DLT 2195-2020标准规范下载简介：
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DLT 2195-2020 新能源和小水电供电系统频率稳定计算导则.pdfa）新能源发电出力特性； b）小水电发电出力特性； c）其他类型发电机组出力特性； d）不同类型电源的组合方式； e）负荷水平； f) 联络线运行方式。 5.5.2高频风险分析时，电网运行方式可参照以下要求确定：
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a）不安排备用。 b）联网转孤网运行过程，联络线有功功率宜按大外送方式确定，无功功率宜按受入方式考虑；新 能源无快速频率响应能力时宜按大出力方式确定。 c）孤网运行，宜按水电机组少开机，新能源无快速频率响应能力时宜按大出力方式确定。 5.5.3低频风险分析时，电网运行方式可参照以下要求确定： a）不安排备用。 b）联网转孤网运行过程，联络线有功功率宜按大受入方式考虑，无功功率宜按送出方式确定；新 能源无快速频率响应能力时宜按大出力方式确定。 c）孤网运行，宜按水电机组少开机，新能源无快速频率响应能力时宜按大出力方式确定。 5.5.4应排查不同运行方式下，孤立电网发生频率振荡的风险
除常规线路等元件故障外QDDY 0081S-2015 通化强进大地源生物科技有限责任公司 鹿心血桦褐孔菌片（压片糖果），故障设置应根据下列可能诱发频率稳定风险的故障和扰动形式确定： a）网内最大容量机组跳机； b）电厂出线或变压器故障导致电源全停； c）网内损失大负荷； d）电网解列； e）新能源出力波动； f）负荷冲击； g）其他严重故障。
5.7频率稳定计算方法
可按照小扰动稳定和大扰动稳定研究需求确定分析方法： a）小扰动频率稳定计算可采用基于电力系统线性化模型的特征值方法： b）大扰动频率稳定计算可采用机电暂态仿真程序； c）考虑频率对无功功率的影响时可采用电磁暂态仿真程序； d）考虑新能源控制作用时可采用电磁暂态仿真程序。
扰动后系统稳态频率应维持在49.5Hz～50.5Hz，不发生等幅、增幅、弱阻尼频率振荡，不影响 网设备正常运行。特殊情况下，扰动后系统频率应保持稳定，频率运行范围根据主管部门的要求确
具有高频或低频风险时，可参照以下措施和要求对电网运行方式进行优化： a）增加系统转动惯量。 b）增加电源备用容量。 c）增加具有一次调频能力的机组开机。 d）联络线解列前断面控制应给出有功功率限额，宜给出无功功率限额。无功功率对电网频率的影 响见附录B
6.2机组控制系统优化
放造，可参考以下措施： a）具有频率振荡风险的应优化水电机组调速系统参数，调速器参数优化方法见附录C； b）宜对不具备快速频率调节能力的新能源场站进行改造，新能源频率调节能力改造方法见附 录D； c）对新能源机组进行改造，提升过频率、欠频率、过电压、欠电压的耐受与穿越能力。
63第三道防线策略优1
提升系统频率稳定的第三道防线改造策略如下： a）优化高频切机、低频减载方案； b）对于解列后，孤立电网存在高频高压风险的可采用先跳开小系统侧联络线开关，后跳开大电网 侧联络线开关策略。
提升系统频率稳定的第三道防线改造策略如下： a）优化高频切机、低频减载方案； b）对于解列后，孤立电网存在高频高压风险的可采用先跳开小系统侧联络线开关，后跳开大电 侧联络线开关策略。
根据电网实际情况制定可行的频率稳定风险防
A.1水轮机小扰动模型
水轮机小扰动模型如图A.1所示
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A.2水轮机非线性模型
水轮机非线性模型如图A.2所示。
图A.1水轮机小扰动模型
图A.2水轮机非线性模型
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理想和实际导叶开度之间的关系如图A.3所示。
图A.3理想和实际导叶开度之间的关系
B.1无功功率与频率之间的相互影响
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为了分析新能源和小水电供电系统孤网运行后的频率稳定风险，可采用图B.1所示的简化电网进 行理论分析。
Ps+jos i0 PLoad+jQLoad
PG、QG —发电机发出的有功功率和无功功率； PLoad、QLoad—负荷的有功功率和无功功率； Li 一电源G的等值阻抗； K1、K2 线路两侧的开关； Ps、Os 电源G向电网S送出的有功功率和无功功率。
以电网功率外送方式为例，当小电网从联网运行转为孤网运行时，由于联络线的截断，孤立电网 内有功出现了富余，电网频率升高。当发电机端口电压恒定为U时，母线2、3的电压U2、U会随着 电网频率的升高而进一步升高，说明高频对高压有促进效应。根据电路理论，电容、电感发出的无功 Qc、QL，分别定义为：
P.o.d =P..a,.U.+b,U,+c.
PLo 负荷基值； ‘、b、℃——恒定阻抗、恒定电流、恒定功率负荷的有功功率占总有功功率的百分比； U 一负荷电压。 随着电压的升高，孤网内有功负荷会明显地提升，从而增大发电机组电磁功率，抑制频率上升。
断面无功功率对系统解列后孤立电网频率的影
断面无功功率大小和方向对解列后孤立电网频率有显著影响。以某小型系统为例，如图B.2所 示，断面有功功率外送约10MW，无功功率约为0Mvar，解列后系统最高频率达到50.75Hz；如图 B.3所示，断面有功功率外送约10MW，无功功率外送约10Mvar，解列后系统最高频率达到 50.45Hz；如图B.4所示，断面有功功率外送约10MW，无功功率受入约10Mvar，解列后系统最高频
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率达到50.97HZ
有功功率外送约10MW，无功功率约为0Mval
图B.3断面有功功率外送约10MW，无功功率外送约10Mvar
断面有功功率外送约10MW，无功功率受入约
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附录C （资料性） 调速器参数优化方法
引发频率振荡风险的重要因素为水轮机调 统提供的负阻尼，系统超低频段负阻尼特性主要受 水轮机水锤效应及调速器控制参数的影 型如图C1所示。
调速器和水轮机系统的开环传递函数为：
Ao 调速器 水轮机 APm
图C.1调速器和水轮机组成的开环系统模型
=DGDO+K.AS.
图C.2典型调速器和原动机系统阻尼特性
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C.2调速器参数优化目标
减小调速器PI参数有利于提升超低频段阻尼水平，但机组一次调频能力将会降低；增大调速器PI 参数有利于提升机组调频能力，但会恶化超低频段阻尼水平。一次调频性能和阻尼水平对比如图C.3 所示。因此，进行调速器参数优化时应兼顾频率振荡抑制和频率调节性能。
）阻尼系数（优化参数）
C.3调速器运行模式选择
图C.3一次调频性能和阻尼水平对比
调速系统的阻尼特性与调速器工作模式和参数相关。某水电机组实测功率模式和开度模式的阻尼 特性对比如图C.4所示。
图C.4某水电机组实测功率模式和开度模式的阻尼特性对比
式在整个超低频段均提供负阻厂 超低频段均优于功率模式。在
功率模式在整个超低频段均提供负阻尼：开度模式阻尼特性在整个超低频段均优
开度模式下，采用大网参数、小网参数、孤网参数的阻尼特性对比如图C.5所示。
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C.5开度模式下不同控制参数的阻尼特性对比
孤网参数在超低频段基本提供正阻尼，小网参数下阻尼减小，大网参数下超低频段基本呈 因此，为提高调速系统阻尼，抑制频率振荡，水电机组可考虑优先采用开度模式调节，在满 调节能力的前提下，可考虑按照孤网参数运行。
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GTCC 029-2019 铁路货车转向架圆柱螺旋弹簧附录D (资料性） 新能源频率调节能力改造方法
针对不同类型新能源场站 场、光伏单机和光伏电站
为实现新能源电站频率调节能力改造，可对每台风机进行单机改造，使每台风机具备频率调节能 进而使整站具备频率调节能力。风机应对频率上升时可通过弃风降低出力的方式进行频率调节； 机应对频率下降时，需增发出力进行频率调节，增发出力的能量来源是关键问题，针对这一间题， 生出了多种风机频率调节控制方式。 a）转子超速控制。转子超速控制是控制转子超速运行，使风机运行于非最大功率捕获状态的次优 点，保留一部分的有功功率备用。超速控制参与系统频率调节的响应速度快，对风机本身机械 应力影响不大，但存在控制盲区。当风速达到额定值以后，机组需要通过浆距角控制实现恒功 率运行，此时提高转子转速会超过设定的阅值，因此，转子超速控制仅适用于额定风速以下的 运行工况。 b）变桨控制。变奖距控制是通过控制风机的桨距角，改变桨叶的迎风角度，使其处于最大功率点 之下的某一运行点，从而留出一定的备用容量。在风况一定的情况下，浆距角越大，机组留有 的有功功率备用也就越大。变桨控制的调节能力较强，调节范围较大，可以实现全风速下的功 率控制。但由于其执行机构为机械部件，因而响应速度较慢；而且当桨距角变化过于频繁时， 也容易加剧机组的机械磨损，缩短使用寿命，增加维护成本。 c）配置储能。储能系统具有性能稳定、控制灵活、响应快速的特点，在风电机组配置一定容量的 储能，可以辅助风电参与系统的频率调节过程，
除了针对每台风机进行单机改造外，还可以风电场为频率调节主体，根据风电场并网点频率计算 整个场站的频率调节功率，并进行相应控制以实现整场输出功率的调节，达到频率调节目标。根据上 述逻辑进行风电场频率调节控制的技术路线主要有以下两种： a）场站级快速功率控制。根据风电场并网点频率计算整个场站需要输出的频率调节功率，并根据 一定的分配逻辑计算每台风机所应承担的频率调节功率目标，通过通信网络下发每台风机所需 承担的调节任务，进而实现频率调节功率的控制。采用这种方式进行频率调节增发功率时，要 求风机提前预留足够的备用容量。 配置储能。在风电场配置一定容量的储能，根据风电场并网点频率计算整个场站需要输出的频 率调节功率，控制储能输出相应的频率调节功率。
为使光伏电站具备频率调节能力，可对每台光伏单元进行单机改造，使其具备频率调节能力，进 而使整站具备频率调节能力。光伏和风机一样，在进行频率调节需要增发功率时，其能量来源是关键
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a）正常运行时通过控制使光伏不运行在MPPT（最大功率跟踪）点HJ 771-2015发布稿 环境保护主管部门网站建设与维护技术导则，留备用，在频率调节需 发出力时释放备用容量； b）配置储能。
与风电场类似，除了针对每台光伏单元进行单机改造外，还可以光伏电站为频率调节主体，根据 光伏电站并网点频率计算整个场站的频率调节功率，并进行相应控制实现整场输出功率的调节，达到 频率调节目标。根据上述逻辑进行光伏电站频率调节控制的技术路线主要有以下两种： a）场站级快速功率控制。根据光伏电站并网点频率计算整个场站需要输出的频率调节功率，并根 据一定的分配逻辑计算每台光伏单机所应承担的频率调节功率目标，通过通信网络下发每台光 伏单机所需承担的调节任务，进而实现频率调节功率的控制。采用这种方式进行频率调节增发 功率时，要求光伏单机提前预留足够的备用容量。 6） 配置储能。在光伏电站配置一定容量的储能，根据光伏电站并网点频率计算整个场站需要输出 的频率调节功率，控制储能输出相应的频率调节功率。
中华人民共和国 电力行业标准 新能源和小水电供电系统频率稳定计算导则 DL/T 21952020