电网安全稳定分析和措施

电网安全稳定分析和措施

一、电网稳定分析1、N-1静态安全分析。分析中要注意元件过载情况、各枢纽点电压情况、电网的薄弱环节等。2、静态功角稳定分析（静态功角稳定实用算法的分析）。分析中要注意加减线路或断面功率的过程和处理方式是否与实际一致，电压水平是否符合实际。3、时域稳定分析。采用时域稳定分析方法进行功角、电压、频率稳定分析时要注意：（1）计算条件应反映系统可能出现的不利情况；（2）故障类型应满足稳定导则的要求，故障地点应涵盖可能出现的最严重故障地点；（3）要注意被观察物理量（机组、母线及线路的角度、电压等）选取的代表性；（4）应分析直流输电系统、各种自动装置、机组保护的动作情况及合理性；（5）要注意区分稳定问题的性质和失稳模式，如区分电压稳定（负荷中心电压的持续降低）与功角稳定（联络线电压的周期性变化或持续降低）；（6）应关注发电机同调性和系统振荡中心；（7）应注意系统阻尼情况，评估进行详细动态稳定分析的必要性；（8）应关注事故后电压、频率的恢复情况；（9）影响系统功角、电压、频率稳定的主要因素和提高系统稳定性的措施等。4、动态稳定频域分析。在采用频域分析进行动态稳定分析时要注意：（1）计算条件应反映系统可能出现的不利情况；（2）重点分析区域间振荡模式、边远电源送出系统相关的振荡模式和其他弱阻尼振荡模式的振荡频率、阻尼比和强相关机组；（3）要注意所关注的振荡模式的主要相关机组工况、机组及其励磁系统（含PSS）模型参数的合理性和正确性；（4）影响系统

动态稳定的主要因素和提高系统动态稳定性的措施等。5、短路电流计算。计算中要注意初始潮流是否考虑了可能的最大开机方式和最完整网架结构，电压水平是否为正常偏高值；计算不对称短路时应注意零序网络的完整性，包括线路、主变、高抗等原件的零序参数和线路零序互感参数，主变零序参数应考虑变压器绕组联接方式及中性点接地方式，高抗零序参数应考虑高抗的中性点小电抗。6、综合分析。在以上分析的基础上，确定系统稳定问题的性质、影响系统稳定性的主要因素，找出系统稳定的薄弱环节，研究提高系统稳定性和保障电网安全稳定运行的措施及控制要求，研究改善电网结构等提高系统整体安全稳定性的措施。二、落实电网稳定的措施1、针对计算分析发现的电力系统安全稳定问题，对电网结构的要求，提出完善电网结构、优化有功无功电源布局和储备、解开电磁环网等措施，实现电网的合理分层分区，减少系统稳定对安全自动装置的依赖，降低电网严重事故的几率。2、根据安全稳定计算结果和相关设备的能力，提出有关线路/断面的控制极限，编制运行控制方案（包括控制条件说明）。3、按照《电力系统安全稳定导则》（DL755-2001）规定的第二、三级安全稳定标准，根据安全稳定计算结果和相关设备的能力，制定电网的稳定控制措施。第二级安全稳定标准对应的措施包括联锁切机、联锁切负荷、快关汽门等措施；第三级安全稳定标准安全稳定标准对应的措施包括失步解列、快速解列、低频减载、低压减载、高频切机等措施。4、对于短路电流超标的情况，必须采取措施将其降至开关遮断电流以下。

规划阶段可采取的措施有：选用开断电流较大的开关设备，电网合理分层分区，电源合理接入，采用高阻抗变压器，变压器中性点加装小电抗，采用短路电流限制器等新技术等。运行阶段可采取的措施有：解开电磁环网运行，断开部分线路，母线分列运行，线路出串运行，限制机组开机方式等。在选用上述措施时，应综合考虑措施的可实施性以及对系统稳定性、设备安全性、电网供送电能力、供电可靠性、方式安排灵活性等因素。5、确定交流系统控制极限值时，应考虑计算采用的运行方式、模型参数等与实际存在差别而引入的计算误差，在计算极限值基础上扣除5％～8％得出控制极限值。直流系统不考虑计算误差。在计算采用的运行方式、模型参数可能误差较大（如进行中长期计算等）的情况下，应按上述范围的上限取值。在运行方式较为确定（如短期运行方式计算等）的情况下，可按上述范围的下限取值，在电厂送出能力计算中，若相关模型参数较为准确，则可适当降低计算误差取值。6、在安排联络线送电计划时，还应适当考虑电网可能出现的正常潮流波动，防止正常潮流波动导致电网越控制极限运行。