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| 标准编号 | GB/T 40588-2021 (GB/T40588-2021) | | 中文名称 | | | 英文名称 | Technical provisions for automatic under-voltage load shedding in electric power systems | | 行业 | 国家标准 (推荐) | | 中标分类 | F21 | | 字数估计 | 9,920 | | 发布机构 | 国家市场监督管理总局、中国国家标准化管理委员会 | GB/T 40588-2021
电力系统自动低压减负荷技术规定
Technical provisions for automatic under-voltage load shedding in electric power systems
1 范围
本文件规定了电力系统自动低压减负荷措施的总体要求、基本原则以及整定与配置方法。
本文件适用于电力系统规划设计、生产运行和科研制造工作中涉及的电力系统自动低压减负荷技
术措施。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中,注日期的引用文
件,仅该日期对应的版本适用于本文件;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/T 156 标准电压
GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程
GB/T 31464 电网运行准则
GB 38755-2019 电力系统安全稳定导则
3 术语和定义
GB 38755-2019界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1
电压稳定
电力系统受到小扰动或大扰动后,系统电压能够保持或恢复到允许的范围内,不发生电压崩溃的
能力。
3.2
暂态电压稳定
电力系统受到大扰动后,系统所有母线保持稳定电压的能力。
3.3
长期电压稳定
电力系统受到大扰动后,长期过程中系统所有母线保持稳定电压的能力。
4 总体要求
4.1 按照GB 38755-2019对自动低压减负荷的要求,根据电力系统安全需要,用户应配合落实低压减
负荷相关措施。在负荷集中地区,应考虑当运行电压降低时,自动或手动切除部分负荷,以防止发生电
压崩溃。此外,在可能存在电压安全稳定问题的区域(或者某些母线),也应配置自动低压减负荷装置。
4.2 自动低压减负荷措施应能适应不同运行方式下保持该区域(或母线)电压安全稳定的要求。
4.3 自动低压减负荷措施应满足电力系统对于保持系统的暂态电压稳定性和长期电压稳定性的要求。
4.4 自动低压减负荷方案的编制和实施按GB/T 31464的要求执行。自动低压减负荷方案的整定与
配置应由各级调度部门协调配合完成。自动低压减负荷方案应定期和当系统条件有重大变动时重新审
核。系统每次发生严重故障后应做好分析总结工作。
4.5 被自动低压减负荷装置切除负荷的恢复应按调度命令执行,不应采用备自投等自动投入手段。
5 自动低压减负荷的基本原则
5.1 电力系统中发生故障,自动低压减负荷措施应能躲过故障正常切除时间可能存在的低电压过程,
防止因装置误动作而造成负荷损失。自动低压减负荷措施还应能躲过第二道防线安全稳定控制装置动
作时间。合理设置自动低压减负荷措施的动作电压和延时时间,故障后满足电压稳定判据时,自动低压
减负荷装置不动作。
5.2 自动低压减负荷措施宜采用按动作电压分轮次并考虑延迟时间的方法,主要分为基本轮和特殊
轮。基本轮和特殊轮应符合下列要求:
a) 自动低压减负荷措施按GB/T 14285要求可根据动作电压及延时分为若干轮(级)。基本轮第
一轮的动作电压值应低于系统长期允许的最低电压,最后一轮的动作电压值应高于系统静态
电压失稳的临界电压。
b) 自动低压减负荷措施的配置应遵循分层分区原则,解决局部电网电压稳定问题。根据不同区
域电压稳定问题的具体情况,合理设置各轮次动作电压和延迟时间,各轮次不应越级动作。考
虑某些难以预计的情况,应增设长延时的特殊动作轮,使电网中某些区域(母线)的电压不至于
长期悬浮在某一个较低的水平。附加的长延时特殊轮的动作电压可与基本轮重复或比基本轮
略高。
c) 针对暂态电压稳定问题,系统中设置的自动低压减负荷装置的基本轮轮数可设置为2~5,另
设长延时的特殊轮。针对长期电压稳定问题,轮次和动作延时可适当增加。建议基本轮电压
级差为(2%~5%)UN,(其中UN 为系统标称电压,其值符合GB/T 156的规定值)、每轮动作
延时0.2s~5s,特殊轮动作延时为10s~20s,减负荷量根据电网情况计算分析确定。
d) 低压减负荷的动作定值宜根据电网实际情况定期校核、整定。
5.3 除常规自动低压减负荷动作轮外,自动低压减负荷措施还可附加采用基于电压失稳判据的方法。
自动低压减负荷措施动作后,应保证系统所有负荷母线在暂态过程中的电压尽快恢复到0.9p.u.以上
(本文件选取平均额定电压为电压基准值),维持电压稳定性。
5.4 自动低压减负荷措施应满足不同扰动下系统稳定性和恢复电压的要求,减负荷量应安排充足,同
时尽量避免过量减负荷。
5.5 自动低压减负荷措施所减负荷的份额及其分配,需考虑适应处于主网内和可能形成孤立网时不同
的情况,自动低压减负荷的轮次,应根据负荷的重要性安排。低压减负荷支路宜选择不含分布式电源
支路。
5.6 配置自动低压减负荷措施时,应与系统中已有的自动低压解列、失步解列、低频减负荷等措施之间
的协调配合,减少不必要的负荷损失,避免对系统的进一步冲击。振荡中心附近的自动低压减负荷装置
应尽量躲过振荡中心两端功角摆动造成的低电压过程。
5.7 应利用可详细模拟电力系统暂态及长期过程的仿真计算程序,采用事故仿真分析的方法进行自动
低压减负荷装置参数整定,若采用其他方法初步确定自动低压减负荷装置的配置参数,还应采用仿真计
算程序对得到的参数进行校核。仿真分析时应计及风电、光伏等新能源低电压穿越特性、重要设备低电因素。
5.8 配置自动低压减负荷措施时,负荷模型应采用考虑负荷动态特性的详细模型,必要时应分析负荷
低电压释放特性的影响。
5.9 含自动低压减负荷功能的装置应独立配置,技术性能等指标应满足相关装置的标准要求,不应与
厂站计算机监控系统等设备混合配置。
6 自动低压减负荷措施的整定与配置
6.1 基本内容
根据GB 38755-2019规定的故障类型、详细模型等相关要求进行计算,确定自动低压减负荷的切
负荷轮次、电压动作定值、延时和切负荷量,满足电网安全稳定运行的需要。
6.2 自动低压减负荷措施的整定
6.2.1 通过时域动态仿真计算得到故障条件下电压随时间的变化轨迹,整定自动低压减负荷方案。
6.2.2 应优先选取切负荷灵敏度高的区域安装自动低压减负荷装置。
6.2.3 在设定各轮电压动作定值时,应采用装设母线电压有效值作为自动低压减负荷装置的电压测量
值,若变电站内存在主变压器或母线运行在不同分区的情况,应选用能反映该分区电压水平的母线电
压。定值设置范围与电网的运行特性相关,正常运行电压较高的地区,可采用较高的定值。
6.2.4 各轮间的动作电压级差的确定。前几轮的动作电压级差可选的较小,以快速抑制电压的下降;
后几轮间的动作电压级差可略大,动作延时也可略长,防止负荷过切。
6.2.5 自动低压减负荷应躲过系统短路故障及负荷反馈,并在故障切除后可靠解除闭锁。
6.3 自动低压减负荷装置的配置流程
6.3.1 应通过仿真计算,确定低压减负荷的区域。确定配置区域中的可减负荷总量。可减负荷总量的
确定应综合考虑配置区域的负荷水平、负荷构成和负荷重要性等因素,可与低频自动减负荷对象重复。
6.3.2 确定自动低压减负荷装置动作后的电压恢复目标值。自动低压减负荷装置动作后的电压恢复
目标值应由故障后系统的静态、暂态、长期电压稳定水平决定。对于不同严重程度的故障、不同的母线,可有不同的电压恢复目标值。
6.3.3 根据相关计算分析确定自动低压减负荷初步方案。
6.3.4 对自动低压减负荷初步方案进行校验。初步方案经校验应满足5.4的电压恢复要求。
6.3.......
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