2023光伏电站技术监督-电能质量技术监督04可修改.docx

光伏发电站技术监控规程第4部分：电能质量技术监督有效的治理措施，减少发电、输电、配电、用电环节因电压暂降和短时中断所造成的人身伤 害、 设备故障及经济损失。5.1.5.2 监督内容5.1.5.2.1 对电压暂降和短时中断较为敏感的设备或用户接入电力系统前，应根据GB/T 30137中第7章所列统计方法及推荐指标对拟接入点电网的电压暂降和短时中断水平进行评 估，在此基础上合理选择接入点。5.1.5.2.2 在电压暂降干扰源用户建设项目的规划设计阶段，应开展电能质量预测评估工作，评估对接入点电网电压暂降指标的影响程度，评估其对周边敏感设备用户的影响程度，合理选择 接入点。对接入点电网电压暂降指标影响显著的干扰源用户接入设计时，应考虑相应的治理措施。5.1.5.2.3 电压暂降和短时中断的敏感用户与干扰源用户不宜在同一公共连接点接入电网。5.1.5.2.4 电压暂降和短时中断敏感用户的设备选型应综合考虑接入点电网的电压暂降和短 时中断指标。5.2运行维护阶段5. 2.1有功功率及频率偏差5.2.1.1 频率范围5.2.1.1.1 光伏电站应在表1所示电力系统频率范围内按规定运行（已进行高频改造的光伏 发电站按照当地电网要求执行）：表1光伏电站在不同电力系统频率范围内的运行规定正常情况下的有功控制频率范围运行要求<48Hz根据光伏电站逆变器允许运行的最低频率而定。48HzWfV49.5Hz频率每次低于49.5Hz ,光伏电站应能至少运行10 mino连续运行。50.2HzVfW50.5 Hz频率每次高于50.2Hz,光伏电站应能至少运行2min,并执行电网调度机构下 达的降低出力或高周切机策略；不允许处于停机状态的光伏电站并网。>50.5 Hz立刻终止向电网线路送电，且不允许处于停机状态的光伏电站并网。1.1.1.1.1 在光伏电站并网、正常停机以及辐照度增长过程中，光伏电站有功功率变化速率 应满足电力系统安全稳定运行的要求，其限值应根据所接入电力系统的频率调节特征，由电 网 调度机构确定。1.1.1.1.2 光伏电站有功功率变化速率每分钟应不超过10%装机容量，允许出现因福照度降 低而引起的光伏电站有功功率变化速率超出限值的情况。5.2.1.3 紧急控制5.2.1.3.1 在电力系统事故或紧急情况下，光伏电站应按下列要求运行：a) 在电力系统事故或特殊运行方式下，按照电网调度机构的要求降低光伏发电站有功功率。b) 当电力系统频率高于50.2Hz时，按照电网调度机构指令降低光伏电站有功功率， 严重情况下切除整个光伏电站。c) 若光伏电站的运行危害及电力系统安全稳定，电网调度机构按相应规定暂时将光伏 电站切除。5.2.1.3.2 事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，光伏电站应按调度指令并网运行。5.2.1.4 有功恢复5.2.1.4.1 对电力系统故障期间没有脱网的光伏电站，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自 故障清除时刻开始，以至少30%额定功率/秒的功率变化率恢复至正常发电状态。5.2.1.5 有功功率控制模式5.2.1.5.1 光伏电站AGC系统应具备的调整模式包括但不限于：限值模式、调整模式、斜 率控制模式、差值模式、调频模式，见表2o表2有功功率控制系统控制模式及功能模式功能限值 模式光伏电站有功控制系统应将全站出力控制在预先设定的或调度机构下达的限值之下，限值可分时间段给出调整 模式光伏电站有功控制系统应立即将全站出力按给定的斜率调整至给定值(若给定值大于最大可发功率，则调整 至最大可发功率)，当命令解除时，有功控制系统按给定的斜率恢复至最大可发功率斜率控 制模式光伏电站有功控制系统应将功率上升(或下降)斜率控制在给定值之内，福照度变化引起的光伏发电站切入 切出及故障等非可控情况除外差值 模式光伏电站有功控制系统应以低于预测最大可发功率的出力运行，差值4P为预先设定值或调度机构下发值调频 模式光伏电站在差值模式的基础上，根据系统频率或调度机构下发的调频指令调整全站出力5.2.1.5.2 光伏电站有功控制系统的模式选择，既可现场设置，亦可电力调度机构远端投入，各 种模式既可单独投入，亦可组合投入。模式投入退出以电力调度机构下发的自动化信号及调度指 令为准，调度规程规定的可不待调令执行的除外。5.2.1.6 性能指标5.2.1.6.1 投运率宜299%,计算公式为:X 100%(1)小:加 光伏发电站投入闭环运行时间我区举二' 光伏发电站处理满足AGC运行时间在规定时间内到达规定的死区在规定时间内到达规定的死区调节合格率，AGC系统跟踪调度机构下发的有功指令,范围内为合格点。调节合格率宜299%,计算公式为:调节合格率二系统执行合格点数调度机构下发调节指令次数X100%(2)实时性要求a) 控制计算周期：W10s。b) 接收逆变器监控系统数据的采集周期：W5s。c) 接收变电站监控系统数据的采集周期：W5s。d) 向电力调度机构上送数据的刷新周期：W5s。e) 控制指令响应到位时间：W30s。5.2.1.6.2 关键历史数据存储时间：1年有功功率控制能力测试5.2.1.6.3 测试条件光伏电站测试之前，依法取得行政许可备案的逆变器全部投入运行。a) 光伏电站已经配置AGC系统，能够接收并自动执行电力调度机构远方发送的功率 控制信号。b) 测试期间，光伏电站实际运行容量应大于光伏发电站额定容量的95%o(1)测试期间，光伏电站实际并网的状况不能变化。e)测试现场应满足：电压互感器的准确度等级至少为1级，执行标准为GB 20840.3。电流互感器的准确度等级至少为1级，执行标准为GB 20840.2o数据采集系统用 来采集、存储和计算机测试过程中的所有数据，其中三相电压、三相电流通道采样频 率5kHz,分辨率 212bito测试项目a) 有功功率变化：光伏电站的有功功率变化为Imin有功功率变化和lOmin有功功率变化，包括光伏电站正常运行、并网和正常停机三种情况。b) 通过光伏电站控制系统设置光伏发电站输出功率为当前有功功率输出的25%、50%、75%和100%,测量光伏电站接收指令后的有功功率变化，记录有功功率变 化数据和变化曲线。c) 通过光伏电站控制系统向光伏电站下发启动和停机指令，测量光伏电站接收指令后 的有功功率变化，记录有功功率变化数据和变化曲线。频率偏差的测量测量方法测量电网基波频率，每次取Is、3s或10s间隔内计到的整数周期与整数周期累计时间 之比(和Is、3s或10s时钟重叠的单个周期应丢弃)。测量时间间隔不能重叠每Is、3s或 10s间隔应在Is、3s或10s时钟开始时计。本标准不排斥更先进的频率测量方法的采用。5.2.1.8.1 仪器准确度测量误差不应超过±0.01Hz。5. 2. 2无功配置及电压偏差电压控制要求5.1.1.1.1 通过10 (6) kV电压等级接入电网的光伏电站，其并网点电压偏差为相应系统标 称电压的±7%。5.1.1.1.2 通过35kV-110kV电压等级接入电网的光伏电站，其并网电压偏差为相应系统标 称电压的- 3%+7%；事故后恢复电压为系统标称电压的±10%。5.1.1.1.3 通过220kV电压等级接入电网的光伏电站，其并网点电压偏差为相应系统标称电 压的0%+10%；事故后恢复电压为系统标称电压的-5%+10%。5.1.1.1.4 通过330kV及以上电压等级接入电网的光伏电站，正常运行方式下，其并网点最 高运行电压不得超过系统标称电压的+110%；最低运行电压不应影响电力系统同步稳定、电 压 稳定、站用电的正常使用及下一级电压的调节。电压控制模式5.2.2.2.1 光伏电站并网逆变器应具有多种控制模式，包括恒电压控制、恒功率因数控制和 恒无功功率控制等，具备根据运行需要手动/自动切换模式的能力。52222光伏电站的主变压器应采用有载调压变压器，按照无功电压控制系统的协调要求 通过调整变电站主变压器分接头控制站内电压。5.2.2.3 电压控制性能5.2.2.3.1 光伏电站的无功电源应能够跟踪光伏出力的波动及系统电压控制要求并快速响 应。5.2.2.3.2 光伏电站的无功调节需求不同，所配置的无功补偿装置不同，其响应时间应根据 光伏发电站接入后电网电压的调节需求确定。光伏发电站动态无功响应时间应不大于30mso故障穿越52.2.4.1光伏电站应具有GB/T 19964中第8章规定的低电压穿越能力。对于通过220kV （或330kV）光伏电站汇集系统升压至500kV （750kV）电压等级接入电网的光伏电站群中 的光伏电站，当电力系统发生短路故障引起电压跌落时，光伏电站注入电网的动态无功电流 应满 足以下要求：a） 自并网点电压跌落出现的时刻起，光伏电站动态无功响应时间不大于60ms,最大超调量不大于目标值的20%,光伏电站动态无功电流调节时间不大于150ms,无功 电流注入持续时间应不少于该低电压持续的时间。b） 自动态无功电流响应起直到电压恢复至0.9pu期间，光伏电站注入电力系统的无功电流IT应实时跟踪并网点电压变化，并应满足公式（3）公式（5）的要求：It>L5x (0.9- UT) In (0.2<Ut<0.9) (3)It 2L05xIn (Ut<0.2) (4)It=0 (Ut>0.9) (5)式中：It一光伏电站注入电力系统的无功电流。Ul光伏电站并网点电压标幺值。In一光伏电站额定电流。光伏电站高穿越的具体要求如表3所示（已进行高压改造的光伏电站按照当地电 网要求执行）。表3光伏电站高电压穿越运行时间要求并网点工频电压值p. U.运行时间1. 10<Ut1.20具有每次运行10s能力1.20<U,<1.30具有每次运行500ms能力1. 30<Ut允许退出运行52243光伏电站高电压穿越期间，光伏电站应具备有功功率连续调节能力。5.225无功补偿装置5.2.2.5.1 当光伏电站安装并联电抗器/电容器组或调压式无功补偿装置，在电网故障或异常 情 况下，引起光伏电站并网点电压在高于L2倍标称电压时，无功补偿装置容性部分应在0.2s内 退出运行，感性部分应能至少持续运行5min。5.2.2.5.2 当光伏电站安装动态无功补偿装置，在电网故障或异常情况下，引起光伏电站并 网 点电压高于1.2倍标称电压时，无功补偿装置可退出运行。5.2.2.5.3 对于通过220kV （或330kV）光伏发电站汇集系统升压至500kV （750kV）电压 等级接入电网的光伏电站群中的光伏电站，在电力系统故障引起光伏电站并网点电压低于 0.9倍标称电压时，光伏电站的无功补偿装置应配合站内其他无功电源按照GB/T 19964中第 8章的低电压穿越无功支持要求发出无功功率。无功电压控制系统5.2.2.6.1 光伏电站应配置无功电压控制系统，并满足GB/T 29321要求。系统应具有多种控 制模式，包括恒电压控制、恒功率因数控制和恒无功功率控制等，能够按照电力调度机构指 令， 自动调节光伏电站的无功功率，控制光伏发电站并网点电压在正常运行范围内，其调节 速度和控 制精度应能满足电力系统电压调节的要求。52262无功电压控制系统应具备计算、自动调节、监视、闭锁、通信、启动/停止顺序控 制、 文件记录等功能。52263无功电压控制系统应通过通信接口与站控和上级控制（或电力系统调度机构）保 持相互传送信息和命令。5.2.2.6.4 无功电压控制系统应能监控各部件的运行状态，统一协调控制并网逆变器、无功 补偿器以及升压变压器分接头。5.2.2.6.5 光伏电站无功电压控制系统响应时间应不超过10s,无功功率控制偏差的绝对值 不超过给定值的5%,电压调节精度在0.005倍标称电压内。5.227电压偏差的测量测量仪器性能的分类测量仪器性能分两类，分别定义如下：A级性能一用来进行需要精确测量的地方，例如合同的仲裁、解决争议等。B级性能一可以用来进行调查统计、排除故障以及其他的不需要较高精确度的应用场 合。应该根据每个具休应用场合来选择测量仪器性能的级别。供电电压偏差的测量方法获得电压有效值的基本的测量时间窗口应为10周波，并且每个测量时间窗口应该与紧 邻的测量时间窗口接近而不重叠，连续测量并计算电压有效值的平均值，最终计算获得供电 电 压偏差值，计算公式如式6：电用侑=僖-系缭落I裨.IT 茶绕标标宓JI )对A级性能电压监测仪，可以根据具体情况选择4个不同类型的时间长度计算供电电 压偏差:3s、Imin、lOmin、2h。对B级性能电压监测仪制造商应该标明测量时间窗口、计 算供电电压偏差的时间长度。时间长度推荐采用Imin或lOmin。52.2.7.3 仪器准确度A级性能电压监测仪的测量误差不应超过±0.2%。B级性能仪器的测量误差不应超过 ±0.5% o谐波和间谐波5.2.3.1 谐波电压限值谐波电压（相电压）应符合GB/T 14549的要求，各电压等级母线谐波电压限值见表4。表4谐波电压限值（相电压）标称电压（kV）电压总谐波畸变率（）各次谐波电压含有率（）奇次偶次0.385.04.02.064.03.21.610353.02.41.266110 (220)2.01.60.8注：标称电压为220 kV及以上的公用电网可参考100 kV执行，标称电压为20 kV的公用电网可参考10 kV执行。谐波电流允许值5.2.3.1.1 全部用户注入公共连接点的谐波电流允许值公共连接点的全部用户向该点注入的谐波电流分量（方均根值）不应超过表5、6中规 定的允许值。当公共连接点处的最小短路容量不同于基准短路容量时，谐波电流允许值应按 式7 进行换算。(7)式中：Ih短路容量为Sscmin时的第h次谐波电流允许值，单位为安培（A） oSscmin公共连接点的最小短路容量，单位为兆伏安（MVA）。Ssci基准短路容量，单位为兆伏安（MVA）。Ihp表5中的第h次谐波电流允许值，单位为安培（A）。5.2.3.1.2 光伏电站所接入公共连接点的向电力系统注入谐波电流允许值应按照光伏发电站 装机容量与公共连接点上具有谐波源的发/供电设备总容量之比进行分配。表5注入公共连接点的奇次谐波电流允许值标称电压 (kV)基准断路容量 (MVA)谐波次数及谐波电流限值A357911131517192123250.3810626244212824121.8168.9141261003434241116136.81()9.04.97.46.8101002020156.89.37.94.16.05.42.94.54.13525012128.84.15.64.72.53.63.21.82.72.56650013139.34.35.95.02.63.83.41.92.82.61107509.69.66.83.24.33.71.92.82.51.42.11.9表6注入公共连接点的偶次谐波电流允许值标称电压 (kV)基准断路容量 (MVA)谐波次数及谐波电流限值A246810121416182022240.3810783926191613119.78.67.87.16.56100432114118.57.16.15.34.74.33.93.61010026138.56.45.14.33.73.22.82.62.32.135250157.75.13.83.12.62.21.91.71.51.41.366500168.15.44.13.32.72.32.01.81.61.51.4110750126.04.03.02.42.01.71.51.31.21.11.05.2.33 单个用户注入公共连接点的谐波电流允许值同一公共连接点的每个用户向电网注入的谐波电流允许值按此用户在该点的协议 容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配，分配的计算方法见式8：1I万(8)Ihi每个用户向电网注入的谐波电流允许值，单位为安培(A)。IhG. 第一次换算的第h次谐波电流允许值，单位为安培(A)。相位叠加系数可按表7进行取值。表7相位叠加系数的取值h35711139, >13,偶次n1.11.21.41.81.92.0523.4公共连接点间谐波电压限值220kV及以下电力系统公共连接点各次间谐波电压含有率应不大于表8所示的限值。5.2.3.5 用户引起的公共连接点间谐波电压限值接于PCC的单个用户引起的各次间谐波电压含有率一般不得超过表9所允许的限值。 根据连接点的负荷状况，此限值可以做适当变动，但公共连接点间谐波电压仍应满足规定。表8间谐波电压含有率限值限值（）频率（Hz）<100100800<1000V0.200.50>1000V0.160.40表9单一用户间谐波电压含有率限值限值（）频率（Hz）<100100800<1000V0.160.4>1000V0.130.32谐波的测量5.2.3.5.1 谐波电压（或电流）测量应选择在电网正常供电时可能出现的最小运行方式，且应 在谐波源工作周期中产生的谐波量大的时段内进行。当测量点附近安装有电容器组时，应在电容器组的各种运行方式下进行测量。52363测量的谐波次数一般为第2到第19次，根据谐波源的特点或测试分析结果，可以 适当变动谐波次数测量的范围。谐波的测量时间应包括谐波源负荷运行全工况生产周期，宜N24h。52365谐波测量的数据应取测量时段内各相实测量值的95%概率值中最大的一相值，作 为判断谐波是否超过允许值的依据。电压波动和闪变电压波动限值任何一个波动负荷用户在电力系统公共连接点产生的电压变动，其限值和电压变动频度、 电压等级有关。对于电压变动频度较低（例如rWlOOO次/h）或规则的周期性电压波动，可通过测量电压方均根值曲线U （t）确定其电压变动频度和电压变动值。电压波动限值见表10。表10电压波动限值R (次/h)D (%)LV、MVHVr<l43l<r<103.2.5*10<r<10021.5100<1<10001.251注1:很少的变动频度(每日少于1次)，电压变动限值d还可以放宽。注2：对于随机性不规则的电压波动，如电弧炉负荷引起的电压波动，表中标有“叱的值为其限值。注3：参照GB/T156,本标准中系统标称电压Un等级按一下划分：低压(LV)UN<lkV中压(MV)lkV<UN<35kV高压(HV)35kV<UN220kVo对于220kv以上超曷压(EHV)系统的电压波动限值可参照高压(HV)系统执行。闪变的限值电力系统公共连接点，在系统正常运行的较小方式下，以一周(168h)为测量周期，所 有 长时间闪变值Pt都应满足表11闪变限值的要求。5.2.4.1 电压波动可以通过电压方均根值曲线U(t)来描述，电压变动d和电压变动频度r 则是衡量电压波动大小和快慢的指标。5.2.4.2 电压变动d的定义表达式为：1 * * w w * wi( )Mr式中：AU电压方均根值曲线上相临两个极值电压之差。又系统标称电压。5.2.4.3 当电压变动频度较低且具有周期性时，可通过电压方均根值曲线U(t)的测量，对 电压波动进行评估。单次电压变动可通过系统和负荷参数进行估算。5.2.4.4 变的测量5.2.4.4.1 变是电压波动在一段时期内的累计效果，它通过灯光照度不稳定造成的视感来 反 映，主要由短时间闪变Px和长时间闪变值P来衡量。各种类型电压波动引起的闪变均可采用符合IEC610004-15的闪变仪进行直接测量, 这是闪变量值判定的基准方法。对于三相等概率的波动负荷，可以任意选取一相测量。5. 2. 5三相电压不平衡.5.1不平衡度限值目 次I前 言II1范围12规范性引用文件13术语与定义14总则25技术监控标准3规划设计阶段35.1 运行维护阶段7设备检定165.2 电能质量事故监督186技术监督管理要求216. 1基础管理工作21日常管理工作226.1 各阶段监督重点工作257监督评价与考核26附录A （规范性附录）光伏电站电能质量技术监督预警项目 27附录B （规范性附录）光伏电站电能质量技术监督考核指标28附录C （规范性附录）光伏电站频率合格率统计29附录D （规范性附录）光伏电站电压合格率的统计30附录E （规范性附录）光伏电站闪变合格率统计方法31附录F （规范性附录）光伏电站不平衡度的计算32附录G （规范性附录）光伏电站电能质量监督档案标准格式34附录H （规范性附录）光伏电站技术监督不符合项通知单36附录I （规范性附录）光伏电站电能质量技术监督月报编写格式37附录J （规范性附录）光伏电站技术监督信息速报38附录K （规范性附录）光伏电站技术监督预警通知单39附录L （规范性附录）光伏电站技术监督预警回执单40附录M （规范性附录）光伏电站技术监督动态检查问题整改计划书41附录N （规范性附录）电能质量技术监督动态检查评价表42光伏电站引起公共连接点负序电压不平衡度允许值一般为1.3%,短时不超过2.6%o根据连接点的负荷状况以及邻近发电场站继电保护和自动装置安全运行要求，该允 许值可作适当变动，但负序电压不平衡度不超过2%短时不得超过4%o负序电压不平衡度允许值一般可根据连接点的正常最小短路容量换算为相应的负 序电流值作为分析或测算依据。525.2不平衡度的测量的取值1.1.1.1 .1测量应在电力系统正常运行的最小方式(或较小方式)下，不平衡负荷处于正常 连续工作状态下进行，并保证不平衡负荷的最大工作周期包含在内。52522对于电力系统的公共连接点，测量持续时间取一周(168h),每个不平衡度的测 量间隔可为Imin的整数倍。对于波动负荷，可取正常工作日24h持续测量，每个不平衡度 的测量间隔为Imino5.2.5.23 对于电力系统的公共连接点供电电压负序不平衡度测量值的lOmin方均根值的95% 概率大值应S2%,所有测量值中的最大值“。对日波动不平衡负荷，供电电压负序不平衡度测量值的Imin方均根值的95%概率大值应32%所有测量值中的最大值*%。对于日波动 不平衡负荷也可以时间取值：日累计2%的时间S72min,且每30min中2%的时间 5mirio5. 2. 6电压暂降与短时中断5.2.6.1 开展针对电压暂降和短时中断的连续监测，监测点的设置应覆盖全网各电压等级。出现对敏感设备产生显著影响时，应采取相应的技术措施。5.2.6.2 安装的电能质量在线监测终端应具备电压暂降和短时中断的监测功能。5.3设备检定5. 3.1电能质量在线监测装置检定5.1.1.1 首次检定5.1.1.1.1 分析仪首次检定时，精度测试需全部进行，须符合该设备技术规格的要求，功能 和软件测试同一型号中选一台进行。5.1.1.1.2 分析仪通过首次检定后才能再使用。5.1.1.1.3 下列情况之一应首次检定：a) 新产品设计定型鉴定及批量试生产定型鉴定。b) 当设备结构、工艺或主要材料上有改变，可能景响其性能时。c) 停产一年后重新投产时。5.1.1.2 检定周期监测装置的检定周期不应超过5年，对工作环境恶劣或有特殊要求的监测装置，必要时 可适当缩短检定周期。修理后的监测装置应经检定合格后才能投入使用。5.1.1.3 检定项目对被检电能质量监测装置进行的首次检定和周期检定的检定项目见表12,各检定项目 应按DL/T 1028要求进行。表12检定项目检定项目首次检定周期检定外观及工作正常性检查检检绝缘电阻检检绝缘强度检不检电压检检电流检检频率检检谐波电压检检谐波电流检检谐波功率选检不检基波频率偏移对谐波电压、谐波电流的影响检不检短时间电压闪变检检长时间电压闪变检不检三相不平衡度检检电压暂升、电压暂降、电压瞬态检不检测量结果重复性检不检数据兼容试验检不检电能质量分析仪检定首次检定5.3.2.1.1 分析仪首次检定时，精度测试需全部进行，须符合该设备技术规格的要求，功能 和软件测试同一型号中选一台进行。5.3.2.1.2 分析仪通过首次检定后才能再使用。5.3.2.1.3 下列情况之一应首次检定：a) 新产品设计定型鉴定及批量试生产定型鉴定。b) 当设备结构、工艺或主要材料上有改变，可能景响其性能时。c) 停产一年后重新投产时。5.3.2.2 检定周期分析仪检定周期原则为2年，使用频繁的仪器检定周期不宜超过1年，修理后的分析仪 应经检定合格后才能投入使用。5.3.2.3 检定项目分析仪首次检定和周期检定的检定项目见表13,各检定项目应按DL/T1028要求进行。检定项目首次检定周期检定外观及工作正常性检查检检电压检检电流检检频率检检谐波电压检检谐波电流检检谐波功率选检不检基波频率偏移对谐波电压、谐波电流的影响检不检短时间电压闪变检检长时间电压闪变检不检三相不平衡度检检电压暂升、电压暂降、电压瞬态检不检测量结果重复性检不检功能和软件检不检5.4 电能质量事故监督5. 4. 1目标准确分析电能质量事故原因，督促防控措施落实，避免再次发生类似的电能质量事故。5.5 .2内容5.4.2.1 分析发电企业、电网企业、电力用户电能质量事故发生的原因。5.4.2.2 评价事故涉及的电气设备电能质量指标及参数设置是否满足标准要求。5.4.2.3 督促电能质量事故防控措施的制定和落实。5. 4. 3方法5.4.3.1 技术监督流程典型电能质量问题引起的常见事故参见表14。表14典型电能质量问题引起的常见事故针对电能质量事故的技术监督流程见图2o电能质量原因常见事故谐波、间谐波a）变压器、电容器、电缆、电机等设备损坏或烧毁事故。b）继电保护和自动装置误动作导致供电中断事故。电压暂降、短时 中断a）计算机、可编程控制器、控制芯片、变频设备、直流电机等兀件或设备运行异常或电压暂降、短时 中断停机，导致精密负载设备损坏和产品报废事故。b）交流接触器脱扣导致用电中断事故。三相电压不平 衡a）变压器、电机过热损坏或烧毁事故。b）继电保护和自动装置动作导致供电中断事故。电压波动和闪a）精密负载设备运行异常导致产品报废事故。变b)电动机转速不均匀，危害电机、电器正常运行及寿命，影响产品质量。C)大范围照明灯光异常闪烁。供电电压偏高a)变压器、电机、电容器过热或烧损事故。 b)用电设备损坏事故。供电电压偏低a)电机启动和运行电流增加，力矩减小，转速下降，影响产品质量和数量。 b)用电电力不足，设备工作异常。5.4.3.2 电能质量事故调查取证电能质量事故调查取证应包括：a) 查看设备、产品损坏现场。b) 调取故障录波、事件记录、继电保护动作数据记录。c) 调取电能质量监测数据记录。d) 调取电力设备设置参数、运行数据记录。e) 调取事故前电网和用户设备试验记录、运行方式、运行数据。f) 调查值班人员对事故的记录、工作日志。5.4.3.3 电能质量事故原因分析电能质量事故原因分析应包括：a) 电网、用户、设备电能质量指标是否越限评估。b) 电力设备对电能质量指标耐受能力分析。c) 电网运行方式、用户设备生产运行方式合理性分析。d) 电气设备电气参数设置合理性分析。e) 继电保护配置和定值整定合理性分析。f) 电力设备、输电线路等自身故障引起的暂态事件分析。g) 雷击、鸟害、人为操作等引起的暂态事件分析。h) 电能质量事故再现仿真分析(必要时)。i) 实验验证(必要时)。j) 综合检查、试验、分析、判断结果形成电能质量事故原因分析结论。图2电能质量事故技术监督流程5.4.3.4 电能质量事故防控电能质量事故防控措施应包括：a） 对依据电能质量事故原因分析结论形成的防控措施进行电能质量评估和审查，确认 其合理有效。b） 电能质量事故防控措施实施后应进行全工况电能质量指标测试，各项电能质量指标应满足 GB/T 15945、GB/T 12325、GB/T 12326、GB/T 14549、GB/T 15543、GB/T 24337的要求。5.4.3.5 内容和要求5. 5.1监控网络与职责5.1.1.1 基层企业应建立健全总工程师、专业技术监控工程师、有关部门的专业或班组的专 业技术人员组成的三级技术监控网，并明确岗位职责，做好日常的电能质量技术监督工作。 其 中：第一级为总工程师、第二级为专业技术监控工程师、第三级为相关部门的专业技术人员。5.1.1.2 总工程师职责a）贯彻落实国家、行业和集团公司、分子公司有关的制度、标准、规程、技术措施等，全面 负责所在企业的电能质量技术监督工作；b）组织建立健全本企业电能质量技术监督管理体系，落实电能质量技术监督责任制， 组 织审批企业有关电能质量制度、标准、规程等；c）组织开展电能质量技术监督工作，研究解决重大技术问题和疑难问题。5.1.1.3 专业技术监控工程师职责a）落实电能质量技术监督有关的制度、标准、规程、技术措施等，协助总工程师开展 电 能质量技术监督工作；b）定期组织分析电能质量技术监督指标，并按时上报监督报表；c）组织开展机组运行、检修维护、技术改造过程中的技术监督工作；d）定期组织召开电能质量技术监督例会,研究解决专业技术问题；e）组织开展专业技术培训、新技术推广应用等工作。5.1.1.4 相关部门专业技术人员职责a）在总工程师领导下、电能质量技术监控工程师的指导下，负责本部门的具体电能质 量技 术监督、质量监督工作，实施企业下发的技术监督计划；b）负责制定本岗位专业技术监督规章制度，建立健全电能质量技术监督档案、技术资料;c）对所管辖的设备按规定进行监测、试验和测试，未达到监督指标的要提出具体的改进 建议；d）日常发现的设备缺陷或隐患，在向本部门汇报的同时，应及时向电能质量专业技术监 控工程师反馈情况，以便于组织会审，消灭事故于萌芽状态；e）参加设备事故调查分析，提出改进及防范建议；f）负责收集本专业监督数据、指标的采集，及时编制技术监督报告（表）；g)结合设备检修、试验和技术改造，具体负责电能质量技术监督工作计划的制定、上 报及 实施;h)负责编写电能质量反事故措施及方案，并落实；i)完成相应的电能质量技术监督工作；J)参加专业技术监督会议及培训。6技术监督管理要求6.1 基础管理工作6.1.1 管理依据基层企业应按照XXXXXX有限公司发电企业技术监控管理办法和本标准要求，制 定企业电能质量技术监督管理标准，并根据国家法律、法规及国家、行业、集团公司标准、 规范、规程、制度，结合光伏电站实际情况，编制或执行电能质量技术监督相关支持性文件；建立健全技术资料档案，以科学、规范的监督管理，保证电能质量设备安全可靠运行。6.1.2 电能质量技术监督管理应具备的相关支持性文件a) 电能质量技术监督实施细则。b) 变压器分接位置调整及管理办法。6.1.3 技术资料档案6.1.3.1 基建阶段资料档案：a) 逆变器技术资料。b) 无功补偿装置技术资料。c) AGC系统技术资料。d) AVC系统技术资料。6.1.3.2 设备台账：a) 电能质量监测点台帐。b) 电能质量监测用仪器仪表台帐。c) 逆变器、AGC、AVC装置定值参数清单等。6.1.3.3 试验报告和记录：a) 并网电能质量测试报告。b) AVC系统试验报告。c) AGC系统试验报告。d) 电能质量定期监测报告或记录。e) 缺陷闭环管理记录应包括月度缺陷分析等。6.1.3.4 事故管理报告和记录：a) 电能质量监督设备停运、障碍、事故统计记录。b) 事故分析报告。6.1.3.5 技术改造报告和记录：a) 可行性研究报告。b) 技术方案和措施。c) 技术图纸、资料、说明书。d) 质量监督和验收报告。e) 完工总结报告和后评估报告。6.1.3.6 监督管理文件：a) 电能质量技术监督管理标准、规程等文件。b) 技术监督网络文件。c) 电能质量技术监督专责人员资质证书。d) 电能质量技术监督工作计划、报表、总结以及现场评价报告。e) 现行国家标准、行业标准、反事故措施及电能质量技术监督有关文件。f) 所属电网的调度规程。g) 所属电网统调发电厂涉及电能质量管理与考核文件等。6.2 日常管理工作6.3 2.1健全监督网络与职责1.1.1.1 各基层企业应依据XXXXXX有限公司发电企业技术监控管理办法(以下简称：管 理办法)“第十二条”的规定，建立健全由生产分管领导或总工程师领导下的电能质量技 术监 督三级管理网。1.1.1.2 基层企业电能质量归口管理部门在技术监督领导小组的领导下，建立健全电能质量 技 术监督网络，负责企业电能质量技术监督日常工作。1.1.1.3 基层企业应依据管理办法和本标准编制本企业电能质量技术监督标准实施细则，做到分工、职责明确，责任到人。1.1.1.4 基层企业每年一季度要