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防止机网协调事故

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防止机网协调事故 防止机网协调 机网协调事故
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防止机网协调事故防止机网协调事故 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。 励磁系统应采用可以在 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。 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lOs。 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,实测建模报告需通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/T684-2012)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.OHz 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频率、 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,可以选择 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一变压器组内部时,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(通 常振荡中心在发电机一变压器组外部),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 发电机朱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。
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