电力系统稳定器（PSS）及其在三峡机组的应用

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会（海南三亚会议）上合影。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)。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。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。为了便于说明PSS是如何提供正的阻尼的，建立一个δ－ω平面坐标系，在δ－ω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ΔP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ω滞后于加速度90度，而转子角度δ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ΔU与ΔP反向。由此可以确定各变量在δ－ω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Δδ要发生变化，但是由于励磁调节器是采用按电压偏差信号-ΔU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Δδ一个角度φ1，从图中可以看出，T1在ω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ΔP与Δδ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ω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，因此，必须对PSS的输入信号ΔP提供一个相位滞后。图中φ2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，φ3是励磁系统对PSS调节信号ΔPSS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。Δδ、Pe、-ΔUΔωΔP=Pm-PeT1ΔPSST2T∑φ2φ3φ1图一：在δ－ω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Δω、Δδ、Pe、ΔP、Δf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PSS原理上是用Δω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ΔP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，一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△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Δω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环节组成，这也是被IEEE及IEC推荐的标准模型。maxminP、ω、f信号采集环节高频滤波环节超前滞后环节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3.5～3.8Hz。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—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T1(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，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。T1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部分，实质是一个带有惯性的微分环节，可改写为，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0.7～2Hz。对于具有静止励磁装置(可控硅整流励磁)的励磁系统，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1.5～3Hz。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。PSS在三峡机组的应用三峡电站设计总装机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2009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影响。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：发电机组参数序号参数名称数值单位备注VGSABB额定容量777.8777.8MVA最大容量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/min定子绕组连接方式YY直轴同步电抗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”d0.22/0.200.23/0.210.240/0.2000.259/0.216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0.096430.1144VGS90℃时，ABB130℃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额定容量时/最大容量时负载励磁电流3779/39404158/4345A额定容量时/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≤0.03≤0.03S转子过电压值≤0.5US≤0.5USUS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%≤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）