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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50OmS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
