标题：电力系统稳定控制
基本信息
电力系统稳定控制（pps）就是为抑制低频振荡而研究的一种附加励磁控制技术。它在励磁电压调节器中，引入领先于轴速度的附加信号，产生一个正阻尼转矩，去克服原励磁电压调节器中产生的负阻尼转矩作用。用于提高电力系统阻尼、解决低频振荡问题，是提高电力系统动态稳定性的重要措施之一。它抽取与此振荡有关的信号，如发电机有功功率、转速或频率，加以处理，产生的附加信号加到励磁调节器中，使发电机产生阻尼低频振荡的附加力矩。
电力系统在正常运行时，经受干扰而不发生非同步运行、频率崩溃和电压崩溃的能力。这种抗干扰的能力是电力系统保证正常运行必须具备的。从狭义的观点看，电力系统稳定单指不发生非同步运行，不管电力系统中联接多少台发电机,联网地域有多大(全省、跨省区、跨国家)，都要求在经受干扰时所有交流同步发电机保持同步运行。从广义的观点看，电力系统稳定研究的范围还包括电力系统稳定破坏后，电力系统进入非同步运行状态，而后在满足一定条件下再同步成功，又恢复同步运行的全过程，电力系统的这种能力称为综合稳定。为了便于应用现代数学方法和计算工具进行电力系统的计算分析，和在实际运行中更确切地检验电力系统稳定运行的水平并采取提高稳定的措施，把电力系统稳定分为静态稳定，暂态稳定和动态稳定三类。
暂态稳定电力系统受到大干扰后，各同步电机保持同步运行并过渡到新的或恢复到原来运行方式的能力。通常指保持第一或第二个振荡周期不失步。暂态稳定的判据是电力系统遭受每一次大扰动（如短路、切除故障、切除线路、切机等）后，引起电力系统机组之间的相对功角 增大，在经过第一个最大值后作同步的衰减振荡，系统中枢点电压逐步恢复。暂态稳定计算分析的目的，是在规定运行方式和故障形态下，对系统稳定性进行校验，并对继电保护和自动装置以及各种措施提出相应的要求。
暂态分析计算普遍应用时域模拟方法。即列出电力系统包括各元件在内的数学模型（表现为对时间的微分方程），再采用数值解法求出各状态量的时间特性，然后根据暂态稳定判据进行分析。这种方法对于大型多机电力系统来说，所需的计算工作量很大，即使应用现代大型计算机仍然耗费机时较多。80年代以来，正在发展以李雅普诺夫直接法为基础的暂态能量函数的方法来直接分析电力系统暂态稳定性。这种方法不仅能快速给出是否稳定的判断，并能给出稳定度的数量指标。
提高暂态稳定的措施①用快速保护和快速断路器把故障切除时间减少到0.1～0.15秒之内； 
②将故障限制在故障区段内；
③用自动重合闸尽快恢复网络结构；
④自动切除水轮发电机组和快速关上汽轮机的汽门，以减少加速能量；
⑤采用线路故障联动切机或切除其他线路，以防止连锁反应而扩大事故；
⑥采用电气制动和控制补偿设备；
⑦控制负荷功率（如炼铝厂），切除部分负荷，以及控制直流线路的功率等。
动态稳定电力系统受到小干扰或大干扰后，在自动调节和控制装置的作用下，保持长过程的运行稳定性的能力。动态稳定计算分析的方法有两种：①在小干扰下可采用特征值分析的方法，如同静态稳定，只是增加调节系统的微分方程式。多机电力系统由于方程阶次高，还可推导出特征向量，以判断应对哪台机、哪个环节采取何种措施。②数值解的方法，如同暂态稳定，同样是增加调节系统的微分方程。数值解法用隐式积分法（梯形法，简单迭代法）；对于大干扰的动态稳定的故障形态和地点选择与暂态稳定相同;对于小干扰的动态稳定,可以在某些稳定较弱的节点上,加一个很大的阻抗，然后进行数值解。若得到功角摇摆是增幅振荡或非周期扩散，则是不稳定。在小干扰的条件下，特征值分析法和数值解法两种计算结果可以互相对照。
提高动态稳定的措施①对于网络结构不合理的系统，应增加线路回路数，发电机接入高压主网以增强系统联系；
②对于网络结构一定的情况下，合理配置电力系统稳定器，改善大型发电机快速励磁调节系统的参数和特性；
③控制直流线路的功率，以提高并列运行的交流线路的动态稳定性等。
电网PSS试验情况
1.励磁控制系统滞后特性的测量
励磁控制系统滞后特性即无补偿频率特性。因励磁控制系统滞后特性的存在，加到励磁调节器的附加信号经滞后才能产生附加力矩。测量励磁控制系统滞后特性，应测量附加力矩对PSS迭加点的滞后角度。由于附加力矩无法测量，实际上是测量机端电压对PSS迭加点的滞后角度。因为在发电机高功率因数运行时，机端电压对PSS迭加点的滞后角度近似等于附加力矩对PSS迭加点的滞后角度。
由试验可见：
(1)励磁控制系统滞后特性基本分为两种：自并励系统(约-40°～90°)：励磁机励磁系统(约-40°～-150°)。
(2)同一频率角度范围，表示同一发电机励磁系统在不同的系统工况和发电机工况下有不同的滞后角度，从几度到十几度，其中也包含了测量误差。
(3)温州电厂与台州电厂虽采用同一励磁控制系统，因转子电压反馈和调节器放大倍数不同，励磁系统滞后特性发生明显变化。
(4)励磁调节器的PSS迭加点位置不同，励磁控制系统滞后特性也不同。
2.有补偿频率特性的测量
有补偿频率特性，由无补偿频率特性与PSS单元相频特性相加得到，用来反映经PSS相位补偿后的附加力矩相位。DL/T650-1998《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》提山，有补偿频率特性在该电力系统低频振荡区内要满足-80°～-135°的要求，此角度以机械功率方向为零度。根据试验的方便情况，可采用两种方法：(1)断开PSS信号输入端，在PSS输入端加噪声信号，测量机端电压相对PSS输入信号的相角：(2)PSS环节的相角加上励磁控制系统滞后相角。
由试验可见：
(1)通过调整PSS参数，可以使有补偿频率特性在较宽的频率范围内满足要求。
(2)ALSTHOM机组PSS低频段相位补偿特性未能满足要求。
(3)北仑电厂1号机PSS在小于0．4Hz范围增大隔直环节时间常数，使之低频段有良好的相位补偿特性，而且提升放大倍数(0．2Hz处提高1．76倍)。
3.PSS放大倍数和输出限幅
PSS放大倍数都以标幺值表示。输入值按PSS信号是哪一种，取机组额定有功功率、额定转速或额定频率为基值。输出值以PSS迭加点额定机端电压为基值。当PSS迭加点与电压迭加点不一致时，要按低频振荡频率下的环节放大倍数折算额定机端电压值。因PSS中的超前滞后环节影响放大倍数，本文以1Hz下的放大倍数进行比较.
4.PSS开环频率特性
开环频率特性用于测量增益裕量及相角裕量，判断闭环控制系统的稳定性，判断PSS放大倍数是否适当。可在PSS输入端或PSS输出端解开闭环进行测量。由表5可见，除台州电厂7、8号机和北仑电厂2号机以外，开环频率特性的增益裕量及相角裕量均符合DL/T650-1998标准的要求，增益裕量大于6dB、相角裕量大于40°。
5.负载电压给定阶跃响应
负载电压给定阶跃响应作为为验证试验项目，可以直接观察PSS投入引起地区内与本机有关振荡模式阻尼比的提高，从表6中可见振荡频率均在1．18Hz以上。阶跃响应不能检验区域间与本机有关振荡模式阻尼比的提高。试验结果表明，以上机组PSS的作用均有效。有的机组对负载电压阶跃反映迟钝，以至难以测量，这可能是调节器的一些环节滤去了阶跃信号中的高频分量，也可能是在试验工况下系统组尼比较大。
相关看法
1、关于相位补偿的频率范闹
DL/T650-1998《大型汽轮发机自并励静止励磁系统技术条仆》提出了PSS应满足该机各振荡模式下的相位补偿要求，其振荡频率一般在0．2Hz～2．0Hz范围内。相位补偿可按分析计算得出该系统振荡模式的实际频率范围设计，也可按0．2Hz~2．0Hz频率范围设计。后者因频带宽，不易在全范围满足要求，如果有一定的经验，也可以经初步分析后进行现场试验整定。以上所列浙江电网PSS整定I作均为不依靠系统计算分析，仅由现场试验整定。除ALSTHOM机组PSS因没有可调整点无法扩大相位补偿的频率范围之外，其它机组在0．5Hz～1．6Hz内满足-60°～-135°有补偿频率特性的要求。这里要指出，在DL/T650—1998发布之前，采用有补偿频率特性-60°～-135°的要求：DL/T650-1998提出了有补偿频率特性-80°～-135°的要求。
ALSTHOM机组PSS的相位补偿仅满足0．75Hz以上低频振荡范围的要求。其原因是PSS仅设计一个隔直环节，没有超前滞后环节。建议：(1)对电力系统进行小干扰稳定性分析后，判断ALSTHOM机组PSS是否需要重新设计
(2)应在供货前提供励磁系统数学模型参数，得到确认后再发货。
现场试验整定的条件为，励磁调节器可以进行励磁系统滞后特性的测量，即可以在PSS迭加点加入测量川的噪声信号。但有些微机励磁调节器做不到。对此，DL/T650-1998柄；准中明确要求，励磁调节器应具备测量励磁控制系统滞后特性的功能。将PSS计算分析得到不同运行方式利事故状况下的励磁系统滞后特性，结合现场试验实测励磁系统滞后特性，从而合理而准确地整定PSS参数。
2、关于振荡模式的分析
通过振荡模式的分析，了解各振荡模式的振频和阻尼比。
PSS首先应保证在大小运行方式下阻尼比均满足要求。于是要分析无PSS时大小运行方式下的阻尼比，确定必须投入PSS的电厂和机组。电力系统故障以后阻尼往往被削弱，所以要进行故障预测和故障后动态稳定性分析，以判断在故障情况FPSS是否仍可为系统动态稳定提供足够的正阻尼。如存在问题，需进行进一步研究。各振荡模式的振频应包括在PSS频带范围内。由于振荡模式分析需要电力系统和励磁系统的参数，需要运行状态和分析经验的积累，建议在开展分析工作的同时，不失时机地通过现场试验将大型汽轮发电机组PSS投入运”。通过投入试验来验证和改进分析工作，用计算分析来指导和简化PSS投入试验。
3、关于PSS放人倍数
PSS放大倍数可按临界放大倍数的1/3～1/5整定。浙江电网PSS试验均采用测量开环频率特性稳定裕量的方法测量调整PSS放大倍数。其原因有三个：一是测量开环频率特性稳定裕量采用加白噪声到励磁系统的方法，试验简单，且对发电机的扰动较小，试验安全：二二是有的装置PSS放大倍数调整困难，临界放大倍数不易达到：三是有的装置PSS放大倍数做死了，没法调整。在已进行的9处PSS试验中，只有台州电厂7、8号机ALSTHOM机组的增益裕量和相角裕量都小于标准规定值，说明采用测量开环频率特性稳定裕量的方法来测量调整PSS放大倍数是可行的。台州电厂7、8号机ALSTHOM机组的增益裕量和相角裕量小于标准规定值，但是其PSS放大倍数却只有0．27和0．48，在9台机的PSS放大倍数中偏小。北仑电厂1号机PSS计入PSS迭加点到励磁电压的放大倍数后，从PSS信号输入点到励磁电压的总放大倍数看，与稳定裕量的关系是明确的.台州电厂7、8号机和北仑电厂2号机总放大倍数人于其它机组一倍以上，它们的稳定裕量明显低于其它机组。台州电厂5号机组和温州电厂1、2号机组有着相近的总放大倍数，但是它们的稳定裕量有差别，这说明放大倍数与机组在系统中的位置有关，放大倍数需要由试验或计算的稳定裕量来决定。
对一些原动机稳定性不是很好、平时有功功率就有波动的机组，若PSS仅采用有功功率信号，会增加机组有功功率的波动。因为仅采用有功功率信号的PSS有反调作用。对此，首先应减小原动机的扰动，其次PSS取较小的放大倍数。
4．关于PSS输出限幅
放大倍数大，PSS输出就容易限幅。比如取有功功率为信号的PSS放大倍数为1，输出限幅为5%，当有功功率波动大于5%就限幅，即使有功功率波动人到无穷，PSS输出只使基波幅值增加到5%的1．27倍。一般认为，PSS输出限幅可以按5%～10%考虑。
不同的振荡模式和强度对系统的破坏是不同的。故障发生可能伴随几种振荡模式，限幅是不加区别的削弱PSS信号对各种振荡模式的控制。智能式的PSS有可能判别严重后果的振荡模式并加大对其的控制力度。
5．核实振荡模式分析结果可以通过励磁系统加入阶跃信号给系统一个激励，分析该响应，得到与本机有关的振荡模式，从而核实振荡模式计算分析结果。
6．制订PSS整定计算规范和现场试验大纲
上述问题涉及PSS计算分析研究。浙江省电力试验研究所早年进行过振荡模式的分析(小干扰稳定性分析)和PSS参数设计，但未与PSS现场投运结合起来。希望滚动地进行振荡模式的分析，相应制订协调一致的PSS整定计算规范和现场试验大纲。1999年6月全国电力系统励磁研讨会也提出了这个要求。