GB 38755-2019《電力系統安全穩定導則》

       ——保證電力系統安全穩定運行的基本要求

1981年，針對當時改革開放國民經濟基礎設施全面開工建設初期，中國電網穩定破壞事故頻發的局面和電網發展 “重發電輕供電”的偏向，原電力工業部制定了第一版《電力系統安全穩定導則》[（81）電生字109號］，首次規范化地提出了正確處理電力系統安全與經濟、合理建設和電網運行的指導性原則?！峨娏ο到y安全穩定導則》頒布實施后，我國電力系統安全穩定水平上了一個新臺階，穩定破壞次數迅速減少，從1970年～1980年間的年均19次降至“九五”期間的年均0.2次。

2001年，根據國民經濟和電力工業500kV省間聯網全面發展階段的需要，適度提高了安全穩定標 準，在穩定計算和穩定管理方面提出了新要求，并上升為行業強制性標準。DL755—2001《電力系統安全穩定導則》頒布后，進一步促進了區域聯網的健康發展，供電可靠性不斷提高。在美國、加拿大、巴西、印度等國家電網相繼發生大面積停電事故的同時，高速發展的中國電網基本杜絕了電力系統穩定破壞和大面積停電事故。

根據我國電力系統發展實際，國家能源局委托全國電網運行與控制標準化技術委員會組織電網企業、發電企業、電力用戶、電力規劃和勘測設計、科研等單位，在總結 DL755—2001《電力系統安全穩定導則》經驗的基礎上制定了本標準，本標準重點關注和解決隨著特高壓電網的發展和新能源大規模持續并網，特高壓交直流電網逐步形成，系統容量持續擴大，新能源裝機不斷增加，電網格局與電源結構發生重大改變，電網特性發生深刻變化，給電力系統安全穩定運行帶來的全新挑戰。本標準的制定和發布將有力支撐國家能源戰略轉型對電力系統提出的新要求，確保電網與并網電廠的安全、穩定、經濟運行，促進我國社會經濟發展、工農業生產與人民生活的正常秩序得到可靠的電力保障。

保證電力系統安全穩定運行的基本要求

1. 總體要求

1.1 為保證電力系統運行的穩定性，維持電力系統頻率、電壓的正常水平，系統應有足夠的靜態穩定 儲備和有功功率、無功功率備用容量。備用容量應分配合理，并有必要的調節手段。在正常負荷及電源波動和調整有功、無功潮流時，均不應發生自發振蕩。

1.2 合理的電網結構和電源結構是電力系統安全穩定運行的基礎。在電力系統的規劃設計階段，應統籌考慮，合理布局；在運行階段，運行方式安排也應注重電網結構和電源開機的合理性。合理的電網結構和電源結構應滿足如下基本要求：

a) 能夠滿足各種運行方式下潮流變化的需要，具有一定的靈活性，并能適應系統發展的要求；

b) 任一元件無故障斷開，應能保持電力系統的穩定運行，且不致使其他元件超過規定的事故過負荷能力和電壓、頻率允許偏差的要求；

c) 應有較大的抗擾動能力，并滿足本標準中規定的有關各項安全穩定標準；

d) 滿足分層和分區原則；

e) 合理控制系統短路電流；

f) 交、直流相互適應，協調發展；

g) 電源裝機的類型、規模和布局合理，具有一定的靈活調節能力。

1.3 在正常運行方式（含計劃檢修方式，下同）下，所有設備均應不過負荷、電壓與頻率不越限，系統中任一元件發生單一故障時，應能保持系統安全穩定運行。

1.4 在故障后經調整的運行方式下，電力系統仍應有規定的靜態穩定儲備，并滿足再次發生任一元 件故障后的穩定和其他元件不超過規定事故過負荷能力的要求。

1.5 電力系統發生穩定破壞時，必須有預定的措施，以防止事故范圍擴大，減少事故損失。

1.6 低一級電壓等級電網中的任何元件（如發電機、交流線路、變壓器、母線、直流單極線路、直流換流器等）發生各種類型的單一故障，均不應影響高一級電壓等級電網的穩定運行。

1.7 電力系統的二次設備（包括繼電保護裝置、安全自動裝置、自動化設備、通信設備等）的參數設定及耐受能力應與一次設備相適應。

1.8 送受端系統的直流短路比、多饋入直流短路比以及新能源場站短路比應達到合理的水平。

2. 電網結構

2.1 受端系統的建設

受端系統是整個電力系統的重要組成部分，應作為實現合理電網結構的一個關鍵環節予以加強。從以下方面加強受端系統安全穩定水平：

a) 加強受端系統內部最高一級電壓的網絡聯系；

b) 加強受端系統的電壓支撐和運行的靈活性，應接有足夠容量的具有支撐能力和調節能力的電廠；

c) 受端系統應有足夠的無功補償容量，直流落點與負荷集中地區應合理配置動態無功調節設備；

d) 樞紐變電站的規模和換流站的容量應同受端系統相適應；

e) 受端系統發電廠運行方式改變，不應影響正常受電；

f) 對于直流饋入受端系統，應優化直流落點，完善近區網架，提高系統對直流的支撐能力，多饋入直流（兩回及以上）總體規模應和受端系統相適應。

2.2 電源接入

2.2.1 根據電源在系統中的地位和作用，不同規模的電源應分別接入相應的電壓等級網絡；在經濟合 理與建設條件可行的前提下，應在受端系統內建設一些具有支撐和調節能力的主力電源；最高一級電壓等級電網應直接接入必要的主力電源。

2.2.2 外部電源需經相對獨立的送電回路接入受端系統，避免電源或送端系統之間的直接聯絡以及  送電回路落點和輸電走廊過于集中。當電源或送端系統需要直接聯絡時，應進行必要的技術經濟比較。 每一組送電回路的最大輸送功率所占受端系統總負荷的比例不應過大，具體比例應結合受端系統的具體條件來決定。

2.3 負荷接入

2.3.1 負荷的諧波、沖擊等特性對所接入電力系統電能質量和安全穩定的影響不應超過該系統的承受能力。

2.3.2 負荷應具備一定的故障擾動耐受能力，在確保用電設備安全的前提下，應設置合理的負荷保護 定值，在系統電壓、頻率波動時避免不必要的負荷損失和故障范圍的擴大。

2.3.3 可中斷負荷、提供頻率響應的負荷，優先列入保障電力系統安全穩定運行的負荷側技術措施。 重要負荷（用戶）應優先確保其供電可靠性。

2.4 電網分層分區

2.4.1 應按照電網電壓等級和供電區域合理分層、分區。合理分層，將不同規模的電源和負荷接到相適應的電壓等級網絡上；合理分區，以受端系統為核心，將外部電源連接到受端系統，形成一個供需基本平衡的區域，并經聯絡線與相鄰區域相連。

2.4.2 隨著高一級電壓等級電網的建設，下級電壓等級電網應逐步實現分區運行，相鄰分區之間保持互為備用。應避免和消除嚴重影響電力系統安全穩定的不同電壓等級的電磁環網，電源不應裝設構成電磁環網的聯絡變壓器。

2.4.3 分區電網應盡可能簡化，以有效限制短路電流和簡化繼電保護的配置。

2.5 電力系統間的互聯

2.5.1 電力系統采用交流或直流方式互聯應進行技術經濟比較。

2.5.2 交流聯絡線的電壓等級應與主網最高一級電壓等級相一致 。

2.5.3 互聯的電力系統在任一側失去大電源或發生嚴重單一故障時，聯絡線應保持穩定運行，并不應超過事故過負荷能力。

2.5.4 在聯絡線因故障斷開后，應保持各自系統的安全穩定運行。

2.5.5 系統間的交流聯絡線不應構成弱聯系的大環網，并應考慮其中一回斷開時，其余聯絡線應保持穩定運行，并可轉送規定的最大電力。

2.5.6 對交流弱聯網方案，應詳細研究對電力系統安全穩定的影響，經技術經濟論證合理后方可采用。

2.5.7 采用直流輸電聯網時，直流輸電的容量應與送受端系統的容量匹配，直流短路比（含多饋入直流短路比）應滿足要求，并聯交流通道應能夠承擔直流閉鎖后的轉移功率。

3. 電源結構

3.1應根據各類電源在電力系統中的功能定位，結合一次能源供應可靠性，合理配置不同類型電源的裝機規模和布局，滿足電力系統電力電量平衡和安全穩定運行的需求，為系統提供必要的慣量、短路 容量、有功和無功支撐。

3.2 電力系統應統籌建設足夠的調節能力，常規電廠（火電、水電、核電等）應具備必需的調峰、調頻和調壓能力，新能源場站應提高調節能力，必要時應配置燃氣電站、抽水蓄能電站、儲能電站等靈活調節資源及調相機、靜止同步補償器、靜止無功補償器等動態無功調節設備。

4. 無功平衡及補償

4.1 無功功率電源的配置應留有適當裕度，以保證系統各中樞點的電壓在正常和故障后均能滿足規定的要求。

4.2 電網的無功補償應以分層分區和就地平衡為原則，并應隨負荷（或電壓）變化進行調整，避免經長距離線路或多級變壓器傳送無功功率。330kV及以上等級架空線路、220kV及以上等級電纜線路的充電功率應基本予以補償。

4.3 同步發電機或同步調相機應帶自動調節勵磁（包括強行勵磁）運行，具備充足的進相和遲相能 力，并保持其運行的穩定性。

4.4 新能源場站應具備無功功率調節能力和自動電壓控制功能，并保持其運行的穩定性。

4.5 為保證受端系統發生突然失去一回線路、失去直流單極或失去一臺大容量機組（包括發電機失磁）等故障時，保持電壓穩定和正常供電，不致出現電壓崩潰，受端系統中應有足夠的動態無功功率備用容量。

5. 網源協調

5.1 電源及動態無功功率調節設備的參數選擇必須與電力系統相協調，保證其性能滿足電力系統穩定運行的要求。

注：5.1～5.4所述電源指接入35kV及以上電壓等級電力系統的火電、水電、核電、燃氣輪機發電、光熱發電、抽水蓄能、風力發電、光伏發電及儲能電站等。

5.2 電源側的繼電保護（涉網保護、線路保護）和自動裝置（自動勵磁調節器、電力系統穩定器、調速器、穩定控制裝置、自動發電控制裝置等）的配置和整定應與發電設備相互配合，并應與電力系統相協調，保證其性能滿足電力系統穩定運行的要求。

5.3 電源均應具備一次調頻、快速調壓、調峰能力，且應滿足相關標準要求。存在頻率振蕩風險的電力系統，系統內水電機組調速系統應具備相應的控制措施。

5.4 電源及動態無功調節設備對于系統電壓、頻率的波動應具有一定的耐受能力。新能源場站以及分布式電源的電壓和頻率耐受能力原則上與同步發電機組的電壓和頻率耐受能力一致。

5.5 存在次同步振蕩風險的常規電廠及送出工程，應根據評估結果采取抑制、保護和監測措施。存在次同步振蕩或超同步振蕩風險的新能源場站及送出工程，應采取抑制和監測措施。

5.6 電力系統應具備基本的慣量和短路容量支持能力，在新能源并網發電比重較高的地區，新能源場站應提供必要慣量與短路容量支撐。

6. 防止電力系統崩潰

6.1 規劃電網結構應實現合理的分層分區。電力系統應在適當地點設置解列點，并裝設自動解列裝置，當系統發生穩定破壞時，能夠將系統解列為各自盡可能保持同步運行的兩個或幾個部分，防止系統長時間不能拉入同步或造成系統頻率和電壓崩潰，擴大事故。

6.2 電力系統應考慮可能發生的最嚴重故障情況，并配合解列點的設置，合理安排自動低頻減負荷的順序和所切負荷數值。當整個系統或解列后的局部出現功率缺額時，能夠有計劃地按頻率下降情況自動減去足夠數量的負荷，以保證重要用戶的不間斷供電。發電廠應有可靠的保證廠用電供電的措施，防止因失去廠用電導致全廠停電。

6.3 在負荷集中地區，應考慮當運行電壓降低時，自動或手動切除部分負荷，或有計劃解列，以防止發生電壓崩潰。

7. 電力系統全停后的恢復

7.1 電力系統全停后的恢復應首先確定停電系統的地區、范圍和狀況，然后依次確定本區內電源或外部系統幫助恢復供電的可能性。當不可能時，應盡快執行系統黑啟動方案。

7.2 制定黑啟動方案應根據電網結構的特點合理劃分區域，各區域須至少安排 1～2臺具備黑啟動能力的機組，確保機組容量和分布合理。

7.3 系統全停后的恢復方案（包括黑啟動方案），應適合本系統的實際情況，以便能快速有序地實現系統和用戶的恢復。恢復方案中應包括恢復步驟和恢復過程中應注意的問題，其保護、通信、遠動、開關 及安全自動裝置均應滿足自啟動和逐步恢復其他線路和負荷供電的特殊要求。

7.4 在恢復啟動過程中應注意有功功率、無功功率平衡，防止發生自勵磁和電壓失控及頻率的大幅度波動。必須考慮系統恢復過程中的穩定問題，合理投入繼電保護和安全自動裝置，防止保護誤動而中斷或延誤系統恢復。

【免責聲明：本文部分素材內容來源于網絡，我們對文中觀點保持中立，轉載的目的是為了交流和學習。文章版權歸原作者所有，如有侵權，請聯系刪除。原創不易，感謝作者整理分享】