电力系统电压不稳定事故及其分析
电力系统典型晃电事故及防晃电措施研究
电力系统典型晃电事故及防晃电措施研究摘要：随着企业用电量的不断增加，电力系统的设备和结构变得越来越复杂。
在正常运行的过程中，由于遭受雷击、内部电网短路以及大型设备的启动，可能会出现电压的瞬时波动，但很快就会恢复到原来的水平，这种电压波动被称为“晃电”。
对于一些辅助设备，如果保护器件跳闸，可能会导致主机故障，从而使整个机组停止运转。
因此，通过分析和研究晃电的危害和应对措施，我们可以更好地控制晃电的影响，确保系统的稳定性。
关键词：电力系统；晃电事故；防晃电措施一、晃电类型概述1.1电压骤然变化当电压突然上升或下降时，通常会出现晃电的情况。
这种异常现象通常会持续零点五秒到一分钟，通常认为电压的波动范围达到了一定程度就会发生晃电。
晃电的幅度通常在10%~80%之间，而下降的幅度则在10%~90%之间。
根据数据，当电压波动超过10%时，就可以断定出现了晃电现象。
1.2电压闪变当电压发生变化时，人们可以通过使用发光设备（如灯泡）来观察到这种变化。
在这种情况下，照明设备会出现明暗不一的状态，导致晃动。
此时，电压的波形会有规律地变化，或者电压的幅值会有随机的波动。
二、晃电事故对电力系统的负面作用2.1影响继电保护继电保护装置是电力系统的重要组成部分，它能够有效地保护整个系统的安全性。
当发生故障时，继电保护装置可以迅速准确地断开故障设备，并向总控室发出警报，以便工作人员及时采取行动，确保系统的安全运行。
继电保护装置不仅可以有效防止电力系统中的故障设备在发生故障后继续运行，而且还能够有效保护其他设备免受连带损害，从而确保电力系统的安全运行。
当振荡电流和继电保护装置的运行电流相匹配时，继电器将自动触发保护功能；而当两者不匹配时，继电器将自动关闭。
这样，由于电流速断保护的存在，将导致继电器的故障，从而严重损害其正常使用。
2.2影响变频器变频器是一种用于控制电力系统运行的设备，它通过整流电路、电容器、变压器、霍尔元件和电源板来实现电压和频率的调节。
电力系统常见电压异常分析及处理
电力系统常见电压异常分析及处理发布时间：2023-02-15T08:03:15.202Z 来源：《当代电力文化》2022年19期作者：宗艳1 白丽娜2 [导读] 电力系统运行过程中宗艳1 白丽娜21.国网沧州供电公司，河北沧州 0610002.国网邢台供电公司，河北邢台 054000摘要:电力系统运行过程中，经常发生电压异常的情况。
电压降低、过电压均会影响电力系统安全稳定运行，因此及时发现识别电压异常及其原因，并采取正确的措施进行处理至关重要。
本文对小电流接地系统单相接地、电压互感器一、二次熔丝熔断、线路断线、系统谐振等引发的电压异常进行了分析，并给出了相的处置措施。
关键词：电力系统；电压异常；单相接地；断线；谐振；前言电力系统在运行过程中，常常出现电压异常的情况，主要表现为电压的降低和升高。
电压异常可能造成一次设备绝缘损坏、继电保护等二次设备保护拒动等问题，需要重视。
常见的引发电压异常的情况有小电流接地系统单相接地、电压互感器一、二次熔丝熔断、一次线路断线、电力系统谐振等原因。
一、小电流接地系统单相接地电力系统按接地方式分为大电流接地系统和小电流接地系统。
大电流接地系统包括直接接地、小电阻接地系统等。
小电流接地系统是指中性点不接地或经消弧线圈和高阻抗接地的三相系统，又称中性点间接接地系统。
在我国，系统零序电抗与正序电抗比值大于4~5的系统为小电流接地系统。
在美国和西欧，零序电抗与正序电抗比值大于3为小电流接地系统。
一般110kV及以上系统为大电流接地系统；35kV及以下为小电流接地系统。
小电流接地系统单相接地是一种常见故障。
当小电流接地系统发生单相接地时，接地相的相电压降低或变为0V，其他两相相电压升高。
接地相没有故障电流。
因此，单相接地故障时，允许系统运行1-2小时。
但系统单相接地时，另外两相对地电压升高，最高升高为线电压容易造成设备绝缘损坏，继而发生两相短路、三相短路等。
同时接地故障点产生电弧，可能烧坏设备，发展成相间或三相故障。
电力系统中的电压稳定性分析与改进策略
电力系统中的电压稳定性分析与改进策略电力系统的电压稳定性分析与改进是确保系统正常运行和供电质量稳定的重要环节。
本文将详细介绍电力系统电压稳定性的分析方法，以及改进策略。
一、电压稳定性分析方法（一）静态分析法静态分析法是一种简化了电力系统模型的静态平衡法，通过忽略短期动态响应和系统的非线性特性来分析电压稳定性。
静态分析法可以使用功率流分析进行电压稳定性分析，主要包括节点电压法、导纳阻抗法和调整阻抗法等，通过计算得到系统的节点电压和功率偏差，从而判断系统的电压稳定性。
（二）动态分析法动态分析法是一种考虑了电力系统的瞬态响应和非线性特性的分析方法，通过考虑负载变化、故障和控制器动态响应等因素对系统进行动态模拟和仿真，计算系统响应过程中的电压波动情况。
常用的动态分析方法有振荡等效法、自衔接法、以及时域和频域模拟方法等。
动态分析法能够全面考虑系统的非线性特性和瞬态响应，对电压稳定性的评估更准确。
二、电压稳定性的改进策略（一）发电侧的控制策略1.发电机调整控制：通过调整发电机励磁系统使得电压保持稳定。
2.AVR和无功补偿：采用自动电压调节器(AVR)和无功补偿装置来调节系统电压，并通过改变电源电压变化率减小电压波动。
3.机组统一调度：通过合理的机组出力分配和协调运行，减少机组负荷波动，提高系统的电压稳定性。
（二）负荷侧的控制策略1.合理负荷预测和管理：对负荷进行准确预测，并采取合理的负荷管理措施，控制负荷波动范围，减小对系统电压的影响。
2.负荷调度和优化：通过负荷调度和优化方法，将考虑削峰填谷，均衡负荷和降低电压尖峰，提高系统的电压稳定性。
3.过载保护和限流：对负载过载和瞬态故障采取保护措施，如及时切除过载负荷，限制故障电流对电压的影响。
（三）系统拓扑优化和规划策略1.线路规划和交叉调度：通过合理规划系统线路布局和交叉调度，减小线路阻抗和负载不平衡，提高系统电压稳定性。
2.变电站布置和优化：根据负荷分布和功率流向情况，合理布置变电站和选择变电站参数，以降低系统的电压损耗和提高系统电压稳定性。
某500kV主变保护电压二次回路电压异常事故原因分析及经验总结
某500kV主变保护电压二次回路电压异常事故原因分析及经验总结摘要：随着我国社会经济的快速发展，电力工程发展迅猛，使得电气控制系统变得越来越重要。
某500kV主变保护电压在运行过程中经常出现二次回路电压异常的情况，使得某500kV主变保护电压无法正常工作，此种情况下，相关单位就需要加强对某500kV主变保护电压二次回路保护工作，本文就对某500kV主变保护电压二次回路电压异常事故原因分析及经验总结展开讨论。
关键词：某500kV主变保护电压；二次回路；异常事故；原因分析；经验总结某500kV主变保护电压控制系统直接关系到整个电力系统的正常运行，保证电力系统可以安全稳定的运行[1]。
但是现阶段，某500kV主变保护电压在使用过程中经常会产生故障，出现二次回路电压异常事故，造成供电设备无法正常运行，因此，加强某500kV主变保护电压的保护工作成为目前的主要任务，本文就对某500kV主变保护电压二次回路电压异常事故原因进行分析，并做好经验总结，以期为主变保护电压故障处理工作提供参考依据。
1、某500kV主变保护电压二次回路电压异常事故原因分析1.1、故障概况2017年5月12日，某变电站 #1主变低压侧35kV Ⅱ段母线电压互感器 A 相更换后，投入运行时 #1主变 A 套保护（RCS-978）报“低压侧 PT 异常”。
现场查看#1主变 A 套保护装置低压侧电压采样，发现 A 相电压为113V，实际测量为118V，B、C 相电压正常，为59V 左右。
同时发现监控后台显示35kV Ⅱ段母线 A 相一次电压为40kV 左右，而正常应该为20kV 左右。
运行人员汇报网调，网调下令退出#1主变 A 套保护，但35kV Ⅱ段母线保持带电状态。
1.2、现场检查及处理情况检查人员现场检查时，测量该电压互感器相关二次回路发现，见图1，第一绕组 A 相电压为6V 左右（测量点 X2 ：1-X2 ：6），第二绕组 A 相电压为118V（测量点 X2 ：11-X2 ：17）；两个绕组 N600对地电压均为60V 左右；甩开第一绕组 A 相的负载，即将 X2 ：1和X2 ：6左侧接线解开，测量1a 和1an 两根接线，也就是其空载电压，为120V ；甩开第二绕组 A 相的负载，即将 X2 ：11和 X2 ：17左侧接线解开，测量2a 和2an 两根接线，其空载电压也为120V。
电力系统短路与过电压分析
电力系统短路与过电压分析电力系统是现代社会不可或缺的能源供应基础设施。
然而，在电力系统运行过程中，短路和过电压是常见的问题，它们可能导致设备损坏、系统故障甚至是安全事故。
因此，对电力系统的短路和过电压进行分析和控制是非常重要的。
短路是指电路中出现异常低阻抗的情况，使电流瞬间剧增，可能导致设备过载和烧毁，甚至引发火灾事故。
短路可以分为两种类型：对地短路和对线短路。
对地短路是指电路中出现线与地之间的接触，而对线短路是指电路中两个相邻线之间出现接触。
短路的发生可能是由于电线绝缘破损、元器件故障以及操作错误等引起的。
为了分析电力系统中的短路情况，我们需要进行短路计算。
短路计算可以通过模拟电力系统运行状态及考虑各种故障类型来进行。
在计算过程中，我们需要考虑电力系统的基本参数，如电流、电压、阻抗和功率因数等。
通过计算，我们可以获得系统中各个节点的电流和电压数值，从而判断系统中是否存在短路问题以及可能出现短路的位置。
一旦确定了电力系统中的短路情况，我们需要采取相应的措施进行短路保护。
常见的短路保护装置包括熔断器、断路器和隔离开关等。
这些装置可以在电路中检测到短路情况后，迅速切断故障电路，防止电流过大导致设备损坏和人员伤亡。
此外，短路保护还需要考虑故障定位和故障恢复等问题，以快速确保电力系统的正常运行。
除了短路之外，过电压也是电力系统中常见的问题之一。
过电压是指电压超过额定值的情况，可能导致设备损坏和电弧产生，造成火灾和人员伤亡。
过电压通常分为永久性过电压和瞬时过电压。
永久性过电压是指持续时间较长的电压超过额定值，可能由电网负荷变化、故障和操作错误等引起。
瞬时过电压是指持续时间较短的电压峰值，可能由雷击、故障和电力设备开关操作等因素引起。
为了分析电力系统中的过电压问题，我们需要进行过电压计算和分析。
过电压计算可以通过模拟电力系统中各个节点的电压变化情况来进行。
在计算过程中，我们需要考虑系统中各种负荷变化、故障和操作因素对电压的影响。
电力系统调压措施分析报告
电压是衡量电能质量的重要技术指标，对电力系统的平安经济运行，保证用户平安生产和产品质量以及电气设备的平安和寿命具有重要影响。
19 世纪 70、80 年代法国、美国、瑞典、巴西、日本等国家相继发生电压崩溃性事故，这些以电压崩溃特征的电网瓦解事故每次均带来巨大的经济损失，同时也引起了社会的极大混乱。
电压崩溃是由系统运行中的电压偏移未能良好的进展调整演变而成。
任何电压偏移都会带来经济和平安方面的不利影响。
当系统出现故障时，电压会降低，如果不及时地采用合理有效的措施对电压进展调整，就会引起电压崩溃进而电网瓦解等重大灾难性事故。
因此，电压调整是保证电网平安可靠运行的重要方面之一。
保证用户处的电压接近额定值是电力系统运行调整的根本任务之一。
电力系统的运行电压水平取决于无功功率的平衡，系统中各种无功电源的无功输出应该满足〔大于或至少等于〕系统负荷和网络损耗在额定电压下对无功功率的需求，否那么电压就会偏离额定值，产生电压偏移。
此外为保证运行可靠性和适应无功功率的增长，系统还必须配置一定的无功备用容量。
系统的无功电源充足，即表现系统能运行在较高的电压水平；反之，系统无功缺乏就反映为运行电压水平偏低，需要装设无功补偿设备。
由于电力系统的供电区域幅员广阔，无功功率不适宜长距离传输，所以负荷所需的无功功率应尽量的分层分区就地平衡。
由无功功率平衡原理可知进展电压调整就是从补偿无功电源和减小网络无功损耗两个方面出发。
电力系统构造复杂且用电设备数量极大,电力系统的运行部门对网络中各母线电压及各种用电设备的端电压进展监视和调整是不现实的也是没有必要的。
因此，在电力系统中，运行人员常常选择一些有集中负荷的母线作为中枢点进展监视和控制，只需将中枢点电压控制在允许的电压偏移范围内，那么系统其它各处的电压质量也能根本满足要求。
一般可以选择作为电压中枢点的母线有： 1〕大型发电厂的高压母线。
2〕枢纽变电站的二次母线。
3〕带有大量地方负荷的发电厂母线。
电网过电压问题分析及防范措施
电网过电压问题分析及防范措施摘要：电网在正常运行时，由于会遭受雷击、倒闸操作、设备故障或参数配合不当等原因，造成电网某一部分短时电压升高，这种电压升高称为过电压。
过电压的出现，会破坏设备绝缘、从而导致设备损坏，甚至造成系统安全事故。
研究过电压的成因，预测其幅值，并采取相应限制措施，这对电气设备的制造应用和电力系统安全运行都具有重要意义。
关键词：过电压；防范措施电网过电压是电力系统中很常见的故障，对电力系统安全运行造成威胁。
如何分析及防范，提高电网抵御过电压能力，保障电力系统安全稳定，具有重大意义。
本文通过对过电压产生的各种原因进行分析，并提出相应的防护措施。
过电压一般分为外部过电压和内部过电压。
一、外部过电压又称大气过电压，它是由雷云放电产生的直击雷过电压和感应雷过电压这种现象在电网过电压中所占比例极大。
其过电压的幅值取决于雷电参数和防雷措施，该种过电压的特点是持续时间短，冲击性强，具有脉冲特性，与雷击强度有直接关系，其持续时间一般只有数十秒左右。
对大气过电压的防护技术措施主要包括可装设符合技术要求的防雷装置，如避雷线、避雷针、避雷器（包括由间隙组成的管型避雷器）和放电间隙，它又分接闪器、引下线和接地装置三部分组成。
二、内部过电压它是电网内部的能量在传递或转化过程中产生，施加于电气设备上，造成瞬时或持续高于电网额定允许电压，对设备安全运行构成威胁。
由于内部过电压的能量来自于电网本身，所以它的幅值和电网电压基本成正比例关系。
根据产生原因不同，内部过电压可分为两大类，一类是由于故障或操作开关引起，如工频过电压、操作过电压。
另一类是由于电网中电感和电容参数相互配合发生谐振而引起的，如谐振过电压。
1、工频过电压及限制措施工频过电压是指由电力系统故障、电网运行方式的改变、长线路的电容效应、突然甩负荷等原因引起的短时工频电压升高（超过正常工作电压），其特点是持续时间较长，但数值不很大，对设备绝缘一般威胁不大，但对超高压、远距离输电电网影响较大，对配置其设备绝缘水平起重要作用。
电力系统中的电压波动与闪变分析
电力系统中的电压波动与闪变分析随着社会的发展和人们对电能的需求日益增长，电力系统的稳定运行成为当代社会的关键问题之一。
在电力系统中，电压波动和闪变是影响电网质量的两个重要指标。
本文将从发生原因、影响和监测方法等方面，对电压波动和闪变进行深入分析。
一、电压波动的发生原因及其对电力系统的影响电压波动是指电网的电压值在一段时间内发生周期性变化或剧烈变化的现象。
其主要原因可以归结为负载变化、电源设备故障、电网故障以及不良的电能质量等。
其中，负载变化包括电力系统内部负载波动和连接到电网中的各种设备的负载波动。
电源设备故障主要指发电机、变压器等电力系统核心设备的故障导致的电压波动。
而电网故障则是由于输电线路、开关设备等发生故障造成的。
电压波动对电力系统的影响是多方面的。
首先，电压波动会引起设备工作的不稳定，甚至会导致设备的损坏。
其次，电压波动还会对电力系统内的其他设备产生连锁反应，从而引发更大范围的故障，严重影响电网的安全稳定运行。
此外，电压波动还会对用户的电子设备产生不利影响，如导致计算机死机、数据丢失等。
二、电压闪变的发生原因及其对电力系统的影响电压闪变是指电网的电压在短时间内发生剧烈变化的现象，其主要原因包括突然的负载变化、电源故障、电弧炉、电动机启动等。
与电压波动相比，电压闪变对系统的影响更为剧烈。
电压闪变对电力系统的影响主要体现在以下几个方面。
首先，电压闪变会导致设备的故障和损坏，尤其是对于对电压波动和闪变较为敏感的设备，如电子设备和精密仪器。
其次，电压闪变还会造成系统负荷的不稳定，从而影响到电网的供需平衡，甚至引发不对称工作，导致更大的电力系统故障。
三、电压波动和闪变的监测方法和解决方案为了确保电力系统的稳定运行，减少电压波动和闪变对设备和用户的负面影响，需要采用科学的监测方法和相应的解决方案。
1.监测方法目前，常用的电压波动和闪变监测方法包括采用数字记录仪、负载模拟法和数学建模等。
数字记录仪是一种高精度的仪器设备，能够实时记录电压的变化情况，并生成相应的波形图和统计图，以供后续分析和处理。
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清华大学电机系 周双喜
(1)瑞典电网事故（1983年12月27日）
3) 基本分析
馈电变电站电压降低，导致系统负荷瞬时下降；然而由 于OLTC动作，恢复配电电压，反过来，使负荷增加， 导致传输线负荷增加，主网电压下降，而使馈电变电站 的电压进一步下降。OLTC的总的结果是使主网和配电 网电压都逐渐降低。
2)1983年12 月27日事故历程
电压崩溃前，负荷 为18000MW，小于峰荷； 在南北主传输断面上大约有5600MW负荷，低于它的容量极限5800MW； 网络电压稳定在400~405kV ，频率接近于50Hz。 电压崩溃起因：在斯德哥尔摩(Stocklm)西北的海尔迈变电站倒闸操作、线 路刀闸过热损坏、造成断路器和电流互感器之间单相接地闪络故障。 单相接地故障引起的断路器过热故障，导致整个变电站与系统解列(因为分 段断路器没有投入运行)，来自北部的400kV输电线路失去了东边的两条和 一台400/220kV变压器。这时，有发电机跳闸，网络其余部分维持正常。
故障50 秒后另外一条400kV主干线由于距离保护动作(低电压，大电 流)而跳闸，其余几条主干线变为重负荷而发生级联跳闸。
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(1)瑞典电网事故（1983年12月27日）
几秒钟内，北南主干线全部跳闸，瑞典北部电网频率升高，南部电 网频率降低。瑞典和西欧及挪威的联络线都解列(低频)。南部4个核 电站只有在福什马克（Forsmarks）的一台机组（核电）没有因过 电流或低阻抗而跳闸，这台机组在扰动期间仍和北部电网相连。 主干线跳闸后，由于南部大量功率缺额，使南部所有发电机都跳闸
主网由于重负荷而逐渐降低电压，增大电流，导纳明显 增加，导致距离保护动作，线路级联跳闸。ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
清华大学电机系 周双喜
(2)东京电网事故（1987年7月23日）
1)东京电网概况
东京电力公司(TEPCO)50Hz电网北部与Tohuku电力公司相连，南部通过换 频器(Sakuma和 Shin-Shinauo变电站)与Chubu电力公司60Hz电网相连 1987年东京电力公司最大发电功率为39000MW。主力发电厂为核电厂和大 型火力发电厂，都位于东北部。在夏季， 经500kV主干线由东往西输送大量功 率。 事故前一天，东京电力公司预报第二天最大负荷需求为38500MW，准备发电 功率为40500MW。7月23日晨，气预报改变，东京电力公司负荷需求校正为 39000MW(若气温为34℃)到40000MW(若气温为36℃ )。准备发电功率增 加到 41500MW，备用功率1520MW，备用率为3.8%。
内容
电力系统电压不稳定事故及其分析 电压稳定基本概念 改善电压稳定的措施和控制
清华大学电机系 周双喜
电力系统电压不稳定事故及其分析
瑞典电网事故（1983年12月27日） 东京电网事故（1987年7月23日） 法国西部电网电压崩溃（1987年1月12日） 美国西部电力系统停电事故(1996年7月2 日) 亚特兰大供电区域事故(1999.7.30 ) 基于实际事件的电压崩溃一般特征
清华大学电机系 周双喜
(2)东京电网事故（1987年7月23日）
清华大学电机系 周双喜
(2)东京电网事故（1987年7月23日）
2)事故主要历程
7月23日早晨， 负荷需求39100 MW，超过预报值。午饭时间，负荷降至 36500 MW
12:40 负荷需求开始增加。
13:00 负荷需求增加到38200 MW，系统增加发电量以平衡负荷的突然增 加。并联电容器投入，发电机也增加无功出力。频率保持为50HZ，主干电 网电压从510kV调整到520kV。频率和电压运行在正常状态。
13:00开始，负荷需求进一步增加，负荷增加速度达400 MW/分钟，比估 计的高得多。 电压逐渐下降。发电机无功进一步增加，并联电容器也向500 kV系统增加无功出力。 13:07 全部并联电容器投入运行。
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(2)东京电网事故（1987年7月23日）
13:10 功率需求达到39300 MW，为当年夏季最大值。
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(1)瑞典电网事故（1983年12月27日）
两条400kV线路退出后，引起其余5条线路负荷加重，和通过 Stocklmrqy的220kV线路负荷增加， 斯德哥尔摩 (Stocklm) 负荷区 电压降低，负荷减少。
大约8秒钟之后，220kV线路由于过负荷而跳闸。南部负荷区由于带负 荷调分接头变压器的作用，负荷开始恢复。 负荷恢复，导致中部北－南主干线上电流进一步增大，南部电压进一步 降低。
13:15 电压降至460 kV(0.92pu)。 13:19 东部电压降至370kV(0.74pu)，系统负荷中心电压降至 390k V(0.78pu)。 三个变电站新富士(Shinfuji)、新秦亚（ShnHatano）和北东京（Kifa-Tokyo)保护动作跳闸。 事故总共失去负荷 8168 MW， 影响到280万用户。 13:23~13:35 上述三个变电站恢复运行； 13:36 大约 4700MW负荷得到恢复； 14:30 大约6300MW负荷得到恢复； 16:00 大约7300MW负荷 得到恢复；16:40 系统完全恢复。
有联络线和挪威及芬兰相连形成北部电力系统。与西欧有交流联网， 与北欧一些国家有直流联网。
瑞典电网为北－南狭长网络，400、220、132kV三个电压等级。 网络运行受断面允许的极限功率限制。
清华大学电机系 周双喜
(1)瑞典电网事故（1983年12月27日）
清华大学电机系 周双喜
(1)瑞典电网事故（1983年12月27日）
清华大学电机系 周双喜
(1)瑞典电网事故（1983年12月27日）
1)系统的一般特征
瑞典电网总发电为18000MW，其中水电约占64%，主要位于北部； 核电约占35%，位于南部；火电只占2%，散布在南部。 北部水电通过7 条400kV 传输线路和南部负荷区相连，所有线路都 有串联和并联补偿。大的并联电抗器(总计约6000MVAr)直接接于 大系统，一般由手动投切，紧急情况下根据电压自动投切。并联电 容器接于低压系统，根据不同的时间准则(即不同季节，一天中不同 时间段)投切。