张馨介，唐浩然

（云南电网有限责任公司电力调度控制中心，昆明 650011）

0 前言

高比例水电机组、大容量直流外送的区域电网中发生了多次与调频控制过程强相关的频率振荡事件，严重影响区域电力系统的稳定运行[1]。在锦苏直流和楚穗直流的孤岛试验过程中，分别出现了周期约为14 s 和10 s 的频率振荡现象[2-3]。2016 年云南电网进行异步互联试验期间，出现了周期为20 s 左右、振幅约为0.1 Hz的振荡现象[4]。云南电网和南网主网异步互联后，还出现过周期约为1 分钟的频率振荡[5]。国外土耳其电网及哥伦比亚电网也均出现过频率振荡现象[6-7]。

对已发生的频率振荡事件分析后表明，此类振荡与水电机组的调速系统和自动发电控制（Automatic Generation Control，AGC） 系 统具有强相关性，分为振荡周期约为20 s 的一次调频模式（Primary Frequency Regulation，PFR）和振荡周期约为40 s～60 s 的AGC 模式[8]。

为了抑制超低频振荡现象的发生，文献[9]提出电网中水电机组应将增强型调速器改为普通型调速器。文献[10]提出为抑制超低频振荡，需要减小水电机组调速器暂态增益。文献[11]指出为抑制孤岛运行方式下的频率振荡，应放大一次调频动作死区，缩小直流频率限制控制器（Frequency Limit Control，FLC）动作死区，让FLC 在孤网频率调控中起主导作用。文献[12]针对AGC 模式的频率振荡，提出了一种B 参数整定和主站侧AGC 协调配合方案。通过以上措施，很大程度降低了频率振荡出现的概率。但在系统实际运行过程中若出现频率振荡，仍需调度员进行快速的应急处置，采取退出扰动源机组一次调频、ACG[13]或解列机组等控制手段，而控制的前提就是实现对扰动源机组的快速定位。……