解读|2019《电力系统安全稳定导则》实施已半年，对新能源的要求有哪些变化？

文|储能100人

2019年12月31日国家市场监督管理总局、国家标准化管理委员会联合发布2019年第17号公告，正式发布了强制性国家标准GB 38755-2019《电力系统安全稳定导则》。该标准已于2020年7月1日生效，替代原行业标准DL 755-2001。

时隔19年，《电力系统安全稳定导则》这一重要指导性标准文件再次更新，并由行业标准升级为国家标准。导则要求电源应具备足够的调频、快速提压、调峰能力，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，确保各类电源性能满足电力系统稳定运行的要求，是电力行业尤其是新能源从业者普遍关心的问题。

以下为国网江苏电科院朱鑫要博士，针对新标准的条文、内容进行的详细解读。

2010年以来，伴随大规模新能源的接入及特高压交直流输电技术的发展，我国电力系统规模进一步扩大，形成跨区互联格局。同时，新型电力设备大量接入，传统电源结构、系统特性发生深刻变革。 近年来，国外电网由于特高压交直流及大规模新能源等故障导致的大停电事故时有发生：2018年，巴西特高压美丽山直流闭锁导致“3·21”大停电事故，巴西电网几乎全停；2019年，英国“8·9”事故中，电网遭受雷击后，由于火电厂、海上风电、分布式电源涉网性能不足，导致系统频率跌落严重，触发低频减载动作切除大量负荷。 面对新技术、新情况给电力系统带来的严峻挑战与潜在风险，此次《电力系统安全稳定标准》由电力行业标准升级为国家标准（GB 38755-2019），由国家能源局委托全国电网运行与控制标准化技术委员会牵头完成，以适应我国电力系统发展的实际需求。

本标准主要内容有4部分： （1）保证电力系统安全稳定运行的基本要求； （2）电力系统安全稳定标准； （3）电力系统安全稳定计算分析； （4）电力系统安全稳定工作管理。 标准适用于220kV及以上电压等值的骨干电力系统，220kV以下电压等级的电力系统可参照执行。

术语和定义部分，新“导则”共12条，相比旧版标准有大幅扩充，主要变化： （1）“N-1原则” 定义中明确计入直流故障； （2）新增“受端系统”的定义，针对直流输电接入问题新增“短路比”、“多馈入直流短路比”的定义； （3）在源侧、荷侧新型电力技术方面，新增“可中断负荷”、“新能源厂站”的定义； （4）新增“涉网保护”的明确定义，提升涉网重要性。

“保证电力系统安全稳定运行的基本要求”共有7大点内容，其中“总体要求”共8条，相比旧版“导则”，有以下变化： （1）3.1.2条对电源结构要求做出了明确规定，新增f）、g）2条与直流、电源相关的内容： 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； （2）新增3.1.7条，明确了电力系统二次设备与一次设备的匹配要求； （3）新增3.1.8条，说明直流输电、新能源等电力电子并网电源的短路比应满足要求。

“电网结构”共有5条：受端系统的建设，电源接入，负荷接入，电网分层分区，电力系统间的互联。 与旧版相比，“受端系统的建设”部分主要针对受端电网直流输电馈入增加的情况，做了完善和补充： （1）新增“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”； （2）新增“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。”

“电源接入”部分与旧版基本一致，对系统内部、外部电源接入要求分别做出了规定。

“负荷接入”部分为新增内容，共3点，分别对电力系统对负荷的要求、负荷对电力系统的适应性，以及可中断负荷等需求侧响应技术应用3个方面做出了规定。

“电网分层分区”部分与旧版”导则“基本一致，从分层分区原则、消除高低压电磁环网，及短路电流和保护与分层分区配合等角度给出了相关要求。

“电力系统间的互联”部分针对跨区电网间直流互联增强的现状进行了补充： 新增3.2.5.7条： 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。 若“3·21”事故时巴西电网满足该条要求，则可有效应对美丽山直流闭锁故障，不会造成后续大停电的发生。

“电源结构”共2条，均为新增内容： （1）3.3.1条对电源的装机规模和布局，及其对电力系统的惯量、短路容量、有功和无功支撑能力提出了要求； （2）3.3.2条给出了电源与电力系统调峰、调频和调压等调节能力的关系，并提出“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”的要求。

“无功平衡及补偿“部分对新能源场站的无功电压特性提出了新要求： 新增3.4.4条：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。

“网源协调”在旧版的基础上，进行了大幅的扩充、细化，主要变化： （1）强化常规电源、新能源、继保和自动装置的涉网性能； （2）细化电源及无功设备对电力系统的调节和支撑能力要求； （3）对电源并网系统次/超同步振荡问题的应对做出明确的规定。

“防止电力系统崩溃”共3条，内容与旧版基本一致，分别从电网分层分区并设置解列以防止大电网崩溃，低频减载和低压减载3个方面给出了相关要求。

“电力系统全停后的恢复”共4条，对黑启动方案要求进行了细化： 3.7.2条，在原有黑启动机组“分布合理”的基础上，要求黑启动机组“容量和分布合理”，即明确黑启动方案制定过程中需要确保黑启动机组容量与电网恢复阶段的匹配。

“电力系统的安全稳定标准”共有3大点内容：静态稳定储备标准，承受大扰动能力的安全稳定标准以及特殊情况要求。 “电力系统的静态稳定储备标准”共3条，内容与旧版基本一致，对正常运行方式、故障后和特殊运行方式下的静态稳定储备系数做出了具体规定，并对水电厂送出线路的2种特殊运行情况进行了说明。

“电力系统承受大扰动能力的安全稳定标准”共4条，4.2.1”安全稳定标准分级”内容与旧版基本一致，仍将电力系统承受大扰动能力的安全稳定标准分为三级。

第一级安全稳定标准指电力系统遭受单一故障扰动，保护系统正确动作后，系统可保持稳定运行。 与旧版相比，新版“导则”对一级安全稳定标准的故障形式进行了明确，对直流故障形式进行了细化，补充了“直流系统单极闭锁，或单换流器闭锁”故障形式。

第二级安全稳定标准指电力系统遭受较严重的故障扰动后，必要时允许采取切机和切负荷、直流紧急功率控制、抽水蓄能电站切泵等稳定控制措施，以保持稳定运行。 与旧版相比，对N-2故障形式进行了丰富，补充了“同杆并架双回线路同时无故障断开”、“直流系统双极闭锁，或两个及以上换流器闭锁（不含同一极的两个换流器）”故障形式。

第三级安全稳定标准指电力系统遭受严重的故障扰动后，须采取解列、低频/低压减载等紧急措施，以尽量减少负荷损失。 与旧版相比，新增“新能源大规模脱网”的严重故障形式。

“特殊情况要求”共4条，与旧版相比，有2点变化： （1）删除了局部电网可短时非同步运行，而后再同步的相关规定； （2）新增4.3.4 条，“直流自身故障或异常引起直流连续换相失败或直流功率速降，且冲击超过系统承受能力时，运行中允许采取切机、闭锁直流等稳定控制措施”，强调自身故障而非外部交流故障导致，与我国电网中特高压直流控保系统设置连续换相失败触发双极主动闭锁等工程实际情况相符。

“电力系统安全稳定计算分析”明确了稳定计算的范围、涵义和方法，包括静态安全分析、静态稳定计算、暂态功角稳定计算、电压稳定计算、频率稳定计算、短路电流计算和次/超同步振荡。 其中“任务与要求”共4条，分别对稳定计算研究的内容分类、稳定计算的目标运行方式、模型参数要求、系统等值要求等内容做出了规定。 较之于旧版，5.1.1条对稳定系统研究内容进行了进一步的细化，提出了频率稳定、短路电流计算、次/超同步振荡等新要求。

“静态安全分析”即静态N-1计算，相比旧版，对电压越限的判定由“电网低电压”修改为“电压越限”，以适应送端电网在跨区输电通道故障后可能的电压升高问题。

“静态稳定计算”共3条，内容与旧版一致，主要明确了功角和无功电压静态稳定判据及对应的静态稳定储备系数计算方法。

“暂态功角稳定计算”共4条，与旧版相比，有以下变化： （1）5.4.2条，计算条件中增加了“c)新能源场站应采用详细的机电暂态模型或电磁暂态模型”的要求； （2）增加了5.4.4 条“暂态功角稳定计算应采用机电暂态仿真。对于大容量直流落点电网，直流响应特性对系统暂态稳定性影响较大时，应采用机电-电磁暂态混合仿真进行校核”，对计算手段和直流输电研究做出了明确规定。

“动态功角稳定计算”共4条，与旧版中“电力系统动态稳定的计算分析”相比，进行较大幅的修改： （1）重点明确了“新能源场站应采用详细的机电暂态模型或电磁暂态模型”； （2）增加了5.5.4 条“小扰动动态功角稳定采用基于电力系统线性化模型的特征值分析方法或机电暂态仿真，大扰动动态功角稳定性应采用机电暂态仿真”，明确了不同计算模型与方法的应用场景。

“电压稳定计算”共5条，较之旧版“导则”进行了大篇幅的修改： （1）将暂态电压稳定判据由电压“平均值持续低于限定值 ”修改为电压“恢复到规定的运行电压水平以上”； （2）增加了5.6.5 条“暂态电压稳定计算应采用机电暂态仿真。对于大容量直流落点电网，直流响应特性对系统电压稳定性影响较大时，应采用机电-电磁暂态混合仿真校核；需要考虑机组过励等长时间元件动态特性时，应采用中长期动态仿真”，对于不同研究目标、不停研究对象的分析要求及计算手段做出了规定。

“频率稳定计算”为新增内容，共3条，分别对频率稳定计算的内容、判据和手段做出了规定。频率稳定计算是适应我国华东等区域电网等通过跨区直流馈入大量功率、或区内接纳大量新能源发电后，置换大量本地机组，造成系统惯性和频率稳定性降低问题的有效手段。

“短路电流计算”为新增内容，共2条，分别对短路电流计算内容（交流分量、直流分量衰减情况）、故障形式（三相/单相接地、金属性短路），及短路电流校核内容（断路器开断能力、设备短路电流耐受能力）做出了明确规定，以适应我国负荷中心电网短路电流大、直流分量衰减慢等情况。

“次/超同步振荡计算”为新增内容，主要针对近十余年来我国托克托、锦界、伊敏等火电基地外送系统次同步振荡问题，新疆哈密、河北沽源等新能源场站振荡问题，明确了需要关注次同步振荡问题的场景：对于汽轮发电机组，关注其并网工程近区存在串联补偿装置或直流整流站的场景；对于接入低短路比电力系统的新能源场站，或新能源场站近区存在串联补偿装置或直流整流站的场景，应关注次/超同步振荡问题；同时，随着电力系统电力电子化进程，大容量电力电子并网设备控制系统复杂，设备与电网或设备间亦可能存在次/超同步振荡的风险。

“电力系统安全稳定工作管理”共有12条，主要变化如下： （1）6.1 电力系统规划工作管理中，增加了构建结构合理的电源及二次系统的要求，并对规划电网的远景适应性做出了明确规定； （2）6.2 电力系统设计工作管理中，增加了大型电源接入系统、直流输电工程设计与安稳控制和专题研究的要求，并指出在建设年应做好过渡运行方式的安全稳定性校核，提出安全稳定措施；

（3）6.3电力系统建设工作管理，较之于旧版标准，补充了电力系统建设应严格按照规划方案执行的要求，并指出在一次设备投入运行时对应的通信、自动化与网络安全防护等二次设备应同步投入运行； （4）6.4电力系统运行工作管理规定中增加了“审核通信、自动化系统是否满足要求”的规定，明确了通信、自动化专业在电网调度工作中的重要性；

（5）6.5~ 6.7电力系统生产技术工作、科研试验工作、安全监视与故障录波管理规定与旧版差异不大，其中在科研试验工作管理中增加了“研究优化电源结构”及“协助分析电力系统异常情况”的要求；

（6）6.8条在电力系统技术资料和参数管理方面，针对电力新设备不断发展和投产的情况，增加了“直流、灵活交流输电系统、同步调相机、新能源机组和场站”等设备技术资料和参数管理的规定与要求； （7）新增6.9条，对网源协调管理体系做出了要求，协调电网调度机构、发电企业的工作开展； （8）新增6.10条，对电力监控系统网络安全防护提出了明确要求，电网企业、发电企业、电力用户及电力市场相关参与单位均应满足国家信息安全等级保护及相关标准要求；

（9）新增6.11条，对用户参与拉限负荷、电网低频/低压减载等做出了规定，要求重要用户配备安保和应急电源以保障供电安全； （10）新增6.12条，明确要求相关电网企业、发电企业、电力用户、电力规划和勘测设计、科研及电力市场相关参与单位和有关管理部门遵守和执行本标准，按照职责落实相关运行要求和安全稳定控制措施，且本标准为事故责任认定（划分）的重要依据之一。

GB 38755-2019《电力系统安全稳定导则》重点针对我国电网特高压交直流、大规模新能源并网飞速发展，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的现实挑战，在DL 755-2001的基础上编写完成。针对我国电力系统的实际发展需求和面临的挑战，该标准要求电力系统安全稳定工作中强化以下工作： （1）在直流输电、新能源厂站等电力电子并网工程的规划设计和运行中，强化短路比/多馈入直流短路比的校核分析，以保障相关工程的安全并网运行； （2）针对直流输电、新能源集中地区，直流或新能源响应特性对系统稳定性影响较大时，应细化直流输电、新能源场站的技术资料与参数管理工作，建立详细仿真模型，开展重点研究； （3）强化电源的涉网与网源协调监视和管理工作，确保电力系统拥有合理的调节能力，且电源及动态无功设备对电网具有足够的支撑能力； （4）明确电力系统对负荷的要求、负荷对电力系统的适应性，深化可中断负荷等需求侧响应技术应用； （5）强化信息、自动化、网络安全等二次系统运维和管理，避免类似乌克兰、委内瑞拉等由于二次系统而导致的大停电事故发生； （6）随着直流输电、新能源等电力电子并网设备的快速发展，系统特性发生显著变化，频率稳定、次/超同步稳定将成为电力系统安全稳定分析的重要内容之一； （7）直流输电、新能源等设备控制系统复杂，不同控制环节的响应时间尺度跨度大，传统的机电暂态仿真已难以适应，今后应大力推动电磁暂态仿真、机电-电磁混合仿真技术的推广和应用。

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