1、ICS 29.240 K 45 gB 中华人民=lI工-、和国国家标准GB/T 26399-20门电力系统安全稳定控制技术导则Technical guide for electric power system security and stability control 2011-06-16发布2011-12-01实施、数码防伪中华人民共和国国家质量监督检验检茂总局中国国家标准化管理委员会发布G/T 26399-2011 目次前言. . III 1 范围.2 规范性引用文件.3 术语和定义4 安全稳定控制总则35 预防控制.5 6 防止电网失稳的控制.7 防止电网崩溃的控制.8 8 恢复控制.
2、9 稳定计算分析和控制策略10 对稳控装置/系统的技术要求.13 11 规划设计.12 安全自动装置运行管理I GB/T 26399-2011 前言本标准按照GB/T1. 1-2009给出的规则起草。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由全国量度继电器和保护设备标准化技术委员会静态继电保护装置分标准化技术委员会(SAC/TC 154/SC 1)归口。本标准主要起草单位:南方电网技术研究中心、国家电网调度通信中心、南方电网调度通信中心、南京南瑞继保电气公司、中国电力科学研究院、中南电力设计院、西南电力设计院、华东电力调度通信中心。本标准主要起草人:吴小辰、周济、曾勇刚、黄河、陈松林、孙光辉、马
3、世英、张立平、刘汉伟、黄志龙、许涛。皿GB/T 26399-20门电力系统安全稳定控制技术导则1 范围本标准规定了电力系统三道防线的内容、设防要求;对预防控制、防止电网失稳的控制、防止电网崩溃的控制及恢复控制等，提出了控制目标、控制原则、应用条件等;对电力系统稳定控制所涉及的规划设计、科研制造、生产运行提出了原则性要求。本标准对确保电力系统安全稳定运行、防止大面积停电事故的各方面工作具有指导意义。本标准适用于各级电网及所有并网运行设备和系统，各级发电、输电、供电、用电企业和用户以及从事安全稳定控制系统的科研、设计、制造和运行等均应遵照执行。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的
4、。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程DL 755 电力系统安全稳定导则DL/T 478 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件3 术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3. 1 有关电力系统性能的定义3. 1. 1 可靠性reliability 电力系统在长时间内供给用户合乎质量标准和所需数量的电能的能力。注2电力系统可靠性通常包括充裕性和安全性两个方面，通常为概率指标。3.1.2 充裕性adequacy 电力系统在稳态条件下，并且系统元件的负载不超出其定额，
5、母线电压和系统频率维持在允许范围内，考虑系统元件计划和非计划停运的情况下，供给用户所需电能的能力。3.1.3 安全性security 电力系统在运行中承受故障扰动(例如突然失去电力系统的元件，或短路故障等)的能力。通过两个特性表征:a) 电力系统能承受住故障扰动引起的暂态过程并过渡到一个可接受的运行工况。b) 在新的运行工况下，各种约束条件得到满足。3. 1. 4 稳定性stability 电力系统受到事故扰动后保持稳定运行的能力。通常根据动态过程的特征和参与动作的元件及控1 G/T 26399-20门制系统，将稳定性的研究划分为静态稳定、暂态稳定、小扰动动态稳定、长过程动态稳定、电压稳定及频
6、率稳定。3. 1. 5 完整性integrity 发输配电系统(bulkpower system)保持互联运行的能力。3. 1. 6 三道防线3. 1.6. 1 第一道防线Fir吐.-defence-Iine在电力系统正常状态下通过预防性控制保持其充裕性和安全性(足够的稳定裕度)，当发生短路故障时由电力系统固有的控制设备及继电保护装置快速、正确地切除电力系统的故障元件。3. 1. 6. 2 第二道防线Second-def ence-Iine 针对预先考虑的故障形式和运行方式，按预定的控制策略，采用安全稳定控制系统(装置)实施切机、切负荷、局部解列等控制措施，防止系统失去稳定。3.1.6.3 第
7、三道防线Third-defence-line 由失步解列、频率及电压紧急控制装置构成，当电力系统发生失步振荡、频率异常、电压异常等事故时采取解列、切负荷、切机等控制等措施，防止系统崩溃。3.2 有关电力系镜安全稳定控制的定义3.2. 1 预防控制preventive control 电力系统正常运行时，为保证电网充裕性和安全性所采取的控制措施。包括发电出力控制、断面功率控制、负荷控制、无功电压控制等。3.2.2 稳定控制stability control 为防止电力系统由于扰动而发生稳定破坏、运行参数严重超出规定范围，以及事故进一步扩大引起大范围停电而进行的紧急控制。分为暂态稳定控制、动态稳定
8、控制、电压稳定控制、频率稳定控制、过负荷控制。3.2.3 失步振荡控制asynchronization swing control 电力系统失去同步发生异步运行时，采取解列联络线或其他再同步的控制措施，以消除电网的异步运行状态，防止事故扩大。为此所采取的控制称为失步振荡控制。3.2.4 恢复控制restorative control 电力系统由于扰动而稳定破坏或崩溃，为恢复系统充裕性而进行的控制。3.2.5 安全稳定控制装置(简称稳控装置)security and stability control device 为保证电力系统在遇到大扰动时的稳定性而在电厂或变电站内装设的控制设备，实现切机、
9、切负荷、快速减出力、直流功率紧急提升或回降等功能，是保持电力系统安全稳定运行的第二道防线的重要设施。2 G/T 26399-2011 3.2.6 安全稳定控制系统(简称稳控系统)security and stability control system 由两个及以上厂站的安全稳定控制装置通过通信设备联络构成的系统，实现区域或更大范围的电力系统的稳定控制。3.2.7 安全自动装置(简称安自装置)用于防止电力系统稳定破坏、防止电力系统事故扩大、防止电网崩溃及大面积停电以及恢复电力系统正常运行的各种自动装置的总称。如稳控装置、失步解列装置、低频减负荷装置、低压减负荷装置、过频切机装置、备用电源自投装
10、置、水电厂低频自启动装置、输电线路的自动重合闸等。3.2.8 系统失去同步的定义两个同调机群惯量中心等值发电机转子之间的功角摆幅超过1800，即判为该系统失去同步，随后功角将在00360。范围内周期变化，该过程称为失步振荡。由于同调机群惯量中心等值发电机转子之间功角测量的复杂和困难，为了便于实际测量，通常将振荡中心两侧母线电压相量之间的相角差从正常运行角度逐步增加并超过180。定义为该系统己失去同步。4 安全稳定控制总则合理的电网结构是电力系统安全稳定运行的基础，应根据国民经济发展的需求，规划、建设相适应的一次网架，满足电力系统安全稳定运行的需要。4. 1 电力系统在扰动下的安全稳定要求4.
11、1. 1 电力系统扰动情况分类电力系统中的扰动可分为小扰动和大扰动两类:小扰动指由于负荷正常波动、功率及潮流控制、变压器分接头调整和联络线功率元规则波动等引起的扰动。大扰动指系统元件短路、断路器切换等引起较大功率或阻抗变化的扰动。大扰动可按扰动严重程度和出现概率分为三类:第I类，单一故障(出现概率较高的故障): a)任何线路单相瞬时接地故障重合成功;b)同级电压的双回线或多回线和环网，任一回线单相永久故障重合不成功或元故障三相断开不重合，任一回线三相故障断开不重合;C)任一发电机跳闸或失磁;d)受端系统任一台变压器故障退出运行;e)任一大负荷突然变化;0任一回交流联络线故障或元故障断开不重合;
12、g)直流输电线路单极故障。第E类，单一严重故障(出现概率较低的故障):a)单回线单相永久性故障重合不成功或无故障三相断开不重合;b)任一段母线故障;C)同杆并架双回线的异名两相同时发生单相接地故障重合不成功，双回线三相同时跳开;d)直流输电线路双极故障。第皿类，多重严重故障(出现概率很低的故障):a)故障时开关拒动;b)故障时继电保护、自动装置误动或拒动;C)自动调节装置失灵;d)多重故障;e)失去大容量发电厂;)其他偶然因素。特殊说明:对于向重要受端系统供电的同一断面又属同一走廊的两回线故障或元故障相继跳闸的情况，可根据电网的重要程度以及相关管理规定纳入到第E类扰动中考虑。4. 1.2 电力
13、系统承受扰动能力的安全稳定标准分为三级:第一级:正常运行方式下的电力系统受到第一类扰动后，保护、开关及重合闸正确动作，不采取稳定控制措施，必须保持电力系统稳定运行和电网的正常供电，其他元件不超过规定的事故过负荷能力，不发生连锁跳闸;但对于发电厂的交流送出线路三相故障，发电厂的直流送出线路单极故障，两级电压的电磁环网中3 G/T 26399-2011 单回高一级电压线路故障或元故障断开，必要时可采用切机或快速降低发电机组出力的措施。第二级:正常运行方式下的电力系统受到第二类扰动后，保护、开关及重合闸正确动作，应能保持稳定运行，必要时允许采取切机、切负荷、直流调制和串补强补等稳定控制措施。第三级:
14、电力系统因第三类扰动而导致稳定破坏时，必须采取措施，防止系统崩溃。4. 1. 3 正常运行安全要求电力系统正常运行时，应能供应全部负荷并保持充裕性和安全性。系统元件负载不超过其允许值，系统频率和母线电压处于正常水平，有足够的稳定储备。应做好电力系统的预防性控制，确保电网正常运行时处于良好的状态，满足上述要求。4.1.4 在某些特殊运行方式下的安全要求若电力系统由于某种原因而处于特殊状态，如事故后状态(运行人员尚未及时调整)，或某种特殊情况下需要多送电，在承受上述各类扰动时允许在维持正常供电的条件下适当降低其安全要求，但应备有防止事故扩大的相应措施。4.2 电力系统三道防线总体要求4.2.1 一
15、般规定电网互联方式及电网类型的不同，其稳定性能差别较大，应针对电网互联方式及电网类型做好电网的规划、设计，采取稳定控制措施，配置相应的稳定控制装置。4.2.2 总体要求a) 合理安排运行方式，在系统正常运行状态下通过监视相关状态量的变化和预警设施，一旦发现偏离正常范围或出现稳定裕度不足时，及时采取预防性校正控制措施，恢复系统的安全性与充裕性。b) 继电保护是应对电力系统元件故障的第一道防线，应加强对继电保护装置及相关回路的运行管理，严防误动与拒动事故;在系统发生异步振荡或同步振荡期间保护装置不应误动作;保护装置定值应与设备过负荷等系统要求相配合;220kV及以上电压等级线路和对稳定影响大的某些
16、重要的110kV输电线路的主保护应双重化配置，并设置断路器失灵保护。c) 基于电网稳定的分析计算，对于4.1.1所规定的故障类型存在稳定问题的电网，配置安全稳定控制系统，设置第二道防线，防止电力系统稳定破坏，确保电网安全稳定运行。d) 对于多重严重故障，应设置第三道防线，防止事故扩大或系统崩溃，避免大范围停电事故。4.3 安全稳定控制系统的配置原则4.3. 1 安全稳定控制系统宜按分层分区原则配置，各类稳定控制措施及控制系统之间应相互协调配合。安全稳定控制系统应尽可能简单实用、安全可靠。稳定控制措施应优先采用切机、直流调制，必要时可采用切负荷、解列局部电网。4.3.2 采用区域型安全稳定控制系
17、统防止暂态稳定破坏时，其控制范围不宜过大。4.3.3 运行方式的安排应尽量避免出现严重的稳定问题或需要配置过于复杂的安全稳定控制系统。4.3.4 对于大机小网型电力系统，在暂时不能满足4.1.2的第一级标准要求、需要采用切机或切负荷措施来提高网络的输电能力时，宜配置稳控系统;稳控系统的设计宜简洁、目标明确、易于实施，并应尽快完善一次网架或实现与大区主网联网来满足4.1.2的第一级标准要求。4.3.5 通信通道是安全稳定控制系统的重要组成部分，为保证控制站之间通信的快速性与可靠性，应优先采用2M光纤数字通道，有条件时可采用专用光纤芯。4.3.6 对于暂态稳定的判别、决策、控制应采用控制策略表方式
18、。离线仿真方法是当前制定控制策略表的主要手段;在线稳定控制决策系统利用电网的实时数据，经状态估计和潮流计算后在线进行稳定分析，形成当前运行方式下的控制策略，并自动刷新稳控装置内的控制策略表，应根据情况逐步实施。4.4 失步解列是电力系统稳定破坏后防止事故扩大的基本措施，在电网结构的规划中应遵循合理的分4 GB/T 26399-2011 层分区原则，在电网的运行时应分析本电网各种可能的失步振荡模式，制定失步振荡解列方案，配置自动解列装置。远方大电厂与主网失去同步时可采用切除部分机组实现再同步的措施，但应具有规定时间内再同步元效进行解列的后备措施。4.5 低频及低压自动减负荷是防止电力系统有功功率
19、或无功功率突然缺额引起的频率崩溃或电压崩溃事故的有效措施。各电网应考虑系统内可能发生的最严重的事故情况，并配合解列点的安排，制定低频及低压自动减负荷方案，配置相应的自动减负荷装置，落实切负荷量。发电厂还应根据具体情况设置解列及保厂用电的自动装置。4.6 在大区电网互联后，系统的低频振荡对电网的安全运行构成潜在的威胁，应研究分析电网的低频振荡模式，实施预防性控制手段;尽量避免可能诱发低频振荡的运行方式，并实现低频振荡检测报啻功能，对判明的振荡源实施减出力、提高励磁增加元功出力或解列等控制措施，尽快平息系统振荡，防止事故扩大。4. 7 电力系统全停后应尽快恢复电网的供电，应结合本网具体情况做好黑启
20、动预案，定期进行黑启动演习，注意恢复启动过程中的功率平衡，防止发生自励磁、频率及电压大幅度波动，确保恢复过程中系统的稳定性。5 预防控制5. 1 预防控制是在系统正常运行时调整系统工作点，保持系统安全稳定裕度，以实现:a) 保持系统功角稳定性并具备必要的稳定裕度;b) 保持系统频率于规定范围并具有必要的运行备用容量;c) 保持母线电压于规定范围并具有必要的电压稳定裕度;d) 防止电网元件过负荷Fe) 保持系统必要的阻尼水平，防止发生低频振荡。5.2 功角稳定预防控制5.2. 1 控制目标电力系统在正常运行时，应通过预防控制来控制潮流和电压水平，保持电网功角稳定运行并具有必要的稳定储备，保证系统
21、在发生第I类大扰动时不致出现功角稳定问题。当系统由于某种原因(例如恶劣气象条件引起的负荷大幅度增长)导致功角稳定储备不足进入啻戒状态时，应通过预防控制返回至正常安全状态。5.2.2 控制方法a) 监视系统功角、联络线潮流等运行参数及其变化趋势，按照事先制定的运行控制要求或在线安全分析与决策系统提供的结果进行相应控制。b) 控制方法包括但不限于下述方法:增减发电机的出力、停用抽水状态的蓄能机组、水轮机及燃气轮机快速启动、人工切除部分负荷、改变交直流功率分配等。5.3 频率异常预防控制5.3.1 控制目标通过预防控制使系统频率维持于规定范围，监视、评价电厂和整个系统的旋转备用容量和分布，保证电网一
22、次和二次调频能力，维持系统频率和联络线潮流于目标值。5.3.2 控制方法a) 监视系统频率、联络线潮流、运行备用等运行参数及其变化趋势，按运行实际值与预定目标值的偏差相应调整发电功率及潮流分布，使实际运行值符合目标值。b) 控制方法包括但不限于下述方法:增减发电机的出力、启停蓄能机组、水轮机及燃气轮机发电GB/T 26399-2011 机组快速启动、人工切除部分负荷、直流功率调制等。5.4 电压异常预防控制5.4. 1 控制目标按分层分区原则，通过预防控制合理调整系统无功功率，维持系统电压于规定范围，保持适当的元功功率储备，保持系统在预定的扰动情况下或由于某种原因负荷大量变化时的电压稳定性。5
23、.4.2 控制方法a) 监视关键节点的运行电压及其变化趋势，按照事先制定的运行控制要求进行相应的控制调节。b) 控制方法包括但不限于下述方法:调整发电机元功功率，投切元功补偿设备、投退输电线路、转移负荷和改变交直流功率分配等。c) 电力系统正常电压调节应尽量使用并联电容器、并联电抗器、变压器分接头调节等措施，将元功备用留在运行发电机组上，尤其是负荷中心的发电机组。供电变压器的带负荷调压COLTC)应在高压侧电源电压过低(例如低于0.95UN)时停止使用。d) 电网中厂、站的元功电压自动控制系统CAVC)应满足维持母线电压于规定范围并具有必要的电压稳定裕度的要求。e) 在对具体电力系统研究分析的
24、基础上，积极采用可控高压并联电抗器、静止元功补偿器CSVC)、动态无功补偿CSTATCOM)等系统动态元功补偿设备，加强电网的动态无功支撑，改善系统的电压稳定性。5.5 防止过负荷的预防控制5.5. 1 控制目标通过预防控制使系统潮流合理分布，维持元件输送功率在热稳定允许范围内，并具备必要的稳定储备，保证系统在发生第I类大扰动时不致出现电网元件过负荷。5.5.2 控制方法a) 监视系统元件功率等运行参数及其变化趋势，按照事先制定的运行控制要求或在线安全分析与决策系统提供的结果进行相应控制。b) 控制方法包括但不限于下述方法:增减发电机的出力、启停蓄能机组、水轮机及燃气轮机快速启动、人工切除部分
25、负荷、改变交直流功率分配等。c) 宜通过调整运行方式避免穿越性功率引起的元件过负荷。d) 应充分利用设备的短时过负荷能力，在设备允许的时间范围内宜通过调整运行方式来消除过载。5.6 改善系统阻尼特性的预防控制5.6. 1 控制目标保持系统必要的阻尼水平，防止产生O.1 Hz2. 0 Hz级的系统低频振荡，保持系统动态稳定性。5.6.2 控制方法6 a) 监视系统联络线有功功率及其变化趋势，对功率振荡设置必要的自动告誓，按照事先制定的运行控制要求进行相应的控制。b) 省级及以上调度管理机构自动化系统应具备低频振荡监测告曹功能，有条件时根据系统实际运行情况进行在线动态稳定评估，并进行必要的控制。c
26、) 电力系统稳定器PSS是改善系统阻尼特性、提高系统动态稳定性的重要手段。容量在100 MW以上的火电机组和容量在50MW以上的水电机组应在励磁系统中配置PSS，以及经计算分析后需要安装PSS的电厂，按要求进行PSS试验和整定。d) 其他可能的控制方法包括:潮流调整、直流调制、可控串补的调节等。. GB/T 26399-2011 6 防止电网失稳的控制6. 1 暂态稳定控制6. 1. 1 控制目标对预想的运行方式和故障存在的暂态稳定问题，由稳控装置依据控制策略表实施切机、切负荷或解列等控制措施，保持系统的暂态稳定。6. 1. 2 控制措施6. 1.2. 1 在电力系统送端采取切除发电机组的稳定
27、控制措施，以快速降低送端电源的加速能量。6.1.2.2 因送端大量切机造成受端电网功率缺额时，可在受端负荷中心采取集中切负荷措施，但应与送端的切机措施相协调，尽可能少切负荷，并防止出现过电压。6.1.2.3 弱联系的联络线一般是互联电网暂态稳定的薄弱环节，若经过计算解列联络线对电力系统的总体损失最小，则宜采取解列互联电网联络线的控制措施。6.1.2.4 直流系统的功率调制、可控串补、串联电容补偿、并联电容补偿等可作为稳定控制措施来提高输电断面的输送能力。6.2 平息低频振荡控制6.2. 1 控制目标当电力系统中产生了一定振幅且持续的低频振荡时，应采取措施消除振荡源，尽快减弱、平息、消除振荡。6
28、.2.2 控制方法a) 借助电网调度信息、实时动态监测系统或其他自动告啻信息，判明并解列振荡源。b) 视振荡情况，退出相关电厂机组自动发电控制系统(AGC)、厂站无功电压自动控制系统(AVC)。c) 立即降低送电端发电出力。d) 发电厂和装有调相机的变电站应立即增加发电机、调相机的励磁电流，提高电压。e) 应投入直流输电系统、可控串补等新型输电技术的附加阻尼控制提高互联系统动态稳定性。6.3 消除过负荷控制6.3. 1 控制目标根据设备本身的过负荷能力以及现场运行管理规程，在发生第E类大扰动时，通过控制措施限制或消除设备过负荷。6.3.2 控制方法a) 由稳控装置依据控制策略表实施切机、切负荷
29、、提升或回降直流功率等控制措施来限制设备过负荷。b) 电源送出线路过负荷宜采取切除送端机组的控制措施。c) 负载中心线路或变压器过负荷宜采取切除本地区负荷的控制措施。7 GB/T 26399-2011 d) 穿越性功率引起的元件过负荷，宜以调整运行方式为主，辅以首端切机和受端切负荷的控制措施。6.4 频率控制6.4.1 控制目标防止由于大机组跳闸、直流闭锁、系统解列等原因使得系统频率超出短时允许范围，应采取频率控制措施，使系统频率保持在允许范围内，并确保不危及有关设备的安全。6.4.2 控制方法根据扰动情况，采取联切机组、直流调制等稳定控制措施，防止送端频率升高;采取集中切负荷、切泵、调制直流
30、、启动备用电源等稳定控制措施，防止受端频率降低。6.5 电压控制6.5.1 控制目标为防止电力系统出现扰动后，无功功率缺额或过剩，某些节点的电压降低或升高到不允许的数值，甚至可能出现电压崩溃或威胁设备安全时，应采取电压控制措施使电压保持在允许范围内。6.5.2 控制方法根据扰动情况，设置限制电压降低或升高的稳定控制措施，包括发电机强励、投入电容补偿装置或强行补偿等增发无功的措施，切除并联电抗器、切负荷等降低无功需求的措施，以及切除并联电容器等减少无功源的措施。7 防止电网崩溃的控制7. 1 消除失步控制7. 1. 1 消除失步振荡的规定7. 1.1. 1 在电力系统内出现失步状态时，应尽快解列
31、失步机组或采取系统解列控制措施，在预定的联络断面将系统解列为两个部分，以消除失步振荡状态。7. 1. 1.2 对于远方大型电厂、220kV以下的局部系统，如符合7.1.4所列条件时，可采用再同步控制，使失步的系统恢复同步运行。7. 1. 1.3 消除失步状态，应在失步运行允许时间内尽快实现，该允许时间由电力系统设备损坏的危险性、对重要用户工作的破坏和对稳定事故进一步扩大(如发展为多机振荡)等因素来确定。7. 1.1. 4 系统中各消除失步状态的控制系统应相互协调配合，不应出现无选择性动作情况。7. 1. 2 失步解到控制的方案和原理7. 1. 2.1 失步解列控制方案，应根据电网各种运行方式、
32、各种失步振荡模式的分析、解列措施的有效性来确定，一般按下述步骤进行:8 a) 根据电网近期的运行方式，选取可能的严重事故类型(如同一断面的两回线路同时跳闸N-2、稳控装置拒动或控制量不足)，进行暂态稳定破坏的分析计算;b) 寻找振荡中心的位置及可能的变化，确定电网存在的失步断面;c) 在失步断面单侧或双侧的适当变电站配置失步解列装置;GB/T 26399-2011 d) 对同一断面的不同厂站所安装的解列装置，应根据解列装置的原理和解列对象，确定动作顺序及协调配合的具体方法。7. 1. 2.2 失步解列控制装置可选用以下的状态量检测和判断失步状态:a) 监视振荡中心电压变化情况;b) 监视联络线
33、电压、电流及相角的变化;c) 监视安装点测量的阻抗及其变化;d) 监视振荡中心两侧相关母线的电压相角差及其变化。7. 1. 2.3 解列点的选择原则:a) 振荡中心落在互联电网的网间联络线附近时应解列该联络线或联络断面，并兼顾功率平衡原则，将有关负荷尽量留在电源过剩的电网。b) 当振荡中心落在主网内部(多回主干线开断后)应解列与之相近的网间联络线，并在解列后采取必要的再同步措施，使主网尽快实现同步运行。c) 电厂经送出线路与主网振荡时，振荡中心可能落在线路或升压变压器内，可采用解列机组或解列线路的措施。d) 不同断面的解列装置可采用振荡周期次数、离振荡中心的远近来取得配合，防止出现多个断面同时
34、解列。7. 1. 2.4 解列时刻的选择原则a) 解列控制命令必须在确认系统已发生失步后发出，且不宜选在线路两侧电压相角差为180。附近时解列。b) 超高压电网失步后应尽快解列，对于330kV及以上电网解列时刻宜选用12个振荡周期;对于220kV电网解列时刻宜选用13个振荡周期。为了协调配合，低一级电压等级电网可比高一级电压等级电网增加2个振荡周期。7. 1. 3 失步解列控制系统的构成7. 1.3. 1 失步解列控制系统的构成分为两类:a) 一类利用就地量进行判别，解列装置分散安装在有关厂站，由相关定值实现装置之间的协调配合，应优先配置这类解列装置;b) 另一类是利用多个厂站的相关信息，综合
35、判断系统失步及振荡中心位置，确定解列策略;一般由多个控制站及站间的光纤通道组成。这类控制系统仅应用于结构比较复杂的互联电网。7. 1. 3.2 失步解列装置配置a) 对于330kV及以上系统联络线的失步解列装置应双重化配置，220kV系统联络线的失步解列装置也宜双重化配置。同一联络线的解列装置的双重化配置既可将两套装置装设在该线路的同一侧，也可在线路两侧各装一套。b) 大型发电厂出线的解列装置应双重化配置。7. 1. 4 再同步控制的应用7. 1. 4.1 在下列情况下，可采用再同步控制za) 系统只在两部分之间失步，再同步过程中不出现节点电压过低，经验算或试验可能拉人同步，并且允许时间足够实
36、现再同步;b) 失步运行不会导致重要设备损坏和失步范围进一步扩大;再同步损失的负荷比系统解列损失少。7. 1. 4.2 为实现再同步，可根据系统具体情况，选择适当控制手段:a) 对于功率过剩的电力系统，可选用原动机减功率，切除发电机组;9 GB/T 26399-2011 b) 对于功率不足的电力系统，可选用切负荷，解列某些地区系统。7.2 防止频率崩溃的控制7.2.1 一般规定7.2. 1. 1 电力系统均应设置频率紧急控制装置应对各种可能的发电机跳闸、系统解列等大扰动下因失去部分电源而引起频率严重降低或因失去大负荷而引起频率严重升高，防止发生频率崩溃。7.2. 1. 2 低频自动减负荷措施应
37、考虑可能发生的最严重事故情况，并配合解列点的安排，合理制定各电网的低频自动减负荷方案，安排足够数量的切负荷数量，使事故后电力系统的有功功率能迅速平衡、频率恢复至长期允许范围内。7.2. 1.3 当联络线跳闸导致系统内功率缺额过大或过剩过大(如超过剩余负荷的20%)时，宜采取跳闸联切措施。联切负荷方案应与自动低频减负荷方案协调配合，联切机组方案应与过频切机方案协调配合。7.2. 1. 4 为了在系统频率降低时，减轻弱互联系统的相互影响，以及为了保证发电厂厂用电和其他重要用户的供电安全，可在系统的适当地点设置低频解列装置。7.2.2 低频自动减负荷方案的制定原则7.2.2. 1 低频自动减负荷动作
38、过程中系统频率的最低值及所经历的时间必须与网内大机组(包括核电机组)的低频保护和互联电网的低频解列相配合，防止系统频率下降过程中出现大机组跳闸。7.2.2.2 确定低频自动减负荷的总容量时应考虑系统可能的最严重事故情况，一般电网的低频减负荷总容量不低于系统总负荷量的35%。7.2.2.3 低频自动减负荷应设置短延时的基本轮和长延时的特殊轮，基本轮用于快速抑制频率的下降，特殊轮用于防止系统频率长时间悬浮于某一较低值(如49Hz以下)，使频率恢复到长期允许范围(49.5Hz以上)。基本轮的频率级差宜选用0.2Hz、延时o.2 sO. 3 S;特殊轮一般宜选用一个频率定值，按延时长短划分若干个轮次。
39、为了加速装置动作速度，可采取按频率降低速率加速切负荷的措施。7.2.2.4 对于可能孤立运行的地区电网或大机组小系统电网，应采取措施防止低频自动减负荷装置的过切负荷行为，过切负荷引起的系统频率超调不应超过51Hz。应恰当地设定低频减载装置的频率变化率闭锁定值，防止在功率缺额比例过大时引起装置拒动。7.2.2.5 低频自动减负荷装置与稳控系统的切负荷执行站的设备可以合并，功能应各自独立。该类装置宜采集负荷线路的功率值按切除的优先级顺序统一进行排队。7.2.2.6 在系统发生失步振荡过程中受端系统离振荡中心较近处的频率可能满足低频减负荷装置动作条件，该处装置的动作有利于系统再同步，属正确动作。7.
40、2.3 过频切机方案的制定原则7.2.3. 1 过频切机装置应反应于频率升高值及升高速率。7.2.3.2 电网应统一考虑区域内机组过频切机的设置轮次和顺序，宜优先选择切除水电机组、发电状态的蓄能机组及较小容量的火电机组。7.2.3.3 应防止在过剩功率不大时切除大容量机组引起的过切、导致系统频率下降至允许范围以下的情况。推荐在过频切除大机组时增加频率变化率低定值闭锁的判据。7.2.3.4 应保证电力系统在频率升高时:a) 汽轮机超速保护(OPC)设定参数应满足电力系统的有关规定，并保持协调配合。b) 电网频率升高数值及持续时间不应超过汽轮机组特性允许的范围。10 GB/T 26399-2011
41、 7.3 防止电压崩溃的控制7.3.1 一般规定7.3. 1. 1 电力系统出现严重大扰动后，由于无功功率欠缺或严重不平衡，某些母线的电压降到不允许的数值，可能进一步发生电压崩溃。应采取紧急控制措施防止电压崩溃，为此，在电压降低时应设法增发元功(如，投入电容补偿装置强行补偿、有载调压变压器分接头停止调高等)，立即减少元功的需求(如切除并联电抗器，手动或自动快速切除负荷等)。7.3. 1. 2 低电压自动减负荷措施是防止电压崩溃的重要手段之一，应根据系统分析结果在可能存在电压稳定问题的地区配置足够数量的低电压自动减负荷装置或集中切负荷装置。7.3. 1. 3 低电压解列(动作延时应大于振荡周期)
42、是隔离低压事故区域(含短路故障不能及时清除)的有效措施，宜根据电网的具体结构进行电网的分区设计，在分区点上配置低压解列装置。7.3. 1. 4 负荷中心的区域电网在主要受电断面联络线全部断开或部分断开引起潮流大量转移时，该区域电网可能面临电压稳定问题，可采取在送电端切机、受电端集中切负荷的措施解决。集中切负荷控制与分散低压自动减负荷控制应进行协调配合，避免控制对象的重叠。7.3.2 低电压自动减负荷控制方案的制定原则7.3.2. 1 低电压自动减负荷装置反应于电压降低及其持续时间，为了加速装置的动作速度，可以附加采用电压降低速率的判据;低电压自动减负荷装置应具备良好的防误功能，如采用多相电压作
43、为采集量，PT断线闭锁等。7.3.2.2 低电压自动减负荷装置可按动作电压及延时分为若干轮(级。第一轮的动作电压值应低于系统长期允许的最低电压值，最后一轮的动作电压值应高于系统静态电压失稳的临界电压值，建议电压级差为(2%5%)Un、每轮动作延时0.2s5 s为了尽快使电压恢复到长期允许范围以内，可设置一个长延时的轮次，该轮电压定值可与第一轮相同或略高，延时10s20 s。7.3.2.3 低电压自动减负荷装置应采用电压变化率过大闭锁等措施有效防止在短路故障、负荷反馈(自动重合闸期间)及备用电源自动投入情况下的误动作。7.3.2.4 低压诫负荷功能与低频减负荷功能可以设计在同一套装置内，共用切负
44、荷的出口回路，但低压减负荷功能与低频减负荷功能应完全独立，不能互相问锁。8 恢复控制8. 1 电力系统恢复控制包括两种情况:一种情况是系统某些元件因故障退出运行和某些用户被迫中断供电，为恢复系统完整性和恢复用户供电而进行的控制;另一种情况是由于严重故障导致大范围停电，为系统全停后恢复而进行的控制。8.2 对于电网全停后恢复，各区域系统应制定适合本系统的黑启动方案。8.3 系统可根据局部电网或用户的特点，为恢复系统完整性和恢复用户供电而制定相应的手动与自动恢复控制措施。自动恢复控制包括电源自动快速起动、输配电网络自动恢复、负荷自动恢复供电等。9 稳定计算分析和控制策略9. 1 一般要求9. 1.
45、 1 电力系统安全稳定计算分析的目的是通过对电力系统进行详细的仿真计算和分析研究，确定系统稳定问题的主要特征和稳定水平，提出提高系统稳定水平的措施和保证系统安全稳定运行的控制策11 GB/T 26399-2011 略，用以指导电网规划、设计、建设、生产运行以及科研、试验中的相关工作。9. 1. 2 电力系统安全稳定计算分析应根据系统的具体情况和要求，开展对系统的静态安全分析、静态稳定计算、暂态稳定计算、动态稳定计算、电压稳定计算、频率稳定计算以及再同步计算，并对计算结果进行认真、详细的分析，提出保证电网安全稳定运行的控制策略和提高系统稳定水平的措施。9.1.3 电力系统安全稳定分析方法分为离线
46、计算分析和在线计算分析:a) 离线计算分析:根据电力系统实际或预计的各种接线和潮流方式，生成相应的潮流和稳定计算数据，按照设定的各种扰动，计算分析出相应的预防控制措施和稳定控制策略。b) 在线计算分析:以电网当前实时运行数据，自动进行状态估计和潮流计算，按照设定的各种扰动，自动周期性地计算、分析出相应的预防控制措施和稳定控制策略。9.1.4 在互联电力系统稳定分析中，对所研究的系统原则上应予保留并详细模拟，对外部系统可进行必要的等值简化，应保证等值简化前后的系统潮流一致，动态特性基本一致。9.1.5 应研究、实测和建立电网计算中的各种元件、装置及负荷的参数和详细模型。应根据电网实际情况和计算目
47、的，合理选择不同的计算模型。规划计算中新增设备可采用典型参数和模型，在系统设计和生产运行计算中，应保证模型和参数的一致性，并考虑更详细的模型和参数。9.1.6 应根据计算分析的目的，选取系统运行中实际可能出现的、对系统安全稳定最不利的系统接线和运行方式，进行计算分析。9. 1.7 区域电网应统一安全稳定计算分析程序，以及计算模型、故障类型、故障切除时间、稳定判别标准。并相应制定区域电网安全稳定计算分析规定，统一稳定计算分析中方式选择、潮流调整、元功投切、枢纽点电压控制等原则。9. 1.8 各项安全稳定计算分析的具体目的和要求见DL755。9.2 控制策略9.2.1 安全稳定控制系统是保证电网安
48、全稳定运行的第二道防线，稳定控制策略应经详细的稳定计算分析后确定。9.2.2 安全稳定控制系统应根据第E类扰动制定控制策略;特殊情况下，控制策略需降低或抬高标准考虑某些特殊故障扰动时，应有特殊说明，并在相应运行管理规程明确。9.2.3 控制策略表是稳控装置和稳控系统实施稳定控制的依据，控制策略表分为由离线分析计算形成的离线策略表和在线分析计算形成的在线策略表。a) 离线策略表宜按系统运行方式分为若干子表，每一子表内根据故障元件、故障类型及相关输电断面的功率范围列出需要采取的控制措施及控制量。用于策略表的运行方式不宜按电网元件的技停简单进行排列，应按稳定状态的严重程度适当合并，力求简化和优化处理。随着电网的发展变化应及时校核、调整离线策略表。b) 在线策略表主要针对电网当前运行方式下的控制策略，但应力求兼顾主要输电断面功率变化时措施的适应性。9.2.4 制定控制策略宜遵循以下原则:a) 当电网需采取稳定控制措施时，应尽量兼顾事故后的运行方式的调整。b) 优先采取切机措施、其次是解列和切负荷措施。c) 稳控措施采取时要考虑被控制对象的设备安全，以及被切机组所在电厂的厂用电可靠性。d) 稳定控制措施的采取要考虑梯级水电站的水量匹配问题。e) 目前高压直流输电系统(HVDC)的附加控制手段一般不作为紧急控制措施，仅作为稳定裕度调节手段，并不宜突破HV
