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Q／GDW 1404- 2015 国家电网安全稳定计算技术规范.pdf

电力系统各个运行点的静态稳定性，在给定运行方式下求取静态输送功率极限和静稳定储备，检验静稳 定储备是否满足要求。 4.6.2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。

4.7暂态稳定计算分析

暂态稳定计算分析的目的是在 证电网安全稳定的控制策略DA/T 52-2014 档案数字化光盘标识规范， 安全稳定措施提出相应的要求

4.8动态稳定计算分析

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4.8.1动态稳定可分为小扰动动态稳定和大扰动动态稳定。小扰动动态稳定分析因扰动量足够小，系统 可用线性化状态方程描述。大扰动动态稳定分析中，扰动量大到系统应用非线性方程来描述。 4.8.2动态稳定计算分析的目的是在规定的运行方式和扰动形态下，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。

4.9电压稳定计算分析

电压稳定计算分析的目的是 自E

4.10频率稳定计算分析

频率稳定计享目的是量，当系多 功率扰动造成系统频率大汇 波动时，对系统的频率稳定性进行计算分析， 稳定控制对策，包括低频减负荷方案、 频解列方案、高频切机方案、机网协调策略、 直流附加控制以及各种安全稳定措施提出相应的要求。

4.11中长期动态过程计算分析

4.11.1中长期动态过程仿真计算中系统用非线性方程来描述，应采用适用于刚性动态系统的数值积分 算法，一般为具有自动变步长的隐式积分算法：应计入在一般暂态稳定计算中不考虑的电力系统慢速动 态元件特性。中长期动态过程计算的时间范围可从几十秒到几十分钟甚至数小时。 4.11.2中长期动态过程计算分析的目的是在规定的运行方式和扰动形态下，对系统的中长期动态过程 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

4.12次同步振荡/次同步谐振计算分析

次同步振荡/次同步谐振计算目的是在不同运行方式下，对电力系统的次同步振荡/次同步谐振稳定 性进行计算分析，并对次同步振荡/次同步谐振抑制对策，包括运行方式调整方案、次同步振荡/次同步 谐振阻尼控制方案、机组轴系扭振保护措施提出相应的要求。

4.13再同步计算分析

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 步运行。 4.13.2再同步的计算分析可在特殊要求或事故分析需要时进行

5.1计算条件和基础数据

5.1.1电力系统安全稳定计算分析前应首先确定的基础条件包括：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、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。

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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。对于已完成参数实 则并通过审核的元件和控制装置，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并经主管部门或其委托的机构认可，或参照 经过实测的同类型设备，选用合理的模型和参数并经主管部门或其委托的机构认可。 5.1.3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合理的典型模型和参数并经主管部门或其委 托的机构认可，

5.2系统接线和运行方式

应根据计算分析的目的， 设定系统接线和运行方式。应 从正常方式、事故后方式、特殊方 稳定不利的情况，进行计算分析。

包括计划检修方式，和按照负荷曲线以及季 的水电大发、火电大发、风电大发、光伏大 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。

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、设备计划外检修和设备启动等，电 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。

5.3电力系统的简化和等值

5.3.1网络接线简化原则

根据计算分析的目的和要求，必要时可以对外部电网或所研究电网的低压网络进行合理简化。电力 系统网络接线的简化原则如下： a）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； b 研究网络原则上应保留220kV及以上电压的网络接线（可根据需要保留有输电功能的110kV 及以下电压网络），负荷宜挂在最低一级电压等级的变压器的中压侧或低压侧，低压电磁环网 线路原则上应保留： C 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

5.3.2互联电网外部系统等值的原则

行适当等值。应保持等值前后联络线潮流和电压分布 变，所研究系统稳定特性和稳定水平基本保持不变

5.3.3动态等值原则

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研究的向题，不同等值方法的动态等值原则如下： a） 适用于大规模电力系统的短路电流、次同步振荡/次同步谐振分析的等值方法，要求研究系统 在等值前后有接近的短路电流； b）适用于大规模电力系统的暂态和大扰动动态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； c 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所研究 的主要振荡模式和模态分布基本一致； d 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的主要动态 持性基本一致。

5.4故障类型、地点、重合闸及故障切除时间

5.4.1故障地点和故障类型

5.4.2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，应按下列数据选取： a）220kV线路： 1）近故障点侧：0.125； 2）远故障点侧：0.125。 b）330kV线路： 1）近故障点侧：0.1s： 2）远故障点侧：0.1s。 c） 500kV线路： 1）近故障点侧：0.09s； 2）远故障点侧：0.1s。 750kV线路： 1）近故障点侧：0.09s; 2）远故障点侧：0.1s。 e） 1000kV线路： 1）近故障点侧：0.09s;

故障切除时间为从故障起始至断路器 器全开断时间等，应按下列数据选取： a）220kV线路： 1）近故障点侧：0.12s； 2）远故障点侧：0.12s。 b）330kV线路： 1）近故障点侧：0.1s; 2）远故障点侧：0.1s。 c） 500kV线路： 1）近故障点侧：0.09s; 2）远故障点侧：0.1s。 d) 750kV线路： 1）近故障点侧：0.09s; 2）远故障点侧：0.1s。 e) 1000kV线路： 1）近故障点侧：0.09s:

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2）远故障点侧：0.1s。 母线、变压器的故障切除时间应按同电压等级线路近端故障切除时间考虑。 特殊方式时保护动作时间应按实际整定值考虑

5.4.4直流故障或扰动类型

对于直流输电系统，应考虑单换流器闭锁、单极闭锁、双极闭锁、功率突降、再后动、换相失败等 障或扰动。其中，直流单极闭锁、双极闭锁故障参照DL755的要求，单换流器闭锁参照单极闭锁的 求。直流功率突降、再启动、换相失败等故障或扰动按如下要求： a）对于如下故障或扰动，应在不采取闭锁直流、切机、切负荷等稳定控制措施的条件下保持系统 稳定： 1）直流单极2次再启动； 2）单回特高压直流相继发生2次因换相失败引起的功率波动过程； 3）直流双极1次再启动； 4） 同送端、同受端两回特高压直流相继发生2次因换相失败引起的功率波动过程。 b） 如下故障或扰动将导致系统安全稳定破坏时，为保持系统安全稳定，可以采取针对性的稳定控 制措施如闭锁直流、切机、切负荷等： 直流单极3次及以上再启动； 2） 单回特高压直流相继发生3次及以上因换相失败引起的功率波动过程； 3）同送端、同受端三回及以上特高压直流相继发生2次因换相失败引起的功率波动过程； 4 直流双极功率突降超过单极额定容量， c） 在电网的过渡阶段，当以下故障超过系统承受能力时，运行中可以采取闭锁双极再启动功能 闭锁直流、切机、切负荷等临时稳定控制措施： 特高压直流再启动； 2） 特高压直流相继发生多次因换相失败引起的功率跌落过程； 3）特高压直流功率突降、单极闭锁导致系统安全稳定破坏

5.5系统元件模型和参数

5.5.1.1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（E、E）变化的详细模型。隐极发电 机（汽轮发电机）宜采用5～6阶次暂态电势变化模型，凸极发电机（水轮发电机）宜采用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。 5.5.1.2采用基于特征值计算的频域分析方法进行电力系统小扰动动态稳定性计算时，为降低系统阶 数，同步发电机可以采用暂态电势（E）变化模型（不计阻尼绕组）。 5.5.1.3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 标幺转矩/标幺速度偏差）应取较小值（宜取0≤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。例如：对汽轮发电机，取D~1.0～2.0；对水轮发电机，取 D~0.51.0

5.5.2同步电机控制系统

5.5.2.1励磁系统及其附加控制系统

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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。 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 采用自定义模型。

5.5.2.2原动机及其调节系统

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其调节系统 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其调节 系统，但在进行时域仿真验证时，应考虑机组的原动机及其调速系统、 原动机及其调节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

5.5.3.1负荷模型可采用综合静态模型（综合指数模型）或综合动态模型（电动机模型及综合指数模型）， 宜采用综合动态负荷模型。 5.5.3.2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。 5.5.3.3系统母线上的综合负荷特性参数可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。 5.5.3.4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，通常可用式（1）～（6） 表示。采用系数A、B、C分别代表负荷的恒定阻抗（Z)、恒定电流（I)、恒定功率（P）部分在节点负 荷中所占的比例，称为ZIP模型

式（1）～（6）中： P 负荷的有功功率； P 额定电压时负荷的有功功率； 负荷有功的恒定阻抗（Z）部分在节点负荷有功中所占的比例； U 负荷电压与其额定电压的比值； B, 负荷有功的恒定电流（I）部分在节点负荷有功中所占的比例； C, 负荷有功的恒定功率（P）部分在节点负荷有功中所占的比例： L 负荷的有功频率因子，取值范围为0～3.0，一般取1.2～1.8：

P= P(A,U* + B,U'+ C,U°)(1+ LaAf) Q=Q(A,U? + B,U" + C,U)(1+ LaAf) A, + B, +C, =1.0 A, + B, + C, =1.0 df1/=f

f频率偏差； 额定电压时负荷的无功功率； 负荷无功的恒定阻抗（Z）部分在节点负荷无功中所占的比例； C。一负荷无功的恒定功率（P）部分在节点负荷无功中所占的比例； 一额定频率。 5.5.3.5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。 5.5.3.6厂用电负荷应按电动机负荷考虑。 5.5.3.7采用基于特征值计算的频域分析方法进行电力系统小扰动动态稳定性计算时，负荷模型可选用 恒定阻抗模型，也可采用静态负荷模型和动态负荷模型；选用恒定阻抗模型时，负荷的阻尼作用可在本 系统的发电机转子运动方程的阻尼因子D中近似地加以考虑。具体数值由负荷模型中的阻尼作用的大小 酌情决定。

5.5.4线路、高压电抗器和变压器

高压电抗器参数均应采用实测参数。进行不对称故障计算时，也应采用实测的线路零序参数，变压器零 序参数应能反映变压器绕组联接方式；如果变压器、高压电抗器中性点通过小电抗接地，零序参数应包 含中性点小电抗。

5.5.5.2应依据厂家详细模型、联调试验、系统调试、故障录波等数据对稳定计算采用的直流输电模型 及参数进行校验，使得直流输电模型的暂态特性与工程实际特性基本相符。 5.5.5.3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。 5.5.5.4在稳定计算中应考虑直流再启动，并采用实际的控制规律和参数。 5.5.5.5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 并采用实际的控制规律和参数。 5.5.5.6次同步振荡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。 5.5.5.7进行大电网安全稳定分析，必要时应开展电磁暂态一机电暂态混合仿真。 5.5.5.8直流输电的参数宜采用实测参数或制造厂家提供的出厂参数。在规划设计阶段，对尚未有具体 参数的直流输电，可以采用已投产的同类型直流的典型模型和参数

5.5.6风力、光伏发电

提供实测参数。对尚未有具体参数的风电机组，暂时可采用同类机组的典型模型和参数，风电机组模型 和参数确定以后需重新校核。 5.5.6.2仿真计算中对单个风电场可根据计算目的采用详细或等值模型，风电场等值模型应较好的反映 风电场的动态特性

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5.5.6.3光伏发电系统主要由光伏阵列和逆变器组成。在进行仿真建模研究时，应针对系统的各主要 组成部分分别构建其数学模型，将各种模型按实际连接方式进行组合，并依据计算目的和光伏阵列规 模，采用详细或等值模型形成光伏发电系统的仿真模型。光伏等值模型应较好的反映光伏发电厂的动 态特性。

5.5.7稳定控制措施的模型和参数

5.5.7.1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。 5.5.7.2应根据联锁切机、快速压出力（快关）、联锁切负荷、高频切机、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（包括快速解列、低压解列等）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。 5.5.7.3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

5.5.8中长期动态过程计算的相关模型

在进行电力系统中长期动态过程计算时，除了需要详细模拟暂态稳定计算所需要的元件外，还应考 患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)、发电机定子过流限制 励磁系统的低励限制和过励限制、自动投切的并联电容器和电抗器、水电厂低频自启动、有载调压变压 器（ULTC）、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

5.6.1运行方式安排

在运行方式初始潮流计算时应注意如下问题： 无功功率平衡和补偿应按DL755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；在系统低谷期 间如需要发电机（调相机）吸收无功功率时，应按制造厂规定或实际试验结果，以及实际运行 可以达到的进相程度确定机组吸收无功功率的上限值：

/GDW1404—2015 b 机组的无功出力要按实际的最大、最小能力来考虑，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PO节点： c）宜选系统中大容量调频机组作为平衡机：平衡机的有功及无功功率不能超出正常范围

5.6.3初始潮流计算结果

6安全稳定计算的方法和判据

6.1.1无功电力平衡分析

6.1.1.1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。 6.1.1.2某电压等级电网感性无功补偿度等于该电压等级电网高压电抗器、低压电抗器容量之和占该电 压等级线路充电功率总和的百分比。 6.1.1.3无功补偿设备配置宜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。

6.1.2电压波动计算分析

6.1.2.1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。 6.1.2.2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 采用式（7）计算。

△P=K((Ph× P2) / (Ph + PH2)

△P一一联络线功率潮流波动幅值，单位为兆瓦； K一一系数，取0.75～1.5，K与联络线功率控制方式有关，自动控制时可取0.75，手动控制时可 取1.5； PH断面一侧的负荷总值，单位为兆瓦； PH2一断面另侧的负荷总值，单位为兆瓦。 5.1.2.3电压波动计算应在给定的潮流方式下，采用稳定计算程序在联络线两侧电网施加负荷扰动（考 虑扰动频率与区域间振荡模式的频率基本一致）计算电压波动数值。 6.1.2.4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

6.2短路电流安全校核

6.2.1短路电流计算的数学模型

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6.2.1.1按GB/T15544.1规定，在计算短路电流时，应以下面条件为基础： a） 短路类型不会随短路的持续时间而变化； 电网结构不随短路持续时间变化： 引入变压器的阻抗修正系数，变压器分接头取主分接头位置： d）不计电弧的电阻； e） 除了零序系统外，忽略所有线路电容、并联导纳、非旋转负载。 6.2.1.2 对于串联补偿电容器，如果配置与之并联的限压保护装置，并且在发生短路时动作，则计算短 路电流时应计及该限压保护装置动作对短路电流的影响。 6.2.1.3 在高压直流输电系统中，计算交流系统短路电流时应考虑电容器组与滤波器的影响 6.2.1.4 风力发电机组根据其基本原理、控制系统结构和接入电网方式不同，应区别对待。在计算电网 短路电流时，直驱型风电机组可予以忽略，固定转速风电机组可按照同容量的感应电动机处理，双馈变 速风电机组可近似按照同容量的感应电动机处理。 6.2.1.5 计算正序系统等值阻抗时，应考虑： a） 发电机电抗取X，即直轴次暂态电抗饱和值； b） 交流线路考虑阻抗； 感应电动机负荷可用堵转电抗模拟，应用等值感应电动机负荷模型时，其参数和比例的选择应 符合实际，并应计及配电网络的影响。 6.2.1.6 计算零序系统等值阻抗时，应考虑： a 变压器的中性点接地方式和中性点小电抗： b） 直流输电系统中换流变压器的接地方式： ） 交流线路的零序电阻、零序电抗、零序电容： d） 感性并联无功补偿设备的零序电抗，以及中性点小电抗； e） 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； f 发电厂涉网变压器中性点接地方式。

6.2.1.5计算正序系统等值阻抗时、应考虑：

6.2.2短路电流计算方法

6.2.2.2计算内容为发生短路时的初始对 。短路故障形式应分别考虑三相短路故障和单村 接地故障。短路应考虑金属性短路， 6.2.2.3三相短路故障，基本计算公式见式（8)

I3为三相短路电流，单位为千安； 为电压系数，计算最大短路时，对于1kV以上电压等级取1.1，cU.不宜超过电力系统设 备的最高电压； 为系统标称电压，单位为千伏； 之 为短路点的正序系统等值阻抗，单位为欧姆。

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6.2.2.4单相短路故障，基本计算公式见式（9)

I为单相短路电流，单位为千安； 为电压系数，计算最大短路时，对于1kV以上电压等级取1.1，cU，不宜超过电力系统设备 的最高电压； 为系统标称电压，单位为千伏； 为短路点的正序系统等值阻抗，单位为欧姆； 之， 为短路点负序系统等值阻抗，单位为欧姆； 为短路点零序系统等值阻抗，单位为欧姆。

6.2.3短路电流安全校核判掘

6.4.1静态功角稳定判据

6.4.1.1静态功角稳定判据见式（10）

式中： P为线路或断面的有功功率； S一为线路或断面两侧等值的发电机功角差。 6.4.1.2静态功角稳定储备系数见式（11)。 K, =(P, P) / P, ×100% 式中： K，为静态功角稳定储备系数； P,—为线路或断面的极限传输功率； P为线路或断面的正常传输功率。

■静态功角稳定计算方法

6.4.2.1静态功角稳定计算方法分类

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

6.4.2.2特征根判别法

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5.4.2.2.1静态功角稳定分析的特征根判别法的一般过程为： a）计算给定运行方式下潮流分布和状态量的稳态值； b）对描述暂态过程的方程式，在稳态值附近线性化； c）形成特征矩阵，并根据其特征值的性质判断系统的静态稳定性。 6.4.2.2.2静态功角稳定的判据是没有正实数特征根

6.4.2.3静态功角稳定实用算法

6.4.2.3.1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或减少送端电网负 荷，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。 6.4.2.3.2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

6.4.3静态功角稳定储备标准

6.4.3.1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（K，） 为15%~20%。

6.4.3.1在正常运行万式下，对不同的电力系统，按功角判 为15%~20% 6.4.3.2在事故后运行方式和特殊运行方式下，K，不应低于10%。 6.4.3.3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： a）如发生稳定破坏但不影响主系统的稳定运行时，可按正常静态稳定储备送电： b）在事故后运行方式下，可按事故后静态稳定储备送电。

电，但应有防止事故扩大的相应措施： a）如发生稳定破坏但不影响主系统的稳定运行时，可按正常静态稳定储备送电； b）在事故后运行方式下，可按事故后静态稳定储备送电。

6.5.1暂态稳定计算的数学模型

.5.1.1 a) 同步发电机次暂态和暂态电动势变化过程的微分方程； b） 同步发电机转子运动方程： c） 同步发电机的励磁调节系统（包括PSS）动态特性的微分方程； d） 同步发电机的原动机和调速系统动态特性的微分方程； e） 感应电动机和同步电动机负荷动态特性的微分方程； f) 直流输电系统换流器控制过程的微分方程； g 其他动态装置（如SVC、TCSC、STATCOM等FACTS装置）动态特性的微分方程。 5.1.2 暂态稳定计算的静态元件数学模型主要包括： a）电力网络方程：

Q/GDW14042015 b）同步发电机电压方程； c）负荷的静态特性方程； d）直流线路的电压方程。

6.5.2暂态稳定计算的数学方法

6.5.3暂态稳定的判据

GB/T 13025.6-2012 制盐工业通用试验方法 钙和镁的测定6.5.3暂态稳定的判据

第一、第二摇摆不失步。 3.2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： a 多机复杂系统在摇摆过程中，任两机组间的相对角度超过180°，但仍能恢复到同步衰减而逐 渐稳定； b 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； 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。

6.6.1动态稳定计算的分类

电力系统动态稳定计算分为小扰动动态稳定计算和大扰动动态稳定计算。前者多采用基于电力系统 性化模型的特征值分析方法：后者采用基于数值积分的时域仿真方法。

6.6.2小扰动动态稳定计算

6.6.2.1小扰动动态稳定计算的基本内容

电力系统小扰动动态稳定计算分析的基本内容应包括： a）系统特征值计算； b）系统中主导振荡模式的阻尼比分析： c）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）； d）在模态分析的基础上JB/T 9548.11-2015 铁铬铝合金化学分析方法 第11部分：磷的测定，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： f） 校核电力系统稳定器的阻尼效果。

6.6.2.2基于特征值的阻尼比计算