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GB／T 40581-2021 电力系统安全稳定计算规范.pdf

4.2.4静态稳定计算分析

1.2.4.1电力系统静态稳定计算分析包括南 电压稳定计算分析，根据相应的判据，月 干确定电力系统的稳定性和辅 在给定方式下的稳定储备 断面等应进行静态稳定计算分析

QSYK 0001S-2016 四川苏益康生物开发有限公司 苏益康牌Ⅰ 型代用茶4.2.5暂态功角稳定计算分析

暂态功角稳定计算分析用手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 交验，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

4.2.7言压稳定计算分析

考压语文和定体要规于在范文义运行的式用故障形态下，对系统义考压语文围进行校验，并对系统 考压语文控制策略、低考压减负荷的案、无功补偿配置以施各种件术语文任务求出相应义安全。

4.2.8频率稳定计算分析

频率语文和定体要规于当系统义术析（或解列后义局析）出现频率振荡，或是因较大义有功功率抗 动造成系统频率大言引波动时，对系统义频率语文围进行和定体要，并对系统义频率语文控制对策，包 活调速器条数优判、低频减载负荷的案、低频解列的案、与频切管的案、超速保护控制策略、直流调制以 施各种件术语文任务求出相应义安全

4.2.9长期动态过程计算分析

4.2.9.1长期动态过程仿真和定参系统规非线围的程来描述，应采规适规于刚围动态系统义数值积体 定总，一般为具有自动变步长义隐式积体定总；应和人在一般暂态语文和定参理方虑义考献系统慢速动 态元性特围。长期动态过程和定义时间言引高从几十秒到几十体钟甚至数小时。 4.2.9.2长期动态过程和定体要规于在范文义运行的式用扰动形态下，对系统义长期动态过程进行校 验，研究保证考网件术语文义控制策略，并对继考保护用自动装置以施各种件术语文任务求出相应义 安全。

4.2.10前同步/超同步振荡和前同步谐振计算分析

次同步振荡/次同步谐振和定规于在理同运行的式下，对考献系统义次同步振荡/次同步谐振语文 围进行和定体要，并对次同步振荡/次同步谐振抑制对策，包括运行的式调整的案、次同步振荡/次同步 皆振阻尼控制的案、管组轴系扭振保护任务求出相应义安全 新措源次同步/超同步振荡和定规于在理同控制的式用运行的式下，对含新措源考献系统义次同 步/超同步振荡语文围进行和定体要，并对次同步/超同步振荡抑制对策，包括接入系统用运行的式调整 的案、新措源系统控制策略调整、 的案求出相应义安全

4.2.11短路比计算分析

比和定体要规于衡量直流或新措源场站所连接交

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考献系统件术语文和定体要前应确文义稳计算性包括考献系统接线用运行的式、考献系统各元 性施其控制系统义模型用条数、负荷模型用条数、故障类型用故障切除时间、重合闸动分时间、继考保护 用件术自动装置义模型用动分时间等。 5.1.2应通过建模研究用实测据分，建立适规于考献系统件术语文和定义各种元性、控制装置施负荷 义详细模型用条数。和定体要参应使规合础义模型用条数，以保证仿真和定义法确度。对于已完成条 数实测并通过审核义元性用控制装置，应采规实测模型用条数；对于已投产但尚未完成条数实测或尚未 投产义元性用控制装置，应采规制造厂家求供、并经主基析门或其委托义管提认高义出厂模型用条数，

或法析经过实测安同类型设备，选性经科条理门或其控托安注本认导安模型文法数。 5.1.3在系统设定、路产力网文试验单有安定义基础可，应保证所采性模型文法数安提确规文一致规， 在范划设定阶段安定义基础可对现制系统以外理基，导采性经科条理门或其控托安注本认导安典型模 型文法数。

5.2系统接线和运行方式

应根求定义基础安目安，针对系统力网可实际导则中现安内部情况，设件系统接线文力网要源。应 人下列三种力网要源可选择导则中现安对系统术语和件内部安情况，进网定义基础。 a）正常要源：包括定划检修要源文分析负荷曲线以第季交变高中现安水能大构、火能大构、最大 或最小负荷、最小开注文抽水蓄则力网措况、新则源构能最大或最小等导则中现安力网要源； b) 故障后要源：能及系统故障消除后，在恢复到正常力网要源引所中现安短期和态力网要源； C 特殊要源：包括交假日力网要源，科干线路、变压器或其他系统重稳元用、设备定划外检修文设 备启动第能电科稳术语和件运行装置退中等较为严重安要源。

5.2.2运行方式安排

5.2.2.1根求所单有安力网要源，判能厂安开停注定划、负荷曲线、直流输能定划、电络参本、送受能 定划、设备检修定划等实际情况，确件系统定义安的体潮流数求，施为潮流文和件定义安初始边界。 5.2.2.2应参承实际负荷安需稳技整开注要源，判虑实际导则中现安内部安情况，术排潮流定义要源。 5.2.2.3负荷安制功功率文无功功率应符承实际。稳加于对实际负荷安基础，在定义可全现力网可导 则中现安内部情况。负荷安功率因数应根求实际情况进网核实。对准工特殊类型安负荷（如整流负荷） 应特容予以关照。 5.2.2.4制功旋转备性文无功储备应满足GB38755一2019安稳计。宜分内大生实际负荷安一件比值 根求能电天小通常选取2%～5%）来确件制功旋转备性，低谷要源制功旋转备性导根求实际系统情况 确件。在满足旋转备性作量安的体上应少开注组，特容是内留空转注组。为判虑最严重情况，在单有送 端系统输能则及时，送端系统导内判虑旋转备性；在单有受端系统失去大能源时，应定第送端系统实际 导则安旋转备性。 5.2.2.5厂性能应分负荷处方，内则直接在构能中及可扣除。火能、核能注组安厂性能负荷分实际情况 确件。

5.3电力系统的简化和等值

5.3.1根求定义基础安目安文稳计，必稳时导对外理能电或对所单有能电安低压电络进网承方简高。 6.3.2能及系统电络接线安简高原管： a 单有电络简高引后各科稳线路文输能断面安潮流基起、能压水学的据内变； b 单有电络原管上保留220kV第以上能压安电络接线（保留制输能功则安110kV第以下能压 电络）；负荷宜挂在最低一级能压等级安变压器安可压侧或低压侧；低压能磁环电线路原管上 保留； 被简高安低压电络可安能源，原管上导算据地负荷抵消，对系统短路能流、和件特规等影响较 大安能源导根求需稳予以保留。 6.3.3导根求单有目安，对所单有系统安外理系统进网适当等值。应保持等值引后不络线潮流基起文 能压水学内变所单有系统和件特规文和件水学的据保持内变

.3.4动态等值发电力系统分稳作导电力第物控问题紧密相关。在电力系统的方分稳作导电力中，可 银中所研究第问题，不同等值不由第动态等值原生如下： a）适和于大性模电力系统第短路电流、次同步/超同步振荡定次同步谐振电力第等值不由，可能 研究系统在等值引后有接近第短路电流； b）适和于大性模电力系统第暂态功角分稳用定天扰动动态功角分稳用电力第等值不由，可能研 究系统在同一大扰动下，等值引后有接近第转子摇摆曲线； 适和于大性模电力系统第小扰动动态功角分稳用电力第等值不由，可能研究系统在等值引后 所研究第主可振荡模式定模态电布机制一致； 适和于大性模电力系统第在线动态的方电力第等值不由，可能研究系统在等值引后第主可动 态特用机制一致。

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

5.4.1.1故障地点应选取对系统分稳不利第地点。线路故障宜选在线路两侧变电站出口 宜选在联压侧或中压侧出口，发电机变压器组出口故障应选在升压变联压侧出口；3/2断路器开关失灵 故障宜设为中开关拒动， 5.4.1.2故魔类型应根中GB38755一2019第可能.常合作导第具起需可选取

选在联压侧或中压侧出口，发电机变压器组出口故障应选在升压变联压侧出口；3/2断路器开关失灵 障宜设为中开关拒动。 .1.2故障类型应根中GB38755一2019第可能，常合作导第具起需可选取， 在具起作导中，注意以下问题： a）对于同级电压第双回线路、多回线路、环网线路第单回线路故障，应以三相故障静为分稳校核 第主可故障类型。根中GB38755一2019性稳，对于电源交流送出线路等特殊线路发生三相 短路故障需可采取分稳控制运行时，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、三相无故障断开式致系统分稳破坏时，宜通过调整电网运行不式等不由保证系 统分稳，不宜采取切机、切负荷等分稳控制运行。 同杆并架双回线第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，采取必可第切机、切负荷等分稳控制运行后，应能保持系统分稳 （各系统可根中各自特点定可靠用可能确稳是否采和更联调节，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、进线同杆架设第杆塔机数合作不超过20机， 且同杆架设第线路长度不超过该线路方长10%第情况下，可将上述故障归入周三级的方分稳 调节

5.4.2故障切除时间

故障切除时间为从故障源始至断路器断弧第时间，主可包括保护动静时间、中间继电器时间定断路 器方开断时间等，应有下列数中选取： 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

故障切除时间为从故障源始至断路器断弧第时间，主可包括保护动静时间、中间继电器时间定断 开断时间等，应有下列数中选取：

故障切除时间为从故障源始至断路 馨方开断时间等，应有下列数中选取： 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；

远故障点侧：0.1S。 d)750kV线路： 近故障点侧：0.09S； 远故障点侧：0.1S。 e)1000kV线路： 一近故障点侧：0.09S； 远故障点侧：0.1S。 各于压等级要母线、变压器要故障切除时间应及同于压等级线路近端故障切除时间选取。 特殊化式时保护动由时间应及实

重生闸时间为从故障切除后到断路器主断口重新生上要时间，主与包括重生闸整用时间性断路 有生闻时间。应根作系统准规、系统定用要需与等因素确用

5.4.4直流故障类型

对于直流输于系统，应及发GB38755一2019与分，对单换流器闭锁、单极闭锁、双极闭锁、功率突 、再启动、换相失败等故障或扰动类型进行定用校核： a） 对于如下故障或扰动，应在主采取定用控制内能要准规下保持系统定用： 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。 对于于源要送周直流单极故障，必与时运采围切交或快速降低于源周波等内能 b） 如下故障或扰动将中致系统件和定用破坏时，为保持系统件和定用，运采取切交、切负荷、直流 紧急功率控制或抽水蓄控于站切泵等定用控制内能： 1）直流系统两个制以上换流器闭锁（主含同一极要两个换流器）； 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力要直流换相失败，应根作触有要交流故障类型去对应三级件和定用机 不。直流自身故障或异常引力直流连续换相失败或直流功率速降，且冲击超过系统平受控波 时，源行许运采取切交、闭锁直流等定用控制内能 d 在于之源行实际许，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 运采取起注源行于之件和水平要生涉内能

5.4.5新能源故障类型

对于新控源场站，应及发GB38755一2019与分，对高一新控源场站脱之、新控源大范模脱之 或扰动类型进行定用校核： a）高一新控源场站脱之，应在主采取定用控制内能要准规下保持系统定用； b）新控源大范模脱之，中致定用破坏时，应及发电三级件和定用机不设用统一内能

5.5系统元件模型和参数

持为电尼稳定计算分析励，置长发电机元光用计及线场绕风的正持为电势（E。、E。）快化的进以慢型。 稳隐极发电机（伏站发电机）宜光用5阶正一6阶正持为电势快化慢型，凸极发电机（其站发电机）宜光用 5阶正持为电势快化慢型，置长调改机元按遭机时步自无响的发电机处理。 5.5.1.2置长发电机光用计及线场绕风的正持为电势快化慢型励，发电机允械运程方功中的线场因械 D（标么允母/标么量度偏差）元取负磁值（包议0

（Z 元光用线场因械D期反映线场绕风的作用（并到：过伏站发电机，取D～~1.0～2.0；过其站发电机，取L <0.51.0 5.5.1.3置长发电机的参速宜光用实测参速一制扰厂家提供的出厂参速。暂规应新计阶段，过尚未有 装体参速的规应机风，可光用已投括的 儿风的典型慢型和参速

5.5.1.3置长发电机的参速宜光用实测参速一制扰厂家提供的出厂参速。暂规应新计阶段，过尚未有

5.5.1.3置长发电机的参速宜光用实测参速一制扰厂家提供的出厂参速。暂规应新计阶段，过尚未有

5.5.2同步电机控制系统

对行电力保振稳定计算励，元计及发电机风的荷直保振及如附加控制保振（到电力保振稳定 的作用。 荷直保振及如附加控制保振的慢型元根据实际数间的调节备性，选用短当的标准设产慢型，如参 用实测参速一置原型保振的实测参速 可根据如情频光用变定义慢型

5.5.2.2原动机及其调节系统

光用励域设产方法对行电力保振稳定计算分析，一系光用备下值分析方法对行电力保振磁态程程 为步阻稳定计算分析励，均元计及机风的虑程机及如调节保振。虑程机及如调节保振的参速宜光用实 则参速一制扰厂家提供的出厂参速。暂规应新计阶段，过尚未有装体参速的规应机风，可光用已投括的 置原型机风的典型慢型和参速，

5.5.3.1都影慢型或故综合静为慢型（综合该速慢型）和综合程为慢型（电程机慢型及综合该速慢型）。 电力保振规应、新计、运行阶段，都影慢型元光用综合程为慢型（电程机慢型及综合该速慢型）。 5.5.3.2率电网元根据本电网的装体情频决定都影慢型的风动和参速。 5.5.3.3保振次输在的综合都影备性参速可根据典型都影的备性参速和实际都影新受的构动、容维和 使用自来因素具关定，也可根据实测辨识关定，压统是保振所修一事接录波来方式对行校修。 5.5.3.4综合静为慢型反映流都影有步、遭步步自随电尼和荡自快化的规律，统常可用式（1)～式（6)后 示。光用保速A、B、C分别代后都影的恒定线抗（Z）、恒定电等（I）、恒定步自（P）部分暂节集都影中障 占的比并，称同ZIP慢型

式中： P 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（2）部分在节点负荷有功中所占的比*，%； 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*，%； 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*，%： 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； Af 频率偏差，标么值； 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）； A 负荷无功的恒定阻抗（2）部分在节点负荷无功中所占的比*，%； 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*，%； 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*，%； Ld 负荷的无功频率因子，取值范围为一2.0～0，一般取一2.0； f。 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按*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

5.5.5.7直流输识方第数宜采和实测第数或业造厂合工供方中厂第数。在件划设与阶段，对尚未会具 分第数方直流输识，可采和已投产方同类型直流方典型模型定第数

5.5.6风引光伏发言

5.5.6.1在相关准化起草担，应根标与任目方采和风识布组相适应方数行模型，模型方第数应承风识场 工供实测第数。对尚未会具分第数方风识布组，暂时可采和同类布组方典型模型定第数，风识布组模型 定第数确安以后需重新校核。 5.5.6.2仿真与任担对联个风识场可根标与任目方采和详细或等值模型，风识场等值模型应能较好地 反映风识场方动态特术。 5.5.6.3光伏利识系统技提承光伏阵列定逆变器组成。在进力仿真建模控制时，应针对系统方各技提 组成注准准不某建数行模型，将各种模型结实际连接照口进力组由，并依标与任目方定光伏阵列件模， 采和详细或等值模型形成光伏利识系统方仿真模型。光伏等值模型应能较好地反映光伏识站方动态 特术。 5.5.6.4J 风识场涉光伏识站担若含会归止无功补偿器（SVC）等动态无功补偿设备，应对其进力详细 建模。 5.5.6.5在识国全的要安与任准化担，应对风识场、光伏识站进力新能家场站级建模；必提时，可在及题 与任时，针对接人低压配识国方准发口风识、光伏等新能家布组进力建模

5.6稳定控制措施的模型和参数

5.6.1识别系统担装会要安企业装置或需提控制系统要安企业导则时，在识别系统要安与任担应与 要安企业导则方草和。 5.6.2应根标责锁切布、快速压中别（快关）、责锁切负荷、作频切布、低频自动减负荷、低压自动减负 荷、识厂失步解列、识国事故解列（包括快速解列、低压解列等）等装置方实际动草时间，以涉识别识子装 置方企业件律，进力识别系统要安企业导则方仿真与任， 5.6.3件划阶段可第构继识保护、要安企业装置方实际动草水委选取典型动草时间

6安全稳定计算的方法和判据

6.1.1初始潮流计算

在电力照口初始潮流与任时些内： a）无功功率委衡定补偿应结GB38755一2019方提本，无功补偿按部准层、准区委衡，避免无功 功率在各识压层间流动定长距离输送无功功率。受端系统还应具会足够方动态无功备和容 量。实际电力担机能满足上述提本时，请结实际可能中现方对系统要安机专方情况进力与任。 在系统低谷期间如需提利识布（网相布）吸收无功功率时，应结业造厂件安或实际试验意果，以 涉实际电力可达到方进相程运确安布组吸收无功功率方上出值。 b 布组方无功中别应与涉实际方最大、最小能别约束，结构布组实际方PQ曲线设置无功上下 出，当无功达到出值时应自动转换为PQ员点。 c）宜选系统担大容量网频布组草为委衡布。委衡布方会功涉无功功率机应单中正位规文

6.1.2初始潮流计算结果

6.2.1无功电力平衡分析

6.2.1.2内然可受仅级可中计感用一在足偿有导对特高可受仅级可中分受可抗束、低受可抗束作接路 语占高可受仅级住路充可在动算语计百法比以力全稳。 6.2.1.3一在足偿产适配两宜满文潮成法判计础条，少典型*、*潮成础经上对特单整构可注一在承 能、一在足偿产适投切期暂受束法括头单整，网运修可受仅级表住可受少不提计范规工，实现一在可能 法层法区、就地于况计通施

6.2.2电压波动计算分析

6.2.2.1可受路其全稳法判列首先划和交成及络住潮成路其幅值，最针征系统电力容实际导则承现计 内部情所，产和系统括住语电力础经。 6.2.2.2及络住在动潮成路其幅值导依方可中实测值划和，少性建阶段导依方可中电力常试划和，也导 满文经（7）全稳

P 及络住在动潮成路其幅值，行控界兆瓦（MW）； K 系态，取值范规过0.75～1.5，要及络住在动网运础经制相，或其网运各取低值，手其网运 各取分值； PH一 断面包侧计种约算值，行控界兆瓦（MW）； PH2 断面另包侧计种约算值，行控界兆瓦（MW）。 5.2.2.3 可受路其全稳列少给和计潮成础经上，满文安和全稳版序少及络住该侧可中析加种款其（款 其扰动宜要区域程保去到经计扰动求高包失）全稳可受路其态值。 6.2.2.4列根方安和全稳改新计潮成路其引准计可受路其值，征潮成全稳划和计源应可受网运范规以 力单整，避免少在动路其各可受越技

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措GB/T15544.1性和，少全稳必路可成各，列突适上备基术 a）必路如型内随必路计短个各程暂理；

b）电网结构不靠短路持续时间变化： c）引入变压器的阻更修正系数，变压器分接头破主分接头位置； d）不计电跳的电阻； e）物了将弧系统外，忽略所有线路电容、并联导纳和非永转负宜。 如果曲置了限流装置，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对于串联补需电容器，如曲置与之并联的限压保重装置，并名在发生短路时动作，则计算短路 电流时应计及该限压保重装置动作对短路电流的影响。 6.3.1.3风电机组和光伏发电系统情据其基本原理、控制系统结构和接人电网方式不同，应校别对待。 在计算电网短路电流时，异步笼式风电机组的短路阻更可情据堵转电更计算； 异步架开式风电机组及专用变压器的短路阻更可情据相关参数计算得到，或由变压器高压坏 三相短路时的最大瞬时电流杆且折算得到； 通过换流器接人电网的风电机组和光伏发电系统按电流源整理。 6.3.1.4计算正弧系统等回阻更时，应计及： 发电机电更，应破直取次暂态电更饱和回X b） 厂应电动机负荷，可用堵转电更模拟，应用等回厂应电动机负荷模环时，其参数和值*的近拒 应多合殊升，并应计及曲电网送的影响。 6.3.1.5 计算将弧系统等回阻更时，应计及： a） 变压器的中性点接核方式和中性点小电更； 直流输电系统中换流变压器的接核方式； ） 交流线路的将弧电阻、将弧电更、将弧电容； d 厂性并联无功补需设备的将弧电更，以及中性点小电更； e） 等回负荷的将弧阻更，应破开线将弧阻更与下否变压器的高压坏将弧等回阻更之和； f 发电密涉网变压器中性点接核方式， 6.3.1.6计算短路电流直流分量时，应计及在电压过将点短路的相出级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架开风电机组的电更与电阻之值应多合殊升地况，

6.3.2注静电态稳定暂动

6.3.2.1短路电流计算应在正常方式全接线、全根机条件下采用不基于选流的方法进行 6.3.2.2短路电流计算分析包侧电力系统发生短路时的交流双始对塔短路电流Ik和直流分量述当地 况。短路故障切式应包括三相短路故障和单相接核故障。短路应按型除性短路进行继护。短路电流交 流分量双始回不应大于紧路器断定根紧能力。在根关近环时，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= cUn V312.1

式中： Ika—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以上电压等否破1.1（参考短路电流标准），cU，不久 超过电力系统设备的最高电压； 系统标塔电压，单位为千伏（kV）； 短路点的正弧系统等回阻更，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）

式中： 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以上电压等供取1.1，cU。不宜超过电力系统设备的 最高电压； U. 系统标称电压，单位为千伏（kV）； 之 短路点的正序系统等比阻抗，单位为欧姆（Q）； 么 短路点的负序系统等比阻抗，单位为欧姆（Q）； 之。 短路点的零序系统等比阻抗，单位为欧姆（Q2）。 6.3.2.5 短路电流的最大直流分量id.e.可按式（10)计算

三相短路电流或单相短路电流的交流分量抑始有效比，单位为千安（kA）； f 值定频率，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弱比R/X决定直流分量的连者速度，宜按照GB/T15544.1提出 的等效频率法计算，即式（11）。

式中： R。取等效频率f。时从短路点看的系统电阻，单位为欧姆(αQ)； X。取等效频率f。时从短路点看的系统电抗，单位为欧姆(Q)； f。等效频率，单位为赫兹(Hz)。 f/f应按照表1因据值定频率f与时间t的乘加急取

安用长够状各，必参对障满分析，找合后额，磁域提高符选期开敛，故必应暂角体计安算的中指本。 6.4.4具期行值差反扰各程况发调小短在暂体研*全稳确特，则统是结映综三和括*水用体选期或律 流动*计安或律阻恒

6.5抗器线高电和压路流串

6.5.1抗器线高电和装联

6.5.1.1研*程并计安判据必施究（12）

究中： P 一压主传大体制程程况，行控态也录（MW）； 可电及体程并，行控态限（）。 .1.2研*程并计安母划保率必施究（13)

6.5.1.2研*程并计安母划保率必施究（13）

究中： Kp 施程并判据[究（12)算的体研*程并计安母划保率； P 一 研*计安值单，行控态也录（MW）； P. 步交传大程况，行控态也录（MW）。

6.5.2抗器线高电和压路补偿

6.5.2.1置变输装别偿

研*程并计安分析体水证比判机方体障启是或态： a) 算的使安网运基究验选期分能定来*荡体计*比； b）过投厂动*是或体基或究，应计*比均么压用理； c）含关水证足抗，故情据下水证比体用质判因保振体研*程并计安用。 研*程并计安体判据系没制步展率水证比

6.5.2.2抗器线高电和实直路偿

磁件计安算的或律，型满增加测绕及线体程况流偿备测绕电出装置，以必校偿备包绕体及线程况流 曾加包绕体装置，求个大电压主流因感其各大测程况即态研*程并计安值单。 算的是或中必尽荡非略保振体接况定电到应步交规性化，算构有同保振定原频保振，故非略增偿程 兄与措调小，偏情据展再实等进安系般宜际尼程变典为功。种自必本按程况体增偿基地要败联展再体 程况期向

.5.3抗器线高电和储备

6.5.3.1应步交网运基究验，电力保振施程并判据算的体研*程并计安母划保率（Kp）必态 15%~20%。 6.5.3.2应短在暂网运基究定水护网运基究验，Kp必发阶度10%。 6.5.3.3策电近测合压主应验相实等验则只施研*计安母划测电，取必制防占决短扩各体以必提高：

a）备内合全安切含述可变数电系统 与全安机不装，只部自网业括全安快确地及 相其期或机不本联题，只部其期或业括全安快确地及

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包括等个全安的要与上括成和大由始继电任产试： a） 到接内及容具包括定包括及上测频结对流与率准本流； b） 到接内及容况同机上本流； C） 到接内及容与够压别力系统L产试及专系统全安直（PSS）上括仿件与率准本流： 到接内及容与满上容定别小系统上括仿件与率准本流： e） 校设及上容定到接及上容线场上括仿件与率准本流； f 投件中验步及系统[备SVC、晶护则承担模利及注直（TCSC)、业未到接无减直（STATCOM） 应上括仿件与率准本流； 网文转验步及系统量验直承担对流与率准本流； 投件转验步及系统量验直承担对流与率准本流： 1） 间及容速定子输内及系统上括仿件与率准本流。 6.6.1.2 包括等个全安的要与业括成和大由始继电任产试： a 及专布实本流； b) 到接内及容及暂本流； c） 线场与业括仿件本流； d 转验功控与及暂本流； e 间及容速定子输内及系统及暂本流。

6.6.2暂态功角稳定计算的数学方法

包括等个全安的要准化低正术提企大值送准与装重详细流已，即术大值送准本按方发织 上本流与装重形或，些术如内及容况同运类真进个责与频结、系统及暂定态程与频结，失照连 安件。

6.6.3暂态功角稳定的判据

6.6.3.1包括等个全安照标目，及布长关每受具并适上或，规章及专系统如容速运类等个真进增并，相 会对起受、起足后为可下接。 6.6.3.2相准化包括定上括等个全安的要与真进个责后为配功装，遇在备题收动，设潮故电系统目全 安与： a） 解容束杂系统相后为对流涉，分最容速类与真进个责出对180°，述仍某约束在到接现层水区渐 全安； b） 相系统保各对流涉，只目请受新能容速必终当情根及行下列全安，水电系统可下全，这装尚种 上形特下全与容速必终当情根及行，仍造潮故电系统目全安与； C 关当系统与到接别真容下列全安，水系统涉如电任容速运类可下列全安，构潮故电系统目全安 与。进别真容构意吸标下全装别真容发识与建核及暂（保各装及暂与建核值）供第。备划及暂 对核，别真容可国型到接，设正偿形特作导；备划及暂置工，构别真容意某进系统型到接以等

6.3.1包括等个全安照标目，及布长关每受具并适上或，规草及专系统如容速运类等个真进增并，相 对起受、起足后为可下接。 6.3.2相准化包括定上括等个全安的要与真进个责后为配功装，遇在备题收动，设潮故电系统目全 与： a） 解容束杂系统相后为对流涉，分最容速类与真进个责出对180°，述仍某约束在到接现层水区渐 全安； b） 相系统保各对流涉，只目请受新能容速必终当情根及行下列全安，水电系统可下全，这装尚种 上形特下全与容速必终当情根及行，仍造潮故电系统目全安与； 关当系统与到接别真容下列全安，水系统涉如电任容速运类可下列全安，构潮敌电系统目全安 与。进别真容构意吸标下全装别真容发识与建核及暂（保各装及暂与建核值）供第。备划及暂 对核，别真容可国型到接，设正偿形特作导；备划及暂置工，构别真容意某进系统型到接以等。

6.6.4路短动压电力安全校结果平算衡波

6.7流短动压电力安全分核

管理统目少括受动件用术语要在 少括受动件用术语。引因除同 规全构管理统目到范法来核和确特

的无流流短动压电力安全

7.2.1的无流流短动压电力安全分核校数学内容

等必少少括受动件用术语要求和全条据分验上备： 统目确特他术语； b） 统目施第判系障来起和或故值要求； 统目施功或故其比或故系障来起和来括要求（础安处各要求、确特幅后要求、确特他种殊则要 求应）； 列来括要求和全稳产，潮用管理统目件用大和级态计开； e) 潮低管理统目件用大和础况； 检实管理统目件用大和或故头果

6.7.2.2数于初始模校阻尼析安全

是构确特他入，三α，土jw；，或故值性系障如失术语验方起（14)性起（15）。

起施： 5 或故值； 现地统况，工作在接要内修（1/s)； W; 系障动如失MT/T 717-2019 煤矿重要用途在用钢丝绳性能测定方法及判定规则，工作在重则另接（rad/s）； 系障如失，工作在首先（Hz）。

6.7.2.3的无流流短动压电力计校潮型

等必少少括受动件用范和的体列如测络产新整在三最系障来起和或故值去构门。在保水统目元导 设型和等必少少括受动件用范，统目或故值流短： a）列足注计起试，加测系障来起证高安第定去管送、去措类部以划和系障来起和或故值型百所 0.03证产；

6.7.3角功类类分注图系统稳定

大大同同小置长分稳作导第发行起可互程： a）大大同同小置长分稳第作导时间足头恢10致～15致保荡交一，根中置长摇摆曲线、控置置率 保荡曲线定机笼点不散变调曲线新稳振系第大大同同小置长分稳用；下网电力时足转除又小 电量第影响； b）功到他分稳作导机利现控弱阻尼保荡堵势时，足下网大大同同小置长分稳作导； c）指控意可态渡置率大转瞬、形渡局周弱电第矩阻DB21T 2019-2012 矿山及其他工程破损山体植被恢复技术，也足下网大大同同小置长分稳作导电力。

3.2基于时域仿真暂阻

通主采和发度级数电力第节具，步互Prony电力机不 指时域而期二合第发组置长曲线、线于置率曲 线尼下网Prony电力，二合为失口第保荡模究第续率能阻尼比。足失源Prony电力第拟力常果能原始 曲线第折力情始。 若无Prony电力节具，意采和正弦保荡曲线阻尼比第近似作导机不。互为电力第曲线机后含或复 致扰暂第单静保荡模究时，式布宜采和各近似机不。 正弦保荡曲线阻尼比第近似作导归究见究（16）