电网振荡
电网震振荡事故处置预案
一、总则1. 为确保电网安全稳定运行，提高电网抵御震振荡事故的能力，保障电力供应和用户用电安全，根据《中华人民共和国电力法》、《电力安全事故应急处置条例》等法律法规，制定本预案。
2. 本预案适用于电网震振荡事故的预防、监测、处置和恢复等工作。
3. 电网震振荡事故处置遵循“预防为主、安全第一、快速响应、协同处置”的原则。
二、组织机构及职责1. 成立电网震振荡事故处置领导小组，负责电网震振荡事故的总体协调、指挥和决策。
2. 电网震振荡事故处置领导小组下设办公室，负责日常协调、信息收集、报告和处置工作。
3. 各相关单位应按照职责分工，做好震振荡事故的预防、监测、处置和恢复工作。
三、预防措施1. 加强电网规划设计，优化电网结构，提高电网抗干扰能力。
2. 定期开展电网设备维护、检修，确保设备安全可靠运行。
3. 加强电网监测，及时发现并消除设备缺陷和安全隐患。
4. 加强电网运行管理，严格执行调度纪律，确保电网安全稳定运行。
5. 开展震振荡事故应急演练，提高应对震振荡事故的能力。
四、监测与预警1. 加强电网实时监测，实时掌握电网运行状态。
2. 建立震振荡事故预警系统，及时发现震振荡事故苗头。
3. 预警信息发布：一旦发现震振荡事故苗头，立即向相关单位发布预警信息。
五、处置程序1. 接到震振荡事故报告后，立即启动本预案，并向电网震振荡事故处置领导小组报告。
2. 电网震振荡事故处置领导小组组织有关专家和人员，对事故原因进行分析，制定处置方案。
3. 各相关单位按照职责分工，迅速开展事故处置工作。
4. 加强电网运行调整，确保电网安全稳定运行。
5. 加强信息沟通，及时向上级部门报告事故处置进展情况。
六、应急处置措施1. 加强设备运行监控，及时发现并消除设备缺陷和安全隐患。
2. 优化电网运行方式，调整发电负荷，确保电网安全稳定运行。
3. 加强调度指挥，严格执行调度纪律，确保电网安全稳定运行。
4. 加强与相关单位的沟通协调，共同应对震振荡事故。
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。
振荡与短路的区别
电力系统振荡与短路的区别短路电流、电压是突变的，振荡变化速度较慢，也是周期性的；短路电流、电压之间角度基本不变，而振荡随功角的变化而变化；短路时有负序、零序分量，而振荡没有负序、零序分量。
影响电流、电压和阻抗继电器，会造成误动，也因为振荡不含负序、零序分量，所以采用其来启动振荡闭锁。
（1）系统振荡时，由于两侧电源的夹角在0~360度间变化，线路上的电流、电压作大幅变化；夹角在180度时振荡电流达最大值；振荡过程中电压最低的一点称为振荡中心。
（2）全相振荡时系统保持对称性，系统中不会出现负序和零序分量，只有正序分量；短路时会有负序或零序。
对保护装置来说，要求（1）系统发生振荡时，应可靠闭锁保护，即使是激烈的振荡，闭锁保护也不能开放。
（2）系统发生短路时，应快速开放保护；（3）外部短路故障切除后紧跟发生振荡，保护不应误动作。
（4）振荡过程中发生短路时，保护应能正确动作。
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达到稳定。
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,如汽轮机调速汽门犯卡又回复动作;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.至于振荡引起的结果正如三楼电老鼠说的,有两种:其一发电机能稳定在新的工作点保持同步运行,其二造成发电机失步.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、同步、低频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。
弱电源电网低频振荡分析
弱电源电网低频振荡分析分析了弱电源电网低频振荡问题的形成机理，论述了振荡现象出现的原因，并如何防范和解决振荡问题，提出了相应的解决对策。
标签：低频振荡；分析；防范随着电力系统的快速发展，远距离、负荷重输电系统已逐步投入运行，快速自动励磁调节器与快速励磁系统的应用与普及，使得电力系统面临着各类低频振荡问题，对电力系统的运行造成了很大影响。
深入分析和探索电网低频振荡问题，对于电力系统的可靠运行有着极大的现实意义。
1 低频振荡的形成机理电力系统中，发电机经输电线路处于并列运行状态时，在扰动的影响下，发电机转子间会出现互相摇摆的现象，且在缺乏弱阻尼或是负阻尼时，其振荡频率将保持在0. 2-2. 5H，一般也叫低频振荡。
与此同时，在输电线路上，同样也会出现这样的振荡现象。
发电机电磁力矩通常可分为同步力矩（PE）与阻尼力矩两种类型，前者和转子角度变化率的相位相同，而后者则与转速偏差（也就是转子速度变化率）的相位相同。
假如同步力矩不够，则可能出现滑行失步现象；而如阻尼力矩过小，则可能引起振荡失步。
现有的研究大多表明：低频振荡的形成机理，即在某种特定情形下，系统所具有的负阻尼作用与系统电机、机械以及励磁绕组等方面的正阻尼相互抵消，导致系统总阻尼变小甚至为负，当系统阻尼较大时，自发振荡很少会出现，且在扰动后会很快消失；当系统阻尼>零，阻尼相对偏小的情况下（弱阻尼），受扰动影响，振荡可能需要较长时间后方可平息如果振荡平息前又发生了新的扰动，那么我们观察到的持续振荡现象可能会时大时小：当系统阻尼<0（负阻尼），则可能会形成自发振荡，且幅值还会慢慢上升。
2 电力系统低频振荡原因分析迄今为止，对于低频振荡的诱因尚无确切定论，最广泛接受的是欠阻尼机理。
然而，该机理仍无法解释系统出现的各种异常动态行为。
为此，近年来强迫振荡机理和谐振机理等其他机理解释重新成为人们讨论的热点。
一是模态谐振机理，电力系统的线性和模态随参数的变化而变化，当两个或多个阻尼振荡模态变化至接近或者相同的状态，由于相互影响导致一个状态变得不稳定。
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。
电力系统的低频振荡问题分析及处理措施
电力系统的低频振荡问题分析及处理措施发布时间：2022-06-01T07:50:30.742Z 来源：《新型城镇化》2022年10期作者：谢福梅[导读] 现代社会的发展决定了电力资源成为国家经济的重要命脉之一，电力系统是否能够安全稳定运行将直接关乎人民社会生活的健康与可持续发展，因此保证电网正常可靠运行具有重大意义。
然而，大规模跨区互联电网的形成必然将给电网运行方式和结构参数带来巨大变化。
其中，长距离、重负荷输电通道的出现无疑将对电力系统低频振荡问题带来严重影响，加之如今发电机更多地采用高放大倍数和快速励磁控制系统，低频振荡问题将会更加恶化以致严重威胁电网的安全稳定运行。
为此，重点研究电网大规模跨区互联阶段下出现的低频振荡现象迫切并且极具现实意义。
谢福梅国网四川阿坝州电力有限责任公司四川阿坝州 623200摘要：现代社会的发展决定了电力资源成为国家经济的重要命脉之一，电力系统是否能够安全稳定运行将直接关乎人民社会生活的健康与可持续发展，因此保证电网正常可靠运行具有重大意义。
然而，大规模跨区互联电网的形成必然将给电网运行方式和结构参数带来巨大变化。
其中，长距离、重负荷输电通道的出现无疑将对电力系统低频振荡问题带来严重影响，加之如今发电机更多地采用高放大倍数和快速励磁控制系统，低频振荡问题将会更加恶化以致严重威胁电网的安全稳定运行。
为此，重点研究电网大规模跨区互联阶段下出现的低频振荡现象迫切并且极具现实意义。
关键词：电力系统；低频振荡问题；处理措施目前低频振荡危害已经成为影响电力系统安全稳定运行的首要因素，对日益普遍的电力联网状况提出了更加严峻的挑战。
为了更好地推进西电东送、南北互供、全国联网的电力发展战略，强化对电力系统低频振荡的控制方法的分析，是促进国家电力事业稳定健康发展的关键途径。
1 电网振荡的分类1.1按照相关机组分类（1）地区振荡模式：地区振荡模式为少数机组之间或少数机组对整个电网之间的振荡模式。
电力系统振荡的原因及危害知识讲解
电力系统振荡的原因及危害电力系统振荡的原因及危害1前言XXXX公司是装机容量为2×600MW的新建大型火力发电厂，它同原有XXXX公司的2×500MW俄罗斯汽轮机组构成一个电源点，经三条500KV 线路向系统送电，地处京津唐负荷中心，对电网稳定起着重要的支撑作用。
作为京津唐电网最大的发电机组，其发电机励磁系统性能的优劣对华北电网的稳定运行具有举足轻重的影响。
根据国家十五计划实现全国联网的要求，华北电网规定，新建大型发电机组励磁系统应有系统稳定措施并调整好后才能并网运行，为此我厂先后完成了对3#、4#机组的电力系统稳定器(PSS)定值整定和试验工作,实验效果明显。
应国家电力调度中心要求，2003年6月18日，在华北电力调度局方式处的组织下PSS正式投入运行。
2低频振荡产生原因分析及危害性电力系统低频振荡在国内外均有发生，通常出现在远距离、重负荷输电线路上，或者互联系统的弱联络线上，在采用快速响应高放大倍数励磁系统的条件下更容易出现。
随着电力电子技术的快速发展，快速励磁调节器的时间常数大为减少，这有效地改善了电压调节特性，提高了系统的暂态稳定水平。
但由于自动励磁调节器产生的附加阻尼为负值，抵消了系统本身所固有的正阻尼，使系统的总阻尼减少或成为负值，以至系统在扰动作用后的功率振荡长久不能平息，甚至导致自发的低频振荡，低频振荡的频率一般在0.2-2Hz之间。
(风险管理世界低频振荡会引起联络线过流跳闸或系统与系统或机组与系统之间的失步而解列，严重威胁电力系统的稳定。
解决低频振荡问题成为电网安全稳定运行的重要课题之一。
3PSS原理及其作用为了既能利用高放大倍数的励磁调节器又能避免其负阻尼效应，人们对传统励磁系统进行了改进。
对一个可能引起负阻尼的励磁调节器，向其中注入某些附加控制信号，使之可以提供正的阻尼，平息振荡，这就是PSS最基本的原理。
PSS作为一种附加励磁控制环节，即在励磁电压调节器中，通过引入附加信号，产生一个正阻尼转矩，去克服励磁调节器引起的负阻尼，控制量可以采用电功率偏差(△P)、机端电压频率偏差(△f)、过剩功率(△Pm)、和发电机轴速度偏差(△w)以及它们的组合等。
电网振荡故障处理
1发电厂运行值班人员可不待调度指令，退出机组的AGC、AVC装置，增加发电机组的无功出力即检查机组的调速器、励磁调节器等设备，查找振荡源，若发现发电机调速器或励磁调节器等设备故障，应立即消除故障，并向值班调度员汇报。
异步振荡的处理方法：
1频率升高的发电厂，应不待调度指令，立即降低机组的有功出力，使频率下降，但不应使频率低于49.50Hz，直至振荡消除，同时应保证厂用电的正常供电。
2 频率降低的发电厂，应不待调度指令，立即增加机组的有功出力至最大值，并迅速启动备用水轮机组，使电网频率恢复到49.50Hz以上，直至振荡消除。
3 发电厂运行值班人员应不待调度指令，立即退出机组的AGC、AVC装置，充分利用发电机的过负荷能力增加无功出力，提高系统电压至最大允许值，强励动作后，在规定时间不得手动解除。相关单位运行值班人员应不待调度指令，退出低压电抗器，投入低压电容器，提高系统电压。但不应使500千伏母线电压超过550千伏、220千伏母线电压超过242千伏。
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。
电网低频振荡现场处置方案
电网低频振荡现场处置方案电网低频振荡是电力系统稳定性的一种常见故障。
其表现为电力系统中发生频率为0.1到1Hz之间的低频振荡现象，会对电力系统带来影响，进而危及电网的稳定运行。
因此，在低频振荡发生时，必须采取相应的应急处置措施，以保障电力系统的稳定运行。
故障原因与特征电网低频振荡的本质是由于系统的负荷变化引起的电力系统动态稳定性问题。
其主要原因包括负荷突变、抽水蓄能机组失效、输电线路烧毁、逆变器故障等。
一旦低频振荡发生，其特点包括波形半周期增幅较大、持续时间长、频率变化缓慢，且有可能伴随高频振荡等现象。
现场处置方案第一步：急停发电机组一旦发生低频振荡，首先要立即采取措施，急停发电机组。
经实践验证，急停发电机组能够有效减小电力系统中的不稳定因素，避免振荡现象进一步加剧。
具体操作包括：1.手动关闭发电机组断路器，保障发电机组不再向电网输入负荷；2.停止调速器控制，保障发电机组不再调节电网电压和频率；3.减缓发电机组旋转速度，将其逐渐降至静止状态。
第二步：减少负荷在急停发电机组之后，应该立即减少负荷，以减小电力系统的负荷变化，从而尽可能减少低频振荡的影响。
具体操作包括：1.手动关闭负荷断路器，依次将电网中的载荷逐个切断；2.对于无法切断负荷的情况，应该及时启动备用电源，并通过负荷转移等方式减少负荷。
第三步：加固电网硬件设施在减少负荷之后，应该加固电网硬件设施，以保障电力系统的稳定运行。
具体操作包括：1.对电力系统逐一进行巡视和检查，发现电线松动、绝缘子破损等情况应该立即修理；2.对于输电线路烧毁等情况，应该先进行临时补救措施，避免低频振荡加剧；3.加强对电力系统的监测和预警机制，及时发现低频振荡的迹象，避免事故的发生。
总结电网低频振荡是电力系统常见的稳定性故障，发生时必须采取相应的应急措施。
具体的处置方案包括：急停发电机组、减少负荷、加固电网硬件设施等措施，以保障电力系统的正常运行。
同时，我们应该加强对电力系统的预警和监测，提高电力系统的运行安全性，避免低频振荡事故的发生。
现代电力系统中的稳定性及其控制策略研究
现代电力系统中的稳定性及其控制策略研究随着现代工业、农业和生活水平的不断提高，电力系统的安全性和可靠性越来越受到人们的关注。
然而，在实际运行过程中，现代电力系统常常面临各种稳定性问题。
本文将从现代电力系统的稳定性、稳定性问题及其控制策略三个方面进行阐述。
一、现代电力系统的稳定性稳定性是指电力系统在外部扰动（如负荷变化、电力系统短路等）下，能够恢复到稳定状态，并且保持一定时间内不出现振荡或其它异常运行状态的能力。
在现代电力系统中，稳定性是电力系统运行安全可靠的重要指标。
在电力系统中，稳定性问题可以分为三类：动态稳定性、静态稳定性和暂态稳定性。
动态稳定性是指在发生大的外部扰动时，电力系统仍能够稳态运行的能力。
在电力系统中，动态稳定性主要指系统的振荡稳定性和电压稳定性。
动态稳定性的评价指标主要有：振荡衰减和系统稳定时间等。
静态稳定性是指电力系统在负荷变化等小的扰动下，能够保持电压、频率、功率因数等物理量在可接受的范围内的能力。
静态稳定性的评价指标主要有：稳定裕度、电压裕度、动态暂态裕度等。
暂态稳定性是指在运行中电力系统发生大的扰动（如短路故障）后，系统能够从不稳定状态恢复到稳定状态的能力。
暂态稳定性的评价指标主要有：暂态稳定裕度、短路能力等。
二、稳定性问题及其原因稳定性问题是电力系统运行中不可避免的问题。
通过对电力系统的长期监测，可以发现以下几种稳定性问题：1.电网振荡问题电网振荡问题是电力系统运行中经常出现的问题之一。
当电力系统面临大扰动时，如电力负荷突变、短路故障等，电力系统容易产生瞬时电压变化，从而引起电网振荡问题。
2.采用新能源电力系统的不稳定性问题随着新能源技术的迅速发展，越来越多的新能源电力系统被应用于电力系统中。
然而，新能源电力系统的特点是发电场地多、接入点广、发电容量无法预测等。
这些特点可能会导致电力系统的不稳定性问题。
3.配电系统的稳定性问题配电系统是指电能从电厂、变电站到用户之间的输电配电系统。
电力系统低频振荡-潘学萍
研究意义
潘学萍教授的研究成果为我 国电力系统的稳定运行提供 了重要的理论支撑和实践指
导。
该研究不仅提高了电力系统 的稳定性，减少了低频振荡 对电网的影响，同时也为我 国电力工业的可持续发展提
供了技术支持。
潘学萍教授的研究成果在国 际上产生了重要影响，为全 球电力系统低频振荡的研究 提供了有益的参考和借鉴。
优化调度策略
总结词
优化调度策略可以调整电力系统的运行方式，降低低频振荡的发生概率。
详细描述
调度策略的优化包括合理安排发电机的启停、调整负荷分布、优化无功补偿等。通过这些措施，可以调整电力系 统的运行状态，降低低频振荡的发生概率，提高电力系统的稳定性。调整电力系统的参数，有效抑制低频振荡。
电力系统低频振荡潘学萍
目 录
• 电力系统低频振荡概述 • 潘学萍教授的研究背景与贡献 • 电力系统低频振荡的抑制方法 • 潘学萍教授的低频振荡抑制方案 • 电力系统低频振荡的未来研究方向
01
CATALOGUE
电力系统低频振荡概述
定义与特点
定义
电力系统低频振荡是指系统中存在的 一种周期性变化的现象，通常发生在 远距离大容量传输过程中，由于系统 阻尼不足而引起的频率波动。
特点
低频振荡的频率一般在0.1-2.5Hz之间 ，振荡周期较长，一般为几秒至几十 秒。它会导致系统中的电压和电流波 动，影响电力系统的稳定运行。
产生原因
系统结构不合理
电力系统中存在弱联络、弱支撑等结构问题，导致系统稳定性下 降，容易引发低频振荡。
外部干扰
如雷击、短路故障等外部干扰因素也可能引发低频振荡。
详细描述
附加控制器包括相位偏移控制器、阻尼控制器等，可以对电力系统的控制进行补充和完 善。采用附加控制器可以减小低频振荡的幅度、提高电力系统的阻尼比，从而提高电力
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。
电力系统振荡的原因及危害
电力系统振荡的原因及危害1前言XXXX公司是装机容量为2×600MW的新建大型火力发电厂，它同原有XXXX公司的2×500MW俄罗斯汽轮机组构成一个电源点，经三条500KV线路向系统送电，地处京津唐负荷中心，对电网稳定起着重要的支撑作用。
作为京津唐电网最大的发电机组，其发电机励磁系统性能的优劣对华北电网的稳定运行具有举足轻重的影响。
根据国家十五计划实现全国联网的要求，华北电网规定，新建大型发电机组励磁系统应有系统稳定措施并调整好后才能并网运行，为此我厂先后完成了对3#、4#机组的电力系统稳定器(PSS)定值整定和试验工作,实验效果明显。
应国家电力调度中心要求，2003 年6月18日，在华北电力调度局方式处的组织下PSS正式投入运行。
2低频振荡产生原因分析及危害性电力系统低频振荡在国内外均有发生，通常出现在远距离、重负荷输电线路上，或者互联系统的弱联络线上，在采用快速响应高放大倍数励磁系统的条件下更容易出现。
随着电力电子技术的快速发展，快速励磁调节器的时间常数大为减少，这有效地改善了电压调节特性，提高了系统的暂态稳定水平。
但由于自动励磁调节器产生的附加阻尼为负值，抵消了系统本身所固有的正阻尼，使系统的总阻尼减少或成为负值，以至系统在扰动作用后的功率振荡长久不能平息，甚至导致自发的低频振荡，低频振荡的频率一般在0.2-2Hz 之间。
(风险管理世界低频振荡会引起联络线过流跳闸或系统与系统或机组与系统之间的失步而解列，严重威胁电力系统的稳定。
解决低频振荡问题成为电网安全稳定运行的重要课题之一。
3PSS原理及其作用为了既能利用高放大倍数的励磁调节器又能避免其负阻尼效应，人们对传统励磁系统进行了改进。
对一个可能引起负阻尼的励磁调节器，向其中注入某些附加控制信号，使之可以提供正的阻尼，平息振荡，这就是PSS最基本的原理。
PSS作为一种附加励磁控制环节，即在励磁电压调节器中，通过引入附加信号，产生一个正阻尼转矩，去克服励磁调节器引起的负阻尼，控制量可以采用电功率偏差(△P)、机端电压频率偏差(△f)、过剩功率(△Pm)、和发电机轴速度偏差(△w)以及它们的组合等。
电力系统低频振荡的原因
电力系统低频振荡的原因1. 低频振荡的定义与背景低频振荡是指电力系统中频率低于标称频率（如50Hz）的振动现象。
由于电力系统的复杂性和运行模式的多样性，低频振荡可能会出现在不同的情况下，包括在大电网中的发电、输电和配电系统中。
低频振荡对电力系统的稳定性和安全运行具有重要影响，因此深入研究其原因和影响是至关重要的。
2. 低频振荡的分类与特征低频振荡可以根据其频率和振荡模态划分为不同的类型，其中一些常见类型包括：电气振荡、电动力振荡和机械振荡。
这些振荡可能表现为系统频率周期性波动、电压和电流的角频率振动以及发电机转速的起伏等。
低频振荡还可以根据其起因分为电力系统固有振荡和外部激励振荡。
3. 电力系统低频振荡的原因电力系统低频振荡的形成涉及多个因素的相互作用。
以下是导致电力系统低频振荡的主要原因：3.1 功率不平衡功率不平衡是电力系统低频振荡的常见原因之一。
当系统中某些发电机或负荷出现不平衡时，由于电力的误差积累和支路参数差异，可能导致系统频率出现周期性变化并产生低频振荡。
3.2 频率响应特性电力系统的频率响应特性对低频振荡具有重要影响。
电力系统中的发电机、负荷和输电线路具有不同的频率响应特性，其中包括频率响应增益、频率死区和相位延迟等。
这些特性可能会引起低频振荡的发生和扩大。
3.3 振荡模态耦合电力系统中的振荡模态之间存在耦合现象，这可能是低频振荡的原因之一。
当不同的振荡模态相互耦合时，可能会引起振荡的共振和放大。
3.4 控制系统不稳定电力系统的控制系统是保持系统稳定运行的关键。
当控制系统参数设置不当、控制策略失效或控制循环闭合不稳定时，可能会导致低频振荡的发生。
3.5 电力设备故障和故障处理电力设备的故障和故障处理也是导致低频振荡的潜在原因。
例如，发电机的励磁系统故障、输电线路的短路、变压器的故障等都可能导致系统的低频振荡。
4. 低频振荡的影响与对策低频振荡对电力系统稳定性和可靠性产生不利影响。
它可能导致系统频率不稳定、电压波动、设备过载以及系统崩溃等问题。
电力系统振荡
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
.
.
U arc
.
L
I
.
二、振荡闭锁与开放
电弧电阻压降 U arc
相间短路故障时，故障环路方程 U I Z L U arc
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%。
iswi (t ) I m sin(M t 0 ) I m sin(N t ) 2 I m cos(
M N
2
t
0
2
)sin(
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：
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？
由解裂装置有计划的进行解裂，以终止振荡。 放任继电保护装置在震荡中自由动作。 该方式是西方一些国家长期的习惯做法。只要是机电保护装置本身没 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 。
电力系统低频振荡的成因重新解析
电力系统低频振荡的成因重新解析电力系统低频振荡是指在电力系统中出现的频率较低且持续一段时间的振荡现象。
这种振荡通常具有较大的振幅，对电力系统的稳定性和可靠性产生负面影响。
在过去的研究中，对电力系统低频振荡的成因进行了一定的解析，但是由于电力系统的复杂性和多变性，对于该问题的理解和解释仍有待进一步深入。
为了重新解析电力系统低频振荡的成因，我们需要从其根本原因出发，即电力系统的动态特性和稳定性。
电力系统由发电机、变压器、输电线路、负载等多个组成部分组成，它们之间通过复杂的电力网相互连接。
系统中存在大量的多相流动和耦合效应，以及动态响应和稳态响应之间的相互作用。
电力系统低频振荡的成因可能与电力系统的固有特性有关。
电力系统中的各个组成部分都具有一定的惯性和阻尼特性，如发电机的转子惯性、变压器的电感和阻尼、输电线路的阻抗等。
这些特性在系统负荷发生变化或发生故障时会引起系统的动态响应，可能导致系统振荡的发生。
电力系统中还存在很多复杂的非线性和时变特性，如各种控制设备、保护装置等，它们的作用也可能对系统的稳定性产生影响。
电力系统低频振荡的成因还与系统运行状态有关。
电力系统是一个大规模的复杂网络，其中包含了多个节点和支路。
系统的运行状态是指各节点和支路的电压、电流、功率等参数的数值。
当系统运行状态接近不稳定边界时，系统的动态响应会增加，可能引发低频振荡。
当发电机负荷过重或输电线路过载时，系统容易产生低频振荡。
还有一些外部因素，如输电线路的突然故障、恶劣天气条件等，也可能对系统的稳定性产生影响。
电力系统低频振荡的成因还与系统的控制方法和运行策略有关。
电力系统通过各种控制设备和调度控制中心来实现对系统的监视和控制。
这些控制方法和运行策略的选择对系统的稳定性和抗扰性产生重要影响。
调度中心对系统的发电机输出功率、变压器的变比、输电线路的有功和无功功率等进行调节时，可能引发系统的低频振荡。
不合理的控制策略和参数设置也可能导致系统的不稳定。
电网振荡
一、调度运行措施1.省网直调电厂发电机组励磁调节器和PSS的投入、退出应得到省调的批准。
上述装置异常或故障，值班运行人员可按现场运行规程将其退出，但退出后应及时向省调值班调度员汇报，事后报省调备案。
2.因系统事故，电压剧烈波动等引起的发电机和调相机的自动励磁调节器和强行励磁动作，在允许的时间内值班运行人员不得干涉其动作。
3.发电机失磁后，若该机不允许失磁运行，或因失磁引起了系统振荡、失步，应立即将该机解列。
对允许短时失磁运行的机组，要及时将该机有功出力降至允许值，且母线电压不低于标准电压90%(注意保持厂用电电压)，并在规定的时间内恢复励磁，否则也应解列(严密监视转子温度，定子、转子部分绕组温度不超过规定值)。
水轮发电机失磁时应立即将该机解列。
4.各发电厂、供电公司应加强同期装置的运行管理和维护，保持同期装置处于良好状态。
要求各省调直调发电厂、变电站的值班运行人员均能正确使用并列装置进行同期并网操作。
二、事故处理预案1.电网振荡事故时的基本处理步骤及原则1)及时、详细询问了解现场运行情况，深入了解振荡特征、保护动作情况，从机组振动、发电机的有功、机端电压、线路（或联络线）有功、系统中枢点电压的变化特点、幅值大小和振荡频率等特点来综合判别系统发生的振荡是同步振荡还是异步振荡。
2)迅速、准确判断振荡源的所在。
注意参考电网各节点的振荡幅度大小，着重了解振荡幅度较大地区有无强迫振荡源（如冲击负荷、发电机组非同期并网、发电机组调速器、励磁调节器有无异常等）。
3)根据不同类型的振荡，分别进行处理。
2.电网同步振荡和异步振荡的判别进行系统振荡事故处理，首先必须判断出振荡属于同步振荡还是异步振荡，两者发生时虽均表现为电气量摆动，但两者有较明显的区别。
可以从有关厂、站的振荡特征、保护动作情况二方面加以判断振荡类型。
发生同步振荡时的共同特点：各机组电气量以平均值为中心振荡，不过零；振荡周期稳定清晰接近不变，摆动频率低，一般在0.2-2.0HZ；指针式仪表摆动平缓无抖动，机组振动较小；用视角可以估算振荡周期；中枢点电压保持较高水平，一般不低于80％；同步振荡出现时各机组仍保持同步运行，频率基本相同。
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。
电网振荡事故预案
一、编制目的为有效预防和应对电网振荡事故，保障电力系统安全稳定运行，最大限度地减少电网振荡事故对电力系统、用户和社会造成的影响，特制定本预案。
二、编制依据1. 《中华人民共和国电力法》2. 《电力系统安全稳定导则》3. 《电力系统安全稳定控制技术规程》4. 《电网调度管理规程》5. 《电力系统事故调查规程》三、适用范围本预案适用于我国电力系统中各级电网调度机构、发电企业、电力用户等相关部门和单位。
四、电网振荡事故定义电网振荡是指电力系统中电压、电流、频率等参数在短时间内周期性波动，导致电力系统运行不稳定的现象。
五、事故分级1. 一级电网振荡：电网大面积停电，严重影响电力系统安全稳定运行，对社会生产、生活造成严重影响。
2. 二级电网振荡：局部电网停电，对电力系统安全稳定运行造成较大影响，对部分用户造成一定影响。
3. 三级电网振荡：个别设备或线路出现振荡，对电力系统安全稳定运行影响较小。
六、事故应急响应1. 一级电网振荡（1）启动应急预案，成立应急指挥部，负责事故的统一指挥和协调。
（2）迅速组织发电企业、电力用户等相关部门和单位，启动应急预案，采取措施恢复电力供应。
（3）加强与邻省电网的协调，争取支援，共同应对事故。
（4）对受损设备进行抢修，尽快恢复电力供应。
2. 二级电网振荡（1）启动应急预案，成立应急指挥部，负责事故的统一指挥和协调。
（2）迅速组织发电企业、电力用户等相关部门和单位，启动应急预案，采取措施恢复电力供应。
（3）加强对受损设备的监控，防止事故扩大。
（4）对受损设备进行抢修，尽快恢复电力供应。
3. 三级电网振荡（1）启动应急预案，成立应急指挥部，负责事故的统一指挥和协调。
（2）迅速组织发电企业、电力用户等相关部门和单位，启动应急预案，采取措施恢复电力供应。
（3）加强对受损设备的监控，防止事故扩大。
（4）对受损设备进行抢修，尽快恢复电力供应。
七、应急措施1. 电网调度机构应立即采取以下措施：（1）调整发电机组出力，优化电力系统运行方式。
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一、调度运行措施
1.省网直调电厂发电机组励磁调节器和PSS的投入、退出应得到省调的批准。
上述装置异常或故障，值班运行人员可按现场运行规程将其退出，但退出后应及时向省调值班调度员汇报，事后报省调备案。
2.因系统事故，电压剧烈波动等引起的发电机和调相机的自动励磁调节器和强行励磁动作，在允许的时间内值班运行人员不得干涉其动作。
3.发电机失磁后，若该机不允许失磁运行，或因失磁引起了系统振荡、失步，应立即将该机解列。
对允许短时失磁运行的机组，要及时将该机有功出力降至允许值，且母线电压不低于标准电压90%(注意保持厂用电电压)，并在规定的时间内恢复励磁，否则也应解列(严密监视转子温度，定子、转子部分绕组温度不超过规定值)。
水轮发电机失磁时应立即将该机解列。
4.各发电厂、供电公司应加强同期装置的运行管理和维护，保持同期装置处于良好状态。
要求各省调直调发电厂、变电站的值班运行人员均能正确使用并列装置进行同期并网操作。
二、事故处理预案
1.电网振荡事故时的基本处理步骤及原则
1)及时、详细询问了解现场运行情况，深入了解振荡特征、保护动作情况，从机组振动、发电机的有功、机端电压、线路（或联络线）有功、系统中枢点电压的变化特点、幅值大小和振荡频率等特点来综合判别系统发生的振荡是同步振荡还是异步振荡。
2)迅速、准确判断振荡源的所在。
注意参考电网各节点的振荡幅度大小，着重了解振荡幅度较大地区有无强迫振荡源（如冲击负荷、发电机组非同期并网、发电机组调速器、励磁调节器有无异常等）。
3)根据不同类型的振荡，分别进行处理。
2.电网同步振荡和异步振荡的判别
进行系统振荡事故处理，首先必须判断出振荡属于同步振荡还是异步振荡，两者发
生时虽均表现为电气量摆动，但两者有较明显的区别。
可以从有关厂、站的振荡特征、保护动作情况二方面加以判断振荡类型。
发生同步振荡时的共同特点：各机组电气量以平均值为中心振荡，不过零；振荡周期稳定清晰接近不变，摆动频率低，一般在0.2-2.0HZ；指针式仪表摆动平缓无抖动，机组振动较小；用视角可以估算振荡周期；中枢点电压保持较高水平，一般不低于80％；同步振荡出现时各机组仍保持同步运行，频率基本相同。
发生异步振荡时的共同特点：各机组电气量摆动频率较高，振荡周期不清晰；现场指针式仪表满盘剧烈抖动，机组发出不正常的、有节奏的鸣声；定子电流、机组功率振幅一般很大，过零；联络线的各电气量出现较高频率的摆动，振荡中心电压变化很大等；异步振荡出现时各机组已不能保持同步运行，出现一定的频率差。
从保护动作情况看，同步振荡往往没有短路故障发生、也没有机组保护动作，这是其重要特征；而异步振荡往往相反，在异步振荡发生前，往往发生过大扰动（如故障等），可能有许多保护动作。
3.迅速查找判断振荡源所在的方法
振荡源的迅速查找，有赖于各地的及时汇报；同时依赖于调度员平时对全省较大冲击负荷和省调机组特性的了解，振荡出现后要主动询问其当时的运行情况；对振荡源一般判断原则是，振荡幅度越大的厂、站，离事故源越近；振荡幅度最大的厂，一般就是振荡源。
对于同步振荡，事故源往往是：本身自动调节装置出现问题的机组、周期性冲击负荷附近的机组、与系统联系较弱的发电机组（且往往配置的是快速自并励、PSS未投）；起因一般是小干扰、周期性扰动，如周期性冲击负荷、机组自身励磁器或调速器故障、线路断开等。
对于失步振荡，振荡源只能是失去同步的发电机组，失步原因往往是一些大扰动：机组失磁、非同期并列、发生短路故障且保护未能正确动作等。
4.电网异步振荡事故处理预案
1)所有发电厂、变电站值班运行人员，应不待调度指令增加发电机、调相机无功出力，断开电抗器、投入电容器、控制可调无功装置发容性无功，尽量提高系统电压。
2)频率降低的发电厂，应不待调度指令，增加机组的有功出力至最大值，直至振荡消除。
3)受端系统迅速增加发电机出力，紧急时可直接切除部分负荷。
4)频率升高的发电厂，应不待调度指令减少机组有功出力以降低频率，但不得使频率低于49.5Hz，同时应保证厂用电的正常供电。
5)系统发生振荡时，未得到值班调度员的允许，不得将发电机从系统中解列(现场事故规程有规定者除外)。
6)若由于机组失磁而引起系统振荡，可不待调度指令立即将失磁机组解列。
7)环状系统或并列运行的双(多)回线路的操作或开关误跳而引起的系统振荡，应立即投入解环或误跳的开关。
8)装有振荡解列装置的发电厂、变电站，当系统发生异步振荡时，应立即检查振荡解列装置的动作情况，当发现该装置发出跳闸的信号而未实现解列，且系统仍有振荡，则应立即断开解列开关。
9)若系统振荡超过三分钟经采取上述措施后仍未消除时，应迅速按规定的解列点解列。
10)解列点选择按下列原则：
a) 解列后应使振荡的两部分脱离；
b) 解列后的两部分功率尽可能平衡；
c) 解列点有并列装置。
5.电网同步振荡事故处理预案
1)已经振荡的发电厂可不待调度指令立即增加发电机励磁提高电压，但不得危及设备安全。
2)降低送端机组有功出力，增加受端机组有功出力，同时增加全网机组无功出力，提高电网系统电压。
3)若正在进行线路或主变停运等操作时，应立即暂停操作将其恢复运行。
条件允许
的情况下，可投入备用线路或变压器，加强网络电气联系。
4)尽快查找振荡源，去除振荡源。
着重了解振荡幅度较大地区有无强迫振荡源（如冲击负荷、发电机组非同期并网、发电机组调速器、励磁调节器有无异常等）。
若有立即停运冲击负荷，消除调速器或励磁调节器的故障（故障励磁调节器可暂时倒备励）。
如一时无法消除，则解列发电机组。
5)若经上述处理后振荡仍未消失，则了解下级电网和华中电网的振荡情况和原因，联系地调、网调共同进行处理。