8.3.4.1 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。
8.3.4.2 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。
8.3.4.3 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。
8.4 防止热工保护拒动
8.4.1 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。
8.4.2 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。
8.4.3 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。
8.4.4 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。
8.4.5 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。
8.4.6 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
24
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。 8.5 防止热工保护误动
8.5.1 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。
8.5.2 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。
8.5.3 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。
8.5.4 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。
8.5.5 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。
8.5.6 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。
8.5.7 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。 8.5.8 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。
8.5.9 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。 9防止机网协调事故
9.1 加强发电机与电网密切相关设备管理
9.1.1 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。
25
9.1.2 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。
9.1.3 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。
9.1.4 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。
9.1.5 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。
9.1.6 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。 9.2 完善发电机组参数管理
9.2.1 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。
9.2.2 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。
9.2.3 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。
9.2.4 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
26
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。 9.3 严格发电机组一次调频管理
9.3.1 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。
9.3.1.1 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。
9.3.1.2 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。
9.3.2 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。 9.3.3 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。
9.3.4 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。 9.4 加强发电机组（发电厂）AGC 运行管理
9.4.1 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。
9.4.2 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。
9.4.3 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。
27
9.4.4 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。
9.5 加强发电厂母线电压控制及发电机无功出力运行管理 9.5.1 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。
9.5.2 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。 9.5.3 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。
9.5.4 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。
9.6 发电机非正常及特殊运行方式下的相关要求
9.6.1 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。
9.6.2 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。
9.6.2.1 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。
9.6.2.2 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。
9.6.3 发电机失磁异步运行
28