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Q／GDW 12204-2022 电网安全稳定控制系统策略及整定技术规范.pdf简介：

Q/GDW 12204-2022《电网安全稳定控制系统策略及整定技术规范》是由中国电力科学研究院和国家电网公司共同制定的一份技术规范。这份规范主要针对电网安全稳定控制系统（Power System Stabilizer，简称PSS）的设计、实施和运行进行了详细的规定。

PSS是用于改善电力系统动态稳定性的控制装置，通过在电力系统中注入适当的功率，以抵消电力系统振荡或失稳的趋势。该规范明确了PSS的策略选择、设计原则、整定方法、试验验证以及运行维护等方面的要求。整定技术主要包括PSS的参数设置，如增益、频率响应等，这些参数需要根据电力系统的具体特性进行优化，以确保其能有效提升系统的动态稳定性，同时避免过度补偿导致的其他问题。

主要内容可能包括但不限于：

1. PSS的适用条件和系统需求分析； 2. PSS的控制策略和结构设计； 3. 整定方法和技术，如最优控制、经验整定法等； 4. PSS的性能测试和评估标准； 5. PSS的运行维护与故障处理； 6. 与电力系统的其他保护和控制设备的协调配合。

这份规范的发布，对于提高中国电力系统的稳定性和可靠性，保障电力系统的正常运行具有重要意义。

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下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。 凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T26399电力系统安全稳定控制技术导则 GB/T36572电力监控系统网络安全防护导则 GB38755电力系统安全稳定导则 Q/GDW421电网安全稳定自动装置技术规范 Q/GDW1404国家电网安全稳定计算技术规范

下列术语和定义适用于本文件

YST 3032-2018 黄金选冶金属平衡技术规范 氰化锌粉置换工艺下列术语和定义适用于本

安全稳定控制装置securityandstabilitycontrolequipment 稳控装置 为保证电力系统在遇到大扰动时的稳定性，而在电厂或变电站内装设的控制设备，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，是保持电力系统安全稳定运行的第二道防线的重要设施。 3.2

安全稳定控制系统securityandstabilitycontrolsystem 稳控系统 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。

安全稳定控制系统securityandstabilitycontrolsystem 稳控系统 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 统的稳定控制。

双重化配置doubleconfiguration 在一个站点配置双套稳控装置，双

整组动作时间operationtime 从故障判别所需条件全部满足开始至最后一级稳控装置控制命令出口的时间（包含出口继电器动作时 但不包含人为设定的延时），如图1所示

降组控制时间contro|tim

从系统扰动起始时刻开始至稳控系统控制措施执行到位的时间，如图2所示

图1 稳控系统整组动作时间示意图

图2稳控系统整组控制时间示意图

安全稳定控制策略securityandstabilitycontrolstrategy 稳控策略 在电网发生大扰动进入紧急状态下，由安全稳定控制系统根据电网运行方式、故障形式等条件，选取 切机、切负荷、功率控制等措施的稳定控制逻辑集合。

策略表strategytable 安全稳定控制策略的表格化体现形式。内容包括运行方式、监测故障及断面，稳控动作 量等信息。

点对网送出系统pointtogridtransmissionsystem 单电厂或多个电厂汇集后通过单一交流输电通道向电网送电的系统，

稳控策略宜设计简洁、目标明确、易于实施，对于不适宜采取稳控措施的运行方式，应通过完善电网 结构或调整系统运行方式，保证系统具有足够的安全稳定裕度。稳控策略计算前，应根据运行方式出现的概 率、策略简单易整定、稳控措施的代价及效益等多种因素，统筹考虑以下运行方式 a）正常运行方式：包括全接线和单一元件检修方式。运行方式调整时应综合考虑随季节或时间变化 的水、火电及新能源不同出力，最大或最小负荷等可能出现的工况 b）特殊运行方式：电网过渡阶段及其他需要采取临时稳控措施提高系统输电能力的运行方式。电磁 环网带来的稳定问题，不宜由稳控系统设防。

4.1.3.1稳控策略执行后应保证电网频率、电压、功角稳定，且不应导致第三道防线装置动作，并留有 定的安全裕度。 4.1.3.2稳控策略计算应遵循协调、精准、实用、经济等原则，若存在多个措施均能使系统恢复稳定 应进行策略寻优，给出综合效益较好的稳控策略组合方案。寻优方法可参考附录A。 4.1.3.3在确定稳控策略启动定值时，应在计算门槛值的基础上留有一定的裕度，根据实际需要，裕度 可按计算门槛值的5%～10%考虑，计算门槛值较小时，裕度取值应考虑测量误差的影响。 4.1.3.4当单位稳控措施量提升输电功率效果非线性较强时，可将稳控策略进行分档计算，以提高稳控 系统动作的经济性和灵活性。

4.1.3.5当单位稳控措施量提升输电功率效果较为线性时，为简化策略实施，稳控措施量可采用K系数 法计算。K系数的计算可采用式（1)。

式中： K 实际控制措施量与理论控制措施量的比值 R 满足系统稳定所需采取的有功功率控制量 B 故障前监测断面的有功功率值； P 故障前监测断面的有功功率门槛值，故障后

K一一实际控制措施量与理论控制措施量的比值 一一满足系统稳定所需采取的有功功率控制量 P一一故障前监测断面的有功功率值； 一一故障前监测断面的有功功率门槛值，故障后不采取稳定控制措施系统可以保持稳定运行。 4.1.3.6计算稳定极限时，若输电断面处于稳定极限功率水平，发生设防故障所需采取的稳控措施量过 大，应降低稳定极限，稳定极限的计算方法应遵循Q/GDW1404的规定。 4.1.3.7考虑到稳控系统的可靠性及简化配置，对于不同检修方式，其稳定特性类似且适应同一稳控策 略时，可将该检修方式在稳控策略中合并考虑。 4.1.3.8在仿真计算时，应考虑装置整组控制时间及主辅运行时主辅功能延时时间。

4.2.2策略计算原则

4.2.2.1暂态稳定控制策略计算前，应首先进行稳定极限计算。稳定极限的计算值一般可按GB38755规 定的第一级安全稳定标准的校核结果和相关设备的能力给出。 4.2.2.2稳定极限计算采用的基础方式应考虑不同网络结构、过渡阶段和稳定特性等多种因素组合确定。 4.2.2.3点对网送出系统的运行方式调整宜考虑电厂内、电厂间不同机组开机组合；网对网送出系统的 运行方式宜以调整网间联络线潮流为主，兼顾稳定特性较恶劣的送端开机组合。 4.2.2.4稳控切机策略的动作量可按照切机台数、切机容量等方式进行计算。具体切机策略计算原则 a）单机容量相近的点对网送出系统，稳控切机策略可按照切机台数计算措施量 b）单机容量相差较大的点对网送出系统或电源类型复杂的送出系统，稳控切机策略可按照切机总容 量进行计算，并优化机组分配方式； c）网对网送出系统，稳控切机策略宜按照网内切机总容量进行整定计算，并按照切机代价、切机效果 等因素分配切机量； d）当需要最大化提高电网输电能力时，稳控切机策略计算宜按照机组稳定特性由差到好、机组出力 由大到小的顺序依次切除的原则。 4.2.2.5暂态稳定控制措施量的计算可采用分档或K系数法。采用分档法时，分档不宜过多过细，以2～ 4档为宜。 4.2.2.6策略计算调整运行方式时，宜尽量保证电厂机组不留旋备，若需要降低电厂出力，宜优先降低 稳定特性较好的机组出力。降低出力至机组最小技术出力时，应考虑机组深度调峰能力的影响。 4.2.2.7计算点对网送出系统稳控切机策略时，宜监测所有机组出力作为计算送电能力及策略的计算值

4.2.2.6策略计算调整运行方式时，宜尽量保证电厂机组不留旋备，若需要降低电厂出力，宜优先降低 稳定特性较好的机组出力。降低出力至机组最小技术出力时，应考虑机组深度调峰能力的影响。 4.2.2.7计算点对网送出系统稳控切机策略时，宜监测所有机组出力作为计算送电能力及策略的计算值 计算时可不考虑厂用电；计算网对网送出系统稳控切机策略时，宜监测关键联络断面潮流作为计算送电能 力及策略的计算值。

Q/GDW12204—2022

4.2.2.8电厂间及电厂内分配切机顺序时，应根据机组类型、切机效果、经济性及稳控装置运行模式（双 主或主辅）统筹考虑，宜优先切除稳定特性较差的机组、水电机组、发电状态的蓄能机组、新能源机组及 较小容量的火电机组。

4.3频率稳定控制策略计算

应采取频率控制措施防止由于大机组跳闸、直流闭锁、系统解列等原因使得系统频率超过短时允许范 围，龙 控制措施动作后应避免高频切机、低频减载等电网第三道防线动作，系统频率恢复至允许范围内，并确 保不危及有关设备的安全或新能源脱网量在一定的范围内。

4.3.2策略计算原则

4.3.2.1根据扰动情况，采取切除机组、直流调制、储能功率调整等稳定控制措施，防止送端频率升高 采取切负荷、切泵、直流调制、储能功率调整等稳定控制措施，防止受端频率降低。 4.3.2.2频率控制措施优先采用直流调制、储能控制、切泵等代价较小的措施，最后切机、切负荷。 4.3.2.3对于惯量的较大电网，控制措施量宜按照故障引起的功率盈余或缺额量减去系统能够承受的最 大不平衡功率进行计算

4.4.1.1线路或主变功率超过额定载流能力运行要求时DLT 802.7-2010 电力电缆用导管技术条件 第7部分：非开挖用改性聚丙烯塑料电缆导管，可通过切机、切负荷等控制措施降低功率使运 行功率降至允许范围内。 4.4.1.2根据设备过负荷能力和运行管理规程，可采取切机、切负荷、提升或回降直流措施消除过负荷。

4.4.2策略计算原则

4.4.2.1电源送出线路过负荷应采取切送端机组、快速降低送端机组出力、直流调制等控制措施；负荷 中心线路和变压器过负荷宜采取切除本地负荷的控制措施：穿越性功率引起的元件过负荷，宜采取调整运 行方式的措施。

4.5.1.1进行电网大扰动动态功角稳定计算时，若发生GB/T26399及GB38755规定的严重故障后激发 系统产生一定振幅且持续的低频振荡，可采取稳控措施保持系统动态稳定。 4.5.1.2可实施切机、跳开电源的交流送出线路等手段解决电网低频振荡问题，

4.5.2.1大扰动动态稳定的计算时间应达到10～15个振荡周期，根据功角摇摆曲线、有功功率振荡曲线 和中枢点电压变化曲线可以确定系统的大扰动动态稳定性；进行分析时应去除暂态分量的影响。 4.5.2.2在其他稳定计算中发现有弱阻尼振荡趋势时，应进行大扰动动态稳定计算。 4.5.2.3对有可能造成功率大转移、形成局部弱联的故障，应进行大扰动动态稳定计算。

Q/GDW12204—2022 4.5.2.4 控制措施量的计算可采用分档或K系数方法。

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