洪权，宋军英，李理，郭思源，吴晋波(.国网湖南省电力公司电力科学研究院，湖南长沙40007；.国网湖南省电力公司，湖南长沙40004)

PSS放大倍数对电网小干扰计算影响分析

洪权1，宋军英2，李理1，郭思源1，吴晋波1
(1.国网湖南省电力公司电力科学研究院，湖南长沙410007；2.国网湖南省电力公司，湖南长沙410004)

基于单机实测的PSS现场整定参数对于机组的本机振荡模式能取得较好抑制效果，但单机实测确定的PSS参数对于电网存在的区域间振荡模式，适应性较差。本文以PSS整定实测结果为依据，结合小干扰稳定分析，对于PSS参数优化方法进行了探索，并以实际电网进行了计算，结果表明，调整PSS增益可以有效改善系统的动态稳定水平。

低频振荡；PSS；小干扰稳定分析

随着互联电网规模的增大，电力系统动态稳定性问题成为制约电网安全稳定运行的重要问题之一，特别是在特高压交流电网建设初期以及大规模新能源机组接入电网形势下，保障电网安全稳定运行的压力日趋增大。为有效提高电网的动态稳定性，防止低频振荡，电力系统稳定器作为一种基本而有效的方法，被广泛应用于各类型水、火电机组〔1〕。

目前采用的PSS现场参数整定方法为基于无补偿相频特性的整体补偿法，以实现在一定频段范围内达到较好的补偿效果。但互联电网规模不断扩大的同时，其运行方式也日趋复杂。基于现场实测的参数难以保证电网在各种方式下均具有良好的适应性。

为此，本文以PSS整定实测结果为依据，结合小干扰稳定分析，对于PSS参数优化方法进行了探索，并以实际电网进行了计算验证，计算结果表明，调整PSS增益可以有效改善系统存在的振荡模式阻尼。

1 PSS改善系统振荡模式阻尼特性的原理

基于海佛容-飞利普斯(Heffron－Philips)模型的转矩分析理论因其分析过程清晰、物理意义明确而被广泛用于低频振荡问题的分析及抑制措施研究。基于此原理的电力系统稳定器(PSS)则是工程上最为成功的应用。以H－P模型为基础分析PSS改善系统阻尼比的依据。图1为单机无穷大系统的六系数模型〔2－3〕。

如上框图用偏差方程表示为:

励磁系统产生的电磁转矩可分解成与Δδ成比例的同步转矩ΔMsΔδ及与转速sΔδ成比例的阻尼转矩分量ΔMDsΔδ。要使发电机不发生低频振荡，则应保证阻尼转矩分量为正。

图1 包含AVR和PSS的单机励磁系统传递函数框图

PSS则是通过引入相位校正环节，来补偿励磁系统固有的相位滞后特性，从而使得励磁系统提供的阻尼转矩为正。

PSS引入的阻尼转矩可表示为

PSS引入后对应的阻尼表达式为

由式(3)可知，引入PSS后，其振荡模式的阻尼比与PSS环节的整体幅频特性有关。PSS环节的PSS幅频特性既与所设置的直流增益Kpss有关，又与由其相位补偿环节的交流增益有关。因而，在保证PSS相位补偿参数不变的条件下(交流增益不变)，通过提高PSS的直流增益Kpss，可以提高发电机的低频振荡模式的阻尼比，以达到抑制低频振荡的作用。

2 PSS参数现场整定方法

由前分析可知，提高PSS增益可以提高系统振荡模式的阻尼比。但PSS的运行增益不宜无限制放大。

其原因如下〔1－2〕:基于闭环控制系统稳定性理论，其存在保持系统稳定的临界增益，在现场试验整定时，PSS的运行增益一般选取为临界增益的1/3～1/5；另以ΔP为输入信号的PSS，调节有功功率时会产生反调，为限制反调，有时也需限制Kpss。为确认PSS整定时应设置的增益值大小，按照〔4－5〕所述要求，PSS现场参数整定主要步骤:

1)在发电机有功在80%额定有功以上，无功功率小于20%额定值时，实测励磁系统的无补偿频率特性。

2)基于无补偿频率特性整定PSS参数，使得本机振荡频率的力矩向量滞后轴0°～30°；在0.3～2.0 Hz的力矩向量滞后轴在超前20°至滞后45°之间；当有低于0.2 Hz频率要求时，最大的超前角不应大于40°，同时PSS不应引起同步力矩显著削弱而导致振荡频率进一步降低、阻尼进一步减弱。

3)采用临界增益法确定PSS运行增益。

4)负载阶跃试验验证整定PSS参数的有效性。

5)反调验证试验，确认整定的PSS参数在正常调整机组有功时不会引起大的无功反调。

6)最终确定PSS参数。

现场试验时会在选定的PSS运行增益的上、下各取一点做阶跃验证试验，为后续的增益调整提供依据。

3 基于小干扰稳定计算的PSS增益调整方法

现场整定的PSS参数是基于单机得到的，其参数能否适应电网各种运行方式的变化，还需进一步验证。为验证整定后的PSS参数，使用小干扰分析计算进行校核，若存在弱阻尼振荡模式，应进一步优化PSS。为保证已整定各机组PSS相位补偿不出现大的变动，一般保持其相位补偿参数不变，而仅仅通过调整PSS的直流增益即Kpss以改善PSS的整体增益。

另一方面，在多机系统中，由于涉及的机组众多，从工程实际来说，如何对参与调整的机组进行优选是个值得深入研究的问题。相关因子可强烈反映哪台机的状态量与哪个振荡模式强相关，从而可优先考虑在此机上装设PSS来抑制相应的振荡模式。

综上，形成PSS增益调整方法，如图2所示。

图2 PSS增益调整流程图

具体步骤:

1)录入参数至PSASP

将实测整定的各机组PSS参数录入PSASP仿真计算程序。

2)小干扰稳定计算校核

以电网各种典型运行方式开展小干扰稳定计算分析，获得电网存在的各种振荡模式。

3)确认是否存在弱阻尼振荡模式，若不存在，则执行步骤4，若存在，则执行步骤5。4)现场实测参数不需调整，校核结束。5)调整机组PSS增益

针对存在的弱阻尼振荡模式，按相关因子大小选取10台机组作为调整对象，当校核不满足要求时，则依照相关因子由大到小依次添加10台机组作为调整对象，直到所有机组都已参与调整为止。参与调整机组增益修改为经现场试验验证的最大增益值。

6)小干扰稳定分析校核

基于调整后PSS增益，对存在的弱阻尼振荡模式运行方式进行小干扰稳定计算。

7)确认是否存在弱阻尼振荡模式，若存在，则回到步骤5，继续调整PSS增益。若不存在，则执行步骤8。

8)干扰稳定分析复核

基于已修改的PSS参数，在其他典型运行方式下进行小干扰稳定计算复核，确认修改后的PSS参数不会引起别的运行方式下的阻尼特性变差。

9)确认是否存在弱阻尼振荡模式，若不存在，则增益调整结束，确定最终PSS参数值；若存在，则跳转步骤5进行PSS增益调整。

4 算例分析

4.1 PSS参数调整前小干扰稳定计算结果

1)计算程序

PSASP7.16版本。

2)计算运行方式

方式一:夏大、冬大、夏小方式下，鄂湘联络线功率南送2 800MW。

方式二:夏大、冬大、夏小方式下，鄂湘联络线功率北送700MW。

3)PSS现场参数整定值

各机组PSS参数经现场实测整定，得到的Kpss值见表1。

4)计算结论

使用表1所示Kpss参数(与现场实测整定值一致)，对方式一和方式二进行了小干扰稳定计算:

方式一:此方式下，湖南电网与华中电网各地区间均不存在弱阻尼振荡模式。

方式二:此方式下，湖南电网与河南电网间存在频率为0.451 749Hz的弱阻尼振荡模式(湘机组与豫机组为主要参与机组，其模态向量基本相差180°)，阻尼比2.832 2%(＜3%)。其振荡模态图如图3所示。

图3 弱阻尼振荡模式模态图

4.2 PSS参数调整后小干扰稳定计算结果

由前述计算结果可知，湖南电网仅在鄂湘联络线北送700 MW运行方式下，存在弱阻尼振荡模式。通过修改该振荡模式下对应机组PSS增益，以改善系统的动态稳定性。

为改善该振荡模式下的系统阻尼比，并对比不同增益调整方式下的阻尼改善效果，采用3种增益调整方式进行计算分析(计算程序版本及潮流运行方式同4.1.1及4.1.2节一致)。

方式一:调整相关因子在0.005以上的10台机组。方式二:调整相关因子在0.003～0.005间的10台机组。方式三:调整所有相关机组共36台机组。3种方式下系统阻尼比情况见表1。

表1 湖南电网不同调整方式下系统阻尼比情况

由计算结果可知:

1)调整相关因子最大的10台机组PSS增益后，对方式二进行小干扰稳定计算，原弱阻尼振荡模式变化为:振荡频率0.448 144 Hz，阻尼比3.279 54%。

2)调整相关因子次大的10台机组PSS增益后，对方式二进行小干扰稳定计算，原弱阻尼振荡模式变化为:452 587Hz，阻尼比3.070 34%

3)调整所有相关机组PSS增益后，对方式二进行小干扰稳定计算，原弱阻尼振荡模式变化为:频率0.446 194 4 Hz，阻尼比3.412 87%。

计算结果表明:机组相关因子可作为优选调整PSS增益机组的依据，相关因子大的机组其PSS增益调整所带来的阻尼提高效果相较于相关因子较小的机组更为明显。

尽管调整相关因子最大的10台机组已能满足方式二下弱阻尼振荡模式阻尼比提高到3%以上的要求。为尽可能地提高湖南电网的动态稳定性，保证湖南电网在不同运行方式下均能有较好的动态稳定性，采取了在该方式下调整所有相关机组PSS增益的方式。

5 结语

基于单机实测的PSS参数整定方法，对抑制本机低频振荡有较好效果，但其不能适应电网各种运行方式变化。现场实测整定的PSS参数应经过电网综合仿真分析计算以确定其适应性，针对存在的弱阻尼振荡模式，依照机组相关因子的大小及实测PSS不同增益情况下的阻尼振荡效果，对PSS参数进行优化。

〔1〕朱方，赵红光，刘增煌，等.大区电网互联对电力系统动态稳定性的影响〔J〕.中国电机工程学报，2007，27(1):1-7.

〔2〕Kennedy J，Eberhart R.C.Particle Swarm Optimization〔C〕. Proc.IEEE Int′l.Conf.on Neural Networks，IV.Piscataway，NJ:IEEE Service Center，1995:1942-1948.

〔3〕刘取.电力系统稳定性及发电机励磁控制〔M〕.北京:中国电力出版社，2007:136-151.

〔4〕陈新琪，刘增煌，等.电力系统稳定器整定试验导则:DL/ T1231—2013〔S〕.2013.

〔5〕方思立，苏为民.电力系统稳定器配置、构成、参数计算及投运试验〔J〕.中国电力，2004，37(10):11-13.

Effects Analysis of PSS Enlargement Factor to Electric Network Small Signal Calculation

HONG Quan1，SONG Junying2，LILi1，GUO Siyuan1，WU Jinbo1
(1.State Grid Hunan Electric Power Corporation Research Institute，Changsha 410007，China；2.State Grid Hunan Electric Power Corporation，Changsha 410004，China)

The PSS parameter setting based on single machine measurement can effectively restrain local-machine oscillation mode，except for inter area oscillationmode.Thispaper discussed the PSSparameter optimizationmethod basing on experiment data and small signal analysis，and verified on actual system.The result indicated that adjusting PSS gain can effectively improve system dynamic stability.

low-frequency oscillation；power system stabilizer；small signal stability analysis

TM712

B

1008-0198(2017)03-0019-04

洪权(1987)，男，硕士，工程师，研究方向为电力系统运行与控制。

10.3969/j.issn.1008-0198.2017.03.005

国网湖南省电力公司科技项目(项目编号:5216A515002D)

2016-12-26 改回日期:2017-05-22