电力系统安全稳定计算规范.ppt

国家电网安全稳定计算技术规范,2011年11月,国家电网安全稳定计算技术规范Q/GDW404-2010是国家电网公司电力系统安全稳定计算的指导性文件。适用于国家电网公司所属220kV及以上电力系统的安全稳定计算分析工作。电网经营企业、电网调度机构、电力生产企业、电力供应企业、电力建设企业、电力规划和勘测设计、科研等单位在开展电力系统安全稳定计算分析时，均应遵守和执行本标准。,主要内容,总则,电力系统安全稳定计算分析的目的和要求,电力系统安全稳定计算分析的基础条件,安全稳定计算的方法和判据,稳定计算分析和提高稳定性的措施,稳定计算分析的管理,1 总则,1.1为了准确有效地贯彻执行电力系统安全稳定导则，指导并规范各有关部门、企业和单位对运行的或规划的电力系统的安全稳定性进行全面分析研究，提高仿真计算的准确度，全面掌握所研究系统的稳定特性，有针对性地采取切实可行的措施，保障电力系统安全，特制定本规定。,1.2 国家电网公司电力系统安全稳定计算规定：遵循电力系统安全稳定导则的基本原则；明确了电力系统安全稳定计算分析的基本内容；规定了进行电力系统安全稳定计算分析的基本要求、计算方法和稳定性判据。,1 总则,1.3 国家电网公司电力系统安全稳定计算规定适用范围：适用于国家电网公司所属220kV及以上电力系统的安全稳定计算分析工作。220kV以下电力系统的安全稳定计算工作可参照本规定的要求进行。电网经营企业、电网调度机构、电力生产企业、电力供应企业、电力建设企业、电力规划和勘测设计、科研等单位在开展电力系统安全稳定计算分析时，均应遵守和执行本规定。,1 总则,主要内容,总则,电力系统安全稳定计算分析的目的和要求,电力系统安全稳定计算分析的基础条件,安全稳定计算的方法和判据,稳定计算分析和提高稳定性的措施,稳定计算分析的管理,2 电力系统安全稳定计算分析的目的和要求,2.1 安全稳定计算分析的目的和总体要求安全稳定计算分析的目的 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措施和保证系统安全稳定运行的控制策略，用以指导电网规划、设计、建设、生产运行以及科研、试验中的相关工作。,2.1.2 安全稳定计算分析的总体要求 电力系统安全稳定计算应根据系统的具体情况和要求，开展对系统静态安全分析、短路电流安全校核、静态稳定计算、暂态稳定计算、动态稳定计算(大扰动、小扰动）、电压稳定计算、频率稳定计算以及再同步计算，并对计算结果进行认真、详细的分析，研究系统的基本稳定特性，检验规划电网的安全稳定水平，优化电网规划方案，提出保证电网安全稳定运行的控制策略和提高系统稳定水平的措施。,2 电力系统安全稳定计算分析的目的和要求,2.2 无功电压分析无功电压分析目的是分析无功平衡状况与电压水平，发现电压无功薄弱环节，制定电压无功控制策略，实现无功的分层分区就地平衡，确保在正常、检修及特殊方式下各电压等级母线电压均能控制在合理水平，并具有灵活的电压调节手段。对于联系薄弱的电网联络线、网络中的薄弱断面等有必要开展电压波动计算分析。,2 电力系统安全稳定计算分析的目的和要求,2.3 短路电流安全校核短路电流安全校核的目的是在规定的运行方式或网络拓扑结构下，校验系统中各母线短路电流水平是否满足相关断路器开断能力的要求，研究限制短路电流水平的措施。,2 电力系统安全稳定计算分析的目的和要求,2.4 静态安全分析电力系统静态安全分析指应用潮流计算的方法，根据 N-1原则，逐个无故障断开线路、变压器等单一元件，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是否满足安全运行的要求。,2 电力系统安全稳定计算分析的目的和要求,2.5 静态稳定计算分析 电力系统静态稳定（包括静态功角稳定和静态电压稳定）计算分析的目的是应用相应的判据确定电力系统逐个被加载运行点的静态稳定性，求取在给定方式下的静态输送功率极限和静稳定储备，检验给定运行方式的静稳定储备是否满足要求。计算范围：对于大电源送出线、联系薄弱的电网联络线、大受端系统、网络中的薄弱断面等需要进行静态稳定分析。,2 电力系统安全稳定计算分析的目的和要求,2.6 暂态稳定计算分析暂态稳定计算分析的目的是在规定的运行方式和故障形态下，对系统的暂态稳定性进行校验，研究保证电网安全稳定的控制策略，并对继电保护和自动装置以及各种安全稳定措施提出相应的要求。,2 电力系统安全稳定计算分析的目的和要求,2.7 动态稳定计算分析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，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到系统必须用非线性方程来描述的动态稳定过程。动态稳定计算分析的目的是在规定的运行方式和故障形态（包括小扰动和大扰动）下，对系统的动态稳定性进行校验，确定系统中是否存在负阻尼或弱阻尼振荡模式，并对系统中敏感断面的潮流控制、提高系统阻尼特性的措施、并网机组励磁及其附加控制系统和调速系统的配置和参数优化以及各种安全稳定措施提出相应的要求。,2 电力系统安全稳定计算分析的目的和要求,2.8 电压稳定计算分析电压稳定计算分析的目的是在规定的运行方式和故障形态下，对系统的电压稳定性进行校验，并对系统电压稳定控制策略、低电压减负荷方案、无功补偿配置以及各种安全稳定措施提出相应的要求。2.9 频率稳定计算分析频率稳定计算目的是，当系统的全部或解列后的局部出现较大的有功功率扰动造成系统频率大范围波动时，对系统的频率稳定性进行计算分析，并对系统的频率稳定控制对策、低频减负荷方案、机网协调策略以及各种安全稳定措施提出相应的要求。,2 电力系统安全稳定计算分析的目的和要求,2.10 再同步计算分析电力系统再同步计算分析的目的是，当运行中稳定破坏后或线路采用非同步重合闸时，研究系统运行状态的变化趋向，并找出适当措施，使失去同步的机组经过短时间的异步运行，能较快再拉入同步运行。再同步的计算分析一般在特殊要求或事故分析需要时进行。,2 电力系统安全稳定计算分析的目的和要求,主要内容,总则,电力系统安全稳定计算分析的目的和要求,电力系统安全稳定计算分析的基础条件,安全稳定计算的方法和判据,稳定计算分析和提高稳定性的措施,稳定计算分析的管理,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.1 计算条件和基础数据3.1.1 安全稳定计算分析前应首先确定的基础条件包括：（1）元件类电力系统接线和运行方式电力系统各元件及其控制系统的模型和参数负荷模型和参数（2）事件类故障类型和故障切除时间重合闸动作时间继电保护和安全自动装置的模型和动作时间等。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.1.2 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。计算分析中应使用合理的模型和参数，以保证仿真计算的准确度。3.1.3 在系统设计、生产运行和试验研究的计算分析中，应保证所采用模型和参数的准确性和一致性，在规划设计阶段的计算分析中对现有系统以外部分可采用典型模型和参数。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.2 系统接线和运行方式3.2.1 选取系统接线和运行方式的原则 应根据计算分析的目的，针对系统运行中实际可能出现的不利情况，设定系统接线和运行方式。应从下列三种运行方式（正常方式、事故后方式、特殊方式）中分别选择可能出现的对系统安全稳定不利的情况，进行计算分析。3.2.2 正常方式 包括按照负荷曲线以及季节变化出现的水电大发、火电大发、最大或最小负荷、最小开机和抽水蓄能运行工况等可能出现的运行方式，以及计划检修方式。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.2.3 事故后方式 电力系统事故消除后，在恢复到正常运行方式前所出现的短期稳态运行方式。3.2.4 特殊方式 包括节假日运行方式、主干线路、变压器或其他系统重要元件、计划外检修，电网主要安全稳定控制装置退出，以及其它对系统安全稳定运行影响较为严重的方式。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.3 电力系统的简化和等值3.3.1 根据计算分析的目的和要求，必要时可以对外部电网等值简化或对所研究电网的低压网络进行合理简化。3.3.2 网络接线的简化原则（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。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,(2)研究网络一般可以只保留两级电压的网络接线，例如在500kV系统，保留500kV和220kV网络；但负荷宜挂在变压器的中压侧或低压侧（如220kV/110kV变压器的110kV侧）。在1000/750kV电网中应至少保留三级电压的网络接线，远期规划可适当简化。西北电网的330kV和220kV系统可根据需要保留110kV网络。低压电磁环网线路原则上应保留。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,(3)被简化的低压网络中的小电源，原则上可与本地负荷抵消，对系统特性影响较大的小电源可根据需要予以保留。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.3.3 互联电网外部系统等值的原则可根据研究目的，对所研究系统的外部系统进行适当等值。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 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.3.4 动态等值方法 动态等值与电力系统稳定计算分析的物理问题紧密相关。在电力系统安全稳定计算分析中，可根据所研究的问题，分别针对以下情况进行等值：（1）适用于大规模电力系统的暂态和动态（大扰动）稳定性分析的等值方法，要求研究系统在同一大扰动下，等值前后有接近的转子摇摆曲线。（2）适用于大规模电力系统的小扰动动态稳定性分析的等值方法，要求研究系统在等值前后有接近的振荡模式和模态分布。（3）适用于大规模电力系统的在线动态安全分析的等值方法，要求研究系统在等值前后有接近的动态安全分析结果。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,关于电力系统的简化和等值特别说明：在进行低压网络或局部电网简化时，应保持主网的系统特性基本不变，对系统特性影响较大的低压网络或局部电网，应予以保留。应保证被简化或等值系统的稳定性，不要因简化或等值系统的不稳定影响主网的安全稳定运行。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.4 故障类型、地点、重合闸及故障切除时间3.4.1 故障地点和故障类型故障地点应选取对系统稳定不利的地点。线路故障一般应选在线路两侧变电站出口，变压器故障一般应选在高压侧或中压侧出口，因主变低压侧切除故障时间较长，有时会成为制约故障，低压侧故障切除时间按实际情况确定，发电机出口故障应选在升压变高压侧出口。故障类型应根据电力系统安全稳定导则的要求，根据计算的具体需要选取（三级安全稳定标准）。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,电力系统安全稳定导则规定：电力系统承受大扰动能力的安全稳定标准分为三级：第一级标准：保持稳定运行和电网的正常供电；第二级标准：保持稳定运行，但允许损失部分负荷；第三级标准：当系统不能保持稳定运行时，必须防止系统崩溃并尽量减少负荷损失。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,第一级安全稳定标准 正常运行方式下的电力系统受到下述单一元件故障扰动后，保护、开关及重合闸正确动作，不采取稳定控制措施，必须保持电力系统稳定运行和电网的正常供电，其它元件不超过规定的事故过负荷能力，不发生连锁跳闸。任何线路单相瞬时接地故障重合成功；同级电压的双回或多回线和环网，任一回线单相永久故障重合不成功及无故障三相断开不重合；,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,同级电压的双回或多回线和环网，任一回线三相故障断开不重合；任一发电机跳闸或失磁；受端系统任一台变压器故障退出运行；任一大负荷突然变化；任一回交流联络线故障或无故障断开不重合；直流输电线路单极故障。说明：必要时可采用切机或快速降低发电机组出力的措施的情况：发电厂的交流送出线路三相故障，发电厂的直流送出线路单极故障，两级电压的电磁环网中单回高一级电压线路故障或无故障断开。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,第二级安全稳定标准 正常运行方式下的电力系统受到下述较严重的故障扰动后，保护、开关及重合闸正确动作，应能保持稳定运行，必要时允许采取切机和切负荷等稳定控制措施。单回线单相永久性故障重合不成功及无故障三相断开不重合；任一段母线故障；同杆并架双回线的异名两相同时发生单相接地故障重合不成功，双回线三相同时跳开；直流输电线路双极故障。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,第三级安全稳定标准 电力系统因下列情况导致稳定破坏时，必须采取措施，防止系统崩溃，避免造成长时间大面积停电和对最重要用户(包括厂用电)的灾害性停电，使负荷损失尽可能减少到最小，电力系统应尽快恢复正常运行。故障时开关拒动故障时继电保护、自动装置误动或拒动；自动调节装置失灵；多重故障；失去大容量发电厂；其他偶然因素。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,对几种特殊情况的要求 向特别重要受端系统送电的双回及以上线路中的任意两回线同时无故障或故障断开，导致两条线路退出运行，应采取措施保证电力系统稳定运行和对重要负荷的正常供电，其他线路不发生连锁跳闸。在电力系统中出现高一级电压等级的初期，发生线路（变压器）单相永久故障，允许采取切机措施；发生线路（变压器）三相短路故障，允许采取切机和切负荷措施，保证电力系统的稳定运行。任一线路、母线主保护停运时，发生单相永久接地故障，应采取措施保证电力系统的稳定运行。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.4.2 故障切除时间 故障切除时间为从故障起始至断路器断弧的时间，主要包括保护动作时间、中间继电器时间和断路器全开断时间等，一般按下列数据选取：,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,（1）220kV线路 近故障点侧：0.12秒；远故障点侧：0.12秒。（2）330kV线路 近故障点侧：0.10秒；远故障点侧：0.10秒。（3）500kV线路 近故障点侧：0.09秒；远故障点侧：0.10秒。（4）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。（5）特殊方式时保护动作时间应按实际整定值考虑。（6）750kV和1000kV线路、母线和变压器的故障切除时间可参照500kV执行，并将依据运行后故障统计数据调整。（7）对于保护与开关的动作时间不能达到上述故障切除时间要求的老旧设备，应进行整改，完成整改前其故障切除时间可暂按当前实际情况考虑。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,特别说明：在系统运行和系统规划中特别需要时，对于保护和开关动作时间较快的先进设备，允许按设备的实际情况适当提高近端故障切除时间，但不应超过下列允许值：220kV线路 近故障点侧：0.1秒 330kV线路 近故障点侧：0.09秒 500kV线路 近故障点侧：0.08秒,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,1999-2008年220kV及以上电压等级系统线路故障切除时间统计,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,从统计数据看:最长故障切除时间有可能超出计算规定中提出的故障切除时间。因此，规定中对老旧设备提出了整改要求，在完成整改前可暂按当前实际情况考虑故障切除时间。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.4.3 重合闸时间 重合闸时间为从故障切除后到断路器主断口重新合上的时间，主要包括重合闸整定时间和断路器固有合闸时间。应根据系统条件、系统稳定的需要等因素确定。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.5 系统元件模型和参数3.5.1 同步电机采用基于数值积分的时域仿真方法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分析时，同步发电机应采用考虑阻尼绕组的次暂态电势（Ed、Eq）变化的详细模型。建议隐极发电机（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，同步调相机应按无机械功率输入的发电机处理。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.5.2 同步电机控制系统（1）励磁系统及其附加控制系统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PSS）的作用。在进行中、长过程电压稳定计算时，应考虑低励磁限制、过励磁限制的动作特性。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，选用适当的标准仿真模型，其参数原则上应采用实测参数或同类型系统的实测参数。对于特殊的励磁系统可根据其情况采用自定义模型。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,（2）原动机及调速系统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，允许不考虑机组的原动机及调速系统,但在进行时域仿真验证时，应考虑机组的原动机及调速系统。原动机及调速系统的参数原则上应采用实测参数或制造厂家提供的出厂参数。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.5.3 负荷模型负荷模型可以采用综合静态模型（综合指数模型）或综合动态模型（电动机综合指数模型），建议采用综合动态负荷模型。各电网应根据本网的具体情况决定本电网负荷模型的组成和参数。系统母线上的综合负荷特性参数可以根据典型负荷的特性参数和实际负荷设备的构成、容量和使用率等因素来确定，也可根据实测辨识确定，并经系统试验或事故录波的仿真验证。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,（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：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，因此，通常被称为ZIP模型。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,（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(ZIP)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）厂用电负荷应按电动机负荷考虑。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3）全国电网的负荷模型使用情况,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.5.4 线路和变压器输电线路和变压器一般按型等值电路计算。线路参数应采用实测参数。进行不对称故障计算时，也应采用实测的线路零序参数；如果高抗中性点通过小电抗接地，高抗零序参数应包含中性点小电抗。变压器参数应使用制造厂提供的实测参数。进行不对称故障计算时，变压器零序参数应能反映变压器绕组联接方式。对于规划设计中的新建线路和变压器，其参数可取典型值。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.5.5 直流输电在电力系统稳定计算中，目前阶段直流输电可以采用准稳态模型，并按直流控制系统实际情况模拟。直流输电如果投入直流调制功能，在稳定计算中应考虑直流调制，并采用实际直流调制功能的控制规律和参数。在换流站附近发生故障，或系统严重低电压时，应考虑直流输电系统发生换相失败的可能性。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,关于直流输电系统模型在电力系统稳定计算程序中，直流输电系统都是采用准稳态模型。由于准稳态模型的局限性，只适用于基波、对称系统的仿真计算。对于交流系统的快速暂态过程和波形畸变特性，准稳态模型还不能较准确的模拟；同时，在交流系统不对称条件下，采用准稳态模型仿真直流输电系统也是不精确的。因此，可用交直流系统电磁暂态和机电暂态混合仿真程序仿真计算。如不具备条件，实际计算中应注意直流输电系统准稳态模型的适应性和仿真精度，必要时应考虑采用EMTP（或EMTDC）程序以及交直流系统仿真装置进行校核。,风电场和风机模型风电场稳态计算采用等值发电机模拟，并选择合适的电压控制方式。风电机组依据风机类型选择符合物理实际的模型，并考虑其控制系统及风机保护的作用，稳定计算中风电场可用单台或几台大容量风电机组模拟。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,我国规划在内蒙、甘肃、河北、吉林、新疆、江苏、山东等省区建设大型风电基地,西藏电网,西北电网,华中电网,台湾,南方电网,千万千瓦风电基地,华北电网,华东电网,东北电网,因近年来风电在我国大快速发展和大规模集接入，本次计算规范中对风电模型进行描述。,风电模型固定转速风力发电机组模型,风机模型,风功率模型,桨距角模型,风电模型变速恒频风电机模型,变速恒频风机模型,风电模型变速恒频风电机模型,电气控制模型,无功控制模型,桨距角模型,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.5.6 稳定措施的模型和参数电力系统中装有稳定控制装置或需要研究系统稳定控制措施时，在电力系统稳定计算中应考虑稳定控制措施的作用。应根据联锁切机、快速压出力（快关）、联锁切负荷、低频自动减负荷、低压自动减负荷、电厂失步解列、电网事故解列等装置的实际动作时间，以及电力电子装置的控制规律，进行电力系统稳定控制措施的仿真计算。规划阶段可参照继电保护、稳定控制装置的实际动作水平选取典型动作时间。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.5.7 长过程动态稳定计算的相关模型在进行电力系统长过程动态稳定计算时，应考虑更详细的原动机及其控制系统、自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）、励磁系统的低励磁限制、过励磁限制、强励限制器、水电厂低频自启动、带负荷调压变压器的分接头调整、恒温控制负荷、锅炉及其控制系统、水力系统，核反应堆及其控制系统等动态元件和控制系统的数学模型。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.6 初始潮流计算3.6.1 运行方式安排（1）根据所研究的运行方式，考虑电厂的开停机计划，负荷曲线，网络结构等实际情况，确定系统的基本潮流，作为稳定计算的初始方式。（2）应结合实际需要调整开机方式和负荷水平，考虑实际可能出现的不利的情况，安排潮流计算方式。（3）负荷的有功功率和无功功率应符合实际。要加强对实际负荷的分析，在计算中体现运行中可能出现的不利情况。负荷的功率因数要根据实际情况进行核实。对某些特殊类型的负荷（如整流负荷）要特别予以关注。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,（4）有功旋转备用和无功储备应满足电力系统安全稳定导则要求。一般按不大于25的实际负荷确定有功旋转备用。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，送端系统允许不考虑旋转备用；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。（5）厂用电一般应按负荷考虑，不能直接在发电出力中扣除。火电机组的厂用电负荷按实际情况确定，水电机组可以忽略厂用负荷。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.6.2 潮流计算在运行方式初始潮流计算时应注意如下问题：（1）无功功率平衡和补偿应按电力系统安全稳定导则和电力系统电压和无功电力技术导则的要求，无功补偿基本分层、分区平衡，避免无功功率在各电压层间流动和长距离输送无功功率。受端系统还应考虑足够的动态无功备用容量。实际运行中不能满足上述要求时，则按实际可能出现的对系统稳定不利的情况进行计算。（2）机组的无功出力要按实际的最大、最小能力来考虑，应按照机组实际的PQ曲线设置无功上下限，当无功达到限值时应自动转换为PQ节点。（3）一般情况下“平衡机”应设在本系统中大容量调频机组。平衡机的有功及无功功率不能超出正常范围。,3 电力系统安全稳定计算分析的基础条件,3.6.3 初始潮流计算结果除需要研究的特定潮流方式外，初始正常潮流计算结果应符合以下要求:（1）电厂母线电压在0.951.05 p.u.（平均额定电压为基准）范围内，并且机组的无功不超发；（2）线路及变压器均不过载，并满足N-1静态安全的要求；（3）无功功率分布符合分层、分区平衡的原则。如果不能满足上述要求，则应通过调节机组出力、投退无功补偿装置、调整负荷大小及其功率因数等方法使之满足要求，并将所进行的调整作为该方式运行的必要条件提出。,主要内容,总则,电力系统安全稳定计算分析的目的和要求,电力系统安全稳定计算分析的基础条件,安全稳定计算的方法和判据,稳定计算分析和提高稳定性的措施,稳定计算分析的管理,4.1 无功电压分析4.1.1 无功电力平衡的基本原则为分层分区、就地平衡，并符合无功电压相关标准和规定。感性无功补偿度用来评价电网中感性无功补偿容量是否充裕，在计算中联络线的充电功率按照50考虑。某电压等级电网感性无功补偿度=该电压等级电网高抗、低抗容量之和/该电压等级线路充电功率总和的百分比。无功补偿设备的规划和运行控制均应采用潮流分析的方法，在典型大、小潮流方式下通过调整发电机无功出力、无功补偿设备投切及变压器分接头调整，控制各电压等级母线电压在合理的范围内，实现无功电力分层分区、就地平衡的目标。潮流方式安排中负荷的功率因数应符合电网运行实际情况，在规划中应按照负荷功率因数的相关要求以及电网现状确定。,4 安全稳定计算的方法和判据,算例：特高压线路扩建工程输电线路的补偿度 长治南阳荆门特高压输电线路运行在1100kV时，充电功率达到3490Mvar，高抗补偿容量共计2973Mvar，高抗补偿度约为85%，若计入长治、南阳和荆门变电站低抗无功补偿容量，特高压扩建工程的高低抗补偿度为184%，感性补偿设备满足要求，并留有一定裕度。,4 安全稳定计算的方法和判据,4.1.2 电压波动计算分析应首先确定交流联络线潮流波动幅值，并针对系统运行中实际可能出现的不利情况，设定系统接线和运行方式。联络线功率潮流波动幅值可依据电网实测值确定，在规划阶段可依据电网运行经验确定，也可参照如下经验公式：电压波动计算应在所研究的潮流方式下，采用稳定计算程序在联络线两侧电网施加负荷扰动（考虑扰动振荡频率与联络线固有振荡频率基本一致）计算电压波动数值。根据稳定计算得到的潮流波动引起的电压波动值，对潮流计算确定的静态电压控制范围进行调整，避免在功率波动时电压越限。,4 安全稳定计算的方法和判据,算例：特高压功率波动引起的电压波动,4 安全稳定计算的方法和判据,7.2短路电流安全校核7.2.1 短路电流计算的数学模型计算正序系统等值阻抗时，应考虑如下因素：（1）发电机阻抗取，即直轴次暂态电抗饱和值；（2）电厂升压变和变电站降压变压器在分接头位置明确并且通常固定情况下，可取实际位置；不明确情况下取额定位置；（3）交流线路考虑电阻、电抗、电容；需考虑高压输电线路并联电抗器；（4）静态负荷可用恒阻抗模拟，感应电动机可用堵转电抗模拟，应用等值感应电动机负荷模型时，感应电动机参数和比例的选择应符合实际，并应计及配电网络阻抗的影响。,4 安全稳定计算的方法和判据,计算零序系统等值阻抗时，应考虑如下因素：（1）变压器的中性点接地方式和中性点小电抗；（2）直流换流变压器的接地方式；（3）交流线路考虑零序电阻、零序电抗、零序电容；（4）感性并联无功补偿设备的零序电抗，以及中性点小电抗；（5）等值负荷的零序阻抗，应取馈线零序阻抗与下级变压器的高压侧零序等值阻抗之和；（6）发电厂高压侧厂用变中性点接地方式，并考虑中性点小电抗。,4 安全稳定计算的方法和判据,4 安全稳定计算的方法和判据,4.2.3 短路电流安全校核判据短路电流安全校核的判据是母线短路电流水平不超过开关的开断能力，电网规划中应分析短路电流变化趋势，针对仍有上升趋势的情况应留有一定裕度。短路电流安全校核报告短路电流计算分析内容通常分为全接线、全开机方式和正常运行大方式两部分，并同时分析三相短路电流和单相短路电流水平。在正常运行大方式下，当某厂站短路电流水平接近断路器开断能力时，应利用暂态稳定程序进行计算校核，计算模型与暂态稳定计算一致，并以此作为制定研究结论的依据。针对短路电流超标的厂站应研究提出解决措施。,4 安全稳定计算的方法和判据,算例：三峡近区短路电流,2 电力系统安全稳定计算分析的目的和要求,三峡开机29机方式下，江陵、斗笠站母线短路电流超标。采取拉停江兴一回方案。,4.3 静态安全分析静态安全分析一般采用N-1开断计算方法，在所研究的潮流方式基础上，逐个无故障断开线路、变压器等单一元件，再进行潮流计算，获得N-1开断后的潮流分布。静态安全分析的主要判据是N-1开断后设备不过载，系统母线电压不越限。750/1000kV 电压等级需分析元件开断后的空充状态下设备的过电压水平，并研究设备在出现过电压问题后应采取的解决方案，如过电压保护、安全自动装置等。,4 安全稳定计算的方法和判据,某些元件开断后可能导致潮流计算不收敛，原因可能是元件开断导致局部孤立子系统或开断导致局部系统有功功率或无功功率平衡不好。前者是网络结构导致潮流计算不收敛；后者对系统的稳定性影响较大，应作进一步分析，找出原因，采取措施使潮流收敛，并在后续的稳定计算中予以关注。一般要求潮流计算程序具备自动N-1开断计算和分析功能。也可以由用户逐一开断一些关键元件，进行潮流计算分析。,4 安全稳定计算的方法和判据,4 安全稳定计算的方法和判据,4.4 静态功角稳定4.4.1 静态功角稳定判据静态功角稳定判据为：相应的静态功角稳定储备系数为：式中：Pj、Pz分别为线路或断面的极限和正常传输功率。,4.4.2 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（1）特征根判别法 静态功角稳定分析的特征根判别法的一般过程为：计算给定运行方式下潮流分布和状态量的稳态值；对描述暂态过程的方程式，在稳态值附近线性化；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。静态功角稳定的判据是：没有正实数特征根。,4 安全稳定计算的方法和判据,（2）静态功角稳定实用算法特征根判别法的不足：（1）由于严重方式的潮流计算的收敛性差，计算中可能难以建立过渡方式的潮流分布和状态量的稳态值；（2）受全维特征根算法“维数灾”的限制，对于大规模系统，可能难以得到系统的全部特征根，从而给特征根判别法的应用带来困难。因此，允许采用实用算法。,4 安全稳定计算的方法和判据,静态功角稳定实用算法是采用稳定计算程序，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，求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正常范围内，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。同时应注意功率的增减方案要符合实际的功率流向。,4 安全稳定计算的方法和判据,算例：特高扩建工程南送静稳极限求解 采用实用算法：在特高压扩建工程南送基础方式上，通过开山西机组（如王曲、漳山、武电等特高压送端近区机组），关湖北机组（如襄樊、荆门、白莲等特高压受端近区机组）来增加特高压线路功率，静稳极限约为6200MW，特高压传输功率为（5000MW），则静稳裕度,2 电力系统安全稳定计算分析的目的和要求,6200MW,4.4.3 静态功角稳定储备标准（1）在正常运行方式下，对不同的电力系统，按功角判据计算的静态功角稳定储备系数（KP）应为1520。（2）在事故后运行方式和特殊运行方式下，KP不得低于10。（3）在水电大发期间的水电厂送出线路或次要输电线路，在下列情况下允许只按静态稳定储备送电，但应有防止事故扩大的相应措施：如发生稳定破坏但不影响主系统的稳定运行时，允许只按正常静态稳定储备送电；在事故后运行方式下，允许只按事故后静态稳定储备送电。,4 安全稳定计算的方法和判据,4.5 暂态稳定4.5.1 暂态稳定计算的数学模型 在暂态稳定计算中应考虑的动态元件数学模型主要包括：描述同步发电机次暂态和暂态电势变化过程的微分方程；描述同步发电机转子运动方程；描述同步发电机的励磁调节系统（包括PSS）动态特性的微分方程；描述同步发电机的原动机和调速系统动态特性的微分方程；描述感应电动机和同步电动机负荷动态特性的微分方程；描述直流输电系统换流器控制过程的微分方程；描述其他动态装置（如SVC、TCSC、STATCOM等FACTS装置）动态特性的微分方程。,4 安全稳定计算的方法和判据,在暂态稳定计算中应考虑的静态元件数学模型主要包括：电力网络方程；同步发电机电压方程；负荷的静态特性方程；直流线路的电压方程。,4 安全稳定计算的方法和判据,4.5.2 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描述受扰运动方程的时域解，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 安全稳定计算的方法和判据,4.5.3 暂态稳定的判据功角暂态稳定判据是，电网遭受每一次大扰动后，引起电力系统各机组之间功角相对增大，在经过第一、第二摇摆不失步。在分析暂态和动态稳定计算的相对角度摇摆曲线时，遇到如下情况，应认为主系统是稳定的。（1）多机复杂系统在摇摆过程中，任两机组间的相对角度达到200或更大，但仍能恢复到同步衰减而逐渐稳定。（2）在系统振荡过程中，只是某一个别小机组或终端地区小电源失去稳定，而主系统和大机组不失稳，这时若自动解列失稳的小机组或终端地区小电源，仍然认为主系统是稳定的。（3）受端系统的中、小型同步调相机失去稳定，而系统中各主要机组之间不失去稳定，则应认为主系统是稳定的。对调相机则可根据失稳时调相机出口的最低电压（振荡时电压的最低值）处理。如该电压过低，调相机不易再同步，应采取解列措施；如该电压较高，则调相机可能对系统再同步成功。,4 安全稳定计算的方法和判据,4 安全稳定计算的方法和判据,4.6.1 小扰动动态稳定计算（1）小扰动动态稳定计算分析的基本内容应包括：系统特征值计算；系统中主导振荡模式的阻尼比分析；系统中负阻尼或弱阻尼振荡模式的模态分析（参与因子分析、特征向量分析、特征值灵敏度分析等）；在模态分析的基础上，选定电力系统稳定器的配置方案；选择电力系统稳定器的参数；校核电力系统稳定器的阻尼效果。,4 安全稳定计算的方法和判据,（2）基于特征值的阻尼比计算 对于特征值i=i+ji，则有：式中：-i为衰减系数（1/秒）；i为振荡角频率（弧度/秒）；i为阻尼比。,4 安全稳定计算的方法和判据,（3）小扰动动态稳定性运行标准 动态稳定性的判据在频域解上表现为是各个振荡模式的阻尼比大于零。为保证系统具有适宜的小扰动动态稳定性，系统阻尼比标准如下：阻尼比小于0为负阻尼,系统不能稳定运行；阻尼比介于00.02为弱阻尼；阻尼比介于0.020.03为较弱阻尼，在正常方式下，区域振荡模式以及与主要大电厂、大机组强相关的振荡模式的阻尼比一般应达到0.03以上；阻尼比介于0.040.05为适宜阻尼；阻尼比大于0.05，系统动态特性较好。故障后的特殊运行方式下，阻尼比至少应达到0.010.015。,4 安全稳定计算的方法和判据,算例：小扰动分析-模态图,4 安全稳定计算的方法和判据,华北华中：频率0.101Hz；阻尼0.18，很强阻尼,川渝河南：频率0.335Hz；阻尼0.126，很强阻尼,内蒙山东：频率0.38Hz；阻尼0.058，强阻尼,4.6.2 大扰动动态稳定计算（1）大扰动动态稳定的计算时间应达到1015个振荡周期，根据功角摇摆曲线、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大扰动动态稳定性。（2）在其它稳定计算中发现有弱阻尼振荡趋势时，应进行大扰动动态稳定计算。（3）对未列入需进行暂态稳定计算的、但通过分析有可能造成功率大转移、形成局部弱联的故障，也要进行大扰动动态稳定计算分析。,4 安全稳定计算的方法和判据,（4）基于时域仿真的阻尼比计算 正弦振荡曲线阻尼比的近似计算公式 如下：式中为阻尼比，AI为第I次振荡的幅值，AI+N为第（I+N）次振荡的幅值。当时域仿真曲线为非标准衰减正弦曲线时，上式可以用来求得N次振荡的平均阻尼比。,4 安全稳定计算的方法和判据,阻尼比与振荡的衰减速率有如下近似关系：,4 安全稳定计算的方法和判据,4.6.3 大扰动动态稳定性的判据大扰动动态稳定性的判据在时域解上表现为系统在受到扰动后，在动态摇摆过程中发电机相对功角、发电机有功功率和输电线路有功功率呈衰减振荡状态，电压和频率能恢复到允许的范围内。对大扰动动态稳定性的要求是