负调差系数下并网瞬间无功功率突增原因分析及优化

刘云瀑

（国家电投五凌电力发电集控中心，湖南 长沙 410004）

1 机组概况

白市电厂位于贵州省黔东南州天柱县境内，是沅水流域规划梯级的第四级，上距挂治电站56.3 km，下距托口水电站56.2 km。电站装有3台单机容量为140 MW的立轴混流式水轮发电机组，总装机420 MW，年利用小时数2 943 h，多年平均发电量12.36亿kW·h。白市电厂3台机组是由主变高压侧并列后送出，其励磁系统采用的是南京南瑞集团公司生产的NES-5100型励磁装置，励磁系统调差系数为-7%。

2 励磁系统调差

2.1 定义

励磁系统调差又称为电压调差率，是指发电机带负荷运行时机端电压的自然下降，定义为同步发电机当功率因数为零、无功从零变化到额定无功时机端电压的变化率，不考虑自然调差率时，电压调差率的计算公式如下：

式中：D表示电压调差率；Ut表示功率因素等于零、无功电流等于额定值时的机端电压；Ut0表示空载时机端电压，Um表示发电机额定电压。

2.2 正调差与负调差

正调差是指，在发电机无功增加时，励磁系统监测机端电压“降低”时，增大无功。其作用是调节机组间的无功分配。一些小容量机组是直接通过机端并列的，存在无功功率分配不稳定的问题，经常存在“抢无功”的现象，使系统无功失衡，此时就需要正调差来合理分配机组间无功功率，确保系统稳定。

负调差是指，在发电机无功增大时，励磁系统监测后会将无功再增大，以补偿变压器的电压降。负调差可提高静态稳定极限，提高机组无功支撑能力，加强励磁系统对系统电压或无功变化的敏感度，更好地发挥其对系统的无功支撑能力，提高系统稳定性。

2.3 调差率整定原则

由DL/T843-2010标准知道，电网调度按照发电机对所在高压母线电压维持水平的要求规定电压调差率D，在调度未作出规定前，电压调差率宜按以下方法整定：

（1）并列点的电压调差率宜按照5%～10%整定，在无功分配稳定的情况下取小值，同母线下的电压调差率应相同。

（2）主变高压侧并列的发电机变压器组应采用补偿变压器电抗压降的措施，其调差率满足以下条件：当发电机无功电流由零增加到额定无功电流时，发电机电压变化不大于5%额定电压。

3 问题引出

白市电厂通过多次观测，发现1号、3号机组并网后存在无功功率明显增大的现象。现场分别对3台机组进行并网波形录取后，发现3台机组在并网瞬间无功功率会发生突变，尤其是在并网后不断上升，其中3号机组无功峰值最大，1号机组次之，2号机组无功峰值最小，且无功功率突增均分为两个阶段。

从图1～图3可以看出，机组并网瞬间无功功率上升分两个阶段，第一阶段到达一个高点，经短时停顿后再到最高点，之后根据监控系统设计的程序，下位机下令减磁，调低无功至5 Mvar。

图1 1号机组（最大值= 38.31 MVar t= 13.17 s）

图2 2号机组（最大值= 10.96 MVar t= 14.51 s）

图3 3号机组（最大值= 48.63 MVar t= 12.85 s）

通过调取以往历史数据可知，该现象并非偶发情况，而3台机组在配置完全一样的情况下，并网瞬间无功功率突增现象却存在明显差异，见表1、2：

表1 调差率为0时机组并网瞬间无功功率峰值

表2 调差率为-0.07%时机组并网瞬间无功功率峰值

4 原因分析

对比表1、表2可以看出，调差率由0调整至-0.07%后，无功比之前明显增大，表现为第二阶段无功峰值明显增大，考虑到此时刚刚投入了调差功能，判断机组无功增大可能与调差率调整有关。

通过对励磁系统运行特性分析得知，机组并网运行1 s时（即第二阶段开始时），励磁系统才通过程序判定确认负载。而在并网0～1 s期间（即第一阶段），励磁系统调差系数未输出，此时机端电压与给定电压相等；在并网1 s时，励磁系统调差系数开始输出，调差系数输出值所产生的机端电压=电压给定-（机组当前无功功率/视在功率）×调差系数。

机端电压从调差系数未输出到调差系数输出时，会根据当前无功发生变化。如图4，线1表示电压调差后的输出值，线2表示实时的机端电压。当调差系数未输出时，两线基本重合。调差系数输出后，机端电压（线2）始终在跟踪电压调差输出值（线1）。根据上述公式可知负调差情况下，“机组当前无功功率”越大，“机端电压”也将越大，此过程中发出的大量无功，就是观察到的并网1 s后的现象。

图4 机端电压随调差系数输出值变化曲线

2号机组并网后，由于当前无功并不大，机端电压相对较低，调差系数输出后，电压变化比较小，无需发出大量无功，故在第二阶段的调差输出并不明显，也就是说3台机组共同一母线，在母线电压基本相同的情况下，1号、3号机组并网电压明显高于2号机组，2号机组并网电压低，无功也小，1号、3号机组并网电压高，无功也大。

综上所述，可以发现：

（1）机组调差系数为0时，并网1 s内无功就会达到峰值，也就是我们观察到的第一阶段高点。调差系数修改前后，机组并网时的无功冲击并没有发生显著变化，但机组间并网无功冲击存在较大差异，而且励磁系统调差系数输出进一步加大了该差异；

（2）机组并网电压越低，无功也越小，对第二阶段的电压调差输出贡献越小，可以采取降低并网电压的方式限制机组并网第二阶段无功功率，减少无功冲击。

5 优化方案及效果

因机组调差系数已由试验单位试验并出具报告确定，并已报送调度部门，励磁系统调差系数短期内不具备修改条件，故考虑采取降低机组并网电压的措施。

通过录取机组并网时待并侧与系统侧电压发现，待并侧电压二次值高于系统侧电压3 V以上，随后，同期装置通过降低待并侧电压将偏差调整至3 V以内，若此时满足频差≤0.2 Hz、相位差≤20°的同期条件，则发同期并网令。但并网瞬间待并侧电压二次值仍高于系统侧电压二次值近3 V，偏差较大，从而导致机组并网瞬间无功较大。

此时可以从两种方式进行优化：

方式1：进行试验，重新测定机组同期参数。如重新调整并网二次压差，该方式可以从根本上减少并网无功冲击，但由于耗时长会影响机组并网发电，无法迅速改善机组并网工况。

方式2：适当调低机组的空载电压，使励磁系统空载建压值从100%减小至97%，确保机组机端电压在同期装置启动前就满足压差条件，且更接近母线电压，该方式实施工作量不大，可以迅速改善机组并网工况。

考虑到已临近主汛期，时间较为紧张，决定采取方式2进行优化。即降低机组的空载电压，将1号、3号机组软起励终值由100%减小至97%。调整定值后，机组开机至空载时机端电压仅上升至额定电压的97%，与调整前相比，待并侧电压降低（同期过程中，同期装置仍可根据待并侧与系统侧电压偏差情况对机端电压进行上下调整），其与系统侧电压二次值偏差可小于3 V，若此时满足同期条件，机组同期并网后所带无功会比较小，即第一阶段无功较小，对第二阶段的电压调差输出贡献也会减小，而且软起励终值的调整仅影响励磁系统初始建压值，机组并网后仍可根据电压偏差情况进行正常调整。

在优化后，机组并网瞬间无功功率突增现象得到了明显的改善，具体见表3。

表3 优化后机组并网无功功率峰值

6 结语

电压是电能质量的一项重要指标，作为电力系统安全稳定运行的前提，励磁系统能否确保机端电压稳定对于发电机来说至关重要。励磁系统调差系数对于发电机无功功率特性以及系统电压影响很大，应根据现场实际情况合理配置调差系数。

本文发现励磁系统负调差系数的同步发电机组并网瞬间无功功率突增分为两个阶段，第二个阶段无功突增现象较为明显。机组并网时待并侧与系统侧电压差值较大，是导致机组并网第二阶段无功功率明显突增的直接原因。在规定范围内机端电压越低，无功功率越小，对第二阶段的电压调差输出影响也越小。故在不方便进行试验调整同期参数的情况下，可以通过减小待并侧与系统侧电压差值达到限制机组并网第二阶段无功功率，减少无功功率冲击，从而优化并网工况的目的。