電力系統(tǒng)網(wǎng)源協(xié)調(diào)典型案例

前言
1 發(fā)電機勵磁系統(tǒng)和PSS
1．1 風險類案例
1．1．1 勵磁調(diào)節(jié)器PID模型參數(shù)的計算
1．1．2 發(fā)電機空載階躍數(shù)據(jù)的分析
1．1．3 整流柜均流系數(shù)的計算及整流柜數(shù)量的配置選擇
1．1．4 根據(jù)機組強勵時的勵磁電流曲線，確定過勵限制定值是否合理滿足要求
1．1．5 PSS試驗工況及PSS整定參數(shù)的分析
1．1．6 勵磁系統(tǒng)有補償特性的數(shù)據(jù)分析
1．1．7 PSS反調(diào)特性的數(shù)據(jù)分析
1．1．8 調(diào)差系數(shù)極性設(shè)置錯誤且過大，造成AVC調(diào)節(jié)速度慢
1．2 事故類案例
1．2．1 運行調(diào)節(jié)器故障無法報警和切換，引起機組失磁跳閘
1．2．2 滅磁開關(guān)無法開斷故障電流，引起發(fā)電機事故擴大
1．2．3 雷擊引起勵磁調(diào)節(jié)器雙TV故障，導致發(fā)電機誤強勵
1．2．4 PSS內(nèi)部缺省參數(shù)未經(jīng)入網(wǎng)檢測，造成發(fā)電機有功波動
1．2．5 PSS-1A反調(diào)過大，引起發(fā)電機過勵磁保護動作
1．2．6 PSS-1A反調(diào)過大，引起發(fā)電機失磁保護動作
1．2．7 PSS-2A轉(zhuǎn)速測量異常，引起發(fā)電機有功功率振蕩
1．2．8 雙套調(diào)節(jié)器調(diào)差參數(shù)設(shè)置不一致，通道切換過程中導致發(fā)電機跳閘
1．2．9 調(diào)差系數(shù)極性設(shè)置錯誤，引起機組過負荷跳閘
2 原動機及調(diào)速系統(tǒng)
2．1 風險類案例
2．1．1 調(diào)門流量非線性對機組涉網(wǎng)特性的影響分析
2．1．2 不等率設(shè)置函數(shù)的機理分析
2．1．3 典型調(diào)速系統(tǒng)現(xiàn)場試驗數(shù)據(jù)分析和技術(shù)要求
2．1．4 機組調(diào)速系統(tǒng)模型參數(shù)校核和影響分析
2．1．5 基于現(xiàn)場試驗數(shù)據(jù)的燃機涉網(wǎng)模型參數(shù)辨識分析
2．1．6 燃機調(diào)速系統(tǒng)試驗技術(shù)指標要求
2．1．7 水輪機調(diào)速系統(tǒng)現(xiàn)場試驗的數(shù)據(jù)分析
2．1．8 機組調(diào)速系統(tǒng)參數(shù)對機組低頻振蕩的作用分析
2．1．9 水電機組調(diào)速系統(tǒng)的負阻尼特性分析
2．1．10 機組甩負荷過程特征參數(shù)的計算分析
2．2 事故類案例
2．2．1 調(diào)速系統(tǒng)功率控制回路設(shè)置不合理引起機組脫網(wǎng)事故
3 一次調(diào)頻
3．1 風險類案例
3．1．1 燃煤機組不同一次調(diào)頻設(shè)計方案的控制效果分析
3．1．2 燃煤機組一次調(diào)頻設(shè)計方案及試驗性能指標分析
3．1．3 燃煤機組一次調(diào)頻指令與AGC指令的優(yōu)先權(quán)設(shè)置
3．1．4 燃煤機組一次調(diào)頻試驗動態(tài)性能指標分析
3．1．5 燃煤機組一次調(diào)頻死區(qū)及調(diào)頻限幅設(shè)置不合理
3．1．6 燃煤機組一次調(diào)頻試驗參數(shù)評價
3．1．7 燃氣一蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組實際轉(zhuǎn)速不等率的指標要求
3．1．8 水電機組一次調(diào)頻與AGC協(xié)調(diào)性試驗要求
3．1．9 水電機組一次調(diào)頻性能綜合參數(shù)分析
3．1．10 水電機組一次調(diào)頻階躍響應(yīng)參數(shù)分析
3．1．11 水電機組的轉(zhuǎn)速死區(qū)精度要求
3．1．12 水電機組大網(wǎng)（小網(wǎng)）自動進入孤網(wǎng)運行影響因素分析
3．2 事故類案例
3．2．1 DEH功能塊執(zhí)行步序不合理導致機組非計劃停運
3．2．2 未開展火電機組一次調(diào)頻靜態(tài)試驗導致調(diào)節(jié)性能異常
3．2．3 修改機組一次調(diào)頻邏輯死區(qū)導致負荷頻繁波動
3．2．4 汽輪機調(diào)門特性參數(shù)與一次調(diào)頻功能不匹配導致跳機事故
3．2．5 水輪機主接力器的位移反饋故障導致負荷波動
3．2．6 水電機組永態(tài)轉(zhuǎn)差系數(shù)等參數(shù)異常導致負荷波動
4 AGC和AVC
4．1 風險類案例
4．1．1 調(diào)度和機組之間的AGC通信品質(zhì)不達標
4．1．2 AGC信號未設(shè)置死區(qū)造成機組運行參數(shù)波動
4．1．3 基于AGC負荷響應(yīng)曲線的AGC性能指標分析
4．1．4 機組AGC調(diào)節(jié)速率和穩(wěn)態(tài)調(diào)節(jié)品質(zhì)不合格
4．1．5 AGC遠動通信信號品質(zhì)不達標
4．1．6 AVC執(zhí)行單元信號輸出故障導致AVC數(shù)據(jù)異常和無功偏差大
4．1．7 AVC調(diào)節(jié)速率低導致負荷高峰時AVC合格率不達標
4．1．8 AVC調(diào)節(jié)數(shù)據(jù)的分析
4．2 事故類案例
4．2．1 功率變送器故障導致AGC功率異常波動
4．2．2 電網(wǎng)AGC超調(diào)引起頻率波動
5 發(fā)電機進相、輔機及其他
5．1 風險類案例
5．1．1 進相限制條件及能力要求
5．1．2 發(fā)電機設(shè)計的進相能力不滿足要求
5．1．3 進相能力、低勵限制、失磁保護的配合關(guān)系
5．1．4 進相試驗計算
5．1．5 新型調(diào)相機的運行
5．1．6 輔機穿越能力分析
5．2 事故類案例
5．2．1 失磁保護整定錯誤致進相試驗時跳機
5．2．2 低壓輔機穿越能力不足致機組停機
5．2．3 中壓輔機穿越能力不足致機組停機
5．2．4 開關(guān)拒動致發(fā)電機損壞
5．2．5 變壓器勵磁涌流致差動保護誤動
5．2．6 交流串入直流引起斷路器誤跳，機組停機
5．2．7 直流電源性能缺陷致全廠停電
5．2．8 試驗TA與二次回路未隔離致發(fā)電機變壓器組保護誤動，機組停機
5．2．9 廠內(nèi)電氣設(shè)備故障致機組停機
6 新能源
6．1 風險類案例
6．1．1 風電場無功容量配置
6．1．2 風電場無功電壓控制性能
6．1．3 光伏電站故障解列裝置保護定值配置
6．1．4 光伏電站有功功率控制性能
6．1．5 風火打捆電源接入弱送端電網(wǎng)次同步振蕩風險
6．2 事故類案例
6．2．1 電網(wǎng)故障導致風電機組低電壓脫網(wǎng)
6．2．2 低溫天氣下風電功率預(yù)測偏差過大
6．2．3 大規(guī)模風電經(jīng)串補輸電系統(tǒng)送出的次同步諧振事故
6．2．4 無功電壓控制性能不合格導致風電場高電壓脫網(wǎng)事故
6．2．5 “4·17”相間故障導致風電場高、低電壓脫網(wǎng)事故
6．2．6 “9·9”單相故障導致風電場脫網(wǎng)事故
6．2．7 “11·3”AVC調(diào)節(jié)策略不合理導致風電場脫網(wǎng)事故
7 電網(wǎng)運行方式
7．1 風險類案例
7．1．1 多直流大受端電網(wǎng)頻率/電壓調(diào)節(jié)能力不足風險
7．1．2 直流閉鎖沖擊弱交流區(qū)域聯(lián)絡(luò)線運行風險
7．1．3 風電高滲透高比例直流外送系統(tǒng)抗擾性不足風險
7．1．4 風火打捆弱送端直流故障引發(fā)交流連鎖故障風險
7．1．5 水電匯集多直流弱送端電網(wǎng)頻率穩(wěn)定風險
7．1．6 甲省電網(wǎng)“9·26”大面積停電事故
7．2 事故類案例
7．2．1 某電網(wǎng)“11·7”因自備系統(tǒng)擅自并網(wǎng)引發(fā)功率振蕩
7．2．2 某區(qū)域電網(wǎng)“9·19”特高壓直流閉鎖事故
7．2．3 北美WECC1996年“8·10”大停電事故
7．2．4 美國、加拿大2003年“8·14”大停電事故
7．2．5 巴西2011年“2·4”大停電事故
7．2．6 巴西2018年“3·21”大停電事故
8 繼電保護和安全自動裝置
8．1 風險類案例
8．1．1 發(fā)電機頻率異常保護動作延時整定不正確
8．1．2 發(fā)電機頻率異常保護出口方式整定不正確
8．1．3 機組過電壓保護和過勵磁保護整定不正確
8．1．4 主變壓器過勵磁保護定值整定不正確引發(fā)告警
8．1．5 機組過勵磁限制整定過低束縛機組過勵能力
8．1．6 機組轉(zhuǎn)子過負荷保護整定值超過機組能力
8．1．7 轉(zhuǎn)子過負荷保護、過勵磁限制及保護配置及整定不正確
8．1．8 轉(zhuǎn)子過負荷保護、過勵磁限制及保護延時整定不正確
8．1．9 機組定子過負荷保護、定子過流限制整定不正確
8．1．10 機組失磁保護動作延時及出口方式整定不正確
8．1．11 機組失步保護定值整定不正確
8．1．12 特高壓直流近區(qū)發(fā)生斷路器拒動或死區(qū)故障引起送、受端電網(wǎng)失穩(wěn)風險
8．1．13 直流電源系統(tǒng)故障導致升壓站單套保護運行風險
8．2 事故類案例
8．2．1 機組低頻保護整定不正確且與電網(wǎng)低頻減載不配合
8．2．2 發(fā)電機變壓器組過勵磁保護和勵磁調(diào)節(jié)器伏赫茲限制整定不配合
8．2．3 機組過勵磁保護元件采樣錯誤導致誤動
8．2．4 主變壓器過勵磁保護軟件參數(shù)設(shè)置錯誤導致誤動作
8．2．5 過勵限制及保護與轉(zhuǎn)子繞組過負荷保護延時整定不配合
8．2．6 發(fā)電機變壓器組失磁保護和勵磁調(diào)節(jié)器低勵限制整定不配合
8．2．7 低勵限制與失磁保護定值不配合，引起機組跳閘
8．2．8 電廠通信電源運維不規(guī)范、UPS電源配置不正確
8．2．9 升壓站保護誤整定和安控裝置拒動引起電網(wǎng)事故
8．2．10 站用直流消失導致電廠升壓站全站保護拒動事故
8．2．11 交流串入直流回路造成2臺機組跳閘事故
8．2．12 合并單元內(nèi)部參數(shù)錯誤導致多套保護誤動和并網(wǎng)機組跳閘事故
8．2．13 保護壓板操作順序不正確導致升壓站母線失電事故
8．2．14 光纖通道交叉導致電廠送出線路N-2跳閘事故
9 自動化和通信系統(tǒng)
9．1 風險類案例
9．1．1 絕緣紙安裝錯誤造成UPS電源故障
9．1．2 換流站調(diào)試過程不規(guī)范導致異常訪問
9．1．3 電廠遠動機感染病毒導致異常訪問
9．1．4 風電場外部設(shè)備違規(guī)接入導致異常訪問
9．1．5 光伏電站內(nèi)部交換機違規(guī)接入互聯(lián)網(wǎng)
9．1．6 單一光纜故障造成8條以上線路保護通道中斷風險
9．1．7 交流接線有誤導致場站通信設(shè)備掉電風險
9．1．8 調(diào)度臺工控機電話卡故障引起的調(diào)度電話業(yè)務(wù)中斷風險
9．1．9 路由器版本缺陷引起場站調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)業(yè)務(wù)中斷風險
9．2 事故類案例
9．2．1 在業(yè)務(wù)服務(wù)器上違規(guī)操作導致調(diào)度自動化系統(tǒng)運行異常
9．2．2 交換機故障造成調(diào)度自動化系統(tǒng)運行異常
9．2．3 場站通信電源系統(tǒng)交流接觸器故障導致全站停運事故
9．2．4 線路光纜接頭盒設(shè)計缺陷導致光纜中斷事故
9．2．5 場站OPGW光纜引下部分因感應(yīng)電灼傷引起光纜斷芯事故
9．2．6 傳輸設(shè)備控制盤故障導致設(shè)備承載業(yè)務(wù)中斷事故
9．2．7 線路光纜由于接頭盒松動導致光纜纖芯中斷事故
9．2．8 場站通信電源蓄電池實際容量嚴重不足導致全站單套保護運行事故