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励磁控制与电力系统的小干扰稳定性中国电力科学研究院 朱方2006年7月1. 励磁控制系统的任务 励磁控制系统最基本和最重要的任务是维持发电机端（或指定控制点）电压为给定值。 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）。 主要原因有3个：第一，保证电力系统运行设备的安全。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。规程规定，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。 励磁控制系统的重要任务1）励磁控制系统的重要任务是提高电力系统的稳定性。2）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。3）功角稳定包括静态稳定、动态稳定和暂态稳定。4）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。 同步发电机励磁控制系统对提高静稳定的作用 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、1.0和1.43。 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。 以某省电网外送断面为例，计算励磁控制对静态稳定的影响。该省发电机原采用Eq恒定模型计算，后进行了励磁模型的参数实测，对励磁性能不达标的机组进行整改，全面提高了励磁控制的技术性能。该省电网外送电力的主要通道共三回500kV线路。发电机采用Eq恒定和Eq”、Ed”变化（使用实测励磁模型参数）两种模型，外送断面的静稳极限如下。某省外送断面静稳定极限发电机及励磁模型Eq恒定详细模型及实测励磁静稳极限3446 MW3864 MW采用Eq”、Ed”变化模型和实测励磁参数的静稳极限比采用Eq恒定的静稳极限增加418 MW ，提高了12.1 。 同步发电机励磁控制系统对提高暂态稳定的作用 1、提高励磁系统强励倍数可以提高电力系统暂态稳定。 2、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。 3、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。励磁对暂态稳定性的影响仍用某省外送断面的暂稳极限说明。计算故障为三回外送线路中的一回，送端三相短路、0.1秒切除故障线。1、全网发电机采用Eq恒定模型；2、全网发电机采用Eq” 、Ed”变化模型和实测励磁参数。不同发电机、励磁系统模型对输电断面暂态稳定的影响发电机励磁模型Eq恒定实测励磁参数暂稳极限 MW22192666全网采用实测的励磁参数, 某省外送断面的暂稳极限比全网发电机采用Eq恒定的暂稳极限高447 MW，暂稳极限提高20 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，即电力系统稳定器PSS。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。 2 励磁系统的分类按结构分类1. 直流励磁机励磁系统2. 交流励磁机励磁系统 交流励磁机不可控整流励磁系统 交流励磁机可控整流励磁系统3. 静止励磁系统按励磁电压响应速度分类常规励磁快速励磁高起始励磁2.1 直流励磁机励磁系统 1-发电机定子 2-发电机励磁绕组 3-灭磁开关 4-灭磁电阻 5-直流励磁机 6-直流励磁机励磁绕组 7-手动调节电阻 8-强励开关 9-自动励磁调节器 直流励磁机励磁系统原理图2.2 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原理图 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-发电机磁场绕组 7-发电机 8-电压互感器 9-电流互感器 K-灭磁开关 R-灭磁电阻 2.3 交流励磁机可控整流器励磁系统交流励磁机可控正流器励磁系统原理图 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200MW1000MW不等。国内基本没有正式生产这种励磁系统。 2.4 自并励励磁系统自并励静止励磁系统 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 LB-励磁变压器 自并励静止励磁系统的主要优点是：1. 无旋转部件，结构简单，轴系短，稳定性好；2. 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设计。3. 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。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。 3、计算用励磁模型 计算用励磁模型（1）计算用励磁模型 （2）计算用励磁模型 （3）计算用励磁模型 （4）计算用励磁模型 （5）计算用励磁模型 （6）4、电力系统低频振荡机理分析上世纪年代，北美学者Concadia和DeMello采用考虑发电机暂态电势Eq变化的飞利普斯海佛容（Phillips-Heffrom）模型（单机无限大母线系统）,揭示了发生电力系统低频振荡的物理本质。 在一定的电力系统运行条件下（例如远距离、重负荷等），自动电压调节器产生的阻尼力矩分量与转速变化反方向，因而是负阻尼力矩分量；当自动电压调节器的负阻尼分量超过发电机的固有正阻尼分量时，就会发生低频振荡，电压调节器的负阻尼作用是产生低频振荡的根本原因。 一机无限大系统小信号模型TM 励磁控制系统传递函数由于GEC(s)的迟后作用，当K5为负时，电压调节产生负阻尼如图3-2 (a)所示，由电压调节器产生的电磁转矩TE在轴上的投影为负。 (a)(b)AVR及PSS产生的阻尼转矩(a) AVR产生负阻尼; (b) PSS产生正阻尼5、 PSS原理及框图信号变换隔直超前-迟后放大限幅输出匹配相位校正(a)(b)(c)(a) 通用框图; (b) 输入信号为 (c) 输入信号为计算程序中的PSS模型PSS 的数学模型通用表达式加速功率信号PSS的原理 用标幺值表示，在速度变化不大时，可用功率代替转矩，则关系式变为移项后有写成偏差形式，d/dt用S代替，得因中含有各种噪音，上式右端乘G(S)滤波 加速功率为：等式两边同乘 1/MS加速功率的W 输入信号 在加速功率型PSS的输入信号中，可以采用发电机轴转速信号，也可采用电气量的频率信号。由于直接采用发电机轴转速信号需要特殊的测量装置以及信号噪音的问题，在实际装置中，多数制造厂选用频率信号。在IEEE的相关文献中，并没有对使用何种频率信号进行限定，因此应根据各电力系统的实际情况选择应用的信号 以转速作信号的加速功率型PSS与以EQ频率为输入信号的加速功率型PSS，对2006华中华北 联网方式下万龙线故障后，三峡机组的有功振荡效果完全相同。这说明频率与转速是可以近似等效的.发电机内功角在稳态时是恒定的，在故障后是变化的，稳态时发电机转速与机端电压频率相同，动态过程中，发电机转速与机端电压频率并不相同。采用机端电压频率代替发电机转速合成得到加速功率时将产生误差，在某些运行方式下，这个误差会影响加速功率型PSS的阻尼效果。 单机无限大系统发电机功角与端电压相位在动态过程中的变化在某些情况下，以机端电压频率为输入信号的加速功率型PSS会产生负阻尼 以机端电压频率为输入信号的加速功率型PSS可以等效成W与P通道构成正常的PSS和 f-w 通道构成的附加PSS的叠加，当fw 时，有一个附加的控制信号，它对系统产生不可预见的阻尼作用，甚至产生负阻尼 等效的PSS(图中 p:电功率 f: 机端电压频率:发电机转速 ) 算例（1）华中孤网运行时，三峡左厂14台机都采用机端电压频率为输入信号时，系统阻尼稍有恶化，但影响不大。（2）华北华中联网运行，三峡左厂14台机都采用机端电压频率为输入信号时，在某些运行方式下（例如潮流404方式）电网与机组的功率振荡不能平息。加速功率型PSS不宜采用以机端电压频率代替转速作为输入信号，应采用转速或EQ频率作为PSS的输入信号。如果采用频率信号的加速功率型PSS其输入变量中没有发电机参数Xd,则可以怀疑是采用的机端电压频率信号，而不是EQ频率信号。交流互联电网的小干扰稳定性 电力系统的稳定性分功角稳定、频率稳定、电压稳定。功角稳定分为静态稳定、暂态稳定、和动态稳定。动态稳定包括小干扰动态稳定和大干扰后的动态稳定性。研究小干扰稳定性可用频域法求解系统状态方程的特征根，也可用时域法求解系统变量的时间响应。6、交流互联电网的小干扰稳定性 6.1、我国电力系统动态稳定性问题回顾 20世纪80年代以前，省级电网和省级电网间互联的大区电网，暂态稳定问题是最主要的问题。主要原因是，当时的发电机励磁系统以常规励磁系统为主，自动励磁调节器的反应速度慢、增益低。 20世纪80年代以后，在我国省级电力系统或省级互联电力系统中出现了动态不稳定现象。 单机容量增大、快速励磁、高增益自动电压调节器的应用。 国内低频振荡事例1983年，湖南凤常线、湖北葛凤线；1984年，广东香港互联系统联络线；1994年，南网天广线；1998年，川渝电网二滩送出系统；2003年，南网罗马线、天广、广东至香港联络均发生过低频振荡。 国内低频振荡事例原因没有作动态稳定性分析，无任何措施；相关电厂没执行投PSS的指令；进行动态稳定性分析时采用的励磁系统的模型或参数与实际不符；关键电厂PSS虽投运，但于励磁设备设计缺陷，在伏/赫限制动作时将PSS闭锁；系统配置的PSS数量不足，不能满足事故后运行方式的需要，等等。 6.2、 区域电网互联对电力系统动态稳定性的影响2001年我国开始实施大区电网间的互联工程。先后有东北-华北、川渝-华中、福建-华东、东北-华北-华中联网工程等。在这些联网工程中，对动态稳定性问题进行了认真的研究，采取了相应的措施。研究结果表明，互联电网动态稳定性问题已经成为影响互联电网稳定运行的重要因素 “地区振荡模式”、“区域间振荡模式”及电力系统动态稳定性判据地区性振荡模式（local model） ：主要表现为一台（或一个发电厂的）发电机对系统中其它发电机的振荡，或主要表现为一台（或一个发电厂的）发电机相对另外少数几台发电机的振荡，频率一般在0.52.0Hz）之间；区域间振荡模式（interarea model、or tieline odel） ：主要表现为一个区域内的某发电机群相对另一个区域内的某发电机群的振荡，或表现为一个区域内的所有发电机相对另一个区域内的所有发电机间的振荡，频率一般在0.11.0Hz之间。 判定一个振荡模式稳定性的判据是它的阻尼比。一个振荡模式的阻尼比为正时，它是稳定的，阻尼比为负时，它是不稳定的，阻尼比为零时，它是临界的。对一个互联电力系统来说，某一个地区振荡模式的不稳定可能影响局部，也有可能影响全局；而区域间振荡模式，尤其是一个区域内的所有发电机，相对另一个区域内的所有发电机振荡的区域间振荡模式不稳定，是影响全局的。 从电力系统动态稳定性的角度出发，只有系统中所有的机电振荡模式都稳定，系统才是动态稳定的。 互联系统的动态稳定性往往由区域间振荡模式的稳定性所决定。提高区域间振荡模式的动态稳定性是联网工程研究中必须解决的首要问题之一。 区域电网互联增加了系统的机电振荡模式 一个由N台发电机组成的电力系统A与一个由M台发电机组成的电力系统B实现互联后组成的电力系统有M+N台发电机，将有M+N-1个机电振荡模式，比实现互联前两个独立系统的机电振荡模式之和多了一个机电振荡模式。 因电网互联增加的振荡模式是“区域间振荡模式”。 6.2.3 区域间振荡模式的特点之一是振荡频率低 机电振荡模式的振荡频率近似地由同步力矩系数和惯性常数之比的平方根所决定，即有电网互联后，一方面系统惯性常数增加了，另一方面与“区域间振荡模式”强相关的机群间的同步力矩系数较小，因此，“区域间振荡模式”的振荡频率比互联前的各个子系统中的任一振荡模式的频率都要低。“区域间振荡模式”的振荡频率将随着各子系统间的联系的加强而有所提高。例如，川渝、华中间只有三万线联网时，川渝、华中的区域振荡模式振荡频率约为0.3Hz;万龙线投运后川渝、华中的区域振荡模式振荡频率约为0.4Hz。6.2.4 影响区域间振荡模式阻尼的因素较多 因电网互联而新增加的“区域间振荡模式”的阻尼受诸多因素的影响，它可能有负的阻尼、或者是弱阻尼，它也有可能有正阻尼，甚至是强阻尼。 6.2.4.1 联络线潮流对“区域间振荡模式”阻尼的影响 有些互联电网，“区域间振荡模式”的阻尼，受联络线有功潮流的大小和方向的影响极大。 例1华东、福建联网“区域间振荡模式”的阻尼比与联络线潮流的关系 福建送华东（M W）- 9000600700阻尼比 （无PSS）0.32680.13000.01660.00646.2.4.1 联络线潮流对“区域间振荡模式”阻尼的影响 有些互联电网，“区域间振荡模式”的阻尼，受联络线有有功潮流的大小和方向的影响不大 。 例2 东北华北“区域间振荡模式”的阻尼比与联络线潮流的关系东北送华北（M W） 7690-729阻尼比 （无PSS）-0.1230-0.1254-0.1210 6.2.4.2 子网内部潮流及网络结构对“区域间振荡模式”阻尼的影响 2001年潮流东北送华北（M W） 7690-729阻尼比 （无PSS）-0.1230-0.1254-0.12102000年潮流东北送华北（M W） 9000-300阻尼比 （无PSS） 0.1163 0.0846 0.13446.2.4.3 AVR对“区域间振荡模式”阻尼比的影响对于“地区振荡模式”，自动电压调节器的负阻尼作用是发生低频振荡的最重要原因。对于“区域间振荡模式”，根据我国联网工程计算研究成果，自动电压调节器的负阻尼作用仍是发生低频振荡的最重要原因之一。对华东、福建联网“区域间振荡模式”阻尼比的影响序号 2003年方式 无AVR时的阻尼比 有AVR时的阻尼比 1大方式福建送华东600MW 0.2711 0.0166 2大方式福建送华东700MW 0.3262 0.0046 3汛大方式福建送华东600MW 0.1457 0.0254 4汛大方式福建送华东800MW 0.2330 -0.0008 对东北、华北联网“区域间振荡模式”阻尼比的影响序号 2001年方式 无AVR时的阻尼比 有AVR时的阻尼比 1东北送华北769MW 0.2798 -0.1230 2东北送华北0MW 0.3691 -0.1254 3华北送东北729MW 0.4333 -0.1210 6.2.5 区域电网互联对系统其它振荡模式阻尼的影响 区域电网互联，对存在于联网前各个区域电网内机电振荡模式的阻尼影响因电网的不同而有差异。对联网前的负阻尼和若阻尼的影响较小。 华东、福建电网联网前后阻尼比 系统阻尼比（小于0.02） 联网前0.0144 0.0061 0.0064 -0.08324 联网后0.0126 0.0056 0.0067 -0.086 福建、华东联网后新增加了一个“区域间振荡模式”，阻尼比-0.059 东北、华北电网互联前后阻尼比 系统阻尼比（小于0.02）联网前-0.0132-0.00460.01140.01370.00480.0085-0.0126 0.0078联网后-0.01326-0.004720.011590.015420.004820.00916 -0.01248 0.00734东北、华北联网后新增加了一个“区域间振荡模式”，阻尼比-0.12536 还有一个模式与白山机组有最强相关，是联网后产生的，阻尼比0.00191 7.改善和提高互联电网动态稳定性的策略增强网架，电网合理分层分区；电力系统稳定器PSS；可控串联补偿；直流功率调制；静止无功补偿器SVC；7.1 PSS是提高互联系统动态稳定性的基本措施 互联系统动态稳定性是由“地区振荡模式”稳定性和“区域间振荡模式”稳定性共同决定的。PSS是同时提高两种机电振荡模式稳定性最有效、最基本的措施。 电力系统稳定器的优点：配置电力系统稳定器可以消除产生负阻尼的根源；电力系统稳定器使用效率高；电力系统稳定器参数有良好的适应性；电力系统稳定器可靠性高。PSS应用实例：广东香港互联电网福建华东互联电网川渝华中互联电网东北华北互联电网全国互联电网川渝与华中区域性振荡模川渝发电机与华中发电机特征向量的角度全国互联电网“区域间振荡模式 三峡PSS对联网系统动态稳定影响的仿真结果 7.2 直流调制对提高互联系统动态稳定性的作用直流输电采用调制技术，是提高交直流互联电网动态稳定性的有效措施。美国WSCC交直流输电系统就采用了这一控制技术。直流输电发生单极或双极闭锁的几率比较高，还不能仅仅依靠这一措施来解决“区域间振荡模式”的负阻尼或弱阻尼问题，它应该是电力系统稳定器的一个重要而有效的补充。 7.3 可控串补对提高互联系统动态稳定性的作用TCSC装设位置适当，加上合适的控制规律，可以改善系统阻尼，抑制区域间低频振荡。如巴西可控串补抑制了南北部电网联网后产生的频率约为0.18Hz的区域间低频振荡。7.4 SVC对提高互联系统动态稳定性的作用SVC对于地区振荡模式具有阻尼系统低频振荡的作用，是否对区域振荡模式有效，还有待于深入研究。 结 论自动电压调节器的负阻尼作用仍是互联系统出现低频振荡的主要根源。区域电网互联产生的“区域间振荡模式”的阻尼特性是决定互联系统动态稳定性的主要因素。稳定计算中应当采用符合实际的励磁系统模型和参数。通过实际测量确定励磁系统模型和参数的工作应加紧完成。电力系统稳定器是提高互联系统动态稳定性的基本措施。开展利用直流调制功能提高互联系统动态稳定性的可行性研究。开展利用可控串补提高互联系统动态稳定性的可行性研究。推进和完善负荷模型的研究，使计算结果逼近实际。