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某电网发生一次较大范围的低频振荡，此次振荡虽然没有造成负荷损失，但对电网安全稳定运行造成一定威胁。18时53分至21时21分发生了三次该电网水电机组对主网的低频振荡。前两次自动平息。第三次振荡有逐渐加大趋势。随着该电网某电厂1号机、3号机相继跳闸，振荡平息。事故分析表明：采用典型的发电机励磁系统参数模型不能仿真重现事故，而采用现场试验数据拟合出的励磁系统模型参数则可以准确模拟并找到事故原因。由于初始方式下电厂机组对系统振荡模式的阻尼已经较弱，随着摆动发生前电厂有功出力的增加或无功出力的减少，进一步降低了该振荡模式的阻尼，引发了机组对系统的低频同步振荡，由此激发了地区电网机组对主网的低频振荡。同时事故发生时该电厂PSS未投入运行。请分析事故原因，并结合智能电网调度支持系统中的WAMS监测和在线安全稳定分析等功能模块提出反事故措施。

某省夏天山火频发，某天500kV AC线检修，ABⅠ、Ⅱ线（同塔）因山火相继跳闸，导致某地区电网与主网解列，安控装置切该地区负荷40万千瓦，低周减载动作两轮切除负荷22万千瓦后，该地区电网孤网稳定运行，孤网频率最低波动至48.44Hz，此次故障表明了安控系统的定值设定正确，动作正确，低频减载装置定值也能满足电网运行要求。请从在线安全分析工作的角度，简述为了预防和减小山火导致500kV局部电网解列后的影响，应该有哪些措施？

某特别重要受端系统因电网设备检修，局部220千伏电网网架削弱，对检修期间电网运行方式开展了N-1静态安全分析，未发现电网运行风险，未调整电网运行方式。检修期间，因雷击造成近区220kV双回重要联络线路同时跳闸（同杆比例未超10%，出线、进线同杆未超20基），导致某220千伏线路过载，发生连锁故障，造成一定负荷损失。请分析事故原因，并结合在线静态安全分析提出反事故措施。

迎峰度夏大负荷期间，某地区电网电压低偏下限运行，且通过地区联络线吸收大量无功，此时联络线关键断面发生N-2故障，造成系统电压崩溃。请按照在线安全分析工作相关要求，结合电网电压调整和无功管理方面分析存在的问题，并列出调整电压的可行措施。

某省级电网结构薄弱、“大机小网”“大直流、小系统、弱受端”问题突出。A水电厂投入运行后，其出力占电网负荷的30-40%，电站的安全运行直接危及电网安全。2015年1月23日14时32分，省内某片区电网系统频率发生波动，14时36分A水电厂#1机组、#2机组跳闸。事故发生后，用户最长停电时间53分钟，低周减载和安控切除负荷17.5万千瓦（低周减载9.6万千瓦，A电厂稳控装置切除7.9万千瓦）。事件发生前电网运行正常，电网没有任何操作和检修施工作业。14时32分34秒，由于光伏功率波动引起电网频率下降，当频率下降至49.67赫兹时，A、B、C电站机组一次调频动作（机组一次调频频率死区定值±0.3赫兹），随后电网频率出现波动过程，最低降至47.63赫兹，最高52.24赫兹，A水电厂机组一次调频动作34次，波动持续4分钟。14时36分34秒，A电厂2台因机组调速器低油压保护动作紧急停机，电网波动随即停止。事件当时，A电厂机组调速器PID参数设置为Kp=8，Ki=0.66，Kd=8，无限幅。由于该套参数配置不合理，在系统频率出现扰动后，机组一次调频动作，加之电网规模小，A电厂机组出力占比大，机组发生功率强迫振荡，导致系统频率振荡。请分析事故暴露的问题，提出反事故措施。

某750kV变电站#1主变套管发现严重破损，需紧急停运。该变电站站内配置为两台容量2100MW的750kV主变，主要承担本地区近5000MW新能源上网任务，主变停运后对地区新能源消纳、电压稳定性、潮流分布等影响极大；请简述如何利用在线安全稳定分析模块辅助该主变紧急停运的操作步骤。

某专业技术人员在设计稳控系统计算策略时，针对电力电子设备并网后引发的交流电网功角稳定、频率稳定等一般稳定问题，电力电子设备本体无法稳定运行，或引发与交流电网间次同步振荡、高频振荡等问题的故障，在稳控系统进行设防解决。针对电源（包括常规电厂和新能源场站）的交流送出线路或在电力系统中出现高一级电压初期的交流线路（变压器），在全接线方式下考虑了发生N-1 故障或单一元件检修方式下，设计并采取了稳控措施。电厂升压站主接线采用3/2 或4/3 接线方式，且存在一条送出线和一台机组挂接于同一串的情况，因该接线方式灵活性高，稳控策略计算时未考虑一侧边开关停电时，同串另一侧出线或机组跳闸后导致本串元件全部跳闸的故障场景。请分析该专业技术人员的稳控系统计算策略设计存在的问题。

某电网由于连接西部（送端电网）与东部电网（受端电网）500kV线路保护过负荷本应整定为告警却误整定为跳闸，线路无故障跳闸，随后相应的切机切负荷等安全稳控装置未动作，由于500kV/220kV电磁环网存在，电网潮流转移至220kV线路，导致多条220kV线路相继跳闸，继而引起多台机组退出运行,电网发生了较大范围,较大幅度的功率振荡事故。 1）试分析本次事故直接原因与事故发展的主要原因。 2）简述电磁环网含义及危害。 3）针对故障导致电网出现暂态稳定问题，给出在线安全分析辅助决策措施。

某电源基地存在大量水电、新能源电源，该区域与主网只有三回500kV交流线路联系，在汛期某日，风电大发主网小方式运行情况下，该区域三条送出线路大功率外送，此时同杆并架的两回送出线路发生三相金属性接地短路，其中一条线路两侧线路保护一套检修，另一套主保护拒动，故障时220kV及以下母线电压最低跌至0.25p.u.，故障发生后500ms由后备保护跳开线路，该区域A电厂#1G由失步解列装置切除，同时风机发生大面积脱网，总计损失电源出力120万千瓦，造成电网频率瞬时跌至49.91Hz。请分析该案例中A电厂#1G是什么稳定问题切机，哪些因素造成了切机，新能源脱网是否满足要求。

某地区风电、太阳能资源丰富、开发迅猛。为助力新能源发展，该区域电网投运了1000kV某输变电工程，将该地区新能源场站的清洁电力源源不断送至负荷中心。但由于特高压工程送端新能源场站接入集中、且负荷很小，距离主网电气距离远，无功支撑能力弱，该1000kV送出通道运行极限受到较大制约。请简要分析这种情况下其配套新能源场站通道受阻的主要制约因素和提升措施。

500千伏A站是某地区电网西电东送的重要枢纽变电站，也是重要的新能源汇集站，其站内出线具有远距离输电和重载的特点。2010年10月，A站所有出线的串联补偿装置均投运，随后在2011年期间，A站发生多起次同步振荡事件，振荡频率在3～10Hz内变化，造成大量风机脱网。通过研究振荡事件后，调度部门制定了应对方案，当A站主变上送功率低于一定阈值后退出A站一套串补装置，该方案实施后抑制振荡效果显著。进入2012年12月后，随着A站接入大量新能源，振荡发生的概率增加，调度部门多次调整串补退出时的主变功率阈值，从而避免振荡发生。随着A站近区电网持续改造，部分A站下新能源场站切改至其它地区，电网特性发生变化，A站近区谐振发生次数大幅降低。2017年，A站振荡再次发生振荡，调度部门改变了控制措施，采取当A站发生振荡后切除部分所接风机的方式消除振荡。2021年，随着新能源装机爆发式增加，A站地区再次频繁出现振荡，为避免频繁振荡对A站主变影响，采用当A站所接风电总出力低于一定阈值后立即切除部分风机的预控策略，从而降低振荡发生的概率。问题： 1、退出串联补偿和退运风机两种控制振荡的方案为何均能抑制振荡，两种方案有何优缺点。 2、除了题目中所提出的抑制振荡的方案外，从电网侧和新能源侧分别提出抑制振荡的方案。

某电网境内有直流外送输电通道一条，配置有稳控装置，若发生直流双极闭锁事故，作为送端电网应注意哪些事项，应如何处置？

2019年8月英国电网的总负荷约2900万千瓦，发电机总容量约3200万千瓦，其中风电、燃气发电各占30%，核电占22%，生物质能发电、水电及煤电约占9%，剩余约9%由外部联络线输入。16:50，雷击导致线路A故障跳闸。雷击发生后，约15万千瓦的分布式电源跳闸脱网。随后，故障近区的B风电场出力意外下降73.8万千瓦。约1s后，近区的C燃气电站蒸汽机#1机意外跳闸，损失出力约24.4万千瓦。电网频率下降导致35万千瓦的分布式电源因频率变化率保护动作再次大范围脱网。与此同时，频率响应措施启动，增加了约90万千瓦出力，系统频率恢复到49.2Hz。然而不到1min后，C燃气电站的#2燃气轮机因蒸汽压力过大而停机，损失出力21万千瓦。此时所有的频率响应措施都已启动完毕，系统频率下降到48.8Hz，低频减载启动，切除约93.1万千瓦负荷，诸多地区出现停电，频率开始恢复。37s后，C燃气电站的#3燃气轮机因蒸汽压力过大而被手动关停，损失出力18.7万千瓦。最终系统损失出力累计达到187.8万千瓦，约占总负荷的6.5%。16:57，频率恢复至额定值；17:37，所有负荷得到恢复。请分析本次故障造成的故障扩大并导致大停电的原因，以及对调度运行的启示。英国电网8•9事故频率曲线及事件记录
（含图）

某电网某一时段的实时运行方式为例，在线计算发现某220kV站 220kV母线三相短路电流为 50.21kA，超过 220 kV 断路器的定开断电流 50kA，对电网安全稳定运行造成一定威胁。此时在线安全分析在线计算结果向调度员发出预警，值班调度应该根据在线安全分析计算结果，应采取哪些措施。

如图所示，某地区电网为交直流混联电网，直流部分为柔性直流，正常运行时C换流站为送端，地区负荷中心由3回线路供电，分别为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ线，由此三线构成稳定断面长期重载运行（未越限）。某天因恶劣天气A变电站两回出线（图中虚线表示）同时跳闸且短时无法恢复，试分析故障后该地区电网可能存在的安全稳定问题及控制措施。
（含图）

某电网在大负荷期间发生一次较大规模的停电事件。事件起因是在未进行N-1安全校核、未提前通知对侧调度的情况下，调度人员仅凭经验提前停运了两条330kV线路，因地区负荷持续偏高，且一条区域间330kV联络线两侧保护定值整定存在差异，导致该联络线过流保护动作跳闸，致使潮流进一步转移，区域间大量联络线跳闸，事故后该电网解列成三个孤立电网，各独立电网间频率差异较大。事故恢复过程中，多台机组和大量小机组自行无序并网，导致独立电网间运行状态进一步恶化，延迟了系统恢复事件；同时，不同地区调度人员在缺乏对全网状态正确了解的情况下，自行恢复地区负荷，对主网恢复造成了干扰。在系统同期并列中，不同调度仅凭对自身系统的了解，就进行线路恢复和孤立系统同期并列操作，结果造成多次线路试送和并列不成功。请分析事故原因，并结合电网调度工作实际总结事故启示。

2018年3月21日，巴西大停电故障发生前，美丽山直流一期正常运行，输送功率400万kW，采用单母线临时运行方式，500kV母线及分段断路器9522运行，由于交流母线正处于建设阶段，厂家未进行分段断路器保护的计算和整定，保护跳闸整定值仍为出厂设定值4000A。15:48,9522断路器过负荷跳闸，交流母线失压，送端欣古换流站失去仅有的交流电源，造成双极停运；此时安控切机装置没有发出切机信号，美丽山水电站发电机组继续运行，潮流转移导致系统出现振荡。故障发生后大约738ms，失步解列装置及保护连续动作，切除北部电网内部及与东南部电网的多条联络线路，几秒钟内即造成巴西电网相继解列为东北部电网、北部电网和南部电网三片。北部电网由于功率严重盈余，频率大幅升高，部分线路过电压跳闸以及高频切机动作引发振荡，85s后电网基本全停；东北部电网出现严重功率缺额，低频减载动作5轮后，频率恢复，随后两台水电机组因自身保护动作跳闸，电网频率再次下降，继而引发一系列设备保护动作，最终东北部电网基本全停；南部电网低频减载装置动作切除部分负荷后，系统恢复稳定运行。请分析此次大面积停电的主要原因，并谈谈对我国电网安全稳定运行的借鉴意义。事故前欣古换流站500kV主接线示意图事故前电网运行状况
（含图）

随着跨区输电工程的相继投产，特高压交直流混联、电力大规模跨区输送已成为我国电网的典型特征。为保障电网的安全运行，需要提高交直流混联电网的稳定水平，避免多馈入直流同时发生换相失败甚至闭锁。如图所示为包含3回直流回路的多馈入交直流系统简化模型。已知：Pdc1 = 700万千瓦，Pdc2 = 600万千瓦，Pdc3 = 600万千瓦，换流站交流母线额定电压为525kV,等值节点阻抗矩阵为：（1）简述直流多馈入短路比的概念和多馈入影响因子MIIF的物理意义。（2）用等值节点阻抗矩阵计算各直流的多馈入短路比。（3）根据《国家电网安全稳定计算技术规范》（Q/GDW 10404-2023），评价各直流系统的短路比水平。（3）若直流系统2和3的直流输送功率需保持不变，已知等值节点阻抗矩阵和母线电压均保持不变，以控制量最小为目标，定量分析应采取什么措施将所有直流系统提高到强短路比水平以上？注：525^2 = 275625.
（含图）

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