海南瓊中抽水蓄能機組勵磁系統參數實測與建模仿真

劉向東，符彥青，楊亞九

(1.南方電網調峰調頻發電有限公司檢修試驗分公司，廣東廣州511400；2.海南蓄能發電有限公司，海南海口570100)

0 引 言

發電機勵磁系統對維持發電機機端電壓穩定、控制并列運行機組無功功率合理分配及提高電力系統穩定作用顯著[1]。在電力系統分析中，不同勵磁系統模型及參數的使用將對穩定計算結果產生較為明顯的差異[2-3]。與此同時，隨著我國電力系統聯網及西電東送工程的實施，電網潮流更加復雜，這對電力系統穩定計算的精確性提出了更高的要求[4]。新的計算導則要求發電機模型的采用更加精準，同時要求穩定計算中采用實際的勵磁系統模型和參數[5]。

本文以海南瓊中抽水蓄能電站1號機組為例，對典型抽水蓄能機組的勵磁系統模型及參數進行了研究測試，為電力系統穩定分析及電網日常生產調度提供了準確的計算依據，對保證電網安全穩定運行、提高勞動生產效率意義重大。

1 勵磁控制系統組成

勵磁控制系統主要由自動勵磁調節器、功率滅磁單元和同步發電機組成。自動勵磁調節器是勵磁控制系統的核心，一般由基本控制、輔助控制和勵磁限制三大部分組成，其根據檢測到的發電機的電壓、電流或其他狀態量的輸入信號，按照給定的勵磁控制準則自動調節勵磁功率單元的輸出[6]。

2 勵磁系統模型及仿真

2.1 勵磁調節器模型

海南瓊中抽水蓄能電站1號機采用自并勵勵磁方式，勵磁調節器為ALSTOM提供的P320 AVR V3型數字式調節器。勵磁系統AVR等效模型框圖如圖1所示，勵磁系統PSS等效模型框圖如圖2所示。

圖1 勵磁系統AVR等效模型

圖2 勵磁系統PSS等效模型

2.2 PID環節模型參數頻域辨識

調試分別設置兩組PID參數，通過動態信號分析儀實際測試PID整體環節輸入和輸出信號的幅頻特性和相頻特性。同時，結合頻域響應的理論計算數據，可以得出實際測量和理論模型的頻域響應對比情況。PID參數設置一：grv1=20，trv1=trv3=1 s，trv2=5 s；PID參數設置二：grv1=10，trv1=trv3=1 s，trv2=1 s。

如圖3、4所示，理論Q1曲線和實測Q2曲線分別表示理論和實測幅頻特性，理論P1曲線和實測P2曲線分別表示理論和實測相頻特性。從圖中可以看出，理論相位Q1與實測相位Q2基本重合，理論增益P1和實測增益P2基本重合。

ΔQ=Q1-Q2

(1)

式中，ΔQ為相位誤差；Q1為理論相位；Q2為實測相位。

ΔP=(P1-P2)/P1×100%

(2)

式中，ΔP為增益誤差；P1為理論增益；P2為實測增益。

圖3 PID整體環節頻域響應特性測量一

圖4 PID整體環節頻域響應特性測量二

由式(1)和式(2)分別計算兩組參數給定下PID整體環節的相位誤差和增益誤差。參數設置一情況下，當頻率為0.5 Hz時，理論和測量的相位偏差最大，ΔQ為-0.826°，當頻率為1.1 Hz時，理論和測量的增益偏差最大，ΔP為1.315%。參數設置二情況下，當頻率為10 Hz時，理論和測量的相位偏差最大，ΔQ為-1.774°，當頻率為0.2 Hz時，理論和測量的增益偏差最大，ΔP為2.495%。PID整體環節的理論模型和測量模型基本一致。

2.3 PSS環節模型參數頻域辨識

試驗在機組發電工況下進行，有功功率輸出穩定在120 MW，噪聲信號通過模數轉換疊加到勵磁調節器給定值上，發電機的轉子電壓、機端電壓、機端電流、有功功率和無功功率均產生擾動，調節器通過內部計算可獲得帶擾動信號的有功功率PE和帶擾動信號的發電機轉子轉速FPSS，PE和FPSS作為輸入信號送至PSS模型中即可測量并辨識PSS各環節模型參數。

2.3.1 PSS隔直環節和慣性環節模型參數頻域辨識

圖5 PSS隔直環節的頻域響應特性曲線

圖6 PSS慣性環節的頻域響應特性曲線

圖5、6分別為PSS隔直環節和慣性環節理論模型和實際測量的頻域響應特性曲線。通過計算數據得知，PSS隔直環節理論和測量的最大增益偏差為0.723%，最大相位偏差為0.665°，PSS慣性環節理論和測量的最大增益偏差為-2.15%，最大相位偏差為1.69°。PSS隔直環節和慣性環節的理論模型和測量模型一致。

2.3.2 PSS整個相位補償環節模型參數頻域辨識

圖7為PSS整個相位補償環節理論模型和實際測量的頻域響應特性曲線。通過計算數據得知，該環節理論和測量的最大增益偏差為2.43%，最大相位偏差為0.85°，PSS整個相位補償環節的理論模型和測量模型基本一致。

圖7 PSS整個相位補償環節的頻域響應特性曲線

2.4 發電機空載特性

維持發電機在額定轉速，利用自動勵磁調節器進行勵磁電壓升壓、降壓試驗，同時記錄轉子電流、電壓和發電機定子電壓變化情況。

通過試驗得出發電機空載額定勵磁電壓和額定勵磁電流分別為108.5 V和908.7 A。機端PT二次側額定電壓為100 V，根據試驗數據繪制發電機空載特性曲線，如圖8所示。

圖8 發電機空載特性曲線

2.5 發電機轉子時間常數

發電機勵磁系統自動勵磁調節器、功率滅磁單元正常投入使用的過程中，通過突然改變勵磁調節器輸出控制電壓使得發電機轉子電壓發生躍變，使用TK電量記錄分析儀測量發電機勵磁電壓UFD、發電機勵磁電流IFD和發電機定子電壓UAB變化。

錄波過程中測量發電機轉子電壓躍變時對應定子電壓波形可得出轉子時間常數Δt=10.27 s，小于廠家提供的轉子時間常數11.45 s，計算用時間常數取實測值10.27 s。

2.6 勵磁系統比例放大倍數

PID自動勵磁調節器的積分、微分環節退出，參數設置K=5，此狀態下PID自動勵磁調節器為單純的比例調節器，在線測量可直接得出勵磁系統比例放大倍數。將發電機機端電壓從額定值的20%依次調整至100%，記錄自動勵磁調節器給定電壓、轉子電壓和轉子電流變化情況。

圖9為勵磁系統開環放大倍數測量曲線，橫坐標為機端給定電壓與實際電壓差值Uref-Ug(p.u.)，縱坐標為調節器輸出電壓Uavr_out(p.u.)。實測勵磁系統比例放大倍數grv=10.76，說明調節器中還有另一放大倍數為10.76/5=2.15的環節存在，此環節在BPA程序中可用電壓調節器增益KA=2.15體現。

圖9 勵磁系統開環放大倍數測量

2.7 發電機空載階躍試驗

2.7.1 ±40%大干擾階躍試驗

發電機維持額定轉速運行，勵磁調節器于自動電壓調節模式，在空載條件下進行±40%階躍試驗可測得調節器最大和最小輸出電壓。

Uf=1.35U21·cosα

(3)

式中，Uf為勵磁電壓；U21為勵磁變低壓側線電壓；α為整流橋控制角。

使用TK電量記錄分析儀可得到發電機±40%階躍響應曲線，勵磁電壓最大值Ufmax=533.8 V， 勵磁電壓最小值Ufmin=474.4 V，根據式(3)計算得到相應的最大控制角αmax=137.1°和最小控制角αmax=34.5°。

2.7.2 ±5%小干擾階躍試驗

同樣發電機維持額定轉速運行，勵磁調節器于自動電壓調節模式，在空載條件下先利用勵磁調節器將發電機機端電壓升至95%額定電壓，再進行±5%階躍響應試驗。通過測試得到±5%階躍響應試驗各項指標為：發電機電壓振蕩次數N=1，超調量MP=1.4%，到達峰值的時間TP=0.61 s，上升時間Tr=0.285 s，調節時間Ts=0.34 s，動態指標滿足標準要求。

2.8 調差系數校核

發電機并網運行，勵磁調節器于自動電壓調節模式，維持有功功率額定不變，無功功率設置值為50 MVar。由于試驗檢測到的電壓給定值是調節器內部經過調差計算后的值UrefB，所以首先設置勵磁調差系數為0，記錄此時機端電壓給定值，然后修改勵磁調差系數，依次記錄發電機無功功率和機端電壓給定值，同時通過計算校核調差系數。試驗數據如表1所示。

調差系數公式

UrefB=Uref-k·Q

(4)

由式(4)可得計算調差系數公式

k=(Uref-UrefB)/Q (5)

以校核調差系數2%為例，先將k=0代入式(4)可得到Uref=UrefB=0.9976，再將Q=37.6代入式(5)可得到k=(0.997 6-1.00 00)/(37.6/334)×100%=-2.17%。

從表1試驗數據可知，實測調差系數與設置調差系數極性相反，絕對值基本一致，修改調差系數時需要引起注意。調節器整定調差系數為2%。

圖10 FV型勵磁系統模型

2.9 勵磁系統數學模型及參數

勵磁電流基準值IFDB=746.77 A

勵磁回路電阻基準值

RFDB=UFDN/IFDN=231/1 532=0.150 8 Ω

發電機勵磁電壓基準值

UFDB=RFDB·IFDB=112.6 V

空載曲線上機端電壓為額定電壓時對應勵磁電流IFD0=908.7 A

發電機額定電壓點的飽和系數

SG1，0=(IFD0-IFDB)/IFDB=0.216 9

發電機1.2倍額定電壓點的飽和系數

SG1，2=(IFD1，2-IFDB1，2)/IFDB1，2=0.528 6

調節器PID參數：grv=28.67，trv1=1 s，trv2=1 s，trv3=1 s。實測參數：K1=61.7，T1=5 s，T2=5 s，T3=1 s，T4=5 s，KV=0。

電壓調節器最大和最小輸出電壓

VRMAX=1.35×480×cos34.5°/112.6=4.74

VRMIN=1.35×480×cos137.1°/112.6=-4.21

調節器最大內部電壓和最小內部電壓

VAMAX=Uex-max·KA=5.26×2.15=11.31

VAMIN=Uex-min·KA=-4.56×2.15=-9.80

換相電抗的整流橋負載因子

=0.086 5

海南瓊中抽水蓄能電站1號機組自并勵勵磁系統可采用FV型勵磁系統模型(BPA模型)作為仿真計算用數學模型。FV型勵磁系統模型框圖如圖10所示。

根據勵磁調節器模型參數及試驗計算結果換算所得的FV型勵磁系統模型參數：調節器輸入濾波器時間常數Tr=0.02 s，調節器最大內部電壓(標幺值)VAMAX=11.31，調節器最小內部電壓(標幺值)VAMIN=-9.80，電壓調節器超前時間常數T1=5.0 s，電壓調節器滯后時間常數T2=5.0 s，電壓調節器超前時間常數T3=1.0 s，電壓調節器滯后時間常數T4=1.0 s，電壓調節器增益(標幺值)KA=2.15，電壓調節器增益(標幺值)K=28.67，電壓調節器增益(標幺值)KV=0，電壓調節器滯后時間常數TA=0.005 s，電壓調節器最大輸出電壓(標幺值)VRMAX=4.74，電壓調節器最大輸出電壓(標幺值)VRMIN=-4.21，換相電抗的整流器負載因子(標幺值)KC=0.087，調節器穩定回路增益(標幺值)KF=0，調節器穩定回路時間常數(標幺值)TF=1，負載補償無功分量(標幺值)XC=-2%。

2.10 勵磁控制系統空載階躍仿真

仿真過程中，發電機計算卡采用BPA模型中的發電機M卡和MF卡。

發電機M卡參數：發電機母線電壓Ust=13.8 kV，電機額定容量SN=222 MW，電機功率因素COSα=0.9，直軸暫態電抗Xdpp=0.214 1，交軸暫態電抗Xqpp=0.1877，直軸次暫態時間常數Td0pp=0.021 s，交軸次暫態時間常數Tq0pp=0.043 s。發電機MF卡參數：Ust=13.8 kV，發電機動能EP=1 069 MW·s，SN=222 MV·A，Xdp=0.279 7，Xqpp=0.678 4，直軸不飽和同步電抗Xd=0.971 9，交軸不飽和電抗Xq=0.678 4，直軸暫態開路時間常數實測值Td0p=10.27 s，交軸暫態開路時間常數Tq0p=0.43 s，定子漏抗Xσ=0.108 1，額定電壓下電機飽和系數SG1，0=0.216 9，1.2倍額定電壓下電機飽和系數SG1，2=0.528 6。

發電機+5%階躍響應的BPA模型仿真與試驗錄波實測情況如圖11和圖12所示，其中曲線Curve1為模型仿真曲線，曲線Curve2為試驗實測曲線。通過對比分析可以看出，無論是機端電壓還是勵磁電壓，模型仿真與試驗實測結果基本一致。

圖11 +5%階躍響應模型仿真與試驗實測結果對比(機端電壓)

圖12 +5%階躍響應模型仿真與試驗實測結果比較(勵磁電壓)

表2 +5%階躍響應模型仿真與試驗實測數據(機端電壓)

3 結 論

(1)通過海南瓊中抽水蓄能機組勵磁系統參數實測工作，完成了1號機組勵磁調節器模型參數辨識、發電機空載特性測試、發電機空載階躍響應及調差系數校核等試驗，各項性能指標均滿足相關標準要求。

(2)建立了勵磁系統空載階躍響應仿真模型，對比空載階躍響應的模型仿真數據與試驗實測結果，驗證了勵磁系統空載階躍響應仿真模型的正確性。

(3)在勵磁系統參數實測的基礎上，歸算了仿真模型所需的各項參數，特別是南方電網穩定計算BPA程序中的海蓄發電機模型參數，可為系統穩定分析及電網日常生產調度提供準確的計算依據。