保电要求或节假日的特殊情况，考虑天气因素，分析发生严重故障和连锁故障的概率，评估电网运行风险，为保电方案早做准备。周预警通知单如图3所示。

2.2.3 日计划预警预控 日计划环节的预警预控首先是对日检修计划和临时运行方式进行校核，在当前运行方式的基础上适当调整，并提出相应的预警信息和控制措施。日计划预警预控对运行方式的考虑更加细致：1） 以当前运行方式为基础，分析历史数据，有依据、有针对性地对未来某种运行方式进行分析研究，把握电网特性和运行原则；2） 以历史潮流为依据，针对辽宁电网和解列后的区域电网的薄弱问题，通过对辽宁电网负荷分析与潮流、无功及短路分析，重点剖析网架结构上电网存在的薄弱点和安全危险点，为当日电网运行提供优化方案。

2.2.4 操作前预警预控 由于对电网的操作将改变电网的结构，而电网结构的改变将影响系统安全稳定运行的条件，因此，在电网操作过程中和操作后容易诱发电网故障。操作前的预警预控工作就是要求当值调度员在日计划所安排的设备停电操作前，按照操作原则认真编写操作票，并由值班长审核。对于新设备投运或是复杂的送电，由系统处编写送电方案，再由当值调度员编写操作票，最后由值班长审核。

2.2.5 实时预警预控 国内外对在线和实时的预警预控功能都有较深入的研究和实践，基于对辽宁电网运行的认识，主要考虑以下4个方面：1） 在电网出现供需失衡和偏紧状态时，积极向外网寻求电力支援，同时启动大用户需求侧管理，实施错峰、避峰用电。2） 在电网出现重大事故，电网安全受到极大威胁和供电处于特急状态时，调度部门应以确保主网安全稳定运行和重要用户安全用电的原则执行事故拉闸限电。3） 以系统当前运行方式为基础，进行短路电流计算，与开关实际遮断容量比对，按照短路电流数值进行排序，对越限的情形告警。4） 根据当前天气情况，尤其针对夏季或冬季易发的雷雨、冰雹、短时大风及大雾等不同程度天气灾害，分析主网或局部电网因故障聚集效应产生的严重和连锁故障的系统稳定水平，提前做好相关事故预想和预案。

3 结论

电网运行双预管理，不仅能使管理的每个环节落实到部门、责任落实到人，而且细化专业分工，制定针对性预防措施，超前控制风险，把风险降到最低程度，从而大大提高辽宁电网的安全管理水平。

辽宁电网风电安全运行管理工作实施方案 篇4

国电调[2000]447号

（2000年8月）

1.总则

1.1为保证特殊时期电网安全稳定运行，确保对重要地区、场所安全可靠供电，使特殊时 期保电工作规范化，制定本工作规范。

1.2特殊时期共分两 级：

一级为；在中国召开的具有重大影响的国际性会议、活动，国家级重要政治、经济、文化活 动等时期；其他由上级部门认定的时期。

二级为：全国性主要节假日（春节、国庆节、五一劳动节、元旦），其他由上级部门认定的 时期。

1.3本工作规范适用于全国各网、省电网调度机构。

2保电工作的组织领导

2.1各网、省调度中心设立保电工作小组。工作小组成员为调度中心领导、总工、各 专业负责人第综合处（办公室）负责人，调度中心主任为工作小组组长。

2.2保电工作小组是相应调度管辖电网保电工作的组织、指挥和协调机构。其职责为 ：

2.2.1组织编制保证电网安全运行方案（保电方案，下同）；

2.2.2汇报、审核与下达保电方案；

2.2.3协调各专业及有关下级调度机构工作；

2.2.4监督保电方案实施，组织处理突发事件；

2.2.5汇报、调查保电过程中的重大事件；

2.2.6总结保电工作。

2.3国调中心负责监督、协调全国性和跨大区电网、独立省电网的保电工作，网调负 责指挥、协调大区电网及所辖省电网的保电工作

3编制保电方案

3.1保电方案应包括以下主要内容：

3.1.1保电目标。根据各自电网调度管辖范围及职责，确保所管辖电网的安全稳定运 行；

3.1.2组织、指挥系统及责任制；

3.1.3技术措施。包括：保障电网正常运行的安全稳定措施（包括一次系统方式安排、继 电保护和安全自动装置的使用等），调度管辖范围内主要发电厂、变电站安全措施，全网用 电预测和发电出力安排，分区按保电级别和负荷重要程度制定紧急拉闸序位表等；

3.1.4对运行及备用设备提前进行消缺、检修、调试的计划；

3.1.5必要的反事故演习方案，针对系统运行的薄弱环节的事故应急预案；

3.1.6通信、治安、后勤等保障措施。

3.2一级保电力案应于保电时期开始前3周编制完成。二级保电方案应于保电时期开始 前2周编制完成。

4下达、实施保电方案

4.1保电方案须报网、省电力公司批准。一级保电方案应于保电时期开始前2周下达，二级保电方案应于保电时期开始前1周下达。一级保电方案同时报上级调度部门备案。

4.2保电方案批准下达后，保电工作小组要组织编写人员对运行人员和部分下级调度 专业人员、重要发电厂、变电站运行人员进行技术交底，明确工作要点和有关细节。必要时，上级调度部门组织对一级保电工作进行检查。

4.3调度值班工作

4.3.1一级保电期间，工作小组成员及各专业负责人应在岗值班。

二级保电期间，工作小组成员、调度运行负责人应在岗值班，各专业负责人备班。

4.3.2值班人员在保电时期开始前2小时检查系统运行情况，并向上级调度报告。

4.4有关专业的工作

4.4.1运行方式

1.做好负荷预测和区域功率平衡工作。重要联络线输送功率控制合理，一级保电期间，保证受端电网失去最大电源或其中2回联络线故障跳闸时，保证重要负荷供电；二级保电 期间，当受端电网失去最大一台机组时，保证重要负荷供电。对与主系统联系较弱的地区，尽可能安排使其发用电基本平衡。

2.系统稳定考虑原则。一级保电期间主变及母线发生故障，或发电厂出线及受端系统发生 N-2故障时，保证重要负荷供电。

对稳定水平达不到导则要求的电网，二级保电期间，发电厂出线及受端系统发生N-1故障时，保证重要负荷供电。

3.调整电网设备检修计划，对存在缺陷的设备要在保电时期前安排消缺。在保电期间，根据电网实际情况，尽可能保持电网为正常结线方式（电网运行特殊要求除外）。保电期 间停止有关新设备试运工作。

4.在保电期间，要根据系统运行和负荷变化情况，每日对电网运行方式做滚动调整，以适应保电要求。

4.4.2调度运行工作：

1.组织调度运行人员学习保电方案，熟悉电网运行方式的细节和要点

2.根据保电方案和电网运行特点，编制事故预想和处理预案。事故预想应包括如下内 容：重要输电线路跳闸、大型电厂和枢纽变电站全停、局部电网解列、调度自动化系统故障 和调度通信系统故障等。

3.根据保电方案要求，在正式进入保电期前，组织进行反事故演习。对一级保电，网 省调度应与有关下级调度和重要的发电厂、变电站进行联合反复故演习。对二级保电，网省 调度自行组织进行反事故演习。演习后，要进行总结和评议。

4.核对事故限电序位，按保电级别对重点保电对象予以考虑。

4.4.3二次专业工作

1.对重要设备（如重要联络线、联络变压器及重要变电所母线）的主保护必须保证无缺陷 运行，并核算和核对保护整定值，保证整定正确。

2.所有在保电期间达到校验周期或存在缺陷的二次装置，必须在保电期之前完成校验和消 缺工作。

3.所有运行设备的继电保护装置、故障录波装置、安全自动装置、调度通信和自动化装置 等必须按要求投入。

4.一级保电期间不安排继电保护、通信、自动化装置调试、校验、改造工作。

5.做好调度通信保障，对特别重要的发电厂、变电站要保证通信联络。

5.组织协调下级调度机构和运行单位保电工作

5.1要求下级调度成立相应工作机构，明确责任，建立工作联系渠道。

5.2与有关下级调度机构研究重要场所保电措施。

5.2.1明确保电目标和要求；

5.2.2明确不同地区、场所、时段的保电级别；

5.2.3明确重要和一般地区、场所、时段的划分；

5.3督促发电厂、变电站落实安全运行措施，要求并网运行的发电厂、变电站对可能 出现的设备故障（异常）制定紧急处理预案和保厂（站）用电措施，并报上级调度部门备案。

5.4重要场所可靠供电措施。重要场所保证两路及以上供电电源，必要时配备临时发 电车，特别重要的场所可配备UPS电源；用户自备电源应提前进行启动试验；安排重要场所 和用户装设的低频、低压减负荷装置退出运行。

6运行情况汇报和保电工作总结

6.1在保电期间电网发生重大事故时，有关调度机构应立即了 解情况，按国调中心下发的 《网省调电网运行情况汇报规定》，逐级汇报。

6.2在一级保电期间，每日9时向上级调度报前一天保电情况（无异常情况可不报）

6.3一级保电工作总结应于保电结束后10个工作日内完成并报网省电力公司。一级保电工 作总结同时报上级调度机构。

6.4一级保电工作总结主要内容包括：保电任务完成情况、对保电方案的评价、主要经验 和教训、改进措施和建议等。

7附则

7.1本规定由国家电力调度通信中心解释。