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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200627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200620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2007151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，电网中参与一次调频的各发电机组调速系统将根据电网
2、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100MW200MW（包括200MW）；迟缓率小于0.2%；机组容量200MW；迟缓率小于0.1%；火电机组电液调节型：机组容量100MW；迟缓率小于0.15%；机组容量100MW200MW（
3、包括200MW）；迟缓率小于0.1%；机组容量200MW；迟缓率小于0.07%；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时间，应小于3s。6）机组参与一次调频的稳定时间 机组参与一次调频
4、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
5、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：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/T 7409.1-7409.3 1997)，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/T 583-1995)等），并满足云南电网安全稳定运行的要求；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；电厂应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
6、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。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。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
7、试验报告，报相应电力调度机构。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（快速减磁）不大于0.15秒。 如需要投入PSS，则PSS功能应能可靠投入，不出现反调现象。还应满足以下基本要求：发电机自动励磁系统要能稳定控制机端电压在规定的范围内运行。并网机组的励磁方式应满足地区电网的运行要求，调度机构要求的或电厂接入系统可研阶段设计部门根据电网稳定分析要求配置
8、PSS的机组均应配PSS。单机容量在10MW及以上电厂并网机组自动励磁装置至少应满足但不限于下列技术要求：励磁装置的额定电流应不低于发电机转子额定电流的1.1倍。对长线路零起升压时发电机的空载调压应有较低的下限，手动调节发电机的机端电压，最低电压应不大于0.3标么值。励磁系统的顶值电压为机组额定电压时的励磁电压的2倍以上(强励倍数)。励磁调节器的工作应是自动、连续动作，没有死区，自动和手动之间能平滑无扰动切换。调压精度应高于1。待添加的隐藏文字内容1励磁调节系统具有进相能力。应具有多种保护与限制功能。4发电机组进相运行功能要求为了保证电网及并网发电机组的安全、优质、经济运行，提高电网电能质量，
9、增加电网无功电压运行调整手段，并入云南电网的发电机组应根据调度机构的要求确认发电机进相能力。目前新投发电机组均具备0.95进相能力，并且已按要求完成进相能力试验。部分已投运机组由于设备老旧（六郎洞电厂）已不具备恢复进相功能的条件，其余已进行进相能力确认，并完成试验。运行管理要求如下：1.所有并入云南电网的发电机组应根据相应调管调度机构的要求确认其进相能力。2.已投产发电机组进相能力管理：对机组技术规范或设计明确有进相能力的发电机组，其进相深度原则上认为满足其技术规范或设计的能力。对不满足其设计进相能力的机组，其所在电厂应组织相关有资质的单位进行试验，并采取措施恢复其设计进相能力，并将试验结果上
10、报上级调度机构予以认可。对机组的设备规范或设计中没有明确其进相能力的发电机组，其所在电厂应组织有资质的试验单位进行试验，以确定其进相能力。并将试验结果上报上级调度机构予以认可。3.新建发电机组的管理：新建发电机组应具备满负荷进相功率因数0.95的能力。新建发电机组应在商业运行后三个月内完成机组进相能力试验并提供相关试验报告。在此之前，如电网需要，相应调管调度机构有权要求该机组按满负荷进相功率因数0.95的要求进相运行。5发电机组高周切机功能运行要求高周切机装置是保证电厂运行设备安全的一项保障措施，同时也是保证电网运行安全的一道重要防线。对高周问题突出的地区电网或孤网运行有高周问题的局部电网内发
11、电机组需配置高周切机装置，并协调控制其动作定值，以保证电网在事故高周状态下有序的切除机组，控制电网频率恢复。目前针对红河电网高周问题突出的220kV新桥变已配置了高周切机方案，并完成定值整定、设置及投入。另对汛期大方式下同样存在高周问题的220kV云龙变、西湖变开展了孤网高周运行专题分析，指定了高周切机方案，并计划于2010年汛前完成定值整定、设置及功能投入。6 发电机组涉网保护要求1.发电机涉网及机网协调的保护、电厂内的安全自动装置配置和整定应达到国家、行业有关标准要求。主要包括：失磁保护、频率异常保护、定子过压低压解列保护、过励磁保护、失步保护、振荡解列装置等。2.由电厂自行整定的有关保护
12、整定方案，应报相应调度部门备案。7, 低频减载配置正常电网频率的允许变化范围：正负0.2Hz0.5Hz。南方电网频率标准为50Hz，正常运行频率偏差不得超过0.2Hz。在AGC投运的情况下，电网按（500.1）Hz控制，按（500.2）HZ考核。当部分地区电网解列，其运行容量小于3000MW时，该地区电网频率的偏差不得超过0.5Hz。事故异常情况下的频率：不能低于47Hz下长期运行，瞬时值不低于45Hz。正常符合变动引起的频率变化由发电机调速系统处理（包括频率升高）。事故情况下（线路断开、发电机组异常退出等），无其他备用有功容量时，系统出现功率缺额了，频率会大幅度下降，只能采取自动切除部分负荷
13、的方法使频率下降到允许范围内，称为自动低频减载。我省低频减载配置情况按照南方电网的低频减载配置要求，配置容量应为负荷容量的44。2007年，云南电网低频减负荷基本容量为4175MW（每年根据负荷进行调整），占省内负荷的44%，轮级和比例：共设7个基本轮和2个特殊轮，其中第1基本轮第7基本轮的切负荷比例分别为4%、5%、6%、6%、6%、6%、6%，动作频率定值分别为49.0Hz、48.8Hz、48.6Hz、48.4Hz、48.2Hz、48.0Hz、47.8Hz，各轮级延时均为0.2秒；第1特殊轮第2特殊轮切负荷比例分别为2.5%、2.5%，动作频率定值均为49.0 Hz，延时分别为15秒、20秒。
