防止机网协调事故

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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

2、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。频率范围（Hz）允许运行时间累计（mi

3、n）每次（s）51.0以上-51.5>30>3050.5以上〜51.0>180>1804&5〜50.5连续运行4&5以下〜48・0>300>3004&0以下〜47.5>60>6047.5以下〜47.0>10>2047.0以下〜46.5>2>55.1.7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

4、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

5、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

6、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。5.1.13200MW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

7、（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

8、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