康健(湖北省电力试验研究院，武汉)针对小水电群接入大系统发生低频振荡的问题，以及湖北鄂西电网经常发生低频振荡的现象，对鄂西电网的网架结构、传输特点和振荡原理进行了分析和研究。结合鄂西电网的特点研究其抑制低频振荡的原理和方法，提出相应解决措施。通过仿真和动模试验，以及现场运行试验，证明适当采用电力系统稳定器（PSS）是一种最简单，且效果明显的抑制低频振荡的好方法。
关键词：小水电群；电力系统稳定器；低频振荡1引言
根据我国目前电网的结构及建设特点，许多地区采用了小水电群接入大系统的方式。该运行方式多次出现功率低频振荡的现象。1998年8月以来，湖北鄂西电网经常发生低频振荡，其中2000年9月16日发生的低频功率振荡现象中有功功率摆动幅度高达7万千瓦。对于这种严重威胁电网安全稳定运行的状况，相关各部门和科研单位对这个问题进行了专题研究，在充分调查与研究的基础上，开展了对鄂西电网低频振荡的治理工作，在多个电厂的机组上装设了电力系统稳定器（PSS），并取得了具有实际意义的良好效果。
2低频振荡成因分析
2.1低频振荡基本原理［1］
电力系统中各发电机通过输电线路并列运行时，在扰动下某些发电机转子之间会出现相对摆动，若阻尼不足则会发生持续的振荡，此时这些发电机有功功率以及发电机之间的输电线路功率也会有相应振荡。该振荡的频率比较低，通常为0.2～2Hz，故称为低频振荡。
低频振荡的性质取决于系统阻尼。当系统阻尼足够大时，不会发生自发振荡，并在扰动后会迅速消失；当系统阻尼大于零，但阻尼很小时，称为弱阻尼，在扰动后振荡要经过很长时间才能平息，若在振荡平息前又有新的扰动，则会观察到时大时小，难以平息的持续振荡现象；当系统阻尼小于零时，称为负阻尼，该情况下可能产生自发振荡，且幅值会逐渐增大。由于系统的非线性，在振荡幅值增大到一定值后呈等幅振荡，此时若不采取增大阻尼的措施(如减出力、减小联络线功率等)，可能发生振荡失步，造成系统解列。
2.2实际电网分析
根据经验和实际计算表明，低频振荡的发生有四个主要诱发因素，即“弱联系、长线路、重负荷、快速励磁”。以湖北电网恩施地区小水电群接入大系统为例进行说明。
1）弱联系。鄂西电网110kV及220kV的网络结构本来就比较薄弱，而许多上网的水电站都没有建设相应配套的电力外送线路，大量的水电上网更加重了电网的负担，表现出“弱阻尼”的特征。恩施电网简化示意图见图1所示。现有小水电总装机容量约50×104kW，全州负荷平均水平为9.5×104kW，高峰时可达19×104kW。目前仅有一条220kV旗雁线与主网相联，另一端与重庆地区的黔江电网相联，协议交换功率为±2×104kW。丰水期黔江电网送入恩施电网最大功率可达6.5×104kW。外送功率最大时可达20×104kW。
2）长线路。小水电群多半位于山区，水能资源十分丰富。但这些水电站多半远离负荷中心，这样就形成了“长线路、重负荷”的输电格局。恩施电网的网络结构特点是条形结构。黔江电网至咸丰变的单回110kV线路长110km，咸丰变至葛洲坝二江电厂开关站的单回220kV线路长284km，丰水期恩施电网向主网外送功率的方式是“长线路、重负荷”送电方式。3）重负荷。恩施电网另有一个特点，就是丰水期大量功率外送时电网电压偏高，需从主网吸收无功功率。由于长线路的R和X值较大，使得恩施外送潮流较大时旗峰坝变母线电压严重偏高。若要维持旗峰坝母线电压在一定的水平，就必须从主网吸收一定的无功功率。通常恩施外送的功率为180MW时，需从主网吸收40Mvar左右的无功功率。这一特点是目前恩施电网的固有结构所决定的。
根据单机——无限大系统的理论分析，恩施电网外送潮流较大时吸收无功功率会进一步恶化系统阻尼，更容易诱发低频振荡。
4）快速励磁。水电站绝大多数的发电机组均采用自并励快速励磁方式，这对系统的暂态稳定是有利的。但研究证明，在动态稳定方面，这种位于送电端的发电机自动励磁调节器提供了负阻尼，这是快速励磁的特性所决定的。鄂西地区水电站各大大小小的发电机组自动励磁调节器都在或多或少地提供负阻尼，其综合效力是很大的，对系统低频振荡起了“推波助澜”的作用，使电网本来就比较弱的系统阻尼变得更弱。当有机组敏感振荡频率(通常为1Hz左右)的电压波动时，这种励磁方式会加剧电压的摆动，从而增大发电机功率的摆动。大多数负荷不仅单台容量大，而且还具有剧烈波动的特点，造成对电网的频繁扰动。
综合上述四点诱发因素，那么当电网出现敏感振荡频率的扰动时，由于快速励磁调节器提供负阻尼加剧系统摆动，而小——大网的联系又很薄弱，就很容易造成低频功率振荡现象。发生低频振荡的必要条件为“弱阻尼、长线路、重负荷、快速励磁”，因此，鄂西电网正属于这种情况，在水电大发时发生低频振荡也就有其必然性。
3电力系统稳定器（PSS）［2］［3］
为了满足当今电力系统稳定运行的需要，多数自动励磁调节器(AVR)及励磁系统不仅响应速度快，而且放大倍数高，对维持电网电压及系统暂态稳定起着十分重要的作用。但是，模拟计算及现场试验已经证明，这类AVR在对发电机励磁的控制调节过程中提供了负阻尼。
要想提高系统的阻尼，就应采用一种附加的励磁控制，即采用可反映振荡的状态量作为附加控制信号，经相位校正等处理后，加入到AVR中参与调节励磁，使产生的附加电磁转矩能够提供正阻尼，以抑制系统振荡。这种附加励磁控制装置就称为电力系统稳定器。
电力系统稳定器(PSS)作为发电机励磁的附加控制单元，能增加系统的阻尼，而不会降低原有励磁系统电压环的增益及调压性能，也不会影响励磁系统的暂态特性。PSS具有设备少、实施快、效果好的特点，而且由于PSS的频率特性与快速励磁系统的频率特性能较好地匹配，使得PSS的效果更显著，因此非常适合应用于广泛采用快速励磁的小水电发电机组上，以抑制系统的低频振荡。
4计算及仿真
当以电磁功率P作为PSS的输入时，要将这一电磁功率P转化为能反映低频振荡状态的过剩功率ΔP，这里采用的方法是用一个平均功率PT来模拟机械功率，将PT减去P作为ΔP，即：ΔP（k）＝PT（k）－P（k），模拟机械功率PT为
然后通过双线性变换转换为S频域，可化为传递函数的形式，如图2所示：图中Tc为对电磁功率P的采样周期。在得到ΔP后，再将ΔP通过放大、超前及复位等环节后就得到了PSS的输出电压UPSS，如图3所示。整个PSS的环节是由图2和图3两个部分组成的，简化后得如下经验公式
以某励磁控制系统为例说明。该系统的发电机部分参数：转子时间常数T′d0＝8.38，发电机惯性时间常数TJ＝6.5,机组固有阻尼系数D=2，xd=xq=1.5859，x′d＝0.2902，xe=0.4，re＝0；励磁系统参数：测量回路时间常数TR＝0，励磁机时间常数TE＝0.69，励磁放大倍数Ka＝100，功放的电压放大倍数Kz＝1；额定运行点P0＝0.9，Q0＝0.1，U0＝1。对该系统进行仿真，扰动量取ΔPT=0.05，ΔUgd=－0.05，未加PSS时功角变化量Δδ的变化曲线和加PSS后Δδ的变化曲线分别如图4(a)、4(b)所示。
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