防止系统稳定破坏事故

第二节　防止系统稳定破坏事故

一、加强电网规划和建设

1.加强电网规划设计工作，制订完备的电网发展规划和实施计划，尽快强化电网薄弱环节，确保电网结构合理、运行灵活、坚强可靠。

2.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，每条通道的输送容量不应超过受端系统最大负荷的10%～15%。

3.发电厂不应装设构成电磁环网的联络变压器。

4.一次设备投入运行时，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。

5.加强系统稳定控制和保障电网安全最后防线措施的设计研究工作，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。

6.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。220kV及以上电压等级变压器、高抗等主设备的微机保护应按双重化配置，220kV及以上环网运行线路应配置双重化全线速动保护，必要时500kV（330kV）及枢纽220kV厂、站母线采用双重化母差保护配置。

二、电网安全运行管理和技术措施

1.严格执行各项电网运行控制要求，禁止超稳定极限值运行。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。须按照电网运行控制要求进行控制的设备，应通过调度机构EMS系统实现实时在线监测，并应有越限告警功能。

2.电网正常运行中，必须按照有关规定留有一定的旋转备用容量。

3.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。

4.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、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。

5.电网运行控制极限管理是保障系统安全稳定运行的重要手段，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。

6.加强并网发电机组涉及电网安全稳定运行的励磁系统、PSS（电力系统稳定器）和调速系统的运行管理，其参数设置、设备投停、设备改造等必须满足接入电网安全稳定运行的要求。

7.加强稳定控制措施及保障系统安全最后防线运行措施的运行管理，低频、低压减负荷装置和其他安全自动装置应足额投入。应密切跟踪系统变化情况，及时调整稳定控制措施，完善失步、低频、低压解列等安全自动装置的配置，做好相应定值管理、检修管理和运行维护工作。

8.避免220kV及以上电压等级线路、枢纽厂、站的母线、变压器等设备无快速保护运行。母线无母差保护时，应尽量减少无母差保护运行时间并严禁安排母线及相关元件的倒闸操作。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。

9.加强开关设备运行维护和检修管理，确保能够快速、可靠地切除故障。对于500kV（330kV）厂、站，220kV枢纽厂、站分闸时间分别大于50ms、60ms的开关设备，应尽快通过检修或技术改造提高其分闸速度。对于经上述工作后分闸时间仍达不到以上要求的开关要尽快更换。

三、加强系统稳定计算分析

1.重视和加强系统稳定计算分析工作。规划、设计和调度部门必须严格按照《电力系统安全稳定导则》和相关规定要求的深度进行系统安全稳定计算分析，并根据计算分析情况合理安排运行方式，适时调整控制策略，不断完善相关电网安全稳定控制措施。

2.电网调度部门确定的电网运行控制极限值，一般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，在系统设计阶段计算线路（或断面）输送能力时应考虑这一因素。

3.在系统规划设计和电网运行有关稳定计算中，发电机组均应采用详细模型，以正确反映系统动态稳定特性。

4.应保证系统设计和电网运行有关稳定计算模型和参数的准确性和一致性，系统规划计算中对现有电力系统以外部分可采用典型详细模型和参数。

5.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、控制装置及负荷的详细模型和参数。并网发电机组的保护定值必须满足电网安全稳定运行的要求。

四、防止系统电压崩溃

为防止系统电压崩溃，应全面贯彻执行《电力系统安全稳定导则》《电力系统电压和无功电力技术导则》《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》，并提出如下要求：

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（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。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.并网机组额定出力时，滞相功率因数应不低于0.9。新机组满负荷时进相额定功率因数应不低于0.95，老机组应不低于0.97。

3.电网主变压器最大负荷时高压侧功率因数不应低于0.95，最小负荷时不应高于0.95。

4.100kVA及以上高压供电的电力用户，在用电高峰时段变压器高压侧功率因数应不低于0.95；其他电力用户功率因数应不低于0.9。

5.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，应闭锁接于该母线的变压器分头。

6.发电厂、变电站电压监测系统和EMS系统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。

7.电网应保留一定的无功备用容量，以保证正常运行方式下，突然失去一回线路、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。

8.在电网运行中，当系统电压持续降低并有进一步恶化趋势时，必须采取果断措施，及时进行拉闸限电，防止发生系统电压崩溃事故。