发电机励磁系统的若干问题

1、发电机励磁系统的若干问题浙江省电力试验研究院竺士章陈新琪摘要：提出了对励磁调节器过励限制和V/Hz限制特性的看法，提出了过无功限制与过励限制冲突应屏蔽该功能，分析了励磁限制和PSS 介入自动电压调节器的方式，提出了弱系统下的低励限制小扰动稳定性下降以及可以采取的措施，对采用发电机磁场电流调节内环的自并励励磁系统进行分析得到一般不应在自并励励磁系统中采用双环调节器的结论。关键词：励磁系统、问题近年来大型发电机组正以前所未有的速度大量投产运行，这批发电机组的性能决定了电网安全稳定性。发电机的性能受其控制保护系统原动机调速系统、励磁系统和继电保护系统的影响。在发电机技术规范的范围内，控制保护系统应能

2、发挥发电机最大的能力，同时不使其越出安全范围，当越出时保护动作，发电机解列灭磁停机。本文介绍了影响发电机发挥作用的励磁系统若干问题。1发电机转子绕组过电流能力和过励限制提高电力系统电压稳定性，励磁系统的过励限制正确整定是一个方面。长期以来IEC 未对发电机转子过电流能力作出规定。我国水轮发电机标准规定了2倍的强励（GB/T7894-2001）。我国汽轮发电机标准（GB/T7064）曾经按照ANSI C50.13-1989规定了用转子电压来描述的转子过负荷能力，即2.08倍10s ；也曾经取消该规定，提出“见励磁系统标准GB/T7409”，GB/T7409规定强励倍数不小于1.8倍10s 。IE

3、EE C50.13-2005 4.2.2条提出强励电流指标为209%10s，计算公式为（I 2-1）t=33.75。据悉国标GB/T7064今年将参照该规定作出修改。这样，有了发电机转子过电流的规定，励磁系统才有依据作出顶值能力的规定，继而对过励限制正确整定。交流励磁机的标准最好按照新的汽轮发电机标准作出修订，以满足发电机强励要求。在大型发电机组上大量使用的ABB UNF、ABB UN5000没有按照发电机转子过电流特性设计其过励限制特性，而按照电流差的平方设计，结果见图1。这种过励限制在满足顶值电流持续时间要求时低倍数的许可持续时间远大于转子绕组许可时间，在满足低倍数电流持续时间要求时顶值电

4、流的许可持续时间仅24s 远小于转子绕组许可时间10s 。前者，不利于转子绕组的安全，励磁限制迟于继电保护动作失去限制作用；后者，限制发电机发挥作用，不利于电力系统稳定。 图1转子绕组过电流特性和过励限制特性ABB 正在对其设计进行修改。临时方案不改变电流差的平方，只是调整变量。结果见图2。永久方案计算公式为电流平方的差，完全与要求一致。我们要求直接实施永久方案，不但对新订货设备，而且对已经投产设备也实施永久方案。但是，这一切刚刚开始，还没有到实施阶段，还需要各方面积极推动ABB 早日实施永久方案。在永久方案实施之前，运行的过励限制建议按照2倍4.7s100%电流启动进行整定，见图3 。图2

5、ABB的临时改进方案 图3 ABB修改前的过励限制建议整定特性励磁系统过励限制包含顶值电流瞬时限制和发热反时限限制两种。顶值电流瞬时限制成功与否按照电流是否越出设定的上限，并加上小延时加以判断。反时限限制成功与否按照热量积累是否越出设定的上限加以判断。按照GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程规定，大型发电机转子过电流保护由定时限和反时限两部分组成。DL/T694-1999大型发电机变压器继电保护整定计算导则4.5.2条规定“反时限保护的动作特性与转子绕组允许的过热特性相同”。励磁的过励限制与保护差一个级差，比如比保护提前1/10时间。2 V/Hz限制按照GB/T14285

6、-2006继电保护和安全自动装置技术规程4.2.13条规定“300MW及以上发电机，应装设过励磁保护。保护装置可装设由低定值和高定值两部分组成的定时限过励磁保护或反时限过励磁保护，有条件时应优先装设反时限过励磁保护”。“反时限特性曲线由上限定时限、反时限、下限定时限三部分组成”。励磁限制应与保护匹配，因此也应当设计三段反时限特性。由于过励磁特性非严格的发热特性（电流平方的差），建议V/Hz限制设计成用多点整定值去逼近理想的曲线。3过无功限制过无功限制出发点是限制运行操作范围，从静态的角度看是对的，但是从动态的角度与发电机过电流能力相抵触。过无功限制可能先于过励限制和定子过流限制动作，当电力系统

7、需要发电机继续强励、发电机绕组发热允许继续强励时却退出强励，从而降低了电力系统稳定能力。因此，建议由过励限制与定子过流限制控制发电机绕组的发热，退出过无功限制功能。4励磁限制和PSS 介入自动电压调节器的方式对电力系统小扰动的影响图4为迭加方式。图5和图6为比较门方式。 图4励磁限制的迭加方式 图5限制器作用于电压调节器采用比较门方式之一，作用时PSS 退出图6限制器作用于电压调节器采用比较门方式之二，作用时PSS 在线通过分析励磁限制和PSS 介入自动电压调节器的方式，对低励限制、定子过电流限制和转子过电流限制等三种限制进行两机对无穷大系统下的计算分析，得到以下结论：1）对一般系统和弱联系系

8、统转子过电流限制和定子过电流限制动作后低频振荡的阻尼均有所提高，限制环节内的PSS 改善了小扰动稳定性；2）在一般系统条件下，低励限制对小扰动稳定性有所改善，限制环节内的PSS 提高了小扰动稳定性；3）在弱联系系统下有PSS 的低励限制未能提高区域间振荡模式的阻尼，采用比较门方式甚至恶化了小扰动稳定性，可以采取以下措施：在有足够的地区振 荡模式阻尼、重点需要解决区域间振荡模式阻尼的情况下采取低励限制时退出PSS ；调整PSS 参数；调整电压调节器的PID 参数，但是作用有限。详见浙江电力2007年第7期发电机励磁限制对小扰动稳定性的影响5采用发电机磁场电流调节内环的自并励励磁系统电压调节器的分

9、析发电机采用电压调节器来维持机端电压的稳定。电压调节器常规是一个按照参考电压和机端电压的偏差进行调节的单电压环反馈控制系统，称单环调节器，在自并励励磁系统中的框图见图7。图中Ut 为发电机电压，Uref 为参考电压，Uf 为发电机磁场电压。另有一种电压调节器由机端电压和参考电压的偏差进行调节产生磁场电流参考值，再由磁场电流参考值和实测值的偏差进行励磁调节，这种带磁场电流内环的反馈控制系统称双环调节器，在自并励励磁系统中的框图见图8。图中If 为磁场电流。 Uf图7单电压环调节器自并励励磁系统图8带励磁电流内环的双环调节器自并励励磁系统对采用发电机磁场电流调节内环的自并励励磁系统电压调节器与常规

10、的自并励励磁系统电压调节器进行比较分析和仿真计算，得到一般不应在自并励励磁系统中采用双环调节器的结论。1）开环强励仿真结果见图9和图10。 开环强励电压 14 12 10 8 6 4 2 0 0 1 2 3 t/s 单环调节器 单环调节器带 强励电流限制 Uf/pu 4 5 6 双环调节器 图 9 开环强励电压 开环强励电流 8 6 4 2 0 0 2 t/s 单环调节器带 强励电流限制 If/pu 双环调节器 4 6 图 10 开环强励电流 2）近端两相短路 1s 切除故障线路仿真结果见图 11、12 和图 13。 两相短路1s 100 80 60 40 20 0 0 2 4 t/s 6 单

11、环调节器 功角deg. 双环调节器设置限幅 双环调节器 8 10 图 11 近端两相短路 1s 切除故障线路的功角响应 双环调节器 1.2 1 Vt/pu 0.8 0.6 0.4 0 2 4 t/s 6 8 10 两相短路1s 双环调节器设置限幅 单环调节器 图 12 近端两相短路 1s 切除故障线路的发电机电压响应 12 双环调节器在两相短路切除时引起过电压分析 10 8 6 4 2 0 0 1 2 t/s 3 4 5 电流参考值 励磁电压 电流反馈值 图 13 双环调节器在两相短路切除时励磁电压增加引起发电机过电压 3）电力系统突增、突减负荷仿真结果见图 14 和图 15。 系统突增负荷 1.02 1 0.98 0.96 0 2 t/s 4 6 双环调节器 单环调节器 Ut/pu 图 14 电力系统突增负荷 系统突减负荷 双环调节器 1.04 1.02 1 0.98 0 2 t/s 4 Ut/pu 单环调节器 6 图 15 电力系统突减负荷 4）甩负荷仿真结果见图 16 和图 17。 甩负荷 1.2 1.1 1 0.9 0.8 0 2 t/s 双环调节器 Ut/pu 4 6 单环调节器 图 16 甩负荷 13 双环调节器甩负荷中励磁电压增加 10 8 6 4 2 0 0