GB/T 40601-2021 电力系统实时数字仿真技术要求

　　ICS 29 . 020 CCS F 2 1

　　中 华 人 民 共 和 国 国 家 标 准

　　GB/T 40601—2021

　　电力系统实时数字仿真技术要求

　　Technicalrequirementsforrealtimedigitalsimulationtechnologyofpowersystem

　　2021-10-1 1 发布 2022-05-01 实施

　　国家市场监督管理总局国家标准化管理委员会

　　发

　　布

　　GB/T 40601—202 1

　　GB/T 40601—202 1

　　前 言

　　本文件按照 GB/T 1 . 1—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。

　　请注意本文件的某些内容可能涉及专利。 本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

　　本文件由中国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/TC 446)归口 。

　　本文件起草单位：国家电网有限公司国家电力调度控制中心、中国电力科学研究院有限公司、中国南方电网电力调度控制中心、南方电网科学研究院有限责任公司、国家电网有限公司华东分部。

　　本文件主要起草人：陈国平、张星、孙华东、李明节、王峰、郭强、郭琦、许涛、李亚楼、贺静波、侯玉强、蒋维勇、欧开健、朱艺颖、陈绪江、冷喜武、刘洪涛、徐得超、于钊、穆清、王兴志、王薇薇、张怡、彭红英、金一丁、张艳、叶俭、郑伟杰、王祥旭、刘敏、党杰、王官宏、于大海、潘晓杰、吴国旸、戴汉扬、刘涛、王莹、韩志勇、艾东平、霍承祥、吴剑超、刘旋、李文锋、安宁、陶向宇、肖静、陶向红、魏巍、李莹、徐希望、常松、王虹富、马世俊、高磊、苏志达、雷霄、刘世成、李志强、谢国平。

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　　电力系统实时数字仿真技术要求

　　1 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。

　　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 7261 继电保护和安全自动装置基本试验方法

　　GB/T 22239 信息安全技术 网络安全等级保护基本要求

　　GB/T 22384 电力系统安全稳定控制系统检验规范

　　GB/T 26865 . 2 电力系统实时动态监测系统 第 2 部分：数据传输协议

　　GB 38755 电力系统安全稳定导则

　　DL/T 860(所有部分) 电力 自动化通信网络与系统

　　IEC 60870-5-104 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

　　IEC 60870-5-101 的网络访问 (Telecontrol equipment and systems—Part 5-104 : Transmission proto- cols—Network access for IEC 60870-5-101 using standard transport profiles)

　　IEC 61850-9-2 变电站通信网络和系统 第 9-2 部分：特定通信服务映射(SCSM) 通过 ISO/

　　IEC 8802-3 的采样值 [Communication networks and systems in substations—Part 9-2 : Specific Com- munication Service Mapping(SCSM)—Sampled values over ISO/IEC 8802-3]

　　3 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 realtimedigitalsimulation

　　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 multipletime-stepsimulation

　　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 realtimedigitalsimulator

　　具备实时数字仿真能力的计算硬件与软件的总称。

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　　3.4

　　实时仿真接口 realtimesimulationinterface

　　数字模型与实际物理装置输入/输出数据交互接口 。

　　注：包括模拟量输入/输出通道、开关量输入/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;HIL

　　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入/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

　　实时数字仿真器内多个计算单元之间、实时仿真接口内不同接口通道之间、数字仿真模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。

　　4 功能及性能

　　4 . 1 -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 ;

　　b) 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 -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：

　　a) 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数字仿真;

　　b) 计算单元应具备与实时仿真接口输入/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;

　　c) 计算单元应具备同时与多个实时仿真接口并发输入/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。

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　　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入/输出数据实时交互的能力，并符合下列规定：

　　a) 物理信号接口功能、转换精度和延时应符合仿真场景要求;

　　b) 物理信号接口输入/输出通道数量应能配置及扩充;

　　c) 物理信号接口宜符合以下电气参数：

　　1) 模拟量输入，电平范围为- 10 V~+10 V或- 16 V~+16 V,分辨率不宜低于 16 位 ;

　　2) 模拟量输出，电平范围为- 10 V~+10 V或- 16 V~+16 V,分辨率不宜低于 16 位 ;

　　3) 开关量输入，支持直流电平信号，宜兼容 0 V/5 V 、0 V/12 V 、0 V/24 V 、0 V/110 V 、 0 V/220 V ;

　　4) 开关量输出，支持直流电平和空节点信号，电平信号宜为 0 V/5 V、0 V/12 V、0 V/24 V 、 0 V/110 V或 0 V/220 V,空节点信号宜兼容 5 V/12 V/24 V/110 V/220 V。

　　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入仿真误差的要求。

　　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 IEC 61850-9-2 、IEC 60870-5-104 、 GB/T 22239、GB/T 26865 . 2、DL/T 860(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

　　4 . 3 . 1 一般规定

　　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：

　　a) 应采用图形化人机界面，支持 Windows、Linux等主流操作系统;

　　b) 应具备对仿真对象组态化建模，宜支持用户 自定义建模;

　　c) 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;

　　d) 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：

　　a) 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(FACTS)等设备模型;

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　　c) 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;

　　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;

　　e) 用户 自定义模型，可包括基本函数运算类、逻辑运算类、代数运算类、传递函数类、第三方数字模型接口类等;

　　f) 其他模型，可包括电压/电流互感器、测量仪表、输入输出(I/O)设备模型等。

　　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入/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/T 26865 . 2 和DL/T 860(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;

　　b) 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;

　　c) 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 ASCII、COMTRADE、Excel 等格式储存;

　　e) 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：

　　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;

　　b) 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;

　　c) 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。

　　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：

　　a) 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。

　　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

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　　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：

　　a) 数据转换应具备导入常用电网仿真软件模型数据的功能，宜具备导入电力系统分析综合程序(PSASP)、电力系统分析软件(PSD-BPA)机电暂态仿真数据的功能;

　　b) 数据拼接应具备电网分区域建模，以及分区模型的导入和拼接功能。

　　4 . 4 . 3 模型解耦并行

　　仿真器应具备模型解耦并行功能，并行仿真结果与串行仿真结果一致，并满足以下要求：

　　a) 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;

　　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：

　　a) 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;

　　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：

　　a) 应具备从零状态启动或从稳态直接启动进入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。

　　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：

　　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：

　　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 10 ms, 电磁暂态典型仿真步长为

　　50 μs, 电磁暂态小步长仿真典型步长应不大于 5 μs;

　　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。

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　　4 . 5 . 3 实时性

　　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入/输出转换及交互;

　　c) 接口应在每个仿真步长的确定时刻进行仿真变量输入/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。

　　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 1 μs。

　　4 . 5 . 5 稳定性

　　实时数字仿真器应具备稳定运行及输入/输出数据交互能力，连续稳定运行时间不应少于 4 h。

　　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/T 22239 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/T 7261、GB/T 22384 和 GB 38755 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：

　　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。

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　　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：

　　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。

　　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：

　　a) 概述 ;

　　b) 试验依据;

　　c) 仿真建模;

　　d) 项目计划;

　　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。

　　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：

　　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，计算单元应根据电网仿真规模选配;

　　c) 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。

　　装置接入满足以下要求：

　　a) 对于装置调试和性能检测，应接入测试实际物理装置。

　　b) 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，宜接入实际物理装置;

　　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) 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，应接入实际物理装置;

　　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/输出信号要求配置，并应符合 GB/T 26865 . 2 和 DL/T 860(所有部分)的规定。

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　　5 . 4 软件环境构建

　　5 . 4 . 1 -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 -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入实时数字仿真器。

　　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 PI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：

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　　a) 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;

　　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;

　　c) 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：

　　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

　　5 . 5 . 1 初始化

　　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。

　　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;

　　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。

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　　5 . 6 仿真试验

　　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。

　　5 . 7 仿真结果校核

　　5 . 7 . 1 -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：

　　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。

　　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：

　　a) 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;

　　b) 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。

　　5 . 8 试验报告编制

　　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 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/T 7261 、 GB/T 22384 和 GB 38755 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：

　　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，并配置测试扰动

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　　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 GB 38755 的规定，开展方式应符合附录 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，分析电网运行特性。

　　GB/T 40601—202 1

　　附 录 A

　　(规范性)

　　装置调试和性能检测

　　A.1 一般规定

　　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。

　　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：

　　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;

　　d) 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。

　　A.3 仿真模型选择

　　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：

　　a) 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。

　　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。

　　GB/T 40601—202 1

　　附 录 B

　　(规范性)

　　电力系统仿真分析

　　B.1 一般规定

　　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：

　　a) 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;

　　c) 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;

　　d) 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。