南方电网安全稳定计算分析导则

Q/CSG中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG11004-2009南方电网安全稳定计算分析导则GuideonsecurityandstabilityanalysisforCSG2009-08-20发布2009-08-20实施中国南方电网有限责任公司发布Q/CSG11004-2009I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.............................................13Q/CSG11004-2009II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》（DL755-2001），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》（DL755-2001）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Q/CSG11004-20091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2.1N-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Q/CSG11004-20092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（Eq、Ed）变化的详细模型。相应的，隐极发电机（汽轮发电机）采用5～6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Q/CSG11004-20093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1.0～2.0；水轮发电机D取0.5～1.0）。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：)1)((0120fLUCUBUAPPdpppp)1)((0120fLUCUBUAQQdqqqq其中：0.1PPPCBA0.1qqqCBA0ffdpdfdPL，取值范围为0～3.0，一般取1.2～1.8。Q/CSG11004-200940ffdqdfdQL，取值范围为-2.0～0，一般取-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π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、C