关于电力系统准同期并列的具体概述和分析及应用

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发电机并列资料

发电机并列资料

发变组并列(#3号)
• 1、接主值通知 2、检查与#3发变组有关的工作票确已注销 3、取下#3发变组主变ZB3高压侧出线上短路接地线处所 悬挂的“已接地”标示牌 4、拆除#3发变组主变ZB3高压侧出线处所装设的一组三 相短路接地线( # ) 5、合上#3发变组GIS汇控柜控制回路空开8DC4 6、合上#3发变组GIS汇控柜指示回路空开8DC5
• 采用自同期并列的优点是: • 1)操作简单 • 2)可以防止非同期并列的危险 • 3)在故障情况下。可以很快的将发电机与系统并列。这可以加速事故的
处理。 • 缺点 • 采用自同期并列的缺点是,并列时待并发电机将受到一个大电流的冲
击,并使系统电压降低。
二、自动准同期装置的组成
• 为了使待并发电机组满足并列条件,自动准同期装置设 置了三个控制单元。
• 47、取下41DO7盘#3主变压器冷却风机工作电源一上的 “禁止合闸,有人工作” 标示牌
• 48、取下41D14盘#3主变压器冷却风机工作电源二上的 “禁止合闸,有人工作” 标示牌
• 49、取下41G03盘#3发变组起励电源交流断路器上的 “禁止合闸,有人工作” 标示牌
• 50、取下#1直流屏#3发电机励磁操作电源(一)上的 “禁止合闸,有人工作” 标示牌
• 65、合上3主变压器ZB3控制柜内加热器电源2ZK
• 66、合上#3主变压器ZB3控制柜内直流控制开关3ZK
• 67、合上#3发变组厂高变3CGBⅠ组冷却风机交流电源空开 1ZK
• 68、合上#3发变组厂高变3CGBⅡ组冷却风机交流电源空开 2ZK
• 69、将#3发变组厂高变3CGB冷却风机电源转换开关SA1切 换至“工作”位置
• 56、合上#2直流屏#3发电机励磁操作电源(二)电源空 开

同期的方式及准同期并列的条件

同期的方式及准同期并列的条件
电压引至同期装置,以便进行比较判断。引入同期装
置的电压通常取自不同的电压互感器。
2.3.1 PT的接线方式
• 单相电压互感器接线方式
• 两个单相电压互感器构成的V-V接线方式
• 三相三柱式电压互感器构成的星形接线方

• 三相五柱式电压互感器的接线
• 三个单相电压互感器的接线
单相电压互感器接线方式
器应作为同期点。
2.2 同期点选择原则
⑧多角形接线和外桥形接线中,与线路相关的两个断
路器均应作为同期点。
⑨一台半接线的所有断路器均应作为同期点。
⑩全厂只有一条线路时,线路断路器可不作为同期点。
2.3 同期电压引入
采用准同期方式并列时,需比较待并发电机与系统
电压的数值、频率和相位。为此需将待并侧和系统的
• 二次侧接地属保护接地,是为了防止一次绕组
与二次绕组间绝缘损坏后,一次侧高电压串入
二次侧,危及人身和设备安全。
• 接地方式的种类有:1、中性线接地,2、 B相
接地。
• 发电厂的电压互感器多采用B相接地方式 ,其
中性点F作为后备。
• 变电站电压互感器采用中性点接地方式。
电压互感器的变比
大电流接地系统电压互感器的变比
为了校正相位,通常采用
称为同步运行。
同步电机并列的基本准则:
(1)并列断路器合闸时,冲击电流应尽
可能的小,其瞬时最大值一般不超过1~2
倍的额定电流。
(2)发电机组并入电网后,应能迅速进
பைடு நூலகம்入同步运行状态,其暂态过程要短,以减少
对电力系统的扰动。
1.2 同期的基本方式
发电机的并列有两种方式:即准同期和自同期。
自同期

发电机同期

发电机同期

第一节、电力系统并列概述
电力系统中的发电机组都是并联运行的,不论是在正常或事故 的情况下,经常需要使某些发电机组通过一定的手续参加 并联运行(包括同步发电机、同步调相机或电力系统的两 个部分进行并联的操作)。我们把这种不同系统参加并联 运行的操作,统称为电力系统的并列操作。
并列操作是电力系统运行中经常、很重要的一项操作,必须认 真对待,以便在并列操作以后,能很快达到同步运行的目 的。假如操作情况不良或发生误操作,将会对电力系统带 来极其严重的后果;可能发生巨大的冲击电流,甚至比机 端短路电流还要大很多;会引起系统电压严重下降;使电 力系统发生振荡以至使系统瓦解;冲击电流所产生的强大 电动力还可能对电气设备造成严重的损坏,以致在短时期 内难以恢复等。
准同期并列
• 相角差 Δδ = 0
理想条件
但是理想条件在实际中是难以实现的。 原因?
理想 —— 美好的愿望。通常不容易实现。
手动准同期 并列演示
返回
§ 6 -1电力系统并列概述
(四) 准同期并列并列条件分析
1.ΔU ≠ 0 对并列的影响(Δf = 0,Δδ = 0)
Ůg ΔŮ
ΔU= Ug- U
冲击电流周期分量有效值:
自同期并列的最大特点是并列过程迅速,操作简单,实际上 避免了误操作的可能性,而且宜于实现操作过程的自动化。 正是由于这些优点,自同期并列对于加速事故处理有着重 大的意义。自动自同期并列的方式多用于水轮发电机。对 于汽轮发电机,目前多采用半自动自同期方式。
第一节、电力系统并列概述
三、非同期并列
不检查上述的三个并列条件,而直接将电机投入系统的方法 称为非同期并列。这种并列方法可能带来较大的冲击电流。 在最不利的情况下,当两者之间的电压相角差达到180度 时,冲击电流可以比发电机的出口短路电流大一倍,同时 带来巨大的电动力效应。

电力系统自动化第2讲 同步发电机的自动准同期并列

电力系统自动化第2讲 同步发电机的自动准同期并列
第二讲 同步发电机的自动 准同期并列
North China Electric Power University
第三章 同步发电机的自动准同期并列
2023/10/16
重点讲解发电机同步准同期 并列的自动化原理. 这是将同 步发电机投入电网进行并列运 行以组成电力系统的基本步骤.
North China Electric Power University page2
检测的信息主要取自并列断路器QF两侧的电压,而
且主要是对脉动电压
U
进行检测并提取信息。
S
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1 脉动电压— QF两侧电压相量幅值相等
(1)QF两侧电压相量幅值相等 j U X
可以得到脉动电压:
Sy
0.2 2 f N
100
0.2 rad / S
TS
2 Sy
10S
测量 TS 的值可以检测出发电机组与电网之间滑差
角频率的大小,即频率差的大小。
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2 脉动电压—并列检测合闸相角差
同步发电机并列的同步过程分析
发电机发出 功率
发电机吸收 功率
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自同期并列
自周期并列就是将一台未加励磁电流的发电机组升速
到接近于电网频率,滑差角频率不超过允许值,而且, 在机组的加速度小于某一给定值的条件下,首先合上并 列断路器QF,接着立刻合上励磁开关,给转子加上励磁电 流,在发电机电动势逐渐增长的过程中,由电力系统将 并列发电机拉入同步状态。

电力系统自动化chapter1-2准同期并列的基本原理2

电力系统自动化chapter1-2准同期并列的基本原理2

T s1
T s2
ω s2
ω s1
UG +U x
图 1-7
UG − U x
t
T s1
T s2
U G 与 U x 不等时 U s 的波
第二节
准同期并列的基本原理
(三)利用脉动电压 u s 检测准同期并列的条件 脉动电压 u s 有时也称作滑差电压。 1、电压幅值差 电压幅值差 U G − U x 为对应于脉动电压 U s 波形的
2 2 = + Us U x U G − 2U x U G cos ω s t (1-9) 当 ω st = 0 时, U s = U G − U x 为两电压幅值差;
当 ω st
= π 时, U s = U G + U x 为两电压幅值和。
第二节
US
准同期并列的基本原理
ω s1
ω s2
t
US
图 1-6 U G = U x 时 U s 的波形
第二节
准同期并列的基本原理
Hale Waihona Puke 在满足并列条件的情况下,采用准同期并列方
法将待并发电机组投入电网运行,前已述及只 要控制得当就可使冲击电流很小且对电网扰动 甚微。
因此准同期并列是电力系统运行中的主要并列
方式。
第二节
准同期并列的基本原理

设并列断路器 DL 两侧电压分别为 U G 和 U x ; 并列断路器 DL 主触头闭合瞬间所出现的冲击电流值以及进入同步运行的暂 态过程,决定于合闸时的脉动电压 U s 和滑差角速度 ω s 。 因此,准同期并列主要对脉动电压 U s 和滑差角速度 ω s 进行 检测和控制,并选择合适的时间发出合闸信号,使合闸瞬间 的 U s 值在允许值以内。 检测的信息也就取自 DL 两侧的电压, 而且主要是对 U s 进行检测并提取信息。

电力系统自动化同步发电机的自动准同期并列PPT课件

电力系统自动化同步发电机的自动准同期并列PPT课件

例如:一般规定,汽轮发电机组不允许因相角差产生的
冲击电流值为发电机空载时突然发生机端短路的冲击电
流值的1/10
10sine 10sine 1
Xq
Xd Xd
可以得到最大允许并列误差角:
e m a sxie n 0 .1 r a 5 .7 d o3
2020/4/18
精品课件
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实际并列条件之三——频率差
若并列时频率差较大,即使合闸相角差很小,满足要求, 也需要发电机经历一段时间的加速或者减速过程,才能 实现同步。加速或减速力矩会对机组造成冲击,严重时 甚至会导致失步。
我国在发电厂进行人工手动并列操作时,一般限制滑差 周期在10S~16S之间。
2020/4/18
1、并列断路器合闸时,冲击电流应尽可能小,其瞬时 最大值一般不超过1-2倍的额定电流。
2、发电机并入电网后,应能迅速进入同步运行状态, 其暂态过程要短,以减少对电力系统的扰动。
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精品课件
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同 步 发 电 机 的 并 列 方 法
2020/4/18
同步发电机的并列方法
准同期并列
列的一个条件:电压差 U不S能超过额定电压的
5%~10%.
•现在的一些大型发电机组规定电压差不超过0.1%,以尽量避免无 功冲击电流
2020/4/18
精品课件
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实际并列条件之二——合闸相角差
并列时的电气状态:
fG fX UG UX e 0
计算得到冲击电流最大瞬时值:
ihmax2.5XU 5q X
2020/4/18
精品课件
UG
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实际并列条件之一——电压幅值差

同期系统在水电站中的应用

同期系统在水电站中的应用

同期系统在水电站中的应用摘要将一台单独运行的发电机投入到运行中的电力系统称为发电机同期并列操作。

同期并列是发电机组并网发电非常重要的一个环节,本文主要介绍河口村水电站采用的西门子准同期系统以及主要功能特点;分析了同期系统的原理和准同期装置的参数整定。

关键词: 准同期系统; 并列操作; 待并侧电压一、引言同步发电机的并列操作,必须按照准同期方法或自同期方法进行。

否则,盲目地将发电机并入系统,将会出现冲击电流,引起系统振荡,甚至会发生事故、造成设备损坏。

因此, 必须确保同期系统的正确性、可靠性, 提高机组的并网操作的质量。

发电机组非同期并列时, 将产生很大的冲击电流和电磁转矩, 冲击电流将对发电机定子端部绕组产生强大的应力, 电磁转矩则对轴系统产生强大的扭应力, 轻则轴系扭振形成疲劳损耗, 缩短使用寿命, 重则大轴即时断裂。

按扭振疲劳百分数考虑, 严重的非同期并列时, 每次疲劳损耗大于10% , 远超过发电机机端三相短路的疲劳损耗值,是最危险的单一冲击。

二、水电站准同期系统准同期并列操作,就是将待并发电机升至额定转速和额定电压后,满足必要的同期条件后,使发电机和电网系统并网, 才能向电网输送有功和无功。

四个必要的同期条件如下:(1) 发电机电压相序与系统电压相序相同。

(2) 发电机电压与并列点系统电压基本相等。

(3) 发电机频率与系统的频率基本相等。

(4) 合闸瞬间发电机电压相位与系统电压相位相同自动准同期是利用自动准同期装置实现发电机按准同期条件并入系统的操作。

当发电机电压或频率与系统电压或频率有偏差时,该装置发出调节脉冲,分别调节发电机的电压或频率,直到准同期条件基本满足时,自动准同期装置在适当的提前角度下(满足提前时间)自动发出合闸命令,使发电机平稳并网。

河口村水电站采用德国西门子公司的自动准同期并列系统(型号:7VE61)。

对于自动准同期来说,7VE6x 同期装置在设计时考虑了最高的合闸安全,合闸命令由冗余判据产生。

同步发电机准同期并列实验报告

同步发电机准同期并列实验报告

实验报告课程名称: 电力系统分析综合实验 指导老师: 成绩:__________________实验名称:____同步发电机准同期并列实验____实验类型:________________同组学生姓名:__________一.实验目的1、加深理解同步发电机准同期并列原理,掌握准同期并列条件;2、掌握微机准同期控制器及模拟式综合整步表的使用方法;3、熟悉同步发电机准同期并列过程;4、观察、分析有关波形。

二.原理与说明将同步发电机并入电力系统的合闸操作通常采用准同期并列方式。

准同期并列要求在合闸前通过调整待并机组的电压和转速,当满足电压幅值和频率条件后,根据“恒定越前时间原理”,由运行操作人员手动或由准同期控制器自动选择合适时机发出合闸命令,这种并列操作的合闸冲击电流一般很小,并且机组投入电力系统后能被迅速拉入同步。

根据并列操作自动化程度的不同,又分为:手动准同期、半自动准同期和全自动准同期三种方式。

正弦整步电压是不同频率的两正弦电压之差,其幅值作周期性的正弦规律变化。

它能反映两个待并系统间的同步情况,如频率差、相角差以及电压幅值差。

线性整步电压反映的是不同频率的两方波电压间相角差的变化规律,其波形为三角波。

它能反映两个待并系统间的频率差和相角差,并且不受电压幅值差的影响,因此得到广泛应用。

手动准同期并列,应在正弦整步电压的最低点(同相点)时合闸,考虑到断路器的固有合闸时间,实际发出合闸命令的时刻应提前一个相应时间或角度。

自动准同期并列,通常采用恒定越前时间原理工作,这个越前时间可按断路器的合闸时间整定。

准同期控制器根据给定的允许压差和频差,不断检查准同期条件是否满足,在不满足要求时闭锁合闸并且发出均匀均频控制脉冲。

当所有条件满足时,在整定的越前时刻送出合闸脉冲。

三.实验项目和方法1.机组微机启动和建压(1)在调速装置上检查“模拟调节”电位器指针是否指在0位置,如果不在,则应调到0位置;(2)合上操作台的“电源开关”,在调速装置、励磁调节器、微机准同期控制器上分别确认其“微机正常”灯为闪烁状态,在微机保护装置上确认“装置运行”灯为闪烁状态。

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关于电力系统准同期并列的具体概述和分析及应用区级电网位于西北电网中G电网中北部,地处N电网和L电网之间,是连接G和N电网的枢纽电网,骨干网架形成3 3 0 kV> 2 2 0 k V为主网架的大型区域电网,110kV网络形成4个片区网络。

该地区电网3 5kV及以上变电站122座,主变容量9 3 9. 7 2万kVA,网统调装机容量44 10.4MW,其中火电3 4 4 0 MW,水电4 6 4.5 MW,风电4 3 6 MW,光伏69.9MW ;图1为该地区电网11 0kV 环网结构图。

1.2孤网运行情况分析从图1中可以看出,W水电厂由1 113WS—线、1114WS二线双回线并列运行,通过S变上网输送电量,异常情况下若1120 DH线和1120SS线同时发生故障,W水电厂将与大电网失去互联,孤网运行。

因主网线路故障而形成孤网系统时,W水电厂发电机组的调速系统可靠动作,变电站低频低压减载装置正确的、按次序逐步切除部分负荷,使孤网系统稳定下来。

此时,孤网系统中发电机组调速系统等自动装置可靠稳定、发电机组的出力与负荷基本平衡,孤网稳定运行。

孤网系统稳定运行可以确保孤网系统的重要用户不停电,但孤网系统无法长期保持稳定运行,在故障处理完成后,调度员需要将孤网系统恢复到主网系统中来。

孤网系统与主网恢复并网需要注意电网的同期条件,两个电网之间的频率、电压、相位可能存在偏差,无视同期条件的合闸操作会引发更大规模的故障。

2同期情况分析2.1同期情况分类及特点电网同期通常有2种情况:其一是差频并网,指2个独立运行着的电网之间通过一条线路同期并联;其二是同频并网,指同一电网中2个变电站之间再投入一条线路的同期并联。

差频并网的特点是待并列断路器两侧不仅存在着电压差,而且还存在着频率差和变化着的相角差,差频并网要通过准同期方式完成;同频并网的特点是待并列断路器两侧电压的频率相等,频差为零,压差存在,相角差是一个固定值,同频并网需要解决电网的合环(环并)问题。

2.2同期并列要因分析在实际电网并列过程中,除了压差是固有的以外,由于两个电网的频率也不可能完全一致,导致在并列点处的相角差也随着两侧频差的存在而呈现周期性的变化,因此,研究两侧的压差、频差和相角差对于电网的并列具有非常重要的意义。

图2为两个电网同期并列接线示意图及相量图。

图中,QF为同期并列的联络断路器,U1和U2分别是两个电网在并列点的电压,X1和X2分别是两个电网到并列点的等效电抗。

假定两个电网的电压都是标准的正弦波,31、32分别是两个电网电角速度,©1、©2分别为两个电网电压初相角,其瞬时值分别为:Ul=Ulmsin(wlt + ©l)U2=U2msin(w2t + ©2{)(l)2.2.1压差对冲击电流的影响电压差计算公式为:△U = Ul—U2(2)从图2可知,由脉动电压AU产生的冲击电流为:Ich=Ul-U2j(Xl+ X2) (3)假设U l=U2=U,其中3是系统的功角,贝S其大小为:Ich =2UXl+X2sinS2(4)2.2.2相角差对冲击电流的影响由式(1)可得系统两侧发电机在任意时刻的相角差为:8 = w1t + ©1 — (w2t + ©2) =(31 — co2)t +(©1 — ©2)(5 )因此,从冲击电流产生的机理上可以看出,发电机在并网时的冲击电流是两个电网之间的相互作用。

只要产生冲击电流,两个相连的电网之间就必然会出现有功功率或无功功率的交换,而且这一交换是瞬时发生的,对两个电网都有不同程度的影响。

一般而言,电网越大、网架结构越合理,其承受冲击的能力就越强;反之,电网越小、网架结构越不合理,承受冲击的能力就越弱。

在实际运行中,电压差和频率差两个要素与相位差相比,对于系统的影响相对要小,因为电压和频率较容易满足准同期要求,因此,电网并列的准同期操作过程,实际上就是同期装置捕捉相角差3为零的过程,而电压差和频率差仅仅是作为同期时的限定条件。

目前,该地区电网在H变110 0母联上安装了PSS 6 6 0数字式自动准同期装置。

在整定计算过程中,对电压差和频率差整定值如下:一5VW(Ug—Us)W5V;—0.25HzW(fg—f s)<0.25Hz(其中Ug和Us分别为G、N两电网的母线电压,fg和fs为其频率),允许合环角15°;在进行电网间的同期并列过程中,由于初始相角无法控制,即使电压差△U满足同期要求,也很容易出现相角差3不满足准同期要求而使联网操作无法成功。

在这种情况下,唯一的方法就是调整某一侧电网机组的出力或对较大负荷进行投切来使其频率发生微小的改变,使之满足同期条件,然后再进行同期捕捉。

如果超过同期复归时间后仍未捕捉到同期,装置会报同期超时失败,使得同期操作难以成功。

综上所述,出现这种情况是必然的,在频率差很小时,只能通过多次操作来确保同期操作的成功,这在该地区电网事故处理期间进行电网联网操作时就曾出现过。

3频率、电压调整方法3.1频率调整方法调频率就是调整功率平衡。

调整的主要手段是调节发电机机端出力和调整受电侧负荷,使发电、供电趋向平衡。

当小电网与大电网解列后,小电网的发电机组根据功率平衡情况自行增减水轮机进水量,从而实现一次调频,一次调频是有差调频,还需要进行自动发电控制(AGC)或调频器调节,进行二次调频。

小电网调频的方法及手段要根据实际情况灵活掌握。

小电网调频操作的步骤是:首先利用小电网发电机调频,以频率过低为例,应先投入备用发电机发电,按照事故情况下带负荷能力增大运行机组出力,增加机端出力。

如果投入备用机组、增加出力仍然不能满足频率要求,则只能按照批准的事故拉闸限电序位表有序拉闸,进行负荷侧功率调整。

功率调整遵循“频率—负荷”变化规律,一般使用“二五”比率,即电网负荷变化5%, 频率变化2%,即负荷频率变化率比值为2.5。

如果独立小电网与大电网并网,正常大电网数万甚至数十万千瓦的功率波动,频率变动都微乎其微,所以正常情况下大电网进行调频不现实,也会扩大影响,因此,通常情况下调频操作只由独立小电网完成。

在独立小电网频率偏低的情况下,一方面提高独立小电网机组出力,另一方面限制小电网负荷,使小电网有功功率平衡,从而提升频率,满足同期条件。

调整幅度要适量,根据计算数据逐渐调控负荷,不能盲目调整,避免因调整不当造成独立小电网崩溃。

3.2电压调整方法电压调整的常用方法一般有以下几种:增减无功功率调压,改变有功功率和无功功率调压,改变网络参数调压,通过静止无功补偿器调压,特殊情况下采用调整用电负荷或限负荷调压。

如果独立小电网电压异常,则在调整独立小电网的同时可以调整正常电网的同期点电压。

以独立小电网电压过高为例,一般情况下,由独立网发电厂根据电压自行调整,减少无功出力,降低机端电压,同时可以调整正常电网电压,将正常电网的电容器组投入,调整主变分接头,从而调高正常电网同期点的电压,使电压满足同期条件;反之,小电网电压过低时,进行相反的操作,但独立小电网不宜进行容量过大的电容器组、电抗器的投切,避免大的功率扰动对小电网造成冲击,威胁小电网稳定,甚至使小电网电压崩溃。

在该地区电网中,W水电站孤网运行情况下进入小网模式运行,电网振荡较大,对水电机组冲击较大,甚至会造成水电机组的损坏,因此, 需要水电机组迅速保持稳定,尽一切能力保障水电机组的运行,防止因水电机组解列而导致脱网运行。

4防措施4.1加强网架结构,加装保护以及同期并列装置D变到H变增加一回线路,加强网架结构;建议1 12 0DH线加装光差保护,当线路发生故障时能快速切除故障实现全线速断,避免保护失配造成越级跳闸,缩小停电围,减少对电网的影响;在T变、D变、S变加装同期并列装置。

4.2加强对孤网运行的负荷特性分析与研究在孤网形成以后,孤网运行处于一个相对平稳的状态,在该地区电网,硅铁、电石等高耗能负荷在总用电负荷中所占比重大,产品生产与出炉时负荷变化快,高耗能负荷的突然变化造成孤网的电网崩溃也是重要原因之一。

针对网各类高耗能用户负荷特性,加强对其用电时段、负荷运行曲线及电网运行影响的分析与研究,总结规律,制定针对性防措施与保供电预案,把电网影响用户供电因素及用户负荷影响电网稳定运行的因素均降至最小,更利于电网调度顺利进行。

4.3增强调度员对电网孤网运行的事故处理能力增强调度员对电网孤网运行的事故处理能力,要求每一位调度员学习和研究孤网运行方案,特别是要增强每一位调度员学习孤网运行初期的运行特点,掌握电网事故解列后孤网运行的明显特征,在发生事故时做出准确判断,及时汇报、沟通,并在此基础上要求调度员加强电网孤网运行事故处理预案的学习,使各级专业人员做到反应快、联系快、操作快。

在该地区电网出现孤网运行情况下,首先应采取有力措施保障电网孤网运行的稳定性,确保孤网电压和频率均在正常围,防止孤网由于剧烈振荡而垮网;其次应尽快选择合适的并网地点进行并网操作,在最短的时间使单独运行的小网并联大电网,从而确保电网安全、稳定、可靠运行。

5结束语为了加强该地区孤网运行时电网的安全稳定性,并选择合适的并网地点在最短时间与大电网并网运行,通过加强网架结构,加装保护以及同期并列装置,加强对孤网运行的负荷特性分析与研究,增强调度员对电网孤网运行的事故处理能力,针对该地区电网结构制定相应的措施,确保了该地区电网的安全、稳定运行。

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