电力系统稳定控制.docx

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电力系统稳定控制

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目录

∙1电网PSS试验情况

∙2看法

∙1电网PSS试验情况

∙2看法

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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。

电力系统稳定控制-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。

电力系统稳定控制-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。

电气专业整套启动调试方案

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2007年12月01日    我要评论（0）

内容预览

电气专业整套启动调试方案

四川电力试验研究院

2005年3月

目   录

 1目的………………………………………………………………………3

 2编制依据…………………………………………………………………3

 3设备系统简介……………………………………………………………4

 4组织分工…………………………………………………………………5

 5启动试运应具备的条件…………………………………………………5

 6启动前的准备工作………………………………………………………7

 7整套启动试验…………………………………………………………8

 7.1升速过程中的试验…………………………………………………8

 7.2短路试验………………………………………………………………8

 7.3空载试验………………………………………………………………9

 7.4自动励磁调节器试验…………………………………………………9

 7.5发电机假同期并网试验…………………………………………10

 7.6发电机同期并网试验………………………………………………10

 7.7并网带负荷后的试验………………………………………………10

 7.9甩负荷试验…………………………………………………………11

 7.1072小时满负荷试运行………………………………………………11

 8安全措施………………………………………………………………11

1. 目的

 为了明确电气专业整套启动调试工作的任务和参建各方职责,规范整套调试项目和程序,使整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地快速顺利进行，全面提高调试工作水平，确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产，特制定本方案。

 机组启动调试是火电工程的最后一道工序，通过启动调试使机组达到验标规定的技术指标。

本方案仅作为电气整套启动调试原则步骤，各参与单位在会签、批准后应遵照执行。

2. 编制依据

2.1. 原电力工业部颁发的《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）电建〔1996〕159号。

2.2. 原电力工业部颁发的《火电工程启动调试工作规定》建质〔1996〕40号。

2.3. 原电力部颁发的《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）建质〔1996〕111号。

2.4. 原电力工业部颁发的《火电机组达标投产考核标准（1998年版）》电综〔1998〕112号。

2.5. 国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150—91）。

2.6. 原能源部颁发的《继电保护和安全自动装置技术规程》（DL400—91）。

2.7. 《电力系统继电保护和安全自动装置反事故措施要点》。

2.8. 原水电部颁发的《继电保护及电网安全自动装置检验条例》（［87］水电电生字第108号）。

2.9. 原能源部颁发的《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）（DL5009.1—92）。

2.10. 国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电发〔2000〕589号。

2.11. 设备制造厂家有关技术说明书和调试大纲。

3. 设备系统简介

本期工程电气一次主系统由一台6MW发电机组，出口电压10.5KV，通过106开关与本厂10kV单母线系统连接，再通过101开关与全厂总降10KV线路相连入110KV系统，106、101开关设为并网点。

高压电机接至厂用10kV母线，低压负荷由站用变压器供电。

发电机为杭州发电设备厂生产，冷却方式为密闭循环空气冷却。

10KV开关生产厂家为杭州正泰。

二次系统发电机励磁采用自并励静止可控硅励磁方式，装置亦由杭州发电设备厂生产。

发电机保护采用南自厂生产的微机型保护装置，发电机并网采用自动准同期方式，装置由深圳智能公司生产。

主控室设变电站自动化系统后台，用于监视、控制系统运行状况。

主要设备选型如下：

设备名称 型号 制造厂 主要参数 备注

发电机 QF-J6-2 杭州发电设备厂 Pe=6MW,Ue=10.5kV,

Ie=412.4A,COSΦ=0.80,Ile=225.5A 密闭空冷

10KV

开关 KYN28-10 杭州正泰 630-25KA 真空开关

发电机

保护 PDS-771 南自厂 -DC220V ～100V/57V 5A  50HZ 微机型保护

励磁调节装置 JL-12 杭州发电设备厂 ～200V

–320V -250A 自并励静态励磁

同期

装置 SID-2CM 深圳智能 ～220V 微机型自同期

4. 组织分工

4.1. 整套启动试验应在整套试运组的统一指挥下进行，各有关单位分工明确，职责清楚，并以密切合作、顾全大局的精神完成整套启动的试验工作。

4.2. 发电机与系统第一次并列，由调试所指定专人执行，并网带负荷以后的运行操作和事故处理，由碱厂电厂运行人员按照运行规程和事故处理规程执行。

4.3. 运行人员负责试验中的有关操作。

4.4. 安装人员负责临时试验接线的安装、拆除，负责主要设备的巡视监护。

4.5. 厂家人员到场，负责本设备、装置的运行操作指导及缺陷故障处理。

4.6. 电气设备如需检修，必须得到启动指挥组和运行值长的同意，由安装公司安装人员进行。

4.7. 运行的当班值长负责与电网调度联系。

5. 启动试运应具备的条件

5.1. 机组的电气设备安装工作应全部结束，分部试运合格，经相关部门验收并办理签证。

5.2. 发电机保护装置试验、整组试验及励磁系统主回路所有设备静态检验均已完成，并且按调度、电厂提供的保护整定值整定完毕；对提供的单体试验记录进行了审核并确认合格，各保护回路、控制回路、信号回路必须满足“反措要点”和“反措实施细则”的要求。

5.3. 对一次电气设备进行了全面的清扫，瓷瓶已擦拭干净，并将杂物全部清除干净，电缆孔洞已封堵。

5.4. 全厂电气设备编号齐全，各配电室加锁关闭。

5.5. 所有一次设备应悬挂标志牌、各种警告牌，准备好各种绝缘杆、绝缘手套、绝缘垫、验电器、接地线。

5.6. 各设备区域道路畅通，电缆沟盖板齐全，所有主设备区照明充足，消防设备齐全并经过试验，通风设施齐全。

5.7. 主控室与发电机及10kV配电室通讯畅通。

5.8. 发电机本体风压试验合格；定子冷却系统安装完毕并经过试验调整均处于完好状态。

5.9. 发电机定子线圈温度、定子铁芯温度测量系统安装完毕，并经校验合格。

5.10. 励磁变临时电源已接好（要求真空断路器试验完毕，能正常分、合开关）。

5.11. 交直流润滑油泵经实际试验，切换可靠。

5.12. 机、炉、电大联锁试验完毕，经确认合格。

DCS系统、电气监测系统通讯接口完好。

5.13. 发电机系统继电保护及自动装置整定值均与调度及电厂运行人员核对无误；所有测量仪表及温度测量系统调试、检定合格，并经计量部门确认；全部控制回路、信号回路、音响和灯光信号经实际相互动作试验，达到设计要求；直流系统、UPS系统均正确可靠。

5.14. 发电机励磁系统的静态调试、整定及静态开环调试已完成，达到投入使用条件。

6. 启动前的准备工作

6.1. 准备好试验用的仪器仪表、工具、图纸资料和试验记录表格。

6.2. 在发电机保护小室C.T电流测量回路将A、B、C三相电流串入录波器，测量发电机定子三相电流。

6.3. 在发电机保护小室P.T电压测量回路将经A、B、C三相电压接入录波器，用以测量发电机定子三相电压。

6.4. 将发电机转子回路励磁电压及励磁电流接入录波器，以测录发电机开路灭磁时间常数。

6.5. 准备好一只相序表，利用发电机残压测定发电机相序。

6.6. 明确短路点的位置，且准备好符合要求的短路母线（铜排或铝排），分别按发电机母线间距及截面制作，按试验程序安装。

6.7. 为防止倒送电、误升压，作好安全措施；灭磁开关处于断开位置；发电机出口106开关小车拉出柜外，并悬挂警示标牌；没有得到试验操作命令时，任何人不得进行操作。

6.8. 首次启动前，励磁变压器高压侧与发电机母线断开，接入临时电源，做完短路特性及空载特性试验、AVR整定完毕后，拆除临时电源，励磁变接入正式系统。

6.9. 确认各回路及设备的绝缘电阻合格。

6.10. 试验前根据运行设备范围，填写启动运行操作票，检查各开关位置；操作程序严格按电厂运行规程执行，设备编号按双重编号填写。

6.11. 确认各二次电流回路无开路，二次电压回路无短路，接地点只许一点接地。

6.12. 将发电机的所有保护投入。

7. 发电机整套启动试验

7.1. 发电机升速过程中的试验

7.1.1. 进行发电机转子交流阻抗测量

7.1.2. 在汽轮机不同转速时测量发电机转子绕组的绝缘电阻（汽机专业停留观察时测量）。

7.2. 发电机三相短路特性试验

7.2.1. 确认发电机母线短路点连接良好，并可靠接地。

7.2.2. 投入励磁系统试验电源，合上灭磁开关，手动调节励磁，升发电机的定子电流至10%Ie。

7.2.3. 安装人员巡视发电机转子滑环、出线CT等处有无异常，即时向试验总指挥反映。

7.2.4. 调试人员检查发电机CT二次回路不开路，电流值、相序、相位正确，三相平衡，显示电流正确。

7.2.5. 升发电机定子电流至80%Ie，检查发电机过负荷、过电流等保护动作的正确性，检查发电机差动保护的定值。

检查完毕后，即时恢复原定值。

7.2.6. 录取发电机三相稳定短路特性曲线。

并与制造厂特性曲线进线比较，误差在允许范围内。

7.2.7. 降低励磁电流至最小，断开磁场开关。

7.2.8. 拆除发电机母线短路点短接线。

7.3. 发电机空载特性试验

7.3.1. 投入发电机冷却系统。

投入已检查完毕的发电机保护。

7.3.2. 检查发电机出口PT的一次、二次保险完好，并投入运行。

7.3.3. 检查励磁变压器高压侧工作电源电缆已断开并有相应的安全距离。

检查发电机出口断路器已断开并工作于“试验”位置。

7.3.4. 调节发电机的励磁，使发电机电压升压到额定电压的30%Un左右。

7.3.5. 检查发电机有无放电异常情况。

7.3.6. 检查保护盘、励磁柜、同期屏等处的电压和相序。

检查同期回路的正确性。

检查发电机差动、失磁、接地、过流、匝间、转子一点接地等保护。

投入所有检查正确的保护。

7.3.7. 录制发电机上升、下降空载特性曲线，额定电压时核对盘表指示正确性，1.0Ue时测量PT开口三角形电压。

7.3.8. 测量发电机空载额定电压时的轴电压。

7.3.9. 发电机灭磁时间常数测定，发电机升至额定电压，突然断开磁场开关，录取空载灭磁过程，计算灭磁时间常数。

7.3.10. 灭磁之后，测量发电机定子残压和相序。

断开磁场开关的合闸电源，测残压时应戴绝缘手套、穿绝缘鞋、站在绝缘垫上。

7.4. 自动励磁调节器试验

1） AVR手动零起升压试验；

2） AVR手动方式空载闭环特性试验；

3） AVR手动、自动切换试验；

4） AVR自动零起升压试验

5） AVR自动方式空载闭环特性试验；

6） AVR各项限制保护特性试验。

7.5. 发电机假同期并网试验

7.5.1. 手动同期方式

1） 检查发电机P.T、10kV母线P.T二次相位、相序。

2） 发电机相序与系统相序相同；

3） 发电机P.T与10kV母线P.T二次核相；

4） 发电机电压频率与系统频率相同；

5） 发电机电压与系统电压最大误差应在5％以内；

6） 将发电机开关断开并置试验位置，合上发电机开关控制电源、合闸电源，做假同期试验。

7.5.2. 自动同期方式

1） 将发电机电压调整到高于或低于系统电压,检验装置自动调压性能。

2） 将汽轮机转速调整到高于或低于系统频率,检验装置自动调频性能。

3）检查自动同期装置同期合闸功能。

7.6. 发电机同期并网试验

经启动试运总指挥同意，将发电机经同期方式正式并网试验。

7.7. 并网带负荷后的试验

7.7.1. 自动励磁调节器的调试，调试完毕投入运行。

投入必要保护。

7.7.2. 轻负荷下，进行励磁系统的相互切换试验及限制保护功能检查。

7.7.3. 在P＝10%负荷时，检查所有C.T二次电流数值及相位。

7.7.4. 在发电机负荷为50％、100%时，进行轴电压测量。

7.7.5. 在P＝50%负荷时，检查发电机电流相位，并绘出六角图。

7.7.6. 在P＝100%负荷时，检查相关保护装置。

7.8. 甩负荷试验

配合汽机甩负荷试验，检查励磁调节器的调节性能。

7.9. 72小时满负荷试运行

7.9.1. 发电机保护投入运行。

7.9.2. 电气DCS系统测点投入运行。

7.9.3. 自动励磁装置投入运行。

8. 安全措施

8.1. 所有参加启动试验人员必须根据分工做好试验前的各项检查及准备工作，认真学习本方案，熟悉本方案中规定的方法和步骤及有关规定。

8.2. 试验过程中要设专人监视发电机等一次设备的运行情况。

设备监视人员必须集中精力，加强监视，发现异常情况要立即汇报。

8.3. 启动过程中执行两票三制。

8.4. 启动试验中严防PT二次回路短路及CT二次回路开路。

8.5. 在一次设备上工作时，必须确认励磁开关、P.T二次开关（保险）均在断开位置，断开灭磁开关的操作电源。

8.6. 各项操作均要由两人进行，一人操作，一人监护。

监护人必须对所操作的范围熟悉，对操作的正确性负责。

8.7. 加强对试运现场防火及安全保卫工作。

8.8. 为确保试验的顺利进行，与试验无关人员不得进入试验现场。

电气72+24小时满负荷试运签证

项目名称 电气72+24小时满负荷试运

调试人员  日期  文件编号 电07

72小时试运日期 年 月 日 时至 月 日 时

24小时试运日期 年