GB T 50703-2011 电力系统安全自动装置设计规范.pdf

《GB T 50703-2011 电力系统安全自动装置设计规范.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《GB T 50703-2011 电力系统安全自动装置设计规范.pdf（24页珍藏版）》请在麦多课文档分享上搜索。

1、UDC 中华人民共和国国家标准(;B P GB/T 50703 - 2011 电力系统安全自动装置设计规范Code for design of automaticity equipment for power system security 伊弯息:王伊2011 - 07 -26发布2012 - 06 -01实施叶一一兀J一价口亏一书一一一定统一中华人民共和国住房和城乡建设部联合发布中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局中华人民共和国国家标准电力系统安全自动装置设计规范Code for design of automaticity equipment for power system secu

2、rity GB/T 50703 - 2,011 主编部门:中国电力企业联合会批准部门:中华人民共和国住房和城乡建设部施行日期:20 1 2 年6 月1 日中国计划出版社2011北京中华人民共和国国家标准电力系统安全自动装置设计规范GB/T 50703-2011 会中国计划出版社出版(地址:北京市西城区木樨地北里甲11号国宏大厦C座4层)(邮政编码:100038电话:6390643363906381) 新华书店北京发行所发行北京世知印务有限公司印刷850 X 1168毫米1/32 1. 5印张32千字2012年4月第l版2012年4月第1次印刷印数1一20100册*: 统一书号:1580177

3、752 定价:12.00元中华人民共和国住房和城乡建设部公告第1102号关于发布国家标准电力系统安全自动装置设计规范的公告现批准电力系统安全自动装置设计规范为国家标准，编号为GB/T50703 2011 ，自2012年6月1日起实施。本规范由我部标准定额研究所组织中国计划出版社出版发行。中华人民共和国住房和城乡建设部二0一一年七月二十六日前言本规范是根据原建设部关于印发(2007年工程建设标准规范制订、修订计划(第二批)的通知)(建标(2007J126号)的要求。由中国电力工程顾问集团东北电力设计院会同有关单位编制完成的。本规范共分5章，主要内容包括:总则、术语、电力系统安全稳定计算分析原则、

4、安全自动装置的主要控制措施和安全自动装置的配置。本规范由住房和城乡建设部负责管理，由中国电力企业联合会负责日常管理，由中国电力工程顾问集团东北电力设计院负责具体技术内容的解释。本规范在执行过程中，如发现需要修改和补充之处，请将意见和建议寄送中国电力工程顾问集团东北电力设计院(地址:长春市人民大街4368号，邮政编码:130021)，以供今后修订时参考。本规范主编单位、参编单位、主要起草人和主要审查人:主编单位:中国电力工程顾问集团东北电力设计院参编单位:中国电力工程顾问集团中南电力设计院主要起草人:吴晓蓉王颖王建华马进霞谭永才季月辉主要审查人:陈志蓉高淘徐磊刘汉伟马怡晴余小平梅勇张志鹏赵萌杨立

5、田郑开琦蔡小玲韩笠朱洪波孙光辉日次1总则(1 ) 2术语(2 ) 3 电力系统安全稳定计算分析原则、(4 ) 3.1 稳定计算水平年(4 ) 3.2 稳定计算运行方式(4 ) 3. 3 稳定计算故障类型(4 ) 3.4 稳定计算模型及参数(6 ) 3.5 稳定计算故障切除时间及自动装置动作时间( 7 ) 3. 6 稳定计算分析内容(8 ) 3.7 稳定判据( 9 ) 4 安全自动装置的主要控制措施.气(10)4.1 切除发电机门0)4.2 集中切负荷(1 0) 4.3 元功补偿装置的控制(10)4.4 电力系统解列及备用电源投入门0)4.5 直流控制u 5 安全自动装置的配置u 5.1 安全自

6、动装置的配置原则(1 2 ) 5.2 安全自动装置配置(13) 5.3 安全自动装置对通道及二次回路的要求(14) 本规范用词说明(17)引用标准名录(18) 附:条文说明(1 9 ) 1 :J Contents 1 总AHHJ 旧只1 General provisions ( 1 ) 2 Terms ( 2 ) 3 Study guide for security and stability of power system ( 4 ) 3. 1 The study horizon ( 4 ) 3. 2 The system operatio且modes( 4 ) 3.3 Contingenc

7、y category . ( 4 ) 3. 4 Dynamic models and parameters ( 6 ) 3. 5 Fault clearing time and automoation response time ( 7 ) 3. 6 Study contents ( 8 ) 3.7 Criteria of stability ( 9 ) 4 Major control measures of security automaticdevices (1 0) 4. 1 Generation shedding (1 0) 4. 2 Lump load shedding (1 0)

8、1. 0.1 为在设计中贯彻国家技术经济政策，保证电力系统安全自动装置的设计达到安全可靠、技术先进和经济合理，制定本规范。1. O. 2 本规范适用于35kV及以上电压等级的电力系统安全自动装置设计，低电压等级(10kV及以下)的电力系统安全自动装置设计也可执行本规范。1. O. 3 电力系统安全自动装置设计陈应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。4. 3 Control of series compensation and shunt compensation (1 0) 4. 4 System splitting and switching in the backup gener

9、ation (10) 4. 5 Dc control (1 1 ) 5 Configuration of security automatic devices (1 2 ) 5. 1 Configuration principles of security automatic devices (1 2 ) 5.2 Configurations of security automatic devices (1 3 ) 5. 3 Requirements for channel and secondary circuit of security automatic devices (1 4 ) E

10、xplanation of wording in this code (1 7) List of quoted standards . (1 8) Addition: Explanation of provisions (1 9 ) 2 1 2术语2.0.1 安全自动装置security automatic devices of power system 防止电力系统失去稳定性和避免电力系统发生大面积停电事故的自动保护装置。如输电线路自动重合闸装置、安全稳定控制装置、自动解列装置、自动低频减负荷装置和自动低电压减负荷装置等。2.0.2 安全稳定控制装置security and stabilit

11、y control de-vices of power system 为保证电力系统在遇到电力系统安全稳定导则)DL755规，定的第二级安全稳定标准的大扰动时的稳定性而在电厂或变电站(换流站)内装设的自动控制设备，实现切机、切负荷、快速减出力、直流功率紧急提升或回降等功能，是确保电力系统安全稳定的第二道防线的重要设施。主要由输入、输出、通信、测量、故障判别、控制策略等部分组成。2.0.3 安全稳定控制系统security and stability control sys-tem 由两个及以上厂站的安全稳定控制装置通过通信设备联络构成的系统，实现区域或更大范围的电力系统的稳定控制，宜分为控制主

12、站、子站、执行站。2.0.4 自动解列装置automatic splitting devices of power system 针对电力系统失步振荡、频率崩横或电压崩溃的情况，在预先安排的适当地点有计划地自动将电力系统解开，或将电厂与连带的适当负荷自动与主系统断开，以平息振荡或防止事故扩大的自动装置。依系统发生的事故性质，按不同的使用条件和安装地点，自动解列装置可分为失步解列装置、频率解列装置和低电压解列装置。2.0.5 低频低压减负荷装置low-freqency or under-voltage shedding load devices 自动低频减负荷装置是指在电力系统发生事故出现功率缺

13、额引起频率急剧大l幅度下降时，自动切除部分用电负荷使频率迅速恢复到允许范围内，以避免频率崩溃的自动装置;自动低压减负荷装置是指为防止事故后或负荷上涨超过预测值，因元功缺额引发电压崩愤事故，自动切除部分负荷，使运行电压恢复到允许范围内的自动装置。同时具备自动低频减负荷和自动低压减负荷功能的装置称为低频低压减负荷装置。2.0.6 在线稳定控制系统on-line stability control system 由设置在调度端或枢纽控制站的在线稳控决策主站及广站端的稳控装置通过通信通道构成的系统。系统可实时采集电力系统运行方式信息、在线跟踪电网变化、进行动态安全分析、实现在线暂态安全一体化定量评估并

14、制定相应的预防控制措施和紧急控制措施。2.0.7 自动重合闸a u to-reclose 架空线路或母线因故断开后，被断开的断路器经预定短时延而自动合闸，使断开的电力元件重新带电;如果故障未消除，则由保护装置动作将断路器再次断开的自动操作循环。主要分为三相重合闸、单相重合闹。2.0.8 事故扰动disturbance 电力系统由于短路或系统元件非计划切除而造成的突然巨大的和实质性的状态变化称为事故扰动。2.0.9 连接和断面connection and section 连接是联系电力系统两个部分的电网元件(输电线、变压器等)的组合。中间发电厂和负荷枢纽点也可包括在连接概念中。断面是一个或数个连

15、接元件，将其断开后电力系统分为两个独立部分。 3 3 电力系统安全稳定计算分析原则3. 1 稳定计算水平年3. 1. 1 安全稳定计算分析所选取的设计水平年主要应为工程投产年;若工程分期投产，则还应包括过渡年。3. 1. 2 用于计算的电网结构应与设计水平年相对应。3. 1. 3 计算负荷应与设计水平年相对应。当负荷增长对系统稳定影响显著时，宜进行负荷对系统稳定影响的敏感性分析。3.2 稳定计算运行方式3.2.1 稳定计算中应针对具体校验对象(线路、母线、主变等)，选择对安全稳定最不利的方式进行安全稳定校验。3.2.2 稳定计算可选择下列运行方式:1 正常运行方式:包括计划检修运行方式和按照负

16、荷曲线以及季节变化出现的水电大发、火电大发、风电多发、最大或最小负荷、最小开机和抽水蓄能运行工况等可能出现的运行方式。2 事故后运行方式:电力系统事故消除后，在恢复到正常运行方式前所出现的短期稳态运行方式。3 特殊运行方式:大型发电机组、主干线路、大容量变压器、直流单极、串联补偿等设备检修、区域间交换功率变化等对系统安全稳定运行影响较为严重的方式。3.3 稳定计算故障类型3.3.1 稳定计算应考虑在对稳定最不利地点发生金属性短路故障。3.3.2 故障属于电力系统遭受的大事故扰动，按严重程度和出现概率大扰功可分为表3.3.2所列的类型。表3.3.2事故扰动类型类型事故扰动备注(1)任何线路发生单

17、相瞬时接地故障重正常运行方式下电力系统受合闸成功;到I类扰动后，继电保护、断路(2)同级电压的双回或多回线和环网，任器及重合闸正确动作，不应采一回线单相永久故障重合不成功及元故取稳定控制措施，应保持电力障三相断开不重合;系统稳定运行和电网的正常供I类(3)同级电压的双团或多回线和环网，任电，其他元件不应超过规定的(单一轻微回线三相故障断开不重合，事故过负荷能力，不发生连锁(4)任-台发电机组跳闸或失磁;跳闸。但对于发电厂的交流送故障)(5)受端系统任一台变压器故障退出出线路三相故障、发电厂的直运行;流送出线路单极故障、两级电(6)任大负荷突然变化;压的电磁环网中单囚高一级电(7)任回交流联络线

18、故障或无故障断压线路故障或无故障断开，必开不重合5要时可采用切机或快速降低发(8)直流输电系统单极故障电机组出力的措施(1)单回线路单相永久接地故障重合不成功及元故障三相断开不重合;正常运行方式下电力系统受E类(2)任-段母线故障;到E类扰动后，继电保护、断路(单一严重(3)同杆并架双回线的异名两相同时发器及重合闸正确动作，应能保故障)生单相接地故障重合不成功，双回线三持稳定运行，必要时可采取切相同时跳开;机和切负荷等稳定控制措施(4)直流输电系统双极故障(1)故障时开关拒动，当电力系统受到E类事故扰(2)故障时继电保护、自动装置误动或动时，应采取措施，防止系统崩E类拒动;渍，避免造成长时间大

19、面积停(多重严重(3)自动调节装置失灵;电和对最重要用户(包括厂用故障)(4)多重故障;电)的灾害性停电，使负荷损失(5)失去大容量发电厂;尽可能减少到最小，电力系统( 6)其他偶然因素应尽快恢复正常运行特殊故障(1)同一走廊的双回及以上线路中的任应采取措施保证电力系统稳类型意两国线同时元故障或者故障断开，导定运行和对重要负荷的正常供致两囚线路退出运行电，其他线路不发生连锁跳闸续表33.2类型事故扰动备汪、( 2)线路(变压器发生单相永久故障在电力系统中出现高一级电压的初期，允许采取切机措施在电力系统中出现高一级电特殊故障(3)线路(变压器)发生兰相短路故障压的初期，允许采取切机和切类型负荷措

20、施，保证电力系统的稳定运行(4)任一线路、母线主保护停运时，发生应采取措施保证电力系统的|单相永久接地故障稳定运行.3.3.3 安全稳定分析计算的故障类型应选择表3.3.2所列的I类和E类故障，需要时可对表3.3.2所列的皿类故障进行分析。3.4 稳定计算模型及参数3.4.1 同步发电机及控制系统模型及参数应按下列规定进行选择:1 同步发电机宜采用次暂态电势变化的详细模型;2 对于能提供实测模型及参数的同步发电机，均应采用实测模型和实测参数;3 对于不能提供实测模型及参数的同步发电机，可采用典型模型和典型参数;4 原动机及调速系统的参数原则上应采用实测参数，不能提供时可采用制造厂家提供的参数;

21、5 在规划设计阶段或元完整参数时，较大容量同步发电机可参考已投运的相同厂家相同容量机组的模型及参数。3.4.2 常用的风力机组模型有鼠笼异步风电机组、双反馈式异步风电机组和直接驱动式同步风电机组，应根据实际选择相应模型。3.4.3 负荷模型和参数应根据地区电网实际负荷特性和所使用的程序确定，并应符合下列规定:1 综合负荷的模型可用静态电压和频率的指数函数并选用恰当的指数代表。2 比较集中的大容量电动机负荷的模型，可在相应的llOkV($6kV)高压母线用-等价感应电动机负荷与并联的静态负荷表示。3 在规划设计阶段，负荷可用与所在地区相同特性的负荷模型或者恒定阻抗模型。4 进行动态稳定分析时，应

22、采用详细模型。3.4.4 其他设备参数应按下列规定进行选择:1 现有设备应采用实际参数;2 新建设备宜采用设计参数;3 在规划设计阶段或无完整参数时，可按同类型设备典型参数考虑。3.5 稳定计算故障切除时间及自动装置动作时间3.5.1 稳定计算中的故障切除时间应包括断路器全断开和继电保护动作(故障开始到发出跳闸脉冲)的时间。线路、主变、母线、直流系统故障的切除时间宜按表3.5.1的规定执行。表3.5.1线路、主变、母线、直流系统故障切除时间故障元件电压等级及传输容量故障切除时间500kV或750kV近故障端0.098，远故障端。.18 线路故障220kV或330kV近故障端和远故障端均为0.1

23、281000kV 可采用与500kV线路相同主变故障高压侧、中压侧、低压侧宜米用相同电压等级线路近端故障切除时间母线故障220kV1000kV 宜采用相同电压等级线路近端故障切除时间直流系统故障传输容量750MW及以上0.068闭锁故障极，0.168切除滤波器3.5.2 重合闸时间为从故障切除后到断路器主断口重新合上的时间，应根据电网实际重合闸整定时间确定。 7 3.5.3 断路器失灵保护动作切除时间为元件保护或者母线保护动作时间、失灵保护整定延时和断路器跳闸时间的总和。元件保护或者母线保护动作时间与断路器跳闸时间的总和可参考表3.5.1所列的故障切除时间，失灵保护整定延时可按下列规定选择:1

24、 一个半断路器接线形式的失灵保护整定延时可取o.2s0. 3s; 2 双母线接线形式的失灵保护整定延时可取o.3s0. 5s o 3.5.4 安全稳定控制系统的执行时间为自动装置动作时间、通道传输时间、相关断路器跳闸时间(或直流动作时间)的总和，应根据系统实际情况确定。常用安全稳定控制系统的执行时间可按下列规定选择:1 切机、切负荷可为0.2s0.3s。2 直流功率调制响应时间可取O.ls，直流功率提升和回降速度可根据直流系统动态特性和系统稳定特性整定确定。3.6 稳定计算分析内容3.6.1 过负荷和低电压分析应符合下列规定:1 对于电源送端系统，在送电线路、升压联络变压器无故障或发生故障跳开

25、、直流闭锁等情况下，应研究送电线路或升压变压器的过负荷问题。2 对于受端系统，在供电线路、降压联络变压器或当地电源损失等情况下，应研究供电线路或降压变压器的过负荷问题。3 对于功率传输的中间连接和断面，在功率传输的重要线路无故障或发生故障跳开情况下，应研究同一输电断面其他线路的过负荷问题。4 重要元件(线路、变压器)断开后应校核电压水平是否满足稳定运行要求。3.6.2 在本规范第3.2节规定的运行方式和第3.3节规定的故障类型下，对系统稳定性进行校核。暂定稳定分析应考虑在最不利的地点发生金属性短路，计算时间可选择5s左右。3.6.3 在电源与系统联系薄弱、电网经弱联系线路并列运行、有大功率周期

26、性冲击负荷、采用快速励磁调节等自动调节措施或者系统事故有必要等情况下，应进行动态稳定分析。动态稳定分析的计算时间可选择20s及以上。3.6.4 暂态和动态电压稳定性分析可用暂态稳定和动态稳定计算程序。3.6.5 在电力系统故障后出现有功功率不平衡量较大情况下，应进行频率稳定分析。3. 7稳定判据3.7.1 变压器和线路的热稳定判据应符合下列规定:1 变压器负载水平应限制在变压器规定的过载能力及持续时间内。2 线路功率应限制在线路热稳定允许输送能力之内，可根据线路导线截面、类型、导线容许温升以及环境温度等确定线路热稳定极限。3.7.2 暂态稳定判据应包括下述三方面内容:1 功角稳定:系统故障后，

27、在同一交流系统中的任意两台机组相对角度摇摆曲线呈同步减幅振荡。2 电压稳定:故障清除后，电网枢纽变电站的母线电压能够恢复到O.8pu以上，母线电压持续低于O.75pu的时间不超过1. Os 。3 频率稳定:在采取切机、切负荷措施后，不发生系统频率崩溃，且能够恢复到正常范围及不影响大机组的正常运行值，正常运行的频率范围可取49.5Hz50. 5Hz。3.7.3 动态稳定判据是在受到小的或大的事故扰动后，在动态摇摆过程中发电机相对功角和输电线路功率呈衰减状态，电压和频率能恢复到允许的范围内。 9 4 安全自动装置的主要控制措施4. 1 切除发电机4. 1. 1 在满足控制要求前提下，切机应按水电机

28、组、风电机组、火电机组的顺序选择控制对象。4. 1. 2 核电机组原则上不作为控制对象，但在切除其他机组无法满足系统稳定要求且保证核反应堆安全的前提下，可切除核电机组。4. 1. 3 在确定切机量时，应考虑必要的裕度。4.2 集中切负荷4.2.1 为保证电力系统安全稳定运行，可通过安全稳定控制装置实现集中切负荷。4.2.2 切负荷装置可切除变电站低压供电线路实现切负荷。在选择被切除的负荷时，应综合考虑被切负荷的重要程度和有效性。4.2.3 切负荷站的设置应根据需切除负荷量及负荷分配情况来确定，切负荷数量应考虑一定裕度(20%左右)。4.2.4 应有避免被切除负荷自动投入的措施。4.3 无功补偿

29、装置的控制4.3.1 输电线路的可控串补装置的强补功能是提高系统暂态稳定的有效手段，根据电网需要可作为同步稳定控制措施。4.3.2 切除并联电抗器或投入并联电容器，用以防止电压降低;投入并联电抗器或切除并联电容器，用以限制电压过高。4.4 电力系统解列及备用电源投入4.4.1 电力系统解列应在事先设定的解列点有计划地进行解列， 10 、aL 解列后的各部分系统应有限制频率过高或频率过低的控制措施。4.4.2 在系统频率异常降低的情况下，可自动启动水电站和蓄能电站的备用机组，以恢复系统频率。4.5直流控制4.5.1 根据电网需要，通过控制直流输电系统的输电功率以及闭锁直流极运行，可防止系统稳定破

30、坏和设备过负荷、限制系统过电压和频率波动。4.5.2 直流控制具体方式可包括下列内容:1 系统频率限制;2 功率或频率调制;3 直流功率紧急提升或回降;4 直流极闭锁。4.5.3 直流控制可由直流控制系统检测执行，也可接收其他装置发送的命令。 11 5 安全自动装置的配置5. 1 安全自动装置的配置原则5. 1. 1 安全自动装置包括:安全稳定控制装置、自动解列装置、过频率切机装置、低电压控制装置、低频低压减负荷装置、备用电酒、自动投入装置、自动重合闸装置。安全自动装置的配置应以安全稳定计算结论为基础，应依据电网结构、运行特点、通信通道情况等条件合理配置，配置方案应能对系统存在的各种稳定问题实

31、现有效的控制且与稳定计算分析结论一致，并应进行配置方案的技术经济评价。5. 1. 2 安全自动装置的配置及构成应根据国家现行标准电力系统安全稳定导则)DL755和电力系统安全稳定技术导则GBjT 26399的有关规定，按照电力系统安全稳定运行的三级标准确定，执行时应采用下列原则:1 以保证电力系统安全稳定控制的可靠性要求为前提，同时应保证电力系统安全稳定控制的有效性。2 可采用就地控制和分层分区控制。3 重要厂站安全自动装置应双重化配置。4 装置配置应简单、可靠、实用，应尽量减少与继电保护装置间的联系。5. 1. 3 安全稳定控制措施包括直流调制、切机、切负荷、解列等，可根据工程情况确定以上措

32、施的顺序。各种稳定控制措施及各控制系统之间应协调配合，安全自动装置的动作应有选择性。5. 1. 4 安全自动装置应符合下列规定:1 安全自动装置应采用微机型，宜采用通过国家级鉴定的、有成熟经验、简单、可靠、有效、技术先进的分散式装置。3 2 应充分利用原有安全自动装置。3 选用装置的硬件应具有一定的通用性，软件应做到模块千七，并具有可扩展性和良好的系统适应性。5.2 安全自动装置配置5.2.1 当所研究的电力系统区域内发生表3.3.2所列的H类事故扰动(特殊情况下考虑表3.3.2所列的I类事故扰动)时，在电力系统失稳的情况下，应配置安全稳定控制装置。通过采取相应的提高电力系统稳定性的控制措施，

33、防止电力系统稳定破坏事故发生，此时允许损失部分负荷。常用安全稳定控制装置的功能如下:1 功率外送系统，通常可采用减少电源输出的控制措施。2 受端系统，通常可采用减少负荷需求的控制措施。3 直流输电系统或装设串联补偿装置的系统，安全稳定控制装置可向直流控制系统或串补控制系统发送控制命令，实现直流功率调制、串联补偿强补。直流及串联补偿控制应与其他控制措施综合使用。5.2.2 在所研究的区域内，根据一次网架结构，对可能异步运行的连接断面，应配置失步解列装置。失步时将系统解列，防止事故扩大。5.2.3 当系统有功突然出现过剩、频率快速升高时，应配置过频率切机装置。配置方案可按不同频率分轮次切除一定容量

34、的机组。5.2.4 当局部系统因元功不足而导致电压降低至允许值时，应配置低电压控制装置采取控制措施，防止系统电压崩溃、系统事故范围扩大。常用的低电压控制措施应包括下列内容:1 增加发电机无功出力;2 容性元功补偿装置的快速投入;3 感性元功补偿装置的快速切除;4 快速切除部分负荷。 13 5.2.5 在失去部分电源而引起频率降低和电压快速降低可能导致系统崩溃的区域，应配置低频低压减负荷装置。按整定值，装置分轮次切除一定量的负荷。5.2.6 符合下列规定的厂、站母线应配置备用电源自动技入装置:1 具有备用电源的发电厂厂用电母线和变电站站用电母线;2 由双电源供电且其中一个电源经常断开作为备用电源

35、的变电站母线;3 具有备用变压器且经常处于断开状态的变电站母线。5.2.7 3kV及以上的架空线路断路器应配置自动重合闸装置;3kV及以上的电缆与架空混合线路断路器，如电气设备允许可配置自动重合闸装置。5.2.8 在线稳定控制系统主站宜设置在省级及以上的电网调度中心或枢纽站，执行系统即子站设置在厂、站端。在线稳定控制系统配置应符合下列规定:1 执行系统包括区域综合安全稳定控制系统、低频低压减负荷装置、自动解列装置、高频切机、连锁切机(负荷)、过载切机(负荷)、大电流切机(负荷)、水电厂低频自启动、备用电源自动投入装置等安全自动装置。2 主站通过EMS系统、实时动态监测系统、安全稳定控制系统获取

36、全网信息，实时进行系统动态分析、评估、决策，并通过通信通道向子站执行系统传送控制命令，实现安全稳定控制系统的一体化综合协调控制。5.3 安全自动装置对通道及二次回路的要求5.3.1 通信通道应符合下列规定:1 不同控制站安全自动装置之间的信息传送应优先采用光纤通信通道。2 采用载波通道时，宜采用编码方式，且发信及收信回路均E 不应具有时间展宽环节。3 双重化配置两套装置的通信通道应相互独立，两路安全自动装置通道应尽可能采用不同路由的独立通道，任一套装置或通信通道发生故障不应影响另一套装置正常运行。5.3.2 安全自动装置与电气专业配合应符合下列规定:1 接入安全自动装置的电流互感器、电压互感器

37、二次线圈应满足继电保护的精度和负荷要求。2 断路器应留有足够的反应线路元件投退状态的接点，可供安全自动装置使用。3 当安全自动装置双重化配置时，应提供两组独立的直流电源分别供两套安全自动装置使用。双重化配置的两套装置的输入输出回路应相互独立。5.3.3 安全自动装置与直流系统配合应符合下列规定:1 与直流系统接口的安全自动装置应能有效地监测直流输电功率的改变。如果直流系统因某种原因，不能按安全自动装置提升(或回降)功率的要求实施直流功率提升(或回降)，安全自动装置必须采取其他措施，以保持系统稳定。2 直流极控系统应能接收安全自动装置以元源接点或报文型式向直流极控系统提供提升或回降直流功率的控制

38、信号。3 直流极控系统应向安全自动装置提供表5.3.3所列的信息。表5.3.3直流极控系统向安全自动装置提供的信息信息内容信息类型直流极1、极2系统输送功率值元源接点或模拟量直流极1、极2投运和停运信号元源接点直流极1、极2ESOF信号元源接点直流极1、极2闭锁信号无源接点直流极1、极2系统当前最大可输送功率值模拟量5.3.4 安全自动装置与串联补偿控制系统配合应符合下列规定:1 当采用可控串补强补作为提高系统暂态稳定的控制措施时，安全自动装置应向串补控制系统提供空接点形式的强补信号，串补控制系统应留有接收外部开关信号进行强补的开入接口。2 当安全自动装置及(或)串补控制系统为双套配置时，每套

39、安全自动装置应分别向两套串补控制系统分别提供强补信号。3 串补控制系统应向安全自动装置提供串补设备的运行状态信号。 16 本规范用词说明1 为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下:1)表示很严格，非这样做不可的:正面词采用必须，反面词采用严禁;2)表示严格，在正常情况下均应这样做的:正面词采用应，反面词采用不应或不得;3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的:正面词采用宜，反面词采用不宜气4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用可。2 条文中指明应按其他有关标准执行的写法为应符合的规定或应按执行。 17 引用标准名录继电保护及安全自动装置技术规程)GB

40、/T14285 电力系统安全稳定控制技术导则)GB/T26399 电力系统安全稳定导则)DL755 18 中华人民共和国国家标准电力系统安全自动装置设计规范G/T 50703 -2011 条文说明制定说明电力系统安全自动装置设计规范GB/T50703-2011，经住房和城乡建设部2011年7月26日以第1102号公告批准发布。为便于广大设计、施工、科研、学校等单位有关人员在使用本规范时能正确理解和执行条文规定，电力系统安全自动装置设计规范编制组按章、节、条顺序编制了本规范的条文说明，对条文规定的目的、依据以及执行中需注意的有1关事项进行了说明。但是，本条文说明不具备与规范正文同等的法律效力，仅

41、供使用者作为理解和把握标准规定的参考。 21 目次1总则(25) 2术语(26) 3 电力系统安全稳定计算分析原则 (28) 3. 1 稳定计算水平年.(28) 3.2 稳定计算运行方式(28) 3. 3 稳定计算故障类型.-.(28) 3.4 稳定计算模型及参数(28)3.5 稳定计算故障切除时间及自动装置动作时间( 29 ) 3.6 稳定计算分析内容(3 1 ) 3.7 稳定判据( 32) 4 安全自动装置的主要控制措施 (33) 4. 1 切除发电机( 33) 4. 2 集中切负荷( 33) 4.3 元功补偿装置的控制(34) 4.4 电力系统解列及备用电源投入(34)4. 5 直流控制

42、门的5 安全自动装置的配置( 3日5.1 安全自动装置的配置原则( 3日5. 2 安全自动装置配置门们5. 3 安全自动装置对通道及二次回路的要求(37) 23 1总则1. 0.1 制定本规范的目的，即在电力系统安全自动装置设计中，必须贯彻执行国家的技术经济政策和行业技术标准，做到安全可靠、技术先进、经济合理。1. O. 2 本规范的适用范围为35kV及以上电压等级，已经涵盖电力系统的发电、输电、变电、配电四个重要环节。对于低电压等级(10kV及以下)，为电力系统的用电环节，设计中可参照执行本规范。 25 2术语2.0.1 安全自动装置的作用为防止电力系统失去稳定性和避免电力系统发生大面积停电

43、事故。安全自动装置为统称，包括输电线路自动重合闸装置、安全稳定控制装置、自动解列装置、低频低压减负荷装置等。2.0.2 安全稳定控制装置主要用于在电力系统事故或者异常运行状态下，防止电力系统失去稳定性，避免电力系统发生大面积停电的系统事故或对重要用户的供电长时间中断。安全稳定控制装置是电力系统安全稳定的第二道防线的重要设施.当系统遭受电力系统安全稳定导则)DL755规定的第二级安全稳定标准的大事故扰动时，根据预先设置的控制策略实现切机、切负荷、直流功率紧急提升或回降等控制功能，以保证电力系统的稳定性。2.0.3 安全稳定控制装置主要针对分散的厂站端作出定义，在安全稳定控制装置基础上定义了安全稳

44、定控制系统，即由两个及以上厂站端的安全稳定控制装置通过通信设备联络而构成了安全稳定控制系统。与分散的控制装置相比较，控制系统的功能更为强大、控制区域范围更大。2.0.4 当系统出现较为严重的事故时，为防止事故范围进步扩大，保证对系统内的重要负荷继续供电，需要采取电力系统自动解列措施。在电力系统失步振荡、频率崩溃或电压崩溃的情况应实施自动解列措施，解列点应为预先选定的适当地点，必须是严格而有计划地实施。满足解列点的基本条件是，解列后各区各自同步运行和解列后的各区供需基本平衡。2.0.5 当电力系统发生事故出现功率缺额引起频率急剧大幅度下降时，实施自动低频减负荷使频率迅速恢复到允许范围内;为防止事

45、故后或负荷上涨超过预测值，因无功补偿不足引发电压崩溃事故，实施自动低压减负荷使运行电压.恢复到允许范围内。目前设备厂家可将自动低频减负荷和自动低压减负荷功能集成在一起，称为低频低压减负荷装置。2.0.6 在线稳定控制系统具有实时、在线、动态、一体化、定量评估等特点。在线稳定控制系统能解决非在线稳定控制系统反应系统运行方式和系统故障的局限性问题，通过调度运行人员调整运行方式或安全稳定控制系统实施紧急控制措施，提高调度运行人员精细化掌握电网运行的安全稳定程度，改善电网暂态安全运行水平，防止事故扩大，最大限度地减少事故损失，确保电网安全稳定运行。2.0.7 如果架空线路或母线发生瞬时故障，实施自动重

46、合闸后恢复供电有利于系统稳定。传统自动重合闸包括三相重合闸、单相重合闸和综合重合闸，但由于综合重合闸极少使用，因此本规范中仅提出三相重合闸、单相重合闸两种方式。2.0.8 事故扰动是安全稳定分析的常用术语。事故扰动通常有短路故障、元件非计划断开、直流闭锁等。2.0.9 连接和断面是安全稳定分析的常用术语。连接和断面通常针对电网结构中根据功率流向而作出的定义，两个相对独立系统之间的联络线构成断面。 27 3 电力系统安全稳定计算分析原则3. 1 稳定计算水平年3. 1. 1 进行电力系统安全稳定计算分析时，首先应明确边界条件。计算水平年般选择工程投产年，根据需要考虑工程分期投产的过渡年，或者对远景年进行适当展望。3. 1. 2 , 3. 1. 3 计算的电网结构和计算负荷需与计算水平年相对应。如果计算电网结构中存在某些不确定因素且对系统稳定影响较为显著，如电磁环网解列或并列运行方式、大区域之间的联网方式等，则需要进行不确定因素对系统稳定的影响分析。3.