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电压失稳的实际事例
不同类型的电压崩溃：
暂态 或 长过程
崩溃 或 非崩溃
纯粹 或 混杂(功角和电压 稳定)
Note：重要的几大事故
1987年1月12日法国(长过程，6-7min., 崩溃，纯粹)[YJX袁季修]
事件发生在法国网的西部，时属冬季，气温较低.由于照明和热力设备的原因，负荷对电压十分敏感.初始状态下，有功/无功功率和电压都属正常状况.从全国来说，峰荷为5800万，功率储备590万.10:55到11:41之间，一些独立的事件使得区域内的3台在线机组(共四台)相继从网中脱离，留下一台机组运行.11:28地区调度发出命令，开动燃汽轮机.在损失了3台机组后的13秒(暂态稳定后)，第4机组由励磁电流保护动作而切机，引起地区电压急剧下降，400KV电压跌至380KV.在30秒的平稳期后，电压继续下跌并波及法国电网的其它区域，在六分钟内，损失另外9台常规火电机组和核电机组.11:45到11:50时，总功率损失为900万瓦(>590万).11:50时，区域的电压稳定在300KV，在部分西部400KV的变电所，电压为180KV，在由调度中心发令切负荷之后(切断400KV/225KV的变压器后切150万负荷)电压恢复.(注意电压并没有完全崩溃，而是稳定的非常低的水平.有些电动机负荷已掉电，余下的负荷对电压更敏感.在低电压期间，由于热控制而增加负荷，导致负荷功率下降，运行在P-V曲线的下半段)1987年1月12日法国 1982年8月4日比利时 1983年12月27日瑞典 1987年7月23日日本 1996年7月2日WSCC
事故后的分析表明：
在规定的时间内，实现了紧急有功支援(起动燃汽轮机、增加水轮机的出力).负荷特性为Kpu=1.4，Kqu=3(考虑了高中压的电容器和热力负荷).11:41后，第一次电压跌落，负荷减少，使系统能达到一个接近初始状态的运行点.11:42－11:45，LTC动作，调整中压电压(20KV)，使负荷稳定，但运行点在恶化，EHV系统电压下跌，损耗增加，无功出力接近极限.11:45，交流发电机达到无功极限，整个系统出现高度非线性，而且无法分地区控制电压，LTC使系统不稳定，大量发电机跳闸.负荷随电压线性变化.锁定超高压/高压网的LTC，系统会得到更好的保护.同时，这种效果受负荷动态特性的影响，不能持续时间长，必须采取紧急措施(如切负荷)
有些切负荷命令没有得以实现. 发现发电机最大励磁电流保护的设定和发电机保护的延迟设定的有问题. 在此事故中，常规的保护表现正常，只是在损失第四台发电机、系统超高压跌到380KV
时，225KV高压网的高/中变压器变比动作、引起负荷增加，导致电压进一步下跌.分析结果表明，最好的措施是根据电压判据、利用自动设备尽可能快地锁定EHV/HV变压器变比，从区域控制中心进行紧急状态下的远方负荷切除.EHV/HV的LTC锁定自动装置1990年投入实验，现在法国的七大区域调度的EMS中都配有此装置.同时，事故也引起了EDF对在线电压安全分析的兴趣.1982年8月4日比利时(长过程，4.5min., 崩溃，纯粹)[CWTAYLOR]
事故开始是一台70万机组从网中解除进行常规试验，45秒后自动控制装置减少了另二台机组的无功出力, 初始事件后的3~4分钟，由发电机最大MVAR保护起动切除三台机组.在3分20秒，某一主电厂的电压跌至82%，在4分30秒，由阻抗继电器动作切除另二台发电机，引起电压崩溃.原因是过励磁保护和转子过电流保护缺乏配合.采取二个不同的措施：
① 区域控制：在电压崩溃的开始，系统可以看作是具有一致的电压水平的不同区域的组合.在比利时网定义了几个区域，低电压继电器监视各区域150KV母线，如果二处的电压跌到145KV以下并延续5秒以上，区域控制中心发命令降低5%的变压器变比，即降低5%的二次测电压，这样，负荷会暂时减小.低电压继电器在148KV时回归.② 就地控制：装配LTC的就地锁定控制，当电压跌至最低正常电压的97%时，负荷LTC上的低电压继电器将锁定变比.当电压升至最低正常电压的99%时，低电压继电器回归原位.这防止LTC控制负荷电压恒定，负荷功率恒定，导致电压崩溃.③ 变压器切除：如果配电变压器的二侧电压跌至70%的额定电压并超过5秒，就切除变压器.这也就是低电压切负荷，也便于负荷恢复.1983年12月27日瑞典(长过程，55s., 崩溃，纯粹)[CWTAYLOR]
在斯德哥尔摩西部的一个变电所发生短路，并切除失败，导致损失整个变电所和二条400KV线路，约8秒后一条220KV线路因过负荷而切除，LTC的动作使系统从北到南的线路上电压更低、电流增大.短路故障约50秒后，另一条400KV的线路切除，接着瑞典南部系统分裂成多岛，频率和电压崩溃，低频减载也没能挽救系统.孤岛系统中的核电厂因发电机过电流和低阻抗后备保护而切除，引起断电.在最后崩溃前400KV网的电压跌至316KV(在瑞典中部).在南部，电压水平和频率在最后崩溃前2-3秒一直属于正常.共损失负荷1140万.根据分析，系统的最终分裂是由于LTC动作引起的，时间延迟为50秒左右.1987年8月22日美国西田纳西(暂态，10s., 崩溃，复杂)[CWTAYLOR]
在田纳西发生78个周波的115KV相间母线放电，故障切除后的10秒内，161KV和500KV的系统电压跌到75%和82%.电动机的无功需求增加, 加重电压下跌，3段距离保护动作，引起一系列的动作，负荷损失126.5万.目前安装了减载装置，在电压为87%时动作，并分有不同延迟的5档.在第一档投入电容器，其余的4档在不同的地方以不同的延迟时间切负荷，直到电压恢复到继电器回归.值得注意的是系统保护和减载措施的配合，线路的二段保护必须在切负荷之前动作，而三段保护则在减载之后才动作.二段的延迟是30周波，三段为120周波，五级减载的时间延迟分别为45、60、75、90和105个周波.Nelson River HVDC System, Winnipeg, Canada, Apr.13,1986(暂态，崩溃，秒)
[CWTAYLOR]
在转换变压器充电过程中发生部分电压崩溃，涌入电流（inrush）降低了交流电压, 导致换向失败和逆向器点火角超前，电压降低到57%，经过暂时的直流锁定后电压恢复.一秒钟的电压崩溃发生了.联络线切断，直流四极中的三极关闭，低压减载动作.在交流系统低压情况下，降低固定数量的直流功率的控制(系统低压保护装置)当时没有投入运行.SE Brazil, Paraguay, November 30,1986(暂态，崩溃，秒)[CWTAYLOR]
在几个交流系统元件断电后，Sao Roque 逆变器(Itaipu HVDC link)的交流电压下跌，在几秒钟内为0.85pu.发生多次换向失败，并且直流功率控制增加直流电流使变流器无功损耗增加.整个直流系统关闭，交流系统发生崩溃，超过1200MW的负荷被切除.由于这一事故和其他事故，导致直流控制方式的一系列变化.South Florida，May 17,1985(暂态，崩溃，秒)[CWTAYLOR]
一个电刷起火引起三条500KV轻载线路跳闸，在几秒钟内导致电压崩溃和大面积停电.低电压阻碍了低频继电器动作.暂态稳定仿真表明系统应该恢复并且怀疑负荷模拟的不足(包括发电厂辅助设备模拟).负荷损失了4292MW.Florida，1982(长过程，崩溃，分钟)[CWTAYLOR]
所有的四个事故是相似的，开始于Florida南部或中部的大容量发电机组的损失.由于从外部传输的功率增加，电压恶化，经过1－3分钟后发生系统解列.随后低频减载负荷约2000MW.这些事故后，在多个230KV变电站装置了由电压继电器启动的并联电抗器和电容器.Jacksonville, Florida, September 22,1977(长过程，崩溃，分钟)[CWTAYLOR]
发生了一系列电压崩溃事故.这种崩溃包括切机，励磁电流限制器动作，人工切负荷以及其它现象.Tokyo，July 23，1987(长过程，崩溃，20分钟)[CWTAYLOR]
当天，天气炎热，负荷异常高.中午后，负荷以400MW/分钟的速度增加.虽然投入了所有可能的并联电容器，仍不能阻止电压下跌，在13:15时500KV系统运行电压为460KV，到13:19时跌到370KV.13:19时发生电压崩溃，8168MW负荷被切除.对稳定不利的新型空调的特性被认为是罪魁祸首.France，December 19，1978(长过程，崩溃，26分钟)[CWTAYLOR]
当时，法国从其它国家购电.在7:00和8:00之间，负荷的增长4600MW，而以前通常为3000KW.8:00电压开始恶化，并且在8:05-8:10之间一些EHV/HV分接头被锁定，低电压导致热力负荷下降.8:20时，东部400KV系统的电压运行范围为342KV到374KV.8:26时, 过负荷继电器断开一条主干道的400KV线路(系统操作员事先已得到报警信息：线路将在20分钟内断开).在恢复过程中，另一个崩溃发生了.直到12:30系统才完全恢复.停电负荷为29GW和停电量100GMh.这次事故损失大约在200-300百万美元.Miles City HVDC link, May and July 1986(长过程，非崩溃，秒)[CWTAYLOR]
由于交流系统相对较弱，在DC ramping及无功投切时导致换向失败，电压偏差过大.在某些情况下，转换器断电，损失310MW的西部发电机.Miiippi，July 1987(长过程，非崩溃，秒)[CWTAYLOR]
1981年，在负荷区域安装了减载装置，在这之前切除一台500/161KV变压器可能会引起电压崩溃.空调占有了夏季高峰负荷的大部分.1987年6月中的分别的三天，电流互感器故障引起变压器组事故和其它事故.电压崩溃迅速发生，但是，在2秒内低压减载400MW负荷，使系统恢复正常.1992年6月22日，损失500/161KV变压器导致低压减载装置切除负荷586MW.South Carolina，July 11，1989(长过程，非崩溃，unknown)[CWTAYLOR]
在破记录的高峰负荷需求时，损失一个出力为868MW和440MVA的核电站.由于电压自
动调节器的作用，共发出649MW 的9台水轮发电机被发电机后备继电器断开.115KV电压降到约89%，230KV电压降到约93%.Northern California，May 21，1983(长过程，非崩溃，2分钟)[CWTAYLOR]
Pacific HVDC联络线双极事故(1286MW)后，沿Pacific 500KV 交流联络线的电压下跌达2分钟.最低电压在Vaca-Dixon 500KV变电站，达385KV(525KV正常运行电压的73%).低电压引起各种水站水泵的停运，不得不重新恢复.Pacific交流联络线的初始载荷为2240MW.Longview，Washington Area，August 10，1981(长过程，非崩溃，分钟)[CWTAYLOR]
天气炎热(41摄氏度)，接近Trojan核电厂的Allston站500/230KV自耦变压器维修，1100MW的Trojan电厂断电，将功率和电压支持的任务转移到Longview地区.传输线(230KV和115KV)过载并且发生一些单相接地故障，可能是由于线路松弛搭上树枝(松弛是由于高温、大负荷、低压引起的大电流).Longview铝厂13.8KV电压跌到12.4KV，BPA系统运行人员允许铝厂操作员改变230/13.8KV变压器上的分接头－这是错误的做法－电压虽然升高到13.2KV,但是随后又降低到13KV，很快一条电解电池系列线(Potline)被切除掉.230KV系统的某一点电压降到208KV，并且Longview地区的电压崩溃逼近了.Trojan事故后的46分钟，运行人员断开电解电池系列线(Potline)负荷110MW.然后线路重合闸，Allston 变压器恢复运行.Central Oregon, September 17，1981(长过程，非崩溃，分钟)[CWTAYLOR]
在供给Oregon北部Bend区负荷的230KV线路开断后，LaPing变电站230KV的51 MVAr电容器组开始发生振荡.由于只有南部的230KV线路处于运行状态，设置的电容器组感应盘式继电器导致电容器组在一小时内开断19次，平均每3分钟一次.电压变化范围约为219KV－251KV.图F-2显示出变电站电压，图中可见变比调整导致振荡.电容器组的充电大约需要3分钟时间，然后放电.随着电容器组的切除，电压衰减直到电容器组再充电.England，May 20，1986(长过程，非崩溃，5分钟)[CWTAYLOR]
在一次雷击中，6条400KV线路在1分钟内断电.在5分钟之内，电压逐渐下跌，最低点的记录为352KV.在5分钟之内投入1000MW燃汽轮机以稳定电压.线路重合闸以恢复电压.电压崩溃本来可能会发生的，估计由于LTC变比的不同动作时间的相互作用延缓了电压的衰减，有利于运行人员采取行动.Zealand，Denmark，March 2，1979(长过程，非崩溃，15分钟)[CWTAYLOR]
最初，本岛南部的一台270MW机组发生故障.附近没有无功储备，并且分接头变化恢复负荷，使得电压下跌.15分钟后，电压低于0.75pu，使得系统不可能启动和同步该地区的一台70MW的燃汽轮机.此后，手动切除负荷以便恢复电压，并允许燃汽轮机拉入同步.由于分接头级间的相对的长时间延迟，电压衰减时间的较长(15分钟).Western France，Feb.3，1990 and Nov.1990(长过程，非崩溃，分钟)[CWTAYLOR]
自从1987年1月12日事故，EDF检测到两个非常严重的事故.1990年2月3日，一场猛烈的暴风雪引起Cordemais发电厂的225KV及400KV母线断电.自动分接头控制的锁定和运行人员的手动减载，使得系统稳定，直到修复工作完成.在1990年11月，四台Cordemais发电机组在40分钟内断电.运行人员采取行动，包括在达到自动锁定判据之前将分接头控制锁定，再一次使系统保持稳定.New York State，September 22，1970(长过程，非崩溃，分钟，小时)[CWTAYLOR]
在几个小时内经历了多次电压衰减.多次运行人员操作自动减负荷装置、又服从公众抱怨、导致电压下降.在15:45，345KV母线电压下降到318KV，当电压再下降6KV时，运行人员切除了大约200MW的负荷.Illinois and Indiana，July 20，1987(长过程，非崩溃，小时)[CWTAYLOR]
负荷水平接近高峰记录，无功功率需求比预期高，功率传输大，一些发电机又没法投
入运行.765KV、345KV、138KV母线电压分别低于正常的8%、11%、12%.后来，AEP公司在138KV母线增加了可投切电容器组，增加了765KV并联电抗器的开关.研究表明，系统应能在单一的预想事故下保持稳定.Northeast United States, June 11，1984(长过程，非崩溃，小时)[CWTAYLOR]
事故的起因是异常的高负荷、计划内停运和被迫停运.虽然电压降低并且投入了并联电容器，但是在PennsylvaniaMaryland(PJM)互联网的由西向东输电线路和从Canada输电的New York Power Pool不得不减少输送功率以保持电压稳定和满足事故前无功极限的要求.在PJM网内，减少几个机组的有功出力以增加无功出力，购买来自Virginia的燃汽轮机的出力来补偿缺额的功率.Baltimore and Washington D.C., July 5, 1990(长过程，非崩溃，小时)[CWTAYLOR]
高负荷(高温)和发电机outages，使得500KV电压降低.解决办法：电网降压5%运行，running out-of merit generation, 用电侧管理以及400MW的rotating blackout.Notebook :
主要原因
High Load
Planned or forced outrages
Generation Outrages
附加现象
Running out of merit generation.Reducing some thermal production.Some motor load drop off, load become sensitive.System could be stable.措施
短期措施
Reducing the imported power and increase the local generation,Increasing local gas generation.Reducing active power to increase reactive output, and the same time increase active output of other(on-line or off-line)machines
Demand-side management(Re-arrangement)
Rotating blackouts(Load Shutting with no choice, with compulsion in some extent)
Tap locking.长期措施
Adding switches to shunt reactors
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