电力生产防止机网协调及风电机组、光伏逆变器大面积脱网事故的重点要求

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1、防止机网协调及风电机组、光伏逆变器大面积脱网事故的重点要求1防止机网协调事故1.1 各发电企业（厂）应重视和完善与电网运行关系密切的励磁、调速、无功补偿装置和保护选型、配置，其涉网控制性能除了保证主设备安全，还必须满足电网安全运行的要求。1.2 发电机励磁调节器（包括电力系统稳定器（PSS）须经涉网性能检测合格，形成入网励磁调节器软件版本，才能进入电网运行。1.3 40MW及以上水轮机调速器控制程序须经全面的静态模型测试和动态涉网性能测试合格，形成入网调速器软件版本，才能进入电网运行。1.4 根据电网安全稳定运行的需要，IOOMW及以上容量的火力发电机组、核电机组和燃气发电机组、40MW及以上

2、容量的水轮发电机组和光热机组，或接入22OkV电压等级及以上的同步发电机组应配置PSSo1.5 发电机应具备进相运行能力。IOOMW及以上容量的火力发电机组、核电机组和燃气发电机组、40MW及以上容量的水轮发电机组和光热机组，或接入220kV电压等级及以上的同步发电机组，有功额定工况下功率因数应能达到-0.950.97,必要时可结合机组接入电网情况，由当地电力调度机构、试验单位以及电厂通过专题研究确定。励磁系统的低励限制定值应可在线调整。1.6 新投产的大型汽轮发电机应具有一定的耐受带励磁失步振荡的能力。发电机失步保护应考虑既要防止发电机损坏又要减小失步对系统和用户造成的危害。为防止失步故障扩

3、大为电网事故，应当为发电机解列设置一定的时间延迟，使电网和发电机具有重新恢复同步的可能性。1.7 为防止频率异常时发生电网崩溃事故，发电机组应具有必要的频率异常运行能力。正常运行情况下，汽轮发电机组频率异常允许运行时间应满足表5-1的要求。水轮发电机频率异常运行能力应优于汽轮发电机并满足当地电网运行控制要求。表51汽轮发电机组频率异常允许运行时间频率范围(Hz)允许运行时间累计(min)每次(SeC)51.0以上5L5303050.5以上5L018018048.5-50.5连续运行48.5以下48.030030048.0以下47.5606047.5以下47.0102047.0以下465251.

4、8发电机励磁系统应具备一定过负荷能力。1.8.1 励磁系统应保证发电机励磁电流不超过其额定值的1.1倍时能够连续运行。1.8.2 发电机交流励磁机励磁系统顶值电压倍数不低于2倍，自并励静止励磁系统顶值电压倍数在发电机80%额定电压时，汽轮发电机不应低于1.8倍，水轮发电机不应低于2倍。强励电流倍数等于2倍时，允许持续强励时间不低于IOso1.9 发电厂应准确掌握接入大规模新能源汇集地区电网、有串联补偿电容器送出线路以及接入直流换流站近区的汽轮发电机组可能存在的次/超同步振荡风险情况，并做好抑制和预防机组次/超同步振荡措施，同时应装设次/超同步振荡监测及保护装置，协助电网管理部门共同防止次/超同

5、步振荡。1.10 机组并网调试前三个月，发电厂应向相应电力调度机构提供电网计算分析所需的主设备（发电机、变压器等）参数、二次设备（电流互感器（TA）.电压互感器（TV）参数及保护装置技术资料以及励磁系统（包括PSS）、调速系统技术资料（包括原理及传递函数框图）等。1.11 新建机组及增容改造机组，发电厂应根据有关电力调度机构要求，开展励磁系统、调速系统建模及参数实测试验、电力系统稳定器参数整定试验、发电机进相试验、一次调频试验、自动发电控制（AGC）试验、自动电压控制（AVC）试验工作，实测建模报告需通过电力调度机构认可的单位审核，并将试验报告报有关电力调度机构。1.12 并网电厂应根据并网电

6、源涉网保护技术要求（GB/T40586-2021）的规定、电网运行情况和主设备技术条件，认真校核涉网保护与电网保护的整定配合关系，并根据电力调度机构的要求，做好每年度对所辖设备的整定值进行全面复算和校核工作。当电网结构、线路参数和短路电流水平发生变化时，应及时校核相关涉网保护的配置与整定，避免保护发生不正确动作行为。1.13 发电机励磁系统正常应投入自动方式运行，PSS正常必须置入投运状态，励磁系统（包括PSS）的整定参数应适应跨区交流互联电网不同联网方式运行要求，对0.12.0Hz系统振荡频率范围的低频振荡模式应能提供正阻尼。1.14 利用自动电压控制系统（AVC）对发电机调压时，受控机组励

7、磁系统应置于自动方式。L15IOOMW及以上火电、燃气及核电机组，40MW及以上水电机组，接入22OkV及以上电压等级的同步发电机组的频率异常保护，过电压保护，过激磁保护，失磁保护，失步保护，转子过负荷保护，定子过负荷保护，超速保护，一类辅机保护，功率负荷不平衡保护，零功率切机保护等涉网保护，发电机励磁系统（包括PSS）等设备（保护）定值必须报有关电力调度机构备案。1.15 励磁系统的过励限制（即过励磁电流反时限限制和强励电流瞬时限制）环节的特性应与发电机转子的过负荷能力相一致，并与发电机保护中转子过负荷保护定值相配合，在保护跳闸之前动作。1.16 励磁变压器保护定值应与励磁系统强励能力相配合

8、，防止机组强励时保护误动作。1.17 励磁系统如设有定子电流限制环节，则定子电流限制环节的特性应与发电机定子的过电流能力相一致，并与发电机保护中定子过负荷保护定值相配合，在保护跳闸之前动作。1.18 励磁系统的伏/赫兹限制（V/Hz限制）环节特性应与发电机或变压器过激磁能力低者相匹配，应在发电机组对应继电保护装置跳闸动作前进行限制。V/Hz限制环节在发电机空载和负载工况下都应正确工作。1.19 励磁系统如设有定子过压限制环节，应与发电机过压保护定值相配合,在保护跳闸之前动作。1.20 电网低频减载装置的配置和整定，应保证系统频率动态特性的低频持续时间符合相关规定，并有一定裕度。发电机组低频保护

9、定值可按汽轮发电机制造厂有关规定进行整定，低频保护应与电网低频减载装置配合，低频保护定值应低于电网低频减载装置最低一级定值。汽轮机超速保护控制（OPe）应与机组过频保护、电网高频切机装置协调配合，遵循高频切机先于0PC,C）Pe先于过频保护动作的原则，电网有特殊要求者除外。应考虑OPC动作特性与电网特性的配合，防止OPC反复动作对电网的扰动。机组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。1.21 发电机组一次调频运行管理1.21.1 并网发电机组的一次调频功能参数应按照电网运行的要求进行整定，一次调频功能应按照电网有关规定投入运行。一次调频功能应与AGC功能协调配合，且优先

10、级高于AGC功能。1.21.2 新投产机组和在役机组大修、通流改造、灵活性改造、原动机及其调节控制系统改造（升级）、控制逻辑和参数变更、运行方式改变后，发电厂应向相应电力调度机构交付由技术监督部门或有资质的试验单位完成的一次调频性能试验和调速系统参数测试及建模试验报告，以确保机组一次调频功能长期安全、稳定运行。在役机组应定期进行一次调频性能复核试验和调速系统参数测试及建模复核试验，复核周期不应超过5年。1.21.3 发电机组调速系统中的调门特性参数应与一次调频功能和AGC调度方式相匹配。在阀门大修后或发现两者不匹配时，应进行调门特性参数测试及优化整定，确保机组参与电网调峰调频的安全性。1.21

11、.4 具有孤网或孤岛运行可能的机组，机组调节系统应针对孤岛、孤网运行方式配备专门的一次调频功能，其性能指标应根据电网稳定需求确定。1.22 发电机组进相运行管理1.22.1 发电厂应根据发电机进相试验结果绘制指导实际进相运行的P-Q图，编制相应的进相运行规程，并根据电力调度机构的要求进相运行。发电机应能监视双向无功功率和功率因数。1.22.2 并网发电机组的低励限制辅助环节功能参数应按照电网运行的要求进行整定和试验，与电压控制主环合理配合，确保在低励限制动作后发电机组稳定运行。1.22.3 低励限制定值应参考进相试验结果、考虑发电机电压影响并与发电机失磁保护相配合，应在发电机失磁保护之前动作。

12、应结合机组B级及以上检修定期检查限制动作定值。1.23 发电机组自动发电控制（AGC）运行管理1.23.1 单机容量IOOMW及以上火电（不含背压式热电机组）和燃气机组，40MW及以上非灯泡贯流式水电机组和抽水蓄能机组，根据所在电网要求，都应参加电网AGC运行。1.23.2 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。1.23.3 发电机组大修、增容改造、通流改造、脱硫脱硝改造、高背压改造、原动机及其调节控制系统改造（升级）、控制逻辑和参数变更、运行方式改变后,发电厂应向相应电力调度机构交付由技术监督部门或有资质的试验单位完成的AGC试验报告，以确保机组AGC功能长期安全、稳定运行

13、。1.24 发电厂应制订完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，并按有关规定做好保护定值整定，包括：1.24.1 当失步振荡中心在发变组内部，失步运行时间超过整定值或电流振荡次数超过规定值时，保护动作于解列。1.24.2 当失步振荡中心在发变组外部时，发电机组应允许失步运行520个振荡周期。此时，应立即增加发电机励磁，同时减少有功负荷，切换厂用电，延迟一定时间，争取恢复同步。1.24.3 水轮发电机承受失步振荡运行能力应满足当地电网运行控制要求。1.25 发电机失磁异步运行管理1.25.1 严格控制发电机组失磁异步运行的时间和运行条件。根据国家有关标准规定，不考虑对电网的影响时，汽轮发电机应

14、具有一定的失磁异步运行能力，但只能维持发电机失磁后短时运行，此时必须快速降负荷。若在规定的短时运行时间内不能恢复励磁，则机组应与系统解列。水轮发电机不允许失磁异步运行，失磁保护宜带时限动作于解列。1.25.2 发电机失磁保护阻抗圆元件宜按异步边界圆整定。1.26 为避免系统扰动引起全厂机组同时跳闸，同一电厂内各发电机的失磁、失步保护在跳闸策略上应协调配合。1.27 电网发生事故引起发电厂高压母线电压、频率等异常时，电厂一类辅机保护不应先于主机保护动作，以免切除辅机造成发电机组停运。1.28 发电机组附属设备变频器应具备在电网发生故障的瞬态过程中保持运行的能力。电厂应按照标准要求开展厂用一类辅机

15、变频器高/低电压穿越能力的评估，必要时进行改造，并将评估、改造结果报有关电力调度机构。1.29 新建及改扩建电厂应主动开展并网安全性评价工作，已投入运行的电厂应定期进行并网安全性评价，保证发电机组满足并网安全条件、评价标准以及电力监管机构和电力调度机构涉网安全规定的要求。1.30 电机组、光伏逆变器大面积脱网事故2.1 新建及改扩建风电场、光伏发电站设备选型时，性能指标必须满足电力系统安全稳定导则(GB38755-2019)要求，并通过国家有关部门授权的有资质的检测机构的并网检测，不符合要求的不予并网。2.2 风电机组、光伏逆变器除具备低电压穿越能力外，机端电压原则上应具有L3倍额定电压持续5

16、0OmS的高电压穿越能力。以电压耐受运行时间评价风电机组和光伏逆变器的高电压穿越能力，满足表5-2要求。表5-2风电机组和光伏逆变器高电压耐受运行时间表并网点工频电压值(标幺值)风电机组光伏逆变器W1.10连续运行1.10u1.2具有每次运行Ie)S的能力1.2UW1.25具有每次运行Is的能力具有每次运行500ms的能力1.251.30允许退出运行2.3 风电场、光伏发电站并网点的电压偏差、频率偏差、闪变、谐波/间谐波、三相电压不平衡等电能质量指标满足风电场接入电力系统技术规定(GB/T19963-2021),光伏发电站接入电力系统技术规定(GB/T19964-2012)要求时，场站内的风电

17、机组、光伏逆变器应能正常运行。2.4 风电场、光伏发电站的无功容量应按照分层分区、基本平衡的原则进行配置，场站在充分利用风电机组、光优逆变器等无功容量的基础上，根据当地电网要求配置动态无功补偿装置，且电压无功系统调节时间小于IOOmso2.5 风电场、光伏发电站的动态无功补偿装置的低电压、高电压穿越能力应不低于风电机组、光伏逆变器的穿越能力，支撑风电机组、光伏逆变器满足低电压、高电压穿越要求。2.6 风电场、光伏发电站的频率耐受能力应满足表5-3要求。表53风电场和光伏发电站频率耐受能力表频率范围（HZ）风电机组（S）光伏逆变器（S）51.03050.518048.5f50.5连续运行48.0

18、f180030047.5f6047.0f2046.5f52.7 风电场、光伏发电站应配置场站监控系统，实现风电机组、光伏逆变器的有功/无功功率和无功补偿装置的在线动态调节，并具备接受电力调度机构远程自动控制的功能。风电场、光伏发电站监控系统应按相关技术标准要求，采集并向电力调度机构上传所需的运行信息。2.8 风电场、光伏发电站一次调频功能应自动投入，技术指标满足并网电源一次调频技术规定及试验导则（GB/T40595-2021）和当地电网的要求。当系统频率偏差超过一次调频死区值（风电场调频死区在003Hz0.1Hz范围内，光伏发电站调频死区在002Hz0.06Hz范围内，具体根据电网需要确定），

19、风电场、光伏发电站应能调节有功输出，参与电网一次调频，在核定的出力范围内响应系统频率变化。2.9 风电场、光伏发电站应根据电网安全稳定需求配置相应的安全稳定控制装置。2.10 风电场、光伏发电站应向相应电力调度机构提供电网计算分析所需的风电机组、光伏逆变器及其升压站内主要涉网设备参数、有功与无功控制系统技术资料、并网检测报告等。风电场、光伏发电站应完成风电机组、光优逆变器及配套静止无功发生器（SVG）、静态无功补偿装置（SVC）的参数测试、一次调频、AGC投入、AVC投入等试验，并向电力调度机构提供相关试验报告。2.11 风电场、光伏发电站应根据电力调度机构电网稳定计算分析要求，开展电磁暂态和

20、机电暂态建模及参数实测工作，并将模型和试验报告报电力调度机构。2.12 电力系统发生故障，并网点电压出现跌落或骤升时，风电场、光伏发电站应具备电压支撑能力，动态调整风电机组、光伏逆变器和场内无功补偿装置的无功功率，确保电容器、电抗器支路在紧急情况下能被快速正确投切，配合系统将并网点电压和机端电压快速恢复到正常范围内。2.13 风电场、光伏发电站35kV电缆终端头、中间接头应严格按照安装图纸规定的尺寸、工艺要求制作并经电气试验合格，电缆附件的安装应实行全过程验收。投运后应定期检查电缆终端头及接头温度、放电痕迹和机械损伤等情况。2.14 风电场、光伏发电站汇集线系统的单相故障应快速切除。汇集线系统

21、应采用经电阻或消弧线圈接地方式，宜采用低电阻接地方式，不应采用不接地或经消弧柜接地方式。经电阻接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能通过相应保护快速切除，同时应兼顾机组运行电压适应性要求。经消弧线圈接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能可靠选线，快速切除。汇集线保护快速段定值应对线路末端故障有灵敏度，汇集线系统中的母线应配置母差保护。2.15 接入220kV及以上电压等级的风电场、光伏发电站的单元变压器高压侧宜采用断路器隔离故障。单元变压器配有速动电气量保护并可作用于其高压侧断路器时，汇集线系统过流I段或相间距离I段保护应增加短延时以保证选择性。2.16 风电机组、光伏逆变器控制系统参数和

22、变流器参数设置应与电压、频率等保护协调一致。风电机组、光伏逆变器的电压、频率保护应与安全自动装置、防孤岛装置的电压、频率等保护协调一致。2.17 风电场、光伏发电站内保护定值应按照相关标准要求整定并经电站审核，其涉网保护定值应与电网保护定值相配合，报电力调度机构备案。2.18 风电机组、光伏逆变器因安全自动装置动作，电压、频率等电气保护动作，导致脱网后不得自行并网，故障脱网的风电机组、光伏逆变器须经电力调度机构许可后并网。2.19 发生故障后，风电场、光伏发电站应及时向电力调度机构报告故障及相关保护动作情况，及时收集、整理、保存相关资料，积极配合调查。2.20 风电场、光伏发电站应在升压站内配

23、置故障录波装置，启动判据应至少包括电压越限和电压突变量，记录升压站内设备在故障前IOs至故障后60s的电气量数据，波形记录应满足相关技术标准。2.21 风电场、光伏发电站应配备全站统一的卫星时钟（北斗和GPS）,并具备双网络授时功能，对场站内各种系统和设备的时钟进行统一校正。2.22 当风电机组、光伏逆变器各部件软件版本信息、涉网保护定值及关键控制技术参数更改后，需提供故障穿越能力等涉网性能一致性技术分析及说明资料。2.23 风电场、光伏发电站应向电力调度机构定时上传可用发电功率的短期、超短期预测，实时上传理论发电功率和场站可用发电功率，上传率和准确率应满足电网电力电量平衡要求。2.24 对于可能存在次同步振荡、超同步振荡风险的风电场、光伏发电站，应在场站投运前开展次/超同步振荡风险研究，向电力调度机构提供研究结论和相关技术资料，并根据评估研究结果采取抑制、保护和监测措施。