負調差系數下并網瞬間無功功率突增原因分析及優化

劉云瀑

（國家電投五凌電力發電集控中心，湖南 長沙 410004）

1 機組概況

白市電廠位于貴州省黔東南州天柱縣境內，是沅水流域規劃梯級的第四級，上距掛治電站56.3 km，下距托口水電站56.2 km。電站裝有3臺單機容量為140 MW的立軸混流式水輪發電機組，總裝機420 MW，年利用小時數2 943 h，多年平均發電量12.36億kW·h。白市電廠3臺機組是由主變高壓側并列后送出，其勵磁系統采用的是南京南瑞集團公司生產的NES-5100型勵磁裝置，勵磁系統調差系數為-7%。

2 勵磁系統調差

2.1 定義

勵磁系統調差又稱為電壓調差率，是指發電機帶負荷運行時機端電壓的自然下降，定義為同步發電機當功率因數為零、無功從零變化到額定無功時機端電壓的變化率，不考慮自然調差率時，電壓調差率的計算公式如下：

式中：D表示電壓調差率；Ut表示功率因素等于零、無功電流等于額定值時的機端電壓；Ut0表示空載時機端電壓，Um表示發電機額定電壓。

2.2 正調差與負調差

正調差是指，在發電機無功增加時，勵磁系統監測機端電壓“降低”時，增大無功。其作用是調節機組間的無功分配。一些小容量機組是直接通過機端并列的，存在無功功率分配不穩定的問題，經常存在“搶無功”的現象，使系統無功失衡，此時就需要正調差來合理分配機組間無功功率，確保系統穩定。

負調差是指，在發電機無功增大時，勵磁系統監測后會將無功再增大，以補償變壓器的電壓降。負調差可提高靜態穩定極限，提高機組無功支撐能力，加強勵磁系統對系統電壓或無功變化的敏感度，更好地發揮其對系統的無功支撐能力，提高系統穩定性。

2.3 調差率整定原則

由DL/T843-2010標準知道，電網調度按照發電機對所在高壓母線電壓維持水平的要求規定電壓調差率D，在調度未作出規定前，電壓調差率宜按以下方法整定：

（1）并列點的電壓調差率宜按照5%～10%整定，在無功分配穩定的情況下取小值，同母線下的電壓調差率應相同。

（2）主變高壓側并列的發電機變壓器組應采用補償變壓器電抗壓降的措施，其調差率滿足以下條件：當發電機無功電流由零增加到額定無功電流時，發電機電壓變化不大于5%額定電壓。

3 問題引出

白市電廠通過多次觀測，發現1號、3號機組并網后存在無功功率明顯增大的現象。現場分別對3臺機組進行并網波形錄取后，發現3臺機組在并網瞬間無功功率會發生突變，尤其是在并網后不斷上升，其中3號機組無功峰值最大，1號機組次之，2號機組無功峰值最小，且無功功率突增均分為兩個階段。

從圖1～圖3可以看出，機組并網瞬間無功功率上升分兩個階段，第一階段到達一個高點，經短時停頓后再到最高點，之后根據監控系統設計的程序，下位機下令減磁，調低無功至5 Mvar。

圖1 1號機組（最大值= 38.31 MVar t= 13.17 s）

圖2 2號機組（最大值= 10.96 MVar t= 14.51 s）

圖3 3號機組（最大值= 48.63 MVar t= 12.85 s）

通過調取以往歷史數據可知，該現象并非偶發情況，而3臺機組在配置完全一樣的情況下，并網瞬間無功功率突增現象卻存在明顯差異，見表1、2：

表1 調差率為0時機組并網瞬間無功功率峰值

表2 調差率為-0.07%時機組并網瞬間無功功率峰值

4 原因分析

對比表1、表2可以看出，調差率由0調整至-0.07%后，無功比之前明顯增大，表現為第二階段無功峰值明顯增大，考慮到此時剛剛投入了調差功能，判斷機組無功增大可能與調差率調整有關。

通過對勵磁系統運行特性分析得知，機組并網運行1 s時（即第二階段開始時），勵磁系統才通過程序判定確認負載。而在并網0～1 s期間（即第一階段），勵磁系統調差系數未輸出，此時機端電壓與給定電壓相等；在并網1 s時，勵磁系統調差系數開始輸出，調差系數輸出值所產生的機端電壓=電壓給定-（機組當前無功功率/視在功率）×調差系數。

機端電壓從調差系數未輸出到調差系數輸出時，會根據當前無功發生變化。如圖4，線1表示電壓調差后的輸出值，線2表示實時的機端電壓。當調差系數未輸出時，兩線基本重合。調差系數輸出后，機端電壓（線2）始終在跟蹤電壓調差輸出值（線1）。根據上述公式可知負調差情況下，“機組當前無功功率”越大，“機端電壓”也將越大，此過程中發出的大量無功，就是觀察到的并網1 s后的現象。

圖4 機端電壓隨調差系數輸出值變化曲線

2號機組并網后，由于當前無功并不大，機端電壓相對較低，調差系數輸出后，電壓變化比較小，無需發出大量無功，故在第二階段的調差輸出并不明顯，也就是說3臺機組共同一母線，在母線電壓基本相同的情況下，1號、3號機組并網電壓明顯高于2號機組，2號機組并網電壓低，無功也小，1號、3號機組并網電壓高，無功也大。

綜上所述，可以發現：

（1）機組調差系數為0時，并網1 s內無功就會達到峰值，也就是我們觀察到的第一階段高點。調差系數修改前后，機組并網時的無功沖擊并沒有發生顯著變化，但機組間并網無功沖擊存在較大差異，而且勵磁系統調差系數輸出進一步加大了該差異；

（2）機組并網電壓越低，無功也越小，對第二階段的電壓調差輸出貢獻越小，可以采取降低并網電壓的方式限制機組并網第二階段無功功率，減少無功沖擊。

5 優化方案及效果

因機組調差系數已由試驗單位試驗并出具報告確定，并已報送調度部門，勵磁系統調差系數短期內不具備修改條件，故考慮采取降低機組并網電壓的措施。

通過錄取機組并網時待并側與系統側電壓發現，待并側電壓二次值高于系統側電壓3 V以上，隨后，同期裝置通過降低待并側電壓將偏差調整至3 V以內，若此時滿足頻差≤0.2 Hz、相位差≤20°的同期條件，則發同期并網令。但并網瞬間待并側電壓二次值仍高于系統側電壓二次值近3 V，偏差較大，從而導致機組并網瞬間無功較大。

此時可以從兩種方式進行優化：

方式1：進行試驗，重新測定機組同期參數。如重新調整并網二次壓差，該方式可以從根本上減少并網無功沖擊，但由于耗時長會影響機組并網發電，無法迅速改善機組并網工況。

方式2：適當調低機組的空載電壓，使勵磁系統空載建壓值從100%減小至97%，確保機組機端電壓在同期裝置啟動前就滿足壓差條件，且更接近母線電壓，該方式實施工作量不大，可以迅速改善機組并網工況。

考慮到已臨近主汛期，時間較為緊張，決定采取方式2進行優化。即降低機組的空載電壓，將1號、3號機組軟起勵終值由100%減小至97%。調整定值后，機組開機至空載時機端電壓僅上升至額定電壓的97%，與調整前相比，待并側電壓降低（同期過程中，同期裝置仍可根據待并側與系統側電壓偏差情況對機端電壓進行上下調整），其與系統側電壓二次值偏差可小于3 V，若此時滿足同期條件，機組同期并網后所帶無功會比較小，即第一階段無功較小，對第二階段的電壓調差輸出貢獻也會減小，而且軟起勵終值的調整僅影響勵磁系統初始建壓值，機組并網后仍可根據電壓偏差情況進行正常調整。

在優化后，機組并網瞬間無功功率突增現象得到了明顯的改善，具體見表3。

表3 優化后機組并網無功功率峰值

6 結語

電壓是電能質量的一項重要指標，作為電力系統安全穩定運行的前提，勵磁系統能否確保機端電壓穩定對于發電機來說至關重要。勵磁系統調差系數對于發電機無功功率特性以及系統電壓影響很大，應根據現場實際情況合理配置調差系數。

本文發現勵磁系統負調差系數的同步發電機組并網瞬間無功功率突增分為兩個階段，第二個階段無功突增現象較為明顯。機組并網時待并側與系統側電壓差值較大，是導致機組并網第二階段無功功率明顯突增的直接原因。在規定范圍內機端電壓越低，無功功率越小，對第二階段的電壓調差輸出影響也越小。故在不方便進行試驗調整同期參數的情況下，可以通過減小待并側與系統側電壓差值達到限制機組并網第二階段無功功率，減少無功功率沖擊，從而優化并網工況的目的。