防止機網協調及風電機組光伏逆變器大面積脫網事故的重點要求1.1防止機網協調事故1.1.1各發電企業（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，還必須滿足電網安全運行的要求。1.1.2發電機勵磁調節器（包括電力系統穩定器（PSS））須經認證的檢測中心入網檢測合格，形成入網勵磁調節器軟件版本，才能進入電網運行。1.1.340MW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，形成入網調速器軟件版本，才能進入電網運行。1.1.4根據電網安全穩定運行的需要，100MW及以上容量的火力發電機組、核電機組和燃氣發電機組、40MW及以上容量的水輪發電機組和光熱機組，或接入220kV電壓等級及以上的同步發電機組應配置PSS。1.1.5發電機應具備進相運行能力。100MW及以上容量的火力發電機組、核電機組和燃氣發電機組、40MW及以上容量的水輪發電機組和光熱機組，或接入220kV電壓等級及以上的同步發電機組，有功額定工況下功率因數應能達到?0.95～?0.97，必要時可結合機組接入電網情況，由當地電力調度機構、試驗單位以及電廠通過專題研究確定。勵磁系統的低勵限制定值應可在線調整。1.1.6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。1.1.7為防止頻率異常時發生電網崩潰事故，發電機組應具有必要的頻率異常運行能力。正常運行情況下，汽輪發電機組頻率異常允許運行時間應滿足表1的要求。表1汽輪發電機組頻率異常允許運行時間頻率范圍（Hz）允許運行時間累計（min）每次（sec）51.0以上～51.5>30>3050.5以上～51.0>180>18048.5～50.5連續運行48.5以下～48.0>300>30048.0以下～47.5>60>6047.5以下～47.0>10>2047.0以下～46.5>2>51.1.8發電機勵磁系統應具備一定過負荷能力。1.1.8.1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。1.1.8.2發電機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80%額定電壓時，汽輪發電機不應低于1.8倍，水輪發電機不應低于2倍。強勵電流倍數等于2倍時，允許持續強勵時間不低于10s。1.1.9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/超同步振蕩風險情況，并做好抑制和預防機組次/超同步振蕩措施，同時應裝設次/超同步振蕩監測及保護裝置，協助電網管理部門共同防止次/超同步振蕩。1.1.10機組并網調試前三個月，發電廠應向相應電力調度機構提供電網計算分析所需的主設備（發電機、變壓器等）參數、二次設備（電流互感器（TA）、電壓互感器（TV））參數及保護裝置技術資料以及勵磁系統（包括PSS）、調速系統技術資料（包括原理及傳遞函數框圖）等。1.1.11新建機組及增容改造機組，發電廠應根據有關電力調度機構要求，開展勵磁系統、調速系統建模及參數實測試驗、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有資質試驗單位的審核，并將試驗報告報有關電力調度機構。1.1.12并網電廠應根據《并網電源涉網保護技術要求》（GB/T40586-2021）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，并根據電力調度機構的要求，做好每年度對所轄設備的整定值進行全面復算和校核工作。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。1.1.13發電機勵磁系統正常應投入自動方式運行，PSS正常必須置入投運狀態，勵磁系統（包括PSS）的整定參數應適應跨區交流互聯電網不同聯網方式運行要求，對0.1～2.0Hz系統振蕩頻率范圍的低頻振蕩模式應能提供正阻尼。1.1.14發電機組自動電壓控制（AVC）運行管理1.1.14.1利用AVC對發電機調壓時，受控機組勵磁系統應置于自動方式。1.1.14.2采用AVC對發電機調壓的機組，AVC裝置的增、減磁指令信號宜直接接入勵磁系統。1.1.14.3發電機組AVC運行時，不宜閉鎖分散控制系統（DCS）增磁、減磁操作指令。1.1.15100MW及以上火電、燃氣及核電機組，40MW及以上水電機組，接入220kV及以上電壓等級的同步發電機組的頻率異常保護，過電壓保護，過激磁保護，失磁保護，失步保護，轉子過負荷保護，定子過負荷保護，超速保護，一類輔機保護，功率負荷不平衡保護，零功率切機保護等涉網保護，發電機勵磁系統（包括PSS）等設備（保護）定值必須報有關電力調度機構備案。1.1.11.1勵磁系統的過勵限制（即過勵磁電流反時限限制和強勵電流瞬時限制）環節的特性應與發電機轉子的過負荷能力相一致，并與發電機保護中轉子過負荷保護定值相配合，在保護跳閘之前動作。應定期校驗限制動作定值。1.1.11.2勵磁變壓器保護定值應與勵磁系統強勵能力相配合，防止機組強勵時保護誤動作。1.1.11.3勵磁系統如設置有定子電流限制環節，則定子電流限制環節的特性應與發電機定子的過電流能力相一致，并與發電機保護中定子過負荷保護定值相配合，在保護跳閘之前動作。應定期校驗限制動作定值。1.1.11.4勵磁系統的V/Hz限制環節特性應與發電機或變壓器過激磁能力低者相匹配，應在發電機組對應繼電保護裝置跳閘動作前進行限制。V/Hz限制環節在發電機空載和負載工況下都應正確工作。應定期校驗限制動作定值。1.1.11.5勵磁系統如設有定子過壓限制環節，應與發電機過壓保護定值相配合，該限制環節應在機組保護之前動作。應定期校驗限制動作定值。1.1.16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可按汽輪發電機制造廠有關規定進行整定，低頻保護應與電網低頻減載裝置配合，低頻保護定值應低于電網低頻減載裝置最低一級定值。汽輪機超速保護控制（OPC）應與機組過頻保護、電網高頻切機裝置協調配合，遵循高頻切機先于OPC，OPC先于過頻保護動作的原則，電網有特殊要求者除外。應考慮OPC動作特性與電網特性的配合，防止OPC反復動作對電網的擾動。機組低電壓保護定值應低于系統（或所在地區）低壓減載的最低一級定值。1.1.17發電機組一次調頻運行管理1.1.17.1并網發電機組的一次調頻功能參數應按照電網運行的要求進行整定，一次調頻功能應按照電網有關規定投入運行。一次調頻功能應與AGC功能協調配合，且優先級高于AGC功能。1.1.17.2新投產機組和在役機組大修、通流改造、靈活性改造、調速系統改造、數字式電液控制系統（DEH）或DCS控制系統（水電監控系統）改造及運行方式改變后，發電廠應向相應電力調度機構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和調速系統參數測試及建模試驗報告，以確保機組一次調頻功能長期安全、穩定運行。在役機組應定期進行一次調頻性能復核試驗和調速系統參數測試及建模復核試驗，復核周期不應超過5年。1.1.17.3發電機組調速系統中的調門特性參數應與一次調頻功能和AGC調度方式相匹配。在閥門大修后或發現兩者不匹配時，應進行調門特性參數測試及優化整定，確保機組參與電網調峰調頻的安全性。1.1.17.4具有孤網或孤島運行可能的機組，機組調節系統應針對孤島、孤網運行方式配備專門的一次調頻功能，其性能指標應根據電網穩定需求確定。1.1.18發電機組進相運行管理1.1.18.1發電廠應根據發電機進相試驗結果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，并根據電力調度機構的要求進相運行。發電機應能監視雙向無功功率和功率因數。1.1.18.2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。1.1.18.3低勵限制定值應參考進相試驗結果、考慮發電機電壓影響并與發電機失磁保護相配合，應在發電機失磁保護之前動作。應結合機組B級及以上檢修定期檢查限制動作定值。1.1.19發電機組自動發電控制（AGC）運行管理1.1.19.1單機容量100MW及以上火電（不含背壓式熱電機組）和燃氣機組，40MW及以上非燈泡貫流式水電機組和抽水蓄能機組，根據所在電網要求，都應參加電網AGC運行。1.1.19.2發電機組AGC的性能指標應滿足接入電網的相關規定和要求。1.1.19.3發電機組大修、增容改造、通流改造、脫硫脫硝改造、高背壓、數字式電液控制系統（DEH）或DCS控制系統（水電監控系統）改造及運行方式改變后，發電廠應向相應電力調度機構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。1.1.20發電廠應制訂完備的發電機帶勵磁失步振蕩故障的應急措施，并按有關規定做好保護定值整定，包括：1.1.20.1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。1.1.20.2當失步振蕩中心在發變組外部時，發電機組應允許失步運行5～20個振蕩周期。此時，應立即增加發電機勵磁，同時減少有功負荷，切換廠用電，延遲一定時間，爭取恢復同步。1.1.20.3水輪發電機承受失步振蕩運行能力應滿足當地電網運行控制要求。1.1.21發電機失磁異步運行管理1.1.21.1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，則機組應與系統解列。水輪發電機不允許失磁異步運行，失磁保護宜帶時限動作于解列。1.1.21.2發電機失磁保護阻抗圓元件宜按異步邊界圓整定。1.1.22為避免系統擾動引起全廠機組同時跳閘，同一電廠內各發電機的失磁、失步保護在跳閘策略上應協調配合。1.1.23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。1.1.24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運行的能力。電廠應按照標準要求開展廠用一類輔機變頻器高/低電壓穿越能力的評估，必要時進行改造，并將評估、改造結果報有關電力調度機構。1.2防止風電機組、光伏逆變器大面積脫網事故1.2.1新建及改擴建風電場、光伏發電站設備選型時，性能指標必須滿足《電力系統安全穩定導則》（GB38755-2019）要求，并通過國家有關部門授權的有資質的檢測機構的并網檢測，不符合要求的不予并網。1.2.2風電機組、光伏逆變器除具備低電壓穿越能力外，機端電壓原則上應具有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，滿足表2要求。表2風電機組和光伏逆變器高電壓耐受運行時間表并網點工頻電壓值（標幺值）風電機組光伏逆變器UT≤1.10連續運行1.10<UT≤1.2具有每次運行10s的能力1.2<UT≤1.25具有每次運行1s的能力具有每次運行500ms的能力1.25<UT≤1.30具有每次運行500ms的能力UT>1.30允許退出運行1.2.3風電場、光伏發電站并網點的電壓偏差、頻率偏差、閃變、諧波/間諧波、三相電壓不平衡等電能質量指標滿足《風電場接入電力系統技術規定》（GB/T19963-2021）、《光伏發電站接入電力系統技術規定》（GB/T19964-2012）要求時，場站內的風電機組、光伏逆變器應能正常運行。1.2.4風電場、光伏發電站的無功容量應按照分層分區、基本平衡的原則進行配置，場站在充分利用風電機組、光伏逆變器等無功容量的基礎上，根據當地電網要求配置動態無功補償裝置，且電壓無功系統調節時間小于100ms。1.2.5風電場、光伏發電站的動態無功補償裝置的低電壓、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。1.2.6風電場、光伏發電站的頻率耐受能力應滿足表3要求。表3風電場和光伏發電站頻率耐受能力表頻率范圍（Hz）風電機組（s）光伏逆變器（s）51.0＜f≤51.5>3050.5＜f≤51>18048.5≤f≤50.5連續運行48.0≤f＜48.5>1800>30047.5≤f＜48.0>6047.0≤f＜47.5>2046.5≤f＜47.0>51.2.7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調節，并具備接受電力調度機構遠程自動控制的功能。風電場、光伏發電站監控系統應按相關技術標準要求，采集并向電力調度機構上傳所需的運行信息。1.2.8風電場、光伏發電站一次調頻功能應自動投入，技術指標滿足《并網電源一次調頻技術規定及試驗導則》（GB/T40595-2021）和當地電網的要求。當系統頻率偏差超過一次調頻死區值（風電場調頻死區在±0.03Hz～±0.1Hz范圍內，光伏發電站調頻死區在±0.02Hz～±0.06Hz范圍內，具體根據電網需要確定），風電場、光伏發電站應能調節有功輸出，參與電網一次調頻，在核定的出力范圍內響應系統頻率變化。1.2.9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。1.2.10風電場、光伏發電站應向相應電力調度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、一次調頻、AGC投入、AVC投入等試驗，并向電力調度機構提供相關試驗報告。1.2.11風電場、光伏發電站應根據電力調度機構電網穩定計算分析要求，開展電磁暫態和機電暫態建模及參數實測工作，并將模型和試驗報告報電力調度機構。1.2.12電力系統發生故障，并網點電壓出現跌落或驟升時，風電場、光伏發電站應具備電壓支撐能力，動態調整風電機組、光伏逆變器和場內無功補償裝置的無功功率，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。1.2.13風電場、光伏發電站35kV電纜終端頭、中間接頭應嚴格按照安裝圖紙規定的尺寸、工藝要求制作并經電氣試驗合格，電纜附件的安裝應實行全過程驗收。投運后應定期檢查電纜終端頭及接頭溫度、放電痕跡和機械損傷等情況。1.2.14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