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第二章 电网大停电事故及对策 雷晓蒙 第一节 概
述 电能的普通使用，必须以电力工业的大发展为前提。而世界各国发展电力工业的共同规律就是发展电网。电网不断扩展，相互连接，跨越了市界、省界，冲破了国界，形成了跨国的大电网。目前的北美互联电网覆盖了美国、加拿大和墨西哥一部分，由4个其间以直流联网的同步运行的电网组成，总装机容量1996年达8.39亿kW，其中最大的东部电网装机容量为5.9亿kW。西欧互联电网有西欧11个国家和4个东欧国家及地区组成，1995年总装机容量达4.12亿kW。至1996年底，我国总装机容量达2.3465亿kW，已形成的6个跨省电网覆盖了全国24个省级行政区，其中5个电网装机容量已超过或接近3000万kW，华中和华东电网已通过葛沪直流输电工程实现了跨省电网的互联。 我国跨省电网的互联正在进行中，根据已经确定的输变电工程，如三峡电站送出工程、正在进行可研的联网工程以及有关全国联网方案的探讨，预计到2010年我国将可能有5个同步运行的电网，覆盖28个省级行政区。东北、华北和山东电网较有可能形成北部电网；根据已经确定的三峡输变电工程华中、四川和重庆电网形成中部电网；据初步分析，福建和华东电网联网可实现水火互补，从而形成东部电网，同中部电网继续保持非同步直流联网关系；南方电网将可能以送电不联网方式向中部电网的周边地区供电；西北电网仍可能保持现状。电网之所以能够不断扩展，是因为大电网有很显著的优越性。主要是：合理利用能源；水火电之间的相互补偿以及某些情况下水电跨流域调节；利用各地区负荷特性差异取得错峰效益；正常和事故情况下的相互支援；提高电能质量等。 大电网的优越性是显而易见的，但随着电网的发展，电网覆盖的范围越来越大，大电网一旦发生事故且不能迅速消除时，很可能导致稳定破坏和不可控连锁反应，造成大范围、长时间的停电，后果更严重，这是其他行业的事故难以比拟的。 近年来，国内外多次发生大面积停电事故，损失巨大，造成了严重的社会影响。1996年美国西部电网（WSCC）相继发生了两次大面积停电事故。7月2日13时24分（太平洋地区时间）的大面积停电事故，使约200万个用户受到影响，电网解列为5片，损失负荷1057.6万kW。8月10日15时48分，WSCC再次发生大面积停电，影响到大约750万个用户，电网解列为4片，损失负荷3039.2万kW，美国总统克林顿在针对7月2日事故给能源部长的信中，强调“稳定供电是地区和国民经济的重要因素，对全美的安全至关重要”，把电网安全提到相当高度。 1994年5月25日，我国南方电网因1台核电机组跳闸导致稳定破坏，损失负荷173万kW，其中香港电网损失负荷31万kW，造成了严重影响。多年来，在我国发生的电网稳定破坏事故中，曾造成相当一部分省级行政区和重要城市的全部或大部地区停电。 采取有效措施防止电网大停电事故是电网管理的首要问题。早在1981年，李鹏同志担任电力部领导时曾在全国电网稳定会议上指出，要加强电网管理，就要执行安全第一的方针，要抓住大幅度减少大面积停电事故，减少电网稳定破坏事故这个关键环节；我们工作的重点，要从管好一个厂、一个供电局，扩大到管好整个电网上去。 电力部领导针对1996年美国西部电网和马来西亚电网大停电事故做了重要指示。史部长指出，希望能在美国多次、马来西亚最近严重电网事故后，又在我们国家全国联网的前夕，能吸取有益的教训；从体制上研究电网发展与电源匹配（特别是动态稳定和防止电压崩溃）以及继电保护、可靠性在电网稳定中的保证等问题要深入研究，一定要在中国全国联网的决策中获得全电网的安全保证。陆副部长指出，结合美国西部电网大面积停电事故，要认真吸取教训，重在落实措施，电网事故万万忽视不得，保证电网安全稳定措施万万松懈不得。 十几年来，我国电网的可靠性准则——《稳定导则》和《技术导则》很好地指导了电网的健康发展，但应看到，500kV电网的发展尚在开始阶段，大机组的投运又要求与电网运行进一步协调，跨大区电网的互联正在进行，出现了很多新问题，这些问题还将长期存在；《稳定导则》和《技术导则》所规定可靠性标准低于国外发达国家，电网结构相对薄弱，而且有些原则还未在电网设计和运行中得以完全贯彻。与此同时我国电网容量在不断增长，制定对策，保证大电网安全稳定运行，防止电网大停电事故，是一项紧急而重大的任务。 第二节
我国电网安全稳定性能的评价 一、我国电网的可靠性标准 《稳定导则》和《技术导则》规定了输电网的可靠性标准，提出了建设合理的电网结构的指导性原则，自80年代初期以来规划和运行实践证明，很好地指导了电网的健康发展，是符合我国国情的。 《稳定导则》主要针对各种类型、各种单一和多重故障，按照故障的严重程度，将安全稳定的标准分为三级，也就是常说的“三道防线”。 第一级：针对常见的程度较轻的单一故障，要求发生故障后，在继电保护、安全自动装置和断路器正确动作条件下，电网稳定，不切机，不损失负荷。这类故障主要有：线路单相瞬时故障、双回或多回线和环网中任一回线单相永久故障（水电厂出线必要时可采取切机措施）、任一大负荷突然变化等。 第二级：针对程度较严重的单一故障，要求发生故障后，在继电保护、安全自动装置和断路器正确动作条件下，允许采用切机或切除部分负荷等措施，保持电网稳定。这类故障主要有：任一元件三相故障、同杆双回线异名相故障、电网间单回联络线解列、占电网容量比重过大的单台发电机组跳闸、两级电压电磁环网中的高一级电压线路单相永久故障等。 第三级：针对非常严重的非单一故障，此时电网可能不能保持稳定，要采取任何可能的预定措施，防止连锁反应造成全网性崩溃，把负荷损失减至最小。这类故障主要有：故障时断路器拒动、继电保护和安全自动装置不正确动作、多重故障等。 《技术导则》则把电网分为受端系统、电源接入系统和系统间联络线三部分，并根据各部分的重要性和技术经济条件规定了不同的安全标准，重点强调了受端系统的建设。受端系统是全网的核心，是全网安全稳定的基础，因而提高了相应的可靠性标准，使其高于《稳定导则》规定的标准。 受端系统可靠性标准：正常方式下，受端系统发生任何严重单一故障，要求保持正常供电，不允许损失负荷。检修方式下，发生任何严重单一故障，允许采取切机、切负荷等措施以保住受端系统。 电源送出线的标准要低一些。考虑500kV电网正在发展初期，只要送电容量比例不大，在加强了受端系统的基础上，允许主力电厂初期以500kV单回线接入系统。《技术导则》在制定联络线标准时，则较好地考虑了联网的需要。 《技术导则》对电网结构的合理性也制定了具体的指导性原则。实践证明，《技术导则》是对《稳定导则》很好的补充。 现将美国西部电网（WSCC）的安全稳定标准简要介绍如下： 根据故障严重程度和电网运行方式，把电网安全稳定标准分为4个等级，A、B、C、D级。 A级：电网正常方式下满足N－1故障标准。任何单一元件（机、变、线）3相短路快速保护切除故障或单相短路断路器拒动后备保护切除故障，不采取任何措施，电网稳定、不损失负荷、不解列、所有设备不过负荷。 B级：电网任一元件检修方式下的N－1故障标准以及正常方式下母线故障。任何单一元件（机、变、线）3相短路快速保护切除故障（不考虑断路器拒动故障），采取措施保持电网稳定。允许采用的措施：切机或切除允许切除的负荷。 C级：正常方式下的N－2故障标准，即任2台机或2条线路同时或相继故障、1条线路检修方式下母线故障。采取措施保持电网稳定。允许采用的措施：切机或切除允许切除的负荷、开断联络线、低频减载。 D级：发电厂、变电站全停、1个输电走廊多于3条线路等严重故障，允许采取任何措施（包括切除任何负荷以及电网分片）防止事故扩大。 实际上B和C级标准类同，都是失去2个元件，所不同的是C级同时失去2个元件，因而允许采用更多的措施。 1996年国际大电网（CIGRE）会议关于“体制变革对电力系统规划和运行人员的挑战”讨论会中的一篇报告提到了各国电网可靠性标准的主要差异。一类是采用“完全N－故障标准”，既任一元件故障（包括三相短路故障）不采取任何切机切负荷措施，电网保持稳定。这些国家主要是发达国家，如西欧、北美、北欧等国家。对单一元件还有不同的定义，有的把1条线路看作1个元件，有的则把同杆双回线看作1个元件。另一类采用“不完全N－1故障标准”，既任一元件常见的程度较轻的单一故障（如单相短路故障），则允许采用切机切负荷等措施来保持电网稳定。我国和前苏联等国家采用“不完全N－1故障标准”。 由于我国电网可靠性标准低于国外发达国家，电网结构相对薄弱，强度较低，电网和电源建设的协调匹配方面和发达国家有较大差距。以下把我国电网强度同发达国家做一比较。对于这个问题，很多人做过分析。但由于我国与其他国家在环境、地理条件、工业水平、负荷密度等诸多因素的不同，难以进行分析，难以得到清晰的结论，若不考虑这些因素，则很可能得到相反的结论。我国幅员辽阔，电网覆盖面积大，但负荷密度不大，而一些发达国家国土面积小，负荷密度较大，再同等装机容量条件下，我国电网可能需要更多的输变电投资，不考虑这个因素，只简单比较输电线路的长度和装机容量的关系，则很可能得出电网和电源建设的协调匹配方面和发达国家差距不大的结论。因此，必须使比较建立在基本相同的条件下，才能得到准确的结论。 1．比较中采用的指标和条件的说明 （1）采用我国工业发达、负荷密度大且分布均匀的华东电网和法国EDF电网进行比较。 （2）比较采用的指标： 装机容量密度＝电网装机容量（MW）/区域或国土面积（km）2； 线路承载度＝电网装机容量（MW）/折算为220kV线路总长度（km）。 （3）全部500kV和400kV线路长度按其投资折算成220kV线路长度。根据一资资料提供的数据，500kV和400kV线路的长度的折算系数分别为2.205和1.773。 2．比较的结果 （1）第一条500kV和400kV线路出现的时间比较。法国电网1957年出现第一条400kV线路，当时的装机容量是29.64kW/（km）2；华东电网1987年建成第一条500kV线路，当时的装机容量密度是55.56kW/（km）2；可见华东电网第一条500kV线路出现较晚。 （2）线路承载度的比较。比较建立在装机容量密度大致相同的基础上，法国电网1959～1967年和华东电网1981～1989年的装机容量密度大致相同，比较结果见图4-2-1。由此可见，华东电网的线路承载度远高于法国电网，说明我国电网强度同发达国家有一定差距。
按照程度不同的线路单一故障，继电保护正确动作条件下，我国各电网的安全稳定水平可分为4级。 A：三相故障，不切机，不损失负荷，保持稳定。 B：三相故障（部分线路），采取切机措施，不损失负荷，保持稳定。 C：三相故障（部分线路），采取切机和切负荷措施，保持稳定。单相故障，不采取措施，保持稳定。 D：单相故障（部分线路），采取切机和切负荷措施，保持稳定。 表4-2-1示出了各主要电网正常方式下的安全稳定水平。 表4-2-1
各主要电网正常方式下的安全稳定水平 （线路故障，继电保护正确动作）
十几年来，在电网规划设计和生产运行部门的共同努力下，认真贯彻《稳定导则》和《技术导则》，电网有了较大发展，上海、浙江、山东、福建、京津唐、广东珠江三角洲等地区均形成了坚强的受端系统，除东北电网外，都达到了《稳定导则》规定的标准，全国电网稳定破坏事矿明显减少。 但应看到：我国电网可靠性标准低于发达国家，裕度较小。一般，线路检修须与机组检修配合，且稳定水平普遍降低；输变电工程不能按计划投产时，往往给电网运行造成严重困难；很多电网变电容量不足，主变压器停运引起其他元件过负荷，例如华中凤凰山500kV主变压器故障要有切负荷措施，这不满足《技术导则》的要求，很多电网还未建成坚强的受端系统，抵御严重故障的能力还很弱；《技术导则》的一些原则还未得到充分的贯彻。电网稳定破坏事故减少，但严重程度明显增加，大多数电网不能承受多重故障的冲击，防止大面积停电仍然是当前面临的艰巨任务。 根据1981～1995年稳定事故分析，单一故障引发的稳定事故中，发生在线路和母线上的三相故障占线路和母线中故障的27.9％，60％以上的稳定破坏事故发生在第二个安全级。为此，根据我国电网发展现状，建议适度提高输电网（220kV及以上）可靠性标准，提出符合我国国情的“完全N－1故障标准”，并结合《技术导则》关于受端系统、系统间联络线和电源送出线的不同标准，对三个安全级进一步划分： （1）建议我国的“完全N－1故障标准”应为：电网正常运行方式下，任何“N－1”型故障，保护、断路器正确动作，电网稳定，不损失负荷，个别情况可采用切机措施。 （2）根据“完全N－1故障标准”，对三个安全级进一步划分如下： A：“完全N－1故障标准”。电网正常运行方式下，任何“N－1”型故障，保护、断路器正确动作，电网稳定，不损失负荷，个别情况可采用切机措施。 对主干网的同一级电压的双回线或环网中任何“N－1”型（线路、变压器、发电机组）故障，三相短路主保护切除故障或单相短路主保护退出后备保护切除故障；母线故障快速保护切除不重合，失去的元件不多于1个；单回线单相瞬时故障重合成功；电网稳定，不损失负荷。任何元件三相短路、两级电压的电磁环网中单回路的高一级电压线路任何故障不重合、系统间单回联络线解列等故障，可采用切除负荷以外的措施。 B：“N－2故障标准”。任何“N－2”型故障，保护、断路器正确动作，保持电网稳定，允许损失部分负荷。 任何类型故障造成同时失去两个元件，任一主干线路、变压器等设备主保护退出后发生故障由近后备保护切除故障。 C：“失去稳定后的对策”。断路器拒动、保护和安全自动装置拒动、保护和安全自动装置误动或多重故障造成失去2个元件、失去枢纽变电站或重要发电厂等情况 ，导致电力系统稳定破坏时，必须采取预定措施，防止系统崩溃。 （3）有关电网结构的指导性准则，受端系统、电源送出线、系统间联络线的标准应和电网可靠性准则相一致。 第三节
电力系统大停电和稳定 一、电力系统稳定性的定义 根据目前有关导则和规程定义，电力系统稳定性指同步稳定性、频率稳定性和电压稳定性。按扰动的程度和扰动后系统波动的过程，同占稳定性又可分为静态稳定性、暂态稳定性和动态稳定性。故障引起网络结构的变化可能导致同步稳定性的破坏，而失去大量有功出力或缺乏无功则可能引起频率崩溃或电压崩溃。电力系统稳定破坏的严惩后果就是大面积停电。电力系统大停电事故往往由稳定破坏后的一系列连锁反应引起，过程复杂，同步稳定、频率稳定和电压稳定破坏都可能出现。《稳定导则》把静态稳定、暂态稳定和动态稳定定义如下： 静态稳定：电力系统受到小干扰（如线路输送功率和电压的正常波动等），不发生自发振荡和非周期性的失步，自动恢复到起始运行状态的能力。 暂态稳定：电力系统受到干扰（如系统故障或线路开断等）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。通常指第一个或第二个振荡周期内不失去同步稳定。 动态稳定性：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。 大量的计算分析主要是暂态稳定性，动态稳定性分析较少，只有在大机组与电网弱联系、弱联网线路、采用快速励磁调节和快控汽门和周期性大冲击负荷等情况下才进行。 70年代，我国220kV电网正处在发展初期，电网结构薄弱，长距离重载输电线路不断出现，省级220kV电网正在形成。当时还没有制定相应的电网可靠性及结构合理性准则来指导电网规划和运行，对电网稳定问题认识不足，稳定破坏事故大幅度增加，其中多次发展为全省大面积停电事故。为此，水电部于1981年召开了全国电网稳定工作会议，总结经验教训，制定了《稳定导则》，随后不久又制定了《技术导则》。两个导则很好地指导了电网的健康发展，电网稳定破坏事故明显下降，由1970～1980年的年均20.18次，下降为1981～1988年的年均6.5和1989～1995年的年均4.14次（见图4-2-2）。据统计，220kV线路单相故障约占线路故障的85％左右，尽管《稳定导则》采用的是单相故障的N－1标准，但仍在很大程度上能满足电网稳定的基本要求。实践证明，它是符合我国当时国情的。
通过对1970～1980年、1981～1988年和1988～1995年三个阶段发生的稳定破坏事故进行分析，发现各自尤其明显的规律和特点。 1970～1980年这一阶段，稳定事故年均20.18次，其中静稳定事故年均8.27次，占41％。220kV电网在形成初期，长距离重载线路增多，且没有电网规划和运行的可靠性标准，这是这一阶段稳定问题突出的主要原因。 在《稳定导则》和《技术导则》颁布并贯彻执行后，1981～1988年这一阶段稳定事故比1970～1980年明显减少，尤其是完全消除了静稳定事故。但是，根据《稳定导则》规定的三个安全级，发生于第一级的稳定破坏事故13次，占这一阶段的25％，见表4-2-2。这说明，电网虽然在发展和加强，但在一定程度上还不能满足电网稳定运行的基本要求。这主要是由于长距离重载线路、特大单环网、电磁环网和网间弱联系等结构性问题正在解决过程中，还存在很多不满足《稳定导则》最低标准的薄弱环节。 1989～1995年稳定事故进一步减少，发生于第一个安全级的稳定破坏事故4次，占13.8％，比例明显减少。这说明电网结构已得到加强，在规划和运行上已基本实现了《稳定导则》的标准。虽然电网稳定破坏事故次数减少，但大停电事故次数和比例却大幅度增加。大多数电网不能承受多重故障的冲击。例如，1981～1988年发生的52次稳定事故中，停电超过50万kW5次，占9.62％；1989～1995年发生32次的稳定事故中，停电超过50万kW11次，占34.38％（见表4-2-2）。两个阶段的事故大部分发生于第二个安全级，而后一阶段发生于第三个安全级（多重故障）的事故比例明显增加（见表4-2-3）。单一故障引发的稳定事故中，三相故障占较高比例，发生在线路和母线上的三相故障占线路和母线中故障的27.9％，见表4-2-4。 表4-2-2
稳定事故中停电的负荷量统计
表4-2-3
发生于三个安全级上的稳定事故次数分布
表4-2-4
单一故障引发的稳定破坏事故类型分析（次数）
（一）华中电网1982年8月7日事故（资料来源：华中电管局调度局，华中电网“八·七”振荡，1983年电网调度运行会议论文） 1．事故前电网运行方式 8月7日13时，全网发电出力315.1kW，其中河南152.5万k，湖北162.6万kW。丹江水电厂6台机容量90万kW，出力85万kW。丹汉4回220kV线路超稳定极限运行，输送功率76.5万kW，稳定极限为74万kW。500kV姚双线、220kV葛胡线停运，见图4-2-3。
2．事故过程 8月7日13时10分，丹汉4回线功率达到82万kW。网调调度员通知河南省调减出力以解决丹汉4回线过负荷问题，通知湖北省调增加鄂东出力或拉闸限电。湖北中调坚持河南或丹江出力，用降低系统频率解决丹汉4回线过负荷问题。双方为此争执，电话放下不久事故就发生了。 13时16分，220kV荆胡线输送功率为24万kW，A相导线对树放电，单相瞬时故障，由于高频保护和重合闸未投，三相永久跳闸，同时又由于荆胡线故障远切丹江机组装置未投，系统稳定破坏。振荡持续了约1min，振荡期间湖北损失发电出力89.5万kW，约占全省发电出力的55％，造成全省大面积停电。河南离振荡中心较远，影响较小。 3．事故调查结论 1）故障线路主保护未投，主要稳定措施未投，使电网运行失去了基本保障。 2）正常稳定措施投运时，丹汉4回线稳定极限为74万kW。稳定措施未投情况下，又超稳定极限运行，使电网处于一触即溃的状态。 3）调度管理系统不完善，调度命令不能很好地执行。 （二）河北南部电网1992年1月15日事故（资料来源：胡洪钧、秦应力、魏立民，河北省南部电网“1.15”误操作系统事故及其对策，1992年电网调度运行会议论文） 1．电网概况 河北省南部电网位于华北电网最南端，至1991年底全网发电装机容量3957MW。电源结构以火电为主，多集中分布在电网的南部和西部，南电北送、西电东送总趋势。网内以220kV系统形成主网，北部仅通过一条220kV（保南－高碑店－房山）输电线路为130km与京津唐主网联网运行。电网结构薄弱，大机小网，运行稳定性差，1992年1月15日发生羊范站误操作事故激发系统振荡等恶性连锁反应的系统事故。 2．事故前运行方式 全网发电运行容量3302MW，火电备用、火电机组检修容量655MW，220kV输电线路无检修。220kV羊范变电站有临时检修工作，一是处理220kV母联断路器工作缸漏油停电检修，采用211－1/2刀闸跨接母线方式；二是旁母断路器202转带220kV范柏线292断路器，处理292断路器工作缸漏油。220kV联网线受电为有功功率50MW，无功功率0Mvar。 3．事故过程 220kV羊范站值班人员进行范柏线292断路器转停电的倒闸操作中，误合292－05接地刀闸，造成范柏线出口三相弧光短路，参见图4-2-4。旁母202断路器保护装置拒动，范柏线对侧断路器由其高频闭锁距离保护动作跳闸，随后范王线、马范线、范许线、邢范I、Ⅱ线等对侧断路器均由距离保护二段动作跳闸（动作时间最短者0.48s，最长者0.58s），至此，220kV主网脱离故障点。由于电网受到三相故障冲击，旁母202断路器保护拒动，后备保护动作使故障切除较慢，同时电网切除了两台容量为200MW的大机组，羊范站于王段站断面的南北联络线分别又从事故前两条和三条减少到一条，联系严重削弱，激发了本网以致华北电网各机群的振荡。振荡周期由开始的1.6s渐趋至0.86s，至故障后13s高碑店站振荡解列装置动作，本网与京津唐电网解列，失去了主网的支援。几乎同时，上安1号机（350MW）又因低频保护动作退出运行，造成功率大量缺额，频率急剧下降，振荡周期也缩短至0.2s。 低频减载切除负荷489.9MW，低电压甩负荷353.1MW，共损失负荷843MW。 （三）南方互联电网1994年5月25日事故 1．事故前电网运行方式 事故前广东、广西、贵州、香港电网联网运行，云南未联网，西部通过单回500kV倍罗线送广东电力38.5kWkV4-2-5。 2．事故过程 21时59分24秒，广东大亚湾核电站I号机做定期试验，意外跳闸，梧罗线潮流从38.5万kW突增至80万kW，互联电网发生增幅功率振荡。 21时59分40秒，天生桥水电厂1号机带19.5万kW出力，因电压低，保护动作跳闸。 22时0分1.5秒，天平（天生桥至广西平果站）500kV双回线方向距离保护未能躲开线路功率振荡误跳闸，南方互联电网解列为贵州－天生桥、香港－广东－广西两大系统。 22时0分1.86秒，广西岩滩水电厂2号机带30万kW出力，因失步保护动作跳闸。
图4-2-4 羊范站范柏线出口三相短路示意图 （本图综合全网故障示波描绘，虚线表示系统继电保护装置跳闸的输电线路k（3）三相短路点） 图中：k（3）－三相短路时刻，作为0s基准。（1）－220kV范柏线跳闸；（2）～（3）－范王线、范许线、 马范线、邢范I、Ⅱ线跳闸；（3）－220kV主网脱离故障点k（3）；（4）－羊范站低周低电压自动解 列装置动作跳闸，断开；110kV195、196开关，邢台电厂1号～2号机解列，故障点k（3）灭弧； （5）－高碑店振荡解列装置动作，本网与京津唐主网解列；（6）－上安电厂1号机低频保护动作 跳闸；（7）－系统振荡渐趋平息。 贵州－天生桥系统因高频率切除乌江渡水电厂2号机。
核电站1号机组跳闸、天平线解列及岩滩水电厂2号机跳闸，使香港－广东－广西系统功率缺额较大，频率下降至48.4Hz以下，香港、广东、广西系统低频率减载动作切负荷134万kW，其中香港切负荷31万kW。广东、广西系统又手动减载39万kW，总共切负荷达173万kW。 （四）华北京津唐电网1996年5月28日事故（资料来源：华北电力调度局，华北电网“1.19”及“5.28”事故情况介绍及分析，电网安全稳定工作座谈会交流资料） 1．事故前电网运行方式 11时50分，京津唐电网发电出力806.8万kW，经联络线受电63.6万kW，京津唐电网负荷870.4万kW。张家口地区负荷41.2万kW，沙岭子火电厂4台机发电出力97万kW，下花园火电厂发电出力44万kW。500kV安房Ⅱ线计划检修，其余为正常方式。500kV线路潮流及张家口地区220kV潮流见图4-2-6。
2．事故过程 沙岭子电厂高压试验人员在做220kV断路器试验时，误将交流工频电压接入直流电源，第一次合试验断路器，造成500kV沙昌Ⅱ线沙岭子电厂断路器在11时50分19秒时跳闸，11时50分19.87秒，500kV丰沙线沙岭子电厂断路器跳闸。第二次合试验断路器，造成500kV沙昌Ⅱ线沙岭子电厂断路器在11时57分14秒时跳闸。三条500kV线路后，张家口地区有87万kW功率要经过220kV上京双回线送入主网，稳定遭到破坏，引起张家口地区对主网地区对主网的振荡，振荡持续1min44s。振荡过程中，沙岭子电厂4台机组超速保护动作相继跳闸。下花园电厂也因超速保护、发电机过负荷或负序过负荷手动打闸等原因相继掉闸。沙岭子、下花园电厂全停。系统频率最低49.5Hz。张家口地区电压较低，候家庙站低到185kV。除启动备用容量外，事故拉路70万kW。 （一）美国西部电网1996年7月2日和8月10日大停电事故 1996年美国西部电网（WSCC）相继发生了两次大面积停电事故。7月2日13日24分（太平洋地区时间）的大面积停电事故，使约220万个用户受到影响，大多数用户在30min内恢复了供电，19时45分全部恢复供电。事故由位于怀俄明州的Jim Bridger发电厂一条345kV出线对大树闪络引起，线路跳闸，相邻另一条345kV线路保护误动使事故扩大，引发一系列连锁反应，电网解环为5片，损失负荷10576MW。 其后不久的8月10日15时48分，WSCC再次发生大面积停电，影响到大约750万个用户，事故由Portland地区500kV单回线对树闪络跳闸引发，线路跳闸后，500/230kV弱电磁环网开断，造成增幅的振荡，使3条南北间500kV联络线低阻抗保护动作断开线路，全网稳定破坏，发生不可控连锁反应，电网解列为4片，损失负荷30392MW，电量4108.12万kWh，21时42分全部恢复供电。 美国总统克林顿在7月3日给能源部长的信中，命令能源部在事故发生后30天内，提供初步报告。 1．美国西部电网及运行管理概况 （1）美国西部电网概况及特点。美国西部电网（WSCC）1995年底装机容量为152281MW，1996年夏季最高负荷为116375MW，覆盖美国西部11个州和中部相邻3个州的一部分、加拿大2个省（装机19512MW，负荷12963MW）和墨西哥一部分地区（装机1387MW，负荷1210MW），6座背靠背直流换流站与美国和加拿大东部实现非同期联网。西部电力系统是北美互联电力系统（包括美国、加拿大和墨西哥的一部分）4个以直流联网的同步运行的电网（西部、东部、得克萨斯、魁北克）之一。 WSCC负荷和电源分布极不均衡，水电主要分布在北部，火电分布在南部和东部。南北部负荷特性差异较大，南部高峰负荷出现了夏季，北部在冬季。负荷密度最高的WSCC南部的加州和南内华达州（CNV）夏季高峰负荷约占全网的1/2，装机占1/3，负荷中心普遍与电源距离较远。因此，长距离大容量输电和南北之间潮流方向随季节变化是WSCC电网的主要特点之一，夏季水电南送，冬季潮流反向。 1992年，架设了从俄勒岗南部延伸到加州中部的1条500kV交流线路，打通了南北间第3条500kV交流线路，使太平洋交流联络线（PACI）的输电能力从3200MW提高到4800MW。南北间3条（俄勒岗州境内为4条）500kV交流线路（PACI）和2条±500kV直流线路（PDCI）形成了南北间电力输送的主要通道，并与东部的345/230kV网络合环形成电磁环网，东部断面最薄弱处有3条345kV线路和2条230kV线路。第3条南北500kV交流线路投运前，为解决大容量电力输送条件下电磁环网的稳定问题，WSCC曾采用了2条500kV线路跳闸时解列南北部交流电网，北部电网联切机组的措施，第3条500kV线路投运后该措施取消。电网内许多地点装设了失步解列装置，在预定地点把电网解列成若干片（或称“孤岛”），以防止全网崩溃。各电力公司普遍装设了低频减载装置。 （2）美国西部电力系统的运行管理。WSCC是北美电力系统可靠性委员会（NERC）划分的9大地区电力系统可靠性协调委员会之一，根据NERC制定的准则，协调指导WSCC电力系统的规划、建设和运行。WSCC电力系统由88家电力公司组成。WSCC根据本网特点，划分了4个区域电力系统，即：西北电力联营区（NWP）、亚利桑那－新墨西哥（AZN）、落山基（RMP）、加州－南内华达（CNV），并设立了相应的电力系统可靠性协调机构。区域电力系统以下，又划分了30个控制区。 北美电网的电网调度管理体制比较松散。北美电网共划分了154个控制区，控制区间按区域控制误差实施频率和联络线功率控制。根据NERC运行准则规定，每个控制区设调度中心，负责控制区内电网调度管理、运行计划、安全稳定措施、继电保护、频率和联络线功率控制、并向相邻控制区调度中心传送与邻网运行有关的电网运行实时信息。一般，每个控制区（输电网）设2级调度，由某个电力公司承担最高一级调度中心任务，控制区内同时拥有发电和输电能力的电力公司设第二级调度中心。 WSCC电网和4个区域电网不设调度中心，设运行协调办公室，分别负责全网和各自区域电网的运行协调，涉及跨区域间和控制区间的功率交换、设备检修、运行方式安排和安全稳定措施等分别由全网和区域电网运行协调办公室负责协调，并按照NERC准则，预先制定事故后恢复供电方案。运行协调办公室还负责监视、考核各控制区的区域控制误差指标和指挥时差调整。 2．7月2日事故 （1）事故前电网运行方式。7月2日13时，WSCC电网负荷109853MW，通过6座直流背靠背换流站与外区净交换功率为受电30MW。事故前潮流为北电南送。加州和内华达正值夏季高温负荷高峰期间，北部水电满发接近历史最高值，使加州和俄岗州之间3条500kV交流线路和2条直流线路潮流均接近满载，分别达4426MW和2928MW（13时）；东部电网由于爱达荷和犹他州负荷也接近历史最高值，潮流通过爱达荷州流向犹他州。爱达荷州230kV线路潮流很重、怀俄明和犹他州火电满发，使东部345/230kV网络主要输电通道也较紧张。 （2）事故发展过程。7月2日WSCC的大面积停是事故由Jim Bridger电厂（位于怀俄明州）至Kinport变电站之间单回345kV线路对大树闪络而引发。事故过程如下： 13时24分37.18秒，Jim Bridger电厂共有3条345kV出线，4台机组事故前出力共2100MW。Jim Bridger电厂至Kinport变是站345kV线路对大树闪络单相接地，保护动作跳开该线路，20ms后另一条线路保护误动跳闸，安全自动装置动作联切电厂2、4号机组，甩出力1000MW。导致Boise市（爱达荷州首府）向北Brownlee电厂方向的4条230kV线路（图4-2-7的⑥）和荷大拿至爱达荷州Antelope－Mill Greek230kV线路（图4-2-7的⑤）重载，接在从500kVPACI的Midpoint变电站向爱达荷州供电的1条500kV线路潮流增加了400MW。 Jim Bridger电厂机组切除后，Boise市地区和俄勒岗南部500kV系统电压开始下降，但并没有崩溃迹象，大约机组切除23s后，13时25分1.52秒，Antelope－Mill Greek230kV线路（图4-2-7的⑤）电流增至1000A（电压为215kV）导致阻抗3段动作断开线路，Boise市地区和俄勒岗南部500kV系统电压立即迅速下降，电压崩溃发生。 13时25分由4.4秒至5.24秒，Boise市向北Brownlee电厂方向的4条230kV线路（图4-2-7的⑥）相继由阻抗保护动作跳开。13时25分6.78秒至6.88秒，加州至俄勒岗州的3条500kV线路（图4-2-7的⑧、⑨）也相继由阻抗保护跳开，至此南北输电500kV主通道PACI断开。 PACI断开后，大量潮流涌向东部345/230kV网络，稳定破坏，系统振荡，位于爱达荷东南部、怀俄明和蒙大拿间、北内华达、沿犹他/科罗拉多到亚利桑那/新墨西哥/内华达边界的振荡解体装置动作，断开大量线路。在电压崩溃和系统振荡过程中，还有一些机组和线路跳闸。最后使WSCC基本按预定方案解列为5个“孤岛”。
孤岛1：包括加州、南内华达、亚利桑那、新墨哥和德州的爱尔巴舍。在孤岛内，频率降至59.1Hz，低频减载装置动作，大约118.3万个用户因低频减载和事故限电而停电，损失负荷约4484MW。事故发生后30min，大多数用户恢复供电。 孤岛2：包括华盛顿、俄勒岗、北爱达荷、蒙大拿、加拿大的哥伦亚省以及艾伯塔省，西部电网内的水电主要集中在这一孤岛内。事故前，外送功率较大。事故发生后由于联络线相继断开，外送功率受阻，因高频率切机3900MW，这一孤岛内受影响的用户最少，15个用户，共100MW。 孤岛3：包括犹他、科罗拉多、怀俄明和南达科他州。这一孤岛内频率降至59.25Hz，低频减载装置动作切除了3854MW负荷。影响了622857个用户。出力为2000MW，机组因不同原因跳闸。 孤岛4：主要包括爱达荷电力公司（IPC）的供电区域。这一孤岛内的Jim Bridger电厂和Hells Canyon电厂都因电厂出线相继断开而停电，损失了分布在爱达荷、北内华达和俄勒岗东部由IPC供电的全部负荷共2498MW，375003个用户。 孤岛5：包括北内华达地区，由于频率下降，切除了550MW的负荷，61700个用户。 7月2日的停电事故总计影响到200多万个用户，约占WSCC全部用户的10％，损失负荷共10576MW。大多数用户在事故发生后30min内恢复了供电，到19时45分，供电全部恢复。 （3）事故初步报告的主要结论。① 事故前南北间主干通道3条500kV交流线路潮流较大，同时东部345/230kV通道也较紧张，使电网处于非常不利的局面。对这种严重的电网运行方式未做过分析。西北部电网（NWP）无功电压支持能力不足是事故扩大的原因之一。②Jim Bridger电厂1条345kV线路保护误动是事故扩大的起因之一。该厂345kV出线故障几率高的原因需进一步分析。③这次大面积停电事故说明，电网实时安全运行监视仅由控制区实施是不够的，需要具备对更大区域的实时安全运行监视的手段，区域运行协调办公室要有本区域电网的实时信息。④事故中，运行人员错误调整在西内布拉斯加的直流背靠背换流站功率方向，使科罗拉多/怀俄明/犹他州地区的功率缺额更为严重。⑤由于联络不够，WAPA控制区盈余出力未被科罗拉多控制区及时利用。⑥有些地区低频切机和低频减载整定值协调不好。⑦振荡解列装置基本按预定方案把电网解为5片，防止了全网的崩溃。大多数电力公司运行人员处理事故较快，大部分负荷在30min内恢复。 3．8月10日事故 （1）事故前电网运行方式。事故前潮流仍为北电南送。大多数电力公司正面临夏季高温负荷高峰期间，北部水电大发，南北间主要通道几乎满载，和7月2日类似。美国和加拿大间（BCHA和BPA间）的联络线、加州和俄勒岗州之间3条500kV交流线路和2条直流线路潮流达到或接近满载，分别达2300MW、4350MW和2850MW，分别为输电能力的100％、91％和95％；东部电网345/230kV网络主要输电通道也较紧张，达到输电能力的62％。 （2）事故发展过程。见图4-2-8，事故前BPA电力公司输电走廊未对电网有危险的树木进行修剪和砍伐，事故前30min～1h内引起先后引起3条500kV线路对树多次闪络而退出运行，恶化了运行条件，使向位于俄勒岗州北部的Portland地区供电的1条500kV（Keeler－Allston）重载。这条500kV线路与2～3条230kV线路在Portland地区形成电磁环网。在John Day－Marion500kV线跳闸（3条中最后1条）5min后，Keeler－Allston线潮流达到1300MW，弧垂过大对树放电，15时42分37秒跳闸。 由于弱电磁环网开断，使向Portland地区供电的其他230kV线路过载。15时47分36秒，RossLexington230kV线路弧垂过大对树放电跳闸，因潮流大量变化，使临近的McNary电厂机组无功出力增加，15时47分40～57秒，因励磁系统问题先后有8台机组跳闸，至15时49分，因同样原因其余5台机组先后跳闸。 在McNary电厂机组出力降至350MW后，大约Ross－Lexington230kV线路跳闸后6s，电网出现了0.224Hz的增幅振荡。 PDCI以定功率方式运行，进一步降低了系统的阻尼。同时，附近的Dalles和Jhon Day电厂共18台机组中的7台机组未装PSS，而不能抑制振荡。15时48分51秒，在500kVMalin站，交流系统的振荡已发展成振幅为1000MW和60kV的振荡。几乎同时，阻抗1段断开Buckley－Grizzly500kV线路。 一个半周波后，15时48分52.632秒，2条太平交流联络线跳开，另1条随后跳开，大量潮流涌向东部，全网稳定破坏，发生不可控连锁反应，振荡解列装置和大量继电保护装置动作，电网无序地解列为4片。
北加州孤岛：包括洛山矶向北至俄勒岗边界。损失负荷11603MW（347800MW分钟），用户286万个。因失步、失磁、汽机振动和自动装置切除发电机组27台，出力6246MW。频率下降至58.54Hz，升至60.7Hz，又降至58.3Hz，2h30min后恢复。 南孤岛：包括南加州、南内华达、亚利桑那、新墨西哥、爱尔巴舍、德州。损失负荷15982MW（200万MW分钟），用户423万个。因失磁、锅炉不稳定、锅炉灭火、高频、低频切除发电机组85台，出力13214MW。频率下降至58.5Hz，70min后恢复。 北孤岛：包括大不列颠哥伦比亚、俄勒岗、华盛顿、怀俄明、犹他、爱达荷、科罗拉多、蒙大拿、北内华达、西南达科他、西内布拉斯加。损失负荷1839MW（82900MW分钟），用户209900个。因失磁、高频、自动装置切除发电机组60台，出力5849MW。频率升至60.4Hz，17min后恢复。 艾尔伯特孤岛：损失负荷968MW（25000MW分钟），用户192000个。因高频切除发电机组6台，出力146MW。频率升至60.4Hz，降至59Hz，6min后恢复。 （3）事故初步报告的主要结论。①事故前南北间主干通道交流线路潮流过大，不满足WSCC可靠性准则，使电网处于非常不利的局面。②500/230kV弱电磁环网结构使事故扩大，造成McNary电厂机组跳闸而引发增幅振荡。直流输电定功率控制模式加剧了振荡，今后要研究采用调制功能。③安全稳定措施不完善，未采用PACI跳闸后东北/东南解列装置。④BPA事故前几条500kV跳闸除PG§E通过交换的信息得知，未通知WSCC其它公司。再次说明，电网实时安全运行监视仅由控制区实施是不够的，需要具备对更大区域的实时安全运行监视的手段。⑤低频切机和低频减载整定值协调不好，整个区域低频减载协调不好。⑥南孤岛低频和北孤岛高频持续时间长，延误了并网和恢复供电。18时47分，南北间才并网。⑦事故时交流滤波器故障，直流线路大量从电网吸收无功，LDWP调度中心手动闭锁PDCI，使南孤岛功率缺额更为严重。 （二）马来西亚1996年8月3日电网大停电事故（资料来源：舒治淮翻译并整理，1996年马来西亚国家电网全网停电事故） 1．马来西亚国家电网 马来西亚包括马来半岛南部的马来亚、加里曼丹岛北部的沙捞越和沙巴三部分。马来西亚电力系统按其供电区域分为马来半岛、沙捞越州和沙巴州，分别由特拉加纳松公司（TNB）、沙捞越供电公司（SESCO）和沙巴（SEB）电力局运行和管理。国家电网由马来半岛上275kV/132kV/66kV的输电线路和变电站组成，275kV系统线路形成的主网架，从玻璃土州的Chuping到柔佛州的Pasir Gudang纵贯南北，从中部系统向东接连，又在Prai经过北部系统的Bukit Tengah连回到中部系统，形成一个中、北部大环网。同样，132kV系统也覆盖全马来半岛。全部电厂装机容量为11063MW。图4-2-9是马来西亚国家电网地理接线图。电源分布的特点是，水电站几乎全部分布在中部，而火电厂则大多分布在南部，东部系统电源少而集中；负荷中心在中部系统，东部系统负荷较少，因而造成东电西送，断面功率较大。
通过Chuping变电站到Sadao变电站的132kV架空线路，国家电网与北部的泰国发电总局（EGAT）联网，在南部，Pasir Gudang电厂与新加坡电网公司（PGL）的Senoko电厂经230kV架空线及海底电缆相连。TNB－EGAT间交换的电力从30MW到80MW，由于双方电力均可自给，目前他们之间已最大限度地减少了电量交换。TNB－PGL互联网同步运行，正常情况下，功率交换为零，而当任何一方出现紧急情况时，就发生电力交换。紧急情况可能是指失去大量电源，也可能是主要输电线路停电。 国家电网由国家调度中心（NLDC）按照马来西亚电网调度规程运行。 建于1985年的Paka电厂，3台联合循环燃气轮机组，单机容量300MW，2台简单（开式）循环燃气轮机组2×87MW，总装机容量达1074MW，投运之初是亚洲最大的联合循环发电厂。YTL（公司）运行的联合循环发电厂，1995年投运，安装2台联合循环机组，总装机容量800MW。YL－Paka电厂发出的电力由两回架空联络线引至275kV Paka变电站开关场，这两个电厂发电出力供国家电网20％的负荷。 Kenyir水电站是马来西亚目前最大的水电站，装机400MW，位于Paka电厂以北150km，以两回275kV线路与Paka电厂相连。 2．事故前电网状况 事故前国家电网发电总出力5760MW，其中燃气轮机组出力3622MW（62.9％），热电厂出力1768MW（30.7％），水电厂出力370MW（6.4％）。事故前系统总旋转备用容量为985MW，燃气轮机组、热电厂、水电厂分别为431MW、92MW、462MW。东部电源向西部送电达1192MW。 3．事故过程 1996年8月3日，星期六，15时01分，国家电网东部系统的275kV Paka－Kenyir I回线停电检修，国调中心发令断开线路两端断路器L35。尽管断路器支座上的状态指示器指示“分”位置，B相断路器实际处于接通状态。17时17分，当拉开该回路Paka侧线路隔离开关L33时，B相隔离开关拉弧，紧接着对其金属支座发生闪络。闪络使Paka侧线路保护的方向接地元件动作，向对侧Kenyir发出信号，由于对侧断路器处于断开位置，经过大约250ms延时，信号从Kenyir侧向Paka侧回授。Paka侧收到回授信号后，发出跳L35断路器命令，同时，给出信号去启动断路器失灵保护。大约延时150ms后，断路器失灵保护动作，跳开连接着Paka电厂3B、3C机组160MW出力的及Paka－YTL－Paka联络线的主母Ⅱ上的所有断路器。从闪络发生到上述所有断路器跳闸，其时间间隔约630ms。闪络还使Paka－YTL－Paka联络线的导引线保护中后备过流元件启动，延时约0.55s后，跳开这两回联络线的四个断路器，导致了失去来自YTL－Paka的762MW发电出力。这样失去总出力达922MW。 以当时实际的系统频率变化曲线图及再现的各电厂事件顺序记录为基础，得到下述结果： 1）在Paka电厂失去922MW发电出力瞬间，频率初始下降率达1.464Hz/s，650ms内其平均值为0.61Hz/s，表明系统频率下降非常迅速。 2）在起始事件（东部电厂损失922MW出力）发生600ms后的300ms内，系统频率出现了从49.63Hz到49.65Hz的回升。对此作出的可能解释是，燃气轮机组和热电力备用机组在初始扰动发生后1s内，迅速检测出发电出力损失而增加出力。 3）1s后，燃气轮机组因迅速增加出力导致温度过高排气过热保护动作，开始急速甩负荷，系统频率又开始下降。 4）大约3s之内，系统频率从49.6Hz持续下降到49.1Hz，低频自动减载第I轮启动，断开与新加坡PUB的联络线。 5）大约3.5s时，启动值为49Hz的低频减载第Ⅱ轮动作，按设计容量切300MW负荷。应该注意到，由于失去了从PUB（新加坡公共事业局）受入的80MW电力以及系统容量（惯性）减小，尽量低频减载第Ⅱ轮已动作，频率下降梯度已经加大。 6）4s时，系统频率已降至48.8Hz，此时低频减载第Ⅲ轮启动，按设计容量切负荷490MW。这也说明了频率到48.8Hz以下瞬间，频率下降梯度减小的原因。 7）4.2s时，KLPP公司所属的Genting Sanyen电厂燃气轮机组GT13跳开，SEV所属的Segari电厂燃气轮机组GT12、GT13分别于4.5s、5.9s因“熄火”跳闸停机，而6.2s时，Segari电厂的GT11机组跳闸，共损失出力475MW，进一步加剧了出力与负荷之间的不平衡，导致起始事件发生后的6.3s内，系统频率跌至48.5Hz，又启动低频减载第Ⅳ轮，按设计容量切除负荷800MW。可以看到，大约6.6s时，频率降至最低点并平滑地缓慢回升。虽然7s时，YTL Pasir Gudang电厂由于排气温度过高又跳开一台125MW燃气轮机组，系统频率处于48.5Hz以上仍达1.9s。 8）8s时，YTL Pasir Gudang电厂另一台125MW燃气轮机组也因同样原因跳闸，因为低频减载设计容量已用完，系统频率又开始下降。 9）此后1s内，Serdang电厂GT3和GT5机组因排汽温度过高跳闸，损失160MW出力，随后3s内SEV的Segari电厂及YTL的Pasir Gudang电厂燃气轮机组接续跳开，共切除332MW电源。 10）到12s时，累计损失出力2143MW，以后的4s内，频率降至47.5Hz。在47.5Hz时，按照保护机组免遭永久损坏的设计要求，系统中其余机组全部跳开，导致全系统崩溃。 4．调查的主要结论 1）系统崩溃事故是由一连串的事件造成的。 2）起始事件是Paka电厂开关场的275kV断路器由于部件有缺陷而造成的断路器失灵。 3）继电保护装置动作，使TNB－Paka电厂及YTL－Paka电厂的机组自动跳开。 4）作为第一步应急措施，投入大量旋转备用，以重建电力平衡。在备用机组投入过程中，燃气轮机组却突然发生停机。 5）与此同时，作为第二步应急措施的自动低频减载装置动作。然而，由于失去太多的发电出力，使这一措施显得脆弱且毫无效果。 6）系统故障期间，燃气轮机呈现不可预料的运行特性。燃气轮机在马来西亚国家电网中占的比例很大，系统大扰动期间，严重影响系统的动态行为。 （三）法国1987年1月12日电网大停电事故[4] 现以1987年1月12日法国西部超高压电力系统发生的一起重大电压崩溃事故，说明电压崩溃原因及负荷电压特性、变压器有载分接头切换、发电机电压控制及相应的励磁电流限制器在电压崩溃过程中的作用。 1．事件的过程 1987年1月12日，法国电网的电压崩溃可分成以下四个主要阶段（参见图4-2-10）： 1）1月12日上午10：30，大约在事故发生前的1h，虽然气温很低，但所记录的电压状态仍然是正常的。从全国来说，峰荷为58000MW，功率储备为5900MW。比达尼（Brittany，法国电力系统最西部）地区的电压是令人满意的：在高尔德迈（Cordemais）的电压为405kV，属于正常运行水平。 2）上午10：55至11：41之间，高尔德迈发电厂的三台机组因互不相关的原因相继跳闸，只留下一台机组运行。11：28地区调度中心发出命令，开动燃气轮机。 3）三台发电机组的最后一台跳闸后13s，高尔德迈发电厂剩下的一台运行机组也因过励磁保护动作而跳闸。这突然的发电缺额导致整个比达尼地区的电压骤然下降到380kV。经30s
的平稳阶段，电压下降加剧，并扩展到邻近地区，这样在几分钟内失去了9个常规火电机组和核电机组。据记录，上午11：45～11：50之间损失发电容量9000MW。 4）上午11：50，比达尼的电压稳定在300kV[最远端的拉马丁尔（La Martyre）变电所的400kV级母线电压为180kV]。在地区调度中心命令切除负荷后，电压水平恢复正常。 2．负荷特性 通过现场记录和仿真计算互相校核，比较准确的研究了电压大幅度下降时的负荷特性。 得出有功负荷电压调节效应系数 算时取3，这个数值考虑了高压和中压的电容器。该系数各地区有很大的分散性。还需指出，负荷与当天气温相当低（负荷中有大量电热负荷）有重要关系。 在225kV/20kV的圣约瑟夫（Saint Joseph）变电站曾记录到相当清晰的在电压大幅度降低时的有功功率变化曲线，如图4-2-11所示。 阶段A：上午11：41，高尔德迈4号机组跳闸后，第一次电压跌落，负荷减少； 阶段B：上午11：42～11：45，由于有载分接头切换装置动作，调整中压电压（20kV），使负荷稳定； 阶段C：上午11：45，有载分接头切换达到最大定值，接着有功负荷随电压线性变化。 3．有载分接头切换装置的动作 法国系统的有载调压变压器如图4-2-12，包括超高压225kV/高压63kV或90kV、高压/中压20kV和超高压/中压三类。
第一级分接头切换的时延，对于超高压/高压变压器约为30s，对于超高压/中压和超高压/中压变压器约为60s。以后的分接头切换时延约为10s。 事故过程中有载分接头切换装置的动作情况可用顿劳（Domloup）变电站为例说明。 上午11：41，高尔德迈第4台机组跳闸后，第一次电压跌落，负荷减少（7％）。11：42～11：43，超高压/高压变压器有载分接头切换装置动作使高压系统电压得到恢复，从而使负荷减少由7％降到3.5％。这阶段超高压/中压和高压/中压变压器分接头切换几乎不动作，整个系统保持稳定。在11：44，失去比达尼地区边缘上的其他PV结点后，由于高压/中压变压器有载分接头切换装置不断地动作，实际上加快了起高压、高压和中压系统电压的跌落，并使电压跌落扩大到法国的整个西半部。 通过仿真计算证实，事故过程中将分接头切换装置闭锁在初始位置在各种情况下都是有利的。但须强调指出，这种效果受负荷动态特性的影响，并且不能持续时间长。必须紧接着 4．发电机电压控制和相关保护装置的作用 图4-2-13是事故过程中施农（Chinon）发电厂2号机组（900MW核电机组）的电压和无功功率变化情况。 从上午11：41～11：45，超高压系统电压连续降落，发电机无功功率不断增大。上午11：45，发电机励磁电流达到限制值，不能再多提供控制电压所需的无功电源，因而电压崩溃过程加快。 在这个阶段里，许多发电机因过励磁保护继电器动作而跳闸，这种情况表明，在严重暂态条件下，电压调整器的励磁限制和过励磁保护应能很好协调工作。 5．小结 这次事故的主要过程和特点如下（参见图4-2-10）： 阶段A：在失去高尔德迈的第三台机组后的第一分钟内，负荷特性（电压下降时要求的功率相应下降）使系统能达到一个接近初始状态的运行点； 阶段B：有载分接头切换装置动作力图保持高压和中压系统的电压以恢复功率需求。系统保持稳定运行，但运行点在恶化。起高压系统电压下降，损耗增加，系统无功功率出力接近极限，系统逼近非线性临界状态； 阶段C：当交流发电机在到其无功出力极限时，整个系统出现高度非线性，且无法分地区控制电压。有载分接头切换装置使系统不稳定并使事故扩散。大量发电机跳闸，进一步加剧了电压崩溃过程。 这次事故的特点是过程非常迅速，运行人员几乎没有时间作出反映，这次事故充分说明需要更有效的自动化控制措施。 第四节
防止电网稳定破坏和大停电事故的对策 一、制定并执行电网可靠性标准和电网结构指导原则 《稳定导则》和《技术导则》颁布执行前后，通过对1970～1980年、1981～1988年、1989～1995年的电网稳定破坏事故三个阶段的分析可看出，第二阶段完全消除了静稳定事故，第三阶段基本上消除了单一常见故障（第一道防线）引起的稳定事故，稳定事故大幅度下降，一部分电网形成了坚强的受端系统。这充分说明，《稳定导则》和《技术导则》是符合我国国情的电网可靠性标准，很好地指导了电网的健康发展。 根据对我国电网稳定性能的评价结果，执行两个导则十几年来，电网得到了较大发展，但各电网的稳定性能仍有较大差异；《技术导则》的一些原则主要是受端系统的可靠性标准还未得到充分的贯彻，很多电网变电容量不足；一些电网仍存在一些结构性问题；电网稳定破坏事故减少，但严重程度明显增加；发生在第二道防线的稳定事故仍占较大比例，后一阶段发生在第三道防线的事故比例明显增加，第二、三道防线还相当薄弱，大多数电网不能承受断路器、主保护拒动这类多重故障的冲击，对于第三道防线还普遍没有建立，难度还相当大；防止大面积停电仍然是艰巨的任务。为此，对电网可靠性标准和有关电网结构的指导原则做适度调整，使之更适应当前电网发展状况，切实建立起防止电网稳定破坏和大面积停电的三道防线。 根据1981～1995年稳定事故分析，单一故障引发的稳定事故中，发生在线路和母线上的三相故障占线路和母线总故障的27.9％，60％以上的稳定破坏事故发生在第二个安全级。为此提出以下建议： （1）根据我国电网发展现状，建议适度提高输电网（220kV及以上）的可靠性标准，提出符合我国国情的“完全N－1故障标准”，并结合《技术导则》关于受端系统、系统间联络线和电源送出线的不同标准，对三个安全级进一步划分。关于三个安全级的划分详见第二节。 （2）有关电网结构的指导性难则，受端系统、电源送出线、系统间联络线的标准应和电网可靠性准则相一致。 在电网规划和运行中，要注重电网结构的合理性，电网结构合理性的一条基本要求，就是便于处理事故，从结构上尽可能避免发生大停电事故的可能性。WSCC电网缺乏统一规划，形成的电网结构不合理，层次不清，大大小小的电磁环网遍布全网，3回太平洋500kV交流联络线与东部345/230kV网络形成大电磁环网，2次事故中3回500kV交流联络线解列即造成全网稳定破坏，而8月10日事故起因也是波特兰地区的500/230kV弱电磁环网上的事故。电网结构上的根本性缺陷，终非安全自动装置所能补救，WSCC电网事故证实了这一点。《技术导则》中有关电网结构的原则，包括电网分层分区、受端系统建设、避免电磁环网和电源分散接入等原则是对多年来电网发展经验的总结，应在电网规划和运行上认真执行。例如，三峡电站接入系统方案可实现4个电厂送端不连接分别接入系统运行；华东电网已计划在近期开断220kV省际联络线，使省间联络更为清晰；上海电网已实现220kV电网分片，其他电网的220kV分片方案正在实施或在研究中以实现分层分区运行。这些改善电网结构的方案是防止电网大停电事故的有力措施。 WSCC电网两次事故前的不利运行方式均未做过分析，未采取措施，使电网处于一触即溃的状态。必须合理安排运行方式，做好电源与负荷的分层分区平衡，对各种不同运行方式可能出现的问题和后果有预想，有对策。要考虑N－2甚至更严重的故障条件，必要时要采用全网性稳定控制装置，针对电网的关键点发生多重故障设置第三道防线，防止系统崩溃，把事故限制在最小范围。 （一）概述 1．继电保护的主要任务 当被保护的电力系统元件发生故障时，应该由该元件的继电保护装置迅速准确地给距离该故障元件最近的断路器发出跳闸命令，使故障元件及时从电力系统中断开，以最大限度地减少对电力元件本身的损坏，降低对电力系统安全供电的影响，并满足电力系统的安全稳定运行的要求（如暂态稳定性要求）。 继电保护反应电气设备的不正常工作情况，并根据不正常工作情况和设备运行维护条件的不同（例如有无值班人员）发出信号，以便值班人员进行处理，或由装置自动进行调整，或将那些继续运行而会引起事故的电气设备予以切除。 完善的继电保护系统是电力系统和电气设备安全运行的基础。 2．继电保护的基本内容 对被保护的对象实现继电保护的基本内容有两个方面：故障量的测定；将反应故障量的一个或多个元件按规定的逻辑结构进行编排，实现状态判别，发出警告信号或断路器跳闸命令的硬件设备。 （1）故障量的测定。用于继电保护状态判别使用最普遍的是通过电力元件的电流和所在母线电压，以及由这些量演绎出来的其他量。通过对检测到的元件或保护范围两端电流和相位进行比较来判断元件或保护范围内部是否发生短路故障，这种方式叫电流差动保护，是最基本的一种保护方式，在选择性、灵敏性、可靠性和快速性达到了很好的统一。差动保护目前普遍作为电力元件的主保护之一。例如，发电机、变压器差动保护，母线差动保护等。目前超高压线路的主保护线路纵联保护也可以说是一种差动保护，所不同的是元件两端故障量因距离远不能直接用信号电缆传递，而是借助连接两侧变电所的通信通道相互传递继电保护信息实现对线路的保护。另一种是反应电流量显著增大而动作的过电流保护，用于简单的辐射形供电网络；复杂网络中还配以电压来反应到故障点的距离以及方向判别元件等来实现线路保护；通常在输电网中作为后备保护。 （2）硬件结构。硬件结构由反应一个或多个故障量而动作的继电器、组成逻辑回路的时间继电器和扩展输出回路数的中间继电器等元件构成。在20世纪50年代以前，使用继电器主要是电磁型的。随着半导体的发展，陆续推广了利用整流二极管构成的整流型元件和半导体分立元件组成的装置。70年代以后，利用集成电路构成的装置得到广泛应用。80年代以来，微型计算机在继电保护装置中逐渐应用，目前，我国应用在输电网上的微机保护约有6000套。 继电器按结构型式分类，目前主要有电磁型、感应型、整流型和静态型。 电磁型：利用电磁铁产生的电磁转矩使继电器触点闭合。 感应型：工作原理与感应型测量仪表相同。 整流型：把交流电压或电流以及它们的相位转换并整流滤波后变成正比与交流量的直流电压，送入比较回路比较，最后由执行元件执行，执行元件一般是高灵敏度的极化继电器和磁电型继电器。 静态型：晶体管、集成电路和微机保护都属于静态型保护。晶体管保护原理类似于整流型，所不同的是执行元件由无触点的晶体管触发器、逻辑电路和输出回路组成。集成电路保护的故障启动和测量元件由集成运算放大器构成，逻辑部分由集成门电路构成。微机保护的各种功能均由软件实现，硬件系统主要包括数据处理单元、数据采集单元、数字量输入/输出接口、通信接口。 随着计算机技术的发展，微机保护技术也在迅速发展。第一代采用单处理器，总线连接A/D、CPU、RAM、I/O等插件，抗干扰能力差，从软件上采用措施解决。第二代采用多处理器，每个插件是一个处理器，总线不出插件，抗干扰能力强，无需从软件上采用措施。90年代初期的产品是第二代产品。随着计算机芯片技术的发展，第三代产品实现了总线不出芯片，抗干扰能力更强。最近，由加拿大安大略水电局研制的继电保护和监控一体化系统（IPACS），可望成为微机保护的第四代，IPACS把保护、测量表计、控制和其他变电站监控功能集中在一台装置里，目前应用在配电网络中，1992年投运第一套系统，1995年投运12套系统，预计到2000年将有125套系统运行。 （二）主要技术原则 1．对继电保护的基本要求 对电力系统继电保护的基本要求有可靠性、选择性、快速性、灵敏性。这些要求之间，有的相辅相成，有的相互制约，需要针对不同的使用条件，分别进行协调。 可靠性。是对继电保护最基本的要求，分为可信赖性和安全性。可信赖性要求在设计要求应动作的异常或故障状态下，准确动作；安全性要求在非设计要求动作所有情况下，可靠地不动作。 选择性。指在对系统影响最小的处所，实现断路器的控制操作，以终止故障或系统事故的发展。 快速性。以允许的可能最快速度动作于断路器跳闸，以断开故障或终止异常状态发展。 灵敏性。指继电保护对设计规定要求动作的故障及异常状态能够可靠动作的能力。故障时通入装置的故障量和给定的装置启动值之比。一般，愈灵敏，也愈容易误动，与选择性发生矛盾，需协调处理。 2．电力系统主设备继电保护配置的主要原则 电力系统继电保护根据其作业可分为主保护、后备保护、辅助保护、异常运行保护。 主保护是满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。 后备保护是主保护断路器拒动时，用来切除故障的保护。又分为近后备和远后备。远后备是由相邻线路或设备的保护来实现后备的保护。近后备是本线路或设备的另一套保护实现后备的保护。 （1）发电机、变压器保护。电压3kV以上，容量600MW以下的发电机应对以下故障配置保护：定子绕组相间短路、定子绕组匝间短路、发电机外部短路、定子绕组过电压、定子绕组过负荷、转子表层（负序）过负荷、励磁绕组过负荷、励磁回路一点及二点接地、励磁电流异常下降或消失、定子铁心过励磁、发电机逆功率、低频、失步、其他故障。各项保护装置根据故障性质分别动作于：停机、解列、解列灭磁、减出力、程序跳闸、信号。 变压器应根据下列故障配置保护：绕组及其引出线相间短路和在中性点直接接地侧的单相短路、绕组的匝间故障、外部相间短路引起的过电流、中性点直接接地电力网外部接地短路引起的过电流和中性点地电压、过负荷、过励磁、油面降低、变压器温度及油箱压力升高和冷却系统故障。 主保护： 1）下列情况装设纵联差动作保护作为主保护。1MW以上的发电机、6.3MVA及以上厂用工作变压器和并列运行的变压器、10MVA及以上厂用备用变压器和变压器间没有断路器时，100MW及以上发电机装设单独的纵联差动保护。 300MW及以上汽轮发电机变压器组，装设双重快速保护，即装设共用纵联差动保护、发电机和变压器单独的纵联差动保护。 2）下列情况应装设瓦斯保护。0.8MVA及以上油浸式变压器、0.4MVA及以上车间内油浸式变压器、带负荷调压的油浸式变压器的调压装置。 后备保护： 各种类型的过电流保护，包括复合电压、低电压启动、低电压保持等类型的过电流保护作为发电机和变压器的后备保护。 （2）线路保护。 主保护： 1）330～500kV线路。两套完整、独立的全线速动保护，即线路纵联保护。交流电流和电压回路、直流电源、跳闸线圈、远方信号传输设备、通道彼此独立。每套主保护应有独立选相功能。 2）220kV线路。一般至少装设一套全线速动保护即线路纵联保护。系统稳定有要求或复杂网络后备保护整定有困难等特殊情况下，可装设两套全线速动保护。目前，大部分电网主干网络均已实现快速保护双重化。 3）110kV线路。符合以下条件之一可装设一套全线速动保护：系统稳定要求；线路发生三相短路故障如使发电厂厂用母线电压低于允许值，且其他保护不能无时限和有选择地切除故障时；如某些主要线路采用全线速动保护后，能改善整个电网保护的性能。 后备保护： 距离保护、接地保护、电流保护等。330～500kV线路每套主保护都应有完善的后备保护，采用近后备方式。220kV线路宜采用近后备方式，但某些线路如能实现远后备，则宜采用远后备方式，或同时采用远、近结合的方式。110kV线路宜采用远后备方式。 （3）母线保护。母线差动保护是电力系统中重要的主保护。下列情况应装设母线保护：220～500kV母线，一般装设一套母线保护，采用一个半断路器接线，则每组母线宜装设两套母线保护；110kV双母线；需要快速切除故障的110kV单母线；重要发电厂或110kV以上重要变电站的35～66kV母线；需要快速而有选择地切除一段或一组母线故障的35～66kV电网中重要变电站35～66kV双母线或分段单母线。 3．装置的检验 （1）检验的种类。分三种：新安装装置的验收检验：运行装置的定期检验，包括全部检验、部分检验、用装置进行断路器的跳合闸试验；运行装置的补充检验，包括装置改造后的检验、检修或更换一次设备后的检验、运行中发现异常情况后的检验、事故后的检验。 （2）检验的期限。 1）所有装置。新投运第一年内进行一次全部检验，以后每3～5年进行一次全部检验，每年进行一次部分检验。 2）由值班人员改变定值的装置。同上。 3）电流互感器。每5年进行一次部分检验，变比变更时，即时进行一次部分检验。 4）变压器瓦斯保护。每年进行一次部分检验，每3～5年进行一次全部检验。 5）高频保护通道设备。对通道本身每3～5年进行一次全部检验，每年进行一次部分检验。每日进行通道对调。 6）操作信号回路的设备。结合所属装置的检验进行。 7）回路绝缘试验。每年进行一次绝缘测定，每5年进行一次绝缘耐压试验。 4．继电保护的反事故措施要点 继电保护的反事故措施要点是多年设计和运行部门在保证继电保护装置安全运行方面的基本经验，也是事故教训的总结，制造、设计、基建、试验及运行部门应遵守，大致分为几类。 1）保证保护装置动作后能可靠地出口跳闸的措施。主要有：直流供电回路及直流熔断器的配置原则、对直流电源的要求、增加跳闸出口回路的可靠性措施、跳闸连接片的配置原则等。 2）抗干扰的措施。如保护屏的接地、抗干扰电容、屏蔽、静态继电器的光电隔离等措施。 3）继电保护原理上的改进措施。 4）试验和运行中应采取的反事故措施。 （三）运行概况（资料来源：周玉兰、许勇、王玉玲，全国继电保护及安全自动装置动作统计分析） 各网、省局认真贯彻执行1994年8月电力部在天津召开的继电保护工作会议精神关于开展继电保护管理年工作的文件规定，取得了显著成绩，220kV及以上系统继电保护正确动作 1996年100MW及以上发电机保护正确动作率为92.2％，220kV及以上系统变压器保护正确动作率为73.5％，220kV及以上系统母线保护正确动作率92.96％。1993～1996年上述保护正确动作率情况见图4-2-15。母线保护正确动作率有了较大幅度提高，鉴于母线保护的重要性，其正确动作率的提高对电网安全稳定运行水平的提高有重要作用。 电力系统安全自动装置，是指防止电力系统失去稳定性和避免电力系统发生大面积停电的自动保护装置。 目前的安全自动装置按其作用可分为以下几类： 维持系统稳定的措施：电力系统稳定器、电气制动、快控汽门、切机、切负荷、振荡解列、串联电容补偿、静止补偿器、就地和区域性稳定控制装置等。 维持频率的措施：低频率（电压）自动减负荷、低频自启动、低频抽水（调相）改发电、低频切泵、高频切机、高频减出力等。 预防设备过负荷的措施：过负荷切机、减出力、切负荷等。 我国电网可靠性标准较低，采用的是“不完全N－1故障标准”，在较严重的“N－1型故障”条件下保持稳定，即使保护、断路器正确动作，仍要靠安全稳定控制装置来实现。《稳定导则》颁布以来，为实现导则提出的三道防线，各电网采取了很多措施，电力系统稳定控制装置使用得日趋广泛，在保证电网安全稳定运行方面起了重要作用。以下主要介绍目前各电网的稳定控制装置应用情况。 （一）电力系统稳定控制装置的应用 1．就地稳定控制 使用最早、最广泛的稳定控制是就地控制。保护和断路器动作联锁切机、切负荷以及按一定逻辑切机、切负荷是最简单实用的方案之一，不仅早期使用较多，而且目前各电网仍在大量使用，有的电网用微机实现这些较简单的控制功能，使运行整定更为便利，可靠性更高。随着计算机技术的发展，根据检测到的运行方式状态，按一定徽略实施就地稳定控制的智能化装置已在一些电网使用。以下仅根据最近掌握的情况，列出部分电网微机就地稳定控制装置设置情况，见表4-2-5。随着系统的发展变化，设置和应用情况可能也在变化，有些情况可能不完全符合实际或者不全面。 目前，大部分电网的安全稳定控制以就地控制为主。 2．区域稳定控制 区域稳定控制是指根据检测到的故障，在局部区域或全网实施远方切机切负荷等稳定控制。在一些远距离大容量输电较为普遍，电网结构薄弱，稳定问题突出的电网，区域稳定控制是一项重要措施。 早期采用的是简单、分散的远方切机、切负荷装置，通过运行方式计算，统筹安排，也可在较大范围甚至全网实现区域稳定控制。华中电网为解决葛洲坝和丹江等电厂大量电力的远距离输送，保证主要输电通道三相故障电网的稳定，采用了大量简单、分散的远方切机切负荷装置，由调度通信人员按照实际电网运行方式变化安排稳定装置的投退，取得了很好的效果，取得了利用分散的远方切机切负荷装置实现大范围区域稳定控制的丰富经验，目前正在研究实现用计算机进行管理和安排稳定装置的投退。湖南电网为解决湘中和湘南间联络线的稳定问题，利用调度自动化系统的数据采集和遥控功能，根据电网运行状态，将形成控制决策发送至位于湘南的东江电厂的控制装置上，实现远方切机和快速加负荷。（资料来源：樊福而等，智能型稳定控制装置鉴定资料，1995年。） 表4-2-5
部分电网微机就地稳定控制装置设置情况
随着计算机技术的发展，检测电网运行方式和状态量，按一定策略实施控制的智能化微机区域稳定系统已在一些电网使用。虽然，微机区域稳定控制系统的研制和应用经历了较长的过程，随着经验的积累和计算机技术的完善，所出现的问题逐步得以解决，技术日趋成熟，已逐渐为电网生产运行部门所接受。 智能化微机区域稳定系统大致可以分为集中式和分布式两种类型。集中式系统一般由一个主站和若干子站组成，主站根据控制策略表和系统的状态发出控制命令，子站接受和执行命令并向主站发送有关当地系统状态信息。分布式系统的每个站都有各自的控制策略表，可向当地和远方发出控制命令，也可接受其他站的控制命令和发送系统状态信息。以下列出各电网微机区域稳定控制系统装置设置主要情况，见表4-2-6。 3．GPS（卫星全球定位系统）功角测定装置（PMU）用于稳定监测与控制 GPS系统是美国的第三大航天工程，是高精度的定位系统，利用平均分布的24颗卫星，向全球提供三维位置、三维速度和时间信息。只要能够在每个需要的动态参数上注上足够精度的时标，就可实现功角测量。功角是以度为单位，50Hz的系统中每度的时间是：360/50＝55.6µs。GPS系统的时间精度可达到0.5µs，这对测量功角已足够。根据1996年国际大电网会议的调查报告，世界上共装设了一百多台，大部分主要用于功角监测，利用功角进行稳定控制已开始研究。美国西部电网在20多个点装设了PMU，利用测量到的功角对太平洋直流联络线传输的功率进行调整，以提高全网的稳定性，据了解，目前正在投入信号试运行。 目前我国在南方电网已使用两台从台湾引进的PMU测量广西至广东500kV联络线的功胆。有些电网也正准备装设PMU。初步可利用功角进行失步预测和报警，用功角直接进行稳定控制的研究也有着极其广阔的前景。 表4-2-6 各电网微机区域稳定控制系统设置的主要情况
（二）电力系统故障动态记录的主要技术原则及应用 随着计算机技术的发展，微机故障动态记录装置已普遍应用，一些电网已建成了全网故障信息处理系统，将故障住处传送到调度中心集中分析处理。 1．三种不同功能 （1）高速故障记录功能。记录应短路故障或系统操作引起的电流和电压暂态过程。其特点是采样速度高，一般采样频率不小于5kHz，记录时间不大于1s。 （2）故障动态记录功能。记录因大扰动引起的电流、电压及频率等参量全过程变化现象。检测继电保护与安全自动装置的动作行为，了解系统暂态和动态过程。其特点是采样速度较低，一般不超过1kHz，但记录时间长，要到暂态和动态过程基本结束。 （3）长过程动态记录功能。记录发电厂及电网有关参量。采样速度数秒一次，全过程时间长。 2．主要任务 记录短路故障、系统振荡、频率和电压崩溃等发生后系统电参量的变化过程和继电保护与安全自动装置的动作行为。 3．220kV变电站应记录的故障动态量 220kV变电站应记录的故障动态量为：220kV线路、母联断路器、变压器220kV侧3相电流和零序电流；两组220kV母线电压互感器的3相电压和零序电压。继电保护跳闸命令、纵联保护通信通道信号、安全自动装置动作命令。 4．500kV变电站应记录的故障动态量 220kV部分应记录的故障动态量同3.0500kV应记录的故障动态量为：500kV线路4个电流量、4个电压量和主变压器4个电流量。继电保护跳闸命令、纵联保护通信通道信号、安全自动装置动作命令。 5．一些故障信息记录实例 实例一 图4-2-16所示为220kV线路AC两相短路的故障记录，从中可知： 故障距离：161.74km， 故障前一周波A相电流有效值：0.207kA， 故障后第一周波A相电流有效值：1.3kA， 故障前一周波母线A相电压有效值：132kV， 故障后第一周波母线A相电压有效值：97.5kV。 实例二 图4-2-17所示为110kV线路A相接地短路的故障记录，从中可知： 故障距离：12.57km， 故障前一周波A相电流有效值：0.138kA， 故障后第一周波A相电流有效值：3.65kA， 故障前一周波母线A相电压有效值：67.5kV， 故障后第一周波母线A相电压有效值：41.2kV。 参考文献 1．王梅义等编著 . 大电网系统技术 . 第2版 . 北京：中国电力出版社，1995 2．雷晓蒙等，“Power System
Planning Overview and Development System Interconnections in China－Experience and
problems”，国际大电网会议CIGRE
37－305，1996 3．雷晓蒙等，“Practical
Experience and New Consideration of Electric Power Grid Planning and Operation
Criteria in China”，ICEE，1996 4．袁季修著 . 电力系统稳定控制 . 北京：中国电力出版社，1996
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