［摘要］介绍某4×660MW 发电厂一台机组出现的低频振荡的过程，分析其振荡的原因以及出现振荡后如何采取相关的防范措施，避免机组的振荡发散，影响其他机组甚至电网的的安全稳定运行。
0 引言
2017 年5 月，某电厂检修人员在值班期间接到值长通知，某台660MW 机组出现了低频振荡，同时网调自动化处也第一时间通知电厂方某台机组出现了1.22Hz 的低频振荡，振荡过程持续了25 秒，值班人员通过查看振荡机组的DCS 运行记录、机组及线路的故障录波器、PMU 等保护设备确认了机组振荡的发生，幸好当时有功功率波动的范围不是很大，振荡机组通过DCS 控制系统及励磁PSS 电力系统稳定装置提供的正阻尼作用使得振荡未得到发散。
什么是低频振荡？简单来讲就是发电机的转子角、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，故称为低频振荡。其产生的原因主要为电力系统中发电机并列运行时，在一定的扰动下发生发电机转子间的相对摇摆，并在低阻尼时持续振荡导致。振荡分为局部振荡和区域振荡。造成低频振荡可能的原因主要有以下几点：（1）机组切机的过程；（2）输电线故障或保护装置误动过程；（3）断路器设备事故；（4）机组甩负荷过程。
如何识别低频振荡？在工程应用中低频振荡辨识通常在WAMS 主站端（调度端），通过对接收到的PMU 数据进行分析，提取出振荡参数。主要通过以下流程来判断：（1）采集被监视线路或者发电机的有功功率，进行低通滤波处理，防止频谱混叠；（2）判断功率是否突变，序分量是否有短路特征，Ucos%是否较小。若有功率突变，序分量无短路特征且Ucos%较大，则在采集一个数据窗后启动Prony 分析，进而求出振荡的幅值，频率，阻尼比。（3）上送振荡参数。
下面通过调取振荡时刻PMU 波形，以判断机组是否存在低频振荡行为。
图1 PMU 报警时刻前后1 小时3 台机组有功功率曲线
从图1 中可以看出，相对于其他两台机组#4 发电机有功功率有几处存在明显的突变，在一次机组负荷指令变化时，机组有功功率出现了振荡，但并未发散，查看其中某一振荡时刻机组的有功功率曲线如图2。
图2 PMU 报警时刻有功功率曲线
从图2 可以看出在报警时刻#4 有功功率在突变，最低值为266.649MW，最高值为376.683MW，突变量达到10MW，根据低频振荡辨识方法，基本可以确定#4 发电机确实存在低频振荡，同时对比查看低频振荡期间机组的频率变化，振荡频率为1.2Hz，与调度监测的低频振荡频率1.22Hz 基本一样。
1 振荡的原因分析
通过查看运行日志了解到，14:24 时该台机组A 侧高压主汽阀故障，运行人员关闭了A 侧高压调阀，对比A 侧高压调阀关闭前后曲线，可以发现在A 侧高压调阀关闭后，一次调频调节达到稳定的时间明显变长，且在机组的调节过程中动作量明显增大，机组的正阻尼作用变低，见图3 和图4。
图3 A 侧高压调阀关闭后，一次调频退出前DCS 曲线图
图4 A 侧高压调阀关闭前DCS 曲线图
机组AGC 指令下需要升降负荷时，由于只有单侧主汽调阀，调节精度难以满足要求，导致机组在受到一次调频动作的扰动后，开始小幅振荡，最大时达到-11.963，对比振荡时刻#3DCS 曲线，可以发现#3 发电机也有一次调频动作，但各项曲线明显比较平稳。为避免机组在AGC 指令下的低频振荡，申请退出机组的一次调频，在机组一次调频退出后，有功功率基本无振荡出现，证明了在机组A 侧高压调阀故障期间一次调频作用引起了此次#4 机组的低频振荡。综上所述，在机组主调门故障等可能降低机组的正阻尼的不可抗事件的发生后，操作员应及时退出机组一次调频，这样可以降低机组低频振荡发生的概率。
2 结束语
在交直流混连电网的时代，输电线路变得日趋复杂，发生故障的概率较以往大很多，除了常规的增大PSS 的增益放大倍数以提高机组的正阻尼作用外，一旦机组发生振荡首先应当根据振荡频率、振荡分布等信息正确判断低频振荡源，如振荡源为本厂，则降低机组有功功率，同时增加无功功率输出，若有运行机组PSS 未投入，应立即将其投入以增加机组的正阻尼，作为生产一线人员必须要掌握相应的应对措施，保障电网及机组的安全稳定运行。
参考文献：
[1]国家电网公司继电保护培训教材[Z].
[2]电力系统分析教材[Z].
[3]马成廉.电力系统低频振荡辨识综述[J].科技创新与应用， 2012
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