最新南方电网安全稳定计算分析导则.doc

Q/CSG 11004-2009中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG 中国南方电网有限责任公司 发 布2009-08-20 实施2009-08-20 发布南方电网安全稳定计算分析导则Guide on security and stability analysis for CSG目 次前 言II1范围12术语13安全稳定计算数据24安全稳定计算内容和标准55安全稳定分析和措施106安全稳定计算工作要求11附录1（资料性附录） 安全稳定计算分析报告13前 言 为了规范南方电网的电力系统安全稳定计算分析工作，提高南方电网安全稳定水平，依据电力系统安全稳定导则（DL 755-2001），制定本标准。电力系统安全稳定计算分析是电网安全稳定工作的重要一环，其的目的是通过对电力系统进行详细的仿真计算和分析研究，确定系统稳定问题的主要特征和稳定水平，提出提高系统稳定水平的安全稳定措施，指导电网的规划、建设和运行。本标准在电力系统安全稳定导则（DL 755-2001）的基础上，对计算数据、计算标准以及计算管理等进行了更加具体的规定。本标准由中国南方电网电力调度通信中心提出、归口并负责解释。本标准的主要起草单位：中国南方电网电力调度通信中心本标准的参与起草单位：中国南方电网有限责任公司计划发展部、中国南方电网有限责任公司电网技术研究中心本标准的主要起草人：苏寅生、李建设、余文奇、吴小辰、胡飞雄、周剑、梁宇、柳勇军南方电网安全稳定计算分析导则1 范围本标准规定了南方电网安全稳定计算分析工作应遵循的标准和要求。本标准适用于南方电网的安全稳定计算分析及其管理。南方电网公司各部门和单位应严格执行本标准，公司以外有关单位在进行南方电网的规划、设计、运行、试验和科研时，也应遵守本标准。本标准适用于电压等级为220kV及以上电网，220kV以下电网可参照执行。2 术语2.1 N-1原则正常运行方式下的电力系统中发生发电机、线路、主变、直流单极、大型负荷等单一元件无故障或因故障断开，电力系统应能保持稳定运行和正常供电，其他元件不过负荷，电压和频率均在允许范围内。当发电厂仅有一回送出线路时，送出线路故障可能导致失去一台以上发电机组，此种情况也按N-1原则考虑。2.2静态安全分析静态安全分析指应用潮流计算等方法，根据N-1原则，逐个无故障断开线路、变压器、直流单极等元件，检查其他元件是否因此过负荷和电网电压水平是否符合要求，用以检验电网结构强度和运行方式在静态方面是否满足安全运行的要求。2.3功角稳定功角稳定是指电力系统中同步发电机受到扰动后保持同步运行的能力。2.4静态稳定静态稳定是指电力系统受到小扰动后，不发生非周期性失步，自动恢复到起始运行状态的能力，是电力系统功角稳定的一种形式。2.5暂态稳定暂态稳定是指电力系统受到大扰动后，各同步电机保持同步运行并过渡到新的或恢复到原来稳态运行方式的能力，通常指保持第一、第二摇摆不失步的功角稳定，是电力系统功角稳定的一种形式。2.6动态稳定动态稳定是指电力系统受到小的或大的扰动后，在自动调节和控制装置的作用下，保持较长过程的运行稳定性的能力，通常指电力系统受扰动后不发生发散振荡或持续的振荡，是电力系统功角稳定的一种形式。动态稳定可分小扰动动态稳定和大扰动动态稳定。小扰动动态稳定是指扰动量足够小，且系统结构未发生变化，系统可用线性化状态方程描述的动态稳定过程；大扰动动态稳定是指扰动量大或系统结构发生了改变，系统不能用线性化状态方程来描述的动态稳定过程。2.7电压稳定电压稳定是指电力系统受到小的或大的扰动后，系统电压能够保持或恢复到允许的范围内，不发生电压失稳的能力。电压失稳可表现为静态电压失稳、大扰动暂态电压失稳及大扰动动态电压失稳或长过程电压失稳。2.8频率稳定频率稳定是指电力系统受到有功功率扰动后，系统频率能够保持或恢复到允许的范围内，不发生频率崩溃的能力。2.9正常方式正常方式是指电力系统正常运行情况下的运行方式，含计划检修方式。2.10安全稳定措施安全稳定措施指保证电网安全稳定运行所采取的措施，包括预防性控制措施、稳定控制措施和恢复控制措施。2.11预防控制措施预防控制措施是指为保证电网正常运行时满足规定的安全稳定标准而采取的事前控制措施，通常包括事前的发电出力控制、断面功率控制、负荷控制、无功电压控制等。2.12稳定控制措施稳定控制措施是指为防止电力系统由于扰动而发生稳定破坏、运行参数严重超出规定范围、以及事故进一步扩大引起大范围停电而进行的紧急控制措施。包括联锁切机、快速压出力（快关）、联锁切负荷、低频减载、低压减载、失步解列、高频切机等由安全自动装置实现的自动控制措施。2.13恢复控制措施恢复控制措施是指在电力系统由于扰动而稳定破坏或崩溃后，为尽快恢复系统正常运行而采取的控制措施。2.14故障切除时间故障切除时间是指从故障开始至断路器断弧的时间，主要包括继电保护动作时间、中间继电器时间和断路器全开断时间。2.15重合闸时间重合闸时间是指从故障切除后到断路器主断口重新合上的时间，主要包括重合闸装置动作时间和断路器固有合闸时间。2.16电力系统稳定器静态增益指不包括隔直环节、振荡频率为零时的PSS增益。2.17电力系统稳定器交流增益指包括隔直环节、与不同振荡频率相对应的PSS增益。3 安全稳定计算数据3.1计算模型和参数3.1.1总体要求计算分析中应采用满足所分析问题需要的准确模型和参数，以保证仿真计算的准确度。应通过建模研究和实测工作，建立适用于电力系统安全稳定计算的各种元件、控制装置及负荷的详细模型和参数。对于已完成参数实测的元件和控制装置，应采用实测模型和参数；对于已投产但尚未完成参数实测或尚未投产的元件和控制装置，应采用制造厂家提供的出厂模型和参数，或参照经过实测的同类型设备，选用合适的模型和参数。3.1.2电力系统模型3.1.2.1计算分析采用的电力系统模型由电力系统中的发电机、线路、变压器、直流输电等各类一次设备及其控制系统的模型，保护、安全自动装置等二次设备模型，以及负荷模型，通过相互连接组成。3.1.2.2所研究系统一般应保留220kV及以上电压等级的网络接线，且负荷应挂在220kV主变压器的中、低压侧。海南电网在500kV网架形成前和形成初期应保留220kV及110kV电压等级电网。在规划设计阶段，可根据研究需要对部分电网进行简化或等值。3.1.2.3对系统稳定性影响较大的110kV及以下地区电网应根据需要予以保留。3.1.2.4无功补偿装置应单独模拟，不可与负荷进行合并。3.1.2.5对与所研究系统互联的外部系统，可根据研究目的适当进行静态或动态等值。应保持等值前后联络线潮流和电压分布不变，所研究系统稳定特性和稳定水平基本保持不变。3.1.3同步发电机3.1.3.1模型进行电力系统暂态稳定计算、动态稳定计算以及暂态电压稳定计算时，同步发电机应采用考虑阻尼绕组的次暂态电势（E"q、E"d）变化的详细模型。相应的，隐极发电机（汽轮发电机）采用56阶次暂态电势变化模型，凸极发电机（水轮发电机）采用5阶次暂态电势变化模型。3.1.3.2参数同步发电机的参数原则上应采用制造厂家提供的出厂参数或实测参数。未投产的同步发电机参数应参照已投产的同型号同步发电机选取。同步发电机采用考虑阻尼绕组的次暂态电势变化模型时，发电机转子运动方程中的阻尼因子D（标么转矩/标么速度偏差）应取零或较小值（D 0.05）；同步发电机采用不计阻尼绕组的模型时，应考虑阻尼因子D以反映阻尼绕组的作用（汽轮发电机D取1.02.0；水轮发电机D取0.51.0）。3.1.4同步发电机控制系统3.1.4.1励磁系统及其附加控制系统3.1.4.1.1不同稳定问题的要求进行电力系统稳定计算时，应考虑发电机组的励磁系统及其附加控制系统（如电力系统稳定器）的动态特性。在进行中、长过程电压稳定计算时，应考虑低励磁限制、过励磁限制环节的动作特性。3.1.4.1.2模型励磁系统及其附加控制系统的模型应根据实际装置的调节特性，进行必要的归并后，选用适当的标准仿真模型。3.1.4.1.3参数励磁系统及其附加控制系统（含电力系统稳定器，简称PSS）参数原则上应采用实测参数。无实测参数则应要求电厂或励磁系统生产厂家提供励磁系统的PID参数、强励倍数等参数的设计值，并参考经过实测的同类型励磁系统，选用较为准确的参数。PSS的参数需要经过现场整定试验后才能最终确定。在规划设计阶段选择PSS的参数时，应根据机组的励磁系统模型和参数，确定PSS合理的相位补偿特性，并选择合理的PSS静态增益，使PSS交流增益不超过0.15。3.1.4.2原动机及调速系统3.1.4.2.1不同稳定问题的要求采用时域仿真方法进行电力系统稳定计算时，应考虑发电机组的原动机及调速系统。采用特征值分析方法进行电力系统小扰动动态稳定计算分析时，可不考虑机组的原动机及调速系统。3.1.4.2.2模型原动机及调速系统的的模型应根据实际装置的调节特性，进行必要的归并后，选用适当的标准仿真模型。3.1.4.2.3参数原动机及调速系统的参数原则上应采用实测参数。无实测参数则应要求电厂或生产厂家提供设计参数，并参考经过实测的同类型系统，选用较为准确的参数。3.1.5负荷模型3.1.5.1模型负荷模型可以采用综合静态模型（考虑频率特性的ZIP模型）或综合动态模型（电动机综合指数模型）等模型。3.1.5.1.1综合静态模型反映了负荷有功、无功功率随电压和频率变化的规律，通常可用以下多项式表示：其中：，取值范围为03.0，一般取1.21.8。，取值范围为-2.00，一般取-2.0。系数A、B、C分别代表了负荷的恒定阻抗（Z）、恒定电流（I）、恒定功率（P）部分在节点负荷中所占的比例。3.1.5.1.2综合动态负荷模型采用等值感应电动机和静态负荷模型表示，等值电动机模型应采用三阶机电暂态电动机模型，静态模型采用ZIP模型。3.1.5.2参数各省网应根据本省网负荷的具体情况研究确定合理的负荷模型和参数。3.1.6线路和变压器3.1.6.1模型输电线路和变压器一般采用型等值电路模型，并考虑线路高抗。3.1.6.2参数线路参数原则上应采用实测参数，若发现实测参数与理论参数存在明显偏差时，应进行比较分析，必要时可暂采用理论参数。在确定线路正常负载能力和事故过载能力时，应考虑断路器、刀闸、CT、阻波器等相关元件的负载能力。进行不对称故障计算时，还应考虑线路零序参数和高抗及其中性点小电抗的零序参数。变压器参数应采用制造厂提供的实测或出厂参数，并考虑其过负荷能力及实际的分接头档位。进行不对称故障计算时，应根据变压器绕组联接方式确定变压器的零序参数。3.1.7直流输电在电力系统稳定计算中直流输电系统采用准稳态模型，直流输电的控制系统应采用反映实际控制系统机电暂态特性的模型和参数。次同步振荡（SSO）计算中应采用直流输电及其控制、保护系统的电磁暂态模型。3.1.8稳定控制措施的模型和参数在电力系统稳定计算中应考虑稳定控制措施的作用，并按照联锁切机、快关汽门、联锁切负荷、失步解列、低频自动减负荷、低压自动减负荷、高频切机等措施的控制策略和实际动作时间，进行电力系统稳定控制措施的仿真计算。3.1.9 电力系统模型的简化和等值3.1.9.1 根据计算分析的目的和要求，必要时可以对电力系统模型进行合理简化和等值。3.1.9.2 简化和等值原则（1）研究网络简化前后各主要线路和输电断面的潮流、电压分布基本不变。（2）为进行静态安全分析的简化和等值，要求等值前后所研究的故障下潮流变化、电压变化基本一致。（3）为进行大扰动功角稳定分析（暂态稳定、大扰动动态稳定）的简化和等值，要求等值前后所研究的故障下潮流变化、电压变化、转子摇摆曲线基本一致。（4）为进行小扰动动态稳定分析的简化和等值，要求等值前后感兴趣的低频振荡振荡模式有基本一致的频率、阻尼特性和模态分布。（5）为进行电力系统在线动态安全分析的简化和等值，要求等值前后所关心的稳定特性基本一致。3.2 运行方式设置应根据计算分析的目的，根据网络结构、送受电计划、电厂的开停机计划、设备检修计划、负荷曲线等条件，针对电网实际运行中可能出现的不利情况，设置电网运行方式。（1）应考虑不同季节和节假日可能出现的水电大发、火电大发、最大或最小开机、抽水蓄能不同运行工况、最大或最小负荷等情况，并进行必要的灵敏度分析，确保考虑了可能出现的不利情况。（2）局部电网可能与主网解列时，应对解列后的孤网运行方式进行分析并制定相应措施。（3）静态稳定和暂态稳定计算应重点考虑送出端电源大发的运行方式。（4）动态稳定计算应重点考虑送出端电源大发，特别是边远的水电大发、长距离送出的运行方式。（5）电压稳定计算应重点考虑负荷中心极端高负荷的运行方式。（6）频率稳定计算应重点考虑送受端之间可能出现的最大功率交换。3.3 故障设置3.3.1故障地点应从可能出现的故障地点中，在对系统稳定不利的地点设置故障。例如：（1）线路故障一般设在线路两侧变电站出口。（2）变压器故障一般设在高压侧或中压侧出口。（3）发电机出口故障一般设在升压变高压侧出口。（4）一个半断路器接线开关失灵故障一般设在中开关。3.3.2故障类型故障类型应根据电力系统安全稳定导则（DL 755-2001）中第3点“电力系统的安全稳定标准”的要求，根据计算的具体需要选取，一般应涵盖三级稳定标准中的各种故障类型。3.3.3故障切除时间仿真计算采用的快速保护故障切除时间一般按下列数据选取：（1）220kV线路：近故障点侧0.12秒，远故障点侧0.12秒。（2）500kV线路：近故障点侧0.09秒，远故障点侧0.10秒。（3）母线、变压器的故障切除时间按同电压等级线路近端故障切除时间考虑。快速保护以外的其他保护动作的故障切除时间应根据保护具体设置，确定仿真计算采用的故障切除时间。3.3.4重合闸时间安全稳定计算中应采用实际重合闸时间。系统稳定需要时，可对重合闸的设置和重合闸时间提出要求。3.4电网初始潮流应根据所研究的安全稳定问题和运行方式，确定初始潮流。3.4.1发电机组初始工况设置3.4.1.1发电机组的有功、无功出力应在机组的实际的有功出力范围和无功迟相、进相能力之内。作为PV节点的发电机应在无功达到限值时自动转换为PQ节点。3.4.1.2网、省电网的旋转备用一般按网、省实际发电负荷的2设置。在满足旋转备用容量的基础上应少开机组，特别是不留空转机组。在研究送端系统输电能力时，送端系统可不留旋转备用；在研究受端系统失去大电源时，应考虑送端系统实际可能的旋转备用。3.4.1.3应在计算数据中各区域的发电机上保留合理的动态无功备用容量，一般情况下，大方式下机组迟相功率因数不宜低于0.95，小方式下机组进相功率因数不宜低于0.98。3.4.1.4厂用电负荷一般应作为负荷考虑，不能直接从机组出力中扣除。火电机组的厂用电负荷按实际情况确定（一般为机组额定出力的5%6%），水电机组可以忽略厂用电负荷。3.4.2初始负荷设置。应根据实际运行方式设置初始的负荷有功功率和无功功率，要加强对实际负荷的统计分析，在计算中体现运行中可能出现的不利情况。3.4.3无功补偿设备初始状态设置。应根据实际的无功功率补偿及平衡情况，并考虑实际可能出现的对系统稳定最不利的情况，设置无功补偿装置的初始投退状态。3.4.4初始潮流应符合以下要求：（1）发电机机端电压在机组额定电压的0.951.05 p.u.范围内，作为平衡节点的发电机的有功功率及无功功率不应超出正常范围；（2）厂站母线电压在正常范围内；（3）线路及变压器不过载（4）用于稳定计算的初始潮流，应满足N-1静态安全要求 。3.4.5对电网实际故障的仿真和其他特殊需求的计算分析，应按实际需要设定初始潮流。4 安全稳定计算内容和标准电网安全稳定计算分析内容包括静态安全分析和静态稳定、暂态稳定、动态稳定、电压稳定、频率稳定、短路电流、次同步振荡、再同步计算分析。4.1静态安全分析静态安全分析的目的是检验电网在静态条件下是否满足N-1原则。4.1.1静态安全分析的方法静态安全分析一般采用N-1开断潮流计算方法，在所研究的潮流方式基础上，逐个无故障断开线路、变压器、直流单极等单一元件，再进行潮流计算，获得N-1开断后的潮流分布。直流单极闭锁后的静态安全问题可通过暂态稳定仿真程序模拟直流单极闭锁，并考察暂态和动态过程平息后系统是否存在静态安全问题。4.1.2静态安全分析的判据和标准静态安全分析的主要判据是N-1开断后设备负载不超过事故后限流值，系统母线电压不越限。对于N-1开断后潮流计算不收敛的情况，应分析具体原因，并制定必要的安全稳定措施。4.2静态功角稳定计算静态功角稳定计算分析的目的检验电网的静态功角稳定储备是否满足要求。4.2.1静态功角稳定计算方法静态功角稳定计算方法有两种：特征根判别法和静态功角稳定实用算法。4.2.1.1特征根判别法4.2.1.1.1静态功角稳定分析的特征根判别法的一般过程。（1）计算给定运行方式下潮流分布和状态量的稳态值；（2）对描述暂态过程的方程式，在稳态值附近线性化；（3）形成特征矩阵A，并根据其特征值的性质判断系统的静态稳定性。4.2.1.1.2静态功角稳定的判据是：没有正实数特征根。4.2.1.2静态功角稳定实用算法静态功角稳定实用算法是采用暂态稳定仿真计算程序，逐步增加送端机组的功率，相应地减少受端的机组功率或增加受端的负荷，直至送端系统和受端系统之间出现滑行失步,所得输电线路或断面最大输送功率即为静态功角稳定极限。计算过程中应尽量保证系统的频率和电压在相对合理范围内，因此，要考虑调速系统和励磁系统，并保证增减功率基本平衡，且根据实际情况考虑是否投切无功补偿装置。同时应注意功率的增减方案要符合实际的功率流向。4.2.2静态功角稳定标准定义静态功角稳定储备系数为：式中：分别为线路或断面的极限和正常传输功率。（1）在正常方式下，KP不得低于1520。（2）在特殊方式下，KP不得低于10。4.3暂态稳定计算暂态稳定计算分析的目的校验电网的暂态稳定性，确定电网暂态稳定的薄弱点，研究保证电网暂态稳定性的安全稳定措施。4.3.1 暂态稳定计算的数学方法暂态稳定计算分析一般采用基于数值积分的时域仿真程序，即用数值积分方法求出系统遭受扰动(故障类型见3.3.2节)情况下系统数学模型的时域解，然后利用各发电机转子之间相对角度的变化、系统电压和频率的变化，来判断系统的稳定性。4.3.2 暂态稳定的判据和标准功角暂态稳定判据和标准是：电网遭受扰动后，引起同步系统内各机组之间功角相对摇摆，在经过第一、第二振荡周期不失步，作同步衰减振荡，系统中枢点电压逐渐恢复。4.4动态稳定计算动态稳定计算分析的目的是校验系统在小扰动和大扰动下的动态稳定性，确定系统中是否存在负阻尼或弱阻尼振荡模式，研究提高系统阻尼特性的安全稳定措施。电力系统动态稳定计算包括小扰动动态稳定计算和大扰动动态稳定计算。4.4.1动态稳定计算的方法一般采用基于电力系统线性化模型的特征值分析和基于数值积分的时域仿真相结合的方法分析电力系统动态稳定性。在进行电网日常运行计算时，一般先采用时域仿真方法，再视情况确定是否需要采用特征值分析方法；在进行动态稳定专题分析时，应同时采用上述两种方法进行计算分析。4.4.1.1基于特征值分析方法的动态稳定计算采用电力系统小扰动分析计算工具，可求得电力系统在运行点附近的线性化模型的特征值和特征向量等动态稳定信息。特征值，对应电力系统中的一个振荡模式，其频率和阻尼比：fi = i/2式中：为衰减系数（1/秒），为振荡角频率（弧度/秒），fi为振荡频率（Hz），为阻尼比。特征值对应的特征向量和参与因子向量包含了系统中的各状态量与该振荡模式相关性信息。在计算所得的振荡模式中，筛选出机电振荡模式，并分析其频率、阻尼比以及强相关机组之间的相位关系，则可得出电力系统的小扰动动态稳定情况。4.4.1.2基于时域仿真方法的动态稳定计算基于时域仿真的动态稳定计算，采用时域仿真程序，计算系统在小扰动或大扰动情况下的动态响应。小扰动一般采用在适当地点施加1到2个周波的三相短路，故障消失后网架结构不发生改变；大扰动一般采用与暂态稳定计算相同的故障类型。计算时间应达到所关心的振荡模式的1015个振荡周期，分析功角摇摆曲线、有功功率振荡曲线和中枢点电压变化曲线可以确定系统的动态稳定性。分析时一般取仿真曲线的后半段，以减少暂态过程及其他阻尼较强的振荡模式对分析结果的影响。一般采用基于Prony分析的工具，对时域仿真得出的机组功角曲线、线路功率曲线等进行Prony分析，得出所关心的振荡模式的频率及阻尼比。应关注Prony分析的拟合结果与原始曲线的吻合情况。若无Prony分析工具，则可采用正弦振荡曲线阻尼比的近似计算方法，如下式。但如果所分析的曲线中包含了一个以上的主导振荡模式时，则不宜采用该近似方法。式中：为阻尼比，为第I次振荡的幅值，为第（I+N）次振荡的幅值。4.4.2动态稳定性的标准4.4.2.1为保证系统具有适宜的动态稳定性，确保正常运行和故障后不发生弱阻尼低频振荡，系统阻尼比应达到以下标准：（1）正常方式下，系统中的区域间振荡模式及与大机组强相关的局部振荡模式在小扰动情况下的最低阻尼比标准应不低于0.035，在大扰动情况下的最低阻尼比标准应不低于0.02；（2）正常方式下，系统中与地区中小电站群强相关的振荡模式在小扰动情况下的最低阻尼比标准应不低于0.045，在大扰动情况下的最低阻尼比标准应不低于0.03。在动态稳定问题突出、发生低频振荡风险较大时期，可根据情况适当提高动态稳定性的阻尼比要求。4.4.2.2特征值分析方法和时域仿真方法得出的阻尼比不完全相同时，以时域仿真方法结果为准。4.5电压稳定计算电压稳定计算分析的目的是校验电网的静态、暂态和长过程电压稳定性，研究确定电网的无功补偿设备配置方案、无功电压控制策略、低压减载方案等保证电压稳定性的安全稳定措施。4.5.1静态电压稳定计算4.5.1.1静态电压稳定计算方法静态电压稳定计算分析可采用连续潮流算法，逐渐增加负荷（一般保持功率因数基本不变）的方法求解电压失稳的临界点（由 或 表示），由当前运行点电压和电压失稳临界点电压可得出当前运行点的电压稳定裕度。4.5.1.2静态电压稳定标准定义静态电压稳定储备系数为：式中：UZ、UC分别为母线的正常电压和临界电压。静态电压稳定储备标准为：（1）在正常方式下，KV不得低于1015；（2）在特殊方式下，KV不得低于8。4.5.2大扰动暂态电压稳定和大扰动动态电压稳定计算4.5.2.1大扰动暂态电压稳定和大扰动动态电压稳定计算方法大扰动暂态电压稳定和动态电压稳定计算所采用的数学模型及故障类型和暂态稳定计算基本相同，可采用常规的时域仿真程序进行计算分析。在暂态和动态过程中，必须详细考虑负荷动态特性、发电机及其励磁系统和调速系统、发电机过励限制特性、发电机强励动作特性、无功补偿装置、直流输电系统、低压减在等元件和控制装置的数学模型。4.5.2.2大扰动暂态和大扰动动态电压稳定的失稳实用判据和标准大扰动暂态和大扰动动态电压稳定的失稳实用判据（标准）为：暂态和动态过程中系统电压中枢点母线电压下降持续低于限定值（一般为0.75 p.u.，以平均额定电压为基准，下同）的时间不超规定（一般为1秒），且动态过程平息后220kV及以上电压等级中枢点母线电压不低于0.9p.u.。应注意区别由功角振荡导致电压大幅度波动造成的低电压和电压失稳造成的电压严重降低。4.5.3中长期电压稳定计算特殊需要或事故分析时进行中长期电压稳定分析。4.5.3.1中长期电压稳定计算方法中长期电压稳定计算除了需要详细模拟暂态电压稳定计算所要求的元件外，还必须考虑发电机定子和转子过流限制、强励限制、过励限制、低励限制，自动投切并联电容器和电抗器，电压和频率的二次控制，带负荷调压变压器的分接头调整（ULTC），恒温控制的负荷等元件的数学模型。中长期电压稳定计算可采用专门的中长期动态仿真程序或扩展的暂态稳定程序（能够模拟上述元件的动态过程）进行计算分析。4.5.3.2中长期电压稳定计算判据和标准中长期电压稳定计算的判据和标准与大扰动动态电压稳定计算的判据和标准相同。4.6频率稳定计算频率稳定计算目的是校验电网在出现较大有功功率不平衡时的频率稳定性，研究确定电网的频率控制策略、机网协调要求、低频减载方案、低频解列方案、高频切机方案等保证频率稳定的安全稳定措施的配置和协调配合方案。整个系统或系统解列后的孤岛系统可能出现较大的功率不平衡时，需要进行频率稳定计算。4.6.1频率稳定计算方法频率稳定计算采用时域仿真程序。频率稳定计算除了需要详细模拟暂态稳定计算所要求的元件外，还必须模拟低频减载、机组低频解列、高频切机、水轮发电机低频自启动、火电机组超速（包括超加速度）保护等频率相关自动装置。长过程频率稳定问题还要模拟发电机组原动机、锅炉及其控制系统、水力系统，核反应堆及其控制系统，电压和频率的二次控制等元件的长过程动态特性。计算中应考虑可能出现的最大功率不平衡，若系统解列成几个部分运行，还必须考虑解列后各子系统可能出现的最大功率缺额或功率过剩。在频率稳定的计算中，还要观察系统解列、机组切除、负荷切除对有关设备和元件的影响，如线路等设备是否过载，系统中枢点电压是否超过允许范围等。4.6.2频率稳定的判据一般而言，频率稳定的判据是：任何时刻频率低于51.5Hz、高于47.5Hz，且事故后系统频率能迅速恢复到49.2Hz50.5Hz之间，并考虑计算可能出现的误差。省区电网或地区电网可根据网内机组实际性能核定频率稳定判据，但应关注以下问题：（1）在任何情况下的频率下降过程中，应保证系统低频值与所经历的时间，能与运行中机组的自动低频保护和联合电网间联络线的低频解列保护相配合，频率下降的最低值还应大于核电厂冷却介质泵低频保护的整定值，以及直流系统对频率的要求值，并留有一定的裕度。（2）孤岛系统频率升高或因切负荷引起恢复时的频率过调，其最大值必须与运行中机组的过频率保护（如火电机组超速保护）相协调，且留有一定裕度，避免高度自动控制的大型汽轮机组在过频率过程中的出现汽机调门关闭甚至机组解列，进一步扩大事故。4.7短路电流计算本标准涉及的短路电流计算的目的是计算电力系统中各厂站的最大短路电流，以检验电网的短路电流水平是否在开关设备的开断能力之内，确保在电网设备发生短路故障时开关设备能可靠切断短路电流，隔离故障元件。4.7.1短路电流计算的方法最大短路电流计算采用的初始潮流应考虑可能出现的最大开机方式、最完整网架接线，系统中的发电机应根据需要予以保留或等值。计算不对称短路时应对系统零序网络进行准确建模。采用短路电流计算程序，计算电网各厂站母线发生金属性三相短路或金属性单相短路时的母线短路电流交流分量起始值（有效值）。4.7.2短路电流计算的判据短路电流计算的判据为：计算得出的厂站母线的三相短路电流和单相短路电流值均小于该厂站内开关设备的额定短路开断电流，并留有适当的裕度。必要时，可按各分支的短路电流值是否小于开关设备的额定短路开断电流进行判断，但应确保能适应各种可能出现的运行方式和各种可能出现的短路点。4.8次同步振荡计算次同步振荡计算分析的目的是评估有关火电机组是否存在次同步振荡问题，提出抑制次同步振荡的措施。在进行直流输电系统、串联补偿装置、静止无功补偿装置设计时，应进行必要的次同步振荡问题研究，采取有效措施防止次同步振荡的发生。进行火电厂接入系统设计时，也应评估是否存在次同步振荡问题，并采取相应措施。4.8.1 次同步振荡计算的方法次同步振荡计算的实用方法是，先采用机组作用系数法（针对HVDC输电系统）或频率扫描法（针对交流串联补偿系统），筛选出可能存在次同步振荡问题的系统条件，然后采用时域仿真分析法对筛选出的系统条件进行详细的计算分析。4.8.1.1 机组作用系数法机组作用系数（Unit Interaction Factor, 缩写为UIF）可以作为HVDC输电系统是否可能存在次同步振荡问题的筛选指标。机组作用系数是一种用来表征发电机组与直流输电系统相互作用强弱的特性参量。直流输电整流站与发电机组g之间相互作用的程度可用下式表示：式中：MVAHVDC表示直流系统的额定容量，单位为MW；MVAg表示发电机的额定容量，单位为MVA；SCTot和SCg分别为含发电机和不含发电机时直流换流母线（不包括交流滤波器）的短路容量。当一个电厂有同容量同参数的多台发电机时，这些发电机须合并为一台发电机进行计算。机组作用系数法判据：若UIF 0.1，则可认为发电机组g与HVDC系统之间没有明显的相互作用，不需要对SSO问题作进一步的研究；反之，则该发电机组与HVDC系统之间可能存在SSO问题，需要采用其它方法（如时域仿真法等）进一步详细研究。4.8.1.2频率扫描法频率扫描法针对某一特定的频率范围，计算从待研究的发电机转子后向系统侧看进去的等值阻抗。通过频率扫描，分别得到等值阻抗的实部（即等值电阻）和虚部（即等值电抗）随频率而变化的曲线，据此可以对次同步谐振的三个方面的问题（即感应发电机效应、扭转相互作用和暂态扭矩放大作用）作出初步的估计。频率扫描法判据：如果等值电抗等于零或接近于零所对应的频率点上的等值电阻小于零，则可能存在感应发电机效应；如果等值电抗达到极小值的频率点与机组轴系扭振自然频率的互补值相差小于3Hz，则可能存在暂态扭矩放大作用。上述两种情况需要采用电磁暂态仿真类软件作进一步的详细研究。4.8.1.3时域仿真分析法时域仿真分析法采用电力系统电磁暂态仿真程序或实时数字仿真器，求解系统的微分方程组，得出扰动后各变量随时间变化的曲线，从而判定次同步振荡问题的性质。时域仿真分析法可获得精确的、符合工程需要的结论，在可能存在次同步振荡问题的情况下，应采用时域仿真分析法进行详细计算分析。进行次同步振荡问题的时域仿真分析时，应采用足够详细的系统模型，包括充分详细的电网电磁暂态模型和相关机组电磁暂态模型和轴系模型，并详细模拟系统控制器以及系统故障、开关动作等各种网络操作。4.9再同步计算 再同步是指电力系统受到小的或大的扰动后，同步电机（或同调机群）经过短时间非同步运行过程后再恢复到同步运行方式。电力系统再同步计算的目的，是分析故障后失去同步的两个部分电网再同步的可能性和再同步需采取的措施。4.9.1再同步计算的方法研究再同步问题须采用详细的电力系统模型和参数。电力系统再同步计算的校验内容：（1）再同步过程中是否会造成系统中某些节点电压过低，是否影响负荷的稳定，是否会扩大为系统内部失去同步，是否会扩大为系统几个部分之间失去同步；（2）在非同步过程中流过同步电机电流的大小是否超过规定允许值，对机组本身的发热、机械变形及振动的影响；（3）再同步的可能性及其相应措施。4.9.2电力系统再同步的判据为：系统中任两个同步电机（或同调机群）失去同步，经若干非同步振荡周期，相对滑差逐渐减少并过零，然后相对角度逐渐过渡到某一稳定点。5 安全稳定分析和措施5.1安全稳定分析5.1.1N-1静态安全分析。分析中要注意元件过载情况、各枢纽点电压情况、电网的薄弱环节等。5.1.2静态功角稳定分析（静态功角稳定实用算法的分析）。分析中要注意加减线路或断面功率的过程和处理方式是否与实际一致，电压水平是否符合实际。5.1.3时域稳定分析。采用时域稳定分析方法进行功角、电压、频率稳定分析时要注意：（1）计算条件应反映系统可能出现的不利情况；（2）故障类型应满足稳定导则的要求，故障地点应涵盖可能出现的最严重故障地点；（3）要注意被观察物理量（机组、母线及线路的角度、电压等）选取的代表性；（4）应分析直流输电系统、各种自动装置、机组保护的动作情况及合理性；（5）要注意区分稳定问题的性质和失稳模式，如区分电压稳定（负荷中心电压的持续降低）与功角稳定（联络线电压的周期性变化或持续降低）；（6）应关注发电机同调性和系统振荡中心；（7）应注意系统阻尼情况，评估进行详细动态稳定分析的必要性；（8）应关注事故后电压、频率的恢复情况；（9）影响系统功角、电压、频率稳定的主要因素和提高系统稳定性的措施等。5.1.4动态稳定频域分析。在采用频域分析进行动态稳定分析时要注意：（1）计算条件应反映系统可能出现的不利情况；（2）重点分析区域间振荡模式、边远电源送出系统相关的振荡模式和其他弱阻尼振荡模式的振荡频率、阻尼比和强相关机组；（3）要注意所关注的振荡模式的主要相关机组工况、机组及其励磁系统（含PSS）模型参数的合理性和正确性；（4）影响系统动态稳定的主要因素和提高系统动态稳定性的措施等。5.1.5短路电流计算。计算中要注意初始潮流是否考虑了可能的最大开机方式和最完整网架结构，电压水平是否为正常偏高值；计算不对称短路时应注意零序网络的完整性，包括线路、主变、高抗等原件的零序参数和线路零序互感参数，主变零序参数应考虑变压器绕组联接方式及中性点接地方式，高抗零序参数应考虑高抗的中性点小电抗。5.1.6综合分析。在以上分析的基础上，确定系统稳定问题的性质、影响系统稳定性的主要因素，找出系统稳定的薄弱环节，研究提高系统稳定性和保障电网安全稳定运行的措施及控制要求，研究改善电网结构等提高系统整体安全稳定性的措施。5.1.7电网日常运行计算应提出运行控制要求（包括主要断面控制极限）；专题稳定计算分析应编制计算分析报告，计算分析报告内容参见附录。5.2安全稳定措施5.2.1针对计算分析发现的电力系统安全稳定问题，按照电力系统安全稳定导则（DL 755-2001）对电网结构的要求，提出完善电网结构、优化有功无功电源布局和储备、解开电磁环网等措施，实现电网的合理分层分区，减少系统稳定对安全自动装置的依赖，降低电网严重事故的几率。5.2.2按照电力系统安全稳定导则（DL 755-2001）规定的第一级安全稳定标准，根据安全稳定计算结果和相关设备的能力，提出有关线路/断面的控制极限，编制运行控制方案（包括控制条件说明）。5.2.3按照电力系统安全稳定导则（DL 755-2001）规定的第二、三级安全稳定标准，根据安全稳定计算结果和相关设备的能力，制定电网的稳定控制措施。第二级安全稳定标准对应的措施包括联锁切机、联锁切负荷、快关汽门等措施；第三级安全稳定标准安全稳定标准对应的措施包括失步解列、快速解