整理第一章同步发电机励磁系统概述.docx

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整理第一章同步发电机励磁系统概述

第一章同步发电机励磁系统概述

[摘要]本文阐述了同步发电机励磁系统的任务及发展，讨论了同步发电机的不同励磁方式及其特点，最后介绍了在发电机励磁控制系统的基本要求和相关技术。

[关键词]同步发电机励磁系统

第一节同步发电机励磁系统的任务和发展

同步发电机的励磁系统一般由两部分组成。

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，通常称为励磁功率输出部分（或称为功率单元）。

另一部分用于在正常运行或发生事故时调节励磁电流，以满足运行的需要。

这一部分包括励磁调节器、强行励磁、强行减磁和自动灭磁等，一般称为励磁控制部分（或称为控制单元）。

不论在系统正常还是在故障情况下，同步发电机的直流励磁电流都需要控制，因此励磁系统是同步发电机的重要组成部分。

励磁系统不但与发电机及其相联的电力系统的运行经济指标密切相关，而且与发电机及其电力系统的运行稳定性能密切相关。

一．同步发电机励磁系统的任务

（一）控制发电机的端电压

维持发电机的端电压等于给定值是电力系统调压的主要手段之一，在负荷变化的情况下，要保证发电机的端电压为给定值则必须调节励磁。

由发电机的简化相量图（图1-1）可得：

（1-1）

式中：

Eq——发电机的空载电势；

Uf——发电机的端电压；

If——发电机的负荷电流比例。

图1-1同步发电机简化向量图

式（1-1）说明，在发电机空载电势Eq恒定的情况下，发电机端电压Uf会随负荷电流If的加大而降低，为保证发电机端电压Uf恒定，必须随发电机负荷电流If的增加（或减小），增加（或减小）发电机的空载电势Eq，而Eq是发电机励磁电流Ifq的函数（若不考虑饱和，Eq和Ifq成正比），故在发电机运行中，随着发电机负荷电流的变化，必须调节励磁电流来使发电机端电压恒定。

为了表示励磁系统维持发电机端电压恒定的能力，采用了调压精度的概念。

所谓调压精度是指在自动励磁调节器投入运行，调差单元退出，电压给定值不进行人工调整的情况下，发电机负载从零变化到视在功率额定值以及环境温度、频率、电源电压波动等在规定的范围内变化时，所引起的发电机端电压的最大变化，常用发电机额定电压的百分数表示。

一般来说，发电机在运行中引起端电压变化的主要因素是负荷电流的变化，通常用发电机调压静差率δJ来表示这种变化。

调压静差率是指自动励磁调节器的调差单元退出，电压给定值不变，负载从额定视在功率减小到零时发电机端电压的变化率，它可由下式计算：

（1-2）

式中：

Uf0——发电机空载电压；

Uf——发电机额定负荷时的电压；

Ufe——发电机的额定电压。

通过发电机甩负荷试验可测量发电机的调压静差率，它主要取决于励磁系统的稳态开环放大系数K0，K0越大，δJ便越小。

（二）控制无功功率的分配

当发电机并联于电力系统运行时，它输出的有功决定于从原动机输入的功率，而发电机输出的无功则和励磁电流有关。

为分析方便，假定发电机并联在无穷大母线运行，即其机端电压Uf恒定。

设发电机从原动机输入的机械功率不变，即发电机输出的有功功率Pf恒定，则有：

（1-3）

式中：

ϕ——发电机的功率因数角；

δ——发电机的功率角。

Uf恒定、Pf恒定即意味着Ifcosϕ和Eqsinδ均为常数，在发电机相量图（图1-2）上，这表示发电机电流If的矢端轨迹为虚线BB’，空载电势Eq的矢端轨迹为虚线AA’。

当改变发电机的励磁使发电机空载电势Eq变化（如Eq由Eq1变为Eq2）时，发电机的负载电流If跟着变化（由If1变为If2），但其有功分量Ia=Ifcosϕ恒定，故变化的只是无功电流IR。

所以，在无穷大母线的情况下，调节励磁将改变发电机输出的无功。

图1-2同步发电机与无穷大母线并联运行向量图

在研究并联运行发电机组间的无功分配问题时所涉及的主要概念之一是发电机机端电压调差率。

所谓发电机机端电压调差率是指在自动励磁调节器的调差单元投入，电压给定值固定，发电机功率因数为零的情况下，发电机无功负载从零变化到额定值时，用发电机额定电压百分数表示的发电机机端电压变化率δT，通常由下式计算：

（1-4）

式中：

Uf0——发电机空载电压；

Ufr——发电机额定无功负载时的电压；

Ufe——发电机的额定电压。

发电机的端电压调差率，反映了在自动励磁调节器的作用下发电机端电压Uf随着发电机输出无功的变化。

自动励磁调节器调差单元的接法不同。

发电机端电压Uf可能随发电机输出无功电流IR的加大而降低，即UfUf0，则称发电机有负的电压调差；若发电机端电压Uf不随发电机输出无功电流IR的变化而改变，即Uf=Uf0，则称发电机没有电压调差，即无差调节。

图1-3表示了发电机的三种调差特性。

当多台发电机机端直接并联在一起工作时，为了使并联机组间能有稳定的无功分配，这些发电机都必须有正的电压调差，且要求调差率δT=3%～5%。

若发电机是单元接线，即它们是通过升压变压器在高压母线上并联，则要求发电机有负的调差，负调差的作用是部分补偿无功电流在升压变压器上形成的压降（国外常把调差单元称为负荷补偿器），从而使电厂高压母线电压更加稳定。

有些电厂为了减小系统电压波动所引起的发电机无功的波动，常常不投入调差单元，而这对电力系统的调压，即保持系统的电压水平是不利的。

图1-3同步发电机的三种调差特性

（三）提高同步发电机并联运行的稳定性

通常把电力系统的稳定性问题分为三类，即静态稳定（Steadystatestability）、暂态稳定（Transientstability）及动态稳定（Dynamicstability）问题。

所谓静态稳定是指电力系统在受到小干扰作用时的稳定性，即受到小干扰作用后恢复原平衡状态的能力;而暂态稳定是指电力系统在受到大干扰（主要是短路）作用时的稳定性，即在大干扰作用后系统能否在新的平衡状态下稳定工作；而动态稳定是指电力系统受干扰后（包括小干扰和大干扰），在考虑了各种自动控制装置作用的情况下，长过程的稳定性问题。

励磁控制对电力系统的三类稳定的改善都有显著的作用，下面讨论励磁控制对各类稳定问题的影响。

1．励磁控制对静态稳定的影响

为简化分析，设发电机工作于单机对无穷大母线系统中。

发电机F经升压变压器SB及输电线接到受端母线，由于受端母线为无穷大母线，它的电压幅值U和相位（设为零）都保持恒定。

图1-4表示了系统的接线图及等值电路图。

图1-4

若忽略发电机的凸极效应（即认为Xd=Xq）及回路电阻，则发电机输出的有功功率为：

（1-5）

式中：

Eq——发电机空载电势；

U——无穷大母线电压；

δ——Eq和U之间的相角差，常称功率角；

Xd∑——系统总电抗，为发电机纵轴同步电抗Xd，变压器电抗XT和线路电抗XT之和。

若发电机空载电势Eq恒定，则发电机的有功功率Pf将只随功率角δ变化（见图1-5），Pf和δ之间的这种正弦关系称为发电机的内功角特性。

图1-5无自动电压调节器的发电机功角特性

当发电机的原动机输入功率为P0时，发电机存在着两个平衡的工作点a和b。

在a点，若发电机因干扰而偏差平衡点，由于

，即角度的偏移∆δ所产生的功率偏移∆P（和∆δ）同号，会使发电机回归平蘅点，故a点是稳定的；在b点，若发电机因干扰而偏差平衡点，由于

，即角度的偏移∆δ所产生的功率偏移∆P（和∆δ）不同号，会使发电机远离平蘅点，故b点是不稳定的。

通常将当作电力系统静态稳定的判据，当

时，系统是稳定的，反之是不稳定的。

对无自动励磁调节器的发电机来说，在δ>90°时，系统是不稳定的。

即稳定极限角为90°。

图1-6有自动电压调节器时发电机的功角特性

若发电机具有自动励磁调节器，由于调节器能自动维持发电机端电压的恒定，即能随角度δ的加大而加大空载电势，使发电机的实际运行曲线是一组内功角特性曲线上的点组成（参见图1-6），这时发电机可以运行于δ>90°的区段，通常把这一区段称为人工稳定区。

即由于采用了自动励磁调节器而将原来不稳定的工作区域变为稳定区域，从物理概念上，可以这样理解：

在δ>90°的情况下，当干扰使发电机偏离了原工作点δ0，产生了角度偏移∆δ，一方面按正弦特性∆δ会产生一个负的有功增量∆Pf1，（），另一方面，∆δ加大使机端电压降低，自动励磁调节器为使机端电压恒定而加大发电机的励磁电流，使空载电势Eq产生一个增量∆Eq，∆Eq又使发电机产生一个正的有功增量∆Pf2，（），显然若，因角度偏移∆δ引起的总的功率增量，即，系统变稳定了。

自动电压调节器按电压偏差调节的放大倍数越大，发电机维持端电压的能力越强，∆Eq越大，∆Pf2也越大，发电机的稳定极限也就加大。

当然，对于那些离系统较近（指电气距离）的发电机来说，在系统电压突然升高时（如一条重负荷线路因事故跳闸），发电机电压会随之升高，发电机的自动励磁调节器为维持机端电压恒定，会将励磁电流减得过低，造成发电机进相以致失去静态稳定。

为防止这种情况发生，在发电机的励磁调节器中，必须装有低励限制单元。

当发电机的励磁过分降低，以致危及它的静态稳定时，低励限制动作，阻止发电机励磁的进一步降低。

2．励磁控制对电力系统动态稳定性的影响

如前所述，为了提高电力系统的稳定性，希望自动励磁调节器有较大的放大系数，而这却会使系统的动态特性变坏，使系统发生振荡的可能性增加。

如何控制励磁才能使系统的动态稳定性得到提高呢?

设发电机工作于单机对无穷大母线系统（见图1-4），当发电机相对于系统发生幅值不大的振荡时，有：

（1-6）

式中：

∆δ——对平衡点的角度偏移；

∆δM——角度振荡的偏值；

γ——振荡角频率。

发电机转子运动方程为：

（1-7）

式中：

H——发电机的惯性常数；

D——发电机的阻尼系数；

∆P0——由原动机输入的功率偏移；

∆Pf——发电机输出有功功率偏移。

对水轮机来说，由于其调速器的时间常数很大，故可近似认为振荡过程中∆P0=0，则式（1-7）可写成：

（1-8）

由式（1-5）可得：

（1-9）

式中：

及

将式（1-9）代入式（1-8）可得：

（1-10）

当系统发生振荡时，所有的量都以相同的角频率变化，由于发电机励磁绕组及励磁机（若有的话）惯性的影响，在按电压偏差调节励磁的情况下，励磁电流变化的相位总是滞后于∆δ变化的相位，故空载电势∆Eq可表示为：

（1-11）

式中：

∆EqM——空载电势的振荡幅值；

α——∆Eq和∆δ之间的夹角。

上式展开可得：

（1-12）

考虑到：

及

可得：

（1-13）

式中：

将式（1-13）代入式（1-10）可得：

（1-14）

由式（1-14）可见，励磁电流的变化即∆Eq的变化对发电机转子运动方程的影响有两个，其一是使自由的系数由K1变为（K1+K2K3），即产生了附加的自由项（K2K3），当忽略水轮发电机的凸极效应时，

（1-15）

即K1在α>90︒情况下为负，即若无附加项K2K3，系统稳定的极限为90︒。

而由∆Eq变化（反映励磁调节的作用）引起的附加项K2K3使发电机的极限稳定角可能大于90︒，这和前面的分析是一致的。

∆Eq变化产生的另一个影响就是减小了系统的阻尼，将阻尼系数由D减小为（D-K2K4），这即是通常所说的励磁调节的负阻尼作用，显然它对系统的动态稳定是不利的。

要在励磁调节时增加系统的阻尼，必须使励磁电流的变化（亦即∆Eq）领先角度变化（即∆δ）一个角度，即：

（1-16）

则式（1-12）、（1-13）、（1-14）分别可写为：

（1-17）

（1-18）

（1-19）

由式（1-19）即可看出，励磁电流变化（即∆Eq）产生的附加项加大了系统的阻尼，从而提高了电力系统的动态稳定性。

如何能使励磁电流的变化领先角度的变化呢？

通常采用的办法是用反映角度微分的量（角度的微分总是领先角度变化的），如发电机的输出功率Pf（最好是剩余功率∆P=P0-Pf），转速ω，频率f等信号来调节励磁。

采用这种方法调节励磁的调节器在苏联及东欧称为强力式励磁调节器，而在西方则称为电力系统稳定器（PSS）。

3．励磁控制对电力系统暂态稳定的影响

提高励磁系统的强励能力（提高电压强励倍数及电压上升速度）通常被认为是提高电力系统暂态稳定性的最经济及最有效的手段之一。

随着继电保护和开关动作速度的提高，强励对暂态稳定的影响虽有所减小（因为强励作用的时间变短了），但强励对具有远距离输电问题的水轮机来说仍然是十分重要的。

反应励磁系统强励性能的主要指标有：

1>励磁顶值电压倍数npu：

常称电压强励倍数，它指在强励期间励磁功率单元可能提供的最高输出电压值与发电机额定励磁电压之比。

对于采用静止励磁的水轮发电机来说，励磁功率单元在强励期间所能提供的最高电压和发电机的运行状态有关（对自并激励磁系统和发电机端电压有关；对自复激励磁系统则和发电机端电压及端电流有关）。

因而对强励倍数作了以下规定：

对于自并励系统，当发电机机端正序电压为额定值的80%时，励磁顶值电压倍数应予保证，对水轮发电机的电压强励倍数，一般要求不小于2，在特殊情况下可高于或低于2，但不宜低于1.8。

2>励磁系统电压响应时间：

它指从施加阶跃信号起至励磁电压达到最大励磁电压与额定电压之差的95%的时间（阶跃施加前发电机励磁电压为额定励磁电压），参见图1-7所示。

图1-7励磁系统电压响应时间定义

励磁系统电压响应时间等于或小于0.1秒的励磁系统称为高起始响应的励磁系统。

水轮发电机的静止励磁系统即属高起始响应的励磁系统。

3>励磁电压响应比：

它指励磁电压在强励作用后的最初0.5秒内的平均上升速度（参见图1-8）。

对于非高起始响应的励磁系统，励磁电压响应比是反映励磁系统强励性能的重要指标。

图1-8励磁电压响应比定义

图中三角形abc的面积等于曲线形abd的面积（即图示红色竖条和蓝色横条两块有阴影线的面积相等），设发电机的额定励磁电压为Ue，则电压响应比的定义为：

电压响应比＝

（1-20）

式中：

为以额定励磁电压作基值的Uc和Ub之差。

对于高起始响应励磁系统，影响电力系统暂态稳定的主要因素是电压强励倍数，而对非高起始响应的励磁系统，影响电力系统暂态稳定的主要因素是励磁电压响应比，这是因为在电力系统受大干扰作用后的暂态过程中，发电机功率角摆到第一个周期最大值的时间约为0.4~0.7秒。

4．提高继电保护动作的灵敏度

当电力系统发生短路时，对发电机进行强励除有利于电力系统稳定性外，还因加大了电力系统的短路电流而使继电保护的动作灵敏度得到提高。

5．快速灭磁

当发电机或升压变压器（采用单元式接线）内部故障时，为了降低故障所造成的损害，要求这时发电机能快速灭磁。

二、励磁系统的发展

近30年来，随着电力系统的互联和单机容量的增大，同步发电机的励磁系统已经发生了深刻的变化，主要表现在如下方面。

（一）直流励磁机被取代

过去同步发电机都是用同轴的直流励磁机提供励磁电流的。

但这种励磁方式已不能适应现代电力系统和大容量机组的需要，其主要问题是：

1．励磁功率不能满足要求。

随着机组容量的增大，所需的励磁功率也越来越大，一般励磁容量约占发电机容量的0.2%~0.6%，而同轴的直流发电机由于存在整流子和炭刷，其容量受机械强度（如转子所决定的周边速度）和电气参数（如换相压降）等因素的限制。

与汽轮发电机同轴的直流励磁机，其极限功率一般可用下式确定：

（1-21）

式中：

P为直流励磁机的极限功率，KW；n为直流励磁机的转速，r/min。

当n=3000r/min（其励磁机整流子周边速度接近于45m/s）时，相应的直流励磁机极限功率600Kw，约为150MW汽轮发电机所需的励磁功率。

换言之，当汽轮发电机单机容量大于150MW时，将难于用直流励磁机作为励磁系统的功率单元。

表1-1列出了不同容量的汽轮发电机相对应的典型励磁功率。

表1-1强迫内冷的汽轮发电机励磁功率

容量（Mw）

120

200

300

500

励磁功率（Kw）

480

790

1600

1700~2700

水轮发电机虽然转速低，机械整流不显得特别困难，但极限容量受到励磁机体积和尺寸的限制。

如果励磁机体积太大，机组长度太长，则会使电站厂房高度大大增加，在经济上不合理。

因此，单机容量大于150MW的水轮发电机，一般也不采用同轴的直流励磁机。

2．励磁电压顶值和上升速度不能满足要求。

大容量发电机由于采用内冷或其他强制冷却方式，起绕组的电流密度取得很大，因此，大容量发电机的电抗增大而惯性时间常数降低（如汽轮发电机单机容量从100MW增加到1200MW时，发电机的同步电抗差不多增加到1.5倍，暂态电抗增加到2倍，而惯性时间常数约减少一半）。

这些因素对于电力系统的运行稳定性是不利的，特别是大型水电站，由于输电距离远，电力系统稳定问题更为突出。

为了提高系统稳定性，必须采用快速励磁系统，然而直流励磁机的时间常数大，响应速度慢，已不能满足电力系统稳定性对励磁系统的要求。

60年代以来，随着电力电子技术的发展，大功率硅整流器和大功率可控硅在制造技术、应用技术及其可靠性方面都得到了不断的提高。

在这种情况下，以大功率硅整流装置或可控硅整流装置及其相应的交流电源为励磁功率单元（取消直流励磁机）而构成的励磁系统逐步得到应用。

多年的实际运行经验证明，可控硅励磁系统具有调节速度快、调节范围宽、强励顶值高、制作容易、运行维护简便等优点。

同时还为引入附加控制信号和实现先进励磁控制创造了条件。

（二）励磁控制部分（励磁调节器）的数字化

随着数字控制技术、计算机技术及微电子技术的飞速发展和日益成熟，同步发电机励磁控制采用数字式励磁调节器已成为发展趋势。

与模拟式励磁调节器相比较，数字式励磁调节器具有如下优点：

1．由于计算机具有的计算和逻辑判断功能，使得复杂的控制策略可以在励磁控制中得到实现。

即除了实现模拟调节器的PID调节、PSS附加控制和线性最优控制外，还可以实现模拟调节器难以实现的自校正调节、非线性控制、自适应控制及模糊控制等，从而丰富和增强了励磁控制功能，改善了发电机的运行工况。

2．调节准确、精度高，在线修改参数方便。

在数字式励磁调节器中，信号处理、调节控制规律都由软件来完成，不仅简化了控制装置，而且信号处理和控制精度高。

另外，电压给定、放大倍数、时间常数等控制参数都由数字设定，比模拟元件构成的环节调整参数容易且准确，而且参数稳定性高，基本不存在因热效应、元件老化等带来的参数不稳定问题。

3．利用计算机强有力的判断和逻辑运算能力及软件的灵活性，可以在励磁控制中实现完备的限制及保护功能、通用而灵活的系统功能、简单的操作以及智能化的维修和试验手段。

4．可靠性高，无故障工作时间长。

采用多通道互为为备用，在软件中实现自诊断及自复位功能。

另外，由于调节控制规律由软件实现，减少了硬件电路，因调节器故障维修而造成的停机时间大为减少。

5．通信方便。

可以通过通信总线、串行接口或常规模拟量的方式接入电厂的计算机监控系统，便于远方控制和实现发电机组的计算机综合协调控制。

6．便于产品更新换代。

由于引入了微处理器，使得控制策略的改变和控制功能的增加基本不增加装置的复杂程度，通常只需要在软件上加以改进。

（三）自并励方式的励磁系统在同步发电机励磁中的推广

近年来，我国有关部门在自并励励磁方式的研究方面作了大量而细致的工作，结果表明，自并励励磁系统较其它方式的励磁系统有着以下优点：

1．运行可靠性高。

自并励励磁系统为静态励磁，与励磁机系统相比，由于没有旋转部件，运行可靠性高。

国内外统计资料表明，自并励励磁系统造成发电机强迫停机率低于励磁机励磁系统。

2．能改善汽轮发电机机组的轴系稳定性。

自并励励磁系统可缩短发电机组的轴系长度，减少轴承数量。

如300MW及以上的汽轮发电机的轴系长度可减少大约3米，因而，可提高轴系的稳定性，改善轴系振动，从而提高了机组的安全运行水平。

3．可提高电力系统稳定水平。

在小干扰方面，自并励励磁系统配置PSS后，小干扰稳定水平较励磁机励磁系统有明显提高；在大干扰稳定方面，电力系统计算表明，自并励励磁系统的暂态稳定水平与交流励磁机系统相近或略有提高。

4．经济性好。

主要决定于1）系统造价低；2）减少厂房及基础造价；3）调整容易，维护简单，故障后修复时间短，可提高发电效益。

第二节同步发电机的励磁方式

根据励磁电源的不同类型，励磁系统可以分为三种方式：

（1）直流励磁机方式：

用具有整流子的直流发电机作为励磁电源。

一般该励磁机与同步发电机同轴，一起有原动机带动旋转，因而励磁功率独立于交流电网，不受电力系统非正常运行状况的影响。

（2）交流励磁机方式：

用交流励磁机取代直流励磁机，经半导体可控整流后供给发电机励磁。

其励磁功率同样独立于交流电网，因此也称他励半导体励磁系统。

根据半导体整流器是静止的还是旋转的，该类励磁系统又可分为他励静止半导体励磁系统和他励旋转半导体励磁系统。

（3）静止励磁方式：

用接于发电机出口或厂用母线上的变压器作为交流励磁电源，经半导体整流后供给发电机励磁。

因该励磁方式在整个励磁系统中无旋转部件，常称为“全静止式励磁方式”。

由于励磁功率取自交流电网本身，故又成为自励半导体励磁系统。

它受电力系统中非正常运行状况的影响较大。

一、直流励磁机方式

直流励磁机是过去常用的一种励磁电源，新建的100MW及以上的大容量发电机已不在采用。

直流励磁机的接线可分为自励式和他励式，其原理接线如图1-2-1所示。

在图1-2-1（a）中，采用自并激直流发电机作为励磁机，利用剩磁起励。

在图1-2-1（b）中，除主励磁机外，还有副励磁机，由副励磁机供给主励磁机励磁，它们都与主机同轴旋转。

相对来讲，自励方式的励磁调节器容量可以小一些，而他励方式因励磁机的时间常数较小，响应速度较快些。

直流励磁机方式的主要优点是：

1．因为励磁机与主机同轴，当系统中发生故障时，由于主机惯性大，励磁机转速不受影响，能够照常励磁。

2．由于励磁机可以改变极性，所以在甩负荷时，能够快速去磁。

3．当系统中发生故障时，在发电机励磁绕组内感应的交流电流可以形成闭环回路，不会发生转子过电压。

其主要缺点是：

1．直流励磁机有较大时间常数，因此电压响应速度慢。

2．由于机械整流复杂而不可靠，维护也较麻烦。

二、交流励磁机方式

交流励磁机方式用交流励磁机作为电源，经整流后供给发电机励磁。

因励磁电源独立，发电机的励磁不受电力系统运行情况变化的影响；但由于交流励磁机的电枢反应压降相对于直流励磁机大些，在发电机近端发生短路故障时可能会造成强励能力不足。

根据是否有副励磁机及整流方式是可控的还是不控的，交流励磁机方式有许多组合，常见的有以下几种。

（一）他励交流励磁机方式

在我国应用的交流励磁机方式中，交流励磁机绝大多数是他励的，即用副励磁机作为交流励磁机的励磁电源，其原理接线如图1-3所示，图中JL、JFL分别表示交流励磁机和交流副励磁机。

为了减小交流励磁机的时间常数，它通常做成中频的，其频率为100Hz—200Hz，这样其励磁绕组的时间常数约为0.5s—1.5s，一般在1s之内。

如果采取适当的措施，例如在交流励磁机的励磁绕组中串入电阻（同时要加大副励磁机的容量），或者引入励磁电压