电力系统稳定器

电力系统稳定器（精选6篇）

电力系统稳定器 第1篇

电力系统稳定器的设计 共25页，9386字绪论

1.1 概述

现代电力系统需要加以解决与改善的问题很多，但概括起来主要是运行的经济性和可靠性两大类问题。

电力系统运行的安全可靠性问题，包括一个最为重要的内容—电力系统运行的稳定性，即电力系统在小干扰和大干扰作用下，不发生危及用户的振荡并能保持全系统的发电机组的同步运行状态的能力。这方面问题可称之为电力系统的稳定性问题。电力系统稳定性是可靠供电的重大问题，失去稳定的电力系统发电机不能正常供电，用户不能正常用电，严重时造成大面积的停电，对日常生活和经济发展都由重大影响。随着技术的发展一些新的部件如高压直流输电，静止无功补偿器，快速励磁系统等，这些东西增加了系统的复杂性，由加了许多新的问题，使得电力系统问题日趋严重[1]。

电力系统稳定性是与系统结构、运行方式、调节装置的参数和干扰的大小、地点以及延续时间等有关。在一种干扰下稳定的系统，在另一种更大的干扰下系统可能是不稳定的，所以说，没有绝对稳定的系统。随着系统容量的不断增大、大容量的机组台数不断增多、输电线路的增长，使系统稳定性破环事故有增加的趋势。因此，分析电力系统运行稳定性的规律，研究提高稳定性的措施，对保证电力系统安全运行可靠是非常重要的。

电力系统稳定问题分为静态稳定，暂态稳定和动态稳定。

静态稳定是指电力系统在小的干扰下，能回到原来的运行状态的能力。小扰动是指在这种干扰下，系统的状态变量变化很小。在静态稳定中，系统中任一输电回路在正常情况下或遭遇故障时传输的有功功率必须低于稳定运行的所允许的最大极限，并随时保留合理裕度，不会因为功率或系统电压的正常波动而导致系统间是电势角差非周期性的无限增大，导致系统失去稳定。所以运行中的发电机必须有足够的同步力矩储备，当系统正常波动引起发电机的输出有功功率波动时，不至于电势的相位角差将无限的增大，以至使系统失去稳定。

暂态稳定是指受到较大的干扰后，能过度到新的运行状态或回到原来运行状态的能力。有受到的是大的干扰，所以状态方程不能线性化。使得系统的结构和参数大幅度的变化。暂态稳定的要求是在第一或第二个振荡周期内，受影响的系统不对其他的系统产生影响。电力系统正常运行时，所有发电机都以同步转速旋转，这时并列运行的各发电机之间没有相位的相对变化，系统各发电机之间的电势差为常数，系统中各点电压和各回路的电流均不变。当电力系统由于各种原因受到干扰时（如短路、故

......电力系统稳定问题的基本模型

电力系统的每一个主要元件的特性都对电力系统稳定产生影响。有关这些特性的知识对于理解和研究电力系统稳定是至关重要的。电力系统稳定及其控制技术与电力系统各电气元件的暂态特性有着非常密切的关系。为了分析电力系统静态稳定，并且进行有效地控制，必须首先研究电力系统电气元件的数学模型。它们包括:同步发电机、水轮发电机、汽轮机、调速器以及励磁系统等模型。

2.1同步发电机基本模型

影响电力系统动态特性的最主要元件是同步电机。同步发电机在dq0坐标系下的标么瞬时功率和电磁转矩方程分别为：

电力系统稳定器 第2篇

自从20世纪70年代以来世界上一些大电网(1977年美国纽约电网、1978年法国电网、1982年比利时电网和加拿大魁北克电网、1983年瑞典电网、1987年日本东京电网)因电压不稳定发生事故，造成了巨大经济损失和大面积长时间停电，此后电压稳定问题开始逐渐受到了关注。目前，电力系统中电压稳定问题趋于严重的原因主要有以下4点：①由于环境保护以及经济上的考虑，发、输电设施使用的强度日益接近其极限值；②并联电容无功补偿增加了，这种补偿在电压降低时，向系统供出的无功按电压平方下降；③长期以来人们只注意了功角稳定性的研究，并围绕功角稳定的改善采取了许多措施，而一定程度上忽视了电压稳定性的问题；④随着电力市场化的进程，各个有独立的经济利益的发电商以及电网运营商很难象以前垂直管理模式下那样统一的为维护系统安全稳定性做出努力[1]。

在我国电压不稳定和电压崩溃出现的条件同样存在，首先我国电网更薄弱，并联电容器的使用更甚，再加之城市中家用电器设备的巨增，我国更有可能出现电压不稳定问题。目前国内电压稳定问题“暴露的不突出”，原因之一可能是由于大多数有裁调压变压器分接头(OLTC)末投人自动以及电力部门采用甩负荷的措施，而后一措施应该是防止电压不稳定问题的最后一道防线，不应过早地或过分地使用。将来电力市场化之后，甩负荷的使用将受到更大的限制。因此在我国应加紧电压稳定问题的研究。2.现今对于电压崩溃机理的认识

电力系统稳定运行的前提是必须存在一个平衡点，最重要的一类电压不稳定性场景就是对应于系统参数变化导致平衡点不再存在的情况。由于负荷需求平滑缓慢地增加而使负荷特性改变直至不再存在与网络相应曲线的交点，固然是其中的一种场景，但事实上，更为重要的场景对应于大扰动，如发电和／或输电设备的停运，这种大扰动使网络特性急剧变动，扰动后网络的特性(如PV曲线)不再同未改变的负荷的相应特性相交，失去了平衡点，而导致电压崩溃。所以也需要研究由于大的结构和系统参数的突然变化所引起的不稳定机制。2.1 短期电压失稳

研究认为，引起暂态电压崩溃的主要原因：①短期动态扰动后失去平衡点；②缺乏把系统拉回到事故后短期动态的稳定平衡点的能力；③扰动后平衡点发生振荡(实际系统中未观察到)；④长期动态引起的短期失稳(如平稳点丢失，吸引域收缩和振荡)。这一时段内可能同时出现功角失稳和电压失稳，由于它们包含相同的元件，区分它们往往很困难。一种典型的纯电压稳定问题场景是单机单负荷系统，负荷主要由感应电动机组成。这里的暂态失稳主要是指系统受扰动之后，感应电动机等快速响应元件失去了平衡点，或者由于故障不能尽快切除，使系统离开了干扰后的吸引域。

文献[2]应用PV曲线和感应电动机的机械特性研究了扰动后感应电动机引起的暂态失稳机理，提出了足够的电容补偿能使处于低电压解的负荷节点电压恢复正常的观点。文[3]研究了不同短路故障切除时间下单机单负荷系统的动态过程，指出暂态电压稳定也存在故障临界切除时间的概念，并把电压失稳与负荷失稳联系起来。文[4][5]用仿真手段研究了快速响应的静止电容补偿器对防止感应电动机负荷引起的电压崩溃的作用，并指出断路器投切的并联电容补偿不能达到同样的目的。文献[6]采用时域仿真重演了感应电动机负荷引起的暂态电压失稳现象，改进了感应电动机暂态电压稳定的判据，提出了感应电动机引起的暂态电压稳定裕度的概念，并求取了与给定故障切除时间相应的极限动态负荷。文[7]把电力系统同时可接受保持暂态电压稳定和暂态电压跌落的状态称之为暂态电压安全，并强调暂态安全应包括暂态功角稳定和暂态电压安全两方面。2.2 长期电压失稳

系统扰动之后，系统已获短期恢复，可用长期动态的QSS近似．此后造成动态失稳的原因有：①失去长期动态平衡点；②缺乏把系统拉回到长期稳定平衡点的能力；③电压增幅振荡(实际系统中未观察到)。文献[8]通过一简单系统显示和讨论了有载调压变压器(OLTC)和发电机过励限制器动态特性对系统电压失稳过程的作用。文献[9][10]就有载调压变压器对电力系统电压稳定性的影响进行了动态分析，其结果还不能令人满意，主要原因是所采用的元件模型存在差异，考虑的影响因素也不相同等。文献[11]综合考虑了对电压失稳产生重要影响的负荷动态特性、有载调压变压器动态特性及发电机无功功率限制的作用，但难以得出清晰的概念。针对中长期仿真计算量大的问题，文献[12]采用了自动变步长技术把快速响应和慢速响应动态元件综合在一起进行仿真来研究系统的电压稳定性。在研究长期现象时，对于快速系统可用准静态(QSS)近似。QSS方法结合了静态方法计算的高效性和时域方法的有效性。文献[13]采用QSS法考虑了发电机模型中的非线性环节和仿真步长控制问题，并取得了很有意义的结果。

2.3 由长期动态造成的短期不稳定性

此种失稳机制也可以划分为3种情况：①由长期动态造成的短期平衡点丢失；②由长期动态造成的短期动态的吸引域收缩而致使系统在受到随机参数变化或小的离散转移后，缺乏拉回到短期稳定的平衡点的能力；③由于长期动态而造成的短期动态的振荡不稳定性。3.电压稳定性的分析方法 3.1 灵敏度分析方法

灵敏度分析在电压稳定研究中应用越来越广泛，其突出的特点是物理概念明确，计算简单。灵敏度分析方法属于静态电压稳定研究的范畴，它以潮流计算为基础，以定性物理概念出发，利用系统中某个感兴趣的标量对于某些参数的变化关系，即它们之间的微分关系来研究系统的电压稳定性。例如，人们常常考察负荷增长裕度对于发电机出力、线路参数变化的灵敏度以求得较好的控制电压安全的措施。在潮流计算的基础上，只需少量的额外计算，便能得到所需的灵敏值。灵敏值计算缺乏统一的灵敏度分析理论作基础，各文献都按自己的方法进行灵敏度分析，没有统一的标准；在计算灵敏度指标时，没有考虑负荷动态的影响、没有计及发电机无功越限、有功经济调度的影响；灵敏度指标是一个状态指标，它只能反映系统某一运行状态的特性，而不能计及系统的非线性特性，不能准确反映系统与临界点的距离。3.2 最大功率法

最大功率法基于一个朴素的物理观点，当负荷需求超出电网极限传输功率时，系统就会出现象电压崩溃这样的异常运行现象。最大功率法的基本原则是将电网极限传输功率作为电压崩溃的临界点，从物理角度讲是系统中各节点到达最大功率曲线族上的一点。电压崩溃裕度是系统中总的负荷允许增加的程度。常用的最大功率判据有：任意负荷节点的有功功率判据、无功功率判据以及所有负荷节点的复功率之和最大判据。当负荷需求超过电力系统传输能力的极限时，系统就会出现异常，包括可能出现电压失稳，因此将输送功率的极限作为静态电压稳定临界点。负荷如果从当前的运行点向不同的方向增加，就会有不同的电压稳定临界点，有不同的电压稳定裕度，但在这些方向中总会有一个方向的电压稳定裕度最小。计算出这个方向和电压稳定临界点，就能为防止电压失稳提出有效的对策。把这个方向定义为参数空间中最接近电压稳定极限的方向，这个电压稳定临界点定义为最接近电压稳定临界点。3． 3 Q-U法

CIGRE对电压崩溃十分重视，38.01工作组在1987年提出电网应按照防止电压崩溃的准则进行规划设计，并提出了防止电压崩溃的Q-U法。Q-U法是将电网中的某节点或母线作为研究对象，通过一系列潮流计算，确定其Q-U特性曲线，并根据无功储备准则或电压储备准则，来确定所需的无功功率。

该方法的优点是物理概念明确，缺点主要是潮流方程在电压崩溃点处不易收敛。4.电压稳定研究的进一步发展

4.1 更精确的电压稳定极限确定所需的模型

对于系统电压稳定极限做出更精确的描述是现代电力系统发展的需要，为此有必要考虑更实际的负荷模型，采用更有效的方法。感应电动机负荷是非常重要的一类负荷，在以往的电压稳定极限计算中，对这一类负荷常常以静态负荷替代，或是用具有功率恢复特性的动态负荷模型近似，研究表明，基于恒稳态功率恢复特性的动态负荷的小扰动分析所得的SNB点与基于静态负荷的CPF所得的Fold分岔点是一致的，而考虑具体的感应电动机负荷后刻画电压稳定极限的工作变得更为复杂：首先很有可能在Fold分岔点之前就出现由于电动机滞转引起的SNB点；其次，这些SNB点不一定会造成系统出现电压崩溃，其性质还要依系统的具体情况进行分析。因此，在更精细的描述系统电压稳定极限的工作中，对于感应电动机负荷模型应予充分重视。4.2 不断发展的计算方法

迅速发展的计算机技术以及基于几何概念的非线性动力学定性理论促进了非线性动力系统数值计算方法的发展和应用，目前已有AUTO，MAPLE等著名商业软件可供选择。但是目前还没有用来分析多机电力系统的稳定性的好经验。在电力系统的分岔与混沌研究中，围绕如何求取平衡解流形曲线，如何自动修正步长，如何越过常规Newton-Raphson算法中的奇异点，如何跟踪大型电力系统的PV曲线，如何搜索解曲线上的分岔点并判别其类型等一系列问题，进行了广泛的研究。目前一般采用延拓算法，较典型的有预估-校正法、弧长法等。例如用解轨线的切线或割线的方法预测，而用局部参数化或利用解轨线与垂直于切向量的超平面的交点的方法(准弧长法)校正，也可用二次型曲线来近似描述SNB点附近的潮流解，并用可控步长来加速计算。

面对感应电动机模型对于电压稳定分析造成的复杂性，需要有效的精确判定系统的稳定极限的方法，CPF或是基于恒稳态功率负荷模型的小扰动分析在这种系统中给出的结论一般都倾向于乐观；计及感应电动机负荷的分岔方法虽然可以通过SNB点附近的平衡点的情况来判断出现的SNB点的性质，但对大系统而言，“两步法”更为适用，针对拥有大量感应电动机负荷的系统，在“两步法”之后通过时域仿真确定所发现的SNB的性质也是非常必要的。5.结语

电力系统电压稳定问题的研究有着十分重大的社会经济意义。尽管电压稳定问题及其相关现象十分复杂，在过去二十年间，人们已经在电压失稳机理以及负荷模型建立、分析手段上取得了很多重要研究成果。随着系统规模的不断发展，新型控制设备的不断投入运行以及电力市场化的不断深入，人们需要更为准确的电压稳定性指标以及实用判据，需要将电压安全评估与控制不断推向在线应用。参考文献

[1] 余贻鑫，电压稳定研究评述[J].电力系统自动化，1999，23(21):1-7 [2] 徐泰山，薛禹胜，韩祯祥。感应电动机暂态电压失稳的定量分析[J].电力系统自动化，1996，20(5):62-67 [3] 薛禹胜，徐泰山.暂态电压稳定性及电压跌落可接受性[J].电力系统自动化，1999，23(14):4-8 [4] 段献忠。有载调压变压器与电压稳定性关系的动态分析[J].电力系统自动化，1995，19(1):14-19 [5] 彭志炜。有载调压变压器对电力系统电压稳定性影响的动态分析[J].中国电机工程学报，1999，19(2):61-65 [6] Vu K T.Dynamic mechanisms of voltage collapse[Z].System Control Letters, 1990,15:319-328 [7] Kurica A.Multiple time-scale power system dynamic simulation[C].IEEE Paper 92WM 129-9, New York, 1992 [8] 顾群。中期电压稳定的建模和快速仿真[J].电力系统自动化，1999，23(21):25-28

标签：分析无功补偿研究

摘 要：阐述了国内外电力系统无功电压控制的问题和发展方向、AVC 研究现状及电网动态电压稳定的策略;国外二三级电压调控的运行现状、国内几个省网无功平衡和电压控制的研究，以及对无功补偿设备采取的配置原则、调节手段，并提出了几点无功电压调控与管理的相关措施等。

关键词：无功补偿;电压控制;电力系统

电网无功平衡是保证电压稳定的基本条件，由于电力系统中无功功率的发、供、用呈现强烈的分散性，因而无功功率只有在分层、分区，分散合理平衡的基础上，才能实现电网电压的合理分布和维持电网的稳定运行。信息来源:http://

——不能反映电网实时网络拓扑变化对分区影响，可能造成误控;

——采用下达电压目标指令的方式，难以很好控制无功潮流;

虽然存在以上问题，但由于存在巨大的潜在效益，因而十几年来法国和意大利电网一直在运行中不断完善和改进其自动电压控制技术。信息来自:

南方电网从多馈入交直流输电系统电压稳定状况展开研究。在多馈入的交直流输电系统中，直流输电元件的电压稳定和无功控制是一个崭新的课题，通过分析典型运行方式下的静态、动态、暂态电压稳定性问题，分析系统存在的电压稳定薄弱环节和隐患，研究改进措施并制订防止电压失稳的预防和校正控制的策略。信息来自:

kV 变电站补偿容量研究、变电站主变额定电压选择和抽头比较与配合选择研究、无功分层和分区平衡情况分析和支路无功经济分点的数学验证。信息来自:

广东电网根据无功补偿配置原则，详细分析配电网无功补偿的工程实际问题，构造制约函数求解并以变迟度法进行寻优。研究配电网无功优化补偿 信息来源:http://

2.5 无功电压控制的发展方向 信息来自:

因此，分层分区和分散就地的关联控制兼顾了全局优化和局部优化的问题。信息来源:http://tede.cn AVC 研究现状 [2-3] 信息请登陆:输配电设备网

基于最优潮流(OPF)的实时电压自动控制(AVC)集安全性和经济性于一体，可实现安全约束下的经济性闭环控制。正常运行情况下，AVC 通 信息来源:http://tede.cn

过实时监视电网无功电压情况，进行在线优化计算，分层调节控制电网无功电源及变压器分接头，调度自动化主站对接入同一电压等级、电网各节点的无功补偿可控设备实行实时最优闭环控制，满足全网安全电压约束条件下的优化无功潮流运行，达到电压优质和网损最小。省级电网研究的AVC 是集中控制型的，也即在电网调度自动化系统SCADA、EMS与现场调度装置之间通过闭环控制实现AVC。信息来源:http://

湖南电网提出了采用经济压差进行全局无功优化的思想，以每条线路电压降落的纵分量最小为目标求解最优潮流，计算各发电厂和变电站注入系统的无功功率，而各发电厂和变电站通过安装电力系统无功电压调整装置，自动调节无功出力和变压器的分接头，使其实际输出无功功率为计算出的无功优化值。

福建电网无功电压AVC 控制系统能在很短的时间内实现无功电压二级协调控制，提高无功资源的合理分配和可靠利用。其特点是： 信息来自:输配电设备网

——适应电网运行方式变化，能实施不同的无功电压优化运行方案;信息来源:http://

为此，应本着自下而上，由末端向电源端的顺序逐级平衡补偿。在补偿方式上宜采用集中补偿和分散补偿相结合，以分散为主;高压补偿和低压补偿相结合，以低压为主的原则。并安装自动补偿投切装置。在电网中采用有载调压变压器，安装无功——电压优化自动控制装置，可以实现经济调压。信息请登陆:输配电设备网

电网的无功、电压调节和管理的必要措施如下： 信息来自:

(2)加强电网无功及电压的调节和管理;信息来源:http://

(3)电力系统分区并确定各个区的电压中枢点以便对电压进行分级分布式控制;信息来源:http://

(4)合理配置无功补偿设备，做到无功就地补偿、分层分区平衡;信息请登陆:输配电设备网

(5)加强送、受端电网建设，能提高运行可靠性、调度灵活性和通道的输送能力，并能提供足够短路容量和足够大惯性的系统;

(6)在长距离、大容量送电线路中大量采用串联补偿，以提高电网输送能力、改善运行电压水平;信息来源:http://

(7)在落点集中的负荷中心、受端电源少、受端大规模接受西电东送的落点采用动态无功设备;信息来自:输配电设备网

(8)研究广东电网受端系统电压稳定和动态无功补偿问题，根据研究成果合理配置无功电源，使之满足电网动态无功备用;

(9)对省网进行无功优化调节控制，实施分级分布式的控制策略，实现整个省网的闭环实时控制，实现全网无功优化配置;信息来源:http://

(10)运用“无功电压优化集中控制系统”，完善电压自动监测网络，实现数据自动采集、自动传输和自动统计分析，实现全网无功优化实时控制。

参考文献：

[1] 周双喜, 刘明波, 李端超, 等.电力系统电压稳定及电压无功优化控制研讨会会议资料[C].广东省电机工程学会电力系统专委员会,2005.信息来源:http://

[2] 许文超, 郭伟, 李海峰, 胡伟.AVC 应用于江苏电网的初步研究[J].继电器, 2003, 31(5): 23-26.信息来源:http://

[3] 曾纪添, 等.电力系统无功补偿及电压稳定性研究: 科技专集[C].广州: 广东电网公司电力科学研究院, 2007.信息来自:

电力系统稳定器 第3篇

电力系统的稳定问题是电力系统的根本问题。随着电力系统联网进程的加快和电力市场的引入，电力系统的规模越来越大，运行越来越接近于临界点，使电力系统的振荡问题越来越引起注目。但是传统的电力系统稳定器是在电力系统的某个合适的工作点下设计的，其参数是固定的，而电力系统是一个动态平衡的非线性复杂大系统，它的运行方式随着实际情况的变化经常性的动态变化[1]。

在现有的控制方法中,模糊控制是最有的一种控制方式，模糊表达具有模糊性的语言变量和条件语言控制逻辑是属于人工智能控制的一种方法，模糊控制具有结构简单、物理概念清晰、知识表达简便、实时控制快速及计算量小等优点[2]。

虽然模糊控制的电力系统稳定器有其优点，但是模糊控制的电力系统稳定器没有积分环节，它很难完全消除稳态误差，特别是在模糊变量分级不够多的情况下，常常会在平衡点附近出现微小的振荡现象，使电力系统不能很快达到稳定。基于复合控制的电力系统稳定器既具有模糊控制的非线性控制作用，又具有比例和积分控制的快速性和跟踪能力，具有广阔的前景。

2 电力系统的简化模型

电力系统中产生持续的或增幅的低频振荡的原因是由于系统中产生了负阻尼，抵消了系统的固有的正值阻尼，使系统的总阻尼减至很小或成为负值。电力系统是一个非线性系统，但对电力系统低频振荡情况的研究，应用简化的单机无穷大模型是可行的，且能更清楚地表明低频振荡与运行状态各参数的关系。

3 模糊式电力系统稳定器

模糊控制的基本原理见图1。

模糊推理是指根据模糊输入和模糊规则，按照确定好的推理方法进行推理，得到模糊输出量，其本质是将一个给定输入空间通过模糊逻辑的方法映射到一个特定的输出空间的计算过程。一般的一阶Sugeno模型规则的形式为

式中，x和y为输入语言变量，A和B为推理前件的模糊集合，z为输出语言变量，p、q、r为常数。

sugeno模型中采用单元素输出隶属函数，其模糊蕴含即是简单的乘法，模糊合成即是各单元输出隶属函数的简单包涵，该模型可以极大地提高逆模糊化处理过程的效率。

一般选择输入变量误差E(在本文中即发电机瞬时的速度偏差Δω)和误差的变化EC(在本文中即发电机瞬时的加速度偏差Δω)[3]，输出变量为控制量u，因此这是个二维模糊控制器。

对于发电机瞬时的速度偏差及控制量u的模糊集及论域如下：Δω的模糊集为{NB,NM,NS,Z,PS,PM,PB};Δω的模糊集为{NB,NM,NS,Z,PS,PM,PB};U的模糊集为{N6,N5,N4,N3,N2,N1,Z,P1,P2,P3,P4,P5,P6}

确定输出的论域范围及语言变量值(为避免反复调试控制规则取得更平滑的控制效果，确定为十三个语言变量即N6,N5,N4,N3,N2,N1,Z,P1,P2,P3,P4,P5,P6)以使控制规则标在同一行或同一列无相同的元素且相邻的位置控制行为均不同，其隶属度函数选择为单点集[4](分别对应于常数-0.4，-0.3，-0.25，-0.1，-0.05,0,0.05,0.1,0.25,0.3,0.4)。模糊控制规则表如表1所示。

推理步骤如下：

(1)输入的模糊化运算，直接计算输入对于规则的前提条件部分隶属度(满足0～1);

(2)对于多前提条件部分的规则模糊运算，包括对“and”和“or”的处理;

(3)通过模糊蕴含(Implication)推理计算得出输出模糊集合;对于多条模糊规则的模糊系统，MATLAB需要对“also”进行处理;

(4)通过各条规则推理结果的合成(Aggregation)来计算“also”关系;对于需要得到非模糊输出的系统，MATLAB需要进行解模糊化计算;

(5)通过解模糊化方法(Defuzzication)来获得非模糊输出。

4 复合控制型电力系统稳定器

基于模糊-比例积分微分(Fuzz-PID)控制的电力系统稳定器是一种多模态分段控制算法的控制器，它综合了模糊和比例积分控制器的长处，不仅使系统具有较快的响应速度和抗(适应)参数变化的鲁棒性，而且可以实现系统高精度误差控制。稳定器的输入信号取发电机的转速与同步转速之差，及其变化率，输出信号u作为励磁机控制信号的一部分。该控制器的特点是在大偏差范围内利用模糊推理的方法，根据系统的偏差量Δω，在小偏差范围内转换成PID控制，两者的转换根据事先给定的偏差Ep范围自动实现，模糊控制和PID控制转换的设定值为|Ep|=0.01，模态之间的切换规则如下所示：

Fuzzy控制当Ep<|Δω|

PID控制当Ep≥|Δω|

对于本研究的控制系统，要求系统单位阶跃响应的最大上升时间为2s，最大调节时间为4s，最大超调量为10%。PID控制要取得好的控制效果,就必须对比例、积分和微分3种控制作用进行调整以形成相互配合、相互制约的关系，这种关系不是简单的线性组合，而是在变化无穷的非线性组合中找出最佳的关系。经过参数整定，确定PID控制参数Kp=30,KI=1.7,KD=9。

通过Matlab进行仿真研究的框图如图2所示。

5 仿真结果与分析

对不含PSS的系统、含有传统PSS的系统、含有模糊式PSS的系统以及含有复合控制型PSS的系统四种情况进行Matlab仿真，得出Δω和Δω的变化曲线，并对仿真结果进行分析，比较得出结论。由于文章篇幅所限，只给出复合控制型PSS的仿真曲线如图3所示，图中横坐标为时间(t/s)，纵坐标为相对幅度量。

四种情况仿真的电力系统性能指标汇总于表2，可以看出，带有模糊式PSS的系统遇到小的扰动后，和曲线的振荡不仅趋于收敛，而且调整时间明显加快，比常规PSS的特性要好。而带有复合控制型PSS的系统遇到小的扰动后，超调量和调整时间都优于带有模糊式PSS的系统，具有更好的特性。

6 结论

电力系统稳定器能更有效的提高系统的稳定性和保持发电机端电压的水平，并且模糊式电力系统稳定器具有很强的鲁棒性，基于复合控制的电力系统稳定器，可以根据实际运行情况在Fuzzy和PID控制中进行选择，克服了模糊式电力系统稳定器的不足，即一般模糊逻辑稳定器不具有积分环节，它很难完全消除稳态误差。复合控制的电力系统稳定器既具有模糊控制的非线性控制作用，又具有比例和积分控制的快速性和跟踪能力。以单机无穷大系统为例所作的仿真取得了良好的结果，使电力系统稳定器在较短时间内使电力系统稳定，并使超调减小，电力系统的稳定性和动态品质得到了极大提高，在电力系统控制中具有广阔的应用前景。

摘要：针对传统电力系统稳定器(PSS)的缺点,提出一种基于复合控制的电力系统稳定器,可以根据实际的运行情况在模糊和比例积分微分(Fuzzy-PID)控制中进行选择性的控制,使电力系统稳定器既具有模糊控制简单有效的非线性控制作用,又具有比例和积分控制的快速性和跟踪能力。理论分析及仿真结果均表明所提出的方案正确可行并具有良好的性能。

关键词：电力系统稳定器,模糊控制,比例积分微分控制,复合控制

参考文献

[1]方思力,朱方.电力系统稳定器的原理及其应用[M].北京:中国电力出版社,1996.

[2]李士勇.模糊控制,神经控制和智能控制论[M].哈尔滨:哈尔滨工业大学出版社,l996.

[3]Hiyama L,Kugimiya M.Advanced PID type fuzzy logic power system stabilize[J].IEEE Trans On Energy Conversion[J],1994,(3)

关于电力系统安全稳定控制 第4篇

电力系统安全稳定控制是保障系统可靠运行的重要手段，一直受到广泛重视。现代电力系统规模迅速发展的同时也带来了更多更复杂的安全隐患和稳定问题。研究和应用计算机、通信、电子以及现代控制理论等最新技术和方法，开发和生产各种稳定控制系统及安全自动装置，是电力系统安全运行的迫切要求。

本文立足于系统的稳定控制问题，结合新一代智能型低频低压减载装置的科研项目，研究了相关领域并提出了新的思想，为更深入的研究奠定了基础。本文首先综述了电力系统安全稳定控制的研究现状，从控制理论及控制措施（装置）两方面概述了国内外的主要研究成果。最后简要介绍了安全稳定控制技术的发展趋势。

电力系统暂态能量函数直接法经过多年的研究，近来已取得重大进展，成为时域分析的重要辅助方法。本文第二章对暂态能量函数的基本理论和方法作了介绍，重點探讨了EEAC法及其在稳定切机控制中的应用。进一步的实用化还需要大量的工作。

多机系统频率动态过程是低频减载方案设计的重要依据，本文在原有线性化扰动模型基础之上，增加了发电机和负荷频率调节效应的影响，并进行了系统仿真研究。同时根据多机模型特点及仿真结果提出了一种基于多机系统的低频减载设计和整定新方案，与传统方案相比，该方案提高了低频减载性能及系统运行方式的适应性。

电力系统安全稳定导则DL755 第5篇

2001-04-28发布2001-07-01实施 中华人民共和国国家经济贸易委员会发布

前言

本标准对1981年颁发的《电力系统安全稳定导则》进行了修订。

制定本标准的目的是指导电力系统规划、计划、设计、建设、生产运行、科学试验中有关电力系统安全稳定的工作。同时，为促进科技进步和生产力发展，要鼓励采用新技术，例如，紧凑型线路、常规及可控串联补偿、静止补偿以及电力电子等方面的装备和技术以提高电力系统输电能力和稳定水平。自本标准生效之日起，1981年颁发的《电力系统安全稳定导则》即行废止。

本标准由电力行业电网运行与控制标准化技术委员会提出。

本标准主要修订单位：国家电力调度通信中心、中国电力科学研究院等。

本标准主要修订人员：赵遵廉、舒印彪、雷晓蒙、刘肇旭、朱天游、印永华、郭佳田、曲祖义。

本标准由电力行业电网运行与控制标准化技术委员会负责解释。

l 范围

本导则规定了保证电力系统安全稳定运行的基本要求，电力系统安全稳定标准以及系统安全稳定计算方法，电网经营企业，电网调度机构，电力生产企业，电力供应企业，电力建设企业，电力规划和勘测、设计、科研等单位，均应遵守和执行本导则。

本导则适用于电压等级为220kV及以上的电力系统。220kV以下的电力系统可参照执行。保证电力系统安全稳定运行的基本要求 2．1总体要求

2．1．1为保证电力系统运行的稳定性，维持电网频率、电压的正常水平，系统应有足够的静态稳定储备和有功、无功备用容量。备用容量应分配合理，并有必要的调节手段。在正常负荷波动和调整有功、无功潮流时，均不应发生自发振荡。

2．1．2合理的电网结构是电力系统安全稳定运行的基础。在电网的规划设计阶段，应当统筹考虑，合理布局。电网运行方式安排也要注重电网结构的合理性。合理的电网结构应满足如下基本要求：

a)能够满足各种运行方式下潮流变化的需要，具有一定的灵活性，并能适应系统发展的要求；

b)任一元件无故障断开，应能保持电力系统的稳定运行，且不致使其他元件超过规定的事故过负荷和电压允许偏差的要求；

c)应有较大的抗扰动能力，并满足本导则中规定的有关各项安全稳定标准；

d)满足分层和分区原则；

e)合理控制系统短路电流。

2．1．3在正常运行方式(含计划检修方式，下同)下，系统中任一元件(发电机、线路、变压器、母线)发生单一故障时，不应导致主系统非同步运行，不应发生频率崩溃和电压崩溃。

2．1．4在事故后经调整的运行方式下，电力系统仍应有规定的静态稳定储备，并满足再次发生单一元件故障后的暂态稳定和其它元件不超过规定事故过负荷能力的要求。

2．1．5电力系统发生稳定破坏时，必须有预定的措施，以防止事故范围扩大，减少事故损失。

2．1．6低一级电压电网中的任何元件(包括线路、母线、变压器等)发生各种类型的单一故障，均不得影响高一级电压电网的稳定运行。2．2电网结构

2．2．l受端系统的建设：

2．2．1．l受端系统是指以负荷集中地区为中心，包括区内和邻近电厂在内，用较密集的电力网络将负荷和这些电源连接在一起的电力系统。受端系统通过接受外部及远方电源输入的有功电力和电能，以实现供需平衡。

2．2．1．2受端系统是整个电力系统的重要组成部分，应作为实现合理电网结构的一个关键环节予以加强，从根本上提高整个电力系统的安全稳定水平。加强受端系统安全稳定水平的要点有：

a)加强受端系统内部最高一级电压的网络联系；

b)为加强受端系统的电压支持和运行的灵活性，在受端系统应接有足够容量的电厂；

c)受端系统要有足够的无功补偿容量；

d)枢纽变电所的规模要同受端系统的规模相适应；

e)受端系统发电厂运行方式改变，不应影响正常受电能力。2．2．2电源接入：

2．2．2．1根据发电厂在系统中的地位和作用，不同规模的发电厂应分别接入相应的电压网络；在经济合理与建设条件可行的前提下，应注意在受端系统内建设一些较大容量的主力电厂，主力电厂直直接接入最高一级电压电网。2．2．2．2外部电源宜经相对独立的送电回路接入受端系统，尽量避免电源或送端系统之间的直接联络和送电回路落点过于集中。每一组送电回路的最大输送功率所占受端系统总负荷的比例不宜过大，具体比例可结合受端系统的具体条件来决定。2．2．3电网分层分区：

2．2．3．1应按照电网电压等级和供电区域合理分层、分区。合理分层，将不同规模的发电厂和负荷接到相适应的电压网络上；合理分区，以受端系统为核心，将外部电源连接到受端系统，形成一个供需基本平衡的区域，并经联络线与相邻区域相连。2．2．3．2随着高一级电压电网的建设，下级电压电网应逐步实现分区运行，相邻分区之间保持互为备用。应避免和消除严重影响电网安全稳定的不同电压等级的电磁环网，发电厂不宜装设构成电磁环网的联络变压器。

2．2．3．3分区电网应尽可能简化，以有效限制短路电流和简化继电保护的配置。2．2．4电力系统间的互联

2．2．4．1电力系统采用交流或直流方式互联应进行技术经济比较。2．2．4．2交流联络线的电压等级宜与主网最高一级电压等级相一致。

2．2．4．3互联电网在任一例失去大电源或发生严重单一故障时，联络线应保持稳定运行，并不应超过事故过负荷能力的规定。

2．2．4．4在联络线因故障断开后，要保持各自系统的安全稳定运行。

2．2．4．5系统间的交流联络线不宜构成弱联系的大环网，并要考虑其中一回断开时，其余联络线应保持稳定运行，并可转送现定的最大电力。

2．2．4．6对交流弱联网方案，应详细研究对电网安全稳定的影响，经技术经济论证合理后方可采用。2．3无功平衡及补偿

2．3．1无功功率电源的安排应有规划，并留有适当裕度，以保证系统各中枢点的电压在正常和事故后均能满足规定的要求。

2．3．2电网的无功补偿应以分层分区和就地平衡为原则，并应随负荷(或电压)变化进行调整，避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率，330kV及以上电压等级线路的充电功率应基本上予以补偿。

2．3．3发电机或调相机应带自动调节励磁(包括强行励磁)运行，并保持其运行的稳定性。

2．3．4为保证受端系统发生突然失去一回重载线路或一台大容量机组(包括发电机失磁)等事故时，保持电压稳定和正常供电，不致出现电压崩溃，受端系统中应有足够的动态无功备用容量。

2．4对机网协调及厂网协调的要求

发电机组的参数选择、继电保护(发电机失磁保护、失步保护、频率保护、线路保护等)和自动装置(自动励磁调节器、电力系统稳定器、稳定控制装置、自动发电控制装置等)的配置和整定等必须与电力系统相协调，保证其性能满足电力系统稳定运行的要求。

2．5防止电力系统崩溃

2．5．1在规划电网结构时，应实现合理的分层分区原则。运行中的电力系统必须在适当地点设置解列点，并装设自动解列装置。当系统发生稳定破坏时，能够有计划地将系统迅速而合理地解列为供需尽可能平衡(与自动低频率减负荷、过频率切水轮机、低频自起动水轮发电机等措施相配合)，而各自保持同步运行的两个或几个部分，防止系统长时间不能拉人同步或造成系统频率和电压崩溃，扩大事故。

2．5．2电力系统必须考虑可能发生的最严重事故情况，并配合解列点的安排，合理安排自动低频减负荷的顺序和所切负荷数值。当整个系统或解列后的局部出现功率缺额时，能够有计划地按频率下降情况自动减去足够数量的负荷，以保证重要用户的不间断供电。发电厂应有可靠的保证厂用电供电的措施，防止因失去厂用电导致全厂停电。

2．5．3在负荷集中地区，应考虑当运行电压降低时，自动或手动切除部分负荷，或有计划解列，以防止发生电压崩溃。2．6电力系统全停后的恢复

2．6．l电力系统全停后的恢复应首先确定停电系统的地区、范围和状况，然后依次确定本区内电源或外部系统帮助恢复供电的可能性。当不可能时，应很快投入系统黑起动方案。

2．6．2制定黑起动方案应根据电网结构的特点合理划分区域，各区域必须安排四～2台具备黑起动能力机组，并合理分布。

2．6．3系统全停后的恢复方案(包括黑起动方案)，应适合本系统的实际情况，以便能快速有序地实现系统的重建和对用户恢复供电。恢复方案中应包括组织措施、技术措施、恢复步骤和恢复过程中应注意的问题，其保护、通信、远动、开关及安全自动装置均应满足自起动和逐步恢复其他线路和负荷供电的特殊要求。

2．6．4在恢复起动过程中应注意有功功率、无功功率平衡，防止发生自励磁和电压失控及频率的大幅度波动，必须考虑系统恢复过程中的稳定问题，合理投入继电保护和安全自动装置，防止保护误动而中断或延误系统恢复。3 电力系统的安全稳定标准 3．1电力系统的静态稳定储备标准

3．1．1在正常运行方式下，对不同的电力系统，按功角判据计算的静态稳定储备系数(K。)应为15%～20%，按无功电压判据计算的静态稳定储备系数(Kv)为10%～15%。

3．1．2在事故后运行方式和特殊运行方式下，K。不得低于10%，Kv不得低于8%。3．1．3水电厂送出线路或次要输电线路下列情况下允许只按静态稳定储备送电，但应有防止事故扩大 的相应措施：

a)如发生稳定破坏但不影响主系统的稳定运行时，允许只按正常静态稳定储备送电；

b)在事故后运行方式下，允许只按事故后静态稳定储备送电。3．2电力系统承受大扰动能力的安全稳定标准

电力系统承受大扰动能力的安全稳定标准分为三级。

第一级标准：保持稳定运行和电网的正常供电；

第二级标准：保持稳定运行，但允许损失部分负荷；

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。

3．2．l第一级安全稳定标准：正常运行方式下的电力系统受到下述单一元件故障扰动后，保护、开关及重合闸正确动作，不采取稳定控制措施，必须保持电力系统稳定运行和电网的正常供电，其他元件不超过规定的事故过负荷能力，不发生连锁跳闸。

a)任何线路单相瞬时接地故障重合成功；

b)同级电压的双回线或多回线和环网，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；

c)同级电压的双回线或多回线和环网，任一回线三相故障断开不重合；

d)任一发电机跳闸或失磁；

e)受端系统任一台变压器故障退出运行；

f)任一大负荷突然变化；

g)任一回交流联络线故障或无故障断开不重合；

h)直流输电线路单极故障。

但对于发电厂的交流送出线路三相故障，发电厂的直流送出线路单极故障，两级电压的电磁环网中单回高一级电压线路故障或无故障断开，必要时可采用切机或快速降低发电机组出力的措施。3．2．2第二级安全稳定标准：

正常运行方式下的电力系统受到下述较严重的故障扰动后，保护、开关及重合闸正确动作，应能保持稳定运行，必要时允许采取切机和切负荷等稳定控制措施。

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；由直流输电线路双极故障。3．2．3第三级安全稳定标准：

电力系统因下列情况导致稳定破坏时，必须采取措施，防止系统崩溃，避免造成长时间大面积停电和对最重要用户(包括厂用电)的灾害性停电，使负荷损失尽可能减少到最小，电力系统应尽快恢复正常运行。

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；

c)自动调节装置失灵；

d)多重故障；

e)失去大容量发电厂；

f)其他偶然因素。3．3对几种特殊情况的要求

3．3．1为了使失去同步的电力系统能够迅速恢复正常运行，并减少运行操作，经计算分析，在全部满足下列三个条件的前提下，可以不解列，允许局部系统作短时间的非同步运行，而后再同步。

a)非同步运行时通过发电机、调相机等的振荡电流在允许范围内，不致损坏系统重要设备；

b)在非同步运行过程中，电网枢纽变电所或接有重要用户的变电所的母线电压波动最低值不低于额定值的75%；

c)系统只在两个部分之间失去同步，通过预定控制措施，能使之迅速恢复同步运行。若调整无效，应在事先规定的适当地点解列。

3．3．2向特别重要受端系统送电的双回及以上线路中的任意两回线同时无故障或故障断开，导致两条线路退出运行，应采取措施保证电力系统稳定运行和对重要负荷的正常供电，其他线路不发生连锁跳闸。

3．3．3在电力系统中出现高一级电压的初期，发生线路(变压器)单相永久故障，允许采取切机措施；当发生线路(变压器)三相短路故障时，允许采取切机和切负荷措施，保证电力系统的稳定运行。

3．3．4任一线路、母线主保护停运时，发生单相永久接地故障，应采取措施保证电力系统的稳定运行。电力系统安全稳定计算分析 4．1安全稳定计算分析的任务与要求

4．1．1电力系统安全稳定计算分析的任务是确定电力系统的静态稳定、暂态稳定和动态稳定水平，分析和研究提高安全稳定的措施，以及研究非同步运行后的再同步及事故后的恢复策略。

4．1．2进行电力系统安全稳定计算分析时，应针对具体校验对象(线路、母线等)，选择下列三种运行方式中对安全稳定最不利的情况进行安全稳定校验。

a)正常运行方式：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等可能出现的运行方式；

b)事故后运行方式：电力系统事故消除后，在恢复到正常运行方式前所出现的短期稳态运行方式；

c)特殊运行方式：主干线路、重要联络变压器等设备检修及其他对系统安全稳定运行影响较为严重的方式。

4．1．3应研究、实测和建立电网计算中的各种元件、装置及负荷的参数和详细模型。计算分析中应使用合理的模型和参数，以保证满足所要求的精度。规划计算中可采用典型参数和模型，在系统设计和生产运行计算中，应保证模型和参数的一致性，并考虑更详细的模型和参数。

4．1．4在互联电力系统稳定分析中，对所研究的系统原则上应予保留并详细模拟，对外部系统可进行必要的等值简化，应保证等值简化前后的系统潮流一致，动态特性基本一致。

4．2电力系统静态安全分析

电力系统静态安全分析指应用N－1原则，逐个无故障断开线路、变压器等元件，检查其他元件是否因此过负荷和电网低电压，用以检验电网结构强度和运行方式是否满足安全运行要求。

4．3电力系统静态稳定的计算分析

4．3．1静态稳定是指电力系统受到小干扰后，不发生非周期性失步，自动恢复到起始运行状态的能力。

4．3．2电力系统静态稳定计算分析的目的是应用相应的判据，确定电力系统的稳定性和输电线的输送功率极限，检验在给定方式下的稳定储备。

4．3．3对于大电源送出线，跨大区或省网间联络线，网络中的薄弱断面等需要进行静态稳定分析。

4．3．4静稳定判据为：dP/dδ8＞0或dQ/dU＜0

相应的静稳定储备系数为：

Kp=(Pf-Pk/PK)×100%

Ku=(U2-U2/U2)×100%

式中：Pj、Pz--分别为线路的极限和正常传输功率；

Uz、Uc--分别为母线的正常和临界电压。4．4电力系统暂态稳定的计算分析

4．4．1暂态稳定是指电力系统受到大扰动后，各同步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。

4．4．2暂态稳定计算分析的目的是在规定运行方式和故障形态下，对系统稳定性进行校验，并对继电保护和自动装置以及各种措施提出相应的要求。4．4．3暂态稳定计算的条件如下：

a)应考虑在最不利地点发生金属性短路故障；

b)发电机模型在可能的条件下，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(在规划阶段允许采用暂态电势恒定的模型)；

c)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；

d)考虑负荷特性。

4．4．4暂态稳定的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，系统中枢点电压逐渐恢复。

4．5电力系统动态稳定的计算分析

4．5．1动态稳定是指电力系统受到小的或大的干扰后，在自动调节和控制装置的作用下，保持长过程的运行稳定性的能力。

4．5．2电力系统有下列情况时，应作长过程的动态稳定分析：

a)系统中有大容量水轮发电机和汽轮发电机经较弱联系并列运行；

b)采用快速励磁调节系统及快关气门等自动调节措施；

c)有大功率周期性冲击负荷；

d)电网经弱联系线路并列运行；

e)分析系统事故有必要时。

4．5．3动态稳定计算的发电机模型，应采用考虑次暂态电势变化的详细模型，考虑同步电机的励磁调节系统和调速系统，考虑电力系统中各种自动调节和自动控制系统的动作特性及负荷的电压和频率动态特性。

4．5．4动态稳定的判据是在受到小的或大的扰动后，在动态摇摆过程中发电机相对功角和输电线路功率呈衰减振荡状态，电压和频率能恢复到允许的范围内。4．6电力系统电压稳定的计算分析 4．6．1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。

4．6．2电力系统中经较弱联系向受端系统供电或受端系统无功电源不足时，应进行电压稳定性校验。

4．6．3进行静态电压稳定计算分析是用逐渐增加负荷(根据情况可按照保持恒定功率因数、恒定功率或恒定电流的方法按比例增加负荷)的方法求解电压失稳的；闲界点(由dP/dU=0或dQ/dU=0表示)，从而估计当前运行点的电压稳定格度。4．6．4可以用暂态稳定和动态稳定计算程序计算暂态和动态电压稳定性。电压失稳的判据可为母线电压下降，平均值持续低于限定值，但应区别由于功角振荡或失稳造成的电压严重降低和振荡。

4．6．5详细研究电压动态失稳时，模型中应包括负荷特性、无功补偿装置动态特性、带负荷自动调压变压器的分接头动作特性、发电机定子和转子过流和低励限制、发电机强励动作特性等。

4．7电力系统再同步的计算分析

4．7．1再同步是指电力系统受到小的或大的扰动后，同步电机经过短时间非同步运行过程后再恢复到同步运行方式。

4．7．2电力系统再同步计算分析的目的，是当运行中稳定破坏后或线路采用非同步重合闸时，研究系统变化发展趋向，并找出适当措施，使失去同步的两部分电网经过短时间的异步运行，能较快再拉人同步运行。

4．7．3研究再同步问题须采用详细的电力系统模型和参数。4．7．4电力系统再同步计算的校验内容：

a)再同步过程中是否会造成系统中某些节点电压过低，是否影响负荷的稳定，是否会扩大为系统内部失去同步，是否会扩大为系统几个部分之间失去同步；

b)在非同步过程中流过同步电机电流的大小是否超过规定允许值，对机组本身的发热、机械变形及振动的影响；

c)再同步的可能性及其相应措施。

4．7．5电力系统再同步的判据，是指系统中任两个同步电机失去同步，经若干非同步振荡周期，相对滑差逐渐减少并过零，然后相对角度逐渐过渡到某一稳定点。5 电力系统安全稳定工作的管理

5．1在电力系统规划工作中，应考虑电力系统的安全稳定问题，研究建设结构合理的电网，计算分析远景系统的稳定性能，在确定输电线的送电能力时，应计算其稳定水平。

5．2在电力系统设计及大型输变电工程的可行性研究工作中，应对电力系统的稳定做出计算，并明确所需采取的措施。在进行年度建设项目设计时，应按工程分期对所设计的电力系统的主要运行方式进行安全稳定性能分析，提出安全稳定措施，在工程设计的同时，应设计有关的安全稳定措施，对原有电网有关安全稳定措施及故障切除时间等进行校核，必要时应提出改进措施。

5．3在电力系统建设工作中，应落实与电力系统安全稳定有关的基建计划，并按设计要求施工。当一次设备投入系统运行时，相应的继电保护、安全自动装置和稳定技术措施应同时投入运行。

5．4在电力系统调度运行工作中，应按年、季、月全面分析电网的特点，考虑运行方式变化对系统稳定运行的影响，提出稳定运行限额，并检验继电保护和安全稳定措施是否满足要求等。还应特别注意在总结电网运行经验和事故教训的基础上，做好事故预测，对全网各主干线和局部地区稳定情况予以计算分析，以及提出主力电厂的保厂用电方案，提出改进电网安全稳定的具体措施(包括事故处理)。当下一年度新建发、送、变电项目明确后，也应对下一年度的各种运行条件下的系统稳定情况进行计算，并提出在运行方面保证稳定的措施。应参与电力系统规划设计相关工作。

5．5在电力系统生产技术工作中，应组织落实有关电力系统安全稳定的具体措施和相关设备参数试验，定期核定设备过负荷的能力，认真分析与电力系统安全稳定运行有关的事故，及时总结经验，吸取教训，提出并组织落实反事故措施。

5．6在电力系统科研试验工作中，应根据电力系统的发展和需要，研究加强电网结构、改善与提高电力系统安全稳定的技术措施，并协助实现；改进与完善安全稳定计算分析方法；协助分析重大的电网事故。

5．7电力系统应配备连续的动态安全稳定监视与事故录波装置，并能按要求将时间上同步的数据送到电网调度中心故障信息数据库，实现故障信息的自动传输和集中处理，以确定事故起因和扰动特性，并为电力系统事故仿真分析提供依据。

5．8电力生产企业、电力供应企业应向电网调度机构、规划设计和科研单位提供有关安全稳定分析所必需的技术资料和参数，如发电机、变压器、励磁调节器和电力系统稳定器(PSS)、调速器和原动机。负荷等的技术资料和参数，并按电力系统安全稳定运行的要求配备保护与自动控制装置，落实安全稳定措施。对影响电力系统稳定运行的参数定值设置必须经电网调度机构的审核。

附录A(标准的附录)有关术语及定义

A1电力系统的安全性及安全分析

安全性指电力系统在运行中承受故障扰动(例如突然失去电力系统的元件，或短路故障等)的能力。通过两个特性表征：

(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；

(2)在新的运行工况下，各种约束条件得到满足。

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事故前的静态直接转移到事故后的另一个静态，不考虑中间的暂态过程，用于检验事故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事故前的静态过渡到事故后的另一个静态的暂态过程中保持稳定的能力。A2电力系统稳定性

电力系统受到事故扰动后保持稳定运行的能力。通常根据动态过程的特征和参与动作的元件及控制系统，将稳定性的研究划分为静态稳定、暂态稳定、动态稳定、电压稳定。A2．1静态稳定

是指电力系统受到小干扰后，不发生非周期性失步，自动恢复到初始运行状态的能力。

A2．2暂态稳定

是指电力系统受到大扰动后，各同步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。A2．3动态稳定

动态稳定是指电力系统受到小的或大的干扰后，在自动调节和控制装置的作用下，保持长过程的运行稳定性的能力。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。电压失稳问题有时与长过程动态有关。与快速励磁系统有关的负阻尼或弱阻尼低频增幅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10s一20s后，进一步导致保护动作，使其他元件跳闸，问题进一步恶化。A2．4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。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先稳。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，还可能发生在受扰动以后。A3N－1原则

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。这通常称为N－l原则。

N－1原则用于电力系统静态安全分析(单一元件无故障断开)，或动态安全分析(单一元件故障后断开的电力系统稳定性分析)。

当发电厂仅有一回送出线路时，送出线路故障可能导致失去一台以上发电机组，此种情况也按N－l原则考虑。A4枢纽变电所

通常指330kV及以上电压等级的变电所，不包括单回线路供电的330kV终端变电所。按照国家电力公司颁布的《电业生产事故调查规程》有关条款及释义，对电网安全运行影响重大的220kV变电所是否为枢纽变电所，由其所属电力公司根据电网结构确定。A5重要负荷(用户)

通常指故障或非正常切除该负荷(用户)，将造成重大政治影响和经济损失，或威胁人身安全和造成人员伤亡等。可根据有关规定和各电力系统具体情况确定。A6系统间联络线

保供电系统稳定 第6篇

生产科：

为确保劳动竞赛期间供电系统的稳定运行，做好高炉外围保障，更好的为生产系统服务，现对公司高压电气系统进行全面分析，对存在的问题制定出具体的措施，内容如下：

一、公司电气系统目前存在可能影响生产的问题

1、高炉电气系统的运行方式需机动厂与炼铁厂共同协商，进一步优化，使电气系统的运行方式更加合理，更加稳定。

2、工程遗留问题，对供电系统的运行仍有很大威胁。（1）电气设备的质量问题。① 区域空压站高压室Ⅰ段PT（电压互感器）、3#4#高炉喷煤高压室Ⅱ段PT（电压互感器）运行过程中击穿（至今还未恢复运行），对电气系统造成影响。② 3#4#高炉喷煤高压室喷煤2#变开关柜运行过程中，电缆室的支持绝缘子击穿引起短路，造成高炉系统突然停电。

（2）3#4#高炉、400mm2烧结投运后，有大量的高压电缆头制作工艺不符合要求，400mm2烧结工程已发生过由于电缆头制作工艺不符合要求，引起电缆头击穿而影响生产的情况。近期，棒线投运后也发生了此种情况。

3、兴龙热电Ⅲ期厂用电源电缆由于超负荷运行温度很高，对公司整个供电系统的安全运行威胁较大。4、35KV变电站主变室通风不畅，环境温度较高，导致变压器本体温度较高，3#4#高炉部分变压器室也存在同样问题。

二、对应的整改措施

1、经机动厂与炼铁厂共同协商，初步定出以下整改措施：（1）机动厂3#4#高炉循环水高压室ⅢTX120主泵站1#变、ⅢTX124主泵站2#变、ⅢTX119主泵站3#变全部加入系统运行。

（2）炼铁厂3#4#高炉主泵站低压室根据生产需要采用下列两种的运行方式。但每次改变运行方式前，必须与电力调度联系，经许可后方能改变运行方式。

①ⅢTX120主泵站1#变与ⅢTX124主泵站2#变并列运行，ⅢTX119主泵站3#变独立运行。

②ⅢTX124主泵站2#变与ⅢTX119主泵站3#变并列运行，ⅢTX120主泵站1#变独立运行。

（3）同时炼铁1#2#高炉鼓风1#变与鼓风2#变（电源来自机动厂1#2#高炉循环水高压室）并列运行，炼铁3#4#高炉鼓风1#变与鼓风2#变（电源来自机动厂3#4#高炉炉前高压室）并列运行。

（4）其它分列运行变压器要求炼铁厂将低压负荷分配平衡。

2、（1）区域空压站高压室、3#4#高炉喷煤高压室PT（电压互感器）需工程项目部尽快联系厂家恢复运行；3#4#高炉喷煤高压室喷煤2#变开关柜恢复后，一直未进行试验投运，也需工程项目部尽快联系厂家进行试验投运。

（2）3#4#高炉系统制作工艺不符合要求电缆头102个，已整改77个，未整改25个电缆头目前都在运行，待生产系统检修时进行整改；35KV变电站制作工艺不符合要求电缆头96个，已整改60个，未整改的电缆头36个。10KV电缆头待材料回来后整改，35KV电缆头需外委进行整改；棒材工程制作工艺不符合要求高压电缆头28个，已重新制作4个，还有24个利用棒线生产间隙逐步整改。未整改电缆头机动厂电气作业区将重点监护运行。

3、在生产部及设备部的协调下，兴龙热电将Ⅲ期厂用电源电缆的运行电流降低了100A，温度有所降低，但最高温度还在60℃以上，在兴龙热电厂用电源快切装置投运前，机动厂电气作业区巡视人员将加强对该电缆的运行情况进行监控，如有异常将及时汇报生产部降低该电缆的运行负荷，以保障公司电气系统的安全、稳定运行。