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浙江电网发电机励磁系统管理规定

（试行）

浙江电力调度通信中心

浙江省电力试验研究院

二○○九年九月

目录

一、总则

二、编制依据

三、管理体制与职责分工

四、技术管理

五、并网管理

六、运行管理

一、总则

（一）为保证电力系统安全稳定运行，贯彻落实《电力系统安全稳定导则》、《电网运行准则》和国家电监会颁发的《电网运行规则（试行）》、《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》，满足励磁系统国家、行业标准，以及国家电网公司有关标准和规定的要求，加强浙江电网机网协调及发电机励磁系统的全过程管理，提高浙江电网安全稳定运行水平，结合专业技术管理及浙江电网安全稳定管理的实际情况，特制定本规定。

（二）励磁系统的设备管理范围包括：

1、交、直流励磁机（含副励磁机），励磁变压器，励磁变流器和串联变压器，功率整流器及其操作柜；

2、自动和手动励磁调节装置，以及备用励磁设备；

3、电力系统稳定器（PSS）；

4、灭磁开关，灭磁电阻及过电压保护装置；

5、励磁系统专用的电压互感器；

6、起励设备及有关交直流电源（从供电开关的熔断器起）；

7、发电机转子滑环及电刷；

8、连接励磁系统的有关控制，信号等二次回路及元器件（继电器，控制开关，按钮等）；

9、监控系统（DCS，ECS等）及AVC装置对励磁系统的控制部分。

（三）适用范围

本规定确定了发电机励磁系统的设备范围，管理体制与职责分工以及技术管理的要求，适用于浙江电力调度通信中心（下称“省调”），浙江省电力试验研究院（下称“省电试院”），属省调调度管辖的发电厂，以及电力规划、设计和建设单位等。

属地调、县调调度管辖的发电机组励磁系统管理参照本规定执行。

二、编制依据

GB/T7064-2002《透平型同步电机技术要求》

GB/T7409.1~3《同步电机励磁系统》

GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》

DL489-2006《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》

DL490-92《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装.验收规程》

DL491-1999《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及安装运行.检修规程》

DL/T583-2006《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》

DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》

DL/T650-1998《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》

DL/T684-1999《大型发动机变压器继电保护整定计算导则》

DL/T751-2001《水轮发电机运行规程》

DL755-2001《电力系统安全稳定导则》

DL/T843-2003《大型汽轮发电机交流励磁系统技术条件》

DL/T1013-2006《大中型水轮发电机微机励磁调节器试验与调整导则》

DL/T1049-2007《发电机励磁系统技术监督规程》

DL5000-94《火力发电厂设计技术规程》

SD325-89《电力系统电压和无功电力技术导则》

浙江省电力工业局《浙江省电力系统调度规程》

国家电力公司（标准号）《汽轮发电机运行规程（1999年版）》

国家电网公司Q/GDW142-2006《同步发电机励磁系统建模导则》

国家电网公司Q/GDW143-2006《电力系统稳定器整定试验导则》

国家电网生[2007]883号《国家电网公司发电厂重大反事故措施（试行）》

国家电监会《华东区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》

电监市场[2006]42号《发电厂并网运行管理规定》

华东电网调（2006）818《华东电网并网发电机励磁系统实测建模及参数管理规定（试行）》

华东电网调（2006）819《华东电网并网发电机电力系统稳定器（PSS）运行管理规定（试行）》

华东电网调[2006]654号《华东电网有限公司直代管及直调电厂发电机组进相运行管理规定》

浙发改能源〔2005〕1234《省调新机组投产转商业运行有关规定（试行）》

三、管理体制与职责分工

（一）省调负责浙江电网发电机励磁系统专业技术管理和调度运行管理，根据励磁管理工作的需要，设立励磁系统管理专职（兼职）人员。

其主要职责是：

1、执行国家、行业标准、调度规程以及有关励磁系统的规程和反事故技术措施。

2、按照国家及行业有关技术标准，规程及规定，结合浙江电网运行具体情况，组织制定调度管辖范围内发电机励磁系统的调度运行管理规定和技术监督实施细则。

3、参与对新建发电机励磁系统的设计选型及采购技术规范书的审查，参与对发电厂机组励磁系统的重大技术改造方案及机组励磁系统改造技术规范书的审查。

4、组织和协调有关发电厂提出新建或实施技改的发电机励磁系统与电网有关的特殊功能指标要求。

5、负责励磁系统的调度运行管理。

根据电网安全稳定运行和无功电压控制要求，下达发电机励磁系统的电压调差率、低励限制整定值、PSS整定值及其投退指令，审核发电厂提供的机组失磁和转子过负荷保护定值。

6、负责组织审核参加浙江电网发电机励磁系统建模，机组进相试验及PSS试验工作的电力试验单位的资质。

7、协调发电厂及有资质的电力试验单位完成励磁系统建模工作，机组进相试验及PSS试验，审核励磁系统模型参数。

8、组织建立适用于电力系统安全稳定分析的励磁系统计算模型参数数据库。

9、审核励磁系统的现场试验结果，参加机组并网及商运前验收。

10、组织协调浙江电网发电厂励磁系统事故的调查分析。

11、组织召开浙江电网发电机励磁专业调度管理工作会议。

（二）省电试院负责浙江电网发电机励磁系统的技术支持和技术监督执行，根据励磁管理工作的需要，设立励磁系统管理专职（兼职）人员。

其主要职责是：

1、执行国家、行业标准、调度规程以及有关励磁系统的规程，规定和反事故技术措施。

2、掌握浙江电网内各发电机励磁系统的运行情况，了解国内外发电机励磁系统技术动态，进行浙江电网并网发电机励磁系统技术监督工作。

3、参与发电机励磁系统设备技术规范书的编制及相关技术标准的制定和修改工作。

按照国家及行业有关技术标准，规程及规定，结合浙江电网运行具体情况，提出电网对发电机励磁系统及其附属功能模块（包括控制特性、强励，PSS，过励和低励限制等模块）功能要求和性能指标。

4、参与对新建发电机励磁系统的设计选型及采购技术规范书的审查，参与对发电厂机组励磁系统的重大技术改造方案及机组励磁系统改造技术规范书的审查，参加发电机励磁系统工程验收。

5、负责励磁系统模型参数实测结果和计算参数等建模工作的审核，评估励磁实测建模过程的规范性和所建模型的正确性、可用性，并最终提供励磁实测建模工作是否符合要求，模型参数是否可用的结论。

6、按国家及行业有关技术标准，规程及规定等试验要求，进行发电机励磁系统的现场试验，包括励磁系统及其PSS、低励限制、进相、调差特性、强励等静态和动态试验。

7、接受发电企业的委托，开展发电机励磁系统建模及参数实测、PSS整定、强励和进相试验，进行发电机励磁系统模型参数转换工作，为电力系统计算分析提供可直接使用的发电机励磁系统（包括PSS）模型参数。

8、配合开展浙江电网小干扰稳定分析，发现动态稳定薄弱环节，提出包括调整部分发电机PSS定值及投退状态在内的提高电网动态稳定水平的对策建议。

9、参与励磁系统事故调查，提出技术分析意见和改进措施，协助发电企业分析和解决发电机励磁系统存在的问题。

10、建立全省发电机励磁系统设备和运行技术台帐，根据各并网电厂上报的情况，定期对全省励磁系统进行技术分析，编写励磁系统专业技术监督报告。

11、跟踪国内外励磁系统（包括PSS）技术动态，定期组织召开浙江电网发电机励磁专业技术监督工作会议及技术交流研讨会。

（三）电力规划设计单位主要职责

1、执行国家、行业标准、调度规程以及有关励磁系统的规程，规定和反事故技术措施。

2、接受发电企业委托，开展发电厂励磁系统选型设计的专题研究，在发电厂可研或其他相应的设计阶段中，根据新建机组投产年份的网架结构，电源分布及负荷水平开展励磁系统设计选型对系统稳定的影响（包括暂态稳定，动态稳定及电压稳定性等）的计算分析，提出励磁方式和特殊的技术要求。

3、接受发电企业委托，编制励磁系统技术规范书，并根据发电厂自动控制及安全运行要求，协调解决发电厂DCS或AVC装置与励磁系统之间的接口。

（四）发电企业主要职责

各发电企业是励磁系统的设备主人，应从可行性研究及设计、建设、并网调试及商业运行阶段全过程重视励磁系统管理工作，并负责发电机励磁系统的运行维护，检修调试及技术改造等工作，在相应的管理部门设立主管励磁系统的技术专职。

其主要职责包括：

1、执行国家、行业标准、调度规程以及有关励磁系统的规程，规定和反事故技术措施，确保励磁系统的可靠性和技术指标满足系统要求。

2、负责组织新建机组或重大技术改造的励磁系统选型设计，设备订货和现场验收，设备技术改造等，并委托有资质的电力试验单位进行励磁系统试验（励磁系统模型参数确认试验，强励试验，低励限制整定试验，进相试验，PSS试验等静态，动态及系统试验），负责试验方案及试验报告的审核和上报，并按省调要求及时上报励磁系统（包括PSS）调试方案及试验报告。

3、各发电企业（厂）负责发电机励磁系统的正常运行、检修和试验，组织、督促并及时解决本单位励磁专业存在的重大问题，审核并批准励磁系统的重大改进措施和调试方案，积极配合省电试院开展发电机励磁系统技术监督工作。

4、落实并实施省调下达的励磁系统定值单，根据省调的要求投退PSS，并具体负责除省调下达之外的励磁系统参数设定和管理，审查励磁系统限制保护与发电机组继电保护定值的配合。

5、编制励磁系统运行和检修规程，建立励磁系统技术台帐（包括技术参数，技术性能，试验检修和运行可靠性资料），保证励磁系统图纸资料的完整准确，并督促有关班组开展专业技术管理和培训工作。

6、及时向省调及技术监督部门汇报励磁系统事故和重大障碍情况，负责励磁系统事故的调查，提出事故原因的技术分析意见，开展励磁系统可靠性统计分析，协助并参与电网相关事故的调查。

7、加强励磁系统的运行分析，每年应对机组励磁系统进行总结分析。

应在每年一季度末完成机组励磁系统（含PSS装置）上一年运行情况分析总结，报技术监督部门和调度部门。

四、技术管理

（一）技术要求

1、发电机励磁系统应满足如下发电机额定功率因数（迟相）值要求：

（1）直接接入500kV系统，处于送端的发电机额定功率因数，一般选择不低于0.9；处于受端的发电机额定功率因数，按0.85-0.9选择。

（2）接入220kV及以下系统的发电机额定功率因数按0.8-0.85选择。

2、发电机励磁系统应满足发电机吸收无功电力的要求，即在有功功率为额定值时，发电机具备功率因数进相0.95运行的能力。

3、对于新建发电机组或励磁系统改造的商业运行机组，励磁系统至少应满足但不限于下列技术要求：

（1）励磁装置的电压及电流不超出发电机磁场电压和电流额定值的1.1倍时，励磁系统应保证能连续运行。

（2）励磁系统的励磁变、整流桥（不计冗余）等的短时过负荷能力应大于发电机转子绕组短时过负荷能力。

励磁变能够保证主变高压侧三相短路时同步电压下仍具有同步能力而不失磁。

整流柜均流均压满足标准要求。

（3）励磁系统的顶值电压倍数应符合标准规定。

若电网安全稳定运行需要，发电厂应按规划设计部门要求提高顶值电压倍数。

励磁系统相关参数的设计和整定应能保证强励能力的实现。

（4）发电机额定运行时出口三相短路和发电机空载误强励两种情况下可靠灭磁。

（5）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。

（6）励磁调节器自动通道的任一故障均可实现通道切换以保持励磁系统运行。

（7）励磁调节器采用无功电流调差，也可以采用无功功率调差，调差范围应能满足整定要求，一般不小于±15%。

（8）汽轮发电机和燃气发电机的电压静差率应小于1%，水轮发电机的电压静差率应小于0.5%。

（9）应具有标准规定的励磁限制功能。

对发电机额定电压下顶值电压倍数高于2倍的励磁装置应有顶值电流瞬时限制功能、过励切换通道功能和过励保护功能。

具有规定的转子接地保护，自并励静止励磁系统具有励磁变过流和/或速断保护。

（10）故障录波器能够记录发电机磁场电压和电流量，量程不小于3倍额定值，磁场电压有适当的滤波。

4、电力系统稳定性（PSS）配置要求：

接入220kV及以上电网的单机容量为100MW及以上火电机组（包括燃机），50MW及以上水电机组，抽水蓄能机组，核电机组，以及省调确定的发电机励磁系统应配备PSS。

5、电力系统稳定性（PSS）功能要求：

（1）发电机有功功率升至（降至）一定值时（如30%-40%）能自动投（切）；

（2）手动投退及故障时应自动退出运行；

（3）按照Q/GDW143选择PSS类型；

（4）机组本机振荡模式阻尼水平明显提高，区域振荡模式阻尼有所改善。

6、机组失磁保护应与低励限制定值配合，要求机组进相运行时不造成低励限制和失磁保护动作。

7、机组过励磁保护应具备定时限特性和反时限特性。

定时限为低值延时发信和高值延时跳闸，且返回系数应大于0.96以上。

反时限特性与发电机和主变的过励磁特性匹配。

励磁调节器的V/Hz限制具有定时限和反时限特性，与过励磁保护匹配。

在机组电压和频率长期连续运行范围内过励磁保护不应启动发信和计时跳闸，V/Hz限制不应动作。

8、机组转子过负荷保护特性与发电机磁场过电流特性一致，与励磁调节器过励限制特性匹配，它们在顶值电流下的级差应尽可能减少，不大于2s。

强励时定子过电流限制和保护、励磁变保护不应动作。

9、励磁系统应向故障录波器、省调和技术监督部门提供必要的测量信号、状态信号、报警和故障信号，包括如发电机电压、励磁电压、励磁电流、通道方式、PSS投/退状态、限制器动作信号等。

10、其它国家标准和行业标准规定的性能要求。

（二）励磁系统前期设计选型及设备采购

1、对于接入220kV及以上电网的新建发电机组在项目可研阶段，发电企业应委托有资质单位，按照规划投产年份的电网结构、电压分布及负荷水平，进行励磁系统设计选型对电力系统静态、动态、暂态及电压稳定影响的专题计算分析，确定合理的励磁类型、控制原理、PSS类型及强励倍数。

2、励磁调节器模型结构

在常规励磁调节模型器模型结构不能解决电力系统稳定问题时需要选用特殊控制原理和模型结构，选用的特殊控制原理和模型结构必须经过完整的模型试验考核，专家论证，具有良好的运行业绩和完整的包括出场和现场试验图纸在内的技术文件，并经过技术监督部门和省调计算分析认可。

3、通过电网公司组织的有关并网电厂接入系统设计审查（包括对励磁选型专题分析报告）。

4、发电机组励磁系统采购前，发电企业（厂）应将励磁系统设备采购技术规范书报送省调和技术监督部门。

根据国家及行业技术标准和电网安全稳定要求，省调应组织发电厂、省电试院及省电力设计院对采购技术规范书的技术条款进行确认。

5、发电企业应通知省调和技术监督部门专业人员参加有关发电机励磁系统招议标、确定合同技术条件、技术谈判等工作。

（三）励磁系统试验

1、发电机组大修后，应进行以下励磁系统试验：

（1）发电机空载电压阶跃试验；

（2）机组并网时的励磁调节器低励限制和过励限制特性动态试验；

（3）励磁调节器各调节通道的电压整定范围及自动电压给定调节速度测定试验；

（4）手/自动通道切换试验；

（5）电压调差率测定；

（6）机组大修后重新并网调试时，发电厂应组织进行PSS试验以检验PSS参数的正确性，此时PSS试验一般可仅进行有无PSS的发电机负载阶跃试验。

若省调或技术监督部门认为有必要时，发电厂应组织进行详细的PSS整定试验及系统扰动试验。

若大修后机组的进相能力发生变化，则发电厂应申请并组织进行进相试验。

若大修后发电厂AVC功能与机组励磁系统接口发生变化，则发电厂应申请并配合进行AVC功能联调试验。

2、在发电机励磁系统运行三个大修周期或12年以上且未进行励磁系统改造的，或省调根据电网结构的变化认为有必要的，发电厂应委托有资质的电力试验单位重新进行PSS参数整定试验。

3、电压调差率调整后一般应重新进行PSS参数整定试验。

4、发电厂应定期组织对励磁系统及其附属功能模块进行校验，实测模型应进行定期实测复校，前后两次实测时间间隔不得超过一个大修周期。

5、发电厂应在试验完成后一个月内将试验报告和PSS新参数报送省调和技术监督部门。

五、并网管理

1、新建或改扩建的发电企业必须在预定的新设备启动投产日期之前90天向省调及省电试院提供发电机励磁系统的技术资料，包括：

（1）P-Q曲线图及多段拟合P-Q数值。

其中水电机组至少拟合P=0/50%/75%/100%额定出力四个工况下对应的无功上下限，火电机组至少拟合P=最低稳定出力（或40%额定出力）/50%/75%/100%额定出力四个工况下的无功上下限。

（2）机组进相设计能力。

（3）励磁系统（包括励磁机，副励磁机，励磁调节控制系统，低励限制环节及PSS装置）技术说明书，包括励磁类型、控制原理，原理图，传递函数框图及特性单元环节厂家建议参数。

（4）电厂AVC装置与机组励磁系统的接口。

（5）机组失磁保护、过励磁保护、定子过电流保护和转子过负荷保护的原理说明，整定值及计算书。

2、对于接入220kV及以上电网的发电机组，省调根据发电厂提供的技术资料，在新建机组或励磁系统改造机组首次并网调试前至少提前7天下达与电网安全稳定运行相关的励磁系统参数整定要求，包括电压调差率、低励限制定值等。

3、新建机组进入商业运行前或励磁系统改造后，发电企业应根据技术标准有关试验要求，组织并委托有资质的电力试验单位进行励磁系统及其特性单元（包括PSS，低励限制环节）静态及动态试验，励磁系统建模、进相、PSS整定及系统扰动等系统试验

4、各发电厂应在商业运行前完成励磁系统建模和PSS现场整定试验，并将试验结论上报省调和技术监督部门，试验结论作为机组商业运行的依据。

励磁系统改造机组应在投运1个月内完成励磁系统建模和PSS现场整定试验。

5、励磁系统建模及参数实测所建立的详细模型能够以工程精度反映励磁系统及其功能模块实际逻辑结构和性能特性，能够适用于电网稳定分析需要，满足调度部门规定的要求。

6、励磁调节器模型结构一般应采用电力系统运行管理部门使用的电力系统分析程序PSS/E，BPA或PSASP综合稳定程序中规定的励磁调节器和PSS模型结构。

7、机组商业运行确认时，发电厂必须具备完整的励磁系统技术资料，包括投产试验报告，整定单，施工图以及相应的设计变更说明，以及发电机和励磁机设计参数，发电机空载特性曲线，励磁机空载和负载特性曲线等。

8、接入220kV及以上系统的单机100MW以及以上火电机组（包括燃机），50MW及以上水电机组已投产机组，发电厂应结合机组检修，委托有资质的电力试验单位进行机组励磁系统模型验证（建模）及参数实测。

六、运行管理

1、发电厂应确保发电机励磁系统运行稳定、可靠，自动励磁调节装置及其特性单元（包括强励，过励及低励限制，PSS功能等）应保持完好，未经省调和技术监督部门同意，不得变更励磁系统参数及PSS的投退状态。

如在励磁建模试验后发生定值或设定参数变化，应说明对励磁模型有无影响，必要时重新进行建模试验。

2、发电厂应加强发电机励磁系统的运行监视，一旦发现励磁系统发生事故或异常时，应立即向省调值班调度员汇报，并采取相应措施尽快恢复励磁系统正常运行。

发电厂励磁专职应及时了解和记录有关情况，及时向省调和技术监督部门汇报，应于10天内提出故障或异常原因分析并将分析报告上报省调和技术监督部门。

3、若发电厂励磁系统控制性能指标不满足浙江电网运行要求，尤其稳态及动态增益和强励倍数等影响电力系统动态和暂态稳定性能的指标达不到要求时，发电厂应按省调要求限期整改。

因励磁系统原因降低电网安全稳定水平，危及电网安全运行的，省调可要求发电厂立即采取紧急措施，直至将该机组与电网解列。

4、电力系统稳定器（PSS）、发电机进相试验前发电厂应负责审核确认试验方案，落实并配合试验单位做好现场试验的安全措施，并至少提前5个工作日上报试验方案（包括试验内容，试验步骤，试验进度安排及现场安全措施）及试验申请。

省调应根据电网安全运行情况至少提前1天批复试验申请。

5、发电机励磁系统应采用定电压控制方式运行。

如果采用其他控制方式需报经省调和技术监督部门批准。

6、发电厂应将省调对励磁系统的要求，以及设备参数、操作步骤、紧急事故状态下的处理方法等列入现场运行规程。

7、发电厂应做好励磁调节器软件版本备份，并将软件版本号上报省调和技术监督部门。

8、励磁系统调节器的参数整定管理

（1）接入同一主变高压母线下相同发电机组相同励磁方式的励磁调节器一般应具有相同的整定参数。

（2）设计励磁调节器设备异动或运行后参数更改，发电厂应及时书面通知省调及省电试院。

涉及省调调度管理的系统参数（包括调差率，低励限制和PSS整定参数等）只有在省调下达整定变更通知单后才能更改，并按《调度规程》要求提前报送励磁系统定值调整申请。

9、励磁系统检修管理

（1）发电厂应根据电厂的具体情况制定励磁系统的检修规程，应包括下列内容：

（a）检修周期；

（b）检修项目；

（c）检修方法和步骤；

（d）使用的专用仪器和工具；

（e）安全措施和注意事项。

（2）原则上励磁系统及设备的大修和定期校验与发电机大修同时进行，在发电机小修期间可根据装置运行情况和制造厂的规定，安排有关装置的小修和部分检验。

（3）定期检修和定值核查结果应报调度部门和技术监督部门。

10、发电企业（厂）励磁系统台帐管理

发电厂应建立完整的励磁系统台帐。

台帐至少应包括以下内容：

（1）励磁系统技术标准；

（2）励磁系统运行规程；

（3）励磁系统检修规程；

（4）励磁系统及装置的原理图、逻辑框图、程序框图、安装图及接线图等；

（5）制造厂家提供的产品说明书，出厂试验报告，传递函数，元器件参数表及软件版本等；

（6）发电机、励磁机（副励磁机）参数，空载和负载特性曲线；

（7）灭磁系统、励磁变和整流桥计算书，转子过电压保护和励磁变保护计算书

（8）励磁装置特性参数整定计算书和整定单，以及励磁限制与相应继电保护配合的说明；

（9）励磁系统试验报告，包括投产试验报告、定期检修报告和设备异常分析及技术改进报告，励磁系统实测建模、PSS试验及参数整定报告等；

（10）异常和缺陷分析处理记录。

11、发电厂励磁专责人应于每年一季度末将上年度励磁系统运行报表和运行分析工作总结报省电试院，由省电试院汇总后提交省调，并由省调反馈给各发电厂。

七、附则

（一）本规定自印发之日起执行，若存在问题请及时反馈浙江电力调度通信中心和浙江省电力试验研究院。

（二）本规定的解释权归浙江电力调度通信中心。

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附表1发电企业（厂）发电机励磁系统运行统计年报

发电企业（厂）名：