发电机励磁系统动态稳定性分析

发电机励磁系统动态稳定性分析

近年来，华北电网发展迅速，主要体现在以下几个方面：（1）2001年5月，连接中国第一个大型电网，并实现了全国第一个大型电网的互联。2003年，它也连接到中国和中国之间的电网网络。(2)首都地区负荷增长很快,受资源限制,必须通过由外部大量受电的方式来满足北京地区用电增长的需要。华北东北联网后计算表明,联网后系统中长期动态稳定问题变得突出,表现为系统阻尼特性变差,容易发生低频振荡或故障后多摆振荡失步;另一方面,根据发达国家的运行经验,电网存在因发生突发性灾害事故,出现连锁反应,导致系统电压崩溃或频率崩溃的危险性。为了详细研究系统故障后的暂态和中长期电压、频率动态过程,要求考虑发电机励磁系统等元部件动态特性的影响。因此,有必要从华北电网实际出发,开展华北电网发电机励磁系统参数测试,逐步建立华北电网励磁系统模型参数数据库。1发电机励磁系统据不完全统计(100MW及以上机组),在华北电网装有数字调节器的发电机组数为79台,占总台数165台的48%,容量是19259MW,占总容量38104MW的50.5%。而京津唐电网装有数字调节器的发电机组数为48台,占总台数74台的64.9%,容量是11000MW,占总容量17949MW的61.3%。从发电机励磁系统的励磁方式来看,主要有常规励磁(三机系统)、自并励、两机它励(俄罗斯机组)、无刷高起始励磁系统4种。数字调节器的国内制造厂家主要有:南瑞(27台)、清华(20台)、武汉洪山(10台),合计57台,占全部数字调节器的72.1%;而国外进口产品有:罗一罗(10台)、ABB(4台)、奥地利伊林公司(4台)、法国阿尔斯通(2台)、日本三菱(2台)、合计22台,占全部数字调节器的27.8%。2发电机励磁系统特性测试辨识针对华北电网直接接入500kV系统的具有典型励磁系统特性的4台主力发电机组(基本情况见表1),开展了发电机励磁系统参数的测试辨识工作。2.1发电机及励磁通过以下步骤,取得可以满足实际生产要求的发电机励磁系统模型参数:(1)进行现场发电机励磁系统小扰动试验,包括发电机空载5%阶跃试验和负载1%~4%阶跃试验,并比较电力系统稳定器PSS投入/退出对系统振荡阻尼的影响,记录发电机定子电压、发电机有功功率、无功功率以及发电机转子电压、转子电流暂态响应曲线。(2)采用基于发电机和励磁机简单模型的SME励磁系统数字仿真程序,对由制造厂提供的励磁调节器AVR原始模型及参数进行仿真校验,初步确定发电机及励磁系统模型参数(以下称为“原型参数”)。(3)采用基于发电机及励磁系统详细模型的RTDS(Real-timeDigitalSimulator)仿真机,详细校验发电机及励磁系统原型参数,并研究模型参数在±50%范围内变化对响应结果的敏感度,确定现场测试关键参数。(4)用SME程序将经过校核的原型参数转换为BPA格式的励磁系统模型参数,再次进行RTDS仿真对比试验。(5)将上述得到的BPA格式的励磁系统模型参数,应用到生产调度部门采用的实际电网数据之中,研究采用励磁系统详细模型对系统暂态稳定水平的影响,并研究模型参数在±50%范围内变化时,系统暂态稳定水平受影响的程度。2.2仿真结果分析将计算分析结果归纳如下:(1)由于现场试验为发电机及其励磁系统闭环扰动试验,因此发电机、励磁机参数准确性对仿真拟合精度有一定影响。(2)用制造厂提供的数字式励磁调节器模型参数进行SME仿真,结果基本与现场实测相符。(3)励磁系统原型结构与BPA格式模型结构差异导致的误差,不能通过参数调整完全消除,即采用参数归并的方法辨识励磁系统模型将牺牲部分模型精度。(4)励磁调节器PID环节采用串联校正的性能将比采用并联校正优越,对于常规三机励磁系统效果更明显。适当调整其微分环节时间常数,可以改变发电机定子电压上升速度,抑制励磁系统振荡。(5)数字励磁调节器AVR的无功补偿环节补偿度一般不超过发电机额定电压的3%,对暂态仿真无实质影响,在分析中不予考虑。(6)励磁系统小扰动仿真校核不计及AVR低励和过励等限制环节的影响。2.3发电机负载扰动下无功功率振荡阻尼的确定基于现场实测结果,通过仿真分析,针对华北电网主要的4种发电机励磁系统类型,总结归纳出以下结论:(1)对于常规三机和无刷高起始励磁系统,必须考虑励磁机及整流器稳态等效增益的影响,其数值上约等于(1+KD+KC),其中KD、KC分别为励磁机去磁系数和整流器等值换向电抗。从而励磁系统(包括励磁调节器AVR、励磁机及整流器)的整体开环放大倍数应该等于AVR的开环放大倍数乘以(1+KD+KC)。(2)常规三机励磁系统关键参数为:发电机的Td0′、Xd、Xd′,励磁机时间常数TE,励磁调节器AVR的串联校正微分时间常数T1、开环放大倍数KA,滞后环节时间常数TA。(3)自并励励磁系统的关键参数为:发电机的Td0′和Xd、Xd′,参数,励磁调节器AVR的串联校正微分时间常数T1、开环放大倍数KA、滞后环节时间常数TA。(4)它励两机励磁系统的关键参数为:发电机的Td0′和Xd、Xd′,参数,励磁调节器AVR的串联校正微分时间常数T1、开环放大倍数KA、滞后环节时间常数TA。(5)无刷高起始励磁系统关键参数为:发电机的Td0′和Xd、Xd′,励磁机时间常数TE,励磁调节器的AVR的串联校正微分时间常数T1、开环放大倍数KA、滞后环节时间常数TA。(6)除常规三机励磁系统以外,阻尼系数D对发电机负载扰动下有功功率振荡阻尼有不同程度的影响,如针对自并励、它励两机和无刷高起始励磁系统,阻尼系数D取值为10时的发电机有功功率振荡阻尼依次为D取0时的1.7、3.4、1.78倍。(7)可控整流器等值换相系数KC的基准变化,对发电机空载和负载小扰动响应影响不大。(8)发电机空载饱和特性的差异,基本不会对仿真结果产生影响。2.4不同激发因素下系统暂态稳定分析基于2003年华北电力调度局年度运行方式数据,不考虑华北与东北联网。分别研究以下两种运行方式及故障行为:(1)沙岭子电厂8台机组全开满发,在沙昌1号线沙岭子侧或昌平侧发生三相永久故障,继电保护装置动作,切除沙昌1号线。(2)盘山电厂4台机组全开满发,在盘安线盘山侧发生三相永久故障,继电保护装置动作,切除盘安线、盘北线。研究以上两个电厂发电机组采用详细模型(BPA格式励磁系统模型为:常规三机励磁FC、自并励FK、它励两机FG、无刷高起始FF)后,与发电机组采用Eq′简单模型相比,电力送出能力发生哪些变化,发电机及励磁系统参数变化,对系统暂态稳定水平有何影响。采用比较系统极限切除时间的方法,定量评价系统暂态稳定水平,即极限切除时间增大,表明系统承受能力强,系统稳定水平有所提高;反之极限切除时间减小,系统稳定水平降低。计算结果归纳如下:(1)电机的转动惯量H(即动能相对于发电机容量的标幺值)或阻尼系数D增大,系统暂态稳定水平提高,而发电机电抗参数(如Xd,Xd′等)采用实测值代替设计值,对系统暂态稳定水平影响不大。(2)在系统发生三相短路故障期间,由于发电机定子电流的去磁效应,发电机转子磁链显著减小,而与励磁系统的模型及参数关系不大。(3)沙电1号~4号机采用常规三机慢速励磁系统模型后,发电机组升压变高压侧发生三相短路故障,系统暂态稳定水平低于发电机采用Eq′恒定模型的情况;沙电5~8号机采用自并励静止励磁系统模型后,相对于发电机采用Eq′恒定模型,系统暂态稳定水平上升;盘电1~2号机采用它励两机励磁系统后,系统暂态稳定水平高于发电机采用Eq′恒定模型的情况;盘电3~4号机采用无刷高起始励磁系统后,系统暂态稳定水平高于发电机采用Eq′恒定模型的情况。(4)对常规三机励磁系统而言,增大或减小三机励磁系统开环放大倍数KA,对发电机转子磁链“反向调整”和正向增大过程均有影响,对系统暂态稳定水平影响不大;增大微分时间常数TC或减小积分时间常数TB,即增大暂态放大倍数,导致发电机转子磁链反向超调量增加,系统暂态稳定水平有所下降;减小励磁机时间常数TE50%,即加快励磁系统响应速度,使系统稳定水平有所提高;增大励磁机去磁系数KD,相当于增大了系统故障清除瞬间的反向扰动量,导致对发电机转子磁链反向超调量增加,系统暂态稳定水平下降;增大换相电抗KC,影响暂态过程中换流器工作点,使发电机转子磁链暂态最大值有所降低,系统暂态稳定水平有所下降。(5)增大自并励励磁系统开环放大倍数,自并励系统暂态稳定变化不大;增大励磁系统暂态放大倍数,系统暂态稳定水平下降。(6)对盘电1~2号它励两机励磁系统,发电机转子电压在故障清除后一直处于强励状态,改变励磁系统参数,对系统暂态稳定水平没有影响。(7)对于刷高起始励磁系统而言,增大励磁系统开环放大倍数KA,系统暂态稳定水平下降;增大励磁系统暂态放大倍数,系统暂态稳定水平有所下降;励磁机时间常数对系统暂态稳定水平的影响不确定,需根据具体情况专门研究;增大励磁机去磁系数KD,系统暂态稳定水平有所下降。针对以上4种类型的发电机励磁系统,归纳出对系统暂态稳定水平影响比较大的的参数为:常规三机励磁系统:转动惯量、阻尼系数D、励磁调节器暂态放大倍数、励磁机空载时间常数TE、励磁机去磁系数KD;自并励励磁系统:转动惯量、阻尼系数D、励磁调节器暂态放大倍数;它励两机励磁系统:转动惯量、阻尼系数D;无刷高起始励磁系统:转动惯量、阻尼系数D、励磁调节器稳态放大倍数和暂态放大倍数、励磁机空载时间常数TE、励磁机去磁系数KD。3发电机励磁系统模型参数测试辨识方法从华北电网生产实际出发,选择直接接入500kV系统的具有典型励磁系统特性的4台主力发电机组,开展发电机励磁系统参数测试辨识工作,从中总结出具有华北电网特色的发电机励磁系统模型参数测试辨识方法,其特点如下