PSS与SVC对电力系统暂态稳定性的影响要点.docx

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PSS与SVC对电力系统暂态稳定性的影响要点

目录

第一章课程设计要求1

1.1原始数据1

1.2.工作要求1

第二章PSS及SVC的简介2

2.1.电力系统稳定器PSS2

2.1.1PSS基本原理2

2.1.2AVR及PSS模型框图4

2.2静止无功补偿装置SVC5

2.2.1具有饱和电抗器的无功补偿装置（SR）5

2.2.2静态无功补偿（FC）6

2.2.3晶闸管控制电抗器（TCR）6

2.2.4晶闸管投切电容器（TSC）6

第三章Matlab/simulink仿真及仿真波形分析8

3.1仿真系统图8

3.2PSS对系统稳定性的影响9

3.3SVC对系统稳定性的影响18

3.3.1无SVC18

3.3.2有SVC20

3.4SVC安装位置对系统稳定性的影响23

总结24

参考资料24

第一章课程设计要求

1.1原始数据

如图所示双机系统中，容量为1000MVA的1号水电厂经升压变，通过一条500KV，700km的长距离输电线路给一地区负荷供电，其最大负荷为5000MW。

此外，该地区负荷还同时由当地容量为5000MVA的2号水电厂给其供电。

两个水电厂机组均装设了电力系统稳定器PSS，同时，输电线路上还并联补偿了一个200Mvar的静止无功补偿器SVC。

1.2.工作要求

在Matlab/simulink中进行系统建模仿真，通过在输电线路首端设置短路故障点，模拟单相接地短路故障、两相接地短路故障以及三相接地短路故障时，PSS和SVC对该系统暂态稳定性的影响。

要求得出相应的仿真波形，并且做出详细的仿真分析。

（1）SVC未投入运行时，发生以上各类短路故障时，PSS对系统稳定性的影响。

可得出转子角偏移量、发电机转速、发电机端电压的波形说明问题。

（2）两台机组的PSS都投入运行时，发生以上各类短路故障时，SVC对系统稳定性的影响。

可得出各母线电压、线路输送功率、SVC母线电压、SVC补偿的无功功率的波形说明问题。

（3）SVC安装位置的不同对系统稳定性的影响。

（输电线路电气中点及末端）

第2章PSS及SVC的简介

2.1.电力系统稳定器PSS

随着电力系统规模的不断扩大，以及自并励等快速微机励磁系统的广泛应用，动态稳定问题（低频振荡问题）已成为影响电网系统安全、稳定、经济运行的最重要的因素之一。

研究表明，在互联的电力系统中一般都存在两种振荡模式，即地区性振荡模式（0.5～2.0HZ）和区域间振荡模式（0.1～0.5HZ）。

要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，保证连网系统的安全、稳定、经济运行。

电力系统稳定器（PSS）作为励磁调节器的一种附加功能，能够有效地增强系统阻尼，抑制系统低频振荡的发生，提高电力系统的稳定性，目前在大多发电机的励磁系统上已得到广泛的应用，成为现代励磁调节器不可缺少的功能之一。

2.1.1PSS基本原理

单机无穷大母线系统图如图2.1所示，其小信号模型如图2.2所示：

图2.1单机无穷大系统图

图2.2单机无穷大系统小信号模型

如果忽略线路电阻，那么K1～K6可以简化成如下公式：

式中，Xd、Xq、X'd分别为发电机纵轴电抗、横轴电抗、纵轴暂态电抗；

Xe为线路电抗；

Ut0、UC分别为发电机端电压和无限大母线电压

当发电机在重负荷下运行受到干扰时，转子角将产生增量变化Δδ，但是由于励磁系统提供的励磁电势增量ΔEq滞后Δδ，使Δδ有进一步变化的趋势，助长了负阻尼。

即如下式所示：

ΔUt=K5Δδ+K6ΔE?

q˜K5Δδ，

当发电机在重负荷下运行时K5＜0，则ΔUt与Δδ反相。

如果励磁系统为简单的比例式调节器，增益为Ke，时间常数为Te，则

如图2.3所示，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。

PSS的功能是要提供一个正的阻尼力矩分量以补偿AVR所产生负阻尼，从而提高系统的动态稳定性。

要实现PSS功能的基本原理是要生成一个与转子转速同相的信号。

由于功率增量产生转子加速度，所以与电功率相关联的任何量，包括Δω、Δδ、Pe、ΔP、Δf等都可以作为PSS的输入信号。

由于励磁系统具有滞后特性，故用超前、滞后补偿环节来补偿角度。

从PSS模型框图来看，PSS由信号输入，信号测量，隔直，超前滞后，比例放大，输出限幅几个环节单元组成。

如下图所示,图a为AVR产生负阻尼时，各相量之间的关系图，图b为加入PSS后，PSS产生正阻尼，各相量之间的关系图。

图2.3AVR及PSS产生的阻尼力矩

2.1.2AVR及PSS模型框图

GER3000励磁调节器的PSS模型框图采用的是PSS2A模型形式，为满足现场需要，经过适当调整参数，不需要修改程序，也可以将PSS2A模型简化为PSS1A模型使用。

PSS2A模型输入信号为：

转速和功率。

PSS2A模型的实现方式是：

用转速作为输入以产生等值的机械功率信号，使总信号对机械功率的变化不敏感；在系统振荡的频率范围内，PSS起电气功率输入稳定器的作用

2.2静止无功补偿装置SVC

SVC（StaticVarCompensator）——静止无功补偿器，其静止是相对于发电机、调相机等旋转设备而言的。

它可快速改变其发出的无功，具有较强的无功调节能力，可为电力系统提供动态无功电源、调节系统电压，当系统电压较低、重负荷时能输出容性无功；当系统电压较高、轻负荷时能输出感性无功，将供电电压补偿到一个合理水平。

SVC通过动态调节无功出力，抑制波动冲击负荷运行时引起的母线电压变化，有利于暂态电压恢复，提高系统电压稳定水平。

随着电力电子技术的发展及其在电力系统中的应用，近年发展起来的静止型无功补偿装置（StaticVarCompensator）是一种快速调节无功功率的装置,主要有固定电容器组（FC:

FixeCapactor）、晶闸管控制电抗器（TCRThyristorControlReactor）、晶闸管投切电容器（TSC:

ThyristorSwitchCapacitor），用静止无功补偿器恰当地供给和控制输电网络的无功伏安有以下明显的经济和技术效果；

（1）产生和吸收无功伏安的建设费很少;

（2）输电系统的损耗最小;（3）发电站的利用最佳.可推迟扩建工程;（4）系统的运行稳定度提高;（5）能维持适当的供电质量;（6）能控制系统的过电压。

因此，目前这一新技术引起了世界各国输电工程师的极大兴趣正在不断发展完善中[4]。

图2.4TCR原理图

图2.5TSC原理图

2.2.1具有饱和电抗器的无功补偿装置（SR）

饱和电抗器分为自饱和电抗器和可控饱和电抗器两种,相应的无功补偿装置也就分为两种。

具有自饱和电抗器的无功补偿装置是依靠电抗器自身固有的能力来稳定电压,它利用铁心的饱和特性来控制发出或吸收无功功率的大小。

可控饱和电抗器通过改变控制绕组中的工作电流来控制铁心的饱和程度,从而改变工作绕组的感抗,进一步控制无功电流的大小。

这类装置组成的静止无功补偿装置属于第一批静止补偿器。

早在1967年,这种装置就在英国制成,后来美国通用电气公司（GE）也制成了这样的静止无功补偿

2.2.2静态无功补偿（FC）

静态无功补偿（FC）的功能是提高功率因数及滤除谐波，由于FC的补偿容量是固定的，一般适合负荷相对比较稳定的场合，对于负荷波动比较大的场合，补偿效果就很不理想。

由于其补偿的无功容量设计是根据计算的平均负荷大小而确定的，在负荷较小时，造成过补，大量无功倒送，电业部门对无功的计量是“反转正计”所以过补造成功率因数降低；在负荷较重时，补偿容量又不够功率因数同样不能满足要求。

目前国内，由于FC的设计容量往往偏大，造成FC不能投运或只部分投运的情况不少。

由于FC的补偿容量固定，当系统无功变化时，不能跟随调节，所以FC不能克服电压波动。

由于FC的滤波通道是按系统谐波电流发生量设置的，当不能全部投入时，必然切去其中某次滤波通道，对于切去的滤波通道相对应的谐波电流不能很好的滤除，达不到谐波治理的要求，而且频繁的投切滤波器容易形成系统振荡。

投切滤波支路有一个暂态过程，会产生过电流、过电压，影响电容器及串联电抗器的可靠运行；切除滤波支路时，触头上恢复电压较高，有开关重燃的可能，多次重复击穿时，电容器上产生很高的过电压，将致使设备损坏[5]。

2.2.3晶闸管控制电抗器（TCR）

两个反并联的晶闸管与一个电抗器相串联,其单相原理图如图1所示。

其三相多接成三角形,这样的电路并入到电网中相当于交流调压器电路接电感性负载,此电路的有效移相范围为90°～180°。

当触发角A=90°时,晶闸管全导通,导通角D=180°,此时电抗器吸收的无功电流最大。

根据触发角与补偿器等效导纳之间的关系式:

BL=BLmax（D-sinD）?

P和BLmax=1?

XL可知。

增大触发角即可增大补偿器的等效导纳,这样就会减小补偿电流中的基波分量,所以通过调整触发角的大小就可以改变补偿器所吸收的无功分量,达到调整无功功率的效果。

在工程实际中,将降压变压器设计成具有很大漏抗的电抗变压器,用可控硅控制电抗变压器,就不需要单独接入一个变压器,也可以不装设断路器。

电抗变压器的一次绕组直接与高压线路连接,二次绕组经过较小的电抗器与可控硅阀连接。

如果在电抗变压器的第三绕组选择适当的装置回路,例如加装滤波器,可以进一步降低无功补偿产生的谐波。

瑞郎鲍威利公司已经制造出此种补偿器用于高压输电系统的无功补偿[6]。

2.2.4晶闸管投切电容器（TSC）

为了解决电容器组频繁投切的问题,TSC装置应运而生。

其单相原理图如图2所示。

两个反并联的晶闸管只是将电容器并入电网或从电网中断开,串联的小电抗器用于抑制电容器投入电网运行时可能产生的冲击电流。

TSC用于三相电网中可以是三角形连接,也可以是星形连接。

一般对称网络采用星形连接,负荷不对称网络采用三角形连接。

不论是星

形还是三角形连接都采用电容器分组投切。

为了对无功电流能尽量做到无级调节,总是希望电容器级数越多越好,但考虑到系统的复杂性及经济性,一般用K-1个电容值为C的电容和电容值为C/2的电容组成2K级的电容组数[7]。

TSC补偿器可以很好的补偿系统所需的无功功率,如果级数分得足够细化,基本上可以实现无级调节。

瑞典某钢厂两台100t电弧炉,装有60Mvar的TSC后,有效的使130kV电网的电压保持在115%的波动范围。

运行实践证明此装置具有较快的反映速度（约为5～10ms）,体积小,重量轻,对三相不平衡负荷可以分相补偿,操作过程不产生有害的过电压、过电流,但TSC对于抑制冲击负荷引起的电压闪变,单靠电容器投入电网的电容量的变化进行调节是不够的,所以TSC装置一般与电感相并联,其典型设备是TSC+TCR补偿器。

这种补偿器均采用三角形连接,以电容器作分级粗调,以电感作相控细调,三次谐波不能流入电网,同时又设有5次谐波滤波器,大大减小了谐波[8]。

由于单独的TCR只能吸收无功功率，而不能发出无功功率，为了解决此问题，可以将并联电容器与TCR配合使用构成无功补偿器。

根据投切电容器的元件不同，又可分为TCR与固定电容器配合使用的静止无功补偿器（TCR＋FC）和TCR与断路器投切电容器配合使用的静止无功补偿器（TCR＋MSC）。

这种具有TCR型的补偿器反应速度快，灵活性大，目前在输电系统和工业企业中应用最为广泛。

第3章Matlab/simulink仿真及仿真波形分析

3.1仿真系统图

图3.1SVC安装输电线路电气中点

图3.2SVC安装在输电线路末端

如仿真图所示连接各个模块，在故障模块参数设置时可以实现单相、两相、三相接地故障。

PSS模块的两个开关实现PSS的投入与切除，当第一个开关打在Generic时，第二个开关打在上面时，有一台PSS投入；当第一个开关打在multi-band上，第二个开关打在上面时，有两台PSS投入，当第二个开关打在NOPSS时，没有PSS投入。

SVC模块在bref为0时没有投入，在选择Voltageregulation时才能投入。

为了避免在较长仿真时间内系统失稳后有不必要的仿真，设置stop模块在发电机转差角1080度时停止仿真。

3.2PSS对系统稳定性的影响

图3.3无PSS无SVC的系统中发生单相接地故障的转角差

发电机转角差振荡增大，超过90度后失稳，7.8s转差角达到1080度，结束仿真。

图3.4有一台PSS无SVC的系统中单相接地故障的转角差

两发电机转角差在故障切除时（0.2s）达到最大值66度，之后衰减振荡9.5s后稳定于53度

图3.5两PSS无SVC的系统单相接地故障的转角差

两发电机转差角达到最大66度，之后振荡衰减，6s后稳定于53度

图3.6无PSS无SVC的系统发生单相接地故障发电机转速

图示发电机转速，，W1转速振荡增加，在7s后增加陡增，W2在振荡至7s后下降，7.8s左右结束仿真

图3.7有一PSS无SVC的系统发生单相接地故障发电机转速

图示发电机转速，，W1转速在故障切除时达到最大1.0045pu，之后振荡衰减，W2在故障切除时出现最小值0.9998pu，之后在1pu上下振荡。

图3.8两PSS无SVC系统发生单相接地故障发电机转速

图示转速，发电机W1在转速达到最大值1.0045pu,之后振荡衰减。

W2振荡出现最小值0.9998pu，之后振荡，在6s后稳定于1.0005

图3.10无PSS无SVC系统单相接地故障发电机端电压

图示端电压，，W1端电压先出现明显的振荡，W2在7.2s后才有明显振荡，W1、W2在7.3s出现最大端电压，W1约为1.58，W2约为1.1，之后振荡衰减至失稳7.8s

图3.11有一个PSS无SVC系统单相接地故障发电机端电压

图示端电压，只有W1端电压有明显振荡，且6s后稳定于1

图3.12有两台PSS无SVC系统发生单相接地故障发电机端电压

图示端电压，W1振荡较快稳定下来,4s左右就稳定于1

图3.13无PSS无SVC系统发生两相接地故障的转角差

图示转角差，转差角振荡增加，超过90度一段时间后失稳，2.9s转差角就达到1080度结束仿真

图3.14有一PSS无SVC发生两相接地故障的转角差

图示转角差，转差角振荡最大值89度，没有超过90度，在10s时稳定于53度

图3.15有两PSS无SVC系统发生两相接地故障的转角差

图示转角差，转差角振荡最大89度，6s到达稳定

图3.16无PSS无SVC系统发生两相接地故障发电机转速

图示发电机转速，发电机W1转速振荡增加，在2.2s开始出现陡增，在2.9s时就因转差角达到1080度停止仿真，发电机W2在2.2s之前转速微弱振荡，之后出现下降，直到仿真结束

图3.17有一PSS无SVC系统发生两相接地故障发电机转速

图示发电机转速，发电机W1出现最大振荡幅值1.009后振荡衰减至1.003，发电机W2振荡增加至1.003，10s达到相同转速

图3.18有两PSS无SVC系统发生两相接地故障发电机转速

图示发电机转速，转速在6s达到同步

图3.19无PSS无SVC系统发生两相接地故障发电机端电压

图示端电压，发电机W1端电压振荡峰值1.56，发电机W2端电压振荡峰值1.1，2.9s结束仿真。

图3.20有一PSS无SVC系统发生两相接地故障发电机端电压

图示发电机端电压，发电机W1端电压有明显振荡，发电机W2端电压微弱振荡，10s都稳定于1pu.

图3.21有两PSS无SVC系统发生两相接地故障发电机端电压

图示端电压，发电机W1端电压有明显振荡，发电机W2微弱振荡，6s稳定于1pu.

图3.22无PSS无SVC系统发生三相接地故障的转角差

图示转角差，1.58s转差角达到1080度结束仿真

图3.23有一PSS无SVC系统发生三相接地故障的转角差

图示转角差，1.61s转差角达到1080度结束仿真

图3.24有两PSS无SVC系统发生三相接地故障的转角差

图示转角差，1.7s转差角达到1080度结束仿真

图3.25无PSS无SVC系统发生三相接地故障发电机转速

图示转速，无PSS，发电机W1转速振荡增加，1.58s结束时达1.102pu，发电机W2转速减至0.98pu

图3.26有一PSS无SVC系统发生三相接地故障发电机转速

图示转速，一PSS，发电机W1转速振荡增加，1.61s结束时达1.102pu，发电机W2转速减至0.98pu

图3.27有两PSS无SVC系统发生三相接地故障发电机转速

图示转速，两PSS，发电机W1转速振荡增加，1.61s结束时达1.102pu，发电机W2转速减至0.98pu

图3.28无PSS无SVC系统发生三相接地故障发电机端电压

图示端电压，无PSS，发电机W1端电压振荡最大值1.56pu，发电机W2端电压振荡最大值1.1pu，1.58s结束仿真

图3.29有一PSS无SVC系统发生三相接地故障发电机端电压

图示端电压，一PSS，发电机W1端电压振荡最大值1.62pu，发电机W2端电压振荡最大值1.05pu，1.6s结束仿真

图3.30有两PSS无SVC系统发生三相接地故障发电机端电压

图示端电压，两PSS，发电机W1端电压振荡最大值1.68pu，发电机W2端电压振荡最大值1.02pu，1.7s结束仿真

仿真分析：

（1）分析图3.3至图3.12，可知PSS装置能够维持系统的稳定性，系统中安装台数越多，系统在振荡后恢复稳定的时间也越短。

（2）对比分析图3.3至图3.30可知，当系统反生接地故障的相数越多，系统出现振荡也越快，系统中发电机失步也越快。

（3）通过对比分析图3.28至图3.30可知，对于非对称的三相接地故障引起的振荡，PSS装置是无法让系统重新稳定。

3.3SVC对系统稳定性的影响

3.3.1无SVC

图3.31有两PSS无SVC系统发生单相接地故障SVC母线电压及无功

图示单相故障SVC母线电压，SVC母线电压下降至0.0775pu，故障切除后出现振荡，振荡峰值1.06，无功为0

图3.32有两PSS无SVC系统发生单相接地故障母线电压及线路输送功率

图示单相故障各母线电压，B1母线电压下降至0.6，B2母线电压下降至0.8，B3母线电压降至0.98，输电线路功率故障时降至600MW，振荡峰值1100MW，3s稳定于960MW

图3.33有两PSS无SVC系统发生两相接地故障SVC母线电压及无功

图示两相接地SVC母线电压，SVC母线电压降至0.6，振荡峰值1.1，4s稳定于1，无功为0

图3.34有两PSS无SVC系统发生两相接地故障母线电压及线路输送功率

图示两相接地各母线电压，B1母线电压下降至0.2，B2母线电压下降至0.6，B3母线电压降至0.96，4s后都稳定于1输电线路功率故障时降至200MW，振荡峰值1180MW，3s稳定于960MW

图3.35有两PSS无SVC系统发生三相接地故障SVC母线电压及无功

图示三相接地SVC母线电压降至0.52，振荡峰值1.5，最小值0.05，无功为0

图3.36有两PSS无SVC系统发生三相接地故障母线电压及线路输送功率

图示三相接地各母线电压，B1母线电压下降至0，B2母线电压下降至0.54，B3母线电压降至0.94，故障切除后振荡，B1有最大振荡峰值1.7，B2有最小振荡值0，B3有振荡较B1、B2要小。

输电线路功率故障时降至0MW，振荡峰值1600MW，振荡谷值-1400MW，1.7s结束

3.3.2有SVC

图3.37有两PSS有SVC系统发生单相接地故障SVC母线电压及无功

图示单相接地SVC母线电压最小值0.8，最大值1.06，2s稳定于1，在0.2s最大吸收无功-1.1，1s释放0.58的无功，3.5s稳定于0

图3.38有两PSS有SVC系统发生单相接地故障母线电压及线路输送功率

图示单相故障B1母线电压下降至0.6，B2母线电压下降至0.8，B3母线电压降至0.98，输电线路功率故障时降至600MW，0.2s达峰值1400MW后，2.5s稳定于960MW

图3.39有两PSS有SVC系统发生两相接地故障SVC母线电压及无功

图示两相接地，SVC母线电压降至0.65，振荡峰值1.05，4s稳定于1，0.2s吸收无功-1，1.25s释放无功1，4s恢复于0

图3.40有两PSS有SVC系统发生两相接地故障母线电压及线路输送功率

图示两相接地各母线电压，B1母线电压下降至0.2，B2母线电压下降至0.6，B3母线电压降至0.96，4s后都稳定于1输电线路功率故障时降至200MW，振荡峰值1200MW，3s稳定于960MW

图3.41有两PSS有SVC系统发生三相接地故障SVC母线电压及无功

图示三相接地SVC母线电压降至0.52，振荡谷值0.8，峰值1.08，5s稳定于1，故障开始，SVC吸收无功至-1，0.9s再次吸收无功至-1，0.9s后开始释放无功至最大值1.2，之后振荡衰减至0

图3.42有两PSS有SVC系统发生三相接地故障母线电压及线路输送功率

图示母线B1电压故障时降至0，母线B2电压降至0.56pu，母线B3电压降至0.92pu,5s稳定于1.输电线路故障时传输功率为0，故障切除达到1400MW，之后振荡衰减至1200MW，最小值620MW，最终稳定于960MW。

仿真分析：

（1）通过图3.31与图3.42对比分析有无SVC对系统稳定性的影响仿真，可知SVC对于系统的对称三相接地故障引起的振荡有很好的稳定作用，能够限制母线、线路的过电压。

（2）SVC通过自身的调节，实现吸收无功和释放无功，从而达到稳定系统的目的。

3.4SVC安装位置对系统稳定性的影响

图3.43SVC安装在线路末端发生三相接地故障SVC母线电压及无功

图示SVC的母线电压在故障时降至0.925pu,故障切除后恢复为1pu,衰减至系统失稳后，振荡增加，SVC在故障发生后一直是吸收无功，至失稳后才释放无功，最大的释放无功为0.5pu.

图3.44SVC安装在线路末端发生三相接地故障各母线电压及线路输送功率

图示母线B1故障时降至0，母线B2降至0.54，B3电压降至0.94，B2有振荡出现最小值0，B1出现最大的振荡峰值1.68，输电线路故障时的传输功率为0，故障切除时达到1400MW，之后振荡衰减，系统失稳。

1.61s转角差达到1080度，仿真结束。

仿真分析：

通过图3.42与图3.44的对比分析可知，SVC安装位置关乎到SVC能否发挥稳