1、安全自动装置的一般规定1、 电力系统在扰动下的安全稳定要求(1)电力系统扰动分类及安全稳定标准。电力系统扰动分小扰动和大扰动，稳定标准有第一级安全稳定标准、第二级安全稳定标准及第三级安全稳定标准(见本章 ia.i.i.2)o(2)承受第工类大扰动时安全要求。电力系统正常运行发生第 I 类大扰动时，应能保持供电和稳定运行，但允许系统的稳定储备和备用容量降低而进人警戒状态。此时应采用预防性控制或值班员操作使系统及时恢复正常安全运行。(3)承受第 B 类大扰动时的安全要求。电力系统正常运行发生第 B 类大扰动时，系统可能不充裕或出现稳定危机而进入紧急状态。此时应采取适当的紧急控制措施保持系统稳定性和
2、主电网完整性，但允许损失部分负荷。(4)承受第班类大扰动时的安全要求。电力系统正常运行发生第班类大扰动时，如系统不能保持稳定运行而进入极端紧急状态，则必须采取措施，防止系统崩溃，避免长时间的大面积停电和对最重要用户(包括厂用电) 的灾害性停电，使负荷损失减到最小。(5)在某些特殊运行方式下的安全要求。如电力系统由于某种原因处于潜在不充裕或不安全的特殊状态( 如事故后尚未及时调整，或某种特殊情况下要求强行多送电，例如水电站弃水)，承受上述各类扰动时，在维持用户供电的条件下，允许适当降低其安全要求。2、安全稳定控制的配置原则安全稳定控制的作用和目标。为保证电力系统的安全稳定运行，一次系统应建立合理
3、的电网结构、配备完善的电力设施、安排合理的运行方式，二次系统应配备性能完善的继电保护系统和适当的安全稳定控制措施，组成一个完备的防御系统。通常分为三道防线。(2)正常运行状态下的安全稳定控制。为保证电力系统正常运行状态及承受第 I 类大扰动时的安全要求，应由一次系统设施、继电保护、以及安全稳定预防性控制等，组成保证电力系统安全稳定的第一道防线。系统预防性控制包括发电机功率预防性控制、发电机励磁附加控制、并联和串联电容补偿控制、高压直流输电(HVDC) 功率调制、以及其他灵活交流输电(FACI5)控制等。(3)紧急状态下的安全稳定控制。为保证电力系统承受第 n 类大扰动时的安全要求，应由防止稳定
4、破坏和参数严重越限的紧急控制等，实现保证电力系统安全稳定的第二道防线。这种情况下的紧急控制包括切除发电机、汽轮机快速控制汽门(简称快控汽门) 、发电机励磁紧急控制、动态电阻制动、串联或并联电容强行补偿、t if 1 功率紧急调制和集中切负荷等。(4)极端紧急状态下的安全稳定控制。为保证电力系统承受第班类大扰动时的安全要求，应配备防止事故扩大避免系统崩溃的紧急控制，如系统解列、再同步、频率和电压紧急控制等，同时应避免线路和机组保护在系统振荡时误动作，防止线路及机组联锁跳闸，以实现保证电力系统安全稳定的第三道防线。3、 电力系统的紧急控制(1) 紧急控制的功能。紧急控制在电力系统出现大扰动时改变系
5、统状态，以提高安全稳定水平实现下列功能:a) 防止功角暂态稳定破坏;b)消除失步状态;C)限制频率严重异常(降低或升高 );d)限制电压严重异常(降低或升高);e)限制设备严重过负荷等。(2)发电端的紧急控制手段A、切除发电机。切除发电机 (简称切机)的控制作用强度以切除机组的总出力为表征。选择被切除机组时，可优先考虑水电机组，并应保证厂用电不致中断和考虑升压变压器接地方式的合理性。有条件时，可考虑发电机组带部分当地负荷与系统解列。利用联锁切机提高系统暂态稳定性的原理可解释如下:B、汽轮机快控汽门，汽轮机可通过快控汽门实现短暂减功率和持续减功率两种方式。a)汽轮机短暂减功率是通过调速器电液控制
6、系统快速控制调节汽门，降低机组功率历时几分之一秒至几秒钟。控制作用的强度以功率降低程度及持续时间来表征。b)汽轮机持续减功率是控制汽轮机调节汽门以减少进人汽轮机的蒸汽量和相应地减少锅炉生产的蒸汽量以长期降低功率。长期减功率的控制强度以降低功率的程度为表征。持续减功率可由电液控制系统或机械控制系统来实现。机组长期减功率可以带功率闭环调节回路或不带这种调节回路。建议使用闭环调节回路，因其控制精确度较高。C)汽轮机减功率装置可分为单机装置和全厂装置。单机装置自动完成全厂装置分配的降低功率值。全厂装置在分配降低功率值时，应考虑各机组的可调节量和系统解列时机组的分布情况。c)水轮发电机快速降低和升高输出
7、功率。大型水电站应装设快速降低和升高输出功率的装置，在系统失步时，按其转速高于或低于系统频率相应动作，以便实现再同步。d)发电机励磁紧急控制。发电机励磁紧急控制是根据系统稳定分析结果，按给定程序升高发电机励磁电压的方法实现防止稳定破坏的控制。励磁紧急控制的持续时间和可能的电压最大值的限制条件是:系统电气设备的基本绝缘水平，发电机和变压器的磁饱和条件，发电机转子和定子绕组的发热程度。e)动态电阻制动。动态电阻制动是在发电机出口或高压母线短时并联接入电阻，以消除扰动引起的发电机暂态过剩功率。控制作用量以制动电阻消耗的有功功率容量及时间为表征。制动电阻通常只考虑短时通过大容量电流。(3)负荷端的紧急
8、控制手段。1)集中式切负荷。集中式切负荷一般装设于高压或超高压变电站，通过切除高压线路实现。处于抽水状态的蓄能机组可作为首选的被切负荷。2)分散减负荷。分散减负荷一般装设于配电变电站。所有电网都应设置就地起动的分散式减负荷装置，并按用户的重要性及断电后果等因素顺序断开用户。(4)网络中的紧急控制手段1)串联和并联补偿的紧急控制。串联和并联补偿的紧急控制包括实施电容装置强行补偿、紧急投切并联电容装置及并联电抗器。电容装置强行补偿、投入并联电容装置和切除并联电抗器，用于防止稳定破坏和限制电压降低;切除并联电容装置和投人并联电抗器，用于限制电压升高。2)高压直流输电紧急调制。HVDC 紧急调制是在事
9、故扰动时进行，快速大幅度改变输送功率以平衡系统送受两端功率。紧急调制输送功率的范围及规律，应根据系统暂态分析结果及 HVDC 设备条件决定。紧急调制应与事故扰动前后的正常调制相协调。3)电力系统解列。系统解列是在预先选定的输电断面，以断开输电线路或解列发电厂或变电所的母线来实现。按系统解列的.不同目标，一般采用不同的起动方式。在选择系统解列断面时，应使解列后各部分系统分别保持同步和功率尽量保持平衡，并应考虑以最少的解列点和最少的断路器来实现。4、自动重合闸装设规定与分类1) 3kV 及以上的架空线路及电缆与架空混合线路，在具有断路器的条件下，如用电设备允许且无备用电源自动投人时，应装设自动重合
10、闸装置;2)旁路断路器与兼作旁路的母线联络断路器，应装设自动重合闸装置3)必要时母线故障可采用母线自动重合闸装置。对自动重合闸基本要求自动孟合闸装里应符合的基本要求(1自动重合闸装置可由保护起动和/或断路器控制状态与位置不对应起动。(2)用控制开关或通过遥控装置将断路器断开，或将断路器投于故障线路上并随即由保护将其断开时，自动重合闸装置均不应动作。(3)在任何情况下(包括装置本身的元件损坏，以及重合闸输出触点的粘住)，自动重合闸装置的动作次数应符合预先的规定(如一次重合闸只应动作一次)。(4)自动重合闸装置动作后，应能经整定的时间后自动复归。(s)自动重合闸装置，应能在重合闸后加速继电保护的动
11、作。必要时，可在重合闸前加速继电保护动作。(6)自动重合闸装置应具有接收外来闭锁信号的功能。对自动孟合闸动作时限的要求对单侧电源线路上的三相重合闸装置，其时限应大于下列时间:1)故障点灭弧时间(计及负荷侧电动机反馈对灭弧时间的影响 )及周围介质去游离时间;2)断路器及操动机构准备好再次动作的时间。(2)对双侧电源线路上的三相重合闸装置及单相重合闸装置，其动作时限除应考虑第（1) 条要求外，还应考虑:1)线路两侧继电保护以不同时限切除故障的可能性;2)故障点潜供电流对灭弧时间的影响。自动重合闸的配置方式与应用、110kv 及以下单侧电源线路的自动重合闸装置，按下列规定装设:1)采用三相一次重合闸
12、方式。2)当断路器断流容量允许时，下列线路可采用两次重合闸方式:a)无经常值班人员变电所引出的无遥控的单回线;b)给重要负荷供电，且无备用电源的单回线。3)由几段串联线路构成的电力网，为了补救速动保护无选择性动作，可采用带前加速的重合闸或顺序重合闸方式。(2) 110kv 及以下双侧电源线路的自动重合闸装置，按下列规定装设:1)并列运行的发电厂或电力系统之间，具有 4 条以上联系的线路或 3 条紧密联系的线路，可采用不检查同步的三相自动重合闸方式。2)并列运行的发电厂或电力系统之间，具有两条联系的线路或 3 条联系不紧密的线路，可采用同步检定和无电压检定的三相重合闸方式。3)双侧电源的单回线路
13、，可采用下列重合闸方式:a)解列重合闸方式弓即将一侧电源解列，另一侧装设线路无电压检定的重合闸方式;b)当水电厂条件许可时，可采用自同步重合闸方式;c)为避免非同步重合及两侧电源均重合于故障线路上，可采用一侧无电压检定，另一侧采用同步检定的重合闸方式。(3) 220 一 500kV 线路应根据电力网结构和线路的特点采用下列重合闸方式:1）对 220kV 单侧电源线路，采用不检查同步的三相重合闸方式;2)对 220kV 线路，当满足 12.3.2.4 (2) 1)有关采用三相重合闸.方式的规定时，可采用不检查同步的三相自动重合闸方式;3)对 220kV 线路，当满足 12.3.2.4 (2) 2
14、)有关采用三相重合闸方式的规定，且电力系统稳定要求能满足时，可采用检查同步的三相自动重合闸方式;4)对不符合上述条件的 220kV 线路，应采用单相重合闸方式 ;5)对 330 一 500kV 线路，一般情况下应采用单相重合闸方式 ;6)对可能发生跨线故障的 330 一 500kV 同杆并架双回线路，如输送容量较大，且为了提高电力系统安全稳定运行水平，可考虑采用按相自动重合闸方式。注:上述三相重合闸方式也包括仅在单相故障时的三相重合闸。(4)在带有分支的线路上使用单相重合闸装置时，分支侧的自动重合闸装置采用下列方式1)分支处无电源方式:A分支处变压器中性点接地时，装设零序电流起动的低电压选相的
15、单相重合闸装置。重合后，不再跳闸;b)分支处变压器中性点不接地，但所带负荷较大时，装设零序电压起动的低电压选相的单相重合闸装置。重合后，不再跳闸。当负荷较小时，不装设重合闸装置，也不跳闸。如分支处无高压电压互感器，可在变压器(中性点不接地) 中性点处装设一个电压互感当线路接地时，由零序电压保护起动，跳开变压器低压侧三相断路器，重合后不再跳器闸2)分支处有电源方式:a)如分支处电源不大，可用简单的保护将电源解列后，按 1)条规定处理;b)如分支处电源较大，则在分支处装设单相重合闸装置。(5)当采用单相重合闸装置时，应考虑下列问题，并采取相应措施:1)重合闸过程中出现的非全相运行状态，如引起本线路
16、或其他线路的保护装置误动作时，应采取措施予以防止;2)如电力系统不允许长期非全相运行，为防止断路器一相断开后，由于单相重合闸装置拒绝合闸而造成非全相运行，应具有断开三相的措施，并应保证选择性。(6)当装有同步调相机和大型同步电动机时，线路重合闸方式及动作时限的选择宜按双侧电源线路的规定执行。(7) 5。 6mvA 及以上低压侧不带电源的单组降压变压器，如其电源侧装有断路器和过电流保护，且变压器断开后将使重要用电设备断电，可装设变压器重合闸装置。当变压器内部故障，瓦斯或差动(或电流速断) 保护动作应将重合闸闭锁。(8)当变电所的母线上设有专用的母线保护，必要时，可采用母线重合闸，当重合于永久性故
17、障时，母线保护应能可靠动作切除故障。(9)重合闸应按断路器配置。（10)当一组断路器设置有两套重合闸装置( 例如线路的两套保护装置均有重合闸功能 )且同时投运时，应有措施保证线路故障后仍仅实现一次重合闸。(11)使用于电厂出口线路的重合闸装置，应有措施防止重合于永久性故障，以减少对发电机可能造成的冲击。备用电源自动投入(1)在下列情况下，应装设备用电源的自动投人装置( 以下简称自动投人装置):1)具有备用电源的发电厂厂用电源和变电所所用电源;2)由双电源供电，其中一个电源经常断开作为备用的电源;3)降压变电所内有备用变压器或有互为备用的电源;4)有备用机组的某些重要辅机。(2)自动投入装置的功
18、能设计应符合下列要求:1) 除发电厂备用电源快速切换外，应保证在工作电源或设备断开后，.才投人备用电源或设备;2) 工作电源或设备上的电压，不论何种原因消失，除有闭锁信号外，自动投人装置均应动作;3)自动投人装置应保证只动作一次。(3)发电厂用备用电源自动投入装置，除(2)的规定外，还应符合下列要求:1)当一个备用电源同时作为几个工作电源的备用时，如备用电源已代替一个工作电源后，另一工作电源又被断开，必要时，自动投入装置仍能动作。2)有两个备用电源的情况下，当两个备用电源为两个彼此独立的备用系统时，应装设各自独立的自动投人装置;当任一备用电源能作为全厂各工作电源的备用时，自动投入装置应使任一备
19、用电源能对全厂各工作电源实行自动投入。3)自动投入装置在条件可能时，宜采用带有检定同步的快速切换方式，并采用带有母线残压闭锁的慢速切换方式及长延时切换方式作为后备;条件不允许时，可仅采用带有母线残压闭锁的慢速切换方式及长延时切换方式。4)当厂用母线速动保护动作、工作电源分支保护动作或工作电源由手动或分散控制系统(DCS) 跳闸时，应闭锁备用电源自动投人。(4)应校核备用电源或备用设备自动投人时过负荷及电动机自起动的情况，如过负荷超过允许限度或不能保证自起动时，应有自动投入装置动作时自动减负荷的措施。(5)当自动投人装置动作时，如备用电源或设备投于故障，应有保护加速跳闸。暂态稳定控制(1) 为保
20、证电力系统在发生故障情况下的稳定运行，应依据 DL 755-2001 及 DL/T723-2000 的规定，在系统中根据电网结构、运行特点及实际条件配置防止暂态稳定破坏的控制装置。1)设计和配置系统稳定控制装置时，应对电力系统进行必要的安全稳定计算以确定适当的稳定控制方案、控制装置的控制策略或逻辑。控制策略可以由离线计算确定，有条件时，可以由装置在线计算定时更新控制策略。2)稳定控制装置应根据实际需要进行配置，优先采用就地判据的分散式装置，根据电网需要，也可采用多个厂站稳定控制装置及站间通道组成的分布式区域稳定控制系统，尽量避免采用过分庞大复杂的控制系统;3)稳定控制系统应采用模块化结构，以便
21、于适应不同的功能需要，并能适应电网发展的扩充要求(2)对稳定控制装置的主要技术性能要求:1)装置在系统中出现扰动时，如出现不对称分量，线路电流、电压或功率突变等，应能可靠起动;2)装置宜由接入的电气量正确判别本厂站线路、主变压器或机组的运行状态;3)装置的动作速度和控制内容应能满足稳定控制的有效性;4)装置应有能与厂站自动化系统和/或调度中心相关管理系统通信，能实现就地和远方查询故障和装置信息、修改定值等;5)装置应具有自检、整组检查试验、显示、事件记录、数据记录、打印等功能。(3)为防止暂态稳定破坏，可根据系统具体情况采用以下控制措施:1)对功率过剩地区采用发电机快速减出力、切除部分发电机或
22、投入动态电阻制动等;2)对功短缺地区采用切除部分负荷 (含抽水运行的蓄能机组 )等;3)励磁紧急控制，串联及并联电容装置的强行补偿，切除并联电抗器和高压直流输电紧急调制等;4)在预定地点将某些局部电网解列以保持主网稳定。(4)按 DLJT 723-2000 规定，对于重要电力系统的防止稳定破坏，控制装置 (不包括控制手段)宜按双重化配置。失步解列控制(1) 当电力系统稳定破坏出现失步状态时，应根据系统的具体情况采取消除失步振荡的控制措施。1)为消除失步振荡，应装设失步解列控制装置，参见本节(4) 的内容。在预先安排的输电断面，将系统解列为各自保持同步的区域。2)对于局部系统，如经验算或试验可能
23、拉人同步、短时失步运行及再同步不会导致严重损失负荷、损坏设备和系统稳定进一步破坏，则可采用再同步控制，使失步的系统恢复同步运行。送端孤立的大型发电厂，在失步时应优先切除部分机组，以利其他机组再同步。3)消除失步状态，应在失步运行允许时间内尽快实现，该允许时间由电力系统设备损坏的危险性、对重要用户工作的破坏和对稳定进一步破坏(如发展为多机振荡)等因素来确定。4)系统中各消除失步状态的控制系统应相互协调配合，不应出现无选择性动作情况。(2)失步解列控制的方案和原理。1）失步解列控制方案应根据电网各种稳态运行方式，以及稳定破坏后的暂态过程中，各等值电源电动势相角差的计算结果而确定，一般按下述内容进行
24、:a)确定可能的失步断面，选择适当地点配置相应的控制装置;b)选择解列装置的原理和控制对象;C计算确定动作参数。2)失步解列控制装置可采用以下的状态量实现失步状态的检测:a)输电系统两端电压相量的相角差及其变化;b)监视点电压、电流及相角的变化;C)监视点测量阻抗及其变化;d)监视点输出功率及其变化;e)监视振荡中心电压变化情况等。为在失步状态下选择解列点以及为实现再同步控制选取控制手段，还应监视系统断面失步前的传输功率方向及频率差的符号。（3）失步解列控制系统的组成。1）失步解列控制系统一般由就地判别的装置组合而成，每一就地装置可在监视的断面或相邻断面进行解列。2)在每个系统断面，失步解列控
25、制宜由两类装置组成:a)主装置，作用于系统解列，有条件时作用于系统再同步方式;b)后备装置，按失步振荡周期数( 与主要装置配合)作用于系统解列或带延时作用于系统解列。(4)利用测量阻抗构成的振荡解列装置的原理。当电力系统受到较大干扰而发生非同步振荡时，为了防止整个系统的稳定被破坏，经过一段时间或超过规定的振荡周期数后，在预定地点将系统进行解列。该执行振荡解列的自动装置称为振荡解列装置。在下列情况下，可采用再同步控制:a)系统只在两部分之间失步，经验算或试验可能拉人同步，并且失步运行的允许时间足够实现再同步;b)失步运行及再同步不会导致重要设备损坏和系统稳定的进一步破坏;C)失步运行时，电网枢纽
26、变电所或重要变电所母线电压波动值不致于过低，再同步损失的负荷比系统解列损失的负荷少。在同一断面上，再同步控制还应配置失步解列作为后备，以便失步运行总时间不超过允许值。.为实现再同步，可根据系统具体情况，选择适当控制手段。对于功率过剩的电力系统，可选用:a)原动机减功率;b)切除发电机;C)某些系统解列。对于功率不足的电力系统，可选用:a)切除负荷 ;b)某些系统解列。频率和电压异常紧急控制、电力系统中应设置限制频率降低的控制装置，以便在各种可能的扰动下失去部分电源(如切除发电机、系统解列等)而引起频率降低时，将频率降低限制在短时允许范围内，并使频率在允许时间内恢复至长时间允许值。1)低频减负荷
27、是限制频率降低的基本措施，电力系统低频减负荷装置的配置及其所断开负荷的容量，应根据系统最不利运行方式下发生事故时，整个系统或其各部分实际可能发生的最大功率缺额来确定。自动低频减负荷装置的类型和性能如下:a)快速动作的基本段，应按频率分为若干级，动作延时不宜超过 0.2s。装置的频率整定值应根据系统的具体条件、大型火电机组的安全运行要求以及由装置本身的特性等因素决定。提高最高一级的动作频率值，有利于抑制频率下降幅度，但一般不宜超过 49.2Hz;b)延时较长的后备段，可按时间分为若干级，起动频率不宜低于基本的最高动作频率。装置最小动作时间可为 10 一 l5s，级差不宜小于 10s2)为限制频率
28、降低，有条件时应首先将处于抽水状态的蓄能机组切除或改为发电工况，并起动系统中的备用电源，如旋转备用机组增发功率、调相运行机组改为发电运行方式、自动起动水电机组和燃气轮机组等。切除抽水蓄能机组和起动备用电源的动作频率可为 49. 5Hz 左右。3)当事故扰动引起地区大量失去电源( 如 20%以上)，低频减负荷不能有效防止频率严重下降时，应采用集中切除某些负荷的措施，以防止频率过度降低。集中切负荷的判据应反映受电联络线跳闸、大机组跳闸等，并按功率分档联切负荷。4)为了在系统频率降低时，减轻弱互联系统的相互影响，以及为了保证发电厂厂用电和其他重要用户的供电安全，在系统的适当地点应设置低频解列控制。(
29、2)由于某种原因(联络线事故跳闸 .、失步解列等)的独立系统，特别是以水电为主并带有火电机组的系统，置，保证电力系统:有可能与主网解列的有功功率过剩应设置自动限制频率升高的控制装1)频率升高不致达到汽轮机危急保安器的动作频率;2)频率升高数值及持续时间不应超过汽轮机组( 汽轮机叶片 )特性允许的范围。限制频率升高控制装置可采用切除发电机或系统解列，例如将火电厂及与其大致平衡的负荷一起与系统其他部分解列。(3)为防止电力系统出现扰动后，无功功率欠缺或不平衡，某些节点的电压降到不允许的数值，甚至可能出现电压崩溃，应设置自动限制电压降低的紧急控制装置。 1)限制电压降低控制装置作用于增发无功功率(
30、如发电机、调相机的强励，电容补偿装置强行补偿等 )或减少无功功率需求 (如切除并联电抗器，切除负荷等)。2)低电压减负荷控制作为自动限制电压降低和防止电压崩溃的重要措施，应根据无功功率和电压水平的分析结果在系统中妥善配置。低电压减负荷控制装置反应于电压降低及其持续时间，装置可按动作电压及时间分为若干级，装置应在短路、自动重合闸及备用电源自动投入期间可靠不动作。3)电力系统故障导致主网电压降低供电变压器的带负荷自动切换抽头装置，在故障清除后主网电压不能及时恢复时，应闭锁供电变压器的带负荷自动切换抽头装置(OLTC)(4)为防止电力系统出现扰动后，某些节点无功功率过剩而引起工频电压升高的数值及持续
31、时间超过允许值，应设置自动防止电压升高的紧急控制。1)限制电压升高控制装置应根据输电线路工频过电压保护的要求，装设于 330kV 及以上线路，也可装设于长距离 220kV 线路上。2)对于具有大量电缆线路的配电变电站，如突然失去负荷导致不允许的母线电压升高时，.宜设置限制电压升高的装置。3)限制电压升高控制装置的动作时间可分为几段，例如，第段投人并联电抗器，第 2 段切除其充电功率引起电压升高的线路。故障记录及故障信息管理(1) 为了分析电力系统事故和安全自动装置在事故过程中的动作情况，以及为迅速判定线路故障点的位置，在主要发电厂,220kV 及以上变电所和 110kV 重要变电所应装设专用故
32、障记录装置。单机容量为 200MW 及以上的发电机或发电机变压器组应装设专用故障记录装置。(2) 故障记录装置的构成可以是集中式的，也可以是分散式的。(3) 故障记录装置除应满足 DL/T553 的规定外，还应满足下列技术要求 :1)分散式故障记录装置应由故障录波主站和数字数据采集单元(DAU)组成。DAU 应将故障记录传送给故障录波主站。2)故障记录装置应具备外部起动的接人回路，每一 DAU 应能将起动信息传送给其他 DAU。3)分散式故障记录装置的录波主站容量应能适应该厂站选期扩建的 DAU 的接人及故障分析处理。4)故障记录装置应有必要的信号指示灯及告警信号输出触点。5)故障记录装置应具
33、有软件分析、输出电流、电压、有功、无功.、频率、波形和故障测距的数据。6)故障记录装置与调度端主站的通信宜采用专用数据网传送。7)故障记录装置的远传功能除应满足数据传送要求外，还应满足:a)能以主动及被动方式b)能实现远方起动录波、自动及人工方式传送数据;.c)能实现远方修改定值及有关参数。8)故障记录装置应能接收外部同步时钟信号( 如 GPS 的 IRIG 一 B 时钟同步信号) 进行同步的功能，全网故障录波系统的时钟误差应不大于 lms，装置内部时钟24h 误差应不大于土 5s9)故障记录装置记录的数据输出格式应符合 IEC 60255-24 标准。(4)为使调度端能全面、准确、实时地了解
34、系统事故过程中继电保护装置的动作行为，应逐步建立继电保护及故障信息管理系统。1)继电保护及故障信息管理系统功能要求:a)系统能自动直接接收直调厂.、站的故障录波信息和继电保护运行信息 ;b)能对直调厂、站的保护装置、故障录波装置进行分类查询、管理和报告提取等操作;c)能够进行波形分析、相序相量分析、谐波分析、测距、参数修改等;d)利用双端测距软件准确判断故障点，给出巡线范围;e)利用录波信息分析电网运行状态及继电保护装置动作行为，提出分析报告;f)子站端系统主要是完成数据收集和分类检出等工作，以提供调度端对数据分析的原始数据和事件记录量。2)故障信息传送原则要求:a)全网的故障信息必须在时间上
35、同步，在每一事件报告中应标定事件发生的时间;b)传送的所有信息均应采用标准规约。发电机励磁系统自动装置(1) 发电机均应装设自动调节励磁装置。自动调节励磁装置应具备下列功能:1） 励磁系统的电流和电压不大于 1 .1 倍额定值的工况下，其设备和导体应能连续运行、励磁系统的短时过励磁时间应按照发电机励磁绕组允许的过负荷能力和发电机允许的过励磁特性限定。2)在电力系统发生故障时，根据系统要求提供必要的强行励磁倍数，强励时间应不小于 10s。3)在正常运行情况下，按恒机端电压方式运行。4)在并列运行发电机之间，按给定要求分配无功负荷。5)根据电力系统稳定要求加装电力系统稳定器(Pss)或其他有利于稳
36、定的辅助控制。Pss 应配备必要的保护和限制器，并有必要的信号输人和输出接口。6)具有过励限制、低励磁限制、励磁过电流反时限制和 U/F 限制等功能。(2)对发电机自动电压调节器及其控制的励磁系统性能应符合 GB/T7409.1 一 7409.3 的规定，还应满足下列要求:1)大型发电机的自动电压调节器应具有下列性能:a)应有两个独立的自动通道;b)宜能实现与自动准同步装置(ASS)、数字式电液调节器(DEH)和分布式汽机控制系统(DCS) 之间的通信:C)应附有过励、低励、励磁过电流反时限制和 U/F 限制及保护装置，最低励磁限制的动作应能先于励磁自动切换和失磁保护的动作。D）应设有测量电压
37、回路断相、触发脉冲丢失和强励时的就地和远方信号。e)电压回路断相对应闭锁强励。2)励磁系统的自动电压调节器应配备励磁系统接地的自动检测器。(3)水轮发电机的自动调节励磁装置应能限制由于转速升高引起的过电压。当需大量降低励磁时，自动调节励磁装置应能快速减磁，否则应增设单独快速减磁装置。(4)发电机的自动调节励磁装置应接到两组不同的机端电压互感器上，即励磁专用电压互感器和仪用测量电压互感器。(5)带冲击负荷的同步电动机宜装设自动调节励磁装置，不带冲击负荷的大型同步电动机也可装设自动调节励磁装置。自动灭磁(1)自动灭磁装置应具有灭磁功能，并根据需要具备过电压保护功能。(2)在最严重的状态下灭磁时，发
38、电机转子过电压不应超过发电机转子额定励磁电压的 3 一 5 倍。(3)当灭磁电阻采用线性电阻时，灭磁电阻值可为磁场电阻热态值的 2 一 3 倍。(4)转子过电压保护应简单可靠，动作电压应高于灭磁时的过电压值、低于发电机转子励磁额定电压的 5 一 7 倍。(5)同步电动机的自动灭磁装置应符合的要求，与同类型发电机相同。同步装置(1) 发电厂和变电所宜采用单相同步系统。采用单相同步系统接线简单，可减少同步小母线。(2) 发电厂的主控制室应装设带有闭锁的手动准同步装置和一套自动准同步装置。大容量发电厂的单元控制室，不论是二机一控或一机一控，为提高同步可靠性和灵活性，每台机组宜设一套自动准同步装置。同
39、时，也可设一套带有闭锁的手动准同步装置。发电厂的网络部分控制、电力系统内需要经常解列、并列变电所的主控制室应装设带有闭锁的手动准同步装置或捕捉同步装置。在电厂网络部分及变电所设置捕捉同步装置。该装置能自动捕捉到两系统的电压相位差，在 0-30这一段可同步合闸的时机内自动发出合闸脉冲，使两个待同步系统进行同步合闸。使用捕捉同步装置可免去操作人员人工的同步操作，同时也缩短了操作时间，提高了同步合闸的成功率。当电气采用 DCS 控制时，常规的电气硬手操作设备基本取消。而以往设计的手动准同步装置需在控制台上装 3-4 个转换开关，这些开关的布置困难，且目前电厂运行并网时，一般都采用自动准同步装置。因此
40、仅当用户要求时，可考虑装设手动准同步装置。自动准同步装置一般安装在电气继电器屏上。引进机组也有安装在汽机自起动装置内，其优点是自动装置发出的调速脉冲直接送至 DEH，在内部进行联接。有的 DCS 装有自动准同步的独立插件，由它完成 DCS 操作的自动同步合闸。(3)发电厂和装有同步装置的变电所内，下列断路器应能进行同步操作: 发电机、发电机双绕组变压器组高压侧、发电机三绕组变压器各电源侧、母线分段、母线联络、旁路、一台半断路器接线的全部断路器。发电厂 35kV 以上系统联络线上、变电所的变压器各侧断路器及系统联络线上，可根据需要装设同步操作设备。200mw 及以上机组的高压厂用电源切换宜采用同
41、步闭锁措施，必要时也可采用同步操作设备。对发电厂大容量机组的高压厂用系统的断路器，起动/备用厂用变压器由高压配电装置引接或联络变压器第三绕组引接等方式，断路器宜设同步闭锁措施。对于 200mw 及以上的大容量机组，高压异步电动机的使用台数多、容量大。由于高压电动机在断电后，残余电压衰减较慢，而且幅值较大。电源切换后，电动机将受到较大冲击。当残余电压和电源电压的相角差为 180“时，受冲击最厉害。因而对于 200mw 及以上机组的厂用电系统，应设同步闭锁措施，在断路器的控制回路中，串人同步鉴定继电器的触点。保证在残余电压和投入的电源电压相位差在 30以内时合闸。若断路器有非同步可能时，建议工作和
42、备用断路器均能进行同步操作。如果采用备用电源快速切换装置时，断路器的两侧均装有电压互感器，采用手动准同步方式接线并不复杂，而对电厂的可靠性则可以保证。若备用电源距系统电气距离很远，工作电源与备用电源相角差太大或非同一系统而进行电源切换时，应采取相应措施。经计算，当工作电源与备用电源相角差在 30左右时，在变压器内造成的环流不超过 3 倍。根据变压器运行规程，变压器在过负荷 3 倍时，可运行 1. 5min。故建议备用电源的取得，使工作电源与备用电源之间相角差不超过 30为宜。(4)手动准同步装置宜选用组合式同步表，宜采用集中同步方式，也可采用分散同步方式。当采用集中同步方式时，同步设备宜装设在
43、中央信号控制屏上。在该屏上能对任篇被并列机组进行调速调压，并能对任一被并列设备进行同步操作。(5)同步系统的闭锁措施应符合以下规定:1)对被选择进行并列的断路器应有闭锁，每次同时只允许一个同步点进行同步操作，因此，所有同步点的同步转换开关应共用一个可抽出的手柄或选用带锁同步开关，所有带锁同步开关共用一把钥匙，此手柄或钥匙只有在“断开”位置才可抽出。DCS 控制时也应具有上述功能。2)各同步装置之间应闭锁，只允许一套同步装置进入工作。3)进行手动调速(调压) 时，应切除自动准同步装置的调速(调压) 回路。当在发电机控制屏上进行手动调速(调压) 时，应切除集中同步屏上的手动调速 (调压)回路。自动
44、准同步装置上的自动调速 (调压)装置和集中同步屏上的手动调速(调压)装置，4)每次应只对一台发电机进行调速( 调压)。自动准同步装置的同步转换开关，宜具有“工作” 、 “断开”和“试验” 三个位置。当在“试验”位置时，应切除出口回路。(6)当进、出线及母线上均装设电压互感器时，同步电压由断路器两侧电压互感器二次侧取得。如果有开环可能，当该环上某一电压互感器退出运行，断路器仍要求同步操作时，同步电压也可用“近区优先法”取得。1 1/2 去断路器接线的一次系统运行方式较多，例如，有时线路元件回路的隔离开关也断开，该元件的电压互感器也退出运行。(或变压器) 停运，此时该若此时一串 3 台断路器要闭环
45、运行，这使得每台断路器两侧同步所用的电压互感器也不是固定的。在实际工程中，同步电压的取法常采用“近区优先法” 。电压回路切换可以用有关的隔离开关和断路器的辅助触点来实现，也可以用相应的重动继电器触点来切换，后者可以节省控制电缆。继电保护和安全自动装置通道(1) 继电保护和安全自动装置的通道应根据电力系统通信网条件，与通信专业协商，合理安排。(2)装置的通道一般采用下列传输媒介:1)光纤(不宜采用自承式光缆及缠绕式光缆);2)微波;3)电力线载波;4)导引线电缆。具有光纤通道的线路，应优先采用光纤作为传送信息的通道。（3） 按双重化原则配置的保护和安全自动装置，传送信息的通道按以下原则考虑:1)
46、两套装置的通道应互相独立，且通道及加工设备的电源也应互相独立。2)具有光纤通道的线路，两套装置宜均采用光纤通道传送信息，对短线路宜分别使用专用光纤芯; 对中长线路，宜分别独立使用 2M6/s 口，还宜分别使用独立的光端机。具有光纤迂回通道时，两套装置宜使用不同的光纤通道。对双回线路，但仅其中一回线路有光纤通道且按上述原则采用光纤通道传送信息外，另一回线路传送信息的通道宜采用下列方式:a)如同杆并架双回线，两套装置均采用光纤通道传送信息，并分别使用不同的光纤芯或 pcm 终端;b)如非同杆并架双回线，其一套装置采用另一回线路的光纤通道，另一套装置采用其他通道，如电力线载波、微波或光纤的其他迂回通
47、道等。3)当两套装置均采用微波通道时，宜使用两条不同路由的微波通道。在不具备两条路由条件而仅有一条微波通道时，应使用不同的 11 终端，或其中一套装置采用电力线载波传送信息。4)当两套装置均采用电力线载波通道传送信息时，应由不同的载波机、远方信号传输装置或远方跳闸装置传送信息。(4)当采用电力线载波通道传送允许式命令信号时应采用相一相1合方式。传送闭锁信号时，可采用相一地藕合方式。(5)有条件时，传输系统安全稳定控制信息的通道可与传输保护信息的通道合用。(6)传输信息的通道设备应满足传输时间、可靠性的要求。其传输时间应符合下列要求1)传输线路纵联保护信息的数字式通道传输时间应不大于 12ms，点对点的数字式通道传输时间应不大于 5ms;2)传输线路纵联保护信息的模拟式通道传输时间，对允许式应不大于 15 ms，对采用专用信号传输设备的闭锁式应不大于 5ms ;3)系统安全稳定控制信息的通道传输时间应根据实际控制要求确定，原则上应尽可能的快。点对点传输时，传输时间要求应与线路纵联保护相同。.
