电力系统调频、调压
浅谈电力系统的调压措施
浅谈电力系统的调压措施1 改变发电机的励磁调压改变发电机的励磁电流,可以改变发电机的电动势和端电压。
为了减少用户端电压变化的幅度,可以采用在最大负荷时,增加发电机的励磁电流,提高发电机的端电压,从而升高用户的端电压;最小负荷时,减少发电机的励磁电流,降低发电机的端电压,从而降低用户的端电压。
发电机端电压的调节范围是其额定值的±5%,在此变动范围内,它能够以额定功率运行。
在发电机不经升压直接用发电机电压向用户供电的简单系统中,如供电线路不很长、线路上的电压损耗不很大,一般就借调节发电机励磁改变其母线电压。
但是发电机通过较长线路、多电压等级输电,此时最大、最小负荷时电压损耗之差往往大于5%;而发电机的机端负荷允许发电机的电压调整范围为5%～0,所以满足不了远方负荷的要求。
另外,在多机系统中,调整个别发电机的母线电压,实际上是改变发电机间无功分配,与无功备用、无功的经济分配有矛盾。
因此,发电机的调压仅作辅助措施。
2 改变变压器的变比调压改变变压器的变比调压就是根据调压要求适当选择变压器的分接头电压。
变压器的低压绕组不设分接头,双绕组变压器分接头设在高压绕组,三绕组变压器的高、中压绕组都设有多个分接头。
改变变压器的变比可以升高或降低次级绕组的电压。
它分两种方式,即无载调压和有载调压。
2.1 无载调压所谓无载调压,即是不带负荷调压,这种调压必须在变压器断开电源之后停电操作,改变变压器分接头,达到调整二次电压的目的。
因为无载调压时需要停电,所以这种调压方式适用于季节性停电的变(配)电站。
2.2 有载调压有载调压变压器可以在带负荷运行的条件下切换其分接头,而且调压范围也较无载调压变压器大,调压级数多,调压范围可达额定电压的20%～30%。
所以在110kV及以上变压器得到广泛应用,并在农网中也得到了大力推广。
从整个系统来看,改变变压器变比调压必须无功电源充足。
变压器本身不是无功电源,当系统中无功电源不足时,达不到调压要求。
电力系统电压调整的方式与措施
电力系统电压调整的方式与措施系统电压是电能质量的首要指标,其过高或过低对电网及用户均有危害.随着发展,电力用户对电能质量的要求越来越高.本文从系统电压调整的必要性、措施及分时段的调整的方法几个方面进行论述,以便能更好地服务社会.关键词电压调整电力系统电能质量1 电力系统电压调整的必要性电压是电能质量的重要指标.电压偏移过大,就会直接影响工业、农业生产的产量和质量,会对电力设备造成损坏,严重会引起系统的"电压崩溃”,引发大范围停电的严重后果.系统电压偏高系统电压偏高的原因伴随着电网的发展,超高压电网中大容量机组的直接并入,和超高压线路的投入,其充电功率大,致使超高旱缤内无功增大,导致主网系统电压升高.电压过高构成的危害将促使接入电网的电气设备绝缘老化速度加快,减少使用寿命.当电压过高时会造成变压器、电动机等铁芯过饱和,铁损增大,温度上升,降低寿命；也会影响产品质量,致使生产出不合格产品等.系统电压偏低系统电压偏低的原因由于早期设计的供电及配电网络结构不尽合理,尤其是一部分线路送电距离较长,供电的半径较大,导线截面积较小,增大了线路电压损耗.系统无功补偿设备投入不足是系统电压水平降低的根本原因.变压器超负荷运行也会引起电压下降.不合理地摆放变压器分接头位置、不合理的电网结线,负荷的功率因数低,运行方式改变及异常方式等,均能引起电网电压下降.系统电压偏低的危害对发电机可能引起定子电流增大.对异步电动机引起温升增加,降低效率,缩短寿命.会导致照明亮度不足等.会导致冶金等行业产品不合格.系统的电压过低还可能造成系统振荡、解列以至于大范围停电,直接影响人们的生活和社会安全.2 系统调整电压的方式与措施系统调整电压的方式顺调压方式所谓顺调压方式是指在高峰负荷时允许系统中枢点电压稍有降低,在低谷负荷时允许系统中枢点的电压稍有升高.与逆调压相对,在供电线路较短、负荷较稳定的中枢点可以采用顺调压方式.通常顺调压允许系统负荷高峰时中枢点电压最低降低%倍的额定电压,在低谷负荷时电压最高升高不超过%的额定电压.逆调压方式指系统在高峰负荷时通过将增大中枢点电压的方式去弥补甚至抵消电压损耗；系统在低谷负荷时通过将中枢点电压降低的方式去补偿电压损耗的减少.在系统采用逆调压时,高峰负荷时可将中枢点电压提高5%倍的额定电压,低谷负荷时将其降至额定电压值.恒调压方式就是指在任何负荷下都保持不变的电压中枢点的电压.系统调整电压的措施通过改变发电机端电压来调整系统电压在各类调整电压的方法中,通过发电机来调整电压压是最为直接、最为经济的方法,因为这种方法不需要额外的投资,所以它应该优先考虑.在发电机须经过多级变压器升压向远方供电的时,仅仅依赖发电机调整电压根本不能保证这部分用户的电压,必须采用与其他调整电压方式一同调节电压.通过改变变压器变比来调整系统电压是通过选择变压器高压侧的不同的分接头,就是改变变压器变比去实现调压.在系统无功充足时,采用有载变压器调整电压方便、有效.在系统无功功率不足时,必须补偿无功功率,若此时改变变压器分接头进行升压,会导致系统的“电压崩溃”.通过无功补偿调压当系统的无功功率缺乏时,需要考虑补偿无功进行调压.补偿方式有两种：串联补偿和并联补偿.串联补偿方式就是指通过串联电容器进行补偿,但是电容器的串联补偿由于设计和运行等多方面的原因,应用的很少.并联补偿包括并联电容器、调相机和静止补偿器.并联电容器的优点：电容器可以根据需要分组连接,分散安装,就地补偿,降低线路功率损耗和电压损耗；投切方便、投资较少,因此,并联电容器在电网中得到了广泛的应用.并联电容器的缺点：电容器不能吸收无功去实现降低电压.调相机的优点：调相机的调整电压是通过改变其励磁电流的大小来改变感性无功功率输出或吸收的.在较大负载时,可以输出无功功率,在负载小的时可以吸收无功功率.调相机的缺点：调相机有较大的有功功率损耗、维护量较大.静止补偿器是将可控的电抗器和电容器并联使用的一种能控的动态无功补偿装置,根据无功负荷的变化对无功功率的输出进行调整,来维持母线电压的稳定.适当增大导线半径大部分老城网的都是因为导线半径小电阻大而导致电网电压损耗太大.因此,增加供电线路线的半径是重要的改造内容.组合调压就是将几种调压方法组合起来使用.不同的调压方法都有各自的优缺点,应综合使用各种调压方法,取长补短,以使得调压效果最好.选择调压方法的原则：首先考虑发电机调压.当无功充足时,优先考虑改变变压器变比进行调压.当无功不足时,考虑采用无功补偿设备.为能合理的选择调压方法,要经过技术经济比较.所选方法不单在技术层面上有优势,能满足调整电压的要求,更要满足最佳经济指标.经济上的最优方案就是折旧维修费用、投资回收费用和电能损耗费用三个指标相加最小的方案.3 不同时段系统电压调整系统日常的电压调整当系统电压较低时,应该优先考虑提高电压最低地区的发电厂的输出电压,然后按照电压从低到高的顺序投入无功补偿装置,再按照从配电网到主网的顺序逐渐调整.当系统电压较高,与之前的相反,应该优先考虑的是降低主电网电厂及中枢点的电压,然后减少该地区发电厂的无功功率,如果系统的电压仍就偏高,则按从高电压到低电压等级的顺序去切除无功补偿设备.节假日时的系统电压调整在节假日时候系统的电压普遍是偏高的,电压普遍升高的原因是系统的用电负荷减少,个别地区的系统电压严重下降很有可能是发电机事故或电网的联络线跳闸造成的.调度人员应做好有功功率和无功功率的分区平衡工作,未雨绸缪,事先做好事故处理预案,改变运行方式,将部分负荷倒出,以维持电网的有功和无功的平衡.4 结束语电压是电能质量的重要指标,电压合格对社会生产和人民生活有着十分重要意义.所以通过选择更为合理的电压调整方法来保证系统电压合格是电力部门的一项重要任务.作者简介魏大庆1981-,男,辽宁省铁岭市人.大学本科学历.现为国网铁岭供电公司工程师、高级技师.国网铁岭供电公司,电网调度.作者单位国网铁岭供电公司辽宁省铁岭市 112000。
电网调度管理的频率调整
电网调度管理的频率调整电网调度管理是指对电力系统进行运行和管理的一系列活动，包括对电力设备和负荷进行监控、调度、控制和保护，以保证电力系统的安全稳定运行。
频率调整是电网调度管理中的关键环节之一，主要目的是调节电力系统中的发电量和负荷之间的平衡，以维持电力系统的频率在合理范围内。
频率是指电力系统中电源和负荷之间的平衡关系。
电力系统是由多个发电机和负荷组成的复杂网络，发电机负责向电力系统注入电能，负荷则将电能消耗，维持电力系统的稳定运行。
电力系统中的频率是由发电机的转速决定的，当电力系统的负荷增加时，发电机需要增加输出功率来满足需求，转速也会相应增加，从而维持电力系统的频率稳定。
相反，当负荷减少时，发电机的输出功率会减小，转速也会降低。
频率调整是通过调节发电机的输出功率来实现的。
当电力系统的负荷增加超过发电机的输出能力时，电力系统的频率会下降；相反，当负荷减少时，频率会上升。
为了保证电力系统的频率在合理范围内，电网调度管理人员需要及时采取措施来调整发电量和负荷之间的平衡。
频率调整的频率一般在几秒钟到几分钟之间。
在现代化电力系统中，频率调整主要通过自动化设备和系统来实现。
电力系统中的发电机和负荷都设有自动调节装置，当检测到频率偏离设定值时，自动调节装置会采取措施来调整输出功率，以使频率恢复正常。
频率调整的准确性和速度非常重要，过高或过低的频率都会对电网运行和供电质量产生不良影响。
因此，电网调度管理人员需要及时掌握电力系统的负荷情况和发电设备的运行状态，以预测和调整发电量和负荷之间的平衡关系。
同时，电网调度管理人员还需要与各个发电厂和负荷用户进行有效的协调和沟通，以确保频率调整的及时性和准确性。
为了提高频率调整的效率和准确性，现代电网调度管理系统采用了各种先进的技术和手段。
其中包括实时监测和控制系统、自动化调度系统、智能控制装置等。
这些技术和手段可以实时监测电力系统的运行状况，及时发现并处理频率异常情况，提高频率调整的响应速度和准确性。
电力系统调压措施分析报告
优化调度策略
根据负荷预测和运行方式，优化调度策略，确保电力系统的稳定 性和可靠性。
06
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结论与展望
研究结论
电力系统的电压调整对于保障电力系 统的稳定运行具有重要意义。
本研究通过理论分析和实验验证，证 明了调压措施的有效性和可行性。
综合调压方案
总结词
综合调压方案是结合多种调压措施来达到系统电压的全面优 化。
详细描述
综合调压方案通常包括改变发电机端电压、调整变压器分接 头和串联电容补偿等多种措施。通过综合运用这些措施，可 以更全面地优化系统电压，满足不同设备的需求。
04
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电力系统调压效果评估
评估指标体系
电压合格率
常调压
在任何情况下都保持系统电压在额定值附近 ，以保持电力系统的稳定运行。
03
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电力系统调压措施
改变发电机端电压调压
总结词
发电机端电压的改变直接影响电力系统的电压水平。
详细描述
通过调节发电机的励磁电流，可以改变发电机端电压，进而调整系统电压。但这 种方法仅适用于发电机的电压调整，对于其他设备的电压调整效果有限。
电力系统中电压的重要性
电压是电力系统中的重要参数，它的大小直接影响到电力 系统的稳定性和电能质量。
调压措施的意义
由于电力系统中的电压波动和变化会对设备和用户产生不 利影响，因此采取合理的调压措施对于保障电力系统的稳 定和电能质量具有重要意义。
研究目的和意义
研究目的
通过对电力系统调压措施的分析和研究，提出有效的调压方案，以保障电力系 统的稳定和电能质量。
电力系统电压调整的常用方式
电力系统电压调整的常用方式
电力系统电压调整的常用方法有三种。
1、增属无功功率进行调压，如发电机、调相机、开联电容器、并联电抗器调压。
2、改变有功功幸和无功功率的分市进行闹压。
如调压实压器、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、投停叶列运行变压器、投停空转或餐然高压纬路调。
按规定的运行电压允许偏差，在电力系统高峰负荷时期将电压中枢点的电压调整到电压曲线上限，在低谷负荷时期将电压调整到电压曲线下限的电压调整方法。
电力系统在高峰负荷时，输电线和变压器的传输功率大，它们的电压损耗也大，用户处的电压偏低；在低谷负荷时，输电线和变压器的传输功率小，它们的电压损耗也减小，用户处的电压偏高。
扩展资料
为了保持较好的供电电压质量、减小用户处的电压变化幅度，要求电力系统实行逆调压。
电力系统实现逆调压应具备的一些条件:
①要有合理的电网结构，尤其是供电网和配电网要根据负荷密度确定合理的供电半径;
②要有充足的、布局合理的无功电源;
③要有足够容量的能进行双向调节(既能发出无功功率，又能吸收无功功率)的无功补偿装置.如调相机、装有并联电抗器的电容器
组、静止无功补偿器等;
④运行中灵活调节电压幅值和相角的设备，如带负荷调压变压器、移相变压器等;
⑤配电网中装设可投切的电抗器。
电力系统的主要调压措施
电力系统的主要调压措施1、借改变发电机端电压调压特点：不用追加投资，调整方便。
应优先考虑。
由孤立发电厂直接供电的小系统或者机压负荷，调UG较易满足用户电压要求。
2、借改变变压器变比调压双绕组变压器的高压绕组和三绕组变压器的高、中压绕组都设有多个分接头。
分接头的调压方式为：停电调分接头一一无励磁调压（即普通）变压器。
带负荷调分接头一一有载调压变压器。
对应于变压器绕组额定电压UN的分接头常称为主接头或主抽头。
普通变压器的分接头数目：SN≤6300kVA,双绕组变压器的高压绕组有三个分接头：UN±5%,即1.05UN、UN、0.95UNSN>6300kVA,双绕组变压器的高压绕组有五个分接头：UN±2x2.5%三绕组变压器的高压绕组有多个分接头，中压绕组有三个分接头(UN±5%)有载调压变压器比普通变压器有更多的分接头，并且调节范围也大。
如：“软件园”变电所的变压器，SSZ-50000∕110±8x1.25%∕36.6±2x2.5%∕10.5kV双绕组降压变压器分接头的选择设高压侧实际电压为U1,变压器阻抗RT、XT已归算到高压侧，变压器低压绕组的额定电压为UT1,变压器高压绕组的分接头电压为UTH。
负荷变化时，^UT及U2都要变化，而分接头只能用一个，可以同时考虑最大、最小负荷情况：UTHmax-(U1maχ-∆UTmax)UT1∕U2maxUThmin=(U1min-AUTmin)UT1∕U2min然后取平均值：UTHav=(UTHmax+UTHmin)∕2根据计算的UTHav选择一个与它最接近的分接头，最后校验最大、最小负荷时低压母线的实际电压是否符合要求。
［例6-1］如下图，变压器阻抗RT+jXT=2.44+j40欧已归算到高压侧，最大、最小负荷时，通过变压器的功率分别为Smax=28+j14MVA和Smin=IO+j6MVA,高压侧的电压分别为UInIaX=IIOkV和U1nIin=I13kV,要求低压母线的电压变化不超过6.0〜6.6kV的范围，试选择分接头。
电力系统有功功率与频率调整
.郑州电力职业技术学院毕业生论文题目：＿浅谈电力系统有功功率与频率调整系别＿＿＿电力工程系＿＿＿＿专业＿继电保护及自动化班级＿＿＿15继电3班＿＿＿＿学号＿＿15401020341姓名＿＿＿＿张高原＿＿＿＿论文成绩答辩成绩综合成绩指导教师主答辩教师答辩委员会主任. 1.浅谈电力系统有功功率与频率调整摘要本文首先介绍了电力系统有功功率与频率调整的基本知识，有功功率的应用、意义及；频率调整的必要性，电压频率特性，频率的一二次调整，以及互联系统中的频率的一二次调整，调频与调压的关系，以及电力系统频率调整在个类电厂中得作用。
关键词：有功功率频率调整互联系统.2.目录1电力系统有功功率与频率调整的意义 (1)2频率调整的必要性 (1)2.1频率变化的危害 (1)2.2电力系统负荷变动规律 (1)3电力系统的频率特性 (2)3.1负荷的有功功率－频率静态特性3.2电源的有功功率－频率静态特性3.2.1同步发电机组的调试系统 (2) (4) (4)3.2.2调速系统框图 (4)3.2.3同步发电机组的有功功率-频率静态特性 (4)4电力系统的频率调整 (6)4.1频率的一次调整 (6)4.1.1基本原理 (6)4.1.2基本关系 (6)4.1.3多机系统的一次调频 (7)4.2频率的二次调整 (9)4.2.1基本原理 (9)4.2.2基本关系： (10)4.2.3基本理论： (10)4.3互联系统的（二次）频率调整 (10)4.3.1基本关系 (10)4.3.2注意要点： (10)4.4调频与调压的关系 (11)4.4.1频率变化对电压的影响4.4.2电压变化会频率的影响 (11) (11)4.4.3注意 (11)5电力系统的有功平衡与备用容量 (12)5.1有功平衡关系 (12)5.2备用容量 (12)6电力系统负荷在各类发电厂的合理分配 (12)6.1火力发电厂的主要特点6.2水力发电厂的主要特点 (12) (13)6.3抽水蓄能水电厂的主要特点 (13)6.4核能发电厂的主要特点 (13)总结 (14)致谢 (15)参考书籍 (16).3.1电力系统有功功率与频率调整的意义发电机的输出电压和输出电流是有限制的，发电机的负荷是以伏安计算的（即电流有效值乘以电压有效值，视在功率），当负载的功率因数为全部转换成有功功率输出。
电力系统调压措施
电力系统调压措施随着电力系统的不断发展，电力负荷的种类和数量不断增加，对电力系统的电压要求也越来越高。
因此，为了保证电力系统的稳定性和可靠性，必须采取适当的调压措施。
本文将对电力系统中的几种常见调压措施进行详细介绍和阐述。
一、变压器调压变压器是电力系统中最重要的调压设备，主要分为有载调压和无载调压两种方式。
有载调压是指变压器在运行状态下进行电压调整，可以通过改变变压器分接头位置来实现。
这种方式可以在短时间内完成电压调整，且不会对负荷造成影响。
无载调压是指变压器在停电状态下进行电压调整，通常需要将变压器退出运行，然后改变分接头位置，再进行重新投运。
这种方式操作简单，但需要停电进行，会对用户造成一定的影响。
二、串联电容补偿调压串联电容补偿调压是指在电力系统中串联电容器的调压方式。
通过在电网上串联电容器，改变电网的电气特性，从而达到调整电压的目的。
这种方式具有调压效果明显、技术成熟、维护方便等优点，但同时也存在一定的缺点，如容量较大、易受谐波影响等。
在应用中需要结合实际情况进行考虑，合理配置电容器和电压控制装置。
三、自动调压装置自动调压装置是一种基于现代控制技术的电压调整装置，可以根据电力系统的电压波动情况自动调整电压。
这种装置通常由传感器、控制器和执行机构等组成，能够快速响应电压波动，提高电压的稳定性。
但同时，自动调压装置也存在一定的缺点，如成本较高、需要专业维护等。
四、改变电力系统的运行方式改变电力系统的运行方式也是常见的调压措施之一。
通过改变电力系统的接线方式、运行参数等，可以调整系统的电压水平。
例如，在电力系统中增加无功补偿装置、调整发电机组的出力等，都可以达到调整电压的目的。
这种方式适用于电力系统整体电压水平的调整，但需要综合考虑电力系统的安全性和经济性等因素。
五、调整负载的运行特性调整负载的运行特性也是调压措施之一。
通过改变负载的功率因数、运行方式和控制方式等，可以调整电力系统的电压水平。
电力系统调频、调压
电力系统调频、调压第一章电力系统调频第一节系统频率标准1.1 福建电网与华东电网并列运行时，频率调整按《华东电力系统调度规程》执行。
标准频率为50 赫兹，频率偏差不得超过50±0.2赫兹，超出50±0.2赫兹为事故频率，事故频率的允许持续时间为：超出50±0.2赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。
在正常情况下，发电机组AGC投入时，系统频率应保持在50±0.1赫兹范围内运行。
1.2 当发生省网或省内局部地区独立网运行时，独立网用电负荷为300万千瓦及以上,频率偏差正常不得超过50±0.2 赫兹；超出50±0.2赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。
独立网用电负荷小于300万千瓦，频率偏差正常不得超过50±0.5 赫兹；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±1赫兹，持续时间不得超过15分钟。
1.3 系统事故造成地区电网独立网运行时，地调及地区电厂负责独立小网调频调压任务，使之能与省电网顺利并列，不得出现因调整不当而引起的高频切机、低频减负荷甚至垮网的现象。
第二节调频厂的确定及频率监视2.1 电网运行时应指定第一调频厂和第二调频厂。
省电网单机容量在100MW及以上的火电厂、单机容量在50MW 及以上的水电厂、燃汽轮机组以及抽水蓄能机组均可担任系统的第一、二调频厂。
正常运行情况下，省调应指定上述其中的电厂担任第一调频厂，机组投入AGC运行的电厂即自动转为第一调频厂，未指定为第一调频厂或未投AGC的上述电厂均为系统的第二调频厂。
选择系统调频厂应遵循以下原则：1、具有足够的调频容量，可满足系统负荷的最大增、减变量。
2、具有足够的调整速度，可适应系统负荷的最快增、减变化。
3、在系统中所处的位臵合理，其与系统间的联络通道具备足够的输送能力。
4电力系统频率调整和电压调整
4 电力系统的有功功率平衡与频率调整4.1 概述一、频率调整的必要性电力系统运行的根本目的是在保证电能质量符合标准的条件下，持续不断地供给用户所需要的功率，维持电力系统的有功功率和无功功率的平衡，保证系统运行的经济性。
衡量电能质量的主要指标是频率、电压和波形。
电力系统运行中频率和电压变动时，对用户，发电厂和电力系统本身都会产生不同程度的影响。
为保证良好的电能质量，电力系统运行时，必须将系统的频率和电压控制、调整在允许的范围内。
我国频率规定：f N ＝50Hz ，频率偏差范围为±0.2～0.5Hz二、频率调整的方法 第一种变化负荷引起的频率偏移由发电机组的调速器（governor ）进行，称为频率的一次调整。
第二种变化负荷引起的频率偏移由发电机组的调频器（frequency modulator ）j 进行，称为频率的二次调整。
第三种负荷的变化是可预测的，调度部门按经济调度的原则事先给各发电厂分配发电任务，各发电厂按给定的任务及时地满足系统负荷的需求，就可以维持频率的稳定。
4.2自动调速系统一、调速器的工作原理——实现频率的一次调整对应负荷的增大，发电机输出功率增加，频率略低于原来值；如果负荷降低，调速器调整作用将使输出功率减小，频率略高于原来值。
这就是频率的一次调整，频率的一次调整由调速器自动完成的。
调整的结果，频率不能回到原来值，因此一次调整为有差调节(droop control )。
二、调频器的工作原理——实现频率的二次调整由调频器来完成的调节，称为频率的二次调整。
由于调整的结果，频率能回到原来值，因此二次调整为无差调节(isochronous control )。
4.2 电力系统有功功率平衡和频率调整 一、频率的影响1、影响产品质量：异步电动机转速与输出功率有关2、影响精确性：电子技术设备3、影响汽轮发电机叶片 二、频率负荷机制三、、有功功率负荷的变动及其分类控制1、系统负荷可以看作由以下三种具有不同变化规律的变动负荷组成： 1）变动周期小于10s ，变化幅度小 调速器频率的一次调整 2）变动周期在（10s ，180s ），变化幅度较大调频器频率的二次调整3）变动周期最大，变化幅度最大：气象、生产、生活规律根据预测负荷，在各机组间进行最优负荷分配频率的三次调整 四、有功功率平衡与备用容量1、功功率平衡：2、备用容量：1）作用 为了保证供电可靠性及电能质量合格，系统电源容量应大于发电负荷2fωπ=T GP P ≡发电机输出电磁功率原动机输入功率T G T GP P P P ≥⎧⎨≤⎩,GiLi Loss PP P ∑=+∑∑2）定义 备用容量 ＝ 系统可用电源容量 － 发电负荷 3）分类按作用分：负荷备用：满足负荷波动、计划外的负荷增量事故备用：发电机因故退出运行能顶上的容量 检修备用：发电机计划检修国民经济备用：满足工农业超计划增长按其存在形式分： 热备用冷备用4．3 电力系统无功功率平衡和电压管理电力系统中无功功率电源不足，系统结点电压就要下降。
有功调频无功调压原理
有功调频无功调压原理
有功调频无功调压原理是电力系统中的一种重要的调节方式，它可以有效地控制电力系统中的电压和频率，保证电力系统的稳定运行。
在电力系统中，有功和无功是两个重要的概念，它们分别代表了电力系统中的实际功率和虚拟功率。
有功调频是指通过调节发电机的机械功率来控制电力系统中的频率。
在电力系统中，发电机的机械功率和电力系统中的负荷功率必须保持平衡，否则电力系统的频率就会发生变化。
因此，当电力系统中的负荷功率增加时，发电机的机械功率也必须相应地增加，以保持电力系统的频率不变。
有功调频的原理就是通过调节发电机的机械功率来实现这一目的。
无功调压是指通过调节变压器的励磁电流来控制电力系统中的电压。
在电力系统中，变压器的励磁电流和电力系统中的无功功率必须保持平衡，否则电力系统的电压就会发生变化。
因此，当电力系统中的无功功率增加时，变压器的励磁电流也必须相应地增加，以保持电力系统的电压不变。
无功调压的原理就是通过调节变压器的励磁电流来实现这一目的。
有功调频和无功调压是电力系统中的两个重要的调节方式，它们可以有效地控制电力系统中的频率和电压，保证电力系统的稳定运行。
在实际应用中，有功调频和无功调压通常是同时进行的，以保证电力系统的稳定性和可靠性。
同时，随着电力系统的不断发展和改进，
有功调频和无功调压的技术也在不断地更新和完善，以适应电力系统的不断变化和发展。
电力系统电压调整的措施
电力系统电压调整的措施
电力系统电压调整是确保电力供应稳定和保障设备正常运行的重要措施之一。
以下是常见的电力系统电压调整措施：
1.发电机调压器控制：发电机调压器是调整发电机输出电压的关键设备。
通过控制调压器的输出电压，可以调整发电机的电压，以满足电力系统的需求。
2.变压器控制：在输电过程中，变压器起到调整电压的作用。
通过调整变压器的变比，可以实现对电压的调整。
控制系统根据电网的负荷情况来调整变压器的变比，以保持正常的电压水平。
3.无功补偿设备：无功补偿设备，如无功补偿容器和STATCOM（静止同步补偿器），可以对电压进行补偿控制。
通过投入或退出无功补偿设备，可以调整系统的无功功率，并间接影响电压水平。
4.电力调度和功率平衡：电力系统的运营人员通过电力调度和功率平衡来控制电压。
根据负荷的变化和供需情况，调整发电机出力和负荷调度，以保持电力系统的稳定和电压水平的合理范围。
5.电压稳定控制器：电压稳定控制器是用于监测和自动调整电压的设备。
通过采集电网的电压信息，并根据预设的控制策略，自动调整发电机的励磁、变压器的变比以及无功
补偿设备的投入与退出，以维持电力系统的电压稳定。
电力系统调压的基本措施
电力系统调压的基本措施
电力系统调压的基本措施有：
一、调节变压器的电压容量
1、调节电压容量：在电力系统中，变压器是最重要的电压调节设备，其调节电压容量可以有效提高或降低电压。
2、增加或减少变压器额定容量：可以通过调节变压器的额定容量，即增加或减少过负载，来改变电压水平。
二、增加或减少系统的电容量
1、增加电容量：为了降低电压，可以增加电力系统中的电容器容量，以减轻负载和降低系统的额定电压。
2、减少电容量：当电压太高时，可以减少电力系统中的电容容量，以便减轻负载和增加系统的额定电压。
三、调节发电机及策略电压
1、调节发电机：可以通过改变发电机的调速器来调节发电机的额定电
压，以改变电力系统的电压水平。
2、策略电压调节：采取正确的调压手段和有效的策略电压调节，可以
根据实际用电需求，有效控制和调整电力系统的电压水平。
四、变压器控制
1、变压器空载操作：可以通过改变变压器的空载操作来调节电压水平，特别是冷变压器，可以通过改变电磁励磁结构来实现电压调节。
2、变压器重合闸操作：可以通过重合闸操作来调节变压器的电压，特
别是冷变压器，可以通过改变变压器的主控电磁断路器组合和重合闸
操作来实现电压调节。
电力系统电压调节方法
电力系统电压调节方法
电力系统电压调节方法主要有以下几种：
1. 逆调压：在电压允许偏差值范围内，通过对供电电压的调整，使电网高峰负荷时的电压值高于低谷负荷时的电压值的一种调压方式。
通常用于供电线路较长、负荷变动较大的情况。
2. 恒调压：如负荷变动较小，线路上的电压损耗也较小，则只要把中枢点的电压保持在较线路额定电压高2%-5%的数值，即不必随负荷变化来调整中
枢点电压即可保证负荷点的电压质量，这种调压方式就称为：恒调压，或称：常调压。
3. 顺调压：在电压允许偏差值范围内，通过对供电电压的调整，使电网高峰负荷时的电压值低于低谷负荷时的电压值的一种调压方式。
此外，为了减小电压的偏差造成不必要的损失，工厂供电系统可以采取以下调整措施来控制电压：
1. 合理选择变压器的电压分接头或采用有载调压型变压器。
2. 对于110-35kv母线，正常运行方式时为相应系统额定电压的-
3%\~+7%，事故后为额定电压的±10%。
以上信息仅供参考，如需了解更详细的信息，建议查阅相关文献或咨询专业人士。
电力系统频率调整
电力系统频率及电压降低时的处理频率和电压是电力系统运行的两大质量指标。
若频率或电压不稳定,不仅给发电厂(变电站)及电力系统本身带来许多危害,而且更重要的是不能满足广大用户对电能质量的要求, 使用户的产品质量下降甚至报废。
因此,当系统频率或电压变化时,各发电厂(变电站)值班人员应按照规定主动调整,使其恢复至规定范围内运行。
1 频率的调整电力系统的频繁应经常保持50周/s。
其偏差要求是:在300万千瓦以上的系统不得超过±0.2周/s;不足300万千瓦的系统不得超过±0.5周/s。
频繁发生变化, 是由于系统中发电机的功率和用户的负荷不平衡所引起的。
当系统负荷增加或发电机出力减少时, 频繁就要下降,相反,将会升高。
由于电力系统的负荷经常不断地变化, 又由于发电机功率的改变往往受原动机的影响而不能完全适应系统负荷的变化, 因此频繁的波动是不可避免的。
在电力系统中,为了保证频繁的稳定,中心调度通常将发电厂分为第一调频厂、第二调频厂及负荷监视厂三类, 并事先给予各发电厂日负荷曲线。
调频厂的主要任务是及时调整系统的频繁, 使它保持在允许范围内。
为了完成这一任务,调频厂经常在高峰负荷到来前要开炉并机, 而在低峰期间停机压炉。
若在条件时,调频厂选为水电厂较为理想。
因为水轮发电机组,从起动到并列带上满负荷,只需1.5min～2min时间。
各负荷监视厂,同样必须按调度员预发的负荷曲线来调整。
只有全网各发电厂互相配合,才能保证频繁在允许范围之内。
频繁的调整,一般采用人工调节,即当系统频率降低时, 值班人员应向增加方向操作调速开关,开大汽轮机的调速汽门,增加其进汽量,从而使频率增加,当系统频率增高时,操作方向相反。
2 电力系统频率降低的处理当电力系统频率降低时, 应按下列程序进行处理。
(1)当电力系统的频率低至49.5周/s以下,但在48周/s以上时,各发电厂值班人员无须等待调度员的命令, 应自行增加发电厂出力。
电力系统调压方法
电力系统调压方法一、改变发电机端电压调压。
1.1 这是一种挺基础的调压方法呢。
发电机本身就像是电力系统的心脏，它发出来的电的电压如果能调整，那对整个系统的电压稳定可有着不小的作用。
比如说，在负荷较轻的时候，咱们可以适当提高发电机的端电压；在负荷重的时候呢，就降低一点。
就像人根据不同的工作量调整自己的状态一样。
这就好比是“看菜吃饭，量体裁衣”，根据实际的用电情况来灵活调整。
1.2 不过呢，这种方法也有它的局限性。
发电机的电压调整范围是有限的，不能无限制地提高或者降低。
就像人的力气是有限的，不可能做超出自己能力范围太多的事情。
而且，一个电力系统里有好多发电机，要协调好它们的电压调整可不容易，要是协调不好，就像一群人各干各的，乱了套了，反而不利于系统的稳定运行。
二、利用变压器分接头调压。
2.1 这也是个常见的办法。
变压器分接头就像是一个可以切换的小机关。
咱们可以通过改变变压器分接头的位置来改变变压器的变比，从而调整电压。
就像在一条河上有个可以调节水位的水闸一样。
在电力系统里，不同的电压等级之间需要变压器来转换电压，这个时候分接头就派上用场了。
2.2 但是这里面也有麻烦事儿。
分接头的调整不是那么及时的，得人工去操作或者按照一定的程序来切换。
这就好比是一个反应有点慢的家伙。
而且每次调整的时候，可能会造成电压的波动，就像平静的水面突然被搅了一下。
要是调整的时机不对或者调整的幅度过大，可能会对用电设备产生不良影响，就像给一个娇弱的小植物浇了太多或者太少的水一样。
2.3 还有啊，分接头的调整范围也是有限的。
它就像一个被限制在一定空间里的小助手，能做的事情有限。
如果电力系统的电压波动太大，光靠分接头调整可能就搞不定了，就像小马拉大车，力不从心。
三、无功补偿调压。
3.1 无功补偿调压可是个很重要的手段。
无功功率就像是电力系统里的“幕后英雄”，虽然不直接做功，但是对电压的稳定起着非常关键的作用。
咱们通过在系统里加入无功补偿设备，像电容器或者电抗器这些东西，来调节无功功率的分布。
电力系统调压的方法
电力系统调压的方法嘿，你问电力系统调压的方法呀？那咱就来好好聊聊。
这电力系统调压可是个重要的事儿呢。
一个办法呢，就是调整发电机的励磁。
发电机就像电力系统的“大心脏”，通过调整它的励磁，可以改变输出电压。
要是电压低了，就把励磁调大一点，让发电机多“使点劲”，电压就上去了。
要是电压高了，就把励磁调小一点，让发电机“省点力”，电压就降下来了。
就像给发电机“调调脾气”一样。
再一个呢，可以用变压器调压。
变压器就像电力系统的“魔法师”，能把电压变高或变低。
有那种有载调压变压器，可以在不停电的情况下调整电压。
根据需要，把变压器的分接头调一调，就能改变输出电压啦。
就像给变压器“变个小魔术”。
还有哦，可以采用无功补偿设备。
比如说电容器、电抗器啥的。
这些东西就像电力系统的“小助手”，能帮助调整电压。
如果电压低了，就投入一些电容器，让系统多一些无功功率，电压就会升高。
如果电压高了，就投入一些电抗器，吸收一些无功功率，电压就会降低。
就像给电力系统“加点料”。
另外呢，合理安排电力系统的运行方式也很重要。
比如说，让负荷分布得均匀一点，别都挤在一个地方，这样可以减少电压降。
还有，尽量减少线路的损耗，也能让电压更稳定。
就像给电力系统“排排坐”，让大家都舒服。
我记得有一次，我们那儿的电压不太稳定，一会儿高一会儿低的。
后来电力部门的人来了，他们检查了一下，发现是一个变压器的分接头设置得不太合适。
他们调整了一下分接头，电压就稳定多了。
从那以后，我们就知道了电力系统调压的重要性，也知道了有这么多方法可以调压。
所以呀，你要是想了解电力系统调压的方法，就试试这些吧。
肯定能让电力系统的电压更稳定，大家用电也更放心。
电力系统调压措施
电力系统调压措施1. 引言电力系统是现代工业和生活中不可或缺的重要基础设施。
为了保持电力系统的稳定运行，调压措施起着至关重要的作用。
电力系统调压是指通过不同的控制手段和技术手段，使电网中的电压保持在稳定的工作范围内。
本文将介绍电力系统调压的一些常见措施和方法。
2. 调压措施a. 发电机励磁调压发电机励磁调压是最常见的调压措施之一。
通过调整励磁电流和励磁电压，可以控制发电机的输出电压。
一般来说，当电压过高时，增加励磁电流可以降低电压；当电压过低时，则可以减小励磁电流以提高电压。
发电机励磁调压有两种基本方法：手动调整和自动调整。
手动调整需要人工干预，而自动调整则是通过自动控制系统实现。
b. 变压器调压变压器调压是另一种常用的调压措施。
在电力系统中，变压器可以用来改变电压的大小。
通过调整变压器的开关状态和变压比，可以控制电网中的电压。
例如，当电压过高时，可以将变压器调整为较高的变压比，从而降低输出电压；当电压过低时，则可以选择较低的变压比来提高输出电压。
c. 调压装置为了满足不同地区和用户的电压需求，电力系统中通常会配置调压装置。
调压装置主要包括调压变压器和调压开关等组件。
调压变压器可以根据需要改变输出电压，而调压开关则用于控制调压装置的开关状态。
通过调整调压装置的参数，可以实现对电网中电压的精确控制。
3. 调压方法a. 母线调压母线调压是一种常见的调压方法，通过改变母线的电压来影响整个电力系统的电压。
母线调压通常通过调整发电机的励磁电流和变压器的变压比来实现。
通过控制母线的电压，可以达到对电网中所有电压的整体调节。
b. 分区调压分区调压是指将电力系统划分为不同的区域，每个区域均配备有独立的调压装置。
通过分区调压，可以实现对每个区域中电压的独立控制。
这种方法通常用于大型电力系统，可以提高整个系统的稳定性和可靠性。
c. 直接调压直接调压是指直接对发电机的励磁电流进行调节，以调节电网中的电压。
这种方法常用于小型电力系统或特定的电力设备，可以快速响应电压的变化，并保持输出电压的稳定。
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第一章电力系统调频第一节系统频率标准1.1 福建电网与华东电网并列运行时，频率调整按《华东电力系统调度规程》执行。
标准频率为50 赫兹，频率偏差不得超过50±0.2赫兹，超出50±0.2赫兹为事故频率，事故频率的允许持续时间为：超出50±0.2赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。
在正常情况下，发电机组AGC 投入时，系统频率应保持在50±0.1赫兹范围内运行。
1.2 当发生省网或省内局部地区独立网运行时，独立网用电负荷为300万千瓦及以上,频率偏差正常不得超过50±0.2 赫兹；超出50±0.2赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。
独立网用电负荷小于300万千瓦，频率偏差正常不得超过50±0.5 赫兹；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±1赫兹，持续时间不得超过15分钟。
1.3 系统事故造成地区电网独立网运行时，地调及地区电厂负责独立小网调频调压任务，使之能与省电网顺利并列，不得出现因调整不当而引起的高频切机、低频减负荷甚至垮网的现象。
第二节调频厂的确定及频率监视2.1 电网运行时应指定第一调频厂和第二调频厂。
省电网单机容量在100MW及以上的火电厂、单机容量在50MW及以上的水电厂、燃汽轮机组以及抽水蓄能机组均可担任系统的第一、二调频厂。
正常运行情况下，省调应指定上述其中的电厂担任第一调频厂，机组投入AGC运行的电厂即自动转为第一调频厂，未指定为第一调频厂或未投AGC的上述电厂均为系统的第二调频厂。
选择系统调频厂应遵循以下原则：1、具有足够的调频容量，可满足系统负荷的最大增、减变量。
2、具有足够的调整速度，可适应系统负荷的最快增、减变化。
3、在系统中所处的位置合理，其与系统间的联络通道具备足够的输送能力。
2.2 省调调度室应装有ACE监视画面和数字式频率显示器及记录式频率记录仪，当频率超出50±0.1赫兹时，应具备告警信号。
系统的频率以省调调度室的频率显示为准；系统第一、第二调频厂和频率监视点每月15日白班应与省调核对频率显示装置。
2.3 为有效监视系统频率运行，对各单位装设频率表的要求：1、在各地调调度室和所有电厂、变电站（集控站）的中控室（或集控室）均要求装有频率显示器；所有500/220千伏变电站应装有数字式频率表。
2、各地调调度室和第一、第二调频厂应装有数字式和记录式频率表，当频率超出50±0.15赫兹时，应具备有告警音响和灯光信号。
3、系统频率监视点为：省调直调电厂、所有500千伏变电站、220千伏鼓山变、旗山变、笏石变、惠安变、罗塘变、半兰山变、鼎美变、总山变、王庄变，列西变、杨真变、甘棠变，上述厂站应装有频率自动记录仪，当记录仪启动时应有告警音响和灯光信号。
4、各单位装设的频率显示器、数字式或记录式频率表的准确性必须经具备相应检测资质的部门的认定，且数字式和记录式频率表精度必须能达到小数点后三位数。
2.4当地区电网解列运行时，由省调指定该地区的调频厂和负责调频的单位。
第三节系统频率的调整当省电网与华东联网运行时，由网调指定联络线调节模式。
正常情况下联络线按功率及频率偏差控制（TBC）方式控制区域控制偏差（ACE）在规定范围内。
3.2 第一调频厂的调整原则：1、在省电网与华东电网联网运行时，负责按照跨省联络线功率及频率偏差控制（TBC）方式控制区域控制偏差（ACE）在规定范围内，ACE=△P+β*△f（△P—联络线功率偏差值，β—省网频率偏差系数，△f—系统频率偏差值）。
若省调AGC主站故障时，第一调频厂应按照调度员指令或联络线指标监控画面要求对机组出力进行人工调整。
2、当省电网与华东电网解列运行时，负责系统频率的调整，保持系统频率在50±0.1赫兹范围内。
3、第一调频厂应注意监视投入AGC的机组是否具有足够的调整容量，当投入AGC的机组即将无调整容量时发电厂值长应提前向省调调度员报告，省调调度员应指令该厂调整其他机组出力或调整其他电厂机组出力，确保第一调频厂的调频能力。
第一调频厂应能监视跨省联络线潮流、省电网实际日负荷变化曲线以及联络线指标监控画面，并按照省调要求装设区域控制偏差（ACE）和跨省联络线功率偏差越限告警装置。
3.3 第二调频厂的调整原则：当系统频率超出50±0.1赫兹时，第二调频厂应立即主动调整出力参与系统调频，直至频率恢复至50±0.1赫兹内，并尽快报告省调调度员。
3.4 当系统频率超出50±0.2赫兹时，全省所有电厂应主动调整出力协助电网调频，直至频率恢复至50±0.2赫兹内。
省调直调和许可的电厂（第一调频厂除外）正常情况下应严格按省调下达的有功曲线发电，机组的正常升降负荷速率应按规定要求，如现有开机方式无法满足发电调度计划的要求时，有关单位应提前汇报省调值班调度员并征得同意后，通过改变开机方式的方法来满足发电调度计划要求，或执行省调值班调度员修改后的发电调度计划；在事故频率情况下，应尽最大可能满足省调调度员的要求进行机组出力的紧急调整；在调整出力时，应监视系统频率和相关线路潮流，如已超出规定范围和允许限额时，应暂停调整并报告省调值班调度员。
第四节发电机组有功调节性能的调度管理4.1 发电机组有功调节性能包括：调差性能、AGC调节性能和一次调频性能。
4.2 发电机组的额定、最高和最低技术出力是调度管理的依据。
机组的调差性能应满足福建电网的规定要求。
4..3 凡并入省电网的单机容量在100MW及以上的火电厂、单机容量在50MW及以上的水电厂（含抽水蓄能和燃气轮机组）均应具备AGC功能。
1、自动发电控制（AGC）是保证电网安全、优质、经济运行的重要保证措施。
AGC的投入与退出由省调下令，未经调度许可不得擅自退出或修改控制参数。
2、机组AGC功能应通过省调组织电厂参与的系统调试，升降负荷速率应达到每分钟1.5~2.0%额定出力的要求。
3、水电厂监控系统在AGC机组处于远方单机控制模式时，应将省调AGC远方控制命令直接转给机组调速器进行控制。
4、投入AGC运行的发电机组运行模式由省调值班调度员确定，在EMS系统上操作并通知有关电厂。
调度员改变机组AGC运行模式时，应在操作之前通知该电厂运行人员确认后方可进行。
5、省电网AGC装置的频率采用省调调度端的当地频率。
当系统发生震荡或与系统解列等事故时，现场应退出AGC改为手动调节并立即汇报省调。
6、当现场投AGC的机组或AGC功能发生异常情况时，电厂值班人员可以先停用AGC装置，将机组切至“当地控制”，然后汇报省调。
异常处理完毕后，应立即向省调汇报并由当班调度员通知恢复AGC运行。
7、当主站AGC系统发生异常时，省调调度员应当立即退出主站AGC，并通知第一调频厂进行手动调整电网频率和联络线功率。
8、AGC异常处理时间超过24小时的应通过技术支持系统申报申请，24小时之内的需向当班调度员口头申请。
9、设备停役检修影响机组AGC功能正常投运时，相关单位应向省调提出申请并经批准。
10、电厂AGC功能通过厂内监控系统实现的，监控系统的相关规范及指标要经过省调审核。
11、具有AGC功能的发电厂，应根据机组实际情况编写AGC 现场运行规程交运行值班人员执行，同时报送省调备案。
4.4 系统正常运行时，机组的一次调频功能必须投入运行。
1、机组调速器特性参数为涉网定值,由省调下达，现场必须严格执行并不得自行更改。
2、当机组一次调频功能不能正常运行时，发电厂运行值班人员可按现场运行规定将一次调频功能退出，并立即汇报省调值班调度员。
第五节运行备用管理5.1 电网运行备用分为旋转备用、非旋转备用及可控负荷备用。
旋转备用是指可随时调用的机组出力，主要由水电机组、抽水蓄能机组、运行中的火电机组、燃气轮机组等承担。
非旋转备用是指能在数小时内启动并网，且能连续2小时满足电网下一次尖峰负荷要求的机组出力。
可控负荷备用是指在30分钟内各级调度部门通过负荷控制系统等手段能直接调度控制的负荷。
5.2 与华东电网联网运行情况下，为保证系统频率正常，控制好联络线潮流，省调在编制日调度计划和安排开停机时应按网调规定留有运行备用容量。
省网独立网运行时，旋转备用容量应全由运行中的水电、火电、燃汽轮机组承担，其容量不低于系统预测最高负荷的3～5％。
电网运行备用容量的分配应充分考虑调节手段和联络通道的输送能力。
5.3 电网运行备用容量实施在线监测。
当旋转备用容量不足时，省调值班调度员应开启备用机组或向省外购电；若采取以上措施后仍不能满足系统备用容量，应立即采取相应负荷控制措施，迅速恢复备用容量至规定值。
第六节系统频率异常的处理6.1 系统低频率的处理原则1、当系统频率降至49.80赫兹以下时，各厂无需调度指令应自行增加出力使频率恢复至49.8赫兹及以上或达到本厂最大允许出力为止；调相运行的发电机应不待调度指令改为发电运行；处于热备用状态的水电机组应主动报告调度并经同意后立即开启并入系统。
以上处理情况，各发电厂值班人员应及时报告省调值班调度员，以便及时控制联络线的潮流不超过允许限额。
在频率恢复后，各发电厂应按省调值班调度员的指令调整出力。
省调调度员应根据联络线ACE值偏差情况，采取恢复频率的措施，并及时向网调汇报和了解事故原因。
2、当系统频率降至49.50赫兹且有继续下降趋势时，省调应根据联络线ACE值偏差情况，通知各地调按地区紧急事故限电序位限制负荷，地调应按省调下达的限电指令、限电量在规定的时间内执行完毕，努力使频率恢复至49.80赫兹。
当系统频率低于49.80赫兹连续15分钟以上而系统没有备用容量时，省调可以使用系统紧急事故限电序位表拉荷限电，努力使频率恢复至49.80赫兹。
3、当系统频率降至49.00赫兹及以下时，省调、地调调度员应立即按地区紧急事故限电序位表限制负荷，努力使频率恢复至49.80赫兹。
4、当系统频率降至48赫兹及以下时，各级调度及发电厂、变电站值班人员应不待调度指令立即按系统紧急事故限电序位表拉荷，甚至各级调度员下令限制整个次要变电站负荷，努力使系统频率在15分钟内回升到49.00赫兹以上。
当系统频率紧急调整结束后，省调调度员应按具体情况作如下调整：（1）继续启动备用机组。
（2）如系统已解列，应尽速恢复并列，并重新分配各厂出力。
（3）恢复限制的负荷或重新分配限制负荷。
5、当与华东电网解列、省网独立网运行时的低频事故处理可参照以上处理原则。
6.2 系统高频率的处理原则1、当系统频率≥50.2赫兹，各电厂应立即主动将出力降低直至机组允许最低出力；省调调度员应根据联络线ACE值，通知有关电厂降低出力和修改发电曲线，使ACE偏差值趋于零或为负，努力使系统频率在30分钟内恢复正常。