国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施（2018修订版）.doc

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1、国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施（修订版）目 录1 防止人身伤亡事故12 防止系统稳定破坏事故83 防止机网协调及新能源大面积脱网事故184 防止电气误操作事故315 防止变电站全停及重要客户停电事故356 防止输电线路事故477 防止输变电设备污闪事故608 防止直流换流站设备损坏和单双极强迫停运事故649 防止大型变压器（电抗器）损坏事故7810 防止无功补偿装置损坏事故8911 防止互感器损坏事故10012 防止GIS、开关设备事故10813 防止电力电缆损坏事故12314 防止接地网和过电压事故13115 防止继电保护事故14116 防止电网调度自动化系统、电力通信网及信息系统

2、事故16317 防止垮坝、水淹厂房事故19418 防止火灾事故和交通事故1981 防止人身伤亡事故为防止人身伤亡事故，应全面贯彻落实中共中央国务院关于推进安全生产领域改革发展的意见（中发201632号）、特种作业人员安全技术培训考核管理规定（国家安全监管总局令第80号）、电力建设工程施工安全监督管理办法（国家发展和改革委员会令第28号）、国家电网公司电力安全工作规程 变电部分（Q/GDW 1799.1-2013）、电力安全工作规程 线路部分（Q/GDW 1799.2-2013）、关于印发的通知（国家电网安质2014265号）、国家电网公司电力安全工作规程（电网建设部分）（试行）（国家电网安质2

3、016212号）、国家电网公司关于强化本质安全的决定（国家电网办2016624号）、国家电网公司关于印发的通知（国家电网安质2016356号）、国家电网公司关于印发贯彻落实实施方案的通知（国家电网办20171101号）、国家电网公司业务外包安全监督管理办法(国家电网安质2017311号）、营销业扩报装工作全过程安全危险点辨识与预控手册（试行）(国家电网营销2011237 号)、国家电网公司生产作业安全管控标准化工作规范（试行）（国家电网安质2016356号）及其他有关规定，并提出以下重点要求：1.1 加强各类作业风险管控1.1.1 实施生产作业标准化安全管控，科学安排作业任务，严格开展风险识别

4、、评估、预控，有序组织生产工作。对于事故应急抢修和紧急缺陷处理，按照管辖范围履行审批手续，保证现场安全措施完备，严禁无工作票或事故（故障）紧急抢修单、无工作许可作业。1.1.2 根据工作内容做好各类作业各个环节风险分析，落实风险预控和现场管控措施。1.1.2.1 对于开关柜类设备的检修、试验或验收，针对其带电点与作业范围绝缘距离短的特点，不管有无物理隔离措施，均应加强风险分析与预控。1.1.2.2 对于敞开式隔离开关的就地操作，应做好支柱绝缘子断裂的风险分析与预控，操作人与监护人应选择正确的站位。监护人员应实时监视隔离开关动作情况，操作人员应做好及时撤离的准备。1.1.2.3 对于高处作业，应

5、搭设脚手架、使用高空作业车、升降平台、绝缘梯、防护网，并按要求使用安全带、安全绳等个体防护装备，个体防护装备应检验合格。严禁在无安全保护的情况下进行高处作业。高处作业人员应持证上岗，凡身体不适合从事高处作业的人员，不得从事高处作业。1.1.2.4 对于近电作业，要注意保持安全距离，落实防感应电触电措施。对低压电气带电作业工具裸露的导电部位，应做好绝缘包缠，正确佩戴手套、护目镜等个体防护装备。1.1.2.5 对于业扩报装工作，应做好施工、验收、接电等各个环节的风险辨识与预控，严格履行业扩报装验收手续，严禁单人工作、不验电、不采取安全措施以及强制解锁、擅自操作客户设备等行为。对于营销小型分散作业，

6、现场开工前应认真勘查作业点的环境条件及风险点，并根据作业现场实际情况补充完善安全措施。1.1.2.6 对于杆塔组立工作，应做好起重设备、杆塔稳定性方面的风险分析与预控，作业人员应做好安全防护措施，严格执行作业流程，监护人员应现场监护，全面检查现场安全防护措施状态，严禁擅自组织施工，严禁无保护、无监护登塔作业等行为。1.1.2.7 对于输电线路放线紧线工作，应做好防杆塔倾覆风险辨识与预控，登杆塔前对塔架、根部、基础、拉线、桩锚、地脚螺母（螺栓）等进行全面检查，正确使用安全限位以及过载保护装置，充分做好防跑线措施，严禁违反施工作业技术和安全措施盲目作业。1.1.2.8 对于有限空间作业，必须严格执

7、行作业审批制度，有限空间作业的现场负责人、监护人员、作业人员和应急救援人员应经专项培训。监护人员应持有限空间作业证上岗；作业人员应遵循先通风、再检测、后作业的原则。作业现场应配备应急救援装备，严禁盲目施救。1.1.2.9 对于抗洪抢险作业，抢修人员进入情况不明的积水区时应采取穿救生衣等安全措施。1.1.3 在作业现场内可能发生人身伤害事故的地点，应采取可靠的防护措施，根据实际情况设立安全警示牌、警示灯、警戒线、围栏等警示标志，必要时增加物理隔离带或设专人监护。对交叉作业现场应制定完备的交叉作业安全防护措施，必要时设工作协调人。1.1.4 采取劳务外包的项目，对危险性大、专业性强的检修和施工作业

8、，劳务人员不得担任现场工作负责人，必须在发包方有经验人员的带领和监护下进行。1.1.5 加强作业现场反违章管理，健全各级安全稽查队伍，严肃查纠各类违章行为，积极推广应用远程视频监控等反违章技术手段。1.2 加强作业人员培训1.2.1 定期开展作业人员安全规程、制度、技术、风险辨识等培训、考试，使其熟练掌握有关规定、风险因素、安全措施，提高安全防护、风险辨识的能力。1.2.2 对于实习人员、临时人员和新参加工作的人员，应强化安全技术培训，证明其具备必要的安全技能，方可在有工作经验的人员带领下作业。禁止指派实习人员、临时人员和新参加工作的人员单独工作。1.2.3 应结合生产实际，经常性开展多种形式

9、的安全思想、安全文化教育，开展有针对性的应急演练，提高员工安全风险防范意识，掌握安全防护知识和伤害事故发生时的自救、互救方法。1.2.4 推行作业人员安全等级认证，建立作业人员安全资格的动态管理和奖惩机制。1.2.5 创新安全培训手段，可采用仿真、虚拟现实、互联网+等新技术丰富培训形式。1.3 加强设计阶段安全管理1.3.1 在发输变和供配电工程设计中，应认真吸取人身伤亡事故教训，并按照相关规程、规定的要求，及时改进和完善安全设施及设备安全防护措施设计。1.3.2 施工图设计时，应严格执行工程建设强制性条文内容，突出说明安全防护措施设计，并对施工单位进行专项设计交底。1.4 加强施工项目管理1

10、.4.1 工程建设要确保合理工期，工期进行调整时必须重新进行施工方案审查和风险评估，严格分包施工作业计划管理。1.4.2 加强对各项承包工程的安全管理，签订安全协议书，明确业主、监理、承包方的安全责任，严格外包队伍及人员资质审查和准入，严禁转包和违法分包，做好外包队伍入场审核、安全教育培训、动态考核工作，实行“黑名单”和“负面清单”管理，建立淘汰机制。1.4.3 落实施工单位主体责任，将劳务分包人员统一纳入施工单位管理，统一标准、统一要求、统一培训、统一考核（“五统一”）。1.4.4 发包方应监督检查承包方在施工现场的专（兼）职安全员配置和履职、作业人员安全教育培训、特种作业人员持证上岗、施工

11、机具和安全工器具的定期检验及现场安全措施落实等情况。1.4.5 在有危险性的电力生产区域（如有可能引发火灾、爆炸、触电、高空坠落、中毒、窒息、机械伤害、烧烫伤等人员、电网、设备事故的场所）作业，发包方应事先对承包方相关人员进行全面的安全技术交底，要求承包方制定安全措施，并配合做好相关安全措施。1.4.6 施工单位应建立重大及特殊作业技术方案评审制度，施工安全方案的变更调整要履行重新审批程序,应严格落实施工“三措”（组织措施、技术措施、安全措施）和安全文明施工相关要求。1.4.7 严格执行特殊工种、特种作业人员持证上岗制度。项目监理单位要严格执行特殊工种、特种作业人员入场资格审查制度，审查上岗证

12、件的有效性。施工单位要加强特殊工种、特种作业人员管理，工作负责人不得使用非合格专业人员从事特种作业。1.4.8 加强施工机械安全管理。施工企业应落实对分包单位机械、外租机械的管理要求，掌握大型施工机械工作状态信息，监理单位应严格现场准入审核。1.5 加强安全工器具和安全设施管理1.5.1 认真落实安全生产各项组织措施和技术措施，配备充足的、经国家认证认可的、经质检机构检测合格的安全工器具和防护用品，并按照有关标准、规定和规程要求定期检验，禁止使用不合格的安全工器具和防护用品，提高作业安全保障水平。1.5.2 对现场的安全设施，应加强管理、及时完善、定期维护和保养,确保其安全性能和功能满足相关标

13、准、规定和规程要求。1.6 加强验收阶段安全管理运维、施工单位完成各项作业检查、办理交接后，施工人员应与将要带电的设备及系统保持安全距离，未经许可、登记，严禁擅自再进行任何检查和检修、安装作业。1.7 加强运行安全管理1.7.1 严格执行“两票三制”（两票：工作票、操作票，三制：交接班制、巡回检查制、设备定期试验轮换制），落实好各级人员安全职责，并按要求规范填写“两票”内容，确保安全措施全面到位。1.7.2 强化缺陷设备监测、巡视制度，在恶劣天气、设备危急缺陷情况下开展巡检、巡视等高风险工作，应采取措施防止触电、雷击、淹溺、中毒、机械伤害等事故发生。72 防止系统稳定破坏事故为防止系统稳定破坏

14、事故，应认真贯彻电力系统安全稳定导则（DL 755-2001）、国家电网安全稳定计算技术规范（Q/GDW 1404-2015）、国调中心关于印发故障直流分量较大导致断路器无法灭弧解决方案的通知（调继2016155号）等行业标准和国家电网有限公司企业标准及其他有关规定，并提出以下重点要求：2.1 电源2.1.1 设计阶段2.1.1.1 合理规划电源接入点。受端系统应具有多个方向的多条受电通道，电源点应合理分散接入，每个独立输电通道的输送电力不宜超过受端系统最大负荷的10%-15%，并保证失去任一通道时不影响电网安全运行和受端系统可靠供电。2.1.1.2 发电厂宜根据布局、装机容量以及所起的作用，

15、接入相应电压等级，并综合考虑地区受电需求、动态无功支撑需求、相关政策等的影响。2.1.1.3 发电厂的升压站不应作为系统枢纽站，也不应装设构成电磁环网的联络变压器。2.1.1.4 开展风电场接入系统设计之前，应完成“电网接纳风电能力研究”和“大型风电场输电系统规划设计”等相关研究。风电场接入系统方案应与电网总体规划相协调，并满足相关规程、规定的要求。进行光伏发电站接入系统设计时，应考虑光伏发电站设计规模，根据需要开展接入系统稳定性、无功电压和电能质量等专题研究，保障光伏发电站和电力系统的安全稳定运行。2.1.1.5 综合考虑电力市场空间、电力系统调峰、电网安全等因素，统筹协调、合理布局抽蓄电站

16、等调峰电源。2.1.2 基建阶段2.1.2.1 对于点对网、大电源远距离外送等有特殊稳定要求的情况，应开展励磁系统对电网影响等专题研究，研究结果用于指导励磁系统的选型。2.1.2.2 并网电厂机组投入运行时，相关继电保护、安全自动装置、稳定措施和电力专用通信配套设施等应同时投入运行。2.1.2.3 按照国家能源局及国家电网有限公司相关文件要求，严格做好风电场、光伏电站并网验收环节的工作，避免不符合电网要求的设备进入电网运行。2.1.3 运行阶段2.1.3.1 并网电厂发电机组配置的频率异常、低励限制、定子过电压、定子低电压、失磁、失步等涉网保护定值应满足电力系统安全稳定运行的要求。2.1.3.

17、2 加强并网发电机组涉及电网安全稳定运行的励磁系统及电力系统稳定器（PSS）和调速系统的运行管理，其性能、参数设置、设备投停等应满足接入电网安全稳定运行要求。2.1.3.3 加强风电、光伏集中地区的运行管理、运行监视与数据分析工作，优化电网运行方式，制订防止机组大量脱网的反事故措施，保障电网安全稳定运行。2.2 网架结构2.2.1 设计阶段2.2.1.1 加强电网规划设计工作，制定完备的电网发展规划和实施计划，尽快强化电网薄弱环节，重点加强特高压电网建设及配电网完善工作，对供电可靠性要求高的电网应适度提高设计标准，确保电网结构合理、运行灵活、坚强可靠和协调发展。2.2.1.2 电网规划设计应统

18、筹考虑、合理布局，各电压等级电网协调发展。对于造成电网稳定水平降低、短路容量超过断路器遮断容量、潮流分布不合理、网损高的电磁环网，应考虑尽快打开运行。2.2.1.3 电网发展速度应适当超前电源建设，规划电网应考虑留有一定的裕度，为电网安全稳定运行和电力市场的发展等提供物质基础，以提供更大范围的资源优化配置的能力，满足经济发展的需求。2.2.1.4 系统可研设计阶段，应考虑所设计的输电通道的送电能力在满足生产需求的基础上留有一定的裕度。2.2.1.5 受端电网330kV及以上变电站设计时应考虑一台变压器停运后对地区供电的影响，对变压器投运台数进行分析计算。2.2.1.6 新建工程的规划设计应统筹

19、考虑对其他在运工程的影响。2.2.2 基建阶段2.2.2.1 在工程设计、建设、调试和启动阶段，国家电网公司的计划、工程、调度等相关管理机构和独立的发电、设计、调试等相关企业应相互协调配合，分别制定有效的组织、管理和技术措施，以保证一次设备投入运行时，相关配套设施等能同时投入运行。2.2.2.2 加强设计、设备定货、监造、出厂验收、施工、调试和投运全过程的质量管理。鼓励科技创新，改进施工工艺和方法，提高质量工艺水平和基建管理水平。2.2.3 运行阶段2.2.3.1 电网应进行合理分区，分区电网应尽可能简化，有效限制短路电流；兼顾供电可靠性和经济性，分区之间要有备用联络线以满足一定程度的负荷互带

20、能力。2.2.3.2 避免和消除严重影响系统安全稳定运行的电磁环网。在高一级电压网络建设初期，对于暂不能消除的影响系统安全稳定运行的电磁环网，应采取必要的稳定控制措施，同时应采取后备措施限制系统稳定破坏事故的影响范围。2.2.3.3 电网联系较为薄弱的省级电网之间及区域电网之间宜采取自动解列等措施，防止一侧系统发生稳定破坏事故时扩展到另一侧系统。特别重要的系统（政治、经济或文化中心）应采取自动措施，防止相邻系统发生事故时直接影响到本系统的安全稳定运行。2.2.3.4 加强开关设备、保护装置的运行维护和检修管理，确保能够快速、可靠地切除故障。2.2.3.5 根据电网发展适时编制或调整“黑启动”方

21、案及调度实施方案，并落实到电网、电厂各单位。2.3 稳定分析及管理2.3.1 设计阶段2.3.1.1 重视和加强系统稳定计算分析工作。规划、设计部门必须严格按照电力系统安全稳定导则（DL 755-2001）和国家电网安全稳定计算技术规范（Q/GDW 1404-2015）等相关规定要求进行系统安全稳定计算分析，全面把握系统特性，并根据计算分析情况优化电网规划设计方案，合理设计电网结构，滚动调整建设时序，确保不缺项、不漏项，合理确定输电能力，完善电网安全稳定控制措施，提高系统安全稳定水平。2.3.1.2 加大规划阶段系统分析深度，在系统规划设计有关稳定计算中，发电机组均应采用详细模型，以正确反映系

22、统动态特性。2.3.1.3 在规划设计阶段，对尚未有具体参数的规划机组，宜采用同类型、同容量机组的典型模型和参数。2.3.2 基建阶段2.3.2.1 对基建阶段的特殊运行方式，应进行认真细致的电网安全稳定分析，制定相关的控制措施和事故预案。2.3.2.2 严格执行相关规定，进行必要的计算分析，制定详细的基建投产启动方案。必要时应开展电网相关适应性专题分析。2.3.3 运行阶段2.3.3.1 应认真做好电网运行控制极限管理，根据系统发展变化情况，及时计算和调整电网运行控制极限。电网调度部门确定的电网运行控制极限值，应按照相关规定在计算极限值的基础上留有一定的稳定储备。2.3.3.2 加强有关计算

23、模型、参数的研究和实测工作，并据此建立系统计算的各种元件、控制装置及负荷的模型和参数。并网发电机组的保护定值必须满足电力系统安全稳定运行的要求。2.3.3.3 严格执行电网各项运行控制要求，严禁超运行控制极限值运行。电网一次设备故障后，应按照故障后方式电网运行控制的要求，尽快将相关设备的潮流（或发电机出力、电压等）控制在规定值以内。2.3.3.4 电网正常运行中，必须按照有关规定留有一定的旋转备用和事故备用容量。2.3.3.5 加强电网在线安全稳定分析与预警系统建设，提高电网运行决策时效性和预警预控能力。2.4 二次系统2.4.1 设计阶段2.4.1.1 认真做好二次系统规划。结合电网发展规划

24、，做好继电保护、安全自动装置、自动化系统、通信系统规划，提出合理配置方案，保证二次相关设施、网络系统的安全水平与电网保持同步。2.4.1.2 稳定控制措施设计应与系统设计同时完成。合理设计稳定控制措施和失步、低频、低压等解列措施，合理、足量地设计和实施高频切机、低频减负荷及低压减负荷方案。2.4.1.3 加强110kV及以上电压等级母线、220kV及以上电压等级主设备快速保护建设。2.4.1.4 特高压直流及柔性直流的控制保护逻辑应根据不同工程及工程不同阶段接入电网的安全稳定特性进行差异化设计，以保证交直流系统安全稳定运行为前提。2.4.2 基建阶段2.4.2.1 一次设备投入运行时，相关继电

25、保护、安全自动装置、稳定措施、自动化系统、故障信息系统和电力专用通信配套设施等应同时投入运行。2.4.2.2 加强安全稳定控制装置入网验收。对新入网或软、硬件更改后的安全稳定控制装置，应进行出厂测试或验收试验、现场联合调试和挂网试运行等工作。2.4.2.3 严把工程投产验收关，专业领导及技术人员必须全程参与基建和技改工程验收工作。2.4.3 运行阶段2.4.3.1 调度机构应根据电网的变化情况及时地分析、调整各种保护装置、安全自动装置的配置或整定值，并按照有关规程规定每年下达低频低压减载方案，及时跟踪负荷变化，细致分析低频减载实测容量，定期核查、统计、分析各种安全自动装置的运行情况。各运行维护

26、单位应加强检修管理和运行维护工作，防止装置出现拒动、误动，确保电网“三道防线”安全可靠。2.4.3.2 加强继电保护运行维护，正常运行时，严禁220kV及以上电压等级线路、变压器等设备无快速保护运行。2.4.3.3 母差保护临时退出时，应尽量减少无母差保护运行时间，并严格限制母线及相关元件的倒闸操作。2.4.3.4 受端系统枢纽厂站继电保护定值整定困难时，应侧重防止保护拒动。2.4.3.5 电网迎峰度夏期间和重点保电时段，加强对满载重载线路的运行维护，加强对跨区输电通道及相关线路的运维管控，开展高风险区段、密集线路走廊、线路跨越点特巡，确保重要设备安全稳定运行。2.4.3.6 应对两回及以上并

27、联线路两侧系统短路容量进行校核，如果因两侧系统短路容量相差较大，存在重合于永久故障时由于直流分量较大而导致断路器无法灭弧，需靠失灵保护动作延时切除故障的问题时，线路重合闸应选用一侧先重合，另一侧待对侧重合成功后再重合的方式。新建工程在设计阶段应考虑为实现这种方式所需要的重合闸检线路三相有压的条件。对于已投运厂站未配置线路三相电压互感器的，改造前可利用线路保护闭锁后合侧重合闸的方式作为临时解决方案。2.5 无功电压2.5.1 设计阶段2.5.1.1 在电网规划设计中，必须同步进行无功电源及无功补偿设施的规划设计。无功电源及无功补偿设施的配置应确保无功电力在负荷高峰和低谷时段均能分（电压)层、分（

28、供电)区基本平衡，并具有灵活的无功调整能力和足够的检修、事故备用容量。对输（变）电工程系统无功容量进行校核并提出无功补偿配置方案。受端系统应具有足够的无功储备和一定的动态无功补偿能力。2.5.1.2 无功电源及无功补偿设施的配置应使系统具有灵活的无功电压调整能力，避免分组容量过大造成电压波动过大。2.5.1.3 对于动态无功不足的特高压直流受端系统、短路容量不足的直流弱送端系统以及高比例受电地区，应通过技术经济比较配置调相机等动态无功补偿装置。2.5.1.4 提高无功电压自动控制水平，推广应用无功电压自动控制系统（AVC），提高电压稳定性，减少电压波动幅度。2.5.1.5 并入电网的发电机组应

29、具备满负荷时功率因数在0.9（滞相）0.97（进相）运行的能力，新建机组应满足进相0.95运行的能力。在电网薄弱地区或对动态无功有特殊需求的地区，发电机组应具备满负荷滞相0.85的运行能力。发电机自带厂用电运行时，进相能力应不低于0.97。2.5.2 基建阶段2.5.2.1 变电站一次设备投入运行时，配套的无功补偿及自动投切装置等应同时投入运行。2.5.2.2 在基建阶段应完成AVC无功电压控制系统的联调和传动工作，并具备同步投产条件。AVC系统应先投入半闭环控制模式运行48h，自动控制策略验证无误后再改为闭环控制模式。2.5.3 运行阶段2.5.3.1 电网主变压器最大负荷时高压侧功率因数不

30、应低于0.95，最小负荷时不应高于0.95。2.5.3.2 对于额定负荷大于等于100kVA，且通过10kV及以上电压等级供电的电力用户，在用电高峰时段变压器高压侧功率因数应不低于0.95；其他电力用户,在高峰负荷时功率因数应不低于0.9。2.5.3.3 电网局部电压发生偏差时，应首先调整该局部厂站的无功出力，改变该点的无功平衡水平。当母线电压低于调度部门下达的电压曲线下限时，应闭锁接于该母线有载调压变压器分接头的调整。2.5.3.4 发电厂、变电站电压监测系统和能量管理系统（EMS）应保证有关测量数据的准确性。中枢点电压超出电压合格范围时，必须及时向运行人员告警。2.5.3.5 电网应保留一

31、定的无功备用容量，以保证正常运行方式下，突然失去一回直流、一回线路、一台最大容量无功补偿设备或本地区一台最大容量发电机(包括发电机失磁)时，能够保持电压稳定。无功事故备用容量，应主要储备于发电机组、调相机和静止型动态无功补偿设备。2.5.3.6 在电网运行时，当系统电压持续降低并有进一步恶化的趋势时，必须及时采取拉路限电等果断措施，防止发生系统电压崩溃事故。3 防止机网协调及新能源大面积脱网事故为防止机网协调及新能源大面积脱网事故，应认真贯彻执行电网运行准则（GB/T 31464-2015）、同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求（GB/T7409.3）、火力发电机组一次调频试验及性

32、能验收导则（GB/T 30370-2013）、大型汽轮发电机励磁系统技术条件（DL/T 843-2010）、大型发电机组涉网保护技术规范（DL/T 1309-2013）、大型发电机变压器继电保护整定计算导则（DL/T 684-2012）、同步发电机励磁系统建模导则（DL/T 1167-2012）、电力系统稳定器整定试验导则（DL/T 1231-2013）、同步发电机原动机及其调节系统参数测试与建模导则（DL/T 1235-2013）、同步发电机进相试验导则（DL/T 15232016）、风力发电场无功配置及电压控制技术规定（NB/T 31099-2016）、风电功率预测系统功能规范（NB/T

33、31046-2013）、光伏发电站功率预测系统技术要求（NB/T 32011-2013）、国家电网公司网源协调管理规定国网（调/4）457-2014、发电机组励磁调速参数管理工作规定(调运2016106号)等有关制度标准的规定，并网电厂及新能源电站涉及电网安全稳定运行的励磁系统和调速系统、变流器控制系统、继电保护和安全自动装置、升压站电气设备、调度自动化和通信等设备的技术性能和参数应达到国家及行业有关标准要求，其技术规范应满足所接入电网要求，并提出以下重点要求：3.1 防止机网协调事故3.1.1 设计阶段3.1.1.1 各发电公司（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

34、保护选型、配置，其涉网控制性能除了保证主设备安全的情况下，还必须满足电网安全运行的要求。3.1.1.2 发电厂二次设备涉网控制性能型式试验管理3.1.1.2.1 发电机励磁调节器含电力系统稳定器（PSS）须经有资质的检测中心入网检测合格，挂网试运行半年以上，形成入网励磁调节器软件版本，才能进入电网运行。3.1.1.2.2 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。3.1.1.3 100MW及以上容量的核电机组、火力发电机组和燃气发电机组、40MW及以上容量的水轮发电机组，或接入220kV电压等级及以上的同步发电机组

35、应配置PSS。3.1.1.4 发电机应具备进相运行能力。100MW及以上容量的核电机组、火力发电机组和燃气发电机组、40MW及以上容量的水轮发电机组，或接入220kV电压等级及以上的同步发电机组，发电机有功额定工况下功率因数应能达到超前0.95-0.97。3.1.1.5 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。3.1.1.6 火电、燃机、核电、水电机组应具备一次调频功能。3.1.1.7 发电机励磁

36、系统应具备一定过负荷能力。3.1.1.7.1 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。3.1.1.7.2 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额定电压时不低于2.25倍，强励电流倍数等于2时，允许持续强励时间不低于10s。3.1.2 基建阶段3.1.2.1 新建机组及增容改造机组，发电厂应根据有关调度部门要求，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中国电科院及省电科院审核，并将审核通过

37、的试验报告报有关调度部门。3.1.2.2 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同步振荡风险情况，并做好抑制和预防机组次同步谐振和振荡措施，必要时应装设机组轴系扭振监视或保护装置。3.1.2.3 发电厂应依据相关技术标准开展涉网保护核查评估工作，包括高频率与低频率保护、过电压保护、过激磁保护、失磁保护、失步保护、汽轮机功率负荷不平衡保护（PLU）、发电机零功率保护等，并将评估结果报有关调度部门。3.1.2.4 100MW及以上并网汽轮发电机组的高频率保护、低频率保护、过电压保护、过激磁保护、失磁保护、失步保护、阻抗

38、保护及振荡解列装置、功率负荷不平衡保护、零功率切机保护、发电机励磁系统（包括PSS）等设备（保护）定值必须报有关调度部门备案。3.1.2.5 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正常运行的能力，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；电厂应开展厂用一类辅机变频器高/低电压穿越能力等评估，并将评估结果报有关调度部门。3.1.2.6 具有孤岛/孤网风险的区域电网内水轮发电机调速器应具备孤网控制模式及切换开关，其控制参数应委托相关单位开展仿真验证。3.1.2.7 水轮机调速器的转速、功率、开度等重要控

39、制信号应冗余配置，冗余I/O测点应分配在不同模件上。上述信号参与设备或机组保护时应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式，作用于模拟量控制时应采用三取中值的方式进行优选。3.1.3 运行阶段3.1.3.1 并网电厂应根据大型发电机变压器继电保护整定计算导则（DL/T684-2012）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，并根据调度部门的要求，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。3.1.3.2 励磁系统无功调差功能应投入运行，机组励磁

40、系统调差系数的设置应考虑主变短路电抗的差异，同一并列点的电压调差率应基本一致。3.1.3.3 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。发电机组低频保护定值（跳机）应低于系统低频减载的最低一级定值。3.1.3.4 发电机组一次调频运行管理3.1.3.4.1 并网发电机组的一次调频功能参数应满足电网一次调频性能要求的前提下保证调速系统在系统频率扰动下的稳定性，一次调频功能应按照电网有关规定投入运行。3.1.3.4.2 新投产机组和在役机组大修、通流改造、数字电液控制系统（DEH）或分散控制系统（DCS）控制系统改造及运行方式改变后，发电厂应向相

41、应调度部门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报告,以确保机组一次调频功能长期安全、稳定运行。3.1.3.4.3 火力发电机组调速系统中的汽轮机流量特性等与调门特性相关的参数应进行测试与优化，并满足一次调频功能和AGC调度方式协调配合需要，确保机组参与调频的安全性。3.1.3.4.4 不得擅自修改包括一次调频死区、转速不等率等与一次调频调节性能相关的参数。3.1.3.4.5 并网核电发电机组与一次调频相关的死区、限幅等参数应根据接入电网的要求进行整定。3.1.3.5 发电机组进相运行管理3.1.3.5.1 发电厂应根据发电机进相试验绘制指导实际进相运行的P-Q图，编制相应

42、的进相运行规程，并根据电网调度部门的要求进相运行。发电机应能监视双向无功功率和功率因数。3.1.3.5.2 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。3.1.3.6 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，则机组应立即与系统解列。3.1.3.7 在役机组大修、增容改造、通流改造、脱硫脱硝改造、高背压、DEH或DCS控制系统改

43、造及运行方式改变后，发电厂应向相应调度部门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。3.1.3.8 对于节流配汽滑压运行机组，应保证其滑压运行曲线可使机组具备符合规定的一次调频和AGC响应性能。对于使用补汽阀参与一次调频的机组，应保证补汽阀调节系统满足相关标准的要求；在使用补汽阀进行调频时，机组一次调频响应性能应满足相关规定要求。3.1.3.9 100MW及以上容量发电机变压器组应按双重化原则配置微机保护（非电量保护除外）。大型发电机组和重要发电厂的启动变保护宜采用双重化配置。每套保护均应含有完整的主、后备保护，能反应被保护设备的各种故障

44、及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号。3.1.3.9.1 发电机变压器组非电量保护应符合本反措第十五章“防止继电保护事故”的相关条款。3.1.3.9.2 发电机变压器组的断路器三相位置不一致保护应启动失灵保护。3.1.3.9.3 200MW及以上容量发电机定子接地保护宜将基波零序保护与三次谐波电压保护的出口分开，基波零序保护投跳闸。3.1.3.9.4 200MW及以上容量发电机变压器组应配置专用故障录波器。3.1.3.9.5 200MW及以上容量发电机应装设起、停机保护及断路器断口闪络保护。3.1.3.9.6 并网电厂都应制订完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，200MW及以上容量的发电

45、机应配置失步保护，在进行发电机失步保护整定计算和校验工作时应满足以下要求：（1）失步保护应能正确区分失步振荡中心所处的位置，在机组进入失步工况时发出失步启动信号。（2）当失步振荡中心在发变组外部，并网电厂应制订应急措施，发电机组应允许失步运行520个振荡周期，并增加发电机励磁，同时减少有功负荷，经一定延时后解列发电机，并将厂用电源切换到安全、稳定的备用电源。（3）当发电机振荡电流超过允许的耐受能力时，应解列发电机，并保证断路器断开时的电流不超过断路器允许开断电流。（4）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，多台并列运行的发变组可采用不同延

46、时的解列方式。3.2防止新能源大面积脱网事故3.2.1 设计阶段3.2.1.1 根据电网要求，风电机组、光伏逆变器的机端电压应具有1.3倍额定电压持续500ms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，详见表1。表1 风电机组和光伏逆变器电压耐受运行时间表并网点工频电压值（标幺值）运行时间UT 1.10连续运行1.10 UT 1.15具有每次运行10s的能力1.15 1.30允许退出运行3.2.1.2 风电场、光伏发电站无功补偿设备的低电压、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。3.2.1.

47、3 风电机组、光伏逆变器应满足一定的频率耐受能力，如表 2 所示：表2 风电机组和光伏逆变器频率耐受能力表频率范围（Hz）累积允许运行时间（min）每次允许运行时间（s）51.051.5303050.551.018018048.550.5连续运行48.548.030030048.047.5606047.547.0102047.046.5253.2.1.4 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平滑调节，并具备接受调控机构远程自动控制的功能。风电场、光伏电站监控系统应按相关技术标准要求，采集并向调控机构上传所需的运行信息。3.2.1.5 在风电场有功出力大于20%额定功率、光伏发电站有功出力大于10%额定功率时，若系统频率偏差值大于0.05Hz，风电场、光伏电站应能调节有功输出，参与电网一次调频，一次调