电力系统稳定控制技术

电力系统稳定控制技术介绍内容一前言：近期大停电事故的启示二三道防线在电网安全防御体系中的地位三稳定控制技术的若干问题⒈暂态稳定控制⒉动态稳定及控制措施⒊频率紧急控制⒋电压紧急控制四失步解列控制若干关键技术问题五设备过负荷及其控制六稳定控制系统的构成及可靠性七稳定控制有关判据（线路跳闸判据）八电网第三道防线存在的问题及对策

一前言－近期大停电的启示 03年8月14日北美发生了震惊世界的大停电，随后相继又发生了澳大利亚、欧洲多国发生大停电事故，05、06年也出现多次大停电事故，其中05年5月25日莫斯科发生的俄罗斯历史上规模最大的停电事故影响较大，这期间我国海南、西藏电网也发生过全停事故，华中河南电网06年的“7.1”事故影响范围也较大。大范围的停电事故，给国民经济造成巨大损失，并严重影响了人们社会生活。大停电事故整个社会的高度关注。 我们必须搞清大停电的原因，并有针对性地采取措施，防止出现大停电事故。“814”及国外事故的主要原因是：（1）电网整体结构不合理：高低压电磁环网运行情况严重，一旦高压侧输电回路断开引起潮流向低压侧大转移就可能出现灾难性的后果。（2）继电保护的不正确动作是事故扩大的直接原因：继电保护距离三段定值不能有效躲过线路短时过负荷；线路保护装置的振荡闭锁功能不完善，当系统发生失步振荡时就可能出现无序的跳闸，引发连锁反应。大停电事故中暴露出来的继电保护问题.doc（3）电网内安稳控制系统的配置不完善：如过负荷控制、失步解列、低频低压解列、低压切负荷等配置不足或不完善。大停电事故中暴露出稳定控制系统.doc（4）区域电网间信息交换较少，调度员无法监视跨区域电力系统系统运行状况；过分依靠计算机信息系统。（5）电网运行中联络线送电接近极限，稳定裕度小。一旦线路跳闸引起潮流转移时，就往往造成电压严重下降、输电线路过载，引发一系列连锁反应，使事故扩大。(6)按北美电力可靠性委员会（NERC）标准，“事故时互联电网不要解列，以获得相互支援”，致使电网各参与者在事故中未采取任何主动解列措施。 此外，在电网稳定水平下降时没能及时调整方式、限制潮流，线路走廊的树木没有及时修剪等方面也有影响，但不是大停电的主要原因。 总之，任何一次大停电事故都是由多种原因、多个因素汇集形成，值得多方面分析和吸取教训，但主要原因必须找对，反措必须有针对性。华北电网1996.5.28沙岭子电厂事故

1996年5月28日，京津唐电网由于沙岭子电厂高压试验人员误操作造成保护动作，使3条500kV线路相继跳闸，引起张家口地区对主系统振荡，造成沙岭子电厂、下花园电厂全停。三回500kV线路跳闸的主要原因是：沙岭子发电厂高压试验人员做220kV断路器直流泄漏试验时，从220kV2245断路器端子箱取交流试验电源，误将端子箱内的直流电源正极认为是交流电源的中性线，并接入试验电路，使得交流工频电压串人升压站直流电源回路。当第1次合入试验用线轴开关时，导致沙昌

Ⅱ号线、丰沙线保护动作跳闸，约5min后又第2次合上线轴开关，导致沙昌1号线（最后一条线）保护动作跳闸，造成在一个电站500kV线路全部跳闸，致使电磁环网中的潮流大转移，稳定破坏，进而使两个电厂全停。这次事故是一次人为误操作引起的系统振荡事故。海南及西藏电网大停电主要原因海南2005年“9.26”大停电的直接原因是：达维台风造成了大量线路永久性故障跳闸，线路损坏严重，220kV玉官线官塘侧发生BC相间间歇性短路故障，玉洲侧线路保护拒动（直流电源异常），引起其他线路及发电机组后备保护动作跳闸，保护拒动是导致海南电网大面积停电事故扩大的直接原因。2005年“10.24”西藏藏中电网大停电的直接原因是：羊西110kV线路一回发生单相故障断路器拒动（不设失灵保护），引起发电机组远后备低压保护无序跳闸，系统最终垮网。“06.1.8”西藏电网垮网事故直接原因是：羊湖电站的综自站调试过程中人员误操作导致电站出线全部跳闸，另外部分空载线路引起电厂母线电压升高，发电机低励、失磁保护动作跳闸，尽管系统安稳装置正确动作，曾使电网频率维持在49Hz以上数分钟，但终因功率缺额过大（超过60％），电网最终崩溃。

継电保护或断路器拒动引起发电机组远后备保护无序动作，是引起大停电的重要原因。为此，应考虑电网事故解列，隔离故障区，确保剩余电网的安全。1、20:47嵩郑II线跳闸；10s后嵩郑I线跳闸；因郑州站#1母线检修，随即郑祥线、白郑线均被断开；豫中豫北豫南豫西获嘉郑州嵩山祥符邵陵白河至湖北襄樊至华北牡丹至湖北孝感姚孟沁北柳新焦峡澳苗仓颉安阳洛热三火三水小浪底至西北首常龙泉万县辛洹线万龙线河南电网“7.1”事故发展及处理过程123456789102、20:50-20:58小浪底、三水、洛热、沁北等多个电厂手动跳机或减出力；3、20:54220kV柳新线（豫北－豫中）跳闸；4、20:56220kV焦峡线（豫北－豫中）跳闸；5、20:58220kV澳苗线（豫北－豫西）跳闸；6、20:58220kV首常线（豫西－豫中）跳闸；7、21:00系统出现振荡，电压和功率大幅波动。8、21:00灵宝直流闭锁；10、21:03500kV辛洹线手动解列；11、21:06电网振荡平息。⒐500kV万龙线跳闸；河南电网“7.1”事故的教训（1）互联电网在联网与不联网两种状态下系统的稳定控制措施是不同的。华中与华北不联网时嵩郑线跳闸采取豫北、豫西切机措施是有效的，而联网状态下切机不仅无效而且会使事故加剧，此时解列辛洹联络线后再切机或直接解列与嵩郑线构成电磁环网的220kV线路才是有效的。（2）任何情况下高一级电压等级联络线断开不允许低一级电压线路进行大区联网。（3）同一路径双回线N-2的事故必须考虑，06-07年曾发生多起N-2及N-3事故，对这类事故必须有足够的准备。（4）大区互联电网失步振荡的模式可能有多种，如果振荡中心主网内部，则目前装设的失步解列装置将拒绝动作，系统无法消除振荡。应该研究这种振荡模式下的解列对策。（5）220kV及500kV线路保护不应有过负荷跳闸功能。二三道防线在电网安全防御体系中的地位

系统稳定三级标准与三道防线的关系

关于电力系统防御体系

安全防御体系应包含系统的合理的一次网架、优质的一次设备、健全的三道防线、良好的调度运行及管理等方面，它是一个系统工程，从一次、二次、运行、管理多个方面去解决电网的安全问题。随着电力系统的发展，电网规模的扩大、结构的复杂化，以及一系列新技术的应用和资金的投入，电力系统安全防御体系也在不断完善，其功能也在逐步提高。目前电网防御体系存在什么问题？

（1）电网结构是安全稳定运行的基础，但目前国内电网仍不尽合理，500kV/220kV高低压电磁环网仍在一些电网存在、一些重要输电断面仍较薄弱。（2）电力系统数据是调度运行与分析控制的基础，但目前电网的数据采集系统存在数据不全面、数据的同时性较差（数秒至数十秒）、可靠性不够高等问题。解决这一问题是当务之急。（3）在系统稳定分析方面：离线计算程序已比较成熟，但模型、参数、方便性上急需改进完善；在线安全评估技术逐步实用化，但受到系统实时数据的制约，还需打好基础，稳步发展。目前电网的安全防御体系存在什么问题（续）（4）目前调度运行中用于预防性控制的工具、手段有限，水平还不高。（5）三道防线在不断加强，但仍存在不少需要提高完善的方面。这是我们今天要讨论的主要内容。（6）安全稳定控制系统在提高电网输送能力、防止大事故方面发挥着重要的作用，但稳控装置/系统标准化不够，一些电网稳控系统软件过于复杂，测试手段不完善，装置误动导致的切机切负荷事故近期时有发生。目前电网的安全防御体系存在什么问题（续）（7）电网互联后系统的动态稳定问题突出了，但目前的仿真手段还不能正确分析和再现所发生的事故，因而诱发低频振荡的真正原因往往还不清楚，低频振荡几乎每年都有发生，至今我们还没有有效的手段来预测和彻底避免。（8）电压稳定问题已成为电网安全的一大潜在问题，失去大电源、事故过程中潮流大转移、主保护拒动及开关失灵、稳控系统拒动等，都有可能会导致电压崩溃事故。 针对上述存在的问题，应统筹规划，多方面努力，不断加强电力系统安全防御体系。2电力系统大扰动分类

大扰动可按扰动严重程度和出现概率分为三类：第I类，单一故障（出现概率较高的故障）：a.任何线路单相瞬时接地故障重合成功；b.同级电压的双回或多回线和环网，任一回线单相永久故障重合不成功及无故障三相断开不重合，任一回线三相故障断开不重合；c.任一发电机跳闸或失磁；d.受端系统任一台变压器故障退出运行；e.任一大负荷突然变化；f.任一回交流联络线故障或无故障断开不重合；g.直流输电线路单极故障。第II类，单一严重故障（出现概率较低的故障）:a.单回线单相永久性故障重合不成功及无故障三相断开不重合；b.任一段母线故障；c.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；d.直流输电线路双极故障。第III类，多重严重故障（出现概率很低的故障）:a.故障时开关拒动；b.故障时继电保护、自动装置误动或拒动；d.自动调节装置失灵；e.多重故障;f.失去大容量发电厂；g.其他偶然因素。

3电力系统承受大扰动能力的三级标准《电力系统安全稳定导则》规定我国电力系统承受大扰动能力的标准分为三级：第一级标准：保持稳定运行和电网的正常供电[对于出现概率较高的单一元件故障，不采取稳定控制措施]；第二级标准：保持稳定运行，但允许损失部分负荷[出现概率较低的严重故障];第三级标准：当系统不能保持稳定运行时，必须防止系统崩溃，并尽量减少负荷损失[出现概率很低的多重性严重事故]。

4什么是三道防线（定义）？针对电网可能发生的大扰动事故设置三道防线：第一道防线：由性能良好的继电保护装置构成，确保快速、正确地切除电力系统的故障元件，防止系统失去稳定。第二道防线：由电力系统安全稳定控制系统及切机、切负荷等稳定控制措施构成，对预先考虑到的存在稳定问题的故障（事故）进行检测、判断和实施控制，防止系统失去稳定（包括热稳定）。[主动采取措施]第三道防线：由失步解列、频率及电压紧急控制装置构成，当电力系统发生失步振荡、频率异常、电压异常等事故时，采取解列、切负荷、切机等控制等措施，防止系统崩溃，避免出现大面积停电。[被动应对] 第三道防线一般不针对特定的运行方式与故障形态，宜分散、就地配置。

三道防线与三级标准的关系

三道防线与导则中规定的三级标准并没有完全一一对应关系，但总体上三道防线应满足三级标准要求。继电保护是第一道防线，但第一道防线的正确动作并不一定能完全满足稳定导则中规定的第一级标准，例如，一些联系相对薄弱的电网连单瞬、单永故障都存在问题，需要采取稳定控制措施来提高电网的送电能力；稳定控制系统是基于对电网的稳定分析而配置的，它只针对预想的运行方式、预定的故障类型，如果出现了预想以外的方式或故障，则稳控系统不能保证电网的稳定性，即第二道防线是人们主动出击采取的措施；第三道防线则是兜底的，凡是多重故障、预想之外的事故导致系统失去同步或频率、电压异常，由第三道防线的装置采取控制措施，防止事故扩大，防止系统崩溃，即第三道防线是被动应对大事故的手段。稳定控制系统策略需考虑的故障扰动单回线单相永久性故障重合不成功、无故障三相断开不重合及三相短路跳闸；同杆并架双回线的异名两相（非同名相）同时发生单相接地故障重合不成功跳两回；直流输电系统（线路）双极闭锁或相继闭锁。对于重要的送电断面，为了保证送电的可靠性，须考虑同一断面平行两回线同时跳闸或相继跳闸。对几种特殊情况的处理：（1）对于特别重要的受端电网需考虑同一受电断面两回线同时或相继跳闸；（2）对于结构相对固定的双母线接线的变电站，可考虑一段母线故障跳闸;(3)对于发展过程中的大机组小系统结构电网可以适当放宽故障标准。加强三道防线建设从电力系统全网的高度去检查继电保护可能存在的不利因素，尤其是后备保护的定值和级差方面的问题，并逐步加以解决。研究特高压、交直流并列、互联大电网的安全稳定问题及相应的稳定控制技术，研究逐步简化稳定控制策略的方法和简化现场工程联调的方法，减轻现场运行中修改控制策略和现场联调的负担。研究解决复杂大电网第三道防线存在的问题，尤其是失步解列与低电压解列，切实防止发生电网崩溃的大停电事故。5系统稳定对继电保护的要求

这里讲的继电保护应包括保护装置与相关的通道、二次回路。（1）在被保护的元件没有故障或故障发生在区外时应不误动作。 由于通道接受与发送时延的不一致引起的光纤纵差保护误动、由于交流串入直流电源回路引起保护及远跳装置误动、由于线路过载引起的距离三段误动作等事故国内近几年仍多次发生，有的诱发了大范围停电事故。（2）在被保护的元件区内发生故障时应不拒动。 由于直流电源消失引起保护拒动导致大范围停电事故国内多次发生，如：05年“9.26”海南大停电事故；07年“10.27”上午10：10上海徐汇区220千伏长春变电站停电事故（造成上海徐家汇、田林、龙华等地区停电，居民、商户用电受到影响，地铁1、2、4号线部分区段失电）等。保护装置实现了双重化，但向保护供电的直流电源等回路如果不双重化保护的可靠性又如何保证。（3）在系统发生异步振荡期间保护装置应可靠闭锁。 国内保护这一问题解决得较好，但国外保护这方面问题较大，03年的“8.14”等大事故中在系统振荡过程中时保护无选择的动作，使系统事故扩大。系统稳定对继电保护的要求（4）110kV电压等级以上的线路不应配置过负荷跳闸保护，距离三段定置应躲过该线路可能出现的严重过负荷情况。（5）对于最高电压等级为110kV的省级电网（西藏等），重要输电线路的主保护应考虑双重化配置，并应设置断路器失灵保护。（6）低压保护装置中不宜兼管低频、低压减载功能。继电保护与安全自动装置应各司其职，分工明确，管好自己分内的事就很好了。（7）远后备保护的长延时和无选择性问题。某些电网提出利用区域电网的信息构建“网路保护”、“广域保护”，试图解决远后备的配合问题和无选择性问题，目前一般仅局限于110kV以下的电网，采取的方法类似于安全稳定控制系统的思路。三系统稳定控制方面的有关问题3.1暂态稳定方面问题

暂态稳定是指电力系统遭受大扰动（短路、电源或负荷突然跳闸等）后系统各同步发电机保持同步运行并过渡到新的或恢复到原来稳态运行方式的能力。通常指保持第一或第二个振荡周期不失步的功角稳定。暂态稳定的判据主要是系统内发电机转子角之差（即功角）超过规定的值（例如180度），所以又称功角稳定。暂态稳定破坏后系统将失去同步。 对于单机无穷大系统发电机组的转子运动方程：

3.1.1暂态稳定计算及失稳判据暂态稳定计算分析的目的是在规定的运行方式和故障形态下，对系统的稳定性进行校验，对继电保护与自动装置以及各种措施提出相应的要求，确定电厂最大出力和联络线最大输送功率。暂稳计算条件：（1）在最不利地点发生金属性短路故障；（2）发电机模型应考虑采用暂态电势变化、甚至次暂态电势变化的详细模型；（3）继电保护、重合闸和有关自动装置的动作状态和时间，应结合实际情况考虑；（4）考虑负荷特性。暂稳判据：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，在经过第一或第二个振荡周期不失步，作同步的衰减振荡，系统中枢点的电压逐渐恢复。当某一节点的电压幅值平均值持续低于指定的电压（0.75标么值），且连续低于该电压的时间超过了给定值（1秒），则也认为系统发生（电压）失稳。

3.1.2暂态稳定控制措施

目前采用的主要有切机、切负荷、解列联络线；电气制动、快关气门、直流调制等措施应用较少。3.1.3暂态稳定控制策略

电力系统是一个复杂的非线性的动态大系统，暂态稳定过程由于遭受的是大扰动，系统的电气量变化范围很大、持续时间短，分析计算又十分复杂，这一特点决定了暂稳控制策略一般不可能在事故发生时实时确定，也不可能凭借一个简单判别式进行判断，因此控制策略的分析计算应在事故前进行。实现方法分为两种：一是离线方式，由调度运行方式人员对电网各种运行方式下可能遇到的故障进行稳定计算分析，形成控制策略表；另一是在线方式，由在线决策系统的服务器根据当时电网的实时运行状态，对可能发生的预想故障集进行稳定分析计算，形成当前电网的稳定控制策略表。稳控装置根据事故前电网运行方式及有关送电断面的功率、发生的故障的元件及故障类型，查找预先存放在装置内的控制策略表，按图索骥采取相应的措施。3.1.4暂态稳定控制过程

暂态稳定装置控制过程如下页图所示。南方电网在线稳定控制决策系统配置电力系统在线安全分析

电力系统在线动态安全评估主要是对当前运行的电网在发生各种预想事故时系统的暂态稳定性、事故后的过载能力、频率与电压的稳定性等方面进行分析，并希望能给出电力系统的稳定运行极限或安全稳定裕度，而且在发现裕度不足时能够给出提高稳定裕度的调整、控制措施，因此在线安全评估是调度员了解当前电网安全运行状态和进行预防性控制的重要依据。

稳定控制决策的主要内容是对当前电网运行状态下稳定控制系统的控制策略表内容进行计算分析，形成新的控制策略，并不断刷新稳控装置的策略表内容。

动态安全评估主要为调度员提供信息和指导运行调整的方向，稳定控制决策主要为安稳控制系统提供适应电网当前运行状态的控制策略。3-2动态稳定及控制措施动态稳定是指电力系统受到小的或大的扰动后，在自动调节和控制装置作用下，保持较长过程的运行稳定性的能力，通常指电力系统受扰动后不发生发散振荡或持续振荡。动态稳定的过程可能持续数十秒至几分钟。后者包括锅炉，带负荷调节变压器分接头，负荷自动恢复等更长响应时间的动力系统的调整，又称为长过程动态稳定性。动态稳定事故国内几乎每年都有发生，值得重视。由于使用快速励磁系统，系统阻尼恶化为弱阻尼或负引起低频增幅振荡，低频振荡可能出现在正常工况下系统受到小扰动后的动态过程中，称之为小扰动动态稳定，或系统受到大扰动后的动态过程中，一般可持续发展10～20s后，进一步导致保护动作，使其它元件跳闸，问题进一步恶化。

振荡机理的初步探讨（1）对系统阻尼降低引发的低频振荡研究的已比较多。（2）对于小电厂或小机组扰动引发的振荡模式，目前仍处于研究阶段。初步认为：如果小机组扰动的频率接近主网系统的固有机电谐振频率时会激发产生“共振”现象，使主网联络线的振幅愈来愈大，好像低压电网小机组产生的相对系统来说不大的一个功率振荡（摇摆），在主网内被“放大”了。南方电网05年“513‘振荡事故、华中电网05年10月29日发生的振荡事故都说明了这一现象。由于电力系统的非线性、数学模型的不准确性、机组励磁系统及调速系统控制模式的复杂性、运行方式的多变性以及事故动态过程中多种因素的相互作用和影响等，给数字仿真的研究带来很多困难。系统出现的低频范围内的振荡现象很难用仿真手段再现，使振荡的预测很困难。华中电网“1029”振荡情况

本次功率振荡涉及全网500kV线路、主要大机组和鄂西北220kV电网功率振荡频率为0.77Hz。全网500kV线路大部分线路有振荡，三峡外送系统振荡幅度较大，其中斗双线振荡最大，振幅为780MW。机组中，三峡电厂机组振荡最大，单机振幅为270MW。500kV中枢点中，左二500kV母线电压振荡最大，振幅为40kV。斗双线最大功率变化：700~1200MW，

振荡幅度：500MW三峡左一＃3机组出力

最大功率变化：510~650MW

振荡幅度：140MW低频振荡的控制措施（1）在易于诱发低频振荡的电厂安装振荡检测及控制装置，一旦检测出机组发生功率增幅振荡（如振荡频率在0.6～1Hz范围内）及失步振荡，，迅速采取对该机组进行减出力或解列的控制，及时消除诱发系统出现低频振荡的源。（2）在联网点的变电站装设低频振荡检测装置，对网间联络线进行低频振荡的检测，当出现增幅振荡（振荡频率在整定范围内，如0.5～1Hz）事故，及时报警或进行送端电厂远方减出力控制，采取同一输电断面直流线路功率提升，解列弱联系的联网线措施来消除低频振荡。3-3频率紧急控制3.3.1概述电力系统发生突然的有功功率变化时，系统的频率将要发生变化，当功率缺额时频率下降，功率过剩时频率上升。当功率变化较大时若不及时采取措施，频率将超越正常范围，甚至引起系统频率崩溃。频率紧急控制的措施：频率下降时，基本措施是自动低频减负荷；频率上升时，基本措施是过频自动切机；联络线低频解列。频率紧急控制的判据：按频率值、频率变化率及动作延时综合进行判断，但必须防止暂态过程中频率测量的不正确及系统内负荷反馈等问题引起的装置误动作。当系统功率缺额过大（例如缺额达20％）时，应装设联络线跳闸或大机组跳闸时联切负荷（或联切蓄能电厂的抽水机组），快速制止频率大幅度下降。联切负荷与低频减载两者应协调，例如切除对象不能完全重迭，控制量需进行配合。电力系统频率特性

当系统负荷突然变化时系统频率运行点的变化过程：负荷增加引起频率降低，负荷减少频率升高电力系统频率特性

当系统机组（或受电联络线）突然跳闸时系统频率运行点降低的变化过程。电力系统频率特性

当系统频率下降过程中采用低频减载措施可以制止频率下降并恢复系统运行频率。

自动低频减负荷低频减载装置配置方案方面的若干问题：（1）设有快速动作的基本轮：对于大型电力系统动作的频率级差为0.2Hz，每轮动作延时为0.2秒；一般配置9～11级。（2）设有长延时动作的特殊轮：其整定值应考虑使系统不能长期悬浮在49Hz以下，一般动作频率值与基本轮的第一轮一致，按动作延时可分为2～3级。（3）为了提高动作可靠性，应设有频率启动级和频率变化率df/dt闭锁。（4）为了在大功率缺额时能快速动作，应设有按频率变化率df/dt加快动作的功能，例如在第一轮动作时可加速第二或第二、三轮动作。（5）为了防止过切，在每轮动作的延时过程中应检查df/dt符号是否从负变为正，发现已变为正值时立即停止延时。（6）第一轮的频率定值应考虑利用系统的旋转备用，一般不大于49.2Hz。（7）对于可能从主网解列出来的地区电网，除了服从主网安排外，还应考虑孤立运行时确保地区电网安全稳定运行的减载措施。（8）国内某些电网开始采用分轮按整定功率值自动选择被切负荷线路的方案，技术上更加完善。

过频自动切机当送电联络线跳闸时，送端电网因功率过剩而使发电机加速，电网频率升高，如果频率过高则会危机电网的安全。过频切机是防止频率升高的基本措施。 过频切机应根据电网具体情况设置2－3轮，动作级差0.2Hz，延时0.2秒。例如50.6Hz、50.8Hz、51.0Hz。应考虑全网电源的分布情况，合理地配置过频切机装置和协调这些装置的动作值。例如，优先切除水电，优先切除小容量机组，过频切机后不应引起低频事故而导致低频减载动作。过频切机应与机组的OPC配合、协调。为防止大机组的过切，可加df/dt低定值闭锁。当系统功率突然过剩太大（例如过剩达20％）时，应装设联络线跳闸联切发电机组的措施，可有效制止频率的大幅度上升。3-4电压稳定及低电压紧急控制电压稳定性是指系统维持电压的能力,电力系统在正常运行条件下和遭受扰动之后系统中所有母线都持续地保持可接受的电压的能力，并且功率和电压都是能控的。当发生扰动、增加负荷或改变系统运行方式造成渐进的、不可控制的电压降低时（至少有一个母线的电压幅值随注入母线的无功功率的增加而减少），则系统进入电压不稳定状态。电压不稳定的主要因素是系统不能满足无功功率的需求。电压不稳定本质上是一种局部现象，但其后果却给系统带来广泛的影响。电压崩溃是伴随电压不稳定导致系统大面积、大幅度的电压下降的过程，致使大范围内停电。美加“814”大停电过程中，最后阶段就是发生电压崩溃。电压稳定电压稳定是指电力系统受到小的或大的扰动后，系统电压能够保持或恢复到允许的范围内，不发生电压崩溃的能力。无功功率的分层分区供需平衡是电压稳定的基础。500kV以上线路原则上不输送无功，无功功率应分区平衡。在线路跳闸引起潮流转移、线路本身的无功消耗增大时，原来无功的平衡状态将不能保持。电压失稳可表现在静态小扰动失稳、暂态大扰动失稳及大扰动动态失稳或长过程失稳。电压失稳可以发生在正常工况，电压基本正常的情况下，也可能发生在正常工况，母线电压已明显降低的情况下，也可能发生在受扰动以后。功角不稳定和电压不稳定经常同时发生，一种形式的不稳定可导致另一种形式的不稳定。区别功角稳定与电压稳定对弄清楚问题的根本原因，改进电网设计、合理安排运行方式、以及针对性的控制有着重要的意义。提高电压稳定性的控制措施主要有发电机无功控制（励磁控制）、低电压切负荷、静止补偿设备（SVC、STATCOM)等，低电压切负荷措施是电压紧急控制最基本而有效的措施。对于复杂电网，仅靠分散安装的低压切负荷装置往往不能有效解决电压稳定问题，需要配置多个厂站的电压稳定控制系统，根据多个相关站点的电压水平及系统的运行状态（包括故障）来进行决策；在线电压稳定控制在福建已经投运，取得了良好运行经验，是今后发展的方向。电压失稳的机理（5）发电机的励磁及其调节系统是电力系统无功及电压的基本控制设备，机组必要的无功备用容量和良好的励磁调节性能对系统电压支持起着关键性的作用。但是，一旦机组达到励磁的规定限制，将失去维持电压的作用；如果强励动作后电压未能及时恢复，因转子电流过载而被迫返回时，所造成的励磁减少将使系统无功大量短缺，会导致系统的电压不稳定；（6）直流输电（HVDC）的整流和逆变环节需要消耗大量的无功，直流线路（尤其多直流多落点）对系统电压稳定性将产生不利影响；SVC等FACTS设备在其有效控制范围内对电压起到一定支撑作用，但达到其最大容量后对电压稳定也可能产生不利作用。在线电压稳定分析及控制利用EMS系统采集的当前系统数据、电压稳定控制厂站采集的数据及针对可能造成电压不稳定的予想事故，进行短期（暂态）电压稳定（<10秒）和中期电压稳定（10秒-30秒）分析计算，提出电压预防性控制的措施，并刷新电压稳定控制系统策略表的内容。对电压崩溃最脆弱的母线和地区进行监视，发现相关厂站电压均低于警戒水平时应立即采取措施，经规定时限电压仍不能恢复时则应果断采取人工限制负荷或自动切负荷措施。电压稳定控制系统与分散的低压切负荷装置功能上分工和协调，以达到互补效果。四失步解列控制电力系统遇到极为严重故障或突然出现恶劣的运行方式时（如多重事故、保护或稳控系统拒动、断路器失灵等）有可能稳定破坏，发生失步振荡事故。电力系统在失去同步时依靠失步解列装置将电网解列为各自独立的两个部分，可以消除失步振荡，防止事故进一步扩大。失步解列是电网第三道防线的重要组成部分。4-1关于电力系统失步解列的

几个关键问题关于失步振荡概念：两个同调机群惯量中心发电机转子之间的功角摆幅超过180度即判为该系统失去同步，随后功角将在0至360度范围内周期变化，该过程称为失步振荡。由于同调机群惯量中心发电机转子之间的功角测量的复杂性和困难性，为了便于实际测量，通常将振荡中心两侧母线电压相量之间的相位角从正常运行角度逐步增加并超过180度定义为该系统已失去同步。关于电力系统失步解列的

几个关键问题－2关于解列点的选择：目标是在预定的解列点将电网解列后系统失步振荡现象被消除，电网的解列点应尽量选在网间联络线。系统解列后形成送端与受端两部分电网，各部分电网内的功率一般不可能平衡，送端电网通过切机、减出力，受端电网通过切负荷措施可保持各部分电网的频率或电压的稳定性。在解列点选择时应尽量把带负荷的变电站或本站的负荷留在送端电网一侧。关于电力系统失步解列的

几个关键问题－3最佳的解列时刻：系统发生失后应尽快将电网解列，但判断系统失步的判据是系统送受端两个等值机的功角摆过180度，因此最快的解列时刻是功角过180度那一时刻（联络线两侧母线电压相位差也是180度）。①解列时刻能否比功角过180度时再快？由于电力系统的非线性等因素的影响，很难简单的根据计算功角及其变化率来提前预测系统是否一定失步，容易造成误解列。 另外，稳定控制装置采用的策略就是事故前进行预测的控制方案，这是二道防线内容，而非三道防线任务，失步解列只能判出失步以后才能解列。②180度时解列存在的问题：功角180度时两端等值机的电势刚好反相，断路器流过的电流值最大，此时解列，断路器的开断电流很大，对系统冲击也较大。③最佳解列时刻应选在一个振荡周期快结束时解列：此时断路器开断电流最小，对系统冲击也很小。一个周期解列与半个周期解列对系统稳定不会有明显差别。④对于较低电压等级的电网选择2～3个振荡周期解列是比较合适的。对于500kV电网则要求在1～2个周期时尽快解列。4-2失步解列的判据关于失步判据的选择：失步判据是在研究失步振荡过程中电气量的变化规律基础上，找出最具有特征的量，并且在系统发生各种短路故障、电压或电流回路出现各种异常状态时不会误判。一般设有主判据和辅助判据，主判据用于判失步，辅助判据用于选择性、装置之间的协调配合、以及保证动作可靠性的闭锁措施。失步振荡解列判据的发展过程（1）在50-70年代，即电网建立初期，失步解列装置由继电保护专业人员负责，很自然想到利用测量阻抗的轨迹变化来判断失步，即检测阻抗穿越多个阻抗圆（或阻抗矩形）判断失步，对于相对简单的电网，这一判据能够满足失步解列的需要，所以一直沿用到80-90代。（2）随着电力系统规模的扩大，大区电网互联，系统结构愈来愈复杂化，阻抗原理的判据由于整定计算复杂、运行管理难度较大、对电网发展变化适应性较差，在此背景下，九十年代中期研究采用了电压与电流之间相位角判失步的判据，后来又研究推广应用了振荡中心电压Ucos判断失步的判据，这两种判据解决了阻抗原理存在的一些问题，得到广泛应用。（3）前苏联在八十年代采用了联络线两侧电压比相的原理判断失步，限于当时条件，他们采用将本侧电压、电流加到阻抗模拟网络的输入端，在输出端得到对侧母线的电压相量，然后进行比相。日本电力公司也九十年代也采用了电压比相的方法判断失步，数据传送通道采用微波通道。（4）目前电网更加复杂，简单、分散的解列装置已难适应系统的需求，同时光纤通信技术的发展和普及、线路光纤纵差保护的成功广泛采用、以及同步采样技术的成熟，为电压比相原理失步判据的实现提供了有利的条件。1阻抗循序判别原理人们很早就发现系统失步振荡时在装置安装处检测到的阻抗是周期变化的，并研究了阻抗变化的轨迹,利用阻抗继电器的组合构成失步判断装置，并利用穿越相邻继电器动作边界的时间差区分短路故障与失步振荡。RCS993-A失步继电器的比相方程式：其中：ZM为从装置安装点往线路方向的整定阻抗；ZN为从装置安装点往本侧电网方向的整定阻抗。失步判据-2UCOSφ原理：利用装置安装处采集到的电压、电流，计算出振荡中心的电压UCOSφ，根据振荡中心电压的变化规律来区分失步振荡和同步振荡及短路故障，概念清晰、明确。系统振荡中心电压的变化规律，能自动适应系统结构和运行方式的变化，即与系统运行方式、电网结构无关，只反应被测线路所在断面的失步状态。不需要用户提供判断失步的定值，使用方便。失步判据-3

联络线电压与电流相位角判别原理失步判据4利用联络线两侧母线电压相位差变化判断失步： 根据振荡中心两侧母线（可跨越几个变电站）的电压相量的相位差θ摆过180度时来判断电力系统已经失去同步。如果利用光纤通道把线路对侧母线（或隔几个站的母线）电压采样值传送过来与本侧母线的电压采样值在同一时刻进行比相，则可以准确测量联络线两侧（或联络断面）母线电压的相位差。根据该相位差的变化轨迹则可以准确判断系统是否失步及振荡中心的位置。失步判据44-3设置低压解列的必要性互联电网出现电压不稳定的可能性：（1）主保护拒动，短路故障切除时间加长或切不掉（无失灵保护）；（2）直流双极闭锁引起潮流向同一输电断面的交流线路转移，送端又没有及时切机，将导致受端电网电压急剧下降；（3）同一输电断面多回输电线路遇到N-2事故引起潮流大幅度转移，导致受端电网电压急剧下降；（4）高低压电磁环网在高压侧断开潮流大幅度向低压侧转移，导致受端电网电压急剧下降。2-4种情况类似。低压解列是第三道防线的组成部分遇到上述情况，如果没有稳定控制措施或稳控装置拒动，系统的暂稳问题就会转变为电压稳定问题。此时由于电压下降速度太快，常规的低压切负荷装置及低压解列装置可能因dU/dt过大而被闭锁；而系统的功角又没有摆开，即不会出现失步振荡的特征，常规的失步解列装置也动作不了，系统面临电压崩溃。设置专用的低压解列装置可解决上述问题；系统解列后电压稳定问题消失转为送受端电网的频率稳定问题，处理起来相对简单的多。五设备过负荷及其控制线路或变压器等设备允许长时间流过的电流值称为安全电流，如果设备实际流过的电流超过其安全电流则出现过负荷现象。设备的过负荷属于热稳定问题。一般来说，电力设备都有一定过负荷能力，设备允许过负荷的时间与过载的倍数、环境温度、风速、日照等因素有关，过载倍数小允许时间较长，过载倍数越大，允许的时间越短，具有反时限特性。输电回路中串接多种设备(导线、金具、阻波器、电流互感器、开关、刀闸等），输送电流受允许电流最小设备的限制。设备过负荷如果处理不及时则可能导致严重后果：（1）设备因过热而损坏，导线变形，弛度增加，甚至线路烧断、变压器烧毁。（2）线路因弧垂增加与下方物体（线路、树木）发生短路，导致线路跳闸，引起与之平行的线路更严重的过载。（3）引发电力系统连锁反应，出现大面积停电事故。从1965年11月美国东北部大停电到2005年莫斯科大停电，很多次事故都是由于线路过负荷引起的。设备过负荷的原因线路与主变过负荷分为两类：突然过负荷与缓慢过负荷。缓慢过负荷是由负荷的增长引起的。引起线路突然过负荷的原因有：（1）平行线中一回线突然跳闸；（2）电磁环网高压侧线跳闸潮流向低压侧转移；环网系统在不平衡点解开；（3）突然失去大电源，引起潮流重新分布；（4）线路突然跳闸后潮流重新分布引起某些线路过负荷。

引起变压器突然过负荷的原因有：（1）并联变压器一台跳闸，引起另一台过负荷；（2）电磁环网高压侧线路跳闸潮流向低压侧转移。缓慢过负荷因过载倍数低、允许时间长，可通过调度员调整系统状态予以消除（一般15分钟以上）；突然过负荷一般过载倍数大，允许时间短，需要采取过负荷控制来解决。影响导线载流量的边界条件

分为外界环境条件（如风速、日照强度、环境温度等，这是由输电线路所处的自然条件有关）及与导线本身有关的条件（如导线的吸热系数、辐射系数、导线允许温度、导线直径等）。导线的吸热、辐射系数综合影响载流量是不大的，当导线直径（截面）一定时，导线允许温度和边境条件的取值就成为影响载流量的主要因素。国外在线动态确定输电线路热稳定限额得到了广泛应用。如美国EPS公司生产的CAT-1已在18个国家共300多条线路上使用。国外统计结果表明：按装实时限额的输电线路，在一年中达90至120天可多输容量达10%--30%（迎峰度夏期），经济效益十分明显。六安稳控制系统构成及可靠性11.1安稳控制系统构成 安稳控制系统由控制主站、子站、执行站及站间通道组成；一般在调度中心还设有稳控管理系统，对安稳控制系统进行监视。控制主站：一般安装在枢纽变电站，与各子站进行信息交换，收集全网信息，识别电网运行方式，综合判断多重事故和控制决策，转发有关命令。如贵州网的安顺变主站，广东网的罗洞变主站。控制子站：安装在重要的变电站及电厂（500kV），监视本站出线及主变等设备运行状态，将信息上送主站，接收主站下发的运行方式及控制命令，进行本站当地控制及向有关执行站发送控制命令。执行站：安装在需要切机的电厂及需要切负荷的变电站，将本站控制量上送上一级子站或主站，接收上一级站下发的控制命令，并按要求选择被控对象，进行输出控制。根据需要当地还具有出线过载切负荷、低频低压切负荷功能。站间通道及接口：以光纤通道为主，采用2Mbps或64kbps数字接口（如MUX-22或MUX-2M)，传送数据和命令；在暂时不具备光纤通道的地方，也可使用载波或微波通道，以音频传送方式（MODEM方式），传送速率为1200波特；不推荐采用收发信机传送接点命令。稳控管理系统：安装在调度中心，采用服务器或PC机，经通道收集各主站与子站的运行状态、事件记录及数据记录、装置的异常信息，以表格、曲线的形式提供给运行人员；可以下发控制策略表、定值。通道采用光纤，一般用以太网－2M（64k）接口，103规约。在线决策主站：设在调度中心，经接口从EMS、稳控站等取电网运行数据和信息，在多数据源的状态估计软件处理后，进行潮流、稳定分析及控制策略优化，并不断刷新稳控站装置的控制策略表。为了下发控制策略的快速性和可靠性，决策主站与各安稳站的通信方式最好采用点对点、2M光纤接口方式。提高安稳装置可靠性的措施⒈装置自检和闭锁措施CPU硬件自检软件自检电压、电流回路自检开入回路自检开出回路自检和闭锁提高安稳装置可靠性的措施－2⒉判据方面保证可靠性的措施多重相关条件的判断确认，即判别条件的冗余：如功率量变化时检查电流是否变化；开关量变化时检查电气量是否变化；检查相邻线路功率的变化。多次确认：安稳装置的程序都设计成按一定的周期（如0.833ms或1.66ms）循环判断，为了避免某一次数据、某一帧报文或某一个状态的错误，应采用多次确认的方法防止误判，一般至少三次确认。电气量或开关量应采用变化过程：如功率在启动前大于某个定值，而启动后应小于一个定值；开关量从ON(或OFF）变为OFF（或ON）。对于双回线（或双主变），判出一回线跳闸时应检查另一回线电流（功率）增加；一回线突然过载时检查另一回线在跳开状态。提高安稳装置可靠性的措施－3⒊通信方面的可靠性措施报文的检错：如数字报文的CRC校验等命令报文的特殊编码识别（报文头、地址码、命令码等的识别）命令报文的连续多次确认（光纤通信每帧的间隔一般为1.67ms时，确认帧数不少于3次）如果采用收发信机传命令时可加方波鉴别（如发信20ms、停信20ms）设置各通信环节的报文录波，记录接收的错误报文，命令报文，以便进行通信回路的事故分析。提高安稳装置可靠性的措施－44加强运行管理，完善现场操作管理规程。5做好运行维护人员的培训，掌握稳控装置的基本动作原理、外部接线及操作的注意事项。七稳定控制有关判据1线路、主变及机组的投停状态判别：（1）采用有功功率值(P＞PT)，判别线路、主变、机组的投/停运行状态投运状态：P>PT或I>IT（PT为投运的功率门槛值、IT为投运的电流门槛值）；停运状态：P<PT，且I<IT。（2）对某些联络线正常潮流可能为零的线路，应采用断路器位置信号（HWJ）[或线路电压]进行辅助判别。投运状态：HWJ为闭合[或线路有电压]；停运状态：HWJ为断开[或线路无电压]；不对应状态：HWJ为断开，但P>PT或I>IT，判为投运状态，发告警信号。稳定控制有关判据－22交流系统故障类型判据：1）依靠电气量的设备跳闸判据：突变量启动P-0.2S≥PS1（事故前有功功率应大于定值PS1）Pt≤PS2（事故后有功功率应小于定值PS2）两相电流I≤IS1 （电流应小于投运电流，躲过充电电流）电流变化量满足t≥tS1 （确认满足上述判据的延时）式中：PS1应小于对稳定有影响的输送功率值；PS2应稍大于0，且大于零功率时的最大漂移值；投运电流IS1应略大于空载线路的充电电流；延时是为了防止在潮流转移过程中引起误判为设备跳闸；|ΔI|dt为浮动门槛；α、β为系数。2.1判据有关判别条件的作用、含义及定值设定（ⅰ）突变量启动是为了捕捉到系统的扰动，使装置做好事故判别的准备，并确定跳闸前电气量的初始状态值。（ⅱ）P-0.2S是跳闸前200ms有功功率值，定值PS1愈大对判别愈有利，但该值必须小于对稳定有影响的线路输送功率值。（ⅲ）Pt是跳闸后测到的有功功率值，线路本侧跳闸后该值为零，对侧跳闸时充电电流引起的有功损耗一般也小于1∼2MW，定值PS2愈小对判别愈有利，但考虑到测量回路可能存在的误差，一般对于500kV线路建议定值PS2设为10~20MW。（ⅳ）判据中引进电流I≤IS1条件主要是考虑到当TV回路断线时上述三个条件也能满足，在出现这种情况时用此条件闭锁判据的进一步判断。IS1是线路的投运电流定值，IS1应略大于本线在对侧跳闸后线路空载电容电流，一般建议IS1设为充电电流ILC实际测量值的1.2倍。对于没有并联补偿电抗器的常规500kV线路ILC≈138A/100km，如果线路装有并联补偿电抗器，则计算时应扣除补偿的部分。2.1判据有关判别条件的作用、含义及定值设定2（ⅴ）电流变化量ΔI判别条件主要用于区分系统失步振荡等变化相对缓慢的动态过程。式中|ΔI|dt为浮动门槛；α、β为系数，注意ΔI为电流有效值当前值与一个周期前值之差，且为负值,此值存在时间短暂。采用浮动门槛技术可以跟踪电流的变化，使判别更为有效。（ⅵ）tS1延时是为了躲开环网情况下潮流转移过程中有功功率可能为零而引起的误判，tS1定值建议取20ms，延时从上述5个条件都同时满足时刻开始，延时的过程中除ΔI条件外均应继续满足。另外，考虑到可能出现以下情况：跳闸前线路只送有功功率，其流过的电流与对侧跳闸后的空载电容电流很接近，则条件（5）不满足，线路跳闸也就判不出来，但这种情况一般不会影响到系统的暂态稳定。为防止此种情况的发生，同时也为了提高电流变化量ΔI判别条件的灵敏度和避免线路电容电流带来的整定麻烦，建议采用线路电流的有功分量进行判断，但一定注意当检测到电压消失时仍应采用全电流。当对线路跳闸的判断不需要区分故障类型、时间要求不十分严格（例如允许断路器跳开后40ms）的场合，可不引入继电保护的动作信号，仅采用电气量的跳闸判据来判断线路跳闸，既简化了装置外部接线，又提高了可靠性。2.2输电线路跳闸时电气量变化特征及其他动态过程的影响(1)输电线路跳闸时电气量的变化特征C故障跳本侧I变化d故障跳对侧I变化

图11-1线路无故障跳闸与故障跳闸电流变化（虚线为测量值）输电线路跳闸时电气量变化特征及其他动态过程的影响2上图中示出线路无故障跳闸与故障跳闸时电流有效值I与有功功率P的变化情况，其中虚线部分是装置经积分算法（延迟20ms）测出的P与I的变化。图a为本侧跳闸时I的变化，图b为对侧跳闸时I的变化；图c为故障跳线路本侧断路器时电流的变化，图d为故障跳线路对侧断路器时电流的变化。从图中可见，跳本侧断路器与跳对侧断路器引起的电流变化不同，对侧跳闸时电流的最低值为线路的充电电容电流，该值主要取决于线路的电压等级（500kV普通线路约为120MVA/100km,紧凑型线路约为147MVA/100km）和线路长度。潮流转移时引起线路电气量的变化潮流转移可能存在以下两种情况： （1）同一输电断面相邻线路的投停引起的潮流转移。对本线来说只是电流、有功功率数量上大小的变化，不会导致有功功率方向的改变，也不会使有功功率为零。（2）环网（包括同一电压等级环网、高低压电磁环网）的合环与解环引起的潮流转移。对于本线来说可能是数量上大小的变化（如图11-2中曲线1所示），也可能是有功潮流方向的变化（如图11-2中曲线2所示）。当潮流方向改变时有功必然存在过零点的过程，这一过程中将有满足线路跳闸电气量变化特征的时刻，但瞬间（几个毫秒）即能过渡到新的稳态值。对于线路功率因潮流转移而变为零附近的情况的概率非常低,且存在于电磁环网的低压侧线路或主变低压侧，一般可不考虑，对于需要区分跳闸与潮流转移的场合，应引入相关信息进行综合判断。潮流转移时引起线路电气量的变化大机组跳闸引起系统内潮流的重新分配

电力系统内大机组跳闸或某一大电源突然失去，将引起电网内潮流的重新分配，导致某些输电线路电气量发生较大变化，图11-3所示为某省电网一台600MW机组跳闸后在与大区电网联络线上引起的功率变化，对此我们简要的分析如下。图11-3大机组跳闸引起某一联络线有功功率的变化过程大机组跳闸引起系统内潮流的重新分配2大机组跳闸对系统的影响可分为三个阶段：初始瞬间，系统内其他机组按与跳闸机组电气距离远近来分配突然出现的功率缺额，距离越近承担的越多，距离越远承担的越少。图11-3表示在第10个周波一台600MW机组跳闸，联络线功率突然从240MW下降到120MW，这降低的120MW就是与该联络线相连的受端系统内机组所分担的机组跳闸缺额功率（20%）；随后由于这些机组输出的电功率突变，而输入机械功率不变，则各机组在减速力矩的作用下出现摆动，按转动惯量的大小重新分配因机组跳闸所缺的功率，惯量较大的机组将承担的比例较大，图11-3中第10个周波后功率曲线的摆动就反映与该联络线相连的受端系统内机组所分担功率的摆动过程；第三阶段是在经过若干次功率摆动后，系统频率有所下降，网内参入一次调频的机组根据各自调速器特性（如调差系数）最终分配缺额的功率值。大机组跳闸引起系统内潮流的重新分配3大机组跳闸初始瞬间在联络线上功率的突降情况是我们最关心的，因为后续的摆动过程中电气量的变化比较缓慢，与断路器跳闸引起的变化差别较大，而初始瞬间联络线有功功率如果突降接近零值（图11-4），若不加较长的延时或采用其他辅助判别条件，则仅从线路的电气量本身几乎无法区分是大机组跳闸还是线路跳闸。图11-4联络线送端大机组在特定的出力下跳闸时线路有功的变化经计算分析，初始瞬间联络线有功功率突降接近零值发生在以下特定情况：联络线送端一侧的变电站母线接有大机组送出线路，经仿真分析可确定在某一方式下该机组跳闸初始瞬间联络线分担功率缺额的比例k，如果当时跳闸机组出力是该联络线有功潮流的1/k倍,就会发生图4所示的情况。但出现这一巧合的概率是极其低的。系统失步振荡过程中电气量的变化

系统发生失步振荡时处于失步断面的线路流过的有功功率及电流将发生周期性变化，且每个周期存在过零的时刻（图11-5）。失步振荡的动态过程与线路跳闸最大的区别特征是：跳闸时功率与电流变化快，实际是瞬时的，测量也仅延时了20ms;失步振荡过程变化较慢，振荡周期一般都大于0.2s，按1/4周期算也都大于50ms。图11-5-a失步振荡时联络线电压、电流实录波形系统失步振荡过程中电气量的变化图11-5-b失步振荡时联络线有功功率