(高清版)GBT 40591-2021 电力系统稳定器整定试验导则

电力系统稳定器整定试验导则国家标准化管理委员会I前言 2规范性引用文件 3术语和定义 4试验条件 25试验项目及要求 36参数整定 57参数重新整定的条件 5附录A(资料性)PSS模型 6附录B(规范性)振荡频率和阻尼比计算方法 7附录C(规范性)动态功角稳定计算 8参考文献 Ⅲ本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国电力企业联合会提出。本文件由全国电网运行与控制标准化技术委员会(SAC/TC446)归口。本文件起草单位：国家电网公司国家电力调度控制中心、中国电力科学研究院有限公司、中国南方电网有限责任公司、国网浙江省电力有限公司电力科学研究院、浙江浙能技术研究院有限公司、广东电网有限责任公司电力科学研究院、国家电网有限公司华东分部、国家电网有限公司西南分部、国网陕西省电力公司电力科学研究院、华北电力科学研究院有限责任公司、国网甘肃省电力公司电力科学研究院、国网新疆电力有限公司电力科学研究院、国网江西省电力有限公司电力科学研究院、国网青海省电力公司电力科学研究院、国家电网有限公司华中分部。1电力系统稳定器整定试验导则1范围本文件规定了电力系统稳定器整定试验条件、试验项目及要求和参数整定。本文件适用于单机容量100MW及以上汽(燃气)轮发电机、核电机组，40MW及以上水轮发电机、抽水蓄能发电/电动机和光热机组，接入电压等级220kV及以上的同步发电机组。其他机组可参照执行。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。GB/T7409.3同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求GB38755电力系统安全稳定导则DL/T583大中型水轮发电机静止整流励磁系统技术条件DL/T843同步发电机励磁系统技术条件3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。电力系统稳定器powersystemstabilizer;PSS借助自动电压调节器控制同步电机励磁，抑制电力系统功率振荡附加控制装置或功能。[来源：GB/T7409.1—2008,5.9,有修改]当原动机输出功率增加或减少时，因PSS调节作用引起励磁电压、同步电机电压和无功功率同时反向调整的现象。励磁控制系统无补偿频率响应特性uncompensatedfrequencyresponseofanexcitationcontrolsystemPSS退出时，由励磁调节产生的电磁转矩分量T。对于PSS输出嵌入点信号Us的频率响应特性(△T/△Us)。注：工程上常用机端电压△U:代替转矩分量△T,用△U/△Us来表述。△Us为在PSS输出嵌入点加入的激励信号。PSS投入时，由励磁调节产生的电磁转矩分量T。对于PSS输入信号Us的频率响应特性(△T/2注：工程上常用机端电压△U,代替转矩分量△T₂,用△U,/△Us来表述，△Usn为在PSS输入端加入的激励信号。区域振荡模式inter-areaoscillationmode电力系统内的一个区域同步电机机群相对于另一区域同步电机机群的振荡模式。注：频率范围一般在0.7Hz以下。PSS直流增益DCgainofPSS不包括隔直环节，振荡频率为零时的PSS增益。PSS交流增益ACgainofPSS包括隔直环节，对应不同振荡频率的PSS增益。不引起励磁控制系统自激振荡的PSS的最大增益。将同步发电机的实际电压与给定值进行比较，并按其偏差以适当的控制规律调节励磁输出的装置。4试验条件4.1励磁系统4.1.1AVR及PSS模型应经过有资质检测机构实测确认。4.1.2PSS宜采用GB/T7409.2规定的数学模型，至少应包括1个～2个隔直环节、2个及以上超前滞4.1.3PSS信号测量环节的时间常数应不大于20ms。4.1.4抽水蓄能机组的PSS在发电机模式和电动机模式下，均应具备投入条件。4.1.5PSS调节应无死区，PSS应能定义内部变量输出，供外部监测和录波。4.1.6PSS输出信号加入到AVR电压相加点上，PSS输出信号的基准值应与发电机电压的基准值相同；PSS输出信号加入到AVR电压相加点后的某环节的输出点，PSS输出信号的基准值与该输出点信号的基准值相同。4.1.7励磁调节器应提供励磁控制系统无补偿频率响应特性测试端口。4.1.8对于多输入的PSS,宜提供测试各输入信号之间相位、幅值关系的端口。4.1.9发电机空载电压给定阶跃响应特性应同时符合GB/T7409.3、DL/T583、DL/T843的规定。4.1.10无功电流补偿系数应整定完成，并投入运行。4.2.1水电机组和燃气机组应选用无反调作用的PSS模型，如以加速功率信号或转速/频率为输入信号的PSS,或选用反调作用较弱的PSS模型，如以有功功率和转速/频率双信号为输入的PSS。4.2.2具有快速调节机械功率作用的大型汽轮发电机应选用无反调或反调作用较弱的PSS模型，其他汽轮发电机可选用单有功功率信号的PSS模型，模型见附录A。4.2.3采用多输入信号的PSS在机组转动惯量随运行方式变化时，应具备多组PSS参数整定功能，并3能够根据转动惯量的变化切换参数。4.3机组状态4.3.1机组继电保护、热工保护及自动控制装置均应正常投入运行，并无限制、异常和故障信号。4.3.2发电机有功功率应大于60%有功额定值，无功功率应小于20%无功额定值。4.3.3励磁调节器应投入自动电压控制方式，试验期间机组自动发电控制(AGC)、自动无功电压控制(AVC)功能应退出。4.4技术资料发电企业应在试验前向试验人员提供发电机及励磁系统技术资料，并包括下列内容：a)发电机本体设计参数，包括发电机和原动机的机组转动惯量；b)励磁系统主回路图、励磁调节器及PSS技术说明书，包括励磁调节器控制模型、传递函数框图等；c)励磁调节器及PSS涉网性能检测报告。5试验项目及要求5.1试验项目5.1.1PSS参数整定试验应包括励磁控制系统无补偿频率响应特性测量、励磁控制系统有补偿频率响5.1.2抽水蓄能机组的PSS参数整定试验还应在电动机模式下对阻尼效果进行校核。5.1.3采用多输入信号的PSS在机组转动惯量随运行方式变化时，PSS参数整定试验应分别在不同的转动惯量方式下进行。5.2励磁控制系统无补偿频率响应特性测量5.2.1励磁控制系统无补偿频率响应特性应通过现场实测获得。5.2.2励磁控制系统无补偿频率响应特性实测宜采用动态信号分析仪测量，测量频率范围不应小于0.1Hz～2Hz,动态信号分析仪输出的试验信号(△Us)宜选随机噪声信号，输入信号(△U)为机端电压变化量。5.2.3采用动态信号分析仪测试无补偿频率响应特性应符合以下要求：a)试验信号△Us应接到PSS输出点并替代PSS输出信号，PSS退出；b)试验信号△Us应增大至发电机电压△U,产生微小波动，波动幅度宜小于2%额定电压；c)测量所得曲线应符合规律，凝聚函数在关注频段内只允许个别数值小于0.8。5.3励磁控制系统有补偿频率响应特性确定5.3.1励磁系统有补偿频率响应特性为PSS频率响应特性与励磁控制系统无补偿频率响应特性之和，宜通过计算获得。5.3.2单信号输入的PSS应按其传递函数计算频率响应特性，多信号输入的PSS应按信号之间关系转换为单信号PSS后进行计算。5.3.3励磁控制系统有补偿频率响应特性应符合以下要求：a)当实测无补偿频率响应特性在本机振荡频率附近存在较大突变时，应将频率响应特性进行平滑处理后再整定PSS参数；b)有补偿附加转矩在0.1Hz～0.3Hz(不含0.3Hz)频段超前△w轴应不大于30°,在0.3Hz~42.0Hz频段应在超前△w轴20°至滞后△w轴45°之间，其中本地振荡频率至2.0Hz频段应滞后△w轴。有补偿附加转矩见图1。标引序号说明：△Pe——有功功率变化量；△w——转速变化量；△δ——功角变化量；图1有补偿附加转矩PSS增益整定应符合以下原则：a)PSS投入时发电机负载阶跃试验的有功功率阻尼比应不小于0.1,或有功功率波动次数比PSS退出时明显减少且少于1次；b)PSS增益整定应确保反调满足5.6.2要求，且投入PSS后发电机电压和无功功率应无明显波动；c)PSS的输入信号为功率时PSS增益宜取临界增益的1/5～1/3,PSS的输入信号为频率或转速时宜取临界增益的1/3～1/2。5.4.2PSS增益确定宜采用临界增益法或负载阶跃试验法5.4.2.1临界增益法测试应符合以下要求：a)初次投入时PSS直流增益宜为预设直流增益的1/10,PSS交流增益不宜大于0.2,PSS限幅值改小，投入PSS前应确认PSS输出接近零；b)PSS直流增益应逐步增大至励磁调节器的输出电压或发电机转子电压出现等幅或接近等幅振荡为止，此时的增益即为PSS临界增益；c)按5.4.1要求确定PSS增益。5.4.2.2负载阶跃试验法测试应符合以下要求：a)设置机端电压阶跃量宜为0.01～0.04(标幺值),无PSS机组有功功率波动明显为宜；b)调整PSS直流增益重复进行同一阶跃量下有PSS阶跃试验，直至满足5.4.1的要求；c)将b)中确定的PSS增益扩大3倍进行负载阶跃试验，不应出现持续振荡现象；d)振荡频率和阻尼比计算方法应符合附录B的要求。5.5PSS阻尼效果检验5.5.1PSS整定效果应通过现场发电机负载阶跃试验检验。有特殊要求的机组，可通过系统扰动试验5或动态功角稳定计算校核。5.5.2发电机负载阶跃响应检验方法应符合以下要求：a)设置机端电压阶跃量宜为0.01～0.04(标幺值);b)进行同一阶跃量下有PSS和无PSS的阶跃试验，比较有PSS和无PSS时发电机负载阶跃响应的结果，检验PSS相位补偿和增益是否合理阻尼比应大于0.1,并符合5.4.1的要求；c)多通道运行的调节器，每个自动通道均应进行负载阶跃校核。5.5.3采用无故障切除发电厂的一条出线或系统的某一条联络线、切机、切负荷等方法进行系统扰动试验，分别在有PSS和无PSS下各做一次相同的系统扰动，录取线路和发电机的有功功率等量的波形，有PSS的振荡次数应明显少于无PSS的振荡次数。5.5.4区域振荡模式强相关机组，宜进行PSS在此模式下的仿真计算，验证其阻尼作用。5.5.5动态功角稳定计算内容、计算条件及结果判据符合附录C,应满足GB38755的要求。5.6反调试验5.6.1应按原动机正常运行操作的有功功率最大变化速率设定，连续变出力应大于3%额定有功功率。5.6.2无功功率变化量相对于初始值应小于20%额定无功功率，机端电压变化量相对于初始值应小于2%额定电压。6参数整定6.1PSS输出限幅值的范围宜为±0.05~±0.10(标幺值)。6.2PSS自动投入的有功功率应不大于发电机正常运行的最小有功功率，自动退出值应低于PSS自动投入值，抽水蓄能机组PSS自动投入的有功功率定值应能够适应电动机模式。6.3隔直时间常数、超前/滞后时间常数按5.3.3要求确定。6.4PSS增益按5.4.1要求确定。6.5采用附录A中的合成加速功率型电力系统稳定器模型，参数Ks设置应为隔直时间常数除以机组惯性时间常数。6.6采用多输入信号的PSS在机组转动惯量随运行方式变化时，对应不同的转动惯量，PSS参数应分别设置。7参数重新整定的条件7.1励磁系统整体改造或励磁调节器软件升级。7.2机组接入电网方式发生较大变化，系统阻尼不满足动态稳定要求。7.3发电机参数改变导致励磁系统无补偿频率响应特性发生变化。7.4AVR主环PID参数发生变化。7.5无功电流补偿系数变化导致有补偿频率响应特性不满足5.3.2的规定。7.6AVR主程序修改后，应评估确定。6(资料性)PSS模型单输入信号电力系统稳定器模型——PSS1型见图A.1。I?pssnkxKg标引序号说明：Usn$——微分算子；——输入信号测量时间常数； 隔直时间常数；——扭振滤波系数；Ks——PSS直流增益；图A.1单输入信号电力系统稳定器模型——PSS1型合成加速度功率型电力系统稳定器模型——PSS2型见图A.2。4ssmeK,【s₂sTwaKgsTwn1tsTwN7w2Ttssam*标引序号说明：Usn、Ust₂——PSS输入信号，Usn是发电机转速或频率，Us₂是发电机有功功率；——微分算子；Tpg、Tp;——惯性环节时间常数；图A.2合成加速度功率型电力系统稳定器模型——PSS2型7GB/T40591—2021振荡频率和阻尼比计算方法负载阶跃试验法录波图见图B.1,其振荡频率取多个振荡周期按式(B.1)计算频率的平均值：f=N/(T₂N+i-T₁)…(B.1)N——计算周期数；T₂v+1——第2N+1个峰值出现的时间，单位为秒(s);T₁——第一个峰值出现的时间，单位为秒(s)。按式(B.2)计算平均阻尼比ξ:………(B.2)N——计算周期数；P₁、P₂——为第一个和第二个功率峰值，单位为兆瓦(MW);P₂n+1、P₂n+2—-为第2N+1个和第2N+2个功率峰值，单位为兆瓦(MW)。标引序号说明：T₁、T₂——第一个峰值出现的时间，单位为秒(s);P₀——功率初始值，单位为兆瓦(MW);t——时间刻度，单位为秒(s)P₁、P₂——为第一个和第二个功率峰值，单位为兆瓦(MW);T₂v+1、T²v+z—-第2N+1个和第2N+2峰值出现的时间，单