抽水工况下抽水蓄能机组无功电压调节能力试验研究

0引言

抽水蓄能机组作为电网调峰填谷、调频调压的关键设备,其动态无功支撑能力对高比例新能源并网系统的电压稳定性具有重要影响[1]。传统设计中,抽水工况下机组的无功调节范围通常限制在±6 Mvar,难以满足新能源并网后电网对电压快速调节的需求[2]。近年来,国内外学者通过仿真分析指出,抽水工况下机组可通过励磁系统优化拓展无功增发能力,但缺乏现场试验验证[3-4]。某抽水蓄能电站4× 300 MW机组在多机抽水时,500kv母线电压较空载降低约5kv,亟须通过无功增发提升电压水平。

本文以该电站#2机组为研究对象,开展抽水工况下无功调节特性试验,分析无功增发对电压、励磁参数及温度的影响,明确限制因素,可为同类机组的安全运行与电网电压调节提供技术参考。

1 设备概况

某抽水蓄能电站装机容量4× 300 MW,主接线采用四角形接线,发电电动机经500 kv主变压器升压后接入500kv变电站。电气一次主接线如图1所示。此次试验机组(#2)为日本HITACHI-MIT5UBI5HI-TO5HIBA联营体制造,型号为F5300-2,冷却方式为空冷;发电工况额定功率300 MW(功率因数0.9),抽水工况额定功率319.6 MW(功率因数0.975),额定定子电压18 kv,定子电流10 662 A(抽水工况)。励磁系统采用 日本TO5HIBA公司AM486DX5型励磁调节器, 自并励方式,额定励磁电压267.8v,励磁电流2060A。主变压器为天威保变55P-360000/500型,额定容量360 MvA,变比515/18 kv。机组主要参数如表1所示。

2 无功调节能力分析

2.1 已有工况无功调节特性回顾

#2机组投产初期已完成发电工况和调相工况无功试验。发电工况下,选取120、180、240、300MW四个有功点,调节励磁使无功从额定值逐步降低至限制条件,结果显示无功调节下限受定子电压和定子电流限制,300 MW时最小无功为-79Mvar(定子电流达额定值),500 kv母线电压每变化10 Mvar对应0.58~0.62 kv波动,如表2所示。

调相工况下,机组无功调节范围为+83~-115Mvar,500 kv母线电压每变化10 Mvar对应0.5 kv波动[5]。

2.2抽水工况无功调节需求与限制因素

抽水工况下,机组作为同步电动机从电网吸收有功功率(不可调),同时吸收无功功率(设计值±6Mvar),导致母线电压降落。根据电路理论,线路电压降落Δu计算如式(1)所示:

式中:P、Q分别为电站端有功功率(MW)、无功功率(Mvar);R、X分别为线路电阻(Ω)、电抗(Ω);u为母线电压(kv)。

当机组抽水运行时,P为负值(吸收有功),若Q也为负值(吸收无功),将导致母线电压显著降低。

当三台机组抽水时(每台315MW),500kv母线电压较空载降低约5 kv,需通过增发无功提升电压。理论分析表明,抽水工况无功调节的主要限制因素包括:1)定子电压(≤1.05 p.u.);2)定子铁芯及绕组温度 (≤ 120℃);3)励磁系统过励限制 (励磁电流≤2 060 A);4)额定功率因数(0.975)。通过调节励磁电流可改变无功出力,当无功从吸收转为发出时,定子电流减小,电压降落减小,从而可以提升母线电压。

3抽水工况无功调节试验方案

3.1 试验条件

3.1.1机组与系统状态

试验选取#2机在抽水工况下运行,有功功率稳定在310 MW(四台机抽水时的典型负荷),机组铁芯温度平稳(运行≥2 h);励磁调节器投入自动模式,自动电压控制 (AutomatiCvoltageControl,AvC)退出,过励限制功能正常投入;主变压器及机组保护按规程投入,失磁保护采用“跳闸闭锁+告警”模式,确保试验安全。电网条件由调度协调,试验期间保持三台机组抽水(总有功945 MW),500 kv母线电压初始值515 kv,涉网稳定措施按调度批复执行,避免试验对电网造成冲击。

3.1.2测试参数与仪器

试验监测参数包括:定子电压(uab、ubC、uaC)、定子电流(Iab、IbC、IaC)、有功功率(P)、无功功率(Q)、功率因数(Cos φ)、励磁电压(uf)、励磁电流(If)、定子铁芯及绕组温度、500 kv母线电压。测试仪器采用0.2级精度的功率分析仪和温度巡检仪,数据通过机组监控系统(SCADA)实时记录,采样频率1 Hz。

3.2 试验步骤

第一步,初始状态确认。机组稳定运行在抽水工况,有功功率310 MW,无功功率0.3 Mvar(接近零无功),记录初始参数:定子电压17.19kv,定子电流10 475 A,励磁电压150.2 v,励磁电流1 487 A,500 kv母线电压515.4 kv。

第二步,无功调节过程。手动逐步升高励磁电流,使机组无功功率从0.3 Mvar开始增发,每增加约5 Mvar记录一次数据,稳定时间5~10 min(确保温度稳定);重点监测定子电压 (≤1.05 p.u.)、铁芯温度(≤120℃)及励磁电流(≤2 060 A)。

第三步,试验终止条件。当机组无功功率达到70 Mvar时,功率因数降至0.975(额定值),停止试验,记录此时的各项参数:定子电压18.08 kv,定子电流10189 A,励磁电压185.0 v,励磁电流1 796 A,500 kv母线电压518.3 kv。

4试验结果与分析

4.1 无功调节范围与电压响应特性

为验证抽水蓄能机组在抽水工况下的无功调节能力及对系统电压的支撑特性,采取了无功功率从0.3 Mvar逐步增至70 Mvar的调节试验,实测数据如表3所示。

由表3可知,随着感性无功功率从0.3 Mvar增至70.0Mvar,定子电压从17.19kv升至18.08kv,对应 额定 电压 (18kv)的标 幺值从0.955p.u.升至1.004p.u.,均未超过GB/T 7064—2017《隐极同步发电机技术要求》规定的1.05p.u.上限值,表明定子电压调节在安全范围内。定子电流从10 475 A降至10189A,降幅为2.73%(286A)。其变化机理为:同步电动机定子电流可分解为有功电流分量(Ia)与无功电流分量(Ir),满足关系式I=√Ia2+Ir2。试验中机组有功功率基本稳定(308.5~310.8 MW),Ia变化较小;而感性无功功率增加导致Ir增大,根据矢量合成原理,总电流I降低,符合同步电动机“无功电流补偿有功电流”的运行特性。

500 kv母线电压随无功增发呈线性上升趋势:

从515.4 kv升至518.3 kv,总增幅2.9 kv。通过线性拟合计算得电压调节灵敏度为每10 Mvar上升0.42 kv,即每增发10Mvar感性无功,母线电压平均升高0.42kv。该结果与基于系统等值电路参数(短路容量1250MvA)计算的理论灵敏度(0.4 kv/10 Mvar)偏差仅5%,验证了系统电压响应特性的准确性。

4.2 关键参数变化分析

励磁参数方面,励磁电压从150.2 v升至185.0 v(升高34.8 v),励磁电流从1 487 A升至1 796 A(升高309 A),均未达到额定值(267.8 v、2 060 A),表明励磁系统仍有调节余量。温度监测显示,定子铁芯最高温度50℃,绕组最高温度75℃,冷风温度32℃,均远低于120℃的限制值,温度变化率≤0.5℃/min,机组热稳定性能良好。

此外,由于试验终止于无功功率70 Mvar,此时功率因数为0.975(额定值),而非受限于定子电压或温度。这是因为设备厂家在励磁调节器中设置了抽水工况下的功率因数下限(0.975),以保证水泵水轮机的稳定运行。若解除该限制,理论上可进一步增发无功,但需结合水泵水轮机的水力稳定性和机组振动特性综合评估。

5 结论

本文通过现场试验研究了300 MW抽水蓄能机组抽水工况下的无功调节特性,主要结论如下:该机组在抽水工况下可稳定增发0~70 Mvar无功,功率因数从1.000降至0.975 ,调节过程中各参数均在安全范围内 ,验证了抽水工况下无功调节的可行性;无功增发对电压的影响显著 ,每增发10 Mvar无功 ,500 kv母线电压平均升高0.42 kv ,定子电压升高约0. 13 kv ,可为电网电压调节提供有效支撑;机组无功调节的主要限制因素为额定功率因数 ,而非定子电压、温度或励磁系统 ,后续可通过优化励磁限制参数进一步拓展调节范围。

[参考文献]

[1]  任伟楠 ,朱方亮 ,韩冬 ,等.抽水蓄能行业发展现状与展望[J].水电与抽水蓄能 ,2025 , 11(1):4-10.

[2]  许国瑞.变速抽水蓄能机组无功支撑与系统阻尼提升技术[J].大电机技术 ,2025(3):3-4.

[3]  贾伊杭 ,许国瑞 ,卢伟甫 ,等.变速抽水蓄能机组暂态无功支撑能力及其影响因素[J].大电机技术 ,2025(3): 1-9.

[4]  贾伊杭 ,许国瑞 ,卢伟甫 ,等.变速抽水蓄能机组暂态无功支撑能力提升及关键参数优化[J] . 电机与控制学报 , 2025 ,29(4): 1-11.

[5]  潘军伟 ,娄季献 ,吴龙 ,等.抽水蓄能电站机组无功功率过励限制技术优化设计 [J] . 湖南水利水电 , 2022 (2): 83-87.

《机电信息》2025年第24期第4篇