4.3.5仿真过程监控

软件应支持仿真过程监控，并满足以下要求： a 应支持仿真过程监控，既可显示系统电压、电流、功率等模拟量瞬时值和有效值，也可显示开关 开断状态； D 可通过滚动条、开关、按钮、拨号盘等控制类元件，对可控变量数值或状态设置； 可实现仿真实时性监控及实时性抖动统计； d）应具备多通道录波功能，用户可选择录波变量、设置采样率和录波时长、设置录波触发条件等 并可对录波结果分析和存档，宜具备事件记录功能

软件应提供仿真曲线查看和分析功能装修CAD图纸，并满足以下要求： 应支持多曲线窗口展示，具备曲线放大/缩小、拖动、合并/解散等操作功能，具备曲线测值 功能； b）宜支持同时打开多个仿真结果并进行曲线对比； c）宜支持将仿真曲线输出为图片，或ASCII、COMTRADE、Excel等格式的数据文件； d）宜具备有效值分析、谐波分析、自定义函数分析等波形处理功能

实时数字仿真器应具备电网模型数据转换与拼接、模型解耦并行、资源管理、仿真初始化等功能，宜

4.4.2数据转换与拼接

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4.4.3模型解耦并行

防真器应具备计算单元和接口资源的配置和管理功能，并满足以下要求 ）宜提供计算单元和接口的总体资源查询、剩余可用资源查询功能； ）宜提供计算单元和接口资源分配、运行状态监视、异常告警功能

仿真器应具备仿真初始化功能，并满足以下要求： a）应具备从零状态启动或从稳态直接启动进人预设运行工况的功能； b）宜具备仿真过程中断面数据保存和载入功能，可基于断面数据进行仿真初始化并继续仿真。

仿真器宜具备批处理仿真功能，并满足以下要求： a）宜具备建立事件序列并在仿真启动后按设定序列自动依次触发事件的功能； b）宜提供批量作业仿真功能，可通过故障模板定义批量作业，并依次自动完成批量作业仿真及 果回收分析工作

4.5.2仿真规模及步长

仿真规模及步长应符合以下规定： a）仿真规模应根据仿真场景确定，保留仿真对象的主导特征； b）仿真步长倒数不宜小于暂态特性频率的10倍； c）仿真步长应根据建模方法确定，机电暂态典型仿真步长为10ms，电磁暂态典型仿真步长 50us，电磁暂态小步长仿真典型步长应不大于5uS； d）设备和控制保护装置的仿真步长可根据仿真目标选取，可采用多速率仿真

仿真规模及步长应符合以下规定： a）仿真规模应根据仿真场景确定，保留仿真对象的主导特征； b）仿真步长倒数不宜小于暂态特性频率的10倍； c）仿真步长应根据建模方法确定，机电暂态典型仿真步长为10ms，电磁暂态典型仿真步长为 50us，电磁暂态小步长仿真典型步长应不大于5uS； d）设备和控制保护装置的仿真步长可根据仿真目标选取，可采用多速率仿真

GB/T40601—2021

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实时性应符合以下规定： a）计算单元应按设定仿真步长向前积分求解，每步计算物理耗时均不应超过仿真步长； b）计算单元之间、计算单元和接口之间、接口与实际物理装置之间的数据通信应以仿真步长为离 散间隔、在确定时刻内完成变量输人/输出转换及交互： 接口应在每个仿真步长的确定时刻进行仿真变量输人/输出转换与交互，数字模型与实际物理 装置应按正确时序进行输入/输出数据交互，

同步性应符合以下规定： a 计算单元、接口和实际物理装置应采用统一时钟基准，可由计算单元或接口作为主时钟设备提 供同步信号，其他装置接收同步信号，也可由外部时钟同步装置提供同步信号； b）计算单元之间时钟偏差和接口通道之间时钟偏差不宜超过1us。

实时数字仿真器应具备稳定运行及输人/输出数据交互能力，连续稳定运行时间不应少于

仿真流程宜包括试验方案设计、硬件环境构建、软件环境构建、初始化启动及校验、仿真试验、仿真 结果校核、试验报告编制，并应符合GB/T7261、GB/T22384和GB38755的规定

方案设计应根据仿真试验对象、试验逻辑原理及试验条件，明确试验目标，选取试验场景，设计试验 大纲及试验方案。

5.2.2.1应根据仿真试验目标确定所需的试验场景： a) 装置调试和性能检测； b) 电力系统仿真分析。 5.2.2.2 装置调试和性能检测试验场景下，应选定测试方式 a) 开环测试； b) 闭环测试。 5.2.2.3 电力系统仿真分析试验场景下，应选定应用类型： a) 电网事故反演分析； b）电网运行特性分析

5.2.2.1应根据仿真试验目标确定所需的试验场景： a） 装置调试和性能检测； b) 电力系统仿真分析。 5.2.2.2 装置调试和性能检测试验场景下，应选定测试方式： a) 开环测试； b) 闭环测试。 5.2.2.3 电力系统仿真分析试验场景下，应选定应用类型： a） 电网事故反演分析； b）电网运行特性分析

试验大纲应根据试验场景编写，并满足以下要求： a）应根据试验场景、试验目标以及试验方式制定； b）宜包括试验类型、试验内容、试验条件、系统运行方式、结果校核方案等； c）宜包括必做试验项目和选做试验项目； d）试验项目较多时，宜划分为不同试验类别

试验方案应根据仿真场景及试验大纲编制，宜包括以下内容： a）概述； 试验依据； c) 仿真建模； 项目计划： 提供 e) 试验组织安排； f 报告文档格式，包括试验步骤及预计结果等

计算单元类型和数量应根据试验场景、仿真规模、仿真性能配置，并满足以下要求： a）应用于装置调试和性能检测时，装置所接电网应采用等值电源模型； b）应用于装置控制特性对电网安全稳定性影响评价时，装置所接电网不宜采用等值电源模型 算单元应根据电网仿真规模选配； 应用于仿真分析时，计算单元应根据电网区域、仿真规模选配

5.3.2实际物理装置

实际物理装置类型和数量应根据实时数字仿真场景和仿真性能要求配置。 装置接人满足以下要求： a）对于装置调试和性能检测，应接人测试实际物理装置。 D 电网事故反演分析宜满足以下要求： 1）对事故后电网电压、功率、频率等状态量的暂态及动态过程有主导影响的交直流控制保护 系统，宜接人实际物理装置； 2）其余可采用与实际物理装置特性一致的内置或外置数字模型。 C 电网运行特性分析宜满足以下要求： 1）天容量直流控保装置、无功补偿装置、新能源发电变流器控制装置等显著影响电网运行特 性、且数字模型准确度存在欠缺的交直流控制保护系统，应接人实际物理装置； 2）其余可采用与实际物理装置特性一致的内置或外置数字模型

5.3.3实时仿真接口

物理信号、通信、功率等接口的类型和数量应根据数字模型和实际物理装置输入/输出信号要 ，并应符合GB/T26865.2和DL/T860（所有部分）的规定

直方式可根据仿真需求选择。等值方式可分为等值电源、动态等值、宽频等值（FDNE）等。存在等值 时，等值前后应保证电力系统动态特性一致

5.4.2 一次系统模型

5.4.2.1同步电机模型

同步电机模型应反映电机稳态、暂态和动态特性，宜根据励磁调节装置、调速器、电力系统静态稳定 器（PSS)等控制作用，采用不低于六阶的派克（Park)模型。研究直流孤岛运行、机网协调控制等特殊场 景时，宜将实际励磁和调速控制装置接人实时数字仿真器， 电机内部故障模拟，宜采用相域发电机模型，定子绕组或转子绕组上应设置故障点

5.4.2.2新能源模型

风电机组宜采用双馈和直驱电机高阶模型，光伏电池宜采用5参数等效电路模型，变流器宜采用电 力电子开关模型。直驱风电机组和光伏电池可采用可控电流源模拟，变流器可采用开关函数或平均值 莫型。 新能源场站宜按实际拓扑搭建机组和汇集电路模型，简化处理时可采用单机倍乘或多机聚合模型 模拟

5.4.2.3线路模型

直流撤电线路、具流接地极系 用频率相关的分布参数线 ，其余线路简化处理时可采用单 型或集中参数的PI结构模型

5.4.2.4变压器模型

5.4.2.5负荷模型

5.4.2.6开关模型

5.4.2.6开关模型

断路器、短路点、隔离开关宜采用电弧模型，保护间隙、避雷器间隙和绝缘子闪络可采用间 型模拟，其他开关可采用时控理机开关模型

5.4.3二次系统模型

5.4.3.1模型分类

二次系统模型可根据实际需要，采用实际物理装置、内置数字模型或外置数字模型，并满足以

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a）实际物理装 致的实际控制保护装置： b）内置数字模型应采用实时数字仿真器内的基础元件库构建；

5.4.3.2模型选择

二次系统模型选择要求如下： a）对控制保护装置调试和试验检测时，应采用与实际一致的实际物理装置； b）下列仿真场景，二次系统宜采用实际物理装置或控制保护厂家提供的外置数字模型： 1）对直流孤岛运行、机网协调控制等特殊工况，同步发电机或新能源发电系统的二次系统； 2 开展直流输电、新能源发电、静止同步补偿器（STATCOM)等电力电子设备交互影响研 究时，电力电子设备二次系统； 3）开展涉网性能测试的自动控制保护设备二次系统； 4）对于内部控制保护原理不清楚或受保密限制的二次系统

5.5初始化启动及校验

仿真初始化满足以下要求： a）对于交直流混联电力系统，应先初始化交流系统，再初始化直流系统； b 电力电子设备交流系统应先初始化常规交流模型，再初始化电力电子设备 C 交直流混联系统初始化流程符合下列规定： 1）交流系统仿真初始化时，应将发电机设置为锁定模式，发电机转速保持不变，调速器不投 入，并应在交直流接口处添加钳位电压源，对交直流系统解耦； 2 直流系统仿真初始化时，应随换流母线电压建立，逐步提升直流系统输送功率，初始化过 程中直流稳定控制功能不宜投入； 3）直流系统运行平稳后，应逐步将发电机由锁定模式转为释放模式，并切除钳位电压源

5.5.2数字模型正确性验证

数字模型正确性验证，应通过仿真曲线与现场录波、离线仿真结果或理论曲线校对，仿真曲线偏差 应符合设计要求。应按下列步骤对比验证： a）收集实际设备现场试验录波数据、离线仿真结果、理论曲线等； b）调整数字模型运行方式，与对比对象运行方式一致； c）对比数字模型仿直结果与对比对象结果，记录偏差值，判定偏差是否符合设计要求

5.5.3试验接口信号核对及校验

试验接口信号应核对及校验额定值及变比、开环状态和闭环状态结果。核对和校验满足以下要求： a）硬件在环试验变量额定值应根据仿真对象和试验大纲确定； b）变比参数应根据变量额定值确定； c）开环状态下，校验实时数字仿真器输出值应与理论输出值一致，校验实际物理装置接收值应与 实时数字仿真器输出值一致； 口 闭环状态下，校验实际物理装置输出值应与理论输出值一致，校验实时数字仿真器接收值应与 实际物理装置输出值一致

GB/T40601—2021

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仿真试验应包括下列内容： a）调整仿真工况基础潮流，使系统稳态状态与试验设计一致或接近； b）设定故障或扰动，可通过时间触发或人为控制触发； C 检查分析运行工况，判断是否具备试验启动条件，具备时，触发相应故障或扰动； d）通过曲线、录波或表计观测设备动作情况及系统响应，对响应正确结果及时记录，对与预期不 一致结果应分析查找问题，并重新试验

仿真结果校核应通过与电网实际故障录波、现场调试试验录波、非实时仿真结果、理论分析结果等 对比确定

可信度校核方法分为定性分析和定量分析两种： a）定性分析可由用户基于观测和经验判断仿真结果可信度； b）定量分析可通过计算得到仿真结果可信度量化指标，可采用残差分析和特征量分析等方法

仿真校核分为静态校核和动态校核，指标要求如下： 静态校核：关键母线电压、主要机组出力、系统总出力、系统总负荷、主干网架潮流分布等仿真 静态潮流宜与电网工况一致，仿真值与参考值误差可信度指标应符合试验大纲要求； D 动态校核：状态量变化幅度、频率特性、振荡模式、阻尼比、短路电流水平等仿真动态响应情况 宜与仿真对象一致。有比对条件时，仿真值与参考值误差应符合试验大纲要求。

试验报告满足以下要求： a）试验报告应根据试验大纲编制，内容包含试验波形、调整记录、试验结果； b）试验对象性能及参数设置应根据试验结果分析判别； c）试验结果与预期偏差超出设计范围时，应重新分析试验逻辑并重新试验

试验报告满足以下要求： a）试验报告应根据试验大纲编制，内容包含试验波形、调整记录、试验结果； b）试验对象性能及参数设置应根据试验结果分析判别； c）试验结果与预期偏差超出设计范围时，应重新分析试验逻辑并重新试验

6.1装置调试和性能检测

装置调试和性能检测，可包括开环测试和闭环测试方式。装置调试和性能检测应符合GB/T726 T22384和GB38755的规定.开展方式应符合附录A的规定

a）测试电网不同运行方式对装置的影响。在实时数字仿真器内搭建数字模型，并配置测试扰

及故障集合，将仿真结果 扰动下响应是 否符合设计要求； 测试电网扰动或故障情况下的装置响应。通过收集电网相量测量装置（PMU)录波和厂站控 制保护装置录波，采用实时数字仿真器波形回放功能将录波曲线发送至实际物理装置，验证实 际物理装置的动作正确性和多次动作的一致性

团坏测试可检测 响应对系统影响 通过实时仿真接口发送至数字模型，观察扰动及故障 情况下装置动作情况及系统响应效

仿真分析可分为电网事故反演分析和电网运行特性分析。仿真分析应符合GB38755的规定 方式应符合附录B的规定，

6.2.2电网事故反演分析

电网事故反演分析应获取事故发生时刻电网运行方式数据，构建实时数学仿真模型，模拟故障复 网事故过程

6.2.3电网运行特性分析

电网拓扑结构、网络规模、一次和二次元件模型等条件应根据仿真分析要求确定，应完成元件 数及运行方式收集和建模，并接入实际物理装置，并应按设计仿真方案完成仿真分析及故障扫描 电网运行特性

附录A （规范性） 装置调试和性能检测

试验分析方案应以实际物理装置为对象制定，采用实时数字仿真器构建电力系统模拟环境，对实际 物理装置接入系统后的功能和性能指标进行调试检测

开展装置调试和性能检测时，实际物理装置选择满足以下要求： a）应与4.2.3规定的实时仿真接口要求兼容； b）采用试验装置替代现场运行装置试验时，试验装置与现场运行装置应基于同一平台，且装置结 构、硬件组成、软件版本与配置均应相同； C 采用双套并列且相互间独立无数据交互时，可采用单套装置测试，否则宜对双套装置整体 测试； 开展功率硬件在环试验(PowerHIL)时，实际物理装置电压/功率等级应与实时数字仿真器配 套功率接口技术规格兼容

仿真模型选择满足以下要求： a）实际物理设备开环测试的仿真模型及参数精细度应符合测试方案要求； b）实际物理设备闭环测试仿真模型及参数精细度应反映设备响应前后电网运行状态变化情况 仿直环境涉及的二次系统数字模型调

仿真/监控过程满足以下要求： 仿真及试验启动前，应核对实际物理装置和实时仿真接口是否兼容，校核实际物理装置型号和 内部程序版本是否正确； b 触发每次故障前，应检测故障设置是否正确，检查仿真模型交直流潮流和系统频率是否符合预 期，并提前选取合适的录波量； C 仿真及试验过程中，应通过运行监视元件、录波设备观测数字电网和实际物理装置响应情况； d）完成每次仿真后，应初步分析仿真结果，确认无误后应及时保存系统稳态参数、录波曲线和动 作报文等； e 应及时记录仿真过程中出现的问题以及对软硬件模型修改，

仿真结果校核应根据装置调试和性能检测的应用目标确定，装置性能判别应依据被测实际物理装 置以外的设备观测量，如采用实时数字仿真器或录波装置采集的实际物理装置动作信号或系统响应 清况。

（规范性） 电力系统仿真分析

试验分析方案应根据电力系统对象制定，采用实际物理装置模拟关键设备，采用实时数字仿真器模 拟其余电力系统，分析电力系统整体运行特性，验证控制措施。

B.1.2电网事故反演分析

电网事敬反薄分析应获取事敬发生的电网运行方式数据，构建实时数字仿具模型，模拟敬障复现 电网事故过程

煤炭标准.1.3电网运行特性分机

电网拓扑结构、网络规模、一次和二次元件模型等条件应根据仿真分析要求确定，应完成元件模型 参数及运行方式收集和建模，并接入实际物理装置，并应按设计仿真方案完成仿真分析及故障扫描，分 匠电网运行特性

B.2.1电网事故反演分析

数字模型应根据事故前电网运行方式数据搭建，电网拓扑结构应符合实际工况石油化工标准规范范本，元件模型参数 系统实际参数。关键母线电压、线路功率、发电机有功等数字仿真模型静态运行潮流均应与事故 工况保持一致，误差应在设计允许范围内

B.2.2电网运行特性分析

仿真/监控过程满足以下要求： 初始化启动前，应核对实际物理装置和实时仿真接口是否兼容，校核实际物理装置型号和内部 程序版本是否正确； b 初始化启动过程中，发电机由锁定模式转为释放模式的速度应确保启动过程平稳，并检查最后 一台转为释放模式的发电机出力是否符合预期； 触发每次故障前，应检测故障设置是否正确，检查仿真模型交直流潮流和系统频率是否符合预 期、发电机是否全部为释放模式、二次系统参数是否符合预期，并提前选取合适的录波量； 完成每次故障后，应初步分析仿真结果，根据录波核实故障设置是否正确，观察电网响应特性 是否符合预期，确认无误后应及时保存系统稳态参数、录波曲线和动作报文等数据； e）应及时记录仿真过程中出现的问题以及对软硬件模型的修改。