励磁系统与PSS试验

技术讲座讲稿 励磁系统与PSS 2004年10月 1. 前言 根据我国国家标准GB/T 7409.1～7409.3-1997 “同步电机励磁系统”的的定义， 同步电机励磁系统是“提供电机磁场电流的装置，包括所有调节与控制元件，还有磁场放电或灭磁装置以及保护装置”。励磁控制系统是包括控制对象的反馈控制系统。励磁控制系统对电力系统的安全、稳定、经济运行都有重要的影响。我国国家标准和行业标准都对励磁控制系统提出了具体的。这里，就励磁系统分类、对励磁控制系统的要求、励磁控制系统与电力系统稳定的关系、电力系统稳定器等几个问题和大家一起进行讨论。 2. 励磁系统分类 同步电机励磁系统的分类方法有多种。主要的方法有两种，即按同步电机励磁电源的提供方式分类和同步电机励磁电压响应速度分类两种分类方法。 按同步电机励磁电源的提供方式不同，同步电机励磁系统可以分为直流励磁机励磁系统，交流励磁机励磁系统和静止励磁机励磁系统。 按同步电机励磁电压响应速度的不同，同步电机励磁系统可以分为常规励磁系统、快速励磁系统和高起始励磁系统。 2.1 直流励磁机励磁系统 由直流发电机（直流励磁机）提供励磁电源的励磁系统叫直流励磁机励磁系统。它主要由直流励磁机和励磁调节器组成。早期的中小容量的同步电机的励磁调节器从发电机的PT(电压互感器)和CT（电流互感器）取得电源；较大容量的同步电机的励磁调节器的电源有时经励磁变压器取自发电机端时，此时，励磁变压器也是主要组成部分（图2-1）。 同步电机的励磁电源是直流励磁机的输出，励磁调节器根据发电机运行工况调节直流励磁机的输出，从而调节发电机的励磁，满足电力系统安全、稳定、经济运行的要求。 直流励磁机主要采用由原动机拖动与主发电机同轴的拖动方式，少数（主要是备用励磁机）为由异步电动机非同轴的拖动方式。直流励磁机的励磁方式，主要有它励、自并励和自励加它励三种方式 。它励方式的直流励磁机的励磁全部由励磁调节器提供；自并励方式的直流励磁机的励磁全部由直流励磁机本身提供，励磁调节的任务是通过调节与励磁绕组相串联的电阻的大小来实现的；自励加它励方式的直流励磁机的励磁，一部分由励磁调节器提供，一部分由直流励磁机本身提供。励磁调节器提供的励磁安-匝与总励磁安-匝之比称为自励系数。早期的直流励磁机还有采用副励磁机做它励电源的，现在已不再采用了。 由于直流励磁机是与主发电机同轴旋转，对于汽轮发电机来说，速度较高，受换向器（整流子）的限制，容量不能做得太大。我国生产的、使用直流励磁机励磁系统的汽轮发电机的最大容量为125MW。对于水轮发电机来说，速度较低，直流励磁机的容量可能做得大一些，我国生产的、使用直流励磁机励磁系统的水轮发电机的最大容量达到300MW。随着电力电子技术的发展和在电力工业中的应用，直流励磁机励磁系统，我国新投产的100MW及以上的发电机已不再使用直流励磁机励磁系统了。 1-发电机定子 4-灭磁电阻 7-手动调节电阻 2-发电机励磁绕组 5-直流励磁机 8-强励开关 3-灭磁开关 6-直流励磁机励磁绕组 9-自动励磁调节器 图 2-1 直流励磁机励磁系统原理图 2.2 交流励磁机励磁系统 由交流发电机（交流励磁机）提供励磁电源的励磁系统叫交流励磁机励磁系统。交流励磁机为50～200Hz的三相交流发电机，交流励磁机的三相交流电压经三相全波桥式整流装置整流后变为直流电压，向同步发电机提供励磁。 交流励磁机的拖动方式为由原动机拖动与主发电机同轴的拖动方式。交流励磁机的励磁方式绝大部分为它励方式，只有极少数采用复励（有串激绕组）方式。 根据整流装置采用的整流元件的不同，交流励磁机励磁系统可分为交流励磁机不可控整流器励磁系统和交流励磁机可控整流器励磁系统。 交流励磁机不可控整流器励磁系统 交流励磁机不可控整流器励磁系统一般由交流励磁机、不可控整流装置、励磁调节器和交流副励磁机等组成（图2-2）。 同步发电机的励磁电源是交流励磁机的输出。不可控整流装置将交流励磁机输出的三相交流电压转换成直流电压，励磁调节器根据发电机运行工况调节交流励磁机的励磁电流和输出电压，从而调节发电机的励磁，满足电力系统安全、稳定、经济运行的要求。励磁调节器从同轴副励磁机取得电源。副励磁机一般为350～500Hz的中频永磁交流发电机。 有些交流励磁机不可控整流器励磁系统的励磁调节器，不是从同轴副励磁机取得电源，而是通过励磁变压器从发电机机端取得电源，此时，励磁变压器也是主要组成部分（图2-2虚线所示）。 励磁调节器的电源由同轴副励磁机供给时简称为三机系统；励磁调节器的电源通过励磁变压器由发电机供给时简称为两机系统。两机系统中励磁调节器的最大输出电压与发电机的机端电压的大小成正比。 1-副励磁机 2-调节器功率单元 3-主励磁机励磁绕组 4-主励磁机 5-静止整流器 6-发电机 7-电压互感器 8-电流互感器 K-灭磁开关 R-灭磁电阻 图 2-2 交流励磁机不可控整流器励磁系统原理图 当不可控整流装置为静止整流装置时，称为交流励磁机不可控静止整流器励磁系统，一般简称为交流励磁机静止整流器励磁系统。此时，交流励磁机的励磁绕组在转子上，与发电机转子及副励磁机转子同轴同速旋转。交流励磁机的电枢、 不可控整流装置和励磁调节器都是静止的。 交流励磁机静止整流器励磁系统中的交流励磁机和发电机都需要配滑环、炭刷。又称为有刷励磁(系统)。但是交流机本身没有换向问题，因此，其容量不受限制。但是，由于旋转部件较多，励磁系统发生故障的可能性也较多。同时，由于轴系长，轴承座较多。容易引起机组振动超标，轴系稳定问题应引起注意。 当不可控整流装置采用旋转整流器时，称为交流励磁机不可控旋转整流器励磁系统，一般简称为交流励磁机旋转整流器励磁系统。此时，交流励磁机的励磁绕组在定子上，电枢绕组在转子上。励磁调节器是静止的，交流励磁机的励磁绕组也是静止的。交流励磁机的电枢绕组、副励磁机转子、不可控整流装置与发电机转子同轴同速旋转。交流励磁机和发电机都不需要配滑环、炭刷，因此，这种励磁系统又称为无刷励磁系统。 无刷励磁系统的主要特点是： 交流励磁机和发电机都没有滑环、炭刷，励磁容量可以不受限制； 没有滑环、炭刷，运行维护方便； 没有滑环、炭刷，不会产生火花，可以使用于有易燃、易爆气体的场合； 没有滑环、炭刷，不会产生炭粉和铜末，因而不会导致电机绕组的绝缘被污染而降低绝缘水平。 三机系统和两机系统都可以是无刷励磁系统。 交流励磁机不可控整流器励磁系统是目前我国电力系统中使用最多的励磁系统。 交流励磁机可控整流器励磁系统 交流励磁机可控整流器励磁系统由三相可控整流桥、发电机的励磁调节器、交流励磁机及其自励恒压装置（系统）组成（图2-3）。 同步电机的励磁电源是交流励磁机的输出。可控整流装置将交流励磁机输出的三相交流电压转换成直流电压，励磁调节器根据发电机运行工况调节可控整流器的导通角，调节可控整流装置的输出电压，从而调节发电机的励磁，满足电力系统安全、稳定、经济运行的要求。 这种励磁系统也称为它励可控硅励磁系统。 ZLH—交流主励磁机自励恒压系统 KZ--可控整流桥 FLQ--发电机转子 F--发电机定子 YH--电压互感器 LH-电流互感器 图2-3 交流励磁机可控正流器励磁系统原理图 在我国使用的交流励磁机可控整流器励磁系统，绝大部分是随发电机一起从俄罗斯和捷克等国家进口的。发电机容量从200MW～1000MW不等。国内基本没有正式生产这种励磁系统。 2.3 静止励磁机励磁系统 静止励磁机是指从一个或多个静止电源取得功率，使用静止整流器向发电机提供直流励磁电源的励磁机。由静止励磁机向同步发电机提供励磁的励磁系统称为静止励磁机励磁系统。 静止励磁机励磁系统分为电势源静止励磁机励磁系统和复合源静止励磁机励磁系统。 电势源静止励磁机励磁系统又称为自并励静止励磁系统，有时也简称为机端变励磁系统或静止励磁系统。同步电机的励磁电源取自同步电机本身的机端。它主要由励磁变压器、自动励磁调节器、可控整流装置和起励装置组成（图2-4）。励磁变压器从机端取得功率并将电压降低到所要求的数值上；可控整流装置将励磁变压器二次交流电压转变成直流电压；自动励磁调节器根据发电机运行工况调节可控整流器的导通角，调节可控整流装置的输出电压，从而调节发电机的励磁，满足电力系统安全、稳定、经济运行的要求；起励装置给同步电机一定数量（通常为同步电机空载额定励磁电流的10～30%）的初始励磁，以建立整个系统正常工作所需的最低机端电压，初始励磁一旦建立起来，起励装置就将自动退出工作。 从厂用电系统取得励磁电源的可控整流器励磁系统，当其电压基本稳定，与发电机端电压水平基本无关时，可以看作为它励可控硅励磁系统；当厂用电系统电压与发电机端电压水平密切相关时，看作为自并励静止励磁系统。 自并励静止励磁系统的主要优点是： 无旋转部件，结构简单，轴系短，稳定性好； 励磁变压器的二次电压和容量可以根据电力系统稳定的要求而单独。 响应速度快，调节性能好，有利于提高电力系统的静态稳定性和暂态稳定性。 自并励静止励磁系统的主要缺点是，它的电压调节通道容易产生负阻尼作用，导致电力系统低频振荡的发生，降低了电力系统的动态稳定性。但是，通过引入附加励磁控制（即采用电力系统稳定器--PSS）, 完全可以克服这一缺点。电力系统稳定器的正阻尼作用完全可以超过电压调节通道的负阻尼作用，从而提高电力系统的动态稳定性。这点，已经为国内外电力系统的实践所证明。 美国GE公司生产的称为GENERREX-PSS的励磁系统在我国也有应用。其接线图如图8所示。这是一个性能上介于自并励静止励磁系统和它励可控硅励磁系统之间的励磁系统。发电机的励磁功率由定子绕组槽内的三根附加线棒（称为P线棒）提供的。三根P线棒分别放置在定子上相互为120°空间几何角度的三个槽内，组成的线圈切割气隙磁通，产生基频电势。基频电势被接到励磁变压器的一次侧。励磁变压器的二次电压接到可控整流装置，整流后向发电机提高励磁。 复合源静止励磁机励磁系统又称为自复励静止励磁系统，它采用电压源整流变压器和电流源整流变压器两种整流变压器。 复合源静止励磁机励磁系统主要有三种形式 整流器直流侧两个电源串联、电压相加； 整流器交流侧两个电源并联、电流相加； 整流器交流侧两个电源串联、电压相加。 国产水轮发电机上曾采用过整流器交流侧两个电源串联、电压相加的复合源静止励磁机励磁系统，进口水轮发电机上曾采用过整流器直流侧两个电源串联、电压相加的复合源静止励磁机励磁系统。现在已经基本上不再采用复合源静止励磁机励磁系统了。 KZ-可控整流桥 FLQ-发电机转子 F-发电机定子 YH-电压互感器 LH-电流互感器 LB-励磁变压器 图2-4 自并励静止励磁系统 按同步电机励磁电压响应速度的不同，同步电机励磁系统可以分为常规励磁系统、快速励磁系统和高起始励磁系统。 常规励磁系统是指励磁机时间常数在0.5s左右及大于0.5s的励磁系统。直流励磁机励磁系统，无特殊措施的交流励磁机不可控整流器励磁系统都属于常规励磁系统。 快速励磁系统是指励磁机时间常数小于0.05s的励磁系统。交流励磁机可控整流器励磁系统，静止励磁机励磁系统都属于快速励磁系统。 高起始励磁系统是指发电机机端电压从100%下降到80%时，励磁系统达到顶值电压与额定负载时同步电机磁场电压之差的95%所需时间等于或小于0.1s的励磁系统。这种励磁系统主要是指采用了特殊措施的交流励磁机不可控整流器励磁系统。所采用的措施主要为加大副励磁机容量和增加发电机磁场电压（或交流励磁机励磁电流）硬负反馈。直流励磁机励磁系统在采用相应措施后也可达到或接近高起始励磁系统。 3. 国家标准和行业标准对励磁系统和励磁控制系统的基本要求 励磁系统和励磁控制系统的含义不同。励磁系统是“提供电机磁场电流的装置，包括所有调节与控制元件，还有磁场放电或灭磁装置以及保护装置”，而励磁控制系统则是包括所有调节与控制元件和控制对象(同步电机)的反馈控制系统，不包括那些不参与调节与控制的元件如灭磁装置等。 励磁系统的国家标准GB/T 7409.1～7409.3-1997 “同步电机励磁系统”对励磁系统的基本性能做出了规定，主要有 3.1 当同步发电机的励磁电压和电流不超过其额定励磁电压和电流的1.1倍时，励磁系统应保证能连续运行。 3.2 励磁顶值电压应根据电网情况与发电机在电网中的地位确定，但必须： 励磁系统顶值电压的倍数： a. 100MW及以上汽轮发电机不低于1.8倍； b． 50MW及以上水轮发电机不低于2.0倍； c． 其他不低于1.6倍。 3.3 对于用电势源静止励磁机的系统,其励磁顶值电压倍数应按发电机端正序电压为额定值80％时计算。 3.4 励磁系统允许强励时间应不小于10s。 3.5 励磁系统标称响应 50MW及以上水轮发电机和 100MW及以上的汽轮发电机励磁系统的标称响应不低于 2单位／秒；其他不低于1单位／秒。 3.6 自动电压调节器应保证能在发电机空载额定电压的70%～110%范围内进行稳定、平滑地调节。 3.7 励磁系统的手动控制单元，应保证同步发电机磁场电压能在空载磁场电压的20％到额定磁场电压的110％范围内稳定地平滑调节。 3.8 同步发电机在空载运行状态下，自动电压调节器和手动控制单元的给定电压变化速度每秒不大于发电机额定电压的1％，不小于0.3％。 3.9 励磁系统应保证同步发电机端电压调差率（无功电流补偿率）： 半导体型士10％ 电磁型土5％ 3.10 励磁系统应保证同步发电机端电压静差率： 半导体型士1％ 电磁型土3％ 3.11 励磁系统应保证在发电机空载运行状态下，频率变化1％时，端电压变化率： 半导体型士0.25％ 电磁型士2％ 3.12 在空载额定电压情况下，当发电机给定阶跃为土 10％时，发电机电压超调量应不大于阶跃量的50％，摆动次数不超过3次，调节时间不超过10ｓ。 3.13 当同步发电机突然零起升压时，自动电压调节器应保证其端电压超调量不得超过额定值的15％，电压摆动次数不超过3次，调节时间应不超过10ｓ。 3.14 自动电压调节器按用户要求可以全部或部分装设以下附加功能： a．远方或就地给定装置； b．电压互感器断线保护； c．负载电流（无功或有功）补偿； d．过励限制； e．欠励限制； f．伏赫比（V／Hz ）限制； g.电力系统稳定器（ ＰＳＳ）； h．过励磁保护； i．其他附加功能。 3.15 当磁场电流小于1.1倍额定值时，磁场绕组两端所加的整流电压最大瞬时值不应大于规定的磁场绕组出厂试验电压幅值的30％。 3.16 同步发电机磁场回路使用功率整流器的励磁系统应装设转子过电压保护，并在运行中可能发生有害过电压情况下可靠地动作。无刷励磁系统叮以不加装转子过电压保护装置。 3.17 励磁系统应有自动灭磁功能。能在下述工况可靠的灭磁： a．发电机运行在系统中，其磁场电流不超过额定值，定子回路外部短路或内部短路； b．发电机空载； c．发电机空载强励。 3.18 使用功率整流器的励磁系统中的功率整流器，其并支路数等于或大于4，而有1/4支路退出运行时，应保证包括强励在内的所有运行工况所需的励磁电流，其1/2支路退出运行及并联支路数小于4，而有一条支路退出运行时，应保证同步发电机额定工况连续运行所需励磁电流。 3.19 静止励磁系统应能可靠起励，起励电源可采用直流或交流整流电源。 3.20 励磁系统中设有必要的信号及保护装置，以防止和监视励磁系统各种故障扩大。 3.21 励磁系统控制柜的噪声应不大于 80 d b (Ａ）。 3.22 励磁系统平均强迫切除率应不大于0.2％。 4. 励磁控制系统的主要任务 同步发电机尤其是大型同步发电机的励磁控制系统对电力系统的安全稳定运行有重要的影响。励磁控制系统的任务虽然可以很多，但其主要任务（在可靠性高的前提下）是维持发电机（或其他控制点例如电厂高压侧母线）的电压在给定值水平上和提高电力系统运行的稳定性。 4.1 同步发电机励磁控制系统的最基本和最主要的任务是维持发电机电压在给定水平上 同步发电机励磁控制系统可以完成许多任务，但其中最基本和最重要的任务是维持发电机端（或指定控制点）电压在给定的水平上。我国国家标准规定，自动电压调节器应保证同步发电机端电压静差率小于1%。 这就要求励磁控制系统的开环增益（稳态增益）不小于100p.u（对水轮发电机）或200p.u（对汽轮发电机）。 把发电机端电压维持在把维持电压水平看作励磁控制系统最基本最主要的任务，有以下三个主要原因。 第一，保证电力系统运行设备的安全。电力系统中运行的设备都有其额定运行电压和最高运行电压。发电机电压水平是电力系统各点运行电压水平的基础，保证发电机端电压在容许水平上，是保证发电机电压及系统各点电压在容许水平上的基础条件之一，也就是保证发电机及电力系统设备安全运行的基本条件之一，这就要求发电机励磁系统不但能够在静态，而且能在大扰动后的稳态中能保证发电机电压水平在给定的容许水平上。 发电机运行规程规定大型同步发电机运行电压正常变化范围为(5%，最高电压不得高于额定值的110%。 第二，保证发电机运行的经济性 发电机在额定值附近运行是最经济的。当发电机电压下降时，输出同样的功率所需要定子电流会上升，损耗增加。当发电机电压下降过大时，由于定子电流的限制，将使发电机的出力受到限制。因此，规程[3]规定，大型发电机运行电压不能低于额定值的90%，当发电机电压低于95%时，发电机应限负荷运行，其他电力设备也有这个问题。 第三，提高维持发电机电压能力的要求和提高电力系统稳定的要求在许多方面是一致的。从下面可以看到，提高励磁控制系统维持发电机电压水平的能力的同时，也提高了电力系统的静态稳定和暂态稳定水平。 4.2 同步电机励磁系控制统的重要任务是提高电力系统的稳定性 电力系统稳定可分为功角（机电）稳定、电压稳定和频率稳定等。 功角稳定包括静态稳定、动态稳定和暂态稳定。 励磁控制系统对静态稳定、动态稳定和暂态稳定的改善，都有显著的作用，而且也是改善电力系统稳定的措施中，最为简单、经济而有效的措施。 4.2.1 同步电机励磁控制系统对提高静态稳定的作用 以图4-1为一个单机无限大母线系统，发电机输送功率可以示为 图4-1 单机无限大母线系统 (4-1) (4-2) (4-3) 其中 设Ut=1.0,Us=1.0,发电机并网后运行人员不再手动去调整励磁,则无电压调节器时的静稳极限、有能维持E’恒定的调压器时的极限、有能维持发电机端电压恒定的调压器时的静稳极限分别为：0.4、0.77和1.0。 可见，当自动电压调节器能维持发电机电压恒定时,静态稳定极限达到线路极限,比维持E’恒定的调节器,提高静稳极限约30%.维持发电机电压水平的要求与提高电力系统静态稳定极限的要求是一致的，是兼容的。 当励磁控制系统能够维持发电机电压为恒定值时,不论是快速励磁系统,还是常规励磁系统,静态稳定极限都可以达到线路极限。 4.2.2 同步电机励磁控制系统系统对提高暂态稳定的作用 暂态稳定是电力系统受大扰动后的稳定性。励磁控制系统的作用主要由三个因素决定。 (1) 励磁系统强励顶值倍数 提高励磁系统强励倍数可以提高电力系统暂态稳定。提高励磁系统强励倍数的要求，与提高调压精度并没有矛盾，是兼容的。 (2) 励磁系统顶值电压响应比 励磁系统顶值电压响应比越大，励磁系统输出电压达到顶值的时间越短，对提高暂态稳定越有利。顶值电压响应比，主要由励磁系统的型式决定，但是，励磁控制器的控制规律和参数对电压响应比也可以有举足轻重的影响。有优良控制规律和参数的励磁控制系统，可以把一个慢速励磁改造成一个接近快速励磁系统的高起始励磁系统，一个规律和参数不合理的励磁控制装置也可以把一个快速励磁系统改变为一个慢速励磁系统。 在相同的控制规律下，增大励磁控制系统的开环增益可以提高励磁电压响应比，同时，也提高了电压调节精度。 (3) 励磁系统强励倍数的利用程度 充分利用励磁系统强励倍数，也是发挥励磁系统改善暂态稳定作用的一个重要因素。如果电力系统发生故障时，励磁系统的输出电压达不到顶值，或者维持顶值的时间很短，在发电机电压还没有恢复到故障前的值时，就不进行强励了，那么，它的强励倍数就没有很好发挥，改善暂态稳定的效果就不好。充分利用励磁系统顶值电压的措施之一，就是提高励磁控制系统开环增益，开环增益越大，强励倍数利用越充分，调压精度也越高，也就越有利于改善电力系统暂态稳定。 由此可见，提高励磁控制系统保持端电压水平的能力，与提高电力系统暂态稳定是一致的、兼容的。 4.2.3 同步电机励磁控制系统系统对提高动态稳定的作用 电力系统的动态稳定问题，可以理解为电力系统机电振荡的阻尼问题。 分析证明，励磁控制系统中的自动电压调节作用，是造成电力系统机电振荡阻尼变弱（甚至变负）的最重要的原因之一。在一定的运行方式及励磁系统参数下，电压调节作用，在维持发电机电压恒定的同时，将产生负的阻尼作用。 许多研究表明，在正常实用的范围内，励磁电压调节器的负阻尼作用会随着开环增益的增大而加强。因此提高电压调节精度的要求和提高动态稳定的要求是不兼容的。解决这个不兼容性的办法有： (1) 放弃调压精度要求，减少励磁控制系统的开环增益。这对静态稳定性和暂态稳定性均有不利的影响，是不可取的。 (2) 电压调节通道中，增加一个动态增益衰减环节。这种方法可以达到既保持电压调节精度，又可减少电压调压通道的负阻尼作用的两个目的。但是，这个环节使励磁电压响应比减少，不利于暂态稳定，也是不可取的。 (3) 在励磁控制系统中，增加附加励磁控制通道 解决电压调节精度和动态稳定之间矛盾的有效措施，是在励磁控制系统中，增加其他控制信号。这种控制信号可以提供正的阻尼作用，使整个励磁控制系统提供的阻尼是正的，而使动态稳定极限的水平达到和超过咱态稳定和静态稳定的水平。这种控制信号不影响电压调节通道的电压调节功能和维持发电机端电压水平的能力，不改变其主要控制的地位]。因此，又称为附加励磁控制。 电力系统稳定器即PSS是使用最广、最简单而有效的附加励磁控制。 4.2.4 提高电力系统稳定性是电网和电厂的共同责任和共同的利益所在 电力系统是由发电（发电厂）、输电（电网）和用电（配电、供电和用户）三部分组成的。电力系统的稳定性是由发电的稳定性、输电的稳定性和用电的稳定性来共同实现的，缺一不可。电力系统的稳定性不但和电网的结构、运行方式的合理安排有关，而且和发电机的控制系统的规律和参数有重要的关系。也只有电力系统的稳定性提高了，才能保证每个发电厂有更多的安全、满发的机会。把提高和保证电力系统稳定的任务看作仅仅是电网的事、与电厂无关的想法是片面的、错误的。 5. 对励磁控制系统的稳定性的要求 为了发挥励磁控制系统在提高电力系统稳定上的作用，励磁控制系统本身必须是稳定的。 励磁控制系统的稳定性包括空载稳定性和负载稳定性。 励磁控制系统的空载稳定性是指发电机不并网、空载条件下的稳定性。由发电机空载条件下的阶跃响应试验来检验。应当注意的是，励磁控制系统的参数应该能满足国家和行业标准各项指标的要求，而不能用降低要求的条件下来达到稳定性的要求。 励磁控制系统的负载稳定性是指发电机并网带空载条件下的稳定性。励磁控制系统应该能在发电机并网后的各种运行工况下（包括进相运行、伏/赫限制动作、低励磁限制动作、过励磁限制动作等）保持稳定性。 6. 电力系统稳定器的原理与实践 由于电力系统的发展、互联电力系统的出现和扩大、快速自动励磁调节器和快速励 磁系统的应用，国内外不少电力系统出现了低频功率振荡，严重影响电力系统的安全稳定运行，成为制约联络线输送功率极限提高的最重要因素之一。 自上世纪50年代末开始，国外就对低频振荡问题和应采取的措施进行了研究并在实际电力系统中得到了应用。 上世纪50年代，前苏联在建设古比雪夫——莫斯科输电系统时就发现，当线路输电功率达到某一定值后，系统就会在没有任何明显的扰动下也出现增幅振荡。他们称之为“自发振荡”，其实质就是今天说的低频振荡。他们研制了“强力式励磁调节器”解决了这个问题。“强力式励磁调节器”就是在原有的电压调节器功能（按发电机端电压的偏差进行调节发电机的励磁）的基础上，引入了发电机定子电流的偏差△I，一次微分I′和二次微分I″（早期）或机端电压频率的偏差△f和一次微分f′作为附加控制（反馈）信号，进行发电机的励磁调节，有效的解决了“自发振荡”问题，满足了系统安全、稳定、经济运行的要求。 上世纪60年代，北美电力系统发生了功率振荡，他们称为低频振荡。其后，在西欧、日本也多次发生输电线功率低频振荡的事例，于是引起了各国对低频振荡问题的普遍重视。 1964年在美国西部即WSCC将水电为主的西北部与火电为主的西南部用230Kv联络线连接后, 出现了6周/分即0.1Hz的功率振荡, 研究证明该振荡可以用火电机组调速器特殊控制加以消除. 此后，WSCC在92年12月8日，93年3月14日及95年7月11日, 96年7月2日，96年8月10日先后发生了五次低频振荡。其中96年8月1O日最为典型亦最为严重, 现将当时的过程简述如下：当天 WSCC处于水电大发, 向南输送很重的负荷. 由于一条500Kv联络线故障断开, 潮流转移使得局部地区电压偏低, 此时一个水电厂13台机组由于励磁误动而相继断开, 系统出现了0.2Hz左右的增幅低频振荡, 使系统失去稳定, 解列成数个小系统。 为了抑制低频振荡，研制了以发电机功率、发电机组的轴速度、发电机机端电压频率为信号的附加励磁控制装置，他们称为电力系统稳定器，即PSS，并在系统中得到广泛的应用。美国第一台抑制低频振荡用的电力系统稳定器(PSS)与1966年投入工业试验。由于电力系统稳定器具有物理概念清楚、参数易于选择、电路简单、调试方便等优点，已为各国电力系统普遍接受和采用。 我国从上世纪80年代初开始，在多个省级电力系统和互联电力系统中发生过低频振荡。1983年，湖南电力系统的凤常线、湖北电力系统的葛凤线；1984年广东——香港互联系统联络线；1994年南方互联系统的天广线；1998年川渝电网的二滩电力送出系统；2003年2月23日、3月6日和3月7日的上午7时至8时间，在南方电网的云南至天生桥（罗马线）、天生桥至广东、广东至香港的联络线上；都曾出现个低频振荡。经过分析和研究，这些低频振荡都是励磁系统的负阻尼作用引起的。只要在相应的机组上配置电力系统稳定器，就可以制止这种低频振荡的发生。 在过去的几年里，我国的电力系统经历了由省（区）间联网到大区电网间互联的飞速发展。2001年，实现了东北电网和华北电网的互联，2002年实现了川渝电网和和华中电网的互联，华中电网和华北电网即将在2003年实现互联。华中和华北联网，将形成从四川二滩电站到东北伊敏电站，绵延数千公里，包括川渝、华中、华北、东北4个大区的巨大电网。南方互联电网（包括粤、黔、滇三省和广西、香港两区）也绵延两千公里左右。 联网工程的研究表明，随着电网的扩大和送电功率的增加，动态稳定问题（低频振荡问题）已成为影响互联系统安全、稳定、经济运行的最重要的因素之一。研究同时表明，在互联电力系统中一般都存在两种振荡模式，即地区性振荡模式（local model，频率一般在0.5～2.0Hz）和区域间振荡模式（interarea model或tieline model，频率一般在0.1～2.0Hz）。研究还表明，解决属于地区性振荡模式的弱阻尼或负阻尼低频振荡问题，可以通过在一个或少数几个电厂配置电力系统稳定器来完成；要解决属于区域间振荡模式的弱阻尼或负阻尼低频振荡问题，仅靠在一个或少数几个发电厂配置PSS是不够的，需要在一大批与该振荡模相关的发电机上配置电力系统稳定器（PSS），才能有效地解决区域间振荡模式的弱阻尼或负阻尼低频振荡问题，保证联网系统的安全、稳定、经济运行。 在我国，从20世纪70年代末开始，对PSS进行了理论的和实验室的试验研究。1982年，我国自行设计和制造的带电力系统稳定器的自动励磁调节器在湖南凤滩水电厂投入工业运行。1983年10月，在湖南电力系统进行了PSS阻尼电力系统低频战地的系统试验，并取得了圆满成功。最近，中国电力科学研究院又开发了“双输入信号的加速功率型”电力系统稳定器，在三峡电厂700MW发电机试验成功，并投入运行。为解决全国联网后出现的0.15Hz左右的低频振荡的阻尼作出了贡献。 6.1 低频振荡原因分析 采用考虑发电机暂态电势E’q变化的飞利普斯－海佛容（Phillips-Heffrom）模型来分析电力系统动态稳定、低频振荡原因及电力系统稳定器原理是很方便的。 6.1.1 基本关系式 考虑在暂态电势E’q变化的单机无穷大母线系统（图2-1）的数学模型如图2-2所示，其中Ex（s）代表同步发电机的电压控制系统（包括励磁机和自动电压调节器AVR），Ep(s)代表电力系统稳定器。 Xe 图 6-1 单机—无限大母线系统 － 图6-2 单机—无限大母线系统模型 基本关系式有： （6-1） （6-2） （6-3） （6-4） （6-5） （6-6） （6-7） （6-8） （6-9） ＋ EMBED Equation.3 （6-10） （6-11） （6-12） (6-13） Utd0=iqoxq （6-14） （6-15） 式中，Xd、Xq、Xd’分别为发电机纵轴电抗、横轴电抗、纵轴暂态电抗 r 、X 分别为线路电阻和电抗 P0 、Q0 分别为发电机的有功、无功 Ut0 、U 分别为发电机端电压和无限大母线电压 发电机工况（设△δ）有一变化时，产生电压变化K5△δ，经发电机电压调节器产生的力矩△Meu 其中负号表示电压调节器按电压负增量调节。 （6-16） 6.1.2 阻尼力矩系数和同步力矩系数 在研究低频振荡问题时，发电机之间仍保持同步运行，发电机内各机电量△ω、△δ、△Ut、△Me2、△Eq、△Efd等量可以认为按某一低频频率（一般在0.2-2.5Hz范围内）作正弦振荡。这样，这些量都可以用正弦向量来表示。它们都可以在△δ－△ω坐标平面上以向量表示（图6-3）。 在△δ－△ω坐标平面上，与△δ正方向同相的力矩是正的同步力矩，与△δ反相的力矩是负的同步力矩，与△ω正方向同相的力矩是正阻尼力矩，与△ω正方向相反相的力矩是负的阻尼力矩。一般地说，通过励磁回路产生的电磁力矩△Meu不会正好在△δ轴或△ω轴上，这时可以将它投影到△δ轴和△ω轴上，△Meu在△δ轴上的分量叫同步力矩分量，在△ω轴的分量称为阻尼力矩分量（图6-3）。 以低频振荡频率ωd代入式（2-16），即令s＝jωd后就可以求得与△δ相应的电磁力矩△Meu以及其同步力矩分量和阻尼力矩分量。 Ksu，Kdu分别称为电压调节器产生的同步力矩系数和阻尼力矩系数。 ω0＝314 ωd为振荡角频率 KEX、φEX分别为 的模和角 KDu＜0时，电压调节器产生的阻尼作用为负阻尼作用，KDu＞0时则为正阻尼作用。 KEX和φEX都是利息控制系统参数（增益和时间常数）及系数K3、K6的函数，因此，阻尼力矩系数KDU既是励磁控制系数的函数又是同步电机运行工况（K2、K5、K6）的函数。 (a) K5>0时AVR的阻尼力矩 (b) K5<0时AVR的阻尼力矩 (c) PSS的阻尼力矩 图 6-3 AVR和PSS的阻尼力矩 6.1.3 同步电机不同工况下，模型系数K1～K6的变化 在电力系统运行的同步电机，大多数的工作状态是固定的，一部分是作为同步发电机，主要向电力系统提供有功功率，根据电网要求，可以发出无功、也可吸收无功；一部分是同步调相机，它主要用来调节电网电压，它可以吸收电网无功，也可以向电网输出无功；还有一部分是同步电动机，它主要从电网中吸收有功。 以图6-1的单机无穷大系统为例，计算了隐极转子同步电机和凸极电机两种情况下，同步电机有功从吸收1.0p.u到发出有1.0p.u变化过程中，系数K1～K6的变化情况，计算时系统电压U取0.98p.u,系统电抗X＝0.8。对每种电机又考虑了端电压为1.03p.u和0.95p.u两种情况。 图6-4为隐极式同步电机的计算结果，Xd＝Xq＝2.0，Xd′＝0.3。由图6-4可以看出： (1) 系数K3与电机的工况无关，在由电动机状态到发电机状态的满负荷范围内，K3为一常数，仅决定于电机参数和系统电抗。 (2) 系数K6与同步电机的负荷有关，但在负荷大范围变化时，其变化也不大，同步电机有功绝对值增大时，K6变小，且具有轴对称特性。 (3) 系数K1有较大变化。有功为零时，K1不为零，有功开始增大时，K1随着有功的增大而增大，在某一有功下达到最大值，此后，有功进一步增大时，K1将随有功的增大而减少。在所计算的有功范围内K1大于零。K1与有功的关系也具有轴对称特性。 (4) 系数K2和K4在电机有功为零时均为零，同步电机工作于发电机状态时，K2、K4均为正，有功增大，K2和K4也增大；当电机工作于电动机状态时，K2和K4都为负值，吸收的有功越大，K2和K4的绝对值也越大，具有原点对称性质。显然有乘积K2×K4＞0。 (5) 系数K5在同步电机空载时也为零。在发电状态下，在输出有功增加是最初一段范围内（图6-4中的P＝0～0.25），K5也随之增大，符号为正与有功相同。此后功率进一步增加时，K5减少，在到达某一临界值Pe时（Uio＝1.03时，Pc＝0.48；Uio＝0.95时，Pc＝0.54），K5变为零，功率进一步增加，K5变负，与有功反号，且越来越负。在电动机状态下工作时，情况相似，只是K5的符号正好相反。K5也具有原点对称性质，在吸收有功的最初一段范围内，K5为负并有最小值，与有功同号，以后K5逐渐变为零，吸收功率进一步增加时K5变正，与有功反号，且越来越大。 图6-5给出凸极电机时的曲线。Xd＝1.0，Xq＝0.65，Xd′＝0.3，Ut0、U、X与图6-4相同。 从图6-5可以看出，K1、K2、K3、K4和K6的变化规律，对称性质与图6-4完全相同，只是具体数值有区别。K5的原点对称性也相同，区别在于，在有功从零开始的最初一段变化范围内，未出现K5与有功功率同号的情况，这点与具体参数有关。 6.1.4 励磁控制系统参数对同步电机阻尼的影响 由式（6-19）可知，励磁控制系统参数对阻尼力矩系数Kdu的影响，表现为乘积Kex×sinφex的大小和符号上。由图6-4、图6-5已知，系数K3与同步电机的运行工况无关，K6则变化不大，因此Kex，φex主要决定于励磁控制系统参数（电压调节器及电机磁场回路参数），即开环增益和时间常数。 图6-6为以一快速励磁系统为例（时间常数为0.05秒）的计算结果。它给出了Kex、Φex、sinφex和乘积Kexsinφex与励磁控制系统开环增益Ka的关系曲线。由图6-6可知： （1） Kex随着Ka的增大而增大。 （2） φex∣随着Ka的增大而减少，Ka＝1时，φex为-99°，Ka增大时，φex∣逐渐减少，Ka达到200时，φex只有-10°左右了；当Ka→∞，则有φex→0。 （3） sinφex为负值，当开环增益Ka趋向无限大时，sinφex趋向于零。对于现代大型同步电机，均配有快速电压调节器，因此，在低频振荡的频率范围内，其滞后角φex一般均在0～180°之间，因此sinφex基本上均为负值。 （4） 乘积Kex·sinφex在Ka从零开始增大的一段范围內（图6-6中的0～40），Ka增大，乘积Kex·sinφex的绝对值也增大，阻尼力矩系数的绝对值∣Kdu∣也增大，Ka超过这个范围后，在增大时，Kex·sinφex的绝对值反而减少，阻尼力矩系数∣Kdu∣也减少，Ka→∞时，Kex·sinφex→0，Kdu→0。 由此可见，在Ka变化时，自动电压调节器产生的阻尼作用，先是随着Ka的增大而增大，在某一临界值后，将随着Ka的增大而减少，Ka趋向于无限大时。阻尼作用也趋向于零。 6.1.5 同步电机运行工况对阻尼力矩系数Kdu的影响 从式（6-19）可知，运行工况对阻尼力矩系数的影响主要通过对系数K2、K5的影响表现出来。 当电机工作于发电机状态时，K2＞0，在小负荷情况下（P＜Pc时），K5＞0，因此有K2·K5＞0。又因为Kex·sinφex＜0；因此阻尼力矩系数Kdu＞0；在重负荷情况下，K5＜0，则有Kdu＜0，而且K2和K5的绝对值随着负荷的增大而增大，因此，发电机负荷越重，Kdu越负，当电压调节器的负阻尼作用大于发电机的正阻尼因数时，合成阻尼为负，就会出现自发的低频功率振荡，这也就是低频振荡发生在重负荷弱联系是情况下的原因。由于发电机工作状态下，K2总是大于零的，因此，电压调节器的阻尼作用可以通过系数K5的正负极大小来加以判断。K5＞0时为正阻尼作用，K5＜0时为负阻尼作用，K5的绝对值增大，其阻尼作用加大。同理，当电机工作于电动机状态时，也是在重负荷下容易发生低频功率振荡。 图6-4 发电机模型系数与发电机负荷的关系曲线 Xd=Xq=2.0,Xd’=0.2,Xe=1.0 图6-5 发电机模型系数与发电机负荷的关系曲线 Xd=1.0,Xq=0.7,Xd’=0.35,Xe=1.0 Ta=.02,xd=1.0,xq=.70, xdp=0.35, xe=1.0, ut=us=1.0,Tdo=11.2,CM=6.4,CD=2.0 and f=0.8Hz. ANG1 K1 K2 K3 K4 K5 K6 Pe ANG2 32.937 .5931 .4028 .6750 .2618 -.0600 .7219 .3420 20.0 Ta=.02,xd=2.0,xq=2.0,xdp=0.2,xe=1.0, Ut=Us=1.0,Tdo=11.2,CM=6.4,CD=2.0 ANG1 K1 K2 K3 K4 K5 K6 Pe ANG2 75.112 .6195 .8054 .4000 1.4496 -.0128 .6373 .5736 35.00 图6-6 Kex 、φex、sinφex 与KA 的关系 6.2 电力系统稳定器原理及参数选择 6.2.1 基本原理 电力系统稳定器是同步电机励磁系统的一个附加控制，它的控制作用也是通过电压调节器的调节作用而实现的。 电力系统稳定器的输入信号可以取同步电机的电功率、电机的功角、轴速度或它们的组合。如图2-2中虚线部分所示，以电功率为信号作为例子说明电力系统稳定器原理及参数选择。 设电力系统稳定器的传递函数为EP(S)，则它产生的电磁力矩为： 试验和分析可以说明，在低频振荡时，△Pe和功角△δ基本上同相，在△δ－△ω平面上可以在△δ轴上表示（图6－3），即有： · Pe＝K·△δ 式（2-20）中“－”号表示以电功率负增量进行控制。 以s＝jωd代入式（6－20）中，可求得通过-△Pe附加励磁控制即功率型电力系统稳定器产生的阻尼力矩系数Kdp为： Kdp＝-K2×K×Kex×Kpsin（φex+φp）ωo/ωd （6-21） 式中Kp、φp为s＝jωd时，Ep（s）的模和角。 Kp＞0， Kex＞0， K＞0。 K2sin（φex+φp）＞0时，附加励磁控制即电力系统稳定器将产生负阻尼作用；K2×sin（φex+φp）＜0时，稳定器将产生正阻尼作用。 电力系统稳定器的基本原理就是通过对附加控制信号的处理（软件或硬件），使输入信号产生一个相位移φp，并满足条件 ∣sin（φex+φp）∣≈1 K2×sin（φex+φp）＜0 （6-22） 同时提供必要的放大倍数Kp，以产生足够的正阻尼作用，以达到 Kdp + Kdu ＞0 的要求。 6.2.2 电力系统稳定器参数选择 电力系统稳定器参数选择包括二项任务。第一，选择合适的相位补偿角φp，使电力系统稳定器产生的力矩中有尽可能大的阻尼分量，即，使Kdp尽量大；第二，选择合理的增益，在正确的相位补偿下，尽可能增大稳定器的阻尼作用。 参数确定一般分二步进行。第一步，用电力系统稳定进行分析程序进行PSS参数选择，提供参考值；第二步，现场试验验证其效果后，最后确定参数整定值。 同步电机工作于发电机状态时，K2＞0，要求sin（φex +φp）＜0，并尽可能接近于1。 则有： 即电力系统稳定器应该对输入信号（-△P）产生一个的相位移，例如若φex＝-1/3 π，则稳定器的相位移φp＝π/6，即稳定器的输出应滞后输入信号30°，如图6-3所示。 在调整稳定器相位移大小的同时也会改变其增益Kp，为得到合理的Kp，稳定器中都有一个专供调节增益而不影响相位的增益调节环节，在得到正确的相位补偿后，在调节增益。对以电功率为输入信号的稳定器而言，增益取0.2～0.4pu即可得到满意的结果。 6.3 对电力系统稳定器的基本要求 由于使用信号的不同和使用元件的不同，电力系统稳定器可以有各种不同的电路。但是根据电力系统稳定器的功能—在系统可能发生的振荡频率范围内提供正阻尼力矩，各种不同型式的电力系统稳定器都应该满足下述共同要求。 1、 有良好的相频特性，以合理、正确补偿励磁系统的相位滞后。 2、 电力系统稳定器的投入与提出，均不影响发电机正常稳态电压水平。 3、 在电力系统稳定器的工作过程中，不要过大的引起发电机电压的波动。 4、 电力系统稳定器的输出的噪音电平应尽可能的低。包括信号检测和随机噪声在内，其电平应不超过正常输出范围的10％。 5、 有一定保护措施，以保证在各种运行状态下（包括PSS故障）不会引起发电机过电压和无功过负荷，也不会引起发电机励磁不足或失去励磁。 6、 对于在原动机功率调整速度较快的机组（例如燃汽轮机、水轮发电机）上使用的电力系统稳定器还应有防止“反调”的措施。 6.4 电力系统稳定器的试验 电力系统稳定器的试验分在线试验和离线试验两部分。 离线试验是指电力系统稳定器本身的特性的检查和测试。可以在发电机停机状态下完成，也可以在发电机并网、但电力系统稳定器不投入的条件下完成。 在线试验是在发电机并网条件下进行的试验。一般应包括在线无补偿频率响应特性试验、在线有补偿频率响应特性试验和PSS阻尼功率振荡效果的检查试验等。 6.4.1 电力系统稳定器的离线试验 （1） 电路的检查及调整 对模拟式电力系统稳定器，投运试验前应进行电路的检查及调整。检查元件焊接是否可靠，连线是否正确，各级放大器应无高频振荡，在输人为零时，各级放大器均应可调到零。在有条件（例如以电功率为输入信号）时应检查信号检测装置的工作是否正常，其输出电压的纹波是否在容许范围内。以功率为输入信号的稳定器，功率信号经适当滤波后其纹波电压（双峰值）最好不超过20mv。 （2） 频率响应特性测量 从信号放大滤波器的输人端接人一低频正弦信号，用录波器或双线示波器记录信号电压的幅值和PSS输出信号的幅值及它们的波形，读取输出信号对输入信号的相位移，在半对数坐标低上作出PSS网络的对数频率特性即波德图。相位移以度数表示，增益以分贝表示（20logU出／U入）或以v／v比表示。 试验时，PSS各级参数按初步计算来整定。频率特性应满足要求，同时PSS网路还应留有一定可调范围以供现场试验时修正参数整定用。 试验时应该注意的一点是，输入信号不宜过大。以免发生PSS网路中某些元件达到其最大输出。 采用频谱仪，可以一次测得一个频段内的频率响应特性。 对于数字式电力系统稳定器，特别是第一次使用的数字式电力系统稳定器，PSS的频率响应特性的测量尤为重要，因为频率响应特性测量可以检验软件编程是否真正传递函数所表示的特性。 （3）阶跃特性试验 PSS参数按初步计算值整定。从PSS的输入端加人一直流阶跃信号，同时录取其输出波形。这个响应特性可以用来检查稳定器在运输及安装过程中有无损坏现象,也可以在机组大、小修后用来检查PSS的特性有没有发生变化。 （4）电力系统稳定器输出极性检查 稳定器的输出极性有时会搞错，特别是使用了模拟式功率变换器的地方，应认真进行检查。笔者曾在××电厂200兆瓦机组现场试验中曾发现PSS用的功率变换器输出极性接反。检查方法是在信号放大滤波器输入端加入一模拟增量，检查调节器的输出是否作相应改变。例如以功率为输入信号的PSS可以在滤波放大器输入端加入一阶跃电压，模拟电功率增加，这时PSS应作用以减少励磁，调节器的输出应减少。如果因隔直回