GB/T40601-2021
电力系统实时数字仿真技术要求
Technicalrequirementsforrealtimedigitalsimulationtechnologyofpowersystem
- 中国标准分类号（CCS）F21
- 国际标准分类号（ICS）29.020
- 实施日期2022-05-01
- 文件格式PDF
- 文本页数16页
- 文件大小1.30M
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电力系统实时数字仿真技术要求
国家标准 GB/T40601一2021 电力系统实时数字仿真技术要求 Teehniealrequirementsforrealtimedigitalsimulationteechnoogofpoersystem 2021-10-11发布 2022-05-01实施 国家市场监督管理总局 发布 国家标涯花管理委员会国家标准
GB/T40601一2021 目 次 前言 范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义 功能及性能 5 仿真流程 实际应用场景
--- 12 附录A规范性装置调试和性能检测 13 附录B规范性电力系统仿真分析
GB/T40601一2021 前 言 本文件按照GB/T1.1一2020<标准化工作导则第1部分;标准化文件的结构和起草规则》的规定 起草
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本文件由电力企业联合会提出 本文件由全国电网运行与控制标准化技术委员会(SAC/TC446)归口
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GB/T40601一2021 电力系统实时数字仿真技术要求 范围 本文件规定了电力系统实时数字仿真系统功能及性能、仿真流程、应用场景等技术要求
本文件适用于电力系统实时数字仿真
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
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GB/T7261继电保护和安全自动装置基本试验方法 GB/T22239信息安全技术网络安全等级保护基本要求 GB/T22384电力系统安全稳定控制系统检验规范 GB/T26865.2电力系统实时动态监测系统第2部分;数据传输协议 GB38755电力系统安全稳定导则 DL/T860(所有部分)电力自动化通信网络与系统 EcC60870-5-104远动设备及系统第5-104部分;传输规约采用标准的传输层文件集的 IEC60870-5-101的网络访问TelecontrolequipmentandsystemsPart5-104:Transmissionproto r!profiles) colsNetworkaccessforIEC60870-5-101usingstandardtransport 1EC61850-9-2变电站通信网络和系统第9-2部分;特定通信服务映射(sC'SM)通过ISO ommunicationnetworksand IEC8802-3的采样值[Co systemsinsubstations一Part9-2:SpecifieCom S eMapping(SCSM)SampledvaluesoverIsO/IEC8802-3] municationSerice 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件
3.1 实时数字仿真realtimedigitalsimlatiom 与自然世界实际物理过程推进速度一致的数字仿真
3.2 多速率仿真multipletimecstepsiulationm 将仿真对象分解为多个子系统,不同子系统采用不同建模方法、数值计算方法和仿真步长,并通过 接口联合实现整体仿真
注:包括机电-电磁混合仿真、电磁暂态大小步长仿真等
3.3 实时数字仿真器realtimedigital simulat0r 具备实时数字仿真能力的计算硬件与软件的总称
GB/T40601一2021 3.4 实时仿真接口 realtimesimulatiOninterface 数字模型与实际物理装置输人/输出数据交互接口
注:包括模拟量输人/输出通道、开关量输人/输出通道等物理信号接口,通信接口,功率接口等 3.5 硬件在环试验hardwareinthelooptesting;Hn 实时数字仿真器和实际物理模型通过实时仿真接口连接,构成数字仿真模型与实际物理模型的闭 环系统并实时交互运行的过程
3.6 实时性realtime 实时数字仿真器在每个仿真步长内完成数字仿真模型计算和输人/输出数据交互,并在仿真步长结 束时刻作出反应的特性
3.7 同步性synchronization 实时数字伤真器内多个计算单死之间,实时仿真接口内不同接口通道之间.数学仿真做型与实际物 理装置之间均采用相同时钟基准,在仿真过程中表现出协调一致的时间特性 功能及性能 4.1 一般要求 实时数字仿真器应包括硬件及软件,并满足以下要求 a 硬件应根据电力系统仿真,装置调试及性能检测等不同仿真场景选配计算单元和仿真接口; 软件应能配置仿真规模和仿真步长,能协同实时数字仿真器、实时仿真接口,数字仿真模型与 b 实际物理装置进行数字仿真,并应符合数字仿真的实时性、同步性和稳定性要求
4.2硬件 4.2.1 一般规定 硬件应包括计算单元和实时仿真接口,并满足以下要求 a 计算单元应具备在单个仿真步长时间内完成数字模型单步计算实时仿真接口读写、时钟同步 等操作的能力; b)核心计算部件宜采用中央处理器(CPU)、数字信号处理器(DSP),现场可编程门阵列(FPGA 等运算能力强的处理器
4.2.2计算单元 计算单元应具备实时数字仿真能力,并满足以下要求 多核或多处理器之间应具备高速通信能力,可通过模块化扩展和并行计算实现电力系统实时 a 数字仿真; b 计算单元应具备与实时仿真接口输人/输出数据交互能力,接口连接宜采用数据总线、光纤通 信等方式; 计算单元应具备同时与多个实时仿真接口并发输人/输出数据交互能力,并应保证多接口间同 步性 d 计算单元宜具备扩展接口,具备与其他仿真器联合仿真的扩展能力
GB/T40601一2021 4.2.3实时仿真接口 4.2.3.1 物理信号接口 物理信号接口应具备数字模型与实际物理装置输人/输出数据实时交互的能力,并符合下列规定 物理信号接口功能、转换精度和延时应符合仿真场景要求 a b 物理信号接口输人/输出通道数量应能配置及扩充; 物理信号接口宜符合以下电气参数 c 1) 模拟量输人,电平范围为一10V+10V或-16V+16V,分辨率不宜低于16位; 22 模拟量输出,电平范围为-10V十10V或-16V+16V,分辨率不宜低于16位; 33 开关量输人,支持直流电平信号,宜兼容0V/5V,0V/12V,0V/24V,0V/110V、 0V/220V; 4 开关量输出,支持直流电平和空节点信号,电平信号宜为0V/5V,0V/12V、0V/24V、 V/110V或0V/220V,空节点信号宜兼容5V/12V/24V/110V/220V
d)采用功率放大器将弱电信号转换为强电信号输出时,物理信号接口和功率放大器整体误差应 符合在设计允许范围内不引人仿真误差的要求 4.2.3.2通信接口 通信接口应与实际物理装置采用统一的通信规约,应选择IEC61850-9-2,IEc60870-5-104、 GB/T22239,GB/T26865.2,DL/T860(所有部分)等电力系统常用通信标准与规约,通信带宽,通信延 迟应符合仿真场景要求
通信接口应采用模块化设计,通道数量应能配置和扩充
4.2.3.3功率接口 功率接口应采用网络解耦接口模型,通过四象限功率接口与实际物理装置连接
4.3软件 一般规定 4.3.1 软件应具备建模环境、仿真环境及电力系统数字模型库,并满足以下要求 应采用图形化人机界面,支持windows、,Linux等主流操作系统; a b 应具备对仿真对象组态化建模,宜支持用户自定义建模， 根据仿真场景的规模和精确度要求,宜采用电磁暂态或电磁暂态小步长建模方法,仅关注工频 c 特性时可选择机电暂态建模方法,存在多种建模方法时应通过多速率仿真联合求解 应具备编辑模型参数、仿真工况,管理仿真案例存档和文件,实时监控仿真过程处理和展示仿 d 真结果的能力
4.3.2数字模型 软件应提供发电、输电、变电、配电、负荷系统的一次设备模型和二次控制保护模型,包括以下模型 发电设备模型,可包括交流同步电机,永磁电机、异步感应电机、直流电机等旋转电机模型,水 a 轮机、汽轮机等原动机模型,风力机,光伏电池、储能等设备模型,以及励磁调节器、调速器、电 力系统稳定器等控制装置模型 b 输变电设备模型,可包括集中参数线路,单一频率/频率相关分布参数线路,理想变压器,普通 变压器、自耦变压器、六脉动换流器、模块化多电平换流器、常规/柔性直流控保装置,灵活交流 输电装置(FACTsS)等设备模型;
GB/T40601一202 负荷类元件模型,可包括恒阻抗负荷,静特性负荷、综合负荷,感应电机负荷等设备模型 c d) 基础元件模型,可包括电阻,电感、电容,开关,断路器,电力电子器件,电压源、电流源等设备 模型 用户自定义模型,可包括基本丽数运算类、逻辑运算类、代数运算类、传递丽数类,第三方数字 e 模型接口类等; 其他模型,可包括电压/电流互感器、测量仪表、输人输出(1/O)设备模型等
f 4.3.3接口建模 软件应具备对数字模型和实际物理装置之间输人/输出数据交互接口信号定义和通道关联功能,可 采集接口信号来源、信号类型、通道变比、接口板卡及通道编号等信息,并应符合GB/T26865.2和 DL/T860(所有部分)的规定
4.3.4人机交互 软件应具备人机交互功能,并满足以下要求 a 应具备查看数字模型变量数值或状态、调节运行控制参数、触发扰动或故障的功能; 应支持对数字模型、控制参数进行设置及编辑的图模或文本界面 b 应支持对仿真监视量统一设置及管理,宜具备对参数和监控变量批量修改的功能,宜具备编辑 过程自动备份功能; d 显示和监控宜采用曲线,录波、表计等多种形式,结果应采用AsC,cOMTRADE,Exce等格 式储存; 宜具备计算单元和实时仿真接口实时性、,同步性等运行指标监视功能
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: 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 a 开断状态; 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; b 可实现仿真实时性监控及实时性抖动统计; c 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， d 并可对录波结果分析和存档,宜具备事件记录功能
4.3.6曲线分析 软件应提供仿真曲线查看和分析功能,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 a 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AsCIIcOMTRADE,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
4.4功能 4.4.1一般规定 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
GB/T40601一2021 具备批处理计算功能 4.4.2数据转换与拼接 仿真器应具备电网模型数据转换与拼接功能,并满足以下要求 数据转换应具备导人常用电网仿真软件模型数据的功能,宜具备导人电力系统分析综合程序 PSASP)电力系统分析软件(PSDBPA)机电暂态仿真数据的功能 数据拼接应具备电网分区域建模,以及分区模型的导人和拼接功能
b 4.4.3模型解耦并行 仿真器应具备模型解棚并行功能,并行仿真结果与串行仿真结果一致,并淌足以下要求 宜具备机电-电磁混合仿真、电磁暂态大小步长仿真等多速率仿真模型的解耦并行功能 a b) 宜具备自动解耦功能,可自动评估模型计算和通信负载,将原始模型解耦为多个子模型并行 求解
4.4.4资源管理 仿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 a b)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
4.4.5仿真初始化 仿真器应具备仿真初始化功能,并满足以下要求 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 a 宜具备仿真过程中断面数据保存和载人功能,可基于断面数据进行仿真初始化并继续仿真
b 4.4.6批处理 仿真器宜具备批处理仿真功能,并满足以下要求 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 a 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结 果回收分析工作
4.5性能 4.5.1 -般规定 实时数字仿真器应兼容多种仿真步长,应符合仿真场景的实时性,同步性、稳定性和网络安全要求
4.5.2仿真规模及步长 仿真规模及步长应符合以下规定 仿真规模应根据仿真场景确定,保留仿真对象的主导特征; 5 仿真步长倒数不宜小于暂态特性频率的10倍 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 4s,电磁暂态小步长仿真典型步长应不大于5s 50 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/T40601一202 4.5.3实时性 实时性应符合以下规定: 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 a 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人/输出数据交互
4.5.4同步性 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1s
4.5.5稳定性 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4h
4.5.6网络安全 实时数字仿真器应具备安全保护能力,并符合GB/T22239的规定
5 仿真流程 5.1 一般要求 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
5.2试验方案设计 5.2.1一般规定 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试验场景 5.2.2.1应根据仿真试验目标确定所需的试验场景 装置调试和性能检测; a 电力系统仿真分析
b 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 开环测试; a 闭环测试
b 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
GB/T40601一2021 5.2.3试验大纲 试验大纲应根据试验场景编写,并满足以下要求 应根据试验场景,试验目标以及试验方式制定; aa 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， 宜包括必做试验项目和选做试验项目 c 试验项目较多时,宜划分为不同试验类别
d 5.2.4试验方案 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 概述; a b 试验依据; 仿真建模 c d)项目计划; 试验组织安排; e 报告文档格式,包括试验步骤及预计结果等
5.3硬件环境构建 5.3.1计算单元 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 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 a 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,计 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 对于装置调试和性能检测,应接人测试实际物理装置
a b电网事故反演分析宜满足以下要求 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 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 电网运行特性分析宜满足以下要求 大容量直流控保装置、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; 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人/输出信号要求配 置,并应符合GB/T26865.2和DL/T860(所有部分)的规定
GB/T40601一202 5.4软件环境构建 5.4.1 一般规定 仿真规模、仿真步长和模型精细度应根据仿真目标要求和实时数字仿真器仿真能力选择
系统等 值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 模型
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 直流输电线路、直流接地极线路以及输电主干网架交流输电线路,宜采用频率相关的分布参数线路 模型,其余线路简化处理时可采用单一频率分布参数线路模型或集中参数的P1结构模型
5.4.2.4变压器模型 变压器保护或换流变压器保护仿真试验分析,宜采用具备变压器内部故障模拟功能的模型
重点 厂站变压器宜采用具有饱和特性和磁滞特性的模型
5.4.2.5负荷模型 仿真关注区域的负荷模型宜采用包含负荷静特性的典型静态负荷ZIP负荷)模型和异步电机模 型,其他区域的负荷模型可采用恒阻抗静态负荷模型
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隙开关模 型模拟,其他开关可采用时控理想开关模型 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,并满足以下 要求
GB/T40601一2021 实际物理装置应采用与设计功能和性能一致的实际控制保护装置; a 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 b 外置数字模型应采用第三方软件平台编码开发或组态搭建的控制保护模型
5.4.3.2模型选择 二次系统模型选择要求如下 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; aa 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 b l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 22 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 对于内部控制保护原理不清楚或受保密限制的二次系统 4 5.5初始化启动及校验 5.5.1初始化 仿真初始化满足以下要求: 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; a 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; b 交直流混联系统初始化流程符合下列规定 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 人,并应在交直流接口处添加钳位电压源,对交直流系统解鹏 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人 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 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 对比数字模型仿真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
c 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 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 a b 变比参数应根据变量额定值确定; 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; d 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/T40601一202 5.6仿真试验 仿真试验应包括下列内容 aa 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; 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 c 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 d -致结果应分析查找问题,并重新试验
5.7仿真结果校核 5.7.1一般规定 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
5.7.2可信度校核 可信度校核方法分为定性分析和定量分析两种 定性分析可由用户基于观测和经验判断仿真结果可信度; a 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
5.7.3仿真校核 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 a 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; 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 b 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
5.8试验报告编制 试验报告满足以下要求: 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 aa b试验对象性能及参数设置应根据试验结果分析判别 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 实际应用场景 6.1装置调试和性能检测 6.1.1综述 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/T7261 (GB/T22384和GB38755的规定,开展方式应符合附录A的规定
6.1.2开环测试 开环测试宜用于实际物理装置动作响应测试,可不检测装置控制反馈效果
通常有两种方式 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,并配置测试扰动 a 10
GB/T40601一2021 及故障集合,将仿真结果通过接口发送至实际物理装置,考察装置在不同故障及扰动下响应是 否符合设计要求; b 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
6.1.3闭环测试 闭环测试可检测实际物理装置动作响应情况,以及检测动作响应对系统影响
开展闭环测试时,应将实际物理装置反馈信号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果,验证装置控制保护策略的有效性
6.2仿真分析 6.2.1 综述 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,开 展方式应符合附浪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,构建实时数字仿真模型,模拟故障复现 电网事故过程
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,应完成元件模型 参数及运行方式收集和建模,并接人实际物理装置,并应按设计仿真方案完成仿真分析及故障扫描,分 析电网运行特性
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GB/T40601一2021 附 录 A 规范性 装置调试和性能检测 一般规定 一 A.1 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 物理装置接人系统后的功能和性能指标进行调试检测
A.2实际物理装置 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: 应与4.2.3规定的实时仿真接口要求兼容 a 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 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 d 开展功率硬件在环试验(PowerHL)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
A.3仿真模型选择 仿真模型选择满足以下要求 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 a 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， 仿真环境涉及的二次系统数字模型调节控制特性宜与实际电网保持一致
A.4仿真/监控过程 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 a 内部程序版本是否正确; 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溯流和系统频率是否符合预 b 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 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 d 作报文等; 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 A.5仿真结果校核 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 情况
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GB/T40601一2021 附录 B 规范性) 电力系统仿真分析 一般规定 B.1 B.1.1综述 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,构建实时数字仿真模型,模拟故障复现 电网事故过程
B.1.3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,应完成元件模型 参数及运行方式收集和建模,并接人实际物理装置,并应按设计仿真方案完成仿真分析及故障扫描,分 析电网运行特性
B.2仿真模型选择 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,元件模型参数应采 用系统实际参数
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前电 网工况保持一致,误差应在设计允许范围内
B.2.2电网运行特性分析 数字模型应基于离线仿真数据搭建,在不影响电网特性的前提下可对关注区域外的电网采用等值 处理
数字模型搭建过程宜采用程序从离线仿真数据自动转换完成
数字模型静态运行潮流、等值点 短路电流等应与离线仿真数据计算结果保持一致
B.3仿真/监控过程 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 a 程序版本是否正确; 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 -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 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
电力系统实时数字仿真技术要求GB/T40601-2021
随着电力系统的不断发展和完善，对于电力系统的运行效率、安全性等方面的要求也越来越高。而实时数字仿真技术作为电力系统优化与调度的一种重要手段，正逐渐得到广泛的关注和应用。
根据最新发布的GB/T40601-2021标准，电力系统的实时数字仿真技术应当满足以下要求：
- 1. 模型精度高：模型应该尽可能的反映真实电力系统的特征和运行规律，具有较好的仿真效果。
- 2. 仿真速度快：模型应该能够在实时或接近实时的时间内完成仿真计算，并及时反馈结果。
- 3. 可扩展性强：模型应该能够方便地进行调整和扩展，以适应电力系统的发展和变化。
- 4. 用户友好性强：模型应该具备良好的交互界面和操作体验，方便用户进行仿真计算和结果分析。
在实际的电力系统运行中，实时数字仿真技术能够帮助电力企业优化调度策略、预测故障风险、提高电网稳定性等方面，具有广泛的应用前景。
总之，GB/T40601-2021标准对于电力系统实时数字仿真技术提出了更高的要求，将会促进该技术的不断发展和完善，为电力系统的安全性和可靠性提供更好的保障。
