电力系统振荡的原因及危害知识讲解
电力系统故障分析第七章 电力系统振荡分析
EM EN I ZM ZL Z N
当
M N 11
EM EN E 时：
EM EN Ee jMt Ee jNt E （e j(M -N )t 1 ）e jNt E （e jσ 1 ）e jNt
（M N )t st
第二节 短路故障和振荡的区分
一、采用电流突变量区分故障和振荡
二、利用电气量的变化速度不同区分短路和振荡 三、利用负序电流、零序电流绝对值之和与正序电流绝对 值比值关系来识别
四、利用检测三相电流大小不等、零序电流大小来识别 五、利用振荡中心电压变化来识别振荡与对称故障
均可以从保护安装处测得，意味着振荡中心电压也可以在保护安装处测 得。
四、系统母线电压与振荡电流的相位关系
1 Z11Kee jσ UM Z M1 arg arg jσ Z M1 Σ arg I 1 1 e-jσ Z11 Kee 1 K e
2 2
三、振荡中心电压
振荡时电压最低的一点称为振荡中心 可见振荡中心电压幅值也是随
作周期变化。在 0 时，振荡中心电
压最大达E；当 180 时，为最小值0，从电压角度看相当于在Z点发 生了三相短路，此时必然会甩掉负荷。
U Z U P cos 90
如果P点是母线M，则 U P 就是保护安装处电压，振荡电流 I 和振荡电压 U P
可以证明动点O的轨迹就是圆或直线。当 Ke 1时，O点轨迹是直线AB的中垂 线；当 Ke 1 ，O点轨迹是包含B点的圆；当 Ke 1 ，O点轨迹是包含A点的圆； 轨迹与AB 交点处对应 180 ， 与 AB 延长线交点处对应 360 。
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预防
电力系统振荡的结果及预防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。
(通常，短路是引起系统振荡,破坏稳定运行的主要原因。
)同步振荡:当发电机输入或输出功率变化时,功角δ将随之变化,但由于机组转动部分的惯性,δ不能立即达到新的稳态值,需要经过若干次在新的δ值附近振荡之后,才能稳定在新的δ下运行。
这一过程即同步振荡,亦即发电机仍保持在同步运行状态下的振荡。
异步振荡:发电机因某种原因受到较大的扰动,其功角δ在0－360°之间周期性地变化,发电机与电网失去同步运行的状态。
在异步振荡时,发电机一会工作在发电机状态,一会工作在电动机状态。
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。
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、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.(其结果将导致电力系统与发电厂之间并列运行的稳定性遭受破坏，引起系统振荡，严重的直接使整个系统瓦解)4、电源间非同步合闸未能拖入同步。
（就是非同期合闸）发生同步振荡时的共同特点：1有关机械量、电气量出现摆动，以平均值为中心振荡，不过零；2振荡周期稳定清晰接近不变，摆动频率低，一般在0.2-2.0HZ；3指针式仪表摆动平缓无抖动，机组振动较小；4用视角可以估算振荡周期；5中枢点电压保持较高水平，一般不低于80％；8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：1有关机械量、电气量摆动频率较高，振荡周期不清晰；2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；3定子电流、机组功率振幅一般很大，而且过零；4联络线的各电气量同样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，功率富余区域的频率高于50Hz。
电力系统振荡
电力系统振荡2008.12.15主题一、了解振荡二、振荡闭锁与开放什么是振荡？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。
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。
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。
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。
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。
振荡时电气量变化的特征？0471_K2CN_ZD.DFW 时标零点: 2006-09-04 10:55:59LUA60V/格LUB60V/格LUC60V/格LIA2A/格LIB2A/格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。
关于系统振荡
问：系统振荡是怎么回事？振荡是由失步引起的吗？对系统来说会有多大的危害？谭程文答：振荡就是发电机与系统电源之间或系统两部分电源之间的功角的摆动现象。
电力系统振荡分同步振荡和异步振荡两种情况：能保持同步而稳定运行的振荡为同步振荡；导致失去同步而不能正常运行的振荡为异步振荡。
当电力系统稳定破坏后，电网内的发电机组将失去同步，转入非同步的运行状态，此时电网将发生异步振荡。
危害：当电网发生振荡时，电网内的发电机不能维持正常运行，电网电流、电压和功率将大幅度波动，严重时使电网解列，造成部分发电厂停电及大量负荷停电。
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。
一般指电力系统受到扰动或调节控制的诱发，由本身的电磁特性和机械特性而产生的一种动态过程，表现为电力系统中发电机的转速、并列运行的发电机间的相对角度、系统的频率、母线上的电压、支路中的电流和功率产生波动、偏离正常值，振荡中心的电压有大幅度的跌落。
不衰减和增幅的振荡会破坏电力系统的正常运行，甚至损坏电工设备，导致系统的崩溃。
所以通过分析，掌握电力系统的动态特性，采取措施，预防发生振荡，抑制和消除已发生的振荡，是保证电力系统安全运行的重要内容。
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。
电力系统中风电初级频率振荡分析
电力系统中风电初级频率振荡分析电力系统作为供电保障的重要组成部分，其中风力发电是当前新能源领域的重要代表之一。
在风电发电过程中，频率振荡是一个常见但复杂的问题，需要进行深入的分析和研究。
本文将着重探讨电力系统中风电初级频率振荡的原因、影响因素和解决方法。
一、风电初级频率振荡的原因风电初级频率振荡是指风电发电系统在受到干扰时，发电频率出现周期性的振荡现象。
其主要原因包括：1. 调节能力不足：由于风电发电系统的特殊性，即便是在受到外界干扰时，系统的调节能力也往往较弱，无法及时稳定发电频率。
2. 风电场集中接入：风电场的集中接入会导致风电功率突变，从而引发系统频率的振荡。
3. 风速变化：风速的突然变化会导致风力发电机输出功率急剧变化，进而引发频率振荡。
二、风电初级频率振荡的影响因素风电初级频率振荡的产生和发展受到多种因素的影响，包括但不限于以下几个因素：1. 风力发电系统的容量和数量：风力发电系统的容量和数量越大，其对电力系统频率的影响也越大。
2. 风电场的地理位置：不同地区风资源的差异性，以及风电场与主网之间的距离和连接方式等，都会影响风电初级频率振荡的发生。
3. 系统负荷变化：系统的负荷变化情况也会对风电初级频率振荡产生一定的影响。
三、风电初级频率振荡的解决方法针对风电初级频率振荡问题，可以采取以下解决方法：1. 增加调节能力：通过技术手段提高风电系统的调节能力，包括改进发电机控制系统、提高功率转换效率等，使其能够更加稳定地响应系统频率的变化。
2. 加强风电场与主网之间的连接方式：通过合理设计和优化风电场与主网之间的连接方式，减小集中接入带来的频率振荡影响。
3. 控制风电功率波动：在风电发电系统中，合理控制风电输出功率的波动，可以通过改进风电发电机的控制策略、增加储能设备等方式实现。
4. 优化系统负荷管理：合理规划和管理系统负荷变化，避免负荷的突然变化，从而减小频率振荡的发生。
四、结语风电初级频率振荡是风力发电系统中一种常见但复杂的问题，对电力系统的稳定运行和供电质量产生一定的影响。
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。
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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。
电力系统振荡与稳定性分析研究
电力系统振荡与稳定性分析研究电力系统振荡与稳定性一直是电力领域中的重要课题，研究该问题有助于提高电力系统的稳定性和可靠性。
本文将从电力系统振荡的原因、稳定性分析方法和控制策略三个方面进行阐述。
一、电力系统振荡的原因电力系统振荡是指电力系统中的电流、电压、功率等物理量在时间上呈现出周期性变化的现象。
电力系统振荡的产生往往是由于系统中存在失去稳定性的因素，主要包括以下几个方面：1. 电力系统的频率激励：电力系统中的负荷变化、发电机的启动和停机等都会对系统频率产生影响，频率的变化可能引发振荡。
2. 电力系统的暂态过程：电力系统中的故障、切除等暂态过程会导致系统的振荡，如短路故障引起的系统电压振荡。
3. 动态负荷响应：系统中的动态负荷响应也可能引发系统的振荡，例如系统的负荷推迟响应或过度补偿。
以上是电力系统振荡的主要原因，了解振荡产生的机理有助于进一步分析和解决振荡问题。
二、稳定性分析方法稳定性分析是电力系统中对系统振荡行为进行定性与定量分析的方法。
常用的稳定性分析方法包括潮流稳定性分析、暂态稳定性分析和动态稳定性分析。
1. 潮流稳定性分析：潮流稳定性分析主要研究系统正常运行工况下电压和功率的稳定性，主要通过潮流计算和潮流方程的求解来判断系统是否稳定。
2. 暂态稳定性分析：暂态稳定性分析主要研究系统在发生大幅度扰动后的稳定性，如故障恢复过程中系统的动态响应。
暂态稳定性分析需要建立系统的动态模型，并进行数值仿真来评估系统的稳定性。
3. 动态稳定性分析：动态稳定性分析主要研究系统在小扰动下的稳定性，如发电机转子振荡稳定性、低频振荡稳定性等。
动态稳定性分析需要进行特征根分析、模态分析等方法来评估系统的稳定性。
以上是常用的稳定性分析方法，不同的方法适用于不同的振荡问题，综合运用可以更全面地评估系统的稳定性。
三、控制策略为了提高电力系统的稳定性，需要采取相应的控制策略。
常用的控制策略包括：1. 动态响应控制策略：通过调整系统的参数和控制器的设计，实现系统在发生扰动时的快速响应和稳定恢复。
电力系统的震荡控制
电力系统的震荡控制引言：电力系统是现代工业和社会生活中不可或缺的基础设施之一。
然而，由于电力系统的复杂性和不稳定性，震荡问题一直是电力系统研究中的一个重要领域。
本文将探讨电力系统的震荡控制，包括震荡的原因、影响和常用的控制方法等。
一、电力系统震荡的原因电力系统震荡是指电力系统中各个变量（如电压、频率）出现不稳定的振荡现象。
导致电力系统震荡的原因主要包括以下几个方面：1.负荷变化：当大规模负荷突然变化时，电力系统可能会发生失稳，导致震荡。
2.电力系统参数变化：例如，变压器的变比、线路电阻和电抗等参数的突然变化都可能导致电力系统的震荡。
3.外部扰动：例如，天气变化、突发故障等都可能对电力系统产生扰动，引发震荡。
二、电力系统震荡的影响电力系统的震荡对整个系统运行具有严重的影响，主要体现在以下几个方面：1.电压稳定性：电力系统的震荡会导致电压的波动，影响电力系统的稳定运行。
如果电压异常波动幅度较大，可能会造成电力设备的过载甚至损坏。
2.频率稳定性：电力系统震荡还会引起系统频率的波动，频率的异常变化会对电力设备的运行效果产生直接影响。
而过大的频率震荡也可能导致系统的失去稳定性。
3.电力传输：电力系统震荡还可能影响电力传输，导致系统的负荷分配不均，造成电力供应不足的情况。
三、电力系统震荡的控制方法为了控制电力系统的震荡，提高系统的稳定性和可靠性，已经提出了多种控制方法。
以下是一些常见的控制方法：1.电力系统调节：通过控制发电机的输出功率，调整负荷分配，以稳定系统的频率和电压。
2.无功补偿：通过合理地配置无功补偿装置，如电容器和静态无功补偿器，来调整系统的功率因数，提高电力系统的稳定性。
3.在线监测与控制：利用现代电力系统监测技术，及时监测电力系统的变量，通过自动控制系统，实现对电力系统的实时控制。
4.模型预测控制：利用电力系统的数学模型，通过模拟和预测系统的运行情况，采取相应的控制策略来控制系统的震荡。
结论：电力系统的震荡控制是电力系统研究中的一个重要领域。
电力系统振荡
360 第一判据延时150ms 第一判据延时
*3s = 105ms
二、振荡闭锁与开放
对称故障开放延时
0.1U N < U cos < 0.25U N
0.25U N δ1 = 2arc cos( ) = 151o EN 0.1U N δ 2 = 360 2arc cos( ) = 191.4o EN
iswi (t ) = I m sin(ωM t + α 0 ) I m sin(ω N t ) = 2 I m cos(
ωM + ω N
2
t+
α0
2
) sin(
ωM ω N
2
t+
α0
2
)
振荡周期T： 振荡周期 ：
一、电力系统振荡
振荡中心电压Uz 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
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， 在单侧电源故障，忽略线路阻抗的电阻分量时， .
U cos = U arc
在双侧电源下，电弧中有对侧电源的助增电流， 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。 不变。 如果线路阻抗的相角较小，例如为75度 如果线路阻抗的相角较小，例如为 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。 。为了获得弧光压降，采取补偿的方法。
一、电力系统振荡
振荡的起因？ 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。
《电力系统振荡》课件
实例分析中的电力系统结构
描述所选实例中电力系统的基本 结构，包括发电机组、变电站、 输电线路和负荷等。
实例分析中的振荡特征和 控制方法
分析所选实例中的振荡特征，同 时讨论采取的控制方法和效果评 估。
结论
电力系统振荡的控制方法和未来趋势是一个重要的研究方向，同时需要制定 相应的应对策略来应对振荡带来的挑战。
通过调整电力系统的结构来改 善振荡问题，如改变发电机组 的配置或增设新的电源。
启用补偿设备
通过引入补偿设备来提高电力 系统的稳定性，如并联补偿电 容器或调速器。
电力系统振荡的仿真模拟
1
仿真模拟的意义和目的
通过仿真模拟可以更好地理解电力系统振荡的运行机理和影响因素，为控制方法 的选择提供依据。
2
常用的仿真工具
《电力系统振荡》PPT课 件
本课件旨在介绍电力系统振荡的概念、分类、控制方法、仿真模拟
电力系统振荡是一种普遍存在于电力系统中的现象，具有复杂的特点和危害。 本节将介绍其概念、特点以及成因。
电力系统振荡的分类
振荡形态分类
根据振荡形态的不同，电力系统振荡可分为多种类型，如电压稳定阶跃振荡、频率阶跃振荡 等。
电力系统振荡对电力系统的影响和应对策略涉及到各个方面，需要综合考虑 技术、经济和社会等多个因素。
参考文献
1. Smith, J. (2010). Electric Power Systems: A Conceptual Introduction. Wiley. 2. Luo, X. (2015). Control and Stability of Power Systems with Intermittent Generation. Springer. 3. Wang, L. (2018). Power System Stability and Control. Springer.
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。
3 PSS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 。
电力系统震荡的常见原因
电力系统震荡的常见原因电力系统震荡是指电力系统中发生的频繁的振荡或不稳定现象。
它会对电力系统的稳定运行和负荷供应造成严重影响，因此对于电力系统的震荡问题研究具有重要意义。
电力系统震荡的常见原因可以分为以下几个方面：1.负荷波动：电力系统中的负荷波动是导致系统震荡的主要原因之一。
电力系统中的负荷是指用户对电能的需求，由于负荷的突然变化，会导致电力系统的频率发生变化，从而引起电力系统的震荡。
2.电力负荷不平衡：电力负荷不平衡是指电力系统中负荷在空间和时间上的不均匀分布。
当电力负荷不平衡时，会造成电力系统中的电压和频率的变化，从而引起电力系统的震荡。
3.电力系统参数的不确定性：电力系统中的参数不确定性是导致电力系统震荡的另一个重要原因。
电力系统的参数包括线路电阻、电抗、发电机的内部电阻等，由于这些参数的不确定性，会导致电力系统中的电压和频率的变化，从而引起电力系统的震荡。
4.电力系统控制系统的故障：电力系统的控制系统是保证电力系统正常运行的重要组成部分。
当电力系统的控制系统发生故障时，会导致电力系统的频率和电压的变化，从而引起电力系统的震荡。
5.电力系统的负荷饱和：电力系统的负荷饱和是指电力系统中负荷的增加超过了电力系统的供电能力。
当电力系统的负荷饱和时，会导致电力系统的频率和电压的变化，从而引起电力系统的震荡。
以上是电力系统震荡的常见原因。
为了避免或减小电力系统震荡，需要采取一系列的措施，包括加强电力系统的监控和控制、提高电力系统的调度能力、改善电力系统的负荷分配等。
只有通过有效地控制和管理电力系统，才能确保电力系统的稳定运行和负荷供应。
电力系统振荡的原因
电力系统振荡的原因电力系统振荡是指电力系统中出现了频繁而不稳定的电压或电流波动现象。
这种振荡可能会导致电力系统的不稳定甚至崩溃，对电力供应造成严重影响。
电力系统振荡的原因是多方面的，下面将从各个方面进行分析。
电力系统振荡的一个重要原因是电力负荷的突变。
当电力负荷突然发生变化时，电力系统的供需关系会发生短暂的失衡，而系统会通过自身的调节机制来恢复平衡。
然而，在调节过程中可能会出现过冲或欠冲的情况，导致电力系统出现振荡。
电力系统振荡还与发电机组的调节能力有关。
发电机组在运行过程中，需要根据负荷的变化来调节输出功率。
但是，如果发电机组的调节能力不足或者调节速度过慢，就会导致电力系统振荡的发生。
这种情况下，负荷变化会引起电压或电流的波动，从而导致系统振荡。
电力系统中的线路传输和变压器的耦合也是导致系统振荡的原因之一。
当电力系统中的线路和变压器之间存在耦合时，系统的动态响应会受到影响。
一旦系统中某一部分发生扰动，耦合作用会使得扰动传递到其他部分，导致整个系统出现振荡。
电力系统中的阻尼器和稳定器的故障也会引发系统振荡。
阻尼器和稳定器是电力系统中用来控制系统振荡的关键设备，它们可以通过控制系统的频率和相位来抑制振荡。
然而，如果阻尼器和稳定器发生故障或者调节不当，就会导致系统振荡的发生。
电力系统中的短路故障也是导致系统振荡的常见原因。
当电力系统中发生短路故障时，电流会突然增大，导致电压波动。
如果系统没有足够的保护装置来及时隔离故障，就会导致系统振荡的发生。
电力系统振荡的原因是多方面的，包括电力负荷的突变、发电机组的调节能力、线路传输和变压器的耦合、阻尼器和稳定器的故障以及短路故障等。
为了避免电力系统振荡带来的严重后果，需要对电力系统的各个方面进行合理设计和有效控制，确保系统的稳定运行。
同时，及时排除故障，加强对电力系统的监测和维护，也是确保电力系统运行稳定的重要措施。
电力系统振荡
二、振荡闭锁与开放
不对称短路故障识别
I 0 I 2 kI1
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
0.03U N U cos 0.08U N
二、振荡闭锁与开放
t
2 1
360
*3s 105ms
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 cos 0.25U N
0.25U N 1 2arc cos( ) 151 EN 0.1U N 2 360 2arc cos( ) 191.4 EN
二、振荡闭锁与开放
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 kI1
两侧电源功角为0时，在故障支路中 单相故障： I 0 F I 2 F 2I1F 两相短路： I 2 F I1F 两相短路接地：I0F | | I2F | 2I1F |
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
iswi (t ) I m sin(M t 0 ) I m sin(N t ) 2 I m cos(
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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。
它不仅可以补偿励磁调节器的负阻尼，而且可以增加正阻尼，使发电机有效提高遏制系统低频振荡能力。
尽管PSS已是成熟的普遍技术，但它仍是消除互联电网负阻尼低频振荡最经济有效的方法。
当系统规模较小、互联程度较低时，系统振荡不明显，PSS整定不为人们所关注。
但在当今大电网互联迅速发展的情况下，PSS的作用已经引起人们的高度重视。
1994年我国南方联营电网发生的系统振荡事故是典型的一例，事后分析表明，若在此系统的主力机组上加装PSS，可以有效地阻尼振荡，防止有严重后果的动态稳定破坏事故的发生。
4PSS的构成和传递函数早期的PSS由分立元件构成，在微机式励磁调节器中PSS由软件构成，我厂3#、4#机组均是哈尔滨电机厂生产的三机无刷励磁发电机组,型号为QFSN-600-2YH，励磁调节器采用英国ROLLS-ROYCE(简称R-R)公司的数字式励磁调节器， PSS完全由软件构成，其PSS输入信号采用发电机电功率即△P，其结构如图1：图1电力系统稳定器(PSS)方框图ROLLS-ROYCE公司的电力系统稳定器(PSS)输入信号为发电机的负电功率信号，由此生成一个相位补偿及增益控制的调节信号以对有功功率振荡产生阻尼作用。
现场运行参数为：PSS自动投入值：0.3PU 功率，返回值0.14PU 功率，Kp=2、Te=10 、T1=2、T2=0.35、T3=4、T4=0.2、T5=0.05、T6=0.08、T7=0.05，PSS输出限幅： ±5%5PSS实验过程5.1励磁系统在线无补偿频率特性的测量励磁控制系统无补偿频率特性即励磁系统滞后特性。
因励磁控制系统滞后特性的存在，加到励磁调节器的附加信号经滞后才能产生附加力矩。
测量励磁控制系统滞后特性应测量附加力矩对PSS迭加点的滞后角度。
因为在发电机高功率因数运行时，机端电压对PSS迭加点的滞后角度近似等于附加力矩对PSS迭加点的滞后角度。
实验时，发电机并网运行,记录有功、无功、机端电压值，PSS不投入，用频谱仪将噪音信号加入到调节器的相加点上，测量励磁系统的相频特性。
测得的励磁系统在线无补偿相频特性见表1。
表1励磁系统相频特性由表1可见，在线无补偿频率特性基本正常,相位滞后比一般的交流励磁机励磁系统稍大些。
(励磁机励磁系统约为-40°---150°)5.2励磁系统在线有补偿频率特性的测量有补偿频率特性由无补偿频率特性与PSS单元相频特性相加得到，用来反映PSS相位补偿后的附加力矩相位。
DL/T650-1998<<大行汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件>>提出有补偿频率特性在该电力系统低频振荡区内满足-80°至-135°要求，此角度以机械功率方向为零度。
一般试验采用的方法为：(1)断开PSS输入端，在PSS输入端加噪声信号，测量机端电压相对PSS 输入信号的相角。
(2)PSS环节的相角加上励磁控制系统滞后相角。
在现场试验中，PSS参数的预选择，可以用以上方法进行，此试验的目的是找出一组较好的PSS参数，并尽量使整个低频振荡频率范围内都得到较好的相位补偿。
由于R-R公司的励磁调节器中未设置PSS输入端，也未有相应的软件，此试验在现场无法进行。
因此，由中国电科院技术人员根据厂家提供的PSS的传递函数框图，预设置一组PSS参数，用MATLAB自编程序进行仿真计算。
PSS参数：Kp=2 Te=10 T1=2 T2=0.35 T3=4 T4=0.2 T5=0.05 T6=0.08 T7=0.05，计算所得PSS得相频特性见图2、Kp=2.0时幅频特性曲线见图3将计算所得的各低频振荡频率下PSS相位角Φp与现场测得的在线无补偿频率特性上同频率下励磁系统滞后角Φe相加，得到在线有补偿频率特性计算值。
计算所得的在线有补偿频率特性见下表2。
从表2可见，在低频震荡频率0.2Hz-1.7 Hz范围内都基本满足滞后-80°---(-135°)的要求，此组PSS参数是比较合适的。
图2 PSS系统相频特性曲线图3 Kp=2.0时幅频特性曲线表2在线有补偿频率特性计算值其中：Φ=Φe + Φp5.3阶越响应(以4#机组为例)试验条件：发电机并网运行，P=589.6MW Q=77.4Mvar Vt=19.44KV先进行PSS不投入时2%电压阶越响应试验。
通过调节励磁调节器的输出，在发电机机端产生±2%的阶越，录取发电机机端有功功率、机端电压、无功功率、励磁电压波形(见图4)。
由图4可见，在PSS未投入运行的条件下，做机端电压±2%阶越响应试验，在上阶越时有功功率产生三摆振荡，振荡频率为1.5Hz。
在下阶越时有功功率产生三摆振荡，振荡频率为1.5Hz。
通过自动励磁调节器(AVR)控制屏幕调整PSS增益Kp=0.5，投入PSS，重做±2%阶越试验。
通过调节励磁调节器的输出，在发电机机端产生±2%的阶越，录取发电机机端有功功率、机端电压、无功功率、励磁电压波形(见图5)。
图4 无PSS时的2%电压阶越响应图5有PSS(Kp=0.5)时的2%电压阶越响应录波图由录波图5可见，PSS起到了抑制功率振荡的作用，无论是上阶越还是下阶越时，只产生一摆振荡，振荡频率为1.5Hz。
图6有PSS(Kp=1.0)时的2%电压阶越响应录波图相同工况下，通过AVR控制屏幕调整Kp分别为1和2、3继续做±2%阶越试验，录取发电机机端有功功率、机端电压、无功功率、励磁电压波形(见图6、7、8)，比较PSS的增益不同时阻尼功率振荡的能力。
以找出较合理的PSS增益值。
图7有PSS(Kp=2.0)时的2%电压阶越响应录波图由录波图可见，PSS阻尼功率振荡能力随Kp的增大而逐步增强，无论是上阶跃还是下阶跃时，只产生一摆振荡，振荡频率为1.5Hz。
5.4PSS增益整定通过以上Kp取不同值时的阶越响应结果可知，PSS阻尼功率振荡能力随Kp的增大而逐步增强，但是增益过大同样会产生不稳定危害，根据图3( Kp=2.0时的幅频特性计算曲线)，PSS在0.5Hz-2Hz时的交流放大倍数约为0.3-0.5，已经足够大。
由图5至图8录波图结果，认为取Kp=2比较合适。
5.5PSS反调试验对于采用发电机电功率信号的PSS，主要的副作用是无功反调，当通过减小原动机的输入功率来减少发电机的出力时，若调整速度较快，发电机的无功输出会突然大幅度增加，几秒后又恢复到原来无功水平。
如果增加了有功，则无功会会瞬间大幅度减少，几秒钟后恢复到原来水平。
无功反调现象严重时将对系统运行带来不利影响。
试验时，PSS投入运行，按正常运行增减负荷速度改变有功功率，观察调节器输出电压和电流，不出现随有功功率变化而大幅度摆动现象。
图8有PSS(Kp=3.0)时的2%电压阶越响应录波图6实验结论虽然本次实验出于安全性考虑未作大干扰的系统试验，只做了小干扰的机组实验，但是通过实验结果和录波图可看出PSS在增加系统阻尼，抑制发电机有功率振荡、提高系统稳定性方面有明显的效果。
同时由于我厂是三机无刷旋转励磁方式，虽然励磁调节器性能优越，反应速度很快，但是根据三机励磁方式本身特有的局限性，我们相信在自并励等其它快速励磁系统上，PSS的效果会更好。