同步發電機勵磁調差系數對電力系統影響分析及其優化配置方法研究

陳 喬，付險鋒，丁 凱，萬 黎，黃文濤

(1.國網湖北省電力公司電力科學研究院，湖北 武漢 430077；2.國網湖北省電力公司黃龍灘水力發電廠，湖北 十堰 442005)

同步發電機勵磁調差系數對電力系統影響分析及其優化配置方法研究

陳 喬1，付險鋒2，丁 凱1，萬 黎1，黃文濤1

(1.國網湖北省電力公司電力科學研究院，湖北 武漢 430077；2.國網湖北省電力公司黃龍灘水力發電廠，湖北 十堰 442005)

對不同接線方式下勵磁調差系數對于電網、機組穩定及PSS試驗結果的影響展開了詳細的分析，提出了調差系數的優化配置方法，即單元制接線機組應設置負調差，以提升機組對系統的無功支撐能力，而對于機端并列機組應采用正調差，以保證機組間無功合理穩定分配。最后以實際機組為例，結合現場試驗和PSASP程序暫態穩定仿真，驗證了理論分析的正確性。

同步發電機；勵磁調差系數；系統穩定；仿真

0 引言

發電機調差是發電機勵磁系統中的一種附加控制功能，是通過在勵磁調節器的輸入端計入發電機無功電流補償以達到調節機端電壓的目的。附加調差對系統和機組的穩定性影響較大，通過改變調差系數可以控制勵磁系統調節作用對于無功功率變化的敏感程度。合理地整定調差系數可以有效提高發電機無功支撐能力、改善電力系統穩定性或是穩定并列機組間的無功分配[1]。隨著電力系統穩定性要求不斷提高以及勵磁系統建模工作的深入，在勵磁系統中調差已經成為一個非常重要的功能環節[2-3]。

1 發電機調差的基本原理

發電機調差又稱作電壓調差率，在國標GB/T7409中，電壓調差率定義為同步發電機在功率因數等于零的情況下，無功電流（無功功率）從零變化到額定值時，機端電壓的變化率[4]，若不考慮自然調差率，電壓調差率的計算式如下：

式中：D為電壓調差率；Ut為功率因素等于零、無功電流等于額定值時的發電機端電壓；Ut0為空載時發電機端電壓；Utn為發電機額定電壓。

標準的勵磁系統模型中調差環節如圖1所示。

圖1 標準勵磁系統模型中的調差環節Fig.1 The adjustment link of standard excitation system model

圖1中，Vt為發電機電壓測量值；It為發電機電流測量值；XC為調差電抗，即調差系數；φ為功率因素角；Tr為測量環節時間常數；Vref為發電機電壓給定值；Uerr為電壓偏差；補償后的電壓Uc由機端電壓Vt、機端電流 It和調差系數 XC計算合成，再經過測量環節延時，與電壓給定值Vref比較后得到勵磁調節器PID環節的輸入Uerr。可以看出，當調差系數XC為負值時，機端電壓隨著無功功率的增加而升高，在滯相條件下機端電壓始終高于給定值，此即為負調差；當XC為正值時，機端電壓隨著無功功率的增加而降低，在滯相條件下機端電壓始終低于給定值，此即為正調差（見圖2）。

圖2 發電機調差特性曲線Fig.2 Generator adjustment characteristic curve

2 發電機調差對電網穩定的影響

2.1 正調差對電網穩定的影響

在早期的小容量機組中有許多是機端直接并列的，這種接線方式雖然節省了變壓器的成本，但存在無功功率分配不穩定的問題，容易出現“搶無功”現象，造成嚴重的無功失衡，為了確保機組間無功穩定分配所有并列機組的發電機勵磁必須設置為正調差。

圖3所示是兩臺機端直接并列的機組，其中It1和It2分別是兩臺發電機機端電流，勵磁調節器測量到的合成電壓為

圖3 機端并列機組接線圖Fig.3 Wiring diagram of machine-connected units

在穩態情況下，可以近似將勵磁調節器用放大倍數KA來代表，則與勵磁電壓對應的勵磁調節器輸出電動勢可表示為

假設由于一個小的擾動，兩臺發電機間產生了環流，It1產生了一個正的增量ΔIt1，則It2上會產生負的增量ΔIt2=－ΔIt1，如果此時兩臺機均為負調差，則Efd1會繼續增大，而Efd1會繼續減小，如此循環下去會使得環流越來越大，造成無功分配混亂，也就是所謂的“搶無功”，最終可能導致一臺機組失磁解列，而另一臺機組無功過載的后果。所以這種情況下兩臺機組必須設置相同的正調差，以抑制環流增長，確保機組間的無功功率穩定分配。按照最新行標要求，并列點的發電機電壓調差率宜按5%～10%整定，在無功分配穩定的情況下去最小值，同母線下的機組電壓調差率應相同。

為了降低短路電流水平，現在的主變壓器短路阻抗普遍在10%～20%左右，若發電機再采用正調差會使得主變高壓側電壓變得更低，而且對系統的無功負荷波動不夠敏感，不利于提高系統電壓質量和穩定運行，所以機端并列機組采用正調差也是不得已而為之。

2.2 負調差對電網穩定的影響

2.2.1 提高靜態穩定極限

電力系統靜態穩定是指電力系統受到小干擾后，不發生自發振蕩或非周期性失步，自動恢復到起始運行狀態的能力，而發電機所能傳輸的最大功率主要受限于其靜態穩定極限。圖4所示是一個單機-無窮大系統等值電路。

圖4 單機-無窮大等值電路Fig.4 Single-infinite equivalent circuit

圖4中，Eq'為發電機橫軸暫態電勢，Xd'為發電機縱軸暫態電抗，XC為調差電抗，Vt為發電機電壓，VH為主變高壓側電壓，XT為主變短路電抗，XL是線路傳輸電壓，Vs為無窮大系統電壓；當采用零調差時，勵磁系統主要控制目標為保持發電機機端電壓Vt恒定，Vt與系統間的聯系阻抗XS=(XT+XL)，忽略縱、橫軸磁路不對稱產生的附加電磁功率，發電機發出的電磁功率

其中δ為發電機功角，根據靜態穩定判據

當發電機功角 δ=90°時，達到靜態穩定極限VtVs/(XT+XL)。

若發電機采用負調差，勵磁系統就從控制機端電壓Vt恒定，變成了控制升壓變電抗某一點電壓VH'恒定，VH'與系統間的聯系阻抗為 Xs=(XTXC+XL)，這相當于縮短了電源與負荷之間的距離，增強了系統的聯系。此時發電機電磁功率可表示為

當發電機功角δ=90°時，靜態穩定極限提高到VH'Vs/(XT-XC+XL)，也就是說，負調差可以提升靜態穩定極限，加強發電機的功率輸送能力。

2.2.2 提高機組無功支撐能力

目前大多數機組都已采用一機一變的單元制接線，為了補償主變壓器的電抗壓降，維持母線側電壓的高水平，單元接線機組的發電機勵磁應該設置為負調差。

由調差的定義可知

目前勵磁調節器普遍采用高放大倍數，因此可近似認為

在滯相情況下，無功電流IQ為正值，負調差會迫使機端電壓始終高于勵磁調節器的電壓給定值，這也使得升壓變高壓側電壓能保持一個相對較高的水平。

當系統電壓下降時，勵磁調節器電壓偏差Uerr變大，勵磁系統輸出增加，無功電流IQ隨之增加，而在負調差下IQ的增加同時又會使Uerr變大，這就進一步增加了發電機的無功出力；當系統電壓過高時，勵磁系統輸出減小，無功電流IQ隨之減小，在負調差下IQ的減小同時也會使Uerr變小，就進一步減小了發電機的無功出力。

圖5～圖7所示為某電廠1號機在負載情況下的3%電壓階躍試驗結果，試驗工況均為有功318 MW，無功28 MVar，分別設置調差系數為0%、-5%、+5%進行試驗，記錄發電機電壓、勵磁電壓、有功功率、和無功功率。

圖5 調差為-5%時的3%電壓階躍響應Fig.5 A 3%voltage step response when the adjustment coefficient is-5%

圖6 調差為0%時的3%電壓階躍響應Fig.6 A 3%voltage step response when the adjustment coefficient is 0%

圖7 調差為5%時的3%電壓階躍響應Fig.7 A 3%voltage step response when the adjustment coefficient is 5%

此機組額定功率為330 MW額定電壓20 kV，試驗時對勵磁調節器電壓給定值施加3%的階躍，一定程度上可以反映系統電壓突然跌落3%時勵磁系統的響應。

可以看出當調差為0時，發電機電壓從19.61 kV到20.16 kV上升了約550 V，無功出力從27.6 MVar到94.29 MVar增加了66.69 MVar；當調差為-5%時，發電機電壓從19.61 kV到20.43 kV上升了約820 V，無功出力從27.30 MVar到122.65 MVar增加了95.35 MVar，相對于零調差無功出力增量加大了28.66 MVar；當調差為+5%時，發電機電壓從19.65 kV到20.07 V上升了約420 V，無功出力從28.35 MVar到78.86 MVar增加了50.51 MVar，相對于零調差無功出力增量減小了16.18 MVar。可以看出一旦線路故障等原因引起電壓跌落時，負調差可以大大增加發電機的無功出力，使系統電壓盡快恢復到正常值，反之，正調差會限制發電機的無功出力，降低發電機對系統的無功支撐能力，不利于系統暫態穩定。

因此負調差可以加強勵磁系統對電壓或無功變化的敏感度，在系統需要時更有效地增加或減少無功功率，從而能更好地發揮發電機對系統的無功支撐能力，提高系統暫態穩定水平。

2.3 調差對PSS試驗結果影響

PSS是目前抑制低頻振蕩、改善系統阻尼最有效的措施之一。PSS試驗最重要的一個步驟就是通過測量勵磁系統的無補償頻率響應特性，來確定合理的PSS相位補償角度，使得 -ΔPe產生的阻尼轉矩滯后達到-90°。

在PSS試驗中，工作人員關注的往往是PID參數設置、噪聲信號的起振效果及頻譜分析儀的掃頻情況等，而忽視了調差系數對試驗結果的影響。為了測試調差系數對勵磁系統相頻特性的影響，在某電廠1號機的PSS試驗中，分別在調差系數等于-5%、0%和5%的情況下測量了勵磁系統的無補償頻率響應特性，測量結果如圖8所示。

圖8 不同調差系數下的勵磁系統頻率響應特性Fig.8 Frequency response characteristics of excitation system under different adjustment coefficients

由圖8曲線可以看出，調差系數對相頻特性的影響較大，從整體趨勢看負調差會使勵磁系統的相位滯后變大，而正調差會使相位滯后變小，尤其在0.3～0.4 Hz范圍內負調差和正調差的相頻特性相差達到近30°。但隨著頻率升高，調差對相位的影響會逐漸變小，當達到本機振蕩頻率(1.6～1.7 Hz左右)時相位差已可忽略不計。

目前PSS試驗要求在0.1～2.0 Hz頻段補償后的相位滯后應在-70°～-135°范圍內，然后通過電壓階躍試驗計算有功功率振蕩曲線阻尼比來校核PSS的補償效果，但其本質上只是校核了發電機本機振蕩頻率附近的阻尼比，對于低頻段的阻尼比只能夠通過參數整定過程中正確的相位補償來保證。由于不同調差系數下本機振蕩頻率處的相位滯后差別很小，所以當調差系數改變時，即使當前PSS參數不再滿足相位補償要求(尤其在低頻段)，也很難通過電壓階躍試驗來檢驗。

因此，在PSS試驗開始前，工作人員必須先設置好調差系數，以確保頻率響應特性測量結果的正確性；一旦PSS參數整定完成，就不要再隨意修改調差系數；若確實需要修改調差系數，那就必須重新進行勵磁系統的無補償頻率響應特性測量，根據新的頻率響應特性重新PSS參數，確保在新的調差系數下PSS能提供正確的阻尼作用。

3 調差系數的優化配置

采用負調差補償變壓器電抗壓降對于系統的穩定十分有利，但過度補償變壓器電抗反而會使發電機電壓、無功變得不穩定。

實際上，對于整個發變組來說，仍然需要一定的正調差特性來保證主變高壓側并列機組間無功功率分配穩定，若負調差設置過大甚至接近變壓器短路電抗時，會造成主變高壓側并列機組間的無功分配不穩定。

當系統電壓發生波動時，過高的負調差也會使得勵磁系統反應過度敏感，產生過大的無功擺動，反而不利系統的穩定；發電機的長期運行電壓一般在1.05倍額定電壓以內，過高的負調差也容易造成定子短時過電壓。

按照DL/T843－2010標準要求，主變高壓側并列的機組應采用不大于5%的負調差。對于整個發變組來說，其調差率DT計算式如下

式中：UK為主變短路電壓；D為發電機電壓調差率；UGN、IGN為發電機額定電壓、電流；UTN、ITN為主變額定電壓、電流。

為了減小系統短路電流，目前主變壓器的短路電抗普遍達到10%至20%，補償30%～50%的主變電抗壓降已經能夠有效改善系統電壓穩定性了，補償再多反而會得不償失。

4 仿真計算

以黃龍灘電廠3號機組為例，采用PSASP程序在湖北電網內進行暫態穩定仿真。機組主要參數設置如下：3型發電機模型，12型勵磁調節器模型，7型調速器模型，4型PSS模型；Xd=0.996，Xq=0.713，Xd'’=0.295，Tj=7.43，Td0'’=10.94，主變電抗 Xt=0.14。

設置機組初始機端電壓為Ut=0.975，功率P=1.7，Q=0.42，在5 s時母線電壓發生3%左右電壓跌落，在電壓調差分別為-7%(補償50%的主變電抗)、0和+7%時進行仿真，機組無功出力的變化如圖9所示。

圖9 不同調差下無功出力變化曲線Fig.9 The curve of reactive power output under different adjustment coefficients

可以看到，采用負調差補償主變電抗后，無功出力將明顯增加，在系統電壓跌落時，大大提高了機組的無功支撐能力，更有利于系統電壓穩定和暫態穩定。反之，采用正調差會減少機組無功出力，限制其無功支撐能力，非直接并列機組不應使用正調差。

5 結語

發電機調差系數對于機組的無功特性影響極大，應根據機組實際情況合理設置。對于單元制接線機組均應設置負調差，能有效提升系統電壓穩定水平，加強機組對系統的無功支撐能力。對于機端并列機組應采用正調差，以保證機組間無功合理穩定分配。同時，勵磁系統無補償的頻率特性也會隨調差系數而變化，這直接影響了PSS參數整定的效果，所以在PSS試驗前必須設定好調差系數。

（References）

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Synchronous Generator Excitation Adjustment Differential Coefficient of Impact on Power System Analysis and Optimization Configuration Method Research

CHEN Qiao1，FU Xianfeng2，DING Kai1，WAN Li1，HUANG Wentao1
（1.State Grid Hubei Electric Power Research Institute，Wuhan Hubei 430077，China;2.State Grid Hubei Electric PowerHuanglongtan Hydropower Station，Shiyan Hubei 442005，China）

In this paper,the influences of adjustment coefficient to the system，unit stability and result of PSS test are analyzed in detail.Then optimized configuration methodof adjustment coeffi?cient is proposed.Unit connection units should set negativeadjustment coefficient,to enhance the unit's ability of reactive power support to grid,and parallel connection units should set positivead?justment coefficient,to ensure stable distribution of reactive power between units.Finally,taking the actual unit as an example,the correctness of theoretical analysis is verifiedby combining field test results and PSASP simulation.

synchronous generator;excitation adjustment differential coefficient;system stability;simulation

TM31

A

1006-3986(2016)12-0043-06

10.19308/j.hep.2016.12.010

2016-10-09

陳 喬(1988)，男，湖北荊州人，碩士，工程師。

國網湖北省電力公司科技項目（項目編號：521532150009）。