保妇康栓治疗宫颈HPV感染临床分析

技术讲座讲稿 励磁系统与 PSS 2004 年 10 月 -1- 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”的规定的定义， 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 2 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。 -3- 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。 4 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。 -5- 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 6 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。 -7- 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 8 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％ -9- 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。 10 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 -11- 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表示为 Xd，Xq，X’d XT XTXL 图 4-1 单机无限大母线系统 8.0,1.0,3.0,5.1 21 ' ====== LTTdqd XXXXXX Eq d sq X UE Pe δsin Σ ⋅= (4-1) ' ' sin ' E d s X UEPe δ Σ ⋅= (4-2) tU st X UUPe δsin Σ ⋅= (4-3) 其中 ⎪⎩ ⎪⎨ ⎧ ++= +++= +++= Σ Σ LTTe LTTdd LTTdd XXXX XXXXX XXXXX 21 21 '' 21 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。 12 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。 -13- 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。 14 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 -15- 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 16 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 U U t M，T’do Xd，Xq，X’d 图 6-1 单机—无限大母线系统 -17- － DMS 1 + K1 － ＋ － K4 S 0ω K5 Σ Σ EP(S) EX(S)doSK3T'1 K3 + K6 K2 ΣΔΕ’q ΔEfd Δδ Δω ΔMe2 ΔMe1 图 6-2 单机—无限大母线系统模型 基本关系式有： '21 qe EKKM Δ+Δ=Δ δ （6-1） fd dd q ETsK K TsK KKE Δ++Δ+ −=Δ ' 03 3 ' 03 43' 11 δ （6-2） '65 qt EKKU Δ+Δ=Δ δ （6-3） ωωδ Δ•=Δ s 0 （6-4） )(1 MeMm DsM Δ−Δ+=Δω （6-5） [ ] ( )[ ]00'0'001 cossin)(cos)(sin δδδδ rxxxxAUixxrAUEK qdqqodq −+−+++= （6-6） ⎥⎥ ⎥⎥ ⎦ ⎤ ⎢⎢ ⎢⎢ ⎣ ⎡ −+++= A xxxx i A rE K dqqq q ))((1 ' 0 0 2 （6-7） 18 ( )( ) 1'' 3 ))(( 1 − ⎥⎥⎦ ⎤ ⎢⎢⎣ ⎡ +−+−+= A xxxxxxxx K qddqdd （6-8） A rxxxxU K qdd ]cossin))[(( 00 ' 4 δδ −+−= （6-9） ( ) ⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ ++= A rxx U xUU K d t qtd 00 ' 0 0 5 sincos δδ ＋ 0 ' 0 t dtq U xUU ( ) ⎥⎦ ⎤⎢⎣ ⎡ +− A xxr q 00 sincos δδ （6-10） AU rxU A xxx U U K t qtdqd t tq 0 0 ' 0 0 6 )( 1 + ⎥⎥⎦ ⎤ ⎢⎢⎣ ⎡ +−= （6-11） （6-12） ))((2 dq xxxxrA ′+++= ( ) ( )20020 00 0 qtd t q xQUxP UPi ++ = (6-13） Utd0=iqoxq （6-14） 2 02 00 tdtqtq UUU −= （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 queu EKM ′Δ=Δ •2 fd d wq ETsK K E Δ′+=′Δ 03 3 . 1 quxxfd EKsEKsEE ′Δ••−Δ•−=Δ 65 )()( δ 其中负号表示电压调节器按电压负增量调节。 δΔ′++ −=Δ 0363 532 )(1 )( dx x eu TsKsEKK sEKKKM （6-16） -19- 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。 )196(sin cos )186( )176(sincos 0 52 52 0 5252 −•−= −= −Δ+ΔΔ −Δ••−Δ−Δ EX d EXDu EXEXsu Dusueu EX d EXEXEXeu KKKK KKKK KKM KKKKKKM ϕω ω ϕ ωδ ωϕω ωδϕ ＝ ＝ 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 d do x js TsKsExKK sKK ω=′++ 363 3 )(1 )( 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，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。 20 Δδ Δω K5Δδ -K5Δδ ΔMeu ΔMDU ΔE′qu φEX Δδ Δω -K5Δδ K5Δδ ΔMeuΔMDU ΔE′qu φEX (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 Δδ Δω ΔPe ΔMep ΔMDP ΔE’eqpφEX -ΔPe φp 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 -21- 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。 22 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×sin φex 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φ ex 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 內从零开始增大的一段范围 （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 -23- 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。 同步电机模型系数K1、K3和K6 Xd=Xq=2.0,Xd'=0.2,Xe=1.0 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 -1 -0.8 -0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 Pe(p.u.) K( p. u. ) K1 K3 K6 同步电机模型系数K2、K4和K5 Xd==Xq=2.0,Xd'=0.2 -2 -1.5 -1 -0.5 0 0.5 1 1.5 2 -1 -0.8 -0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 Pe(p.u.) K( p. u. ) K2 K4 K5 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 24 同步电机模型系数K1、K3和K6 Xd=1.0,Xq=0.7,Xd'=0.35,Xe=1.0 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 -1 -0.8 -0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 Pe(p.u.) K( p. u. ) K1 K3 K6