大型水轮发电机组励磁系统设计新理念.docx

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大型水轮发电机组励磁系统设计新理念

大型水轮发电机组励磁系统设计新理念

—由三峡机组励磁系统投运引起的思考

清华大学电力系统国家重点实验室兼职研究员

三峡水电厂励磁系统高级技术顾问

李基成

内容摘要

随着三峡水电厂700MW水轮发电机组的批量投运，及时总结、吸收和推广三峡机组励磁系统在调试及运行中取得的宝贵的实践经验，并在今后几年内为即将陆续投运的近200台三峡机组容量级的水轮发电机组励磁系统的设计及选型提供有益的依据和借鉴。

•关键词：

三峡机组，静止自励励磁系统，励磁变压器，灭磁

电力系统稳定器

Abstract

AsTheThreeGorgesPowerStation’s700WHydro-Generator’soperating,tosummarythepracticalexperienceintimefromexcitationsystemregulatorandoperatingtestisbecameaveryimportantissue.Itcanbeuseforreferencetochoosethelarge-scaleHydro-Generator’sexcitationsystem.

•ThispaperpresentsthedesignandthepracticalexperiencewiththeThreeGorgesExcitationSystem.AnalyzeandtestifythekeytechnologyproblemaboutStaticExcitationSystem.Thispaperprovidedareliableoptionforthelarge-scaleHydro-Generator’sexcitationsystemandconnectionstyle.

Keywords:

ThreeGorgesPowerStation,StaticExcitationSystem,Excitationtransformer,De-excitation,PowerSystemStabilizer.

目录

•前言

•励磁变压器二次额定电压的选择

•谐波对励磁变压器运行的影响

•功率整流柜设计的新理念

•灭磁系统设计的新理念

•水轮发电机非全相及失磁异步运行时励磁系统的保护

•结论与建议

前言

•近年来我国的水电建设事业得到了飞跃的发展，以三峡水电厂为特征的单机容量为700MW的左岸14台水轮发电机组已全部投入运行，右岸12台700MW水轮发电机组的装机正在筹建中，预计在2008年前后将陆续投入运行。

•在第十一个五年计划期间，我国将又有一批容量在300MW～700MW之间的水轮发电机组将陆续投入运行。

为此，在当前及时总结已投运的大型水电机组励磁系统，在设计及运行中取得的宝贵经验，结合国际励磁控制技术的最新进展，进一步探讨大型水电机组励磁系统在设计及选型方面存在的问题和经验，在当前已成为一项重要而迫切的课题。

在本文中将从新的设计理念出发，开拓新思维，扩大新视野，重点对大型水轮机组励磁系统的设计及选型方面一些关键性技术问题进行分析与探讨，并期望文中的结论和建议，在优化励磁系统性能及提高运行可靠性方面有所裨益。

1.励磁变压器二次额定电压的选择

当前，在一些世界级的大型水电厂中，诸如巴西－巴拉圭的伊泰普、委内瑞拉的古里（Ⅱ）、俄罗斯的萨彦－舒申斯克等的机组中以及我国已投运的三峡水电厂容量在700MW左右的主力水轮发电机组中，均采用了自励励磁方式。

在大型水轮发电机组中，采用自励励磁系统已成为主流。

下面就此励磁方式选择方面存在的一些关键性课题作一简要的论述：

•

（1）阻容缓冲器的选择•

众所周知，在自励励磁系统中，励磁变压器二次额定电压（以下简称阳极电压）的选择取决于强励顶值电压的倍数，顶值电压倍数越高，阳极电压值也越高。

另一方面，接在励磁变压器二次绕组侧的功率整流桥中的可控硅元件，在换相中的能量经由与整流元件并联的R-C阻容缓冲器旁路并予以消耗，存储与消耗能量之间应达到平衡并有一定的吸收容量储备，否则将导致吸收换相能量的阻容元件被烧毁，进而引起整流桥相间短路等严重事故的发生，这类事故在国内水、火电厂中曾多次发生。

由阻容阻尼器吸收的能量，根据美国西屋公司推荐的计算表达式为（1.1）

（1.1）式中：

c:

阻尼器中电容值（F）,f-电源频率（Hz），u-励磁变压器二次额定线电压（V）。

由式（1.1）可看出，阻容阻尼器吸收的换相磁场能量与外加电压的平方成正比，如取值为1000V及1243V（三峡机组励磁数据），此时由阻尼器吸收的能量比将为（1243）2/（1000）2＝1.545倍。

由此可见，励磁变压器二次侧的阳极电压越高，与整流元件并联的吸收换相能量阻尼器的容量也越大，而且其容量与励磁变压器二次额定电压的平方成正比，一旦换相阻尼器吸收容量小于所产生的换相能量，将引起整流柜相间短路的严重事故。

在许多大型水电机组励磁系统的标书中，常常多的是片面强调强励顶值电压倍数的高参数，而很少认识到由此引起的危及到励磁系统安全运行的后果，这类教训，不乏其例。

（完全同意李老师的看法，励磁阳极电压现在越来越高，其负面的影响也越来越多。

现场工作人员已经都没有仪器测阳极电压及其波形。

令人欣慰的是，现在已经有700MW机组的励磁阳极电压只有800V左右的好局面，西北勘测设计院在这方面作出突破性的改变。

说到励磁阳极电压，李基成老师和我们，对于三峡右岸电厂12台机采用一个厂家的励磁设备，竟然设计三种励磁阳极电压感到大惑不解。

李老师对于这个问题曾专门向有关方面置疑，并强烈建议统一三峡电厂右岸电厂的励磁阳极电压。

诚然，三峡右岸电厂12台机组，由三个主机厂家设计制造，各个厂家的励磁参数不一样，但都是700MW机组，统一成一种阳极电压没有技术难题。

一个电厂3种阳极电压，会造成励磁变不一样、同步电压变不一样，备品备件更加多。

如果说：

三峡左岸电厂14台机由于是两家国外提供主机且提供励磁参数，难以协调造成14台机一种励磁设备两种阳极电压，那么右岸的12台主机主要由国内提供，从协调上、技术上等各个方面，就没有理由搞成3种阳极电压。

一个电厂一种励磁装置3种阳极电压，真的有必要吗？

，如果有将创一种新的配置模式，但我担心会成为一个技术笑话。

如果历史证明这是一个错误选择的话，管理者、设计者、制造者、使用者都有责任，但最大的责任是设计单位的不作为以及技术上的放任自流。

强行统一阳极电压，各机组的励磁参数不变，只是强励倍数有一点小变化，各台机组的空载控制角不一样而已，决不影响安全运行。

如果搞励磁设计连这么一点主张都不敢，那我们完全不需要设计院，直接由励磁厂家设计制造即可）

（2）整流桥尖峰过电压的影响•

整流阳极电压，即励磁变压器的二次额定电压取值越高，在额定状态下整流器将处于控制角α值较大的深控状态，由此引起危及整流元件安全运行的尖峰过电压也越高。

从运行角度出发，期望对阳极电压的选择在满足电力系统稳定要求的同时，应兼顾到上面提及的影响和危及到励磁系统安全运行的各种因素。

从目前我国引进机组的励磁设备运行来看，当整流桥阳极电压超过1000V可认为已进入高参数范围。

（非常高兴看见拉西瓦励磁阳极电压只有800V左右，曾经多年呼吁降低励磁阳极电压的励磁专家深感欣慰）

当前，就大功率可控硅中整流元件应用水平来看，用于三峡机组励磁系统中的可控硅元件最高反向重复峰值电压为5200V，可认为是-高参数元件。

另按我国水电机组励磁系统标书编制准则，可控硅元件所能承受的反向重复峰值电压应该不小于2.75倍励磁变压器二次侧最大峰值电压，依次可求出在采用上述反向峰值电压为5200V元件条件下，允许的励磁变压器二次电压有效值为:

U=5200/（2.75X1.414）=1337V。

对三峡右岸阿尔斯通机组而言，其励磁变压器二次额定电压已应用到极限值。

（三峡7F励磁阳极过电压波形实录，过电压的尖峰几乎同阳极电压的峰值一样，这就是实例。

）

为此，在选用励磁系统强励顶值电压倍数时应兼顾考虑到功率整流元件承受的反电压值。

（3）对电力系统稳定器PSS参数的影响

选用过高的强励电压倍数，还将引起由励磁系统提供的负阻尼力矩的进一步增长，为电力系统稳定器的参数整定将带来更多的困难。

例如近年来由于全国联网以及电力系统容量的增加，特别是随着三峡电厂左岸14台700MW机组的批量投运，对电力系统稳定器的频率响应范围也提出了更高的要求，以三峡机组为例：

电力系统稳定器的高频响应频率为2Hz（机群之间的振荡频率），单机对系统的响应频率在（1.0～1.2）Hz之间，而区域间振荡模式的频率响应范围，根据国调的下达的设定为0.13Hz，显然在响应频率范围如此之广的条件下，为满足各种振荡模式的要求，PSS的参数设定已十分困难的条件下，如果励磁系统再选用过高的顶值电压倍数，必将进一步加重PSS拓展频率范围的困难。

在国内许多重点工程设计中，片面地强调高参数，而得到的却是适得其反的后果，这种情况不乏实例，得到的教训值得深思。

对于PSS参数设定应当明确的一点是：

对于机群振荡，单机对系统的振荡以及区域间振荡等三种振荡模式的参数设定如何侧重是一个关键性课题。

从三峡机组投运调试中体会到西门子公司对PSS参数的设定重点侧重于机群以及单机对系统的振荡模式，并兼顾到区域间振荡模式，因为在水电厂投运发电后，机群之间以及单机对系统的外部,变化因素机群之间以及单机对系统的外部变化因素较少，保证这两种振荡模式下机组能稳定是运行安全性的基本要求，而区域振荡模式受电力系统网络框架的变化影响因素较多，过分强求满足于一种运行模式，而忽略了保证机组安全运行的基础，如何取舍，也值得深思。

（华中两次系统振荡，1次是0.77hz，另一次不祥。

PSS参数应该总结这两次振荡的情况加以修正。

特别是对于华中第二次振荡，应该到各个电厂去调查PSS的作用。

）

2.谐波对励磁变压器运行的影响

确切的说，以整流器为负载的励磁变压器可能产生两种谐波：

电流谐波和电压谐波。

电流谐波来源于整流负载的非线性阻抗、铁心的饱和以及换相过程中工作相的切换。

由于谐波电流的存在将引起附加损耗和不均匀分布的涡流损耗的增加，涡流损耗将引起铜线以及铁心局部的过热。

电压谐波来源于谐波电流在线路阻抗上产生的谐波电压降，并导致整流过程中电压波形的畸变。

此外，发电机电压波形亦非完全的正弦电压波形，亦存在非正弦谐波分量，谐波电压的存在将导致励磁变压器空载损耗的增加及噪音的增大。

为此对用于大型水电机组的励磁变压器，在确定其技术规范时，不仅应考虑到谐波电流的影响，同时亦应考虑到谐波电压的影响，即应以综合考虑了电压谐波电流谐波总的谐波畸变率作为评估励磁变压器的准则。

3.功率整流柜设计新理念

3．1冗余方式的选择

对于大型水电机组，为了保证励磁系统可靠地运行，通常要求功率整流有一定的容量冗余。

对容量冗余的原则，国内、外各制造厂的理念不尽相同。

例如瑞士ABB公司通常采用N-m≥2，N为总柜数，m为允许退出并可保证强行励磁的功率柜数，此时并联总柜数N≥3（事实上的情况究竟怎样？

？

）。

另一种冗余方式是N+1冗余方式，（N+1的冗余方式基本为大家使用，所谓的N-m≥2方式是不是一种厂家宣传？

？

？

对于冗余方式，今天N+1，明天N－1，后天N-m≥2，乱七八糟）当N=1，即2柜互为备用（1柜运行，另1柜冷备用）。

后一种冗余方式是基于“在线维修”的基本理念，认为应尽可能减少并联冗余整流柜数以提高运行的可靠性。

美国GE公司即按此理念考虑冗余原则，其具体措施是采用φ100直径大功率可控硅整流元件以减少并联支路，当并联整流柜中出现故障时，在切除整流柜触发脉冲后，借助于可同时分断交流输入端及直流输出端的五极刀闸，将故障柜安全退出，在不带电的情况下，对故障元件进行更换和维修。

（此设备仍然视为带电设备，更换和维护工作千万要小心。

五极刀闸故然很好，但好在可以有效隔离故障的功率柜，而不是在线维修。

由于水电停机频繁，一般不提倡带电检修功率柜，除非没有办法。

）

上述基于状态检测,在线维修设计新理念,在于尽量减少并联柜体的冗余数以减少故障的机率,同时利用在线维修的措施,经短时间更换故障元器件投入后,又可以达到比按常规理念设计的整流柜具有更大的冗余。

3．2功率整流柜的均流[2]

众所周知,当前大功率整流柜的均流有两种均流方式:

常规均流及数字智能均流.理论分析表明可控硅元件的通态电阻是影响元件均流的主要因素.在多支路并联运行整流柜中,对于各相同桥臂按照门槛相近的原则进行选配,以保证导通时通态电阻的相近.如通态电阻仍有差异,可进一步调整交流侧进线及直流侧出线的长度以求得电阻的均衡.例如采用等长进线电缆对通态电阻进行均衡.如果交流侧进线采用铜排,可在铜排连接端采用锯槽或钻孔等机械手段亦可实现均流.（这种方法万不得已的办法，如果要采用这种方法，太落后，太原始。

据我估计，没有人敢用这种方法，用户也不答应厂家采用这种方法。

不易提倡）

美国GE公司及西屋公司采用在交流侧接入空心电抗器以实现均流（最传统，只有GE还在坚持，可敬可佩）.作为数字均流是近年来推广应用的一项新技术.例如瑞士ABB公司在大功率整流器率先推广数字均流方式。

所谓数字均流方式系指借助于AVR对并联同一相桥臂各支路可控硅元件触发脉冲时间的控制达到均流的目的.数字均流的优点是:

对可控硅元件参数的差异,交直流进出线阻抗不均衡等差异的适应性较强,当更换新元器件后也易于实现均流.此外由于均流是通过对各支路元件电流测量并进行比较的条件下进行的,为此比较准确的反映出各元件的均流情况。

数字均流的缺点是由于增加数字控制部分而降低了励磁设备运行的可靠性.另外,由于数字均流是借助于调整同一相桥臂各元件导通时间的不同达到数字均流的目的,势必导致最先导通的并联元件承受较大的电流冲击值。

应予以强调指出的是:

在采用常规均流措施的并联整流柜中多设置监视均流状态的整流柜输出直流电流表,用以作为判断整流柜并联支路的状态,实际上是即使接在整流柜正输出端各直流电流表是均衡的,但这并不一定表明,整流柜负极端各支路电流也是均衡的。

为此，以整流柜正输出端各直流电流表作为判断整流柜均流状态是有局限性的。

（对于数字均流，我有技术疑问：

是实时检测控制吗？

有死区吗？

对于控制环节有延时吗？

这个环节影响整个脉冲环节的可靠性吗？

基于均流不是整流技术的大问题，基于整流柜不均流不影响运行，基于可靠性的要求，普通均流就够了，除非你不采取任何措施。

）

4.灭磁系统设计新理念[3]

4．1灭磁方式的选择

目前国内应用较为广泛的灭磁方式有以下几种:

（1）直流磁场断路器灭磁

（2）交流断路器灭磁

（3）交流断路器接在整流器交流侧或励磁回路直流侧构成的交流电压灭磁

第一种直流断路器灭磁为传统的灭磁方式,第二种,利用接在交流侧的交流断路器灭磁方式是近年来在引进机组应用较广泛的灭磁方式.如广州蓄能水电厂II期300MW抽水蓄能水轮发电机组,即采用接在整流器交流侧的交流断路器进行灭磁.事故灭磁开始时首先进行逆变灭磁,达到设定的时间后在切除可控硅整流器脉冲同时跳交流断路器形成交流电压灭磁方式。

第三种即所谓的交流电压灭磁方式与第二种灭磁方式无本质不同,差异之点在于交流断路器可接在交流或直流侧,这种灭磁方式的优点是可利用交流电源侧的线电压负半周作为交流断路器的断口弧压的补充,有利于灭磁能量的转移。

此外,在磁场断路器的选择上,交流断路器容量比直流断路器具有更大的选择余地。

应予以说明的一点是:

对于容量在700MW左右的大型水轮发电机组,其励磁电流通常在4000A以上,此外考虑到灭磁对开关断口电压过高的要求,此时可采用由多个具有短弧直流接触器组合的磁场断路器。

例如三峡电厂发电机励磁系统中的直流磁场断路器即由8个断口电压为500V的直流接触器串联所组成，其型号为CEX-5500的组合直流磁场断路器。

但是过多的机械操作机构,从保证灭磁系统可靠的角度来说是不期望的。

因为,多个串联的断口在开断,闭合时难以保证分断的同步性,而且如弹簧压力调整不当,还会引起接入灭磁电阻的触头发生反弹,瞬时闭合又断开的情况。

在三峡水电厂的励磁装置的调试中就曾经发生过弧触头闭合后又瞬时反弹（1-2）ms断开的情况。

（这种现象的记录需要核实。

肯定有机械上的反弹，但是否真的断开了回路还需要研究。

的确，对于ABB型号AMF-CC-NOR-2000A有因弧触头闭合而损坏灭磁电阻的事情，但只是个例。

三峡电厂CEX98灭磁开关运行中不存在弧触头闭合后又瞬时反弹的事情）采用上述的直流磁场断路器灭磁方式的优点是:

灭磁回路中具有接入灭磁电阻的常闭接点,直流励磁回路两极分断以及主、弧触头分开的连锁机构。

当选择直流断路器的容量受到限制时,采用以交流空气断路器为励磁断路器的交流电压灭磁方式是一种简单、可靠和易于实现的方案。

因为从容量方面而言,采用标准交流空气断路器的容量基本上不受限制,由于是成熟的系列产品,其价格也比较低廉。

至于对于灭磁时交流断路器断口电压的不足的问题（通常每断口电压在600V左右）,可借助于切功率整流柜脉冲信号后引入励磁变压器二次电压负半周电压的措施加以解决。

例如:

如果灭磁时的灭磁残压为2000V计,假定将具有4断口（A、B、C、D）交流断路器接在发电机励磁回路直流正、负极侧,并且以每个断口的电压为500V计,则总合成断口电压为4×500=2000V,如果在强行励磁条件下进行灭磁,强励电压为1000V,则须励磁变压器二次侧提供的负半周电压幅值为2000V-1000V=1000V,相应二次侧电压有效值为1000/11.414=580V,亦即当励磁变压器二次电压大于此值即可满足建立相应灭磁残压的要求。

对于大型机组，采用交流电压灭磁当前的一个制约因素是标准规格的交流空气断路器的额定电压最高为1000伏。

为此当励磁变压器二次额定电压大于1000伏时，所需的交流空气断路器生产厂家应进行特殊设计。

另外，需要说明的是,将交流断路器接在直流侧的优点是可充分利用全部断口所产生的断口电压,并且断口电压不受交流电源侧电压下降的影响以及当整流器交流侧发生短路故障时仍可有效地进行灭磁.

4．2灭磁电阻容量的选择

对于水轮发电机机组,一般认为:

由于发电机转子磁极具有凸极结构,转子绕阻回路阻尼效应较弱,在灭磁时大部分的磁场能量由灭磁回路吸收,为此对灭磁电阻的容量提出了更加苛刻的要求,按传统灭磁理念确定的灭磁电阻容量可由以下几种正常或故障运行方式予以确定,并选取最大值作为选定灭磁电阻容量的依据。

通常,依下列几种灭磁方式选择灭磁电阻的容量:

（1）发电机空载灭磁

（2）发电机额定灭磁

（3）发电机强励灭磁

（4）发电机空载和负载失控误强励灭磁

（5）发电机突然三相短路灭磁

发电机及变压器内部故障时引起的灭磁能量小于上述5种灭磁方式之一的相应值。

为此以上述5种典型灭磁方式作为确定灭磁容量的依据。

下面讲对按传统的灭磁理念确定的灭磁电阻容量的思路予以说明。

对于项

（1）发电机空载、项

（2）发电机额定以及项（3）强励灭磁三种灭磁方式而言,在此三种灭磁方式中,以强励状态时的灭磁能量为最大,通常强励电流为两倍的额定励磁电流,在励磁绕组中存储的能量远大于额定及空载状态的磁场能量。

但是理论分析及运行实践表明:

强励状态时的灭磁容量和空载误强励以及发电机突然三相短路时引起的灭磁容量比较仍是较小的.为此,灭磁容量的选择取决于空载误强励和发电机突然三相短路时两种主要灭磁方式灭磁容量的，显然依此选择灭磁电阻容量将可完全满足上述5种灭磁方式对灭磁容量的需求。

下面分别对空载失控误强励和发电机突然三相短路时的灭磁电阻容量的选择作进一步的分析：

——发电机空载失控误强励灭磁状态的分析

首先讨论发电机空载误强励的灭磁状态，在此灭磁方式下，应注意到灭磁过程具有以下几点明显的特征：

由于励磁系统失控，导致可控硅整流器的控制角接近于最小值,为此励磁系统所有的限制功能均处于失效状态，因限制状态是依据增大控制角以限制励磁电流值，当可控硅元件控制角已处于接近完全开放状态，后续较大的控制角已无法对已完全导通的可控硅元件实现限制励磁的作用。

对于发电机空载失控误强励状态而言，励磁电流的增长是随同定子电压的升高而增加的，同时随励磁电流的增加，转子磁路饱和程度的加大，促使转子电流的增加速度进一步加快，直至发电机定子过电压保护动作对发电机进行灭磁。

此外还注意到在此过程中随发电机电压变化的励磁电压的增量变化是瞬时完成的，而转子电流的增量变化，则决定于对应的由转子磁路的饱和程度所决定的发电机空载时间常数。

总的来说这是一个励磁电压源的变化引起的转子电流的变化过程，两者之间受动态饱和的转子励磁绕组时间常数的影响。

但是应强调的是：

在励磁电流增长过程中，任一瞬间的发电机的电压值总是与发电机稳态空载特性曲线确定的转子电流对应的。

例如当定子电压为1.3倍额定值时此时的转子电流大约与发电机额定励磁电流相当，即使经过0.3S过电压保护延时动作后，励磁电流仍处在稍高于额定励磁电流的范围内变化。

为此以1.3倍定子过电压保护经0.3S动作启动灭磁对转子电流进行“截流”是限制转子电流的增长的简单而有效的措施，为此，不必以空载误强励作为选择最大灭磁容量的依据。

（这对于大多数设计者来说，可能需要再进行一些计算等工作，才可能接受）

（对于大型发电机励磁系统，有的项目已经开始按照1.3倍定子过电压保护经0.3S动作启动灭磁对转子电流进行“截流”来设计灭磁容量，对此李基成深感欣慰。

按照这个理念，目前有700MW机组的灭磁容量设计值只有12MJ左右）

而传统灭磁理念选择在空载误强励条件下确定灭磁电阻容量的依据是：

在空载误强励条下，以与发电机1.3倍额定定子电压对应的空载励磁电压,除以转子励磁绕组的直流电阻,确定的稳态转子电流作为选择灭磁电阻容量的依据，以三峡ABB型机组为例，求得的相应转子稳态值高达19100A，以此电流选择的灭磁电阻容量高达18MJ以上，显然这一理念是不正确。

为此，以发电机1.3倍额定定子电压设定并经0.35s延时后，启动过电压保护，灭磁开关跳闸；过压保护动作后对增长的转子电流进行截流，并以此时的转子电流作为选择灭磁电阻容量的依据是合理的。

（按照这个观点，对于有些电厂的过电压保护整定值为1.5倍，延时时间可能达到0.5秒，其灭磁电阻容量也应该作相应调整）

至于励磁系统发生负载误强励时，发电机仍在电网中并联运行，其端电压仍为额定值，但是由于励磁调节器处于误强励状态，整流桥控制角为最小值，转子电流将急剧增加。

对三峡机组而言，此最终转子电流值将达到2.5Ifn/0.8=3.125Ifn,将危及到发电机励磁绕组回路的安全。

对此应以发电机和励磁变压器的过流保护作为对转子电流进行“截流”的主要措施。

过流保护动作值以及延时设定值应以保证发电机定子及转子绕组回路的安全运行为首要约束条件，并以此确定灭磁电阻容量。

显然，以稳态转子电流而不以“截流”后的转子电流作为选择灭磁电阻容量的依据，这一理念是不正确。

——发电机突然三相短路灭磁

理论分析表明：

发电机突然三相短路时，转子电流非周期分量最大值Fin可以由下式求得：

Ifn=KIfO（2Xd/Xd’-1）

式中K-系数，在（1.05-1.10）之间

Xd,Xd’—发电机稳态和暂态直轴同步电抗（p.u.）

IfO—发电机空载励磁电流（A）

在发电机定子突然三相短路过程中，转子电流最大值不超过3Ifn。

转子回路励磁电流的变化曲线见图4-1。

图4-1发电机定子三相突然短路，转子励磁电流的变化

通常此