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1、电力系统电压调节器参数整定陈新琪，陈皓,竺士章（浙江省电力试验研究院，浙江杭州 3 100 1 4）摘要：本文从工程应用角度出发，提出了一种电力系统电压调节器（）参数整定方法，以浙江电力系统为例进行了仿真计算验证其正确性。在切机扰动方式下，校核了、和控制方式 对系统无功电压的影响，计算结果表明采用和均有利于维持系统电压，暂态电压恢复更快。关键词：电力系统电压调节器（）；参数；整定0引言近年来，采用发电机主变高压侧电压控制（）的励磁控制方式得到了重视匚16，与常规的机端母线电压控制方式（）不同，它以控制发电机机端外某一点（如高压母线或升压变 压器某一内点）的电压为目标，以达到提高电力系统电压稳定
2、性的目的。采用发电机主变高压侧电压作为反馈信号的电力系统电压调节器（）已经进入实际应用 匚12二与各种新的电压控制手段，如二级电压控制等协同，在法国、西班牙、意大利等电网得到了广泛的应 用。国外一些励磁系统的制造商，已将高压侧电压控制作为一个可供选择的功能，集成在励磁系统中3:.本文试图通过仿真计算分析来研究参数整定问题，并以实际系统为背景，着重分析对系统无功电压的影响1参数整定控制系统框图b-(11S)(12S) (13S)控制系统框图如图1所示，当图1中引入的机端母线电压比例为零时，图从控制来讲必须保持发电机运行点在发电机和+ .调节器处于电压调节方式；维持机端电压 （厂用电）在一定的范围
3、；从机组并列点看就是控制系统 从组均要有正调差。1.1限幅值1所示的励磁设备安全域内；保持励磁，每台机数整定时要解决好以下问题。为此,考虑系统电电压的安全，引入机组高压侧系统电压和机端电压限制控制环节.母线最高运行电压不超过根据电力系统电压和无功电力技术导则规定：500系统额定电压的+ 10 %；最低运行电压不应影响电力系统稳定运行及下一级电压的调节设置北仑港发电厂机组高压侧母线电压的电压范围为：1.0 1。1 p。u。；设置发电机机端电压的电压范围为：0。9 7 1. 05 pu。.1。2放大倍数及相位补偿时间常数整定励磁控制系统要有适当的稳定裕度，但不应过分强调稳定性而牺牲快速性。所以在设
4、计参数时，要注意：若引入的高压母线电压比例太大，则会产生稳定性问题；若中附加的高压母线电压控制输出限制太小或太小或相位补偿时间常数整定不当，则会在暂态大扰动事故情况下，励磁系统的暂态增益将降低，或在小扰动情况下，励磁系统的阻尼将降低，起不了应有的作用因应针对系统的各个运行状态进行校验。1. 2 . 1 放大倍数的整定采用负载电压阶跃响应法确定的临界放大倍数，在小扰动情况下，逐渐增大，当接近临界放大倍数时，偏差信号电压将发生持续振荡，见图2;当放大倍数过大时，偏差信号电压将发生振荡发散，产生不稳定现象 ，见图3。参照放大倍数的确定方法，可取临界放大倍数的1/3 1/8作为的整定值，偏差信号电压响
5、应见图4.VhQutrent0.3.LQ.L0-D. t-DE-3VhDUt图2接近临界放大倍数时的偏差信号响应图42、1时的偏差信号响应图5 +3图3过大时的偏差信号响应%阶跃时，北仑港3号机有功动态响应1。2.2相位补偿时间常数的整定文献6论证了对阻尼转矩的改善作用，本文通过时域法来验证若相位补偿时间常数整定恰当时能改善励磁系统对系统的阻尼特性，参见表1、图5.参照超前滞后时间常数的确定方法，也可用相位补偿法整定相位补偿时间常数。表1相位补偿校核性结果条件阻尼比振荡次数无相位补偿+ 3%阶跃响应 有相位补偿+3 %阶跃响应 有相位补偿+3%阶跃响应0 .12030。164 80。34.54
6、。00。51p注:阻尼比为ln 1 ,其中 R、 P2分别为有功功率动态响应第一、二峰峰值。2P2仿真计算结果表明，增加相补偿环节后，阻尼比有所提高，振荡次数无明显减少，证明 相位补偿时间常数整定恰当；当再投入后，阻尼比明显提高，振荡次数明显减少，证明采用投入来提高系统阻尼效果好这是因为运用的是有功功率波动信号，能全面反映系统中低频振荡的信息而相补偿环节运用的仍然是电压信号，因而对系统阻尼的改善是有限的 1 .2 3大干扰校验法假设单机通过双回线连接到无穷大系统，某时刻其中一回线发生短路，于是机端电压、电磁功率剧烈下降，同时因原动机功率尚未调节，发电机转子加速在这个过程中，系统无功严重缺乏，希
7、望励磁系统能够尽可能地进行快速强行励磁来提高发电机电压。相对于机端电 压控制，高压侧控制由于高压母线和系统联系更紧密，在故障初电压下降更严重 ，因而反应能够更灵敏实际系统计算表明，、对限制第一摆的作用有限。这是由于励磁系统有励磁顶 值电压限制，、通过迅速提高励磁电压，来限制第一摆的作用有限，如表2及图7所示。下面以简单系统和实际系统为背景，分析不同的励磁控制方式、对极限切除时间（）的影响。（1）单机无穷大系统计算条件：以单机无穷大系统结构作为计算网络，发电机采用、变化模型（五阶），变压器阻抗 0。15 p. u。，两回线路阻抗分别为X 1 2=0。05 p。u.。发电机带 0.8p. u。，0
8、。6 p. u。运行，机端电压正常。考虑线路出口2%处三相对地短路，极限切 除时间（）参见下表2 .仿真计算表明和对的影响很小。表2不同的励磁控制方式、下，故障极限切除时间（）的影响故障方式极限切除时间线路出口 2%处三相对地短路0.300。3 10.3 1（2）实际系统计算条件：以2 003年浙江电网结构作为计算网络。高峰负荷运行方式下，北仑港发电厂5台机各带 60 0运行，机端电压正常，分析、对极限切除时间（）的影响.考虑北兰5 401线路出口 2%处三相对地短路，计算求得的极限切除时间均为0。25 S，对第一摆最大功角几乎没有影响（：1 18。69，:118。5 1 ，:12 1.47
9、），参见图6图7为三相短路 0.25 s 切除故障线路情况下控制器的输出响应图6、和对暂稳的影响图71.2. 4空载电压阶跃响应法在单机经单线路连接到电网的系统中，将发电机主变高压侧开关合上，线路开关断开，选取不同的、，对励磁控制系统进行发电机空载电压阶跃响应仿真计算，结果见图8 9,发现若太大，则会产生空载稳定性问题。对这一问题，可采取发电机起励或空载试验时闭锁附加的高压母线电压控制功能的办法来解决。99 1*D 245 S图9和空载电压5%阶跃响应图8 空载电压5%阶跃响应1.3并列发电机间无功功率的分配问题考虑同一母线下，解决各并列发电机间无功功率的分配问题，只要取相同的参数使每台发电机
10、均有相同的正调差.参见图10、1 1。仿真计算中北仑港发电厂3 5号机均采用或或控制方式。采用或控制方式的35号机共同均匀地承担了1、2号机组退出运行所造成系统的无功缺额.机组间不会发生抢无功现象，无功分配也合理。1. 4需强调说明的问题采用、控制方式只是使发电机潜在的无功容量得到快速应用，而不是使发电机处于超出允许值的无功容量过载状态。所以，加装或的励磁控制系统需设置运行安全区域，必须满足有关励磁标准，原采用常规机端电压控制的励磁控制系统的功能（如低励、过励、强励限制、及有关保护）仍必须保证，以保证发电机的安全稳定运行。2 、对系统无功电压的影响暂稳计算时发电机模型采用、变化（五阶模型）,励
11、磁系统分别采用常规机端电压控制、控制、控制方式，在切机扰动方式下，分析、对机组无功、系统电压的影响。计算得 到的电厂高压母线电压、发电机机端电压、发电机无功功率等电气量的动态响应，分别见图101 4。仿真计算表明和均有利于维持系统电压，暂态电压恢复更快切除1、2号机后，计算发电机在装设、和3种情况下的35号机无功出力和部分500母线电压情况，结果如表3。当切除1、2号机后，采用、时发电机稳定运行的机端电压比采用时高，发电机无功出力大幅增加，补偿了系统中无功功率的缺额，有利于维持高压母线电压的稳定。更能使系统电压维持在较高水平Q. 0730眈53济P = V?.I图13兰亭变50 0母线电压表3
12、 切除北仑港1、2号机后，北仑港机组无功及部分 计算参数切机前500母线电压比较切机后北仑港3号机无功2。 1 0 22。 23862 .3 8 0 52北仑港4号机无功1.72。1 022 .2 3 8 62。3 805北仑港5号机无功1. 722. 10222.2 3862.3 8 05北仑港3号机电压1.0 2701。 02691. 0 3221. 03 78北仑港50 0母线电压1。00 250。9 9 50。9 9871。002 0兰亭变5 00母线电压0。9 7 2260。 96940。9 7 00. 97 2 093 结论本文从工程应用角度出发，提出的参数整定方法,经实际系统大扰
13、动仿真计算的验证是有效可行的仿真计算结果还表明采用和均有利于维持系统电压,暂态电压恢复更快。参考文献:1:.,2 J B 丄 E3:.J。, 1 6 :M ani to ba A .:I t a 1 yA 。2 0002 6 1 265 .20 0 0:C .2 0 0C 。200 0 .0。1, 10(4):1 74李基成.电力系统电压调节器J 。水电厂自动化，2005王 琦,周双喜先进的高压侧电压控制J 。电工技术，2 0 0 1，( 10): 1415。6 周晓渊，邱家驹，陈新琪。高压侧电压控制对单机-无穷大系统稳定性的影响 :J。中国电机工程学报，2003,23 ( 1):6 0 -6 3。简介：陈新琪，浙江义乌人，硕士，高级工程师，荣获浙江省电力公司三级专家称号.1988年6月毕业于浙江大学电力系统自动化专业。198 8年进入浙江省电力试验研究院系统所，主要从事发电机励磁控制和电力系统分析工作。1985Z heji a n g Un i v ersi t y ,1988 ,1 98 8 。1998.
