《华北电网公司十八项重大反事故措施实.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《华北电网公司十八项重大反事故措施实.doc（111页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、华北电网十八项电网重大反事故措施实施细则（试行）华北 电 网 有 限 公 司二五年八月目 录1 防止人身伤亡事故12 防止系统稳定破坏事故63 防止机网协调事故164 防止电气误操作事故245 防止枢纽变电站全停事故27 6 防止输电线路事故317 防止输变电设备污闪事故388 防止直流输电和换流设备事故459 防止大型变压器损坏事故5010 防止互感器损坏事故5711 防止开关设备事故6512 防止接地网和过电压事故7313 防止直流系统事故8214 防止继电保护事故8515 防止电网调度自动化系统与电力通信网事故9716 防止垮坝、水淹厂房事故10317 防止火灾事故10718 防止交通事
2、故1111 防止人身伤亡事故1.1 加强作业现场危险点分析和做好各项安全措施1. 工作或作业现场的各项安全措施必须符合国家电网公司电力安全工作规程（国家电网安监200583号）和电力建设安全工作规程（DL5009）和华北电网有关防止人身伤亡的有关要求。.1电力生产、施工企业的工作要在认真执行电力行业、国家电网公司电业安全工作规程的同时，还必须认真执行国家劳动安全主管部门、国家技术监督部门制定的涉及劳动安全的强制性国家标准。.2 各发供电、施工单位，每年应根据华北电网下发的涉及劳动安全的标准清单，公布本企业须执行的涉及劳动安全的标准清单，并为生产一线班组配备齐全。 根据工作内容认真做好作业现场危
3、险点分析，并据此做好各项安全措施。要定期检查危险点分析工作，确保其针对性和有效性。.1各单位要进一步加强“危险点分析与控制”工作，认真开展“危险点分析与控制”工作，加强对工作人员的现场培训与指导。.2要认真执行“两票”制度，现场工作票、操作票填写正确，杜绝无票工作现象，安全措施全面、可靠。.3要根据工作票和操作票内容认真分析存在的危险因素，制定有针对性的防范措施。现场作业人员有权了解作业现场存在的危险因素、防范及应急措施；有权拒绝违章指挥，拒绝在威胁人身及设备安全的条件下作业。 在作业现场内可能发生人身伤害事故的地点，设立安全警示牌，并采取可靠的防护措施。对交叉作业现场应制订完备的交叉作业安全
4、防护措施。.1要认真贯彻华北电网安监20054号的要求，按照 华北电网电力作业现场安全措施设置规范(试行)、华北电网电力作业现场安全标志、围栏设置规定（试行），完善电力作业现场的安全措施及其设置，提高现场安全管理水平，给作业人员创造一个清晰、安全的作业环境。.2各单位要结合本单位工作特点，制定人身安全“三不伤害”防范措施。每个职工都要结合本岗位工作要求认真填写“人身三不伤害安全保证书”。 要加强小型作业现场人身安全管理工作。小型作业现场涉及到生产的方方面面，是人身安全管理工作的薄弱环节，往往越是简单、常规性的工作更容易忽视人身安全，要深刻汲取事故教训。华北电力集团公司关于加强小型作业现场安全管
5、理工作的规定（华北电集安监19974号） 对加强小型作业现场的人身安全管理提出了具体要求，各单位要继续深入贯彻执行。1.2 加强作业人员培训1. 定期对有关作业人员进行安全规程、制度、技术等培训，使其熟练掌握有关安全措施和要求，明确各自安全职责，提高安全防护的能力和水平。对于临时和新参加工作人员，必须强化安全技术培训，必须在证明其具备必要的安全技能、并在有工作经验的人员带领下方可作业。禁止在没有监护的情况下指派临时或新参加工作人员单独从事危险性工作。 .1安全培训要有针对性，针对当前安全生产中存在的问题及实际工作特点开展安全培训工作。负责安全培训的部门和相关人员，应该深入了解安全生产中存在的危
6、及人身安全的隐患，结合工作实际制定安全教育计划。各单位每年应进行一次安全规程的考试。在岗生产人员应定期进行有针对性的现场考问、反事故演习、技术问答、事故预想等现场培训。.2安全培训要结合生产现场实际，通过培训增强职工辨识危险、有害因素的能力，提高人身安全防护技能。.3，各单位要按照班组安全日活动规范（华北电集安监20026号）的要求，对本单位班组安全日活动提出具体要求，并下发到班组，提高安全日活动的质量。充分利用班组安全日活动这种形式，开展安全教育和培训，及时检查班组安全工作中存在的死角,制定有效的措施，班组安全日活动不能以时间紧、任务重为借口予以取消或占用；不能按时参加者，要进行补课。.5对
7、临时工和新参加工作的人员的安全管理符合安全生产工作规定要求，临时工和新参加工作人员经过安全培训并考试合格。1. 应结合生产实际，经常性开展多种形式的安全思想教育，提高员工安全防护意识，掌握安全防护知识和伤害事故发生时的自救、互救方法。.1 各单位要做好新入厂人员(包括实习、代培人员)、临时聘用人员的三级安全教育培训工作。所有生产人员都要经过现场紧急救护培训，经考核合格后才能上岗。.2 发、供电生产单位要建立安全教育室。要运用安全录像、幻灯、计算机多媒体、广播、闭路电视等多种形式普及安全技术知识，并进行经常性的演讲、竞赛等，不断提高职工的安全意识和安全防护技能。1.3 加强对外包工程人员管理1.
8、 加强对各项承包工程的安全管理，明确业主、监理、承包商的安全责任，并根据有关规定严格考核，做到管理严格，安全措施完善。.1要加强对承包方资质的审查，各项承包工程必须依法签定正式合同，在合同中要依法明确甲乙双方的安全管理责任。各单位的承发包方必须经过本单位法人（代理法人）授权，方可从事此项工作，无论作为甲方还是乙方，都必须依法履行职责。.2严禁车间（工区）、班组向外承、发包工程项目。.3在承发包工程中，不得将工程项目发包给不具备安全生产条件或者相应资质的单位或个人，更不能层层转包。1. 在有危险性的电力生产区域（如有可能引发火灾、爆炸、触电、高空坠落、中毒、窒息、机械伤害、烧烫伤等人员、电网、设
9、备事故的场所）作业，发包方应事先进行安全技术交底，要求承包方制定安全措施，并配合做好相关安全措施。1.4 加强安全工器具管理。认真落实安全生产各项组织措施和技术措施，配备充足的、经国家或省、部级质检机构检测合格的安全工器具和防护用品，并按照有关标准、规程要求定期检验，坚决淘汰不合格的工器具和防护用品，提高作业安全保障水平。 要严格按照国家及国家电网公司相关标准，对生产现场使用中的安全工器具进行定期检验。凡是未经检验（包括检验超期）、标识不清、损坏的安全工器具，严禁使用。严格控制安全工器具的购置，杜绝不符合国家、电力行业标准的产品进入生产现场。各单位使用的安全工器具、专项检修工器具（如：检修平台
10、、检验装置）等，均应到经国家电网公司认可的专业生产厂家去购买。安全工器具的使用要按照国家、电力行业相关标准、规程以及厂家使用说明书的要求，正确使用。 安全工器具的日常管理要定点、定位、定量，台帐清楚。各单位负责“劳动保护用品”管理的部门，要首先了解生产现场需要配置人身安全防护用品的情况，对在工作中接触有毒、有害、危险物品或从事危险性作业的工作人员，其人身安全专用防护用品，要根据实际情况及时配备。 各单位每年初制订年度安全技术劳动保护措施计划，并做到项目、资金、时间、责任人“四落实”，所需资金每年从更新改造费用或其它生产费用中提取。1.5 要加强对电力生产特种作业和特种设备的安全管理各单位要建立
11、特种作业人员档案，统一管理。要按照国家有关规定，对特种作业人员进行培训，经考核取得上岗证，并要定期复审。从事特种作业的人员，不但要掌握特种作业基本知识和操作规程，更要熟练掌握特种作业人身安全防护的特殊要求。各发电厂要认真执行 特种设备安全监察条例(国务院令第373号)、电力工业锅炉压力容器监察规程DL612-1996）、电站锅炉压力容器检验规程（国家发改委DL647-2004）和压力容器安全技术监察规程(质技监局锅发1999154号)等有关规程、标准，加强锅炉、压力容器安全监督工作，要使锅炉、压力容器安全监督管理工作规范化、制度化。要加强炉（机）外管的检验和检查，防止炉（机）外管道爆破造成人身
12、伤害事故的发生。2 防止系统稳定破坏事故2.1 加强电网规划和建设华北电网建成网架坚强、结构合理、安全可靠、运行灵活、技术先进的现代化电网，不断提高电网输送能力、资源优化配置能力和抵御事故能力。 加强电网规划设计工作，制定完备的电网发展规划和实施计划，尽快强化电网薄弱环节，确保电网结构合理、运行灵活和坚强可靠。 合理规划电源接入点。受端系统应具有多个方向的多条受电通道，每条通道的输送容量不应超过受端系统最大负荷的10%-15%。.1华北电网的输电通道形成多通道、多方向、多落点的电力输送格局,地区电源点要分散接入负荷中心，每个独立送电通道的输送电力占受电地区负荷比例宜在10%15%以下。.2对于
13、独立电源并入电网（点对网）及两个省网之间（网对网）送电通道的建设宜网点结合，并应有足够裕度。 .3 对于新电源点的接入系统方案，其升压站不应作为系统枢纽站，对于以往投产电厂升压站作为系统枢纽站的情况，在以后的规划设计中应尽量创造条件，使其退出枢纽站位置。.4 电网发展速度应适当超前电源建设速度，电网发展规划建设要给电网运行留有一定的裕度。使运行有一定的灵活性，为电力市场的发展提供物质基础，满足市场化的资源优化配置和经济发展的需求。.5加强受端系统500千伏环网建设，形成坚强的京津唐双环网和京津冀大环网结构。.6 受端电网的电源建设、装机容量及分层建设要合理，大容量机组接入500千伏网架，受端电
14、网供电分区内接入供热、燃气、抽水蓄能等类型的机组。.7 受端电网500千伏变电站变电容量的建设应适度超前，考虑一台变压器停电后，电网结构变化和对地区供电能力的影响程度，必要时一次投产应不少于两台变压器。 发电厂不应装设构成电磁环网的联络变压器。.1 在发电厂接入系统方案审查时，不应选择装设构成电磁环网的联络变压器方案。.2 发电厂现已装设联络变压器，且以电磁环网方式运行，应从电网规划建设上尽快创造条件打开电磁环网。 一次设备投入运行时，相关继电保护、安全自动装置、稳定措施和电力专用通信配套设施等应同时投入运行。.1 在工程设计、建设、调试和启动阶段，电网公司的计划、工程、调度等相关管理机构和独
15、立的发电、设计、调试等相关企业应相互协调配合，分别制定有效的组织、管理和技术措施，以保证一次设备投入运行时，相关继电保护、安全自动装置、稳定措施和电力专用通信配套设施等能同时投入运行。 加强系统稳定控制和保障电网安全最后防线措施的设计研究工作，稳定控制措施设计应与系统设计同时完成。合理设计稳定控制措施和失步、低频、低压等解列措施，合理、足量地设计和实施高频切机、低频减负荷及低压减负荷方案。 加强110千伏及以上电压等级母线、220千伏及以上电压等级主设备快速保护建设。220千伏及以上电压等级变压器、高抗等主设备的微机保护应按双重化配置，220千伏及以上环网运行线路应配置双重化全线速动保护，必要
16、时500(330)千伏及枢纽220千伏厂站母线采用双重化母差保护配置。2.2 电网安全运行管理和技术措施 严格执行各项电网运行控制要求，禁止超稳定极限值运行。电网一次设备故障后，应按照故障后方式电网运行控制的要求，尽快将相关设备的潮流（或发电机出力、电压等）控制在规定值以内。须按照电网运行控制要求进行控制的设备，应通过调度机构EMS系统实现实时在线监测，并应有越限告警功能。网调、各省级调度机构应通过EMS系统，对电网运行控制极限实现实时在线监测，并有越限告警功能，做到当电网超极限运行时，可及时提请调度值班人员处理。 电网正常运行中，必须按照有关规定留有一定的旋转备用容量。根据华北电网调度管理规
17、程的有关规定，华北网调按照“统一调度，分级管理”的原则，结合目前华北电网的管理模式和电网运行的实际特点，华北电网备用容量采取统一管理，分省配置，相互协调和支援。华北电网各省网应严格按照华北电网调200418号“关于印发华北电网备用容量调度管理暂行办法的通知”。华北电网及各省网的负荷备用容量具体为：华北电网1850MW；京津唐电网650MW；山东电网400MW；河北南网300MW；山西电网300MW；蒙西电网200MW 避免和消除严重影响系统安全稳定运行的电磁环网。在高一级电压网络建设初期，对于暂不能消除的影响系统安全稳定运行的电磁环网，应采取必要的稳定控制措施，同时应采取后备措施限制系统稳定破
18、坏事故的影响范围。 电网联系较为薄弱的省级电网之间及区域电网之间宜采取自动解列等措施，防止一侧系统发生稳定破坏事故时扩展到另一侧系统。特别重要的系统（政治、经济、文化中心）应采取自动措施防止相邻系统发生事故时直接影响到本系统的安全稳定运行。电力系统稳定破坏后，其波及范围可能迅速扩展，需要依靠自动措施（如失步、低频、低压解列和联解线路等）控制其影响范围或平息振荡。特别重要的系统对供电安全要求更高，措施力度应更大。电网解列作为防止系统稳定破坏和事故扩大的最后一道防线，不同地点配置的解列装置动作应有选择性，且解列后的电网供需应尽可能平衡。华北电网应根据电网结构按层次布置解列措施，对于防止区域网间事故
19、互相波及的自动解列的自动装置应尽量双重化配置，省网之间应布置失步解列装置并尽量双重化配置（至少应双套配置装置），一般每条线路两侧各配一套失步解列装置。 电网运行控制极限管理是保障系统安全稳定运行的重要手段，应认真做好电网运行控制极限管理，根据系统发展变化情况，及时计算和调整电网运行控制极限。 加强并网发电机组涉及电网安全稳定运行的励磁系统、PSS（电力系统稳定器）和调速系统的运行管理，其参数设置、设备投停、设备改造等必须满足接入电网安全稳定运行要求。需要加强并网发电机组励磁系统、PSS（电力系统稳定器）和调速系统的运行管理，管理应侧重于参数设置、设备投停、设备改造等。为加强发电机励磁系统管理力
20、度，并网电厂机组应从前期、投产、运行等各个环节执行华北电网调20054号文华北电网发电机励磁系统调度管理规定（试行）要求。并网电厂机组都必须具备一次调频功能，当电网频率波动时，机组在所有运行方式下都能够自动参与一次调频。各项技术指标满足华北调局方200314号文华北电网发电机组一次调频运行管理规定（试行）。 加强稳定控制措施及保障系统安全最后防线运行措施的运行管理，低频、低压减负荷装置和其它安全自动装置应足额投入。应密切跟踪系统变化情况，及时调整稳定控制措施，完善失步、低频、低压解列等安全自动装置的配置，做好相应定值管理、检修管理和运行维护工作。调度机构应根据电网的变化情况，不定期地分析、调整
21、各种安全自动装置的配置或整定值，并定期核查、统计、分析各种安全自动装置的运行情况，以保证电网第三道防线安全可靠。强调做好装置的定值管理、检修管理和运行维护工作，以保证装置的正确可靠动作，避免电网事故情况下装置拒动、误动的发生。每年进行的年度稳定计算分析工作中，应进行系统稳定控制和保障电网安全最后防线措施的分析工作。华北电网内各省网的低频减负荷容量，应满足华北电网最大电厂故障全停和各自解列后出现的功率缺额，各省网最低实测切除负荷比例应满足计划要求，指定小地区实测低频减载量均应满足50%要求。当局部地区发电能力仅占供电负荷的50%时，应在电网适当位置装设低频低压解列自动装置，以保证该局部地区与主系
22、统解列后，不因频率或电压过低造成电厂全停事故，同时保证部分重要负荷供电。应注意及时跟踪负荷变化，细致分析低频减载实测容量，加强实测统计分析工作。失步解列、低频低压解列等安全稳定控制装置必须单独配置，具有独立的投入和退出回路，不得与其他设备混合配置使用。 避免220千伏及以上电压等级线路、枢纽厂站的母线、变压器等设备无快速保护运行。母线无母差保护时，应尽量减少无母差保护运行时间并严禁安排母线及相关元件的倒闸操作。受端系统枢纽厂站继电保护定值整定困难时，应侧重防止保护拒动。严格执行华北电网调度管理规程的有关规定，对于无快速保护的设备必须停电，不允许继续运行。对于可能造成相关负荷停电或其他设备过负荷
23、时，调度部门应立即采取倒方式的措施，尽快将设备停电。在安排一次设备的计划检修工作时，原则上要求相应的二次设备的检修校验工作同步安排，尽量不单独安排设备主要保护的停电工作。对于母线无母差保护时，按照有关规定，禁止母线相关元件的倒闸操作。严格审查母差保护的停运工作安排，合理安排母差保护的停运时机，尽最大可能缩短母差的工作时间。 加强开关设备运行维护和检修管理，确保能够快速、可靠地切除故障。对于500千伏（330 千伏）厂站、220千伏枢纽厂站分闸时间分别大于50 ms、60 ms的开关设备，应尽快通过检修或技术改造提高其分闸速度，对于经上述工作后分闸时间仍达不到以上要求的开关要尽快进行更换。2.3
24、 加强系统稳定计算分析 重视和加强系统稳定计算分析工作。规划、设计和调度部门必须严格按照电力系统安全稳定导则和相关规定要求的深度进行系统安全稳定计算分析，并根据计算分析情况合理安排运行方式，适时调整控制策略，不断完善相关电网安全稳定控制措施。 电网调度部门确定的电网运行控制极限值，一般按照相关规定在计算极限值的基础上留有一定的稳定储备，在系统设计阶段计算线路（或断面）输送能力时应考虑这一因素。网调、省调在制定电网网运行控制极限值时，一般应考虑在计算极限值的基础上留有510%的功率稳定储备，制定省间联络线运行控制极限值时还应适当考虑潮流的自然波动情况。系统可研设计阶段，应考虑所设计的电网和电源送
25、出线路的输送能力在满足生产需求的基础上留有一定的裕度。 在系统规划设计和电网运行有关稳定计算中，发电机组均应采用详细模型，以正确反映系统动态稳定特性。 应保证系统设计和电网运行有关稳定计算模型和参数的准确性和一致性，系统规划计算中对现有电力系统以外部分可采用典型详细模型和参数。 加强有关计算模型、参数的研究和实测工作，并据此建立系统计算的各种元件、控制装置及负荷的详细模型和参数。并网发电机组的保护定值必须满足电网安全稳定运行的要求。系统计算中的各种元件、控制装置及负荷的模型、参数的详细和准确度对电力系统计算结果影响很大，需要通过开展模型、参数的研究和实测工作，建立系统计算中的各种元件、控制装置
26、及负荷的详细模型和参数，以保证计算结果的准确度。各发电公司（电厂）应向电网提供符合要求的发电机组的相关实测参数，发电机励磁和调速系统参数测试和建模工作是电厂的责任和义务。并网电厂发电机组配置的频率异常、低励限制、静子过电压、静子低电压、低频率、高频率、失磁、失步保护都必须满足华北调局方20033号文200MW及以上容量发电机组配置的频率异常等保护运行监督管理规定（试行稿），不符合要求的机组应抓紧落实整改。2.4 防止系统电压崩溃为防止系统电压崩溃，应全面贯彻执行电力系统安全稳定导则（DL7552001）、电力系统电压和无功电力技术导则（SD325-1989）、国家电网公司电力系统无功补偿配置技
27、术原则（国家电网生2004435号），同时应全面贯彻执行京津唐电网无功补偿配置原则（试行），并提出如下要求：。 在电网规划设计中，必须同步进行无功电源及无功补偿设施的规划设计。无功电源及无功补偿设施的配置应确保无功电力在负荷高峰和低谷时段均能分(电压)层、分(供电)区基本平衡，并具有灵活的无功调整能力和足够的检修、事故备用容量。受端系统应具有足够的无功储备和一定的动态无功补偿能力。无功电源及无功补偿设施的配置应使系统具有灵活的无功电压调整能力，避免分组容量过大而使补偿设备投切困难，短路容量大的变电站可适当放宽；受端系统应有足够的无功储备，并应有一定的动态无功补偿。当受端系统存在电压稳定问题时，
28、应通过技术经济比较，考虑在受端系统的枢纽变电站配置动态无功补偿装置。京津唐电网作为典型的受端电网，应加强动态无功补偿，在220千伏枢纽站及500千伏站配置适当调相机或静补装置。对于500千伏站，电容器补偿容量应按照主变压器容量的15-20%配置；对于220千伏变电站，电容器补偿容量应按照主变压器容量的10-25%配置；对于110千伏及以下变电站，电容器补偿容量应按照主变压器容量的15-25%配置；配电网（10千伏）变电站补偿的规定是20-40%。500千伏线路充电功率基本予以补偿，当局部地区短线较多时，应考虑在适当的位置500千伏母线上配置有开关的高压电抗器。 并网机组额定出力时，滞相功率因数
29、应不低于0.9。新机组满负荷时进相额定功率因数应不低于-0.95，老机组应不低于-0.97。受端电网尤其是京津唐电网，并入电网的发电机组应具备满负荷运行时功率因数在0.85（滞相）-0.95（进相，老机组应不低于0.97）。机组在规划设计选型时应满足系统上述要求。随着设备的改造，现有发电机组应逐步达到进相0.95运行的能力。确定发电机的无功出力范围，应按照有关规定，对发电机组进行相关试验，并根据试验结果确定发电机无功出力范围，报送调度部门备案。 电网主变压器最大负荷时高压侧功率因数不应低于0.95，最小负荷时不应高于0.95。2.4.4 100千伏A及以上高压供电的电力用户，在用电高峰时段变压
30、器高压侧功率因数应不低于0.95；其他电力用户功率因数应不低于0.9。还应注意电力用户电容器的投切运行管理，要有可靠的技术手段，做到调度及现场运行人员可监视、控制电力用户电容器的投切，保证高峰期间投入，低谷期间切除。 电网局部电压发生偏差时，应首先调整该局部厂站的无功出力，改变该点的无功平衡水平。当母线电压低于调度部门下达的电压曲线下限时，应闭锁接于该母线的变压器分头。各系统无功功率应自行平衡，不应考虑大容量、远距离无功功率的输送，将系统间联络线输送的无功功率控制到最小。变压器分头调整应具有系统电压闭锁功能，当母线电压低于调度部门下达的电压曲线下限时，应闭锁接于该母线上的变压器分头，以免电压持
31、续降低时，变压器分头的调整造成下级供电系统从上一级系统吸收大量无功，进一步造成上一级电压的下降，甚至引起系统的电压崩溃，系统VQC、 AVC调整原则须遵循该原则。 发电厂、变电站电压监测系统和EMS系统应保证有关测量数据的准确性。中枢点电压超出电压合格范围时，必须及时向运行人员告警。 电网应保留一定的无功备用容量，以保证正常运行方式下，突然失去一回线路、一台最大容量无功补偿设备或本地区一台最大容量发电机(包括发电机失磁)时，能够保持电压稳定。无功事故备用容量，应主要储备于发电机组、调相机和静止型动态无功补偿设备。受端系统在大负荷期间，特别是夏季大负荷期间，应争取系统最大限度投入电容补偿，重载地
32、区甚至允许高峰负荷期间向系统适当反送少量无功，将无功旋转备用留在发电机组、调相机和静止型动态无功补偿设备中。 在电网运行中，当系统电压持续降低并有进一步恶化趋势时，必须采取果断措施，及时进行拉路限电，防止发生系统电压崩溃事故。各级调度机构应具备详细的事故拉路序位，当上级调度下达拉路限电命令时，必须快速执行，不得延误。3 防止机网协调事故3.1 加强发电机组与电网密切相关设备的管理 并网电厂涉及电网安全稳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
33、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。.1根据“华北电网发电机励磁系统调度管理规定”的要求，华北电网内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。 根据电网安全稳定运行的需要，2
34、00MW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根据“华北电网电力系统稳定器（PSS）装置运行暂行规定”的要求，华北电网发电机组的PSS装置按其机组调度管辖范围归属各中调管理。属于华北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。如将自动励磁调节器退出自动位置，则视为PSS退出运行。.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
35、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。.3发电机组PSS装置(包括励磁系统)的整定参数应能适应华北、华中、东北各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。3.1.3 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根据华北电力调度局 调局
36、方（2003）3号文“200MW及以上容量发电机组配置的频率异常等保护运行管理规定（试行稿）”的要求，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。上述发电机保护中下列定值须经电网调度管理部门 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；3.2 加强发电机组一次调频的运行管理。
37、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。3.2.1 发电机组的原动机调速系统是电网一次调频的主要设施，也是影响电网自然频率特性的唯一可控设施。为了提高电能质量及电力系统的稳定水平，要求所有并入电网运行的发电机组都必须具有一次调频的功能。3.2.2 发电机组一次调频的负荷响应滞后时间一般不大于1秒。3.2.3 汽轮发电机组参与一次调频的负荷变化幅度，正向调频负荷（即机组负荷增加）不应小于机组额定容量的5%，负向调频负荷则不予限制。3.2.4 汽轮机调速系统的性能指标，如转速不等率、转速迟缓率、转速调节死区等应符合DL/T 8242002
38、 汽轮机电液调节系统性能验收导则的要求。3.2.4.1 调速系统转速不等率应在36%范围内，一般宜设置为4.5%；3.2.4.2 电调机组可以设置一定的调频死区，其死区设置不能大于2 r/min。3.2.4.3 秒,调速汽门的全程开启/关闭时间不得大于10秒。3.2.5 水轮机调速系统的性能指标，如永态转差率、转速失灵区、导叶开启/关闭速率限制、接力器不动时间等应符合DL/T563-95水轮机电液调节系统及装置基本技术规程的要求。3.2.5.1 永态转差率应在0.0510%范围内连续可调，一般宜设置为24%；3.2.5.2 电调机组可以设置一定的调频死区，其死区设置不能大于0.033Hz。3.
39、2.5.3 秒。3.2.6 电网中运行的发电机组必须保留一定的旋转备用容量。.1 正常情况下发电机组不应运行在额定负荷以上（发电机组的最大负荷一般要大于其额定负荷的3%10%），以保障电网频率降低时，额定负荷运行的发电机组也能够有效地参与电网的一次调频。.2 单元制汽轮机发电组在滑压状态运行时，必须保证调节汽门有部分节流，以保证电网频率降低时该机组仍具有额定容量3%以上的调频能力。.3 无论是正常水头还是低水头运行的水轮发电机组，其进水导叶开度应保留一定的裕度，以保证电网频率降低时该机组仍具有额定容量3%以上的调频能力。3.3 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
40、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。新建或改造的发电机励磁系统、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。.2新建或改造的
41、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。.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；.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：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
42、死区的实现逻辑等。 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。 3.4 发电机非正常及特殊运行方式下的要求 发电机应具备进相运行能力。.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。.2 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。 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
43、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。 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。 发电机失磁异步运行.1 严格控制发电机组失磁异步运行
44、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。.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。.3 根据华北电力调度局 调局方（2003）3号文“200MW及以上容量发电机组配置的频率异常等保护运行管理规定（试行稿）”的要求，京津唐电网内的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
45、投入跳闸，解列机组。.4 200MW及以上发电机组的失磁保护还应满足14.2.6.6的要求。 频率异常.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）3030180180连续运行3003006060102025.2 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，但不得低于表1所列的每次允许时间。.3
46、根据华北电力调度局 调局方（2003）3号文“200MW及以上容量发电机组配置的频率异常等保护运行管理规定（试行稿）”的要求，对于京津唐电网内的200MW及以上发电机组，原则上，发电机低电压保护、频率异常保护在设备允许时，宜投入信号不解列机组。4 防止电气误操作事故为防止电气误操作事故，应全面落实国家电网公司电力安全工作规程（国家电网安监200583号）、防止电气误操作装置管理规定（国家电网生2003243号文）、防止电气误操作管理办法（华北电网安监20043号文）变电站倒闸操作实施细则（试行）（华北电网生200518号文）及其他有关规定，并提出如下要求：4.1 加强防误操作管理 切实落实防误操作工作责任制，各单位应设专人负责防误闭锁装置的运行、检修、维护、管理工作。防误闭锁装置的检修、维护管理应纳入运行、检修规程范畴，与相应主设备统一管理。 加强运行、检修人员的专业培训，严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化，管理规范化。.1 严禁非本班操作人、监护人参加操作。2 严格按照操作命令填写操作票，严禁无票操作。操作票由操作人填写，监护人和当值值长审核，复杂操作还要经变电站站长复审。.