1、系统振荡处理一、振荡的概念振荡就是发电机与系统电源之间或系统两部分电源之间功角 的摆动现象。功角 ：二、振荡的类型1、同步振荡和异步振荡：同步振荡指当发电机输入或输出功率发生变化时，功角 将随之变化，但由于机组转动部分的惯性， 不能立即达到新的稳定值，需要经过若干次在新的 值附近振荡之后，才能稳定在新的 之下。异步振荡指发电机因某种原因受到较大的扰动，其功角 在 0360之间周期性的变化，发电机与电网失去同步运行的状态。产生原因：引起电力系统振荡的主要原因（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
2、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（非同期并列） 。 系统异步振荡的一般现象为：（1 ） 失去同步的发电机的功率表、电流表周期性地剧列摆动，发电机、变压器发出不正常的、有节奏的轰鸣声。（2 ） 失去同步的系统间联络线或发电厂间的输送功率往复摆动。（3 ） 系统中电压表指针周期性波动，照明灯光忽明忽暗，振荡中心附近的变电站电压表波动最大，并周期性地降低到接近于零
3、。（4 ） 发生振荡时系统没有统一的频率，失去同步的系统虽还有电气联系，但一般送端系统的频率升高，受端系统频率降低，并略有摆动。区别：异步振荡其明显特征是:系统频率不能保持同一个频率,且所有电气量和机械量波动明显偏离额定值。如发电机、变压器和联络线的电流表、功率表周期性地大幅度摆动；电压表周期性大幅摆动,振荡中心的电压摆动最大, 并周期性地降到接近于零；失步的发电厂间的联络的输送功率往复摆动；送端系统频率升高,受端系统的频率降低并有摆动。 同步振荡时,其系统频率能保持相同, 各电气量的波动范围不大,且振荡在有限的时间内衰减从而进入新的平衡运行状态。 2、低频振荡:并列运行的发电机间在小干扰下发
4、生的频率为 0.22.5 赫兹范围内的持续振荡现象叫低频振荡。 低频振荡产生的原因是由于电力系统的负阻尼效应,常出现在弱联系、远距离、重负荷输电线路上,在采用快速、高放大倍数励磁系统的条件下更容易发生。 低频振荡的一般现象为：（1 ）系统频率发生小幅变化；（2 ）部分发电厂、变电站上报线路功率发生周期性摆动、母线电压发生小幅摆动，可能出现电压越限报警；（3 ）省网间或大区联络线功率发生周期性摆动。3、次同步振荡当发动机经由串联电容补偿的线路接入系统时，如果串联补偿度较高，网络的电气谐振频率较容易和大型发电机轴系的自然扭振频率产生谐振，造成发电机大轴扭振破坏。此谐振频率通常低于同步频率。串补：在
5、输电线路上串联电容以补偿线路的电抗，使线路的总电抗减小，从而加强线路两端的电气联系，缩小两端的相角差，使输电线路获得较高的稳定限额，并提高线路的传输功率。振荡解列装置？ 答:当电力系统受到较大干扰而发生非同步振荡时,为防止整个系统的稳定被破坏,经过一段时间或超过规定的振荡周期数后,在预定地点将系统进行解列,执行振荡解列的自动装置称为振荡解列装置。关于完善运行规程中系统振荡的识别与处理有关内容的通知 7.7.1 低频振荡处理措施：判断出现波动地区间送受端关系，并令送端机组减少出力，受端机组增加出力。令振荡地区的机组退出 AGC、AVC ，并令相关机组在不超电压运行控制上限条件下尽量增加机组无功功
6、率。令出现振荡的厂站严密监视设备运行情况，发现异常立即上报。了解有关厂站有无解列情况，并对解列后系统进行调整。如涉及联络线的振荡，应立即上报上级调度机构，并听从上级调度机构的统一指挥。7.7.2 异步振荡的处理措施1、要求所有的发电厂运行值班人员不待调度指令，立即主动采取恢复正常频率的措施。2、振荡时各发电厂以及有调压设备的变电站，应不待省调值班调度员的指令，尽快利用设备的过载能力提高系统电压到振荡消除或到最高允许值为止，禁止停用电压调整装置和强行励磁装置（在现场规程规定的允许时间内） ，并迅速报告省调值班调度员。3、 省调值班调度员根据各厂、站报告的情况判断振荡属于系统间的振荡时，应按以下办
7、法发布调度指令：a. 振荡时频率降低系统的发电厂，应将有功出力按现场规程所允许的最大加出力速度和过负荷能力增加机组有功出力，直至振荡消除为止。b. 振荡时频率升高系统的发电厂，应迅速减少机组有功出力，使与受端系统频率一致，但频率最低不得低于 49.5 赫兹。c. 振荡时频率降低系统，除低频减载装置动作切除部分负荷外，必要时，省调值班调度员还可按事故拉闸顺序拉闸限电，以尽速恢复频率，使系统恢复同步运行。采取上述方法后，消除异步振荡的成功标志是受端和送端系统间的频率差减至零，表针摆动消除，系统已拖入同步第 7.9 条 从系统发生异步振荡时起，在采取人工恢复同步的方法后 （一般大约为 3 至 4分钟
8、） ， 若异步振荡仍未消除，而振荡解列装置又不动作时，则省调值班调度员应在事先规定的（或视当时具体情况选择）适当解列点解列系统，解列点的选择应使失去同期的系统分离，并使解列后的系统供需电力尽可能平衡。解列点的开关应装有同期装置，以便振荡消除后，易于进行系统并列操作。第 7.10 条 系统异步振荡已消除或解列后又重新并网后，省调值班调度员应尽快发布指令将自动跳闸或手动拉限的负荷恢复供电。励磁系统对电力系统静态稳定、暂态稳定、动态稳定的影响励磁系统的主要任务是维持发电机电压在给定水平上和提高电力系统的稳定性。励磁系统能够维持发电机机端电压为恒定值，能够有效提高系统静态稳定的功率极限；励磁系统的强励
9、顶值倍数越高、励磁系统顶值电压响应比越大、顶值倍数的利用程度越充分，系统的暂态稳定水平就越高，但保护动作时间和开关动作时间的缩短对暂态稳定的改善起主要作用，在故障开断时间很短的情况下，励磁系统对暂态稳定的贡献是有限的；励磁系统中的电压调节作用是造成电力系统机电振荡阻尼变弱的重要原因，在一定的运行方式及励磁系统参数下，电压调节器维持发电机电压恒定的同时，产生负的阻尼作用，因此励磁系统降低了系统的动态稳定水平。振荡事故案例二、华中电网“10.29 ”低频振荡初步结论根据目前已开展的工作，认为鄂西北电网由弱阻尼引发的同步振荡导致主网相近频率强迫振荡的可能性较大，但需对鄂西北电网阻尼变化敏感因素作进一
10、步分析，也需要进一步研究系统发生强迫振荡的机理。同时，仍需对由三峡自身原因诱发或扩大功率振荡的可能性作进一步研究分析。三、蒙西电网机组低频振荡过程简述 2005 年 9 月 1 日 18 点 53 分至 21 点 12 分发生了三次蒙西电网机组对主网的低频振荡。三次振荡的持续时间分别为 6 分 40 秒、2 分 25 秒、13 分 55 秒。前两次振荡自行平息，第三次振荡有逐渐加大的趋势，随着蒙西电网万家寨电厂#1 机、#3机相继掉闸，蒙西电网机组对主网的振荡平息。 （振荡持续时间均以 PMU 动态监测装置记录为依据）三、蒙西电网机组低频振荡过程简述 第一次振荡过程：（18:53:1018:5
11、9:50 持续 6 分 40 秒） 第二次振荡过程：（19:44:3019:46:55 持续 2 分 25 秒）没有现场反映此次振荡情况，后依据 PMU 装置记录分析此段时间内蒙西电网有一次明显的摆动过程。第三次振荡过程：（20:57:3021:11:25 持续 13 分 55 秒）分析结论“9.1”蒙西电网机组的摆动为低频振荡。在整个三次振荡过程中，蒙西电网所有机组均未失步，本次振荡属低频同步振荡。本次振荡的引发地点在万家寨电厂，振荡的引发原因是由于振荡前方式下万家寨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，引发了万
12、家寨机组对系统的低频同步振荡，由此激发了蒙西电网机组对主网的低频振荡。机组励磁系统的模型参数对仿真计算结果影响很大。采用典型的模型参数计算，万家寨电厂对系统振荡模式的阻尼较强。采用现场试验数据拟合出的励磁系统模型参数计算，万家寨电厂对系统振荡模式呈现弱阻尼，在万家寨电厂三台机满发且机端电压较低的情况下，甚至出现负阻尼。 振荡中有益的经验1、调度事故处理得当。华北网调调度员采取的提高受端系统机组出力，减少蒙西电网东送潮流的措施，有利于保持系统稳定。2、动态监测系统记录的数据（丰镇及新投产的乌海、德岭山安装的功角及动态测量装置）在本次振荡分析中发挥了重要作用。振荡中暴露的问题1、万家寨电厂机组励磁
13、、调速系统模型参数尚未进行实测，无法准确模拟机组的动态过程进而采取相应措施，不利于电网的稳定运行。2、万家寨电厂不同控制系统之间的协调存在问题，对电网安全运行不利。3、万家寨电厂 PSS 未投入运行，不利于电网的动态稳定。4、由于各地时钟不统一，为分析带来一定难度。四、7.1 电网功率振荡振荡期间的现象对山东电网的影响辛聊 I 线有功功率振荡曲线聊城站 500kV 电压振荡曲线聊城站频率振荡曲线五、云南电网低频振荡事件调查分析报告 2008 年 4 月 21 日 10:28:02 10:34:05 电网发生低频振荡，在南方电网各主要送出断面线路上均不同程度有所反映，振荡持续时间约 6 分 3
14、秒，振荡频率 0.360.38Hz。云南电网内振幅最大的线路是 500kV 罗百双回线（500kV 罗马线停运） ，最大振荡幅值达 231.9MW,其次为大唐红河电厂的#2 机组，最大振荡幅值达 66.6MW。 振荡期间大唐红河#2 机组的操作过程大体如下： z 4 月 21 日 01：00，因大唐红河#2 炉#3 回料腿泄漏压火处理； z 07：13 #2 炉#3 回料腿泄漏工作结束开始升负荷， 10：25，#2 机组以负荷率 3.5MW/min 升负荷 145MW，此期间机组手动方式运行，阀门在单阀方式； z 10：262 机负荷达 148.51MW，开始单阀切为顺阀运行，切动过程中，发生
15、波动，电厂监控系统显示机组负荷在 142 MW165 MW 之间波动，由于发现负荷波动大，采取加出力的措施: 10 ：28：01，目标负荷由 150MW 设定为 160MW， 10 ：31：21，目标负荷又由 160MW 设定为 165MW； 16 ： 35 完成由 “单阀”切为“顺阀”运行的操作，此时2 机负荷 169.04MW，GV 阀位给定 44.89%，主蒸汽压力 16.5MPa、温度 537.55，再蒸汽压力 1.7MPa、温度 524。 从电厂 DCS 系统记录情况看，整个过程中机组阀门摆动引起机组功率波动的时间与系统振荡的时间比较吻合。电网振荡原因及过程分析 电网振荡之初，系统阻尼相对比较弱，大唐红河电厂2 机组在进行负荷调整及汽轮机阀门控制由“单阀”切换到“顺阀”的过程中，由于切换时汽轮机运行工况不匹配，造成汽轮机阀门控制不稳，2 发电机组以 0.38Hz 的频率持续功率波动，机组对电网产生一个持续的强迫扰动，该扰动的频率与电网的某个振荡模式（电网分析云南、贵州对广东存在约 0.4Hz 的振荡模式）比较接近，诱发电网产生低频振荡。振荡过程中，2 机组的阀门波动始终较大，但在电网大量 PSS 的作用、调度采取直流调制等控制措施作用下，系统阻尼增大，使得振荡没有继续发散，反而逐步平息，大唐红河电厂2 机组在电网强阻尼的作用下也逐渐恢复到稳定状态 .
