国家电网公司发电厂重大反事故措施（国家电网生〔2007〕883 - 号(5)

12.5.3.7 对于同一引水隧道布置多台机组的抽水蓄能电厂，应根据电厂具体情况，实现同一水道机组抽水、发电工况之间的相互闭锁。

13 防止分散控制系统（DCS）及热工保护拒动、误动事故 13.1 加强分散控制系统运行维护管理

13.1.1 工程师站及分散控制系统机柜间的空气质量、温度、湿度应符合《热工自动化设备检修规程》（DL/T 774-2004）的要求，保证热工控制设备在良好的环境条件下运行。 13.1.2 分散控制系统接地应满足设备技术要求，并应定期对接地系统进行检测，确保接地系统测试参数应符合规程规定要求。

13.1.3 修改热工保护必须在严格履行申报、审批手续后实施，并限时恢复投运。不得擅自改动保护定值和退出热工保护。

13.1.4 规范分散控制系统软件管理。软件修改、更新和升级必须严格履行审批授权及责任人制度，严禁擅自变更。操作员站和工程师工作站应由经授权的专业人员分级使用，严禁非授权人员进行操作和编程组态。

13.1.5 分散控制系统的系统操作软件安装盘应至少备份 2 套,并分级管理、异地保存,每年检查一次。用户应用组态软件每次变更前后，均应做完整备份。软件备份宜采取光盘刻录方式，备份至少 2 份，并分级管理，异地保存，保存周期不少于 5 年。

13.1.6 用户应用组态软件变更后,应对各控制站、操作站、通讯网络等进行负荷率测试，负荷率应满足《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》（DL/T659—2006）的相关要求。 13.1.7 建立严格的分散控制系统安全防护措施。分散控制系统中严禁拷贝、存放、运行非分散控制系统软件。单元机组通讯网络不得与社会网络联网。除调度端 AGC 系统外，分散控制系统与厂内 MIS、SIS 信息管理系统等联网必须采取可靠的隔离措施，并应符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经贸委 30 号令）、《电力二次系统安全防护规定》（国家电力监管委员会[2004]第 5 号令），《电力二次系统安全防护总体方案》、《发电厂二次系统安全防护方案》（电监安全[2006]34 号）等规定的要求。 13.1.8 分散控制系统应与全厂时钟系统(或 GPS 时钟)同步，并结合机组停运进行电源、网络、控制器切换试验。

13.2 合理配置分散控制系统资源

13.2.1 分散控制系统配置应能满足机组任何工况下的监控（包括紧急故障处理）的要求，CPU 负荷率应控制在设计指标之内并留有适当裕度。

13.2.2 主要控制器应采用冗余配置，冗余的 I/O 信号应通过不同的 I/O 模件引入。冗余配置的过程控制单元、通信接口、通信网络应处于良好的热备用状态。

13.2.3 分散控制系统应由两路电源（其中一路来自 UPS 电源）供电，电源切换时间小于 5 毫秒，控制室内应设置独立于分散控制系统的电源故障声光报警。分散控制系统 UPS 电源严禁接入非分散控制系统设备。公用系统 DCS 的控制器、网络切换器所用电源应采取冗余配置，并且取自不同机组的 UPS 电源。

13.2.4 主系统通讯负荷率必须满足《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》

（DL/T659—2006）的要求，所有相关系统（包括专用装置）与主系统连接后，应保证主系统通讯负荷率控制在合理范围内。

13.2.5 分散控制系统的接地必须严格遵守相关技术要求，接入分散控制系统的模拟量信号必须采用屏蔽电缆，开关量输入信号宜采用屏蔽电缆，且屏蔽电缆应具有可靠的单端接地。 13.2.6 操作员站及少数重要操作按钮的配置应满足机组各种工况下的操作要求。紧急停机、停炉按钮配置应采用与分散控制系统分开的单独操作回路。 13.3 完善分散控制系统故障紧急处理措施

13.3.1 根据机组具体情况，制订在各种情况下分散控制系统故障后的紧急处理措施，超前防范事故风险。

13.3.2 部分操作员站发生故障时，应由其它可用操作员站继续承担机组监控任务，此时应停止重大操作，同时迅速排除故障。若故障无法排除，应根据有关规程及机组运行状况酌情处理。

13.3.3 全部操作员站发生故障时，如主要后备硬手操及监视仪表可用且能够维持机组安全运行，应及时转后备操作方式运行，同时迅速排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即停机、停炉。

13.3.4 系统中的控制器或相应电源发生故障时，应采取以下对策:

13.3.4.1 辅机控制器或其电源发生故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理故障，如条件不允许，应将该辅机退出运行或根据处理情况采取相应措施。

13.3.4.2 调节回路控制器或其电源发生故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理故障，并根据处理情况采取相应措施。

13.3.4.3 涉及机炉保护的控制器发生故障时，应立即更换或修复控制器模件；涉及到机炉保护电源故障时则应采用强送措施，此时应注意防止控制器初始化。如恢复失败应紧急停机停炉。

13.4 防止热工保护拒动

13.4.1 独立配置的锅炉灭火保护装置必须符合相应技术规范要求，所配电源必须可靠，系统涉及的炉膛压力的取压装置、压力开关、传感器、火焰检测器及冷却风系统等外围设备必须处于完好状态。

13.4.2 热工主保护系统进行机、炉、电联锁、联动试验时，必须将全部软逻辑纳入相关系统的试验范围。

13.4.3 汽轮机监视仪表（TSI）和汽轮机紧急跳闸系统（ETS）所配电源必须可靠，电压波动值不得大于±5%。TSI 的重要跳闸保护信号和通道必须冗余配置，ETS 控制的跳闸电磁阀应单独设置电源。

13.4.4 检修机组启动前，应对相关热工保护装置进行静态模拟试验，检查跳闸逻辑、报警及保护定值。对于配置有双通道四跳闸线圈 ETS 的机组，应定期进行 ETS 在线不停机跳闸动作试验。

13.4.5 处理热工保护装置故障必须严格履行审批程序。炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置严禁随意退出，如被迫退出运行必须采取相应安全技术措施，并在 8 小时内恢复；其它保护装置被迫退出运行，必须在 24 小时内恢复。否则应立即停机、停炉处理。

13.4.6 热工保护回路不应设置供运行人员切、投保护的任何操作手段。除非十分必要，只可在热工保护回路软件编程组态中，设置由热控专业人员操作的置位开关。每次置位解除保护必须得到本单位生产（技术）负责人批准，规定复位时限，并记入运行日志留档备查。 13.5 防止热工保护误动

13.5.1 机组运行中进行热工保护装置检修维护作业，作业现场必须保证两人以上工作，一人工作，一人监护。

13.5.2 机柜内热控电源端子排及重要保护端子排应做明显标志，防止误触误碰。

13.5.3 定期检查分散控制系统过程控制单元(PCU) 内置电池，及时更换超期内置电池。 13.5.4 使用厂用蓄电池直流电源作为主保护电源的机组，应改造为可自动切换的双路供电电源，防止直流电源系统查找接地故障点时误跳热控保护。

13.5.5 汽轮机润滑油压低(对于液压调速系统，还包括一次油压低)进行传动或在线动作试验时，应在仪表管路加装泄压阀泄油，禁止采用拨压力开关电接点或卸压力开关表管接头的方式泄油。

13.5.6 对于“润滑油压”、“真空”、“抗燃油压”等保护信号，一次元件及取压回路均应独立设置。

13.5.7 炉膛压力高、低保护开关应安装于具有稳固底座的平台或运行层，以防止环境振动造成压力保护开关误动。

13.5.8 露天热工保护开关接点、阀位反馈接点等设备应设有有效的防雨防潮设施，露天敷设仪表管的伴热设施必须可靠，在仪表管路上应做好防冻措施。

13.5.9 热控系统现场就地安装的一次检测元件、位置开关、接线端子箱等装备，应有良好的防水、防尘设施。

14 防止机网协调事故

14.1 加强发电机与电网密切相关设备管理

14.1.1 发电机及升压站一次设备投入运行时，相关继电保护、安全自动装置、电力调度自动化系统子站设备和电力专用通信设备等应同步投入运行，其各项参数及整定值应满足所接入电网的要求。

14.1.2 机组励磁系统（包括 PSS）和调速系统在参数设置、设备投停、设备改造等方面应制定必要的管理制度和技术措施。

14.1.3 单机容量 200MW 及以上并网机组的高频率、低频率保护，过电压、低电压保护，过激磁保护，失磁保护，失步保护，阻抗保护及振荡解列装置等保护定值应上报调度部门审定。其中发电机低频率保护定值应低于系统低频减载的最低一级定值，发电机低电压保护定值应低于系统(或所在地区)低压减载的最低一级定值。

14.1.4 单机容量 100MW 及以上的火电机组和单机容量 50MW 及以上的水电机组，发电机励磁系统的低励限制、调差率、PSS 等环节的整定值应上报调度部门审定。

14.1.5 火电机组有功出力经济运行区域及水电机组有功出力机组振动区域等参数应上报调度部门备案。

14.1.6 发电厂应按照电网运行要求配备 PMU 及安全自动装置等设备，并实现与调度主站联网。

14.2 完善发电机组参数管理

14.2.1 新建或改造的发电机励磁系统（包括PSS）、调速系统的有关功能、模型、逻辑、定值及参数设定等在供货协议签订前必须经过充分的技术论证，并在投产试验后报调度部门备案。

14.2.2 发电机组励磁系统、调速系统的模型及参数实际测量项目应列入工程验收内容。 14.2.3 新建机组的励磁系统、调速系统数学模型和相应参数应在发电机进入商业化运行前完成实际测量。改造发电机的励磁系统、调速系统数学模型和相应参数应在投入运行后半年内完成实际测量。测量工作应由具有资质的试验单位进行。

14.2.4 发电机组实测的励磁系统、调速系统数学模型和实测参数应上报调度部门和技术监督执行部门审核。发电机的原动机及励磁系统、调速系统数学模型包括：原动机数学模型结构及相关参数；励磁系统类型及工作原理图、励磁系统各环节数学模型或传递函数框图及相关参数的取值范围和换算关系等；调速系统类型及工作原理图、调速系统各环节数学模型或传递函数框图及相关参数的取值范围、一次调频（包括调频死区）的实现逻辑等。 14.3 严格发电机组一次调频管理

14.3.1 并网发电机组应具有一次调频功能，并投入运行。机组退出一次调频功能须报相应调度部门同意。

14.3.1.1 单元制汽轮机发电机组在滑压状态运行时，必须保证调节汽门有部分节流，使之具有额定容量 3%以上的调频能力。

14.3.1.2 水轮发电机组在各种水头条件下运行，机组进水导叶开度均应保留 3%以上的调节能力。

14.3.2 火电机组一次调频的负荷响应滞后时间应不大于 1 秒，负荷响应时间应不大于 15 秒；水头 50 米以上的水电机组，一次调频的负荷响应滞后时间应不大于 4 秒。

14.3.3 汽轮发电机组参与一次调频的负荷变化幅度，正向调频负荷（即发电机负荷增加）应不小于发电机组额定容量的 5%，负向调频负荷不予限制。

14.3.4 汽轮机调速系统的相关性能指标，包括转速不等率、转速迟缓率、转速调节死区等应符合《汽轮机电液调节系统性能验收导则》（DL/T 824—2002）的要求。 14.4 加强发电机组（发电厂）AGC 运行管理

14.4.1 拟并网的 200MW（新建 100MW）及以上火电和燃气机组，40MW 及以上水电机组和抽水蓄能机组应具备 AGC 功能，并参加电网 AGC 运行。

14.4.2 新投产机组的 AGC 功能应在机组移交商业运行的同时投入使用，发电机组 AGC 的性能指标应满足接入电网的相关规定和要求。

14.4.3 对已投运 AGC 的发电机组，在设备重大改造及大修后投入 AGC 运行前，必须经相应调度机构组织系统联合测试。测试前，发电厂应向调度机构提出系统联合测试申请，并提供机组有关现场试验报告。

14.4.4 凡参加 AGC 运行的单位必须保证其设备的正常投入，除紧急情况外，未经调度许可不得将投入 AGC 运行的发电机组（发电厂）擅自退出运行或修改参数。

14.5 加强发电厂母线电压控制及发电机无功出力运行管理

14.5.1 发电厂高压母线电压允许范围应按照相应调度部门下达的电压曲线执行，运行中应及时调整发电机无功出力，确保高压母线电压符合要求。

14.5.2 并网机组应具备进相运行能力。机组进相运行范围应由具有资质的试验单位试验确定，试验过程中发电机应带高压厂用变压器运行。试验结果应报电网调度部门批准。

14.5.3 发电机监控系统和表计应能够监视发电机双向无功功率和功率因数。根据可能的进相深度，当静稳定成为限制进相运行的主要因素时，应具备监视发电机功角的能力。

14.5.4 发电厂升压变压器的分接头宜设置于 1.0－1.1 倍额定电压；厂用变压器的分接头位置应与升压变压器分接头位置相协调，保证发电机无功出力适应从迟相到进相的全部过程。

14.6 发电机非正常及特殊运行方式下的相关要求

14.6.1 新投产的大型汽轮发电机应具备一定的耐受带励磁失步振荡能力。发电机失步保护定值应根据电网具体情况合理确定，既应防止发电机损坏又应减小失步对系统和用户造成的危害。

14.6.2 发电厂应制定完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，并按照有关规定作好保护定值整定。

14.6.2.1 当失步振荡中心在发电机－变压器组内部时，应立即解列发电机。 14.6.2.2 当发电机定子绕组相电流低于三相出口短路电流的 60%～70%时（通常振荡中心在发电机－变压器组外部），发电机应允许失步运行 5～20 个振荡周期。此时应立即增加发电机励磁，同时减少有功出力，切换厂用电，延迟一定时间，争取恢复同步。 14.6.3 发电机失磁异步运行

14.6.3.1 严格控制发电机组失磁异步运行的时间和条件。汽轮发电机应具有一定的失磁异步运行能力，能够维持发电机失磁后短时运行，此时必须根据发电机的相关技术要求快速降负荷。如在规定的时间内不能恢复励磁，机组应与系统解列。

14.6.3.2 发电机失磁后是否允许机组快速减负荷并短时运行，应结合电网和机组实际情况综合考虑。所在电网不允许发电机失磁运行时，发电机失磁保护应投跳闸，失磁保护拒动应立即将发电机解列。

14.6.4 为防止频率异常时发生电网崩溃事故，发电机组应具备必要的频率异常运行能力。发电机组低频保护定值除应满足汽轮机、发电机制造厂有关规定及相关规程外，还应与电网低频减载定值相协调。

15 防止励磁系统事故

15.1 单机容量 100 MW 及以上火力发电机组（含燃汽轮机组）和单机容量 50MW 及以上水轮发电机组应配置 PSS（电力系统稳定器），并根据机组调度管辖范围由相应调度部门管理。 15.2 加强发电机励磁系统基建安装、调试试验管理

15.2.1 励磁系统的 PSS 环节应按照《电力系统稳定器整定试验导则》（Q/GDW-143）完成相应试验。

15.2.2 机组基建投产或大修后，应进行发电机空载和负载阶跃扰动性试验，检查励磁系统动态指标是否达到标准要求。试验前应具备励磁系统启动方案和安全措施。

15.2.3 发电机励磁系统 PSS 装置的定值设定和调整应由具备资质的科研单位或技术监督单位进行（或认可），PSS 的传递函数及最终整定参数应书面报告相关调度部门审批。 15.2.4 机组在并网状态下进行 PSS 试验时，应制定完善的技术方案和安全措施，报相应调度管理部门批准后实施。

15.3 加强励磁系统运行检修管理

15.3.1 修改励磁系统参数必须严格履行审批手续，在书面报告有关部门审批并进行相关试验后，方可执行，严禁随意更改励磁系统参数设置。

15.3.2 并网机组励磁系统应在自动方式下运行。如励磁系统故障或进行试验需退出自动方式，必须及时报告调度部门。

15.3.3 自并励系统中，励磁变压器的铁心温度和表面温度应具有有效的监视手段，并控制其温度在设备允许的范围之内。

15.3.4 保证励磁系统具有良好的工作环境。环境温度不得超过规定要求，滤网应及时进行清理，必要时应采取防尘降温措施。 15.4 强化发电机励磁系统相关技术要求

15.4.1 发电机转子一点接地保护装置原则上应安装于励磁系统柜。如因发电机失磁保护需要,转子正、负极回路已引入发电机保护柜内，转子一点接地保护可安装于发电机保护柜，但应采取必要的安全措施。

15.4.2 励磁系统各限制环节应满足发电机许可的最大工作范围，并与发电机、变压器保护相配合，在发电机、变压器保护动作之前发挥作用。

15.4.3 励磁系统过励磁限制环节应与发电机或变压器的过激磁保护定值相配合，一般具有反时限和定时限特性，宜与发电机和变压器的过激磁特性相匹配。一般情况下，当发电机端电压与运行频率之比（V/f）大于＞1.053～1.11 时，过励磁限制应启动；当发电机频率低于 45Hz时，励磁系统应自动灭磁。

15.4.4 励磁系统如设有定子过压限制环节，应与发电机过压保护定值相配合，该限制环节应在机组保护之前动作。

15.4.5 励磁系统应具有无功调差环节和合理的无功调差系数。接入同一母线的发电机的无功调差系数应基本一致。励磁系统无功调差功能应投入运行。

15.4.6 励磁系统的过励限制（即过励磁电流反时限限制和强励电流瞬时限制）环节的特性应与发电机转子的过负荷能力相一致，并与发电机保护中转子过负荷保护定值相配合。 15.4.7 自并励系统中，励磁变压器不应采取高压熔断器作为保护措施。励磁变压器保护定值应与励磁系统强励能力相配合，防止机组强励时保护误动作。

15.4.8 励磁系统的低励限制应考虑发电机电压影响。低励限制环节应按照发电机和电网许可的进相能力进行整定，并与发电机失磁保护相配合，低励限制应在发电机失磁保护之前动作。

15.4.9 当励磁系统的过励限制、定子过流限制和低励限制控制失效后，相应的发电机保护应完成解列灭磁。

15.4.10 励磁系统基本参数要求

15.4.10.1 励磁系统中整流柜的均流系数应不低于 0.85。 15.4.10.2 励磁系统的灭磁能力应达到国家标准要求，且灭磁装置应具备独立于调节器的灭磁能力。灭磁开关的弧压应满足误强励灭磁的要求。 15.4.11 利用自动控制系统对发电机励磁进行控制时，受控机组励磁系统应置于电压控制模式。

15.4.12 励磁系统二次回路要求

15.4.12.1 励磁系统的二次控制电缆均应采用屏蔽电缆，电缆屏蔽层应可靠接地。

15.4.12.2 两套励磁调节器的电压回路应相互独立,即分别取自机端电压互感器不同的二次绕组。

15.4.13 励磁调节器与励磁变压器不应置于同一场地内。

16 防止继电保护事故

16.1 加强继电保护基建、改造和运行管理

16.1.1 继电保护的选型和配置，必须满足相关规程规定要求，并经相关专业技术管理部门同意。

16.1.2 相关基建和改造工程验收时,验收方应根据有关规程、规定及反措要求制定详细的验收标准。新设备投产时应认真制订保护启动方案，做好事故预想。

16.1.3 建立、健全技术监督体系，实行有效的技术监督管理，并设置专人负责继电保护技术监督工作。

16.1.4 工程初设审查、设备选型、设计、安装、调试、运行维护等阶段，必须实施继电保护技术监督。

16.1.5 严格执行工作票制度和二次工作安全措施票制度，防止发生继电保护“三误”事故。 16.1.6 加强继电保护专业人员岗位培训，制定和落实继电保护专业人员年度培训计划，并认真加以考核。

16.2 继电保护配置的基本要求

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