T/EPIAJL 14-2024 火储协同应急控制系统技术导则

ICS 29.100
CCS F 21
吉林省电力行业协会团体标准
T/EPIAJL 14—2024
火储协同应急控制系统技术导则
Technical guide for power plant emergency control systems with heat storage boilers
2024 - 11 - 05 发布2024 - 11 - 15 实施
吉林省电力行业协会 发布

目次
前言...................................................................................................................................................................... II
1 范围.................................................................................................................................................................... 1
2 规范性引用文件................................................................................................................................................ 1
3 术语和定义........................................................................................................................................................ 1
4 总体要求............................................................................................................................................................. 2
4.1 火储协同应急控制系统运行目标.................................................................................................................2
4.2 对火储协同应急控制系统的考核指标........................................................................................................3
4.3 火电厂应具备的条件.................................................................................................................................... 3
5 系统概述............................................................................................................................................................ 3
5.1 系统架构........................................................................................................................................................ 3
5.2 装置功能定义................................................................................................................................................ 3
6 功能要求............................................................................................................................................................ 4
6.1 孤网识别和主动解列控制要求.....................................................................................................................4
6.2 安全稳定控制装置快速投切控制要求.........................................................................................................4
6.3 孤网后控制模式切换要求.............................................................................................................................5
6.4 火储快速协同功率调节控制要求.................................................................................................................5
6.5 火电机组协控指令执行要求.........................................................................................................................6
6.6 蓄热电锅炉协控指令执行要求.....................................................................................................................6
6.7 准同期并网控制要求.................................................................................................................................... 6
6.8 广域动态同步监测要求................................................................................................................................7
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II
前言
本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定
起草。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。
本文件由国网吉林省电力有限公司电力科学研究院提出。
本文件由吉林省电力行业协会归口。
本文件起草单位：国网吉林省电力有限公司电力科学研究院、国网吉林省电力有限公司、北京四方
继保工程技术有限公司、华能长春热电有限公司。
本文件主要起草人：李德鑫、付小标、傅吉悦、田春光、吕项羽、曲绍杰、庄冠群、宋晓喆、段刚、
余锐、王佳蕊、王伟、张海锋、李成钢、王松寒、刘亚东、高重晖、司瑞才、高松、李佳、王忠言、侍
哲、于非桐、付宇泽、张懿夫、张家郡、孟祥东、张钰、陈宇、赵春明和郭宏雨。
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火储协同应急控制系统技术导则
1 范围
本文件适用于接入公共电网，在电厂解网后具有提供黑启动服务或者其它连续运行需求的具有蓄
热电锅炉的火电厂。
本文件规定了对火电厂中火储协同应急控制系统的总体要求、系统概述以及各功能模块的技术要
求，包括孤网识别和主动解列控制要求、安全稳定控制装置快速投切控制要求、孤网后控制模式切换要
求、火储快速协同功率调节控制要求、火电机组协控指令执行要求、蓄热电锅炉协控指令执行要求、准
同期并网控制要求、广域动态同步监测要求。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，
仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本
文件。
GB/T 12325 电能质量供电电压偏差
GB/T 15945 电能质量电力系统频率偏差
GB/T 30370 火力发电机组一次调频试验及性能验收导则
GB/T 38755 电力系统安全稳定导则
GB/T 40594 电力系统网源协调技术导则
DL/T 338 并网运行汽轮机调节系统技术监督导则
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1 蓄热电锅炉electric boiler for heat storage
利用电能将蓄热体（包含水蓄热和固体蓄热）加热到一定的温度实现建筑物供暖的设备。
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3.2 电网应急控制power system emergency control
在电力系统发生严重故障，导致电网电压、频率、功率严重越限，或者大幅度振荡，以至于解列的
情况下，所采取的电力系统安全稳定控制措施。
4 总体要求
4.1 火储协同应急控制系统运行目标
当火电厂因电网事故解列情况下，包括联络线远端断路器跳闸或者上级变电站故障，通过运行火储
协同应急系统应达到以下目标：
4.1.1 能够快速、准确判断孤网事件，主动解列。
4.1.2 通过对火电机组和蓄热电锅炉的快速调节实现孤网后的频率控制模式切换。
4.1.3 维持火电厂频率、电压持续安全稳定运行，尽可能多地保留发电机为电网提供黑启动能力。
4.1.4 自动判断电网恢复后，能够通过准同期控制实现事故后的不停电重新并网，减少并网冲击。
4.2 对火储协同应急控制系统的考核指标
4.2.1 电厂解列进入孤网运行的切换阶段频率应满足GB/T 38755 的电力系统稳定的要求，最大波动不
超过±1.5Hz，不触发稳控装置动作。
4.2.2 孤网运行后系统应满足GB/T 15945 对频率的运行要求，频率在20s 内稳定到50±0.2Hz 以内；
负荷电压波动范围应满足GB/T 12325 的规定。
4.2.3 在电网故障清除后，实现机组不停电同期并网。
4.3 火电厂应具备的条件
4.3.1 火储协同应急控制系统需要各发电机组DEH 解除对AGC 功率指令的限速。
4.3.2 火电机组的一次调频快速功率响应能力至少应满足GB/T 30370 和GB/T 40594 的要求。
4.3.3 机组进入孤岛运行，为了应对机组快速减负荷时的主蒸汽压力超限的问题，应配置可靠并能够快
速开启的旁路系统,应满足DL/T 338 的基本规定。
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4.3.4 机组因并网线故障进入孤网运行后，给煤、给水、燃烧等应切换至预设的应急状态下控制策略，
以实现快速降负荷功能。
4.3.5 火储协同应急控制系统在全厂或局部断电的情况下，工作时长应不少于2 小时。火储协同应急控
制系统的供电宜采用双路独立高可靠性电源输入的设计，一路UPS 电源和一路保安段电源，内部采用双
路24V/48V 供电的模式。
5 系统概述
5.1 系统架构
火储协同应急控制系统由以下部分组成：安全稳定控制主站、火储协同应急控制主站、火电机组协
控子站、蓄热电锅炉协控子站、同期并网装置、相量数据毫秒级同步采集装置、广域动态同步监测系统。
典型架构见图1。
图1 火储协同应急控制系统典型架构图
5.2 装置功能定义
5.2.1 安全稳定控制主站负责完成孤网的判断，主动断开火电厂联网断路器，将火储协同应急控制主站
的控制模式切换到孤网运行模式，通过切除发电机或投运蓄热电锅炉，将功率不平衡量控制到剩余发电
机和电锅炉通过快速调节可实现稳定的范围之内。
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5.2.2 火储协同应急控制主站实现对火电机组、蓄热电锅炉、同期并网装置的集中协同控制。通过对火
电机组、蓄热电锅炉的运行模式切换和功率调节控制，达到以下控制目标：
a）并网转孤网过程中以及孤网运行期间的快速功率平衡、频率稳定和电压稳定。
b）在同期并网期间，通过各机组的协同调节快速满足准同期并网条件，并完成并网。
5.2.3 火电机组协控子站根据协同控制主站的指令进行控制模式切换，校核并执行协同控制主站的
10ms 周期的功率指令。
5.2.4 蓄热电锅炉协控子站执行协同控制主站的10ms 周期的功率指令，并实现蓄热电锅炉的恢复控制。
5.2.5 同期并网装置用于孤网运行电厂在电网故障清除并恢复稳定的情况下，执行协同应急控制系统下
发的准同期合闸指令。
5.2.6 相量数据毫秒级同步采集装置和广域动态同步监测系统，基于控制用PMU 实现对机组电压、电流、
频率、功率等电气量，以及机组主蒸汽压力、调节级压力、高调门开度等主要热工参数的实时动态同步
测量，对电网的各种瞬时扰动和故障进行同步动态监测、记录和告警，包括电网远端故障发现，对隐性
故障提前判断、定位、告警，避免故障扩大。
6 功能要求
6.1 孤网识别和主动解列控制要求
6.1.1 孤网识别和主动解列控制在安全稳定控制主站实现。应能够通过毫秒级周期实测并网联络线的频
率和功率实现对各种崩溃模式的判断功能，包括本侧断路器开断、对侧断路器开断、上级变电站故障导
致的局域孤网，以及电网整体的频率崩溃。
6.1.2 在判断出区域电网已解列，或者需要主动与电网解列后，应向电厂联络线断路器发跳闸信号，确
保与外网隔离。
6.2 安全稳定控制装置快速投切控制要求
6.2.1 电厂解网后，当损失的负荷大于当前在运行机组额定功率的10%时，将蓄热电锅炉在200ms 内投
入运行；
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6.2.2 电厂解网后，当外送功率超过本地蓄热电锅炉和负荷功率的量大于运行机组额定功率的10%时，
利用稳控系统切除部分发电机组。
6.2.3 孤网运行期间，当出现某台发电机组非计划停机时，为了保证火储协同应急控制主站能快速恢复
发、供电功率平衡，维持频率波动不越限，稳控主站装置应根据预设策略切除部分用电负荷。
6.2.4 当现有控制措施没有将频率、电压维持到安全范围内时，安全稳定控制主站采用高频切机，低频
减载，以及切电容器等策略将频率、电压恢复到火储协同控制主站的调节范围内。
6.3 孤网后控制模式切换要求
6.3.1 孤网后，火储协同应急控制主站将保留的各发电机组汽轮机DEH 的运行模式由阀位控制/功率控
制切换成一次、二次调频控制模式，励磁系统保持电压控制模式，实时接收并执行协同控制主站10ms
级周期的有功、无功指令。
6.3.2 孤网后，火储协同应急控制主站向蓄热电锅炉协控子站发指令，使其运行于跟踪主站功率指令的
模式。
6.4 火储快速协同功率调节控制要求
6.4.1 孤网后，火储协同应急控制主站根据稳控系统频率和电压偏差计算有功和无功调节量，在各台发
电机组以及蓄热电锅炉间进行分配，进行一次、二次调频及蓄热电锅炉功率控制，维持系统频率、电压
及供汽压力的稳定。
6.4.2 当出现某台发电机组非计划停机故障，由火储协同应急控制主站协调其他机组快速提升出力，协
调减温减压器维持供热压力。
6.4.3 在孤网运行期间，当负荷突降超过当前在运行火电机组额定容量的8%时，并且频率满足上升判
据，投入相应的蓄热电锅炉以平缓负荷突变，保持电网频率在安全运行范围。
6.4.4 火电厂解列瞬间，当火储协同控制主站预测管道蒸汽压力变化将超过设定的PCV 阀预设动作值时，
控制协同控制子站打开相应数量的PCV 阀。当管道蒸汽压力恢复到设定值以下后，由PCV 阀自动执行关
闭。
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6.4.5 火电厂解列瞬间，火储协同控制主站计算各火电机组承担的功率突变量，根据功率突变量，火储
协同控制主站预测相应机组的PCV 阀不能将管道蒸汽压力降到设定的安全值以下；则自动启动汽轮机旁
路控制，根据蒸汽压力加速度变化值或者旁路阀预开曲线，快速开启旁路阀，消耗锅炉多余蒸汽。
6.4.6 OPC 控制逻辑：火电厂解网后，当在线机组数大于2 台时，按照各机组自身设定的逻辑对OPC 进
行控制；当在线机组数小于等于2 台时，闭锁各机组OPC 动作逻辑，以避免振荡。
6.5 火电机组协控指令执行要求
6.5.1 火储协同应急控制主站的指令通过UDP Modbus 等毫秒级延时通信协议和通道下发给火电机组协
控子站。
6.5.2 火电机组协控子站实现机组信息的采集，包括功率、转速、主汽压力、调节级压力，其中实时性
高的量测不能从DCS 转发，应直接从DEH 或变送器获得。
6.5.3 火电机组协控子站接收主站功率设定值、PCV 阀和旁路开启指令。依据汽机量测反映的实际工况，
对主站功率指令进行校核和分配后，通过4-20mA 硬接线将功率指令传送给火电机组的DEH；将PCV 阀
和旁路开启信号传送给PCV 阀和旁路控制装置。
6.5.4 火电机组协控子站接收到主站下发的OPC 动作闭锁信号后，将OPC 动作值设置为略小于火电机组
机械超速保护（110%）的数值，建议设置为108%。
6.6 蓄热电锅炉协控指令执行要求
6.6.1 蓄热电锅炉协控子站接收火储协同应急控制主站下发的控制指令，包括有功指令或者投退指令。
6.6.2 蓄热电锅炉协控子站通过本站母线量测感知孤网频率和电压，当孤网频率在50±0.1Hz 范围内,
电压在GB/T 12325 规定的安全范围内超过设定时长（建议取1 分钟），表明孤网已经平稳，蓄热电锅
炉协控子站以每分钟不超过在运行发电机额定容量2%的速度将蓄热电锅炉功率恢复到0 或者执行期望
的供热需求。
6.7 准同期并网控制要求
6.7.1 火储协同应急控制主站监测到联网断路器两侧频率和电压均恢复稳定，并持续足够长时间后，进
入同期并网调节控制。
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6.7.2 火储协同应急控制主站通过对发电机组有功、无功的调节控制，减少联网断路器两侧电压的相角
差。
6.7.3 当频差小于0.2Hz、电压幅值差小于0.05pu，相角差小于2°时，向同期合闸装置发送合闸指令，
实现联络断路器的准同期合闸。
6.8 广域动态同步监测要求
6.8.1 利用控制用PMU 装置，以10ms 周期实时快速监测区域电网主要运行数据，测量量包括联络线出
口、发电机组出口、主变中低压侧、重要负荷的电压相量、电流相量、序分量、功率和频率。
6.8.2 通过对动态数据的分析得到电网中存在的功率突变量，判断频率、电压的变化趋势。
6.8.3 发电机、锅炉、汽机参数的实时同步快速采集使得应急协控系统及时获取发电机的出力变化趋势
和调节裕度信息。
6.8.4 采集数据同步上送监视后台，对电网发生的晃电、短路、越限、振荡、解列等扰动给出告警，使
运行人员及时掌控区域电网的动态变化过程。