0　引言
　　网络互联引起的区域间的低频振荡早在30年前就已出现^［1］。1977年在香港首次观察到此类振荡^［2］，当时的解决方法是降低主要发电机组的励磁响应。自1984年香港与华南电网互联后，在联络线额定传输功率120 MW的情况下，又曾先后出现过几次振荡(幅值为±90 MW，持续时间长达50 s)^［3］。此类联络线振荡现象严重影响着互联系统的安全运行。尽管电力系统稳定器(PSS)的使用可以增强发电机间机电振荡的阻尼，却不利于发电机的电压调节，并可能由于励磁模式的弱阻尼而产生新的振荡^［4］。因此，希望采取其它一些方法，既能改善系统阻尼，又不恶化系统的性能。
　　电力电子技术的迅速发展，使得经济而有效的可控硅串、并联补偿装置得以应用^［5］。静态无功补偿器(SVC)作为普通的并联补偿装置，于1977年首次应用于115 kV的电网^［6］。最初的SVC只是用于控制电压，尽管它可以提供同步转矩，但提供的阻尼转矩甚小^［5］，为了加大阻尼转矩，需在SVC上附加另外的控制器。但随着附加控制器增益的增大，可能出现新的不稳定模式，称为SVC模式^［7］，正如PSS设计中所考虑的“局部模式”一样。因此，在进行控制器参数设置时应为该SVC模式留下一定的安全裕度(如文献［8］中的9.5 dB)。
　　在本文介绍的SVC设计方法中，采用特征根灵敏度法来对控制器参数进行调整，同时通过联合灵敏度系数来兼顾SVC模式的不稳定影响。最终设计的SVC既可保证主区域模式阻尼最大，也为SVC的局部模式留下9.5 dB的安全裕度。
1　SVC选址及阻尼信号选取
　　对图1所示的两区域7机系统^［9］，原则上有6个机电振荡模式^［10］，如表1所示。其中，第1个模式不稳定，且为区域之间通过联络线的振荡模式。当使用SVC来增强系统的振荡阻尼时，联络线信息应是理想的控制输入信号。

图1　7机互联系统
Fig.1　Interconnected seven-machine system

表1　7机系统的6个机电模式(λ=α±jω)
Table 1　Electromechanical modes (λ=α±jω)

序号 模式 α ω 稳定性 1 区域模式 +0.04 3.42 不稳定 2 B4B1+B2+B3 -0.41 5.77 稳定 3 B2B1+B3 -0.49 6.23 稳定 4 B3B1+B2+B4 -0.51 6.82 稳定 5 A3A1+A2+B1 -1.28 7.64 稳定 6 A1A2 -0.56 8.01 稳定

图2　控制器与开环电力系统的连接
Fig.2　The connection between the controller
and the open-loop power system

　　当用联络线信息作阻尼信号时，图1中仅有6个点可供选择，即4，12，13，14及两个中间点m₁，m₂。分析、比较对应于这6个点的留数指标后得出，SVC的最佳安装位置为节点12，且以联络线电流ITL为控制信号。对应于节点12的联络线电流、有功功率、无功功率、视在功率的留数指标示于表2。

表2　对应于节点12的留数指标
Table 2　Residue indices for bus 12

表3　各机电模式随SVC增益G_d的变化
Table 3　Variation of different modes
with respect to SVC controller gain G_d