发电机励磁系统现状问题和发展趋势
发电机励磁系统现状、问题和发展趋势
1、发电机励磁系统国内现状
1.1 管理方面的要求
1.2 有关的标准及参考资料
1.3 励磁系统的种类及应用
2、国内发电机励磁系统存在的问题
2.1 体制管理方面的问题
2.2 设备方面的问题
2.3 由AVR入网检测发现的问题*
3、发电机励磁系统发展趋势
3.1 容量大可靠性高
3.2 现场调试和维护趋向简单化
3.3 与电网的联系更加紧密*
1、发电机励磁系统国内现状
1.1 管理方面的要求
管理方面的要求主要指管理层方面的要求，目前就电力市场而言对于励磁系统主要有以下几方面的检查
（1）并网安全性评价
（2）发电厂安全性评价
（3）发电厂安全性风险评估
（4）技术监督
（5）安全检查
按管理部门划分，上述检查中负责组织和管理的单位又有如下区别：（1）基层电机学会组织（主要由在职员工和有经验的退休专家组成）
（2）网局级查评
（3）国网公司级查评
（4）中电联组织的查评
（5）各大电力公司组织的查评
（6）中国电监会组织的查评
1.2 有关的标准及参考资料
面对如此之多的检查和如此之多的行政管理部门，电厂应该如何应对？答案只有一个：抓住根本，修炼内功，以不变应万变。何为根本：标准
1.2.1 基本国标及行标
（1）GB/T 7409.1-2008同步电机励磁系统定义
（2）GB/T 7409.2-2008同步电机励磁系统电力系统研究用模型
（3）GB/T 7409.3-2007同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求（4）DL/T 650-1998 大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件
（5）DL/T 843-2003大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件
（6）DL/T 583-2006大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件
（7）DL/T 491-2008大中型水轮发电机自并励励磁系统及装置运行和检修规程（8）DL/T 1049-2007发电机励磁系统技术监督规程
其中（4）（5）两个标准将合二为一，并进行修改后重新出版
1.2.2 可参考的标准
（1）GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程
（2）DL490-1992大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置的安装、验收规程（3）DL/T 1040-2007电网运行准则
（4）DL/T 1013-2006 大中型水轮发电机微机励磁调节器试验与调整导则 （5）DL/T 684-2006 大型发电机变压器继电保护整定计算导则 （6）DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程
（7）DL/T 489-2006 大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程 （8）Q/GDW 142-2006同步发电机励磁系统建模导则 1.2.3 可参考的技术书籍
（1）《发电机励磁系统试验》竺士章主编
（2）《电力系统稳定性及发电机励磁控制》刘取著
（3）《同步发电机半导体励磁原理及应用》樊峻 陈忠 涂光瑜编 （4）《电力系统稳定器的原理及其应用》方思立 朱方 （5）《现代同步发电机整流器励磁系统》 李基成 （6）《现代同步发电机励磁系统设计及应用》李基成编著 1.3 励磁系统的种类及应用 1.3.1 励磁系统的种类
据不完全统计在华北地区百余个电站，近470台发电机组中（京津唐126台、河北60台、山西128台、蒙西154台），共有AVR15个序列，23个品种（原38种，包括模拟式AVR ），最常见的励磁系统形式为以下四种： 最常用的发电机励磁系统结构简化图
1.3.2最常用的AVR ：
经数学化简后仅有2种
AVR
CT
PT
G
G E
自励恒压
T
自并励静止励磁系统
AVR
PT
CT
T
U
G
永磁机供电的旋转整流器无刷励磁系统
G E G
AVR
CT
PT
MS
三机常规励磁系统
G E AVR
CT
PT
G
MS
（1）串联校正
ω（s ）=Kp[(1+T1s)/(Kv+T2s)]*[ (1+T3s)/(1+T4s) （2）并联校正
ω（s ）=Kp[(1+1/(1+Tis)+K D S/(1+Trs)] 另外对于励磁机励磁系统还有：
励磁电压（励磁机励磁电流）软负反馈单元：
Kf Tf s /(1+ Tf s )=Kf [1-1/(1+ Tf s)]及硬反馈单元 1.3.3 最常用的PSS （1）
PSS1
用于火电等机组 （2）PSS2
Ks
11+TrwS
1+T 9S 1+T 10S 4
11+T 12S
Kr 1+TrpS T 5S 1+T 6S
T 7S 1+T 7S
Tw 1+Tw 1S Tw 2s 1+Tw 2S
++
ωg
ω0+-+
-Pg 0Pg Kp(1+T 1S )(1+T 13s )(1+T 3S)(1+T 2S)(1+T 14S)(1+T 4S)
+
-
Vsmax
Vsmin
Vs 用于水电和需要调峰的机组 2、国内发电机励磁系统存在的问题 2.1 体制管理方面的问题
（1）虽有标委会、中电联、电监会、各级电科院及各种检查，但总体没人管，没有总体规划、部署及短期、长期发展目标和管理策略。
（2）各级电网、各大电力公司少有专责负责人
（3）电厂的管理最混乱、技术力量也最薄弱：将励磁系统管理人为割裂，如某些电厂：保护管AVR 、电测管仪表和试验接线、高压管FCB 等，缺乏统一协调。有些地方甚至发电机空载和短路试验都不会做。
（4）运行规程、设备台长、检修计划等不完善，特别是运行规程，基本上不反映励磁系统运行特点，如在AVR限制条件下的发电机安全运行范围等。
（5）设备招投标形成恶性竞争，导致质量不保。
其实各电厂中主要是厂长或主管生产的副厂长是门外汉，殊不知励磁系统设备的成本投入是一本万利之举，因近几年发电机事故统计表明，约一半以上的非停事故是由励磁系统设备或相关的管理不善引起
2.2 设备方面的问题
（1）励磁变
选择容量偏小，运行时温度高
电流速断定值偏高
过流延时定值偏低
（2）AVR
定值设置不合理
UEL和OEL性能不佳
不方便试验和检修
（3）灭磁设施
FCB灭磁能力不佳
非线性电阻可靠性能不佳，如均流性能不好
（4）和机组保护配合不当
多数600MW机组没有转子过负荷保护
UEL特性未和失磁保护配合
（5）运行环境不好
励磁设备要求降温、防尘
2.3 由AVR入网检测发现的问题
AVR入网性能检测的定位：励磁系统型式试验的补充和完善
2.3.1 检测目的
（1）不同制造厂家生产的励磁调节器设计原理各不相同，且有相当的随意
性，如电压采样时间、PSS 的输入方式和输出位置、限制环节的控制策略和非线性死区的设置等。现场试验结果表明，有相当数量的励磁系统动态性能不能满足国标要求，主要体现在静差率、超调量、PSS 效果和强励能力等几方面 （2）人机界面上显示的参数与原理传递函数框图中参数不一致，用户不了解其换算规律。当更换软件版本或人为修改整定参数后，不能直接推算相对应的稳定计算用模型的新参数，需要重新进行现场测试。
（3）出于试验机组和电网安全考虑，现场试验受到诸多限制，如带负荷扰动一般不能大于4%，励磁调节器内部非线性环节如限幅和强励限制等无法通过常规试验直接得到，目前只能测试发电机励磁系统主控制环特性，不包括励磁系统低励和过励特性、励磁机转子电流限制等辅助控制环特性。
（4）受现场试验工况限制（一般为正常工况），无法全面考核在各种极端工况甚至系统发生故障的情况下励磁系统的动作特性，辅助控制环的参数按经验整定，存在安全隐患 。 2.3.2 检测内容
如下图所示，矩形框中为受检测的环节，即AVR
自并励静止励磁系统
PID综合控制
无功电流补偿
过励限制OEL
欠励限制UEL 过激磁限制VFL PT断线保护
定子电流限制
电力系统稳定器PSS
过励保护OEP
欠励保护UEP
移相触发单元
PT
CT
G
SHUNT
FCB
CB RES
SCR
MCB
T
ET
Vt
I
If
I/0信号
励磁调节器
性能检测试验主要考核数字式自动励磁调节器的静态和动态性能及软件设计的规范性，因此采用数字模拟方法，利用全数字实时仿真技术（RTDS），全面检查自动励磁调节器（AVR）性能。用RTDS建立包括发电机及其励磁、调速系统、PSS、主变压器、主开关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，而将AVR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及其限制环节后，得到发电机转子电压Uf，构成闭环试验环境（见系统示意图1）。
AVR模型实际AVR
励磁机模型
发电机模型。
。
D/A
Ut It Uc
If/Ife
RTDS
图1、仿真系统示意图
可见，励磁系统设备入网检测的主体是励磁调节器—AVR；试验中AVR的输入模拟量来自RTDS，主要有来自PT的发电机三相电压模拟信号Ut、来自CT的三相电流模拟信号It和发电机或励磁机的励磁电流(If/Ife)信号，根据需要RTDS还可提供同步电压模拟信号；AVR仅需把内部PID输出的控制电压信号Uc 经标准D/A输出与RTDS相连，就可形成闭环控制系统。
图中真实的AVR设备用“实际AVR”表示，而用RTDS构成的内部AVR用“AVR 模型”表示；这样当励磁机和发电机模型参数和现场一致时，通过实际AVR和RTDS的闭环运行，就可测试整个励磁系统的性能，而当“AVR模型”中参数选取制造厂提供的数据后，就可检验提供参数的可信度和合理性。
当用RTDS构成发电机并网模式后，还可检验现场不宜进行的项目如过励、低励、PSS低频投入效果和强励能力等功能。
AVR性能检测包括时域和频域特性试验，鉴于RTDS速度快、实时性好，检验项目以时域特性仿真为主，频域特性配合检查为辅。
*时域特性试验包括以下项目：
（1）静态检查：包括实际AVR装置电压测量环节时间常数检查、增益检查、移
相触发环节反余弦特性检查。
（2）发电机空载试验。包括实际AVR装置空载升压试验、实际AVR与模型AVR 之间空载阶跃响应对比、调节器自动、手动调压范围测定、零起升压试验、停机灭磁试验、自动手动切换试验、频率特性试验、V/Hz保护限制试验、PT断线试验等。
（3）发电机负载试验。包括并网试验、自动、手动无功调节试验，手动与自动切换试验、静差率的测定、调差率校核、强励能力和强励限制试验、系统短路试验、低励限制试验、过励限制试验、PT断线试验、甩负荷试验、发电机负载阶跃试验、实际AVR与模型AVR之间负载阶跃响应对比、PSS投入效果检查等试验。*频域特性试验包括包括以下项目：
（1）测量滤波、比例、积分、PID校正环节、PSS等环节频率特性。
（2）测量发电机励磁系统无补偿频率特性。
（3）测量或计算发电机励磁系统有补偿频率特性。
2.3.3 已通过检查的AVR
按试验时间排序（共15套次）
北京四方吉思GEC300
广科所EXC9000
南瑞继保RCS-9410
南瑞电控SAVR-2000
南京合凯PWL
ABB的Unitrol5000
南京申瑞GER3000
武汉洪山HWJT-08D
哈电机HWLT－4新机（2次）
北京科电亿恒（南汽）GEX-2000
南京汽轮电力控制公司DVR2000、DVR3000系列
GE的EX2100
南瑞电控NES5100
上海赛奥自动化控制设备有限公司LCT系列微机励磁控制器
2.3.4 检测中发现的问题
共有8类17种问题
2.3.4.1 AVR软件管理问题
目前励磁系统中使用的数字AVR还不能像机组继电保护装置那样实现软件版本管理，造成的后果是现场使用的程序随意改动，某些AVR甚至两套执行的都不是同一版本，特性差异很大。在试验室中，所有被检测的国产AVR若不进行适当（或大量）的程序修改，则没有一套产品能通过性能检测。这反映了两方面的问题，其一是对软件管理未引起足够认识，其二，表明过去国内的试验和仿真手段不够健全。
2.3.4.2 低级设计错误
（1）AVR面板设置与实际不符
包括不按十进制表示数值，比例增益Kp未将移相触发及SCR的增益表示清楚等。（2）无功补偿范围不满足国标要求，新国标要求为：不小于±15%。大的补偿度对应于主变短路电抗Uk＞20%，500kV系统有时短路容量过大，这是限制短路电流的措施之一。
（3）电压检测环节测量时间过长
国标要求≤30ms，但个别AVR由于采用不适当的滤波处理方法，最长时间常数可达100ms以上。
（4）未完全按国标要求，对移相触发环节进行反余弦处理
Ud=1.35U2cosα=1.35U2Uc/Usyn=1.35U2Uc/KtbU2=1.35Uc/Ktb即与U2无关
简单辩识方法ΔUf/Δcosα=C
2.3.4.3 参数设置不合理
（1）PT断线问题
标准中要求AVR的两个独立自动通道不共用电压互感器（PT），且要求PT 回路失压时具有防止误强励功能。
在AVR两个自动通道中一般分别取两个PT的二次电压，判断PT断线及控制的策略有几种方法：
（a）计算三相电压平均值，当低于某设置值时，判断PT断线，进行通道切换；
（b）三相电压分别计算，当有单相电压低时，三相电压不平衡，出现负序分量，判断PT断线，进行通道切换；
（c）分别计算主、从通道三相电压，当低于某设置值时，经延时再进行通道切换，若两个通道均出现低电压时，再引入功率判据，防止误强励；
（d) AVR双通道采集的PT电压分别与移相触发环节中同步电压比较、或与可控硅阳极电压比较，当出现单通道电压异常时，切换到另一自动通道，两通道都故障时，切换到手动通道。由于检测是PT电压与同步电压（或阳极电压）差值，当机组近端短路时，两种电压同时降低，没有差值出现，仍可保持强励功能。方法（a)(b)实现简单，但可能出现误判情况，特别是系统故障时两PT电压都低，有可能影响强励功能；方法（d) 比较完善，但双PT都故障的极端情况不能和系统故障区分开。方法（c) 也在多个电厂中使用，但参数整定不当时，可引起发电机过电压。
*PT断线判椐延时过长可导致发电机过电压
下图中波形1是先断主PT的A相、后断从PT的A相，波形2是先断主PT 的A相、后断从PT的C相，波形3是先断主PT的A相、后断从PT的三相；由检测录波图可见，无论发生何种复合PT故障，在AVR切换时，机端电压扰动最大值都在1.2倍额定值以上，通过仿真试验确认，当采用方案（c)时，通道切换延时不能超过0.5s,但现场整定此值多为1s,可能带来过电压的隐患。
（2）UEL参数设置不合理
现场检查及RTDS仿真性能检测均表明，当AVR中欠励限制（UEL）环节等效于和AVR电压控制环串联运行时，UEL控制策略和参数选择至关重要，AVR电压控制环采用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不稳定的较大扰动。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。
试验中参数变化情况：
AVR的PI校正参数：Kp=50,Ki=1；
UEL原参数： Kpq=0.3,Kpqi=2；
UEL改进参数： Kpq=0.4,Kpqi=0.8；
表面分析UEL参数变化并不大，但实际上是通过多次各种工况下的试验考核才确定的，由此可见要在现场仅仅通过简单试验检查就确定这种PI调节的UEL参数并非容易。
下图表明，UEL参数设置不合理时，当对机组进行-10%给定电压大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。
不同负荷下投入UEL比较
检测中还发现，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，正确逻辑是当Q>0时，返回电压环。（3）三机常规系统中若UEL参数设置不当可能引起更严重后果
2.3.4.4 程序设计思路错误
本文所谓的程序设计不正确是指程序设计理念不正确，或控制逻辑和策略不合理。
（1）控制逻辑不合理
在机组甩负荷监测试验中，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。
表1甩负荷试验数据 AVR 给定设置:Vref=1p.u.
调差系数 D(%) 初始有功P0（MW ） 初始无功Q0（Mvar) 定子瞬时 过压（p.u) 3 266 143.4 1.07 0 266 179.9 1.106 -3
245
235.2
1.76
试验波形和数据表明产生过电压的原因和调差系数的设置有关，这在过去的励磁系统现场交接试验中很少出现，细查程序后发现有两种错误可引起过电压： （a) V/Hz 限制输出控制位置不对，未计及调差环节的影响，当整定了调差系数后，实际 V/Hz 限制的动作值是：动作倍率*（ Vref-D ），其中Vref 为AVR 电压给定值，D 为调差系数，因此调差系数负值越大，产生的过电压越高； （b) 有些AVR 中还设计了V/Hz 保护，控制逻辑是一旦超过保护定值，自动切换到调节器手动工作方式；但是手动跟踪是机组负载状态、因未引入发电机主开关的位置等信号，故不能及时判断发电机已处于空载工况，结果出现了过电压。 （2）和硬件电路有关的设计理念不同—反时限问题
励磁系统的顶值电流由GB/T7409.3规定。（励磁限制曲线与按照磁场过电流曲线整定的转子过负荷保护曲线必须留有距离，避免保护先于限制动作）。
磁场绕组的过负荷特性应满足式（1）的关系。(为磁场绕组过负荷反时限保护整定提供依据)。
C t I I fN f
=????
?????-????
??12
（1） 式中：I f ——发电机磁场电流，A ； I fN ——发电机额定磁场电流，A ；
t ——发电机磁场电流I f 下允许持续运行的时间，s ； C ——磁场绕组过热常数。 不同发热曲线匹配情况见下图和下表。
050100150
2001
1.5
2
2.5
If/IfN
t /s
t(33.26)/s
t(27)/s t(30)/s t(37.5)/s
表2过热常数C 取不同值时反时限特性
过励限制2
过励限制1 转子过负荷能力 等于转子过负荷保护 定子过负荷能力 等于定子过电流保护
If/IfN t(C=27)/s
t(C=30)/s t(C=33.26)/s
t(C=37.5)/s
1.1 142 143 158 179 1.2 64.3 68.2 75.6 85.2 1.5 22 24 26.6 30 1.8 1
2.2 1
3.4 1
4.8 16.7 2 9.06 10 11.09 12.5 2.08
10
某AVR 过励反时限特性为：
t=[(Ref_Iemax-0.9Ref_I ETH )2/(I E -0.9Ref-I ETH )2]Time_I EMAX_SEL (2) 其中AVR 中可设置参数为：
Ref-I ETH --OEL 启动值，试验中整定为1.1；
Ref_Iemax--转子电流最大限制值，试验中整定为2.0； Time_I EMAX_SEL -- 转子电流最大允许时间，试验中整定为10.0； I E —转子电流实测值。
把数据代入后公式（2）可简化为： T=10.2/(If-0.99)2 由此特性计算结果如下： 表3，某AVR 过励反时限特性
If/IfN
2.08 2 1.8 1.5 1.2 t (s)
8.58
10
15.5
39.2
231.3
此表计算数据基本与试验结果吻合，易见已超过发电机过电流允许时间，且可能在发电机保护动作后IE 限制器才启动，而公式（1）的数学表达式与IEEE 标准完全相符，建议对于已投入运行的设备，可考虑将Time_I EMAX_SEL 参数改为6.5s ，相当于公式（1）的C=19.5 2.3.4.5 物理概念错误
某品牌AVR 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 与其它标准设计的AVR 特性进行了比较。
数据分析：
0.1s 短路，机端电压下降至80%额定值后，AVR 性能比较 AVR 型号 恢复时间
Tg90(ms) 超调量 Mp(%) Ug
振荡次数 Ufmax (p.u) K Uf
振荡次数 AVR1 150 5.74 2.5 5.97 2.64 4.5 AVR2
130
1.2
1.5
6.17
2.69
2
2.3.4.6 功能设计不健全
（1）未设计强励时顶值电流瞬时限制功能
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不具备此项功能或此项功能不完善，如下图所示。
图 OEL特性检测--无Ifmax限制
图中波形是发电机近端短路，机端电压已下降至11.54kV(57.7%), 由于没有强励电流瞬时限制功能，磁场电流已达2.27倍额定值。
有些AVR用励磁电压限制代替此功能也是错误的，因励磁电压受温度变化影响且在无刷高起始系统中应用也不合理。
（2）三机常规系统中，未设计励磁机转子负反馈环节，使机端电压Ug反映速度不够快，下图中，励磁电流硬负反馈投入后，Ug响应速度明显加快。
图中主要数据如下：
表4 比较硬反馈投退时响应特性
T1(s) Tp1(s) Mp(%) Tp2(s)
无硬反馈0.43 0.91 28.2 0.24
投硬反馈0.27 0.5 18 0.13
表中T1、Tp1和Mp分别为机端电压Ut上升时间、顶值时间和超调量，Tp2是励磁机励磁电流到最大值的时间。可见，加入硬负反馈后，提高响应速度的作用是明显的。
本文在此推荐另一种PID校正控制，曾在现场交流励磁机励磁系统实用中获得较好效果，其组成形式为：Kp[(1+1/Tis)*[(1+T1s)/(1+T2s)]。
下图是它的+2%电压阶跃响应特性
图仅采用PID调节的响应特性
图中的主要性能指标为：
机端电压Ut:T1=0.26s,Tp1=0.42s,Mp=20.5%
转子电压Uf到最大值的时间: Tp3=0.13s
由性能指标分析，此系统已接近采用励磁机硬反馈的高起始励磁系统。
2.3.4.7 辅助环节性能配合不完善
PSS与UEL环节竟比门设置位置不合适，导致UEL动作后，PSS失去作用。当PSS输出位于UEL后，当UEL动作时，PSS仍发挥作用。
2.3.4.8 硬件制造未更新换代
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AVR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。最新研究表明，这和AVR硬件处理速度有很大关系，下图是AVR硬件处理速度较高的PSS2A性能。
图中各功率曲线的振荡频率为，自并励系统：
P1：f=0.13Hz，P2：f=0.20Hz，P3：f=0.44Hz，
P4：f=0.55Hz，交流励磁机励磁系统P5：f=0.13Hz，
P6：f=0.73Hz
目前国内AVR硬件对有功功率P的处理速度一般为20ms,，国外处理速度可达4～5ms，而最新技术为0.6ms。由此可见AVR中信号处理的非连续性直接影响其性能。
2.3.5 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，过励限制是否超过发电机的承受能力，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PT混用，既要防止PT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。
（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，发现问题时应查明原因，必要时进行仿真分析。（7）新机投产和发电设备进行更新改造时，应尽量选择经过检验的且硬件设备已经换代的AVR产品，对阻尼特性低频段有特别要求的机组更应如此。
2.3.6 AVR入网性能检测总结
历经3年对15种数字式AVR进行入网性能检测试验，总体试验情况统计见下表
序号发现问题内容问题AVR
数量
比例
（%）
1 电压采样时间过长
2 13.3
2 AVR实际增益与设置不符
3 20.0
3 无功调差范围不满足要求 3 20.0
4 PT断线设计不完善 6 40.0
5 V/Hz设计有缺陷7 46.7
6 OEL设计有问题
7 46.7
7 UEL设计和参数设置不当8 53.3
8 无硬反馈或时间常数补偿措施 4 26.7
9 PSS2低频段效果欠佳9 60.0
10 AVR异常扰动、逆变、跳机等 5 30.0
11 AVR和辅助环节配合不佳 3 20.0
12 AVR软起励程序有缺陷 3 20.0
13 采用非标准结构设计性能不佳 2 13.3
14 对软件结构进行改动13 86.7
由上表统计结果分析可得到以下结论
（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2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86.7%,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60%，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
AVR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。
数字励磁调节器入网性能检测的工作以后还将继续进行，虽然国内的设计和研发水平和目前先进技术相比还有相当差距，相信在各个制造厂和有关方面的共同努力下，可以不断赶超先进水平。
3、发电机励磁系统发展趋势
3.1 容量大可靠性高
3.2 现场调试和维护趋向简单化
3.3 与电网的联系更加紧密*
3.3.1 线性、非线性、双段式PSS
3.3.2无功电压分层控制概念
电网中无功电压控制有四个层面，分别是：
（a) 电压的基层控制；
（b) 变压器高压侧电压控制；
（c) 二次电压控制；
（d）全系统协调电压控制；
励磁调节器AVR中恒机端电压控制、V/Hz限制、过励限制（OEL）、欠励限制（UEL）和电力系统稳定器（PSS）等都属于基层控制。变压器高压侧电压控制一般是指AVR中投入无功补偿（调差）环节，日本某些电气公司生产的可以根据变压器高压侧电压进行调整的AVR（即HSVC）在国内很少采用。二次电压控制在国内主要应用是AVC，但由各个研究机构或大专院校研制的主站AVC的控制策略有很大不同，目前AVC的使用从总体而言仍在探索中。至于“全系统协调电压控制”国内电网目前还达不到这个层次，但国外电网已开始研究应用。
3.3.3 励磁系统的附加控制SEDC
近年来，为了提高电网的输送能力，串联电容补偿技术被广泛采用，在电力生产中发挥着重要的作用。但是国内外电网的运行经验表明，串补电容投运后系
同步电动机励磁系统常见故障分析
同步电动机励磁系统常见故障分析 作者：陆业志 本文结合KGLF11型励磁装置，对其在运行中的常见故障进行分析。 1 常见故障分析 (1)开机时调节6W，励磁电流电压无输出。 原因分析：励磁电流电压无输出，肯定是晶闸管无触发脉冲信号，而六组脉冲电路同时无触发脉冲很可能是移相插件接触不良，或者同步电源变压器4T损坏，造成没有移相给定电压加到六组脉冲电路的1V1基极回路上，从而六组脉冲电路无脉冲输出导致晶闸管不导通。 (2)励磁电压高而励磁电流偏低。 原因分析：这是个别触发脉冲消失或是个别晶闸管损坏的缘故。个别触发脉冲消失可能是脉冲插件接触不良。另外图1中三极管1V1、单极晶体管2VU及小晶闸管9VT损坏，或者是电容2C严重漏电或开路。如果主回路中晶闸管1VT～6VT中有某一个开路或是触发极失灵，同样会导致输出励磁电流偏低的现象。 (3)合励磁电路主开关时，励磁电流即有输出。 原因分析：这是由于图1所示脉冲电路中的三极管1V1集电极-发射极之间漏电，即使移相电路还未送来正确的控制电压，也会导致1C充电到2VU导通的程度。2VU即输出触发使小晶闸管9VT导通，2C经9VT放电而发出脉冲令1VT、3VT、6VT之一触发导通，使转子励磁电路中流过直流电流。 (4)同步电动机起动时，励磁不能自行投入。 原因分析：励磁不能自行投入。肯定是自动投励通道电路中断或工作不正常，因此可能是投励插件与插座间接触不良，或是图2所示投励电路中的三极管3V1、单结晶体管4VU工作不正常，电容5C漏电、电位器W′损坏。另外是移相插件同样有接触不良现象，或者是图3所示移相电路的小晶闸管10VT损坏等等。 (5)运行过程中励磁电流电压上下波动。 原因分析：引起励磁电流电压输出不稳的原因很多，主要有1)脉冲插件可能存在接触不良，造成个别触发脉冲时有时无。2)图1所示脉冲电路的电位器4W松动，使三极管1V1电流负反馈发生变化，造成放大器工作点不稳定，从而影响晶闸管主回路输出的稳定性。另外，如果电容2C漏电或单结晶体管2VU及三极管1V1性能不良，也会引起触发脉冲相位移动。3)图3所示移相电路的电位器6W松动或接触不良，将会使移相控制电压Ed间歇性消失，引起励磁电流电压输出大幅度波动。另外，如果稳压管7VS、8VS损坏，都会使Ey随电网电压波动而波动，使Ed输出波动，造成晶闸管主回路直流输出不稳。 (6)励磁装置输出电压调不到零位。
最新发电机励磁系统
发电机励磁系统
发电机励磁系统 一、简介： 励磁系统是同步发电机的重要组成部分，它是供给同步发电机励磁电源的一套系统，励磁系统是一种直流电源装置。励磁系统一般由两部分组成：（如图一所示）一部分用于向发电机的磁场绕组提供直流电流，以建立直流磁场，通常称作励磁功率输出部分（或称励磁功率单元）。另一部分用于在正常运行或发生故障时调节励磁电流，以满足安全运行的需要，通常称作励磁控制部分（或称励磁控制单元或励磁调节器）。 励磁功率单元向同步发电机转子提供直流电流,即励磁电流，以建立直流磁场。励磁功率单元有足够的可靠性并具有一定的调节容量。在电力系统运行中，发电机依靠电流的变化进行系统电压和本身无功功率的控制因此，励磁功率单元应具备足够的调节容量以适应电力系统中各种运行工况的要求。而且它有足够的励磁顶值电压和电压上升速度具有较大的强励能力和快速的响应能力。 励磁调节器根据输入信号和给定的调节准则控制励磁功率单元的输出，是整个励磁系统中较为重要的组成部分。励磁调节器的主要任务是检测和综合系统运行状态的信息，以产生相应的控制信号，经放大后控制励磁功率单元以得到所要求的发电机励磁电流。系统正常运行时，励磁调节器就能反映发电机电压高低以维持发电机电压在给定水平。应能迅速反应系统故障，具备强行励磁等控制功能以提高暂态稳定和改善系统运行条件。
在电力系统的运行中，同步发电机的励磁控制系统起着重要的作用，它不仅控制发电机的端电压，而且还控制发电机无功功率、功率因数和电流等参数。 图一 二、励磁系统必须满足以下要求： 1、正常运行时，能按负荷电流和电压的变化调节（自动或手动）励磁电流，以维持电压在稳定值水平，并能稳定地分配机组间的无功负荷。 2、整流装置提供的励磁容量应有一定的裕度，应有足够的功率输出，在电力系统发生故障，电压降低时，能迅速地将发电机地励磁电流加大至最大值（即顶值），以实现发动机安全、稳定运行。 3、调节器应设有相互独立的手动和自动调节通道； 4、励磁系统应装设过电压和过电流保护及转子回路过电压保护装置。 三、励磁系统方式： 励磁方式，就是指励磁电源的不同类型。 一般分为三种：直流励磁机方式、交流励磁机方式、静止励磁方式。 静止励磁系统。由机端励磁变压器供给整流器电源，经三相全控整流桥控制发电机的励磁电流。
几种常见的励磁系统介绍
发电机的心脏——励磁系统 发电机励磁系统概述励磁系统是同步发电机的重要组成部分，它是供给同步发电机励磁电源的一套系统。励磁系统一般由两部分组成：（如图一所示）一部分用于向发电机的磁场绕组提供直流电流，以建立直流磁场，通常称作励磁功率输出部分（或称励磁功率单元）。另一部分用于在正常运行或发生故障时调节励磁电流，以满足安全运行的需要，通常称作励磁控制部分（或称励磁控制单元或励磁调节器）。在电力系统的运行中，同步发电机的励磁控制系统起着重要的作用，它不仅控制发电机的端电压，而且还控制发电机无功功率、功率因数和电流等参数。在电力系统正常运行的情况下，维持发电机或系统的电压水平；合理分配发电机间的无功负荷；提高电力系统的静态稳定性和动态稳定性，所以对励磁系统必须满足以下要求： 图一 1、常运行时，能按负荷电流和电压的变化调节（自 动或手动）励磁电流，以维持电压在稳定值水平，并能稳定地分配机组间的无功负荷。 2、应有足够的功率输出，在电力系统发生故障，电压降低时，能迅速地将发电机地励磁电流加大至最大值（即顶值），以实现发动机安全、稳定运行。 3、励磁装置本身应无失灵区，以利于提高系统静态稳定，并且动作应迅速，工作要可靠，调节过程要稳定。我热电分厂现共有三期工程，5台同步发电机采用了3种励磁方式: 1、图二为一期两台QFG-6-2型发电机的励磁系统方框图。 图二
2、图三为二期两台QF2-12-2型发电机的励磁系统方框图。 图三 3、图四为三期一台QF2-12-2型发电机的励磁系统方框图 图四 一、三种发电机励磁系统的组成 一期是交流励磁机旋转整流器的励磁系统，即无刷励磁系统。如图二所示，它的副励磁机是永磁发电机，其磁极是旋转的，电枢是静止的，而交流励磁机正好相反，其电枢、硅整流元件、发电机的励磁绕组都在同一轴上旋转，不需任何滑环与电刷等接触元件，这就实现了无刷励磁。二期是自励直流励磁机励磁系统。如图三所示，发电机转子绕组由专用的直流励磁机DE供电，调整励磁机磁场电阻Rc可改变励磁机励磁电流中的IRC从而达到调整发电机转子电流的目的。三期采用的是静止励磁系统。这类励磁系统不用励磁机，由机端励磁变压器供给整流器电源，经三相全控整流桥控制发电机的励磁电流。 二、励磁电流的产生及输出
最新发电机的励磁系统介绍
发电机的励磁系统介 绍
发电部培训专题（发电机的励磁系统）（因为目前我公司的励磁系统的资料还没有到，该培训资料还是不全面的，其间还有许多不足之处希望大家批评指正）
我厂励磁系统采用的是机端自并励静止励磁系统，全套引入ABB公司型号为UNITROL5000励磁系统。 发电机励磁系统能够满足不超过额定励磁电压和额定励磁电流1.1倍情况下的连续运行。励磁系统具有短时间过负荷能力，励磁强励倍数为2倍，允许强励时间为20秒，励磁系统强励动作值为0.8倍的机端电压值。 我厂励磁系统可控硅整流器设置有备用容量，功率整流装置并联支路为5路。当一路退出运行后还可以满足强励及额定励磁电压和额定励磁电流1.1倍情况下的连续运行工况；当两路退出运行时还可以满足额定励磁电压和额定励磁电流1.1倍情况下的连续运行工况，但闭锁强励功能。5路整流装置均设有均流装置，均流系数不低于95%。整流柜冷却风机有100%的额定容量，其通风装置有两路电源供电并可以自动进行切换。任意一台整流柜或风机有故障时，都会发生报警。每一路整流装置都设有快速熔断器保护。 我厂励磁系统主要包括：励磁变、励磁调节器、可控硅整流器、起励和灭磁单元几个部分。如图所示：
我厂励磁变采用三相油浸式变压器，其容量为7500KVA，变比为，接线形式为△/Y5形式，高压侧每相有3组CT ，其中两组分别提供给发变组保护A、C柜，另一组为测量用。低压侧设有三组CT其中两组分别提供给发变组保护A、C柜，另一组为备用。高压侧绝缘等级是按照35KV设计的，它设有静态屏蔽装置。 我厂励磁调节器采用的是数字微机型，具有微调节和提高暂态稳定的特性。励磁调节器设有过励限制、过励保护、低励限制、电力系统稳定器、过激磁限制、过激磁保护、转子过电压和PT断线保护单元。自动调节器有两个完全相同而且独立的通道，每个通道设有独立的CT、PT稳压电源元件。两个通道可实现自动跟踪和无扰动切换。单通道可以完全满足发电机各种工况运行。自动调节器具 备以下4种运行方式：机端恒压运行方式、恒励磁电流运行方式、
发电机自并励励磁自动控制系统方案
辽宁工业大学 电力系统自动化课程设计<论文） 题目：发电机自并励励磁自动控制系统设计<4） 院<系）：电气项目学院 专业班级：电气085 学号： 学生姓名： 指导教师：<签字） 起止时间：2018.12.26—2018.01.06
课程设计<论文）任务及评语 院<系）：电气项目学院教研室：电气项目及其自动化 注：成绩：平时20% 论文质量60% 答辩20% 以百分制计算 摘要
同步发电机励磁控制系统承担着调节发电机输出电压、保障同步发电机稳定运行的重要责任。优良的励磁控制系统不仅可以保证发电机运行的可靠性和稳定性，为电网提供合格的电能，而且还可有效地改善电力系统静态与暂态稳定性。要实现这个目的，就必须根据负载的大小和性质随时调节发电机的励磁电流。 本文采用自励系统中接线最简单的自并励励磁系统，针对同步发电机论述了自并励励磁自动控制系统的特点及发展现状，分析了自并励励磁自动控制的原理和实现方法，提出了基于AT89C51单片机的同步发电机自并励自动控制系统的设计思路，对于所设计的单片机最小系统经过经济性与技术性的比较后，选用了按键电平复位电路和内部时钟电路，并在此基础上设计了励磁装置的硬件系统和软件系统。最后又对整个系统进行了MATLAB仿真，以用来对比运用算法所得结果与仿真所得结果是否在误差允许范围内。 关键词：自并励励磁自动控制系统；AT89C51单片机；MATLAB仿真 目录 第1章绪论1 1.1励磁控制系统简况1 1.2本文主要内容1 第2章发电机自并励励磁自动控制系统硬件设计3 2.1发电机自并励励磁自动控制系统总体设计方案3 2.2单片机最小系统设计3 2.3发电机自并励励磁自动控制系统模拟量检测电路设计6 2.4直流稳压电源电路设计7 第3章自并励励磁控制系统软件设计10 3.1软件实现功能总述10 3.2流程图设计10 3.3程序清单12 第4章 MATLAB建模仿真分析13 4.1M ATLAB软件简介13 4.2系统仿真模型的设计13 第5章课程设计总结16
同步发电机励磁系统的简述
同步发电机励磁的简述 摘要：励磁系统是同步发电机组的重要构成部分，它的技术性能及运行的可靠性，对供电质量、继电保护可靠动作、加速异步电动机自启动和发电机与电力系统的安全稳定运行都有重大的影响。随着国内外励磁系统的研制不断取得进展，各型励磁系统不断涌现。综合各种因素的比较，交流无刷励磁机励磁系统和静止励磁系统（发电机自并励系统）两种励磁系统在工程是实际应用中占有很大的优势。 关键词：励磁直流发电机交流励磁机永磁机稳定 笔者所涉及的火电厂主要为中小型火力发电厂，下面着重介绍在我们所涉及的工程中常用的他励交流励磁机励磁系统和静止励磁系统（发电机自并励系统）两种励磁系统，其他励磁系统只做简单介绍。 一、概述 励磁系统是提供同步发电机可调励磁电流装置的组合。同步发电机的励磁系统一般由励磁功率单元和励磁调节器两个部分组成，励磁功率单元向同步发电机转子提供直流电流，即励磁电流：励磁调节器根据输入信号和给定的调节准则控制励磁功率单元的输出。整个励磁自动控制系统是由励磁调节器、励磁功率单元、发电机构成的一个反馈控制系统。 对同步发电机的励磁进行控制，是对发电机的运行实行控制的重要内容之一。电力系统在正常运行时，发电机励磁电流的变化主要影响电网的电压水平和并联运行机组间无功功率的分配，在某些故障情况下，发电机端电压降低将导致
电力系统稳定水平下降。为此，当系统发生故障的时候，要求发电机迅速增大励磁电流，以维持电网的电压水平及稳定性，可见，同步发电机励磁的自动控制在保证电能质量，无功功率的合理分配和提高电力系统运行的可靠性方面都起着非常重要的作用。优良的励磁控制系统不仅可以保证发电机可靠运行，提供合格的电能，而且还可以有效提高系统的技术指标。 二、同步发电机励磁系统的分类及其性能特点 同步发电机为了实现能量的转换，需要有一个直流磁场，而产生这个磁场的直流电流，称为发电机的励磁电流。根据励磁电流的供给方式，凡是从其它电源获得励磁电流的发电机，称为他励发电机，从发电机本身获得励磁电源的，则称为自励发电机。 同步发电机的励磁电源实质上是一个可控的直流电源。为了满足正常运行的要，发电机励磁电源必须具备足够的调节容量，并且要有一定的强励倍数和励磁电压响应速度。在设计励磁系统方案时，首先应考虑他的可靠性。为了防止系统电网故障对他的影响，励磁功率单元往往作为发电机的专用电源，另外，它的起励方式也应力求简单方便。 在电力系统发展初期，同步发电机容量不大，励磁电流由与发电机组同轴的直流发电机供给，既所谓直流励磁机励磁系统。随着发电机容量的提高，所需励磁电流也相应增大，机械整流在换流方面遇到了困难，而大功率半导体整流元件制造工艺却日益成熟，于是大容量机组的励磁功率单元就采用了交流发电机和半
同步发电机励磁系统概述
同步发电机励磁系统概述 励磁系统是同步发电机的重要组成部分,直接影响发电机的 运行特性。励磁系统一般由两部分构成：第一部分是励磁功率单元，它向同步发电机的励磁绕组提供直流励磁电流；第二部分是 励磁调节器，它根据发电机的运行状态，自动调节功率单元输出 的励磁电流，以满足发电机远行的要求。 同步发电机励磁系统的任务 无论在稳态运行或暂态过程中，同步发电机的运行状态在很 大程度上与励磁有关。优良的励磁系统不仅可以保证发电机运行 的可靠性和稳定性，而且可以有效地提高发电机及其相联的电力 系统的技术经济指标。为此，在正常运行或事故情况下，同步发 电机都需要调节励磁电流。励磁调节应执行下列任务。 一、电压控制及无功分配 在发电机正常运行工况下，励磁系统应维持发电机端电压 (或升压变压器高压侧电压)在给定水平。当发电机负荷改变而 端电压随之变化时，由于励磁调节器的调节作用，励磁系统将自 动地增加或减少供出的励磁电流，使发电机端电压回复到给定水平，保证有一定的调压精度。当机组甩负荷时，通过励磁系统的 调节作用，应限制机瑞电压使之不致过份升高。另外．当几台机 组并列运行时，通过励磁系统应能稳定地分配机组的无功功率。 维持电压水平和机组间稳定分损无功功率，这是励磁调节应执行 的基本任务。调节作用，应限制机瑞电压使之不致过份升高。另外．当几台机组并列运行时，通过励磁系统应能稳定地分配机组的无功功率。维持电压水平和机组间稳定分损无功功率，这是励磁调节应执行的基本任务。 二、提高同步发电机并列运行的稳定性 电力系统可靠供电的首要要求，是使并入系统中的所有同步 发电机保持同步运行。系统在运行中随时会遭受各种扰动，这样，伴随着励磁调节,系统将由一种平衡状态企图建立新的平衡状
发电机励磁系统
发电机励磁系统 1、励磁系统的重要作用 励磁系统的主要作有：1）根据发电机负荷的变化相应的调节励磁电流，以维持机端电压为给定值；2）控制并列运行各发电机间无功功率分配；3）提高发电机并列运行的静态稳定性；4）提高发电机并列运行的暂态稳定性；5）在发电机内部出现故障时，进行灭磁，以减小故障损失程度；6）根据运行要求对发电机实行最大励磁限制及最小励磁限制。二、励磁系统的工作原理励磁装置是指同步发电机的励磁系统中除励磁电源以外的对励磁电流能起控制和调节作用的电气调控装置。励磁系统是电站设备中不可缺少的部分。励磁系统包括励磁电源和励磁装置，其中励磁电源的主体是励磁机或励磁变压器；励磁装置则根据不同的规格、型号和使用要求，分别由调节屏、控制屏、灭磁屏和整流屏几部分组合而成。励磁装置的使用，是当电力系统正常工作的情况下，维持同步发电机机端电压于一给定的水平上，同时，还具有强行增磁、减磁和灭磁功能。对于采用励磁变压器作为励磁电源的还具有整流功能。励磁装置可以单独提供，亦可作为发电设备配套供应。三、发电机励磁系统的组成励磁功率单元向同步发电机转子提供励磁电流；而励磁调节器则根据输入信号和给定的调节准则控制励磁功率单元的输出。励磁系统的自动励磁调节器对提高电力系统并联机组的稳定性具有相当大的作用。尤其是现代电力系统的发展导致机组稳定极限降低的趋势，也促使励磁技术不断发展。同步发电机的励磁系统主要由功率单元和调节器（装置）两大部分组成。其中励磁功率单元是指向同步发电机转子绕组提供直流励磁电流的励磁电源部分，而励磁调节器则是根据控制要求的输入信号和给定的调节准则控制励磁功率单元输出的装置。由励磁调节器、励磁功率单元和发电机本身一起组成的整个系统称为励磁系统控制系统。励磁系统是发电机的重要组成部份，它对电力系统及发电机本身的安全稳定运行有很大的影响。自动调节励磁的组成部件有机端电压互感器、机端电流互感器、励磁变压器；励磁装置需要提供以下电流，厂用AC380v、厂用DC220v控制电源.厂用DC220v合闸电源；需要提供以下空接点，自动开机.自动停机.并网（一常开，一常闭）增，减；需要提供以下模拟信号，发电机机端电压100V，发电机机端电流5A，母线电压100V，励磁装置输出以下继电器接点信号；励磁变过流，失磁，励磁装置异常等。励磁控制、保护及信号回路由灭磁开关，助磁电路、风机、灭磁开关偷跳、励磁变过流、调节器故障、发电机工况异常、电量变送器
发电机励磁系统调试过程中无法升压及无功波动的分析处理 田卫兵
发电机励磁系统调试过程中无法升压及无功波动的分析处理田卫兵 发表时间：2018-10-17T10:35:39.277Z 来源：《电力设备》2018年第17期作者：田卫兵 [导读] 摘要：本文通过对NES6100系列励磁调节系统调试过程中出现的短路故障进行分析和讨论，并结合积累的运行经验，对其故障诊断技术所存在的问题及其特点进行深入性的探讨。 （石横特钢集团有限公司发电厂山东泰安 271600） 摘要：本文通过对NES6100系列励磁调节系统调试过程中出现的短路故障进行分析和讨论，并结合积累的运行经验，对其故障诊断技术所存在的问题及其特点进行深入性的探讨。 关键词：励磁系统；触发角；续流电阻；无功波动。 发电机励磁系统是发电机的重要组成部分，它对发电机自身及电力系统安全稳定运行，起着重要的作用。发电厂两台发电机励磁系统目前采用某汽轮机厂家励磁调节器，该系统为2008年投运，已经运行10年。因寿命到期在近几年运行期间，该励磁系统故障频繁。 针对以上问题，也全方位与使用某汽轮机厂家机组的兄弟厂家技术交流，大部分厂家存在的问题与我公司相同，部分单位已经更换了其他厂家的励磁系统，为解决励磁系统目前存在的问题，确保发电机组大修后机组安全、稳定运行。建议利用大修期间，对励磁系统整体升级改造。 发电厂针对某汽轮机厂家机组配套励磁系统以及我公司其它励磁厂家进行多方面交流，新疆昆玉发电机组及我公司1#TRT机组的励磁系统，均采用北京前锋科技有限公司的产品WKLF-502，均能正常运行。但是北京前锋励磁系统在某汽轮机厂家三机无刷励磁机组中没有使用业绩，经咨询南京南瑞励磁系统在某汽轮机厂家三机无刷发电机有相关业绩。 17年8月3日～4日，装备部与发电厂一行3人到上海宝钢梅山钢铁公司（简称：梅山钢铁）、国网南瑞集团公司（简称：南瑞集团）对南京梅山钢铁2台某汽轮机厂家三机无刷发电机进行了现场考察，梅山钢铁励磁系统均采用南瑞SVAR-2000第二代发电机励磁系统，运行至今未出现任何问题，其发电机、副励磁机、励磁机参数均与我公司发电机组一致，证明某汽轮机厂家无刷励磁发电机完全可以采用其它厂家励磁系统，不是仅局限于某汽轮机厂家自身的励磁系统。 根据南京梅山钢铁两台三机无刷励磁发电机的使用情况，以及南瑞励磁系统生产现场考察，南瑞励磁系统在国内使用业绩较突出，南瑞集团从研发、设计、生产、售后等综合实力在国内排名超前，南瑞励磁系统质量可靠，稳定性较强。比容量机组励磁系统价格约25万元左右，与某汽轮机厂家配套励磁系统对比，其性价比较高。为了确保发电机组大修后，励磁系统安全稳定运行；综合考虑，本次改造优先选用南京南瑞第四代NES6100系列励磁调节系统。 一、NES6100系列励磁调节系统调试过程中问题及处理分析 1、29日晚零起升压，机端电压无法升到额定。 1）具体现象 2018年4 月29 日开机，当机组转速达到3000 转后，对永磁机输出电压进行测量为210V，频率为400Hz。通过修改工控机励磁软件界面投入零起升压功能，现地建压，随后现地手动增磁增加电压给定，发现随着机端电压的上升，触发角度下降迅速。当触发角度下降到60度时，机端电压达到70%，励磁电压、励磁电流及触发角发生异常，调节器自动逆变。怀疑是续流回路问题，主回路如下图： 单相全控桥主回路示意图 2）原因分析 单相整流励磁，续流电阻一般取转子电阻的10 倍左右，此励磁系统续流电阻为12 只100Ω/200W 电阻四并三串，最终续流电阻阻值为75Ω。其中在正极串联二极管，以防止励磁机转子电流与续流电阻形成回路，可控硅因无法维持最小工作电流而关断。用万用表电阻档量二极管正向电阻为125KΩ，反向电阻为1.041MΩ，二极管档量正向压降为0.66V 可见二极管正常，但因其正向电阻过大，失去为维持单相全控桥正常工作的续流作用。建压后单相全控桥接受调节器所发脉冲开始整流，由于励磁机转子感性作用，可控硅无法正常的开启与关断，导致整个整流装置无法正常工作。设计中单相全控桥的续流电阻串联二极管采用的是三相全控桥中频整流桥的方案，且在此励磁系统为首次应用。由于厂内无法模拟转子，该方案只能在现场进行动态验证。 3）检验方法 将整流柜去励磁机的电缆拆除，甩开二极管，调节器在开环状态下做整流装置的小电流试验。整流装置能够正常工作，输出直流电压正确，问题解决。 2、4月30日发电机并网后，无功波动，修改参数后机端电压过压解列。 1）具体现象 4月30日并网，并网后发现无功有较大波动，随即在调节器励磁界面查看定子电压和定子电流一次值。发现励磁界面的机端电压100%对应的是一次值10.5kV，但保护装置上一次值并未达到机端额定电压10.5kV。现场排查后，发现励磁参数中，PT 变比为138。经电厂人员
发电机的励磁系统介绍
发电部培训专题（发电机的励磁系统）（因为目前我公司的励磁系统的资料还没有到，该培训资料还是不全面的，其间还有许多不足之处希望大家批评指正）
我厂励磁系统采用的是机端自并励静止励磁系统，全套引入ABB公司型号为UNITROL5000励磁系统。 发电机励磁系统能够满足不超过额定励磁电压和额定励磁电流倍情况下的连续运行。励磁系统具有短时间过负荷能力，励磁强励倍数为2倍，允许强励时间为20秒，励磁系统强励动作值为倍的机端电压值。 我厂励磁系统可控硅整流器设置有备用容量，功率整流装置并联支路为5路。当一路退出运行后还可以满足强励及额定励磁电压和额定励磁电流倍情况下的连续运行工况；当两路退出运行时还可以满足额定励磁电压和额定励磁电流倍情况下的连续运行工况，但闭锁强励功能。5路整流装置均设有均流装置，均流系数不低于95%。整流柜冷却风机有100%的额定容量，其通风装置有两路电源供电并可以自动进行切换。任意一台整流柜或风机有故障时，都会发生报警。每一路整流装置都设有快速熔断器保护。 我厂励磁系统主要包括：励磁变、励磁调节器、可控硅整流器、起励和灭磁单元几个部分。如图所示：
我厂励磁变采用三相油浸式变压器，其容量为7500KV A，变比为，接线形式为△/Y5形式，高压侧每相有3组CT ，其中两组分别提供给发变组保护A、C柜，另一组为测量用。低压侧设有三组CT其中两组分别提供给发变组保护A、C柜，另一组为备用。高压侧绝缘等级是按照35KV设计的，它设有静态屏蔽装置。 我厂励磁调节器采用的是数字微机型，具有微调节和提高暂态稳定的特性。励磁调节器设有过励限制、过励保护、低励限制、电力系统稳定器、过激磁限制、过激磁保护、转子过电压和PT断线保护单元。自动调节器有两个完全相同而且独立的通道，每个通道设有独立的CT、PT稳压电源元件。两个通道可实现自动跟踪和无扰动切换。单通道可以完全满足发电机各种工况运行。自动调节器具备以下4种运行方式：机端恒压运行方式、恒励磁电流运行方式、恒无功功率运 行方式、恒功率因数运行方式。自动调节器采用风机强制通风。
发电机励磁系统典型事故分析
孟凡超老师：发电机励磁系统典型事故分析（1） 1.保护装置误报“转子回路一点接地”故障处理 （1）故障现象： 励磁调节器起励，发电机机端电压逐步建立，经过一个过渡过程后趋于稳定值，然而此时保护装置报“转子回路一点接地”故障，发电机运行正常。 利用转子电压表通过测量发电机转子正、负极对地电压，两极对地电压均不 为零，说明发电机转子没有发生一点接地故障。按保护装置的复归按钮，“转子回路一点接地”故障信号消失。 （2）故障分析： 分析保护装置中“转子回路一点接地” 动作原理知道，保护装置根据转子电压判断转子接地故障。当励磁调节装置刚起励时，发出初励电源投入命令，转子电压升高，发电机电压上升，经过一段时间延迟后，励磁调节装置自动退出初励电源，由于励磁调节器机端电压初始参考值低于初励电源产生的机端电压，所以当初励电源退出后，转子电压会突然下降很多，进而转子电压反馈给保护，则保护装置认为是转子回路发生了短路致使转子电压突然下降了，所以保护报信号。将励磁调节器逆变灭磁后重新做试验，在励磁调节器起励前，手工增加励磁调节器电压参考值，保证大于初励电源产生的发电机端电压，重新起励升压后，发电机运行正常，保护装置没有发“转子回路一点接地”故障报警。 （3）故障处理： 本次事故说明保护装置的“转子回路一点接地” 功能不够完善，其动作机理不够科学，容易误动，建议完善“转子回路一点接地”功能，或者更换为更为可靠的“转子回路一点接地”保护装置。 在“转子回路一点接地” 保护功能未完善前，调整励磁调节装置起励初始参 考值，要求电压初始参考值大于初励电源产生的发电机端电压。 2.正常调节有功功率引起机组解列的事故处理 （1）事故现象：
同步发电机励磁系统
四川大学 电力系统自动装置 题目同步发电机励磁系统 学院电气信息学院 专业电气工程及其自动化
同步发电机励磁系统及励磁调节器工作原理 一励磁系统的结构 励磁系统,一般来讲，就是与同步发电机励磁回路电压建立，调整以及必要时使其电压消失的有关元件和设备的总称。 同步发电机的自动励磁调节通常分为两部分： 第一部分是励磁功率单元，用于向发电机的磁场绕组提供直流电流，已建立直流磁场。 第二部分是励磁调节器，用于在正常运行或发生事故时调节励磁电流或自动灭磁等以满足运行的需要。 二自动励磁调节系统的作用： 1。电力系统正常运行时，维持发电机或系统某点电压水平。当发电机无功负荷变化时，一般情况下机端电压要发生相应的变化，此时自动励磁调节装置应能供给要求的励磁功率，满足不同负荷情况下励磁
电流的自动调节，维持机端或系统某点电压水平。 负荷波动—功率变化—电压变化 负荷增大—电压降低—励磁电流增大 同步发电机的励磁系统就是通过不断调节励磁电流来维持给定的电压。 2。合理分配发电机间的无功功率。发电机的无功负荷与励磁电流有着密切的关系，励磁电流的自动调节，要影响发电机间无功负荷的分配，所以对励磁系统的调节特征有一定的要求。
励磁电流的变化只是改变了机组的无功功率和功率角的大小。 与无限大母线并列运行的机组，调节励磁电流可以改变发电机无功功率的数值即控制无功分配。 3。提高电力系统稳定性 电力系统在运行中随时可能受到各种干扰，受到干扰后，电力系统稳定性的要求能够恢复到原来的状态或者过渡到一个新的运行状态。其主要标志是暂态过程结束后，同步发电机能维持或恢复同步运行。励磁调节系统对静态稳定和暂态稳定的影响 （1）对改善静态稳定的影响
发电机励磁系统常见故障分析与处理探究
发电机励磁系统常见故障分析与处理探究 摘要：励磁系统是给发电机提供转子电流, 在转子线圈中建立直流磁场, 保证发电机正常运行的主要部分。如果励磁系统发生故障, 将会损坏发电机的主机和控制 部分。本文分析了发电机励磁系统常见故障分析与处理。 关键词：发电机；励磁系统；故障处理； 励磁系统是同步发电机重要的组成部分。在电力系统正常运行或事故运行中，同步发电机的励磁控制系统起着重要作用。优良的励磁系统不仅可以保证发电机 运行的可靠性和稳定性，提供合格的电能，而且可以有效地提高发电机及其并 入的电力系统的技术经济指标。 一、励磁机逆励磁 发电机正常运行时，升压时交流电压会有所上升，但是电压表和电流表的指 针反映的内容却与正常内容相反。在发电机运行过程中，励磁电流表和电压表指 针会表现出相反的方向，但是定子回路的电流表和电压表指针所指的方向相同， 这表明励磁机的极性是反方向的。 二、发电机励磁系统常见故障分析与处理 1.保护装置误报“转子回路一点接地”故障处理 （1）故障现象。励磁调节器起励，发电机机端电压逐步建立，经过一个过渡过程后趋于稳定值，然而此时保护装置报“转子回路一点接地”故障，发电机运行 正常。利用转子电压表通过测量发电机转子正、负极对地电压，两极对地电压均 不为零，说明发电机转子没有发生一点接地故障。按保护装置的复归按钮，“转子回路一点接地”故障信号消失。 （2）故障分析。分析保护装置中“转子回路一点接地”动作原理知道，保护装 置根据转子电压判断转子接地故障。当励磁调节装置刚起励时，发出初励电源投 入命令，转子电压升高，发电机电压上升，经过一段时间延迟后，励磁调节装置 自动退出初励电源，由于励磁调节器机端电压初始参考值低于初励电源产生的机 端电压，所以当初励电源退出后，转子电压会突然下降很多，进而转子电压反馈 给保护，则保护装置认为是转子回路发生了短路致使转子电压突然下降了，所以 保护报信号。将励磁调节器逆变灭磁后重新做试验，在励磁调节器起励前，手工 增加励磁调节器电压参考值，保证大于初励电源产生的发电机端电压，重新起励 升压后，发电机运行正常，保护装置没有发“转子回路一点接地”故障报警。 （3）故障处理。本次事故说明保护装置的“转子回路一点接地”功能不够完善，其动作机理不够科学，容易误动，建议完善“转子回路一点接地”功能，或者更换 为更为可靠的“转子回路一点接地”保护装置。在“转子回路一点接地”保护功能未 完善前，调整励磁调节装置起励初始参考值，要求电压初始参考值大于初励电源 产生的发电机端电压。 2.正常调节有功功率引起机组解列的事故处理 （1）事故现象。某电厂发电机组正常运行中，根据中调要求进行升负荷操作，在增加有功功率过程中，发电机输出无功功率由50MVar 突然降低至－80MVar， 励磁调节装置发出低励限制信号，发变组保护装置报失磁保护动作，发电机解列，灭磁开关跳闸。 （2）事故分析。事故发生后，检查所有的保护及异常信号，发变组保护装置除了失磁保护动作外没有其它任何事故报警，故障录波显示事故障发生时，发电 机机端电压下降，无功功率进相至80MVar，失磁保护正确动作；励磁调节装置
同步发电机励磁系统原理
定义:励磁装置是指同步发电机的励磁系统中除励 磁电源以外的对励磁电流能起控制和调节作用的电气 调控装置。励磁系统是电站设备中不可缺少的部分。 励磁系统包括励磁电源和励磁装置,其中励磁电源的主体是励磁机或励磁变压器;励磁装置则根据不同的规格、型号和使用要求,分别由调节屏、控制屏、灭磁屏和整流屏几部分组合而成。励磁装置的使用,是当电力系统正常工作的情况下,维持同步发电机机端电压于一给定的水平上,同时,还具有强行增磁、减磁和灭磁 功能。对于采用励磁变压器作为励磁电源的还具有整 流功能。励磁装置可以单独提供,亦可作为发电设备配 套供应。 励磁系统的主要作用有: 1)根据发电机负荷的变化相应的调节励磁电流,以维持机端电压为给定值; 2)控制并列运行各发电机间无功功率分配; 3)提高发电机并列运行的静态稳定性; 4)提高发电机并列运行的暂态稳定性; 5)在发电机内部出现故障时,进行灭磁,以减小故障损失程度; 6)根据运行要求对发电机实行最大励磁限制及最小励磁限制。 原理:利用导线切割磁力线感应出电势的电磁感应原理,将原动机的机械能变为电能输出。同步发电机由定子和转子两部分组成。定子是发出电力的电枢,转子是磁极。定子由电枢铁芯,均匀排放的三相绕组及机座和端盖等组成。转子通常为 隐极式,由励磁绕组、铁芯和轴、护环、中心环等组成。汽轮发电机的极数多为两 极的,也有四极的。转子的励磁绕组通入直流电流,产生接近于正弦分布磁场(称为转子磁场),其有效励磁磁通与静止的电枢绕组相交链。转子旋转时,转子磁场随同一起旋转、每转一周,磁力线顺序切割定子的每相绕组,在三相定子绕组内感应出三相交流电势。发电机带对称负载运行时,三相电枢电流合成产生一个同步转速的旋 转磁场。定子磁场和转子磁场相互作用,会产生制动转矩。从汽轮机输入的机械转
发电机励磁系统事故分析案例
目录 正常调节有功功率引起机组解列的事故分析 (2) 低负荷下PSS引起发电机有功功率震荡的问题分析 (4) 错误参数引发励磁调节器误强励导致机柜烧毁的事故 (6) 过励限制动作后无功调节速度过慢导致发电机过负荷跳闸 (9) 雷击引起双PT故障导致发电机误强励故障 (11) 无功调差参数设置不一致切换导致发电机误强励故障 (13) 调节装置软件死机引起发电机误强励故障 (15) 发电机停机过程中励磁调节器误强励故障 (17) 调节装置主机板故障引起失磁故障 (19) 脉冲电源故障引起发电机失磁故障 (21) 中间继电器异常导致励磁误判断引起失磁故障 (23) 双套调节装置故障引起发电机失磁故障 (26)
正常调节有功功率引起机组解列的事故分析 事故现象 国内某电厂#2机（300MW）2007年3月8日7：24分，由于#2机锅炉爆管，运行人员减负荷，#2机汽机打闸，按主控紧急停机按钮，跳主开关，发电机低频保护动作，跳励磁，机组停机。 在7.23.58.190－7.23.59.500时间之间，时间间隔1.31秒，负荷从321.6MW减至199.5MW（见附图1），随后出现发电机超压（见附图2）。 图1 因事故突降发电机有功功率 图2 发电机有功功率降低过程中出现过电压 事故分析 由于励磁调节器的电力系统稳定器模块采用PSS-1A型，可以判断发电机出现超压是典型PSS“反调”现象，根据PSS-1A型的动作原理，发电机有功功率向下变化时，PSS输出会增加励磁电流。当发电机汽机打闸后，有功负荷从321.6MW陡降至199.5MW，励磁调节装置电力系统稳定器（PSS）输出由零急剧上升至上限幅值（10%额
发电机的励磁系统
额定电压 20kV 额定转速 3000r/min 周波 50Hz 相数 3 极数 2 定子线圈接法 YY 额定氢压 0.5MPa 漏氢（保证值） ≤10Nm 3/24h （在额定氢压下，折算为标准气压下） 效率（保证值） ≥98.98 % 短路比（保证值） 0.48 瞬变电抗X d ' 0.2935 超瞬变电抗X d '' 0.24 承担负序能力 稳态I 2/I N （标么值） ≥8% 暂态（I 2/I N ）2 ≥10s 励磁性能: 顶值电压 ≥2倍额定励磁电压 电压响应比 ≥3.58倍额定励磁电压/s 允许强励持续时间 20s 噪音（距外壳水平1米，高度1.2米处） ≤85dB(A) 绝缘等级 F 级（按B 级温升考核） IP 等级的意义 IP 分类体系通过一个数字来表明外壳对抵抗冲和粉尘及水侵入的保护。请注意不要理解为防腐。 按照IEC （国际电工委员会）60529对防护级别的划分： 第一位数表示防固体物侵入的级别 0 无防护 1 防护大于50mm 的物体(如手) 2 防护大于12mm 的物体(如手指) 3 防护大于2.5mm 的物体(如工具或导线) 4 防护大于1.0mm 的物体(如导线或细棍) 5 防护足以造成危害的粉尘的侵入 第二位数表示防水侵入的级别 0 无防护 1 防护滴水(如凝结液) 2 防护滴水，下滴倾斜角度小于15° 3 防护喷洒水， 倾斜角度小于60° 4 防护来自所有方向的溅水 5 防护来自所有方向的水柱 6 防护水溏或高压水柱
7浸入水中150mm-1mm深防护水的侵入 8埋入水中，适合连续浸入水中 同步电机的额定值有： ☆额定容量(VA,kVA,MVA等) 或额定功率PN(W,kW,MW等) ：指电机输出功率的保证值。发电机通过额定容量值可以确定电枢电流，通过额定功率可以确定配套原动机的容量。电动机的额定容量一般用kW数表示，补偿机则用kVAR表示。 ☆额定电压(V,kV等) ：指额定运行时定子输出端的线电压。 ☆额定电流(A) ：指额定运行时定子的线电流。 ☆额定功率因数：额定运行时电机的功率因数。 ☆额定频率：额定运行时电机电枢输出端电能的频率，我国标准工业频率规定为50Hz。 ☆额定转速：额定运行时电机的转速，即同步转速。除上述额定值外，同步电机名牌上还常列出一些其它的运行数据，例如额定负载时的温升、励磁容量和励磁电压等。 由 ◆转子铁心上装有制成一定形状的成对磁极， 气隙层
发电机励磁系统改造
发电机励磁系统改造 摘要：针对进口余热发电机励磁调节器损坏无法购买备件的情况下，选用新的 励磁调节器改造励磁系统解决发电机励磁系统故障问题 关键词：励磁调节器；发电机；DECS-100 1 引言 在有色金属冶炼过程中，余热发电机组利用在生产流程中余热锅炉回收冶炼 烟气的热能而产生的中压蒸汽发电，余热发电机组作为蒸汽梯级利用的核心部分，发电机组的稳定运行决定到余热回收利用率。金昌冶炼厂余热发电机组作为蒸汽 梯级利用投入运行，由于现场环境温度高、灰尘重等原因导致励磁系统控制板老化。事后车间工程技术人员调节励磁板设置发电机组仍然无法并网，由于原励磁 控制板在国外已经停产无法购买备件，所以决定对汽轮发电机组励磁系统进行改造。 2原励磁调节器组成及存在的问题 2.1发电机励磁系统 发电机为德国AVK公司的产品，具体参数如下： 发电机型号DIG 140 i/4W，额定功率：3390 kVA 额定电压 6000 V 接法：Y，额定电流：326 A 功率因数：0.8 频率 50 Hz 发电机采用维护量小的无刷励磁系统，其励磁调节器采用的是康明斯公司生 产的COSIMAT N+和QPF，其中COSIMAT N+用于发电机电压调节，QPF控制板调 节发电机并网的功率因数。 励磁调节器供电电源来自发电机辅助绕组UH1-UH2、WH1-WH2产生两路电 源分别给电压调节器COSIMAT N+及功率因数控制器QPF供电。电压调节器COSIMAT N+检测发电机三相电压、发电机B相电流，输出励磁电流给无刷励磁发 电机的励磁绕组以控制发电机输出电压，在空载运行及并网阶段，发电机电压由 内部给定电位器和外部给定电动电位器R1控制，并网完成后，发电机电压由功 率因数控制器QPF输出的4~20mADC控制信号N、M/m控制，电压调节器控制板上还设置有各种控制电位器，如PID参数电位器、下垂电位器、V/F控制电位器等，通过运行调试可使发电机具有比较好的动态调节性能。功率因数控制器QPF 检测发电机A相、C相电压、B相电流并采集外部给定电位器功率因数给定值、 功率因数控制允许信号，输出功率因数控制信号给电压调节器以达到发电机组并 网运行时的恒功率因数控制，同时功率因数控制器上还有各种控制参数电位器， 如PI调节电位器、无功功率最高限位电位器、基准校正电位器及各种控制方式的 拨码开关，以实现恒功率因数控制、恒无功功率控制等目的。整个发电机组的同 步控制、恒功率因数给定等控制由汽轮发电机组综合控制柜给出。 2.2存在的问题 在发电机的汽轮机维护保养结束后，发电机组空载开机正常，发电机电压与 电网电压一致。 发电机并网操作后有功功率仅有50KW，无功功率4000KVar功率因数极低导 致发电机过负荷跳车。车间操作人员多次开机并网都发生相似问题而无法并网发电。技术人员在分析发电机并网失败的原因后检查发现QPF板老化已经无法工作，QPF板无法控制发电机的无功功率导致并网失败发电机过负荷跳车，原控制板国 外已经停止生产所以必须改造发电机的励磁系统。
发电机励磁系统与黑启动_竺士章
发电机励磁系统与黑启动 图1宁波-舟山黑启动系统图 摘要:探讨了黑启动有关励磁系统需要考虑的因素;电压调节范围、励磁控制方式、自励磁、投线路的电压超调、发电机进相能力、低励限制、同期参数、弱网的小干扰和大干扰稳定性等,解决了用P SASP 程序计算自励磁边界和投线路的电压计算问题。针对宁波电网和舟山电网黑启动方案进行具体计算,提出了建议。 关键词:黑启动;励磁系统;自励磁 Abstract :Some factors of excitation system relating black start are here discussed ,such as range of volt -a g e r e g ulatin g ,control mode of excitation ,self _excitation ,over _re g ulatin g of volta g e for p ut _in lin e , p hase _in o p eration of g en erator ,low excitation limited ,s y nchronous p arameter ,small _disturbance and large _disturbance stab ility of weak network and so on .And the problem of calculating self _excitation bound -ary point as well as calculating voltage on put _in lin e with PS ASP pr ogram is solved .Also ,some sugges -tions are g iven and s p ecific calculation of black start p ro j ect are made for Nin g bo and Zhoushan network .K e y Wo rds :black start ;excitation s y stem ;self _excitation 中图分类号:TM761.11 文献标识码:A 文章编号:1007-1881(2003)06-0005-05 竺士章 (浙江省电力试验研究所,浙江 杭州 310014) Excitation S y stem of Generator and Black Start 0概述 浙江省电力系统已经完成黑启动方案研究 [1] 。 根据该方案,宁波溪口地区的黑启动方案是由宁蓄电站(溪口抽水蓄能机组)投镇海燃机方向线路,向镇海燃机提供厂用电,启动镇海燃机;舟山地区由舟山电厂(汽轮发电机)投镇海燃机方向线路,完成与大陆电网并列。见图1。 上海交通大学和华东电力调度在研究报告[2] 中 指出黑启动需要关注:自励磁、合闸过电压(持续工频地电压、操作过电压和谐振过电压)、暂态稳定、带负荷速度、小干扰稳定性、电压频率控制等。作者进行了EMTP 合闸计算、按照自励磁稳定边界进行自励磁计算和弱网的暂态稳定计算。 华北电网进行了黑启动研究 [3] 。应用RTDS 进 行过电压和自励磁的数字仿真计算,提出了控制 系统电压、检验无功运行稳定、过电压保护投入、同期点选择等计算结论。现场试验检验了合闸过电压、自励磁、铁磁谐振、频率电压控制稳定性等。 华北电力试验研究院计算自励磁采用两种方法:X c ≤1.2(X d +X T )和Q c ≥KS n 。式中X c 为外部容抗,X d 为发电机同步电抗,X T 为主变漏抗,Q c 为充电容量,K 为发电机电路比,S n 为发电机额定容量。 上海交通大学和华东电力调度在研究报告 [2 ]