1、國家電網有限公司十八項電網重大反事故措施（修訂版）目 錄1 防止人身傷亡事故12 防止系統穩定破壞事故83 防止機網協調及新能源大面積脫網事故184 防止電氣誤操作事故315 防止變電站全停及重要客戶停電事故356 防止輸電線路事故477 防止輸變電設備污閃事故608 防止直流換流站設備損壞和單雙極強迫停運事故649 防止大型變壓器（電抗器）損壞事故7810 防止無功補償裝置損壞事故8911 防止互感器損壞事故10012 防止GIS、開關設備事故10813 防止電力電纜損壞事故12314 防止接地網和過電壓事故13115 防止繼電保護事故14116 防止電網調度自動化系統、電力通信網及信息系統

2、事故16317 防止垮壩、水淹廠房事故19418 防止火災事故和交通事故1981 防止人身傷亡事故為防止人身傷亡事故，應全面貫徹落實中共中央國務院關于推進安全生產領域改革發展的意見（中發201632號）、特種作業人員安全技術培訓考核管理規定（國家安全監管總局令第80號）、電力建設工程施工安全監督管理辦法（國家發展和改革委員會令第28號）、國家電網公司電力安全工作規程 變電部分（Q/GDW 1799.1-2013）、電力安全工作規程 線路部分（Q/GDW 1799.2-2013）、關于印發<國家電網公司電力安全工作規程(配電部分)（試行）>的通知（國家電網安質2014265號）、國家

3、電網公司電力安全工作規程（電網建設部分）（試行）（國家電網安質2016212號）、國家電網公司關于強化本質安全的決定（國家電網辦2016624號）、國家電網公司關于印發<生產作業安全管控標準化工作規范（試行）>的通知（國家電網安質2016356號）、國家電網公司關于印發貫徹落實<中共中央國務院關于推進安全生產領域改革發展的意見>實施方案的通知（國家電網辦20171101號）、國家電網公司業務外包安全監督管理辦法(國家電網安質2017311號）、營銷業擴報裝工作全過程安全危險點辨識與預控手冊（試行）(國家電網營銷2011237 號)、國家電網公司生產作業安全管控標準化工作

4、規范（試行）（國家電網安質2016356號）及其他有關規定，并提出以下重點要求：1.1 加強各類作業風險管控1.1.1 實施生產作業標準化安全管控，科學安排作業任務，嚴格開展風險識別、評估、預控，有序組織生產工作。對于事故應急搶修和緊急缺陷處理，按照管轄范圍履行審批手續，保證現場安全措施完備，嚴禁無工作票或事故（故障）緊急搶修單、無工作許可作業。1.1.2 根據工作內容做好各類作業各個環節風險分析，落實風險預控和現場管控措施。1.1.2.1 對于開關柜類設備的檢修、試驗或驗收，針對其帶電點與作業范圍絕緣距離短的特點，不管有無物理隔離措施，均應加強風險分析與預控。1.1.2.2 對于敞開式隔離開

5、關的就地操作，應做好支柱絕緣子斷裂的風險分析與預控，操作人與監護人應選擇正確的站位。監護人員應實時監視隔離開關動作情況，操作人員應做好及時撤離的準備。1.1.2.3 對于高處作業，應搭設腳手架、使用高空作業車、升降平臺、絕緣梯、防護網，并按要求使用安全帶、安全繩等個體防護裝備，個體防護裝備應檢驗合格。嚴禁在無安全保護的情況下進行高處作業。高處作業人員應持證上崗，凡身體不適合從事高處作業的人員，不得從事高處作業。1.1.2.4 對于近電作業，要注意保持安全距離，落實防感應電觸電措施。對低壓電氣帶電作業工具裸露的導電部位，應做好絕緣包纏，正確佩戴手套、護目鏡等個體防護裝備。1.1.2.5 對于業擴

6、報裝工作，應做好施工、驗收、接電等各個環節的風險辨識與預控，嚴格履行業擴報裝驗收手續，嚴禁單人工作、不驗電、不采取安全措施以及強制解鎖、擅自操作客戶設備等行為。對于營銷小型分散作業，現場開工前應認真勘查作業點的環境條件及風險點，并根據作業現場實際情況補充完善安全措施。1.1.2.6 對于桿塔組立工作，應做好起重設備、桿塔穩定性方面的風險分析與預控，作業人員應做好安全防護措施，嚴格執行作業流程，監護人員應現場監護，全面檢查現場安全防護措施狀態，嚴禁擅自組織施工，嚴禁無保護、無監護登塔作業等行為。1.1.2.7 對于輸電線路放線緊線工作，應做好防桿塔傾覆風險辨識與預控，登桿塔前對塔架、根部、基礎、

7、拉線、樁錨、地腳螺母（螺栓）等進行全面檢查，正確使用安全限位以及過載保護裝置，充分做好防跑線措施，嚴禁違反施工作業技術和安全措施盲目作業。1.1.2.8 對于有限空間作業，必須嚴格執行作業審批制度，有限空間作業的現場負責人、監護人員、作業人員和應急救援人員應經專項培訓。監護人員應持有限空間作業證上崗；作業人員應遵循先通風、再檢測、后作業的原則。作業現場應配備應急救援裝備，嚴禁盲目施救。1.1.2.9 對于抗洪搶險作業，搶修人員進入情況不明的積水區時應采取穿救生衣等安全措施。1.1.3 在作業現場內可能發生人身傷害事故的地點，應采取可靠的防護措施，根據實際情況設立安全警示牌、警示燈、警戒線、圍欄

8、等警示標志，必要時增加物理隔離帶或設專人監護。對交叉作業現場應制定完備的交叉作業安全防護措施，必要時設工作協調人。1.1.4 采取勞務外包的項目，對危險性大、專業性強的檢修和施工作業，勞務人員不得擔任現場工作負責人，必須在發包方有經驗人員的帶領和監護下進行。1.1.5 加強作業現場反違章管理，健全各級安全稽查隊伍，嚴肅查糾各類違章行為，積極推廣應用遠程視頻監控等反違章技術手段。1.2 加強作業人員培訓1.2.1 定期開展作業人員安全規程、制度、技術、風險辨識等培訓、考試，使其熟練掌握有關規定、風險因素、安全措施，提高安全防護、風險辨識的能力。1.2.2 對于實習人員、臨時人員和新參加工作的人員

9、，應強化安全技術培訓，證明其具備必要的安全技能，方可在有工作經驗的人員帶領下作業。禁止指派實習人員、臨時人員和新參加工作的人員單獨工作。1.2.3 應結合生產實際，經常性開展多種形式的安全思想、安全文化教育，開展有針對性的應急演練，提高員工安全風險防范意識，掌握安全防護知識和傷害事故發生時的自救、互救方法。1.2.4 推行作業人員安全等級認證，建立作業人員安全資格的動態管理和獎懲機制。1.2.5 創新安全培訓手段，可采用仿真、虛擬現實、互聯網+等新技術豐富培訓形式。1.3 加強設計階段安全管理1.3.1 在發輸變和供配電工程設計中，應認真吸取人身傷亡事故教訓，并按照相關規程、規定的要求，及時改

10、進和完善安全設施及設備安全防護措施設計。1.3.2 施工圖設計時，應嚴格執行工程建設強制性條文內容，突出說明安全防護措施設計，并對施工單位進行專項設計交底。1.4 加強施工項目管理1.4.1 工程建設要確保合理工期，工期進行調整時必須重新進行施工方案審查和風險評估，嚴格分包施工作業計劃管理。1.4.2 加強對各項承包工程的安全管理，簽訂安全協議書，明確業主、監理、承包方的安全責任，嚴格外包隊伍及人員資質審查和準入，嚴禁轉包和違法分包，做好外包隊伍入場審核、安全教育培訓、動態考核工作，實行“黑名單”和“負面清單”管理，建立淘汰機制。1.4.3 落實施工單位主體責任，將勞務分包人員統一納入施工單位

11、管理，統一標準、統一要求、統一培訓、統一考核（“五統一”）。1.4.4 發包方應監督檢查承包方在施工現場的專（兼）職安全員配置和履職、作業人員安全教育培訓、特種作業人員持證上崗、施工機具和安全工器具的定期檢驗及現場安全措施落實等情況。1.4.5 在有危險性的電力生產區域（如有可能引發火災、爆炸、觸電、高空墜落、中毒、窒息、機械傷害、燒燙傷等人員、電網、設備事故的場所）作業，發包方應事先對承包方相關人員進行全面的安全技術交底，要求承包方制定安全措施，并配合做好相關安全措施。1.4.6 施工單位應建立重大及特殊作業技術方案評審制度，施工安全方案的變更調整要履行重新審批程序,應嚴格落實施工“三措”（

12、組織措施、技術措施、安全措施）和安全文明施工相關要求。1.4.7 嚴格執行特殊工種、特種作業人員持證上崗制度。項目監理單位要嚴格執行特殊工種、特種作業人員入場資格審查制度，審查上崗證件的有效性。施工單位要加強特殊工種、特種作業人員管理，工作負責人不得使用非合格專業人員從事特種作業。1.4.8 加強施工機械安全管理。施工企業應落實對分包單位機械、外租機械的管理要求，掌握大型施工機械工作狀態信息，監理單位應嚴格現場準入審核。1.5 加強安全工器具和安全設施管理1.5.1 認真落實安全生產各項組織措施和技術措施，配備充足的、經國家認證認可的、經質檢機構檢測合格的安全工器具和防護用品，并按照有關標準、

13、規定和規程要求定期檢驗，禁止使用不合格的安全工器具和防護用品，提高作業安全保障水平。1.5.2 對現場的安全設施，應加強管理、及時完善、定期維護和保養,確保其安全性能和功能滿足相關標準、規定和規程要求。1.6 加強驗收階段安全管理運維、施工單位完成各項作業檢查、辦理交接后，施工人員應與將要帶電的設備及系統保持安全距離，未經許可、登記，嚴禁擅自再進行任何檢查和檢修、安裝作業。1.7 加強運行安全管理1.7.1 嚴格執行“兩票三制”（兩票：工作票、操作票，三制：交接班制、巡回檢查制、設備定期試驗輪換制），落實好各級人員安全職責，并按要求規范填寫“兩票”內容，確保安全措施全面到位。1.7.2 強化缺

14、陷設備監測、巡視制度，在惡劣天氣、設備危急缺陷情況下開展巡檢、巡視等高風險工作，應采取措施防止觸電、雷擊、淹溺、中毒、機械傷害等事故發生。72 防止系統穩定破壞事故為防止系統穩定破壞事故，應認真貫徹電力系統安全穩定導則（DL 755-2001）、國家電網安全穩定計算技術規范（Q/GDW 1404-2015）、國調中心關于印發故障直流分量較大導致斷路器無法滅弧解決方案的通知（調繼2016155號）等行業標準和國家電網有限公司企業標準及其他有關規定，并提出以下重點要求：2.1 電源2.1.1 設計階段2.1.1.1 合理規劃電源接入點。受端系統應具有多個方向的多條受電通道，電源點應合理分散接入，每

15、個獨立輸電通道的輸送電力不宜超過受端系統最大負荷的10%-15%，并保證失去任一通道時不影響電網安全運行和受端系統可靠供電。2.1.1.2 發電廠宜根據布局、裝機容量以及所起的作用，接入相應電壓等級，并綜合考慮地區受電需求、動態無功支撐需求、相關政策等的影響。2.1.1.3 發電廠的升壓站不應作為系統樞紐站，也不應裝設構成電磁環網的聯絡變壓器。2.1.1.4 開展風電場接入系統設計之前，應完成“電網接納風電能力研究”和“大型風電場輸電系統規劃設計”等相關研究。風電場接入系統方案應與電網總體規劃相協調，并滿足相關規程、規定的要求。進行光伏發電站接入系統設計時，應考慮光伏發電站設計規模，根據需要開

16、展接入系統穩定性、無功電壓和電能質量等專題研究，保障光伏發電站和電力系統的安全穩定運行。2.1.1.5 綜合考慮電力市場空間、電力系統調峰、電網安全等因素，統籌協調、合理布局抽蓄電站等調峰電源。2.1.2 基建階段2.1.2.1 對于點對網、大電源遠距離外送等有特殊穩定要求的情況，應開展勵磁系統對電網影響等專題研究，研究結果用于指導勵磁系統的選型。2.1.2.2 并網電廠機組投入運行時，相關繼電保護、安全自動裝置、穩定措施和電力專用通信配套設施等應同時投入運行。2.1.2.3 按照國家能源局及國家電網有限公司相關文件要求，嚴格做好風電場、光伏電站并網驗收環節的工作，避免不符合電網要求的設備進入

17、電網運行。2.1.3 運行階段2.1.3.1 并網電廠發電機組配置的頻率異常、低勵限制、定子過電壓、定子低電壓、失磁、失步等涉網保護定值應滿足電力系統安全穩定運行的要求。2.1.3.2 加強并網發電機組涉及電網安全穩定運行的勵磁系統及電力系統穩定器（PSS）和調速系統的運行管理，其性能、參數設置、設備投停等應滿足接入電網安全穩定運行要求。2.1.3.3 加強風電、光伏集中地區的運行管理、運行監視與數據分析工作，優化電網運行方式，制訂防止機組大量脫網的反事故措施，保障電網安全穩定運行。2.2 網架結構2.2.1 設計階段2.2.1.1 加強電網規劃設計工作，制定完備的電網發展規劃和實施計劃，盡快

18、強化電網薄弱環節，重點加強特高壓電網建設及配電網完善工作，對供電可靠性要求高的電網應適度提高設計標準，確保電網結構合理、運行靈活、堅強可靠和協調發展。2.2.1.2 電網規劃設計應統籌考慮、合理布局，各電壓等級電網協調發展。對于造成電網穩定水平降低、短路容量超過斷路器遮斷容量、潮流分布不合理、網損高的電磁環網，應考慮盡快打開運行。2.2.1.3 電網發展速度應適當超前電源建設，規劃電網應考慮留有一定的裕度，為電網安全穩定運行和電力市場的發展等提供物質基礎，以提供更大范圍的資源優化配置的能力，滿足經濟發展的需求。2.2.1.4 系統可研設計階段，應考慮所設計的輸電通道的送電能力在滿足生產需求的基

19、礎上留有一定的裕度。2.2.1.5 受端電網330kV及以上變電站設計時應考慮一臺變壓器停運后對地區供電的影響，對變壓器投運臺數進行分析計算。2.2.1.6 新建工程的規劃設計應統籌考慮對其他在運工程的影響。2.2.2 基建階段2.2.2.1 在工程設計、建設、調試和啟動階段，國家電網公司的計劃、工程、調度等相關管理機構和獨立的發電、設計、調試等相關企業應相互協調配合，分別制定有效的組織、管理和技術措施，以保證一次設備投入運行時，相關配套設施等能同時投入運行。2.2.2.2 加強設計、設備定貨、監造、出廠驗收、施工、調試和投運全過程的質量管理。鼓勵科技創新，改進施工工藝和方法，提高質量工藝水平

20、和基建管理水平。2.2.3 運行階段2.2.3.1 電網應進行合理分區，分區電網應盡可能簡化，有效限制短路電流；兼顧供電可靠性和經濟性，分區之間要有備用聯絡線以滿足一定程度的負荷互帶能力。2.2.3.2 避免和消除嚴重影響系統安全穩定運行的電磁環網。在高一級電壓網絡建設初期，對于暫不能消除的影響系統安全穩定運行的電磁環網，應采取必要的穩定控制措施，同時應采取后備措施限制系統穩定破壞事故的影響范圍。2.2.3.3 電網聯系較為薄弱的省級電網之間及區域電網之間宜采取自動解列等措施，防止一側系統發生穩定破壞事故時擴展到另一側系統。特別重要的系統（政治、經濟或文化中心）應采取自動措施，防止相鄰系統發生

21、事故時直接影響到本系統的安全穩定運行。2.2.3.4 加強開關設備、保護裝置的運行維護和檢修管理，確保能夠快速、可靠地切除故障。2.2.3.5 根據電網發展適時編制或調整“黑啟動”方案及調度實施方案，并落實到電網、電廠各單位。2.3 穩定分析及管理2.3.1 設計階段2.3.1.1 重視和加強系統穩定計算分析工作。規劃、設計部門必須嚴格按照電力系統安全穩定導則（DL 755-2001）和國家電網安全穩定計算技術規范（Q/GDW 1404-2015）等相關規定要求進行系統安全穩定計算分析，全面把握系統特性，并根據計算分析情況優化電網規劃設計方案，合理設計電網結構，滾動調整建設時序，確保不缺項、不

22、漏項，合理確定輸電能力，完善電網安全穩定控制措施，提高系統安全穩定水平。2.3.1.2 加大規劃階段系統分析深度，在系統規劃設計有關穩定計算中，發電機組均應采用詳細模型，以正確反映系統動態特性。2.3.1.3 在規劃設計階段，對尚未有具體參數的規劃機組，宜采用同類型、同容量機組的典型模型和參數。2.3.2 基建階段2.3.2.1 對基建階段的特殊運行方式，應進行認真細致的電網安全穩定分析，制定相關的控制措施和事故預案。2.3.2.2 嚴格執行相關規定，進行必要的計算分析，制定詳細的基建投產啟動方案。必要時應開展電網相關適應性專題分析。2.3.3 運行階段2.3.3.1 應認真做好電網運行控制極

23、限管理，根據系統發展變化情況，及時計算和調整電網運行控制極限。電網調度部門確定的電網運行控制極限值，應按照相關規定在計算極限值的基礎上留有一定的穩定儲備。2.3.3.2 加強有關計算模型、參數的研究和實測工作，并據此建立系統計算的各種元件、控制裝置及負荷的模型和參數。并網發電機組的保護定值必須滿足電力系統安全穩定運行的要求。2.3.3.3 嚴格執行電網各項運行控制要求，嚴禁超運行控制極限值運行。電網一次設備故障后，應按照故障后方式電網運行控制的要求，盡快將相關設備的潮流（或發電機出力、電壓等）控制在規定值以內。2.3.3.4 電網正常運行中，必須按照有關規定留有一定的旋轉備用和事故備用容量。2

24、.3.3.5 加強電網在線安全穩定分析與預警系統建設，提高電網運行決策時效性和預警預控能力。2.4 二次系統2.4.1 設計階段2.4.1.1 認真做好二次系統規劃。結合電網發展規劃，做好繼電保護、安全自動裝置、自動化系統、通信系統規劃，提出合理配置方案，保證二次相關設施、網絡系統的安全水平與電網保持同步。2.4.1.2 穩定控制措施設計應與系統設計同時完成。合理設計穩定控制措施和失步、低頻、低壓等解列措施，合理、足量地設計和實施高頻切機、低頻減負荷及低壓減負荷方案。2.4.1.3 加強110kV及以上電壓等級母線、220kV及以上電壓等級主設備快速保護建設。2.4.1.4 特高壓直流及柔性直

25、流的控制保護邏輯應根據不同工程及工程不同階段接入電網的安全穩定特性進行差異化設計，以保證交直流系統安全穩定運行為前提。2.4.2 基建階段2.4.2.1 一次設備投入運行時，相關繼電保護、安全自動裝置、穩定措施、自動化系統、故障信息系統和電力專用通信配套設施等應同時投入運行。2.4.2.2 加強安全穩定控制裝置入網驗收。對新入網或軟、硬件更改后的安全穩定控制裝置，應進行出廠測試或驗收試驗、現場聯合調試和掛網試運行等工作。2.4.2.3 嚴把工程投產驗收關，專業領導及技術人員必須全程參與基建和技改工程驗收工作。2.4.3 運行階段2.4.3.1 調度機構應根據電網的變化情況及時地分析、調整各種保

26、護裝置、安全自動裝置的配置或整定值，并按照有關規程規定每年下達低頻低壓減載方案，及時跟蹤負荷變化，細致分析低頻減載實測容量，定期核查、統計、分析各種安全自動裝置的運行情況。各運行維護單位應加強檢修管理和運行維護工作，防止裝置出現拒動、誤動，確保電網“三道防線”安全可靠。2.4.3.2 加強繼電保護運行維護，正常運行時，嚴禁220kV及以上電壓等級線路、變壓器等設備無快速保護運行。2.4.3.3 母差保護臨時退出時，應盡量減少無母差保護運行時間，并嚴格限制母線及相關元件的倒閘操作。2.4.3.4 受端系統樞紐廠站繼電保護定值整定困難時，應側重防止保護拒動。2.4.3.5 電網迎峰度夏期間和重點保

27、電時段，加強對滿載重載線路的運行維護，加強對跨區輸電通道及相關線路的運維管控，開展高風險區段、密集線路走廊、線路跨越點特巡，確保重要設備安全穩定運行。2.4.3.6 應對兩回及以上并聯線路兩側系統短路容量進行校核，如果因兩側系統短路容量相差較大，存在重合于永久故障時由于直流分量較大而導致斷路器無法滅弧，需靠失靈保護動作延時切除故障的問題時，線路重合閘應選用一側先重合，另一側待對側重合成功后再重合的方式。新建工程在設計階段應考慮為實現這種方式所需要的重合閘檢線路三相有壓的條件。對于已投運廠站未配置線路三相電壓互感器的，改造前可利用線路保護閉鎖后合側重合閘的方式作為臨時解決方案。2.5 無功電壓2

28、.5.1 設計階段2.5.1.1 在電網規劃設計中，必須同步進行無功電源及無功補償設施的規劃設計。無功電源及無功補償設施的配置應確保無功電力在負荷高峰和低谷時段均能分（電壓)層、分（供電)區基本平衡，并具有靈活的無功調整能力和足夠的檢修、事故備用容量。對輸（變）電工程系統無功容量進行校核并提出無功補償配置方案。受端系統應具有足夠的無功儲備和一定的動態無功補償能力。2.5.1.2 無功電源及無功補償設施的配置應使系統具有靈活的無功電壓調整能力，避免分組容量過大造成電壓波動過大。2.5.1.3 對于動態無功不足的特高壓直流受端系統、短路容量不足的直流弱送端系統以及高比例受電地區，應通過技術經濟比較

29、配置調相機等動態無功補償裝置。2.5.1.4 提高無功電壓自動控制水平，推廣應用無功電壓自動控制系統（AVC），提高電壓穩定性，減少電壓波動幅度。2.5.1.5 并入電網的發電機組應具備滿負荷時功率因數在0.9（滯相）0.97（進相）運行的能力，新建機組應滿足進相0.95運行的能力。在電網薄弱地區或對動態無功有特殊需求的地區，發電機組應具備滿負荷滯相0.85的運行能力。發電機自帶廠用電運行時，進相能力應不低于0.97。2.5.2 基建階段2.5.2.1 變電站一次設備投入運行時，配套的無功補償及自動投切裝置等應同時投入運行。2.5.2.2 在基建階段應完成AVC無功電壓控制系統的聯調和傳動工作

30、，并具備同步投產條件。AVC系統應先投入半閉環控制模式運行48h，自動控制策略驗證無誤后再改為閉環控制模式。2.5.3 運行階段2.5.3.1 電網主變壓器最大負荷時高壓側功率因數不應低于0.95，最小負荷時不應高于0.95。2.5.3.2 對于額定負荷大于等于100kVA，且通過10kV及以上電壓等級供電的電力用戶，在用電高峰時段變壓器高壓側功率因數應不低于0.95；其他電力用戶,在高峰負荷時功率因數應不低于0.9。2.5.3.3 電網局部電壓發生偏差時，應首先調整該局部廠站的無功出力，改變該點的無功平衡水平。當母線電壓低于調度部門下達的電壓曲線下限時，應閉鎖接于該母線有載調壓變壓器分接頭的

31、調整。2.5.3.4 發電廠、變電站電壓監測系統和能量管理系統（EMS）應保證有關測量數據的準確性。中樞點電壓超出電壓合格范圍時，必須及時向運行人員告警。2.5.3.5 電網應保留一定的無功備用容量，以保證正常運行方式下，突然失去一回直流、一回線路、一臺最大容量無功補償設備或本地區一臺最大容量發電機(包括發電機失磁)時，能夠保持電壓穩定。無功事故備用容量，應主要儲備于發電機組、調相機和靜止型動態無功補償設備。2.5.3.6 在電網運行時，當系統電壓持續降低并有進一步惡化的趨勢時，必須及時采取拉路限電等果斷措施，防止發生系統電壓崩潰事故。3 防止機網協調及新能源大面積脫網事故為防止機網協調及新能

32、源大面積脫網事故，應認真貫徹執行電網運行準則（GB/T 31464-2015）、同步電機勵磁系統大中型同步發電機勵磁系統技術要求（GB/T7409.3）、火力發電機組一次調頻試驗及性能驗收導則（GB/T 30370-2013）、大型汽輪發電機勵磁系統技術條件（DL/T 843-2010）、大型發電機組涉網保護技術規范（DL/T 1309-2013）、大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則（DL/T 684-2012）、同步發電機勵磁系統建模導則（DL/T 1167-2012）、電力系統穩定器整定試驗導則（DL/T 1231-2013）、同步發電機原動機及其調節系統參數測試與建模導則（DL/T 1

33、235-2013）、同步發電機進相試驗導則（DL/T 15232016）、風力發電場無功配置及電壓控制技術規定（NB/T 31099-2016）、風電功率預測系統功能規范（NB/T 31046-2013）、光伏發電站功率預測系統技術要求（NB/T 32011-2013）、國家電網公司網源協調管理規定國網（調/4）457-2014、發電機組勵磁調速參數管理工作規定(調運2016106號)等有關制度標準的規定，并網電廠及新能源電站涉及電網安全穩定運行的勵磁系統和調速系統、變流器控制系統、繼電保護和安全自動裝置、升壓站電氣設備、調度自動化和通信等設備的技術性能和參數應達到國家及行業有關標準要求，其技

34、術規范應滿足所接入電網要求，并提出以下重點要求：3.1 防止機網協調事故3.1.1 設計階段3.1.1.1 各發電公司（廠）應重視和完善與電網運行關系密切的勵磁、調速、無功補償裝置和保護選型、配置，其涉網控制性能除了保證主設備安全的情況下，還必須滿足電網安全運行的要求。3.1.1.2 發電廠二次設備涉網控制性能型式試驗管理3.1.1.2.1 發電機勵磁調節器含電力系統穩定器（PSS）須經有資質的檢測中心入網檢測合格，掛網試運行半年以上，形成入網勵磁調節器軟件版本，才能進入電網運行。3.1.1.2.2 40MW及以上水輪機調速器控制程序須經全面的靜態模型測試和動態涉網性能測試合格，形成入網調速器

35、軟件版本，才能進入電網運行。3.1.1.3 100MW及以上容量的核電機組、火力發電機組和燃氣發電機組、40MW及以上容量的水輪發電機組，或接入220kV電壓等級及以上的同步發電機組應配置PSS。3.1.1.4 發電機應具備進相運行能力。100MW及以上容量的核電機組、火力發電機組和燃氣發電機組、40MW及以上容量的水輪發電機組，或接入220kV電壓等級及以上的同步發電機組，發電機有功額定工況下功率因數應能達到超前0.95-0.97。3.1.1.5 新投產的大型汽輪發電機應具有一定的耐受帶勵磁失步振蕩的能力。發電機失步保護應考慮既要防止發電機損壞又要減小失步對系統和用戶造成的危害。為防止失步故

36、障擴大為電網事故，應當為發電機解列設置一定的時間延遲，使電網和發電機具有重新恢復同步的可能性。3.1.1.6 火電、燃機、核電、水電機組應具備一次調頻功能。3.1.1.7 發電機勵磁系統應具備一定過負荷能力。3.1.1.7.1 勵磁系統應保證發電機勵磁電流不超過其額定值的1.1倍時能夠連續運行。3.1.1.7.2 交流勵磁機勵磁系統頂值電壓倍數不低于2倍，自并勵靜止勵磁系統頂值電壓倍數在發電機額定電壓時不低于2.25倍，強勵電流倍數等于2時，允許持續強勵時間不低于10s。3.1.2 基建階段3.1.2.1 新建機組及增容改造機組，發電廠應根據有關調度部門要求，開展勵磁系統、調速系統建模及參數實

37、測試驗、電力系統穩定器參數整定試驗、發電機進相試驗、一次調頻試驗、自動發電控制（AGC）試驗、自動電壓控制（AVC）試驗工作，實測建模報告需通過中國電科院及省電科院審核，并將審核通過的試驗報告報有關調度部門。3.1.2.2 發電廠應準確掌握接入大規模新能源匯集地區電網、有串聯補償電容器送出線路以及接入直流換流站近區的汽輪發電機組可能存在的次同步振蕩風險情況，并做好抑制和預防機組次同步諧振和振蕩措施，必要時應裝設機組軸系扭振監視或保護裝置。3.1.2.3 發電廠應依據相關技術標準開展涉網保護核查評估工作，包括高頻率與低頻率保護、過電壓保護、過激磁保護、失磁保護、失步保護、汽輪機功率負荷不平衡保護

38、（PLU）、發電機零功率保護等，并將評估結果報有關調度部門。3.1.2.4 100MW及以上并網汽輪發電機組的高頻率保護、低頻率保護、過電壓保護、過激磁保護、失磁保護、失步保護、阻抗保護及振蕩解列裝置、功率負荷不平衡保護、零功率切機保護、發電機勵磁系統（包括PSS）等設備（保護）定值必須報有關調度部門備案。3.1.2.5 發電機組附屬設備變頻器應具備在電網發生故障的瞬態過程中保持正常運行的能力，電網發生事故引起發電廠高壓母線電壓、頻率等異常時，電廠一類輔機保護不應先于主機保護動作，以免切除輔機造成發電機組停運；電廠應開展廠用一類輔機變頻器高/低電壓穿越能力等評估，并將評估結果報有關調度部門。3

39、.1.2.6 具有孤島/孤網風險的區域電網內水輪發電機調速器應具備孤網控制模式及切換開關，其控制參數應委托相關單位開展仿真驗證。3.1.2.7 水輪機調速器的轉速、功率、開度等重要控制信號應冗余配置，冗余I/O測點應分配在不同模件上。上述信號參與設備或機組保護時應采用獨立測量的三取二的邏輯判斷方式，作用于模擬量控制時應采用三取中值的方式進行優選。3.1.3 運行階段3.1.3.1 并網電廠應根據大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則（DL/T684-2012）的規定、電網運行情況和主設備技術條件，認真校核涉網保護與電網保護的整定配合關系，并根據調度部門的要求，做好每年度對所轄設備的整定值進行全面

40、復算和校核工作。當電網結構、線路參數和短路電流水平發生變化時，應及時校核相關涉網保護的配置與整定，避免保護發生不正確動作行為。3.1.3.2 勵磁系統無功調差功能應投入運行，機組勵磁系統調差系數的設置應考慮主變短路電抗的差異，同一并列點的電壓調差率應基本一致。3.1.3.3 電網低頻減載裝置的配置和整定，應保證系統頻率動態特性的低頻持續時間符合相關規定，并有一定裕度。發電機組低頻保護定值（跳機）應低于系統低頻減載的最低一級定值。3.1.3.4 發電機組一次調頻運行管理3.1.3.4.1 并網發電機組的一次調頻功能參數應滿足電網一次調頻性能要求的前提下保證調速系統在系統頻率擾動下的穩定性，一次調

41、頻功能應按照電網有關規定投入運行。3.1.3.4.2 新投產機組和在役機組大修、通流改造、數字電液控制系統（DEH）或分散控制系統（DCS）控制系統改造及運行方式改變后，發電廠應向相應調度部門交付由技術監督部門或有資質的試驗單位完成的一次調頻性能試驗報告,以確保機組一次調頻功能長期安全、穩定運行。3.1.3.4.3 火力發電機組調速系統中的汽輪機流量特性等與調門特性相關的參數應進行測試與優化，并滿足一次調頻功能和AGC調度方式協調配合需要，確保機組參與調頻的安全性。3.1.3.4.4 不得擅自修改包括一次調頻死區、轉速不等率等與一次調頻調節性能相關的參數。3.1.3.4.5 并網核電發電機組與

42、一次調頻相關的死區、限幅等參數應根據接入電網的要求進行整定。3.1.3.5 發電機組進相運行管理3.1.3.5.1 發電廠應根據發電機進相試驗繪制指導實際進相運行的P-Q圖，編制相應的進相運行規程，并根據電網調度部門的要求進相運行。發電機應能監視雙向無功功率和功率因數。3.1.3.5.2 并網發電機組的低勵限制輔助環節功能參數應按照電網運行的要求進行整定和試驗，與電壓控制主環合理配合，確保在低勵限制動作后發電機組穩定運行。3.1.3.6 嚴格控制發電機組失磁異步運行的時間和運行條件。根據國家有關標準規定，不考慮對電網的影響時，汽輪發電機應具有一定的失磁異步運行能力，但只能維持發電機失磁后短時運

43、行，此時必須快速降負荷。若在規定的短時運行時間內不能恢復勵磁，則機組應立即與系統解列。3.1.3.7 在役機組大修、增容改造、通流改造、脫硫脫硝改造、高背壓、DEH或DCS控制系統改造及運行方式改變后，發電廠應向相應調度部門交付由技術監督部門或有資質的試驗單位完成的AGC試驗報告,以確保機組AGC功能長期安全、穩定運行。3.1.3.8 對于節流配汽滑壓運行機組，應保證其滑壓運行曲線可使機組具備符合規定的一次調頻和AGC響應性能。對于使用補汽閥參與一次調頻的機組，應保證補汽閥調節系統滿足相關標準的要求；在使用補汽閥進行調頻時，機組一次調頻響應性能應滿足相關規定要求。3.1.3.9 100MW及以

44、上容量發電機變壓器組應按雙重化原則配置微機保護（非電量保護除外）。大型發電機組和重要發電廠的啟動變保護宜采用雙重化配置。每套保護均應含有完整的主、后備保護，能反應被保護設備的各種故障及異常狀態，并能作用于跳閘或給出信號。3.1.3.9.1 發電機變壓器組非電量保護應符合本反措第十五章“防止繼電保護事故”的相關條款。3.1.3.9.2 發電機變壓器組的斷路器三相位置不一致保護應啟動失靈保護。3.1.3.9.3 200MW及以上容量發電機定子接地保護宜將基波零序保護與三次諧波電壓保護的出口分開，基波零序保護投跳閘。3.1.3.9.4 200MW及以上容量發電機變壓器組應配置專用故障錄波器。3.1.

45、3.9.5 200MW及以上容量發電機應裝設起、停機保護及斷路器斷口閃絡保護。3.1.3.9.6 并網電廠都應制訂完備的發電機帶勵磁失步振蕩故障的應急措施，200MW及以上容量的發電機應配置失步保護，在進行發電機失步保護整定計算和校驗工作時應滿足以下要求：（1）失步保護應能正確區分失步振蕩中心所處的位置，在機組進入失步工況時發出失步啟動信號。（2）當失步振蕩中心在發變組外部，并網電廠應制訂應急措施，發電機組應允許失步運行520個振蕩周期，并增加發電機勵磁，同時減少有功負荷，經一定延時后解列發電機，并將廠用電源切換到安全、穩定的備用電源。（3）當發電機振蕩電流超過允許的耐受能力時，應解列發電機，

46、并保證斷路器斷開時的電流不超過斷路器允許開斷電流。（4）當失步振蕩中心在發變組內部，失步運行時間超過整定值或電流振蕩次數超過規定值時，保護動作于解列，多臺并列運行的發變組可采用不同延時的解列方式。3.2防止新能源大面積脫網事故3.2.1 設計階段3.2.1.1 根據電網要求，風電機組、光伏逆變器的機端電壓應具有1.3倍額定電壓持續500ms的高電壓穿越能力。以電壓耐受運行時間評價風電機組和光伏逆變器的高電壓穿越能力，詳見表1。表1 風電機組和光伏逆變器電壓耐受運行時間表并網點工頻電壓值（標幺值）運行時間UT 1.10連續運行1.10 <UT 1.15具有每次運行10s的能力1.15 &l

47、t;UT 1.30具有每次運行500ms的能力UT>1.30允許退出運行3.2.1.2 風電場、光伏發電站無功補償設備的低電壓、高電壓穿越能力應不低于風電機組、光伏逆變器的穿越能力，支撐風電機組、光伏逆變器滿足低電壓、高電壓穿越要求。3.2.1.3 風電機組、光伏逆變器應滿足一定的頻率耐受能力，如表 2 所示：表2 風電機組和光伏逆變器頻率耐受能力表頻率范圍（Hz）累積允許運行時間（min）每次允許運行時間（s）51.051.5>30>3050.551.0>180>18048.550.5連續運行48.548.0>300>30048.047.5>6

48、0>6047.547.0>10>2047.046.5>2>53.2.1.4 風電場、光伏發電站應配置場站監控系統，實現風電機組、光伏逆變器的有功/無功功率和無功補償裝置的在線動態平滑調節，并具備接受調控機構遠程自動控制的功能。風電場、光伏電站監控系統應按相關技術標準要求，采集并向調控機構上傳所需的運行信息。3.2.1.5 在風電場有功出力大于20%額定功率、光伏發電站有功出力大于10%額定功率時，若系統頻率偏差值大于±0.05Hz，風電場、光伏電站應能調節有功輸出，參與電網一次調頻，一次調頻技術指標滿足下列規定。（1）一次調頻死區：應控制在±0

49、.05Hz內。（2）一次調頻調差率：建議值4%5%，可根據各區域電網實際情況確定。（3）一次調頻的最大負荷限幅：應不小于額定負荷6%，且不得因一次調頻導致風電機組或光伏逆變器脫網或停機。（4）一次調頻響應滯后時間：應不大于3s。（5）一次調頻負荷響應速率：達到目標負荷幅度的50%的時間不大于6s，達到目標負荷幅度的90%的時間不大于15s（6）一次調頻穩定時間：對于有效的頻率階躍擾動，自頻率變化超出一次調頻死區開始到發電負荷最后進入偏離穩態偏差±5%范圍內，且以后不再越出此范圍所需時間應不大于60s3.2.1.6 風電場、光伏發電站應根據電網安全穩定需求配置相應的安全穩定控制裝置3.

50、2.2 基建階段3.2.2.1 風電場、光伏發電站應向相應調控機構提供電網計算分析所需的風電機組光伏逆變器及其升壓站內主要涉網設備參數、有功與無功控制系統技術資料、并網檢測報告等風電場光伏發電站應完成風電機組、光伏逆變器及配套靜止無功發生器（SVG）、靜態無功補償裝置（SVC）的參數測試試驗、一次調頻試驗、AGC投入試驗、AVC投入試驗，并向調控機構提供相關試驗報告3.2.2.2 風電場、光伏發電站應根據調控機構電網穩定計算分析要求，開展建模及參數實測工作，并將試驗報告報調控機構。3.2.3 運行階段3.2.3.1 電力系統發生故障、并網點電壓出現跌落時，風電場、光伏發電站應動態調整風電機組、

51、光伏逆變器無功功率和場內無功補償容量，應確保場內無功補償裝置的動態部分自動調節，確保電容器、電抗器支路在緊急情況下能被快速正確投切，配合系統將并網點電壓和機端電壓快速恢復到正常范圍內3.2.3.2 風電場、光伏發電站匯集線系統的單相故障應快速切除匯集線系統應采用經電阻或消弧線圈接地方式，不應采用不接地或經消弧柜接地方式。經電阻接地的匯集線系統發生單相接地故障時，應能通過相應保護快速切除，同時應兼顧機組運行電壓適應性要求。經消弧線圈接地的匯集線系統發生單相接地故障時，應能可靠選線，快速切除。匯集線保護快速段定值應對線路末端故障有靈敏度，匯集線系統中的母線應配置母差保護。3.2.3.3 風電機組和

52、光伏逆變器控制系統參數和變流器參數設置應與電壓、頻率等保護協調一致3.2.3.4 風電場、光伏發電站內涉網保護定值應與電網保護定值相配合，報調控機構審核合格并備案3.2.3.5 風電機組、光伏逆變器因故障或脫網后不得自動并網，故障脫網的風電機組、光伏逆變器須經調控機構許可后并網。3.2.3.6 發生故障后，風電場、光伏發電站應及時向調控機構報告故障及相關保護動作情況，及時收集、整理保存相關資料，積極配合調查3.2.3.7 風電場、光伏發電站應配備全站統一的衛星時鐘（北斗和GPS），并具備雙網絡授時功能，對場站內各種系統和設備的時鐘進行統一校正3.2.3.8 當風電機組、光伏逆變器各部件軟件版本

53、信息、涉網保護定值及關鍵控制技術參數更改后，需向調控機構提供業主單位正式蓋章確認的故障穿越能力一致性技術分析及說明資料。3.2.3.9 風電場、光伏發電站應向調控機構定時上傳可用發電功率的短期、超短期預測，實時上傳理論發電功率和場站可用發電功率，上傳率和準確率應滿足電網電力電量平衡要求3.2.3.10 已建風電場、光伏發電站應根據電網需要具備3.2.1.1和3.2.1.5要求的高電壓穿越和一次調頻能力4 防止電氣誤操作事故為防止電氣誤操作事故，應全面貫徹落實國家電網公司電力安全工作規程 變電部分（Q/GDW 1799.1-2013）、關于印發<國家電網公司電力安全工作規程（配電部分）（試

54、行）>的通知（國家電網安質2014265號）、關于印發<國家電網公司防止電氣誤操作安全管理規定>的通知（國家電網安監2006904號）、國家電網公司變電運維管理規定（試行）國網（運檢/3）828-2017、國家電網公司變電驗收管理規定（試行）國網（運檢/3）827-2017第26分冊輔助設施驗收細則及其他有關規定，并提出以下重點要求：4.1 加強防誤操作管理4.1.1 切實落實防誤操作工作責任制，各單位應設專人負責防誤裝置的運行、維護、檢修、管理工作。定期開展防誤閉鎖裝置專項隱患排查，分析防誤操作工作存在的問題，及時消除缺陷和隱患，確保其正常運行。4.1.2 防誤閉鎖裝置應與

55、相應主設備統一管理，做到同時設計、同時安裝、同時驗收投運，并制訂和完善防誤裝置的運行、檢修規程。4.1.3 加強調控、運維和檢修人員的防誤操作專業培訓，嚴格執行操作票、工作票（“兩票”）制度，并使“兩票”制度標準化，管理規范化。4.1.4 嚴格執行操作指令。倒閘操作時，應按照操作票順序逐項執行，嚴禁跳項、漏項，嚴禁改變操作順序。當操作發生疑問時，應立即停止操作并向發令人報告，并禁止單人滯留在操作現場。待發令人確認無誤并再行許可后，方可進行操作。嚴禁擅自更改操作票，嚴禁隨意解除閉鎖裝置。4.1.5 應制訂完備的解鎖工具（鑰匙）管理規定，嚴格執行防誤閉鎖裝置解鎖流程，任何人不得隨意解除閉鎖裝置，禁

56、止擅自使用解鎖工具（鑰匙）。4.1.6 防誤閉鎖裝置不得隨意退出運行。停用防誤閉鎖裝置應經設備運維管理單位批準；短時間退出防誤閉鎖裝置應經變電運維班（站）長或發電廠當班值長批準，并應按程序盡快投入運行。4.1.7 禁止擅自開啟直接封閉帶電部分的高壓配電設備柜門、箱蓋、封板等。4.1.8 對繼電保護、安全自動裝置等二次設備操作，應制訂正確操作方法和防誤操作措施。智能變電站保護裝置投退應嚴格遵循智能保護投退順序。4.1.9 繼電保護、安全自動裝置（包括直流控制保護軟件）的定值或全站系統配置文件（SCD）等其他設定值的修改應按規定流程辦理，不得擅自修改。定值調整后檢修、運維人員雙方應核對確認簽字，并

57、做好記錄。4.1.10 應定期組織防誤裝置技術培訓，使相關人員按其職責熟練掌握防誤裝置，做到“四懂三會”（懂防誤裝置的原理、性能、結構和操作程序，會熟練操作、會處缺和會維護）。4.1.11 防誤裝置應選用符合產品標準，并經國家電網公司、省（自治區、直轄市）電力公司、國家電網公司直屬單位或行業內權威機構鑒定的產品。已通過鑒定的防誤裝置，必須經試運行考核及國家電網公司授權機構入網檢測后方可推廣使用。新型防誤裝置的試運行應經國家電網公司、省（自治區、直轄市）電力公司或國家電網公司直屬單位同意。4.2 完善防誤操作技術措施4.2.1 高壓電氣設備應安裝完善的防誤閉鎖裝置，裝置的性能、質量、檢修周期和維護等應符合防誤裝置技術標準規定。4.2.2 調控中心、運維中心、變電站各層級操作都應具備完善的防誤閉鎖功能，并確保操作權的唯一性。4.2.3 利用計算機監控系統實現防誤閉鎖功能時，應有符合現場實際并經運維管理單位審批的防誤規則，防誤規則判別依據可包含斷路器、隔離開關、接地開關、網門、壓板、接地線及就地鎖具等一、二次設備狀態信息，以