励磁系统控制关键技术与未来展望

吴涛，梁浩，谢欢，史扬，赵焱，张广韬

（国网冀北电力有限公司电力科学研究院，北京市 西城区100045）

0 引言

励磁系统起源于同步发电机组励磁控制。同步发电机组励磁系统由励磁功率部分、励磁控制部分、发电机电压测量和无功电流补偿部分等组成。励磁系统控制部分的核心是自动励磁调节器，也称为自动电压调节器(automatic voltage regulator，AVR)，包括机端电压控制及电力系统稳定器(power system stabilizer，PSS)、多个辅助控制或限制器，如过激磁限制器、过励限制器、瞬时转子电流限制器、定子电流限制器和低励限制器等。

励磁系统控制的目标是在设备允许运行范围内维持机端电压恒定不变。就机组侧而言，主要任务是维持发电机机端电压在额定值附近，提供并调节无功功率，保障发电机安全、经济运行；就电网侧而言，它还承担着支撑电网电压，提高电力系统静态稳定、抑制功率振荡以及改善暂态稳定性等任务[1-3]。近年来随着以风电、光伏为代表的新型能源的出现，其无功电压控制也纳入了励磁系统控制的研究范畴。

本文通过阐述励磁系统控制的发展历史、技术挑战、关键技术与未来展望等，探讨提升“双高”电力系统“源网协调”水平的技术途径，可为我国相关领域发展提供参考。

1 发展历史

1.1 早期模拟式励磁调节器的发展

早期的励磁调节器为振动型和变阻器型，二者都具有机械部件，称为机电型调节器，主要功能是维持发电机机端电压为给定值，主要有按扰动量调节和按偏差量调节2种方式。机电型调节器不能连续调节，响应速度缓慢并有死区。20世纪50年代以来，磁放大器出现以后，电力系统广泛采用磁放大器和电磁元件组成的电磁型调节器。磁放大器具有时滞，调节的时间常数较大，调节速度较慢，但其可靠性高，通常用于直流励磁机系统。20世纪60年代初期，随着半导体技术的发展，电力系统开始采用由半导体元件组成的半导体励磁调节器。半导体元件几乎没有时滞，功率放大倍数也较高，半导体励磁调节器调节速度较快。20世纪70年代初期，半导体励磁调节器已获得广泛应用，通常用于交流励磁机系统[2-3]。

1.2 电力系统稳定器与数字式励磁调节器的普及

随着电力系统的规模不断扩大，大区之间联网，以及采用高增益的励磁调节器来改善发电机电压调节精度及系统稳定性，使得低频振荡的现象时有出现，威胁系统的正常运行。20世纪 60年代诞生了励磁系统控制技术的第1个里程碑成果——电力系统稳定器[4-7]，它可以用瓦级的功率控制调整发电机兆瓦级的功率，为系统提供附加阻尼转矩，有效地抑制系统低频振荡。励磁系统控制不仅能维持某台发电机电压，还能把整个电力系统运行的稳定性推向一个更高的水平。

随着数字控制技术、计算机技术及微电子技术的飞速发展和日益成熟，同步发电机组采用数字式励磁调节器已成为发展趋势。与机电式、电磁式、晶体管半导体式等模拟式励磁调节器相比，数字式励磁调节器具有以下优点：

1）由于计算机具有计算和逻辑判断功能，可以实现如电力系统稳定器、多输入多变量的线性最优等复杂控制策略；

2）调节准确、精度高，在线改变参数方便；

3）可以在励磁控制中实现完备的限制及保护功能、通用而灵活的系统功能、简单的操作以及智能化的维修和试验手段；

4）可靠性高，无故障工作时间长；

5）通信方便；

6）便于产品更新换代。

20世纪70年代微机化数字励磁调节器开始出现，20世纪80—90年代进入工业实用阶段[8]。

1.3 励磁系统在源网协调领域日趋重要的作用

20世纪末在中国电力系统经历了大区电网互联的飞速发展，除华中和华东采用500 kV直流连接外，华北—东北、川渝—华中、华北—华中大区互联系统在联网初期都采用单回 500 kV交流弱联方式。在这些联网工程实施的过程中，都遇到了区域间弱阻尼或负阻尼低频振荡的问题。

20世纪末诞生了励磁系统控制技术的第2个里程碑成果——以同步发电机、大电网为代表的“机网协调”。中国电网规模化开展电力系统“四大参数”测试，各区域或省级电网公司对所属并网运行的发电机、励磁调节系统、原动机及其调速系统和负荷进行现场实测建模，电网调度方式计算、稳定控制措施校核采用基于现场实测的模型及参数，准确计及发电机励磁系统、原动机及调速系统的动态特性，提升电网仿真准确度，科学指导了电网规划、运行，与PSS参数整定及现场试验技术一起有力支撑了全国联网工程[9-12]。

励磁系统专业逐步受到各级电网调度部门的关注，从励磁装置基建调试、励磁模型参数测试、发电厂安全性评价、技术监督等方面进行全过程技术管理。励磁系统控制成为“机网协调”技术的重要分支。

进入21世纪以来，随着以风电、光伏为代表的新型能源的飞速发展，电源结构由同步发电机占主体转变为同步发电机与风电、光伏新能源各占“半壁江山”，传统“机网协调”拓展为“源网协调”。一方面，各励磁厂家也从控制原理、功能开发以及工业设计等方面不断升级产品，相继推出了多个新型励磁调节器，显著降低机组因励磁系统控制故障造成功率振荡以及非停或脱网事件发生的可能性；另一方面，风电、光伏新能源励磁系统控制对电力系统稳定运行的影响也逐渐变大[13-15]。

2 技术挑战

2.1 励磁控制系统自身的隐性缺陷需要完善

在实际生产运行中，励磁控制系统暴露出以下问题：1）国标和行标中仅对励磁系统整体性能提出了技术要求，缺乏相关技术细节规范；2）对励磁调节器辅助控制环节，如过励、低励、过激磁等功能和特性认知存在“死角”，缺乏励磁调节器辅助控制全过程仿真模型；3）部分厂家励磁调节器软件频繁修改，版本更迭随意，新开发的辅助控制功能及参数整定甚至在未经测试验证的情况下投入现场使用，为电网稳定运行埋下了隐患。

1）案例1：发电机组异常功率波动。

2010年7月，某电站在分母运行情况下首次将出力增加到3 950 MW时，电站机组发生多次有功功率波动，最大幅值达到 300 MW[16-17]，如图1所示。

图1 右二分厂出力异常波动的记录曲线Fig. 1 Abnormal power fluctuation record curve of the second power plant in right bank

事故原因分析：励磁调节器误采用电动机励磁控制软件版本，PSS测量环节中默认电抗参数设置错误，导致测量计算得到的发电机转速不正确，使得PSS未能提供预期的阻尼转矩，在特定运行工况下引发低频振荡。

2）案例2：发电机组强迫功率振荡。

2011年，某核电运行机组在相邻机组主变空充时，发生大幅度强迫功率振荡。

事故原因分析：PSS测量环节内置参数有错误，导致在空充变压器产生的和应涌流作用下，测量计算得到的频率结果不正确，引发励磁调节器错误输出，PSS成为扰动源并引发强迫振荡。

3）案例3：励磁调节器控制逻辑缺陷造成设备损坏。

2014年某电厂发电机端发生相间短路，90 ms故障清除，造成励磁系统整流柜设备损坏。

事故原因分析：在系统发生故障期间，励磁调节系统CT监视报警不正确动作，引起AVR切换，失去机端电压恒定控制功能及相关限制功能，从而导致故障清除后励磁电压、励磁电流分别增大至接近4倍、2.4倍额定值，持续时间400 ms，超过整流柜设备耐受能力，导致设备损坏。

2.2 电网运行对同步发电机励磁系统控制提出更高要求

随着特高压交直流电网规模的不断扩大，电力系统中运行的各种调节、控制装置面临着新的挑战，给电力系统安全稳定运行带来巨大的压力。

1）案例4：励磁系统低励限制控制参数整定值不能适应电网运行方式。

2016年7月10日，某电厂国产励磁调节器在机组进相时，低励限制动作引发功率持续振荡30 min。

事故原因分析：整定低励限制控制参数基于厂家经验，不能保证在各种工况下调节稳定性，现场多次发生因发电机低励限制动作而引发系统振荡。

2）案例5：变电站爆炸。

2016年6月，某330 kV变电站爆炸导致6回330 kV出线陆续跳闸。在系统发生故障期间，某300 MW电厂发变组故障录波器记录了发电机组经历励磁系统强励、定子电流限制动作、辅助控制动作期间再次故障、机端电压过低进而失稳、最终机组跳闸等过程。

事故原因分析：在系统发生故障期间，一方面发电机励磁系统强励，多发无功试图恢复系统电压；另一方面，发电机定子电流增大，超过设备额定值，发电机定子电流限制启动，按照预先设定的反时限策略，通过降低励磁电流，减小发电机定子电流中的无功分量。由于故障期间系统已经很脆弱，如果过度减小发电机无功，将可能引起机端电压进一步下降，局部失去电压稳定，定子电流反而持续上升，导致控制失效，进而造成机组跳闸。

2.3 电力电子化电源的励磁系统控制性能亟待提高

新能源尤其是风电的大规模接入电网，使电力系统特性发生了明显的变化，呈现“宽频”特性，即振荡频率从传统的0.1～2 Hz扩展到几十到几百，甚至上千赫兹范围。

案例 6：高比例新能源接入电网引发次/超同步谐振。2016年7月，某电网风电、火电机组“打捆”外送电，花园电厂#1、#2、#3机组TSR轴系扭振保护动作跳闸，共损失功率128万kW，紧急将天中直流功率由450万kW降至300万kW。

事故原因分析：哈密风电汇集地区产生十几到七十几赫兹的次/超同步谐波电流，在电网内传播，经历4个电压等级近300 km输电线路，最终与并入电网的火电机组发生次同步谐振，导致3台66万kW火电机组非计划停运及风电机组脱网。

3 关键技术

挖掘并发挥同步发电机组“涉网性能”潜力，是应对未来电网技术挑战最经济、有效的手段之一。随着励磁控制、电力系统稳定器相关机理研究逐渐深入、实验室仿真测试环境逐步完善以及现场测试手段不断丰富，已经有条件研究励磁系统控制领域深层面的一些技术问题，如发电机与励磁机外特性衔接问题、电力系统稳定器低频段的阻尼有效性问题、励磁调节器电压控制环节(含电力系统稳定器及调差)和辅助控制环节(含各种励磁限制及附加控制)的配合问题、励磁限制与相应发电机组继电保护之间的协调问题等。本文对励磁控制装置实验室检测、现场试验测试、励磁系统控制精细化仿真建模、稳定控制、涉网性能提升等相关内容进行了论述，力图反映当前励磁系统控制技术最新的进展。

3.1 实验室检测技术

3.1.1 建立励磁调节器实验室检测平台

国内数字式自动电压调节器装置涉网性能检测始于2005年，在实时仿真系统中搭建包含发电机、主变、输电线路、负荷等元件的一次仿真系统，通过外接板卡与实际励磁调节器装置闭环连接构成数字物理混合测试系统，通过在仿真系统中模拟机组各种运行工况以及电网故障，检验励磁控制设备的涉网性能。

图 2为励磁调节器涉网性能检测原理示意图，其中AVR模型由仿真系统搭建，AVR装置为励磁调节器装置。当切换开关 K指向AVR装置时，可以检测设备的涉网性能；指向AVR模型时，可以通过对比验证所建立模型的准确性和可信程度。

图2 励磁调节器涉网性能检测原理示意图Fig. 2 Schematic diagram of net-involved performance test principle for excitation regulator

3.1.2 开展励磁调节器功能全面测试与评估优化

2010年以前，重点检测评估AVR电压控制的稳定性及PSS性能。2010年以后，逐渐开展励磁调节器辅助控制环节对电力系统稳定影响的相关研究，检测的重点围绕励磁控制系统辅助控制环节，经历了4个阶段：第1阶段关注有无辅助控制功能及其动作后是否稳定；第2阶段关注各辅助控制之间的动作配合；第3阶段逐步完善辅助控制功能；第4阶段优化辅助控制的控制策略。

3.1.3 助力励磁控制装置技术升级

实验室检测技术可以帮助厂家查找、分析和完善电力系统实际运行中励磁控制装置存在的缺陷，如TV断线、辅助控制等判据或参数设置不合理的问题，控制逻辑不合理、控制策略有缺陷等程序设计不正确的问题，部分辅助控制未设计、三机励磁方式未设计励磁电流硬负反馈等功能设计不健全的问题，辅助控制动作后屏蔽PSS功能、低励与过励限制同时动作引发振荡等主辅控制配合不完善的问题等。

3.1.4 解决生产实际中遇到的问题

我偷偷给陆浩宇递纸条，他没回复，我不甘心，我开始给陆浩宇买早餐。可是我为他买的第一份早餐，居然被早上没吃饭的肖斌给霸占了。

实验室检测技术完成了发电厂与励磁系统相关的运行仿真分析和事故场景重现，帮助电厂查找现场励磁装置缺陷，确认事故原因[13-15,18]。

3.2 现场励磁控制装置试验测试技术

在出厂试验、交接试验、大修试验等环节建立了包括励磁控制装置测试流程及试验项目、试验内容、试验步骤以及试验判据等的技术体系，对现场装置进行全方位测试，有效提高了设备的可靠性和安全性。

近几年，便携式励磁调节器检测平台也在调试现场得到应用与推广，在机组停机工况下与实际励磁控制装置闭环连接，基于平台搭建的仿真测试系统模拟各种现场不易出现的复杂工况与电网事故，全面测试励磁控制装置性能，或者利用仿真复现或波形回放技术，对现场出现问题的励磁控制装置进行故障分析，查找事故原因。图3为便携式励磁调节器检测平台现场测试图。

图3 便携式励磁调节器检测平台现场测试图Fig. 3 Field test chart of portable excitation regulator test platform

3.3 励磁系统控制精细化仿真建模技术

以往励磁控制系统仿真建模工作主要围绕励磁调节器电压控制及 PSS，IEEE Std421.5-2005《IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power Stability Studies》以及国标GB/T 7409.2—2008《同步电机励磁系统 第2部分：电力系统研究用模型》均对不同励磁形式、不同励磁厂家设计方式进行了归纳和整理，无论是国外的 PSS/E、DigSilent，还是国内 BPA 和PSASP等电力系统稳定分析程序，均已包含AVR电压控制及电力系统稳定器典型模型库，而且不断扩充完善[19-20]。

2010年以来，通过对伏赫兹限制、过励限制、低励限制、定子电流限制等励磁辅助控制环节启动、动作和返回功能进行精细化建模，提出了适用于连锁故障分析的励磁调节器主辅控制环节详细模型参数库，几乎涵盖了所有主流励磁调节器型号[21-22]。在此基础上，修订了GB∕T 7409.2—2020《同步电机励磁系统 第2部分：电力系统研究用模型》，重点增加了辅助控制接入方式以及相关模型。

如图4所示，PSS有3种介入位置，伏赫兹限制有3种介入位置，过励限制有5种介入位置，定子电流限制有6种介入位置，低励限制有4种介入位置。

目前，励磁系统主辅控制环节控制详细模型参数库已能真实反映出各种工况下励磁调节器的涉网特性，并成功应用于特高压直流输电系统场景仿真分析，支撑调度仿真计算，有效提升特高压送、受端电网暂态及中长期动态稳定的仿真精度。

图4 辅助控制环节介入励磁调节器主控制环节方式Fig. 4 Mode of auxiliary control link connecting to main control loop of excitation regulator

3.4 稳定控制技术

PSS是最典型的附加励磁控制，借助自动励磁调节器调节校正励磁系统输入产生阻尼转矩，对系统低频振荡进行抑制，达到提高系统小干扰稳定性及动态稳定性的目的。PSS2型模型相对成熟，现场应用广泛[23]。具有全频段功率振荡抑制能力的PSS4B、基于PSS2B改进的PSS-NEW-B以及广域PSS等也有相关研究[24-26]，目前大多还停留于实验阶段，在已投运机组中应用很少。

为提高电网的输送能力，在输电线路上配置串联电容补偿(简称“串补”)的技术被广泛采用，串补投运后存在发生汽轮发电机组与系统间次同步谐振(sub synchronous resonance，SSR)的风险，导致发电机组转子轴系疲劳，甚至损坏。附加励磁阻尼控制(supplementary excitation damping control，SEDC)是抑制 SSR 的措施之一，以发电机机头或机尾转子转速信号w为输入，经过 3或 4 个模态滤波器分解后，分别经过各自比例积分微分(PID)控制回路的相位校正，最后将各个模态信号相加，经过限幅后，与励磁调节器输出的控制信号进行叠加，通过调节发电机励磁电压，提高多个次同步扭振模态的阻尼，如图5 所示。该技术已在上都、府谷等多个电厂应用[27-28]。

图5 SEDC接入励磁方式以及控制原理Fig. 5 SEDC access excitation mode and control principle

基于暂态全过程励磁控制理论，将系统故障后的发电机功角暂态过程划分为5个阶段，有针对性地对每个阶段采取不同的控制策略，通过调节发电机励磁电压，发挥励磁控制提高暂态稳定的潜力，依托该技术已研制样机产品，在ADPSS的机电-电磁暂态混合仿真平台得到验证[29]。

3.5 涉网性能提升技术

目前国内外主流型号励磁调节器均配置了辅助控制功能，模型和控制策略也日趋成熟，在保护机组安全的前提下发挥了励磁系统对电网的电压无功支撑作用。在此基础上，对过励限制、定子电流限制、低励限制环节进行了优化，在复杂电网运行工况下提升发电机组涉网性能及支撑电力系统稳定。

目前过励限制反时限功能设计方案均依据发电机额定运行工况下的转子过流能力进行整定，在系统发生故障时机组的强励潜能未得到充分的发挥。文献[30]基于发电机转子绕组发热、散热温升过程，准确评估机组运行能力边界，采用励磁电流计算转子温升变化量代替原来励磁电流变化量整定反时限时间，提出了计及发电机散热类型、初始负荷运行工况且具备二次强励功能的过励限制优化设计方案，挖掘并发挥机组对电网的无功支撑能力。

目前现场投运机组励磁系统低励限制控制参数几乎均采用默认定值且偏保守，调试人员一般只通过减磁或机端电压下阶跃试验对其调节效果做初步验证，而缺少对其稳定裕度进行量化评估的手段[31]。文献[32]提出了包含低励限制动作后的Heffron-Phillips扩展模型，研发了可量化评估低励限制动作后系统稳定裕度的控制参数现场整定试验方法，获取现场低励限制动作期间的闭环控制系统频域特性，利用奈奎斯特判据量化评估低励限制动作后系统稳定裕度，指导现场控制参数整定与优化，在降低低励限制动作引发振荡风险的同时，提高发电机快速进相、抑制暂态系统过电压的能力。

定子电流限制在发电机因有功功率超发或者机端电压下降引起定子电流越限时，会持续减磁，减小无功输出直至零，进而减小定子电流，在极端工况下可能导致系统静态电压失稳。文献[33]基于定子电流限制动作后系统电压失稳机理，提出定子电流限制优化控制策略，利用发电机机端功率因数角小于系统外功角来识别发电机定子电流允许最小值，避免过度减磁，降低在电网事故过程中发电机组脱网风险。

4 未来展望

4.1 电源、电网结构改变带来的问题

随着大规模风电、光伏、储能等电力电子设备接入电网，特高压“十二交、十一直”输电工程的陆续投运，我国电力系统正向着“高比例可再生能源”和“高比例电力电子化电源及输电设备”方向发展[34-40]。

相比以往，“双高”电力系统的电源和电网结构均发生重大变化[41-43]。电源结构的改变带来以下问题：一是电源支撑电网稳定的能力受到削弱，如强励或进相、一次调频等；二是电源耐受异常运行工况的能力下降，如高、低电压穿越等。

电网结构的改变带来以下问题：一是故障影响范围全局化，高压或特高压直流受端电网发生故障，导致直流闭锁，送、受两端交流电网将在几十到几百毫秒内出现大幅功率过剩或缺额，引发电网电压、频率等稳定问题；二是电力系统出现 0.1到几百甚至上千赫兹宽频振荡，威胁电源并网安全。

未来电源将与电网深度融合、相辅相成，即“源网协调”，从电源和电网2个角度完善励磁系统控制技术，即一方面体现在提升电源设备涉网性能及抗扰动能力，另一方面体现在管理协调系统可控资源，提升对大电网的驾驭能力。

4.2 提升电源设备涉网性能及抗扰动能力

电源既包括传统同步发电机，也包括以风电、光伏为代表的电力电子化变频设备，2种类型的电源发展历史、技术特点及成熟度存在较大差异，需要区别对待，其发展目标如下：

1）挖掘同步发电机潜力，在保证设备安全的前提下，提升可靠性及对大电网稳定运行的支撑能力，包括完善技术标准、规范控制功能设计、优化控制技术等，使之成为保障电力系统安全的中流砥柱。

2）电力电子化变频电源设备升级，包括风电、光伏以及变速抽蓄机组等励磁系统控制性能优化，具备抑制0.1到几百甚至上千赫兹宽频振荡的能力，建立电力系统稳定计算用模型，规范励磁控制功能设计、参数整定、评价指标以及现场试验方法，满足电网调度运行管理需求等，力图尽快缩小与同步发电机组在涉网性能上的差距，实现从“自我保护、被动适应”向“主动支撑”型电源的跨越，担当支撑电力系统稳定运行的责任。

4.3 管理协调系统可控资源

电网处于能源生产和消费的中间环节，是能源资源配置的重要平台，其发展目标为：

1）认知“双高”电力系统的特性，创新电力系统控制理论及应用技术，其中新能源励磁系统控制实测建模是基础工作。

2）基于先进通信技术，构建并网电源涉网安全大数据管理体系，建立电力系统网源协调性能在网监测及分析数据平台，实现并网发电机及风、光新能源励磁设备状态检测及评估，探索人工智能控制等。

5 结论

发电机励磁系统控制技术对保证电力系统安全、稳定运行意义重大。经过20余年的发展与进步，励磁控制装置实验室涉网性能检测、现场试验测试与评价、励磁系统控制精细化仿真建模、附加稳定控制、辅助控制策略优化等关键技术已日趋完善，在改善电网稳定、抑制功率振荡以及保障机组安全等方面发挥了重要作用。但随着我国电力系统向着“双高”方向发展，对励磁系统控制又提出了更高的要求与挑战，未来的研究热点有如下3个方面：

1）无论在机理研究、仿真建模还是实验室检测、现场试验，同步发电机励磁控制系统技术已日趋成熟，设备的可靠性以及支撑电力系统的涉网性能均有很大的提高和改进，并且其研究深度、广度还在不断拓展、细化之中。

2）借鉴同步发电机组技术成果，提升风电、光伏电力电子化电源涉网性能，满足适应未来“双高”电力系统运行方式与抵御连锁故障的需求，开拓新的研究方向，实现从“自我保护、被动适应”向“主动支撑”型电源的跨越。

3）基于先进通信技术，进行电力系统物理、数据资源的整合，达到通过“源网协调”提升电力系统本质安全的目的。

总之，风电、光伏等新能源发展迅猛，无论是在电力电子化电源设备的技术成熟程度，还是在其规模化接入电网对电力系统特性影响等方面，均有很大的提升空间。围绕“2030碳达峰和2060碳中和”战略目标，在我国能源转型背景下确保电力系统本质安全是电源、电网企业共同的责任。