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一、研究背景
回顾近几年的国外大停电事故，其事故发展过程中总能看到由于网源不协调而导致事故扩大的情况。2018年巴西“3.21”大停电事故中存在因发电机辅机高压耐受能力不足、涉网保护失配无序动作导致其东北部电网频率、电压崩溃而最终垮网的情况[1] 。2016年南澳“9.28”大停电事故中，由于地区风电机组连续多次低电压穿越失败导致风机大量脱网，联络线潮流增加而后跳闸使得南澳地区形成孤网并最终崩溃垮网[2] 。2019年英国“8.9”大停电事故中，风电机组耐低频能力不足，导致大量风机脱网，进一步引起频率降低，最终在低频减载切除大量负荷后频率才得以恢复。可见加强电网和电源的协调，对电力系统安全稳定运行有着及其重要的意义。
二、网源协调对电力系统安全稳定运行有重要影响
电力系统网源协调涉及发电机励磁系统及电力系统稳定器（PSS）、调速系统及一次调频、涉网继电保护及安全自动装置、自动发电控制系统（AGC）、自动电压控制系统（AVC）和其他厂用涉网设备等多个方面，均对电力系统安全稳定运行起着重要作用。凡涉及以上方面的发电机组设备，其参数、功能必须经过严格试验调试，合格之后方可投入运行，以确保发电机组并网运行后对电力系统安全稳定运行不会造成影响。
1.发电机励磁系统及电力系统稳定器参数设置可能影响电力系统稳定性
发电机组励磁系统在维持发电机端电压水平、合理分配发电机的无功功率、提高电力系统稳定性等方面起到关键性作用。发电机组励磁系统采用高放大倍数的快速励磁调节可以提高电力系统暂态稳定性，但如果其参数配置不当，产生负阻尼则容易引发系统振荡甚至失步，《电力系统安全稳定导则》[3] 中规定，对于电力系统中存在采用快速励磁调节系统及快关汽门等自动调节措施的情况，应该做长过程的动态稳定分析，即是对这种情况下的电力系统的阻尼比进行校验分析，预防电力系统潜在的振荡甚至失步风险。发电机组励磁调差系数设置不合理时，当系统波动造成无功变化时，机组电压变化可能对系统波动起助增作用，可能扩大成更严重的振荡故障，进一步影响机组及系统安全稳定。发电机组低励限制也会影响系统稳定。低励限制可保证发电机组在调压时安全稳定运行，不进入失磁保护动作区导致机组跳闸继而引发其他电网连锁事故，其定值整定、校核以及动态稳定性校核由发电机组进相试验确定。
因为发电机组采用快速励磁调节器会降低了系统的阻尼，从而导致电力系统抑制低频振荡的能力下降，针对这种情况，发电机组增加了一种辅助励磁控制装置——电力系统稳定器。电力系统稳定器用于抑制电力系统0.1-2.0Hz频率范围内的低频振荡，其参数设置及选型对电力系统稳定性有重要影响。电力系统稳定器参数设置不当，在特定频率范围的振荡内不能提供足够的正阻尼，则不能起到抑制振荡作用。电力系统稳定器会带来发电机组无功“反调”的现象，可能引起运行中的机组无功剧烈波动，如2005年12月，小浪底水电厂#2机组运行期间出现因电力系统稳定器“反调”导致的无功大幅波动现象。这种无功波动可能导致近区系统电压的异常变化，也会影响发电机组正常运行，从而危害电力系统安全。因此发电机组因合理配置参数且尽可能选用无反调作用的电力系统稳定器。
2.调速系统及一次调频功能对电力系统安全稳定的影响
发电机组调速系统多采用数字电液调节系统（DEH），其特点是提高了调速系统的动态特性及响应速度，但研究表明，其对电力系统动态稳定性影响也越来越显著。调速系统参数设置不合理，将为电力系统提供负阻尼，可能引发振荡。2013年云南镇雄电厂500kV送出线路改造停运，电厂仅经220kV线路送出期间，由于其机组调速系统恶化系统阻尼引发了南方电网主要联络线功率振荡。需要注意的是，在水电发电比例大、与电力系统存在弱联系的地区电网，发生低频振荡的风险大大增加。
当电力系统发生频率升高（或下降）时，发电机组调速系统的一次调频功能动作，自动降低（或升高）发电机组出力，以恢复电网频率。尤其是在电网发生故障导致电网频率偏离额定值时，发电机组在一次调频功能作用下，第一时间向电网频率恢复至额定值的方向调节，在电力系统事故过程中起到关键的事故支撑的作用，这对于电力系统保持稳定有着重要意义。
3.发电机组涉网保护与电力系统必须相互协调
发电机组涉网保护包括发电机组转子过电流保护、定子过电流保护、频率异常保护、失磁保护、失步保护、过激磁保护、汽轮机超速保护控制、重要辅机保护、定子过电压保护、过励限制及保护。《电力系统安全稳定导则》规定发电机组的继电保护和自动装置的配置与整定等必须与电力系统相协调，保证其性能满足电力系统稳定运行的要求。
4.自动发电控制系统和自动电压控制系统是电网调节的重要手段
自动发电控制系统是电网二次调频手段，与发电机组一次调频配合可实现与电力系统额定频率的无偏差调整。在电网事故时，如失去大容量机组或者用户侧负荷大量减载导致系统频率偏离额定值时，发电机组一次调频与自动发电控制配合，可快速恢复系统频率。
自动电压控制系统在考虑发电机和无功调节设备运行约束的情况下，通过控制策略在线优化计算，可以极大程度地提高系统动态无功储备，提高电网静态电压稳定裕度，既保证了发电机和调节设备的运行安全，又可保障电力系统的电压稳定。
5.风电、光伏等新能源大量接入导致电力抗扰动能力下降
《风电场接入电力系统技术规定》、《光伏发电站接入电力系统技术规定》等国家标准对风电场、光伏电站的低电压穿越能力、高电压耐受能力以及高频和低频持续运行能力做了非常详细的规定，并要求其能在电网故障情况下提供足够的动态无功支撑能力。电网发生故障时，极易导致电网频率、电网的明显变化，如果风电、光伏机组的电压和频率抗扰动能力不足要求而大规模脱网，将很可能使得事故进一步发展，在前文中讲到的南澳“9.28”大停电以及英国“8.9”大停电事故中即出现了由于风电机组低压穿越能力不足、低频耐受能力不足导致风电机组大规模脱网，从而进一步导致电网崩溃垮网的情况;另一方面风电、光伏等新能源的大量接入，使得传统燃煤、水力发电机组提供的电力系统转动惯量水平遭到削弱，从而导致电力系统稳定水平下降，新能源发电比例越高，电力系统稳定水平也就越低，同时目前风电场和光伏电站均不能提供一次调频功能，电网故障时事故支撑能力不足。
三、加强电力系统网源协调管理
随着我国越来越多的特高压输电工程投产，使得电网呈现复杂的交直流互联特性，而其大功率输电的特征导致在发生直流闭锁时，直流送、受端电网会产生巨大的功率冲击扰动。风电、光伏等新能源高渗透率使得电力系统转动惯量下降，电力系统稳定水平下降和抗扰动能力不足，一旦发生事故，电力系统电压、频率不能得到快速恢复加强，甚至出现反向调节，则可能最终发展成为大面积停电事故。电源作为电力系统保持稳定运行的重要支点，其在电网事故时支撑能力对电力系统保持稳定起到非常重要的作用，因此必须加强电力系统网源协调管理：
1.制定网源协调管理制度规定，建立网源协调管理体系，对网源协调进行专业管理;
2.对已投运发电机组进行全面排查，组织具备资质电力试验单位对发电机组各项涉网参数、设备性能进行试验验证，对不合格机组进行整改;
3.新入网发电机组应将网源协调作为可投入商业运行的依据之一;
4.加强发电厂涉网功能及参数管理，严禁擅自更改、投退相关功能参数。开展不定期核查和定期校核性试验;
5.建立网源协调在线监测系统，实现网源协调实时监视。
参考文献：
[1] 易俊，卜广全，郭强.巴西”3.21”大停电事故分析及对中国电网的启示[J].电力系统自动化，43（02）：7-15.
[2] 曾辉，孙峰，李铁.澳大利亚“9.28”大停电事故分析及对中国的启示[J].电力系统自动化（13）.
[3] 电力系統安全稳定导则[J].中国电力，1982（6）：3-7.
（作者单位：国网江西省电力有限公司）
回顾近几年的国外大停电事故，其事故发展过程中总能看到由于网源不协调而导致事故扩大的情况。2018年巴西“3.21”大停电事故中存在因发电机辅机高压耐受能力不足、涉网保护失配无序动作导致其东北部电网频率、电压崩溃而最终垮网的情况[1] 。2016年南澳“9.28”大停电事故中，由于地区风电机组连续多次低电压穿越失败导致风机大量脱网，联络线潮流增加而后跳闸使得南澳地区形成孤网并最终崩溃垮网[2] 。2019年英国“8.9”大停电事故中，风电机组耐低频能力不足，导致大量风机脱网，进一步引起频率降低，最终在低频减载切除大量负荷后频率才得以恢复。可见加强电网和电源的协调，对电力系统安全稳定运行有着及其重要的意义。
二、网源协调对电力系统安全稳定运行有重要影响
电力系统网源协调涉及发电机励磁系统及电力系统稳定器（PSS）、调速系统及一次调频、涉网继电保护及安全自动装置、自动发电控制系统（AGC）、自动电压控制系统（AVC）和其他厂用涉网设备等多个方面，均对电力系统安全稳定运行起着重要作用。凡涉及以上方面的发电机组设备，其参数、功能必须经过严格试验调试，合格之后方可投入运行，以确保发电机组并网运行后对电力系统安全稳定运行不会造成影响。
1.发电机励磁系统及电力系统稳定器参数设置可能影响电力系统稳定性
发电机组励磁系统在维持发电机端电压水平、合理分配发电机的无功功率、提高电力系统稳定性等方面起到关键性作用。发电机组励磁系统采用高放大倍数的快速励磁调节可以提高电力系统暂态稳定性，但如果其参数配置不当，产生负阻尼则容易引发系统振荡甚至失步，《电力系统安全稳定导则》[3] 中规定，对于电力系统中存在采用快速励磁调节系统及快关汽门等自动调节措施的情况，应该做长过程的动态稳定分析，即是对这种情况下的电力系统的阻尼比进行校验分析，预防电力系统潜在的振荡甚至失步风险。发电机组励磁调差系数设置不合理时，当系统波动造成无功变化时，机组电压变化可能对系统波动起助增作用，可能扩大成更严重的振荡故障，进一步影响机组及系统安全稳定。发电机组低励限制也会影响系统稳定。低励限制可保证发电机组在调压时安全稳定运行，不进入失磁保护动作区导致机组跳闸继而引发其他电网连锁事故，其定值整定、校核以及动态稳定性校核由发电机组进相试验确定。
因为发电机组采用快速励磁调节器会降低了系统的阻尼，从而导致电力系统抑制低频振荡的能力下降，针对这种情况，发电机组增加了一种辅助励磁控制装置——电力系统稳定器。电力系统稳定器用于抑制电力系统0.1-2.0Hz频率范围内的低频振荡，其参数设置及选型对电力系统稳定性有重要影响。电力系统稳定器参数设置不当，在特定频率范围的振荡内不能提供足够的正阻尼，则不能起到抑制振荡作用。电力系统稳定器会带来发电机组无功“反调”的现象，可能引起运行中的机组无功剧烈波动，如2005年12月，小浪底水电厂#2机组运行期间出现因电力系统稳定器“反调”导致的无功大幅波动现象。这种无功波动可能导致近区系统电压的异常变化，也会影响发电机组正常运行，从而危害电力系统安全。因此发电机组因合理配置参数且尽可能选用无反调作用的电力系统稳定器。
2.调速系统及一次调频功能对电力系统安全稳定的影响
发电机组调速系统多采用数字电液调节系统（DEH），其特点是提高了调速系统的动态特性及响应速度，但研究表明，其对电力系统动态稳定性影响也越来越显著。调速系统参数设置不合理，将为电力系统提供负阻尼，可能引发振荡。2013年云南镇雄电厂500kV送出线路改造停运，电厂仅经220kV线路送出期间，由于其机组调速系统恶化系统阻尼引发了南方电网主要联络线功率振荡。需要注意的是，在水电发电比例大、与电力系统存在弱联系的地区电网，发生低频振荡的风险大大增加。
当电力系统发生频率升高（或下降）时，发电机组调速系统的一次调频功能动作，自动降低（或升高）发电机组出力，以恢复电网频率。尤其是在电网发生故障导致电网频率偏离额定值时，发电机组在一次调频功能作用下，第一时间向电网频率恢复至额定值的方向调节，在电力系统事故过程中起到关键的事故支撑的作用，这对于电力系统保持稳定有着重要意义。
3.发电机组涉网保护与电力系统必须相互协调
发电机组涉网保护包括发电机组转子过电流保护、定子过电流保护、频率异常保护、失磁保护、失步保护、过激磁保护、汽轮机超速保护控制、重要辅机保护、定子过电压保护、过励限制及保护。《电力系统安全稳定导则》规定发电机组的继电保护和自动装置的配置与整定等必须与电力系统相协调，保证其性能满足电力系统稳定运行的要求。
4.自动发电控制系统和自动电压控制系统是电网调节的重要手段
自动发电控制系统是电网二次调频手段，与发电机组一次调频配合可实现与电力系统额定频率的无偏差调整。在电网事故时，如失去大容量机组或者用户侧负荷大量减载导致系统频率偏离额定值时，发电机组一次调频与自动发电控制配合，可快速恢复系统频率。
自动电压控制系统在考虑发电机和无功调节设备运行约束的情况下，通过控制策略在线优化计算，可以极大程度地提高系统动态无功储备，提高电网静态电压稳定裕度，既保证了发电机和调节设备的运行安全，又可保障电力系统的电压稳定。
5.风电、光伏等新能源大量接入导致电力抗扰动能力下降
《风电场接入电力系统技术规定》、《光伏发电站接入电力系统技术规定》等国家标准对风电场、光伏电站的低电压穿越能力、高电压耐受能力以及高频和低频持续运行能力做了非常详细的规定，并要求其能在电网故障情况下提供足够的动态无功支撑能力。电网发生故障时，极易导致电网频率、电网的明显变化，如果风电、光伏机组的电压和频率抗扰动能力不足要求而大规模脱网，将很可能使得事故进一步发展，在前文中讲到的南澳“9.28”大停电以及英国“8.9”大停电事故中即出现了由于风电机组低压穿越能力不足、低频耐受能力不足导致风电机组大规模脱网，从而进一步导致电网崩溃垮网的情况;另一方面风电、光伏等新能源的大量接入，使得传统燃煤、水力发电机组提供的电力系统转动惯量水平遭到削弱，从而导致电力系统稳定水平下降，新能源发电比例越高，电力系统稳定水平也就越低，同时目前风电场和光伏电站均不能提供一次调频功能，电网故障时事故支撑能力不足。
三、加强电力系统网源协调管理
随着我国越来越多的特高压输电工程投产，使得电网呈现复杂的交直流互联特性，而其大功率输电的特征导致在发生直流闭锁时，直流送、受端电网会产生巨大的功率冲击扰动。风电、光伏等新能源高渗透率使得电力系统转动惯量下降，电力系统稳定水平下降和抗扰动能力不足，一旦发生事故，电力系统电压、频率不能得到快速恢复加强，甚至出现反向调节，则可能最终发展成为大面积停电事故。电源作为电力系统保持稳定运行的重要支点，其在电网事故时支撑能力对电力系统保持稳定起到非常重要的作用，因此必须加强电力系统网源协调管理：
1.制定网源协调管理制度规定，建立网源协调管理体系，对网源协调进行专业管理;
2.对已投运发电机组进行全面排查，组织具备资质电力试验单位对发电机组各项涉网参数、设备性能进行试验验证，对不合格机组进行整改;
3.新入网发电机组应将网源协调作为可投入商业运行的依据之一;
4.加强发电厂涉网功能及参数管理，严禁擅自更改、投退相关功能参数。开展不定期核查和定期校核性试验;
5.建立网源协调在线监测系统，实现网源协调实时监视。
参考文献：
[1] 易俊，卜广全，郭强.巴西”3.21”大停电事故分析及对中国电网的启示[J].电力系统自动化，43（02）：7-15.
[2] 曾辉，孙峰，李铁.澳大利亚“9.28”大停电事故分析及对中国的启示[J].电力系统自动化（13）.
[3] 电力系統安全稳定导则[J].中国电力，1982（6）：3-7.
（作者单位：国网江西省电力有限公司）