黄幼茹

(全国电力安全专家委员会，北京 100031)

4 防止系统稳定破坏事故编制说明

4.1 总体说明

本章针对当前电网的发展趋势，以及电网运行中出现的新问题，从规划设计、基建安装和运行等各个环节提出防止系统稳定破坏事故的措施。本次修编在原《防止电力生产事故的二十五项重点要求》(2000年)和《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》(修订版)的基础上，参考并引用了近几年新颁布的国家、行业和企业标准的内容。对原条文中已不适应当前电网实际情况的条款进行调整和补充。修改后的“防止系统稳定破坏事故”分为电源、网架结构、稳定分析及管理、二次设备和无功电压等五大部分。

本章是依据国家、行业相关技术标准及各电力企业历年来关于系统稳定的有关规定而编制的。编制中参考了各单位防止系统稳定破坏的行之有效的各种措施，汲取了各地区的先进经验。本反事故措施按照“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，以“保人身、保电网、保设备”为原则，结合当前已出现的事故特点，明确了当前防止电网稳定破坏发生的重点技术措施。

4.2 条文重点说明

4.2.1 关于电源部分

在原条文的基础上，重点强调了以下内容。

(1)突出了“电网中电源的布局、装机容量应满足分层、分区建设的原则，并注意加强受端电网的电压支撑”的原则，并要求电源布点时应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)将原《二十五项反措》中关于受电通道的论述归入4.1.1条款，结合特高压电网建设和各电网规模不断扩大的情况，重点考虑以下因素：一是特高压输电通道建成后，该通道输送容量将超过原规定值；二是按原规定要求，严重缺乏支撑电源的受端系统将需要6～7个受电通道，电网利用率可能过低；三是即使电网物理上能满足原规定要求，但很多运行方式也无法满足，对电网运行限制太大。因此修编后将条文修改为“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。”对规模较小、与主网联系比较弱的电网，执行10 %～15 %的要求；对联系紧密、装机容量较大的电网，执行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的要求。

(3)针对点对网等特殊接线下对机组的特殊要求，提出了“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”的规定。

(4)针对当前风电等可再生能源蓬勃发展的现实，增加了对风电和分布式电源的要求。

4.2.2 关于电网结构部分

(1)考虑到当前电网遇到短路电流超标等问题，突出了“电网规划设计应统筹考虑、合理布局，按照‘分层协调发展’、‘分区供电’与‘加强受端电网建设’等规划思路，控制电网短路电流在合理范围”的要求。

(2)针对特高压输电线路的建设，提出了“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和配电网完善工作，确保电网结构合理、运行灵活、坚强可靠和协调发展”的要求。

(3)强调了基建阶段应避免非正常方式影响电网安全稳定运行的要求和加强设计、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的要求。

(4)针对受端电网负荷密度高、负荷性质等因素，考虑万一发生事故影响可靠供电的情况，提出了“受端电网330 kV及以上变电站设计时应考虑1台变压器停运后对地区供电的影响，必要时一次投产2台或更多台变压器”的要求。需要说明的是，当受端电网以220 kV为主要网架时，亦可参照本条执行。

(5)考虑到电网规划的重要性，提出了“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”和“在系统可研设计阶段，应考虑所设计的电网和电源送出线路的输送能力在满足生产需求的基础上留有一定的裕度”的要求。

(6)提出了根据电网发展情况适时编制或调整“黑启动”方案及调度实施方案，并落实到电网、电厂各单位的要求。

4.2.3 关于稳定分析及管理部分

(1)条文编写强调了数学模型的重要性。要求严格按照相关企业标准和技术规定的要求，加强有关计算模型、参数的研究和实测工作，并据此建立系统计算的各种元件、控制装置以及负荷的模型和参数。

(2)强调了在规划设计阶段，应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，以正确反映系统动态特性。

(3)修编中强调了加强电网在线安全稳定分析与预警系统建设，通过科技手段提高电网运行决策的时效性和预警预控能力。

4.2.4 关于二次设备部分

(1)强调了二次系统规划的重要性，通过二次规划，提高二次系统的可靠性。

(2)按照继电保护部分的修编成果，对原文中涉及继电保护的描述进行了调整。特别是对继电保护双重化的范围进行了明确定义。

(3)对失步解列、低频、低压解列等安全稳定控制装置提出了具体要求。

(4)强调了安全自动装置的验收环节，防止因局部软件或控制逻辑问题导致安全自动装置不正确动作。

4.2.5 关于无功电压部分

(1)按照相关行业标准和部分企业技术标准的提法，对原文进行了调整。

(2)强调了提高无功电压自动控制水平的必要性，条文中突出了推广应用AVC无功电压控制系统的作用。

(3)按照无功“分层分区、就地平衡”的原则，对发电机进相运行能力和用户的功率因数控制提出了要求。

4.3 征求意见及采纳情况

征求意见稿“防止系统稳定破坏事故”部分收到反馈意见和建议9条，采纳和部分采纳4条，未采纳5条。未采纳的原因主要有3点：

(1)提出的意见或建议过于局限于某一局部问题，且内容过于详细，不便于写入反措；

(2)所提出的意见或建议已在修编的二十五项反措其他章节中有具体表述；

(3)提出的意见属于局部地区的应用特例，不宜在全国范围内采用或推广。

5 防止机网协调及风电大面积脱网事故编制说明

5.1 总体说明

“防止机网协调及风电大面积脱网事故” 部分为本次修订增加的内容，本章针对电力系统发展趋势以及电网运行中出现的新问题，参考并引用了《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》、新颁布的国家、行业和公司企业标准的内容，从规划设计、基建安装和运行等各个环节，提出防止机网协调及风电大面积脱网事故的措施。

5.2 条文重点说明

(1)根据DL/T 279—2012《发电机励磁系统调度管理规程》，在5.1.2条款要求“发电机励磁调节器包括电力系统稳定器(PSS)装置须经认证的检测中心的入网检测合格，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。”

(2)根据Q/GDW 684—2011《电力系统稳定装置(PSS)运行管理规定》，在5.1.3条款要求“根据电网安全稳定运行的需要，200 MW及以上容量的火力发电机组和50 MW及以上容量的水轮发电机组，或接入220 kV电压等级及以上的同步发电机组应配置 PSS。”

(3)根据DL/T 1040-2007《电网运行准则》，在5.1.4条款要求“发电机应具备进相运行能力。100 MW及以上火电机组在额定出力时，功率因数应能达到-0.97～-0.95。”

(4)在电力系统运行过程中，发电机组应具备一定的抵御故障冲击的能力，所以发电机组失步运行属于应避免而又不可能完全排除的非正常运行状态，要求发电机组应具有一定的的耐受带励磁失步振荡的能力和频率异常运行的能力。在5.1.5条款要求“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”；“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。”在5.1.18条款要求“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。”

(5)根据GB/T 7409.3-2008《同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术条件》，在5.1.7条款要求“发电机励磁系统应具备一定的过负荷能力”。

(6)500 kV串联电容补偿技术的成熟应用，一方面，提高了电网输送能力；另一方面，对直接连接的大容量汽轮发电机存在次同步谐振(SSR)的问题，特别是当送端无连接有非串联电容补偿的线路送电或不带有地区负荷时，情况尤为严重。在5.1.8条款要求“发电厂应准确掌握有串联补偿电容器送出线路以及送出线路与直流换流站相连的汽轮发电机组轴系扭转振动频率，并做好抑制和预防机组次同步谐振和振荡措施，同时应装设机组轴系扭振保护装置，协助电网管理部门共同防止次同步谐振。”

(7)根据DL/T 279—2012《发电机励磁系统调度管理规程》等标准，在5.1.10条款要求“发电厂应根据有关调度部门的电网稳定计算分析要求，开展励磁系统(包括PSS)、调速系统、原动机的建模及参数实测工作，实测建模报告需通过有资质试验单位的审核，并将试验报告报有关调度部门。”

(8)根据国标GB/T 7409.3细化对PSS整定参数的特性要求，在5.1.12条款要求“发电机励磁系统正常应投入发电机自动电压调节器(机端电压恒定的控制方式)运行，PSS装置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 0.1～2.0 Hz系统振荡频率范围的低频振荡模式应能提供正阻尼。”

(9)在保障电源安全的基础上，在电源能力的范围内，充分发挥电源对电网安全的支撑能力,提升“网源协调”水平。在5.1.14条款要求“发电机组低频保护定值可按汽轮机和发电机制造厂有关规定进行整定，低频保护定值应低于系统低频减载的最低一级定值，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。”在5.1.20条款要求“电网发生事故引起发电厂高压母线电压、频率等异常时，电厂重要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。”

(10)根据Q/GDW 669-2011《火力发电机组一次调频试验导则》，在5.1.15.2条款要求“新投产机组和在役机组大修、通流改造、DEH或DCS 控制系统改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。”

(11)根据近年来电网中发生的几起振荡事故的部分原因是，火力发电机组调速系统中的调门特性参数与一次调频功能和AGC调度方式不匹配，在5.1.15.3条款要求“发电机组调速系统中的汽轮机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，应进行汽轮机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。”

(12)总结近年来电网发生的多次低励限制动作后机组异常振荡以及励磁调节器AVR入网检测发现的问题，在5.1.16.2条款要求“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。”

(13)发电机组失磁异步运行属于应避免而又不可能完全排除的非正常运行状态，其能力及限值与电网容量、机组容量等因素有关，在5.1.19条款提出相关要求。

(14)根据国标GB/T 1996-2011《风电场接入电力系统技术规定》，在5.2.1，5.2.2，5.2.4，5.2.5，5.2.6条款中对风电场风机性能提出相关要求。

(15)根据国家电网调[2011]974号《风电并网运行反事故措施要点》，在5.2.3条款要求“风电场应配置足够的动态无功补偿容量，应在各种运行工况下都能按照分层分区、基本平衡的原则在线动态调整，且动态调节的响应时间不大于30 ms。”

(16)为快速切除风电场汇集系统故障，在5.2.11条款要求“风电场汇集线系统单相故障应快速切除。汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地的方式，不应采用不接地或经消弧柜接地的方式。”

(17)为提升风电场 “网源协调”，在5.2.12条款要求“风电机组主控系统参数和变流器参数设置应与电压、频率等保护协调一致”和5.2.13条款“风电场内涉网保护定值应与电网保护定值相配合， 并报电网调度部门备案”。

(18)由于风电具有间歇性、波动性等特点，风电汇集地区潮流及电压控制难度大，尤其在事故后过渡过程中，若处理不当，可能导致事故扩大或延长恢复时间。在5.2.14条款要求“风电机组故障脱网后不得自动并网，故障脱网的风电机组须经电网调度部门许可后并网”。

5.3 征求意见处理情况

“防止机网协调及风电大面积脱网事故”部分征求意见收到18条意见和建议，采纳和部分采纳5条，未采纳13条。