0　引言

　　目前，对电网稳定性(静态、动态、暂态)问题的分析研究，都是采用离线计算方法，主要计算发电机相对功角变化，根据其动态行为来分析、判断稳定性，并依据计算结果来校核实际运行方式的稳定性。但受数学模型选取、参数不准等影响，计算结果的可信度差(误差大)，实际检验其精度又十分困难。
　　本文提出了动态稳定实时监测系统，直接测量、监视相对功角、相位、有功、无功等参数的动态过程，即直接监测系统稳定性。由此，掌握电网实际的静态和动态行为特征，并提出符合实际的防止稳定破坏事故的对策及稳定控制技术措施，确定实际的运行方式，提高输电线路的传送能力，指导电网安全、经济运行。同时也可检验计算结果与实际情况的差异，具有重要的理论和工程实际意义。

1　电网动态稳定实时监测系统功能

　　本系统由各厂站端检测装置与省调端监控装置组成。
　　各厂站端检测装置利用全球卫星定位系统(GPS)同步时钟在线实时地(每20 ms)同步测量各自的发电机功率角(δ)、母线电压相位角(θ)以及线路有功(P)、无功(Q)、电压(V)、频率(f)等工况参数，并通过数字微波等设备高速、实时地传送到省调端(注上微秒级精度的全网同步时标)。
　　省调端监控装置实时接收各厂站端发送的上述工况参数的同步检测值，进行计算、分析，并显示工况参数的变化曲线，有扰动时语音报警。重要的是能够直接观察和记录发电机间相对功角摇摆的实际情况。
1.1　电网静态稳定监测功能
　　省调端监控装置可实时监测、打印、报警、存储上述工况参数，显示其静态变化、静态稳定裕度、线路输送功率潜力、功角以及电压对有功的静态灵敏度等。
1.2　电网动态稳定监测与预测功能
　　调度端可实时同步地计算、显示、打印、存储相对工况参数及其动态变化过程。当系统受扰动时或振荡时进行语音报警，立即推出发电机功角的相对摇摆、母线相位相对变化、有功无功的动态变化波形图。根据其变化趋势，预测系统是否会失稳。如有失稳趋势立即语音报警：“稳定”、“持续振荡”、“失稳”。可发出稳定控制信号，将来可用于远方切负荷、切机、系统解列等稳定控制。也可观察系统对某种扰动的灵敏度(即不同故障点、故障性质对不同机组功角和母线电压的影响程度)。
1.3　电网事故顺序记录(SOE)功能
　　在厂站端可实时检测16个开关或保护的动作时刻(分辨率小于1 ms)，并可现场打印输出，供了解事故起因、事故演变过程，以便于分析电网事故。
1.4　全网同步时钟功能
　　可提供相互误差不超过1 μs的全网同步时钟，显示年、月、日、时、分、秒。

2　监测原理

2.1　发电机功角的测量
　　目前一般用发电机间相对功角变化来判断系统的稳定性，因此本系统关键问题之一是功角的实时测量。
　　功角δ有双重物理意义：一个是发电机内部感应电势₀和发电机端电压之间的时间相角；另一个则表示主极磁场_f和气隙合成磁场_δ两者在空间的夹角(不计定子漏磁)。
　　由图1可见，主极磁场_f的方向即为d轴方向，因此电势₀(在q轴上)与转子d轴有90°固定相角。所以，如果在转轴上任意找一个固定的机械位置d′(设其与d轴间相角为β)，则₀与d′间相角也是固定的(90°+β)，所以d′也就间接地代表了₀的方向(相位)，只是d′与₀之间有一个固定不变的相角δ₀(δ₀=90°+β)而已，此δ₀暂称为“定位相角差”。

图1　功角测量原理
Fig.1　The principle of power angle measurement

　　将转子上固定的机械位置d′变为对应的电信号(如其过零点)，则可实测d′信号与端电压V*(过零点)间相角(δ_Σ=δ₀+δ)。如果知道定位相角差δ₀，则可求得功角δ值。因此关键是如何测得δ₀值。
　　当发电机电流=0(如并网前)时，与₀间无相角差(同方向，δ=0)，显然此时实测的d′信号与信号之间的相角差正是定位相角差δ_Σ=δ₀。
　　当I*≠0且有功分量不为零时，₀与间有功角δ，此时实测d′与V*信号之间的相角差：δ_Σ=δ₀+δ，因此可求得功角：δ=δ_Σ-δ₀。
2.2　异地母线相角差的测量
　　如能实测输电线两端母线电压之间的相角差θ，则与实测的功角δ相配合，可实测到两发电机内部感应电势间的功角差的动态过程，也就实测到了稳定性的直接量度值。因此另一关键技术就是要解决异地(甚至相隔几百千米)母线电压相量相位的同步测量问题。
　　利用各地同步的时钟基准脉冲，如图2所示，在甲地和乙地分别测量出母线电压过零时刻与基准脉冲间的时间间隔ΔT₁和ΔT₂，将其分别转换成角度Δθ₁和Δθ₂：

其中　T为电网上母线电压信号周期(用锁相实时跟踪)。
　　

图2　相角差测量原理
Fig.2　The principle of bus phase
difference measurement

将这两个角度远传至调度中心，相减即得母线两端电压的相角差Δθ：

Δθ=Δθ₂-Δθ₁

对50 Hz系统要保证远方异地母线电压相角差测量误差小于1°，则异地同步时钟时差应小于55.6 μs。
　　因此，关键是全网同步的、高稳定度的、高精度(相互时差小于55 μs)的异地时钟如何实现。
　　这需要解决两个问题，一是如何授时(将全网同步的高精度基准时钟信号传递到相距几百千米的异地)；二是如何校时与守时(消除本地时钟差，保持与基准时钟的差在允许范围内)。
2.3　当地同步时钟校时周期的确定
　　影响当地同步时钟守时精度的因素有时钟频率源的日老化率和时钟校时周期。分析计算表明，选用高稳定(日老化率K=5×10^-10)恒温晶体振荡器作为频率源，校时周期为1 d，晶体频率校准周期选为1年，即可满足要求。

3　电网动态稳定实时监测系统组成

　　广义上电网动态稳定实时监测系统由GPS系统、厂站端检测装置、调度端监控装置组成。厂站端检测装置参见图3，调度端监控装置参见图4。
　　时钟频率传递的基本方法有多种，但从精度、实时性、覆盖性、稳定性、可靠性、全天候性、抗干扰性等考虑，选择GPS同步时钟^［1］。它由地面监控设备、卫星(24颗)、用户接收机组成。

图3　厂站端装置构成
Fig.3　The configuration of device at station

4　推广应用前景

　　a.对硬件增加电压、电流测量通道，并对软件稍加扩充就可容易实现暂态稳定监测(稳定性及其裕度)、预测、控制功能(暂态稳定控制器)(包括切机、切负荷、系统解列等)。
　　b.若只在重要的枢纽点上装监测装置，则利用其提供的部分节点电压相量作为初始值，可大大加快实时潮流、状态估计、稳定计算的收敛速度。
　　如能覆盖全网(现在数据通信设施日趋完善)，则可用实测量来进行运行监视、稳定监视分析、稳定预测、稳定控制，将会是一次重大革新。
　　c.可用于核对稳定计算结果与实际的差异。
　　d.根据P，Q，V，f等量可实时得到(辨识)负荷特性等重要电网特征参数。
　

［1］高厚磊，厉吉文，文　锋，等.GPS及其在电力系统中的应用.电力系统自动化，1995，19(9)