电力系统振荡
电力系统振荡的概念
电力系统振荡的概念电力系统振荡是指电力系统中的电压、电流、功率等参数出现周期性的波动或振动现象。
振荡是电力系统中常见的一种运行状态，但过大的振荡会引发电力系统的故障，甚至导致系统崩溃。
电力系统振荡有多种形式，包括频率振荡、电压振荡和功率振荡等。
频率振荡是指电力系统中发电机的输出频率不稳定或波动较大的情况，通常以发电机转速的变化为表现。
电力系统的频率通常为50Hz 或60Hz，频率振荡会造成电力系统中的各种设备无法正常工作，甚至引发冲突干扰。
电压振荡是指电力系统中电压参数的周期性波动。
电力系统中的电压通常需要稳定在一定的范围内，过大或过小的电压振荡都会对电力系统中的设备产生不利影响。
电压振荡可能是由于电源不稳定、负载变化或电力系统故障等原因引起的。
功率振荡是指电力系统中功率参数的周期性波动现象。
功率振荡通常由于电力系统中的负荷变化、电源波动或系统故障等原因引起。
功率振荡会导致系统中的功率不平衡，影响电力系统的稳定运行。
电力系统振荡的产生原因多种多样，包括负荷变化、电源不稳定、电力系统的故障和控制系统的误操作等。
负荷变化是导致频率振荡、电压振荡和功率振荡的主要原因之一。
当电力系统的负荷突然变化，例如大型电动机启动或停止，会导致发电机输出的电能和系统负荷之间的不平衡，进而引发振荡现象。
电源不稳定也是电力系统振荡的重要原因之一。
电力系统的电源包括各种发电机和电网之间的互联互通，当电源发生故障或运行不稳定时，会导致系统中的电压和功率参数的波动和振荡。
电力系统的故障也会引发振荡现象。
例如，当电力系统的某个设备发生短路或故障的时候，会导致电能的分布不均，进而引发电力系统的振荡现象。
控制系统的误操作也可能导致电力系统的振荡。
例如，自动调压器的设置不当或调节过程中的误操作可能导致电力系统中的电压发生波动，从而引发电力系统的振荡。
电力系统振荡带来的风险主要有两个方面。
一方面，振荡会导致电力系统中的设备无法正常工作，影响电力供应的连续性和稳定性，给用户带来不便和损失。
电力系统低频振荡的原因
电力系统低频振荡的原因引言电力系统是现代社会不可或缺的基础设施，它为我们提供了稳定的电能供应。
然而，有时候电力系统会出现低频振荡问题，给系统的稳定运行带来困扰。
本文将探讨电力系统低频振荡的原因，以及可能导致这些振荡的因素。
低频振荡概述低频振荡是指电力系统中频率较低的周期性波动。
一般情况下，电力系统的标准工作频率为50Hz或60Hz，而低频振荡往往发生在0.1Hz到1Hz范围内。
这种振荡可能导致电网不稳定、设备损坏甚至停电。
常见原因动力系统负载变化动力系统负载变化是引起低频振荡的常见原因之一。
当负载突然增加或减少时，会导致发电机和负载之间的失衡，从而引起低频振荡。
这种失衡可能是由于大型工业设备启动或停止、大规模用电设备切换等原因引起的。
发电机调节不当发电机是电力系统的核心组成部分，它负责将机械能转换为电能。
发电机调节不当可能导致低频振荡。
如果发电机的调节系统响应缓慢或不灵敏，就会导致频率波动，从而引起低频振荡。
线路参数变化电力系统中的线路参数变化也可能导致低频振荡。
线路的阻抗、电感和电容等参数会受到温度、湿度和环境条件等因素的影响而发生变化。
这些变化可能导致系统的谐振现象，从而引起低频振荡。
控制系统故障控制系统是保持电力系统稳定运行的关键组成部分。
控制系统故障可能导致低频振荡。
自动发电机控制器（AVR）故障可能导致发电机输出功率不稳定，从而引起低频振荡。
高压直流输电系统干扰高压直流输电系统在长距离输送大功率时具有优势，但它也可能对交流输电网产生干扰。
由于高压直流输电系统的存在，可能会引起电力系统中的低频振荡。
振荡的影响低频振荡对电力系统的影响是严重的。
它可能导致设备损坏，包括发电机、变压器和开关设备等。
低频振荡可能导致电网不稳定，从而引起停电和能源供应中断。
低频振荡还可能对用户造成经济损失，并对社会生活产生负面影响。
预防和控制为了预防和控制低频振荡问题，需要采取一系列措施。
应确保发电机和负载之间的平衡。
电力系统振荡的结果及处理方式
电力系统振荡的结果及处理方式2012/7/13 15:35:41当发生短路或突然有大负荷切除或投入时，发电机与大系统之间的功角会发生变化，发电机的输出功率就会沿着发电机的功角特性曲线来回摆动，这就是电力系统的振荡。
电力系统振荡的结果有两种：一个是发电机的输出功率和负载能重新在一个点上实现平衡，经过一段时间的振荡后重新达到稳定，保持同步运行。
一个是发电机的输出功率和负载能无法再在任何一个点上实现平衡，从而导致发电机失去同步。
发电机的原动机输入力矩突然变化，如：水轮机调速器不正常动作;系统发生突然短路;大机组或大容量线路突然变化等。
通常，短路是引起系统振荡,破坏稳定运行的主要原因。
电力系统振荡的预防：预防是多方面的，有继电保护上的要求，如快速切断故障线路;也有运行操作上的要求，如避免使发电机的容量大于被投入空载线路的充电功率，避免发电机带空载线路启动和以全电压向空载线路合闸;也有设计上的考虑，如避免发生发电机的次同步共振。
系统振荡有多种：异步振荡、同步振荡、低频振荡异步振荡——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。
引起电力系统异步振荡的主要原因：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。
异步系统振荡的一般现象：(1)发电机，变压器，线路的电压，电流及功率周期性的剧烈摆动，发电机和变压器发出有节奏的轰鸣声。
电力系统振荡原因、现象、处理分析
分析时间
2006 年 7 月 31 日
分析地点
学习室
分析专业
电气检修队继电保护班Fra bibliotek分析种类岗位分析
参加人员
队长、专工、保护班人员
分析题目
电力系统振荡原因、现象、处理分析
分析内容 一、 提出问题：
2006 年 6 月 1 日、2006 年 6 月 25 日和 2006 年 7 月 1 日由于系统内故障而发生三次系 统振荡，我厂均有不同程度的反应，前两次我厂只有冲击现象，特别是 2006 年 7 月 1 日华 北与华中解网造成的系统振荡，我厂振荡现象明显，220KV、500KV 系统和各发电机反应 强烈，均出现振荡现象。 二、 原因分析：
7、 系统振荡时振荡解列装置动作的现象及处理： （1） 现象：“振荡解列装置 I 动作”、“振荡解列装置 II 动作”光字亮。丰万 I、 II 线跳闸，线路潮流回零，跳闸开关 5051、5053、5061、5063 红灯灭，绿 灯闪光。蒙西网与华北网解网，内 蒙西部网频率增大后又 降低，机组转速 升高。故障录波器动作，高周切机 装置动作，安全自动装 置动作。高周切 机第一轮、安全自动装置动作，#6F—B 组出口开关 5041、5042 跳闸，机 组负荷降至 10MW 左右。高周切机第二轮切#4 机组，#6、#4 机组自带厂用 电运行，锅炉投油维持基本燃烧，汽机手动维持转速在 3000rpm 附近。未 被切的机组在一次调频的作用下， 调门自动关回部分，有 功负荷不同程度 下降，可能出现多台炉同时投油助燃，炉前燃油压力降低。 （2） 处理：网控值班员将保护、高周切机、振荡解列装置动作情况、系统电压、 潮流、周波波动、摆动、系统冲击情况及一次设备检查情况汇报值长。如有 故障设备，应进行隔离，并及时汇报；网控人员应立即通知切机单元跳闸原 因，单元电气值班员通知机、炉专业人员；立即调整发电机端电压，暂时维 持厂用电自代，待令将发电机同期并网。如果汽轮机不能维持 3000rpm 运行， 厂用电不能维持自带，视高备变正常，应采用瞬停切换厂用电的方法切换。 配合机炉作好其它准备工作，待系统振荡平息后，待令将发电机并入电网； 由于蒙西网与华北网解列，我厂负责蒙西网调频任务，指令#2 机组为调频 机组，其他各机按值长令调整负荷。频率允许范围 50±0.5HZ，机组转速变 化范围 2970---3030rpm，当蒙西网与华北主网并列时，频率允许范围 50± 0.2HZ。当蒙西网与华北主网电压、频率偏差较大时，要及时汇报调度予以 调整，直到符合条件再进行同期并列。按调度令逐步进行，具备联网条件应 采用自动准同期装置进行并网。
电力系统次同步振荡及其抑制方法
电力系统次同步振荡及其抑制方法
电力系统次同步振荡是一种频率接近电网同步频率的振荡，可能会对电力系统造成损害。
其主要原因是由于输电线路的传输延迟和惯性导致的功率传输不对称性。
针对该问题，目前较为常用的抑制方法有以下几种：
1. 安装可控补偿装置：通过补偿装置改善系统传输特性，减小传输延迟，降低频率扰动。
2. 加装动态阻尼器：显著提高电力系统的阻尼比，降低了系统的振荡级别。
3. 控制系统参数辨识：通过对系统参数进行精确的辨识以及优化线路配置，降低系统的振荡频率，提高系统的稳定性。
4. 强化稳态控制：通过实时监测系统状态，提高系统对突发负荷变化的响应能力，以及对传输系统的控制能力。
综上，通过以上几种措施的综合应用，可以有效抑制电力系统次同步振荡，确保电力系统的安全稳定运行。
电力系统振荡检测方法
电力系统振荡检测方法
嘿，朋友们！今天咱就来聊聊电力系统振荡检测方法。
你知道吗，就像人会生病一样，电力系统有时候也会“不舒服”，这时候就需要检测出问题所在啦！比如说，当电力系统振荡出现，那可非同小可！想象一下，你正在高兴地看着电视，突然画面一闪一闪的，或者空调一会儿凉一会儿热，这多让人抓狂啊！
那怎么检测呢？咱有一种方法就像是侦探找线索一样，通过观察系统中的各种信号来发现蛛丝马迹！比如说，电压和电流的变化就像是系统发出的“神秘信号”，我们得细心去解读。
“哎呀，那这不是很难解读吗？”有人可能会这么问。
嘿，别担心！咱有专门的工具和技术呢！就好比你有一把神奇的钥匙，能打开这个神秘信号的大门。
再比如，还有一种方法就像是给电力系统做“体检”。
我们要时刻关注它的“健康状况”，一旦有点小异常就能马上察觉到。
“那是不是要一直盯着啊，多累人！”哈哈，才不是呢，有高科技设备帮咱盯着呢，就像有个小卫士在守护着。
还有啊，还有通过对比正常情况和异常情况来发现问题的方法呢，这就像是把两个东西放一起比较，一下子就能看出差别在哪里。
总之，电力系统振荡检测方法多种多样，每一种都有它独特的作用和价值。
我们得认真对待，不能马虎，因为这可关系到我们大家的用电安全和稳定啊！我觉得这些检测方法都非常重要，能让我们及时发现并解决电力系统可能出现的问题，保障我们的生活不受影响！所以，让我们一起重视起来吧！。
电力系统振荡原理
电力系统振荡原理电力系统振荡原理是指电力系统中的电压、电流或功率出现周期性的震荡现象。
振荡是由于系统中的能量在不同的元件间以一定的频率和幅值进行交换引起的。
电力系统振荡的主要原因可以归结为以下几个方面：1. 电源失稳：电力系统中的电源不稳定会引起系统振荡。
这可能是由于电压波动、频率偏移或相位不稳定造成的。
当电源失去稳定性时，系统中的元件会受到电压、电流或功率的交换影响。
2. 负载变化：电力系统中负载的突变或变化也会引起振荡现象。
当负载突然增加或减少时，电流和功率的变化会导致系统的震荡。
3. 阻抗不匹配：电力系统中的阻抗不匹配也是引起振荡的原因之一。
当系统中的阻抗不匹配时，电流和功率会在不同的元件间交换，从而引起振荡。
4. 回馈机制：在电力系统中，存在一些可能会导致振荡的回馈机制。
例如，当系统中的元件反馈信号相位和振幅不同于输入信号时，可能会产生振荡现象。
为了抑制电力系统的振荡，需要采取一些措施：1. 调整电源稳定性：应确保电力系统的电源稳定和可靠。
可以采取稳压、降频或相位校正等方法，以减少电源对系统振荡的影响。
2. 负载平衡：应合理规划和管理负载，避免负载突变或过大的变化。
可以通过负载调整、负载均衡等方法来控制负载的变化。
3. 匹配阻抗：需要确保系统中的元件阻抗匹配，以减少由于阻抗不匹配引起的振荡。
4. 引入稳定回馈：可以通过引入稳定的反馈机制来抑制系统的振荡。
例如，采用PID控制器、频率补偿器等来实现稳定的回馈控制。
综上所述，电力系统振荡是由于电源失稳、负载变化、阻抗不匹配和回馈机制等因素引起的。
为了抑制振荡，需要调整电源稳定性、平衡负载、匹配阻抗和引入合适的稳定回馈机制。
这些措施可以提高电力系统的稳定性和可靠性。
《电力系统振荡》课件
利用神经网络、模糊逻辑等人工智能技术对电力系统进行实时监测和 调整，实现快速响应和精确控制。
广域控制策略
通过采集全系统的信息，进行全局优化和控制，实现快速、准确的抑 制振荡。
实际应用案例
某地区电网的PSS应用
在某地区电网中，通过安装PSS装置，有效抑制了系统中的低频振荡，提高了电网的稳定 性。
制定相关标准和规范，推动研究成果的推广和应用，提高电力系 统的安全性和稳定性。
国际合作与交流
加强国际合作与交流，引进国外先进技术和管理经验，共同应对 全球能源挑战。
THANKS
感谢您的观看
频率变化检测
通过监测电力系统中频率 1
的变化，判断是否存在振 荡现象。
波形畸变检测
4
通过分析电力系统的波形 畸变，判断是否存在振荡 。
阻抗变化检测
2
通过分析电力系统的阻抗
变化，判断是否存在振荡
。
电压波动检测
3 通过监测电力系统的电压
波动，判断是否存在振荡 。
定位技术
信号注入法
在电力系统中注入特定信号，通 过监测信号的变化来判断振荡源 的位置。
计算机科学与工程
将计算机科学与工程应用于电力系统振荡的研究 中，提高数据处理和分析能力。
环境科学与工程
将环境科学与工程与电力系统振荡研究相结合， 探索绿色、可持续的能源解决方案。
实际应用与推广
示范工程与实验验证
建设示范工程，对新技术和方法进行实验验证，确保其在实际应 用中的可靠性和有效性。
标准化与推广
某高压直流输电系统的FACTS应用
在某高压直流输电系统中，利用FACTS设备对系统进行控制，减小了系统的振荡，提高了 稳定性。
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A区
B区 B、CA相接地故障
C区
C、AB相接地故障
180°
利用序电流选相不在跳开相，判断健全相发生了接地故障； 利用监测震荡中心电压变化来开放保护。
二、振荡闭锁与开放
小结
上述振荡过程中短路故障的识别方法，已经有 成熟的运行经验。 另外还有利用测量阻抗变化率、余弦电压变化 率及具有浮动门槛的电流突变量的识别方法。
0F 2F 1F
2F
1F
0F
2F
1F
二、振荡闭锁与开放
不对称短路故障识别
I 0 I 2 kI 1
两侧电源功角为180°时，发生区内故障，I1的震 荡分量很大，不能瞬时开放保护，当功角减小时 可满足判据。
二、振荡闭锁与开放
对称短路故障识别 利用检测振荡中心电压变化来识别
0 .0 3U N U co s 0 .0 8U N
U 1
U cos
0 180 360
-180
-1
二、振荡闭锁与开放
对称故障开放延时
0 .0 3U N U co s 0 .0 8U N
1 2 a rc c o s(
0 .0 8U EN
N
) 1 7 0 .8 0 .0 3U EN
2 3 6 0 2 a rc c o s(
2 3 6 0 2 a rc c o s(
t
N
) 1 9 1 .4
2 1
360
* 3s 337 m s
第二判据延时500ms
二、振荡闭锁与开放
非全相振荡健全相再故障
I2A A、BC相接地故障
60° -60°
A rg ( I 0 / I 2 A )
LUA
60V/格
LUB
60V/格
LUC
60V/格
LIA
2A/格
LIB
2A/格
一、电力系统振荡
振荡时电气量变化的特征？
线路电流作大幅变化
全相振荡时系统保持对称性
震荡过程中系统各点电压和电流间的相角差是变化不定的； 振荡时电气量周期性平滑变化；变化周期为振荡周期 振荡过程中靠近振荡中心的电压作大幅度变化。
一、电力系统振荡
河南500kV嵩郑双回线继电保护误动作跳闸，原 线路178万千瓦的负荷完全转移到和它电磁环网的 220kV系统，先过负荷继而全网稳定破坏，系统振荡 不仅波及西到四川、南到湖南、东到江西的华中全 网，而且波及北到华北电网。发电机组共26台跳闸、 出力损失600多万千瓦。华中和华北的弱联系单回 500kV联络线手动解列。华中电网频率下降到49.1Hz， 负荷损失近380万千瓦。
电力系统振荡
2008.12.15
主题
一、了解振荡
二、振荡闭锁与开放
一、电力系统振荡
什么是振荡？
并列运行的系统或发电厂失去同步，破坏了 稳定运行，于是出现了振荡。这是最为严重 的一类系统事故。他可能发展为电网大停电 的起因，也可能是发展为大停电事故过程中 的一个环节。为了避免由于系统稳定破坏， 最根本的前提是要有一个合理的电网运行结 构。
. a rc
二、振荡闭锁与开放
振荡中心电压Uz
I
振荡时Ucos等于振荡中心的电压
P M
φ Σ
Z
Q
UM φ
EM
δ
EN
二、振荡闭锁与开放
振荡时Uz的变化
通过实时计算余弦电压。可把系统两侧电动势的相 位差划分为3个区域： 1、预备区。0°~164°，0.14~1 2、测速区。 164°~171°，0.08~0.14 3、动作区。 171°~183°，-0.03~0.08
t
N
) 1 8 3 .4
2 1
360
* 3s 105m s
第一判据延时150ms
二、振荡闭锁与开放
对称故障开放延时
0 .1U N U co s 0 .2 5U N
1 2 a rc c o s(
0 .2 5U EN
N
) 151 0 .1U EN
一、电力系统振荡
振荡的起因？
稳定破坏：静态稳定破坏、暂态稳定破坏。
暂态稳定破坏是由短路引起的，短路故障破坏了系统功率的平衡，此
时若故障切除慢就可能导致系统失去稳定。 大机组失磁或线路传输功率超过稳定极限等原因造成的稳定破坏为静 态稳定破坏。
一、电力系统振荡
振荡的处理方式？
由解裂装臵有计划的进行解裂，以终止振荡。 放任继电保护装臵在震荡中自由动作。 该方式是西方一些国家长期的习惯做法。只要是机电保护装臵本身没 有问题，在系统震荡中动作导致大面积停电仍然被认为是正确的。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 调度处理 。
一、电力系统振荡
振荡电流及振荡周期？
系统振荡的周期，统计数据表明，一般最长不超过3s，最短不低于 0.1s；一次系统振荡，各个振荡周期的时间也不相同。第一个振荡周期的 时间较长长，一般要大于0.5s；振荡一旦开始，振荡过程中频率差变大， 周期较短，最小可能至0.1s；系统恢复同步前的一个振荡周期最长，一般 会大于1s。 N t ) 规律变化。 电流幅值（包络线）以 2 I m sin ( M
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、线路继电保护装臵必须保证在震荡中不误动，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震荡闭锁。
一、电力系统振荡
振荡时电气量变化的特征？
0471_K2CN_ZD.DFW 时标零点: 2006-09-04 10:55:59
在阻抗平面上设定灵敏度不同的阻抗元件，通过测定两个动作元件动作时 间之差来识别振荡。
二、振荡闭锁与开放
系统振荡时的测量阻抗
保护安装处的测量阻抗周期性变化
.
Z
U
M
I sw i
闭锁阻抗保护
二、振荡闭锁与开放
振荡闭锁设计思想的缺点
“四统一”设计的振荡闭锁有两大缺陷: 1)突变量启动十分灵敏，在很远处的扰动都可能引起保护启动，保护启动进入 振荡闭锁模块后，导致距离保护一、二段及高频距离被闭锁，使得线路在 振荡闭锁期间失去快速保护。 2)振荡闭锁期间再发生区内相间故障，保护动作时间过长，一则可能引起系统 稳定破坏，二则相邻线路的相间保护可能会越级跳闸。
i s w i ( t ) I m s in ( M t 0 ) I m s in ( N t ) 2 I m cos(
2
M N
2
t
0
2
) s in (
M N
2
t
0
2
)
振荡周期T：
一、电力系统振荡
振荡中心电压Uz
I
振荡过程中电压最低的一点称为振荡中心电压。 当系统各元件阻抗角相等时，震荡中心在 P （Zm+Zn+ZL）/2处， Uz的表达式：
二、振荡闭锁与开放
余弦电压 U c o s
Ucos 电压在电流方向上的投影，称为余 弦电压，是标量。
.
U
.
I Z L
.
L
.
I
U arc
二、振荡闭锁与开放
电弧电阻压降
U a rc
. . . a rc
相间短路故障时，故障环路方程
U
I Z L U
电弧压降，当弧电流超过100A时，压降与流过的电 流无关。压降一般小于额定相间电压的6%。
M
φ Σ
Z
Q
UM φ
U Z U M co s(9 0 L )
EM
δ
EN
二、振荡闭锁与开放
振荡闭锁设计思想
检测到系统状态有突变，经短时开放。 在短时开放期间如果保护没有动作则立即启动振荡闭锁。将可能在振荡中 误动的保护段闭锁直至系统振荡消失。
检测到系统失去静态稳定直接进入震荡闭锁。
二、振荡闭锁与开放
电弧压降与余弦电压的关系
在单侧电源故障，忽略线路阻抗的电阻分量时，
U cos U
. a rc
在双侧电源下，电弧中有对侧电源的助增电流，但弧光电压 不变。 如果线路阻抗的相角较小，例如为75度，则余弦电压将增大 到0.26p.u.。为了获得弧光压降，采取补偿的方法。
U c o s(9 0 L ) U
感 谢大 家
二、振荡闭锁ห้องสมุดไป่ตู้开放
振荡闭锁后的短路故障识别
全相运行不对称短路故障识别 全相运行对称短路故障识别 非全相运行短路故障识别
二、振荡闭锁与开放
不对称短路故障识别
I 0 I 2 kI 1
两侧电源功角为0时，在故障支路中 单相故障： I I 2 I 两相短路： I I 两相短路接地：I | | I | 2 I |