电气工程及其自动化专业《专业综合实验与设计》报告

1、科学技术学院science & technology college ofnanchang university专业综合实验与设计task plan for integrated experimentand design题目：pss 与 svc对系统暂态稳定性的影响学科部、系：专 业 班 级 ：学号 ：学 生 姓 名 ：指 导 教 师 ：起 讫 日 期 ：题目： pss与 svc对系统暂态稳定性的影响摘要在 matlab/simulink中进行系统建模仿真，通过在输电线路首端设置短路故障点，模拟单相接地短路故障、两相接地短路故障以及三相接地短路故障时，pss和 svc对该系统暂态稳定性的影响。

2、要求得出相应的仿真波形，并且做出详细的仿真分析。pss投入后对转子角偏移量、发电机转速、发电机端电压的波形的影响。svc安装后对各母线电压、线路输送功率、 svc母线电压、 svc补偿的无功功率的波形的影响。svc安装位置的不同对系统暂态稳定性的影响。关键词： matlab/simulink ,建模仿真 , 系统暂态稳定性，pss ,svc, 仿真波形分析目录第一章课程设计的任务与要求11.1原始数据11.2课程设计要求1第二章 pss 和 svc简介22.1电力系统稳定器pss 22.2静止无功补偿器svc 42.2.1晶闸管投切电容器（tsc）型静止无功补偿器52.2.2晶闸管控制电抗器（

3、tcr）型静止无功补偿器52.2.3tsc+tcr型静止无功补偿器62.3svc装置的工作原理7第三章短路故障时 pss和 svc对系统暂态稳定性的影响103.1pss对系统暂态稳定性的影响103.2svc对系统暂态稳定性的影响173.3svc安装位置的不同对系统暂态稳定性的影响25第四章个人总结 32参考文献 33第一章课程设计的任务与要求1.1原始数据水电厂 11000mva5000mva水电厂 21000mva13.8kv/500kv13.8kv/500kv5000mval1l2b1 f350kmb2350kmb3svc负荷5000mw图 11 系统接线图在图所示双机系统中，容量为 10

4、00mva的 1号水电厂经升压变，通过一条500kv，700km的长距离输电线路给一地区负荷供电， 其最大负荷为 5000mw。此外，该地区负荷还同时由当地容量为 5000mva的 2号水电厂给其供电。 两个水电厂机组均装设了电力系统稳定器 pss，同时，输电线路上还并联补偿了一个 200mvar的静止无功补偿器 svc。1.2课程设计要求在 matlab/simulink中进行系统建模仿真，通过在输电线路首端设置短路故障点，模拟单相接地短路故障、两相接地短路故障以及三相接地短路故障时，pss和 svc对该系统暂态稳定性的影响。要求得出相应的仿真波形，并且做出详细的仿真分析。（ 1） svc未

5、投入运行时，发生以上各类短路故障时， pss对系统稳定性的影响。可得出转子角偏移量、发电机转速、发电机端电压的波形说明问题。（ 2）两台机组的 pss都投入运行时，发生以上各类短路故障时，svc对系统稳定性的影响。可得出各母线电压、线路输送功率、svc母线电压、 svc补偿的无功功率的波形说明问题。（ 3） svc安装位置的不同对系统稳定性的影响。 （输电线路电气中点及末端）- 1 -第二章pss 和 svc简介2.1电力系统稳定器pss单机无穷大母线系统图如图2 1 所示，其小信号模型如图22 所示。utucx e图 2 1 单机无穷大系统图k1me1pm1ms0sme2dk2k4k3k5q

6、励磁模型1 sk3t dofdek6图 22 单机无穷大系统小信号模型图如果忽略线路电阻，那么 k 1 k 6 可以简化成如下公式：k1eq0u ci qou cxqsin 0x qcos 0dx exdx exk 2i q0x qx ex dx ek 3x dx ex dx ek 4u c ( xdxd ) s i n 0x dx ek 5u cu td 0 x qcos 0u cu tq 0 x d sin0u t 0( xqx e )u t 0 ( x dx e )utpss- 2 -k 6u tq 0x eu t 0x d x e式中， xd、 xq、x d 分别为发电机纵轴电抗、横轴

7、电抗、纵轴暂态电抗；xe为线路电抗；ut0 、uc 分别为发电机端电压和无限大母线电压当发电机在重负荷下运行受到干扰时，转子角将产生增量变化 ，但是由于励磁系统提供的励磁电势增量eq 滞后 ，使 有进一步变化的趋势，助长了负阻尼。即如下式所示：ut=k 5 +k6eqk5，当发电机在重负荷下运行时k 5 0，则 ut与 反相。如果励磁系统为简单的比例式调节器，增益为ke，时间常数为te，则e fdk eu t1 tes在 平面上，和转子速度变化同相的力矩是正阻尼力矩，反相的是负阻尼力矩，和角度变化同相的力矩是正同步力矩，反相的为负同步力矩。 在电力系统中并联运行的同步发电机， 它稳定运行的必要

8、条件是具有正的阻尼力矩系数和正的同步力矩系数。当阻尼力矩系数为负时， 将会因出现自发增幅振荡而最终失去稳定，而当同步力矩系数为负时， 发电机将出现爬行失步。pss的功能是要提供一个正的阻尼力矩分量以补偿电压调节器avr所产生负阻尼，从而提高系统的动态稳定性。要实现pss 功能的基本原理是要生成一个与转子转速同相的信号。由于功率增量产生转子加速度，所以与电功率相关联的任何量，包括 、 、 pe、p、 f 等都可以作为pss 的输入信号。由于励磁系统具有滞后特性，故用超前、滞后补偿环节来补偿角度。从pss 模型框图来看， pss 由信号输入，信号测量，隔直，超前滞后，比例放大，输出限幅几个环节单元

9、组成。如下图2 3 所示 , （ a）为 avr产生负阻尼时，各相量之间的关系图，（ b）为加入 pss后， pss产生正阻尼，各相量之间的关系图。- 3 - u tk5 g 1 +2k6 e q ut(a)avr 产生负阻尼tpssgu pssd(b) pss产生正阻尼图 23 avr 及 pss产生的阻尼力矩图电力系统稳定器(pss) 作为励磁调节器的一种附加功能，能够有效地增强系统阻尼，抑制系统低频振荡的发生，提高电力系统的稳定性，目前在大多发电机的励磁系统上已得到广泛的应用，成为现代励磁调节器不可缺少的功能之一。2.2静止无功补偿器svc静止无功补偿器 （svc）是一种可以控制无功功率

10、的补偿装置，通常由并联电容器组（或滤波器）和一个可调电感量的电感元件组成。 svc一般被用来控制接入点电压在静、动态过程中维持在一定范围内， 同时还具有一定的稳定系统能力， 因此通常用在枢纽变电站或终端变电站灵活地补偿无功功率，提供随机性调相功能。svc一般是通过晶闸管来实现快速投切电容器或电抗器来运行，有时也与机械控制的电容器或电抗器配合动作来实现上述功能。svc与一般的并联电容器补偿装置的区别是能够跟踪电网或负荷的无功波动，进行无功的实时补偿，从而维持电压稳定，因此 svc通常又用于对冲击性负荷的就地补偿，如用于轧钢机、矿山绞车、电弧冶炼炉、电焊机、电气机车、高- 4 -能加速器、频繁启动

11、的电机等。svc可以分为两个基本类：tsc和 tcr。2.21晶闸管投切电容器（ tsc）型静止无功补偿器晶闸管投切电容器（ tsc）型静止无功补偿器的基本结构如图2 4 所示。 并联电容器被分成合适的几组， 分别由与其串联的双向晶闸管控制投入或切除。每相支路主要由两部分组成，即电容器c和晶闸管sw1和 sw2，另外还有用于限流和防止电容器与系统发生谐振的电感 l（电抗率通常为 6%）。如果晶闸管在电容电压与电网电压相等时导通，那么电容可以在瞬态转换。 tsc静止无功补偿装置具有以下特性：阶跃控制，平均延时半个周期（最大为一个周期），有效地减少暂态电流能抑制谐波产生。图 2 4 tsc 基本结

12、构图在给定时间 t 内流过电容器的电流可以用下式表示：vmvmcos() cos(r t)i (t)cos( t)x lx c x lxcx cvm sin()vcosin( r t)r l( x c x l )r l其中， xc 和 x l 分别是补偿器的容抗和感抗，vm 是电源电压最大瞬时值， 是电容器投入时的电压相角，r 是系统谐振频率 (r =1/ lc), vco 是电容器初始电压。上式是假设系统电阻值与电抗值相比可以忽略而得到的(r 0) ，这种假设对高压传输线路是有效的。如果电容器在电源电压最大时投入，且等于电源电压的峰值（vm （ 90 0 ），那么暂态电流为零。尽管晶闸管投切

13、电容器的理论比较简单，但是它存在很多不足，限制了其应用，无功补偿量不能连续调节，每个电容器组需要各自的晶闸管投切，因此不够经济；晶闸管在不导通时的稳态电压是电源峰值电压的2 倍，晶闸管必须外加保护装置以防止瞬时过电压和过电流。2.22晶闸管控制电抗器（ tcr）型静止无功补偿器晶闸管控制电抗器（tcr）型的结构如图2 5 所示，通常情况下，补偿器也包括固定电容器 c 和低次滤波器（图中没有表示）。每一相包括电感l、晶闸管 sw1和 sw2。- 5 -图 2 5 tcr 结构图相控的 tcr可以得到连续的补偿特性，但是控制过程中会产生奇次谐波。当导通角为 90时，得到全电感。导通角在90 0 1

14、800 变化时，电感量也在变化。增加导通角，则通过电感的基波电流减少，这等效于增加电感，减少其无功的吸收。但是，tcr无功电流的变化也是离散的，即变化不可能小于半个周期。tcr静止补偿器可连制，延时为半个周期，通常没有暂态。 tcr主要缺点就是产生低次谐波，工作在感性时 （即：吸收无功时） 损耗大。电感电流中的基波电流与相移角 的关系：i 1vrms 22sin(2 )l若三相平衡，则每相只产生奇次谐波电流，其幅值为：4vrmssin(k1)sin(k1)sin(k )i k1)2(k1)cos( )x12(kk图 2 6（ a）所示，为了消除低次谐波（3、 5、 7 次），采用接线（消除零序

15、谐波）和滤波器。图26（ b）所示，给出12 脉波接线，这里不需要滤波器，因为5 次和 7 次谐波通过变压器相移抵消。图 2 6 fc-tcr 结构图2.23 tsc+tcr型静止无功补偿器不管无功控制范围的要求，任何静止无功补偿器可以由上面提到的1 个或 2 个补偿器组成（比如： tcr、tsc），如图 2 7 所示。利用tsc装置，补偿无功被合理地分级投入，得到分级的无功变化量。加上 tcr可以得到连续的无功。若需要吸收无功， 则断开全部tsc。通过协调控制tsc和 tcr，可以得到连续无功输出。tsc tcr的静止补偿器是连续控制的，- 6 -特别是没有暂态，谐波含量低（因为可控电感产生

16、的无功相对于总的无功是比较少的），可以连续控制和运行，其缺点是成本高。为降低成本可采用小容量tcr，但是复杂的控制和电容的成本也很高。图 2 7 tsc tcr结构图为了减少补偿器的暂态过程和谐波畸变，提高其动态特性，有人提出了自关断的tsc和 tcr。通过二电平和三电平的自关断补偿器，得到了最佳的结果。2.3 svc 装置的工作原理由于主要研究的是tcr型的 svc，故在这里只介绍tcr型 svc的工作原理及其相关问题。tcr型 svc接线图如图 2 8所示。图 2 8 tcr的接线图tcr 型 svc由并联电容器组( 或滤波器组 ) 和可控硅控制的电抗器组成。tcr型 svc与一般并联电容

17、器补偿装置不同的是能够跟踪电网或负荷的波动无功，进行随机性实时补偿，从而维持电压稳定。svc的补偿原理图如图29所示。- 7 -图 2 9 tcr补偿原理图ql 为负荷无功负荷曲线，qr 为 svc中电抗器吸收的无功功率曲线，随ql 成反比例变化。 qc 为 svc中固定电容器组 ( 或滤波器组 ) 提供的无功功率曲线。qr - qc 为 svc输出的无功功率曲线。与 q l 成反比变化，即实现随机性实时补偿。系统的无功qs = ql + qr - qc 。由于电容器 c为固定值， 所以超前的无功功率qc 为固定值， 当负载滞后而无功功率 ql 变化时，可以连续控制滞后无功功率q r ，使得

18、( qc - qr ) 变化。例如，当 ql 增大时，则晶闸管控制的电抗器消耗的无功功率q r 减小 ; 而 ql 减小时， qr 则增大。即不管负荷的无功功率 ql 如何变化，总要使得系统提供的无功功率qs = ql + qr - qc为常数，以限制电压的闪变。用以控制 qr 的可变电抗器，是由电抗器与各相反并联连接的晶闸管组成。利用晶闸管的相位控制来改变电抗器的电流大小，以达到连续调节电抗器的电抗无功功率qr ;相位控制角可从 90 0 改变到 1800 ，使得 qr ( 基波 ) 从 100%变化到零。 90 0 时吸收的感性无功最大 ( 即短路功率 ), 1800 时吸收的感性无功最小

19、 ( 即空载功率 ) 。由于电抗器几乎是纯感性负荷，因此电流滞后于电压近似90 0 。电流基本上是无功，0 90 0 之间是由于产生不可接受的、含有直流分量的不对称电流，故 90 0 时不用。 tcr型 svc的单线图和电流波形图如图2 10所示。- 8 -图 2 10 tcr 型 svc的单线图和电流波形图控制角增大的影响是减少电流的基波分量，相当于电抗器的电感增加，减少了它所需的无功功率。对基波而言，晶闸管控制的电抗器可看作一个可控的电纳，用下式表示:2() sin 2br ( )x r它的瞬时电流为： i2v (coscost )vx r2sin 2 )基波电流： i 1( 2x r谐波

20、电流为： i n4i1(cos sin nnsin cosn )n(n 21)式中，：控制角 ;：电源额定角速度（rad/s ）n：谐波级次。- 9 -第三章短路故障时pss和 svc对系统暂态稳定性的影响在 matlab/simulink中进行系统建模仿真，通过在输电线路首端设置短路故障点，模拟单相（ a 相）接地短路故障、两相（a 相和 b 相）接地短路故障以及三相接地短路故障时，仿真时间设置为50 秒，得出相应仿真波形，并且分析pss 和 svc对该系统暂态稳定性的影响。系统接线图如图3 1 所示，在该系统图中svc安装在输电线路的电气中点，在与示波器相连的每根连接线上都连有一根与“to

21、 workspace”模块相的连线，目的是将示波器中的波形导入到matlab的 workspace 中，便于分析仿真波形。图 3 1 系统接线图3.1 pss 对系统暂态稳定性的影响发生单相、 两相和三相接地短路故障时，在系统中投入pss前后转子角偏移量的的仿真波形图如图3 2 所示。 pss投入前，转子角偏移量都有较剧烈且较长时间的的震荡，最大偏移量达到1080deg 左右，其中单相接地短路故障的震荡时间在12.5 秒以内，两相和三相接地短路故障的震荡时间在7 秒以内。pss投入后，转子角偏移量的震荡时间都在3 秒以内，最终偏移量稳定在45deg 左右。其中单相接地短路故障的最大振幅为10%

22、左右，两相接地短路故障的最大振幅为40%左右，三相接地短路故障的最大振幅70%左右。由此可得，在发生单相、 两相和三相接地短路故障时，投入 pss能够很好的抑制转子角偏移量的震荡，使转子角偏移量稳定在某一范围内，增强电力系统的稳定性。- 10 -（ a）单相接地短路故障（ b）两相接地短路故障（ c）三相接地短路故障图 3 2 pss 投入前后转子角偏移量的变化图- 11 -发生单相、 两相和三相接地短路故障时，在系统中投入pss前后发电机转速的仿真波形如图 33 所示。 pss投入前，系统中两台发电机的转速都在额定转速周围震荡，其中，发电机 1 的最高转速比额定转速高11%左右，发电机 2

23、的最低转速比额定转速低2.2%左右；发生单相接地短路故障时，两台发电机转速的震荡时间都在12.5 秒以内，发生两相和三相接地短路故障时，两台发电机转速的震荡时间都在7.5 秒以内。 pss投入后，两台发电机的震荡时间都缩短到4 秒以内， 最后稳定为额定转速。其中发生单相、 两相和三相接地短路故障时发电机1 转速的最大振幅分别为0.5%、 0.9%和 1.1%左右，发电机2 转速的最大振幅分别为 0.04%、 0、 08%和 0.12%左右。由此可得，在发生单相、两相和三相接地短路故障时，投入 pss能够很好的抑制发电机转速的震荡，越靠近故障点抑制效果越明显。（a）单相接地短路故障下发电机1 转

24、速的变化（b）单相接地短路故障下发电机2 转速的变化- 12 -（c）两相接地短路故障下发电机1 转速的变化（d）两相接地短路故障下发电机2 转速的变化- 13 -（e）三相接地短路故障下发电机1 转速的变化（f ）三相接地短路故障下发电机2 转速的变化图 3 3 pss 投入前后发电机转速的变化图发生单相、 两相和三相接地短路故障时，在系统中投入pss前后发电机端电压的仿真波形如图 34 所示。pss投入前，发生单相接地短路故障时，两台发电机的震荡时间都在12.5以内，发生两相和三相接地短路故障时，两台发电机的震荡时间都在8 秒以内。 pss投入后，发生单相接地短路故障时，发电机1 端电压的

25、震荡时间在12.5 以内，发电机2 端电压的震荡时间在3 秒以内；发生两相和三相接地短路故障时，两台发电机的震荡时间都缩短在5秒以内。由此可得，发生单相、 两相和三相接地短路故障时，投入 pss能够很好的抑制发电机端电压的震荡，缩短震荡时间，使发电机端电压趋于额定电压，增强电力系统的稳定性。- 14 -(a) 单相接地短路故障下发电机 1 端电压的变化(b) 单相接地短路故障下发电机 2 端电压的变化（c ）两相接地短路故障下发电机1 端电压的变化- 15 -（d）两相接地短路故障下发电机2 端电压的变化（e）三相接地短路故障下发电机1 端电压的变化- 16 -（f ）三相接地短路故障下发电机

26、2 端电压的变化图 3 4 pss 投入前后发电机端电压的变化图3.2 svc 对系统暂态稳定性的影响发生单相、 两相和三相接地短路故障时，在系统中投入svc前后输电线路母线电压的仿真波形如图35 所示。 svc投入前，输电线路母线a 相和 b 相的电压震荡时间都在4 秒以内， c 相的电压震荡时间都在2 秒以内，震荡结束后，a 相电压为额定电压，b 相电压比额定电压高1%左右， c相电压比额定电压低1%左右。 svc投入后， 输电线路母线电压的震荡时间和 svc投入前一样，输电线路母线电压高于svc投入前的电压。其中，震荡结束后，a 相电压比额定电压高1.5%左右，b 相电压比额定电压高6.

27、5%左右，c相电压比额定电压低0.5%左右。（a）单相接地短路故障下线路母线a 相电压变化- 17 -（b）单相接地短路故障下线路母线b 相电压变化（c ）单相接地短路故障下线路母线c 相电压变化- 18 -（d）两相接地短路故障下线路母线a 相电压变化（e）两相接地短路故障下线路母线b 相电压变化- 19 -（f ）两相接地短路故障下线路母线c 相电压变化（g）三相接地短路故障下线路母线a 相电压变化- 20 -（h）三相接地短路故障下线路母线b 相电压变化（i ）三相接地短路故障下线路母线b 相电压变化图 3 5 svc 安装前后输电线路母线电压的变化图发生单相、 两相和三相接地短路故障时

28、，在系统中投入svc前后输电线路输送功率的仿真波形如图3 6 所示。 svc安装前，输电线路输送功率的震荡时间在5 秒以内，震荡结束后，输电线路输送功率稳定在944.5mw左右。 svc安装后，输电线路输送功率的震荡时间和svc安装前一样，输送功率要比svc安装前略有提高。其中，震荡结束后，发生单相、两相和三相接地短路故障时，输电线路的输送功率分别为947.5mw、 949.5mw、 945.5mw左右。- 21 -（ a）单相接地短路故障下输电线路输送功率变化（ b）两相接地短路故障下输电线路输送功率变化- 22 -（ c ）三相接地短路故障下输电线路输送功率变化图 3 6 svc 安装前后

29、输电线路输送功率变化图发生单相、 两相和三相接地短路故障时，在系统中安装svc前后 svc母线电压的仿真波形图如图37 所示。 svc安装前，svc 母线电压的震荡时间都在5 秒以内，震荡结束后，svc母线电压都比额定电压低42%左右。 svc安装后， svc母线电压的震荡时间和svc安装前一样，震荡结束后，svc母线电压都比额定电压高7%左右。（ a）单相接地短路故障下svc母线电压- 23 -（ b）两相接地短路故障下svc母线电压（ c ）三相接地短路故障下 svc母线电压图 3 7 安装 svc前后 svc母线电压变化图发生单相、 两相和三相接地短路故障时，在系统中安装svc前后 sv

30、c补偿的无功功率变化的仿真波形图如图3 8 所示。 svc 补偿的无功功率为系统所需无功功率的额定值，即200mvar。- 24 -图 3 8 安装 svc前后 svc补偿的无功功率变化图3.3svc安装位置的不同对系统暂态稳定性的影响svc安装在输电线路电气端点时的系统接线图如图3 9 所示，svc安装在输电线路电气中点的系统接线图如图3 1 所示。图 3 9 svc 安装在输电线路电气端点时的系统接线图发生单相、两相和三相接地短路故障时，svc分别安装在输电线路电气中点和端点输电线路母线电压变化的比较图如图3 10 所示。 svc安装在输电线路电气中点发生单相、两相和三相接地短路故障时，输

31、电线路母线a 相电压都比额定电压高1.4%左右，输电线路母线b- 25 -相电压比额定电压高6.2%左右，输电线路母线c 相电压比额定电压低0.65%左右， a 相和 b相电压的震荡时间都在5 秒以内， c相电压的震荡时间都在3 秒以内。 svc安装在输电线路电气端点发生单相、两相和三相接地短路故障时，输电线路母线a 相电压都比额定电压高0.4%左右，输电线路母线b 相电压比额定电压高0.2%左右，输电线路母线c 相电压比额定电压低 0.6%左右，电压震荡时间和svc安装在输电线路电气中点时一样。由此可得，发生单相、两相和三相接地短路故障时，svc安装在输电线路电气端点输电线路母线各相电压比svc安装在输电线路电气中点输电线路母线各相电压接近母线各相额定电压，从而增加了输电线路母线各相电压的稳定性。（a）单