华中电网调〔2006〕270号 关于印发《华中电网有限公司预防系统稳

华中电网有限公司 预防系统稳定破坏事故措施

华中电网调〔2006〕270号

关于印发

《华中电网有限公司预防系统稳定破坏事故措施》的通知

湖北、河南、湖南、江西、四川省电力公司，重庆市电力公司：

为贯彻落实“安全第一、预防为主”的工作方针，完善各项反事故措施，进一步提高华中电网安全生产水平，根据《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）》（国家电网公司生产输电〔2005〕400号）的要求，结合华中电网的实际情况，华中电网有限公司组织制定了《华中电网有限公司预防系统稳定破坏事故措施》，现予以印发。请各单位结合本单位的实际情况制定具体的反事故技术措施和实施细则。

执行过程中有任何问题和建议请及时反馈华中电力调度（交易）中心和华中电网有限公司生产技术部。

附件：华中电网有限公司预防系统稳定破坏事故措施

二○○六年七月七日

华中电网有限公司 预防系统稳定破坏事故措施

为防止发生系统稳定事故，确保华中电网安全、可靠运行，根据《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》、《国家电网公司电网安全稳定管理工作规定》、《国家电网公司关于加强电网安全稳定工作的意见》等有关规定，结合华中电网防止系统稳定事故措施的要求，特制定本措施。本措施适用于华中电网。

1 加强电网规划和建设

华中电网应建成为网架坚强、结构合理、安全可靠、运行灵活、技术先进的现代化电网，不断提高电网输送能力、资源优化配置能力和抵御事故能力。

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，确保电网结构合理、运行灵活和坚强可靠。

1.2 合理规划电源接入点和受端系统。

1.2.1 华中电网宜形成多通道、多落点的电力输送格局,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电地区负荷比例宜在10%～15%以下。

1.2.2 对于新电源点的接入系统方案，其升压站不应作为系统枢纽站；对于已投产电厂的升压站仍为系统枢纽站的情况，应在今后的规划设计中创造条件使其退出枢纽站的地位。

1.2.3 受端电网的电源建设、装机容量及分层建设要合理，加强受端电网的电源支撑。

1.2.4 电网发展速度应适当超前电源建设速度，给电网运行留有一定的裕度和灵活性，为电力市场的建设、资源优化配置和社会经

济发展的打下良好的物资基础。

1.2.5 加强受端系统500千伏环网建设，形成结构坚强的华中电网。

1.2.6 受端电网500千伏变电站变电容量的建设应适度超前；应考虑一台变压器停电后不影响地区供电，必要时一次投产应不少于两台变压器。

1.3 新建发电厂不应选择装设联络变压器而构成电磁环网的系统接入方式；已装设联络变压器且以电磁环网方式运行的发电厂，应在电网规划建设上创造条件，尽快打开电磁环网。

1.4 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。

电网公司的规划、工程、调度、生产等相关部门和发电、设计、调试等相关单位应相互协调配合，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的继电保护、安全自动装置、稳定措施和电力专用通信配套设施等能同时投入运行。

1.5 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。

1.6 加强500千伏主设备快速保护建设。220千伏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，220千伏及以上环网运行线路应配置双重化全线速动保护，500千伏及220千伏枢纽厂站母线应采用双重化母差保护配置。

2 电网安全运行管理和技术措施

2.1 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。

网调、各省级调度机构应通过EMS系统，对电网运行控制极限实现实时在线监测，并有预警和越限告警功能，做到当电网超极限运行时，可及时提请调度值班人员处理。

2.2 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。

根据《华中电网调度规程》的有关规定，按照“统一调度，分级管理”的原则，结合目前华中电网的管理模式和电网运行的实际特点，华中电网备用容量采取统一管理、互相支援、分省配置。

2.3 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，对于影响系统安全稳定运行且暂不能解开的电磁环网，应采取必要的稳定控制措施和后备措施以防止系统稳定事故范围扩大。

2.4 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影响到另一侧系统。特别重要的系统（政治、经济、文化中心）应采取自动安全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。

电力系统稳定破坏后，其波及范围可能迅速扩展，需要依靠自动安全措施（如失步、低频、低压解列和联解线路等）控制其影响范围或平息振荡。特别重要的系统对供电安全要求更高，防范措施的力度应更大。

作为防止系统稳定破坏和事故扩大的重要措施，电网解列装置的配置应有具有选择性，解列后的电网供需应尽可能平衡。应根据华中电网结构按层次布置解列措施，对于防止区域电网之间及省网之间失

步的解列装置应尽量双重化配置。

2.5 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，认真做好电网运行控制极限管理工作。

2.6 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、改造等必须满足电网安全稳定运行要求。

并网电厂机组应在前期、投产、运行等各个时期都要严格执行华中电网发电机励磁系统调度管理规定。

并网电厂机组都必须具备一次调频功能，当电网频率波动时，机组在所有运行方式下都能够自动参与一次调频，各项技术指标满足华中电网发电机组一次调频运行管理规定要求。

2.7 要加强系统稳定控制措施的运行管理，低频、低压减负荷装置和其它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。

调度机构应按照有关规程规定每年下达低频低压减载方案并根据电网的变化情况不定期地分析、调整各种安全自动装置的配置或整定值，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，确保电网第三道防线安全可靠。

失步解列、低频低压解列等安全稳定控制装置必须单独配置，具有独立的投入和退出回路，不得与其他设备混合配置使用。

2.8 不允许220千伏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，对于可能造成相关负荷停电或其他设备过负荷时，调度部门应调整运行方式，尽快将设备停电。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，应合理安排母差保护定检的时机。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。

原则上二次设备的检修校验工作与一次设备的计划检修工作同步安排。

2.9 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500千伏厂站、220千伏枢纽厂站分闸时间分别大于50 ms、60 ms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进行更换。

２.10 要加强防止电网发生动态稳定的工作，加快PMU建设的速度，提高WAMS系统的应用水平；加强电力系统GPS时钟统一工作。

3 加强系统稳定计算分析

3.1 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》、《国家电网公司电力系统安全稳定计算规定》和相关规定要求进行系统安全稳定计算分析，并根据计算分析结果合理安排运行方式，适时调整控制策略，不断完善相关电网安全稳定控制措施。

3.2 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）输送能力时也应考虑这一因素。

网、省调在制定电网运行控制极限值时，一般应在计算极限值的基础上留有5～10%的功率稳定储备，制定省间联络线运行控制极限

值时还应适当考虑潮流的自然波动情况。

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。

3.3 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。

3.4 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。

3.5 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。

各发电公司（电厂）有义务向电网提供符合要求的发电机组的相关实测参数。

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、低频率、高频率、失磁、失步保护都必须满足华中电网相关规定要求，不符合要求的机组应抓紧整改。

4 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》及华中电网无功补偿配置要求。

4.1 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。

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，避免分组容量过大而使补偿设备投切困难；当受端系统存在电压稳定问题时，应通过技术经济比较，考虑在受端系统的枢纽变电站配置动态无功补偿装置。

对于500千伏站，电容器补偿容量应按照主变压器容量的15～20%配置；500千伏线路充电功率基本予以补偿，当局部地区短线较多时，应考虑在适当的位置500千伏母线上配置有开关的高压电抗器。

4.2 并网机组额定出力时，滞相功率因数应不低于0.85。新机组满负荷时进相额定功率因数应不低于0.9，老机组应不低于0.95。

并入华中电网的发电机组应具备满负荷运行时功率因数在0.85（滞相）～0.95（进相，老机组应不低于0.97）。机组在规划设计选型时应满足系统上述要求。随着设备的改造，现有发电机组应逐步达到进相0.95运行的能力。确定发电机的无功出力范围，应按照有关规定，对发电机组进行相关试验，并根据试验结果确定发电机无功出力范围，报送调度部门备案。

4.3 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。

4.4 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。

4.5 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接头。

按照无功分层分区平衡的原则，避免大容量、远距离无功功率的输送。

变压器分接头调整应具有系统电压闭锁功能，当母线电压低于调度部门下达的电压曲线下限时，应闭锁接于该母线上的变压器分接头，避免电压持续降低时，变压器分接头的调整造成下级供电系统从上一级系统吸收大量无功，进一步造成上一级电压的下降，甚至引起系统的电压崩溃。

系统VQC、 AVC调整原则须遵循该原则。

4.6 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，具有电压越限的告警功能。

4.7 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。

受端系统在大负荷期间，特别是夏季大负荷期间，应争取系统最大限度投入电容补偿，重载地区甚至允许高峰负荷期间向系统适当反送少量无功，将无功旋转备用留在发电机组、调相机和静止型动态无功补偿设备中。

4.8 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。

各级调度机构应具备详细的事故拉闸序位，当上级调度下达拉闸限电命令时，必须快速执行，不得延误。

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