防止机网协调事故措施

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1、主题词:电网 反事故 措施 通知抄送:湖北、河南、湖南、江西、四川、重庆电力调度（通信）中心，葛洲坝 水力发电厂，湖北清江水电开发有限责任公司发电公司、梯调中心，丹江口水 力发电 厂，姚孟发电有限责任公司，华能沁北发电有限责任公司，河南华润电 力首阳山有限公司，大唐三门峡发电有限责任公司，五强溪水力发电厂，三板 溪水力发电厂， 大唐湘潭发电有限责任公司，湖南华银电力股份有限公司金竹 山火力发电分公司，二滩水力发电厂。华中电网有限公司总经理工作部 2006 年 7 月 7 日印发 附件：华中电网有限公司 防止机网协调事故措施1 加强发电机组与电网密切相关设备的管理 1.1 并网电厂涉及电网安全稳

2、定运行的励磁系统和调速系统、继电保护和安全 自动装置、高压侧或升压站电气设备、调度通信和自动化设备等应纳入电力系 统统一规划、 设计、运行管理，其技术性能和参数应达到国家及行业有关标准 要求，其技术规范应满足所接入电网要求，并应达到技术监督及安全性评价的 要求。 华中电 网内 100MW 及以上容量的汽轮发电机组和 90MW 及以上容量的水轮发电 机组的励磁系统应列入调度管理范围，其主要性能指标，如开环放大倍数、强 励顶值倍 数、励磁响应速度等技术指标，必须符合国家有关技术标准，并满足 电网安全稳定运行的需要。发电厂应将发电机自动励磁调整装置的调差系数、 低励限制和实测的 励磁系统及 PSS

3、数学模型和参数上报调度部门审核。对于已 经运行的、但主要技术指标不符合国家有关技术标准和不满足电网安全稳定运 行需要的发电机励磁系 统，应进行技术改造。 1.2 根据电网安全稳定运行的需要，200MW 及以上火力发电机组和 90MW 及以 上水轮发电机组应配置电力系统安全稳定器（PSS），以改善系统阻尼特性。 1.2.1 华中电网发电机组的 PSS 装置按其机组调度管辖范围归属各中调管理。 属于华中网调管理设备的机组，其 PSS 装置运行状态须报网调备案。 国调及网、省调相关文件规定投入 PSS 装置的机组，其机组的 PSS 装置正常必 须置入投运状态，且必须将自动励磁调节器投入自动位置。 如

4、将自动励磁调节器退出自动位置，则视为 PSS 退出运行。 1.2.2 要求投入 PSS 装置的发电机组因各种原因退出 PSS 装置(PSS 低于定值 后装置自动退出情况除外)时，应提前向调度部门提出申请，原则上该机组的 PSS 退出时，相应机组也应停运，特殊情况另行处理。 1.2.3 发电机组 PSS 装置(包括励磁系统)的整定参数应能适应华中区域电网不 同联网方式运行要求，对 0.1HZ2.0HZ 系统振荡频率范围的低频振荡模式应能 提供正阻尼。 1.3 200MW 及以上并网机组的高频率、低频率保护，过电压、低电压保护，过 激磁保护，失磁保护，失步保护，阻抗保护及振荡解列装置、发电机励磁系

5、统 （包括 PSS）等设备（保护）定值必须经有关调度部门审定。其中机组低频率 保护的定值应低于系统低频减载的最低一级定值，机组低电压保护定值应低于 系统(或所在 地区)低压减载的最低一级定值。1.3.1 调度部门对调度管辖范围内的 200MW 及以上发电机组的发电机静子过电 压、发电机静子过激磁、发电机静子低电压、发电机低频率、发电机高频率、 发电机失步保护、发电机失磁保护和调度部门认为有必要列入的机组其它保护 进行监督管理。 1.3.2 200MW 及以上发电机保护中下列定值须经电网调度管理部门审核：发电 机静子过电压、过激磁、低电压保护中解列机组的动作定值和时限；发电机低 频率、高频 率保

6、护中解列机组的动作定值和时限；发电机失步保护的失步次数 和保护失步范围定值；发电机失磁保护保护的动作定值和时限； 2 加强发电机组一次调频的运行管理 并网发电机组的一次调频功能参数应按照电网运行的要求进行整定，一次调频 功能应按照电网有关规定投入运行。 2.1 机组调速系统和控制系统须满足如下要求： 2.1.1 采用电液调速系统（DEH）的汽轮机组，一次调频功能应由 DEH 实现。 应采取将频差信号叠加在汽轮机调速汽门指令处的设计方法，以保证一次调频 的响应速度。如采取其它形式的设计方法，也必须满足各项技术指标的要求； 2.1.2 采用分散控制系统（DCS）、具有机组协调控制和 AGC 功能的

7、组，应在 DCS 中投入频率校正回路，即当机组工作在机组协调或 AGC 方式时，由 DEH、DCS 共同完成一次调频功能，以保证机组一次调频的响应速度和持续性。 2.2 机组一次调频的人工死区 2.2.1 电液型汽轮机调节控制系统的火电机组一次调频的人工死区控制在 0.033Hz（2r/min）内； 2.2.2 机械、液压调节控制系统的火电机组一次调频的人工死区控制在 0.10Hz（6r/min）内； 2.2.3 水电机组一次调频的人工死区控制在0.05Hz 内。 2.3 机组调速系统的速度变动率（或水电机组的永态转差率） 2.3.1 火电机组速度变动率一般为 4%5%； 2.3.2 水电机组

8、的永态转差率不大于 4%。 2.4 一次调频的最大调整负荷限幅 2.4.1 水电机组一次调频的负荷变化限制幅度为额定负荷的10%； 2.4.2 额定负荷 500MW 及以上的火电机组，一次调频的负荷调整限幅为机组额 定负荷的6%； 2.4.3 额定负荷 210490MW 的火电机组，一次调频的负荷调整限幅为机组额 定负荷的8%； 2.4.4 额定负荷 100200MW 的火电机组，一次调频的负荷调整限幅为机组额 定负荷的10%； 2.4.5 额定负荷 100MW 以下的火电机组，一次调频的负荷调整限幅为机组额定负 荷的8。 2.5 调速系统的迟缓率（或水电调速器的转速死区） 2.5.1 电液调

9、节控制系统的火电机组，其调速系统的迟缓率小于 0.06%； 2.5.2 机械、液压调节控制系统的火电机组，其调速系统的迟缓率小于 0.1%； 2.5.3 水电机组调速器的转速死区小于 0.04%。2.6 响应行为 机 组一次调频的响应行为包括一次调频的负荷响应滞后时间、一次调频的最大 负荷调整幅度。一次调频的负荷响应滞后时间指运行机组从电网频率越过该机 组一次调频 的死区开始，到该机组的负荷开始变化所需的时间。一次调频的最 大负荷调整幅度指运行机组从电网频率越过该机组一次调频的死区开始计时的 60s 以内或者到电 网频率恢复到该机组的一次调频的死区范围以内为止，该机 组的有功功率相应进行调整（

10、频率越上限时减少有功、频率越下限时增加有功） 的幅度。 当机组的一次调频参数按第 2.22.5 条进行整定时，机组在 80%的额定负荷状 态下运行，对持续 60s 的一定频率的阶跃变化，其负荷调整响应的滞后时间、 调整的幅度应满足如下要求： 2.6.1 所有火电机组、额定水头在 50 米及以上的水电机组，其一次调频的负 荷响应滞后时间，应小于 4s；额定水头在 50 米以下的水电机组，其一次调频 的负荷响应滞后时间，应小于 8s； 2.6.2 所有机组一次调频的负荷调整幅度应在 15s 内达到理论计算的一次调频 的最大负荷调整幅度的 90%； 2.6.3 在电网频率变化超过机组一次调频死区时开

11、始的 45s 内，机组实际出力 与响应目标偏差的平均值应在理论计算的调整幅度的5%内。 3 加强发电机组的参数管理 机 组并网调试前三个月，发电厂应向相应调度部门提供电网计算分析所需的主 设备（发电机、变压器等）参数、二次设备（CT、PT）参数及保护装置技术资 料以及 励磁系统（包括 PSS）、调速系统技术资料（包括原理及传递函数框图） 等。发电厂应经静态及动态试验验证定值整定正确，并向调度部门提供整定调 试报告。同 时，发电厂应根据有关调度部门电网稳定计算分析要求，开展励磁 系统（包括 PSS）、调速系统、原动机的建模及参数实测工作，并将试验报告 报有关调度部门。3.1 新建或改造的发电机励

12、磁系统、调速系统的有关逻辑、定值及参数设定、 运行规定等均纳入电网调度管理的范畴，在投产前必须经过充分的技术论证， 经电网的相关检测部门检测合格，并报调度部门审查批准后方可实施。3.2 新建或改造的机组励磁系统、调速系统，在机组并网前应进行必要的静 态调试和动态试验。3.2.1 新建机组的励磁系统、调速系统数学模型和相应参数应在机组进入商 业化运行前完成实际测量。3.2.2 改造机组的励磁系统、调速系统数学模型和参数应在投入运行后半年 内完成实际测量。3.2.3 发电厂应将实测的励磁系统、调速系统数学模型和参数上报调度部门 和技术监督部门审核。发电机组原动机及励磁系统、调速系统数学模型包括：

13、原动机数学模型结 构及相关参数，励磁系统类型及工作原理简图、励磁系统各 环节数学模型或传递函数方框图及相关参数的取值范围及换算关系等，调速系 统类型及工作原理图、调速 系统各环节数学模型或传递函数方框图及相关参数 的取值范围、一次调频包括调频死区的实现逻辑等。3.3 发电机组的励磁系统、调速系统的模型及参数实际测量项目应列为电厂 工程验收内容。 4 发电机非正常及特殊运行方式下的要求4.1 发电机应具备进相运行能力。 4.1.1 100MW 及以上火电机组在额定出力时，功率因数应能达到超前 0.950.97。励磁系统应采用可以在线调整低励限制的微机励磁装置。 4.1.2 发电厂应根据发电机进相

14、试验绘制指导实际进相运行的 P-Q 图，编制相 应的进相运行规程，并根据电网调度部门的要求进相运行。发电机应能监视双 向无功功率和功率因数。根据可能的进相深度，当静稳定成为限制进相因素时， 应监视发电机功角进相运行。 4.2 新投产的大型汽轮发电机应具有一定的耐受带励磁失步振荡的能力。发电 机失步保护应考虑既要防止发电机损坏又要减小失步对系统和用户造成的危害。 为防止失步故障扩大为电网事故，应当为发电机解列设置一定的时间延迟，使 电网和发电机具有重新恢复同步的可能性。 4.3 发电厂应制定完备的发电机 带励磁失步振荡故障的应急措施，并按有关规定作好保护定值整定，包括： a）当失步振荡中心在发电

15、机变压器组内部时，应立即解列发电机。 b）当发电机电流低于三相出口短路电流的 60%70%时（通常振荡中心在发电 机变压器组外部），发电机组应允许失步运行 520 个振荡周期。此时，应 立即增加发电机励磁，同时减少有功负荷，切换厂用电，延迟一定时间，争取 恢复同步。 4.4 发电机失磁异步运行 4.4.1 严格控制发电机组失磁异步运行的时间和运行条件。根据国家有关标准 规定，不考虑对电网的影响时，汽轮发电机应具有一定的失磁异步运行能力， 但只能维持发电机失磁后短时运行，此时必须快速降负荷。若在规定的短时运 行时间内不能恢复励磁，则机组应与系统解列。 4.4.2 发电机失去励磁后是否允许机组快速

16、减负荷并短时运行，应结合电网和 机组的实际情况综合考虑。如电网不允许发电机无励磁运行，当发电机失去励 磁且失磁保护未动作时，应立即将发电机解列。 4.4.3 华中电网内的 200MW 及以上发电机组的发电机失步保护、发电机失磁保 护原则上应投入跳闸，解列机组。 4.4.4 200MW 及以上发电机组的失磁保护宜采用定子转子双重判据。定子判据 由定子阻抗（静稳阻抗或异步阻抗）判据与机端低电压或系统低电压组成；转 子判据为转子低电压（或 UL-P）。 4.5 频率异常 4.5.1 为防止频率异常时发生电网崩溃事故，发电机组应具有必要的频率异常 运行能力。正常运行情况下，汽轮发电机组频率异常允许运行时间应满足以下 要求： 表 1 汽轮发电机组频率异常允许运行时间 频率范围 （Hz） 允许运行时间累计（min） 每次（sec） 51.0 以上51.5 30 30 50.5 以上51.0 180 180 48.5