前言
1 发电机励磁系统和PSS
1．1 风险类案例
1．1．1 励磁调节器PID模型参数的计算
1．1．2 发电机空载阶跃数据的分析
1．1．3 整流柜均流系数的计算及整流柜数量的配置选择
1．1．4 根据机组强励时的励磁电流曲线，确定过励限制定值是否合理满足要求
1．1．5 PSS试验工况及PSS整定参数的分析
1．1．6 励磁系统有补偿特性的数据分析
1．1．7 PSS反调特性的数据分析
1．1．8 调差系数极性设置错误且过大，造成AVC调节速度慢
1．2 事故类案例
1．2．1 运行调节器故障无法报警和切换，引起机组失磁跳闸
1．2．2 灭磁开关无法开断故障电流，引起发电机事故扩大
1．2．3 雷击引起励磁调节器双TV故障，导致发电机误强励
1．2．4 PSS内部缺省参数未经入网检测，造成发电机有功波动
1．2．5 PSS-1A反调过大，引起发电机过励磁保护动作
1．2．6 PSS-1A反调过大，引起发电机失磁保护动作
1．2．7 PSS-2A转速测量异常，引起发电机有功功率振荡
1．2．8 双套调节器调差参数设置不一致，通道切换过程中导致发电机跳闸
1．2．9 调差系数极性设置错误，引起机组过负荷跳闸
2 原动机及调速系统
2．1 风险类案例
2．1．1 调门流量非线性对机组涉网特性的影响分析
2．1．2 不等率设置函数的机理分析
2．1．3 典型调速系统现场试验数据分析和技术要求
2．1．4 机组调速系统模型参数校核和影响分析
2．1．5 基于现场试验数据的燃机涉网模型参数辨识分析
2．1．6 燃机调速系统试验技术指标要求
2．1．7 水轮机调速系统现场试验的数据分析
2．1．8 机组调速系统参数对机组低频振荡的作用分析
2．1．9 水电机组调速系统的负阻尼特性分析
2．1．10 机组甩负荷过程特征参数的计算分析
2．2 事故类案例
2．2．1 调速系统功率控制回路设置不合理引起机组脱网事故
3 一次调频
3．1 风险类案例
3．1．1 燃煤机组不同一次调频设计方案的控制效果分析
3．1．2 燃煤机组一次调频设计方案及试验性能指标分析
3．1．3 燃煤机组一次调频指令与AGC指令的优先权设置
3．1．4 燃煤机组一次调频试验动态性能指标分析
3．1．5 燃煤机组一次调频死区及调频限幅设置不合理
3．1．6 燃煤机组一次调频试验参数评价
3．1．7 燃气一蒸汽联合循环机组实际转速不等率的指标要求
3．1．8 水电机组一次调频与AGC协调性试验要求
3．1．9 水电机组一次调频性能综合参数分析
3．1．10 水电机组一次调频阶跃响应参数分析
3．1．11 水电机组的转速死区精度要求
3．1．12 水电机组大网（小网）自动进入孤网运行影响因素分析
3．2 事故类案例
3．2．1 DEH功能块执行步序不合理导致机组非计划停运
3．2．2 未开展火电机组一次调频静态试验导致调节性能异常
3．2．3 修改机组一次调频逻辑死区导致负荷频繁波动
3．2．4 汽轮机调门特性参数与一次调频功能不匹配导致跳机事故
3．2．5 水轮机主接力器的位移反馈故障导致负荷波动
3．2．6 水电机组永态转差系数等参数异常导致负荷波动
4 AGC和AVC
4．1 风险类案例
4．1．1 调度和机组之间的AGC通信品质不达标
4．1．2 AGC信号未设置死区造成机组运行参数波动
4．1．3 基于AGC负荷响应曲线的AGC性能指标分析
4．1．4 机组AGC调节速率和稳态调节品质不合格
4．1．5 AGC远动通信信号品质不达标
4．1．6 AVC执行单元信号输出故障导致AVC数据异常和无功偏差大
4．1．7 AVC调节速率低导致负荷高峰时AVC合格率不达标
4．1．8 AVC调节数据的分析
4．2 事故类案例
4．2．1 功率变送器故障导致AGC功率异常波动
4．2．2 电网AGC超调引起频率波动
5 发电机进相、辅机及其他
5．1 风险类案例
5．1．1 进相限制条件及能力要求
5．1．2 发电机设计的进相能力不满足要求
5．1．3 进相能力、低励限制、失磁保护的配合关系
5．1．4 进相试验计算
5．1．5 新型调相机的运行
5．1．6 辅机穿越能力分析
5．2 事故类案例
5．2．1 失磁保护整定错误致进相试验时跳机
5．2．2 低压辅机穿越能力不足致机组停机
5．2．3 中压辅机穿越能力不足致机组停机
5．2．4 开关拒动致发电机损坏
5．2．5 变压器励磁涌流致差动保护误动
5．2．6 交流串入直流引起断路器误跳，机组停机
5．2．7 直流电源性能缺陷致全厂停电
5．2．8 试验TA与二次回路未隔离致发电机变压器组保护误动，机组停机
5．2．9 厂内电气设备故障致机组停机
6 新能源
6．1 风险类案例
6．1．1 风电场无功容量配置
6．1．2 风电场无功电压控制性能
6．1．3 光伏电站故障解列装置保护定值配置
6．1．4 光伏电站有功功率控制性能
6．1．5 风火打捆电源接入弱送端电网次同步振荡风险
6．2 事故类案例
6．2．1 电网故障导致风电机组低电压脱网
6．2．2 低温天气下风电功率预测偏差过大
6．2．3 大规模风电经串补输电系统送出的次同步谐振事故
6．2．4 无功电压控制性能不合格导致风电场高电压脱网事故
6．2．5 “4·17”相间故障导致风电场高、低电压脱网事故
6．2．6 “9·9”单相故障导致风电场脱网事故
6．2．7 “11·3”AVC调节策略不合理导致风电场脱网事故
7 电网运行方式
7．1 风险类案例
7．1．1 多直流大受端电网频率/电压调节能力不足风险
7．1．2 直流闭锁冲击弱交流区域联络线运行风险
7．1．3 风电高渗透高比例直流外送系统抗扰性不足风险
7．1．4 风火打捆弱送端直流故障引发交流连锁故障风险
7．1．5 水电汇集多直流弱送端电网频率稳定风险
7．1．6 甲省电网“9·26”大面积停电事故
7．2 事故类案例
7．2．1 某电网“11·7”因自备系统擅自并网引发功率振荡
7．2．2 某区域电网“9·19”特高压直流闭锁事故
7．2．3 北美WECC1996年“8·10”大停电事故
7．2．4 美国、加拿大2003年“8·14”大停电事故
7．2．5 巴西2011年“2·4”大停电事故
7．2．6 巴西2018年“3·21”大停电事故
8 继电保护和安全自动装置
8．1 风险类案例
8．1．1 发电机频率异常保护动作延时整定不正确
8．1．2 发电机频率异常保护出口方式整定不正确
8．1．3 机组过电压保护和过励磁保护整定不正确
8．1．4 主变压器过励磁保护定值整定不正确引发告警
8．1．5 机组过励磁限制整定过低束缚机组过励能力
8．1．6 机组转子过负荷保护整定值超过机组能力
8．1．7 转子过负荷保护、过励磁限制及保护配置及整定不正确
8．1．8 转子过负荷保护、过励磁限制及保护延时整定不正确
8．1．9 机组定子过负荷保护、定子过流限制整定不正确
8．1．10 机组失磁保护动作延时及出口方式整定不正确
8．1．11 机组失步保护定值整定不正确
8．1．12 特高压直流近区发生断路器拒动或死区故障引起送、受端电网失稳风险
8．1．13 直流电源系统故障导致升压站单套保护运行风险
8．2 事故类案例
8．2．1 机组低频保护整定不正确且与电网低频减载不配合
8．2．2 发电机变压器组过励磁保护和励磁调节器伏赫兹限制整定不配合
8．2．3 机组过励磁保护元件采样错误导致误动
8．2．4 主变压器过励磁保护软件参数设置错误导致误动作
8．2．5 过励限制及保护与转子绕组过负荷保护延时整定不配合
8．2．6 发电机变压器组失磁保护和励磁调节器低励限制整定不配合
8．2．7 低励限制与失磁保护定值不配合，引起机组跳闸
8．2．8 电厂通信电源运维不规范、UPS电源配置不正确
8．2．9 升压站保护误整定和安控装置拒动引起电网事故
8．2．10 站用直流消失导致电厂升压站全站保护拒动事故
8．2．11 交流串入直流回路造成2台机组跳闸事故
8．2．12 合并单元内部参数错误导致多套保护误动和并网机组跳闸事故
8．2．13 保护压板操作顺序不正确导致升压站母线失电事故
8．2．14 光纤通道交叉导致电厂送出线路N-2跳闸事故
9 自动化和通信系统
9．1 风险类案例
9．1．1 绝缘纸安装错误造成UPS电源故障
9．1．2 换流站调试过程不规范导致异常访问
9．1．3 电厂远动机感染病毒导致异常访问
9．1．4 风电场外部设备违规接入导致异常访问
9．1．5 光伏电站内部交换机违规接入互联网
9．1．6 单一光缆故障造成8条以上线路保护通道中断风险
9．1．7 交流接线有误导致场站通信设备掉电风险
9．1．8 调度台工控机电话卡故障引起的调度电话业务中断风险
9．1．9 路由器版本缺陷引起场站调度数据网业务中断风险
9．2 事故类案例
9．2．1 在业务服务器上违规操作导致调度自动化系统运行异常
9．2．2 交换机故障造成调度自动化系统运行异常
9．2．3 场站通信电源系统交流接触器故障导致全站停运事故
9．2．4 线路光缆接头盒设计缺陷导致光缆中断事故
9．2．5 场站OPGW光缆引下部分因感应电灼伤引起光缆断芯事故
9．2．6 传输设备控制盘故障导致设备承载业务中断事故
9．2．7 线路光缆由于接头盒松动导致光缆纤芯中断事故
9．2．8 场站通信电源蓄电池实际容量严重不足导致全站单套保护运行事故
鄂公网安备 42010302001612号 