2023大型工业企业电力系统安全稳定计算技术规范

PAGE6目次TOC\o"1-7"\h\z1范围 52规范性引用文件 53术语和定义 53.1大型工业企业 53.2企业电网 53.3电力系统安全性及安全分析 53.4N−1原则 63.5重要用电设备/生产装置 63.6快速切换 63.7同相位切换 63.8残压切换 63.9晃电 63.10动态电压恢复器 64目的和要求 74.1总体要求 74.2无功电压分析 74.3静态安全分析 74.4短路电流安全校核 74.5暂态功角稳定计算分析 74.6电压稳定计算分析 74.7频率稳定计算分析 74.8电动机起动计算分析 74.9负荷快速切换计算分析 74.10晃电计算分析 84.11中长期动态过程计算分析 84.12电能质量计算分析 85计算条件 85.1总体要求 85.2企业电网安全稳定计算建模范围 85.3运行方式选取原则 85.4故障地点、类型、故障切除及重合闸时间 95.5系统元件模型和参数 96计算要求 106.1潮流计算 106.2短路电流计算要求 116.3静态安全分析 116.4暂态功角稳定计算要求 116.5电压稳定计算分析 126.6频率稳定计算分析 126.7电动机起动计算分析 136.8负荷自动切换计算分析 136.9晃电计算分析 147计算分析的管理 147.1计算分析报告要求 147.2计算数据的管理 14

大型工业企业电力系统安全稳定计算技术规范范围本标准规定了大型工业企业电力系统安全稳定计算的目的和要求，所需基础条件，采用的计算方法，以及安全稳定计算分析工作的管理方法。本标准适用于并网电压等级为110kV及以上的工业企业电力系统安全稳定计算分析工作。电力系统规划、设计、建设、生产运行、科学试验、设备制造等单位在开展工业企业电力系统安全稳定计算分析时，均应遵守和执行本标准。并网电压等级为110kV以下的工业企业可参照执行。规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T14285 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T26399 电力系统安全稳定控制技术导则GB38755 电力系统安全稳定导则GB/T38969 电力系统技术导则DL/T1040 电网运行准则DL/T1234 电力系统安全稳定计算技术规范GB/T14549 电能质量公用电网谐波GB/T12325 电能质量供电电压偏差GB/T12326 电能质量电压波动和闪变GB/T15543 电能质量三相电压不平衡GB/T15945 电能质量电力系统频率偏差GB/T15544.1 三相交流系统短路电流计算GB/T32507 电能质量术语DL/T1073 发电厂厂用电源快速切换装置通用技术条件术语和定义GB38755和DL/T1234界定的术语和定义及下列术语和定义适用于本标准。3.1大型工业企业largeindustrialenterprises从事工业性生产经营活动的大型企业，一般接入110kV及以上电压等级。3.2企业电网enterprisepowersystems由企业独立控制运行的、主要为企业生产设备供电的电力系统。3.3电力系统安全分析powersystemsecurityanalysis安全分析分为静态安全分析和动态安全分析。静态安全分析假设电力系统从扰动前的静态直接转移到扰动后的另一个静态，不考虑中间的暂态过程，用于检验扰动后各种约束条件是否得到满足。动态安全分析研究电力系统在从扰动前的静态过渡到扰动后的另一个静态的暂态过程中保持稳定的能力。3.4N−1原则N-1principle正常运行方式下的电力系统中任一元件（如线路、发电机、变压器等）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。N−1原则用于电力系统静态安全分析（任一元件无故障断开），或动态安全分析（任一元件故障后断开的电力系统稳定性分析）。3.5重要用电设备/生产装置importantelectricalequipment/processequipment故障或非正常切除该设备/装置，将造成重大政治影响、经济损失、或威胁人身安全等后果。可根据有关规定和各电力系统具体情况确定。3.6快速切换fasttransfer一种延时较短、合闸冲击电流较小的负荷自动切换方式。在母线残压与目标电源电压第一次反相位之前，合上目标电源断路器。3.7同相位切换in-phasetransfer一种延时中等的负荷自动切换方式。在母线残压与目标电源电压第一次反相位之后，两者同相位时合上目标电源断路器。3.8残压切换residualvoltagetransfer一种延时较长的负荷自动切换方式。当母线电压衰减到残压切换定值以下，才合上目标电源断路器。3.9晃电voltagefluctuations指因\t"/item/%E6%99%83%E7%94%B5/_blank"雷击、\t"/item/%E6%99%83%E7%94%B5/_blank"短路或其他原因造成的电压暂升、暂降，或短时供电中断。电压暂升指电压上升至标称值的110～180%，持续时间为10ms至1min。电压暂降指\t"/item/%E6%99%83%E7%94%B5/_blank"电压降低至标称值的10%至90%，持续时间为10ms至1min。短时供电中断的持续时间为10ms至3s。3.10动态电压恢复器dynamicvoltagerestorer串接于电源和负荷之间的电压源型电力电子补偿装置，一般用于快速补偿电压暂降。目的和要求4.1总体要求大型工业企业电力系统安全稳定计算，应根据系统的具体情况和要求，通过详细的仿真计算和分析研究，确定系统主要问题和稳定水平，优化电网规划方案，提出保证系统安全稳定运行的控制策略，用以指导企业电网规划、设计、建设、生产运行以及科研、试验中的相关工作。4.2无功电压分析无功电压分析主要分析无功平衡与电压控制策略，其目的是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。4.3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。4.4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，检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。4.5暂态功角稳定计算分析暂态功角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。4.6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。4.7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。4.8电动机起动计算分析电动机起动计算分析的目的是当系统发生单台高压电动机起动、或中低压电动机群起时，对电动机起动电流和系统电压进行计算分析，并对电动机起动策略提出相应的要求。4.9负荷快速切换计算分析负荷快速切换计算分析的目的是当系统发生影响供电可靠性的故障、且采取了负荷快速切换措施时，对切换过程开展计算分析，并对负荷快速切换装置、策略和方式提出相应的要求。4.10晃电计算分析晃电计算分析的目的是当系统发生电压暂降或短时供电中断时，对故障形式、电压跌落幅度、电压跌落持续时间等进行计算分析，并对晃电治理方案和用电设备晃电耐受性提出相应的要求。4.11中长期动态过程计算分析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检验，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，计算中应计入在一般暂态稳定不考虑的电力系统慢速动态元件特性。4.12电能质量计算分析大型工业企业电网接入系统前，应开展电能质量计算工作，计算范围至少应包括谐波、电压偏差、三相不平衡度、电压波动和闪变计算。公共连接点的谐波注入电流和谐波电压总畸变率应满足GB/T14549的要求，且向电力系统注入的谐波电流允许值应按照GB/T14549的要求进行计算。公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325的要求。公共连接点的电压波动和闪变值应满足GB/T12326的要求，且引起的长时间闪变值应按照GB/T12326的要求进行计算。公共连接点的三相电压不平衡度应满足GB/T15543的要求。计算条件5.1总体要求a）大型工业企业电力系统安全稳定计算分析的计算条件包括：企业电网建模范围、接线和运行方式、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。b）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。计算数据中已投运部分的数据应采用详细模型和实测参数，未投运部分的数据应采用详细模型和典型参数。5.2企业电网安全稳定计算建模范围5.2.1企业电网独立安全稳定计算建模范围企业电网独立安全稳定计算时，应将外部电网进行等值处理，构建与外部电网的联络线模型，企业电网内部建模范围应根据研究目的和研究内容确定，应包括中低压负荷、线路、变压器和自备机组。5.2.2企业电网与公共电网联合建模范围企业电网与公共电网开展联合计算时，应与权威咨询机构合作，构建外部电网详细模型，其他建模范围与企业电网独立安全稳定计算一致。5.3运行方式选取原则根据计算目的，外部公用电网运行方式应选取实际运行可能出现的对稳定性最不利的情况；企业内部电网运行方式选择时应包括以下几种情况：全接线运行方式、单一主要电力设备计划检修方式、最大或最小开机方式、最大或最小负荷方式，以及根据企业电网运行特点而确定的较为严重的特殊运行方式。5.4故障地点、类型、故障切除及重合闸时间5.4.1故障地点和故障类型故障地点应选取对企业电网安全稳定不利的地点。线路故障一般应选在变电站出口，变压器故障一般应选在高压侧或中压侧出口，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GB38755的要求，按照企业电网完全稳定计算具体需要选取。5.4.2故障切除时间故障切除时间为从故障起始时刻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。计算时应参考DL/T1234标准执行，110kV及以下参照220kV故障切除时间。5.4.3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。计算时应根据企业电网实际条件和稳定性的需要等因素确定。5.5系统元件模型和参数5.5.1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稳定计算分析时，同步电机应采用考虑阻尼绕组的次暂态电势（Eq″、同步电动机潮流计算中按有功功率为负的发电机模型处理，暂态稳定计算中可按不含调速器模型的同步发电机处理。5.5.2同步电机控制系统a）励磁系统及其附加控制系统企业电网稳定计算时，应考虑自备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，其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，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实际情况采用自定义模型。同步电动机配有励磁调节系统时，也应考虑其励磁系统作用。b）原动机及调速系统企业电网稳定计算时，应考虑发电机组的原动机及其调节系统，其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负荷模型企业电网负荷模型应采用电动机模型和静态负荷模型组合的综合负荷模型。根据安全稳定计算需要，单台容量较大的电动机应单独建模，并采用实测参数或制造厂家提供的参数。同一段母线下，同类电动机可采用聚合负荷模型，其参数宜根据实测辨识确定，并通过系统试验或事故录波验证，也可按负荷类型采用典型参数。感应电动机负载系数应符合实际、按最大负载率情况考虑。电动机的低电压释放特性应符合实际设备情况。5.5.4线路和变压器输电线路和变压器一般按π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。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及中性点接地方式。对于规划设计中的新建线路和变压器，其参数可取典型值。5.5.5稳定措施的模型和参数企业电网中装有稳定控制装置或需要研究系统稳定控制措施时，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、自动解列等措施的实际动作时间，进行企业电网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。5.5.6长过程动态稳定计算的相关模型企业电网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、备用电源低频自启动、带负荷调压变压器的分接头调整、恒温控制负荷、母管制锅炉等动态元件和控制系统的数学模型。5.5.7光伏发电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及其控制系统的仿真模型。5.5.8无功补偿无功补偿模型和参数应根据厂家资料或实测建立。计算要求6.1潮流计算6.1.1运行方式安排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情况，安排潮流计算方式。负荷的有功功率和无功功率应符合实际，负荷的功率因数应根据实际情况进行核实。厂用电应按负荷考虑，不能直接在发电出力中扣除。6.1.2潮流计算企业电网潮流计算时，应注意如下问题：a）无功功率平衡和补偿按GB38755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等级间流动，并按实际可能出现的对系统稳定不利的情况进行计算。b）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。c）应选取公共电网中大容量调频机组或公共电网等值机作为平衡机。6.1.3潮流计算结果除需要研究的特定潮流方式外，正常潮流计算结果应符合以下要求：a）自备电厂母线电压在0.95～1.05（标幺值，平均额定电压基准）范围内，并且机组的无功不超发；b）线路及变压器均不过载，并满足N-1静态安全的要求；c）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、调整变压器分接头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。6.2短路电流计算要求6.2.1短路电流控制要求企业电网短路电流计算的控制要求是母线短路电流水平不超过其开关的开断能力并留有一定裕度。出现短路电流超标时，应根据实际情况开展专题研究，进一步优化企业电网主网结构或配置相应的短路电流抑制措施。6.2.2短路电流计算要求a）短路电流计算应遵循GB/T15544.1和DL/T1234规定的要求。b）短路电流计算宜在企业电网全接线、自备机组全运行条件下进行。c）短路故障形式应考虑企业电网内母线及公共连接点母线的三相/单相金属性短路。d）短路电流扫描计算中，应考虑企业电网实际负荷模型对短路电流的影响。e）计算正序系统等值阻抗时，发电机阻抗应取直轴次暂态电抗饱和值；变压器分接头位置明确时，可取实际位置，不明确时取额定位置；交流线路考虑电阻、电抗、电容；电动机负荷可用堵转电抗模拟，静态负荷可用恒阻抗模拟。f）计算零序系统等值阻抗时，应考虑变压器中性点接地方式和中性点小电抗；交流线路考虑零序电阻、零序电抗、零序电容；感性并联无功补偿设备应考虑零序电抗，以及中性点小电抗。g）短路电流扫描宜采用不基于潮流（基于方案）的方法进行。但当某厂站短路电流水平逼近其开关开断能力时，应利用暂态稳定程序进行计算校核。6.3静态安全分析企业电网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，经过负荷再调整后进行潮流计算，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，母线电压不越限。某些元件开断后可能导致企业电网出现局部孤立子系统，对系统的稳定性影响较大，应作进一步分析，并在后续的稳定计算中予以关注。6.4暂态功角稳定计算要求6.4.1暂态稳定控制要求企业电网开展N-1故障校核，应能满足企业电网和公共电网的安全稳定运行要求，且不致使其他元件超过规定的事故过负荷能力和电压、频率允许偏差的要求，必要时依据GB38755的要求配置稳控措施。6.4.2暂态稳定计算要求a）暂态稳定计算应遵循GB38755和DL/T1234规定的要求。b）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，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。c）暂态稳定计算中动态元件数学模型应考虑企业电网内部同步发电机、电动机和其他动态装置的动态特性微分方程；静态元件数学模型应考虑电力网络方程、同步发电机电压方程和负荷的静态特性方程。d）企业电网暂态稳定判据应按照GB38755的要求，满足暂态功角稳定、电压和频率稳定要求。企业电网暂态振荡过程中，自备机组或同步电动机失去稳定，而公共电网和大机组不失稳，若自动解列失稳的电机，仍然认为公共电网是稳定的。6.5电压稳定计算分析6.5.1电压稳定控制要求企业电网受到扰动后的暂态过程中，负荷母线电压能够满足当地调度部门的运行要求，或满足企业生产装置对电压的运行要求。中长期过程中，负荷母线电压能够保持或恢复到0.90以上（平均额定电压基准的标幺值），不应出现损坏设备的过电压情况。通过仿真计算进行判断时，应考虑中长期动态元件和环节的响应，并在达到新的平衡点后进行判断。6.5.2电压稳定计算要求a）暂态电压稳定计算暂态电压稳定计算所采用的数学模型和暂态功角稳定计算基本相同，可采用常规的时域仿真程序进行计算分析。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、同步电动机及其励磁系统、无功补偿装置、低压减负荷、异步电动机低电压保护系统和交流接触器等元件和控制装置的数学模型。b）中长期电压稳定计算中长期电压稳定计算应采用专门的中长期动态仿真程序。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，还必须考虑有载调压变压器（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等元件的数学模型。6.6频率稳定计算分析6.6.1频率稳定控制要求企业电网受到扰动后，系统频率应能迅速恢复，满足企业生产装置继续运行要求，不发生频率崩溃，也不使事件后的系统频率长期悬浮于某一过高或过低的数值。具体控制要求如下：a）任何情况下的频率下降过程，应保证系统低频值与所经历的时间，能与运行中机组的自动低频保护和企业电网与公共电网间联络线的低频解列保护相配合。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正常水平。如果系统频率长时间悬浮在低于49.0Hz的水平或影响企业生产装置运行，则应考虑配置特殊轮。c）孤岛系统频率升高或因切负荷引起恢复时的频率过调，其最大值不宜超过51Hz，并必须与运行中机组的超速保护控制和过频率保护相协调，且留有一定裕度。6.6.2频率稳定计算要求a）企业电网与公共电网解列成为孤岛系统时，应进行频率稳定计算，且计算中应考虑可能出现的最大功率不平衡，必要时采取低频切负荷、高频切机等措施，保证企业电网不发生频率崩溃。b）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，必须模拟低频自动减负荷、低频解列、高频或低频切机等频率相关自动装置。长过程频率稳定问题还要模拟发电机组原动机及其动力系统的动态特性。c）频率稳定计算中，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，系统母线电压是否超过允许范围等。6.7电动机起动计算分析6.7.1电动机起动控制要求企业电网校核大型电动机起动、中低压电动机群起、电动机再起动时，应保证企业电网安全稳定运行，电动机机端电压能够保持在0.85以上（平均额定电压基准的标幺值），且不应出现损坏设备或因电动机起动引起其他设备脱网的情况。6.7.2电动机起动计算要求a）企业电网在确定大型电动机起动方式、配置中低压电动机群起和电动机再起动装置时，均应开展电动机起动计算。b）电动机起动应计算起动时间、电动机起动电流和力矩，以及系统内主要母线的电压。c）电动机起动方式应根据企业电网实际情况进行计算，规划阶段应首先评估直接起动方式，当直接起动不满足要求时，应评估其他起动方式，根据计算结果选取技术经济性较优方案。d）电动机起动计算可采用时域仿真程序，采用企业电网详细模型，以准确反映电动机起动过程和母线电压动态特性，对于同步电动机应模拟励磁电流施加过程。e）当关注同步电动机起动振荡转矩影响时，同步电动机模型应采用与同步发电机相同的数学模型，并采用弹性联接的多个质量块表示其轴系模型。f）电动机再起动计算应通过调整再起动策略，校核策略的有效性，以满足母线电压等运行要求。6.8负荷自动切换计算分析6.8.1负荷自动切换控制要求企业电网校核负荷自动切换时应保证企业电网安全稳定运行，且不应出现损坏设备或因负荷切换引起其他设备脱网的情况。6.8.2负荷自动切换计算要求a）企业电网在配置负荷自动切换装置时，应开展负荷自动切换计算。b）负荷自动切换计算宜采用电磁暂态时域仿真程序，仿真模型可参考5.5的要求，且应考虑交流接触器模型和电动机低压保护模型。c）负荷自动切换计算所校核的切换方式应包括快速切换、同相位切换和残压切换，切换过程应反映实际装置的动作逻辑和动作延时等。d）负荷自动切换计算应校核合闸瞬间电动机的暂态电磁转矩、合闸前后母线电压水平和同步电动机切换后的功角稳定性，应保证负荷切换后不发生因合闸母线电压降低导致的负荷再次脱网。6.9晃电计算分析6.9.1晃电计算分析控制要求企业电网开展晃电计算分析时应保证企业电网安全稳定运行，且不应出现损坏设备或因治理方案不当引起的设备大范围脱网情况。6.9.