售后服务福建省并网发电厂辅助服务若干重要问题研究最全版.docx
《售后服务福建省并网发电厂辅助服务若干重要问题研究最全版.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《售后服务福建省并网发电厂辅助服务若干重要问题研究最全版.docx（107页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
售后服务福建省并网发电厂辅助服务若干重要问题研究最全版
（售后服务）福建省并网发电厂辅助服务若干重要问题研究
福建省并网发电厂
辅助服务若干重要问题研究
课题研究组
2008年5月
课题研究单位和成员名单如下：
福州电监办：
张建平、阮庆洪、郑锋、刘平凡
福建省物价局：
林炜锋
福建省电力公司：
许新生、杨正、林世友、方日升、陈志、
陈卫东、朱少林
福建水口水力发电有限公司：
颜艺峰、林敏、林友伟
华能福州电厂：
赵东明、郑健敏
华电福建公司：
陈晶华
华电棉花滩水电厂：
黄耀盛
福州大学：
温步瀛、江岳文、林建新、刘文许、郭永丽、冯学敏
前言
随着我国电力工业体制改革的深化和发展，目前已形成了发电厂和输电网分开的生产运行和经营管理模式。
在发电侧已引入了多渠道投资办电的竞争机制，从而带动了整个电力工业的新发展。
辅助服务是指为了维护电力系统的安全稳定运行和保证电能质量所必须的服务。
在传统的运行机制下，辅助服务的供给、获取由调度机构以指令方式安排，电价体系中没有单独制定辅助服务费用标准，没有单独结算机制，发电企业提供辅助服务做为规定的义务和责任。
国务院2007年53号文件明确了《节能发电调度办法（试行）》是一项制度性改革，开展节能发电调度，减少能源消耗和污染物排放，从而可推动国民经济又快又好发展，为了保证节能发电调度办法能够实施，需要研究发电计划组合方式变化后的辅助服务安排问题，办法明确要求建立与之适应的辅助服务补偿机制。
国家电力监管委员会制定《电力市场基本准则》规定辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。
基本辅助服务是电力市场主体应当无偿提供的辅助服务。
有偿辅助服务是电力市场主体在基本辅助服务之外提供的其它辅助服务。
有偿辅助服务在电力市场建设初期采取补偿机制，电力市场健全以后实行竞争机制。
在电力生产过程中，各发电厂的装机容量、调节性能和在电网中的地位等方面存在着差异，并非所有的发电厂都能保质保量按需提供相应份额和相同质量的辅助服务，辅助服务发生成本也有差异。
因此，迫切要求需要有一定的激励机制来保护提供者的利益和长期提供的积极性。
为了建立公平竞争环境，维护市场秩序，发电企业合理地分配和调用辅助服务，利用经济手段管理辅助服务是必要的。
国内电力生产实际运行过程和国外电力市场化建设实践说明，辅助服务与能量市场存在耦合关系，相对于电能的能量管理而言，辅助服务本身、不同辅助服务之间、辅助服务与电能市场之间的关系更加复杂，建立符合中国国情的辅助服务的管理制度是保证电网能安全、可靠运行必然要求。
同时，辅助服务的地域性特征很明显，国外电力市场采用区域模式下辅助服务供应的分级协作模式也说明需要研究我省辅助服务特殊性问题。
本报告根据福建省的实际情况，对辅助服务的现状与存在的问题、成本、需求、供应能力、补偿机制和所需要协调的关系等重要问题进行深入的分析和研究。
力求提高电力企业和电网调度机构对辅助服务的认识，并为政府制定相关的政策提供参考。
一、研究的必要性
1、需要研究的重要问题
辅助服务是指为了维护电力系统的安全稳定运行和保证电能质量所必须的服务。
其主要内容包括一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑启动等服务。
辅助服务本身不是新的技术，并非由于电力市场的出现才提出辅助服务问题，而是在以往的电力系统运行管理模式下，辅助服务问题一直未引起足够得重视，不能体现其应有的价值。
在发电、输电和配电都属于同一家电力公司统一管辖的模式下，发电厂提供电能和辅助服务是由系统调度员统一安排的，忽视了对各种辅助服务进行单独核算和补偿问题。
然而在厂网分开、产权多元化和市场竞争的环境下，为了体现发电厂间的公平竞争和优质优价，就必须对辅助服务进行成本分析、合理付费、以及逐步建立完善的辅助服务市场体系。
国内外电力系统运行实践表明不同的系统有不同的辅助服务需求和不同的提供方式，因此需要根据我省的实际情况，对辅助服务的现状与存在的问题、成本、需求、供应能力、补偿机制和所需要协调的关系等重要问题进行深入的分析和研究。
力求提高电力企业和电网调度机构对辅助服务的认识，并为政府制定相关的政策提供参考。
2、调动各方的积极性和维护市场公平的需要
随着我国电力工业管理体制改革的深化和发展，目前已形成了发电厂和输电网分开的生产运行和经营管理模式。
目前，我国已形成了由五大发电集团、地方电力公司、外商独资、股份制、地方民营等多家办电的局面，有效地缓解了电力供需矛盾，为国民经济的快速发展起到了重要的保障作用。
但是，在社会主义市场经济体制的大环境下，由于产权多元化必然造成利益主体多元化，在这种情况下如何公平与公正地协调平衡好各方的利益就成为一个非常重要的问题。
根据国家电力监管委员会制定的《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，其规定了所有的并网发电厂都有义务和责任提供辅助服务。
但在目前的市场环境下发电厂都是独立的经济实体，各种辅助服务都是有成本的，势必影响电厂的效益。
因此，需要对提供辅助服务的供需情况和补偿机制等问题进一步研究，需要一定的机制来激励提供者和确保他们有足够的收益。
党的十七大报告中明确指出需要进一步完善基本经济制度，健全现代市场体系，需要充分发挥市场的基础性调节作用，加快形成统一开放竞争有序的现代市场体系，需要发展与完善反映市场供求关系的资源价格形成机制。
辅助服务是发电市场的重要组成部分，需要引入补偿和竞争机制才能协调平衡好各方的利益。
3、节能发电调度的需要
国务院国办发[2007]53号文件明确了《节能发电调度办法（试行）》是一项制度性改革，要改革现行发电调度方式，开展节能发电调度（即改变当前平均分配发电量的调度方式为按能耗水平由低到高排序安排发电的调度方式），减少能源消耗和污染物排放，从而推动国民经济快速发展。
节能发电调度的基本原则是以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提，以节能、环保为目标，通过对各类发电机组按能耗和污染物排放水平排序，以分省排序、区域内优化、区域间协调的方式，实施优化调度，并与电力市场建设工作相结合，充分发挥电力市场的作用，努力做到单位电能生产中能耗和污染物排放最少。
节能发电调度对电网的安全稳定运行提出了更高的要求。
因此，要求所有并网运行的发电机组均有义务按照调度指令参与电力系统的调频、调峰和备用等辅助服务，这将影响发电厂的经济性。
因此迫切需要进行辅助服务的补偿机制的配套政策研究。
4、保证电网安全稳定运行的需要
我省截止2007年底总装机容量为23970MW，其中水电装机9797MW，占全省装机容量的40.9%；火电装机13939MW，占全省装机容量的58.2%；风电装机234MW，占全省装机容量的1.0%。
全省水电由直调水电和非直调水电二部分组成。
其中直调水电装机容量4701MW，占全省装机19.6%，其中具有年调节及以上性能的约697MW，占全省直调水电装机容量的14.8%；不完全年调节电站700MW，占全省直调水电装机容量的14.9%；季调节性能的有515MW，占全省直调水电装机容量的11.0%；水口水电厂1400MW属于不完全季调节性能，其余大部分均为径流或日调节的水电。
非直调水电装机5096MW，占全省装机容量的21.3%，占全省水电装机容量的52.0%。
水电的出力又具有季节分明的特性，在丰水汛期，装机为有效出力，而枯水期，很多小水电成为无效装机。
此外，日负荷不均衡，峰谷差较大。
2007年度全省发电最高负荷为17500MW，与上一年15590MW同比增长12.3%，全省最高用电负荷为16310MW，与上一年14410MW同比增长13.2%。
2007年度全省日最大峰谷差为5655MW，同比增长2.3%。
同时，电网网架结构还存在不合理和输送容量还受到约束等情况，山区水灾多发，沿海又常受台风的影响。
与华东的联络线路较长，抗灾害能力较弱。
因此，必需要有一定的发电备用容量和调频、调峰容量，也需要增加发电厂和变电站的无功补偿程度。
由于上述各因素的存在，也给电网调度运行人员造成很大的工作压力。
迫切需要各发电厂能够积极提供相应的和充足的辅助服务，确保电力系统安全运行和为用户提供优质的电能服务。
虽然《华东区域发电厂并网运行管理规定实施细则》（待发布）明确规定各发电厂的责任和义务，但是各发电厂的装机容量和调节性能以及运行管理等方面都存在着差异，并非所有的发电厂都能保质保量按需提供相应份额的辅助服务。
目前的辅助服务管理考核办法简单，虽然在一定程度上给予提供者奖惩。
但它是基于统一的上网电价给予补偿或惩罚，而没有考虑提供者成本的差异、辅助服务本身质量和贡献大小的差异等问题。
因此需要对辅助服务补偿机制等问题进一步研究。
二、辅助服务成本产生的原因分析
辅助服务包括一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑启动等服务，其运行成本产生的原因分析如下：
1、调频
发电机组的调频是通过调整其出力以满足随机或突发负荷波动的需要，维持系统频率为规定值。
一般实现频率调整有两种重要措施：
即一次调频和二次调频。
（1）一次调频
一次调频是指当电力系统频率偏离目标时，发电机组通过调速系统的自动反应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。
一次调频是发电机组的自然属性，并网运行的机组都要满足相应的调频响应技术要求。
（2）自动发电控制（AGC）
自动发电控制（AGC）是指发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度交易机构下发的指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率在规定的范围内的服务。
我省目前AGC机组直接由省中调控制是以控制区域偏差ACE过零和CPS1、CPS2、CPS30等CPS指标达到最优为目标，实际运行中系统频率变化时，AGC机组对调频的作用贡献很大，这种调节作用尽管时间短或调幅不大，但其对系统的电能质量和维持系统安全稳定起着至关重要的作用。
不同的机组其AGC性能不同，同时在系统运行中被调用的概率相差很大，其服务成本也就不一样，主要体现在以下几个方面：
①机组提供AGC服务造成不经济运行
由于二次调频的需要使机组不能满负荷运行，需要有一定的AGC上、下调节容量空间，而机组是在额定出力工况下单耗水平最低，因此机组提供AGC服务造成不经济运行，从而增加了运行成本。
②机组提供AGC服务需增加调频控制系统的附加成本
由于系统二次调频的需要，机组就要加装AGC装置，AGC控制系统分为厂控控制系统和中调控控制系统。
AGC功能需增加控制系统设备及控制软件以及投资通向中调的控制通道，从而增加机组设备投资费用。
③机组提供AGC服务影响设备寿命
机组AGC装置的快速、频繁启动，机组负荷的紧急调整，对机组本身也造成了伤害，主要表现在：
压油装置的启停太频繁，油泵系统的故障率就增大，对调速器的影响更大；运行工况变化范围大，常在低负荷区（非稳定工况）运行，造成机组振、摆度变大；导叶/浆叶来回调节频繁，导致浆叶受油器衬套及铜瓦磨损厉害，发生串油、漏油现象，也使机组负荷调节灵敏度下降；负荷变化幅度大，调节速度快，工况频繁变化造成转轮金属应力幅值变化，使金属材料较早产生“疲劳”。
表2-1所示为棉花滩电厂1号机组出现的健康问题，其它三台机组的情况类同。
AGC频繁调节是影响机组健康的原因之一，有可能增加机组的检修、维护费用。
表2-1棉花滩电厂1号机组AGC使用后可能出现的健康问题
发现时间
叶片号
裂纹程度（mm）
裂纹性质
裂纹位置
运行间隔
时间（h）
第一次（2003-3-21）
＃3
18
贯穿性
出水边与上冠结合根部靠近泄水锥
2787
＃4
10（深度5mm）
表面裂纹
出水边与上冠结合根部靠近泄水锥
＃6
5（深度3mm）
表面裂纹
出水边与上冠结合根部靠近泄水锥
2个Φ2（深度2mm）
点状缺陷
出水边与上冠结合根部靠近泄水锥
5（深度2mm）
表面裂纹
出水边侧面
＃7
Φ2（深度1.5mm）
点状缺陷
叶片与下环焊缝正面
＃10
12mm（深度4.5mm）
表面裂纹
出水边与上冠结合根部
第二次2004-11-20
＃1
Φ1mm
两个点状缺陷
叶片出水边与下环焊缝正面
3087.97
＃5
7个焊瘤
焊瘤
叶片出水边与下环焊缝正面
＃7
5mm
表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
10mm
表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
<Φ1mm
两个点状缺陷
出水边靠近上冠
＃8
<Φ1mm
两个点状缺陷
叶片出水边与下环焊缝正面
<Φ1mm
两个点状缺陷
出水边靠近上冠
＃9
<Φ1mm
两个点状缺陷
叶片出水边与下环焊缝正面
<Φ1mm
三个点状缺陷
出水边靠近上冠
＃11
<Φ1mm
点状缺陷
叶片出水边与下环焊缝正面
10mm
表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
10mm
表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
＃13
<Φ1mm
点状缺陷
出水边靠近上冠
第三次（2005-10-22）
#5
12mm
表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
3103.833
#7
10mm
表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
8mm
表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
6mm
表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
#8
15mm
表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
4mm
表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
3mm
表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
#11
20mm
断续表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
#12
15mm
断续表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
15mm
断续表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
10mm
断续表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
#13
5mm
表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
#10
12mm
表面裂纹
叶片出水边与上冠焊缝背面
5mm
表面裂纹
叶片出水边与上冠焊缝背面
5mm
表面裂纹
叶片出水边与上冠焊缝背面
表2-1（续）
第四次2006-12-23
#12
10mm（6mm）
表面裂纹
叶片出水边与上冠焊缝正面
4296.13
#3
10mm（4mm）
表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
#10
10mm（4mm）
表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
#11
5mm（3mm）
表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
#13
5mm（2mm）
表面裂纹
叶片出水边与下环焊缝正面
第五次2007-12-2
1
290mm
贯穿性
出水边与上冠结合根部靠近泄水锥
3319.85
4
280mm
贯穿性
出水边与上冠结合根部靠近泄水锥
7
390mm
贯穿性
出水边与上冠结合根部靠近泄水锥
8
315mm
贯穿性
出水边与上冠结合根部靠近泄水锥
10
5mm
表面裂纹
叶片出水边与上冠焊缝背面
12
375mm
贯穿性
出水边与上冠结合根部靠近泄水锥
④市场条件下机组提供AGC服务将损失发电机会收益
若是在市场竞争条件下，AGC机组所提供的二次调频备用容量存在机会成本。
为了跟踪和调节系统的发电出力与负荷偏差的需要，而使AGC发电机组运行时必须预留AGC旋转备用的容量空间，这将减少其发电机会，从而丧失发电机会收益。
2、调峰
调峰是电力系统为了满足负荷波动的需要，在高、低峰时段增减备用容量出力。
我省水电装机比重较大，水电出力受季节影响大，每年4-7月份为丰水汛期，装机为最有效出力，而每年的10月至次年2月份为枯水期，除有调节性能的水电站外，其余迳流式水电站在枯水期大多出力不足，实为无效装机，因此我省机组的调峰服务特性有其特殊的规律。
在平水时期：
调峰负荷曲线一般只下给大、中型水火电机组，其余机组一般不参加日计划性调峰。
在丰水期：
在丰水期的大多数时段下，水电机组流量能达到满出力流量需要，此时，水电机组如再留足调峰容量则必然造成弃水。
此时，一般调度原则是让无调节能力水电满发，不参与调峰。
在低峰负荷到来时，由于最小负荷时常低于泾流水电出力加上火电机组最小运行方式出力，使运行的火电机组需要向下深度调峰，从而增加火电机组投油成本，降低了机组热效率从而增加火电机组成本。
在枯水期：
枯水期平均来水较少，省内许多泾流或调节性能差的水电站成为无效装机或只能进行日调节。
这一时期，火电机组一般承担基荷发电，不同调节能力的水电机组一般承担此时的调峰机组。
发电企业机组在系统中承担调峰的情况有两种：
一种是在机组正常出力调整范围下承担全网日峰最基本的调节任务，称为计划调峰机组（即：
基本调峰）。
另一种是超过规定的调峰深度进行调峰，称为深度调峰机组。
（1）基本调峰
基本调峰是机组在规定的出力调整范围内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调节速度而进行的发电机组出力调整所提供的服务。
其日发电计划是按中调事先给定的发电计划发电。
其所提供的服务没有增加额外的成本，其运行成本可以在发电量中回收。
（2）深度和启停调峰
深度调峰是机组超过规定的调峰深度进行调峰。
另外，火力发电机组按电力调度交易机构要求在规定时间内完成启停机（炉）进行调峰，即存在启停调峰。
机组提供深度调峰和启停调峰服务增加了额外的成本，主要体现在如下几个方面：
①调低峰时需要增加运行成本
调低峰过程中可能出现机组向下调峰进入振动区，机组磨损加大，为避开振动区就应减负荷直至空载运行或解列。
由于水电机组的振动区是其不能调低峰的主要原因，因此水电机组在调低峰时需压负荷而引起弃水损失或空载耗水损失，还要注意避开其振动区。
火电机组调低峰时运行不稳定或需要投油运行，也是不经济的，同时也是不安全的。
如图2-1所示为华能福州电厂提供的某台350MW机组的发电煤耗与负荷率曲线，从图可以看出负荷率为50%时，发电煤耗为323克/kWh；负荷率为80%时，发电煤耗为309.56克/kWh；负荷率为100%时，发电煤耗为307克/kWh；负荷率为50%时的发电煤耗比负荷率为100%时的相差16克/kWh。
图2-1发电煤耗与负荷率曲线
此外，厂用电率也会大大提高。
如图2-2所示为华能电厂提供的某台350MW机组厂用电率与负荷率曲线。
负荷率为50%时，厂用电率为5.5%；负荷率为80%时，厂用电率为4.38%；负荷率为100%时，厂用电率为3.5%；负荷率为50%时的厂用电率比负荷率为100%时高出两个百分点。
图2-2厂用电率与负荷率曲线
水电机组起动成本较低，而火电机组若有启停状态变化时，则还需付出数万乃至几十万元的启动费用。
如华能电厂提供的某台350MW机组冷机状态下开机一次所需费用数据:
用油95吨，用水2500吨，用电129421度，折合费用约为70多万元，另外还要付出相应的人工费用和化学药品费用等。
②调高峰时也需要增加运行成本
我省的负荷有早、晚两个高峰，高峰时发电企业机组调峰备用容量被调用。
当在调高峰时，有可能会使刚启动的机组运行于小负荷的振动工况运行区，也是不经济和不安全的状态。
③市场条件下机组提供非基本调峰服务将损失发电机会收益
当调峰机组处于完全停机备用的状态下，此时机组停机待命虽然发电机组由于停机备用没有造成机组任何直接成本增加，但可能存在机组的发电机会损失成本问题。
此外，水电机组还有可能因在丰水期调峰而弃水的情况，也存在发电机会损失成本问题。
3、备用
由于电力系统中存在难以预测的负荷波动和机组、线路的随机故障等问题，为了保证可靠供电，电力调度交易机构所指定的发电机组通过预留发电容量空间称为备用容量。
备用分为旋转备用和非旋转备用。
（1）非旋转备用
非旋转备用指非在线运行的机组能够快速加载并达到同步的发电容量。
机组提供非旋转备用服务，其成本可以在计划上网电量中回收。
（2）旋转备用
旋转备用指在线运行的机组能够快速（一般为10min内）加载的同步容量。
不同的机组其提供备用的性能不用，同时在系统运行中所承担或被调用的概率相差也很大，其服务成本也就不一样，主要体现在以下几个方面：
①机组提供旋转备用服务将可能使其运行效率降低
机组由于承担了旋转备用服务，就难以运行在最佳的经济点上，造成耗水（煤）的效率损失，发电单耗增加。
对水电机组而言，耗水率效率损失的极端情况是机组空转提供旋转备用，此时为维持机组处于旋转状态需保持较高的耗水率。
在福建电网为提供旋转备用而造成损失的事例较多，棉花滩电厂在过去的年度内做为系统调节和控制输送潮流而长时间空转或低负荷运行，致使其单位耗水量上升。
以棉花滩电厂提供的数据为例：
2007年该厂四台机组共计空转1095.139小时，空转总水耗达1.58亿立方，损失电量0.3667亿千瓦时；其低负荷运行（小于100MW）共计1486.562小时，所增加的水耗2.5亿立方，损失电量0.58亿千瓦时。
②市场条件下机组提供旋转备用服务将损失发电机会收益
由于为了系统的需要，使机组处于强制不发电状态，发电容量没有得到充分的利用。
机组的这部分备用容量失去在较好的时段内发电获取电量收益的机会，也就失去收益的机会。
4、无功调节
无功调节是电力系统的运行基本条件。
电力系统中只有建立起一定的无功势能或电压降才有可能实现电能的潮流期望分布，即才能实现有功的输送。
无功调节也可提高系统的可靠性、改善电压波形和增加系统的稳定性。
无功调节服务可分为两种情况：
基本无功调节和超额无功调节。
（1）基本无功调节
基本无功调节服务是指发电机组在规定的功率因数范围内，向电力系统注入或吸收无功功率所提供的服务。
这是发电机组为满足所发出的有功功率成功输送出去的重要保证，也是发电机组并网运行对无功调节服务的最基本要求，即最低无功调节服务的要求。
（2）超额无功调节
超额无功调节服务是电力调度交易机构要求发电机组超过规定的功率因数范围向电力系统注入或吸收无功功率所提供的服务。
这种服务除了满足机组并网运行自身无功及电压需求外，由于系统无功不足或过剩，需要发电机组额外增发（或吸收）无功，这种无功服务是为系统服务的，即额外的无功调节服务。
发电机组向电力系统注入或吸收无功功率将增加许多额外成本或损失发电收益，主要体现在如下几个方面：
①机组多提供了额外的无功功率服务时，在有功不变条件下视在功率将会提高，从而使电流增加，也使铜、铁耗及线损等损耗增加，使实际计量电量减少，机组发电收益将减少。
甚至存在水电机组纯粹为了调节无功的进相运行方式，则其消耗水量直接导致电量收益减少。
典型事例是沙溪口电厂统计2008年一季度机组空转共计181.5小时，其耗水量可发电量220.16万千瓦时，减少电费收入约30万元。
芹山电站2007年损失电量为总电量的2.6%，为308.2万度；2008年1-3月损失电量132.2万千瓦时。
周宁电站2007年损失电量为总电量的3.3%，为1805.9万千瓦时；2008年1-3月损失电量716.5万千瓦时。
②机组无功增加后造成振动加大、机械磨损也加大，使机组的维护成本增加。
③无功增加到一定额度后，再增加无功出力将使发电机定、转子、线圈发热增加，使有功出力受限制或下降，会减少发电收益。
④在额定的容量下，无功增发，使有功出力下降，运行不经济。
⑤机组在进相运行时，即吸收无功功率，由于设备磨损严重，将引起维修费和维护费用的增加，也将缩短发电机主要部件的使用寿命。
此外，机组进相运行时，其静态稳定裕度下降，易失去静态稳定，对安全运行有影响。
5、黑启动服务
黑启动是指整个电力系统故障停电后，不依赖别的供电网络帮助，通过系统中具有自启动能力的机组的起动，带动无自起动能力机组逐渐扩大系统恢复范围，最终实现整个系统的恢复。
水电厂机组的自启动：
要实现水电单机自启动除满足自启励电源容量外，还需要满足自启水轮发电机的调速器导叶推力开启功率、水轮机推力高压油泵顶起
升级会员 