电力系统自动低压减负荷技术规定

ICS29.020

F21

中华人民共和国国家标准

GB/TXXXXX—XXXX

电力系统自动低压减负荷技术规定

Technicalrulesforautomaticunder-voltageloadsheddinginelectricpowersystems

（征求意见稿）

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

前言

本标准按照GB/T1.1给出的规则起草。

本标准由中国电力企业联合会提出。

本标准由全国电网运行与控制标准化技术委员会（SAC/TC446）归口。

本标准起草单位：

本标准主要起草人：

电力系统自动低压减负荷技术规范

1范围

本标准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。

本标准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。

GB38755电力系统安全稳定导则

GB/T31464电网运行准则

GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T26399电力系统安全稳定控制技术导则

DL/T314电力系统低压减负荷和低压解列装置通用技术条件

DL/T1172电力系统电压稳定评价导则

DL/T1234电力系统安全稳定计算技术规范

GB/T156-2017标准电压

GB/T34122220kV-750kV电网继电保护和安全自动装置配置技术规范

3术语和定义

GB38755-2019界定的以及以下术语和定义适用于本标准。

3.1系统标称电压nominalvoltage

用以标志或识别系统电压的给定值。

3.2电压安全voltagesecurity

电力系统受到扰动后，系统电压能够保持或恢复到允许的范围，保证向用户的持续供电。

3.3大扰动电压稳定large-disturbancevoltagestability

电力系统遭受大扰动如系统故障、失去发电机或线路之后，系统所有母线保持稳定电压的能力。大

扰动电压稳定可能是短期的或长期的。其中短期电压稳定又称暂态电压稳定。

3.4中长期电压稳定mid-termandlong-termvoltagestability

系统在响应较慢的动态元件和控制装置的作用下的电压稳定性，如有载调压变压器、发电机定子和

转子过流和低励限制、可控并联电容器、电压和频率的二次控制、恒温负荷等。

3.5电压崩溃voltagecollapse

当系统处于电压不稳定状态，负荷仍持续地试图通过增加电流以获得更大的功率（有功或无功），

导致系统大范围电压持续下降的过程。

3.6负荷动态特性dynamicloadcharacteristics

负荷功率与负荷端电压和/或频率之间的动态关系，通常用微分方程描述。

3.7安全稳定控制装置（简称稳控装置）securityandstabilitycontroldevice

为保证电力系统在遇到大扰动时的稳定性而在发电厂、变电站或换流站内装设的控制设备，实现切

机、减负荷、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3安全稳定运行的重要设

施。

4总体要求

4.1按照GB38755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），也应该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能满足电力系统对于保持系统的暂态电压稳定性和中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/T31464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，不能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。电力系统在某些故障清除后恢复时间较长，造成局部电压跌落持续时间较长，自动低压减负荷措

施应能躲过故障清除后一段时间（根据电网情况计算分析确定）内可能存在的低电压过程。需合理设置

自动低压减负荷措施的动作电压和延时时间。

5.2自动低压减负荷措施通常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/T14285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。为了考虑某

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以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以设置为2～5，

另设长延时的特殊轮。针对中长期电压稳定问题，轮次和动作延时可以适当增加。建议基本轮电压级差

为（2%～5%）UN、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。

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以附加采用基于电压失稳判据的方法，

选取可靠性高、适应性好、实用化的电压失稳判据。

5.4为避免暂态过程中异步电动机负荷低电压释放或者不具有低电压释放功能的异步电动机负荷堵转，

自动低压减负荷措施动作后，应当保证系统所有负荷母线在暂态过程中的电压尽快恢复到DL/T1172、

DL/T1234规定的80%标称电压以上，维持电压稳定性。

5.5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。

5.6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。如果系统中有符合合同要求的“可切负荷”，

则应最先切除。如果切除热电厂供热负荷，应分析是否可能会影响热电厂的电功率输出。

5.7配置自动低压减负荷措施时，必须考虑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。

5.8应当利用可以详细模拟电力系统暂态及中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，若采用其它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

备低电压自保护等因素。

5.9负荷特性对于自动低压减负荷措施配置整定的正确性影响很大。因此，配置自动低压减负荷措施

时，负荷模型应当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。

5.10自动低压减负荷装置的测量电压宜采用安装变电站的母线电压。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。

5.11自动低压减负荷功能应独立配置，按照DL/T314规定自动低压减负荷装置不宜与保护装置合用。

6自动低压减负荷措施的整定与配置

6.1基本内容

根据GB38755和DL/T1234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结合电网具体实际情况，针对导致电压崩溃的特定故障进行研究。研究自动低压减负荷措施的

整定时，应考虑GB38755DL755规定的故障，以及直流换相失败、直流再启动等直流动态过程的影响。

6.3在设定各轮电压动作定值的时候，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。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，可以采用较高的定值。按GB/T

26399规定，为了加速装置的动作速度，可以附加采用电压降低速率的判据。

6.3.1在选择自动低压减负荷装置安装地点时，应选取电压失稳最严重的区域安装自动低压减负荷装

置。

6.3.2减负荷量的确定。可在时域仿真中尝试不同的低压减负荷方案，总结出较优的方案。自动低压

减负荷的先后顺序，应按负荷的重要性安排，优先安排切除不重要的负荷。自动低压减负荷措施可在控

制效果相近的变电站协调分布。

6.3.3自动低压减负荷装置动作延时与负荷动态特性相关。如果负荷组成中有大量对电压降低比较敏

感的负荷（如异步电动机负荷较多），则自动低压减负荷装置的动作延时应适当缩短；如果负荷特性对

电压降低不是特别敏感（如负荷主要为恒阻抗特性的照明或电加热装置），自动低压减负荷装置的动作

延时可以适当加长。

6.3.4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得较小，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。

6.4自动低压减负荷装置的配置流程

6.4.1确定存在电压安全稳定问题的区域。采用可详细模拟电力系统动态过程的仿真计算程序进行暂

态、中长期动态仿真计算，确定存在电压安全稳定问题的区域或母线。

6.4.2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不同方式下的负荷

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。

6.4.3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

标值由故障后系统的静态、暂态、中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，

可以有不同的电压恢复目标值。

6.4.4确定自动低压减负荷初步方案。自动低压减负荷初步方案可以根据相关计算分析得到。

6.4.5对自动低压减负荷初步方案进行校验。校验时宜考虑初步方案对电网静态、暂态、中长期电压

稳定和电压安全，以及局部电网解列的适应性。

通过综合分析确定最终方案。考虑自动低压减负荷装置与其它安全自动装置的协调配合,进行综合

校验，确定最终方案。

附录A

（资料性附录）

自动低压减负荷措施的技术管理原则

A.1系统运行阶段，调度部门负责制定系统自动低压减负荷方案，各级供电公司负责按方案要求具体实

施，调度部门监督其执行。调度部门定期和当系统条件有重大变动时，对其进行重新审核，并做好系

统每次发生严重故障后的分析总结工作。

A.2自动低压减负荷装置切除的负荷恢复应按调度命令执行，不能采用备自投等自动投入手段。

A.3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。

附录B

（资料性附录）

自动低压减负荷措施的整定与配置方案

B.1低压减负荷方案的整定，不仅要考虑严重故障下确保本地区电网安全稳定运行，更要从确保大受

端电网安全稳定运行的角度协调配置。

B.2应开展切负荷区域选择方案研究，选择切负荷效果好的区域配置自动低压减负荷装置。

B.3应收集需要配置低压减负荷装置的区域中的可减负荷总量的相关资料。

B.4应开展故障类型、负荷模型参数等对自动低压减负荷措施影响研究。

B.5应开展低压减负荷动作延迟时间、切负荷比例和动作逻辑研究。

B.5.1动作延迟时间设置时需考虑以下三方面因素：一是保证N-1故障时不动作；二是躲过故障后

的暂态电压凹陷过程；三是避免动作延时过长引起马达“堵转”等现象。故障发生后经过暂态过程，电

压维持在较低水平，电压降低幅度与负荷水平和故障严重程度有关，严重时会导致马达负荷堵转。低

压减负荷设备具有故障闭锁和电压波动闭锁功能，若发生短路故障或电压变化较快，满足设置的闭锁

条件时，装置自动闭锁。通过启用闭锁功能，可以躲过故障后电压的波动过程，在电压趋于平稳时解

除闭锁。但这种闭锁设置对故障后电压恢复不足以导致马达堵转的情况是有效的，如果故障后电压水

平较低，引起马达堵转，设置了闭锁功能的低压减负荷措施将无效。因而，应当通过合理配置低压减

负荷措施首轮动作延迟时间，躲过故障发生后的电压暂态凹陷。

B.5.2拟定方案中各轮次动作逻辑关系主要考虑2种：一是动作电压逐轮降低，动作逻辑关系为动

作电压高的轮次先动作，动作电压低的轮次后动作。这种方案的优点是动作逻辑关系明确，动作先后

顺序确定，不存在越级动作，便于根据动作逻辑关系和负荷重要程度安排切负荷量。缺点是动作电压

逐轮降低，存在动作死区，切负荷不彻底，导致电压恢复效果不佳；二是各个轮次动作电压相同，动

作逻辑关系为逐轮动作。这种方案的优点是动作逻辑关系明确，不存在越级动作，且动作目标明确，

只要未达到电压恢复目标，就逐轮切负荷，直至电压达到目标或所有轮次全部动作。缺点是对故障严

重程度的选择性不灵敏，需通过缩短各轮次之间的动作间隔时间加快对严重故障的反应。

B.6根据研究结果，编写相应的研究报告。

附录C

（资料性附录）

自动低压减负荷措施的整定与配置一般步骤

C.1低压减负荷措施配置一般步骤

下面给出低压减负荷措施配置一般步骤的建议方案：

1．确定当地可用于低压减负荷的可切负荷总量。

2．确定低压减负荷动作后的恢复目标电压。

3．求取待配置节点的PV曲线。

4．根据PV曲线及1、2中所规定的边界条件，兼顾系统运行的其他要求，合理确定

低压减负荷配置轮次、各轮次动作门槛值和各轮切负荷量。

5．设定各轮低压减负荷动作时间。

6．仿真计算验证，根据需要对方案做出适当调整。

C.2算例

某地区电网共有A、B、C3个220kV变电站，正常情况下，变电站A、B、C负荷、电

压分别如附表C.1所示。下面以220kV变电站C为例，简要说明低压减负荷配置的具体过

程。假设该变电站C可切负荷总量为站负荷的40％。

附表C.1正常方式下变电站负荷及电压情况

变电站A变电站B变电站C

负荷（MW＋jMvar）184＋j60.7138＋j40.5172.5＋j43.5

电压（kV,220kV侧/110kV侧）214.5/109.0211.5/110.9206.4/106.8

《电力系统电压和无功电力技术导则》规定了事故后220（330）kV变电站110kV电

压不得低于0.9p.u.，选取该值为低压减负荷装置动作后的母线目标电压值。考虑到系统运

行中的大量不确定因素，为防止切负荷量不够而发生电压在较低值悬停，可考虑目标电压

值在此基础上略微上浮，留有一定裕度，此处选定为0.92p.u.。

在求取变电站负荷增长与母线电压降落关系的曲线过程中，注意到负荷增长引起的电

压降落按百分比记，在110kV侧要远大于220kV侧，最后的电压崩溃也是由于110kV侧电

压过低引起的，故下面主要给出上述三站的110kV侧PV曲线，后面的低压减负荷配置分

析也主要是基于这些PV曲线（如附图C.1所示）。

附图C.1变电站A、B、C110kV侧母线PV曲线

对于变电站C，由图中曲线可见，该站在负荷增至180％左右时，110kV母线电压崩溃，

临界值为大约0.62p.u.（68.2kV）。变电站C的特点是，PV曲线下降较快，即变电站对负荷

增长较为敏感；正常运行状况下的负荷水平与临界状况下的负荷水平间差距较小，即变电

站允许负荷增长的冗余度较小；这样的情况下，该站的第一轮低压减负荷门槛值可以选择

得高些，此处定为0.85p.u.。

则变电站C第一轮低压减负荷动作后，应将总负荷由约133％（附图B.1中B点，对

应0.85p.u.）减至约115％（附图B.1中A点，对应0.92p.u.），减负荷量为13.5％，该值即

为第一轮低压减负荷应切负荷量。对于剩余26.5％可切负荷的配置，有三种方案：方案一，

如果变电站C的低压减负荷按两轮配置，则第二轮可切负荷量为26.5％，对应的，第二轮

的低压减负荷动作门槛值即被选定为0.76p.u.（附图C.1中C点）。方案二：如果变电站C

的低压减负荷按三轮配置，则后两轮切负荷可安排为13.5％与13％，对应的电压动作门槛

值均为0.85p.u.。方案三：为变电站C的低压减负荷做更多轮次的配置。方案三缺陷很明

显，一是装置整定复杂，不便于实施；二是必然有的轮次可切负荷量太少，造成动作门槛

值上升，增加装置误动的可能性。从减小系统电压波动、提高方案适应性和易实施性的角

度考虑，推荐方案二为变电站C的配置方案。

减小低压减负荷装置动作时延能改善系统稳定性，有利于电压恢复，但过小的动作时

延会造成低压减负荷装置误动作的增加。参考国内低压减负荷的目前配置状况，选定第一

轮动作时延为0.5秒，以后每轮依次延时0.5秒。

为防止在一些情况下母线电压在低电压处悬浮，比如，变电站C负荷增长至130％左

右，其电压将降至0.88p.u.附近，但仍高于低压减负荷装置动作的门槛值，对此可增设一

至两个特殊轮。特殊轮接入的负荷可选择与前面配置的常规轮的最后一轮相同，并视接入

负荷量的大小分为一至两轮。对于变电站C，由于正常轮最后一轮（第三轮）的切负荷量

为13％，可将特殊轮定为一轮，动作电压门槛值为0.9p.u.,延时可较长，本次分析中定为3

秒。

将变电站C低压减负荷配置总结如下附表C.2所示。

附表C.2变电站C低压减负荷配置方案

常规轮特殊轮

轮次第一轮第二轮第三轮第一轮第二轮

变电站C0.85p.u.0.85p.u.0.85p.u.0.9p.u.

13.5%13.5%13.0%13.0%

0.5s1.0s1.5s3s

注：表中数据按动作电压门槛值、切负荷量、时延等顺序给出

目次

1范围.....................................................................................................................................................................3

2规范性引用文件.................................................................................................................................................3

3术语和定义.........................................................................................................................................................3

4总体要求.............................................................................................................................................................4

5自动低压减负荷的基本原则.............................................................................................................................4

6自动低压减负荷措施的整定与配置.................................................................................................................5

电力系统自动低压减负荷技术规范

1范围

本标准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。

本标准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。

GB38755电力系统安全稳定导则

GB/T31464电网运行准则

GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T26399电力系统安全稳定控制技术导则

DL/T314电力系统低压减负荷和低压解列装置通用技术条件

DL/T1172电力系统电压稳定评价导则

DL/T1234电力系统安全稳定计算技术规范

GB/T156-2017标准电压

GB/T34122220kV-750kV电网继电保护和安全自动装置配置技术规范

3术语和定义

GB38755-2019界定的以及以下术语和定义适用于本标准。

3.1系统标称电压nominalvoltage

用以标志或识别系统电压的给定值。

3.2电压安全voltagesecurity

电力系统受到扰动后，系统电压能够保持或恢复到允许的范围，保证向用户的持续供电。

3.3大扰动电压稳定large-disturbancevoltagestability

电力系统遭受大扰动如系统故障、失去发电机或线路之后，系统所有母线保持稳定电压的能力。大

扰动电压稳定可能是短期的或长期的。其中短期电压稳定又称暂态电压稳定。

3.4中长期电压稳定mid-termandlong-termvoltagestability

系统在响应较慢的动态元件和控制装置的作用下的电压稳定性，如有载调压变压器、发电机定子和

转子过流和低励限制、可控并联电容器、电压和频率的二次控制、恒温负荷等。

3.5电压崩溃voltagecollapse

当系统处于电压不稳定状态，负荷仍持续地试图通过增加电流以获得更大的功率（有功或无功），

导致系统大范围电压持续下降的过程。

3.6负荷动态特性dynamicloadcharacteristics

负荷功率与负荷端电压和/或频率之间的动态关系，通常用微分方程描述。

3.7安全稳定控制装置（简称稳控装置）securityandstabilitycontroldevice

为保证电力系统在遇到大扰动时的稳定性而在发电厂、变电站或换流站内装设的控制设备，实现切

机、减负荷、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3安全稳定运行的重要设

施。

4总体要求

4.1按照GB38755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），也应该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能满足电力系统对于保持系统的暂态电压稳定性和中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/T31464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，不能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。电力系统在某些故障清除后恢复时间较长，造成局部电压跌落持续时间较长，自动低压减负荷措

施应能躲过故障清除后一段时间（根据电网情况计算分析确定）内可能存在的低电压过程。需合理设置

自动低压减负荷措施的动作电压和延时时间。

5.2自动低压减负荷措施通常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/T14285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。为了考虑某

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以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以设置为2～5，

另设长延时的特殊轮。针对中长期电压稳定问题，轮次和动作延时可以适当增加。建议基本轮电压级差

为（2%～5%）UN、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。

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以附加采用基于电压失稳判据的方法，

选取可靠性高、适应性好、实用化的电压失稳判据。

5.4为避免暂态过程中异步电动机负荷低电压释放或者不具有低电压释放功能的异步电动机负荷堵转，

自动低压减负荷措施动作后，应当保证系统所有负荷母线在暂态过程中的电压尽快恢复到DL/T1172、

DL/T1234规定的80%标称电压以上，维持电压稳定性。

5.5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。

5.6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。如果系统中有符合合同要求的“可切负荷”，

则应最先切除。如果切除热电厂供热负荷，应分析是否可能会影响热电厂的电功率输出。

5.7配置自动低压减负荷措施时，必须考虑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。

5.8应当利用可以详细模拟电力系统暂态及中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，若采用其它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

备低电压自保护等因素。

5.9负荷特性对于自动低压减负荷措施配置整定的正确性影响很大。因此，配置自动低压减负荷措施

时，负荷模型应当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。

5.10自动低压减负荷装置的测量电压宜采用安装变电站的母线电压。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。

5.11自动低压减负荷功能应独立配置，按照DL/T314规定自动低压减负荷装置不宜与保护装置合用。

6自动低压减负荷措施的整定与配置

6.1基本内容

根据GB38755和DL/T1234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