短路电流安全校核用于在规定的开机方式或网络拓扑结构下，对电力系统发生短路时的短路日 流分量和直流分量衰减情况进行计算分析，检验系统中各母线短路电流水平是否满足相关断路器 能力的要求，研究限制短路电流水平的措施。短路故障的形式应包括三相短路故障和单相接地故 路应按金属性短路进行校核

4.2.3电力系统静态安全分析

电力系统静态安全分析指应用 变压器等元件，检查其他元件： 此过负荷和电压越限，用于检验电

无损检测标准规范范本4.2.4静态稳定计算分析

稳定计算分析，根据相应的判据， 于确定电力系统的稳定性和输电 检验在给定方式下的稳定储备。 等应进行静态稳定计算分析

4.2.5暂态功角稳定计算分析

暂态功角稳定计算分析用于在规定的运行方式和故障形态下，对系统稳定性进行校验，并对继 和自动装置以及各种措施提出相应的要求

4.2.6动态功角稳定计算分析

4.2.6.1动态功角稳定可分为小扰动动态功角稳定和大扰动动态功角稳定。小扰动动态功角稳定分析 因扰动量足够小，系统可用线性化状态方程描述。大扰动动态功角稳定分析中，扰动量大到系统应用非 线性方程来描述。 4.2.6.2动态功角稳定计算分析用于在规定的运行方式和扰动形态下，对系统的动态功角稳定性进行 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、调速系统的配置和参数优化以及各种安全稳定措施提出

4.2.6.1动态功角稳定可分为小扰动动态功角稳定和大扰动动态功角稳定。小扰动动态功角 因扰动量足够小，系统可用线性化状态方程描述。大扰动动态功角稳定分析中，扰动量大到系 线性方程来描述。

4.2.7电压稳定计算分析

电压稳定计算分析用于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，

4.2.8频率稳定计算分析

频率稳定计算分析用于当系统的全部（或解列后的局部）出现频率振荡，或是因较大的有功功率抗 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，包 括调速器参数优化、低频减载负荷方案、低频解列方案、高频切机方案、超速保护控制策略、直流调制以 及各种安全稳定措施提出相应的要求

4.2.9长期动态过程计算分析

4.2.9.1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。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。 4.2.9.2长期动态过程计算分析用于在规定的运行方式和扰动形态下，对系统的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。

4.2.10次同步/超同步振荡和次同步谐振计算分析

次同步振荡/次同步谐振计算用于在不同运行方式下，对电力系统的次同步振荡/次同步谐振稳定 生进行计算分析，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 皆振阻尼控制方案、机组轴系扭振保护措施提出相应的要求， 新能源次同步/超同步振荡计算用于在不同控制方式和运行方式下，对含新能源电力系统的次同 步/超同步振荡稳定性进行计算分析，并对次同步/超同步振荡抑制对策，包括接人系统和运行方式调整 方案、新能源系统控制策略调整、次同 振荡阻尼控制方案提出相应的要求

4.2.11短路比计算分析

比计算分析用于衡量直流或新能源场站所连接交

5安全稳定计算的基础条件

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。 5.1.2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。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 数实测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、并经主管部门或其委托的机构认可的出厂模型和参数，

GB/T 405812021

或参照经过实测的同类型设备，选用经主管部门或其委托的机构认可的模型和参数。 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，可采用经主管部门或其委托的机构认可的典型模 型和参数。

5.2系统接线和运行方式

应根据计算分析的目的，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。应 人下列三种运行方式中选择可能出现的对系统安全稳定不利的情况，进行计算分析。 a）正常方式：包括计划检修方式和按照负荷曲线以及季节变化出现的水电大发、火电大发、最大 或最小负荷、最小开机和抽水蓄能运行工况、新能源发电最大或最小等可能出现的运行方式； b 故障后方式：电力系统故障消除后，在恢复到正常运行方式前所出现的短期稳态运行方式； C 特殊方式：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 备启动及电网主要安全稳定控制装置退出等较为严重的方式。

5.2.2运行方式安排

5.3电力系统的简化和等值

5.3.1根据计算分析的目的和要求，必要时可对外部电网或对所研究电网的低压网络进行合理简化。 5.3.2电力系统网络接线的简化原则： a 研究网络简化前后各主要线路和输电断面的潮流分布、电压水平基本不变： b） 研究网络原则上保留220kV及以上电压的网络接线（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 保留； ） 被简化的低压网络中的电源，原则上可与本地负荷抵消，对系统短路电流、稳定特性等影响较 大的电源可根据需要予以保留。 .3.3可根据研究目的，对所研究系统的外部系统进行适当等值。应保持等值前后联络线潮流分布和 由压水平不变所研空系统稳定特性和稳定水平其本促持不恋

.3.4动态等值与电力系统稳定计算分析的物理问题紧密相关。在电力系统安全稳定计算分析中，可 根据所研究的问题，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/超同步振荡和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功角稳定性和大扰动动态功角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功角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 态特性基本一致，

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

裕敬 宜选在高压侧或中压侧出口，发电机变压器组出口故障应选在升压变高压侧出口；3/2断路器开关失灵 故障宜设为中开关拒动， 5.4.1.2故障类型应根据GB38755一2019的要求.结合计算的具体需要选取

4.1.2故障类型应根据GB38755一2019的要求，结合计算的具体需要选取。 在具体计算中，注意以下问题： a）对于同级电压的双回线路、多回线路、环网线路的单回线路故障，应以三相故障作为稳定校核 的主要故障类型。根据GB38755一2019规定，对于电源交流送出线路等特殊线路发生三相 短路故障需要采取稳定控制措施时，应对线路单相永久故障、三相无故障断开进行校核。线路 单相永久故障、三相无故障断开导致系统稳定破坏时，宜通过调整电网运行方式等方法保证系 统稳定，不宜采取切机、切负荷等稳定控制措施。 b） 同杆并架双回线的异名两相同时发生单相接地故障重合不成功双回线三相同时跳开，或同杆 并架双回线同时无故障断开，采取必要的切机、切负荷等稳定控制措施后，应能保持系统稳定 （各系统可根据各自特点和可靠性要求确定是否采用更高标准，如同杆并架双回线发生三相故 障同时断开进行校核）。当发电厂或变电站出线、进线同杆架设的杆塔基数合计不超过20基， 且同杆架设的线路长度不超过该线路全长10%的情况下，可将上述故障归入第三级安全稳定 标准。

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： 近故障点侧：0.12$； 远故障点侧：0.12S。 b）330kV线路： 近故障点侧：0.1S； 一远故障点侧：0.1S。 c）500kV线路： 近故障点侧：0.09S：

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 开断时间等，应按下列数据选取：

幕全开断时间等，应按下列数据选取： a）220kV线路： 近故障点侧：0.12s； 远故障点侧：0.12s。 b）330kV线路： 近故障点侧：0.1s； 远故障点侧：0.1s。 c）500kV线路： 近故障点侧：0.09s；

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远故障点侧：0.15。 d)750kV线路： 近故障点侧：0.09S； 一远故障点侧：0.1S。 e)1000kV线路： 一近故障点侧：0.09S； 一远故障点侧：0.1S。 各电压等级的母线、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选取。 特殊方式时保护动作时间应按

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品 有合闻时间。应根据系统条件、系统稳定的需要等因素确定

5.4.4直流故障类型

对于直流输电系统，应接照GB38755一2019要求，对单换流器闭锁、单极闭锁、双极闭锁、功率突 择、再启动、换相失败等故障或扰动类型进行稳定校核： a）对于如下故障或扰动，应在不采取稳定控制措施的条件下保持系统稳定： 1） 直流系统单换流器闭锁； 2）直流系统单极闭锁； 3） 直流单极线路短路故障， 对于电源的送出直流单极故障，必要时可采用切机或快速降低电源出力等措施。 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，可采取切机、切负荷、直流 紧急功率控制或抽水蓄能电站切泵等稳定控制措施： 1） 直流系统两个及以上换流器闭锁（不含同一极的两个换流器）； 2） 直流系统双极闭锁； 3） 直流双极线路短路故障 C 受端近区交流故障引起的直流换相失败，应根据触发的交流故障类型去对应三级安全稳定标 准。直流自身故障或异常引起直流连续换相失败或直流功率速降，且冲击超过系统承受能力 时，运行中可采取切机、闭锁直流等稳定控制措施， d）在电网运行实际中，为减小故障冲击、加快系统恢复，直流单换流器闭锁、直流单极闭锁等故障 可采取提高运行电网安全水平的合理措施

5.4.5新能源故障类型

对于新能源场站，应按照GB38755一2019要求，对任一新能源场站脱网、新能源天规模脱网 或扰动类型进行稳定校核： a）任一新能源场站脱网，应在不采取稳定控制措施的条件下保持系统稳定； b）新能源大规模脱网，导致稳定破坏时，应按照第三级安全稳定标准设定统一措施

5.5系统元件模型和参数

暂态电压稳定计算分析时，同步发电机应采用计及阻尼绕组的次暂态电势（E。、E。）变化的详细模型。 隐急极发电机（汽轮发电机)宜采用5阶次或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同步发电机采用计及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/标么速度偏差)应取较小值（建议0≤D≤0.05）；同步发电机采用不计阻尼绕组的模型时， 应采用阻尼因子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）。 5.5.1.3同步发电机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 具体参数的规划机组，可采用已投产的同类型机组的典型模型和参数

5.5.2同步电机控制系统

.5.2同步电机控制系经

进行电力系统稳定计算时，应计及发电机组的励磁系统及其附加控制系统（如电力系统稳定 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 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其情况采用自定义模型

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分析，或是采用特征值分析方法进行电力系统小扰动动 态功角稳定计算分析时，均应计及机组的原动机及其调节系统。原动机及其调节系统的参数宜采用实 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规划机组，可采用已投产的 同类型机组的典型模型和参数

5.5.3.1负荷模型包括综合静态模型（综合指数模型）和综合动态模型（电动机模型及综合指数模型）。 电力系统规划、设计、运行阶段，负荷模型应采用综合动态模型（电动机模型及综合指数模型）。 5.5.3.2各电网应根据本电网的具体情况决定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 更用率等因素来确定，也可根据实测辨识确定，并通过系统试验或事故录波等方式进行校验。 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）～式（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

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式中： P 一 负荷的有功功率，单位为兆瓦（MW）； P。 额定电压时负荷的有功功率，单位为兆瓦（MW）； A 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，%； 负荷电压与其额定电压的比值； B 负荷有功的恒定电流（1)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，%； Ld 负荷的有功频率因子，取值范围为0～3.0，一般取1.2～1.8； 4 频率偏差，标幺值； Q 负荷的无功功率，单位为兆乏（Mvar）； Q 额定电压时负荷的无功功率，单位为兆乏（Mvar）； A4 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，%； B 负荷无功的恒定电流（I）部分在节点负荷无功中所占的比例，%； C。 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，%； Ld 一 负荷的无功频率因子，取值范围为一2.0～0，一般取一2.0； 。 额定频率，50Hz。 .3.5综合动态负荷模型应采用等值感应电动机和静态负荷模型。等值电动机模型应采用三阶机电 态电动机模型，静态模型应采用ZIP模型。 3.6厂用电负荷应计及电动机负荷。 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功角稳定性计算时，负荷模型 采用恒定阻抗模型，也可选用静态负荷模型或动态负荷模型。采用恒定阻抗模型时，负荷的阻尼作用 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 的大小酌情决定，

5.5.4线路、高压电抗器、串联补偿装置和变压器

5.5.4.1在电力系统稳态与机电暂态计算中，输电线路和变压器宜接元型等值电路计算，线路、变压器 高压电抗器、串联补偿装置的参数均应采用实测参数。进行不对称故障计算时，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 5.5.4.2对于规划设计中的新建线路、高压电抗器、串联补偿装置和变压器，其参数可取典型值

GB/T40581—2021

5.5.5.7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

5.5.6.1在相关分析工作中，应根据计算目的采用风电机组相适应的数学模型，模型的参数应由风电场 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，风电场等值模型应能较好地 反映风电场的动态特性。 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。光伏等值模型应能较好地反映光伏电站的动态 特性。 建模。 5.5.6.5在电网安全稳定计算分析中，应对风电场、光伏电站进行新能源场站级建模；必要时，可在专题 计算时，针对接人低压配电网的分布式风电、光伏等新能源机组进行建模

5.6稳定控制措施的模型和参数

5.6.1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 稳定控制措施的作用， 5.6.2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， 5.6.3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

6安全稳定计算的方法和判据

6.1.1初始潮流计算

在运行方式初始潮流计算时注意： a）无功功率平衡和补偿应按GB38755一2019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。受端系统还应具有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 及实际运行可达到的进相程度确定机组吸收无功功率的上限值。 b） 机组的无功出力应计及实际的最大、最小能力约束，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）宜选系统中天容量调频机组作为平衡机。平衡机的有功及无功功率不应超出止常范围

6.1.2初始潮流计算结果

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6.2.1无功电力平衡分析

6.2.1.1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 6.2.1.2不同电压等级电网的感性无功补偿度可通过本电压等级电网高压电抗器、低压电抗器容量之 和占本电压等级线路充电功率总和的百分比进行计算。 6.2.1.3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、无功补偿设备投切或变压器分接头调整，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

6.2.2电压波动计算分析

6.2.2.1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。 6.2.2.2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 联络线功率潮流波动幅值，单位为兆瓦（MW）； K 系数，取值范围是0.75～1.5，与联络线功率控制方式有关，自动控制时取低值，手动控制 时取高值： PHI 一 断面一侧的负荷总值，单位为兆瓦（MW）； PH2 断面另一侧的负荷总值，单位为兆瓦（MW）。 6.2.2.3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（扰 动频率宜与区域间振荡模式的频率基本一致）计算电压波动数值。 6.2.2.4应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

6.3短路电流安全校核

6.3.1短路电流计算的数学模型

6.3.1.1按GB/T15544.1规定，在计算短路电流时，应具备下列条件： a）短路类型不随短路的持续时间变化：

b）电网结构不随短路持续时间变化； c）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、并联导纳和非旋转负载， 如果配置了限流装置，计算短路电流时应计及限流装置动作对短路电流的影响。 6.3.1.2对于串联补偿电容器，如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。 5.3.1.3风电机组和光伏发电系统根据其基本原理、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，异步笼式风电机组的短路阻抗可根据堵转电抗计算； 异步双馈式风电机组及专用变压器的短路阻抗可根据相关参数计算得到，或由变压器高压侧 三相短路时的最大瞬时电流近似折算得到； 通过换流器接人电网的风电机组和光伏发电系统接电流源处理 6.3.1.4计算正序系统等值阻抗时，应计及： 发电机电抗，应取直轴次暂态电抗饱和值Xd； b） 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。 6.3.1.5 计算零序系统等值阻抗时，应计及： 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； 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， 6.3.1.6 计算短路电流直流分量时，应计及在电压过零点短路的相出现最大短路电流直流分量，交流线 路、变压器、同步电机、异步笼式风电机组和双馈风电机组的电抗与电阻之比应符合实际情况

6.3.2短路电流计算方法

6.3.2.1短路电流计算应在正常方式全接线、全开机条件下采用不基于潮流的方法进行。 6.3.2.2短路电流计算分析包含电力系统发生短路时的交流初始对称短路电流I和直流分量衰减情 况。短路故障形式应包括三相短路故障和单相接地故障。短路应按金属性短路进行校核。短路电流交 流分量初始值不应大于断路器额定开断能力。在开关选型时，应计及直流分量的影响。 6.3.2.3对于三相短路故障，基本计算公式应按式（8）

Ika = cU. 312

式中： Ik3一三相短路电流，单位为千安（kA）； 电压系数，计算最大短路时，对于1kV以上电压等级取1.1（参考短路电流标准），cU不宜 超过电力系统设备的最高电压； U.一一系统标称电压，单位为千伏（kV)； Z1一一短路点的正序系统等值阻抗，单位为欧姆（Q）。 6.3.2.4 单相短路故障，基本计算公式应按式（9）

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3cU. V3/2+ +22 +2。ll

1=12+ + 2, + 2。l

式中： Ik 单相短路电流，单位为千安（kA）； 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； 系统标称电压，单位为千伏（kV）； 之， 短路点的正序系统等值阻抗，单位为欧姆（Q2）； 之 短路点的负序系统等值阻抗，单位为欧姆（Q2）； 之。 短路点的零序系统等值阻抗，单位为欧姆（Q）， 5.3.2.5短路电流的最大直流分量id.可按式（10）计算

一一三相短路电流或单相短路电流的交流分量初始有效值，单位为千安（kA）)； 额定频率，50Hz； 时间，单位为秒（s）； R 从短路点看的系统电阻，单位为欧姆（Q）； X 从短路点看的系统电抗，单位为欧姆（Q）。 从短路点看的系统电阻与电抗的比值R/X决定直流分量的衰减速度，宜按照GB/T15544.1提出 的等效频率法计算，即式（11）

式中： R。一取等效频率f。时从短路点看的系统电阻，单位为欧姆（Q)； X。一一取等效频率f。时从短路点看的系统电抗，单位为欧姆（2）； f。—等效频率，单位为赫兹(Hz)。 f。/f应按照表1根据额定频率f与时间t的乘积选取，

6.5静态功角稳定计算分析

6.5.1静态功角稳定判据

6.5.1.1静态功角稳定判据应按式(12）

式中： P —线路传输的有功功率，单位为兆瓦（MW）； 一发电机的功角，单位为度（°）。

6.5.1.2静态功角稳定储备系数应按式(13)

式中： Kβ——按功角判据[式（12)计算的静态功角稳定储备系数； P；静态稳定极限，单位为兆瓦（MW）； P. 正常传输功率，单位为兆瓦（MW）。

6.5.2静态功角稳定计算方法

6.5.2.1特征根判别法

静态功角稳定分析的特征值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功角稳定性。 静态功角稳定的判据是没有正实数特征值

6.5.2.2静态功角稳定实用算法

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 曾加受端的负荷，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， 计算过程中应尽量保证系统的频率和电压在正常范围内，计及调速系统和励磁系统，并保证增减功 率基本平衡，且根据实际情况确定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。

6.5.3静态功角稳定储备

6.5.3.1在正常运行方式下，电力系统按功角判据计算的静态功角稳定储备系数（Kp）应为 15%~20%。 6.5.3.2在故障后运行方式和特殊运行方式下，Kp应不低于10%。 6.5.3.3水电厂送出线路在下列情况下可只按静态稳定储备送电，但应有防止事故扩大的相应措施：

GB/T40581202

只按正常静态稳定储备送电： b）在故障后运行方式下，只按故障后静态稳定储备送电

6.6暂态功角稳定计算分析

6.6.1暂态功角稳定计算的数学模型

6.6.1.1暂态功角稳定计算的动态元件数学模型主要包括： 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； ） 同步发电机的励磁调节系统[包括电力系统稳定器（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 柔性交流输电系统L如SVC、晶闸管控制串联电容器（TCSC）、静止同步补偿器（STATCOM 等动态特性的微分方程； & 常规直流输电系统换流器控制过程的微分方程； h） 柔性直流输电系统换流器控制过程的微分方程； i） 风电机组和光伏发电系统动态特性的微分方程。 6.6.1.2 暂态功角稳定计算的静态元件数学模型主要包括： a） 电力网络方程； b） 同步发电机电压方程； ） 负荷的静态特性方程； d） 直流线路的电压方程； e 风电机组和光伏发电系统电压方程

6.6.2暂态功角稳定计算的数学方法

暂态功角稳定计算分析宜采用基于数值积分的时域仿真程序，即用数值积分方法求出指 动方程的时域解后，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，来判函 定性。

6.6.3暂态功角稳定的判据

6.3.1暂态功角稳定判据是，电网遭受每一次大扰动后，引起电力系统各机组之间功角相对增大，在 过第一、第二摇摆不失步。 6.3.2在分析暂态和动态功角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 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 稳定； b） 在系统振荡过程中，只是某一个别机组或终端地区电源失去稳定，而主系统不失稳，这时若自 动解列失稳的机组或终端地区电源，仍然认为主系统是稳定的； C 受端系统的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

过第一、第二摇摆不失步。 6.3.2在分析暂态和动态功角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 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，只是某一个别机组或终端地区电源失去稳定，而主系统不失稳，这时若自 动解列失稳的机组或终端地区电源，仍然认为主系统是稳定的； C 受端系统的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

GB/T40581—2021

法兰标准6.6.4暂态功角稳定计算的仿真技术手段

6.7动态功角稳定计算分析

电力系统动态功角稳定计算分为小折 动态功角稳定计算。前者多采 用基于电力系统线性化模型的特征 或仿真分析方法

7.2.1小扰动动态功角稳定计算分析的基本内容

小扰动动态功角稳定计算分析的基本内容应包括 系统特征值计算； 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）； 在模态分析的基础上，选定电力系统稳定器的配置方案； e） 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

6.7.2.2基于特征值的阻尼比计算

对于特征值入 矿产标准，三α：土jw阻尼比和振荡频率计算应按式（14）和式（15）。

式中： 5: 阻尼比； 衰减系数，单位为秒分之一（1/s）； w; 振荡角频率，单位为弧度每秒（rad/s）： f 振荡频率，单位为赫兹(Hz)。

6.7.2.3小扰动动态功角稳定性的判据