GB 38755-2019《电力系统安全稳定导则》

       ——保证电力系统安全稳定运行的基本要求

1981年，针对当时改革开放国民经济基础设施全面开工建设初期，中国电网稳定破坏事故频发的局面和电网发展 “重发电轻供电”的偏向，原电力工业部制定了第一版《电力系统安全稳定导则》[（81）电生字109号］，首次规范化地提出了正确处理电力系统安全与经济、合理建设和电网运行的指导性原则。《电力系统安全稳定导则》颁布实施后，我国电力系统安全稳定水平上了一个新台阶，稳定破坏次数迅速减少，从1970年～1980年间的年均19次降至“九五”期间的年均0.2次。

2001年，根据国民经济和电力工业500kV省间联网全面发展阶段的需要，适度提高了安全稳定标 准，在稳定计算和稳定管理方面提出了新要求，并上升为行业强制性标准。DL755—2001《电力系统安全稳定导则》颁布后，进一步促进了区域联网的健康发展，供电可靠性不断提高。在美国、加拿大、巴西、印度等国家电网相继发生大面积停电事故的同时，高速发展的中国电网基本杜绝了电力系统稳定破坏和大面积停电事故。

根据我国电力系统发展实际，国家能源局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、电力规划和勘测设计、科研等单位，在总结 DL755—2001《电力系统安全稳定导则》经验的基础上制定了本标准，本标准重点关注和解决随着特高压电网的发展和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，新能源装机不断增加，电网格局与电源结构发生重大改变，电网特性发生深刻变化，给电力系统安全稳定运行带来的全新挑战。本标准的制定和发布将有力支撑国家能源战略转型对电力系统提出的新要求，确保电网与并网电厂的安全、稳定、经济运行，促进我国社会经济发展、工农业生产与人民生活的正常秩序得到可靠的电力保障。

保证电力系统安全稳定运行的基本要求

1. 总体要求

1.1 为保证电力系统运行的稳定性，维持电力系统频率、电压的正常水平，系统应有足够的静态稳定 储备和有功功率、无功功率备用容量。备用容量应分配合理，并有必要的调节手段。在正常负荷及电源波动和调整有功、无功潮流时，均不应发生自发振荡。

1.2 合理的电网结构和电源结构是电力系统安全稳定运行的基础。在电力系统的规划设计阶段，应统筹考虑，合理布局；在运行阶段，运行方式安排也应注重电网结构和电源开机的合理性。合理的电网结构和电源结构应满足如下基本要求：

a) 能够满足各种运行方式下潮流变化的需要，具有一定的灵活性，并能适应系统发展的要求；

b) 任一元件无故障断开，应能保持电力系统的稳定运行，且不致使其他元件超过规定的事故过负荷能力和电压、频率允许偏差的要求；

c) 应有较大的抗扰动能力，并满足本标准中规定的有关各项安全稳定标准；

d) 满足分层和分区原则；

e) 合理控制系统短路电流；

f) 交、直流相互适应，协调发展；

g) 电源装机的类型、规模和布局合理，具有一定的灵活调节能力。

1.3 在正常运行方式（含计划检修方式，下同）下，所有设备均应不过负荷、电压与频率不越限，系统中任一元件发生单一故障时，应能保持系统安全稳定运行。

1.4 在故障后经调整的运行方式下，电力系统仍应有规定的静态稳定储备，并满足再次发生任一元 件故障后的稳定和其他元件不超过规定事故过负荷能力的要求。

1.5 电力系统发生稳定破坏时，必须有预定的措施，以防止事故范围扩大，减少事故损失。

1.6 低一级电压等级电网中的任何元件（如发电机、交流线路、变压器、母线、直流单极线路、直流换流器等）发生各种类型的单一故障，均不应影响高一级电压等级电网的稳定运行。

1.7 电力系统的二次设备（包括继电保护装置、安全自动装置、自动化设备、通信设备等）的参数设定及耐受能力应与一次设备相适应。

1.8 送受端系统的直流短路比、多馈入直流短路比以及新能源场站短路比应达到合理的水平。

2. 电网结构

2.1 受端系统的建设

受端系统是整个电力系统的重要组成部分，应作为实现合理电网结构的一个关键环节予以加强。从以下方面加强受端系统安全稳定水平：

a) 加强受端系统内部最高一级电压的网络联系；

b) 加强受端系统的电压支撑和运行的灵活性，应接有足够容量的具有支撑能力和调节能力的电厂；

c) 受端系统应有足够的无功补偿容量，直流落点与负荷集中地区应合理配置动态无功调节设备；

d) 枢纽变电站的规模和换流站的容量应同受端系统相适应；

e) 受端系统发电厂运行方式改变，不应影响正常受电；

f) 对于直流馈入受端系统，应优化直流落点，完善近区网架，提高系统对直流的支撑能力，多馈入直流（两回及以上）总体规模应和受端系统相适应。

2.2 电源接入

2.2.1 根据电源在系统中的地位和作用，不同规模的电源应分别接入相应的电压等级网络；在经济合 理与建设条件可行的前提下，应在受端系统内建设一些具有支撑和调节能力的主力电源；最高一级电压等级电网应直接接入必要的主力电源。

2.2.2 外部电源需经相对独立的送电回路接入受端系统，避免电源或送端系统之间的直接联络以及  送电回路落点和输电走廊过于集中。当电源或送端系统需要直接联络时，应进行必要的技术经济比较。 每一组送电回路的最大输送功率所占受端系统总负荷的比例不应过大，具体比例应结合受端系统的具体条件来决定。

2.3 负荷接入

2.3.1 负荷的谐波、冲击等特性对所接入电力系统电能质量和安全稳定的影响不应超过该系统的承受能力。

2.3.2 负荷应具备一定的故障扰动耐受能力，在确保用电设备安全的前提下，应设置合理的负荷保护 定值，在系统电压、频率波动时避免不必要的负荷损失和故障范围的扩大。

2.3.3 可中断负荷、提供频率响应的负荷，优先列入保障电力系统安全稳定运行的负荷侧技术措施。 重要负荷（用户）应优先确保其供电可靠性。

2.4 电网分层分区

2.4.1 应按照电网电压等级和供电区域合理分层、分区。合理分层，将不同规模的电源和负荷接到相适应的电压等级网络上；合理分区，以受端系统为核心，将外部电源连接到受端系统，形成一个供需基本平衡的区域，并经联络线与相邻区域相连。

2.4.2 随着高一级电压等级电网的建设，下级电压等级电网应逐步实现分区运行，相邻分区之间保持互为备用。应避免和消除严重影响电力系统安全稳定的不同电压等级的电磁环网，电源不应装设构成电磁环网的联络变压器。

2.4.3 分区电网应尽可能简化，以有效限制短路电流和简化继电保护的配置。

2.5 电力系统间的互联

2.5.1 电力系统采用交流或直流方式互联应进行技术经济比较。

2.5.2 交流联络线的电压等级应与主网最高一级电压等级相一致 。

2.5.3 互联的电力系统在任一侧失去大电源或发生严重单一故障时，联络线应保持稳定运行，并不应超过事故过负荷能力。

2.5.4 在联络线因故障断开后，应保持各自系统的安全稳定运行。

2.5.5 系统间的交流联络线不应构成弱联系的大环网，并应考虑其中一回断开时，其余联络线应保持稳定运行，并可转送规定的最大电力。

2.5.6 对交流弱联网方案，应详细研究对电力系统安全稳定的影响，经技术经济论证合理后方可采用。

2.5.7 采用直流输电联网时，直流输电的容量应与送受端系统的容量匹配，直流短路比（含多馈入直流短路比）应满足要求，并联交流通道应能够承担直流闭锁后的转移功率。

3. 电源结构

3.1应根据各类电源在电力系统中的功能定位，结合一次能源供应可靠性，合理配置不同类型电源的装机规模和布局，满足电力系统电力电量平衡和安全稳定运行的需求，为系统提供必要的惯量、短路 容量、有功和无功支撑。

3.2 电力系统应统筹建设足够的调节能力，常规电厂（火电、水电、核电等）应具备必需的调峰、调频和调压能力，新能源场站应提高调节能力，必要时应配置燃气电站、抽水蓄能电站、储能电站等灵活调节资源及调相机、静止同步补偿器、静止无功补偿器等动态无功调节设备。

4. 无功平衡及补偿

4.1 无功功率电源的配置应留有适当裕度，以保证系统各中枢点的电压在正常和故障后均能满足规定的要求。

4.2 电网的无功补偿应以分层分区和就地平衡为原则，并应随负荷（或电压）变化进行调整，避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率。330kV及以上等级架空线路、220kV及以上等级电缆线路的充电功率应基本予以补偿。

4.3 同步发电机或同步调相机应带自动调节励磁（包括强行励磁）运行，具备充足的进相和迟相能 力，并保持其运行的稳定性。

4.4 新能源场站应具备无功功率调节能力和自动电压控制功能，并保持其运行的稳定性。

4.5 为保证受端系统发生突然失去一回线路、失去直流单极或失去一台大容量机组（包括发电机失磁）等故障时，保持电压稳定和正常供电，不致出现电压崩溃，受端系统中应有足够的动态无功功率备用容量。

5. 网源协调

5.1 电源及动态无功功率调节设备的参数选择必须与电力系统相协调，保证其性能满足电力系统稳定运行的要求。

注：5.1～5.4所述电源指接入35kV及以上电压等级电力系统的火电、水电、核电、燃气轮机发电、光热发电、抽水蓄能、风力发电、光伏发电及储能电站等。

5.2 电源侧的继电保护（涉网保护、线路保护）和自动装置（自动励磁调节器、电力系统稳定器、调速器、稳定控制装置、自动发电控制装置等）的配置和整定应与发电设备相互配合，并应与电力系统相协调，保证其性能满足电力系统稳定运行的要求。

5.3 电源均应具备一次调频、快速调压、调峰能力，且应满足相关标准要求。存在频率振荡风险的电力系统，系统内水电机组调速系统应具备相应的控制措施。

5.4 电源及动态无功调节设备对于系统电压、频率的波动应具有一定的耐受能力。新能源场站以及分布式电源的电压和频率耐受能力原则上与同步发电机组的电压和频率耐受能力一致。

5.5 存在次同步振荡风险的常规电厂及送出工程，应根据评估结果采取抑制、保护和监测措施。存在次同步振荡或超同步振荡风险的新能源场站及送出工程，应采取抑制和监测措施。

5.6 电力系统应具备基本的惯量和短路容量支持能力，在新能源并网发电比重较高的地区，新能源场站应提供必要惯量与短路容量支撑。

6. 防止电力系统崩溃

6.1 规划电网结构应实现合理的分层分区。电力系统应在适当地点设置解列点，并装设自动解列装置，当系统发生稳定破坏时，能够将系统解列为各自尽可能保持同步运行的两个或几个部分，防止系统长时间不能拉入同步或造成系统频率和电压崩溃，扩大事故。

6.2 电力系统应考虑可能发生的最严重故障情况，并配合解列点的设置，合理安排自动低频减负荷的顺序和所切负荷数值。当整个系统或解列后的局部出现功率缺额时，能够有计划地按频率下降情况自动减去足够数量的负荷，以保证重要用户的不间断供电。发电厂应有可靠的保证厂用电供电的措施，防止因失去厂用电导致全厂停电。

6.3 在负荷集中地区，应考虑当运行电压降低时，自动或手动切除部分负荷，或有计划解列，以防止发生电压崩溃。

7. 电力系统全停后的恢复

7.1 电力系统全停后的恢复应首先确定停电系统的地区、范围和状况，然后依次确定本区内电源或外部系统帮助恢复供电的可能性。当不可能时，应尽快执行系统黑启动方案。

7.2 制定黑启动方案应根据电网结构的特点合理划分区域，各区域须至少安排 1～2台具备黑启动能力的机组，确保机组容量和分布合理。

7.3 系统全停后的恢复方案（包括黑启动方案），应适合本系统的实际情况，以便能快速有序地实现系统和用户的恢复。恢复方案中应包括恢复步骤和恢复过程中应注意的问题，其保护、通信、远动、开关 及安全自动装置均应满足自启动和逐步恢复其他线路和负荷供电的特殊要求。

7.4 在恢复启动过程中应注意有功功率、无功功率平衡，防止发生自励磁和电压失控及频率的大幅度波动。必须考虑系统恢复过程中的稳定问题，合理投入继电保护和安全自动装置，防止保护误动而中断或延误系统恢复。

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