电力系统技术导则.doc
DLT723-2000 电力系统安全稳定控制技术导则
F23备案号：7783—2000中华人民共和国电力行业标准DL／T 723—2000电力系统安全稳定控制技术导则Technical guide for electric powersystem security and stability control2000-11-03 发布2001-01-01 实施中华人民共和国国家经济贸易委员会发布前言本标准根据原电力工业部综科教［1998］28号文《关于下达1997年修订电力行业标准计划的通知》中所列项目任务《电力系统安全稳定控制技术导则》而编制。
电力系统安全稳定控制是保证电力系统安全稳定运行的重要措施。
这类措施虽然已在电力系统中有较普遍的应用，但尚缺乏较全面、系统的技术规定来指导有关的科研、设计、制造和运行工作。
本标准即为了适应这一要求而制定。
原电力工业部曾制定了《电力系统安全稳定导则》(1981年)，并且正在进行修订。
该导则提出了对电力系统在扰动时的安全稳定原则要求。
本标准是根据这些原则提出对安全稳定控制的技术要求。
本标准编写格式和规则遵照GB／T 1.1—1993《标准化工作导则第一单元：标准起草与表达规则第1部分标准编写的基本规定》及DL／T600—1996《电力标准编写的基本规定》的要求。
本标准附录A是标准的附录，附录B和附录C是提示的附录。
本标准由中国电机工程学会继电保护专委会提出。
本标准由电力行业继电保护标准化技术委员会归口。
本标准起草单位：中国电机工程学会电力系统安全稳定控制分专委会和电力自动化研究院。
本标准主要起草人：袁季修、孙光辉、李发棣。
本标准由电力行业继电保护标准化技术委员会负责解释。
目次前言1 范围2 引用标准3 定义4 安全稳定控制总则5 预防控制6 紧急控制7 恢复控制8 控制系统远方信息传送附录A (标准的附录) 电力系统大扰动情况分类附录B (提示的附录) 可用性、可靠性及可维修性附录C (提示的附录) 紧急控制装置的动作评价中华人民共和国电力行业标准DL／T 723—2000电力系统安全稳定控制技术导则Technical guide for electric powersystem security and stability control1 范围本标准规定了电力系统安全稳定控制的功能、应用条件、基本性能要求及主要技术指标等。
电力系统安全稳定控制技术导则
电力系统安全稳定控制技术导则电力系统安全稳定控制技术是保障电力系统运行安全、稳定的重要手段。
随着电力系统规模的不断扩大和电力负荷的增加，电力系统面临的安全稳定问题变得更加复杂和严峻。
因此，针对电力系统安全稳定控制技术的研究和应用具有重要的意义。
电力系统安全是指在保证电力系统运行的基础上，防止电力系统发生事故和故障，保障电力系统的安全性。
安全稳定控制技术是指通过对电力系统的监测、分析和控制，及时发现系统潜在的安全隐患，并采取相应的控制措施，保证电力系统在各种异常情况下仍能稳定运行。
电力系统安全稳定控制技术的核心是电力系统的监测和分析。
通过对电力系统各个节点的电压、电流、频率等参数进行实时监测，可以获取电力系统的运行状态。
在监测的基础上，通过对电力系统的分析，可以判断系统是否存在安全隐患，并确定应采取的控制策略。
在电力系统安全稳定控制技术中，最常用的控制策略是发电机控制、负荷控制和线路控制。
发电机控制是指通过调节发电机的输出功率和无功功率，使电力系统的频率和电压保持在安全范围内。
负荷控制是指通过调节负荷的消耗或供给，使电力系统的负荷与发电平衡，保持电力系统的稳定运行。
线路控制是指通过调节线路的输送功率和无功功率，保证电力系统的传输能力和稳定性。
除了上述控制策略外，还可以采用电力系统的自动控制和远动控制技术。
自动控制技术是指利用计算机和自动化装置，对电力系统的各个部分进行自动监测和控制。
远动控制技术是指利用通信技术，实现对电力系统的远程监测和控制。
这些技术的应用可以提高电力系统的安全性和稳定性，减少人为因素对电力系统运行的影响。
电力系统安全稳定控制技术还需要考虑电力系统的运行模式和运行环境。
不同的运行模式和环境对电力系统的安全稳定性有不同的要求。
因此，在制定安全稳定控制策略时，需要综合考虑电力系统的运行特点和环境条件，以及各种可能的故障和事故情况。
电力系统安全稳定控制技术是保障电力系统安全运行的重要手段。
《电力系统电压和无功电力技术导则》(SD-325-1989)
电力系统电压和无功电力技术导则(试行)SD325-891 总则2 名词、术语3 基本要求4 电压允许偏差值5 无功电力平衡和补偿6 无功补偿设备的选用7 网络结构8 变压器调压方式及调压范围的选择9 电力系统电压的调整和监测1 总则1.1 电压是电能质量的重要指标。
电压质量对电力系统的安全与经济运行，对保证用户安全生产和产品质量以及电器设备的安全与寿命，有重要的影响。
本导则规定了电力系统各母线和用户受电端电压的允许偏差值以及电压与无功调整的技术措施。
1.2 电力系统的无功补偿与无功平衡，是保证电压质量的基本条件。
有效的电压控制合理的无功补偿，不仅能保证电压质量，而且提高了电力系统运行的稳定性和安全性，充分发挥了经济效益。
1.3 电力系统各部门(包括自备电厂和用电单位)在进行规划、设计、基建、运行及用途管理等主面的工作时，应遵守本导则。
2 名词、术语2.1 系统额定电压电力系统各级电压网络的标称电压值。
系统额定电压值是：220v、380v、3kv、6kv、10kv、35kv、63kv、110kv、220kv、330kv、500kv。
其中，220v为单相交流值，其余均为三相交流值。
2.2 电压偏差由于电力系统运行状态的缓慢变化，使电压发生偏移。
其电压变化率小于每秒1%时，实际电压值与系统额定电压值之差。
2.3 无功电源发电机实际可调无功出力、线路充电功率、以及包括电业部门及电力用户无功补偿设备在内的全部容性无功容量。
2.4 自然无功负荷电力用户补偿前的无功负荷、发电厂(变电所)厂用无功负荷、以及各级电压网各变压器和电抗器及线路的无功消耗之总和。
(整理)电力系统电压和无功电力技术导则
电力系统电压和无功电力技术导则电力系统电压和无功电力技术导则(试行)1 总则1.1 电压是电能质量的重要指标。
电压质量对电力系统的安全与经济运行，对保证用户安全生产和产品质量以及电器设备的安全与寿命，有重要的影响。
本导则规定了电力系统各母线和用户受电端电压的允许偏差值以及电压与无功调整的技术措施。
1.2 电力系统的无功补偿与无功平衡，是保证电压质量的基本条件。
有效的电压控制合理的无功补偿，不仅能保证电压质量，而且提高了电力系统运行的稳定性和安全性，充分发挥了经济效益。
1.3 电力系统各部门(包括自备电厂和用电单位)在进行规划、设计、基建、运行及用途管理等主面的工作时，应遵守本导则。
2 名词、术语2.1 系统额定电压电力系统各级电压网络的标称电压值。
系统额定电压值是：220V、380V、3kV、6kV、10kV、35kV、63kV、110kV、220kV、330kV、500kV。
其中，220V为单相交流值，其余均为三相交流值。
2.2 电压偏差由于电力系统运行状态的缓慢变化，使电压发生偏移。
其电压变化率小于每秒1%时，实际电压值与系统额定电压值之差。
2.3 无功电源发电机实际可调无功出力、线路充电功率、以及包括电业部门及电力用户无功补偿设备在内的全部容性无功容量。
2.4 自然无功负荷电力用户补偿前的无功负荷、发电厂(变电所)厂用无功负荷、以及各级电压网各变压器和电抗器及线路的无功消耗之总和。
2.5 无功补偿设备包括电业及电力用户网络中的并联电容器、串联电容器、并联电抗器、同期调相机和静止型动态无功补偿装置。
2.6 无功补偿容量电业部门及电力用户无功补偿设备的全部容性无功和感性无功容量。
2.7 逆调压方式在电压允许偏差值范围内，供电电压的调整使电网高峰负荷时的电压值高于电网低谷负荷时的电压值。
3 基本要求3.1 电力系统各级网络，必须符合电压允许偏差值的要求。
3.2 电力系统的无功电源与无功负荷，在高峰或低谷时都应采用分(电压)层和分(供电)区基本平衡的原则进行配置和运行，并应具有灵活的无功电力调节能力与检修备用。
国网公司配电网技术导则word版本
附件Q/GDW配电网技术导则The Code on The Technology of Distribution Network（征求意见稿）2009-0#-××发布2009-0#-××实施中华人民共和国国家电网公司发布目次前言 (I)1 适用范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 术语和定义 (1)3.1 中低压配电网(MV/LV Distribution Network) (1)3.2 市中心区(Down-Town) (2)3.3 市区(Urban District) (2)3.4 城镇(Towns) (2)3.5 农村(Rural Area) (2)3.6 中压开关站（MV Switching Station） (2)3.7 配电室（Distribution Room） (2)3.8 分界室（Cable Junction Room） (2)3.9 预装式箱式变电站（Prefabricate Cubical Substation） (2)3.10 配电网自动化系统（Distribution Automation System） (2)4 总则 (2)5 一般技术原则 (3)5.1 电压等级 (3)5.2 供电可靠性 (4)5.3 中性点接地方式 (4)5.4 无功补偿和电压调整 (5)5.5 短路水平 (5)5.6 电压损失及分配 (6)5.7 施工及验收 (6)5.8 电力设施防护 (6)5.9 缺陷诊断及故障查找 (6)5.10 带电作业 (7)6 35千伏配电网 (7)6.1 网络结构 (7)6.2 架空线路 (8)6.3 电缆线路 (9)6.4 变电站 (11)6.5 运行和技术监督要求 (13)7 10千伏（20千伏）配电网 (14)7.1 一般技术原则 (14)7.2 电网结构 (14)7.3 架空（混合）配电线路 (15)7.4 电缆配电线路 (16)7.5 架空配电设施 (17)7.6 开关站、配电室、分界室、环网开关箱、箱式变电站 (18)8 低压配电网 (20)8.1 一般技术原则 (20)8.2 低压架空线路 (20)8.3 低压电缆线路 (20)8.4 低压配电网接地运行方式 (21)9 配电网继电保护和自动装置、配电网自动化及信息化 (21)9.1 配电网继电保护和自动装置 (21)9.2 配电网自动化 (21)9.3 信息化 (22)10 客户接入 (22)10.1 接入系统 (22)10.2 用户专用变电站、配电室技术要求 (24)10.3 特殊用户接入 (25)附录（资料性附录） (26)附录A 35kV电网典型接线图 (27)附录B 10千伏（20千伏）架空网接线图 (28)附录C 10千伏（20千伏）电缆网接线图 (30)附录D 电缆敷设方式图 (32)前言《配电网技术导则》是中低压配电网规划、设计、建设、改造和运行的指导性文件，其适用范围为国家电网公司所属的各区域电网公司、省(区、市)公司。
电力系统电压和无功电力技术导则word资料10页
电力系统电压和无功电力技术导则电力系统电压和无功电力技术导则(试行)1 总则1.1 电压是电能质量的重要指标。
电压质量对电力系统的安全与经济运行，对保证用户安全生产和产品质量以及电器设备的安全与寿命，有重要的影响。
本导则规定了电力系统各母线和用户受电端电压的允许偏差值以及电压与无功调整的技术措施。
1.2 电力系统的无功补偿与无功平衡，是保证电压质量的基本条件。
有效的电压控制合理的无功补偿，不仅能保证电压质量，而且提高了电力系统运行的稳定性和安全性，充分发挥了经济效益。
1.3 电力系统各部门(包括自备电厂和用电单位)在进行规划、设计、基建、运行及用途管理等主面的工作时，应遵守本导则。
2 名词、术语2.1 系统额定电压电力系统各级电压网络的标称电压值。
系统额定电压值是：220V、380V、3kV、6kV、10kV、35kV、63kV、110kV、220kV、330kV、500kV。
其中，220V为单相交流值，其余均为三相交流值。
2.2 电压偏差由于电力系统运行状态的缓慢变化，使电压发生偏移。
其电压变化率小于每秒1%时，实际电压值与系统额定电压值之差。
2.3 无功电源发电机实际可调无功出力、线路充电功率、以及包括电业部门及电力用户无功补偿设备在内的全部容性无功容量。
2.4 自然无功负荷电力用户补偿前的无功负荷、发电厂(变电所)厂用无功负荷、以及各级电压网各变压器和电抗器及线路的无功消耗之总和。
2.5 无功补偿设备包括电业及电力用户网络中的并联电容器、串联电容器、并联电抗器、同期调相机和静止型动态无功补偿装置。
2.6 无功补偿容量电业部门及电力用户无功补偿设备的全部容性无功和感性无功容量。
2.7 逆调压方式在电压允许偏差值范围内，供电电压的调整使电网高峰负荷时的电压值高于电网低谷负荷时的电压值。
3 基本要求3.1 电力系统各级网络，必须符合电压允许偏差值的要求。
3.2 电力系统的无功电源与无功负荷，在高峰或低谷时都应采用分(电压)层和分(供电)区基本平衡的原则进行配置和运行，并应具有灵活的无功电力调节能力与检修备用。
电力技术监督导则
标题：电力技术监督导则：推动电力行业发展与安全保障的重要指南导言：电力技术监督导则在电力行业起着重要的作用，它确保了电力系统的安全性、可靠性和高效性。
本文将深入探讨电力技术监督导则的多个方面，包括其定义、目的、实施的影响以及未来发展的趋势，以帮助读者更全面、深刻地理解这一关键词。
1.电力技术监督导则的定义电力技术监督导则是一套原则和规范，用于指导电力行业中的技术监督工作和政策制定。
它涵盖了各个环节，包括电力生产、输电、配电以及用户消费。
导则的制定基于对电力系统的深入研究和理解，旨在确保电力行业的安全、可靠和高效运行。
2.电力技术监督导则的目的电力技术监督导则的主要目的是促进电力行业的发展和持续改进。
它通过制定标准和要求，确保电力系统的可行性和可靠性，提高供电质量，减少事故风险，保护用户的权益，并促进能源资源的可持续利用。
此外，导则还帮助管理者识别和解决电力系统中的技术问题，并提供培训和指导，以提高从业人员的专业素养。
3.电力技术监督导则的实施及其影响导则的实施对电力行业产生了积极的影响。
首先，它确保了电力系统的安全性。
通过规范各个环节的操作和维护要求，导则减少了潜在的事故风险，保护了人员和设备的安全。
其次，导则提高了电力系统的可靠性。
通过要求设备的合理配置、定期检查和维护，导则减少了故障发生的概率，并提高了电力系统的可用性。
此外，导则还促进了电力行业的高效运行，通过要求节能减排、优化供需平衡和推动技术创新，导则提高了电力系统的能源利用效率。
4.电力技术监督导则的未来发展趋势未来，电力技术监督导则将继续发展和完善，以适应日益复杂的电力行业环境和技术进步的需求。
首先，导则将更加注重可持续发展。
随着环境问题日益突出，导则将鼓励电力行业采用清洁能源、提高能源效率、降低碳排放，推动绿色电力发展。
其次，导则将更加注重智能化和数字化。
随着智能电网、电动车、电子设备的普及，导则将鼓励电力系统采用先进的监测和控制技术，提高系统的智能化和自动化水平。
电力系统电压和无功电力技术导则
电力系统电压和无功电力技术导则母线和用户受电端电压质量的要求8.2升压变压器高压侧的额定电压330kv证后确定并考虑电力系统1015年发展的需要经计算论220kv及以下电压等级者宜选1.1倍系统额定电压宜根据系统无功功率分层平衡要求500kv级变压器高压侧的额定电压8.3降压变压器高压侧的额定电压宜选系统额定电压中压侧和低压侧的额定电压宜选1.05倍系统额定电压8.4发电机升压变压器计算论证可行时一般可选用无励磁调压型330kv500kv级升压变压器可选用有载调压型经调压计算论证确有必要且技术经经调压计算仅此一级调经调压也可采用不设分接头的变压器经调压计算论证有必要时8.5发电厂的联络变压器济比较合理时8.6330kv500kv级降压变压器宜选用无励磁调压型可选用有载调压型8.7直接向10kv 配电网供电的降压变压器应选用有载调压型变压器压尚不能满足电压控制的要求时可在其电源侧各级降压变压器中再采用一级有载调压型8.8电力用户对电压质量的要求高于本导则4.1条规定的数值时该用户的受电变压器应选用有载调压型8.9变压器分接开关调压范围应经调压计算确定2×2.5%(10kv配电变压器为±5%器对于有载调压变压器宜选±3×2.5%±8×(1.251.5%35kv电压等级的变电所的变压器无励磁调压变压器一般可选63kv及以上电压等级的宜选位于负荷中心地区发电厂的升压变压5.0%位于系统送端发电厂附近降压5%其高压侧分接开关的调压范围应适当下降2.5%其高压侧调压范围应适当上移2.5%9电力系统电压的调整和监测9.1各级变压器分接开关的运行位置应按保证发电厂和变电所母线以及用户受电端的电压偏差不超过允许值(满足发电机稳定运行的要求并在充分发挥无功补偿设备的经济技术效益及降低线损的原则下方式9.3当发电厂变电所的母线电压超出允许偏差范围时首先应按无功电力分层分区就地平衡的原则调节发电机和无功补偿设备的无功出力若电压质量仍不符合要求时再调整相应有载调压变压器的分接开关位置实行综合优化控制9.5为了掌握电力系统的电压状况采取有效的措施以保证电压质量应在具有代表意义的发电厂变电所和配电网络中设置足够数量的电压监测点在各级电压等级的用户受电端设置一定数量的电压考核点其测量精度应不低于1级分其计算公式为9.6电压监测应使用具有连续监测和统计功能的仪器或仪表9.7电压质量统计的时间单位为使电压恢复到合格值9.4发电厂变电所的无功补偿和调压设备的运行调整应按9.19.29.3条规定的原则通过优化计算确定220kv及以下电网电压的调整宜实行逆调压9.2为保证用户受电端电压质量和降低线损电压超载时间间电压质量合格率×10000电压监测总时(4第三章a电网自然无功负荷系数k值的排序a.1k值的确认原则电网自然无功负荷系数k为电网自然无功负荷q与有功负荷p的比值此值与电网结构电压层次用电器的有功负荷特性和无功负荷特性等因素有关计算电网最大无功负荷时的k值应按全年不同季节及运行方式下最大无功负荷所对应的自然无功负荷系数k的平均值确定同时应记录被测电网的供电电压u发电机的有功出力pg和无功出力qg邻网输入(输出的有功功率pr和无功功率qr电网中实际投运的无功补偿设备总出力qc和线路充电功率qla.2k 值的计算公式β?αqg+qr+qc+式中una.3β=2.0k电压军功正数荷系数电压无功负荷系数系统额定电压值的简化计算公式(a-1经测定目前我国几大电网的电压有功负荷系数与电压无功负荷系数为3.0=0.5β=2.5一般可取=0.30.9此时电网自然无功负荷系数k值的计算公式可简化为k=.(qg+qr+qc+-2额外表明本标准由能源部节能司提出并归口本标准主要起草人宋森汪延宗卢本平徐德生蒙定中陈明光汪启槐谢世璋。
电力系统电压和无功电力技术导则
电力系统电压和无功电力技术导则电力系统电压和无功电力技术导则(试行）ﻫ 1 总则ﻫ 1.1 电压是电能质量的重要指标。
电压质量对电力系统的安全与经济运行,对保证用户安全生产和产品质量以及电器设备的安全与寿命，有重要的影响。
本导则规定了电力系统各母线和用户受电端电压的允许偏差值以及电压与无功调整的技术措施。
1．2 电力系统的无功补偿与无功平衡，是保证电压质量的基本条件。
有效的电压控制合理的无功补偿,不仅能保证电压质量,而且提高了电力系统运行的稳定性和安全性,充分发挥了经济效益。
ﻫ 1.3 电力系统各部门(包括自备电厂和用电单位)在进行规划、设计、基建、运行及用途管理等主面的工作时,应遵守本导则。
ﻫ２名词、术语ﻫ２.1 系统额定电压电力系统各级电压网络的标称电压值。
ﻫ系统额定电压值是：２20V、３80V、3kV、6kV、１0kV、35ｋV、６３ｋV、1１0ｋV、２20kV、330kV、500kV。
ﻫ其中，２20Ｖ为单相交流值,其余均为三相交流值。
ﻫ由于电力系统运行状态的缓慢变化，使电压发生偏２.2 电压偏差ﻫ移。
其电压变化率小于每秒１%时,实际电压值与系统额定电压值之差。
ﻫ2．３无功电源ﻫ发电机实际可调无功出力、线路充电功率、以及包括电业部门及电力用户无功补偿设备在内的全部容性无功容量。
ﻫﻫ2．4 自然无功负荷电力用户补偿前的无功负荷、发电厂(变电所）厂用无功负荷、以及各级电压网各变压器和电抗器及线路的无功消耗之总和。
ﻫ2.５无功补偿设备ﻫ包括电业及电力用户网络中的并联电容器、串联电容器、并联电抗器、同期调相机和静止型动态无功补偿装置。
ﻫﻫ 2.6 无功补偿容量ﻫﻫ电业部门及电力用户无功补偿设备的全部容性无功和感性无功容量。
ﻫ2.７逆调压方式ﻫ在电压允许偏差值范围内,供电电压的调整使电网高峰负荷时的电压值高于电网低谷负荷时的电压值。
ﻫ３基本要求ﻫ 3.1 电力系统各级网络，必须符合电压允许偏差值的要求。
电力系统技术导则.doc
电力系统技术导则1总则1.1电力系统包括发电、送电、变电、配电以及相应的通信、安全自动、继电保护、调度自动化等设施。
电力系统规划、设计与运行的根本任务，是在国家发展计划的统筹规划下，合理开发利用动力资源，用最少的支出（含投资和运行成本）为国民经济各部门与人民生活提供充足、可靠和质量合格的电能。
1.2为了协调电力系统有关各部门与各专业间的工作，使电力系统规划、设计和运行相互配合，实现上述根本任务，特制定本导则，各部门应共同遵守。
1.3科研、试验部门应当分析研究各种可行的提高电力系统安全、经济和质量的技术措施，经过试验并试点取得经验后，在电力系统中推广采用。
2对电力系统的基本要求2.1规划、设计的电力系统，应满足经济性、可靠性与灵活性的基本要求，包括：a.正确处理近期需要与今后发展，基本建设与生产运行，经济与安全，一次系统（发、送、变、配）与二次系统（自动化、通信、安全自动、继电保护）的配套建设和协调发展等主要关系，以求得最佳的综合经济效益。
b.电力系统应当具有《电力系统安全稳定导则》所规定的抗扰动能力，防止发生灾害性的大面积停电。
c.设计与计划部门在设计与安排大型工程项目时，应力求使其建设过程中的每个阶段能与既有的电力系统相适应，并能为电力系统安全与经济运行提供必要的灵活性。
2.2规划设计与运行的电力系统，均应备有必要的有功功率储备。
在规划、设计中应进行可靠性分析，计算电力系统在未来年度的电力不足概率。
2.3规划设计的电网，包括受端系统、电源的接入、联络线等，应从全面着眼、统筹考虑、合理布局，贯彻“分层分区”原则，逐步形成以加强受端系统为主的区域电网。
主力电厂一般应直接接入相应的电压电网（详见5.1），远方大容量电厂一般宜直接接入受端系统。
在出现高一级电压电网的过渡期间，若在同一路径建设较低一级电压线路时，应考虑与下一步发展相结合。
2.4电网的安全标准，按不同组成部分，分别提出如下要求：a.对于受端系统网络，当失去任一元件时，应保持系统稳定和正常供电（详见4）。
电力系统继电保护和自动化装置技术导则
电力系统继电保护和自动化装置技术导则1.引言1.1 概述电力系统继电保护和自动化装置技术在电力行业的发展和应用中起到了至关重要的作用。
随着电力系统规模的不断扩大和供电质量要求的日益提高，继电保护和自动化装置的技术也在不断发展和创新。
继电保护技术是保障电力系统安全稳定运行的重要手段。
它通过监测电力系统中的电流、电压、功率等参数，实时判断电力系统是否存在故障和异常情况，并通过采取相应的保护动作来隔离故障，确保系统的可靠性和连续性供电。
继电保护技术的发展经历了从传统的电气继电器到现代的数字化继电保护装置的演化过程。
现代继电保护装置不仅具备更高的精度和可靠性，还可以实现通信功能，构建智能电力系统。
自动化装置技术是实现电力系统的智能化和自动化运行的关键。
它通过应用现代信息技术和控制理论，实现对电力系统的自动监测、自动控制和自动调度，提高供电可靠性和经济性。
自动化装置的发展包括了远动技术、远动装置、自动化监控系统等多个方面。
这些装置可以实现对电力设备的在线监测和故障诊断，减少人工操作和干预，提高电力系统的响应速度和运行效率。
本文旨在系统介绍电力系统继电保护和自动化装置技术的相关内容。
首先对继电保护技术进行了概述，包括其原理和基本概念，以及继电保护装置的分类和功能。
然后对自动化装置技术进行了介绍，包括自动化装置的作用和优势，以及不同种类的自动化装置的应用领域。
最后，对继电保护和自动化装置的重要性进行了总结，并展望了其技术发展趋势和应用前景。
通过深入了解和掌握电力系统继电保护和自动化装置技术，我们可以更好地把握电力系统的运行状态，提高系统的安全性和可靠性，为电力行业的可持续发展做出更大的贡献。
1.2 文章结构文章结构:本文主要分为以下几个部分来介绍电力系统继电保护和自动化装置技术。
初步的大纲如上所示。
在引言部分，我们将首先对本文的概述进行简要说明，介绍电力系统继电保护和自动化装置技术的基本情况。
接着，我们将在正文部分详细介绍电力系统继电保护技术和自动化装置技术。
电力系统电压和无功电力技术导则
SD325-89电力系统电压和无功电力技术导则(试行)中华人民共和国能源部1989-03-20发布1998-08-01实施1总则1.1电压是电能质量的重要指标。
电压质量对电力系统的安全与经济运行，对保证用户安全生产和产品质量以及电器设备的安全与寿命，有重要的影响。
本导则规定了电力系统各级母线和用户受电端电压的允许偏差值以及电压与无功调整的技术措施。
1.2电力系统的无功补偿与无功平衡，是保证电压质量的基本条件。
有效的电压控制和合理的无功补偿，不仅能保证电压质量，而且提高了电力系统运行的稳定性和安全性，充分发挥了经济效益。
1.3电力系统各部门(包括自备电厂和用电单位)在进行规划、设计、基建、运行及用电管理等方面的工作时，应遵守本导则。
2名词、术语2.1系统额定电压电力系统各级电压网络的标称电压值。
系统额定电压值是：220V、380V、3kV、6kV、10kV、35kV、63kV、110kV、220kV、330kV、500kV。
其中，220V为单相交流值，其余均为三相交流值。
2.2电压偏差由于电力系统运行状态的缓慢变化，使电压发生偏移。
其电压变化率小于每秒1%时的实际电压值与系统额定电压值之差。
2.3无功电源发电机实际可调无功出力、线路充电功率、以及包括电业部门及电力用户无功补偿设备在内的全部容性无功容量。
2.4自然无功负荷电力用户补偿前的无功负荷、发电厂(变电所)厂用无功负荷、以及各级电压网络变压器和电抗器及线路的无功消耗之总和。
2.5无功补偿设备包括电业及电力用户网络中的并联电容器、串联电容器、并联电抗器、同期调相机和静止型动态无功补偿装置。
2.6无功补偿容量电业部门及电力用户无功补偿设备的全部容性无功和感性无功容量。
2.7逆调压方式在电压允许偏差值范围内，供电电压的调整使电网高峰负荷时的电压值高于电网低谷负荷时的电压值。
3基本要求3.1电力系统各级网络，必须符合电压允许偏差值的要求。
3.2电力系统的无功电源与无功负荷，在高峰或低谷时都应采用分(电压)层和分(电)区基本平衡的原则进行配置和运行，并应具有灵活的无功电力调节能力与检修备用。
《电力系统电压和无功电力技术导则》(SD_325-1989)
电力系统电压和无功电力技术导则(试行)SD325-891 总则2 名词、术语3 基本要求4 电压允许偏差值5 无功电力平衡和补偿6 无功补偿设备的选用7 网络结构8 变压器调压方式及调压范围的选择9 电力系统电压的调整和监测1 总则1.1 电压是电能质量的重要指标。
电压质量对电力系统的安全与经济运行，对保证用户安全生产和产品质量以及电器设备的安全与寿命，有重要的影响。
本导则规定了电力系统各母线和用户受电端电压的允许偏差值以及电压与无功调整的技术措施。
1.2 电力系统的无功补偿与无功平衡，是保证电压质量的基本条件。
有效的电压控制合理的无功补偿，不仅能保证电压质量，而且提高了电力系统运行的稳定性和安全性，充分发挥了经济效益。
1.3 电力系统各部门(包括自备电厂和用电单位)在进行规划、设计、基建、运行及用途管理等主面的工作时，应遵守本导则。
2 名词、术语2.1 系统额定电压电力系统各级电压网络的标称电压值。
系统额定电压值是：220v、380v、3kv、6kv、10kv、35kv、63kv、110kv、220kv、330kv、500kv。
其中，220v为单相交流值，其余均为三相交流值。
2.2 电压偏差由于电力系统运行状态的缓慢变化，使电压发生偏移。
其电压变化率小于每秒1%时，实际电压值与系统额定电压值之差。
2.3 无功电源发电机实际可调无功出力、线路充电功率、以及包括电业部门及电力用户无功补偿设备在内的全部容性无功容量。
2.4 自然无功负荷电力用户补偿前的无功负荷、发电厂(变电所)厂用无功负荷、以及各级电压网各变压器和电抗器及线路的无功消耗之总和。
2.5 无功补偿设备包括电业及电力用户网络中的并联电容器、串联电容器、并联电抗器、同期调相机和静止型动态无功补偿装置。
2.6 无功补偿容量电业部门及电力用户无功补偿设备的全部容性无功和感性无功容量。
2.7 逆调压方式在电压允许偏差值范围内，供电电压的调整使电网高峰负荷时的电压值高于电网低谷负荷时的电压值。
电力系统技术导则
电力系统技术导则
电力系统技术导则主要包括：
准备工作：
1、规划施工线路布局，安排施工现场布置、设备安装位置；
2、检查施工现场环境是否符合安全、质量要求；
3、编制施工组织设计/施工方案/施工程序等；
施工阶段：
1、按照设计要求，采用优质材料，采用规范施工工艺；
2、按照施工程序，正确执行各项施工工序；
3、按照施工图纸精确的安装，校核各种设备；
4、按照技术要求，正确操作电气设备；
调试阶段：
1、熟悉设备、调试程序和调试工艺；
2、按照调试结果校核设备参数；
3、按照施工组织设计/施工方案/施工程序等校核；
4、对系统进行性能测试，确保系统的稳定可靠运行；
安全操作规范：
1、严格执行电力系统安全操作规程；
2、不擅自拆卸、更改、改动设备，定期进行设备的安全检查；
3、避免有害气体进入电力系统；
4、严禁在高压变电站和输电线路中进行有害行为。
电力系统技术导则.doc
电力系统技术导则1总则1.1电力系统包括发电、送电、变电、配电以及相应的通信、安全自动、继电保护、调度自动化等设施。
电力系统规划、设计与运行的根本任务，是在国家发展计划的统筹规划下，合理开发利用动力资源，用最少的支出（含投资和运行成本）为国民经济各部门与人民生活提供充足、可靠和质量合格的电能。
1.2为了协调电力系统有关各部门与各专业间的工作，使电力系统规划、设计和运行相互配合，实现上述根本任务，特制定本导则，各部门应共同遵守。
1.3科研、试验部门应当分析研究各种可行的提高电力系统安全、经济和质量的技术措施，经过试验并试点取得经验后，在电力系统中推广采用。
2对电力系统的基本要求2.1规划、设计的电力系统，应满足经济性、可靠性与灵活性的基本要求，包括：a. 正确处理近期需要与今后发展，基本建设与生产运行，经济与安全，一次系统（发、送、变、配）与二次系统（自动化、通信、安全自动、继电保护）的配套建设和协调发展等主要关系，以求得最佳的综合经济效益。
b. 电力系统应当具有《电力系统安全稳定导则》所规定的抗扰动能力，防止发生灾害性的大面积停电。
c. 设计与计划部门在设计与安排大型工程项目时，应力求使其建设过程中的每个阶段能与既有的电力系统相适应，并能为电力系统安全与经济运行提供必要的灵活性。
2.2规划设计与运行的电力系统，均应备有必要的有功功率储备。
在规划、设计中应进行可靠性分析，计算电力系统在未来年度的电力不足概率。
2.3规划设计的电网，包括受端系统、电源的接入、联络线等，应从全面着眼、统筹考虑、合理布局，贯彻“分层分区”原则，逐步形成以加强受端系统为主的区域电网。
主力电厂一般应直接接入相应的电压电网（详见5.1），远方大容量电厂一般宜直接接入受端系统。
在出现高一级电压电网的过渡期间，若在同一路径建设较低一级电压线路时，应考虑与下一步发展相结合。
2.4电网的安全标准，按不同组成部分，分别提出如下要求：a. 对于受端系统网络，当失去任一元件时，应保持系统稳定和正常供电（详见4）。
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电力系统技术导则1 总则1.1 电力系统包括发电、送电、变电、配电以及相应的通信、安全自动、继电保护、调度自动化等设施。
电力系统规划、设计与运行的根本任务，是在国家发展计划的统筹规划下，合理开发利用动力资源，用最少的支出(含投资和运行成本)为国民经济各部门与人民生活提供充足、可靠和质量合格的电能。
1.2 为了协调电力系统有关各部门与各专业间的工作，使电力系统规划、设计和运行相互配合，实现上述根本任务，特制定本导则，各部门应共同遵守。
1.3 科研、试验部门应当分析研究各种可行的提高电力系统安全、经济和质量的技术措施，经过试验并试点取得经验后，在电力系统中推广采用。
2 对电力系统的基本要求2.1 规划、设计的电力系统，应满足经济性、可靠性与灵活性的基本要求，包括：a.正确处理近期需要与今后发展，基本建设与生产运行，经济与安全，一次系统(发、送、变、配)与二次系统(自动化、通信、安全自动、继电保护)的配套建设和协调发展等主要关系，以求得最佳的综合经济效益。
b.电力系统应当具有《电力系统安全稳定导则》所规定的抗扰动能力，防止发生灾害性的大面积停电。
c.设计与计划部门在设计与安排大型工程项目时，应力求使其建设过程中的每个阶段能与既有的电力系统相适应，并能为电力系统安全与经济运行提供必要的灵活性。
2.2 规划设计与运行的电力系统，均应备有必要的有功功率储备。
在规划、设计中应进行可靠性分析，计算电力系统在未来年度的电力不足概率。
2.3 规划设计的电网，包括受端系统、电源的接入、联络线等，应从全面着眼、统筹考虑、合理布局，贯彻“分层分区”原则，逐步形成以加强受端系统为主的区域电网。
主力电厂一般应直接接入相应的电压电网(详见5.1)，远方大容量电厂一般宜直接接入受端系统。
在出现高一级电压电网的过渡期间，若在同一路径建设较低一级电压线路时，应考虑与下一步发展相结合。
2.4 电网的安全标准，按不同组成部分，分别提出如下要求：a.对于受端系统网络，当失去任一元件时，应保持系统稳定和正常供电(详见4)。
b.电源接入系统的送电回路失去一回时，一般应能保持正常送电；对长距离的超高压重负荷送电回路，必要时允许采用措施以保证事故后的系统稳定(详见5)。
c.对于系统间的联络线，应按规定的不同任务区别对待(详见6)。
2.5 电网的无功功率应基本上按电压分层控制和分区就地平衡(详见7.1、7.2)。
2.6 随着高一级电压电网的出现和发展，应该有计划地逐步简化和改造较低一级电压网络，实现分片供电，限制电网短路容量，尽可能避免高低压电磁环网，简化保护。
2.7 合理的电网结构和保证安全稳定的技术措施应该相互协调配合并应同步设计，同步建设，以提高电网的安全稳定水平，并使电网的建设和发展在技术经济上更为合理。
2.8 根据电力系统的发展规划，应制订调度系统的自动化规划(包括厂站自动化)，并逐步予以实现，要按电网的分层分区及分级调度的原则，建立发电自动控制与分层安全监控系统等，为各级调度提供相应的调度自动化功能。
大区间联络线的负荷应能自动控制；新建发电厂及变电所设备及装备的性能，应能满足调度自动化规划的要求。
2.9 在规划设计电力系统时，应规划设计电力系统的通信(通信、继电保护、自动化、数据等信息)通道系统，并与一次系统配套投入运行。
2.10 应加强电力系统运行经验的总结，特别注意对重大电力系统事故的及时总结分析，反馈给规划、设计部门进行改进，并据以在必要时修订补充本导则的有关内容。
3 有功电源安排3.1 电源规划设计是电力系统规划设计的核心，根据国家的能源政策，以提高技术经济效益为前提，对各类电源建设方案进行优化。
对建设条件优越、经济指标好的水电厂，应优先开发。
3.2 在优先考虑扩建工程的同时，每个大区电力系统要重点规划建设若干大型骨干火电厂，以保证国民经济发展对电力供应的需求。
3.3 电源的建设，应根据规划规定的任务，明确区分为全网性的主力电厂或地区性的电厂。
在电力系统规划、设计中，应研究每个时期担负调峰、调频、腰荷、基荷的电厂的安排，以满足电力系统安全、经济、质量的预计或规定要求。
.4 调峰电源应作为电力系统规划设计的一个重要内容，在每一个发展阶段应有具体安排，在技术经济合理的前提下，应优先发挥水电的调峰能力。
对具有调节性能的水电厂，应充分考虑其在调峰和运行备用(负荷备用和事故备用)方面发挥主要作用；合理扩大这些水电厂的装机容量或预留扩建余地；对现有这类水电厂，也应进行扩建可行性的研究。
此外，应安排火电调峰；对缺乏水电调节的系统，还要采用其他调峰电源，如抽水蓄能机组等。
3.5 在经济合理与建设条件可行的前提下，应注意在负荷中心附近建设一些较大容量的主力电厂。
3.6 规划、设计和运行的电力系统，均应备有有功功率备用容量，以保持系统经常在额定频率下运行。
备用容量包括：a.负荷备用容量*负荷备用容量，是指接于母线且立即可以带负荷的旋转备用容量，用以平衡瞬间负荷波动与负荷预计误差。
为最大发电负荷的2％～5％，低值适用于大系统，高值适用于小系统。
b.事故备用容量**事故备用容量，是指在规定时间内(例如10min内)，可供调用的备用容量。
其中至少有一部分(例如50％)是在系统频率下降时能自动投入工作的备用容量。
为最大发电负荷的10％左右，但不小于系统一台最大机组的容量。
c.检修备用容量一般应结合系统负荷特点，水火电比重，设备质量，检修水平等情况确定，以满足可以周期性地检修所有运行机组的要求，一般宜为最大发电负荷的8%～15%。
4 受端系统建设4.1 电力系统规划、设计中，要加强和逐步扩大相邻主要负荷集中地区(包括电源)内部和他们间的网络连接，以最终形成坚强的受端系统。
受端系统在各种正常与检修条件下，应满足如下要求：a.受端系统内发生任何严重单一故障(包括线路及母线三相短路)时，应能可靠地快速切除，以保持系统稳定。
b.突然失去任一元件(线路或变压器)时，不得使其他元件超过事故过负荷的规定。
在正常运行方式下，应同时保持正常供电；在正常检修方式下，也要满足下述两项要求，但允许采取必要的措施(如切机、切负荷等)。
4.2 为保持电力系统具有较高的稳定水平，应力求减少受端系统的电源阻抗。
使受端系统主网的电压母线维持一定的短路容量水平，在振荡时该母线电压不过低；如受端系统缺乏直接接入主网电压的地区主力电源，经技术经济论证对保证全系统稳定确有较大效果时，可装设适当容量的大型调相机。
4.3 电力系统应有无功功率事故补偿能力，当大容量送电电源线路突然切去一回，或当地区电厂最大容量的一台调相机(或发电机)组突然切除时，应保持受端枢纽变电所高压母线事故后的电压下降不超过正常值的5%～10%(设计时选用低值)，以保证地区负荷不间断供电。
特殊的系统情况下，可以联锁切负荷、压机组出力或切机。
4.4 大城市负荷中心的枢纽变电所容量不宜过于集中。
a.当任一变电所全停时，不致引起受电地区全停，同时应采取自动措施，以保证重要负荷的安全供电。
b.有利于简化低一级电压网络，实现分片供电。
5 电源的接入5.1 发电厂出线最高电压的选定，应从电网的全局着眼，注意如下因素：a.发电厂的规划容量、单机容量、送电距离和送电容量及其在系统中的地位与作用。
b.简化电厂接线，减少出线电压等级及回路数。
c.调度运行与事故处理的灵活性。
d.断路器不超过现实可行的最大断路容量数值。
e.对提高全电网稳定的作用。
一定规模的电厂或机组，应直接接入相应一级的电压电网。
在负荷中心建设的主力电厂宜直接接入相应的高压主网。
单机容量为500MW及以上机组，一般宜直接接入500kV 电压电网。
200～300MW左右的机组，应结合电厂的规划容量，考虑本条所列因素，经技术经济论证以确定直接接入220～500kV中哪一级电压的电网。
单机容量为100MW左右的机组，一般宜直接接入220kV 电压电网。
5.2 为简化电网结构，提高系统安全稳定水平，节约投资，主力电厂应研究不设高压母线，而采用发电机—变压器—线路的单元方式直接接入枢纽变电所。
5.3 对于带部分地区负荷而主要向远方送电的主力电厂，必要时可以出两级电压(不超过两级)。
直接接入地区电压电网的机组，应与当地负荷相适应，以避免不适当的二次升压。
对于受端系统内的主力电厂，在满足4.2要求的条件下，也可以有部分机组接入地区电压电网，但出线的电压不应超过两级。
当受端系统联系比较紧密时，即使这两级电压设有母线，在电厂内一般也不宜设联络变，以简化电网结构，避免电磁环网。
如采用联络变，则应经过技术经济论证。
5.4 规划设计电网结构时，应注意发生严重事故(考虑实际可能的多重故障)时，防止因负荷转移引起恶性连锁反应。
还应注意避免一组送电回路*一组送电回路指在送、受电端皆直接相联的两回或多回线路，例如两个以上电厂相联通过一组送电回路向受端系统送电；一个或两个大容量电厂通过一组送电回路向受端系统送电。
的输送容量过于集中，在发生严重事故时，因失去电源容量过多而引起受端系统崩溃。
a.每一组送电回路的输送能力应保证送出所接入的电源容量。
b.每一组送电回路的最大输送功率所占受端总负荷的比例，不宜过大。
具体比例可结合受端系统的具体条件来决定。
c.除共用一组送电回路的电源外，应避免远方的大电源与大电源在送端连在一起；送到同一方向的几组送电回路不宜在送端连在一起，如技术经济效益较大，需要在其送端或中途连在一起时，必须能在严重事故时将其可靠快速解列。
d.送到不同方向的几组送电回路，如在送端连在一起必须考虑在事故时具备快速解列或切机等措施，以防止由于负荷转移而扩大事故。
5.5 机组较多的特大容量电厂的主接线，应结合所接入系统的具体条件，考虑有分组运行的可能性。
5.6 水电厂的送电回路的传输能力，应能适应大发水电和调峰的需要。
为利用季节性电能专门架设长距离的线路，可在进行技术经济论证后确定。
5.7 电源接入系统的送电回路，在正常情况下突然失去一回时，除必须保持系统稳定外，一般还应能保持继续正常送电。
在建设500kV电网初期，只要送电功率占受端系统容量不过大，主力电厂可先用单回线接入系统，但失去这回线时，应有保持受端系统电压与频率稳定性的措施。
对采用两回及多回超高压(500kV)长距离重负荷线路的接入系统设计，可以考虑在严重事故情况下，采用远方和就地切除水电机组或快速压火电机组出力等技术措施，以保证电网安全稳定，但需同步设计与建设可靠的遥控通道。
6 系统间联络线6.1 系统间建设联络线要进行可行性研究，确定其性质与作用，并具体分析联网的技术经济效益，包括：a.可增大的电网总的供电能力。
b.可减少的电源备用(装机容量)。
c.可提高的可靠性指标。
d.可得到的错峰效益与调峰效益。