发电机组关键电气参数与电网配合导则-中国电力企业联.docx

ICS 29.160.20
K 21
备案号：
发电机组关键电气参数与电网配合导则
The Guide for specification and technical
of key parameter of generator and power system
（送审稿）

中华人民共和国电力行业标准
DL XXXX—××××

××××-××-××发布
××××-××-××实施
国家能源局 发布

目录

前言
1 范围
2 规范性引用文件
3 术语和定义
4 总体要求
4.1 电源端接入要求
4.2 电网分层分区要求
4.3 发电机参数要求
4.4 励磁系统参数要求
4.5 升压变压器参数要求

前 言

随着我国电力系统的不断发展，电网联系越来越紧密，大容量机组越来越多，系统短路电流越来越高，部分输变电设备在某些地区已无法满足系统短路电流增加的要求。目前仅依靠增加发电机升压变短路阻抗抑制系统短路电流的措施已引起发电机与电网之间参数存在诸多不配合，造成发电机运行范围狭窄，电网无功支持能力和电压调节能力减弱，电网安全性和稳定性降低。因此，针对不同电网情况，应规范发电机和升压变关键参数的选择范围，统筹兼顾电网的经济性与安全性。
目前发电机标准规定的运行电压和频率的限值范围仅允许正负波动5%，这就需要减小升压变短路阻抗以弥补因机端电压允许波动范围较窄带来的限制（如，影响发电机的无功功率运行范围），而减小升压变短路阻抗又会增加电网的短路电流水平，如何选择合适的升压变短路阻抗显得尤为关键。
因此，发电机与电网参数选择技术标准亟需尽快制定，通过选择合适的参数，使得既能满足电网短路电流水平，又能满足系统安全稳定要求，从而规范电源侧和电网侧的规划与设计，对电网的安全稳定运行有十分重要的意义。
本标准由中国电力企业联合会提出。
本标准由电力行业电机标准化技术委员会归口。
本标准负责起草单位：
主要起草人：

发电机与电网关键参数配合导则
1 范围
本导则适用于电源和电网建设企业新建电厂需遵循的设备选用原则，电网运营企业、电力规划单位应执行本导则。
本导则适用于220kV及以上的电力系统和新建容量在100MW及以上的汽轮发电机、50MW及以上水轮发电机设备的参数选用。100MW及以上燃气发电机和抽水蓄能机组可参照执行。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
DL 755～2001 电力系统安全稳定导则；
SD 325-89 电力系统电压和无功电力技术导则；
GB/T 7409.3-2007 大、中型同步发电机励磁系统技术要求；
GB 755-2008 旋转电机 定额和性能；
GB/T 7064-2008 隐极同步发电机技术要求；
GB/T 7894-2001 水轮发电机基本技术条件。
DL/T843-2008大型汽轮发电机励磁系统技术条件
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
3.1
电力系统安全性
安全性指电力系统在运行中承受故障扰动（例如突然失去电力系统的元件，或短路故障等）的能力。通过两个特性表征：
(1) 电力系统能承受住故障扰动引起的暂态过程并过渡到一个可接受的运行工况;
(2) 在新的运行工况下，各种约束条件得到满足。引自DL 755～2001中A1款。
3.2
电力系统稳定性
电力系统受到事故扰动后保持稳定运行的能力。通常根据动态过程的特征和参与动作的元件及控制系统，将稳定性的研究划分为静态稳定、暂态稳定、小扰动动态稳定、电压稳定及中长期动态稳定。引自DL 755～2001中A2款。
3.3
静态稳定
是指电力系统受到小干扰后，不发生非周期性失步，自动恢复到初始运行状态的能力。引自DL 755～2001中A2款。
3.4
暂态稳定
是指电力系统受到大扰动后，各同步电机保持同步运行并过渡到新的或恢复到原来稳态运行方式的能力。通常指保持第一或第二个振荡周期不失步的功角稳定。引自DL 755～2001中A2款。
3.5
动态稳定
动态稳定是指电力系统受到小的或大的干扰后，在自动调节和控制装置的作用下，保持长过程的运行稳定性的能力。动态稳定的过程可能持续数十秒至几分钟。后者包括锅炉，带负荷调节变压器分接头，负荷自动恢复等更长响应时间的动力系统的调整，又称为长过程动态稳定性。电压失稳问题有时与长过程动态有关。与快速励磁系统有关的负阻尼或弱阻尼低频增幅振荡可能出现在正常工况下，系统受到小扰动后的动态过程中，称之为小扰动动态稳定，或系统受到大扰动后的动态过程中，一般可持续发展10～20s后，进一步导致保护动作，使其它元件跳闸，问题进一步恶化。引自DL 755～2001中A2款。
3.6
电压稳定
电压稳定是指电力系统受到小的或大的扰动后，系统电压能够保持或恢复到允许的范围内，不发生电压崩溃的能力。无功功率的分层分区供需平衡是电压稳定的基础。电压失稳可表现在静态小扰动失稳，暂态大扰动失稳及大扰动动态失稳或长过程失稳。电压失稳可以发生在正常工况，电压基本正常的情况下，也可能发生在正常工况，母线电压已明显降低的情况下，也可能发生在受扰动以后。引自DL 755～2001中A2款。
3.7
电压偏差
由于电力系统运行状态的缓慢变化，使电压发生偏移，其电压变化率小于每秒1%时的实际电压值与系统额定电压值之差。引自SD325-89中2.2款。
3.8
无功电源
发电机实际可调无功出力、线路充电功率、以及包括电力系统及电力用户无功补偿装置在内的全部容性无功容量。引自SD325-89中2.3款。
3.9
无功补偿设备
包括电力系统及电力用户网络中使用的并联电容器、串联电容器、并联电抗器、串联电抗器、同期调相机和静止型动态无功补偿装置。参照SD325-89中2.5款。
3.10
次同步谐振
次同步谐振是指汽轮机发电机组轴系振荡和发电机电气系统的电气振荡之间，通过发电机转子气隙中电气转矩的耦合作用而形成的整个机网系统的共振行为。含有串联补偿线路的电网，其电气谐振频率f1与轴系某阶固有频率f2互补，即满足f1+f2=f(工频50Hz)条件时，将出现低于电网频率的负阻尼振荡，诱发机电谐振，由于频率低于电网频率，故称为次同步谐振。
4 总体要求
为了保证电力系统有足够的静态稳定储备和有功、无功备用容量，维持电网频率、电压的正常水平，合理控制电网短路电流，发电机与电网之间的设备参数必须合理配合。在正常负荷波动和调整有功、无功潮流时，均不应发生自发振荡。在正常运行方式下，系统中任一元件（发电机、变压器、线路、母线）发生单一故障时，不应导致主系统非同步运行，不应发生频率崩溃和电压崩溃。本导则适用于电源端发电机接入电网应遵循的设计原则，也适用于电力系统设备参数配合应符合的基本要求。
4.1 电源端接入要求
发电机作为电网电源的主要提供者，不同容量等级的发电机应分别接入相应电压等级的网络；在经济合理与建设条件可行的前提下，应适当在负荷中心地区接入一些较大容量的主力机组，以实现有功、无功的就地平衡，满足电网分层分区要求，提高系统的安全稳定性。
4.1.1 发电机接入系统电压的选定，应从电网全局出发，综合考虑以下因素：
a．发电厂的整体规划容量、单机容量、送电距离、送电容量及其在电力系统中的地位与作用；
b．对系统短路电流的影响；
c．简化电厂接线，减少出线电压等级及回路数；
d．调度运行与事故处理的灵活性；
e．断路器不超过现实可行的断路器最大开断容量；
f．对电力系统安全性和稳定性的影响。
单机容量为600MW及以上机组，宜直接接入500（330）kV及以上电网，但对于短路容量较高的地区，结合电网情况可适当考虑接入220kV电网；100～600MW机组，宜直接接入220kV电网，但对于规划容量较大的抽水蓄能电厂、燃气电厂和水电厂宜直接接入500kV（330kV）电网；其它容量的机组，可参照选择。
4.1.2 对于特大容量电厂的主接线，应结合所接入系统的具体条件，考虑有分组运行的可能性。
4.2 电网分层分区要求
4.2.1 应按照电网电压等级和供电区域，合理分层分区。合理分区是指以负荷中心为核心，将外部电源连接到负荷中心，形成一个供需基本平衡的区域，并经联络线与相邻区域相连。
4.2.2 随着特高压电网的建设，下级电压电网应在一定程度上逐步实现分区运行，相邻分区之间保持互为备用。应避免和消除严重影响电网安全稳定的不同电压等级的电磁环网，发电厂不宜装设构成电磁环网的联络变压器。
4.2.3 分区电网应尽可能简化，以有效限制短路电流。
4.3 发电机参数要求
4.3.1发电机输出额定电压值应根据不同额定容量、转速及发电机电压设备选择等因素进行技术经济综合比较后，由用户与制造厂商定，并应符合GB156的规定。可选用下列电压等级（kV）：6.3、10.5、13.8、15.75、18、20、22、24、27（26）（额定电压或电压范围系指出线端线间的额定电压或电压范围）。
4.3.1选择较大短路比的发电机，电压变化率小，静态稳定性好，但发电机气隙需加大，对应直轴同步电抗变小，系统短路电流相应增大，发电机制造成本相应增加，励磁损耗、铁心损耗和机械损耗也相应增加。因此发电机基本参数应综合考虑上述因素合理选择，对接入电网的发电机除考虑特殊用途外，设备参数一般应符合表1、2要求。
表1 汽轮发电机基本参数要求
额定功率P(MW)
定子电压
（kV）
短路比
功率因数
Xd′
（饱和值、％）
Xd″
(饱和值、%)
T'd0
（s）
范围
推荐值
100≤P<300
10.5、15.75
0.45~0.62
0.8~0.85
0.85
15~25
12~18
6.8~9.9
300≤P<600
18、20、22
0.4~0.6
0.8~0.85
0.85
20~26
15~18
6.2~8.8
600≤P<1000
22、24
0.4~0.58
0.85~0.9
0.9
24~28
18~21
8.2~9.0
≥1000
24、27
0.4~0.5
0.9
0.9
22~35
18~21
8.8~9.0
表2 水轮发电机基本参数要求
额定功率P(MW)
定子电压
（kV）
短路比
功率因数
Xd′（饱和值、％）
Xd″(饱和值、%)
Xq（饱和值、％）
X''q（饱和值、％）
T'd0
（s）
范围
推荐值
50≤P<200
10.5、13.8
1.0~1.4
0.8~0.85
0.85
30~35
20~23
47~70
18~23
6.3~10.8
200≤P<400
15.75、18、20
1.0~1.4
0.85~0.9
0.9
21~28
16~18
81-84
20
8.3~14.4
≥400
18、20、24、26
≥1.1
0.9
0.9
≤35
≥20
40~100
<1.17Xd''
6.0~9.0
a. 若电厂接入负荷中心或机组容量较大（600MW及以上机组），Xd″宜取高值；若电厂接入非负荷中心系统，Xd″宜取低值。
b. 若电厂接入负荷中心，短路比宜取低值；若电厂接入非负荷中心系统，短路比宜取高值。
c. 负荷中心对动态无功有特殊需求的地区，发电机功率因数（迟相）可以适当降低到0.8~0.85。
d. 电抗与运行工况有关，一般需确定在额定电压饱和程度下X″d的最小值和额定电流不饱和程度下X´d的最大值。由于两种电抗很大程度上取决于同一磁通，因此需注意两者间的相容性，即X"d的上限值不能太靠近X´d的下限值，即Xd′min -Xd″max ≥3%。限值一经确定，在被限定方向无容差，即最小值无负容差，最大值无正容差。在另一个方向的容差为30%。额定电压饱和程度下的X"d不得小于0.1。
e. 短路比一经确定，短路比的最小值不应有负容差，允许容差为＋15%。
4.3.2 发电机进相运行能力
a.在有功功率为额定值时，发电机应具备功率因数0.95进相运行的能力；对于接入负荷中心的机组，进相功率因数可适当放宽至0.98，对于接入非负荷中心的机组，进相功率因数应满足0.95运行要求。机组实际进相运行范围应根据电网实际情况，由调度部门审核后确定。
b. 对已投入运行的发电机，应有计划地按调度部门要求进行典型的吸收无功能力的试验，并根据试验结果予以应用。
4.3.3 应选择较大转动惯量的发电机，提高发电机的惯性时间常数，以提高系统的暂态稳定和动态稳定水平。
4.3.4发电机应能在区域A内连续运行，并实现表3所规定的基本功能，但其性能不必与额定电压和频率（见图1的定额点）时的性能完全相符。
发电机在额定功率因数，电压变化范围在±5％和频率变化范围为±2％内（图1中区域A）能连续输出额定功率；并保持其性能与额定电压和频率时基本相同，可允许出现某些差异，如温升可较额定电压和频率时高。发电机应能在区域B内连续运行2小时，并实现其基本功能，但其性能与额定电压和频率时的差异允许大于在区域A内运行的情况，如温升可较额定电压和频率时高，并很可能高于区域A的情况，但不应超过发电机规定的温度或温升限制。对超出区域B范围的运行，由运营商和制造商双方协商确认。但不推荐在区域B的边界上连续运行。

额定点
区域A
区域B

图1 发电机电压和频率的限值(X轴——频率 p.u.，Y轴——电压 p.u.)
4.3.5 不平衡负载
发电机应能承受一定数量的稳态和瞬态负序电流。当三相负载不对称，且每相电流均不超过额定定子电流（IN），其负序电流分量（I2）与额定电流IN之比（I2/IN）符合GB755规定时，应能连续运行，当发生不对称故障时，故障运行的(I2/IN)2和时间t秒的乘积应符合GB755规定，详见表3。

表3 同步发电机不平衡负载运行限值
项 号
电 机 型 式
连续运行时的I2/IN值
故障运行时的(I2/IN)2t(s)值

1
2
间接冷却的转子
空冷
氢冷

0.1
0.1

15
10

3
4

5
6
直接冷却的转子
≤350MVA
350<SN≤900 MVA

900<SN≤1 250 MVA
1 250<SN≤1 600 MVA

0.08
0.08
同上
0.05

8
8-0.00545(SN-350)

5
5
注：SN为额定容量（MVA）。
4.3.6失步运行
当引起系统振荡的故障点在发变组外部时，汽轮发电机应当能够承受至少5～20个振荡周期，以使系统尽可能快速恢复稳定；当故障点在发变组内部时才允许立即启动失步保护。
4.3.7失磁异步运行
汽轮发电机失磁异步运行的能力及限制，很大程度上与电网容量、机组容量、有否特殊设计等有关。按照GB/T 7064-2008《隐极同步发电机技术要求》的规定，发电机的设计本身允许作短时失磁异步运行，对间接冷却的发电机在定子电压接近额定值时，可带到0.6倍的额定有功功率，此时定子电流不超过1.0~1.1倍额定值，失磁异步运行不超过20min；直接冷却的发电机300MW及以下机组可以在失磁后60s内减负荷至额定有功功率的60％，90s内降至40％，在额定定子电压下带0.4倍额定有功，定子电流不超过1.0~1.1倍时，发电机总的失磁运行时间不超过15min。600MW及以上机组的允许运行时间和减负荷方式由用户与制造厂协商决定。
发电机在具备如下条件时通常可以进入短时异步运行：
a) 电网有足够的无功余量去维持一个合理的电压水平；
b) 机组能迅速减少负荷（应自动进行）到允许水平；
c) 发电机带的厂用供电系统可以自动切换到另一个电源。
如果在规定的短时运行时间内不能恢复励磁，则机组应当与系统解列；
d) 电网是要求发电机失去励磁后立即与系统解列，还是允许机组快速减负荷并短时运行，应当根据电网和机组的实际情况综合考虑。电网运营部门应当与电厂就具体机组失磁后可能的运行方式达成协议。
4.3.8 通过串联补偿输电线路接入系统的机组，应通过系统计算确定是否会发生次同步谐振；对于可能发生次同步谐振的机组，应采取必要的技术措施，防止机组运行时发生次同步谐振。
4.4 励磁系统参数要求
4.4.1总则
励磁系统设备的设计、选型应满足电网根据机组所在地点提出的励磁方式和特殊要求；满足进相运行的要求；满足电网实施AVC控制的要求。入网运行的发电机励磁系统各项性能指标应满足相应国家、行业标准的要求，特别是与电力系统稳定性有关的性能指标。
4.4.2 励磁系统应发挥发电机-升压变长期连续运行和短时过负荷、过激磁的能力。
4.4.3 励磁系统顶值电压倍数一般应符合DL/T843-2008规定，特殊情况应根据电力系统安全稳定导则的相关规定确定。
4.4.4 PSS应有足够的频率覆盖范围，并根据原动机增减出力的速率和幅度选择适当的PSS类型。
4.4.5励磁控制系统应具有快速而稳定的控制特性，励磁系统模型应符合GB/T7409.2的要求。
4.5 发电机升压变压器参数要求
4.5.1 升压变压器的额定电压比、调压方式、调压范围及每档电压值，应满足发电厂和电网电压质量的要求，并考虑电力系统10～15年发展的需要。
4.5.2. 升压变高压侧的额定电压，220kV及以下电压等级者，宜选1.1倍系统额定电压，750kV、500kV、330kV电压等级者，宜选1.05倍系统额定电压。
4.5.3 升压变压器容量，一般应满足发电机最大容量运行的需要，可考虑发电机额定容量的1.05倍，并满足发电机特殊运行方式下运行的要求。
4.5.4升压变压器短路阻抗的选择，应结合规划电网，综合考虑以下三个因素：
a. 系统的短路电流；
b. 系统的暂态稳定性、动态稳定性和电压稳定性；
c. 设备的可靠性和经济性；
短路阻抗推荐值如表4所示（水轮发电机可参照执行）。
表4 汽轮发电机升压变压器短路阻抗推荐表
发电机额定功率（MW）
短路阻抗推荐值（％）
100≤P<300
12~14
300≤P<600
14~16
600≤P<1000
14~18
≥1000
16~20
短路电流较高的电网宜取高值，短路容量较低的电网宜取低值，如有特殊需求可超出推荐范围，不宜超出范围的1.1倍。
4.5.5 升压变压器宜选用无励磁调压型。750kV、500kV、330kV级变压器，经调压计算论证可行时，也可采用不设分接头的变压器。
4.5.6 变压器分接头调压范围经调压计算确定，无励磁调压变压器一般可选±2x2.5％，位于负荷中心地区的发电厂升压变，其高压侧分接头调压范围应适当下降2.5～5％，高压侧额定运行电压可由当地电网运行管理部门确定。