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電力系統安全穩定導則
鎖定
2019年12月31日，強制性國家標準GB 38755-2019《電力系統安全穩定導則》正式發佈。該標準由國家能源局歸口並提出，委託全國電網運行與控制標委會(SAC/TC446)組織編制完成，起草組成員單位包括國家電網、南方電網、內蒙古電力，五大發電集團等發電企業，電力規劃總院等規劃設計單位、科研院校等23個單位。標準於2020年7月1日生效，替代原行業標準DL 755-2001。
主要起草人員包括：張智剛 陳國平 李明節 劉映尚 湯 湧 孫華東 張正陵 杜忠明 李 昇 韓 豐 王小海 陳 旭 郭劍波 周孝信 薛禹勝 劉吉臻 李立浧 韓英鐸 李文沅 陳允鵬 吳 雲 冷喜武等。
- 中文名
- 電力系統安全穩定導則
- 外文名
- Code on security and stability for power system
- 頒 發
- 2019年
目錄
- 1 引言
- 2 目次
- 3 範圍
- 4 保證電力系統安全穩定運行的基本要求
- ▪ 3．1 總體要求
- ▪ 3.2 電網結構
- ▪ 3.3電源結構
- ▪ 3.4 無功平衡及補償
電力系統安全穩定導則引言
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］，首次規範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。《電力系統安全穩定導則》頒佈實施後，我國電力系統安全穩定水平上了一個新台階，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。
[1]
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，並上升為行業強制性標準。ＤＬ７５５—２００１《電力系統安全穩定導則》頒佈後，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，國家能源局委託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、電力用户、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着特高壓電網的發展和新能源大規模持續併網，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。本標準的制定和發佈將有力支撐國家能源戰略轉型對電力系統提出的新要求，確保電網與併網電廠的安全、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。
電力系統安全穩定導則目次
前言
引言
１ 範圍
２ 術語和定義
３ 保證電力系統安全穩定運行的基本要求
３．１ 總體要求
３．２ 電網結構
３．３ 電源結構
３．４ 無功平衡及補償
３．５ 網源協調
３．６ 防止電力系統崩潰 .
３．７ 電力系統全停後的恢復
４ 電力系統的安全穩定標準
４．１ 電力系統的靜態穩定儲備標準
４．２ 電力系統承受大擾動能力的安全穩定標準
４．３ 特殊情況要求
５ 電力系統安全穩定計算分析
５．１ 安全穩定計算分析的任務與要求
５．２ 電力系統靜態安全分析
５．３ 電力系統靜態穩定的計算分析
５．４ 電力系統暫態功角穩定的計算分析
５．５ 電力系統動態功角穩定的計算分析
５．６ 電力系統電壓穩定的計算分析
５．７ 電力系統頻率穩定的計算分析
５．８ 電力系統短路電流的計算分析
５．９ 次同步振盪或超同步振盪的計算分析
６ 電力系統安全穩定工作管理
附錄 Ａ （規範性附錄） 電力系統穩定性分類
電力系統安全穩定導則範圍
本標準規定了保證電力系統安全穩定運行的基本要求、電力系統安全穩定標準、電力系統安全穩定計算分析，以及電力系統安全穩定工作管理。
本標準適用於電壓等級為２２０ｋＶ及以上的電力系統。２２０ｋＶ以下的電力系統（含分佈式電源）可參照執行。
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
電力系統安全穩定導則3．1 總體要求
3.1.1 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，並有必要的調節手段。在正常負荷及電源波動和調整有功、無功潮流時，均不應發生自發振盪。
[1]
3.1.2 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，合理佈局；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，並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，且不致使其它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，並滿足本導則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、規模和佈局合理，具有一定的靈活調節能力。
3.1.3 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。
3.1.4 在故障後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，並滿足再次發生任一元件故障後的穩定和其它元件不超過規定事故過負荷能力的要求。
3.1.5 電力系統發生穩定破壞時，必須有預定的措施，以防止事故範圍擴大，減少事故損失。
3.1.6 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。
3.1.7 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。
3.1.8 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。
電力系統安全穩定導則3.2 電網結構
3.2.1 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繫；
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) 對於直流饋入受端系統，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。
3.2.2 電源接入
3.2.2.1 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。
3.2.2.2 外部電源需經相對獨立的送電迴路接入受端系統，避免電源或送端系統之間的直接聯絡以及送電迴路落點和輸電走廊過於集中。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。每一組送電迴路的最大輸送功率所佔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。
3.2.3 負荷接入
3.2.3.1負荷的諧波、衝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。
3.2.3.2 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範圍的擴大。
3.2.3.3可中斷負荷、提供頻率響應的負荷，應優先列入保障電力系統安全穩定運行的負荷側技術措施。
3.2.4 電網分層分區
3.2.4.1 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，並經聯絡線與相鄰區域相連。
3.2.4.2 隨着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。
3.2.4.3 分區電網應儘可能簡化，以有效限制短路電流和簡化繼電保護的配置。
3.2.5 電力系統間的互聯
3.2.5.1 電力系統採用交流或直流方式互聯應進行技術經濟比較。
3.2.5.2 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。
3.2.5.3 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，並不應超過事故過負荷能力。
3.2.5.4 在聯絡線因故障斷開後，應保持各自系統的安全穩定運行。
3.2.5.5 系統間的交流聯絡線不應構成弱聯繫的大環網，並應考慮其中一回斷開時，其餘聯絡線應保持穩定運行，並可轉送規定的最大電力。
3.2.5.6 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後方可採用。
3.2.5.7 採用直流輸電聯網時，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，並聯交流通道應能夠承擔直流閉鎖後的轉移功率。
電力系統安全穩定導則3.3電源結構
3.3.1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佈局，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。
3.3.2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）應具備必需的調峯、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。
電力系統安全穩定導則3.4 無功平衡及補償
3.4.1 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後均能滿足規定的要求。
3.4.2電網的無功補償應以分層分區和就地平衡為原則，並應隨負荷（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。
3.4.3 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，並保持其運行的穩定性。
3.4.4 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，並保持其運行的穩定性。
3.4.5 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台大容量機組（包括髮電機失磁）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。
電力系統安全穩定導則3.5 網源協調
3.5.1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：3.5條所述電源指接入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。
3.5.2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，並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。
3.5.3電源均應具備一次調頻、快速調壓、調峯能力，且應滿足相關標準要求。存在頻率振盪風險的電力系統，系統內水電機組調速系統應具備相應的控制措施。
3.5.4電源及動態無功調節設備對於系統電壓、頻率的波動應具有一定的耐受能力。新能源場站以及分佈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。
3.5.5存在次同步振盪風險的常規電廠及送出工程，應根據評估結果採取抑制、保護和監測措施。存在次同步振盪或超同步振盪風險的新能源場站及送出工程，應採取抑制和監測措施。
3.5.6電力系統應具備基本的慣量和短路容量支持能力，在新能源併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。
電力系統安全穩定導則3.6 防止電力系統崩潰
3.6.1 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，並裝設自動解列裝置，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。
3.6.2 電力系統應考慮可能發生的最嚴重故障情況，並配合解列點的設置，合理安排自動低頻減負荷的順序和所切負荷數值。當整個系統或解列後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，以保證重要用户的不間斷供電。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。
3.6.3 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。
電力系統安全穩定導則3.7 電力系統全停後的恢復
3.7.1 電力系統全停後的恢復應首先確定停電系統的地區、範圍和狀況，然後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，應儘快執行系統黑啓動方案。
3.7.2 制定黑啓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台具備黑啓動能力的機組，確保機組容量和分佈合理。
3.7.3 系統全停後的恢復方案（包括黑啓動方案），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户的恢復。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啓動和逐步恢復其它線路和負荷供電的特殊要求。
3.7.4 在恢復啓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。
電力系統安全穩定導則電力系統的安全穩定標準
電力系統安全穩定導則4.1 電力系統的靜態穩定儲備標準
4.1.1 在正常運行方式下，電力系統按功角判據計算的靜態穩定儲備係數（Kp）應滿足15%～20％，按無功電壓判據計算的靜態穩定儲備係數（Kv）應滿足10%～15％。
4.1.2 在故障後運行方式和特殊運行方式下，Kp不得低於10％，Kv不得低於8％。
4.1.3水電廠送出線路下列情況下允許只按靜態穩定儲備送電，但應有防止事故擴大的相應措施：
a）如發生穩定破壞但不影響主系統的穩定運行時，允許只按正常靜態穩定儲備送電；
b）在故障後運行方式下，允許只按故障後靜態穩定儲備送電。
電力系統安全穩定導則4.2電力系統承受大擾動能力安全穩定標準
4.2.1 電力系統承受大擾動能力的安全穩定標準分為以下三級：
a）第一級標準：保持穩定運行和電網的正常供電；
b）第二級標準：保持穩定運行，但允許損失部分負荷；
c）第三級標準：當系統不能保持穩定運行時，必須儘量防止系統崩潰並減少負荷損失。
4.2.2 第一級安全穩定標準
正常運行方式下的電力系統受到下述單一故障擾動後，保護、開關及重合閘正確動作，不採取穩定控制措施，應能保持電力系統穩定運行和電網的正常供電，其它元件不超過規定的事故過負荷能力，不發生連鎖跳閘：
a）任何線路單相瞬時接地故障重合成功；
b） 同級電壓的雙回或多回線和環網，任一回線單相永久故障重合不成功及無故障三相斷開不重合；
c）同級電壓的雙回或多回線和環網，任一回線三相故障斷開；
d）任一發電機跳閘或失磁，任一新能源場站或儲能電站脱網；
e）任一台變壓器故障退出運行（輻射型結構的單台變壓器除外）；
f）任一大負荷突然變化；
g）任一回交流系統間聯絡線故障或無故障斷開不重合；
h) 直流系統單極閉鎖，或單換流器閉鎖；
i) 直流單極線路短路故障。
對於電源（包括常規電廠和新能源場站）的交流送出線路三相故障、電源的送出直流單極故障、兩級電壓的電磁環網中單回高一級電壓線路故障或無故障斷開，必要時允許採用切機或快速降低電源出力等措施。
4.2.3 第二級安全穩定標準
正常運行方式下的電力系統受到下述較嚴重的故障擾動後，保護、開關及重合閘正確動作，應能保持穩定運行，必要時允許採取切機和切負荷、直流緊急功率控制、抽水蓄能電站切泵等穩定控制措施：
a）單回線或單台變壓器（輻射型結構）故障或無故障三相斷開；
b）任一段母線故障；
c）同杆並架雙回線的異名兩相同時發生單相接地故障重合不成功，雙回線三相同時跳開，或同杆並架雙回線同時無故障斷開；
d）直流系統雙極閉鎖，或兩個及以上換流器閉鎖（不含同一極的兩個換流器）；
e）直流雙極線路短路故障。
在發電廠或變電站出線、進線同杆架設的杆塔基數合計不超過20基，且同杆架設的線路長度不超過該線路全長10%的情況下，允許c）規定的故障不作為第二級標準，而歸入第三級標準。
4.2.4 第三級安全穩定標準
電力系統因下列情況導致穩定破壞時，必須採取失步/快速解列、低頻/低壓減載、高頻切機等措施，避免造成長時間大面積停電和對重要用户（包括廠用電）的災害性停電，使負荷損失儘可能減少到最小，電力系統應儘快恢復正常運行：
a） 故障時開關拒動；
b） 故障時繼電保護、自動裝置誤動或拒動；
c） 自動調節裝置失靈；
d） 多重故障；
e） 失去大容量發電廠；
f） 新能源大規模脱網；
g） 其它偶然因素。
第三級安全穩定標準涉及的情況難以全部枚舉，且故障設防的代價大，對各個故障可以不逐一採取穩定控制措施，而應在電力系統中預先設定統一的措施。
電力系統安全穩定導則4.3 特殊情況要求
4.3.1 向特別重要受端系統送電的雙回及以上線路中的任意兩回線同時無故障或故障斷開，導致兩條線路退出運行，應採取措施保證電力系統穩定運行和對重要負荷的正常供電，其它線路不發生連鎖跳閘。
4.3.2 在電力系統中出現高一級電壓的初期，發生線路（變壓器）單相永久故障，允許採取切機措施；當發生線路（變壓器）三相短路故障時，允許採取切機和切負荷措施，保證電力系統的穩定運行。
4.3.3 任一線路、母線主保護停運時，發生單相永久接地故障，應採取措施保證電力系統的穩定運行。
4.3.4直流自身故障或異常引起直流連續換相失敗或直流功率速降，且衝擊超過系統承受能力時，運行中允許採取切機、閉鎖直流等穩定控制措施。
電力系統安全穩定導則電力系統安全穩定計算分析
電力系統安全穩定導則5.1 安全穩定計算分析的任務與要求
5.1.1 電力系統安全穩定計算分析應根據系統的具體情況和要求，對系統的靜態安全、靜態穩定、暫態功角穩定、動態功角穩定、電壓穩定、頻率穩定、短路電流進行計算與分析，並關注次同步振盪或超同步振盪問題。研究系統的基本穩定特性，檢驗電力系統的安全穩定水平和過負荷能力，優化電力系統規劃方案，提出保證系統安全穩定運行的控制策略和提高系統穩定水平的措施。
5.1.2 電力系統安全穩定計算分析應針對具體校驗對象，選擇下列三種運行方式中對安全穩定最不利的情況進行安全穩定校驗：
a）正常運行方式：包括計劃檢修方式和按照負荷曲線以及季節變化出現的水電大發、火電大發、最大或最小負荷、最小開機和抽水蓄能運行工況、新能源發電最大或最小等可能出現的運行方式；
b）故障後運行方式：電力系統故障消除後，在恢復到正常運行方式前所出現的短期穩態運行方式；
c）特殊運行方式：主幹線路、重要聯絡變壓器等設備檢修及其它對系統安全穩定運行影響較為嚴重的方式。
5.1.3 應研究、實測和建立電力系統計算中的各種元件、裝置及負荷的詳細模型和參數。計算分析中應使用合理的模型和參數，以保證滿足所要求的精度。計算數據中已投運部分的數據應採用詳細模型和實測參數，未投運部分的數據採用詳細模型和典型參數。
5.1.4在互聯電力系統穩定分析中，對所研究的系統應予保留並詳細模擬，對外部系統進行必要的等值簡化時，應保證等值簡化前後的系統潮流一致，動態特性基本一致。
電力系統安全穩定導則5.2 電力系統靜態安全分析
電力系統靜態安全分析指應用N-1原則，逐個無故障斷開線路、變壓器等元件，檢查其它元件是否因此過負荷和電壓越限，用以檢驗電網結構強度和運行方式是否滿足安全運行要求。
電力系統安全穩定導則5.3 電力系統靜態穩定的計算分析
5.3.1 電力系統靜態穩定計算分析包括靜態功角穩定及靜態電壓穩定計算分析，其目的是應用相應的判據，確定電力系統的穩定性和輸電斷面（線路）的輸送功率極限，檢驗在給定方式下的穩定儲備。
5.3.2 對於大電源送出線、跨大區或省網間聯絡線，網絡中的薄弱斷面等應進行靜態穩定計算分析。
5.3.3 靜態穩定判據為：
(1)
或
(2)
式中： 為線路傳輸的有功功率；
為線路傳輸的無功功率；
為發電機的功角；
為發電機的端電壓。
相應的靜態穩定儲備係數為：
(3)
(4)
式中： 為靜態穩定極限；
為正常傳輸功率；
為母線的正常電壓；
為母線的臨界電壓。
電力系統安全穩定導則5.4 電力系統暫態功角穩定的計算分析
5.4.1 暫態功角穩定計算分析的目的是在規定的運行方式和故障形態下，對系統穩定性進行校驗，並對繼電保護和自動裝置以及各種措施提出相應的要求。
5.4.2 暫態功角穩定計算的條件如下：
a）應考慮在最不利地點發生金屬性短路故障；
b） 發電機模型應採用考慮次暫態電勢變化的詳細模型，考慮發電機的勵磁系統及其附加控制系統、原動機及其調速系統，考慮電力系統中有關的自動調節和自動控制系統的動作特性；
c）新能源場站應採用詳細的機電暫態模型或電磁暫態模型；
d）直流輸電系統應採用詳細的機電暫態模型或電磁暫態模型，以及直流附加控制模型；
e）繼電保護、重合閘和有關自動裝置的動作狀態和時間應結合實際情況考慮；
f）考慮負荷動態特性。
5.4.3 暫態功角穩定的判據是在電力系統遭受每一次大擾動後，引起電力系統各機組之間功角相對增大，在經過第一或第二個振盪週期不失步，作同步的衰減振盪，系統中樞點電壓逐漸恢復。
5.4.4 暫態功角穩定計算應採用機電暫態仿真。對於大容量直流落點電網，直流響應特性對系統暫態穩定性影響較大時，應採用機電-電磁暫態混合仿真進行校核。
電力系統安全穩定導則5.5 電力系統動態功角穩定的計算分析
5.5.1 動態功角穩定計算分析的目的是在規定的運行方式和擾動形態下，對系統的動態穩定性進行校驗，確定系統中是否存在負阻尼或弱阻尼振盪模式，並對系統中敏感斷面的潮流控制、提高系統阻尼特性的措施、併網機組勵磁及其附加控制系統和調速系統的配置和參數優化以及各種安全穩定措施提出相應的要求。
5.5.2 動態功角穩定的判據是在電力系統受到小擾動或大擾動後，在動態搖擺過程中發電機相對功角和輸電線路功率呈衰減振盪狀態，阻尼比達到規定的要求。
5.5.3 動態功角穩定計算的發電機模型，應採用考慮次暫態電勢變化的詳細模型，考慮發電機的勵磁系統及其附加控制系統、原動機及其調速系統，考慮電力系統中各種自動調節和自動控制系統的動作特性及負荷的電壓和頻率動態特性，新能源場站和直流輸電系統應採用詳細的機電暫態模型。
5.5.4 小擾動動態功角穩定採用基於電力系統線性化模型的特徵值分析方法或機電暫態仿真，大擾動動態功角穩定性應採用機電暫態仿真。
電力系統安全穩定導則5.6 電力系統電壓穩定的計算分析
5.6.1 電力系統中經較弱聯繫向受端系統供電或受端系統無功電源不足時，應進行電壓穩定性校驗。
5.6.2 進行靜態電壓穩定計算分析採用逐漸增加負荷（根據情況採用按照保持恆定功率因數、恆定功率或恆定電流的方法按比例增加負荷）的方法求解電壓失穩的臨界點（由或表示），從而估計當前運行點的電壓穩定裕度。
5.6.3暫態電壓穩定的判據是在電力系統受到擾動後的暫態和動態過程中，負荷母線電壓能夠恢復到規定的運行電壓水平以上。應區分由發電機功角失穩引起的振盪中心附近電壓降低和暫態電壓失穩引起的電壓降低。
5.6.4 詳細研究暫態電壓穩定時，模型中應包括負荷特性、無功補償裝置動態特性、帶負荷自動調壓變壓器的分接頭動作特性、發電機定子和轉子過流和低勵限制、發電機強勵動作特性等。
5.6.5 暫態電壓穩定計算應採用機電暫態仿真。對於大容量直流落點電網，直流響應特性對系統電壓穩定性影響較大時，應採用機電-電磁暫態混合仿真校核；需要考慮機組過勵等長時間元件動態特性時，應採用中長期動態仿真。
電力系統安全穩定導則5.7 電力系統頻率穩定的計算分析
5.7.1 頻率穩定計算的目的是，當系統的全部（或解列後的局部）出現頻率振盪，或是因較大的有功功率擾動造成系統頻率大範圍波動時，對系統的頻率穩定性進行計算分析，並對系統的頻率穩定控制對策，包括調速器參數優化、低頻減載負荷方案、低頻解列方案、高頻切機方案、超速保護控制策略、直流調製以及各種安全穩定措施提出相應的要求。
5.7.2 頻率穩定的判據是系統頻率能迅速恢復到額定頻率附近繼續運行，不發生頻率持續振盪或頻率崩潰，也不使系統頻率長期懸浮於某一過高或過低的數值。
5.7.3 小擾動頻率穩定計算採用基於電力系統線性化模型的特徵值分析方法或機電暫態仿真；大擾動頻率穩定計算應採用機電暫態仿真，應考慮負荷頻率特性、新能源高頻或低頻脱網特性等。
電力系統安全穩定導則5.8 電力系統短路電流的計算分析
5.8.1 短路電流計算的目的是對電力系統發生短路時的短路電流交流分量和直流分量衰減情況進行計算分析，短路故障的形式應分別考慮三相短路故障和單相接地故障，短路應考慮金屬性短路。
5.8.2 短路電流安全校核的判據是母線短路電流水平不超過斷路器開斷能力和相關設備設計的短路電流耐受能力。
電力系統安全穩定導則5.9 次同步振盪或超同步振盪的計算分析
下列情況應開展次同步振盪或超同步振盪計算分析：
a）汽輪發電機組送出工程及近區存在串聯補償裝置或直流整流站；
b）新能源場站集中接入短路比較低的電力系統；
c）新能源場站近區存在串聯補償裝置或直流整流站；
d）其它存在次同步振盪或超同步振盪風險的情況。
電力系統安全穩定導則電力系統安全穩定工作的管理
6.1 在電力系統規劃工作中，應考慮電力系統的安全穩定問題，研究建設結構合理的電源和電網及相應的繼電保護、穩定控制、通信、自動化等二次系統，計算分析遠景系統的穩定性能，在確定輸電線路或輸電斷面的送電能力時，應計算其穩定水平，並留有一定裕度。
6.2 在電力系統設計以及大型輸變電工程、大型電源接入系統、直流輸電工程的可行性研究工作中，應對電力系統的穩定開展計算，做好電源與電網、直流與交流、輸電與變電工程的合理銜接，研究工程對整個互聯繫統的影響，並針對存在的問題開展專題研究，明確所需採取的措施，提出安全穩定控制系統的功能方案。在進行年度建設項目設計時，應按工程分期對所設計的電力系統的主要運行方式進行安全穩定性能分析，提出安全穩定措施，在工程設計的同時，應設計有關的安全穩定措施，對原有電力系統有關安全穩定措施及故障切除時間等進行校核，必要時應提出改進措施。
6.3 在電力系統建設工作中，規劃週期內的電力系統建設應按照確定的系統規劃方案執行，落實與電力系統安全穩定有關的基建計劃，並按設計要求施工。當一次設備投入系統運行時，相應的繼電保護、安全自動裝置、穩定控制措施、通信、自動化與網絡安全防護等二次設備應同步投入運行。
6.4 在電力系統運行工作中，應按年、季、月全面分析電力系統的特點，考慮運行方式變化對系統穩定運行的影響，提出穩定運行限額，並審核繼電保護、安全穩定措施、通信、自動化系統等是否滿足要求，應特別注意在總結電力系統運行經驗和事故教訓的基礎上，做好事故預案，對全網各主幹線和局部地區穩定情況予以計算分析，提出改進電力系統安全穩定的具體措施(包括事故處理)。當下一年度新建發、送、變電項目明確後，也應對下一年度的各種運行條件下的系統穩定情況進行計算，並提出在運行方面保證穩定的措施。應參與電力系統規劃設計相關工作。
6.5 在電力系統生產技術工作中，應組織落實有關電力系統安全穩定的具體措施和相關設備參數試驗，定期核定設備過負荷的能力，認真分析與電力系統安全穩定運行有關的事故，及時總結經驗，吸取教訓，提出並組織落實反事故措施。
6.6 在電力系統科研試驗工作中，應根據電力系統的發展和需要，研究優化電源與電網結構、改善與提高電力系統安全穩定的技術措施，並協助實現；改進與完善安全穩定計算分析方法；協助分析電力系統事故及異常情況。
6.7電力系統應配備連續的動態安全穩定監視與故障錄波，並能按要求將時間上同步的數據送到電網調度機構，實現故障信息的自動傳輸和集中處理，以確定故障起因和擾動特性，併為電力系統事故仿真分析提供依據。
6.8電力企業、電力用户及電力市場相關參與單位應向電網調度機構、規劃設計和科研單位提供有關安全穩定分析所必需的技術資料和參數，如發電機、變壓器、勵磁調節器和電力系統穩定器、調速器和原動機、直流、靈活交流輸電系統、同步調相機、新能源機組和場站、負荷等的技術資料和實測模型參數，並按電力系統安全穩定運行的要求配備保護與自動控制裝置，落實安全穩定措施。對影響電力系統穩定運行的參數定值設置必須經電網調度機構的審核。
6.9 電網調度機構、發電企業應在管理部門指導下建立網源協調管理體系，開展網源協調管理工作。
6.10 電網企業、發電企業、電力用户及電力市場相關參與單位應加強電力監控系統網絡安全防護，滿足國家信息安全等級保護及相關標準要求。
6.11 根據電力系統安全需要，用户應配合落實事故限負荷、穩定控制集中切負荷、低頻減負荷、低壓減負荷相關措施。重要用户應配置保安電源和應急電源，在電力系統停電期間保證自身持續供電。
6.12在電力系統實際運行中，鼓勵盡職免責，失職問責，激勵運行人員敢於履職盡責。電力企業與用户及相關單位均應遵守本標準，按照職責落實相關運行要求和安全穩定控制措施。是否遵循本標準作為事故責任認定（劃分）依據之一。
- 參考資料
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- 1. 在線預覽|GB 38755-2019 ．全國標準信息公共服務平台．2019-12-31[引用日期2022-02-09]
