电力系统稳定器及其在三峡机组的应用完整

1、电力系统稳定器（PSS）及其在三峡机组的应用彭炜东，薛福文（三峡水力发电厂，湖北宜昌市，443113）摘要：介绍了电力系统稳定器的基本原理及设计方法，针对全国联网对三峡机组 PSS要求，比较了不同类型的电力系统稳定器在三峡机组上的使用情况及存在的问题，最终确定了一种适合的三峡机组的模型。关键词：电力系统稳定器；阻尼；低频振荡；反调作者简介：彭炜东（1968 ）,硕士，男，高级工程师，长期从事励磁系统的检修和维护工作，现从 事水电厂二次设备的管理工作。作者照片：彭炜东（左三）、邵显钧（左一）、王思南（左二）、陈小明（右三）、曾涛（右二）、王波 （右一）在中国电机工程学会大电机专委会励磁分专业委员

2、会（海南三亚会议）上合影。1. 前言随着电力系统的发展，电网的规模不断扩大，大电网存在的问题也逐步显现出来，美国、英国、 意大利等国都相继发生过大规模的停电事故，各国专家对大电网存在的问题也越来越关注，其中大电网的稳定性问题一直是专家们关注的焦点。低频振荡是影响电网稳定性的一个重要因素，对低频振荡的抑制早在70年代就有了比较成熟的方法，其中最典型的就是采用电力系统稳定器（PSS）。2. PSS的基本原理电力系统产生低频振荡的原因很多，其中主要原因是电网构架薄弱，各区域电网之间的阻尼较 小，当系统受到扰动时，会出现功率的振荡，弱阻尼系统不能依靠自身的阻尼来平息振荡，从而使得 振荡得到进一步的放大

3、。因此，要防止低频振荡，就要增加系统的正阻尼，减小负阻尼。有很多方法 都可以达到这个目的，如改善电网结构、改变运行方式、减小联络线的输送功率、调整励磁调节器的 相关参数等，但最为有效且经济的方法是采用电力系统稳定器（PSS）。发电机的励磁控制系统是一个由多个惯性环节组成的反馈控制系统。从励磁调节器的信号测量 到发电机转子绕组，每一个环节都具有惯性，其中主要的惯性是发电机转子绕组。因此，总体来看， 励磁系统是一个滞后环节。正是由于这种滞后性，使得在系统低频振荡时，励磁电流的变化滞后于转子角的变化，加剧了转子角的摆动，也就是提供了负的阻尼。PSS的任务就是抵消这种负的阻尼，同时还要提供正的阻尼。

4、为了便于说明PSS是如何提供正的阻尼的，建立一个3-3平面坐标系，在33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。功率增量AP为机械功率Pm与电功率Pe之差，功率增量产生转子加速度，转子速度3滞后于 加速度90度，而转子角度3又滞后于转子速度90度。在低频振荡中，电压的变化与有功的变化基本是反向的，即 AU与AP

5、反向。由此可以确定各变量在3-3平面的方向如图一所示。当电力系统中 发生功率扰动时，机组的转子角A3要发生变化，但是由于励磁调节器是采用按电压偏差信号-AU进行调节的，经过励磁系统这个滞后环节后，其所产生的电磁力矩T1滞后于A3个角度$ 1,从图中可以看出，T1在3轴上的分量是负值，即其提供负的阻尼。为了消除这种负阻尼，需要提供一个附 加控制信号，这个信号就是PSS信号。以取功率增量作为输入信号的PSS为例来说明其作用原理。功率增量AP与A3反向，从图中可以看出，要使机组稳定运行并使最后合成的电磁转矩T在3轴上的分量为正值，即提供正的阻尼，则由PSS调节信号产生的电磁力矩 T2必须落在第I象限

6、，因此，必须对PSS的输入信号 AP提供一个相位滞后。图中$ 2为PSS环节本身对特定频率的输入信号产生 的相位移，是一个滞后角度，03是励磁系统对PSS调节信号APSS产生的相位滞后角度。从图中可知,只要适当调整PSS输出信号的相位及放大倍数，就可以使最后的合成电磁力矩提供正的阻尼力矩及正的同步力矩。Pe图一：在33平面的 PSS原理示意图从本质上讲，引入 PSS是为了补偿励磁调节器对机电振荡产生的负阻尼，以提高系统的动态稳 定性。因此，在原理上，PSS的输入信号可以是与电功率有关联的任何量，包括A3、A3、Pe、AP、A f等。但不同的输入信号其处理方法及相应存在的问题是不同的。测轴转速的

7、PSS原理上是用A3为输入信号，它在使用中的问题是发电机轴上通常都有轴系扭转，使得信号的测量和处理比较复杂；以过剩功率A P为输入信号的PSS效果可以与测轴转速的 PSS相当，它的缺点是机械功率的测量 与模拟都较复杂，一般情况下输入信号上止一个；测电功率Pe的PSS实际上是在测过剩功率的情况下假定机械功率不变而得到的，在使用上效果也不错，只是在原动机功率变化时会出现反调现象,般采用的方法是在调原动机功率时将测电功率的PSS闭锁；测机端电压频率厶f的PSS克服了测轴转速PSS信号处理上的困难，但由于发电机电抗的影响， f与频差厶3不完全一致， 因而效果上稍差。标准的PSS模型一般由如图所示的几个

8、环节组成，这也是被IEEE及IEC推荐的标准模型。放大及自动复位环节限幅环节图二：标准PSS结构框图信号采集环节对输入的信号进行变换处理，是一个惯性环节，会产生一定的时延。一般来说， 希望由该环节产生的延时越小越好，但同时需要将输入信号中的白噪声抑制在一定的范围内，因此其值也不可太小。可根据现场情况进行调整。高频滤波环节是用于抑制发电机有关振荡的，经过信号采集环节变换后的主信号的频率都不大 于3Hz。所以在由PSS所构成的闭环回路中，称频率大于3Hz的信号为高频信号。这种高频信号会有信号采集环节输出主信号中所夹杂的脉动、白噪声以及频率不小于 4Hz的机组轴系扭振信号。高频滤波环节对机组的安全运

9、行，尤其是对抑制扭振信号的破坏作用至关重要。其设计原则，首先必须把 机组轴系扭振信号、信号采集环节输出的脉动及白噪声的幅值抑制到较低的水平，同时必须保证幅值为3Hz的信号输出不会太小，这就得把其幅频曲线在带宽频率（即低通截止频率）附近的斜率调试得越 小（即曲线越陡）越好。高频滤波环节的低通截止频率设计值通常为3.53.8Hz。一般为了调试方便，在设计中可采用了两级滤波方式。两级超前一滞后补偿环节。这种补偿器的实质是一种比例系数为1的带有惯性的比例微分环节，每一级补偿器的最大补偿角通常设计为70°左右。称（或T3）为超前时间常数，T2（或T4）为滞后时间常数。视现场需要，补偿器可为一级

10、，也可为三级。T2及T4的取值主要根据前述滤波器带宽频率附近的幅频曲线陡度而定，若曲线越陡，取值应越大。Ti及T3的整定值决定于励磁控制系统 （含前述信号采集环节及滤波器）所造成的振荡反馈信号的滞后程度，即要求出超前补偿的角度。图二中的放大环节是指调节器中的Ks,其实质是一个比例放大环节。Ks的大小主要取决于上述信号采集环节、滤波环节及补偿环节对主信号的衰减程度；该值的大小还表征着由 PSS所构成闭环回路的开环增益，它与根轨迹增益仅差一个由传感器、滤波器及补偿器增益构成的比例系数，因此直接 影响着该回路的调整时间、上升时间及超调量等动态性能。自动复位环节是指图中的1 ST6部分，实质是一个带有

11、惯性的微分环节，可改写为ST51 ST51 ST5，相当于是一个单位环节和一个负输出惯性环节的并联，是一组阻隔各类漂移信号通过的隔 直”电路，只有交流主信号经过时，才允许通过，否则便把输出回路自动关闭，国内习惯把该电路称为自动复位器，在IEEE及IEC标准文件中称为冲洗器，T5为冲洗时间常数。该时间常数整定值越大，此环节对主信号的干扰就越小，但PSS对电压调节回路的影响也越大。上述标准型PSS可用于抑制可能发生的局部电机与系统间的振荡、区域间振荡及机组间振荡。局部电机与系统间的振荡是指同一电厂一台或多台电机与系统间发生的摆动，频率一般为0.72Hz。对于具有静止励磁装置（可控硅整流励磁）的励磁

12、系统，由于响应速度快，引发这种可能性大，因此必 须装设PSS。区域间振荡是指系统中一个区域的机组群与另一区域机组群所发生的摆动，频率一般不 大于0.5Hz。为抑制该类振荡，对于各类励磁系统应配置PSS。机组间振荡是指同一电厂或相邻电厂两台以上机组间的相互摆动，频率一般为1.53Hz。由于该类振荡的频率较高，受高频滤波器的影响， 对该类振荡的抑制作用可能会不及对前两类振荡的抑制效果来得明显。为了避免机组轴系扭振信号不经过PSS而形成闭环回路，使扭振迅速发展到对机组具有破坏性的程度，必须采用励磁系统及发电机的精确模型来分析机组的扭振信号，以便高频滤波器能抑制扭振信号。3. PSS在三峡机组的应用三

13、峡电站设计总装机 26台，总装机容量1820万KW，其中左岸电站装机 14台，右岸电站 装机12台，计划于2021年全部建成投产发电，总装机容量目前为世界第一。三峡左岸电站已有 八台机组投产发电，其实际装机容量及年发电量目前已跃居全国第一，共设计有8回出线，一回接至四川万县，三回接至湖北龙泉换流站，三回接至湖北江陵换流站，一回备用，成为联结川渝、华中、华东及南方电网的枢纽，在全国电网中起着举足轻重的作用。因此，三峡机组的稳定运行 对全网的安全运行有着至关重要的作用。国家电网公司的仿真计算表明，三峡机组PSS的投退与否以及其对低频段振荡抑制作用的好坏对川渝、华中电网的潮流及全国联网的安全性有重要

14、影响。华中电网2004年底网架结构I 聊城扇皂宛沁北获嘉仓颉孝感姚甬万县凤凰山崗市昌西新余五弓虽溪民丰 口 i| .Fl Al Eil葛大江 葛换笑SB画- 辛安卿。沙坪云田|_ 政平；觀窃宜亟1南桥/样符漂河HD嗣网丨三峡左一_ _ 鹅城江陵牡丹嵩山双河 龙泉玉贤下王太图三：华中电网2004年底网架结构图三峡左岸电站目前有两种类型的发电机组，一种由ALSTOM公司提供，另一种由 VGS联营体提供，这两种机组的参数略有不同。两种机组均采用同一厂家的励磁系统，励磁方式为自并 励可控硅静止励磁，励磁调节器采用PID附加PSS的调节方式，机组及励磁系统的相关参数如表一及表二所示。表一：发电机组参数序

15、 号参数名称数值单位备注VGSABB额定容量777.8777.8MVA取大容量840840MVA最大容量时功率因数0.90.9额定电压2020KV额定功率因数0.90.9额定频率5050Hz相数33额定转速7575R/mi n定子绕组连接方式YY直轴冋步电抗Xd0.97/0.881.05/0.950.939/0.8351.014/0.902不饱和/饱和，额定容量时 不饱和/饱和，最大容量时直轴瞬变电抗X'd0.32/0.300.35/0.320.315/0.2950.340/0.319不饱和/饱和，额定容量时 不饱和/饱和，最大容量时直轴超瞬变电抗X”d0.22/0.200.23/0.

16、210.240/0.2000.259/0.216不饱和/饱和，额定容量时 不饱和/饱和，最大容量时直轴瞬变开路时间常数 T' do11.110.1直轴瞬变短路时间常数 T'd4.03.2定子绕组短路时间常数 Ta0.320.28励磁绕组对地电容2.60.55uF励磁绕组自感0.943H定子绕组对地电容1.351.81uF/相转子绕组电阻0.096430.1144VGS 90 C时，ABB 130 C时表二：励磁系统参数序号参数名称数值单位备注VGSABB空载励磁电压211191.8V空载励磁电流21902352A负载励磁电压364/409475.9/497.1V额疋容量时/最大

17、容量时负载励磁电流3779/39404158/4345A额疋容量时/最大容量时励磁顶值电压12801556V励磁顶值电流78808690A允许强励时间2020S励磁顶值电流下单桥退出，允许工作时间> 20> 20S励磁顶值电流下电压响应时间< 0.03W 0.03S转子过电压值W 0.5UsW 0.5U sUs为绕组出厂对地耐压试验 时的电压幅值年不可利用率< 0.05%W 0.05%首次故障间隔时间>30000>30000h使用寿命> 20> 20y平均故障间隔时间>50000>50000h（全文待续）电力系统超临界机组控制的综述1

18、. 对超临界机组控制系统的讨论随着电力系统的发展， 600MW 超临界机组已经成为我国电力行业的主力机 组，但由于超临界机组的直流运行特性、 变参数的运行方式、 多变量的控制特点， 与亚临界汽包炉比较在控制上具有很大的特殊性， 因此对超临界机组的运行方式 和控制策略应进行必要的讨论。超临界机组的运行特性22 中国最大 的资 料库 下载c），水完全汽化会在一瞬间完成，即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、 水共存的二相区存在 ,二者的参数不再有区别。 由于在临界参数下汽水密度相等， 因此在超临界压力下无法维持自然循环即不能采用汽包锅炉， 直流锅炉成为唯一 型式。22 中国最大 的资 料库下载

19、22.c n 中国 最大的资料库下载超临界锅炉与亚临界自然循环锅炉的结构和工作原理不同，启动方法也有较 大的差异，超临界锅炉与自然循环锅炉相比，有以下的启动特点：设置专门的启动旁路系统直流锅炉的启动特点是在锅炉点火前就必须不间断的向锅炉进水，建立足够 的启动流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其得到冷却。 一般高参数大容量的直流锅炉都采用单元制系统， 在单元制系统启动中， 汽轮机 要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50C以上的热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结， 造成汽轮机的水冲击， 因此直流炉需要设置专门 的启动旁路系统来排除这些不合格的工质。配置汽水分离器和疏水回收

20、系统超临界机组运行在正常范围内，锅炉给水靠给水泵压头直接流过省煤器、水 冷壁和过热器， 直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷， 直流最小负 荷一般为 25%45%。低于该直流最小负荷，给水流量要保持恒定。例如在20%负荷时，最小流量为30%意味着在水冷壁出口有 20%的饱和蒸汽和 10%的饱和水，这种汽水混合物必 须在水冷壁出口处分离， 干饱和蒸汽被送入过热器， 因而在低负荷时超临界锅炉 需要汽水分离器和疏水回收系统， 疏水回收系统是超临界锅炉在低负荷工作时必 需的另一个系统，它的作用是使锅炉安全可靠的启动及其热损失最小。 启动前锅炉要建立启动压力和启动流量如前所述，锅炉负荷小于 35

21、%时，超临界锅炉运行在最小水冷壁流量，所产 生的蒸汽要小于最小水冷壁流量， 汽水分离器湿态运行， 汽水分离器中多余的饱 和水通过汽水分离器液位控制系统控制排出。内置式汽水分离器的干态运行当锅炉负荷大于 35%以上时，锅炉产生的蒸汽大于最小水冷壁流量，过热蒸汽通过汽水分离器，此时汽水分离器为干式运行方式，汽水分离器出口温度由煤水比控制，即由汽水分离器湿态时的液位控制转为温度控制。行运态干湿器离分水汽XXXX 发电有限责任公司电力系统稳定器（ PSS）动态投运试验方案中国电力科学院xxx 电力试验研究所xxxx 年 xx 月 xx 日审定：编写：1. 试验目的XX 电厂两台发电机使用东方电机厂生产

22、的 300MW 发电机，励磁调节器为 英国罗罗公司生产的 TMR-A VR 型微机励磁调节器，励磁系统采用自并励静止 可控硅励磁方式， 属快速励磁系统， 由于联网运行时对系统动态稳定影响较大， 应尽快将励磁系统中电力系统稳定器（PSS）投入运行，以抑制可能出现的电力系 统低频振荡，提高电力系统稳定性。2编制依据本方案按照中华人民共和国电力行业标准DL/T650-1998大型汽轮机自并励静止励磁系统技术条件有关要求编制。3. 组织措施 为保证试验顺利进行，成立领导小组和试验小组。人员组成如下：3.1 现场试验领导小组 组长： 副组长：成员：3 2 现场试验专业组组长：成员：4发电机励磁系统简介X

23、X电厂2台发电机的励磁系统为机端自并励方式，励磁调节器和整流装置 由英国 Rools- Royce 公司制造，是三模冗余静态励磁系统。自动调节方式为 PID+PSS。 PSS输入信号为 P有功信号。4.1 主要设备参数4.1 .1 发电机参数制造厂：东方电机厂额定功率： 300MW型 号： QFSN-300-2-20额定电压： 20kV 额定电流： 10190A 额定功率因数 :0.85额定励磁电压 :463V实测值额定励磁电流 :2203 A实测值空载励磁电压 : 169V实测值空载励磁电流 : 815A实测值最大励磁电压： 489V实测值励磁绕组电阻（15 ° c）: 0.156

24、1 Q纵轴同步电抗Xd （非饱和值）199.7%纵轴瞬变（暂态）电抗Xd'（非饱和值/饱和值）26.61%/29.57%纵轴超瞬变（次暂态）电抗Xc”（非饱和值/饱和值）16.18%/17.59%横轴电抗Xq （非饱和值）193%横轴瞬变（暂态）步电抗Xq'（非饱和值/饱和值）37%/41.77%横轴超瞬变（次暂态）电抗 Xq”（非饱和值/饱和值）17.5%/20.73%负序电抗X2 （非饱和值/饱和值）19.74%/21.46%励磁变压器一次额定电压：20 kV二次额定电压：0.94 kV漏抗（短路电压）：6 %互感器变比发电机定子电流 CT变比：15000A/5A发电机定子

25、电压 PT变比：20000V/100V4. 2 PSS投运频率响应试验的AVR PSS频谱分析仪关系框图Kp = 40/50（满载/ 空载）， Ki = 0.08 , Kd = 0.04, Ti = 0.08s, Td = 0.04s白噪声信号5 试验前准备工作5.1 试验使用仪器型号生产厂备注HP3582A频谱仪美国HP公司频谱分析WFLC电量分析仪中国电科院录波FLC-1测试仪中国电科院变换、加直流信号其它常规仪器5.2 将励磁调节器监视用计算机通过 RS-232串口与被试调节器联接，以便试 验时修改定值，并实时监视试验过程中调节器各参数的变化情况。5.3 集控室设专人监视各参数，准备两对

26、对讲机，用于试验时通讯联络。5.4 调度中心负责编写调度方案并安排试验时省网运行方式。现场安全措施由 禹州电厂负责安排。5. 5 XX电厂PSS静态投运试验完成。5.6 PSS参数根据系统计算和静态试验的结果，确定好预备整定的参数。5. 7 PSS频率响应试验时，PSS模拟信号输入在 AVR底板背面的TB2L，TB2H和TB2D端子上，端子01为正，02为负。三个通道要同时加入白噪声信号。6. 录波量测点配置试验时对下列各电气量进行测量或录波6.1发电机定子电压：频率响应特性测试时，经变送器变换为直流电压后送至 频谱分析仪；阶跃响应试验时，接入 WFLC分析仪。6.2发电机三相电压、三相电流：

27、取自调节器屏上。6.3发电机转子电压Ul:取自调节器屏上输出。6.4发电机转子电流II:取自调节器屏上输出。6.5 阶跃响应试验输入信号、录波输出信号接线见下图机端电压Uab一WFLC转子电压Ul电量转子电流Il分析仪6.6 阶跃响应试验方法调节器自动通道运行。 发电机电压在额定值。 在 Miscellaneous 中，在 Step Size For Digital Step 中输入阶跃量为 0.05 (5%)，然后点击 Assert Digital Step框中的向下箭头为负阶跃，使机端电压降至 0.95UN ，同时启动录波。 点击 Assert Digital Step 框中的向上箭头返回

28、原整定值，进行 +5% 阶跃 试验，同时启动录波。7试验内容及步骤7.1 负载时动态试验在线无补偿励磁系统频率响应特性测试 发电机并网运行，有功功率接近额定，分别在励磁调节器后背板上TB2D、TB2H TB2L端子排的01、02号端子上用HP3582A频谱仪加入噪声信号，将发 电机PT三相电压接入FLC-1测试仪中，将噪声信号和FLC-1输出接入HP3582A 的 A、 B 端， PSS 参数选择中的 Inhibit PSS 应为 0(表示投入 PSS)， EnableVoltage High Level 应为 1.1 标幺值， Enable Voltage Low Level 应为 0.90

29、 。 在上述条件满足后，选择 PSS按钮，PSS开始运行。逐步增大HP3582A勺噪声 输出电平，使发电机电压波动，但不超过 2%，实测励磁系统无补偿频率响应特 性曲线，重点记录相频特性和幅频特性中 0.1Hz2Hz范围内相位滞后角E及 增益变化。7. 2. 3 在线有补偿励磁系统频率响应特性仿真PSS 中的各项参数先按英国罗罗公司调试时给定值给定。隔直环节(Washingout)时间常数T1=1.5，PSS平均电功率时间常数(相当于一级隔直环节）Te=10,三极超前/滞后（LEAD/LAG）环节时间常数分别为 T2=0.2、T3=4、 T4=0.12、T5=0.1、T6=0.8、T7=1.1。限幅值 VSTmin =VSTmax=0.05标幺值，PSS 投入有功闭锁取0.3标幺值，PSS增益取2，PSS延时取0.14。根据以上参数， 计算PSS相频特性和幅频特性，得到0.1Hz2Hz范围内相位滞后角相频特性中 0.1Hz 2H