电力系统振荡产生的原因、处理方式、预防、特点

　　在电力系统正常运行时，所有发电机都以同步转速旋转，这时并列运行的各发电机之间相位没有相对变化，系统各发电机之间的电势差为常数，系统中各点电压和各回路的电流均不变。当电力系统由于某种原因受到干扰时（如短路、故障切除、电源的投入或切除等），这时并列运行的各同步发电机间电势差相角差将随时间变化，系统中各点电压和各回路电流也随时间变化，这种现象称为振荡。

　　电力系统的振荡有同步振荡和异步振荡两种情况，能够保持同步而稳定运行的振荡称为同步振荡，导致失去同步而不能正常运行的振荡称为异步振荡。

电力系统振荡——产生的原因

　　1、输电线路输送功率超过极限值造成静态稳定破坏；

　　2、电网发生短路故障，切除大容量的发电、输电或变电设备，负荷瞬间发生较大突变等造成电力系统暂态稳定破坏；

　　3、环状系统（或并列双回线）突然开环，使两部分系统联系阻抗突然增大，引启动稳定破坏而失去同步；

　　4、大容量机组跳闸或失磁，使系统联络线负荷增大或使系统电压严重下降，造成联络线稳定极限降低，易引起稳定破坏；

　　5、电源间非同步合闸未能拖入同步。

　　系统振荡最严重的后果是引起系统崩溃，轻则是各设备无法在额定工况下工作、系统保护误动作。

电力系统振荡——处理方式

　　1、由解裂装置有计划的进行解裂，以终止振荡

　　2、放任继电保护装置在振荡中自由动作。

　　该方式是西方一些国家长期的习惯做法。只要是机电保护装置本身没有问题，在系统振荡中动作导致大面积停电任然被认为是正确的。该观点的主要根源是这些国家的系统联结较强，但这些观点直接导致了美国几次大停电。

　　3、调度处理

　　保持系统的稳定性，留待调度处理，我国处理振荡的成功运行经验。前提是发电机组、线路继电保护装置必须保证在振荡中不误动，对发电机而言主要是失步保护的整定，对线路保护主要是可靠的振荡闭锁。

电力系统振荡——振荡预防

　　1、提高稳定水平，电力系统的振荡在小系统内是比较常见的，在大系统内发生的很少。但它的危害也是比较可怕的，是必须要预防的。

　　2、在小系统内发生较多，主要是在小系统内有很多不很稳定的负荷，系统内的电站都比较小，在它的负荷发生较大的变化时很难使系统稳定，也很可能发生震荡。

　　3、在小系统内有时有的设备的安装不合也有可能引起系统的振荡。如开关处安的阻容吸收器大小的不合适而引起了一次系统的小小振荡。

电力系统振荡——特点

　　电力系统受到扰动或调节控制的诱发，由本身的电磁特性和机械特性而产生的一种动态过程，表现为电力系统中发电机的转速、并列运行的发电机间的相对角度、系统的频率、母线上的电压、支路中的电流和功率产生波动、偏离正常值，振荡中心的电压有大幅度的跌落。不衰减和增幅的振荡会破坏电力系统的正常运行，甚至损坏电工设备，导致系统的崩溃。所以通过分析，掌握电力系统的动态特性，采取措施，预防发生振荡，抑制和消除已发生的振荡，是保证电力系统安全运行的重要内容。

　　电力系统振荡与电力系统稳定密切相关。根据电力系统稳定与否，分同步振荡和非同步振荡。如果系统是稳定的，则系统在受到扰动以后，产生的振荡将在有限的时间内衰减，进而达到新的平衡的运行状态，称为同步振荡。如果系统是不稳定的，则系统受到扰动后产生的振荡将导致系统中发电机同步运行的破坏，进而过渡到非同步运行状态，这种振荡称为非同步振荡。其特征是系统将不能保持同一个频率，并且所有的电参量和机械量的波动明显地偏离额定值。非同步振荡会对电力系统的安全产生严重的威胁，必须采取调节控制措施。在采取措施后可能再同步成功，即系统重新过渡到同步振荡而最后达到新的平衡状态。也可能再同步不成功，则必须进而采取措施将系统不同步的几部分分解开来，以结束非同步振荡。

　　在现代发电机组容量日益增大、电网规模日趋扩大、调节控制手段日益增多的电力系统中，还存在以下两种形式的振荡：

　　①低频振荡。由于系统中发电机组的电联系相对薄弱，阻尼特性很弱，因而在快速励磁调节的作用下产生负阻尼，系统受到扰动后发生长时间不衰减的振荡。现代电力系统中遇到的这种振荡，频率范围常在0.1～2.5赫。

　　②次周期振荡。由于大型发电机组（长轴）的机械参数和电设备的电磁参数相互匹配而产生的频率略低于同步频率的振荡。

　　实际电力系统中，振荡事故的发生往往可能是上述几种振荡的交替发生。例如，1974年 5月28日中国西北330千伏超高压电力系统发生的振荡事故，先是在220千伏线路发生短路跳闸甩负荷，随后造成330千伏线路同步振荡，失去同步约3秒，造成非同步振荡约10秒，再同步成功后，又进入同步振荡，而后衰减到新的稳态运行方式，全过程约30秒。电力系统的振荡有同步振荡和异步振荡两种情况，能够保持同步而稳定运行的振荡称为同步振荡，导致失去同步而不能正常运行的振荡称为异步振荡。

电力系统振荡——与短路的主要区别

　　振荡时系统各点电压与电流值都是作往复性摆动，而短路时电流和电压值是突变的。此外，振荡时电流和电压值的变化速度比较慢，而短路时电流和电压值突然变化量很大。

　　振荡时系统任何一点电流和电压之间的相位角都会随功角的变化而改变；而短路时，电流和电压之间的角度基本是不变的。振荡时系统三相为对称的；而短路时系统可能会出现三相不对称。

电力系统振荡——系统振荡时一般现象

　　1）发电机，变压器，线路的电压表，电流表及功率表周期性的剧烈摆动，发电机和变压器发出有节奏的轰鸣声。

　　2）连接失去同步的发电机或系统的联络线上的电流表和功率表摆动得最大。电压振荡最激烈的地方是系统振荡中心，每一周期约降低至零值一次。随着离振荡中心距离的增加，电压波动逐渐减少。如果联络线的阻抗较大，两侧电厂的电容也很大，则线路两端的电压振荡是较小的。

　　3）失去同期的电网，虽有电气联系，但仍有频率差出现，送端频率高，受端频率低并略有摆动。

电力系统振荡——低频振荡

　　基本概念

　　发电机的转子角、转速，以及相关电气量，如线路功率、母线电压等发生近似等幅或增幅的振荡，因振荡频率较低，一般在0.1-2.5Hz。电力系统低频振荡可以分为局部模态，区域间模态。

　　1）局部振荡模式（Local modals），是指厂站内的机组之间或电气距离较近的厂站机组之间的振荡，这种振荡局限于区域内，其影响范围较小且易于消除。这种振荡频率较高，一般在 0.7～2.5Hz 之间。

　　2）区域振荡模式（Inter-area modals），是指一部分机群相对于另一部分机群的振荡，在联系较薄弱的互联系统中，耦合的两个或多个发电机群间常发生这种振荡。由于电气距离较大，同时发电机群的等值发电机的惯性时间常数较大，其振荡频率较低，一般在 0.1～0.7Hz 之间。

　　产生的机理

　　从低频振荡发生研究至今，在机理方面的研究主要集中在以下几个方面：

　　1） 负阻尼机理

　　根据线性系统理论分析，由于系统的调节措施的作用，产生了附加的负阻尼，抵消了系统的阻尼，导致扰动后振荡不衰减或增幅振荡。

　　1969年De mello和Concordia运用阻尼转矩的概念对单机无穷大系统低频振荡现象进行了机理研究，指出： 由于励磁系统存在惯性，随着励磁调节器放大倍数的增加，与转子机械振荡相对应的特征根的实部数值将由负值逐渐上升，若实部由负变正，会产生增幅振荡。它揭示了单机无穷大系统增幅振荡发生的机理，这一方法是基于线性系统理论，通过分析励磁放大倍数和阻尼之间的关系来解释产生低频振荡的原因。基于这种分析的原理和思想，该方法可进一步扩大到多机系统，通过线性系统的特征根来判断系统是否会发生低频振荡。

　　该振荡机理概念清晰，物理意义明确，有助于理解为何远距离大容量输电易发生低频振荡，已成为电力系统低频振荡的经典理论。

　　目前负阻尼振荡机理大部分还停留在单机-无穷大系统中做理论分析和控制器设计，多机系统中仅有少数应用，这是因为阻尼转矩的概念在多机系统中物理意义不够明确，且多机系统中的阻尼计算比较困难。

　　2） 共振或谐振理论

　　电力系统低频振荡研究的是各同步发电机转子间的相对摇摆稳定性，当系统中存在不能忽略的周期性扰动时，系统是非自治的，发电机转子运动方程必须用二阶常系数非齐次微分方程来描述。此时发电机转子运动方程的解由通解和特解两部分组成，通解与系统的阻尼有关，而特解则跟系统非自治性有直接的关系。如果周期性扰动的频率与系统的固有低频振荡的频率接近，转子角的解中将有一个等幅不衰减的振荡特解。随着与阻尼有关的通解的衰减，余下的特解使得转子角表现为不稳定的等幅振荡。这就是低频振荡的强迫振荡机理。

　　强迫振荡机理与负阻尼机理有明显的不同，它具有起振快，从受到扰动到振荡到最大幅值一般只有两到三个振荡周期;功率在振荡过程中基本保持等幅振荡;扰动信号的频率越接近系统的固有频率，振荡的幅值越大，当与系统固有频率的差值超过一定的范围时，将很难激发振荡;振荡消失的速度很快，一旦扰动振荡源消失，功率振荡将大幅度衰减。

　　3） 非线性理论机理

　　由于系统的非线性的影响，其稳定结构发生变化。当参数或扰动在一定范围内变化时，会使得稳定结构发生变化，从而产生系统的振荡。这一分析有别于线性系统，因为线性系统的稳定是全局性的，而非线性系统的稳定是局部的。电力系统低频振荡的非线性奇异现象以及表现为一种非周期的、似乎是无规则的突发性的机电振荡混沌现象，都属于该范畴。

　　在所有低频振荡机理中，负阻尼机理研究得最早也最成熟，这主要得益于线性系统理论的成熟，目前已经形成了一套比较完整的理论体系，并且在工程上得到实际应用。

电力系统振荡——次同步振荡

　　基本概念

　　大型汽轮发电机组的转子轴系具有弹性，由于机械和电气的相互作用，在特定条件下会自发振荡。输电线路的串联电容补偿、直流输电、电力系统稳定器的不当加装，发电机励磁系统、可控硅控制系统、电液调节系统的反馈作用等，均有可能诱发、导致次同步振荡（SSO）现象。有时也发生在发电机非同期并列或系统发生不对称短路等大扰动后的暂态过程中。

　　工作原理

　　交流输电系统中采用串联电容补偿是提高线路输送能力、控制并行线路之间的功率分配和增强电力系统暂态稳定性的一种十分经济的方法。但是，串联电容补偿可能会引起电力系统的次同步谐振（SSR，SubsynchronousResonance），进而造成汽轮发电机组的轴系损坏。次同步谐振产生的原因和造成的影响可以从三个不同的侧面来加以描述，即异步发电机效应（IGE，InductionGeneratorEffect）、机电扭振互作用（TI，TorsionalInteraction）和暂态力矩放大作用（TA，TorqueAmplification）。对次同步谐振问题，主要关心的是由扭转应力而造成的轴系损坏。轴系损坏可以由长时间的低幅值扭振积累所致，也可由短时间的高幅值扭振所致。

　　由直流输电引起的汽轮发电机组的轴系扭振与由串联电容补偿引起的汽轮发电机组的轴系扭振在机理上是不一样的，因为前者并不存在谐振回路，故不再称为次同步谐振（SSR），而称为次同步振荡（SSO，SubsynchronousOscillation），使含意更为广泛。