9-0机网协调管理-(10532)

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1、机网协调管理1．相关管理规程规定(1)关于印发《南方区域电厂并网运行管理若干指导意见(试行)》的通知(南方电监安全[2006]27号)(2)《关于加强网内机组参数实测、PSS和PMU的配备与投入管理的通知》（[调运2006]20号）(3)《南方电网电力系统稳定器整定试验导则（试行）》(4)《同步发电机励磁系统参数实测与建模导则》(5)《云南电网发电机组一次调频运行管理规定本管理规定》(试行)(6)《关于加强云南电网中小发电机一次调频功能、进相能力调度管理的通知》(调度〔2007〕151号)2．发电机调速系统与一次调频（1）发电机组一次调频功能是指，当电网频率超出规定的范围后，电网中参与一次

2、调频的各发电机组调速系统将根据电网频率的变化按负荷一频率曲线自动地增加或减小机组的功率，从而达到新的平衡，并且使频率的变化限制在一定的范围内。（2）指标与技术要求1）所有并入南方区域电力系统运行的发电机组都必须具备并投入一次调频功能2）机组调速系统的速度不等率（也叫速度变动率）火电机组速度不等率一般为4%—5%；水电机组永态转差率一般为3%—4%；3）调速系统迟缓率①火电机组机械、液压调节型：机组容量≤100MW；迟缓率小于0.4%；机组容量100MW—200MW（包括200MW）；迟缓率小于0.2%；机组容量>200MW；迟缓率小于0.1%；②火电机组电液调节型：机组容量≤100MW；迟

3、缓率小于0.15%；机组容量100MW—200MW（包括200MW）；迟缓率小于0.1%；机组容量>200MW；迟缓率小于0.07%；③水轮机组电液调节装置：测至主接力器的转速死区ix，大型电液调节装置不超过0.04％，中型电液调节装置不超过0.08％，小型电液调节装置不超过0.12％；接力器不动时间：对于配用大型电液调节装置的系统，不得超过0.2S；对于配用中、小型电液调节装置的系统不得超过0.3S；4）机组参与一次调频的死区：±0.033Hz；E一次调频响应行为时间要求：5）机组参与一次调频的响应滞后时间当电网频率变化达到一次调频动作值到机组负荷开始变化所需的时间为一次调频负荷响应滞后

4、时间，应小于3s。46）机组参与一次调频的稳定时间机组参与一次调频过程中，在电网频率稳定后，机组负荷达到稳定所需时间为一次调频稳定时间，应小于1分钟。机组投入机组协调控制系统或者自动发电系统（AGC）运行时，应剔除负荷指令变化的因素。7）在电网频率变化超过机组一次调频死区时,应在开始时的45秒内，机组实际出力与机组响应目标偏差的平均值应在机组额定有功出力的±3%内；8）机组参与一次调频的负荷变化幅度：机组参与一次调频的负荷变化幅度可以加以限制，但限制幅度不宜过小，规定如下：200MW及以下火电机组：限制幅度大于等于±8%P0（P0为额定负荷，下同）；200MW以上火电机组：限制幅度大于等于

5、±6%P0；水电机组参与一次调频的负荷调整幅度一般不应加以限制；9）机组应按最大出力能力参与电网一次调频。3．发电机励磁系统与PSS3.1云南电网并网调度协议对励磁的有关要求：①所有并入云南电网区域电力系统运行的发电机组励磁系统应达到国家有关行业标准（如《同步电机励磁系统》(GB/T7409.1-7409.31997)，《中小型同步电机励磁系统基本技术要求》(GB10585-89)，《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》(DL/T583-1995)等），并满足云南电网安全稳定运行的要求；②电厂机组的励磁系统应装设电力系统稳定器（PSS），具备自动电压控制（AVC）功能；③电厂应

6、开展励磁系统模型参数实测工作。新机组并网前，应向电力调度机构提供机组励磁系统型号、传递函数数学模型及相关设计参数，在机组满负荷试运行前，完成机组励磁系统模型参数实测试验、PSS现场试验工作。④对需要投入PSS功能的电厂（一般为单机50MW及以上容量的机组，部分地区为单机20MW及以上容量的机组）电厂应保证机组PSS功能按要求安全投入，实时投退信号应送至电力调度机构调度自动化（SCADA/EMS）系统，电厂退出机组PSS功能需向电力调度部门提出申请，经批准后方可执行。⑤电厂应在试验前两周向相应调度机构报送有关励磁模型参数实测、机组PSS现场试验方案，试验完成后应在一周内提交正式PSS现场试验

7、报告，试验结果经相应电力调度机构审核认可后，方可投入机组PSS功能；两周内提交正式励磁模型参数实测试验报告，报相应电力调度机构。⑥机组励磁系统应满足如下技术要求：自并励励磁系统的延迟时间不大于0.03秒。自动励磁调节系统应保证发电机机端调压精度优于1%。励磁系统年强迫停运率不应大于0.5％。。机组励磁系统标称响应不低于2单位/秒，快速励磁系统（可控硅励磁系统和高起始系统）上升时间（强行励磁）不大于0.08秒，下降时间（快