电力系统稳定控制技术

电力系统稳定控制技术第一页，共八十五页。介绍内容⒈前言：“814”等大停电事故启示⒉电网的安全性及三道防线⒊暂稳控制研究方向中的几个问题⒋电压紧急控制⒌失步解列控制若干关键技术问题⒍南方电网稳定控制系统简介⒎稳定控制系统的构成及可靠性⒏加强电网三道防线建设的建议第二页，共八十五页。一前言

“814”大停电的启示2003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、伦敦、瑞典、丹麦、意大利大停电，接着在2004年7月12日希腊首都雅典、11月18日西班牙首都马德里市中心发生大停电，2005年1月8日瑞典南部飓风袭击引起的大停电、5月25日上午11时10分莫斯科发生俄罗斯历史上规模最大的停电事故。大范围的停电事故，给该地区工业生产、商业活动及交通运输等经济方面造成巨大损失，并严重影响了人们社会生活。大停电事故受到各国政府首脑和整个社会的高度关注。“814”大停电历时29小时、损失负荷6180万千瓦,影及5千万人口,损失达300亿美元；意大利数小时的大面积停电，仅直接经济损失就达数亿欧元；莫斯科大停电直接经济损失至少10亿美元，200万人停水断电，两万人被困在地铁，间接损失无法估计。★为什么会发生大停电事故？★如何有效防止发生大停电？第三页，共八十五页。近几年全球各地发生的重大停电事故2003年8月14日－美国的纽约、底特律和克利夫兰以及加拿大的多伦多、渥太华等城市发生停电事故。大面积的停电使这些城市的地铁、机场、电讯等设施和公共交通基本陷入瘫痪，造成重大经济损失，仅纽约就损失约10.5亿美元。8月28日－英国伦敦和英格兰东南部部分地区突发重大停电事故，伦敦近三分之二地铁停运，大约25万人被困在地铁中。9月23日－瑞典和丹麦发生大面积停电事故，大约200万用户受到影响。当地铁路交通被迫停顿，不少人被困在电梯里。9月28日－意大利发生大面积停电，意南部等停电长达12个小时以上，严重影响了居民生活，直接经济损失达数亿欧元。12月20日－美国加利福尼亚州的旧金山市发生大面积停电，造成包括市中心、唐人街和北部海滨地区在内的约12万用户断电。第四页，共八十五页。2004年7月12日，希腊首都雅典和南部部分地区发生大面积停电事故，造成交通和公共服务设施大面积瘫痪。8月13日，格鲁吉亚境内一处高压电线网络断裂，导致首都第比利斯大面积停电，造成供水中断，数千名乘客被困在地铁列车内。11月18日，西班牙一变电站发生火灾，导致首都马德里市中心以及南部地区大面积停电，25万市民生活受到影响，马德里部分地铁停驶，公共交通也一度陷于混乱。2005年1月8日和9日，瑞典西南部遭遇飓风袭击，导致当地40多万户家庭或机构停电，直接损失达数十亿瑞典克朗。5月25日，俄罗斯首都莫斯科南部、西南和东南城区及郊区上午11时发生大面积停电，给莫斯科市造成至少10亿美元的直接经济损失。第五页，共八十五页。“814”事故的最终调查报告已经公布，以上是从中节录的部分图片，事故的直接原因已比较清楚。但更深层次的原因仍值得分析，从中接收教训：（1）电网整体结构不合理：美国电网建设缺乏总体规划，高低压电磁环网运行；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全貌。（2）继电保护定值不协调：美国继电保护距离三段定值不能区分线路短时过负荷，定值缺乏统一协调；保护装置的振荡闭锁功能不完善，当线路出现严重过载或系统发生振荡时会误跳闸，引发连锁反应。（3）安稳控制装置的配置不完善：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根本就没有，不能及时有效制止电网事故的扩大。第六页，共八十五页。（4）调度过分依靠计算机系统，一旦计算机系统异常，造成信息不全、不可靠，电网调度就无所作为，陷于瘫痪状态。（5）电网运行追求高经济效益，送电接近输送极限，安全稳定裕度很小。一旦线路跳闸引起潮流转移时，就往往引起线路的严重过载，再加上述原因，就容易发生一系列连锁反应，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本次事故中未采取任何主动解列操作措施。对这项标准值得重新反思。 总之，这次大停电是由多种原因、多个因素形成，值得分析和吸取教训。第七页，共八十五页。我国电力系统的发展

及安全稳定方面存在的问题

近年来，我国电力系统迅猛发展，目前正在实施“西电东送、南北互济、大区联网”的战略方针。由于电力部门贯彻《电力系统安全稳定导则》、配置了多种安全自动装置，使我国自1997年至今没有发生大范围的停电事故。但由于电网的建设滞后于电源的建设，输电能力不足的问题日益突出，加剧了电网与电源发展不协调的矛盾，对照“814”等国外大停电事故，应该看到我国电网还比较薄弱，也存在国外电网类似问题，甚至更加严峻：（1）我国大区电网之间采用弱联网，某些电网存在结构上的不合理；电网的枢纽点及负荷中心电压支撑不足；一些电网的500kV与220kV高低压电磁环网仍在运行；电网负荷越来越重，大城市空调负荷比重已占高峰负荷30%～40%，高峰备用严重不足（尤其无功更不足）。（2）某些电网的规划设计中过于依赖二次系统，一些工程把稳控装置作为正常方式送电的基本措施。（3）近年来高压微机保护装置动作可靠性有了显著提高，但还存在一些问题，例如，保护级差时间过长、保护的距离三段定值的配合问题（有的躲不过严重过载）、某些进口保护振荡闭锁不完善等。第八页，共八十五页。（4）不少电网尚未按导则要求建立起三道防线的防御体系，例如，只考虑N-1事故，没有N-2、N-3时的对策；高低压环网运行，高压电网解开时低压电网措施准备不足；不少电网没有设置合适的解列点，甚至没有配备解列装置；防止电压崩溃的基本措施——低电压切负荷装置没有配或没有投或不知如何整定；低频、低压减载的容量没有随电网负荷的增长相应增加（5）安全自动装置的管理体制不够健全，现场误操作引起自动装置的误切机、切负荷事故多次发生;尚未形成全国统一的安全稳定控制装置的技术条件、运行与检验标准，稳控装置误动作的事件仍有发生。（6）电网安全自动装置培训工作有待加强， 应该看到我国电网每年事故也不少，某些事故也曾与大停电擦肩而过，上述问题如不切实注意解决，就难免不会发生类似“814”大停电的灾难事故。第九页，共八十五页。二电力系统安全性及三道防线

可靠性－安全性－稳定性电力系统可靠性：是在所有可能的运行方式、故障下，供给所有用电点符合质量标准和所需数量的电力的能力。是保证供电的综合特性（安全性和充裕性）。可靠性是通过设备投入、合理结构及全面质量管理保证的。第十页，共八十五页。电力系统安全性：是指电力系统在运行中承受故障扰动的能力。通过两个特征表征（1）电力系统能承受住故障扰动引起的暂态过程并过渡到一个可接受的运行工况，不发生稳定破坏、系统崩溃或连锁反应；（2）在新的运行工况下，各种运行条件得到满足，设备不过负荷、母线电压、系统频率在允许范围内。电力系统充裕性：是指电力系统在静态条件下，并且系统元件负载不超出定额、电压与频率在允许范围内，考虑元件计划和非计划停运情况下，供给用户要求的总的电力和电量的能力。电力系统稳定性：是电力系统受到事故扰动（例如功率或阻抗变化）后保持稳定运行的能力。包括功角稳定性、电压稳定性、频率稳定性。第十一页，共八十五页。电力系统承受大扰动能力的标准《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[出现概率较高的单一故障]；●第二级标准：保持稳定运行，但允许损失部分负荷[出现概率较低的单一严重故障];●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]。 为满足三级标准的要求，首先应规划、建设一个结构合理的电网，好的网架是电力系统运行的基础，同时在我国多年来已经形成了“三道防线”的概念，电网的建设应按三道防线进行规划和配置，电网安全运行应按三道防线调度管理。第十二页，共八十五页。什么是三道防线？为了分析的方便，我们把电力系统运行状态分为：正常状态，警戒状态，紧急状态，失步状态，恢复状态。见下页图1。在正常与警戒状态下采取有效的预防性控制措施可保证电力系统具有足够的安全裕度，能够抵御各种扰动。针对电网可能遇到的扰动设置三道防线：第一道防线：快速可靠的继电保护快速切除故障元件，确保电网发生常见的单一故障时稳定运行和正常供电；第二道防线：采用稳定控制装置及切机、切负荷等稳定控制措施，确保电网在发生概率较低的严重故障时能继续保持稳定运行；第三道防线：设置失步解列、频率及电压紧急控制装置，当电网遇到多重严重事故而稳定破坏时，依靠这些装置防止事故扩大、防止出现大面积停电。第十三页，共八十五页。第十四页，共八十五页。第十五页，共八十五页。第十六页，共八十五页。 为保证电力系统的安全稳定运行，首先应建立合理的电网结构、具有预防性控制的调度手段，配备性能完善的继电保护系统、并根据电网具体情况设置安全稳定控制装置和相应的失步解列、频率与电压紧急控制装置，组成一个完备的电网安全防御体系，保持电网运行中必要的安全稳定裕度，抵御各种扰动事故，确保电网的安全稳定运行。第十七页，共八十五页。三电力系统稳控制分类（1）按电网运行状态稳定控制分为：预防性控制、紧急控制、失步控制、解列后控制及恢复性控制；（2）按控制范围划分：局部稳定控制、区域电网稳定控制、大区互联电网稳定控制；（3）按稳定类型分为： 暂态稳定控制； 动态稳定控制；频率紧急控制； 电压紧急控制； 失步控制（解列）；设备过负荷控制（热稳定）第十八页，共八十五页。正常状态下的安全稳定控制－预防性控制 预防性控制的目标：正常运行状态下，通过调度手段让电力系统保持必要的安全稳定裕度以抵御可能遭遇的干扰。要实现预防性控制，首先应掌握当前电力系统运行状态的实时数据和必要的信息，并及时分析电网在发生各种可能故障时的稳定状况，如存在问题，则应提示调度人员立即调整运行方式，例如重新分配电厂有功、无功出力，限制某些用电负荷，改变联络线的送电潮流等，以改善系统的稳定状况。第十九页，共八十五页。

目前电网运行方式主要靠调度运行方式人员预先安排，一般只能兼顾几种极端运行方式，且往往以牺牲经济性来确保安全性。调度员按照预先的安排和运行经验监视和调整电网的运行状态，但他并不清楚当前实际电网的安全裕度，也就无法通过预防性控制来增强电网抗扰动的能力。因此，实现电力系统在线安全稳定分析和决策，得出当前电网的稳定状况、存在问题、以及相应的处理措施，明确地提示给调度员或将新的控制策略下发给有关厂站的稳控装置，即实现预防性控制，这对电网的调度运行来说是很迫切很有意义的。第二十页，共八十五页。紧急状态下的安全稳定控制

为保证电力系统承受第II类大扰动时的安全稳定要求，应采取紧急控制措施，防止系统稳定破坏和参数严重越限，实现电网的第二道防线。常用的紧急控制措施有切除发电机（简称切机）、集中切负荷（简称切负荷）、互联系统解列（联络线）、HVDC功率紧急调制、可控串联补偿等，其他措施（如快关汽门、电气制动等）目前应用很少。解决功角稳定控制的装置其动作速度要求很快（50ms内），解决设备热稳定的过负荷控制装置的动作速度要求较慢（数秒～数十秒）第二十一页，共八十五页。失步状态下的安全稳定控制

为保证电力系统承受第III类大扰动时的安全要求，应配备防止事故扩大避免系统崩溃的紧急控制，如系统失步解列(或有条件时实现再同步）、频率和电压紧急控制等，同时应避免线路和机组保护在系统振荡时误动作，防止线路及机组的连锁跳闸，以实现保证电力系统安全稳定的第三道防线。失步解列装置按设定的振荡周期次数动作，500kV失步解列装置一般1～2个振荡周期动作；解决电压稳定与频率稳定的紧急控制装置的动作延时为0.1～0.5s（一般整定延时为0.2s）。第二十二页，共八十五页。系统停电后的恢复控制

电力系统由于受到严重扰动引起部分停电或事故扩大引起大范围停电时，为使系统恢复正常运行和供电，各区域系统应配备必要的全停后的黑启动(blackstart)措施，并采取必要的恢复控制（包括自动控制和人工控制）。自动恢复控制包括电源自动快速启动和并列，输电线路自动重新带电，系统被解列部分自动恢复并列运行，以及用户恢复供电等。第二十三页，共八十五页。局部稳定控制与区域稳定控制

局部稳定控制：单独安装在1～2个厂站，解决的是本厂站母线、主变或出线故障时出现的稳定问题。

区域电网稳定控制指：为解决一个区域电网内的稳定问题而安装在多个厂站的稳定控制装置，经通道和通信接口联系在一起，组成稳定控制系统，站间相互交换运行信息，传送控制命令，可在较大范围内实施稳定控制。区域稳定控制系统一般设有一个主站、多个子站和执行站，主站一般设在枢纽变电所或处于枢纽位置的发电厂。主站负责汇总各站的运行工况信息，识别区域电网的运行方式，并将有关运行方式信息传送到各个子站。大区互联电网稳定控制：按分层分区原则，互联电网稳定控制主要解决与联络线有关的紧急控制，必要时需交换相关区域电网内的某些重要信息。第二十四页，共八十五页。第二十五页，共八十五页。四暂稳控制4.1暂态稳定

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）时系统保持同步运行的能力。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：

第二十六页，共八十五页。4.2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。第二十七页，共八十五页。4.3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。

4.4暂态稳定控制过程

暂态稳定装置控制过程如下页图所示。第二十八页，共八十五页。第二十九页，共八十五页。4.4暂稳控制研究方向中的几个问题•暂态稳定是系统在受到大扰动时的发电机功角摇摆的动态过程，其特点是过程时间很短，一般在1秒左右。要求稳定控制措施在0.15～0.2秒执行完，扣除断路器跳闸、通道传送、出口继电器、故障判断等时间，留给稳控装置判断决策时间也就10～50ms。在这样短暂的时间内进行大量复杂的稳定计算、判断、措施优化和决策显然是不可能完成的。寻求暂稳的实时、超实时决策控制也就不现实，策略表法仍是现在和今后控制的基本方法。•控制策略表的形成分为离线和在线两种，目前国内都采用离线制订策略表，缺点是计算、维护工作量大，对电网发展变化的适应性较差；在线决策是发展方向，但需要当前电网的运行状态和数据信息，需要能快速而准确进行分析计算的专用软件及高速运算的服务器，目前国内在线决策方面已处于工程试验阶段，实际应用为期不远。第三十页，共八十五页。第三十一页，共八十五页。第三十二页，共八十五页。第三十三页，共八十五页。第三十四页，共八十五页。第三十五页，共八十五页。4.5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。第三十六页，共八十五页。电力系统分析计算的条件对电力系统进行仿真计算是掌握电力系统稳定运行状况的基本手段，因此希望仿真计算结果尽可能接近实际，计算的速度尽可能快，为此必须解决四个方面问题：（1）计算所需电力系统数据应符合电网实际运行情况；（2）计算采用的各种数学模型应准确模拟电网各种元件的动态特性；（3）潮流计算、稳定计算的软件应正确、可靠；（4）高性能的计算机平台。根据计算所需数据的来源是人为输入的还是从实际系统在线获取的，可分为离线仿真计算与在线仿真计算两种。但无论哪种方式，数据的正确与否将直接影响计算结果的可用性。第三十七页，共八十五页。电力系统数据源状况及发展方向

目前电网调度中心现有的数据源主要有四个：能量管理系统EMS数据，其中分为SCADA原始数据和经过状态估计软件处理后的数据；稳控装置上送给稳控管理系统（SCMS）的有关数据；同步相量测量装置PMU上送调度中心主站的带有时标的测量数据；继电保护信息管理系统的故障录波数据。其中继电保护信息管理系统的数据主要供给继电保护人员分析电网事故及保护装置动作行为。目前PMU主要用于功角监视和事故记录，其实际应用还局限在利用事故过程中记录的数据进行电力系统动态特性的分析，校验仿真软件的数学模型。调度中心的稳控管理系统主要用于监视系统内的稳控装置运行状态、分析其动作行为，采集数据也可作为在线稳定分析的辅助数据源。EMS系统的数据的优点主要是：（1）覆盖了所在500kV、220kV电网的全部，并可与联网的其他系统交换所需要的数据，数据信息比较全面；（2）SCADA系统是调度人员用来进行电网日常调度运行的基本依据，并有规范的队伍进行维护和完善，确保其运行的可靠；（3）采用最新技术，性能不断完善和提高。SCADA系统目前存在的主要问题是：各厂站上送的遥测及遥信数据不带时标，同时性较差，而且数据的可靠性不够高。尽管如此，EMS系统的数据源仍是目前在线稳定分析可以依赖的最可行的数据源。建议以EMS数据采集系统为基础构建新的电力系统统一数据平台。第三十八页，共八十五页。电力系统统一数据平台的构想(1)（1）实现目标：综合考虑电力系统的数据采集和处理所需硬件设备、软件、规约，使其满足调度运行、在线稳定分析、电网管理、系统事故分析等多方面的需求，可靠性高、数据实时性和同时性好。（2）制定标准：按新的统一数据平台要求，修改原有远动（RTU、变电站测控）标准，或提出新的技术标准，分别对厂站端测量装置的时钟同步与时标、采样速度、测量精度、遥测与遥信上送方式等作出明确规定，对调度端的数据收集前置处理机的通信方式、数据处理、数据库格式等做出规定，对数据传输的通道和通信规约提出明确要求。例如，变电站测控装置内设时标，并以GPS系统校准；采用交流采样，一般采样速率1.2k/s，正常上送每个整秒的第一个采样点计算出的数据；保证厂站数据的同时性在1秒之内。（3）厂站数据终端设备：在新上工程中应采用新标准的数据终端设备；对于原有变电站的测控装置，能按新标准改进的，有计划的逐步改造，对于不能改造的变电站测控装置及原有RTU设备有计划地逐步更新。为保证数据源的可靠性，建议数据终端设备双重化。第三十九页，共八十五页。电力系统统一数据平台的构想（2）（4）调度端前置处理机：按新标准要求配置硬件与软件，对收集的全网数据进行处理，并按不同用途用户的需求进行分类（例如，EMS、在线安全评估与决策系统、DTS、保护管理系统）和分发。（5）数据传输通道：建议选用2M数字接口，并尽量采用双路由的双通道。（6）关于状态估计：由于各专业对电网数据的侧重点及可靠性需求不尽相同，建议状态估计软件应安装在各用户自己专用的平台上。在线安全评估及决策系统应从前置机直接接收电网的数据，由自己专用的状态估计软件完成状态估计。统一数据平台的概念对于做好电力系统二次规划将有重要的指导意义。计算机、网络、通信技术已高度发展的今天，应该摈弃历史发展过程中出现的从各个专业需要出发建立各自数据采集系统的做法，应立足全局，统筹考虑，建立能满足各个专业需求的统一数据平台。

第四十页，共八十五页。4.6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，系统阻尼恶化或变负引起低频振荡，是典型的动态稳定问题。装设电力系统稳定器PSS能有效避免低频振荡事故；在发生事故时，采用直流调制、送端电厂减出力或切机可以有效平息振荡。第四十一页，共八十五页。4.6.1低频振荡原因

低频振荡与网络结构、参数、运行工况及发电机励磁系统参数密切相关，引起低频振荡的主要原因有：（1）大区间弱联系、电气距离远，当送电潮流稍大时容易激发低频振荡，且振荡频率较低，例如振荡周期2～10秒；（2）大机组采用高放大倍数的快速励磁装置，使系统阻尼变弱或出现负阻尼，在受到扰动时将发生低频振荡：（3）远距离、重负荷的输电线路会发生功率摆动，如果在强相关的机组上又采用快速励磁，则容易出现低频振荡；（4）远距离、重负荷的输电线路的中部或受端的电压支撑不足，容易出现低频振荡。 电力系统如果存在上述低频振荡的条件，又遇到激发低频振荡的扰动（大扰动或小扰动），在联络线将出现增幅的不衰减的功率摇摆，机组转子间的角度振荡。第四十二页，共八十五页。4.6.2低频振荡的检测判断

低频振荡的主要特征表现在两个方面：（1）系统某些发电机转子间功角出现增幅不衰减的摇摆；（2）区间联络线有功功率出现增幅的不衰减的振荡。因此低频振荡的检测也应从这两个方面着手。采用同步相量测量技术，检测某些具有代表性的电厂机组之间的功角变化，可用于监视、记录，但不适合控制。检测联络线功率的变化特征：开始阶段有功出现增幅不衰减振荡，振荡周期0～10s。后续阶段为等幅振荡。判据：联络线功率的变化可使用下页列出的判据。第四十三页，共八十五页。第四十四页，共八十五页。低频振荡的检测判断（2）判据1（增幅振荡）：

ΔP

≥ΔPS（功率突变量启动ΔP=Pt-Pt－5s）P0

≥PS0（线路功率大于设定值） PZF

≥PS1（振幅应大于设定值） PZFn

>PZFn－1（表示为增幅振荡） Ts1≤Tn<Ts2（Ts1一般大于0.3s，Ts2一般小于5s）

n

≥NS1（振荡周期次数n满足整定次数，一般可设为3～5次）判据2（非增幅振荡）：

ΔP

≥ΔPS（ΔP=Pt-Pt－5s）P0

≥PS0（线路功率大于设定值） PZF

≥PS1（振幅应大于设定值） Ts1≤Tn<Ts2（Ts1一般大于0.3s，Ts2一般小于5s）

n

≥NS1（振荡周期次数n满足整定次数，一般可设为3～5次）第四十五页，共八十五页。4.6.3消除低频振荡措施一次系统措施（1）增强网架；（2）采用串联补偿电容；（3）采用直流输电或背靠背方案；（4）在远距离输电线中部装设同步调相机，加强电压支撑的作用。二次系统措施（1）装设PSS；（2）采用直流功率调制提供低频振荡的附加阻尼；（3）利用附加控制提供低频振荡的附加阻尼；（4）通过稳定控制系统检测低频振荡，采取直流线功率提升、送端电厂减出力，解列弱联系的联网线措施有效消除低频振荡。一般电网联络线都安装有稳定控制装置，在稳控装置内增加低频检测判据和控制策略，就可实现低频振荡的检测和控制。第四十六页，共八十五页。五频率紧急控制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（低频减载）；频率上升时，基本措施是过频自动切机（高周切机）；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），可有效制止频率的大幅度降低。第四十七页，共八十五页。5.1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）为了提高动作的可靠性，应设有频率启动级（相当于保护的灵敏段，定值一般为49.5Hz、0.2秒）和频率变化率df/dt闭锁（一般整定5Hz/s）。（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是否变为正值，发现已变为正值时立即停止动作。（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。第四十八页，共八十五页。5.2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。为了提高动作的可靠性，应设有频率启动级（定值一般为50.5Hz、0.2秒）和频率变化率df/dt闭锁（一般整定+5Hz/s）。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。第四十九页，共八十五页。六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,电力系统在额定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。第五十页，共八十五页。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，其区别可能并不明显。然而区别功角稳定与电压稳定对弄清楚问题的根本原因，对改进电网设计、合理安排运行方式、以及针对性的控制将有着重要的意义，因此应从因果关系进行分析，尽量分清功角稳定与电压稳定。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。第五十一页，共八十五页。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，自动改变动作的电压定值和切负荷量；在线电压稳定控制是今后发展的方向。第五十二页，共八十五页。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崩溃的予想事故，进行暂态电压稳定（<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，确定电压稳定控制策略表内容。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。第五十三页，共八十五页。七失步解列控制电力系统遇到严重故障时（如多重事故、保护拒动、断路器失灵等）可能失去同步，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，是电网安全第三道防线的重要组成部分。第五十四页，共八十五页。电力系统失步解列失步解列装置的核心技术是：完善的失步判据、不同安装点解列装置动作的协调配合方法、防止误动作的闭锁措施。随着电力系统的发展，西电东送、大区联网，电网的结构更加复杂化，需要深入研究失步振荡的规律和解列装置的协调配合方法。第五十五页，共八十五页。关于电力系统失步解列的

几个关键问题－1关于失步振荡概念：系统稳定破坏（暂态失稳或动态失稳）的开始阶段是两个同调机群之间功角增大失去同步；振荡中心一般在两个同调机群之间阻抗的中心点，对于复杂系统一般都有多回联络线，振荡中心在一个失步断面上；同一个电网由于系统事故发生的地点不同，运行方式不同，振荡中心的位置可能发生变化；振荡过程中各点电压周期性变化，振荡中心附近的电压最低；联络线功率在正与负间周期性变化；振荡中心两侧母线电压的相位角在0－90－180－360范围内变化。系统一旦失步如不及时解列将可能发展为多级系统之间的失步振荡，处理起来将非常困难，事故进一步扩大。第五十六页，共八十五页。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被消除，所以电网的解列点应该选在失步振荡中心所在断面的联络线，只有解开失步断面，振荡才能平息，其他的地点解列则振荡必然继续存在。解列后形成送端与受端两部分电网，各部分电网内的功率不可能平衡，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。任何企图在所谓功率平衡点解列电网的努力都是徒劳的。但在解列点选择时应尽量把有关变电站的负荷留在送端电网一侧。第五十七页，共八十五页。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，简单就根据计算功角及其变化率来提前预测系统是否一定失步，显然是不可取的。而且计算表明提前解列对解列后电网的事故处理并没有带来好的效果。 另外，离线决策或在线决策解决的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，三道防线与二道防线职责要分明。第五十八页，共八十五页。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并没有什么差别。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，从系统角度看快速解列的必要性不大。对于500kV电网则要求在1～2个周期时尽快解列。第五十九页，共八十五页。关于电力系统失步解列的

几个关键问题－4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。 目前国内电网实际使用的失步判据有下列三种：阻抗循序判别原理（六级阻抗圆），Ucosφ原理，电压与电流之间相位角原理。第六十页，共八十五页。失步判据-1阻抗循序判别原理的失步判据：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。第六十一页，共八十五页。失步判据-1阻抗循序判别原理与功角判别原理实际是一致的。这种原理从理论上讲直接反应的是两个等值机组之间功角的变化，只要阻抗整定合适，肯定能够快速准确判断出系统稳定已破坏；判断装置安装点位于送端电网还是受端电网，即加速失步还是减速失步。由于采用穿越六个阻抗圆（对应六个功角区）的循序判别方法，能可靠区分失步振荡与短路故障、同步振荡、电压回路异常等情况，动作可靠性高。第六十二页，共八十五页。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。第六十三页，共八十五页。第六十四页，共八十五页。关于失步解列的几个关键问题－5

电网失步解列装置的配合与协调根据需要，在同一电网内一般设有多个解列点，这些点上安装的失步解列装置必须从全网角度去进行配合和协调。为此，首先要求失步解列装置采用的判据只反应失步断面的失步振荡；而在系统振荡过程中同调机群内部间的摇摆属同步振荡，装置应可靠区分，不动作。如果有几个解列点都处在同一失步断面上，则存在装置动作的配合与协调问题，例如南方电网的贺州、梧州、玉林三站就属于平行输电断面上的三个解列站，而梧州站与来宾站、玉林站与茂名站，则属于同一输电线路的不同解列站。系统失步时这些站的装置都可能同时检测到失步振荡事故，但电网只允许在失步断面上合适的点解列为两个部分电网，因此这些解列点的装置必须实现配合与协调。第六十五页，共八十五页。电网失步解列装置的配合方法－1、2（1）同一站多回出线的动作逻辑： ①双回线：采用二取二或二取一出口逻辑；②不同方向的线路：解列振荡中心在正方向的线路，如果本站处于振荡中心，则指定优先解列线路；

③尽量将变电站负荷留在送端电网一侧。（2）不同站的区域划分： ①区域阻抗圆 ②测量振荡电压的最低值 电力系统失步振荡时，测量点电压呈现周期性变化，当功角增大到180度时，各点母线电压达到最低值，其值由装置安装处到振荡中心的距离决定，距离振荡中心越近，电压最低值越小。利用这一特点，可以确定振荡中心至装置安装处的远近，划分装置的保护范围。第六十六页，共八十五页。电网失步解列装置的配合方法－3（3）失步振荡周期次数

当利用装置的区域保护范围无法保证选择性时，则采用失步振荡周期的次数来实现装置之间的协调配合，这类似于线路继电保护动作一、二段的延时定值配合。

对于结构比较简单的电网，上述配合方法一般能够满足系统解列选择性的要求，而对于类似南方电网这样复杂的电网，就难以实现既快速又选择性好的要求，必要时需采用通信手段来协调不同站解列装置之间的动作。第六十七页，共八十五页。电网失步解列装置的配合方法－4（4）失步解列装置之间建立通信联系，综合进行失步状态的判断，统一协调控制： 同一断面上的失步解列装置经光纤通道连接，每1.666ms交换一次状态和数据，根据本站和其他相关站装置判断结果，综合系统失步状态，确定振荡中心的位置，按预定的解列方案进行解列控制，例如解列南网两广断面上的所有线路（目前5回交流线）。由于建立了失步解列系统，因此装置可自动适应运行方式的变化，自动改变有关定值。下页表示两广断面失步解列装置通信回路连接图。第六十八页，共八十五页。八设备过负荷及其控制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；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。第六十九页，共八十五页。过负荷控制措施：线路或变压器发生突然过负荷时应采取控制措施消除过负荷，确保设备的安全，防止引发连锁反应。过负荷控制的主要措施有：（1）送端电厂减出力或切机；（3）受端切除相应数量的负荷。视具体情况选用措施，切负荷量的选取应经过潮流的计算分析。过负荷控制判据：采用电流或功率作为设备过负荷的判断量，一般选用以下三种判据：（1）过载判判据1（电流与时间判据）：IL≥Iqst≥tqs 过电流启动Is2＞IL≥Is1t≥ts1 切负荷（切机）输出1Is3＞IL≥Is2t≥ts2 切负荷（切机）输出2Is4＞IL≥Is3t≥ts3 切负荷（切机）输出3IL≥Is4t≥ts4 切负荷（切机）输出4第七十页，共八十五页。（2）过载判判据2（按时间分轮）：IL≥Iqst≥tqs 过电流启动、告警IL≥Is1t≥ts1切负荷（切机）输出1 t≥ts2 切负荷（切机）输出2t≥ts3 切负荷（切机）输出3t≥ts4 切负荷（切机）输出4（3）过载判别式3（按功率分轮快切、延时后备）：IL≥Iqst≥tqs过电流启动、告警IL≥Is1t≥ts1 判出过负荷

∆POL=PL-PS1求出过载量Ps2＞∆POL≥Ps1或t≥ts1切负荷（切机）输出1Ps3＞∆POL≥Ps2或t≥ts2切负荷（切机）输出2Ps4＞∆POL≥Ps3或t≥ts3切负荷（切机）输出3∆POL≥Ps4或t≥ts4切负荷（切机）输出4或根据过载量求出应切负荷量Pqf=k∆POL，再加延时动作做后备。第七十一页，共八十五页。南方电网安全稳定控制系统简图

第七十二页，共八十五页。十安稳控制系统的构成及可靠性10.1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。第七十三页，共八十五页。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。通道采用光纤或微波，一般用以太网－2M（64k）接口，103规约；过去也曾使用远动通道，音频方式。第七十四页，共八十五页。10.2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）进行判断投运状态：HWJ为闭合；停运状态：HWJ为断开；不对应状态：H