一种用于电网安全稳定控制的实时仿真试验研究方法

摘要

本发明提供了一种用于电网安全稳定控制的实时仿真研究试验方法，包括大电网实时仿真模型和参数的建立方法、多时间尺度多区域稳定控制技术综合协调方法和广域安稳系统实时仿真场景构建技术。将实时仿真系统连接实际的交直流控制保护装置、安全稳定控制装置进行安稳控制的研发和试验是本发明的特色，本发明为大型电网安稳控制的研发和试验提供了重要支撑平台、实现了安稳技术原理研究、安稳系统方案设计、安稳装置全面测试、控制策略综合验证和电网动态特性分析的完美结合。

说明书

技术领域

本发明涉及电力系统的安全稳定控制技术和实时仿真领域，更具体地说是涉及一种用于电网安全稳定控制的实时仿真试验研究方法。 

背景技术

现代大型电网动态特性复杂、投入运行的安全稳定控制系统种类繁多、规模庞大，安稳技术的研究与设计、安稳系统试验及控制策略验证的工作量、工作难度都很大。但是，现有安稳系统的研发、试验手段具有很大局限性。现有电网安稳控制技术的试验研究手段大致有电力系统离线数字仿真、继电保护测试仪、动模试验和录波回放测试仪等。 

电力系统离线数字仿真可以较为准确地仿真电力系统各种暂态行为；可以进行大型电网的仿真分析；应用广泛，是当前电力系统稳定性研究的主要手段；建模容易，易于维护；价格便宜，使用方便。但是其主要缺点是：1）只能进行离线仿真，无法进行实时的仿真；2）元件控制器模型受到限制，无法自定义建模，仿真精度不够；3）只能对预想的控制逻辑进行软件实现，从而进行开环的测试，而无法进行闭环的测试；4）不能直接与安稳系统的硬件装置进行连接。因此，电力系统离线数字仿真软件比较适合安稳技术的原理性研究。 

继电保护测试仪成本较低、规模较小、使用方便、精度较高等诸多优点，常被用作单装置的测试，例如单台装置的精度校验、装置本体的逻辑功能校验，也常被用作稳控系统的出厂验收使用与现场调试试验。 

动模试验可以较真实的反映被研究系统的全动态过程，克服了继电保护测试仪的孤立无法协调的缺点，现象直观明了，物理意义明确。但由于它仿真的规模受实验室设备和场地限制，设备昂贵，占地面积大，无法模拟大型电力系统，运行方式调整不方便，试验效率较低，试验成本较大，一般仅用于稳控新产品开发时验证故障判据的试验或部分出厂验收试验。 

录波回放测试仪所用数据一般为BPA、PSASP等机电暂态仿真软件，受到原机电暂态仿真软件模型和参数的限制、对直流系统的控制与保护、电力电子设备控制与保护的仿真有很大局限性。因而，一般只适合对装置的软硬件可靠性和策略匹配程序的正确性进行验证，无法起到全面测试的效果。未来电网将大量应用轻型直流SVC-HVDC、大量电力电子技术和装置，对电磁和机电暂态实时仿真提出了更高的要求。 

发明内容

为克服现有技术的不足，本发明建立一种安稳系统研发和试验的实时仿真方法，可以对安稳系统研究、设计、试验和运行全生命周期进行技术支撑。这里电网安全稳定控制技术是指电力系统安全稳定三道防线中的各种技术。 

本发明的技术方案为： 

一种用于电网安全稳定控制的实时仿真试验研究方法，包括以下步骤：

1）建立大电网计算和稳定分析的实时仿真模型及其控制系统的逻辑参数；

2）在同一个仿真模型的同一个仿真中对从毫秒级的电力电子器件控制到秒级的机组控制以及多区域稳定控制系统进行综合协调；

3）构建电网广域安稳系统实时仿真场景；即大电网基于PMU广域量测安稳控制系统的构建接近实际电力系统工况的仿真场景

其中步骤2）所述的在同一个仿真模型的同一个仿真中对从毫秒级的电力电子器件控制到秒级的机组控制以及多区域稳定控制系统进行综合协调具体为在同一个仿真模型的同一个仿真中对从毫秒级的电力电子器件控制到秒级的机组控制和多区域稳定控制系统进行综合，并通过试验研究多时间尺度稳定控制对电网稳定的协调控制效果。

步骤3）所述的实时仿真场景为接近实际电力系统工况的仿真场景，如各种可能发生的电网故障、测量和控制系统通信延时和多类型电网控制器综合作用等。 

它首先应用复杂大电网实时仿真的建模技术来搭建用于某个电网安全稳定控制系统研发用的仿真环境。 

所述步骤1）的建立大电网计算和稳定分析的实时仿真模型和参数的方法包括交流网架实时仿真模型的构建、发电机控制系统实时仿真模型的构建、电力系统HVDC,FACTS实时仿真模型的构建和安稳控制系统实时仿真模型的构建。 

首先应用复杂大电网实时房展的建模技术来搭建用于某个电网安全控制系统试验用的仿真环境，建模方法包括11）交流网架实时仿真模型的构建，12）发电机控制系统实时仿真模型的构建，13）电力系统HVDC、FACTS实时仿真模型的构建，14）安稳控制系统实时仿真模型的构建。 

11）构建交流网架实时仿真模型 

大型交流电网架实时仿真一般分为以下三步：（1）系统动态等值；（2）实时仿真建模；（3）仿真模型调试和校核。

（1）系统动态等值 

（1.1）确定等值化简原则和条件

电力系统实时仿真器有多种，这里以加拿大RTDS公司开发的RTDS为例来描述。RTDS进行大型交直流电力系统实时仿真，首先需要根据RTDS硬件资源以及研究目的确定合适的等值系统规模。接下来在 RTDS 仿真模型建立之前，应首先对整个等值网络进行划分，将整个等值网络划分为若干子系统，这些子系统在仿真中将在不同的 RACK 中进行计算，因此，每个子系统的规模也应该根据其所在的 RACK 的硬件情况决定。分别编译各回直流系统的模型，再逐步加入交流网络部分。RTDS 仿真模型的调试和校核分为初始潮流计算、静态校验和动态校验三部分，经过了以上步骤后，仿真模型才可以用于电网各种实时仿真试验研究。在交直流电力系统仿真中，根据不同的研究目的和现有 RTDS 硬件资源，进行合理的交流网络动态等值，以建立详细程度适当的电网仿真模型是非常重要的。交流网络动态等值的原则如下：

(1.1.1) 如果研究直流输电系统的控制保护特性和动态性能，分析由各种故障引起的直流系统暂态过电压、过电流和直流控制保护装置的响应特性。则必须对直流输电系统建立详细的模型。而对交流系统则可以在系统等值的基础上进行简化，可将该直流系统以外的交流网络化简为等值电源。这样在保证仿真结果可信性的基础上，将大大节省实验资源。

(1.1.2) 如果研究交直流之间、各回直流之间的相互影响，进行动态等值时应保留以下子系统：各回直流系统均应保留并详细描述；多回直流落点的交流主框架、与直流系统并联运行的交流通道、发电容量较大的发电机组和各直流系统附近的发电机组均应保留。 

（1.2）动态等值 

动态等值化简一般基于同调等值法。同调等值的核心是根据发电机在某种确定的干扰下，暂态过程中具有相同形式的摇摆这一原则划分同调机群，并在此基础上进行发电机的聚合和网络的化简。采用同调等值法的基本步骤如下：

（1.2.1）确定研究系统，即要保留的详细研究系统；

（1.2.2）判别同调机群；

（1.2.3）对同调发电机母线进行合并化简；

（1.2.4）网络的化简；

（1.2.5）发电机及其控制系统模型的聚合以及参数的确定。

（1.3）从静态和暂态两个方面比较简化模型与原始模型 

静态潮流比较包括节点电压比较、线路潮流和断面潮流比较。短路电流比较包括三相短路电流比较和单相短路电流比较。暂态特性比较就是对于预设的三相短路故障，分别用原始模型和简化模型进行计算，比较其电压和功率曲线。

（1.4）模型修正 

如果两者的误差较大，会造成仿真结果不可信，则需要对等值模型进行手工调整。

（2）实时仿真模型 

实时仿真模型的建立主要工作包括：

等值网络划分。根据试验研究需要，并考虑实验室RTDS硬件资源配置情况，确定仿真试验中采用的BPA等值系统规模。将等值网络划分为不同的子系统，由不同的RACK分别进行仿真计算。等值网络子系统划分的四个原则为：由RACK的配置情况确定子系统的仿真规模；尽量减少各子系统相互之间的电气连接；各分割点应选在不短于15km的输电线路上；在个RACK之间尽量做到平均分配计算，将可以有效地减少仿真步长，提高仿真精度。

目前RTDS的RACK模块划分有人工划分法和基于子图同构算法的自动划分法。常用的是人工划分法，将电网等值系统模型按照地域进行划分，尽量使每一RACK模块中所含有的线路、发电机和各种控制模型能在本RACK中计算。每个直流换流站占用一个RACK，每个RACK都能满足分块中的计算量，并保留一定的裕度，相邻交流系统尽可能占用有直接物理连接的RACK。对于RACK模块内处理器的资源分配，若RACK内部包含有发电机、变压器、输电线路以及各种控制模块、直流系统时，采用指定处理器资源分配方式比自动分配方式要更有效地均衡处理器资源，节约仿真步长，利于大规模电网实时仿真稳定运行。 

12）构建发电机控制系统的实时仿真模型 

发电机控制系统即励磁器和调试器等的模型参数要进行现场实测。而现场实测目的是为调度运行方式计算提供一套模型和参数(基于离线仿真程序)，因此机组实测无论是励磁还是调速，均以离线仿真程序（如 BPA）提供的模型作为目标模型，其不足之处很多。离线仿真模型关注的是机电暂态过程，特别对发电机调速控制的PID、电液传动和水轮机模型作了较大简化；发电机实际控制逻辑存在多种限制环节（如励磁控制的低励限制、过励限制环节）、逻辑切换（如调速控制器中联网和孤岛运行的PID切换等）、非线性环节（如水轮发电机调速系统中反映调门开度与水轮机转矩输出关系的非线性特性等）。

在以实时仿真为基础的安稳系统研发与试验中，实时仿真模型可直接连接发电机调速器、励磁器及监控的现场实际装置，也可采用现场实测所得到的模型，具有仿真反应快速，精度高等优点。 

调速器和励磁器建模： 

（1）根据发电机容量，性能等不同，可采取不同策略的建模方式。

（2）根据功能环节进行建模。 

（3）根据实测得到的模型进行建模，参数也与现场参数具有大体一致性，使得仿真结果更与实测接近。 

13）构建HVDC, FACTS实时仿真模型 

本发明中，高压直流HVDC和灵活交流输电系统FACTS的一次系统采用数字模型来仿真，但是其二次控制保护系统可以有两种实现方式。一种方式是实时仿真器直接连接实际的控制保护装置，它们能输出直流控制保护系统的真实时序和信号。另一种方式是采用数学建模数字仿真的方式，与交流网架的建模类似，该方式比较灵活。

14）安稳控制系统的实时仿真建模 

安稳控制系统的实时仿真建模也是两种，一种是直接接已经生产出的安稳系统，一种是采用仿真安稳技术的软件程序来模拟。这取决于安稳系统全生命周期的不同阶段，如在研究设计阶段，则可以采用软件来仿真，如果是可靠性测试和试验研究阶段，则一般直接连接实际安稳系统（可做适当简化）。本发明的基于实时仿真平台的安稳技术试验研究方法可以实现电力系统第二道防线稳控系统与第三道防线稳定控制系统的集成，更能实现同一道防线内不同区域不同目的安稳控制系统之间的协调。一个大型交直流混联电网的安全稳定运行不是单纯靠一个安稳系统来实现的，而是靠多个地域不同、管理层级不同的稳控系统、多种实现方式的稳控技术进行协调控制来实现的。

基于RTDS的实时仿真平台可以实现全过程长时间的稳定仿真计算，可以实现大型电网的仿真建模，则可以同时集成多套多种安稳系统于平台上，从而进行大型交直流电网综合稳定控制策略的研究和试验。 

2）多时间尺度多区域稳定控制综合协调 

本发明电网安全稳定控制技术的实时仿真试验方法可进行多时间尺度多区域安稳系统的协调。图2给出了电网不同稳控技术的时间尺度分布。由图2可知，微秒级的HVDC极控、FACTS控制、毫秒级的直流频率限制控制FLC、HVDC保护、百毫秒级的基于事件检测快速暂态控制如切机切负荷控制、秒级至分钟级的连续控制如基于广域信息的多直流协调控制和广域功率振荡源定位和解列等，均能在安稳技术研发实时仿真平台上集成、研究和测试，提高多种时间尺度稳定控制策略的协调性。

所述步骤3）的构建电网广域安稳系统实时仿真场景的方式包括基于三相瞬变量的模拟、基于通信延时的模拟、基于电力系统广域多区域连锁故障模拟、基于电力系统多种模式强迫扰动振荡模拟。 

3）广域安稳系统实时仿真场景构建 

31）基于三相瞬变量的模拟

许多安全稳定控制的核心算法是基于瞬时电气量，而不是基于有效值的。只有实时电磁暂态仿真工具可以输出三相不平衡瞬时量，从而可以发现安稳控制系统核心算法中潜在的隐患。本发明在安稳技术的实时仿真试验中，要考虑设计三相不平衡扰动信号的项目，以测试和考验安稳技术的综合可靠性。

32）通信延时的模拟 

在广域安稳系统的研发、设计和试验中，通信延时的技术是一个关键问题。本发明基于实时仿真的电网安稳技术试验研究方法可以实现广域安稳系统多装置之间通信延时的模拟。一种方法是在RTDS实时仿真中增加输出信号的时滞环节；另一种方法是通过RTDS与实际电网通信回路的接口，让信号通过实际电网的闭环通信路径来仿真实际系统的通信延时。

33）广域多区域连锁故障模拟 

大型交直流混联电网的广域安稳技术主要应对的是跨区域复杂连锁故障、交直流复合故障，故障往往由多个彼此相关的跨区域事件构成。对这些广域多区域连锁故障的模拟是新型广域安稳技术研发和方案设计的基础。本发明给出的基于实时仿真的试验研究方法可以灵活设计系统真实时序的连锁故障仿真，即实时仿真平台可以给出这些连锁故障中相继的真实时序。

34）多种模式强迫扰动振荡模拟 

在安稳系统的研发和试验中，不同频段的扰动对于安稳系统的影响分析非常重要。本发明方法采用的是电磁暂态仿真技术，可以制造不同模式的强迫扰动，从而可以对安稳系统进行多角度全方位的综合可靠性测试和详细的研究设计。

附图说明

图1为本发明电网安全稳定技术的实时仿真试验研究方法示意图； 

图2为本发明不同稳定控制技术的时间尺度分布图。

具体实施例

如图1所示，为本发明电网安全稳定技术的实时仿真试验方法示意图，在本发明的实施例中的实时仿真器选用加拿大RTDS公司开发的RTDS。 

（1）中国南方电网云南小水电群广域振荡解列系统的实时仿真试验 

中国南方电网云南小水电群广域振荡解列系统是南方电网自主研发的基于广域相量测量进行低频振荡监视和控制的安稳控制技术，属于电力系统第三道防线的安稳技术。其研发过程中，需要检验并改进提高系统振荡解列原理的正确性和完备性，尤其是检验低频振荡解列原理的正确性。检验并改进振荡装置失步振荡解列功能并提高其准确性。验证主站和子站间振荡策略配合执行的正确性，以及策略执行的有效性。

利用本发明电网安全稳定技术实时仿真试验研究平台，对该系统进行了试验研究。试验内容按系统故障模拟、强迫振荡模拟，以及通讯故障模拟等3大类上百小项设计，重点是500kV大理变主站-220kV兰坪变子站、220kV保山变子站、220kV迪庆变子站间失步解列功能测试；500kV大理变主站-220kV兰坪变子站、220kV保山变子站、220kV迪庆变子站间低频振荡解列功能测试；500kV大理变主站-500kV德宏变子站间低频振荡解列功能测试；还包括系统整体策略配合测试。 

整个试验分两个阶段进行，第一阶段的RTDS仿真试验结果表明目前采用的振荡解列判别原理基本能够判断出滇西地区的振荡，并按预定策略动作。但某些情况下，会造成误动或拒动。第二阶段试验针对前一阶段RTDS试验中出现的问题，装置以及服务器解列策略进行了相应修改，试验表明改进效果较明显，减少了部分误动和拒动情况的发生，但仍存在少量问题，如：1) 大理或德宏小水电分支发生主网振荡模式频率的扰动时，大理或德宏出口断面振幅较小，但云南出口罗平断面振荡明显。若此时采用500kV大理和平双线或德宏博尚双线振幅作为装置动作条件之一，装置可能拒动；2) 当系统等幅振荡时，装置动作取决于幅值定值，对及早平息振荡有所制约。 

步骤1：RTDS仿真建模 

仿真试验的等值模型保留了云南电网重点关注区域的网络结构，对云南电网和南方主网进行了大幅化简，同时等值模型基本保留了关注区域的主要动态特征。仿真试验和系统等值具有以下特点：

（1）仿真试验重点关注的仅是大理、德宏500kV主变以下的地区电网及云南出口断面；

（2）原始数据由以下两部分数据拼接而成：大理、德宏500kV主变以下的电网采用云南中调的方式数据；电网其余部分采用南方电网2010年规划数据。

等值网络结构网络具有以下特点： 

（1）大理、德宏500kV主变以下电网：等值网络保留了大理、德宏500kV主变以下的主要220kV网络结构，此外考虑到兰坪、迪庆、保山的解列装置还具有解列220kV主变的功能，等值网络中还保留了上述三个站的主变。各220kV变电站以下的电网原则上分别等值为1台等值机，负荷等值到等值机机端和保留母线上。

（2）云南主网和出口断面：等值网络中保留了云南主网和出口断面的500kV网架，对500kV变压器及以下电网进行了化简。 

（3）南方电网主网：对南宁、平果、平果二、兴仁、八河以东的南网主网进行了大幅化简，将机组聚合为两台等值机，负荷等值到等值机机端和南宁、八河等边界母线上。 

等值系统中的保留线路参数与原始数据中的参数基本一致，此外还经网络化简，得到了部分等值线路、等值发电机和相应的变压器。对于等值发电机的励磁和调速器模型参数，还进行了相应的优化调整。 

试验研究发现的问题及解决措施 

目前采用的振荡解列判别原理能够按预定策略判断出滇西地区的振荡，并能正确动作。但在一定情况下会造成误动或拒动。

装置采用的振荡解列原理存在的主要问题及原因分析如下： 

1. 如果在大理、德宏小水电分支发生强迫振荡，引起罗平断面以及大理、德宏小水电分支持续振荡，以下两种情况无法准确解列振荡源。

情况1：振荡源能量较小且频率不在滇西低频振荡相关频段上时，大理、德宏小水电分支将持续等幅振荡，装置不动作。 

原因：大理、德宏小水电分支的振荡幅值不满足装置动作定值。由于系统振荡随振荡源的频率、幅值、地点的变化而不同，无法找到适合所有振荡情况的定值。 

情况2：某分支上的振荡源激发了其它分支之的低频振荡模式，而自身所在分支振荡较小，装置将会解列其它参与振荡的分支，振荡源所在分支却没有被解列。 

原因：振荡源所在分支振幅没有达到装置动作定值，所以没有被解列。参与低频振荡的分支达到动作定值被解列。虽然解列的分支不是振荡源所在分支（这与预定策略有所不同），但是由于所解列分支参与了低频振荡，这有利于振荡的平息。 

2. 如果在大理、德宏小水电分支外云南电网内发生系统故障或强迫振荡，引起罗平断面以及大理、德宏小水电分支持续振荡并且达到装置动作定值，装置有可能动作。 

原因：由于小水电分支与罗平断面起振时差不确定，且本系统布点有限，量测信息不全，装置有可能解列大理、德宏小水电分支。 

3. RTDS试验中进行云南电网外的系统故障或强迫振荡实验时，无法激发出小水电分支参与的振荡模式，这种情况下的装置策略及振荡判别原理没有得到充分检验。 

4. 由于计算模型的误差，RTDS或BPA仿真结果会与实际电网振荡波形有所差别，尤其是在起振时间的判别上差距较大。这会对装置间配合及定值整定带来困难。 

整改措施 

同时保留基于振幅的解列原理以及PRONY分析的解列原理，两者本质一致，都是通过有功功率波形分析寻找振荡源，但在数据处理上各有优缺点，前者更依赖与定值的设定，后者对定值相对不敏感。两个原理均要根据试验结果进行策略修改。

A：装置策略本次修改具体如下 

1. 增加德宏三个分支功率与罗平功率进行起振先后的判别，即德宏分支比罗平先振才允许解列德宏三个分支，同时起振或后振均不解列德宏分支。

2. 修改大理、德宏区域内同时起振时差选择逻辑：修改时差时差选择逻辑，该定值以装置实测振荡周期为准，取区域内最先满足起振条件的分支振荡周期作为同时起振的时差判别定值。以大理地区为例，如果兰坪变高分支先振，则以兰坪变高分支的振荡周期作为同时起振的时差定值，判别该时间范围内是否有其他分支起振。判别逻辑保持目前的做法不变。大理、德宏取各自的同时起振定值，方法同上。 

3. 修改大理、德宏区域与罗平起振先后时差选择逻辑：修改时差定值选择逻辑，该定值以装置实测振荡周期为准，取区域内最先满足起振条件的分支振荡周期作为起振先后的时差判别基准，然后给出一个可配置但不需要整定的倍数定值，该定值与时差判别基准的乘积作为区域与罗平起振先后的时差定值。以大理地区为例，如果兰坪变高分支先振，则以兰坪变高分支的振荡周期T作为起振先后的时差判别基准，配置文件中的大理地区倍数定值k，实际取k*T作为大理区域与罗平起振先后的时差定值判别大理地区是否比罗平先起振。判别逻辑保持目前的做法不变。大理、德宏取各自的起振先后时差选择逻辑，方法同上。 

4. 弱化区域内同时判别结果的作用：若某个区域内判别为同时起振，则改变目前的做法，此时仍然允许解列，在满足动作条件的各个分支取振幅最大的分支解列；若没有判别为同时起振，则保持目前的做法不变，仍然在满足动作条件的各个分支取最先满足动作条件的分支解列。 

5. 所有时差定值需要作防误，用定值中的周期上下限定值来限定范围防止程序周期计算失败的情况。装置实际取的时差数据在录波数据中显示以便分析动作逻辑。 

6. 德宏德博线与大理大和线的起振先后判别结果不用，逻辑仍然保留：为了防止大理、德宏与罗平振荡先后判别结果、德博大和起振先后的判别结果相互冲突导致逻辑互锁最终罗平虽然后振但仍然逻辑拒动。因此去掉德博与大和的起振先后判别结果不用，以便在试验中观察。 

7. 两轮动作之间的最小间隔由目前的5秒改为10秒，减少过切可能。 

B：服务器策略本次修改具体如下 

针对每种振荡模式添加时标信息。装置实现接收到Prony分析服务器的解列命令则转发该出口命令解列相应断路器。

试验结论及意见 

采用RTDS开展云南小水电群振荡解列系统的试验充分发挥了大规模RTDS系统实时、闭环、连续、数字仿真的优势，满足试验要求，全面校验了振荡解列的原理；RTDS试验模拟并详细记录了小水电群各种振荡的波形、装置响应（判断起振点、振幅、解列时序）、服务器Prony分析（趋势、阻尼、解列时序等），为结果的正确分析和策略改进提供了依据。

采用的振荡解列判别原理基本能够判断出滇西地区的振荡，并按预定策略动作。但某些情况下，会造成误动或拒动。特别是，针对第一阶段RTDS试验中出现的问题，装置以及服务器解列策略进行了相应修改，效果较明显，减少了部分误动和拒动情况的发生，存在的问题有： 

一、目前装置采用的振荡解列原理存在的主要问题及原因分析。

1. 大理或德宏小水电分支发生主网振荡模式频率的扰动时，大理或德宏出口断面（500kV大理和平双线或德宏博尚双线）振幅不一定很大，但会激发云南出口罗平断面的明显振荡。若此时采用500kV大理和平双线或德宏博尚双线振幅作为装置动作条件之一，装置将不会动作。 

原因：不同振荡模式下引起的各主要断面的振荡程度不一致，因此建议在策略中增加罗平断面的振幅也作为装置动作条件之一。 

2. 动作幅值定值难以整定。当系统增幅振荡时，动作定值肯定会满足；当系统减幅振荡时，动作定值肯定不会满足（振荡次数不满足）；但是当系统等幅振荡时，装置动作与否与动作幅值定值密切相关。 

原因：不同的扰动对电网的影响不同，特别是当系统发生等幅振荡时，装置的幅值动作定值成为能否振荡的关键因素。因此建议系统在完成升级改造后继续挂网试运行，积累经验，探索合适定值。 

3.无论是RTDS试验还是BPA仿真，由于其计算模型的误差，会与实际电网振荡波形有所差别，尤其是在起振时间的判别上差距较大。这会对装置间配合及定值整定带来困难。 

二、目前服务器采用的振荡解列原理存在的主要问题及原因分析。 

1.PRONY分析中的模式时标信息不可靠。 

原因：故障初期，各振荡模式均不稳定，此时判断的时间不准确。并且PRONY分析是每秒钟一次，精度也不够。因此建议服务器解列策略中不考虑模式的时标信息。 

2. 与装置一样，服务器出口动作幅值定值也存在难以整定的问题。 

原因：与装置一样。