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接元件，将其断开后电力系统分为两个独立 部分。

安全稳定计算苏析所选取的设订水平年要应 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。

3.1.2用于计算的电网结构应与设计水平年相对应。

ZJM0标准规范范本3.2稳定计算运行方式

3.2.1稳计算中应针对具体校验对象（线路、母线、

楚计算中应针对具体校验对象（线路、母线、主变等），选 定最不利的方式进行安全稳定校验

3.2.1稳计算中应针对具体校验对象（线路、母线、主变等），选

1正常运行方式：包计划检修运行方式和按照负荷曲线以 及季节变化出现的水电天发、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说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

3.3.2故障属于电力系统遭受的大事故扰动，按严重

概率大扰动可分为表3.3.2所列的类型。

表 3.3. 2事故扰动类型

续表 3. 3. 2

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1

安全稳定分析计算的故障类型应选择表3.3.2所列的1 类故障，需要时可对表3.3.2所列的Ⅲ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

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 供时可采用制造广家提供的参数； 5在规划设计阶段或无完整参数时，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 110kV（66kV）高压母线用一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； 在规划设计阶段或无完整参数时，可按同类型设备典型参 燃

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 数考虑。

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

.1稳定计算中的故障切除时间应包括断路器全断开和继 护动作（故障开始到发出跳闸脉冲）的时间。线路、主变、母统 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

重合闸时间为从故障切除后到断路器主断口重新合上的 根据电网实际重合闸整定时间确定。

时间，应根据电网实际重合闸整定时间确定。

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闻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： 1一个半断路器接线形式的失灵保护整定延时可取0.2s~0.3s; 2双母线接线形式的失灵保护整定延时可取0.3s一~0.5s。 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0.2s～~0.3s。 2直流功率调制响应时间可取0，1S，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

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、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

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

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 行频率稳定分析。

3.7.1变压器和线路的热稳定判据应符合下列规定

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

1功角稳定：系统故障后，在同一交流系统中的任意两台机 组相对角度摇摆油线呈同步减幅振荡。 2电压稳定：故障清除启，电网枢纽变电站的母线电压能够 恢复到0.8pu以上，母线电压持续低于0.75pu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 惯，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 49.5Hz～50.5Hz

3. 7. 3 动态稳定判据是在受

4.1.1在满足控制要求前提下，切机应按水电机组、风电机组、火 电机组的顺序选择控制对象。

4.2.1为保证电力系统安全稳定运行，可通过安全稳定控 实现集中切负荷。

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人的措施。

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人并联电容器，用以防止电压降低： 投人并联电抗器或切除并联电容器，用以限制电压过高。

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

4.4.1电力系统解列应在事先设定的解列点有计划地

电力系统解列应在事先设定的解列点有计划地进行解列，

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

的各部分系统应有限制频率过高或频率过低的控制措施。 在系统频率异常降低的情况下，可自动启动水电站和蓄能 备用机组，以恢复系统频率。

4.5.1根据电网需要，通过控制直流输电系统的输电功率

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，

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、备用电源 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。

系统安全稳定导则》DL755和《电力系统安全稳定技术导则》 GB/T26399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，

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 有成熟经验、简单、可靠、有效、技术先进的分散式装置。

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 化，并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Ⅱ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，防正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的 机组。 5.2.4当局部系统因无功不足而导致电压降低至允许值时，应配

2.3当系统有功突然出现过剩、频率快速升高时，应配置 切机装置。配置方案可按不高率分轮次切除一定容量 组。

置低电压控制装置采取控制措施，防止系统电压崩溃、系统事故卖 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 容性无功补偿装置的快速投人； 3 感性无功补偿装置的快速切除： 4 快速切除部分负荷。

5.2.5在失去部分电源前号起频率降低和电压快速降低能导

2.5在失去部分电源前号起频率降低和电压快速降低间能 系统崩溃的区域，应配置低频低压减负荷装置。按整定值，装 轮次切除一一定量的负荷。

5.2.6符合下列规定的厂、站母线应配置备用电源自动投入

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个电源经常断开作为备用电源的 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。 5.2.73kV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

1热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、备用电源自动投人装 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 系统获取全网信息，实时进行系统动态分析、评估、决策，并通过通 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通信通道应符金下列

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，宣采用编码方式，且发信及收信回路均

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尚路由的独立通道，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

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寓流极控系统应能接收安全自动装置以无源接点或报文 型式向直流极控系统提供提升或回降直流功率的控制信号。 3真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

1，当米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 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审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。

1为便手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”； 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”

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”； 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”

《继电保护及安全自动装置技术规程》GB/T14285 电力系统安全稳控制技术导则》GB/T26399 《电力系统安全稳定导则》DL755

电力系统安全自动装置设计规范

《电力系统安全自动装置设计规范》GB/T50703一2011，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。 为便于产大设计、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，《电力系统安全官动装置设计 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 定的自的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明。但是： 本条文说明不具备与规范正文同等的法律效力，仅供使用者作为 理解和把握标准规定的参考。

则 (25) 术 语 (26） 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· (31 3.7 稳定判据 (32 安全自动装置的主要控制措施 (3 3) 4.1 切除发电机 (33) 4.2 集中切负荷 (3 3 4.3 无功补偿装置的控制 (34) 4.4 电力系统解列及备用电源投入， (34 4, 5 直流控制 (34) 安全自动装置的配置 (35） 5.1 安全自动装置的配置原则 (35 5. 2 安全自动装置配置 (36) 5.3安全自动装置对通道及二次回路的要求 (37

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

1.0.2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。

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》DI755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。

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》DI.755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定控制系统，即再两个及以 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、挖制区域范围更大。 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，保证对系统内的量要负荷继续供电，需要采取电力系统自动解 列播施。在电力系统失步振荡、频率崩溃或电压崩溃的情况应实

全稳定控制装置基础上定义了安全稳定控制系统，即由两 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 定控制系统。与分散的控制装置相比较，控制系统的功能复 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

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 列播施。在电力系统失步振荡、频率崩溃或电压崩溃的情况应实 拖自动解列措施，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，解列后各区各自筒步 运行和解列后的备区供需基本平衡。

止事故后或负荷上涨超过预测值，因无功补偿不引发电压崩溃 事故，实施自动低压减负荷使运行电压恢复到允许范围内。自前 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 起，称为低频低压减负荷装置，

2. 0.6在线稳定控制系统有实时、在线、动态、一体

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 贵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，实施自动重合

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。事故扰动通常在

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。

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。计算水平年一般选择工程投产年，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荐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。

3.2.2根据《电力系统安全稳定导则》DL755的要求确定电力系

3.2.2根据《电力系统安全稳定导则》DIL755的要求确定电力系 统安全稳定计算分析的运行方式，并考虑新能源发展增加了“风电 多发”的方式。

3.3稳定计算故障类型

3.3.2稳定计算故障类型的1、Ⅱ、Ⅲ类分别与现行行业标准《电 系统安全稳定导则》DI.755中电力系统承受大事故扰动能力的 三级安全稳定标准相对应。特殊故障类型的第2条和第3条与现 行行业标准《电力系统安全稳定导则》DI.755的特殊情况相同，而 第1条中强调了“同一走廊电网结构中发生两回线路退出运行事 故应采取措施保证电力系统稳定运行和对重要负荷的正常供电。

3.4稳定计算模型及参数

4.1计算分析应使用合理的模型及参数，以保证计算结果的 28

计算中同步发电机及控制系统应尽可能地采用实测、详细 参数。在规划设计阶段或无完整参数时，较大容量同步发 参考已投运的相同厂家相同容量机组的模型参数

3.5.1计算分析中对系统发生故障、故障切除、重合闸、执行控制 替施的系列过程进行模拟，动作时间选择以实际为基础，并适消考 虑裕度。故障切除时间由继电保护装置动作时间、断路器全断开 时间，并考虑一定时间裕度组成。以下保护动作时间均根据微机 保护设备厂家实测、动作时间统计而得。但是，对于现有线路保 护、主变保护或母线保护，如果由于继电保护动作时间过长引起电 力系统稳定问题，应采用快速动作的线路保护或母线保护动作时 间计算，并更换原有继电保护设备。 1线路故障切除时间。220kV及以线路配置双重化的主 保护（终端线路除外），任荷情况下均能保证至少有一套主保护运 行，因此考虑主保护动作切除故障。 1）500kV（750kV）断路器全断开时间为40ms~50ms，220kV （330kV）断路器全断开时间为60ms~70ms 2）220kV及以上线路主保护、主变主保护和差保护的动作 时间按30ms考：线路保护信号从一侧经通道传输至另一侧的 延时按10ms考虑。 3仿真计算故障切除时间在上述两部分时间之和基础上考虑 一定裕度（10ms～20ms）。 4）由于1000kV系统为建设初期，根据厂家提供的设备参数， 保护动作时间、断路器动作时间与500kV系统相同，因此1000kV 线路故障切除时间可采用与500kV线路相。 2主变保护动作时间与各侧的线路保护相同，因此主变故障 各侧切除时间宜与相同电压等级线路近端故障切除时间相同。 3母线保护动作时间与相电压等级线路保护相同，因此母

线故障切除时闻實与相司电压等级线路近端故障切除时间相同。 4直流系统的故障切除时间：由于直流关断闭锁为电力电子 元件动作，响应速度极快（毫秒甚至微秒级），因此计算模拟时间取 0.06s；直流闭锁后切除滤波器需要跳开断路器，因此考虑100ms 的延时。

变压器，当发生故障时保护动作跳开断路器且保护返回后房动重 合拥计时，经过重合闸延时（预先整定）后由重合闸装置间断路器 发出命令进行重合。重舍闸延时由调度运行部门根据各地区电网 买际进行整，与系统条件、系统稳定的要求等因素相关，故障切 除后的故障消孤及绝缘恢复时间制药的单相重合闻最短时间。 稳计算模拟重合闸过程时，重合闸延时从故障切除开始，因 此，计算中重合闸延时取值应考地区电网的重合闻整定延时、时 间裕度。 对于一般存在稳定问题的线路，其重合闸时间可按重合于 永久性故障时的系统稳定条件确定。即当线路传输最大功率时 故障并切除后，送端机组对受端系统的相对角度经最大值，回摆 到摇摆曲线的ds/dt为负的最大值附近时为重合闻最佳时间，进 行重合

3.5.4安全稳定控制系统执行时间。安全稳定控制系统执行时

3.5.4安全稳定控制系统执行时间。安全稳定控制系统执行时 间是从系统故障起，包括自动装置判别故障或者接收故障命令、控 制决策出口、断路器执行操作（或者直流系统实施控制）的全过程；

如果需要远方执行命令，还应考虑通信通道延时、接收装置的出口 动作时间。常用控制措施执行时间计算如下： 1切机和切负荷：包括安全稳定控制装置动作时和断路 器的跳闻时间，并考虑楚裕度。其中微机型安全稳定控制装 置动作时间为50ms~~180ms；220kV及以上断路器跳闸时间为 50ms～70ms，220kV以下断路器跳闸时间相对较长，可考虑在 220kV及以上断路器跳闸时间基础上增加50ms。 2直流调制的响应时间较快，伯是调节速度与直流系统动态 特性和系统稳定特性相关排水标准规范范本，因此应根据实际特性来确定。 3基子下述原因，本规范未明确其他控制播施的执行时间： 1）低频低压减负荷装置、失步解列装置的动作时间由装置的 整定值确定。 2）当采用可控串补强补作为提高系统暂态稳定控制手段时： 应在故障切除后立即向问控串补控制系统发强补命令。可控串 补控制系统自接收到外部强补命令至调整至最大补偿度一般可在 几毫秒内宪成。

3.6稳定计算分析内容

本节内容包括：过负荷和低电压分析，暂态稳定分析、动态稳 定分析和频率稳定分析，根据研究电网的特点来确定选择计算分 析内容。

平内谷包拍：柯机低电压苏排，隆您稳德定所、您稳 定分析和频率稳定分析，根据研究电网的特点来确定选择计算分 析内容。 3.6.1应分析研究静态（无故障断开）和大事故扰动引起的过负 荷。电源送端系统、受端系统、功率传输中间断面的过负荷问题， 因电网结构不同应有针对性研究。重要元件（线路、变压器等）断 开后由于网架削弱，功率大规模转移等原因造成功率及电压损耗 增大，应校核相关断面导线截面较小的线路是否过载、电压水平匙 否满足稳定运行要求。 3.6.2系统受到扰动底的暂态过程较短，因此计算时间可选择 拉出合性信胶

荷。电源送端系统、受端系统、功率传输中间断面的过负荷问题 因电网结构不同应有针对性研究。重要元件（线路、变压器等） 开后由于网架削弱，功率大规模转移等原因造成功率及电压损粗 增大，应校核相关断面导线截较小的线路是否过载、电压水平是 否满足稳定运行要求。

5s左有。稳定分析强调应选择在最不利的地点发生金

3.6.3系统受到扰动后的动态过程较长，发电机和负荷的调节特 性显现出来电力弱电图纸、图集，因此计算时间可选择20s及以上。 3.6.4本规范明确可利用暂态稳定和动态稳定计算程序来研究 暂态和动态过程的电压稳定性

3.6.3系统受到扰动后的动态过程较长，发电机和负荷的调节特