电网公司重点科技项目汇报模板

1、- 1 -国网冀北电力公司电力科学研究院华北电力科学研究院有限责任公司2022年7月25日科技支撑发展 创新引领未来实时数字仿真技术在励磁调节器涉网特性检测中的应用- 2 -目录AVR涉网特性检测试验简介常见问题分析 励磁相关新技术、新设备的性能测试结束语123456引言测试结果分析与应对策略- 3 - 3 -自2004年开始进行励磁调节器入网检测方法的研究，经过近10年的艰苦努力，形成了一套完整的励磁调节器（简称AVR ）性能检测方法，其主要技术特点如下： 根据电力行业发展趋势，提出励磁调节器的入网检测是保证“机网协调”的关键举措之一，也是确保产品质量的有效技术手段。 根据国家和行业有关标准

2、制定的励磁调节器涉网性能检测方案是励磁设备型式试验的补充和完善。 用实时数字仿真机（Real Time Digital Simulator 简称 RTDS）与实际励磁调节器构成闭环测试环境，可以定量检测励磁调节器在各种工况下的真实动作特性，解决现场不宜试验或测量的问题。引言-检测背景- 4 - 4 - 截止2013年底，华北电科院在国家电网公司重点实验室“机网协调运行仿真分析实验室” 利用实时数字仿真系统RTDS技术对国内外18种29套次数字励磁调节器（以下简称AVR）进行了入网性能检测的仿真试验。这18种AVR中具有独立知识产权的有13种，包括进口设备6种，国产设备7种，其余为改进型设备。在

3、统计的17种AVR中共发现 6大类 20 余种问题，这些问题有些会引起AVR调节紊乱、有些会危及发电机安全，有些则会给系统稳定造成不利影响，应引起有关方面高度关注。 引言-目前测试开展的总体情况- 5 -目录AVR涉网特性检测试验简介常见问题分析 励磁相关新技术、新设备的性能测试结束语123456引言测试结果分析与应对策略2.1 RTDS数字仿真测试环境利用RTDS建立包括发电机、调速系统、主变压器、主开关、输电线、大马达负荷以及等值无穷大电源的电力系统仿真环境，向AVR装置提供所需要电气量，而AVR仅需输出控制电压模拟信号Uc接入RTDS。2.2 测试接口设计 检测试验采用物理动态模拟和数字

4、动态模拟两种方法。使用RTDS（实时数字仿真系统）向AVR装置提供所需要的发电机电压、电流、励磁电压、励磁电流、励磁机励磁电压、励磁机励磁电流、主开关位置节点等模拟、数字信号，将AVR装置输出的控制电压模拟信号Uc，输入RTDS，经过励磁机模型或描述整流器特性的一阶滞后环节，得到发电机转子电压Uf，构成闭环试验环境（见试验接线原理示意图）。2.3 检测层面：绿、黄框图内容- 9 -目录AVR涉网特性检测试验简介常见问题分析 励磁相关新技术、新设备的性能测试结束语123456引言测试结果分析与应对策略3.1 不符合标准要求的明显缺陷3.1 不符合标准要求的明显缺陷（1）AVR结构问题：行业标准中

5、明确规定，数字式自动励磁调节器，应能检测各环节的输出量，但是被检测的17种AVR中，只有三套AVR可部分满足要求。（2）实际参数设置与数学模型不一致、有些AVR不按十进制表示参数的数值。（3）无功电流补偿率（无功电流调差率）范围不满足国标要求，新国标要求补偿率不小于15%。（4）电压检测环节测量时间过长：国标要求Tu30ms，但个别AVR最长时间常数可达100ms以上，使得AVR整体动态性能不佳。（5）AVR自动切手动运行时，机端电压不能维持。3.1 不符合标准要求的明显缺陷3.2 判据或参数设置不合理3.2.1 TV断线问题 标准中要求AVR的2个独立自动通道不共用电压互感器（TV），且要求

6、TV回路失压时具有防止误强励功能。常见的判别方法有：1）计算三相电压平均值，当低于某设置值时，判TV断线；2）相电压分别计算，当单相电压低出现负序时，判TV断线；3）主、从通道相对值比较，若两个通道均出现低电压时，再引入功率判据，防止误强励；4）将TV电压与SCR阳极电压或同步电压比较，差值大于设置，判TV断线；共同问题：切换时间的整定。3.2 判据或参数设置不合理整定时间偏长(1s)造成的后果-过电压 波形1是先断主TV的A相， 后断从TV的A相； 波形2是先断主TV的A相， 后断从TV的C相； 波形3是先断主TV的A相， 后断从TV的三相。 由检测录波图可见: 无论发生何种复合TV 故障，

7、在AVR切换时，最 大值都在1.2倍额定值以上。 （一般0.2-0.5s)3.2 判据或参数设置不合理 TV断线时有些AVR还发生其它的问题：AVR设备在发电机单相接地故障时，误判为TV断线，虽然动作结果是切换到手动运行且机端电压也未超过1.2倍额定值，但失去了AVR自动恒压能力；AVR在任两相断线时，程序判据电压低于10%而切到手动环比例调节运行使机端电压稳态值跌至0.93p.u.；AVR在发生双PT断线时，若延用切换时间参数默认值（0.24s），将导致机端电压较大扰动，稳态值在1.093p.u.等。3.2 判据或参数设置不合理3.2.2 欠励限制（UEL）参数设置不合理 1）参数选择不合适

8、 当AVR中UEL环节和AVR的PID环等效串联运行时，UEL控制策略和参数选择至关重要，AVR采用并联的比例积分（PI）调节，UEL也用PI控制，则UEL中参数很难选择，配合不当时，会使发电机组进相运行中发生较大的不稳定扰动。下图是对机组进行-5%给定电压阶跃响应试验，反映了AVR中UEL的投退及选择不同参数的影响。3.2 判据或参数设置不合理 2）与机组负荷相关 UEL参数设置不合理时，当对机组进行-10%给定电压扰动阶跃响应试验时，还会出现另一种情况，发电机带不同负荷时，UEL动作行为不一致，机组轻载时甚至出现振荡情况。 进期研究表明， UEL动作后的稳定度很大程度与增益（斜率）相关，U

9、NITROL6000设计了自适应增益。3.2 判据或参数设置不合理3）控制逻辑不正确检测中发现，有些UEL动作后，无功功率Q受控已返回正值以上时，AVR仍不能切换到电压控制环正常运行，甚至在UEL作用下发生机端过电压现象，产生原因是AVR未停止在UEL控制环内的无功计算，而正确的逻辑应是当Q0时，返回电压环。某AVR检测报告摘录： 投入UEL环节后，在短路故障期间，即使Q0，UEL仍参与计算和调节，结果导致发电机过电压达24.21kV。 初步结论：UEL环节设计不够理想，主要体现在无功功率大于0时，仍参与控制和调节，需要仔细调整其参数、严格整定VFL定值并投入PSS环节，才能确保AVR的协调控

10、制。3.2 判据或参数设置不合理 4）简单采用迭加控制策略某些AVR当采用电压给定点简单迭加控制策略时，无功调整时间过长，对电压恢复及系统稳定也可能产生不利影响，如下图所示，稳定时间达15秒以上。3.2 判据或参数设置不合理5）UEL环节中设置控制死区有AVR因在UEL环节中设置控制死区，当简单去掉死区后，系统发生振荡，如下图所示3.2 判据或参数设置不合理6）关于UEL环节特性的研究成果研究表明，UEL环节动作后，发电机和电网的稳定性与UEL环节增益、惯性滞后环节积分时间常数的选择及无功设置定值曲线的斜率相关。 验证了错开法原理，当发电机电压控制主环采用PI控制，而UEL环节无功或无功电流控

11、制也采用PI控制，即两个含有积分时间常数的控制环节串联运行时，必须使两个积分时间常数值相差10倍以上，方能取得较好稳定运行效果。 UEL环节采用自适应增益后，能有效提高控制稳定性。3.2 判据或参数设置不合理3.3 程序设计不正确3.3.1 控制逻辑不合理在机组甩负荷检测试验中，发现有些AVR控制异常，造成机端严重过电压情况，如下图所示。 调差系数 P0 Q0 Ut/p.u.3 266143.41.0700 266179.91.106-3 245235.21.760 原因：V/Hz限制输出控制位置不对3.3.2程序设计时采用的标准与我国国情不符国标要求发电机磁场绕组的过负荷特性应满足下式的关系

12、式中：If为发电机磁场电流，A； IfN为发电机额定磁场电流，A； t为发电机磁场电流If下允许持续运行的时间，s； C为磁场绕组过热常数。某产品原转子过负荷限制特性 （C=33.75） Ifmaxl/Ifn (p.u.)2.082.01.81.51.21.1要求的过负荷能力（s)10.1511.2515.0727.076.7160.7实测OEL特性 （s)8.5810.0015.5039.2231当If/Ifn小于1.5后，实测反时限延时时间值明显超过国标规定3.3 程序设计不正确 实际上ALSTOM、西门子和ABB都采用的是欧洲标准，但前2个产品可以通过软件设置尽量逼近国标要求，唯有ABB

13、由于硬件方面的原因，不易进行修改；近1、2年他们更新了部分软件，但使用前提是牺牲2倍10秒的延时作为代价。 ABB的新产品UNITROL6000则可以满足国标要求。新产品转子过负荷限制实测特性：Ifmaxl/Ifn (p.u.) 1.981.731.451.301.211.15实测OEL特性（s)10.115.227.144.065.894.0 按1.15倍数据计算实测过热系数为C=30.32.3.3 程序设计不正确 3.3.3 控制策略有缺陷 1 某AVR产品在自并励系统应用中采用了发电机转子电流全反馈的控制策略，即反馈系数等于1且不能调整，入网性能检测中，将此AVR与其他标准设计的AVR特

14、性进行了比较，见下图。 图中AVR1有下列问题：1）发电机磁场电压Uf在短路瞬间出现负值，与典型的AVR特性不同，后者是瞬间强励；2）发电机定子端电压Ut在短路故障后恢复时间过长，不利于电压稳定。项目 恢复时间 超调量 Ut振荡次数 fmax/p.uA1 150 5.74 2.5 5.97A2 130 1.20 1.5 6.17但西门子和伊林的设备不同。3.3 程序设计不正确 3.3.3 控制策略有缺陷 2 AVR不同辅助环节结构设计缺陷导致的缺陷。某AVR中PSS输出位于伏赫兹限制输出之前，当PSS增益整定较大时，则可能导致伏赫兹限制经常动作报警。 部分电厂已经出现V/Hz限制频繁误动。3.

15、3 程序设计不正确3.4 功能设计不完善3.4.1 强励电流瞬时限制功能不完善国标要求发电机励磁系统强励时，当励磁电压大于或等于2倍额定值时，要求励磁电流不超过2倍额定值，这对于自并励和交流励磁机励磁系统都是适用的，因此AVR设计时应有最大励磁电流瞬时限制功能，但是检测中发现相当数量的AVR此项功能设计并不完善，如下图所示。图中波形是发电机近端短路，机端电压已下降至11.54kV(57.7%), 由于强励电流瞬时限制功能设计不完善，磁场电流最大限制已达2.27倍额定值。3.4 功能设计不完善3.4.2 未设计定子电流限制（SCL）环节或参数不易设置由于发电机的国标GB/T 7064于2008年

16、发布、2009年实施，而励磁系统的标准中暂无相关的强制要求，因此前期检测中对此也重视不够，在已检测的17种AVR中发现有9套有此功能或类似的设计，但有些AVR因参数设置比较复杂、检测情况不够理想，真正从检测数据分析能满足标准要求的仅有4套。 下面两个表格比较了国标要求和UNITROL6000的实测特性1）国标要求定子过流能力：（It/ItN)2-1=C，过热系数C不能大于37.5。Itl/ItN (p.u.)2.151.971.831.571.351.251.19反时限延时（s)10.3513.015.9625.645.666.790.12） 实测UNITROL6000的SCL性能Itl/It

17、n (p.u.)1.951.811.571.351.221.13反时限延时（s)12.5215.524.042.070.9123.0 实际系统中SCL与OEL有配合要求，SCL不能影响强励和造成不稳定。3.4 功能设计不完善 3.4.3 未设计励磁电流硬负反馈功能 在交流励磁机励磁系统中，为提高机端电压的响应速度，一般建议采用励磁机励磁电流硬负反馈环节，一方面可补偿励磁机时间常数，另一方面有利于机组稳定运行。但受检的AVR中还是有部分没有此功能或不完善。 已设计励磁电流硬负反馈环节的AVR共发现三种结构，除原WKKL及改型设备和ABB产品选择相对独立的结构外，还有部分AVR采用了下述不改变总增

18、益的非独立结构的硬负反馈环节，由下面给出的实例可比较该反馈环节的效果。 主控制环PID参数：200(1+s)/(1+10s)*(1+0.5s)/(1+0.05s)； 励磁电流硬负反馈采用逻辑结构如下图所示。 图中参数选择为：K1=2，KE=1，TE=1，K2=0.5 3.4 功能设计不完善 对该系统进行+2%电压阶跃响应试验，试验录波如下图所示。下图中主数据见下表。状态 T1/sTp1/sMp/%Tp2/s无硬反馈0.430.9128.20.24投硬反馈0.270.5018.00.133.4 功能设计不完善下图展示了UNITROL6080关于无刷高起始励磁控制的核心内容，其特点是机端电压控制主

19、环仅用PI调整，而高起始部分有微分的效果。AVR电压控制的前向传递函数为：KRI（1+sTC11）/(1+sTB11) KCR-HIR=500（1+2s）/(1+14.285s)*203.4 功能设计不完善无刷高起始励磁系统空载阶跃响应性能比较（独立硬反馈环节）参数 试验数据性能指标 比较量 初始值 最大值 稳态值 Mp(%) 顶值时间Tp(s) 上升时间Tr(s) 1 Ut（kV） 19.89 21.01 20.89 12.0 0.30 0.20 Ief (A) 53.9 186.2 62.7 0.10 2 Ut（kV） 19.89 20.94 20.88 6.1 0.29 0.18 Ief

20、 (A) 53.9 205.2 62.7 0.08由表中数据分析无刷高起始励磁系统性能指标完全满足国标要求，以励磁机励磁电流达到最大值的时间作为比较对象，其中参数1的Tp=0.10s,而参数2的Tp=0.08s。实际上UNITROL6080设置的前向暂态增益并不高，参数1为1400p.u.，参数2为2100 p.u。这和过去常将此增益设置为30005000 p.u还不易满足高起始要求形成了鲜明的对比，值得国内同行借鉴。3.4 功能设计不完善3.4.4 AVR和辅助环节特性配合不佳AVR和辅助环节特性配合不佳在实验室检测中主要体现在下述4个方面：1）AVR辅助限制环节动作后屏蔽了PSS的功能，这

21、主要是由于AVR软件在控制结构方面的原因造成；2）定子过流限制（SCL）在OEL前动作，解决该问题主要应依靠SCL环节动作门坎的设置和参数的精细调整（南瑞继保有此方面专利技术）；3）UEL与OEL同时动作，因不能使磁场电流限制在规定值，危机发电机安全，但该问题比较复杂，还需仔细和深入的研究；4）V/Hz(VFL)限制环节在某些大扰动中效果不佳，且采用符合发电机和变压器过激磁反时限特性的AVR极少，仅UNITROL6000比较完善，有多条控制曲线可选择。3.4 功能设计不完善 3.5 PSS问题 在受检的AVR中，有半数以上的PSS2型电力系统稳定器在低频段无抑制效果或提供阻尼欠佳，详细检查AV

22、R中PSS的具体计算和处理方法，并和国外先进技术比较，未发现大的差异。最新试验研究表明，PSS2在低频段的阻尼效果与2个因素有关，其一是对发电机转速的处理，其二与AVR硬件处理速度相关。 前期检测的国内AVR硬件对相关信息的处理速度一般为20ms,，国外处理速度可达45ms，而最新技术国外为0.6ms，国内可达0.15ms。 在检测的17种AVR中，凡是国产品牌在有功低频振荡的试验中都不同程度的出现阻尼减弱、不佳或发散情况，下表反映了这种情况。3.5 PSS问题数字AVR的PSS2在有功低频振荡时阻尼情况的统计序号检测时频率范围（Hz) 备注测试时间制造厂0.8以上 0.3.0.60.3以下1

23、试验时PSS2功能设计不完善未检测 2006 AVR12试验时PSS2功能设计不完善未检测 2006 AVR23有阻尼效果阻尼减弱阻尼减弱甚至变负 2006 AVR34有阻尼效果零阻尼 零阻尼等幅振荡 2006 AVR45有阻尼效果有阻尼效果阻尼减弱甚至变负 2006 AVR56试验时PSS2功能设计不完善未检测 2007 AVR67阻尼效果好阻尼效果好阻尼效果好 2007 AVR78有阻尼效果无阻尼效果无阻尼效果 2007 AVR89阻尼效果好阻尼弱化阻尼减弱 2008 AVR910有阻尼效果阻尼减弱阻尼减弱 2008 AVR1011阻尼效果好阻尼效果好0.2Hz以下阻尼弱 2008 AVR

24、1112阻尼效果好阻尼效果好阻尼效果好 2008 AVR1213阻尼效果好阻尼减弱阻尼减弱至零阻尼 2009 AVR1314阻尼效果好阻尼弱化0.15HZ以下阻尼弱 2010 AVR1415阻尼效果好阻尼减弱0.2Hz以下负阻尼 2011 AVR1516阻尼效果好阻尼弱化阻尼减弱 2011 AVR1617阻尼效果好阻尼效果好阻尼效果好 2011 AVR17下图是AVR检测中PSS2性能较好的波形图3.6 AVR软件版本管理问题 励磁调节器软件版本管理问题由来已久，90年代以来数字AVR发展迅速，但是实际应用中管理跟不上，尤其是国内厂商现场改动软件随意性很大，经常造成同一型号AVR却运行不同软件

25、的局面，更有甚者同机组的两个通道AVR用不同版本软件。早在2007年华北电网调度中心就已提出了励磁调节器软件版本管理问题，当时出于以下几方面的原因没有执行：1）技术上有难度 励磁调节器与发电机组的继电保护设备不同，继电保护设备是闭环测量、开环控制，控制结果是两种状态-动作和拒动，当然动作情况中有误动发生，但励磁调节器就完全不同，是闭环测量和闭环控制，本身具有自适应性特点，因此相关的技术指标和数据缺少现成的技术依据；2）对国内设备情况并未完全掌握，对国外进口设备的先进特点了解程度也不够，不容易提出统一的要求；3）缺少必要的技术支撑。如对于线路继电保护设备，调度中心有目前已投入运行的设备的全套备件

26、，可用制造厂提供的控制字经过相关的试验检测所用版本的正确性，但励磁设备当时不具备这种条件。 4）经过一段时间的工作，对于励磁调节器本身目前已初步具备一定的条件，可以考虑开展AVR软件版本管理的工作，拟以控制字、执行时间和校验码三种方式解决长期以来国内AVR软件版本管理的混乱局面。- 37 -目录AVR涉网特性检测试验简介常见问题分析 励磁相关新技术、新设备的性能测试结束语123456引言测试结果分析与应对策略4、测试结果分析及应对策略4.1 测试结果分析序号 发现问题内容 问题AVR数量 比例（%）1 电压采样时间过长 3 17.62 AVR实际增益与设置不符 3 17.63 无功调差范围不满

27、足要求 3 17.64 TV断线设计不完善或程序默认参数不合理 9 52.95 V/Hz设计有缺陷或程序默认参数不合理 8 47.16 UEL设计和参数设置不当 9 52.97 OEL设计有问题 9 52.98 未设计定子电流限制（SCL）环节或参数不易设置 13 76.59 无硬反馈或时间常数补偿措施 7 41.210 PSS2低频段效果欠佳 12 70.611 AVR异常扰动、逆变、跳机等 6 35.312 AVR和辅助环节特性配合不佳 6 35.313 AVR软起励程序有缺陷 3 17.614 采用非标准结构设计性能不佳 2 11.815 对软件结构进行改动 13 76.5检测结果表明:

28、（1）近年来随着发电机励磁系统参数实测工作的大范围普及和相关管理措施的出台，数字式AVR中电压控制主环的基本性能已能满足国标相关要求，RTDS的仿真检测实践也充分证明了这一点。（2）表中除5套AVR未改动软件程序外，其余13套为满足电气性能、稳定性、安全性等方面的要求，都对软件结构和程序进行了修改，软件改动率达76.5%,表明目前已在现场运行的AVR均不同程度的存在安全隐患。（3）使用PSS2型的AVR，其低频段的阻尼性能不能令人满意，由表中统计这类问题占70.6%，位居问题AVR的排名第二，应引起有关方面足够重视。（4）RTDS仿真检测表明，尽管AVR中电压控制主环特性能基本满足要求，但是A

29、VR的辅助限制环节设计及性能不佳也是存在的事实，这与长期以来对其重视程度不够和现场试验手段不足有关。4、测试结果分析及应对策略 4.2应对策略针对AVR性能检测中出现的问题，建议采取下列应对策略： （1）认真执行国标，强化发电机励磁系统的管理，规定重要电压控制枢纽点和重要发电设备使用的AVR必须经过有资质机构的电气性能检测方准许进入电网运行。 （2）设备选型时应注意AVR有无强励电流瞬时限制功能，过励限制的设计是否超过发电机的承受能力，有无定子过流限制功能、性能如何；对已运行但证明有问题的设备应有补救措施，确保机组安全。 （3）当遇到UEL和AVR的PID校正都采用纯积分时，在确保动作值正确的前提下，建议UEL中考虑采用较小的增益和较大的时间常数，以减小运行中的扰动。 （4）双套AVR中应避免两组TV混用，既要防止TV断线时扰动过大和误强励，也能在电网需要时提供充分的无功功率。4、测试结果分析及应对策略3.1应对策略 （5）各制造厂在完成AVR入网性能检测后，原则上严禁再对软件进行改动，各使用单位应保管好经过运行考核的应用软件，配合电网逐渐过渡到软件版本管理。 （6）关注现场交接试验项目和内容，特别是发电机负载运行时，对AVR各辅助限制环节的特性应做动态检查，发现问题时