5.6.4应减少各站稳定控制装置之间的信息交换，宜采取就地判别模式。必要时，可选定全网稳定控制 主站或区域稳定控制主站，负责收集区域电网的运行信息，集中进行电网运行方式判别，并且把电网运 行方式信息发送到相关各站稳定控制装置。各站的稳定控制装置各自判别其范围内运行元件故障并按照 就地的策略表采取控制措施，或发命令进行远方控制。 5.6.5对子实际运行中，可能出现稳定控制装置策略表不能自动匹配的电网运行方式或稳定控制措施 切机、切负荷量有变化的情况，可设置特殊方式策略表。运行需要时，可预先或临时整定，以人工投退 特殊运行方式策略表压板形式启退。稳定控制装置可设立多个特殊运行方式策略表，以满足电网安全稳 定运行的需要。 5.6.6为防止电网安全稳定控制装置策略表不能自动匹配电网运行方式，可设置紧急策略表，作为后备 控制策略。 5.6.7稳定控制装置判别的运行元件故障形态，应根据DL755和电网稳定控制需要来确定。稳定控制 装置判别的主要故障形态一般有：输电线路单相永久性故障、无故障跳闸、相间故障跳闸（含三相故障）、 同通道的双回线故障跳闸，母线故障，变压器跳闸，发变组跳闸，HVDC单极闭锁，HVDC双极闭锁， 司一串上的两个元件同时跳闸、其它N一2及以上元件故障跳闸等。 5.6.8稳定控制装置中电网元件运行状态和故障形态判据，应由装置研发厂家根据电网运行控制要求研 究制定，并要求尽量简化需用户整定的定值。装置内部定值中与电网运行相关部分应予以详细说明。 5.7电网安全稳定控制装置的功能要求

5.7电网安全稳定控制装置的功能要求

a）电流、电压等运行参数监视功能； b 自动检测并记录通信通道中断、误码等异常状态； C 投退通信通道功能，可通过软、硬压板实现； 与调度中心稳定控制集中管理系统接口功能； e 与电厂集控中心接口功能； f） 自复位功能，在正常情况下，装置不应出现程序走死的情况，在因干扰而造成程序死循环时， 装置应能通过自复位电路自动恢复到正常工作状态； g 装置应记录必要的信息（如故障波形数据），并通过接口送出；信息不应丢失并可重复输出， 记录信息内容主要用于判别装置各部分工作是否正常，分析动作是否正确； h) 自动对时功能； i) 应对软件系统版本编号； j 满足电力系统二次设备安全防护要求。

a）电流、电压等运行参数监视功能； 自动检测并记录通信通道中断、误码等异常状态； 投退通信通道功能，可通过软、硬压板实现； d 与调度中心稳定控制集中管理系统接口功能； e） 与电厂集控中心接口功能； 自复位功能，在正常情况下，装置不应出现程序走死的情况，在因干扰而造成程序死循环时， 装置应能通过自复位电路自动恢复到正常工作状态； g 装置应记录必要的信息（如故障波形数据），并通过接口送出；信息不应丢失并可重复输出， 记录信息内容主要用于判别装置各部分工作是否正常，分析动作是否正确； h） 自动对时功能； 应对软件系统版本编号； 满足电力系统二次设备安全防护要求。 5.72稳定控制主站的主要功能 a） 满足5.7.1中安全稳定控制装置的基本功能要求； b 监测主要输电断面功率、判断设备投停状态，识别电网运行方式； C 自动判别电力系统故障、设备跳闸、运行参数异常等； d 根据控制策略表，采取切机、切负荷等控制措施： 通过通信通道实时交换运行信息，传送控制命令等。 5.7.3稳定控制执行站（稳定控制子站）的主要功能 a 具备5.7.1中安全稳定控制装置的基本功能要求； b 监测本站断面功率、识别本站运行方式，判断本站设备故障状态； C 采集本站信息并通过通道传送给稳定控制主站。 d）接受并执行稳定控制主站的执行切机、切负荷指令； e）必要时，可加就地判据。 5.8 稳定控制装置的重要信息通道应尽量采用不同路由实现双重化配置，双重化通道之间应相互独立

景观标准规范范本5.72稳定控制主站的主要功能

a）满足5.7.1中安全稳定控制装置的基本功能要求； b 监测主要输电断面功率、判断设备投停状态，识别电网运行方式； c 自动判别电力系统故障、设备跳闸、运行参数异常等； d) 根据控制策略表，采取切机、切负荷等控制措施； e）通过通信通道实时交换运行信息，传送控制命令等。

7.3稳定控制执行站（稳定控制子站）的主要

a）具备5.7.1中安全稳定控制装置的基本功能要求； b） 监测本站断面功率、识别本站运行方式，判断本站设备故障状态； c） 采集本站信息并通过通道传送给稳定控制主站。 d）接受并执行稳定控制主站的执行切机、切负荷指令； e）必要时，可加就地判据。 5.8稳定控制装置的重要信息通道应尽量采用不同路由实现双重化配置，双重

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7.5.1低压减负荷装置作为自动限制电压降低和防止电压崩溃的第三道防线的重要措施，应根据无功功 率和电压水平的分析结果，在存在电压稳定问题的局部电网进行要善配置。 7.5.2低压减负荷装置每年应根据电网年度稳定计算要求进行必要性梳理。每年应对低压减负荷所切除 的负荷线路进行重新评估，确定切除容量的可靠性和必要性，必要时进行适当调整。 7.5.3低压减负荷装置按动作电压及延时分为若干轮（级）。推荐设置不大于4轮基本轮和一轮特殊轮 为了尽快使电压恢复到长期允许范围以内，可设置一个长延时的轮次。

8对二次回路及相关设备的要求

82对双重化配置的安全稳定自动装置的要求： 82.1两套装置应分别组在各自的屏（柜）内，装置退出、消缺或试验时，宜整屏（柜）退出。 8.22两套装置应采用相互独立的输入、输出回路，装置电源及信号传输通道也应独立。 8.2.3两套装置通道应相互独立，通道及接口设备的电源也应相互独立。 82.4两套装置的跳闸回路应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应； 8.2.5两套装置的相关回路宜与相联系的两套主保护相关回路一一对应。即：第一套装置的输入电流、 输入电压、输入的保护动作信号应取自线路（主变）的第一套主保护；第一套装置与线路（主变）的第 套主保护的电源宜取自同一直流分屏。第二套装置同上， 8.2.6每套装置电流回路宜采用与对应线路（或主变）保护相同的CT次级，电流回路应串接于线路（或 主变）保护之后、故障录波器之前。 8.2.7每套装置宜采用与对应线路（或主变）保护相同的PT次级。 8.3安全稳定自动装置和继电保护装置、故障录波器等共用绕组电流回路时，必须保证CT负载特性满 足10%误差曲线的要求。 8.4安全稳定自动装置交流电压回路要求 8.4.1对于有线路PT的，应直接接入线路三相电压，对于只有母线PT的，应接入切换后的三相电压， 8.4.2对于两绕组变压器或500kV三绕组变压器，根据需要，可以接入主变高、中压侧三相电压。 8.5输入的保护跳闸信号要求 8.5.1安全稳定自动装置需要接入保护跳闸信号的，保护跳闸信号应直接从保护装置的备用跳闸信号接 入。如保护装置跳闸信号接点有限，也可采用中间继电器进行接点扩展。 8.52保护启动安全稳定自动装置的跳闸接点，应在保护屏上设置出口压板。 8.6安全稳定自动装置所用的断路器、刀闸辅助接点应是其本体的机械接点，不宜经继电器转接扩展 （考虑防干扰措施除外）。

8.7.1安全稳定自动装置应优先采用光纤通道。采用光纤通道时，短线、支线优先采用专用光纤；采用 复用光纤时，采用2Mbit/s的数字接口。复用光纤通道误码率应小于10~。 8.72在光纤通道不具备条件时，可采用载波通道，但应以编码方式传输切负荷（切机）命令，且载波 机的发信及收信回路均不应具有时间展宽环节。 8.7.3控制主站发出的控制命令经多级通道传输到最后一级执行装置的总传输延时，对于光纤通道不宜 超过20ms，对于载波通道不宜超过40ms。 8.7.4双重化配置的两套稳控系统，其通信通道及相关接口设备应相互独立，并尽量使用不同的通道路 由。不同路由的两个通道，其任一环节的延时差不宜大于10ms。

9.1管理工作范围和职责分工

9.1.1按照“统一调度，分级管理”的原则，各级调度机构负责对管辖电网内安全稳定自动装置实施调 度运行管理。 9.12国调中心为最高一级调度机构，负责国家电网安全稳定自动装置的调度运行管理和专业技术管理 工作。主要职责是：

9.1.1按照“统一调度，分级管理”的原则，各级调度机构负责对管辖电网内安全稳定自动装置实施调 度运行管理。 9.12国调中心为最高一级调度机构，负责国家电网安全稳定自动装置的调度运行管理和专业技术管理 工作。主要职责是：

9.12.1根据国家有关电力法规，国家、行业标准，制定全国互联电网安全稳定自动装置技术标准、配 置及功能规范、运行管理规程等。 9.1.2.2负责调度管辖范围内的安全自动装置的控制策略和定值的整定。 9.12.3指导下级调度机构的电网安全稳定自动装置调度管理工作。 9.12.4负责跨区电网及直调电厂系统安控系统运行管理。 9.1.2.5 5参与审查跨区电网涉及安控系统的规划、设计、建设、改造等方案。 9.1.3网调负责区域电网安全稳定自动装置的调度运行管理和技术专业管理工作。主要职责是： 9.1.3.1根据国家有关电力法规，国家、行业标准和国调的运行要求，制定区域电网安全稳定自动装置 配置及功能规范、运行管理规程等。 9.1.3.2 负责调度管辖范围内的安全自动装置的控制策略和定值的整定。 9.1.3.3指导省级调度机构开展电网安全稳定自动装置的调度管理工作。 9.1.3.4 负责区域电网及跨省安控系统运行管理。 9.1.3.5 参与审查区域电网涉及安控系统的规划、设计、建设、改造等方案。 9.1.3.6 负责组织涉区域电网安控系统的动作行为和运行分析。 9.1.4省调负责省级电网安全稳定自动装置的调度专业管理和技术管理工作。主要职责是： 9.1.4.1根据国家有关电力法规，国家、行业标准和上级调度机构的运行要求，制定省级电网安全稳定 自动装置运行管理规定。 9.1.4.2 负责省级电网安控系统运行管理，以及相关联的省级电网安控系统调度运行的组织协调。 9.1.4.3 负责调度管辖范围内的安全自动装置的控制策略和定值的整定。 9.1.4.4 参与审查省级电网涉及安控系统的规划、设计、建设、改造等方案。 9.1.4.5 负责组织涉省级电网安控系统的动作行为和运行分析。 9.1.5发电企业及所属发电厂是相关安全稳定自动装置的运行、维护单位，主要职责是： 9.1.5.1组织开展所属电厂接入电网安全稳定自动装置的系统研究、安全稳定自动装置设计工作。 9.1.5.2 配合电网企业相关系统性安全稳定自动装置的实施、改造等工作。 9.1.5.3 负责电厂内相关安全稳定自动装置的运行、维护、检修、改造和试验等工作。 9.1.5.4 配合电网调度机构开展安全稳定自动装置的动作行为和运行分析工作。 9.1.6各供电公司和超高压公司是相关安全稳定自动装置的运行、维护单位，主要职责是： 9.1.6.1参与所负责维护的电网安全稳定自动装置的系统研究、安全稳定自动装置设计等工作。 9.1.6.2 负责安全稳定自动装置的实施、改造等工作。 9.1.6.3 负责相关安全稳定自动装置的运行、维护、检修、改造和试验等工作。 9.1.6.4配合电网调度机构开展安全稳定自动装置的动作行为和运行分析工作

92.1安全稳定自动装置的前期管理由相关规划、设计和建设部门负责。 9.2.2电网工程建设项目在规划设计阶段，规划设计部门应进行相关的电力系统研究工作，按照DL755 的要求和电网存在的安全稳定问题，提出电网安全稳定自动装置的配置方案。 9.2.3电网安全稳定自动装置的规划、设计、实施方案等应有相关调度机构参加审查。 92.4安全稳定自动装置应通过国家质检部门的型式试验和电网电力试验研究单位的入网检测。为便于 管理和有利于装置间性能配合，同一电网或同一区域内的装置型号、品种不宜过多。 9.2.5安全稳定自动装置的设计控制方案应经调度机构的审核同意。 9.2.6系统性安全稳定自动装置的设备选型、出厂验收、现场调试均应有调度机构的参加。

9.3安全稳定自动装置的运行管理

9.3.1调度机构应组织编写安全稳定 调度工 宁规定 发电厂、电网运行维护单位、电力大用 厂家说明书等技术资料及现场实际情况，缩写安全稳定

自动装置的现场运行规程。 9.3.2装置的程序软件应设有安全防护措施，防止程序出现不符合要求的更改。软件应设置版本管理， 装置改造后，生产厂家要及时更新版本并提供最新装置说明书。 9.3.3已投入运行的电网安全稳定自动装置，正常情形，未经调度机构值班调度员同意，并下达调度指 令的情况下，严禁以下操作或行为： 9.3.3.1启/停安全稳定自动装置或安全稳定自动装置的功能。（调度机构明确由现场负责的调整操作除 外）。 9.3.3.2 修改安全稳定自动装置运行定值。 9.3.3.3 进行可能影响安全稳定自动装置正常运行的工作。 9.3.3.4擅自改变安全稳定自动装置硬件结构和软件版本。 9.3.3.5 5安全稳定自动装置动作切除的负荷通过备用电源自动投入装置转供。或擅自恢复联切负荷的供 电。 9.3.3.6安全稳定自动装置动作切机后，将被切机组的出力自行转到其它机组。 9.3.4调度机构应根据电网结构的变化，提前校核安全稳定自动装置策略的适应性。当系统运行方式变 化时，应对不适应系统运行方式的安全稳定自动装置提出改造需求。安全稳定自动装置因故停运时，应 及时调整系统运行方式。 9.3.5电网企业的供电单位应做好安全稳定自动装置切负荷措施的运行管理工作。满足安全稳定自动装 置实际切除负荷的总量和各轮次切除负荷量符合安全稳定自动装置方案的要求，不得擅自减少切除量或 更改所切负荷性质。若需改变所切负荷量时，应提前报调度机构批准。 9.3.6现场运行值班人员应按照安全稳定自动装置的现场运行规程及时进行安全稳定自动装置的调整 （调度机构明确由现场负责的部分）。 9.3.7安全稳定自动装置异常时，应及时向调度机构值班调度员汇报，并通知运行维护单位消缺。 9.3.8安全稳定自动装置故障或通道故障，造成安全稳定自动装置功能全部或部分损失时，安全稳定自 动装置应该全部或部分停运。 9.3.9安全稳定自动装置动作后，运行值班人员应及时向值班调度员汇报，地调值班调度员还应全面收 集切除断路器，切负荷量等信息，向调度机构值班调度员汇报。运行值班人员应根据值班调度员命令处 理，不得自行恢复跳闸断路器。 9.3.10安全稳定自动装置的年检预试、检修、联调等工作应纳入电网统一检修计划安排。系统性安全 稳定自动装置联调，调度机构应预先组织编写安全稳定自动装置的联调方案。相关单位应根据联调方案 制定相应的调试细则。联调方案应包括调试内容以及调试期间的组织措施、电网及联调安全措施。

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A.1安全稳定自动装置应根据需要配置压板，以满足装置的投停、方式切换、功能改变等名 要求。

A2.1若同一套安全稳定自动装置具备多种功能，为方便各项功能的相互切换或儿种功能同时实现 应设置“功能投退压板”。 A.22当某一块“功能投退压板”投入时，则对应功能开放；该压板停用时对应功能闭锁。 A.2.3对于不同的功能不同时实现的安全稳定自动装置，在设计上，应考虑“功能投退压板”之间的 闭锁关系。

.1“总功能压板”投入时，装置具有完备的功能，能够按照设计要求进行故障判别、策略表重 辑判断，在条件满足时发出（或执行）切机组（或负荷）命令。 2“总功能压板”停用时，安全稳定自动装置将闭锁所有的信息和策略。因此，不会发出（或 切机组（或负荷）命令，不传输或转发测量信息、状态信息或判断结果，也不告警，但不影响 首断监测。

A.4运行方式压板 A.4.1当安全稳定自动装置需要对应不同的系统运行方式时，应按照设计要求，在装置上设置与策略 表中各运行方式相对应的“运行方式压板”。每一块压板对应策略表中一种逻辑判断模式及对应的一组 装置定值。 A.42若安全稳定自动装置有多块方式压板，当装置投入运行时，必须且只能投入一块“运行方式压 板”。不投或多投“运行方式压板”，安全稳定自动装置应发出告警信号，同时闭锁装置。 A.4.3当安全稳定自动装置能适应不同的系统运行方式自动切换策略表时，可不设置运行方式压板。 A.5通道投入压板 A.5.1对于区域性的安控系统，装置之间需要进行信息或信号的交换，对于每个通信通道均应设置“通 道投入压板” A52“通道投入压板”正常投入时，安全稳定自动装置之间可以交换信息或信号；“通道投入压板” 停用时，安全稳定自动装置之间的信息或信号交换中断。“通道投入压板”停用时，装置不再发“通道 告警”信号，但仍应能监视通道状态。 A.5.3安全稳定自动装置在设计时，应考虑能够区分因停用“通道投入压板”或者通道实际发生故障 所引起的装置通道异常告警信号。

A.4.1当安全稳定自动装置需要对应不同的系统运行方式时，应按照设计要求，在装置上讠 表中各运行方式相对应的“运行方式压板”。每一块压板对应策略表中一种逻辑判断模式及叉 装置定值。 A.42若安全稳定自动装置有多块方式压板，当装置投入运行时，必须且只能投入一块“ 板”。不投或多投“运行方式压板”，安全稳定自动装置应发出告警信号，同时闭锁装置。 A.4.3当安全稳定自动装置能适应不同的系统运行方式自动切换策略表时，可不设置运行方

A.5.1对于区域性的安控系统，装置之间需要进行信息或信号的交换，对于每个通信通道均 首投入压板” A.52“通道投入压板”正常投入时，安全稳定自动装置之间可以交换信息或信号；“通道 停用时，安全稳定自动装置之间的信息或信号交换中断。“通道投入压板”停用时，装置不 告警”信号，但仍应能监视通道状态。 A.5.3安全稳定自动装置在设计时，应考虑能够区分因停用“通道投入压板”或者通道实 新引起的装置通道异常告警信号。

A.6.1当系统中某元件的电气量参与安全稳定自动装置的逻辑判断时，需要在装置上设置该元件的“检 修压板”。 A.6.2“元件检修压板”投入时，该元件被判为停运，该元件的电气量不参与安全稳定自动装置的任 何逻辑判断，同时，闭锁安全稳定自动装置对该元件的电气量异常及投停判断功能。 A.7允许切机（负荷）压板 A.7.1若安全稳定自动装置需要切除多个元件（机组或负荷），可对每一个待切元件设置一块“允切压 板”。

除。当“允切压板”停用时，该元件退出待切队列，不能被切除。 A.8切机（负荷）出口压板 A.8.1对于安全稳定自动装置可切除的每个元件，可设置“允许切机（负荷）压板”。 A.8.2安全稳定自动装置上配置足够的“切机（负荷）出口压板”，。 A.9主辅运切换把手（或本柜主运压板） A.9.1双重化配置的安全稳定自动装置（执行端），当采用主辅运方式运行时，应在第一套安全稳定自 动装置上设置“主辅运切换把手”，或在两套安全稳定自动装置上均设置“本柜主运压板”。 A.92当“主辅运切换把手”切至标示的某套安全稳定自动装置时，该套安全稳定自动装置被设定为 主运装置，另一套安全稳定自动装置自动设定为辅运装置。 A.9.3当“本柜主运压板”投入时，该套安全稳定自动装置设定为主运装置；压板停用时，该套安全 稳定自动装置设定为辅运装置。

A.10本柜动作闭锁另柜压板

当安全稳定自动装置的“本柜动作闭锁另柜压板”投入时，在该套安全稳定自动装置动 会输出一个信号到另一套安全稳定自动装置，将其闭锁，避免由于两套安全稳定自动装置切 的不统一造成过切。

为方便试验人员对安全稳定自动装置进行装置测试，可设置“允许自试压板”，投入该压板则装置 可以进行开出传动试验，退出则不可以。（正常运行时应退出）

12本柜退出另柜主运厂

采用主辅运行方式时，当一套装置故障或退出运行时，通过该压板给另一套装置信号，使另一套装 置自动升级为主柜，

A.13双机互传信息压板

压板投入时，A、B柜之间相互交换信息。压板退出，A、B柜之间通信断开。 1.14特殊方式压板 当需要考虑特殊运行方式时，可设置此压板。

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（资料性附录） 策略表基本结构及格式 稳控装置的策略表可由若干张分策略表组成，每一种电网运行方式对应一张分策略表，分策略表按 电网的故障元件及该元件的故障类型划分为若干项，每一项再按元件断面的输送功率分为若干档，策略 表结构下图所示。 为简化稳控装置的控制策略，应根据具体情况合并、简化策略表中的运行方式、故障形态等内容 1. 策略表1：正常方式

主：1）表1、子表2下稳控装置策略表可以是500kV策略表，220kV策略表等，由用户根据需要灵活配置，维娄 构可以不一样。 2）元件（含母线、变压器、出线、发机组等）。 3 系统方式、断面及控制潮流均可灵活组合。 4）某些故障可能会有多断面条件，断面或线路潮流分档根据需要灵活配置。 5）控制策略可能为多样，包括切机、切负荷、减出力、解列线路、直流调制等。用户可根据需要配置。

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C.1 过负荷判别定值

附录C （资料性附录） 启动定值清单及整定原则

采用电流作为元件过负荷的启动量，并用过电流或功率的倍数（一次值）进行分时限多档（轮）判 断。过负荷元件可以区分过负荷时的潮流方向并且用户可以通过定值整定：设1为正方向，设2为负方 向，设3为取绝对值。 过负荷有些采用电流判别，有些采用功率判别，也有用功率和电流相结合的方法判别。以典型过负 荷为例： 1）过负荷启动电流一—第一档过负荷电流—第二档过负荷电流一—第三档过负荷电流。 过负荷的判别方法及动作特性： I≥【越限告警定值】，越限告警（可选）。 I≥【过负荷启动定值】且t≥【过负荷启动延时】，过负荷启动。 I(P)≥【过负荷一轮定值】且t≥【过负荷一轮延时】，过负荷第一轮动作。 [(P)≥【过负荷二轮定值】且t≥【过负荷二轮延时】，过负荷第二轮动作。 [(P)≥【过负荷三轮定值】且t≥【过负荷三轮延时】，过负荷第三轮动作。 电流I单位为A，功率卫单位为MW

本节介绍的过频切机仅适用于稳定控制装置附带的过频切机功能，作为稳定控制装置的补充，后备 的过频功能原则上应装设单独的过频切机装置来完成。 当系统发生过频时，稳定控制装置使用电压波形过零点检测的软件和硬件两种方法同时测量频率， 并对判出过频的运行元件进行综合判断，才确认为系统过频，保证过频判别的精度和高可靠性。 按电网分级管理的原则，过频切机同样应实行分级管理。电网运行频率是一个全网性的问题，过频 切机的定值又与电网的安全息息相关，因此应强调过频切机统一整定分级管理，下级应服从全局，执行 统一的过频切机整定原则。 频率和时延的判别方法及动作特性： 【频率启动定值】且t≥【频率启动延时】，过频启动。 频率一轮定值且频率一轮延时过频第一轮动作

定值】且t≥【频率二轮延时】，过频第二轮动作

稳控装置故障跳闸和无故障跳闸常用判据定值，根据用户需要选用：

a 投运电流按大丁线路充电电流整定，线路建议整定为1.3倍的线路充电电流Ic，该定值主要用丁判别线路运行 方式和光故障跳闸，发电机和主变按具体电网运行条件整定，可参照额定容量的10%进行整定。 投运功率用丁判别线路或者主设备的投停状态，线路按最小传输的有功功率整定，发电机组建议整定为额定功 率的20%。 装置电流突变量启动门槛定值，当线路电流发生突变大丁定值时，装置进入启动状态。按骤开由丁系统止常的 波动引起的电流突变进行整定，考虑一定的裕度，避免中丁测量误差造成装置频繁启动。 装置有功功率突变量启动门槛定值，当线路的有功功率发生突变大于定值时，装置进入启动状态。按媒并申 系统正常的波动引起的有功功率变化进行整定。 跳闸前功率用丁判别无故障跳闸。应小丁线路最小输送有功功率。整定原则：在保证无故障跳闸判据能够可靠 动作的前提下，跳闸前功率定值应取尽量大的值。 f 跳闸后功率用丁判别无故障跳闸。须大丁最大充电有功功率。定值整定按照大丁接入线路或主变在空挂丁系统 充电状态下的有功功率进行整定。线路须考虑高抗补偿的因素。 g 用丁判别线路无故障跳闻的延时定值，防止在系统有功功率快速转移时误判为尤故障跳闸。在系统稳定允许的 情况下，取尽量大的延时定值，一般股不宜小于80mS h 用丁判别线路的无故障跳闸时的方向，设0表示该回线禁用，不判该回线尤故障跳闸，1表示该回线为止功率 时才判无故障跳闸，2表小该回线为负功率时才判无故障跳闸，3表小取该回线为绝对值判无故障跳闸。

附录D （规范性附录） 电网安全稳定自动装置管理流程图

《电网安全稳定自动装置技规范》

装饰装修标准规范范本二、编制的主要原则及思路。 19 三、与其他标准的关系 四、主要工作过程 19 五、标准结构和内容 公 六、条文说明.

编制的背景 编制的主要原则及思路· 与其他标准的关系 主要工作过程. 标准结构和内容 条文说明.

电网安全稳定自动装直定保 展，电网安全稳定自动装置在电力系统中的应用不断增多。在实际运用中，各个单位和各个生产厂家根 据自身实际，对装置的配置选型、技术原则等方面都有各自的做法和特点。随着三华同步电网建设的不 新推进，迫切需要对装置的配置选型、技术原则等方面进行统一的规范。本规范是根据国家电网公司 《2009年国家电网公司调度系统重点工作计划》的通知（调技【2009】42号）的要求进行编制的。 二、编制的主要原则及思路 1.根据国家电网公司《2009年国家电网公司调度系统重点工作计划》的通知（调技【2009】42号） 的要求，在系统研究和总结电网安全自动装置的现状和问题，吸收各单位的研究成果和先进经验后，编 制了本规范。 2.本规范规定了电网安全稳定自动装置（本标准所指的电网安全稳定自动装置包含电网稳定控制装 置（系统）、失步解列装置、低频低压减负荷装置。下同）应遵循的基础性技术原则。 3.本规范适用于电网的安全稳定自动装置，并作为该装置的设计、制造、试验和运行管理的依据， 4.遵循贯彻国网标准化设计要求的原则。2008年，国网公司发布了《线路保护及辅助装置标准化 设计规范》和《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范》，为规范继电保护和 电网安全自动装置奠定了良好基础。在起草本规范的过程中，我们充分贯彻了国网标准化设计要求，对 电网安全稳定自动装置的一般性能要求和一般技术要求做了明确的规定 5.遵循实用性和可操作性原则。本规范的编制力求实用性和可操作性。在认真分析目前电网安全自 动装置现状以及各个单位做法特点的基础上，对装置的配置选型、技术原则以及设备管理做了比较详细 的规定。同时，根据目前各个主流设备生产厂家目前的技术水平，对装置的硬件要求做了进一步细化。 6.遵循主流厂家参与的原则。南瑞继保、南瑞稳定分公司、北京四方、华工稳控等主流厂家参与了 本标准编制工作，因此，各厂家有责任维护本标准的权威性和严肃性，在设备制造过程中严格执行本标 推。

1.本规范参考并引用了DL755一2001《电力系统安全稳定导则》、DL/T723《电力系统安全稳定 空制技术导则》、DL/T10402007《电网运行准则》、GB/T14285一2006《继电保护和安全自动装置技 术规程》、DL/T9932006《电力系统失步解列装置通用技术条件》、Q/GDW161一2007《线路保护及辅 助装置标准化设计规范》等标准和规范中的有关规定和要求。 2.本规范与有关国家标准、行业标准、国家电网公司企业标准协调、无矛盾。

华中网调。经华中网调整理、编排，以及经小范围讨论后，形成了征求意见稿。7月30日，华中网调向 华中五省一市调度部门以及各成员单位和设备生产厂家发布了征求意见稿。根据各单位提出的修编意 见，对文稿进行了进一步修编，形成了初步审查稿。 4.2009年10月22日，国调在北京组织召开了《电网安全自动装置技术规范》初步审查会议，根据 会议要求，编写组对文稿进行了进一步修编。工作组在2009年11月5日向有关单位发送了《电网安全 自动装置技术规范》征求意见稿，征求意见的范围为华北电网、华东电网、华中电网各网省调以及东北 网调、西北网调、南瑞继保公司、南瑞稳定控制分公司、四方公司、华工稳控公司。编写组在收集各单 位意见和建议后，经过仔细研究讨论，对《电网安全自动装置技术规范》文稿做了进一步修编，形成了 送审稿，提请专家组审核。 5.国家电力调度通信中心于2009年12月8日在武汉组织召开了“电网安全自动装置技术规范”项 目审查会。审查委员会听取了编写组的工作报告以及规范征求意见情况，认真审阅了规范全文，经过充 分讨论，与会专家认为本规范完成了项目内容并达到预期目标，一致同意通过本规范的送审稿。建议编 写组根据本次审查中提出的意见对个别条款进一步完善后，于2009年12月30日前形成报批稿，报国 家电网公司科技部审批。

本规范依据GB/T1.1一2000《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写规则》和DL/T600一2001 《电力行业标准编写基本规定》的编写要求进行编制。本规范的主要结构和内容如下： 1.目次 2.前言 3.本规范正文共设9章：范围、规范性弓[用文件、总则、一般规定、电网安全稳定控制装置（系统） 失步解列装置、低频低压减负荷装置、对二次回路及相关设备的要求、管理规定以及附录。

1.装置对测量和采样精度的要求 首先强调了装置的测量精度应满足电网各种运行工况下保证装置功能正常的要求。为了保证失步解 别装置和低频减载装置的正常工作并保证必要的精度，要求装置频率采样精度应不低于0.01Hz，这样装 置的频率整定范围可以满足目前电网的对频率的要求。 对于220kV及以上电压等级的安全稳定自动装置，其采样回路应使用A/D余结构，采样频率应不 氏于1200Hz。交流电流采样回路应能满足0.1IN以下使用要求，在0.045I时交流电流有效值测量误差不 大于±1%IN或2%。从提高装置可靠性的角度，要求A/D亢余配置，这也是目前继电保护装置广泛采用 的防止装置误动的很好的方法，在继电保护装置制造中得到广泛应用，对于安全自动装置也应做相同要 求。提高装置采样率，可以提高装置的计算精度，更好的满足设计需要，目前国内主流厂家均能做到采 样频率应不低于1200Hz的要求，随着装置硬件水品的不断提高，采样率还可以进一步提高。对于电流 电压采样精度的要求，特别提出了在低电流下装置的采样精度，随者电力系统的不断发展，大CT变比的 请况在系统中广泛出现，要使安全自动装置能自动识别系统运行方式，必须要求装置对于小电流情况能 正确采样。该采样精度要求是根据装置功能要求以及在广泛征求目前主流厂家的意见的基础上制定的。 2.装置对故障信息记录的要求 应能存储8次以上最新动作报告。对于电网安全稳定控制装置，每个动作报告应包含故障前0.2s至故 障后5s的数据；对于低频低压减负荷装置和失步解列装置，每个动作报告应包含故障前0.2s至故障后30s 的数据。记录的有效值至少一个周波一点。 对于故障信息记录的要求，参考了Q/GDW161一2007《线路保护及辅助装置标准化设计规范》中的 要求。要求至少存储8次以上最新动作报告，与继电保护装置的要求一致。针对安全自动装置的特点，

如数据存储量大，时间要求比保护装置长的特点，对安全自动装置的记录时间要求比继电保护装置长， 特别是故障后的记录时间。比如低频减载装置，要求记录故障后30S的数据，满足装置最后一轮动作的 情况能够得到记录。 3.电网安全稳定控制装置（系统） 重要发电厂和枢纽变电站的安全稳定控制装置应按双重化配置，其中一套装置因故障或检修退出运 行时，应不影响另一套装置的正常运行。一般变电站可单套配置。遵照继电保护装置双重化配置的原则 提出该要求，符合有关的设计标准和反措要求。电网安全稳定控制系统中按双重化配置的主站，宜采用 并列运行方式钢丝绳标准，必要时采用主辅运行方式；按双重化配置的执行站，当两套稳控装置的动作措施不会出 现有交叉动作的现象时优先采用并列运行方式，否则宣采用主辅运行方式。该配置方案是自前应用广泛 且运行经验较好的方案，统一规定配置原则和方案后，对于规范稳控装置的设计和运行很有必要和益处。 针对目前实际运行中出现的无故障跳闸判据容易误动的问题，提出稳定控制装置的无故障跳闸判 据，应在系统出现振荡、大机组退出运行以及潮流大负荷转移的过程中不误动作。在不影响装置整体功 能和系统稳定的情况下，无故障判据允许带适当的延时。对于判元件无故障跳闸而需要采取切机、切负 荷措施的，为防止误动，宜采用其它判据作为闭锁或开放无故障判据的条件；若无法采用其它判据的， 应通过制订安全自动装置的相关管理规定，避免发生误动。 4.低频低压减负荷装置 电网低频低压减负荷装置的基本要求是：当系统在实际可能的各种运行情况下，因故发生突然的有 功功率和无功功率缺额后，必须按计划的切除相应容量的部分负荷，使保留运行的系统频率能迅速恢复 至49.5Hz以上，不发生频率崩溃，也不使事故后的系统频率长期悬浮在低于49.2Hz的水平，当因过切负 荷引起恢复时的系统频率过调时，其最大值不应超过51.0Hz；电压能迅速恢复到85%U.以上，不发生电 压崩溃。此条款符合DL755《电力系统安全稳定导则》中的要求，并根据华东电网现行的规定做部分调 整。其中华东电网要求电压控制能使电压能迅速恢复至90%U.以上继续运行，综合其他电网的实际情况， 要求调整为使电压能迅速恢复至85%U以上。在大电网互联的情况下，统一频率电压控制的限值，对于 保证电网安全运行第三道防线的协调配合，防止过切负荷和动作不协调，保证电网安全稳定运行具有十 分重要的意义。

标准编写组 2009年12月8日