电力系统低频振荡抑制与自适应控制方法

摘要：低频振荡是电力系统在受到扰动后产生的一类机电振荡现象，常表现为发电机转子角、线路功率和系统频率在较低频率范围内持续摆动。随着大规模新能源接入、交直流混联电网发展和电力电子设备比例提高，系统运行方式更加复杂，低频振荡抑制难度随之增加。文章围绕低频振荡形成机理、传统抑制方法及自适应控制技术展开分析，并结合工程应用场景提出优化思路，以期提升电力系统动态稳定水平。

关键词：电力系统；低频振荡；自适应控制；电力系统稳定器；动态稳定

引言

电力系统安全稳定运行依赖发电、输电、负荷和控制设备之间的动态平衡。当系统发生负荷突变、线路故障切除或发电机出力调整时，机组之间可能出现功角摆动。若阻尼不足，振荡无法快速衰减，便会形成低频振荡，严重时可能导致联络线功率大幅波动甚至系统解列。传统控制方法在固定运行方式下效果较好，但面对新能源波动、负荷快速变化和网架结构调整时适应性不足。因此，研究低频振荡抑制与自适应控制方法具有重要意义。

一、电力系统低频振荡的形成机理

电力系统低频振荡是同步发电机转子间能量交换失衡引起的机电振荡，通常包括本地振荡和区域间振荡。本地振荡多发生在单台机组或电厂机组与外部系统之间，区域间振荡则表现为不同区域机群相互摆动。其成因与系统阻尼不足、输电距离增长、联络线潮流加重、励磁系统响应过快及运行方式变化有关。快速励磁虽能提高暂态稳定性，但若缺少有效阻尼控制，可能削弱低频振荡阻尼。例如省际联络线外送功率较高时，线路扰动后区域机群出现功率往复摆动，振荡衰减缓慢，原因在于部分机组稳定器参数与运行方式不匹配。低频振荡会导致功率波动、保护误动、设备疲劳和输电能力下降。因此，应建立基于动态特性的识别与控制体系，而不能仅依赖经验调度。

二、低频振荡抑制的传统方法及局限

低频振荡抑制的传统方法主要包括电力系统稳定器、励磁控制优化、调速系统协调、无功补偿装置控制和运行方式调整等。其中，电力系统稳定器是应用最广泛的措施，它通过在励磁系统中引入转速偏差、功率偏差或频率偏差信号，产生附加阻尼转矩，使机组振荡能够较快衰减。在常规火电和水电机组中，稳定器参数经过整定后，能够明显改善本地振荡阻尼。运行方式调整也具有现实意义，例如降低重载联络线潮流、调整机组出力分布、增加备用容量和优化无功电压支撑，均可改善系统动态稳定性。柔性交流输电设备、静止无功补偿器和高压直流调制也可参与低频振荡抑制，通过快速调节无功、电压或功率改善区域间振荡阻尼。然而，传统控制方法存在一定局限。电力系统稳定器参数通常基于典型工况整定，面对负荷水平、网架结构和新能源出力快速变化时，固定参数可能难以保持最佳效果。若参数过于保守，阻尼提升有限；若整定不当，还可能引发新的振荡风险。某风电基地外送通道曾出现小幅功率振荡，初期仅通过降低外送功率进行控制，虽然短期缓解了风险，却降低了新能源消纳能力。进一步分析表明，系统振荡模式随风电出力和受端负荷变化而变化，固定参数控制难以适应多种运行状态。随着电力电子装置接入比例增加，系统惯量下降、动态响应加快，传统以同步机为核心的控制思路也面临挑战。因此，低频振荡抑制需要从固定控制向在线感知、动态整定和协同控制转变。

三、自适应控制方法在振荡抑制中的应用

自适应控制方法的核心在于根据系统运行状态和动态特性变化，自动调整控制参数或控制策略，从而提高低频振荡抑制效果。与传统固定参数控制相比，自适应控制能够更好适应负荷波动、新能源出力变化和网络拓扑调整。常见方法包括自适应电力系统稳定器、基于广域测量系统的阻尼控制、模糊控制、神经网络控制和模型预测控制等。自适应电力系统稳定器可通过在线辨识系统振荡频率、阻尼比和机组响应特征，实时修正增益、相位补偿和滤波参数，使附加控制信号与振荡模式保持较好匹配。广域测量系统能够利用同步相量测量装置获取不同区域的电压、电流、功角和频率信息，为区域间振荡识别提供数据基础。通过选取联络线功率差、区域频率差或发电机功角差作为反馈信号，可构建广域阻尼控制器，实现跨区域协调抑制。以某跨区互联系统为例，调度中心利用相量测量数据发现受端与送端之间存在0.4赫兹左右的区域间振荡，控制系统根据实时阻尼水平调整直流功率调制量，使振荡在较短时间内衰减，避免了联络线功率持续波动。模糊控制适合处理系统模型不确定和运行状态复杂的问题，可将专家经验转化为控制规则；神经网络控制具有较强非线性逼近能力，能够通过历史运行数据学习振荡特征；模型预测控制则可在约束条件下预测未来动态响应，提前给出控制动作。实际应用中，自适应控制并非完全替代传统稳定器，而是与励磁、直流、柔性交流输电设备和储能系统形成协调控制，提高系统整体阻尼能力。

四、提升自适应控制应用效果的策略

提升自适应控制在低频振荡抑制中的应用效果，需要解决模型准确性、信号可靠性、控制协调和工程可实施性等问题。电力系统规模庞大，运行方式频繁变化，若在线辨识模型过于简化，可能导致控制参数调整不准确；若模型过于复杂，又会增加计算负担和实时应用难度。因此，应结合小信号稳定分析、在线监测数据和典型运行方式，建立适用于工程应用的简化动态模型。信号可靠性同样关键，广域测量数据可能受到通信延迟、丢包和测量误差影响，自适应控制器应具备滤波、延时补偿和异常数据识别能力，避免错误信号引发不当控制。控制协调方面，需要统筹发电机稳定器、直流调制、无功补偿、储能变流器和新能源场站控制，防止多个控制器之间相互抵消或放大振荡。新能源场站可通过虚拟惯量、阻尼控制和有功功率快速调节参与振荡抑制，但其控制目标还要兼顾并网电压、功率限制和设备安全。储能系统响应速度快，适合在振荡初期提供有功支撑，例如在区域间功率摆动时，根据频率偏差快速充放电，增加系统等效阻尼。工程实施中，应开展离线仿真、实时数字仿真和现场试验，验证控制策略在不同故障、负荷和新能源出力条件下的稳定性。还应建立分层控制架构，底层设备负责快速响应，区域控制层负责协调优化，调度层负责策略管理和安全校核。运行人员需要理解自适应控制的动作逻辑和边界条件，不能把智能控制简单视为“自动黑箱”。通过数据质量保障、控制策略校核、设备协同和人员培训相结合，自适应控制才能真正服务于电力系统低频振荡抑制。

五、结语

电力系统低频振荡是影响电网动态稳定的重要问题，其形成与系统阻尼、网架结构、机组控制和运行方式密切相关。传统电力系统稳定器和运行调整措施具有基础作用，但在新能源高比例接入和互联电网复杂运行背景下，固定参数控制的适应性受到限制。自适应控制能够根据系统状态动态调整策略，提高振荡识别和阻尼控制能力。未来应加强广域测量、在线辨识、多设备协同和工程验证，构建更加灵活可靠的低频振荡抑制体系。

参考文献

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