新25项反措之防止机网协调及风电大面积脱网事故.doc

新25项反措之防止机网协调及风电大面积脱网事故

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防止电力生产事故的二十五项重点要求
防止机网协调及风电大面积脱网事故
5.1 防止机网协调事故
5.1.1 各发电企业（厂）应重视和完善与电网运行关系密切的保护装置选型、配置，在保证主设备安全的情况下，还必须满足电网安全运行的要求。
5.1.2 发电机励磁调节器（包括电力系统稳定器）须经认证的检测中心的入网检测合格，挂网试运行半年以上，形成入网励磁调节器软件版本，才能进入电网运行。
5.1.3 根据电网安全稳定运行的需要，200MW及以上容量的火力发电机组和50MW及以上容量的水轮发电机组，或接入220kV电压等级及以上的同步发电机组应配置电力系统稳定器。
5.1.4 发电机应具备进相运行能力。100MW及以上火电机组在额定出力时，功率因数应能达到-0.95～-0.97。励磁系统应采用能够在线调整低励限制的微机励磁装置。
5.1.5 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。
5.1.6 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表5-1的要求。
表5-1 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
累积（min）
每次（s）
51.0以上～51.5
＞30
＞30
50.5以上～51.0
＞180
＞180
48.5～50.5
连续运行
48.5以下～48.0
＞300
＞300
48.0以下～47.5
＞60
＞60
47.5以下～47.0
＞10
＞20
47.0以下～46.5
＞2
＞5
5.1.7 发电机励磁系统应具备一定过负荷能力。
5.1.7.1 励磁系统应保证发电机励磁电流不超过其额定值的1.1倍时能够连续运行。
5.1.7.2 励磁系统强励电压倍数一般为2倍，强励电流倍数等于2，允许持续强励时间不低于10s。
5.1.8 发电厂应准确掌握有串联补偿电容器送出线路以及送出线路与直流换流站相连的汽轮发电机组轴系扭转振动频率，并做好抑制和预防机组次同步谐振或振荡措施，同时应装设机组轴系扭振保护装置，协助电力调度部门共同防止次同步谐振或振荡。
5.1.9 机组并网调试前3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（电流互感器、电压互感器）参数及保护装置技术资料，以及励磁系统（包括电力系统稳定器）、调速系统技术资料（包括原理及传递函数框图）等。
5.1.10 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（包括电力系统稳定器）、调速系统、原动机的建模及参数实测工作，实测建模报告需经过有资质试验单位的审核，并将试验报告报有关调度部门。
5.1.11 并网电厂应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T 684- ）的规定、电网运行情况和主设备技术条件，认真校核涉网保护与电网保护的整定配合关系，并根据调度部门的要求，做好每年度对所辖设备的整定值进行全面复算和校核工作。当电网结构、线路参数和短路电流水平发生变化时，应及时校核相关涉网保护的配置与整定，避免保护发生不正确动作行为。
5.1.12 发电机励磁系统正常应投入发电机自动电压调节器（机端电压恒定的控制方式）运行，电力系统稳定器正常必须置入投运状态，励磁系统（包括电力系统稳定器）的整定参数应适应跨区交流互联电网不同联网方式运行要求，对0.1～2.0Hz系统振荡频率范围的低频振荡模式应能提供正阻尼。
5.1.12.1 利用自动电压控制系统对发电机调压时，受控机组励磁系统应投入自动电压调节器。
5.1.12.2 励磁系统应具有无功调差环节和合理的无功调差系数。接入同一母线的发电机的无功调差系数应基本一致。励磁系统无功调差功能应投入运行。
5.1.13 200MW及以上并网机组的高颇率、低频率保护，过电压、低电压保护，过励磁保护，失磁保护，失步保护，阻抗保护及振荡解列装置、发电机励磁系统（包括电力系统稳定器）等设备（保护）定值必须报有关调度部门备案。
5.1.13.1 自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的容许值内，并与相应的机组保护在定值上配合，并定期校验。
5.1.13.2 励磁变压器保护定值应与励磁系统强励能力相配合，防止机组强励时保护误动作。
5.1.13.3 励磁系统V/Hz限制应与发电机或变压器的过激磁保护定值相配合，一般具有反时限和定时限特性。实际配置中，能够选择反时限或定时限特性中的一种。应结合机组检修定期检查限制动作定值。
5.1.13.4 励磁系统如设有定子过压限制环节，应与发电机过压保护定值相配合，该限制环节应在机组保护之前动作。
5.1.14 电网低频减载装置的配置和整定，应保证系统频率动态特性的低频持续时间符合相关规定，并有一定裕度。发电机组低频保护定值可按汽轮机和发电机制造厂有关规定进行整定，低频保护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。
5.1.15 发电机组一次调频运行管理。
5.1.15.1 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。
5.1.15.2 新投产机组和在役机组大修、通流改造、数字电液控制系统(DEH）或分散控制系统（DCS）改造及运行方式改变后，发电厂应向相应调度部门交付由技术监督部门或有资质的试验单位完成的一次调频性能试验报告，以确保机组一次调频功能长期安全、稳定运行。
5.1.15.3 发电机组调速系统中的汽轮机调门特性参数应与一次调频功能和自动发电控制调度方式相匹配。在阀门大修后或发现两者不匹配时，应进行汽轮机调门特性参数测试及优化整定，确保机组参与电网调峰调频的安全性。
5.1.16 发电机组进相运行管理。
5.1.16.1 发电厂应根据发电机进相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。
5.1.16.2 并网发电机组的低励限制辅助环节功能参数应按照电网运行的要求进行整定和试验，与电压控制主环合理配合，确保在低励限制动作后发电机组稳定运行。
5.1.16.3 低励限制定值应考虑发电机电压影响并与发电机失磁保护相配合，应在发电机失磁保护之前动作。应结合机组检修定期检查限制动作定值。
5.1.17 加强发电机组自动发电控制运行管理。
5.1.17.1 单机300MW及以上的机组和具备条件的单机容量200MW及以上机组，根据所在电网要求，都应参加电网自动发电控制运行。
5.1.17.2 发电机组自动发电控制的性能指标应满足接入电网的相关规定和要求。
5.1.17.3 对已投运自动发电控制的机组，在年度大修后投入自动发电控制运行前，应重新进行机组自动增加/减少负荷性能的测试以及机组调整负荷响应特性的测试。
5.1.18 发电厂应制订完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，并按有关规定做好保护定值整定，包括：
5.1.18.1 当失步振荡中心在发电机——变压器组内部时，应立即解列发电机。
5.1.18.2 当发电机电流低于三相出口短路电流的60％～70％时（一般振荡中心在发电机——变压器组外部），发电机组应允许失步运行5～20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。
5.1.19 发电机失磁异步运行。
5.1.19.1 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。
5.1.19.2 发电机失去励磁后是否允许机组快速减负荷并短时运行，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。
5.1.20 电网发生事故引起发电厂高压母线电压、频率等异常时，电厂重要辅机保护不应先于主机保护动作，以免切除辅机造成发电机组停运。
5.2 防止风电机组大面积脱网事故
5.2.1 新建风电机组必须满足《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T 19963- ）等相关技术标准要求，并经过国家有关部门授权的有资质的检测机构的并网检测，不符合要求的不予并网。
5.2.2 风电场并网点电压波动和闪变、谐波、三相电压不平衡等电能质量指标满足国家标准要求时，风电机组应能正常运行。
5.2.3 风电场应配置足够的动态无功补偿容量，应在各种运行工况下都能按照分层分区、基本平衡的原则在线动态调整，且动态调节的响应时间不大于30ms。
5.2.4 风电机组应具有规程规定的低电压穿越能力和必要的高电压耐受能力。
5.2.5 电力系统频率在49.5～50.2Hz范围（含边界值）内时，风电机组应能正常运行。电力系统频率在48～49.5Hz范围（含48Hz）内时，风电机组应能不脱网运行30min。
5.2.6 风电场应配置风电场监控系统，实现在线动态调节全场运行机组的有功/无功功率和场内无功补偿装置的投入容量，并具备接受电网调度部门远程监控的功能。风电场监控系统应按相关技术标准要求，采集、记录、保存升压站设备和全部机组的相关运行信息，并向电网调度部门上传保障电网安全稳定运行所需的运行信息。
5.2.7 风电场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（电流互感器、电压互感器）参数及保护装置技术资料及无功补偿装置技术资料等。风电场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。
5.2.8 风电场应根据有关调度部门电网稳定计算分析要求，开展建模及参数实测工作，并将试验报告报有关调度部门。
5.2.9 电力系统发生故障、并网点电压出现跌落时，风电场应动态调整机组无功功率和场内无功补偿容量，应确保场内无功补偿装置的动态部分自动调节，确保电容器、电抗器支路在紧急情况下能被快速正确投切，配合系统将并网点电压和机端电压快速恢复到正常范围内。
5.2.10 风电场无功动态调整的响应速度应与风电机组高电压耐受能力相匹配，确保在调节过程中风电机组不因高电压而脱网。
5.2.11 风电场汇集线系统单相故障应快速切除。汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地方式，不应采用不接地或经消弧柜接地方式。经电阻接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能经过相应保护快速切除，同时应兼顾机组运行电压适应性要求。经消弧线圈接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能可靠选线，快速切除。汇集线保护快速段定值应对线路末端故障有灵敏度，汇集线系统中的母线应配置母差保护。
5.2.12 风电机组主控系统参数和变流器参数设置应与电压、频率等保护协调一致。
5.2.13 风电场内涉网保护定值应与电网保护定值相配合，并报电网调度部门备案。
5.2.14 风电机组故障脱网后不得自动并网，故障脱网的风电机组须经电网调度部门许可后并网。
5.2.15 发生故障后，风电场应及时向调度部门报告故障及相关保护动作情况，及时收集、整理、保存相关资料，积极配合调查。
5.2.16 风电场二次系统及设备，均应满足《电力二次系统安全防护规定》（国家电力监管委员会令第5号）要求，禁止经过外部公共信息网直接对场内设备进行远程控制和维护。
5.2.17 风电场应在升压站内配置故障录波装置，启动判据应至少包括电压越限和电压突变量，记录升压站内设备在故障前200ms至故障后6s的电气量数据，波形记录应满足相关技术标准。
5.2.18 风电场应配备全站统一的卫星时钟设备和网络授时设备，对场内各种系统和设备的时钟进行统一校正。