GB 38755-2019《电力系统安全稳定导则》专题研究报告

GB38755-2019《电力系统安全稳定导则》专题研究报告标准号：GB38755—2019标准名称：电力系统安全稳定导则（Codeonsecurityandstabilityforpowersystem）发布日期：2019-12-31实施日期：2020-07-01代替标准：DL755—2001（历次版本仅此一版）发布机构：国家市场监督管理总局、国家标准化管理委员会提出并归口：国家能源局组织制定：全国电网运行与控制标准化技术委员会标准性质：强制性国家标准，前言明确“本标准的全部技术内容为强制性”现行效力：现行有效，2022-02-27复审结论为继续有效适用范围：电压等级220kV及以上的电力系统；220kV以下的电力系统（含分布式电源）可参照执行（第1章）文本依据：标准正文（前言、引言、第3～6章、附录A）；元数据取自国家标准全文公开系统与全国标准信息公共服务平台本报告以标准正文为唯一依据，梳理其制定背景、框架与术语、基本要求、安全稳定标准、计算分析要求、工作管理条款，并与DL755—2001作对照，最后给出工程落地建议。文中引用均标注条款号；凡属行业通行说法而非标准原文的，均单独注明。一、制定背景与修订动因标准沿革（引言）：1981年，针对当时电网稳定破坏事故频发、“重发电轻供电”的偏向，原电力工业部制定第一版《电力系统安全稳定导则》（电生字109号），首次规范化提出处理电力系统安全与经济的指导性原则。此后稳定破坏次数由1970—1980年年均19次降至“九五”期间年均0.2次。2001年配合500kV省间联网发展，形成DL755—2001行业强制性标准，适度提高安全稳定标准，并在稳定计算与稳定管理方面提出新要求。本次修订的直接动因（引言）：特高压电网发展、新能源大规模持续并网，特高压交直流电网逐步形成，系统容量持续扩大，电网格局与电源结构发生重大改变，电网特性深刻变化，原有以交流同步机组主导的稳定框架已难以覆盖直流与电力电子化电源带来的新问题。国家能源局据此委托全国电网运行与控制标准化技术委员会，组织电网企业、发电企业、电力用户、规划勘测设计与科研单位制定本标准。效力升级：由电力行业强制性标准升格为强制性国家标准，且全部技术内容强制，规划、设计、建设、运行各环节均须执行；第6.12条更进一步规定，是否遵循本标准作为事故责任认定（划分）依据之一。二、标准框架与术语体系章条款范围核心内容1范围—规定基本要求、安全稳定标准、计算分析、工作管理四部分；明确220kV及以上适用、以下参照2术语和定义2.1～2.12共12条术语，含稳定性分类、N-1原则、受端系统、短路比、新能源场站、涉网保护等3基本要求3.1～3.7总体要求、电网结构、电源结构、无功平衡及补偿、网源协调、防止崩溃、全停后恢复4安全稳定标准4.1～4.3静态稳定储备标准（Kp、Kv）、三级大扰动稳定标准、特殊情况要求5计算分析5.1～5.9任务与要求、静态安全、静态稳定、暂态功角、动态功角、电压、频率、短路电流、次同步/超同步振荡6工作管理6.1～6.12规划、设计、建设、运行、生产技术、科研试验、监视录波、资料参数、网源协调、网络安全、用户措施、责任认定附录A规范性附录电力系统稳定性分类图：功角稳定、电压稳定、频率稳定三大类及子类稳定性分类（附录A，规范性）：功角稳定分为小扰动功角稳定（静态功角稳定，属非周期性失稳；小扰动动态功角稳定，属周期性失稳）与大扰动功角稳定（暂态功角稳定，对应第一、二摇摆失稳；大扰动动态功角稳定，属周期性失稳）；电压稳定分为静态电压稳定（小扰动电压稳定）与大扰动电压稳定（含暂态电压稳定与长过程）；频率稳定分为小扰动频率稳定与大扰动频率稳定（含短期过程与长期过程）。这一分类直接对应第5章各类计算的门类划分。关键术语要点：第2章共12条术语，其中为适配交直流混联与新能源并网而设置的定义包括短路比、多馈入直流短路比、新能源场站、涉网保护、可中断负荷等，是与旧版衔接时最需注意的部分。术语定义要点（原文归纳）实务意义2.3N-1原则任一元件（发电机、交流线路、变压器、直流单极线路、直流换流器等）无故障或故障断开后，系统保持稳定运行与正常供电，其他元件不过负荷，电压频率在允许范围N-1范围明确含直流单极与换流器；发电厂仅一回送出线路时按N-1考虑（注2）2.5短路比换流站交流母线短路容量与直流换流器额定容量之比表征直流所连交流系统强弱；新能源场站可类比定义（注2）2.6多馈入直流短路比直流馈入换流母线短路容量与计及其他直流回路影响后的等值直流功率之比多回直流落点同一受端时的强度校核指标2.7枢纽变电站330kV及以上变电站；不含单回线路供电的终端站；影响重大的220kV变电站由电网企业确定结构要求与校核范围的界定依据2.11新能源场站集中接入系统的风电场或光伏电站并网点以下全部设备，含变压器、母线、线路、变流器、储能、机组、无功调节设备等明确涉网义务的责任边界2.12涉网保护机组（含新能源）、调相机、静止同步补偿器等设备保护中，动作行为与参数设置同电网运行方式相关、或需与电网侧安全自动装置协调的部分网源保护协同的责任划分依据三、保证安全稳定运行的基本要求（第3章）总体要求（3.1）：系统须有足够的静态稳定储备与有功、无功备用容量；合理电网结构与电源结构是稳定基础，应满足潮流灵活、任一元件断开不致其他元件超限、具备较大抗扰动能力、分层分区、合理控制短路电流、交直流相互适应协调发展、电源类型规模布局合理（3.1.2a～g）。低一级电压电网内任一元件单一故障不得影响高一级电压电网稳定（3.1.6）；二次设备参数与耐受能力应与一次设备相适应（3.1.7）。3.1.8明确送受端系统直流短路比、多馈入直流短路比及新能源场站短路比应达到合理水平。电网结构（3.2）：受端系统应加强最高一级电压网络联系、具备足够支撑与调节能力的电源、配置动态无功（尤其直流落点与负荷集中区）、枢纽变电站与换流站容量相适应；多馈入直流总体规模应与受端系统相适应（3.2.1）。外送回路应相对独立，避免落点与走廊过度集中；负荷侧应具备故障耐受能力，可中断负荷与提供频率响应的负荷优先作为负荷侧措施（3.2.3）。应避免和消除严重影响稳定的电磁环网（3.2.4）；系统间交流联络线不应构成弱联系大环网（3.2.5）；直流联网时并联交流通道应能承担直流闭锁后的转移功率（3.2.5.7）。电源结构（3.3）：按功能定位配置装机规模与布局，为系统提供必要的惯量、短路容量、有功与无功支撑（3.3.1）；统筹调节能力，常规电厂应具备调峰调频调压能力，新能源场站应提高调节能力，必要时配置燃气、抽蓄、储能及调相机、静止同步补偿器、静止无功补偿器等动态无功设备（3.3.2）。无功平衡及补偿（3.4）：分层分区、就地平衡，随负荷或电压变化调整；330kV及以上架空线路、220kV及以上电缆线路充电功率应基本补偿（3.4.2）；受端失去一回线路、失去直流单极或失去一台大容量机组（含失磁）时应保持电压稳定，受端须有足够动态无功备用（3.4.5）。网源协调（3.5）：电源与动态无功设备参数须与系统协调（3.5.1）；电源侧涉网保护与自动装置配置整定应与电网配合（3.5.2）；电源应具备一次调频、快速调压、调峰能力（3.5.3）；新能源场站与分布式电源的电压频率耐受能力原则上与同步机组一致（3.5.4）；存在次同步/超同步振荡风险时须采取抑制、保护与监测措施（3.5.5）；新能源高占比地区新能源场站应提供必要惯量与短路容量支撑（3.5.6）。防止系统崩溃（3.6）：在适当地点设置解列点并装设自动解列装置；合理安排自动低频减负荷顺序与切负荷数值；负荷集中地区应配置低压切负荷或计划解列，防止电压崩溃。全停后恢复（3.7）：先确定停电范围与状况，再判断区内电源或外部支援可能性，不具备则尽快执行黑启动方案；各区域至少安排1～2台具备黑启动能力的机组（3.7.2）；恢复过程中注意有功无功平衡，防止自励磁、电压失控与频率大幅波动（3.7.4）。四、安全稳定标准（第4章）4.1静态稳定储备标准。与过去只记“15%／10%”的理解不同，标准同时给出功角判据Kp与无功电压判据Kv两套指标，且正常运行方式为区间值。运行方式Kp（功角判据）Kv（无功电压判据）条款正常运行方式15%～20%10%～15%4.1.1故障后运行方式、特殊运行方式不得低于10%不得低于8%4.1.2Kp=(Pj−Pz)/Pz×100%，Kv=(Uz−Uc)/Uz×100%（公式3、公式4），其中Pj为静态稳定极限、Uc为临界电压。水电厂送出线路在稳定破坏不影响主系统、或故障后运行方式下，允许只按相应静态稳定储备送电，但应有防止事故扩大的措施（4.1.3）。4.2承受大扰动能力的三级标准。三级框架沿用，但每一级的故障清单、允许措施与例外条款均被逐条细化，尤其新增了直流与新能源相关情形。级别扰动情形（原文归纳）允许措施与要求条款第一级线路单相瞬时接地重合成功；同级电压双回或多回线及环网任一回线单相永久故障重合不成功或无故障三相断开、三相故障断开；任一发电机跳闸或失磁、任一新能源场站或储能电站脱网；任一台变压器故障退出（辐射型单台变压器除外）；任一大负荷突然变化；任一回系统间联络线故障或断开；直流单极闭锁或单换流器闭锁；直流单极线路短路故障保护、开关及重合闸正确动作，不采取稳定控制措施即保持稳定运行与正常供电，其他元件不超事故过负荷能力、不连锁跳闸。例外：电源交流送出线路三相故障、电源送出直流单极故障、两级电压电磁环网中单回高一级电压线路故障或断开，必要时允许切机或快速降低电源出力4.2.2第二级单回线或单台变压器（辐射型）故障或无故障三相断开；任一段母线故障；同杆并架双回线异名两相同时单相接地重合不成功、双回线三相同时跳开或同时无故障断开；直流双极闭锁或两个及以上换流器闭锁（不含同一极的两个换流器）；直流双极线路短路故障保持稳定运行，必要时允许切机切负荷、直流紧急功率控制、抽水蓄能电站切泵等稳定控制措施。例外：同杆架设杆塔合计不超过20基、且同杆线路长度不超过该线路全长10%时，上述同杆双回故障可不按第二级，归入第三级4.2.3第三级开关拒动；继电保护或自动装置误动、拒动；自动调节装置失灵；多重故障；失去大容量发电厂；新能源大规模脱网；其他偶然因素稳定破坏已发生时，须采取失步／快速解列、低频或低压减载、高频切机等措施，避免长时间大面积停电与重要用户（含厂用电）灾害性停电，使负荷损失最小并尽快恢复。因故障设防代价大，可不逐故障设置措施，而预先设定统一措施4.2.44.3特殊情况要求：向特别重要受端送电的双回及以上线路中任意两回同时断开，应保证稳定运行与重要负荷供电（4.3.1）；高一级电压出现初期，单相永久故障允许切机，三相短路允许切机切负荷（4.3.2）；任一线路、母线主保护停运时发生单相永久接地故障，应保证稳定（4.3.3）；直流连续换相失败或功率速降冲击超过系统承受能力时，运行中允许切机、闭锁直流（4.3.4）。关于“三道防线”：工程上常把继电保护、安全稳定控制装置、解列与减载装置称为三道防线，但本标准正文未使用该术语，而是以三级标准的对应措施体现同一分层设防逻辑。撰写专题报告或事故分析时，宜按标准条款表述，避免把行业通行说法当作标准原文引用。五、安全稳定计算分析要求（第5章）5.1任务与一般要求：计算应覆盖静态安全、静态稳定、暂态功角稳定、动态功角稳定、电压稳定、频率稳定、短路电流，并关注次同步或超同步振荡（5.1.1）；应对正常运行方式（含计划检修、水电大发、火电大发、最大或最小负荷、最小开机、抽蓄工况、新能源最大或最小发电等）、故障后运行方式、特殊运行方式三类中最不利者校验（5.1.2）；已投运部分采用详细模型与实测参数，未投运部分采用详细模型与典型参数（5.1.3）；外部系统等值简化须保持潮流一致、动态特性基本一致（5.1.4）。计算门类目的与判据要点仿真方法与条款静态安全分析按N-1原则逐个无故障断开线路、变压器等元件，检查其他元件是否过负荷、电压是否越限，检验网架强度与运行方式静态安全扫描（5.2）静态稳定含静态功角与静态电压稳定，确定稳定性、断面输送功率极限与稳定储备；判据dP/dδ>0、dQ/dV<0用于大电源送出线、跨区或省间联络线、薄弱断面（5.3）暂态功角稳定最不利地点金属性短路，第一、二摇摆不失步并作同步衰减振荡、中枢点电压逐渐恢复机电暂态仿真；大容量直流落点必要时采用机电—电磁混合仿真（5.4）动态功角稳定识别负阻尼或弱阻尼振荡模式，要求相对功角与线路功率呈衰减振荡、阻尼比达标小扰动用特征值法或机电暂态，大扰动用机电暂态（5.5）电压稳定静态：逐级加负荷求临界点（dP/dV=0或dQ/dV=0）估计裕度；暂态：扰动后负荷母线电压恢复至规定水平，并区分功角失稳引起的电压降低机电暂态；必要时混合仿真或中长期动态仿真（5.6）频率稳定频率振荡或大有功扰动下，频率能迅速恢复至额定附近，不持续振荡、不崩溃、不长期悬浮于过高或过低值小扰动用特征值法或机电暂态，大扰动用机电暂态，计入负荷频率特性与新能源高低频脱网特性（5.7）短路电流计算三相短路与单相接地金属性短路的交流分量与直流分量衰减；判据为母线短路电流不超过断路器开断能力与设备耐受能力按设备能力校核（5.8）次同步/超同步振荡汽轮发电机组送出工程及近区存在串补或直流整流站；新能源场站集中接入低短路比系统；新能源近区存在串补或整流站；其他存在风险情形，应开展计算分析四类触发情形（5.9）模型与仿真要求：暂态功角计算中发电机采用计及次暂态电势变化的详细模型并含励磁附加控制、原动机与调速系统，新能源场站与直流采用详细机电暂态或电磁暂态模型及直流附加控制，同时计及继保重合闸动作时序与负荷动态特性（5.4.2）；动态功角计算还需计及负荷电压与频率动态特性（5.5.3）；暂态电压稳定详细研究应包含负荷特性、无功补偿动态特性、带负荷调压变压器分接头动作、发电机过流与低励限制、强励特性（5.6.4）。这些模型要求是可研与调度校核中最容易被简化、也最容易导致结论偏差的环节。六、安全稳定工作管理（第6章）规划与设计：规划阶段应研究合理电源与电网结构及二次系统，确定输电能力时计算稳定水平并留裕度（6.1）；可研阶段应开展稳定计算，做好电源与电网、直流与交流、输电与变电衔接，提出安全稳定控制系统功能方案，设计时同步设计稳定措施并校核原有措施与故障切除时间（6.2）。建设与投运：一次设备投入运行时，继电保护、安全自动装置、稳定控制措施、通信、自动化与网络安全防护等二次设备应同步投入（6.3）。运行：按年、季、月分析系统特点，提出稳定运行限额，审核保护与稳定措施，做好事故预案；下一年度新项目明确后应计算次年各运行方式稳定情况（6.4）。生产技术与科研：组织落实稳定措施与参数试验，定期核定设备过负荷能力，分析事故并落实反事故措施（6.5）；研究优化网源结构、改进稳定计算分析方法（6.6）。监视与数据：配备连续动态安全稳定监视与故障录波，时间同步数据送调度机构（6.7）；各主体应向调度、规划设计与科研单位提供发电机、励磁与PSS、调速与原动机、直流、FACTS、调相机、新能源机组与场站、负荷的技术资料与实测模型参数（6.8）。定值与协调：影响系统稳定运行的参数定值设置必须经电网调度机构审核（6.8）；调度机构与发电企业应在管理部门指导下建立网源协调管理体系（6.9）。网络安全与用户侧：加强电力监控系统网络安全防护，满足国家信息安全等级保护要求（6.10）；用户应配合落实事故限负荷、稳定控制集中切负荷、低频与低压减负荷措施，重要用户配置保安电源与应急电源（6.11）。责任机制：鼓励尽职免责、失职问责，激励运行人员敢于履职尽责；各主体均应遵守执行本标准，是否遵循本标准作为事故责任认定（划分）依据之一（6.12）。七、与DL755—2001的主要关系与变化两版均采用三级大扰动稳定标准框架，2019版的主要变化集中在“电网形态变化带来的新增对象”与“可执行性”两条主线上，而非推翻原有分级逻辑。维度DL755—2001GB38755—2019标准层级电力行业强制性标准强制性国家标准，全部技术内容强制；纳入事故责任认定依据（6.12）电网形态面向500kV省间联网、交流为主、同步机组主导面向特高压交直流混联、新能源大规模并网，明确惯量与短路容量支撑要求（3.3.1、3.5.6）直流与受端强度未系统规定直流故障类别与受端强度指标N-1含直流单极与换流器（2.3）；单极闭锁、双极闭锁、直流线路故障分别列入第一、二级（4.2.2、4.2.3）；新增短路比、多馈入直流短路比（2.5、2.6）并要求达到合理水平（3.1.8）新能源无专门条款新增新能源场站术语（2.11）与涉网保护（2.12）；新能源场站脱网列入第一级、大规模脱网列入第三级（4.2.2、4.2.4）；电压频率耐受能力与同步机组一致（3.5.4）稳定标准可执行性以原则性表述为主逐条列举各级故障清单，明确各级允许措施与例外（如4.2.2末段、4.2.3同杆20基/10%条款），减少执行歧义计算门类以功角、电压稳定为主频率稳定单独成节（5.7），次同步/超同步振荡单独成节并给出四类触发情形（5.9），静态储备区分Kp与Kv（4.1）管理条款偏重规划与运行扩展至建设同步投运（6.3）、资料与实测参数（6.8）、网源协调体系（6.9）、网络安全（6.10）、用户侧负荷措施（6.11）、尽职免责（6.12）八、工程落地要点规划阶段：把三级标准与4.1的Kp、Kv双指标同时作为约束，对直流落点、多馈入规模、新能源汇集区做短路比与多馈入短路比专项校核，并据此决定同步机保留规模与动态无功配置（对应3.1.8、3.2.1、3.3）。设计与可研：稳定专题应按4.2.2、4.2.3、4.2.4分级列出故障清单与措施，而非笼统做N-1扫描；同期完成稳定控制系统功能方案，并按5.4.2、5.5.3明确模型与参数来源。运行调度：以4.1.1、4.1.2的区间值确定断面限额，注意运行方式切换后Kv的要求会由10%～15%降为不低于8%，限额表须与方式表对应。网源协同：按3.5.2、3.5.4、6.8建立涉网保护定值与新能源电压频率耐受能力的联合校核机制，定值变更须经调度审核。仿真体系：按5.1.3建立详细模型与实测参数库，落实5.4.4、5.6.5要求的机电—电磁混合仿真能力，避免大容量直流落点仅用机电暂态下结论。应急与恢复：按3.6、3.7完善解列点设置、低频低压减载方案与黑启动分区，各区域落实1～2台黑启动机组。九、局限与后续关注本标准为底线型强制要求，多为“应达到合理水平”“必要时应”的原则性表述，短路比的具体限值、Kv的取值区间细化等仍需配套技术标准与电网企业规程落实，执行时不宜把原则条款当作量化判据。新型主体（储能电站参与稳定控制、虚拟电厂、柔性直流）在三级标准中的定位尚不充分，储能仅在第一级中作为“脱网”情形出现（4.2.2d）。高比例电力电子化电网的惯量评估、频率稳定裕度量化、宽频振荡指标体系，标准给出了计算要求但未给出统一判据门槛，工程实践中结论可比性依赖各单位模型水平。第三级标准明确“可不逐故障设置措施、预先设定统一措施”，如何界定“统一措施”的充分性，是事故复盘与责任认定中最易产生争议之处（与6.12联动）。十、结论GB38755—2019的实质贡献可归纳为四点：一是以强制性国家标准固化稳定底线，并把执行情况纳入事故责任认定；二是把直流单极、换流器、双极闭锁与直流线路故障纳入N-1与三级扰动清单，并引入短路比、多馈入直流短路比作为受端强度语言；三是把新能源场站、涉网保护、惯量与短路容量支撑写入基本要求；四是把频率稳定、次同步/超同步振荡提升为独立计算门类，并将静态稳定储备拆为Kp