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1、防止系统稳定破坏事故的重点要求1加强电源支撑能力1.1 合理规划电源接入点，并满足分层分区原则。发电厂宜根据布局、装机容量以及所起的作用，接入相应电压等级，并综合考虑地区受电需求、地区电压及动态无功支撑需求、相关政策等影响。1.2 电源均应具备一次调频、快速调压、调峰能力，且应满足相关标准要求。新能源场站应根据电网需求，具备相应的惯量能力。在新能源并网发电比重较高的地区，新能源场站应具备短路容量支撑能力。1.3 综合考虑电力系统安全稳定水平、电力市场空间、可再生能源比例、峰谷时段发用电平衡、系统总体调节能力等因素，统筹协调、合理布局抽水蓄能电站、储能、单循环燃气机组等灵活性电源。1.4 发电厂
2、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。1.5 开展风电场和集中式光伏电站接入系统设计之前，应完成“系统接纳风电、光伏能力研究”和“大型风电场、光伏电站输电系统设计”等新能源相关研究。风电场、光伏电站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。1.6 对于点对网或经串补送出等大电源远距离交直流外送系统有特殊要求的情况，应开展励磁系统、调速系统对电网影响、直流孤岛、次同步振荡等专题研究，研究结果用于指导励磁、调速系统的选型。1.7 严格做好风电场、光伏电站并网验收环节的工作，严禁不符合标准要求的设备并网运行。L8并网电厂机组投入运行时，相关继电保护、安
3、全自动装置等稳定措施、一次调频、电力系统稳定器（PSS）、自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）等自动调整措施和电力专用通信配套设施等应同时投入运行。1.9新能源场站应加强运行监视与数据分析工作的管理，优化运行方式，制订防范机组大量脱网的技术及管理措施，保障系统安全稳定运行。Llo电源侧的继电保护（涉网保护、线路保护）和自动装置（自动励磁调节器、电力系统稳定器、调速器、稳定控制装置、自动发电控制装置等）的配置和整定应与发电设备相互配合，并应与电力系统相协调，保证其性能满足电力系统稳定运行的要求。具体按照国家标准电力系统网源协调技术导则（GBZT40594-2021）等相关标准执行。2加
4、强系统网架结构2.1 加强电网规划工作，制定完备的电网发展规划和实施计划，尽快消除电网薄弱环节，重点加强主干网架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 电网规划应统筹考虑、合理布局，各电压等级电网协调发展。电网结构应按照电压等级和供电范围分层分区，控制短路电流，各电压等级及交直流系统之间应相互协调。2.3 电网发展应适度超前，规划的输电通道及联络线输电能力应在满足运行需求的基础上留有一定裕度。2.4 直流系统应优化落点选址，完善近区网架，提高系统对直流的支撑能力，直流输电的容量应与送受端系统的容量匹配，直流短路比
5、、多馈入直流短路比应达到合理水平。2.5 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占受端系统最大负荷的比重不宜过大，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。2.6 在直流容量占比较大的受端系统，应关注由于直流闭锁或受端系统大容量电源脱网引起大功率缺额导致的电压稳定和频率稳定问题，并采取必要的控制措施。2.7 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，必要时一次投产两台或更多台变压器。2.8 在工程设计、建设、调试和启动阶段，电网、发电、设计、建设、调试等相关企业应相互协调配合，分别制定有效的组织、
6、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。2.9 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能力。2.10 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。2.11 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)应采取必要措施，防止
7、相邻系统发生事故时直接影响到本系统的安全稳定运行。2.12 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。3加强系统稳定分析及管理3.1 重视和加强系统稳定计算分析工作。规划、设计、运行部门必须严格按照电力系统安全稳定计算规范(GB/T40581-2021)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，优化电网规划设计方案，滚动调整建设时序，完善电网安全稳定控制措施，提高系统安全稳定水平。3.2 在系统规划、设计有关稳定计算中，系统中各设备模型均应与生产运行相关稳定计算模型一致，以正确反映系统动态特性。3.3 在规划、设计阶段，对尚未有具体参数的规划设备
8、，宜采用同类型、同容量设备的典型模型和参数。3.4 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。3.5 严格执行相关规定，进行必要的计算分析，制定完善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。3.6 应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裕度。3.7 加强计算模型、参数的研究和实测工作，并据此建立系统计算的各种元件、控制装置及负荷的模型和参数。3.8 严格执行电网各项运行控制要求，严禁超过运行控制极限运行。电网
9、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。3.9 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。3.10 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。4增强电力监控系统（二次系统）可靠性1做好电力监控系统（二次系统）规划。结合电网发展规划，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，保证接入电网的二次相关设施安全水平与电网要求保持一致。电力监控系统（二次系统）网络安全水平应与国家和行业规定相一致。2稳定控制措施设计应与系统设计同时完成。合理设
10、计稳定控制措施和失步解列，高频高压切机、低频低压减载方案。3加强IlOkV及以上电压等级母线、22OkV及以上电压等级主设备快速保护建设。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。5一次设备投入运行时，相关继电保护、安全自动装置、稳定措施、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。6加强安全稳定控制装置入网管理。对新入网或软、硬件更改后的安全稳定控制装置，应经装置所接入电网调度机构组织专业部门检测合格后，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。7严把工程投产验收关，专业技术人员必须全程参与基建
11、和技改工程验收工作。8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。各运行维护单位应加强检修管理和运行维护工作，防止电网事故情况下装置出现拒动、误动。9加强继电保护运行维护，正常运行时，严禁22OkV及以上电压等级线路、变压器等设备无快速保护运行。10母差保护临时退出时，应尽量缩短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。11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。5防止系统无功电压稳定
12、破坏5.1 电力系统中无功电源的安排应有规划，并留有适当裕度，以保证系统各中枢点的电压在正常和事故后均能满足规定的要求。5.2 电力系统中的无功补偿应能保证系统在高峰和低谷运行方式下，分（电压）层和分（供电）区的无功平衡，并应避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率。5.3 无功补偿设备的配置与选型，应进行技术经济比较，并应具有灵活的无功电力调节能力及足够的事故和检修备用容量。5.4 为保证受端系统发生突然失去一回线路、失去直流单级或失去一台大容量机组（包括发电机失磁）等故障时，保持电压稳定和正常供电，不致出现电压崩溃，受端系统中应有足够的动态无功补偿设备。对于大容量直流落点近区、新能源集中外
13、送系统以及高比例受电地区，通过技术经济比较可选择调相机、STATCOM等。5.5 新能源场站应具备无功功率调节能力和自动电压控制功能，并保持其运行的稳定性。新能源场站无功功率调节能力原则上应与同步发电机保持一致。5.6 11OkV及以上电压等级发电厂（包括新能源场站）、变电站均应具备自动电压控制（AVC）功能，可对发电机组、有载调压变压器分接头、并联电容器、并联电抗器、调相机、SVC、SVG等设备进行自动控制。5.7 变电站一次设备投入运行时，配套的无功补偿设备及自动投切装置等应同步投入运行。5.8 在基建阶段应完成自动电压控制系统（AVC）的联调和传动工作。自动电压控制系统（AVC）应先投入
14、半闭环控制模式运行48小时，自动控制策略验证无误后再改为闭环控制模式。5.9 电网局部电压超出允许偏差范围时，应根据分层分区、就地平衡的原贝L调整该局部地区内无功电源的出力。若电压偏差仍不符合要求时，可调整相应的有载调压变压器分接头。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。5.10 发电厂、变电站电压监测系统和调度自动化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，应及时向运行人员告警。5.11 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。5.12 面积停电恢复
15、能力6.1 根据电网结构特点合理划出分区，各分区应至少安排12台具备黑启动能力的机组，并保证机组容量、所处位置分布合理。6.2 结合本系统的实际情况制定大面积停电后系统恢复方案（包括黑启动方案），以满足在保证系统设备安全的前提下快速有序地实现系统和用户供电的恢复。上述方案应根据系统运行方式的变化适时进行修订或调整，并落实到电网及各并网主体。6.3 发生电力系统大面积停电后应首先确定停电的地区、范围和负荷状况，然后依次确定本区内电源或外部系统帮助恢复供电的可能性。当不可能时，应尽快执行系统恢复方案。6.4 在恢复启动过程中系统电压和频率的波动可比正常运行方式允许范围有所增加，但不能超出设备能够承受的范围，应避免出现非同期合闸。
