质的试验单位完成的AGC试验报告,以确保机组AGC功能长期安全、稳定运行。
3.1.3.8 对于节流配汽滑压运行机组，应保证其滑压运行曲线可使机组具备符合规定的一次调频和AGC响应性能。对于使用补汽阀参与一次调频的机组，应保证补汽阀调节系统满足相关标准的要求；在使用补汽阀进行调频时，机组一次调频响应性能应满足相关规定要求。
3.1.3.9 100MW及以上容量发电机变压器组应按双重化原则配置微机保护（非电量保护除外）。大型发电机组和重要发电厂的启动变保护宜采用双重化配置。每套保护均应含有完整的主、后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号。
3.1.3.9.1 发电机变压器组非电量保护应符合本反措第十五章“防止继电保护事故”的相关条款。
3.1.3.9.2 发电机变压器组的断路器三相位置不一致保护应启动失灵保护。
3.1.3.9.3 200MW及以上容量发电机定子接地保护宜将基波零序保护与三次谐波电压保护的出口分开，基波零序保护投跳闸。
3.1.3.9.4 200MW及以上容量发电机变压器组应配置专用故障录波器。
3.1.3.9.5 200MW及以上容量发电机应装设起、停机保护及断路器断口闪络保护。
3.1.3.9.6 并网电厂都应制订完备的发电机带励磁失步
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振荡故障的应急措施，200MW及以上容量的发电机应配置失步保护，在进行发电机失步保护整定计算和校验工作时应满足以下要求：
（1）失步保护应能正确区分失步振荡中心所处的位置，在机组进入失步工况时发出失步启动信号。
（2）当失步振荡中心在发变组外部，并网电厂应制订应急措施，发电机组应允许失步运行5～20个振荡周期，并增加发电机励磁，同时减少有功负荷，经一定延时后解列发电机，并将厂用电源切换到安全、稳定的备用电源。
（3）当发电机振荡电流超过允许的耐受能力时，应解列发电机，并保证断路器断开时的电流不超过断路器允许开断电流。
（4）当失步振荡中心在发变组内部，失步运行时间超过整定值或电流振荡次数超过规定值时，保护动作于解列，多台并列运行的发变组可采用不同延时的解列方式。
3.2防止新能源大面积脱网事故 3.2.1 设计阶段
3.2.1.1 根据电网要求，风电机组、光伏逆变器的机端电压应具有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，详见表1。
表1 风电机组和光伏逆变器电压耐受运行时间表
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并网点工频电压值（标幺值） UT≤ 1.10 1.10
3.2.1.3 风电机组、光伏逆变器应满足一定的频率耐受能力，如表 2 所示：
表2 风电机组和光伏逆变器频率耐受能力表
频率范围（Hz） 累积允许运行时间（min） 每次允许运行时间（s） 51.0~51.5 50.5~51.0 48.5~50.5 48.5~48.0 48.0~47.5 47.5~47.0 47.0~46.5 >300 >60 >10 >2 >30 >180 连续运行 >300 >60 >20 >5 >30 >180 3.2.1.4 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平滑调节，并具备接受调控机构远程自动控制的功能。风电场、光伏电站监控系统应按相关技术标准要求，采
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集并向调控机构上传所需的运行信息。
3.2.1.5 在风电场有功出力大于20%额定功率、光伏发电站有功出力大于10%额定功率时，若系统频率偏差值大于±0.05Hz，风电场、光伏电站应能调节有功输出，参与电网一次调频，一次调频技术指标满足下列规定。
（1）一次调频死区：应控制在±0.05Hz内。
（2）一次调频调差率：建议值4%~5%，可根据各区域电网实际情况确定。
（3）一次调频的最大负荷限幅：应不小于额定负荷6%，且不得因一次调频导致风电机组或光伏逆变器脱网或停机。
（4）一次调频响应滞后时间：应不大于3s。 （5）一次调频负荷响应速率：达到目标负荷幅度的50%的时间不大于6s，达到目标负荷幅度的90%的时间不大于15s?
（6）一次调频稳定时间：对于有效的频率阶跃扰动，自频率变化超出一次调频死区开始到发电负荷最后进入偏离稳态偏差±5%范围内，且以后不再越出此范围所需时间应不大于60s?
3.2.1.6 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?
3.2.2 基建阶段
3.2.2.1 风电场、光伏发电站应向相应调控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
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