燃气轮机—蒸汽机联合循环发电机组调差系数优化整定分析与处理

摘 要：目前，随着我国电力企业对节能环保越来越重视，以及电网对电厂调峰能力更高的要求，燃气轮机—蒸汽机联合循环电厂在广东电网中的比例不断增加，通过对燃机发电机和汽机发电机励磁系统调差系数进行优化整定，重点研究同套机组间无功分配、机组阻尼，并分析对电力系统稳定器（PSS）的影响，为燃气轮机发电机组的调差系数优化整定工作具有重要的意义。

关键词：励磁系统;调差系数;动态稳定;优化整定

中图分类号：TM712

随着我国经济的持续发展，国内的电力需求持续增加，电力需求量已处于世界首位。目前，国内电网内的发电厂种类较多，其中火力发电以燃煤为主，而燃煤发电存在许多缺点，如热效率低、高污染以及调峰能力不足等。燃气发电机组是市场新环境和世界环保需求推出的新主力发电机组，其中燃气轮机—蒸汽机联合循环发电机组具有建设周期短、效率高、污染小等优点在热电联产和冷点联产工程中积极作用[1]，随着电网对火力发电企业环保减排及调峰能力的越来越重视，燃气轮机发电机组在我国火力发电力所占比例不断增长。

燃气轮机—蒸汽机联合循环发电机组包括燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机、发电机以及辅机[2]，因此一套燃气轮机—蒸汽机联合循环发电机组为一台燃气发电机及一台汽轮发电机，两者通过各自的主变压器升压后并接在变电站，主接线如图1所示。

燃机发电单元与汽机发电单元的容量及主变短路电抗存在较大差异，因此需要对两台机组发电机调差系数进行调整优化。调差系数是励磁系统中描述同步发电机无功电压外特性的参数，其值大其值大小不但对发电机电压和无功功率具有重要影响，也间接影响到电网电压水平[3-5]。因此，对燃气轮机—蒸汽机组调差系数优化计算对电网系统稳定有重要作用。

1 励磁系统调差系数

同步发电机励磁系统调差系数的定义如下：发电机在功率因数为0的工况下，发电机无功功率QG从0变化到额定值，发电机机端电压UG随之变化的变化率，调差系数实际是发电机电压调节特性曲线的直线斜率，公式如下所示：

国内外对其中调差系数的极性有不同的规定，国内规定向下倾斜的曲线为正调差;反之，向上倾斜的曲线为负調差，斜率水平平行于QG轴的为零调差，特性曲线如下图2所示。国内与国外励磁厂家定义调差极性的方向相反，而功能意义相同，故在整定优化调差系数时需要特别注意。

目前，广东电网内大型火力发电机组主要的接线方式为发电机—变压器单元接线，燃气轮机—蒸汽发电机组在并列点的总调差系数合理与否将影响到电网的安全经济运行，若调差系数设置过大将增大电网运行电压的调整幅度导致波动加大，降低电网电压质量，影响电网的安全运行;若调差系数设置过小将导致电网系统电压的发生较小波动时，发电机励磁系统率过度响应，输出过多的无功功率，干扰同一母线上并联运行的其他机组的无功分配关系，增加机组的安全运行风险。

随着系统电网规模的扩大，短路电流的成为新机组设计的关键要素，新投运机组的主变压器的短路电抗达到15%以上，减弱机组与电网的联系，使机组对电网电压波动响应的灵敏度变小。因此，对燃气轮机—蒸汽发电机组的调差系数进行优化整定，抵消发电单元主变压器的部分短路电抗，降低发电单元的总调差系数，提高机组对系统电压的波动灵敏度，保持并列运行的机组的总调差系数一致且均为正调差，使不同容量的机组之间无功正确分配，确保机组、电网的稳定运行。

2 调差系数对机组阻尼的影响

若调差直接叠加到励磁系统主控制环，势必会对机组的阻尼比及其动态稳定性产生影响[6-9]。目前，在国内外研究文献中调差系统的极性正负对机组阻尼的影响尚未有定论，机组阻尼的增加还是减弱在调差极性的正负上存在众多不确定因素。

结合系统电网内典型机组的运行状况，分析在退出PSS后励磁系统调差系数对机组的阻尼影响，结果如表1所示。对表1分析可得，电网内单个发电单元，在确保折算主变短路电抗后总调差值不小于5%的前提下，当调差系数以±0.1的幅值增减时，机组的本机振荡阻尼比的影响极小，相对于机组PSS投入后所增加的阻尼比可以近似忽略。因此，在整定机组励磁系统的调差系数时，可以直接整定绝对值小于10%变化幅值的调差系数，对机组及电网的风险可控，若需要整定调差系数变化的绝对值大于10%，需要对机组仿真分析及现场试验验证。

在广东电网新投运的燃气机—蒸汽轮机组中进行正负调差系数试验，验证仿真计算的有效性，试验结果与仿真计算结论一致。

按照国标DL/T843-2010《大型汽轮发电机励磁系统技术条件》对调差系数整定要求如下：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，并列点调差率应为5%～10%。综上可以简化为：①功率因数为0.85的发电机组，调差系数需不小于-95%;②功率因数为0.90的发电机组，调差系数需不小于-11.5%;③保证并联相同母线下的机组调差系数相近，且并列调差率在5%～10%。

3 算例分析

本文以广东电网内新建燃气轮机—蒸汽发电机组为例进行分析，机组的设备参数如表2所示：

其中燃气机组（GT）采用东方电气公司成套提供，型号为ABB UNITROL6800微机励磁调节器，设备默认调差率为5%;汽轮机组（ST）采用广州擎天公司成套提供，型号为EXC9100微机励磁调节器，设备默认调差率为-3%。

通过公式DT=Uk+DUGNITNUTNIGN[10]得到燃机发电机（GT）当前并列电压调差率为14%，汽机发电机（ST）并列电压调压率为12%，可见同两台机组在一母线上并列点的调差率不同，燃气机组在并网运行后将发生无功交换现象。

根据DL/T843-2010《大型汽轮发电机励磁系统技术条件》中对并列点调差系数的要求，对两台机组进行调差系数优化整定计算：

燃机发电机组调差系数 DTGT=19.62%+DGT×1.035%

燃机发电机励磁调差系数 DGT=-10%～-14%

汽机发电机组调差系数 DTST=15.77%+DST×1.062%

汽机发电机励磁调差系数 DST=-6%～-10%

为保证在同一母线机组并网点调差系数相同且无功分配稳定，综合考虑下对机组调差系数取较小值。燃气发电机的调差系数取-10%，汽机发电机调差系数取-6%，由于两台机组对调差系数的定义不同，极性相反，故最终燃机发电机励磁系统中调差系数设置为10%，汽机发电机励磁调节器调差系数设置为-6%。

4 试验验证

对新建机组并网调试期间进行调差系数优化验证试验，试验内容包括燃机、汽机的阶跃响应试验和动态增磁试验，以此验证两台机组在扰动后的无功分配稳定情况。

（1）阶跃响应试验。试验前燃机发电机（GT）工况为：P=295.72MW、Q=76.29Mvar、Ug=16.43kV，汽机发电机（ST）工况为：P=151.29MW、Q=32.95Mvar、Ug=15.92kV。在燃机励磁调节器中设定+2%额定电压的阶跃量，进行机端电压-2.0%阶跃时，燃机发电机组有功功率波动的峰值达到了38.79MW，约为额定有功的11.52%，振荡3周后收敛，振荡频率为1.0～1.1Hz之间，扰动收敛后励磁系统调节平稳无抢无功现象。阶跃试验结束后燃机无d功功率下降至Q=3.38Mvar，汽机无功功率上升至Q=6222Mvar。220kV母线电压由232.36kV变化为231.12kV，试验数据见表3，波形图如图3所示。

（2）动态增磁试验。试验前燃机发电机（GT）工况为：P=293.55MW、Q=76.21Mvar、Ug=16.40kV，汽机发电机（ST）工况为：P=152.31MW、Q=32.96Mvar、Ug=15.94kV。在汽机发电机励磁调节器在自动方式下增磁，将机端电压给定值Uref由101.1%上升至102.1%，燃机、汽机在试验中无功功率调节平稳、连续，励磁电压无明显晃动和异常信号，机组电压保持正常。试验后，汽机无功功率Q=53.37Mvar，燃机无功功率Q=60.33Mvar，220kV母线电压由232.30kV变化为232.39kV，试验数据见表4。

从上述图3、表3、表4可以看出燃气—蒸汽机联合循环发电机组调差系数优化整定后，提高了两台发电机的无功电压调节潜力，燃气机组（GT）进行2%下阶跃扰动后，无功功率正常波动，机组阻尼正常，燃机、汽机间的无功功率分配均衡，抢无功现象没有出现，参数优化后减少了系统电压的波动幅度，改善机组与电网之间的电压水平。由此可以说明优化后燃气—蒸汽机组励磁系統的无功功率调整方向及无功功率分配均衡，机组运行稳定，证明了本文优化整定的正确性。

结论

本文分析了燃气—蒸汽机发电机组调差系数优化整定对系统电网的影响。结合广东电网内新建燃气—蒸汽机组的实际情况，其中同一母线并网点的主变压器短路电抗相差较大（个别燃机组的主变压器短路电抗为20%），将同一套机组励磁系统的调差系数从0改为负值，以此补偿升压变压器的电压降，调整后总体风险可控，考虑到燃气—蒸汽机组无功功率分配的稳定情况，并列点的总调差系数应整定一致，从而避免机组之间无功功率分配不均的问题。

参考文献：

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[10]DL/T843—2010.《大型汽轮发电机励磁系统技术条件》[S].北京：中国电力出版社，2011，4.

作者简介：马明锐（1986— ），男，工程硕士，中级工程师，研究方向：电力电子及发电机励磁。