國家電網(wǎng)有限公司十八項電網(wǎng)重大反事故措施（修訂版）- 2018版

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國家電網(wǎng)有限公司十八項電網(wǎng)重大反事故措施（修訂版）目 錄1 防止人身傷亡事故12 防止系統(tǒng)穩(wěn)定破壞事故83 防止機網(wǎng)協(xié)調(diào)及新能源大面積脫網(wǎng)事故184 防止電氣誤操作事故315 防止變電站全停及重要客戶停電事故356 防止輸電線路事故477 防止輸變電設(shè)備污閃事故608 防止直流換流站設(shè)備損壞和單雙極強迫停運事故649 防止大型變壓器（電抗器）損壞事故7810 防止無功補償裝置損壞事故8911 防止互感器損壞事故10012 防止GIS、開關(guān)設(shè)備事故10813 防止電力電纜損壞事故12314 防止接地網(wǎng)和過電壓事故13115 防止繼電保護事故14116 防止電網(wǎng)調(diào)度自動化系統(tǒng)、電力通信網(wǎng)及信息系統(tǒng)事故16317 防止垮壩、水淹廠房事故19418 防止火災事故和交通事故1981 防止人身傷亡事故為防止人身傷亡事故，應全面貫徹落實中共中央國務院關(guān)于推進安全生產(chǎn)領(lǐng)域改革發(fā)展的意見（中發(fā)201632號）、特種作業(yè)人員安全技術(shù)培訓考核管理規(guī)定（國家安全監(jiān)管總局令第80號）、電力建設(shè)工程施工安全監(jiān)督管理辦法（國家發(fā)展和改革委員會令第28號）、國家電網(wǎng)公司電力安全工作規(guī)程 變電部分（Q/GDW 1799.1-2013）、電力安全工作規(guī)程 線路部分（Q/GDW 1799.2-2013）、關(guān)于印發(fā)的通知（國家電網(wǎng)安質(zhì)2014265號）、國家電網(wǎng)公司電力安全工作規(guī)程（電網(wǎng)建設(shè)部分）（試行）（國家電網(wǎng)安質(zhì)2016212號）、國家電網(wǎng)公司關(guān)于強化本質(zhì)安全的決定（國家電網(wǎng)辦2016624號）、國家電網(wǎng)公司關(guān)于印發(fā)的通知（國家電網(wǎng)安質(zhì)2016356號）、國家電網(wǎng)公司關(guān)于印發(fā)貫徹落實實施方案的通知（國家電網(wǎng)辦20171101號）、國家電網(wǎng)公司業(yè)務外包安全監(jiān)督管理辦法(國家電網(wǎng)安質(zhì)2017311號）、營銷業(yè)擴報裝工作全過程安全危險點辨識與預控手冊（試行）(國家電網(wǎng)營銷2011237 號)、國家電網(wǎng)公司生產(chǎn)作業(yè)安全管控標準化工作規(guī)范（試行）（國家電網(wǎng)安質(zhì)2016356號）及其他有關(guān)規(guī)定，并提出以下重點要求：1.1 加強各類作業(yè)風險管控1.1.1 實施生產(chǎn)作業(yè)標準化安全管控，科學安排作業(yè)任務，嚴格開展風險識別、評估、預控，有序組織生產(chǎn)工作。對于事故應急搶修和緊急缺陷處理，按照管轄范圍履行審批手續(xù)，保證現(xiàn)場安全措施完備，嚴禁無工作票或事故（故障）緊急搶修單、無工作許可作業(yè)。1.1.2 根據(jù)工作內(nèi)容做好各類作業(yè)各個環(huán)節(jié)風險分析，落實風險預控和現(xiàn)場管控措施。1.1.2.1 對于開關(guān)柜類設(shè)備的檢修、試驗或驗收，針對其帶電點與作業(yè)范圍絕緣距離短的特點，不管有無物理隔離措施，均應加強風險分析與預控。1.1.2.2 對于敞開式隔離開關(guān)的就地操作，應做好支柱絕緣子斷裂的風險分析與預控，操作人與專責監(jiān)護人應選擇正確的站位。監(jiān)護人員應實時監(jiān)視隔離開關(guān)動作情況，操作人員應做好及時撤離的準備。1.1.2.3 對于高處作業(yè)，應搭設(shè)腳手架、使用高空作業(yè)車、升降平臺、絕緣梯、防護網(wǎng)，并按要求使用安全帶、安全繩等個體防護裝備，個體防護裝備應檢驗合格并在有效期內(nèi)。嚴禁在無安全保護的情況下進行高處作業(yè)。高處作業(yè)人員應持證上崗，凡身體不適合從事高處作業(yè)的人員，不得從事高處作業(yè)。1.1.2.4 對于近電作業(yè)，要注意保持安全距離，落實防感應電觸電措施。對低壓電氣帶電作業(yè)工具裸露的導電部位，應做好絕緣包纏，正確佩戴手套、護目鏡等個體防護裝備。1.1.2.5 對于業(yè)擴報裝工作，應做好施工、驗收、接電等各個環(huán)節(jié)的風險辨識與預控，嚴格履行業(yè)擴報裝驗收手續(xù)，嚴禁單人工作、不驗電、不采取安全措施以及強制解鎖、擅自操作客戶設(shè)備等行為。對于營銷小型分散作業(yè)，現(xiàn)場開工前應認真勘查作業(yè)點的環(huán)境條件及風險點，并根據(jù)作業(yè)現(xiàn)場實際情況補充完善安全措施。1.1.2.6 對于桿塔組立工作，應做好起重設(shè)備、桿塔穩(wěn)定性方面的風險分析、評估與預控，作業(yè)人員應做好安全防護措施，嚴格執(zhí)行作業(yè)流程，監(jiān)護人員應現(xiàn)場監(jiān)護，全面檢查現(xiàn)場安全防護措施狀態(tài)，嚴禁擅自組織施工，嚴禁無保護、無監(jiān)護登塔作業(yè)等行為。1.1.2.7 對于輸電線路放線緊線工作，應做好防桿塔傾覆風險辨識與預控，登桿塔前對塔架、根部、基礎(chǔ)、拉線、樁錨、地腳螺母（螺栓）等進行全面檢查，正確使用卡線器或其它專用工具、安全限位以及過載保護裝置，充分做好防跑線措施，并確?，F(xiàn)場各崗位聯(lián)系暢通，嚴禁違反施工作業(yè)技術(shù)和安全措施盲目作業(yè)。1.1.2.8 對于有限空間作業(yè)，必須嚴格執(zhí)行作業(yè)審批制度，有限空間作業(yè)的現(xiàn)場負責人、監(jiān)護人員、作業(yè)人員和應急救援人員應經(jīng)專項培訓。監(jiān)護人員應持有限空間作業(yè)證上崗；作業(yè)人員應遵循先通風、再檢測、后作業(yè)的原則。作業(yè)現(xiàn)場應配備應急救援裝備，嚴禁盲目施救。1.1.2.9 對于抗洪搶險作業(yè)，臺風暴雨持續(xù)期間，故障巡視應至少兩人一組進行，巡視期間保持通訊暢通，嚴禁冒險涉水通過嚴重積水路段及河流。故障巡視期間應始終認為線路、桿塔拉線或設(shè)備帶電，保持足夠安全距離。進入水淹站房，應確保電源已斷開、水已抽干，注意防范地下站房氣體中毒。搶修人員進入情況不明的積水區(qū)時應采取穿救生衣等安全措施。1.1.3 在作業(yè)現(xiàn)場內(nèi)可能發(fā)生人身傷害事故的地點，應采取可靠的防護措施，根據(jù)實際情況設(shè)立安全警示牌、警示燈、警戒線、圍欄等警示標志，必要時增加物理隔離帶或設(shè)專人監(jiān)護。對交叉作業(yè)現(xiàn)場應制定完備的交叉作業(yè)安全防護措施，必要時設(shè)工作協(xié)調(diào)人。1.1.4 采取勞務外包的項目，對危險性大、專業(yè)性強的檢修和施工作業(yè)，勞務人員不得擔任現(xiàn)場工作負責人，必須在發(fā)包方有經(jīng)驗人員的帶領(lǐng)和監(jiān)護下進行。1.1.5 加強作業(yè)現(xiàn)場反違章管理，健全各級安全稽查隊伍，嚴肅查糾各類違章行為，積極推廣應用遠程視頻監(jiān)控等反違章技術(shù)手段。1.2 加強作業(yè)人員培訓1.2.1 定期開展作業(yè)人員安全規(guī)程、制度、技術(shù)、風險辨識等培訓、考試，使其熟練掌握有關(guān)規(guī)定、風險因素、安全措施，提高安全防護、風險辨識的能力。1.2.2 對于實習人員、臨時人員和新參加工作的人員，應強化安全技術(shù)培訓，證明其具備必要的安全技能，方可在有工作經(jīng)驗的人員帶領(lǐng)下作業(yè)。禁止指派實習人員、臨時人員和新參加工作的人員單獨工作。1.2.3 應結(jié)合生產(chǎn)實際，經(jīng)常性開展多種形式的安全思想、安全文化教育，開展有針對性的應急演練，提高員工安全風險防范意識，掌握安全防護知識和傷害事故發(fā)生時的自救、互救方法。1.2.4 推行作業(yè)人員安全等級認證，建立作業(yè)人員安全資格的動態(tài)管理和獎懲機制。1.2.5 創(chuàng)新安全培訓手段，可采用仿真、虛擬現(xiàn)實、互聯(lián)網(wǎng)+等新技術(shù)豐富培訓形式。1.3 加強設(shè)計階段安全管理1.3.1 在電力發(fā)輸變和供配電工程設(shè)計中，應認真吸取人身傷亡事故教訓，并按照相關(guān)規(guī)程、規(guī)定的要求，及時改進和完善安全設(shè)施及設(shè)備安全防護措施設(shè)計。1.3.2 施工圖設(shè)計時，涉及施工安全的重點部位和環(huán)節(jié)應在設(shè)計文件上注明，并對防范安全生產(chǎn)事故提出指導意見。采用新結(jié)構(gòu)、新材料、新工藝的建設(shè)工程和特殊結(jié)構(gòu)的建設(shè)工程，設(shè)計單位應在設(shè)計中提出保障施工作業(yè)人員安全和預防安全生產(chǎn)事故的措施建議，并在設(shè)計交底中體現(xiàn)。應嚴格執(zhí)行工程建設(shè)強制性條文內(nèi)容，突出說明安全防護措施設(shè)計，并對施工單位進行專項設(shè)計交底。1.4 加強施工項目管理1.4.1 工程建設(shè)要確保合理工期，工期進行調(diào)整時必須重新進行施工方案審查和風險評估，嚴格分包施工作業(yè)計劃管理。1.4.2 加強對各項承包工程的安全管理，簽訂安全協(xié)議書，明確業(yè)主、監(jiān)理、承包方的安全責任，嚴格外包隊伍及人員資質(zhì)審查和準入，嚴禁轉(zhuǎn)包和違法分包，做好外包隊伍入場審核、安全教育培訓、動態(tài)考核工作，實行“黑名單”和“負面清單”管理，建立淘汰機制。1.4.3 落實施工單位主體責任，將勞務分包人員統(tǒng)一納入施工單位管理，統(tǒng)一標準、統(tǒng)一要求、統(tǒng)一培訓、統(tǒng)一考核（“五統(tǒng)一”）。1.4.4 發(fā)包方應監(jiān)督檢查承包方在施工現(xiàn)場的專（兼）職安全員配置和履職、作業(yè)人員安全教育培訓、特種作業(yè)人員持證上崗、施工機具和安全工器具的定期檢驗及現(xiàn)場安全措施落實等情況。1.4.5 在有危險性的電力生產(chǎn)區(qū)域（如有可能引發(fā)火災、爆炸、觸電、高空墜落、中毒、窒息、機械傷害、燒燙傷等人員、電網(wǎng)、設(shè)備事故的場所）作業(yè)，發(fā)包方應事先對承包方相關(guān)人員進行全面的安全技術(shù)交底，要求承包方制定安全措施，并配合做好相關(guān)安全措施。1.4.6 施工單位應建立重大及特殊作業(yè)技術(shù)方案評審制度，施工安全方案的變更調(diào)整要履行重新審批程序,應嚴格落實施工“三措”（組織措施、技術(shù)措施、安全措施）和安全文明施工相關(guān)要求。1.4.7 嚴格執(zhí)行特殊工種、特種作業(yè)人員持證上崗制度。項目監(jiān)理單位要嚴格執(zhí)行特殊工種、特種作業(yè)人員入場資格審查制度，審查上崗證件的有效性。施工單位要加強特殊工種、特種作業(yè)人員管理，工作負責人不得使用非合格專業(yè)人員從事特種作業(yè)。1.4.8 加強施工機械安全管理。施工企業(yè)應落實對分包單位機械、外租機械的管理要求，掌握大型施工機械工作狀態(tài)信息，監(jiān)理單位應嚴格現(xiàn)場準入審核。1.5 加強安全工器具和安全設(shè)施管理1.5.1 認真落實安全生產(chǎn)各項組織措施和技術(shù)措施，配備充足的、經(jīng)國家認證認可的、經(jīng)質(zhì)檢機構(gòu)檢測合格的安全工器具和防護用品，并按照有關(guān)標準、規(guī)定和規(guī)程要求定期檢驗，禁止使用不合格的安全工器具和防護用品，提高作業(yè)安全保障水平。1.5.2 對現(xiàn)場的安全設(shè)施，應加強管理、及時完善、定期維護和保養(yǎng),確保其安全性能和功能滿足相關(guān)標準、規(guī)定和規(guī)程要求。1.6 加強驗收階段安全管理1.6.1運維、施工單位辦理交接前，建設(shè)管理單位應負責組織參與現(xiàn)場驗收人員對現(xiàn)場已帶電部位、高處作業(yè)等風險點進行安全交底，熟悉現(xiàn)場的驗收配合人員在驗收過程中需加強安全監(jiān)護。1.6.2 運維、施工單位完成各項作業(yè)檢查、辦理交接后，施工人員應與將要帶電的設(shè)備及系統(tǒng)保持安全距離，未經(jīng)許可、登記，嚴禁擅自再進行任何檢查和檢修、安裝作業(yè)。1.7 加強運行安全管理1.7.1 嚴格執(zhí)行“兩票三制”（兩票：工作票、操作票，三制：交接班制、巡回檢查制、設(shè)備定期試驗輪換制），落實好各級人員安全職責，并按要求規(guī)范填寫“兩票”內(nèi)容，確保安全措施全面到位。1.7.2 強化缺陷設(shè)備監(jiān)測、巡視制度，在惡劣天氣、設(shè)備危急缺陷情況下開展巡檢、巡視等高風險工作，應采取措施防止觸電、雷擊、淹溺、中毒、機械傷害等事故發(fā)生。82 防止系統(tǒng)穩(wěn)定破壞事故為防止系統(tǒng)穩(wěn)定破壞事故，應認真貫徹電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則（DL 755-2001）、國家電網(wǎng)安全穩(wěn)定計算技術(shù)規(guī)范（Q/GDW 1404-2015）、國調(diào)中心關(guān)于印發(fā)故障直流分量較大導致斷路器無法滅弧解決方案的通知（調(diào)繼2016155號）等行業(yè)標準和國家電網(wǎng)有限公司企業(yè)標準及其他有關(guān)規(guī)定，并提出以下重點要求：2.1 電源2.1.1 設(shè)計階段2.1.1.1 合理規(guī)劃電源接入點。受端系統(tǒng)應具有多個方向的多條受電通道，電源點應合理分散接入，每個獨立輸電通道的輸送電力不宜超過受端系統(tǒng)最大負荷的10%-15%，并保證失去任一通道時不影響電網(wǎng)安全運行和受端系統(tǒng)可靠供電。2.1.1.2 發(fā)電廠宜根據(jù)布局、裝機容量以及所起的作用，接入相應電壓等級，并綜合考慮地區(qū)受電需求、動態(tài)無功支撐需求、相關(guān)政策等的影響。2.1.1.3 發(fā)電廠的升壓站不應作為系統(tǒng)樞紐站，也不應裝設(shè)構(gòu)成電磁環(huán)網(wǎng)的聯(lián)絡變壓器。2.1.1.4 新能源電場（站）接入系統(tǒng)方案應與電網(wǎng)總體規(guī)劃相協(xié)調(diào)，并滿足相關(guān)規(guī)程、規(guī)定的要求。在完成電網(wǎng)接納新能源能力研究的基礎(chǔ)上，開展新能源電場（站）接入系統(tǒng)設(shè)計；對于集中開發(fā)的大型能源基地新能源項目，在開展接入系統(tǒng)設(shè)計之前，還應完成輸電系統(tǒng)規(guī)劃設(shè)計。開展風電場新能源電場接入系統(tǒng)設(shè)計之前，應完成“電網(wǎng)接納風電新能源能力研究”和“大型風新能源電場輸電系統(tǒng)規(guī)劃設(shè)計”等相關(guān)研究。風新能源電場接入系統(tǒng)方案應與電網(wǎng)總體規(guī)劃相協(xié)調(diào)，并滿足相關(guān)規(guī)程、規(guī)定的要求。2.1.1.5 綜合考慮電力市場空間、電力系統(tǒng)調(diào)峰、電網(wǎng)安全等因素，統(tǒng)籌協(xié)調(diào)、合理布局抽蓄電站等調(diào)峰電源。2.1.2 基建階段2.1.2.1 對于點對網(wǎng)、大電源遠距離外送等有特殊穩(wěn)定要求的情況，應開展勵磁系統(tǒng)對電網(wǎng)影響等專題研究，研究結(jié)果用于指導勵磁系統(tǒng)的選型。2.1.2.2 并網(wǎng)電廠機組投入運行時，相關(guān)繼電保護、安全自動裝置、穩(wěn)定措施和電力專用通信配套設(shè)施等應同時投入運行。2.1.2.3 按照國家能源局及國家電網(wǎng)有限公司相關(guān)文件要求，嚴格做好風電場、光伏電站并網(wǎng)驗收環(huán)節(jié)的工作，避免不符合電網(wǎng)要求的設(shè)備進入電網(wǎng)運行。2.1.3 運行階段2.1.3.1 并網(wǎng)電廠發(fā)電機組配置的頻率異常、低勵限制、定子過電壓、定子低電壓、失磁、失步等涉網(wǎng)保護定值應滿足電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的要求。2.1.3.2 加強并網(wǎng)發(fā)電機組涉及電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的勵磁系統(tǒng)及電力系統(tǒng)穩(wěn)定器（PSS）和調(diào)速系統(tǒng)的運行管理，其性能、參數(shù)設(shè)置、設(shè)備投停等應滿足接入電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行要求。2.1.3.3 加強風電、光伏集中地區(qū)的運行管理、運行監(jiān)視與數(shù)據(jù)分析工作，優(yōu)化電網(wǎng)運行方式，制訂防止機組大量脫網(wǎng)的反事故措施，保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。2.2 網(wǎng)架結(jié)構(gòu)2.2.1 設(shè)計階段2.2.1.1 加強電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計工作，制定完備的電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃和實施計劃，盡快強化電網(wǎng)薄弱環(huán)節(jié)，重點加強特高壓電網(wǎng)建設(shè)及配電網(wǎng)完善工作，對供電可靠性要求高的電網(wǎng)應適度提高設(shè)計標準，確保電網(wǎng)結(jié)構(gòu)合理、運行靈活、堅強可靠和協(xié)調(diào)發(fā)展。2.2.1.2 電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計應統(tǒng)籌考慮、合理布局，各電壓等級電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展。對于造成電網(wǎng)穩(wěn)定水平降低、短路容量超過斷路器遮斷容量、潮流分布不合理、網(wǎng)損高的電磁環(huán)網(wǎng)，應考慮盡快打開運行。2.2.1.3 電網(wǎng)發(fā)展速度應適當超前電源建設(shè)，規(guī)劃電網(wǎng)應考慮留有一定的裕度，為電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行和電力市場的發(fā)展等提供物質(zhì)基礎(chǔ)，以提供更大范圍的資源優(yōu)化配置的能力，滿足經(jīng)濟發(fā)展的需求。2.2.1.4 系統(tǒng)可研設(shè)計階段，應考慮所設(shè)計的輸電通道的送電能力在滿足生產(chǎn)需求的基礎(chǔ)上留有一定的裕度。2.2.1.5 受端電網(wǎng)330kV及以上變電站設(shè)計時應考慮一臺變壓器停運后對地區(qū)供電的影響，對變壓器投運臺數(shù)進行分析計算。2.2.1.6 新建工程的規(guī)劃設(shè)計應統(tǒng)籌考慮對其他在運工程的影響。2.2.2 基建階段2.2.2.1 在工程設(shè)計、建設(shè)、調(diào)試和啟動階段，國家電網(wǎng)公司的計劃、工程、調(diào)度等相關(guān)管理機構(gòu)和獨立的發(fā)電、設(shè)計、調(diào)試等相關(guān)企業(yè)應相互協(xié)調(diào)配合，分別制定有效的組織、管理和技術(shù)措施，以保證一次設(shè)備投入運行時，相關(guān)配套設(shè)施等能同時投入運行。2.2.2.2 加強設(shè)計、設(shè)備定貨、監(jiān)造、出廠驗收、施工、調(diào)試和投運全過程的質(zhì)量管理。鼓勵科技創(chuàng)新，改進施工工藝和方法，提高質(zhì)量工藝水平和基建管理水平。2.2.3 運行階段2.2.3.1 電網(wǎng)應進行合理分區(qū)，分區(qū)電網(wǎng)應盡可能簡化，有效限制短路電流；兼顧供電可靠性和經(jīng)濟性，分區(qū)之間要有備用聯(lián)絡線以滿足一定程度的負荷互帶能力。2.2.3.2 避免和消除嚴重影響系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的電磁環(huán)網(wǎng)。在高一級電壓網(wǎng)絡建設(shè)初期，對于暫不能消除的影響系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的電磁環(huán)網(wǎng)，應采取必要的穩(wěn)定控制措施，同時應采取后備措施限制系統(tǒng)穩(wěn)定破壞事故的影響范圍。2.2.3.3 電網(wǎng)聯(lián)系較為薄弱的省級電網(wǎng)之間及區(qū)域電網(wǎng)之間宜采取自動解列等措施，防止一側(cè)系統(tǒng)發(fā)生穩(wěn)定破壞事故時擴展到另一側(cè)系統(tǒng)。特別重要的系統(tǒng)（政治、經(jīng)濟或文化中心）應采取自動措施，防止相鄰系統(tǒng)發(fā)生事故時直接影響到本系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。2.2.3.4 加強開關(guān)設(shè)備、保護裝置的運行維護和檢修管理，確保能夠快速、可靠地切除故障。2.2.3.5 根據(jù)電網(wǎng)發(fā)展適時編制或調(diào)整“黑啟動”方案及調(diào)度實施方案，并落實到電網(wǎng)、電廠各單位。2.3 穩(wěn)定分析及管理2.3.1 設(shè)計階段2.3.1.1 重視和加強系統(tǒng)穩(wěn)定計算分析工作。規(guī)劃、設(shè)計部門必須嚴格按照電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則（DL 755-2001）和國家電網(wǎng)安全穩(wěn)定計算技術(shù)規(guī)范（Q/GDW 1404-2015）等相關(guān)規(guī)定要求進行系統(tǒng)安全穩(wěn)定計算分析，全面把握系統(tǒng)特性，并根據(jù)計算分析情況優(yōu)化電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計方案，合理設(shè)計電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，滾動調(diào)整建設(shè)時序，確保不缺項、不漏項，合理確定輸電能力，完善電網(wǎng)安全穩(wěn)定控制措施，提高系統(tǒng)安全穩(wěn)定水平。2.3.1.2 加大規(guī)劃階段系統(tǒng)分析深度，在系統(tǒng)規(guī)劃設(shè)計有關(guān)穩(wěn)定計算中，發(fā)電機組均應采用詳細模型，以正確反映系統(tǒng)動態(tài)特性。2.3.1.3 在規(guī)劃設(shè)計階段，對尚未有具體參數(shù)的規(guī)劃機組，宜采用同類型、同容量機組的典型模型和參數(shù)。2.3.2 基建階段2.3.2.1 對基建階段的特殊運行方式，應進行認真細致的電網(wǎng)安全穩(wěn)定分析，制定相關(guān)的控制措施和事故預案。2.3.2.2 嚴格執(zhí)行相關(guān)規(guī)定，進行必要的計算分析，制定詳細的基建投產(chǎn)啟動方案。必要時應開展電網(wǎng)相關(guān)適應性專題分析。2.3.3 運行階段2.3.3.1 應認真做好電網(wǎng)運行控制極限管理，根據(jù)系統(tǒng)發(fā)展變化情況，及時計算和調(diào)整電網(wǎng)運行控制極限。電網(wǎng)調(diào)度部門確定的電網(wǎng)運行控制極限值，應按照相關(guān)規(guī)定在計算極限值的基礎(chǔ)上留有一定的穩(wěn)定儲備。2.3.3.2 加強有關(guān)計算模型、參數(shù)的研究和實測工作，并據(jù)此建立系統(tǒng)計算的各種元件、控制裝置及負荷的模型和參數(shù)。并網(wǎng)發(fā)電機組的保護定值必須滿足電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的要求。2.3.3.3 嚴格執(zhí)行電網(wǎng)各項運行控制要求，嚴禁超運行控制極限值運行。電網(wǎng)一次設(shè)備故障后，應按照故障后方式電網(wǎng)運行控制的要求，盡快將相關(guān)設(shè)備的潮流（或發(fā)電機出力、電壓等）控制在規(guī)定值以內(nèi)。2.3.3.4 電網(wǎng)正常運行中，必須按照有關(guān)規(guī)定留有一定的旋轉(zhuǎn)備用和事故備用容量。2.3.3.5 加強電網(wǎng)在線安全穩(wěn)定分析與預警系統(tǒng)建設(shè)，提高電網(wǎng)運行決策時效性和預警預控能力。2.4 二次系統(tǒng)2.4.1 設(shè)計階段2.4.1.1 認真做好二次系統(tǒng)規(guī)劃。結(jié)合電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃，做好繼電保護、安全自動裝置、自動化系統(tǒng)、通信系統(tǒng)規(guī)劃，提出合理配置方案，保證二次相關(guān)設(shè)施、網(wǎng)絡系統(tǒng)的安全水平與電網(wǎng)保持同步。2.4.1.2 穩(wěn)定控制措施設(shè)計應與系統(tǒng)設(shè)計同時完成。合理設(shè)計穩(wěn)定控制措施和失步、低頻、低壓等解列措施，合理、足量地設(shè)計和實施高頻切機、低頻減負荷及低壓減負荷方案。2.4.1.3 加強110kV及以上電壓等級母線、220kV及以上電壓等級主設(shè)備快速保護建設(shè)。2.4.1.4 特高壓直流及柔性直流的控制保護邏輯應根據(jù)不同工程及工程不同階段接入電網(wǎng)的安全穩(wěn)定特性進行差異化設(shè)計，以保證交直流系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行為前提。2.4.2 基建階段2.4.2.1 一次設(shè)備投入運行時，相關(guān)繼電保護、安全自動裝置、穩(wěn)定措施、自動化系統(tǒng)、故障信息系統(tǒng)和電力專用通信配套設(shè)施等應同時投入運行。2.4.2.2 加強安全穩(wěn)定控制裝置入網(wǎng)驗收。對新入網(wǎng)或軟、硬件更改后的安全穩(wěn)定控制裝置，應進行出廠測試或驗收試驗、現(xiàn)場聯(lián)合調(diào)試和掛網(wǎng)試運行等工作。2.4.2.3 嚴把工程投產(chǎn)驗收關(guān)，專業(yè)領(lǐng)導及技術(shù)人員必須全程參與基建和技改工程驗收工作。2.4.3 運行階段2.4.3.1 調(diào)度機構(gòu)應根據(jù)電網(wǎng)的變化情況及時地分析、調(diào)整各種保護裝置、安全自動裝置的配置或整定值，并按照有關(guān)規(guī)程規(guī)定每年下達低頻低壓減載方案，及時跟蹤負荷變化，細致分析低頻減載實測容量，定期核查、統(tǒng)計、分析各種安全自動裝置的運行情況。各運行維護單位應加強檢修管理和運行維護工作，防止裝置出現(xiàn)拒動、誤動，確保電網(wǎng)“三道防線”安全可靠。2.4.3.2 加強繼電保護運行維護，正常運行時，嚴禁220kV及以上電壓等級線路、變壓器等設(shè)備無快速保護運行。2.4.3.3 母差保護臨時退出時，應盡量減少無母差保護運行時間，并嚴格限制母線及相關(guān)元件的倒閘操作。2.4.3.4 受端系統(tǒng)樞紐廠站繼電保護定值整定困難時，應側(cè)重防止保護拒動。2.4.3.5 電網(wǎng)迎峰度夏期間和重點保電時段，加強對滿載重載線路的運行維護，加強對跨區(qū)輸電通道及相關(guān)線路的運維管控，開展高風險區(qū)段、密集線路走廊、線路跨越點特巡，確保重要設(shè)備安全穩(wěn)定運行。2.4.3.6 應對兩回及以上并聯(lián)線路兩側(cè)系統(tǒng)短路容量進行校核，如果因兩側(cè)系統(tǒng)短路容量相差較大，存在重合于永久故障時由于直流分量較大而導致斷路器無法滅弧，需靠失靈保護動作延時切除故障的問題時，線路重合閘應選用一側(cè)先重合，另一側(cè)待對側(cè)重合成功后再重合的方式。新建工程在設(shè)計階段應考慮為實現(xiàn)這種方式所需要的重合閘檢線路三相有壓的條件。對于已投運廠站未配置線路三相電壓互感器的，改造前可利用線路保護閉鎖后合側(cè)重合閘的方式作為臨時解決方案。2.5 無功電壓2.5.1 設(shè)計階段2.5.1.1 在電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計中，必須同步進行無功電源及無功補償設(shè)施的規(guī)劃設(shè)計。無功電源及無功補償設(shè)施的配置應確保無功電力在負荷高峰和低谷時段均能分（電壓)層、分（供電)區(qū)基本平衡，并具有靈活的無功調(diào)整能力和足夠的檢修、事故備用容量。對輸（變）電工程系統(tǒng)無功容量進行校核并提出無功補償配置方案。受端系統(tǒng)應具有足夠的無功儲備和一定的動態(tài)無功補償能力。2.5.1.2 無功電源及無功補償設(shè)施的配置應使系統(tǒng)具有靈活的無功電壓調(diào)整能力，避免分組容量過大造成電壓波動過大。2.5.1.3 對于動態(tài)無功不足的特高壓直流受端系統(tǒng)、短路容量不足的直流弱送端系統(tǒng)以及高比例受電地區(qū)，應通過技術(shù)經(jīng)濟比較配置調(diào)相機等動態(tài)無功補償裝置。2.5.1.4 提高無功電壓自動控制水平，推廣應用無功電壓自動控制系統(tǒng)（AVC），提高電壓穩(wěn)定性，減少電壓波動幅度。2.5.1.5 并入電網(wǎng)的發(fā)電機組應具備滿負荷時功率因數(shù)在0.9（滯相）0.97（進相）運行的能力，新建機組應滿足進相0.95運行的能力。在電網(wǎng)薄弱地區(qū)或?qū)討B(tài)無功有特殊需求的地區(qū)，發(fā)電機組應具備滿負荷滯相0.85的運行能力。發(fā)電機自帶廠用電運行時，進相能力應不低于0.97。2.5.2 基建階段2.5.2.1 變電站一次設(shè)備投入運行時，配套的無功補償及自動投切裝置等應同時投入運行。2.5.2.2 在基建階段應完成AVC無功電壓控制系統(tǒng)的聯(lián)調(diào)和傳動工作，并具備同步投產(chǎn)條件。AVC系統(tǒng)應先投入半閉環(huán)控制模式運行48h，自動控制策略驗證無誤后再改為閉環(huán)控制模式。2.5.3 運行階段2.5.3.1 電網(wǎng)主變壓器最大負荷時高壓側(cè)功率因數(shù)不應低于0.95，最小負荷時不應高于0.95。2.5.3.2 對于額定負荷大于等于100kVA，且通過10kV及以上電壓等級供電的電力用戶，在用電高峰時段變壓器高壓側(cè)功率因數(shù)應不低于0.95；其他電力用戶,在高峰負荷時功率因數(shù)應不低于0.9。2.5.3.3 電網(wǎng)局部電壓發(fā)生偏差時，應首先調(diào)整該局部廠站的無功出力，改變該點的無功平衡水平。當母線電壓低于調(diào)度部門下達的電壓曲線下限時，應閉鎖接于該母線有載調(diào)壓變壓器分接頭的調(diào)整。2.5.3.4 發(fā)電廠、變電站電壓監(jiān)測系統(tǒng)和能量管理系統(tǒng)（EMS）應保證有關(guān)測量數(shù)據(jù)的準確性。中樞點電壓超出電壓合格范圍時，必須及時向運行人員告警。2.5.3.5 電網(wǎng)應保留一定的無功備用容量，以保證正常運行方式下，突然失去一回直流、一回線路、一臺最大容量無功補償設(shè)備或本地區(qū)一臺最大容量發(fā)電機(包括發(fā)電機失磁)時，能夠保持電壓穩(wěn)定。無功事故備用容量，應主要儲備于發(fā)電機組、調(diào)相機和靜止型動態(tài)無功補償設(shè)備。2.5.3.6 在電網(wǎng)運行時，當系統(tǒng)電壓持續(xù)降低并有進一步惡化的趨勢時，必須及時采取拉路限電等果斷措施，防止發(fā)生系統(tǒng)電壓崩潰事故。3 防止機網(wǎng)協(xié)調(diào)及新能源大面積脫網(wǎng)事故為防止機網(wǎng)協(xié)調(diào)及新能源大面積脫網(wǎng)事故，應認真貫徹執(zhí)行電網(wǎng)運行準則（GB/T 31464-2015）、同步電機勵磁系統(tǒng)大中型同步發(fā)電機勵磁系統(tǒng)技術(shù)要求（GB/T7409.3）、火力發(fā)電機組一次調(diào)頻試驗及性能驗收導則（GB/T 30370-2013）、大型汽輪發(fā)電機勵磁系統(tǒng)技術(shù)條件（DL/T 843-2010）、大型發(fā)電機組涉網(wǎng)保護技術(shù)規(guī)范（DL/T 1309-2013）、大型發(fā)電機變壓器繼電保護整定計算導則（DL/T 684-2012）、同步發(fā)電機勵磁系統(tǒng)建模導則（DL/T 1167-2012）、電力系統(tǒng)穩(wěn)定器整定試驗導則（DL/T 1231-2013）、同步發(fā)電機原動機及其調(diào)節(jié)系統(tǒng)參數(shù)測試與建模導則（DL/T 1235-2013）、同步發(fā)電機進相試驗導則（DL/T 15232016）、風力發(fā)電場無功配置及電壓控制技術(shù)規(guī)定（NB/T 31099-2016）、風電功率預測系統(tǒng)功能規(guī)范（NB/T 31046-2013）、光伏發(fā)電站功率預測系統(tǒng)技術(shù)要求（NB/T 32011-2013）、國家電網(wǎng)公司網(wǎng)源協(xié)調(diào)管理規(guī)定國網(wǎng)（調(diào)/4）457-2014、發(fā)電機組勵磁調(diào)速參數(shù)管理工作規(guī)定(調(diào)運2016106號)等有關(guān)制度標準的規(guī)定，并網(wǎng)電廠及新能源電站涉及電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的勵磁系統(tǒng)和調(diào)速系統(tǒng)、變流器控制系統(tǒng)、繼電保護和安全自動裝置、升壓站電氣設(shè)備、調(diào)度自動化和通信等設(shè)備的技術(shù)性能和參數(shù)應達到國家及行業(yè)有關(guān)標準要求，其技術(shù)規(guī)范應滿足所接入電網(wǎng)要求，并提出以下重點要求：3.1 防止機網(wǎng)協(xié)調(diào)事故3.1.1 設(shè)計階段3.1.1.1 各發(fā)電公司（廠）應重視和完善與電網(wǎng)運行關(guān)系密切的勵磁、調(diào)速、無功補償裝置和保護選型、配置，其涉網(wǎng)控制性能除了保證主設(shè)備安全的情況下，還必須滿足電網(wǎng)安全運行的要求。3.1.1.2 發(fā)電廠二次設(shè)備涉網(wǎng)控制性能型式試驗管理3.1.1.2.1 發(fā)電機勵磁調(diào)節(jié)器含電力系統(tǒng)穩(wěn)定器（PSS）須經(jīng)有資質(zhì)的檢測中心入網(wǎng)檢測合格，掛網(wǎng)試運行半年以上，形成入網(wǎng)勵磁調(diào)節(jié)器軟件版本，才能進入電網(wǎng)運行。3.1.1.2.2 40MW及以上水輪機調(diào)速器控制程序須經(jīng)全面的靜態(tài)模型測試和動態(tài)涉網(wǎng)性能測試合格，形成入網(wǎng)調(diào)速器軟件版本，才能進入電網(wǎng)運行。3.1.1.3 100MW及以上容量的核電機組、火力發(fā)電機組和燃氣發(fā)電機組、40MW及以上容量的水輪發(fā)電機組，或接入220kV電壓等級及以上的同步發(fā)電機組應配置PSS。3.1.1.4 發(fā)電機應具備進相運行能力。100MW及以上容量的核電機組、火力發(fā)電機組和燃氣發(fā)電機組、40MW及以上容量的水輪發(fā)電機組，或接入220kV電壓等級及以上的同步發(fā)電機組，發(fā)電機有功額定工況下功率因數(shù)應能達到超前0.95-0.97。3.1.1.5 新投產(chǎn)的大型汽輪發(fā)電機應具有一定的耐受帶勵磁失步振蕩的能力。發(fā)電機失步保護應考慮既要防止發(fā)電機損壞又要減小失步對系統(tǒng)和用戶造成的危害。為防止失步故障擴大為電網(wǎng)事故，應當為發(fā)電機解列設(shè)置一定的時間延遲，使電網(wǎng)和發(fā)電機具有重新恢復同步的可能性。3.1.1.6 火電、燃機、核電、水電機組應具備一次調(diào)頻功能。3.1.1.7 發(fā)電機勵磁系統(tǒng)應具備一定過負荷能力。3.1.1.7.1 勵磁系統(tǒng)應保證發(fā)電機勵磁電流不超過其額定值的1.1倍時能夠連續(xù)運行。3.1.1.7.2 交流勵磁機勵磁系統(tǒng)頂值電壓倍數(shù)不低于2倍，自并勵靜止勵磁系統(tǒng)頂值電壓倍數(shù)在發(fā)電機額定電壓時不低于2.25倍，強勵電流倍數(shù)等于2時，允許持續(xù)強勵時間不低于10s。3.1.2 基建階段3.1.2.1 新建機組及增容改造機組，發(fā)電廠應根據(jù)有關(guān)調(diào)度部門要求，開展勵磁系統(tǒng)、調(diào)速系統(tǒng)建模及參數(shù)實測試驗、電力系統(tǒng)穩(wěn)定器參數(shù)整定試驗、發(fā)電機進相試驗、一次調(diào)頻試驗、自動發(fā)電控制（AGC）試驗、自動電壓控制（AVC）試驗工作，實測建模報告需通過中國電科院及省電科院審核，并將審核通過的試驗報告報有關(guān)調(diào)度部門。3.1.2.2 發(fā)電廠應準確掌握接入大規(guī)模新能源匯集地區(qū)電網(wǎng)、有串聯(lián)補償電容器送出線路以及接入直流換流站近區(qū)的汽輪發(fā)電機組可能存在的次同步振蕩風險情況，并做好抑制和預防機組次同步諧振和振蕩措施，必要時應裝設(shè)機組軸系扭振監(jiān)視或保護裝置。3.1.2.3 發(fā)電廠應依據(jù)相關(guān)技術(shù)標準開展涉網(wǎng)保護核查評估工作，包括高頻率與低頻率保護、過電壓保護、過激磁保護、失磁保護、失步保護、汽輪機功率負荷不平衡保護（PLU）、發(fā)電機零功率保護等，并將評估結(jié)果報有關(guān)調(diào)度部門。3.1.2.4 100MW及以上并網(wǎng)汽輪發(fā)電機組的高頻率保護、低頻率保護、過電壓保護、過激磁保護、失磁保護、失步保護、阻抗保護及振蕩解列裝置、功率負荷不平衡保護、零功率切機保護、發(fā)電機勵磁系統(tǒng)（包括PSS）等設(shè)備（保護）定值必須報有關(guān)調(diào)度部門備案。3.1.2.5 發(fā)電機組附屬設(shè)備變頻器應具備在電網(wǎng)發(fā)生故障的瞬態(tài)過程中保持正常運行的能力，電網(wǎng)發(fā)生事故引起發(fā)電廠高壓母線電壓、頻率等異常時，電廠一類輔機保護不應先于主機保護動作，以免切除輔機造成發(fā)電機組停運；電廠應開展廠用一類輔機變頻器高/低電壓穿越能力等評估，并將評估結(jié)果報有關(guān)調(diào)度部門。3.1.2.6 具有孤島/孤網(wǎng)風險的區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)水輪發(fā)電機調(diào)速器應具備孤網(wǎng)控制模式及切換開關(guān)，其控制參數(shù)應委托相關(guān)單位開展仿真驗證。3.1.2.7 水輪機調(diào)速器的轉(zhuǎn)速、功率、開度等重要控制信號應冗余配置，冗余I/O測點應分配在不同模件上。上述信號參與設(shè)備或機組保護時應采用獨立測量的三取二的邏輯判斷方式，作用于模擬量控制時應采用三取中值的方式進行優(yōu)選。3.1.3 運行階段3.1.3.1 并網(wǎng)電廠應根據(jù)大型發(fā)電機變壓器繼電保護整定計算導則（DL/T684-2012）的規(guī)定、電網(wǎng)運行情況和主設(shè)備技術(shù)條件，認真校核涉網(wǎng)保護與電網(wǎng)保護的整定配合關(guān)系，并根據(jù)調(diào)度部門的要求，做好每年度對所轄設(shè)備的整定值進行全面復算和校核工作。當電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、線路參數(shù)和短路電流水平發(fā)生變化時，應及時校核相關(guān)涉網(wǎng)保護的配置與整定，避免保護發(fā)生不正確動作行為。3.1.3.2 勵磁系統(tǒng)無功調(diào)差功能應投入運行，機組勵磁系統(tǒng)調(diào)差系數(shù)的設(shè)置應考慮主變短路電抗的差異，同一并列點的電壓調(diào)差率應基本一致。3.1.3.3 電網(wǎng)低頻減載裝置的配置和整定，應保證系統(tǒng)頻率動態(tài)特性的低頻持續(xù)時間符合相關(guān)規(guī)定，并有一定裕度。發(fā)電機組低頻保護定值（跳機）應低于系統(tǒng)低頻減載的最低一級定值。3.1.3.4 發(fā)電機組一次調(diào)頻運行管理3.1.3.4.1 并網(wǎng)發(fā)電機組的一次調(diào)頻功能參數(shù)應滿足電網(wǎng)一次調(diào)頻性能要求的前提下保證調(diào)速系統(tǒng)在系統(tǒng)頻率擾動下的穩(wěn)定性，一次調(diào)頻功能應按照電網(wǎng)有關(guān)規(guī)定投入運行。3.1.3.4.2 新投產(chǎn)機組和在役機組大修、通流改造、數(shù)字電液控制系統(tǒng)（DEH）或分散控制系統(tǒng)（DCS）控制系統(tǒng)改造及運行方式改變后，發(fā)電廠應向相應調(diào)度部門交付由技術(shù)監(jiān)督部門或有資質(zhì)的試驗單位完成的一次調(diào)頻性能試驗報告,以確保機組一次調(diào)頻功能長期安全、穩(wěn)定運行。3.1.3.4.3 火力發(fā)電機組調(diào)速系統(tǒng)中的汽輪機流量特性等與調(diào)門特性相關(guān)的參數(shù)應進行測試與優(yōu)化，并滿足一次調(diào)頻功能和AGC調(diào)度方式協(xié)調(diào)配合需要，確保機組參與調(diào)頻的安全性。3.1.3.4.4 不得擅自修改包括一次調(diào)頻死區(qū)、轉(zhuǎn)速不等率等與一次調(diào)頻調(diào)節(jié)性能相關(guān)的參數(shù)。3.1.3.4.5 并網(wǎng)核電發(fā)電機組與一次調(diào)頻相關(guān)的死區(qū)、限幅等參數(shù)應根據(jù)接入電網(wǎng)的要求進行整定。3.1.3.5 發(fā)電機組進相運行管理3.1.3.5.1 發(fā)電廠應根據(jù)發(fā)電機進相試驗繪制指導實際進相運行的P-Q圖，編制相應的進相運行規(guī)程，并根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度部門的要求進相運行。發(fā)電機應能監(jiān)視雙向無功功率和功率因數(shù)。3.1.3.5.2 并網(wǎng)發(fā)電機組的低勵限制輔助環(huán)節(jié)功能參數(shù)應按照電網(wǎng)運行的要求進行整定和試驗，與電壓控制主環(huán)合理配合，確保在低勵限制動作后發(fā)電機組穩(wěn)定運行。3.1.3.6 嚴格控制發(fā)電機組失磁異步運行的時間和運行條件。根據(jù)國家有關(guān)標準規(guī)定，不考慮對電網(wǎng)的影響時，汽輪發(fā)電機應具有一定的失磁異步運行能力，但只能維持發(fā)電機失磁后短時運行，此時必須快速降負荷。若在規(guī)定的短時運行時間內(nèi)不能恢復勵磁，則機組應立即與系統(tǒng)解列。3.1.3.7 在役機組大修、增容改造、通流改造、脫硫脫硝改造、高背壓、DEH或DCS控制系統(tǒng)改造及運行方式改變后，發(fā)電廠應向相應調(diào)度部門交付由技術(shù)監(jiān)督部門或有資質(zhì)的試驗單位完成的AGC試驗報告,以確保機組AGC功能長期安全、穩(wěn)定運行。3.1.3.8 對于節(jié)流配汽滑壓運行機組，應保證其滑壓運行曲線可使機組具備符合規(guī)定的一次調(diào)頻和AGC響應性能。對于使用補汽閥參與一次調(diào)頻的機組，應保證補汽閥調(diào)節(jié)系統(tǒng)滿足相關(guān)標準的要求；在使用補汽閥進行調(diào)頻時，機組一次調(diào)頻響應性能應滿足相關(guān)規(guī)定要求。3.1.3.9 100MW及以上容量發(fā)電機變壓器組應按雙重化原則配置微機保護（非電量保護除外）。大型發(fā)電機組和重要發(fā)電廠的啟動變保護宜采用雙重化配置。每套保護均應含有完整的主、后備保護，能反應被保護設(shè)備的各種故障及異常狀態(tài)，并能作用于跳閘或給出信號。3.1.3.9.1 發(fā)電機變壓器組非電量保護應符合本反措第十五章“防止繼電保護事故”的相關(guān)條款。3.1.3.9.2 發(fā)電機變壓器組的斷路器三相位置不一致保護應啟動失靈保護。3.1.3.9.3 200MW及以上容量發(fā)電機定子接地保護宜將基波零序保護與三次諧波電壓保護的出口分開，基波零序保護投跳閘。3.1.3.9.4 200MW及以上容量發(fā)電機變壓器組應配置專用故障錄波器。3.1.3.9.5 200MW及以上容量發(fā)電機應裝設(shè)起、停機保護及斷路器斷口閃絡保護。3.1.3.9.6 并網(wǎng)電廠都應制訂完備的發(fā)電機帶勵磁失步振蕩故障的應急措施，200MW及以上容量的發(fā)電機應配置失步保護，在進行發(fā)電機失步保護整定計算和校驗工作時應滿足以下要求：（1）失步保護應能正確區(qū)分失步振蕩中心所處的位置，在機組進入失步工況時發(fā)出失步啟動信號。（2）當失步振蕩中心在發(fā)變組外部，并網(wǎng)電廠應制訂應急措施，發(fā)電機組應允許失步運行520個振蕩周期，并增加發(fā)電機勵磁，同時減少有功負荷，經(jīng)一定延時后解列發(fā)電機，并將廠用電源切換到安全、穩(wěn)定的備用電源。（3）當發(fā)電機振蕩電流超過允許的耐受能力時，應解列發(fā)電機，并保證斷路器斷開時的電流不超過斷路器允許開斷電流。（4）當失步振蕩中心在發(fā)變組內(nèi)部，失步運行時間超過整定值或電流振蕩次數(shù)超過規(guī)定值時，保護動作于解列，多臺并列運行的發(fā)變組可采用不同延時的解列方式。3.2防止新能源大面積脫網(wǎng)事故3.2.1 設(shè)計階段3.2.1.1 新建及改擴建風電場、光伏發(fā)電站設(shè)備選型時，性能指標必須滿足GB/T 19963、GB/T 19964標準要求，至少包括：高電壓穿越能力和低電壓穿越能力、有功和無功功率控制能力、頻率適應能力、電能質(zhì)量要求。風電場、光伏發(fā)電站及其無功補償設(shè)備的高電壓穿越能力、頻率穿越能力應參照同步發(fā)電機組的能力，事故情況下不應先于同步發(fā)電機組脫網(wǎng)。3.2.1.2 風電場、光伏發(fā)電站無功補償設(shè)備的低電壓、高電壓穿越能力應不低于風電機組、光伏逆變器的穿越能力，支撐風電機組、光伏逆變器滿足低電壓、高電壓穿越要求。3.2.1.3 風電場、光伏發(fā)電站的有功功率控制系統(tǒng)應與場站一次調(diào)頻等頻率響應性能協(xié)同一致，無功功率控制應與場站高電壓穿越能力、低電壓穿越能力協(xié)同一致。3.2.1.4 風電場、光伏發(fā)電站應配置場站監(jiān)控系統(tǒng)，實現(xiàn)風電機組、光伏逆變器的有功/無功功率和無功補償裝置的在線動態(tài)平滑調(diào)節(jié)，并具備接受調(diào)控機構(gòu)遠程自動控制的功能。風電場、光伏電站監(jiān)控系統(tǒng)應按相關(guān)技術(shù)標準要求，采集并向調(diào)控機構(gòu)上傳所需的運行信息。3.2.1.5 風電場、光伏發(fā)電站應具備一次調(diào)頻功能，并網(wǎng)運行時一次調(diào)頻功能始終投入并確保正常運行，技術(shù)指標應滿足電力系統(tǒng)網(wǎng)源協(xié)調(diào)技術(shù)規(guī)范（DL/T 1870-2018）的要求。 在風電場有功出力大于20%額定功率、光伏發(fā)電站有功出力大于10%額定功率時，若系統(tǒng)頻率偏差值大于0.05Hz，風電場、光伏電站應能調(diào)節(jié)有功輸出，參與電網(wǎng)一次調(diào)頻，一次調(diào)頻技術(shù)指標滿足下列規(guī)定。（1）一次調(diào)頻死區(qū)：應控制在0.05Hz內(nèi)。（2）一次調(diào)頻調(diào)差率：建議值4%5%，可根據(jù)各區(qū)域電網(wǎng)實際情況確定。（3）一次調(diào)頻的最大負荷限幅：應不小于額定負荷6%，且不得因一次調(diào)頻導致風電機組或光伏逆變器脫網(wǎng)或停機。（4）一次調(diào)頻響應滯后時間：應不大于3s。（5）一次調(diào)頻負荷響應速率：達到目標負荷幅度的50%的時間不大于6s，達到目標負荷幅度的90%的時間不大于15s（6）一次調(diào)頻穩(wěn)定時間：對于有效的頻率階躍擾動，自頻率變化超出一次調(diào)頻死區(qū)開始到發(fā)電負荷最后進入偏離穩(wěn)態(tài)偏差5%范圍內(nèi)，且以后不再越出此范圍所需時間應不大于60s3.2.1.6 風電場、光伏發(fā)電站應根據(jù)電網(wǎng)安全穩(wěn)定需求配置相應的安全穩(wěn)定控制裝置3.2.2 基建階段3.2.2.1 風電場、光伏發(fā)電站應向相應調(diào)控機構(gòu)提供電網(wǎng)計算分析所需的風電機組光伏逆變器及其升壓站內(nèi)主要涉網(wǎng)設(shè)備參數(shù)、有功與無功控制系統(tǒng)技術(shù)資料、并網(wǎng)檢測報告等風電場光伏發(fā)電站應完成風電機組、光伏逆變器及配套靜止無功發(fā)生器（SVG）、靜態(tài)無功補償裝置（SVC）的參數(shù)測試試驗、一次調(diào)頻試驗、AGC投入試驗、AVC投入試驗，并向調(diào)控機構(gòu)提供相關(guān)試驗報告3.2.2.2 風電場、光伏發(fā)電站應根據(jù)調(diào)控機構(gòu)電網(wǎng)穩(wěn)定計算分析要求，開展建模及參數(shù)實測工作，并將試驗報告報調(diào)控機構(gòu)。3.2.3 運行階段3.2.3.1 電力系統(tǒng)發(fā)生故障、，并網(wǎng)點電壓出現(xiàn)跌落或升高時，風電場、光伏發(fā)電站應動態(tài)調(diào)整風電機組、光伏逆變器無功功率和場內(nèi)無功補償容量，應確保場內(nèi)無功補償裝置的動態(tài)部分自動調(diào)節(jié)，確保電容器、電抗器支路在緊急情況下能被快速正確投切，配合系統(tǒng)將并網(wǎng)點電壓和機端電壓快速恢復到正常范圍內(nèi)3.2.3.2 風電場、光伏發(fā)電站匯集線系統(tǒng)的單相故障應快速切除匯集線系統(tǒng)應采用經(jīng)電阻或消弧線圈接地方式，不應采用不接地或經(jīng)消弧柜接地方式。經(jīng)電阻接地的匯集線系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時，應能通過相應保護快速切除，同時應兼顧機組運行電壓適應性要求。經(jīng)消弧線圈接地的匯集線系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時，應能可靠選線，快速切除。匯集線保護快速段定值應對線路末端故障有靈敏度，匯集線系統(tǒng)中的母線應配置母差保護。3.2.3.3 風電機組和光伏逆變器控制系統(tǒng)參數(shù)和變流器參數(shù)設(shè)置應與電壓、頻率等保護協(xié)調(diào)一致3.2.3.4 風電場、光伏發(fā)電站內(nèi)涉網(wǎng)保護定值應與電網(wǎng)保護定值相配合，報調(diào)控機構(gòu)審核合格并備案3.2.3.5 風電機組、光伏逆變器因故障或脫網(wǎng)后不得自動并網(wǎng)，故障脫網(wǎng)的風電機組、光伏逆變器須經(jīng)調(diào)控機構(gòu)許可后并網(wǎng)。3.2.3.6 發(fā)生故障后，風電場、光伏發(fā)電站應及時向調(diào)控機構(gòu)報告故障及相關(guān)保護動作情況，及時收集、整理保存相關(guān)資料，積極配合調(diào)查3.2.3.7 風電場、光伏發(fā)電站應配備全站統(tǒng)一的衛(wèi)星時鐘（北斗和GPS），并具備雙網(wǎng)絡授時功能，對場站內(nèi)各種系統(tǒng)和設(shè)備的時鐘進行統(tǒng)一校正3.2.3.8 當風電機組、光伏逆變器各部件軟件版本信息、涉網(wǎng)保護定值及關(guān)鍵控制技術(shù)參數(shù)更改后，需向調(diào)控機構(gòu)提供業(yè)主單位正式蓋章確認的故障穿越能力一致性技術(shù)分析及說明資料。3.2.3.9 風電場、光伏發(fā)電站應向調(diào)控機構(gòu)定時上傳可用發(fā)電功率的短期、超短期預測，實時上傳理論發(fā)電功率和場站可用發(fā)電功率，上傳率和準確率應滿足電網(wǎng)電力電量平衡要求3.2.3.10 已建風電場、光伏發(fā)電站應根據(jù)電網(wǎng)需要具備3.2.1.1和3.2.1.5要求的高電壓穿越和一次調(diào)頻能力4 防止電氣誤操作事故為防止電氣誤操作事故，應全面貫徹落實國家電網(wǎng)公司電力安全工作規(guī)程 變電部分（Q/GDW 1799.1-2013）、關(guān)于印發(fā)的通知（國家電網(wǎng)安質(zhì)2014265號）、關(guān)于印發(fā)的通知（國家電網(wǎng)安監(jiān)2006904號）、國家電網(wǎng)公司變電運維管理規(guī)定（試行）國網(wǎng)（運檢/3）828-2017、國家電網(wǎng)公司變電驗收管理規(guī)定（試行）國網(wǎng)（運檢/3）827-2017第26分冊輔助設(shè)施驗收細則及其他有關(guān)規(guī)定，并提出以下重點要求：4.1 加強防誤操作管理4.1.1 切實落實防誤操作工作責任制，各單位應設(shè)專人負責防誤裝置的運行、維護、檢修、管理工作。定期開展防誤閉鎖裝置專項隱患排查，分析防誤操作工作存在的問題，及時消除缺陷和隱患，確保其正常運行。4.1.2 防誤閉鎖裝置應與相應主設(shè)備統(tǒng)一管理，做到同時設(shè)計、同時安裝、同時驗收投運，并制訂和完善防誤裝置的運行、檢修規(guī)程。4.1.3 加強調(diào)控、運維和檢修人員的防誤操作專業(yè)培訓，嚴格執(zhí)行操作票、工作票（“兩票”）制度，并使“兩票”制度標準化，管理規(guī)范化。4.1.4 嚴格執(zhí)行操作指令。倒閘操作時，應按照操作票順序逐項執(zhí)行，嚴禁跳項、漏項，嚴禁改變操作順序。當操作發(fā)生疑問時，應立即停止操作并向發(fā)令人報告，并禁止單人滯留在操作現(xiàn)場。待發(fā)令人確認無誤并再行許可后，方可進行操作。嚴禁擅自更改操作票，嚴禁隨意解除閉鎖裝置。4.1.5 應制訂完備的解鎖工具（鑰匙）管理規(guī)定，嚴格執(zhí)行防誤閉鎖裝置解鎖流程，任何人不得隨意解除閉鎖裝置，禁止擅自使用解鎖工具（鑰匙）。4.1.6 防誤閉鎖裝置不得隨意退出運行。停用防誤閉鎖裝置應經(jīng)設(shè)備運維管理單位批準；短時間退出防誤閉鎖裝置應經(jīng)變電運維班（站）長或發(fā)電廠當班值長批準，并應按程序盡快投入運行。4.1.7 禁止擅自開啟直接封閉帶電部分的高壓配電設(shè)備柜門、箱蓋、封板等。4.1.8 對繼電保護、安全自動裝置等二次設(shè)備操作，應制訂正確操作方法和防誤操作措施。智能變電站保護裝置投退應嚴格遵循智能保護規(guī)定的投退順序。4.1.9 繼電保護、安全自動裝置（包括直流控制保護軟件）的定值或全站系統(tǒng)配置文件（SCD）等其他設(shè)定值的修改應按規(guī)定流程辦理，不得擅自修改。定值調(diào)整后檢修、運維人員雙方應核對確認簽字，并做好記錄。4.1.10 應定期組織防誤裝置技術(shù)培訓，使相關(guān)人員按其職責熟練掌握防誤裝置，做到“四懂三會”（懂防誤裝置的原理、性能、結(jié)構(gòu)和操作程序，會熟練操作、會處缺和會維護）。4.1.11 防誤裝置應選用符合產(chǎn)品標準，并經(jīng)國家電網(wǎng)公司、?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）電力公司、國家電網(wǎng)公司直屬單位或行業(yè)內(nèi)權(quán)威機構(gòu)鑒定的產(chǎn)品。已通過鑒定的防誤裝置，必須經(jīng)試運行考核及國家電網(wǎng)公司授權(quán)機構(gòu)入網(wǎng)檢測后方可推廣使用。新型防誤裝置的試運行應經(jīng)國家電網(wǎng)公司、?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）電力公司或國家電網(wǎng)公司直屬單位同意。防誤裝置應選用符合產(chǎn)品標準，并經(jīng)國家電網(wǎng)公司授權(quán)機構(gòu)或行業(yè)內(nèi)權(quán)威機構(gòu)檢測、鑒定的產(chǎn)品。新型防誤裝置須經(jīng)試運行考核后方可推廣使用，試運行應經(jīng)國家電網(wǎng)公司、?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）電力公司或國家電網(wǎng)公司直屬單位同意。4.2 完善防誤操作技術(shù)措施4.2.1 高壓電氣設(shè)備應安裝完善的防誤閉鎖裝置，裝置的性能、質(zhì)量、檢修周期和維護等應符合防誤裝置技術(shù)標準規(guī)定。4.2.2 調(diào)控中心、運維中心、變電站各層級操作都應具備完善的防誤閉鎖功能，并確保操作權(quán)的唯一性。4.2.3 利用計算機監(jiān)控系統(tǒng)實現(xiàn)防誤閉鎖功能時，應有符合現(xiàn)場實際并經(jīng)運維管理單位審批的防誤規(guī)則，防誤規(guī)則判別依據(jù)可包含斷路器、隔離開關(guān)、接地開關(guān)、網(wǎng)門、壓板、接地線及就地鎖具等一、二次設(shè)備狀態(tài)信息，以及電壓、電流等模擬量信息。若防誤規(guī)則通過拓撲生成，則應加強校核。4.2.4 新投運的防誤裝置主機應具有實時對位功能，通過對受控站電氣設(shè)備位置信號采集，實現(xiàn)與現(xiàn)場設(shè)備狀態(tài)一致。4.2.5 防誤裝置（系統(tǒng)）應滿足國家或行業(yè)關(guān)于電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護規(guī)定的要求，嚴禁與外部網(wǎng)絡互聯(lián)，并嚴格限制移動存儲介質(zhì)等外部設(shè)備的使用。4.2.6 防誤裝置使用的直流電源應與繼電保護、控制回路的電源分開，；防誤主機的交流電源應是不間斷供電電源。4.2.7 斷路器、隔離開關(guān)和接地開關(guān)電氣閉鎖回路應直接使用斷路器、隔離開關(guān)、接地開關(guān)的輔助觸點，嚴禁使用重動繼電器；操作斷路器、隔離開關(guān)等設(shè)備時，應確保待操作設(shè)備及其狀態(tài)正確，并以現(xiàn)場狀態(tài)為準。4.2.8 防誤裝置因缺陷不能及時消除，防誤功能暫時不能恢復時，執(zhí)行審批手續(xù)后，可以通過加掛機械鎖作為臨時措施，此時機械鎖的鑰匙也應納入解鎖工具（鑰匙）管理，禁止隨意取用。4.2.9 高壓開關(guān)柜內(nèi)手車開關(guān)拉出后，隔離帶電部位的擋板應可靠封閉，禁止開啟。4.2.10 成套SF6組合電器、成套高壓開關(guān)柜防誤功能應齊全、性能良好；新投開關(guān)柜應裝設(shè)具有自檢功能的帶電顯示裝置，并與接地開關(guān)及柜門實現(xiàn)強制閉鎖；配電裝置有倒送電源時，間隔網(wǎng)門應裝有帶電顯示裝置的強制閉鎖。4.2.11 固定接地樁應預設(shè)，接地線的掛、拆狀態(tài)宜實時采集監(jiān)控，并實施強制性閉鎖。4.2.12 順控操作（程序化操作）應具備完善的防誤閉鎖功能，模擬預演和指令執(zhí)行過程中應采用監(jiān)控主機內(nèi)置防誤邏輯和獨立智能防誤主機雙校核機制，且兩套系統(tǒng)宜采用不同廠家配置。操作過程應采用監(jiān)控主機內(nèi)置防誤邏輯和智能防誤主機雙校核機制，且兩套裝置不宜為同一廠家配置。順控操作因故停止，轉(zhuǎn)就地常規(guī)倒閘操作時，仍應有完善的防誤閉鎖功能。5 防止變電站全停及重要客戶停電事故為防止變電站全停及重要客戶停電事故，應認真貫徹電力安全事故應急處置和調(diào)查條例（中華人民共和國國務院令第599號）、電力設(shè)備帶電水沖洗導則（GB13395-2008）、電力系統(tǒng)用蓄電池直流電源裝置運行維護規(guī)程（DLT724-2000）、電力工程直流電源系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)規(guī)程（DLT5044-2014）、直流電源系統(tǒng)絕緣監(jiān)測裝置技術(shù)條件（DLT1392-2014）、220kV1000kV變電站站用電設(shè)計技術(shù)規(guī)程（DL/T 5155-2016）、電力供應與使用條例、供電營業(yè)規(guī)則、關(guān)于加強重要電力客戶供電電源及自備應急電源配置監(jiān)督管理的意見（電監(jiān)安全200843號）、重要電力客戶供電電源及自備應急電源配置技術(shù)規(guī)范（GB/Z29328-2012）、高壓電力用戶用電安全（GB/T31989-2015）等標準及相關(guān)規(guī)程規(guī)定，結(jié)合近6年生產(chǎn)運行情況和典型事故案例，提出以下重點要求。原國家電網(wǎng)公司防止變電站全停十六項措施（試行）(國家電網(wǎng)運檢2015376號)同步廢止。5.1 防止變電站全停事故5.1.1 設(shè)計階段5.1.1.1 變電站站址應具有適宜的地質(zhì)、地形條件，應避開滑坡、泥石流、塌陷區(qū)和地震斷裂帶等不良地質(zhì)構(gòu)造。宜避開溶洞、采空區(qū)、明和暗的河塘、岸邊沖刷區(qū)、易發(fā)生滾石的地段，盡量避免或減少破壞林木和環(huán)境自然地貌。5.1.1.2 場地排水方式應根據(jù)站區(qū)地形、降雨量、土質(zhì)類別、豎向布置及道路布置，合理選擇排水方式。5.1.1.3 新建220kV及以上電壓等級雙母分段接線方式的氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備（GIS），當本期進出線元件數(shù)達到4回及以上時，投產(chǎn)時應將母聯(lián)及分段間隔相關(guān)一、二次設(shè)備全部投運。根據(jù)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)的變化，應滿足變電站設(shè)備的短路容量約束。5.1.1.4 新建220kV及以上電壓等級樞紐變電站的架空電源進線不應全部架設(shè)在同一桿塔上，220kV及以上電壓等級電