电网电压稳定性浅析

发表日期：2007年1月15日 【编辑录入：admin】

电力系统运行任务是在充分合理地利用能源和运行设备能力的条件下，连续不断地向用户提供数量充足、质量合格、价格便宜的电力和电能，即要可靠、安全、经济地运行。在电力系统运行中，保持系统的稳定性是其重要任务。系统稳定破坏可能导致系统瓦解和大面积停电等灾难性事故，给社会带来巨大的损失。

一、电力系统的稳定

电力系统稳定分为角度稳定、电压稳定和频率稳定三个方面。电力系统失去稳定就是系统的平衡

状态遭到破坏而不能正常工作。

正常运行的电力系统平衡状态有三个主要特征：①系统中所有发电机均以相同的额定或接近于额

定的电角速度运行。②系统中所有的发电厂、变电站母线的电压在额定值或其附近运行。③系统频率在正常范围内.

二、电力系统的电压稳定 1、电压稳定性及其类型

电力系统的电压稳定性是电力系统维持负荷电压于某一规定的运行极限之内的能力，它与电力系

统中的电源配置、网络结构及运行方式、负荷特性有关。由于电力系统电压的扰动（短路、大容量电动机的启动、冲击负荷等）、线路阻抗突然增大（断开发电机或静电电容器）、无功电源减小（断开发电机或静电电容器）或母线负荷增大而诱发电压的不稳定现象，导致电压崩溃，使电网瓦解。

电压稳定问题分为：静态电压失稳、动态电压失稳和暂态电压失稳。

静态电压失稳是指负荷的缓慢增加导致负荷端母线电压缓慢下降，在达到电力系统承受负荷增加

能力的临界值时导致的电压失稳，在电压突然下降之前的整个过程中发电机转子角度及母线电压相角并未发生明显的变化。

动态电压失稳指系统发生故障后，为保证其功角暂态稳定及维持系统频率，除进行网络操作外，

也可能进行切机、切负荷操作，由于系统结构变得脆弱或全系统由于支持负荷的能力变弱，缓慢的负荷恢复过程导致的电压失稳。由于系统在失去电压稳定前已处于动态过程中，发电机及其控制装置、负荷的动态行为都会对动态电压失稳产生影响。

暂态电压稳定指电力系统发生故障或其它类型的大扰动后，伴随系统处理事故的过程中发电机之

间的相对摇摆，某些负荷母线电压发生不可逆转的突然下降的失稳过程，而此时系统发电机间的相对摇摆可能并未超出电力系统角度失稳的程度。

2、系统和设备对电压稳定的影响

电压不稳定通常是在高度紧张的电力系统中发生的。而扰动导致的电压崩溃可能是由不同原因引

起的，根本问题是电力系统固有的脆性。传输网络强度和功率传输水平、发电机无功功率、电压水平的、负荷的电压特性、无功补偿设备特性和电压控制设备的作用共同决定着系统电压稳定的水平。

⑴、输电线路对电压的影响

输电线既产生无功又消耗无功，其净无功值必须等于线路两端由系统吸收或发出的无功。输电并

联电容产生的无功相对是稳定的。输电线串联电感消耗与电流平方成正比的无功，电流从重载到轻载变化很大，输电线无功消耗也随之有大的变化。线路两端电压幅值差主要取决于所能传输的无功功率，电压稳定性主要与传输无功有关，特别是在系统紧急事故或崩溃期间，受端或负荷端电压下降时，线路所能传输的无功更重要。但紧靠电源通过线路向系统提供的无功来维持电压是困难的：① 无功不能在输电线两侧有大的相角差情况下传输，具有显著的电压幅值梯度。大的角度是由于长线路和传输大的有功功率引起的。无功功率只能由电压高的一端流向电压低的一端，维持电压幅值在额定值±5%左右的要求也了无功功率的传输。和传输有功相比，远距离输送无功，在经济上是不合理的，在技术上也很困难。② 由于经济运行要求，希望有、无功损失最小，无功损失小是为了降低无功补偿设备的投资。使无功传输最小，电压又必须维持在较高的水平。③ 传输无功大小直接影响到系统“甩负荷”引起的瞬时过电压。

⑵、发电系统对电压稳定的影响

发电机自动调压器是电力系统电压控制的最重要方法，随着系统电压的变化，发电机运行工况也

随之变化。正常运行时，发电机维持机端电压恒定，系统电压低时，发电机的无功需求可能使励磁电流或电枢电流达到极限，这将急剧改变发电机特性，保护装置使发电机自动断开。同时，当第一台发电机达到励磁时，它的端电压开始下降，机端电压下降对于恒定有功输出，其定子电流增加，进一步其无功输出，以保持定子电流在允许范围内，它的这部分无功负荷将转给其它发电机，随着越来越少的发电机具有自动调节励磁能力，系统就逐渐面临电压不稳定，这个过程将导致电压崩溃，也可能导致

发电机失去同步。

发电机电流保护和系统后备保护，由于是为监测输电系统故障考虑的，它不与励磁系统控制相配

合，当机端电压过低时也可能动作，这些继电器的误动，也可能导致电压崩溃。

⑶、负荷设备对电压稳定性的影响

在电力系统中对电压稳定关系较大的负荷设备有：异步电动机、空调和热泵、放电照明设备、恒

温器控制的负荷、手控负荷、电子设备、速度可调的传动设备、变压器电压调节器、自动带负荷调压变压器等。这些负荷在正常运行时消耗较多无功，对电压要求的灵敏度较高，特别是在电压较低时及电压恢复过程中，对系统的无功消耗较多、对电压影响较大。例如，异步电动机，当电压开始降低时，无功会减少，但电压进一步降低时，无功反而增加。空调压缩器在系统故障期间转速下降相当慢，当故障消除后，为恢复其速度，使电网增加大的、低功率因数的“启动电流”。如果电网较脆弱不能使所有空调同步加速，电压会降低。因此电压不稳现象极易发生在气温较高或较低及负荷较重的情况下。

系统中的调压设备在系统电压不稳定期间，也可能产生恶化电压稳定性的影响。在电压下降时，

根据负荷的特性，负荷自系统取用的功率也相应减少，自动维持电压水平，使系统达到接近原来的运行点。如果，系统中有自动带负荷调节分接头变压器，自动调整分接头档位，负荷侧电压恢复到整定值，使负荷功率得到恢复，这样使负荷电压进一步降低，在接近电压稳定极限时，使负荷侧电压升高的变压器分接头变化将使系统提前进入电压不稳定区域，使本来可以在较低电压下维持稳定运行的系统发生电压崩溃。

因此，电力系统的电压稳定问题，应是相当复杂的，远没有对系统同步运行（角度稳定）及频率

稳定性问题的研究成熟，也没有很完善的解决电压稳定性问题的措施。从定量分析的角度，目前尚无简单、实用的方法，如比对电压运行极限值及电压稳定运行的裕度计算，都还在进一步的研究之中。在一个较为复杂的系统中，在某一静态、暂态或动态的调整过程中，系统设备、元件电压、无功的变化都可能对系统能否重新达到一种新的平衡状态起着重要作用。

三、乐电网2006年7月18日事故分析 1、乐电系统电点

①乐电作为一个的系统，一直孤网运行，没有强大的系统支撑，有、无功储备不足，无功补

偿欠缺，系统在丰水期或高峰时段处于较低电压水平下运行，电压水平低，反过来又影响到发电机无功的出力，因此系统的每一次扰动都会危及到系统的稳定运行。

② 系统的网络结构及电源分布 乐电网的电源和负荷分布较为集中。电源分布在峨边及大沫一带，峨边近10万千瓦的装机经两条

70Km左右的110KV线路输出。网络连结很薄弱，特别是长距离、大功率输送本身不利于无功的输出及系统电压的稳定。电网的负荷主要集中在峨眉、夹江地区，某一负荷的切除与投入，或输、配电环节中任一开关的跳闸都会使系统产生很大的波动，危及到系统的稳定。

③ 系统对电站、用户、电网的无功电压管理

近年来，电网虽然对电站的无功加强了管理，但对用户、用电功率因数及无功补偿情况的掌握和

管理还很欠缺。在电网的规划建设中，对系统的无功及分布情况、补偿情况也较少考虑。

④ 系统对电网的电压，特别是无功的在线监视、历史记录不完善。系统事故后，对故障状态下的

相关数据的变化情况不能掌握，不能对事故作定量分析，给分析事故、解决问题带来了很大困难。

2、2006年7月18日事故前、后系统情况

2006年7月18日13:51时，系统失压、瓦解。由于受条件，只收集到了部分枢纽点事故前

的负荷、电压情况和系统中相关保护动作情况。在此基础上，只能对事故做粗略分析。

① 事故前负荷及电压情况

系统负荷变化表 时间 系统（MW） 峨眉（MW） 夹江（MW） 五通（MW） 西河（MW） 11:50 123 45 66 9 36.5 12:50 112 37.5 65 7.5 24 13:00 120 49 65 7.5 36 13:10 114.2 46 65 7.7 36 13:20 117.8 47.5 7.8 30 13:40 72 9 8.4 4.5 13:50 78 30 55 8.4 11 系统电压变化表 时间 110KV 城东 35KV 35.4 35.7 11:50 101 12:50 103 13:00 100 以下- 34.2 13:10 101.8 34.7 13:20 103 35 13:40 107.5 37.5 13:50 106.5 38.9 110KV 罗目 35KV 110KV 西坝 35KV 110KV 三洞 35KV 100 35.5 100 -以下 34.1 102 34.6 102 35.4 99 33.6 100 以下- 34.7 99.5 33.8 100 -以下 35.1 100- 以下 35.8 100.5 34.4 103 35.4 100 -以下 36.2 107 35 103.5 36 103 37.9 106 38 105 36.8 103 39 100 100 100 以下- -以下 以下- 35.8 36.5 35 ② 系统保护动作情况

⑴ 故障期间系统无低周保护动作。

⑵ 夹江站155#开关距离I段动作跳闸。 ⑶ 大堡电厂1#、2#机过励保护动作跳闸。

⑷ 西河101#、102#开关复合电压闭锁过流跳闸。

⑸ 大沫电厂1#机复合电压闭锁过流保护、失磁保护动作跳闸，2#、3#机失磁保护动作跳闸。 ⑹ 沫江电厂35KV沫西线523#开关方向过流保护跳闸。

⑺ 天仙桥1#、2#机复合电压闭锁过流保护动作跳闸，石麟575#开关保护动作跳闸。 ⑻ 迪华电站发电机失磁，手动跳闸。

⑼ 金梯电站1#、2#机复合电压闭锁过流跳闸。 ③ 大沫电站主变101#、102#电压从12:00时开始逐步下降，相电压从57V下降到13:50时的44.69V（二次值），在近两小时过程中，电压无波动情况。

3、事故分析

① 从上述的历史数据中可以看出，从11:50时开始到13:50时电网瓦解之前系统负荷处于一个较大波动状态。夹江、五通负荷波动较小，峨眉负荷波动很大，其波动范围在10MW左右。与之相对应，在此期间系统负荷中心城东、罗目、西坝、三洞的110KV及35KV电压也随之波动。在13:00时由于宏业炉子突然投入使峨眉负荷从37.5MW突然增加到49MW，此时负荷点的电压达到了最低，110KV电压均在100KV以下，之后在13:00~13:20时之间，通过控制负荷、相应负荷及电源的转移，系统电压有所恢复，除三洞站电压在100KV以下外，其他的恢复到了100KV以上，系统处在负荷扰动之后的稳定运行状态。

13:20~13:40时，由于峨眉、夹江雷雨很大，使峨眉、夹江10KV部分开关保护动作跳闸，系统负荷呈线性下降趋势，直至负荷达到当天的最低点，其中变化最大的也是峨眉公司，从13:20时的47.5MW降到了9MW。由于系统负荷减少，消耗的无功相应减少，此时，几个负荷中心点的电压上升幅度较大，电压幅值达到了当日最高水平。随着瞬时故障的切除，跳闸线路开始恢复，在恢复过程中，负荷需消耗大量的无功，正常运行的发电机应有能力提供足够的有、无功使系统恢复到负荷波动前的较低电压水平运行方式（因当时，系统有足够的有、无功储备）。

② 从大沫7月18日1#、2#主变高压侧电压运行曲线看，从12:00到13:50时，其电压波形并未随系统负荷的波动而发生波动，而是一直呈线性下降趋势。因此，它的励磁系统并未因系统的电压变化，来控制其本身机组的无功出力和电压，也就是说，其励磁系统已失去了励磁调节功能。在这种情况下，当其发电机机端电压降到比系统电压低时，它有可能在极短时间从系统吸收无功并继续向系统提供有功。在13:50时左右（秒内计），本身发电机因电压太低，其1#机复合电压闭锁过流失磁保护动作，2#、3#机失磁保护动作。系统突然失去了18MW左右有功。

③ 13:50时左右，系统本身因负荷大的波动，处在一个动态的调整过程，由于大沫电厂机组负荷突然失去，加剧了系统有、无功的波动。在电压稳定性分析中，将电压稳定分为暂态电压稳定、中期电压稳定和长期电压稳定。暂态电压稳定时间范围为0~10秒。在大沫失磁从系统吸收无功极短的时间内，较灵敏的电站如大堡向系统提供无功，最后达到其励磁极限，强励动作跳发电机开关。因系统电压突然下降，有功负荷的转移导致其它电站发电机或变压器的复合电压闭锁过流动作，也可能使距离保护装置检测到的电流、电压与故障时相同，因此，夹江155#开关也可能误动跳闸。在13:50~13:51时，1分钟之内上述反应连锁完成，使整个电网瓦解，此过程应属暂态电压失稳的过程。

由于自动化远动系统的采样值有一个较长的时间周期，因此，我们收集到的波形图数据基本上都是在13:51时，电压、有功全降为零。从西河采集到的电压波形图中仍可以看出其一秒内电压达到最高值后开始衰减为零。

由此可见，此次系统瓦解事故是一次典型的由于负荷波动、电站励磁系统故障而引发的系统电压崩溃事故。

四、乐电系统电压稳定预防措施

1、为了从根本上解决乐电孤网运行的不稳定和脆弱，公司应争取与大网并网的可能性，使电网在大的扰动或干扰下能保持稳定运行。

2、根据乐电电源及负荷的特点，系统无功缺额不应仅依赖于电厂，应采取就地补偿无功的方式，因此，应加强对电站、用户、电网的无功管理。掌握变电站及用户的无功消耗及补偿情况，采取措施使其达到电网对用户的无功补偿要求；电网新、扩、改建项目应充分考虑电网的无功平衡及补偿。 3、加强电网调度用电计划管理工作，尽量避免在无安排情况下大的负荷变动。

4、 应完善系统调度自动化、变电站综合自动化及故障录波装置对正常及故障情况下的电网电压、无功及相关参数的在线监视及历史纪录。

5、应加强对发电厂的设备管理减少因电站设备故障而引发的电网事故。 6、加强并完善对系统运行稳定性的分析及计算工作。（调度中心 李蓉）