防止风电机组光伏逆变器大面积脱网事故的重点要求

防止风电机组光伏逆变器大面积脱网事故的重点要求1.1新建及改扩建风电场、光伏发电站设备选型时，性能指标必须满足《电力系统安全稳定导则》（GB38755-2019）要求，并通过国家有关部门授权的有资质的检测机构的并网检测，不符合要求的不予并网。1.2风电机组、光伏逆变器除具备低电压穿越能力外，机端电压原则上应具有1.3倍额定电压持续500ms的高电压穿越能力。以电压耐受运行时间评价风电机组和光伏逆变器的高电压穿越能力，满足表2要求。表2风电机组和光伏逆变器高电压耐受运行时间表并网点工频电压值（标幺风电机组光伏逆变器值）UT≤1.10连续运行1.10<UT≤1.2具有每次运行10s的能力具有每次运行具有每次运行1.2<UT≤1.251s的能力500ms的能力1.25<UT≤1.30具有每次运行500ms的能力UT>1.30允许退出运行47.0≤f＜47.5>2046.5≤f＜47.0>51.7风电场、光伏发电站应配置场站监控系统，实现风电机组、光伏逆变器的有功/无功功率和无功补偿装置的在线动态调节，并具备接受电力调度机构远程自动控制的功能。风电场、光伏发电站监控系统应按相关技术标准要求，采集并向电力调度机构上传所需的运行信息。1.8风电场、光伏发电站一次调频功能应自动投入，技术指标满足《并网电源一次调频技术规定及试验导则》（GB/T40595-2021）和当地电网的要求。当系统频率偏差超过一次调频死区值（风电场调频死区在±0.03Hz～±0.1Hz范围内，光伏发电站调频死区在±0.02Hz～±0.06Hz范围内，具体根据电网需要确定），风电场、光伏发电站应能调节有功输出，参与电网一次调频，在核定的出力范围内响应系统频率变化。1.9 风电场、光伏发电站应根据电网安全稳定需求配置相应的安全稳定控制装置。1.10 风电场、光伏发电站应向相应电力调度机构提供电网计算分析所需的风电机组、光伏逆变器及其升压站内主要涉网设备参数、有功与无功控制系统技术资料、并网检测报告等。风电场、光伏发电站应完成风电机组、光伏逆变器及配套静止无功发生器（SVG）、静态无功补偿装置（SVC）的参数测试、一次调频、AGC投入、AVC投入等试验，并向电力调度机构提供相关试验报告。1.11风电场、光伏发电站应根据电力调度机构电网稳定计算分析要求，开展电磁暂态和机电暂态建模及参数实测工作，并将模型和试验报告报电力调度机构。1.12电力系统发生故障，并网点电压出现跌落或骤升时，风电场、光伏发电站应具备电压支撑能力，动态调整风电机组、光伏逆变器和场内无功补偿装置的无功功率，确保电容器、电抗器支路在紧急情况下能被快速正确投切，配合系统将并网点电压和机端电压快速恢复到正常范围内。1.13风电场、光伏发电站35kV电缆终端头、中间接头应严格按照安装图纸规定的尺寸、工艺要求制作并经电气试验合格，电缆附件的安装应实行全过程验收。投运后应定期检查电缆终端头及接头温度、放电痕迹和机械损伤等情况。1.14风电场、光伏发电站汇集线系统的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方式，不应采用不接地或经消弧柜接地方式。经电阻接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能通过相应保护快速切除，同时应兼顾机组运行电压适应性要求。经消弧线圈接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能可靠选线，快速切除。汇集线保护快速段定值应对线路末端故障有灵敏度，汇集线系统中的母线应配置母差保护。1.15风电机组、光伏逆变器控制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。1.16风电场、光伏发电站内涉网保护定值应与电网保护定值相配合，报电力调度机构审核合格并备案。1.17风电机组、光伏逆变器因故障脱网后不得自动并网，故障脱网的风电机组、光伏逆变器须经电力调度机构许可后并网。1.18发生故障后，风电场、光伏发电站应及时向电力调度机构报告故障及相关保护动作情况，及时收集、整理、保存相关资料，积极配合调查。1.19风电场、光伏发电站应在升压站内配置故障录波装置，启动判据应至少包括电压越限和电压突变量，记录升压站内设备在故障前10s至故障后60s的电气量数据，波形记录应满足相关技术标准。1.20风电场、光伏发电站应配备全站统一的卫星时钟（北斗和GPS），并具备双网络授时功能，对场站内各种系统和设备的时钟进行统一校正。1.21 当风电机组、光伏逆变器各部件软件版本信息、涉网保护定值及关键控制技术参数更改后，需提供故障穿越能力等涉网性能一致性技术分析及说明资料。1.22 风电场、光伏发电站应向电力调度机构定时上传可用发电功率的短期、超短期预测，实时上传理论发电功率和场站可用发电功率，上传率和准确率应满足电网电力电