水電站勵磁系統參數優化研究

刁曉虹，夏潮

（中國電力科學研究院，北京市 100192）

0 引 言

西部某水電站裝機容量3600MW，安裝6臺單機容量600MW的混流式水輪發電機組，是國家“十五”重點建設項目［1－2］。由于電網建設與電源建設、負荷發展存在時間差，現有網架結構和地區用電負荷難以滿足該水電送出的需求；水電送出需求和地區用電需求難以充分滿足。其次，該電網區外特高壓線路、區外部分重要輸電斷面的潮流及方向以及區外電網的阻尼特性顯著地影響該電網的穩定水平，從而對該電網交流外送通道及區域內主要水電送出通道的送電能力構成壓力，限制了水電站的送電能力。2009年底，電網穩定計算結果表明：該水電站只要有1臺機組額定負荷運行，在該區域某斷面N－1故障時，系統就會失去動態穩定。系統的動態穩定性問題可以通過優化并網機組的電力系統穩定器（power system stabilization，PSS）參數來得到改善。本文在綜合考慮系統需求及機組穩定性的基礎上，首先確定PSS參數優化方案，然后對該電站5、6號機組進行PSS參數優化后現場試驗驗證工作［3］，最后對PSS參數優化后該水電站的送出能力進行計算，和原始參數下水電站的送出能力進行比較，以證明PSS參數優化方案的有效性和可行性［4］。

1 勵磁系統原始參數及原始參數下水電站的送出能力

1.1 勵磁系統原始參數

水電站G1、G3、G5采用通用電氣加拿大公司生產的600MW水輪機，G2、G4、G6采用東方電機有限公司生產的600MW水輪機。G1G6發電機均采用東方電機有限公司的600MW水輪發電機，勵磁系統采用自并勵勵磁系統，勵磁調節器為ABB公司的UNITROL 5000型微機勵磁調節器，該勵磁調節器是雙通道勵磁調節器，勵磁調節器控制方式采用的是比例積分微分（proportional integral derivative，PID）＋PSS控制。PID環節的數學模型如圖1所示，PSS可使用4型PSS，傳遞函數如圖2所示。圖1中：Ut為發電機機端電壓；TR為電壓采樣環節時間常數；Uref為參考電壓；UPSS為PSS輸出；UP＋為 AVR 輸出上限；UEF為調節器輸出電壓；UP－為AVR輸出下限；KR為增益；TC1、TC2、TB1、TB2為超前、滯后環節時間常數。圖2中：ω0、PG0為角速度和功率參考值；ωG、PG分別為發電機角速度和功率；Trw為角速度控制時間常數；Kr為功率控制增益；Trp為功率控制時間常數；TW為慣性環節系數；TW1、TW2、T5、T6、T7為隔直環節時間常數；T9、T10、T12為高頻濾波環節時間常數；T1、T2、T3、T4、T13、T14為超前、滯后環節時間常數；KP為增益；Usmax、Usmin為PSS最大、最小輸出。

圖2中，PSS的原始參數為：T5＝T6＝T7＝5s；Trw＝0.02s；T9＝0.6s；T10＝T12＝0.12s；Kp＝3；Kr＝0.15；Tw＝0.54s；Tw1＝5s；Trp＝0.02s；Tw2＝5 s；T1＝0.25s；T2＝0.04s；T13＝T14＝0.1s；T3＝0.3s；T4＝0.03s；Usmax＝0.1pu；Usmin＝－0.1pu。

1.2 原始參數下水電站的送出能力

電力系統動態穩定性的研究方法包括頻域法［5－9］和時域法［7－9］，本項目在計算研究工作中以頻域法為主，并用時域法加以校驗。通過時域法和頻域法對水電站機組PSS阻尼效果進行評估，對比小干擾及大干擾穩定計算時的阻尼比。其中大干擾暫態計算只對省間某雙回聯絡線進行了三相短路N－1故障的校驗，故障點設置在500kV母線2%的位置，故障時間100ms。小干擾穩定計算結果見表1。

表1 小干擾穩定計算結果Tab.1 Calculation results of small signal stability

聯絡線三相短路N－1暫態穩定計算結果見圖3，大干擾阻尼比為－0.329。

圖3 水電站6號機與三峽左岸1號機相對功角Fig.3 Opposite power angle of No.6generator in hydropower station and No.1generator in Three Gorges Left Bank Station

仿真結果表明：考慮水電站自帶旋轉備用，直流外送通道外送300MW時，水電站及相鄰電站最大輸出電力為1765MW，直流外送通道不外送時最大輸出電力為1365MW。

2 勵磁系統參數優化方案

2.1 PSS針對主要振蕩模式進行重點補償

按豐水期該電站4臺機和相鄰電站1臺機的開機方式研究系統的動態穩定水平，通過對該電網進行小干擾穩定分析，針對系統存在的與水電站強相關的振蕩頻率約0.33Hz的振蕩模式進行研究。

2.2 提高PSS臨界增益

對電站勵磁系統PSS模型參數進行優化研究，以提高PSS臨界增益進而提高機組運行增益。優化后PSS的參數有更平緩的幅頻特性，有效地降低了PSS高頻段的幅值，可以提高PSS的臨界增益。

2.3 PSS改用2B模型

此次優化沒有對PID參數做出調整，因此勵磁系統無補償特性仍采用原始數據，PSS模型在原有PSS2A模型上增加一級超前滯后環節，改造為PSS2B模型［10］。使用多目標魯棒參數優化專用仿真軟件對該電站PSS參數進行優化。優化后5、6號機的PSS參數為：TW1＝TW2＝TW3＝T7＝5s；TW4＝0s；T1＝0.1s；T2＝0.06s；T3＝0.5s；T4＝0.12s；T10＝0.2s；T11＝0.07s；T8＝0.6s；T9＝0.12s；M＝5；N＝1。參數優化后的PSS較大幅度地降低引起發電機勵磁閉環系統電磁振蕩的因素，提高增益。

2.4 阻尼效果校核

分別在現場發電機帶約50%負荷和100%負荷時進行優化試驗研究，進行優化參數后的PSS效果檢驗。

3 PSS參數優化后的仿真計算及現場試驗

3.1 有補償勵磁系統頻率響應特性仿真

根據PSS模型和仿真計算得到5、6號機PSS環節的頻率特性“φe”和勵磁系統的有補償特性“φe＋φpss”，計算結果如圖4所示。

圖4 相頻特性Fig.4 Phase－Frequency characteristics

由圖4可見，在0.12.0Hz的頻率范圍內，由PSS產生的電磁力矩的阻尼分量為正（在0.1Hz附近，PSS2B模型參數比原始參數相位補償效果略有下降），PSS對地區振蕩頻率和聯網系統振蕩頻率都具有較好的阻尼，PSS相位補償可以滿足要求。

3.2 PSS增益調整試驗

理論上講，在正確的相位補償下，PSS的增益越大，其提供的正阻尼越強，但實際上，電力系統是一個高階的復雜系統，增加PSS的增益雖然可以增加某些機電振蕩的阻尼，但如果PSS增益過大，也可能引起PSS調節環振蕩，使系統出現不穩定，此時，發電機的勵磁電壓和無功功率可能出現明顯擺動甚至是等幅或增幅擺動，因此，PSS實際存在一個能穩定運行的最大增益，即臨界增益。PSS的運行增益一般取臨界增益的1／51／3，以留有足夠的增益裕度，水電站的運行增益取臨界增益的1／2，增益裕度略低于這個水平。這主要是考慮到2個因素：（1）系統動態穩定的需要；（2）運行增益KS1為15時，勵磁閉環系統運行正常，發電機未出現無功波動現象，勵磁電壓穩定。5、6號機的PSS運行增益Ks1為15時，錄波圖見圖5。

圖5 取Ks1＝15時的錄波圖Fig.5 Recorded diagram as Ks1＝15

圖中：UAB為發電機機端線電壓；P為發電機有功功率；Q為發電機無功功率；UFD為發電機勵磁電壓；IFD為發電機勵磁電流。

3.3 PSS阻尼效果校核試驗

發電機并網運行，先將PSS切除，進行2%的電壓階躍試驗，同時啟動WFLC錄波，記錄有功功率的擺動幅值和次數。將PSS投入，同樣工況下重復以上試驗，記錄和觀察2次的錄波圖，PSS投入運行時，有功功率的擺動幅值和次數應減少。

圖6為水電站5、6號機PSS退出和投入2種情況下的電壓階躍試驗錄波圖。由圖6可以看出，PSS對于發電機組機的本機振蕩有明顯的抑制作用。

圖6 機端電壓2%階躍時的錄波圖Fig.6 Recorded diagram as 2%step of generator voltage

3.4 反調試驗

PSS的原理是通過勵磁系統的作用抑制有功功率的低頻振蕩，可以說PSS是通過無功功率的波動來抑制有功功率的波動，所以，在正常情況下，投入PSS后較不投PSS時無功功率的波動要大一些，只要無功功率的波動在合適的范圍內，就可認為正常。另外，用電功率作為輸入信號的PSS在原動機功率發生變化時，由于PSS自己不能區分系統波動和原動機功率波動，仍然作用于勵磁系統，造成無功功率波動，這種現象就叫“反調”［11－13］，如果反調的影響太大，就需要在執行增減有功功率操作時閉鎖PSS的作用。PSS采用IEEE－2B模型從原理上講，是不會有“反調”的。

5、6號機組反調試驗結果如圖7所示。5號機組PSS無功反調試驗時，有功功率從344MW下降到290MW，再從290MW上升到344MW，無功反調現象不明顯。6號機PSS無功反調試驗時，有功功率從344MW下降到320MW，再從320MW上升到344MW，無功反調現象不明顯。

圖7 PSS反調試驗Fig.7 Reverse action test of PSS

4 PSS參數優化后水電站的送出能力

4.1 水電站送出1臺機

用電力系統綜合分析程序（PSASP）對水電站PSS參數優化前后電網的穩定性進行分析［8］，小干擾穩定計算結果為：優化前，振蕩頻率0.351Hz，阻尼比0.009，為弱阻尼；優化后，振蕩頻率0.348Hz，阻尼比0.040，為中等阻尼。

聯絡線三相短路N－1暫態穩定計算結果見圖8。

4.2 水電站送出4臺機

水電站開機方式選擇為4臺機組，相鄰水電站開機方式為1臺。故障設置為500kV雙回聯絡線一回線路靠近一端500kV母線側三相短路接地，線路跳閘。表2給出了優化前和優化后的暫態穩定計算結果。從暫態穩定計算結果看，優化后省間振蕩模式的大擾動阻尼比明顯提高。

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圖9為水電站機組相對于三峽水電站機組的相對功角曲線，優化前在系統最嚴重的N－1故障下，系統動態穩定失穩。優化后參數在系統最嚴重的N－1故障下，系統沒有失去穩定。

圖9 水電站6號機對于三峽電站左1號機的相對功角曲線Fig.9 Opposite power angle of No.6generator in hydropower station and No.1generator in Three Gorges Left Bank Station

4.3 考慮旋轉備用

仿真計算結果表明：采用優化的PSS2B模型，考慮水電站自帶旋轉備用，直流外送通道外送300MW時，水電站和相鄰電站最大輸出電力為2900MW，直流外送通道不外送時最大2700MW，分別比原始參數提高輸送能力31.4%和26.7%。

5 結 論

（1）水電站投運初期，機組并網滿發時，系統中存在1個阻尼很弱的省間振蕩模式，該模式與該水電站送出能力強相關，嚴重威脅區域電網的安全。計算結果表明即使水電站自帶旋轉備用，水電站和相鄰電站最大輸送電力僅為1765MW，僅為2電站總裝機容量的41%。水電站機組投產初期，該振蕩模式頻率為0.351Hz，阻尼比為0.009的弱阻尼模式，這是限制水電站5、6號機組電力送出的主要原因。（2）對PSS參數優化，是提高系統阻尼最有效、最經濟快捷的手段。PSS參數優化方案為提高PSS的臨界增益，將PSS模型由原有的PSS2A模型改造為PSS2B模型，增加1級超前滯后環節。參數優化后的PSS高頻段幅值降低，減輕引起發電機勵磁閉環系統電磁振蕩的因素，提高了運行增益。（3）通過現場試驗以及2010年典型方式計算結果驗證了優化方案的有效性和可行性，確定了PSS優化參數。（4）優化后的參數提高了該電網夏季豐水期電網的系統阻尼，保證了水電站滿負荷運行4臺機組和相鄰電站滿負荷運行1臺機組方式下該電網的動態穩定性，可以將該水電站和相鄰電站開機極限功率由1765MW提高到2900MW，達到總裝機容量的68.1%，提高量為總裝機容量的31.4%。

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