标准规范下载简介
Q／GDW 1404- 2015 国家电网安全稳定计算技术规范.pdf6.6.2.3.1小扰动动态稳定性的 阻尼功率系数大于零，密dd>0（取 dP/dの>0）。dT/dの>0，系统是动态稳定的；dT/dの<0，系统是动态不稳定的；dT/dの=0，是临 界状态，也应视为不稳定。 6.6.2.3.2小扰动动态稳定性的判据在频域解上表现为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，系统阻尼比应满足： a）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宜达到 0.03以上： b）故障后的特殊运行方式下，阻尼比至少达到0.01～0.015。 阻尼比小于0为负阻尼，系统不能稳定运行；阻尼比介于0～0.02为弱阻尼；阻尼比介于0.02～0.03 为较弱阻尼：阻尼比介于0.04～0.05为适宜阻尼：阻尼比大于0.05，系统动态特性较好。
6.6.3大扰动动态稳定计算
6.6.3.1大扰动动态稳定计算的基本要求
大扰动动态稳定计算的基本要求如下： a）大扰动动态稳定的计算时间应达到10～15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；进行分析时应去除暂态分量的影响； b）在其他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； c）对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
CJT342-2010标准下载6.6.3.2基于时域仿真的阻尼比计算
C = In(A, A+)/2N
5一阻尼比； A,，一第I次振荡的幅值； AI+N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 振荡次数（衰减到10%）与阻尼比的关系见表1
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表1振荡次数（衰减到10%）与阻尼比的关系
小扰动特征根分析方法和大扰动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 准。
6.6.3.3大扰动动态稳定性的判据
6.6.3.3.1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不 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。 5.6.3.3.2对大扰动动态稳定性的要求是：在电力系统各种可能的运行方式（包括按静态稳定极限控制 的运行方式和按暂态稳定极限控制的运行方式）下，系统受扰动后都是动态稳定的。如果存在动态稳定 问题，则应积极采取安装PSS装置等有效措施，避免因动态不稳定而降低系统主要输电线路和断面的传 输功率。 6.6.3.3.3大扰动动态稳定性的运行标准为：大扰动后系统动态过程的阻尼比不应小于0.01~0.015
6.7.1静态电压稳定计算
6.7.1.1区域负荷有功功率裕度K。的定义如式（15）所示。
Pmr—临界运行点的有功功率值；
6.7.2大扰动暂态电压稳定和动态电压稳定计算
6.7.2.1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。 6.7.2.2在暂态和动态过程中应考虑负荷动态特性、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、低压减负荷等元件和控制装置的数学模型。
6.7.3中长期电压稳定计
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6.7.3.1中长期动态过程中，除了需要详细模拟暂态电压稳定计算所要求的元件外，还应考虑ULTC、 发电机定子和转子过流限制、过励和低励限制、自动投切并联电容器和电抗器、电压和频率的二次控制 低励限制、AVC、AGC等）、恒温控制的负荷等元件的数学模型。 6.7.3.2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 6.7.3.1中元件的动态过程）进行计算分析
6.7.4电压稳定性判据
6.7.4.1按DL/T1172规定，在电力系统受到扰动后的暂态过程中， 到0.80（标么值）以上。 6.7.4.2在电力系统受到扰动后的中长期过程中， 电压能够保持或恢复到0.90（标幺值）以上 通过仿真计算进行判断时，应考虑中长期 开在达到新的平衡点后进行判新， 5.7.4.3实际应用暂态及中长期电压稳定判据时， 可将电压监测点选择在负荷母线处。应注意区别由功 角振荡导致电压大幅度波动造成的
6.8.1正常方式下的频率稳定计算
6.8.1.1系统出现大功率缺额或系统解列成为孤岛系统时出现大的功率不平衡时，需要进行频率稳定计 算。计算中应考虑可能出现的最大功率不平衡，系统解列成几个部分运行时，还应考虑解列后各子系统 可能发生的最大功率缺额或功率过剩。如系统中最大的（或几个）发电机组切除、系统联络线断开、远 距离输电线路断开、直流闭锁等。 6.8.1.2频率稳定计算可采用时域仿真程序，系统模型应考虑详细的发电机模型、原动机调速系统模型， 以及励磁系统模型、负荷频率特性，应模拟低频自动减负荷、低频解列、高频或低频切机、水轮发电机 低频自启动、火电机组超速（包括超加速）保护等频率相关自动装置。长过程频率稳定问题还应模拟发 电机组原动机及其动力系统的动态特性，电压和频率的二次控制等元件的长过程动态特性。 6.8.1.3在频率稳定的计算中，还要观察系统解列、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。 6.8.1.4为了保证当整体或事故后可能形成的分片孤立电网发生大容量功率缺额情况下，能够合理地均 减负荷，阻止频率下降并且不发生大的潮流波动，防止发生频率崩溃事故，同步联网状态下的各电网 应采用统一协调的低频减负荷方案，对局部事故后可能出现严重功率缺额或功率过剩的孤立电网，可根 据情况适当调整，但不应破坏统一方案的总体效果，
6.8.2孤岛系统的功率平衡
事故过程中，系统发生解列时，要分析解列后各子系统的有功功率平衡情况，采取必要的低频切负 荷、高频切机等措施，保证各子系统不发生频率崩溃
6.8.3频率稳定的判据
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频保护的整定值，不宜高于47.0Hz，并留有不小于0.3Hz～0.5Hz的裕度，保证这些机组继续 联网运行，其它情况下，按照DLT1040对发电厂和其它相关设备的运行要求，为了保证火电 厂的继续安全运行，应限制频率低于47.0Hz的时间不超过0.5s； b） 自动低频减负荷装置动作后，应使运行系统稳态频率恢复到不低于49.5Hz水平，考虑到某些 特殊情况，应增设长延时的特殊动作轮，使系统运行频率不致长期悬浮在低于49.0Hz的水平； 系统频率不能长期悬浮在高于51.0Hz的水平，并应与运行中机组的过频率保护、高频切机等 相协调，且留有一定裕度。
6.9中长期动态过程计算
长期动态过程计算的数学
5.9.1.1在中长期动态过程计算中除了需要考虑暂态稳定中需要考虑的元件模型外，还应考虑动态元件 数学模型。主要包括： a）发电机和励磁系统的保护与控制：低励限制器；过励限制器；电压/频率限制器和保护； 电网保护与控制：输电系统继电保护；ULTC和无功补偿控制；配电系统电压调节器；低频率 减负荷继电器和低电压减负荷继电器； C 原动机/发电厂供能系统保护和控制：汽轮机过速控制和保护；汽轮机低频保护；锅炉/反应堆 控制和保护；水力系统模型及水轮机控制和保护；AGC； d） 运行人员的控制操作：调度人员的控制操作；发电厂运行人员的控制操作；运行人员手动切负 荷。 5.9.1.2还要考虑发电厂的辅机系统、变压器的饱和、电动机负荷对异常电压和频率的响应特性，以及 异常频率对输电网络、同步机定子回路、无功补偿装置的影响
6.9.2中长期动态过程计算的数学方法
中长期动态过程计算分析宜采用适用于刚性动态系统的基于自动变步长数值积分算法的时域仿真 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判断系统稳定性
6.9.3中长期动态过程的判据
中长期动态过程的失稳判据可采用功角稳定判据、 、电压稳定和频率稳定的判据。 10次同步振荡/次同步谐振计算
6.10次同步振荡/次同步谐振计算
次同步振荡/次同步谐振
6.10.1.1次同步振荡/次同步谐振时域计算中元件模型包括： a）常规元件如线路、变压器、负荷等的电磁暂态模型； 6） 发电机电磁暂态模型：电气部分模型：轴系模型，采用若干个弹性联接的集中质量块动态模型 c） 发电机励磁系统； 直流输电一次系统电磁暂态模型及控制； e）串补控制。 6.10.1.2还要考虑灵活交流输电系统的电磁暂态模型及控制对次同步振荡/次同步谐振影响
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电力系统次同步振荡/次同步谐振计算的数学方法包括： a）采用机组作用系数法，对高压直流输电系统的次同步振荡作出初步评估，筛选需研究的汽轮发 电机组； b） 采用频率扫描法，对含串补的输电系统的次同步谐振作出初步评估，筛选需研究的运行方式； 采用时域仿真法，一般采用适用于刚性动态系统的数值积分算法的时域仿真程序如电磁暂态仿 真软件，用数值积分方法求出描述受扰运动方程的时域解，然后利用发电机组轴系的质块之间 扭矩/扭振角/转速偏差的变化，或机端电流/电压中次同步分量的变化，来判断系统的稳定性。
转速偏差或机端电流/电压中次同步分量经暂态过程，振荡收敛；质块之间的暂态扭矩引起的疲劳损伤在 设备厂家提供的允许范围内
6.11.1研究再同步问题的模型与大扰动稳定计算的要求相同。
研究再同步问题的模型与大扰动稳定计算的要求相
6.11.2电力系统再同步计算的校验内容包括
a 失步的同步电机能否再同步；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； b 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： c）实现再同步的相应措施。 5.11.3电力系统再同步的判据，是指系统中任一台同步电机失去同步后，经若干非同步振荡，相对滑 逐渐减少并过零，然后相对角度逐渐过渡到某一稳定点，机组被重新拉入同步运行。
7安全稳定计算分析和提高稳定性的措施
7.1.1稳定计算分析的主要内容和关键问题
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上几个方面的综合分析，确定稳定性质，影响系统稳定性的主要因素，找出薄弱环节，提出选取或改善 电网结构的意见，提出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等。 7.1.1.6进行安全稳定计算分析时，应针对要分析的问题，注意选取可能出现的对安全稳定不利的运行 方式进行校验，如要注意开机方式、负荷变化、无功补偿配置、直流输电运行方式、抽水蓄能机组运行 工况、远方机组送电水平以及潮流分布、电压水平、旋转备用容量等对稳定性的影响。 7.1.1.7对汽轮发电机经由串联电容补偿的线路接入系统、通过高压直流输电系统输送功率，或接入系 流中配置了灵活交流输电装置，需进行次同步振荡/次同步谐振计算分析，应注意选取可能出现的次同步 振荡/次同步谐振问题的运行方式进行校验，如要注意开机方式与出力、串补与线路运行方式、直流输电 运行方式等对次同步振荡/次同 振评估的影
1.2稳定计算结果分析
7.1.2.1在表述稳定计算结果时，应给出以下内容： a）计算方式：联网方式、接线方式、相关机组开机方式、相关元件的潮流、相关母线的电压、相 关设备的投运状态，发电或负荷的调整情况等，主要方式应给出潮流图； b） 故障性质：故障元件、故障地点、故障形态、故障切除时间、由继电保护或安全自动装置动作 造成网络状态的变化等： 系统暂态和动态过程的主要信息：如机组间相对角度、母线电压、相关元件潮流的变化情况； d） 系统的稳定性质：如功角稳定性、电压稳定性、频率稳定性；静态稳定、暂态稳定、动态稳定 等； e） 系统稳定性的判断：系统不稳定、临界稳定、稳定和有较大的稳定裕度、以及振荡的变化趋势 或阻尼特性等。如计算结果不稳定，应注明失稳开始时间、失稳类型、失稳形态、机群行为、 失稳后果和振荡中心等； f） 频域分析计算结果中还要给出系统的主要振荡模式、振荡频率、阻尼比、参与因子等。 7.1.2.2稳定计算结果分析应紧密联系所研究系统的实际运行情况，分析计算结果的适用性；分析影响 稳定水平的主要因素；分析稳定问题的机理；推荐的措施（包括网架完善、运行方式调整、安全稳定 错施和对继电保护有特殊要求的措施等），并分析措施的效果、可行性、适用性，以及不同措施方案的 利。 7.1.2.3稳定计算分析结论的要求：分析评价所研究系统的稳定特性和稳定水平；分析电网存在的主要 稳定问题：提出控制条件、对策和措施：编制运行控制方案或稳定规程（包括控制条件说明）。
7.2运行控制方案的编制
7.2.1运行控制方案是保障电网安全稳定运行的主要技术措施之一，应在稳定计算分析的 制。运行控制方案应满足GB/T31464。 7.2.2运行控制方案中的控制要求，一般可按DL755规定的第一级安全稳定标准的校核结果和相关 备的能力给出。 7.2.3运行控制方案中应有正常方式和正常检修方式的控制要求。特殊方式和事故后方式的控制要求 应视情况另行处理。 7.2.4在确定运行控制限额时，可根据实际需要在计算极限的基础上留有一定的稳定储备，如按计算极 限功率值的5%~10%考虑。在确定联络线运行控制限额时， ，还应适当考虑运行中潮流波动情况
7.3电网安全稳定措施
3.1电网安全稳定措施是保障电网安全稳定运行的重要技术手段，应在稳定计算分析的基础上制定 符合DL755的三级安全稳定标准
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7.3.2合理的电网结构是电网安全稳定运行的物质基础，在提出电网安全稳定措施方案前，应优先考虑 完善电网结构。 7.3.3失步解列、低频减负荷、低压减负荷、低频解列、低压解列、高频（或低频）切机措施一般适用 于DL755规定的第三级安全稳定标准，应满足GB/T26399规定。自动低频减负荷、自动低压减负荷措 施的整定与配置宜按DL/T428、DL/T1454规定。 7.3.4对于短路电流超标的情况，应采取措施将其降至开关遮断电流以下并留有一定裕度。 7.3.5规划阶段可采取的措施有：选用开断电流较大的开关设备，电网合理分层分区，电源合理接入， 采用高阻抗变压器，变压器中性点加装小电抗，采用短路电流限制器等。 7.3.6运行阶段可采取的措施有：解开电磁环网运行，断开部分线路，母线分列运行，线路出串运行， 限制机组开机方式等。
8安全稳定计算分析的管理
8.1计算软件及模型参数的管理
3.1.1计算软件的管理
8.1.1.1计算软件需经国家电网公司指定机构认证后方可使用。 8.1.1.2计算软件核心部分的完善、改进和升级后的版本也应通过认证后方可使用。 8.1.1.3在联网系统的计算分析中涉及多个单位或部门时，各单位或部门应使用经认证的具有同一版本 号的计算分析软件和统一的基础数据。
8.1.2计算参数的管理
1.2.1根据电网调度、规划、设计和科研部门对系统进行潮流和稳定计算的要求，应对以下电网计算 数据进行管理： a）发电厂包括发电机组及其励磁系统和附加控制（PSS等）、原动机及其调节系统等： b 交流输电线路及其并联电抗器参数（包括长期、短期过载能力）： 变电站设备（包括变电站的主接线、变压器、并联高压电抗器、变电站的中/低压并联电容器和 电抗器等）参数（包括长期、短期过载能力）； 静止无功补偿器等电力电子装置： e） 固定和可控串联电容补偿装置： f） 直流换流站主接线和主设备、直流输电线路、基本的直流控制保护系统等（包括长期、短期过 载能力）； g） 安全自动装置及需要特殊说明的继电保护（如变压器过励磁保护）的动作特性、动作定值及时 间等； h 综合负荷模型和参数。 1.2.2 已投入生产运行的设备参数应根据相关生产运行部门提供的数据滚动修订维护。 1.2.3 对于220kV以上线路跳闸或300MW以上机组切除等大扰动故障，应根据现场提供的事故录波 行事故后的校验分析，提出模型和参数的改进意见
8.2安全稳定计算分析报告
8.2.1安全稳定计算分析报告的主要内容
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校核、静态稳定分析、小扰动动态稳定性分析、单一元件大扰动故障分析、严重故障分析、安全稳定 总体评价和建议等。开展专题研究时可选择部分内容。开展次同步振荡/次同步谐振研究应按相关规定 成专项报告。
报告中的计算条件应包括： a）基本运行方式说明：计算水平年、电网接线方式、开机方式、负荷水平、同杆并架线路说明、 安全稳定装置投运情况： b）计算模型：发电机（含励磁系统、调速系统模型说明）、负荷、线路、变压器、直流、无功补 偿等模型，以及时域仿真中所采用的基本计算步长： C 系统网络简化/等值说明； d）故障切除及重合闸时间； e） 安全稳定装置动作条件，含装置动作门槛值和时间； f 计算程序和版本号。要求在潮流和稳定分析的计算结果文件、潮流图以及稳定曲线输出中，明 确标明计算软件名称或程序标志以及准确的版本号； g 其他计算条件说明。
8.2.5电压无功分析
通常包括典型天方式和小方式无功斗 动的网间、省间交流联络线还应包含 压波动分析及其电压控制方案。针对无功容 制困难，应提出改善措施
8.2.6短路电流安全校核
通常分为全开机方式和大负荷方式两部分，并同时分析三相短路电流和单相短路电流水平。针对短 电流超标的厂站应研究提出解决措施，进行网架结构优化，并根据电网发展变化情况适时提出开关增 等措施。
8.2.7静态稳定分析
应包括静态稳定储备系数
8.2.8小扰动动态稳定性分析
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通常为正常方式（含检修方式），分析内容包括基本运行方式和调整后的运行方式。分析应包括： a）系统振荡模式和阻尼特性分析； b）PSS配置、模型和参数； c）对于计算中出现负阻尼和弱阻尼的情况，应给出时域仿直校核结果
8.2.9单一元件大扰动故障分析
通常为止常方式（含检修方式）， 动故障分析应包括： a）仿真曲线（包括功角、电压、频率等变化曲线）：标有运行方式调整说明，故障形式和故障切 除说明，安全稳定控制装置的动作说明等信息： b）系统稳定特性分析； C）提高和保证系统安全稳定运行的措施。
8.2.10严重故障分析
重故实通常包活回 相继故障、开关拒动等严 威胁电网安全稳定的多重故障。 元件大扰动故障分析。
8.2.11安全稳定性总体评价和建议
8.2.11.1给出所研究系统安全稳定性的总体评价，指出稳定性质和影响因素，给出必要的灵敏度分析 结果，提出系统运行控制限额以及需要采取的措施。确定系统某一元件（或断面）最终的运行控制限额 时，应以各项计算极限中的最小值为准，并为运行留出一定裕度。运行控制限额可能包括线路潮流、发 电机出力、变压器功率以及相关母线电压等限制条件。也可给出不同运行方式、不同控制措施下的不同 限额。 8.2.11.2根据系统的稳定特性，提出应采用的安全稳定控制策略和相应的控制措施。在规划设计阶段 还应分析对电网规划方案的影响，
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1编制背景 2编制主要原则， 29 ：与其他标准文件的关系. 2 主要工作过程， 29 标准结构和内容.. 29 条文说明
编制背 编制主要原则GB／T 38654-2020 公共信息导向系统 规划设计指南， 与其他标准文件的关系 主要工作过程 标准结构和内容. 条文说明
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本标准依据《国家电网公司关于下达2015年度公司技术标准制修订计划的通知》（国家电网科 2015）4号）的要求修订。 目前电网进入特高压网架建设过渡期，大容量特高压直流陆续投运，直流输电容量所占比例日益增 天，特高压直流连续换相失败、再启动、功率突降等故障对电网稳定性影响加剧，成为制约交直流电网 安全稳定运行的主要问题之一。现有安全稳定计算相关标准，主要基于原有常规直流相对交流系统规模 俞电容量不大、故障冲击较小的情况，只考虑了直流系统单双极闭锁故障形态，缺少对直流换相失败、 再启动等故障形式的相关规定。另一方面，DL/T1234、GB/T15544.1等标准陆续出台，需要根据相关 内容对本标准进行修订。 本标准编制的主要目的是对国家电网安全稳定计算的基础条件、方法判据、分析内容、提高稳定性的 普施、计算软件、模型参数及分析报告的管理等方面提出规范要求，增加对直流功率突降、再启动、换相 失败等故障或扰动设防标准的相关规 相应的安全稳定计算规范
在Q/GDW404一2010基础上，根据特高压电网发展、大容量直流接入等需要，结合近年出台的相 关标准，进一步完善，重点在以下几个方面进行修订和增补： 1）增加对直流功率突降、再启动、换相失败等故障或扰动设防标准的相关规定； 2）参照国标修订短路电流的计算模型和计算方法： 3）参照电力系统安全稳定计算行业标准进行修订和完善。 另外，本标准还将根据电网发展需要进行不定期的修改
JTG∕T3360-03-2018《公路桥梁景观设计规范》3与其他标准文件的关系
准与相关技术领域的国家现行法律、法规和政策 准不涉及专利、软件著作权等知识产权使用问题。
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