600MW发电机励磁系统

600MW发电机励磁系统同步发电机是电力系统的主要设备，它是将旋转形式的机械功率转换成电磁功率的设备，为完成这一转换，它本身需要一个直流磁场，产生这个磁场的直流电流称为同步发电机的励磁电流。专门为同步发电机提供励磁电流的有关设备，即励磁电压的建立、调整和使其电压消失的有关设备统称为励磁系统。同步发电机的励磁系统是由励磁调节器AER和励磁功率系统组成。励磁功率系统向同步发电机转子励磁绕组提供直流励磁电流。调节器根据发电机端电压变化控制励磁功率系统的输出，从而达到调节励磁电流的目的。根据我国国家标准GB／T7409.1～7409.3－1997“同步电机励磁系统”的规定的定义，同步电机励磁系统是“提供电机磁场电流的装置，包括所有调节与控制元件，还有磁场放电或灭磁装置以及保护装置。”第一节概述早期的汽轮发电机主要采用直流励磁机系统。直流励磁机的容量受机械强度和换向电压等电气参数的影响。其最大功率只能做到600KW，显然，对于励磁功率大于600KW的汽轮发电机已无法采用同轴直流励磁机系统。目前，通常采用它励交流励磁系统，自励或自复励励磁系统。同步电机励磁系统的分类方法有多种。主要的方法有两种，即按同步电机励磁电源的提供方式分类和同步电机励磁电压响应速度分类两种分类方法。一、按同步电机励磁电源的提供方式不同，同步电机励磁系统可以分为直流励磁机励磁系统，他励交流励磁机励磁系统和静止励磁机励磁系统。（一）直流励磁机励磁系统（略）（二）他励交流励磁机励磁系统他励交流励磁机励磁系统，其励磁功率电源可靠，不受机端短路故障的影响，即励磁功率取自发电机以外的独立的并与其同轴旋转的交流励磁机，故称之为他励。根据交流励磁机的数量以及整流器是旋转的还是静止的，分为以下几种：1、他励静止硅整流励磁系统他励静止硅整流励磁系统是一种有刷励磁，适用于励磁（滑环）电流小于8000～10000A的同步发电机。（1）他励静止硅整流励磁系统，如图4－1－1（a）所示。交流副励磁机输出电压经可控硅整流桥整流后给主励磁机提供励磁，而交流主励磁机输出电压经静止的硅整流桥整流后，通过炭刷给发电机励磁。图4－1－1他励交流励磁机系统（a）他励静止硅整流励磁系统；（b）他励静止可控硅整流励磁系统；（c）他励旋转硅整流励磁系统；（d）他励旋转可控硅整流励磁系统；GS－同步发电机；G－交流励磁机；GLE－同步发电机励磁绕组；AER－调节器；U－可控硅整流桥；UF－硅整流桥；－旋转部分；■－碳刷（2）他励静止可控硅整流励磁系统，如图4－1－1（b）所示。交流主励磁机输出电压经可控硅整流后，通过炭刷给发电机励磁。而交流副励磁机则采用自励恒压系统维持其端电压。2、他励旋转硅整流励磁系统在上述整流设备静止的励磁系统中，同步发电机的励磁电流必须通过转子滑环与炭刷引入转子励磁绕组。目前由于炭刷材料和压力的影响，当励磁（滑环）电流超过8000～10000A时，就要取消滑环与炭刷，即采用无刷励磁系统。为此，交流励磁机的交流绕组和整流设备随同主轴旋转，而其直流绕组则是静止的，这就构成了他励旋转硅整流励磁系统，其优点是省去了炭刷维护工作。此系统适用于不同容量的发电机，并在现代大型同步发电机励磁系统中，获得广泛的应用。（1）他励旋转硅整流励磁系统，如图4－1－1（c）所示。（2）他励旋转可控硅整流励磁系统，如图4－1－1（d）所示。图4－1－2自励和自复励静止励磁系统（a）自励可控硅励磁系统（自并励）；（b）相补偿自复励励磁系统；（c）交流侧串联自复励励磁系统；（d）直流侧并联自复励励磁系统；T－相复励变压器（三）自励和自复励静止励磁系统图4－1－2示出自励和自复励静止励磁系统，其励磁功率电源，采用发电机系统静止的变压器做为电压源，采用发电机系统静止的变流器作为电流源。由电压源或由电流源构成的励磁系统，统称为自励静止励磁系统；由电压源和电流源复合构成的励磁系统，称为自复励静止励磁系统。自复励静止励磁系统的优点是：具有相复励作用，减轻了调节器的负担，增加了快速性；取消了励磁机，加快了调节速度，对提高电力系统稳定性有利；整个系统没有旋转设备，维护简单。根据电压源、电流源的不同连接方式自励和自复励静止励磁系统分为：（1）自励可控硅励磁系统（自并励）如图4－1－2（a）所示。（2）相补偿自复励励磁系统如图4－1－2（b）所示。（3）交流侧串联自复励励磁系统如图4－1－2（c）所示。（4）直流侧并联自复励励磁系统如图4－1－2（d）所示。二、按同步发电机励磁电压响应速度的不同，同步电机励磁系统可以分为常规励磁系统、快速励磁系统和高起始励磁系统。1、常规励磁系统常规励磁系统是指励磁机时间常数在0.5s左右及大于0.5s的励磁系统。直流励磁机励磁系统，无特殊措施的交流励磁机不可控整流器励磁系统都属于常规励磁系统。2、快速励磁系统快速励磁系统是指励磁机时间常数小于0.05s的励磁系统，交流励磁机可控硅整流励磁系统，静止励磁机励磁系统都属于快速励磁系统。3、高起始励磁系统高起始励磁系统是指发电机端电压从100%下到80%时，励磁系统达到顶值电压与额定负载时同步电机磁场电压之差的95%所需时间等于或小于0.1s的励磁系统。这种励磁系统主要是指采用了特殊措施的交流励磁机不可控整流器励磁系统。所采用的措施主要为加大副励磁机容量和增加发电机磁场电压（或交流励磁机励磁电流）硬负反馈。直流励磁机励磁系统在采用相应措施后也可达到或接近高起始励磁系统。三、大型发电机励磁调节器的分类及发展趋势调节器按其构成分为机电式、电磁式、半导体式调节器；按其控制量分为模拟式、数字式调节器；按其调节原理分为电压偏差的比例调节和定子电流、功率因数的补偿调节。随着科学技术的进步，自动励磁调节器的发展趋势是：1、数字式取代模拟式；2、双重化或多重化。（1）有励磁机的励磁系统，一般采用双通道并联运行方式；（2）无励磁机的自并励励磁系统，一般采用一个通道运行一个通道热备用方式。四、同步发电机励磁系统中功率整流元件1、向高参数（电压和电流）发展。2、在采用静止整流器的励磁系统中有热管冷却取代强迫冷却的发展趋向。五、大型汽轮发电机的灭磁方式：1、自然灭磁：采用交流励磁机不可控整流器励磁系统的无刷励磁系统汽轮发电机，均采用交流励磁机灭磁，而发电机本身则采用自然灭磁；采用交流励磁机不可控整流器励磁系统的有刷励磁系统汽轮发电机，也有采用这种灭磁方式的。2、逆变灭磁：将发电机转子绕组的能量通过可控硅逆变至交流侧，实现灭磁。3、线性电阻灭磁。4、非线性电阻灭磁：（1）氧化锌灭磁：国内采用直流开关＋氧化锌灭磁方式。这种方式灭磁速度快，但存在消能元件转移失败的问题，尤其是在强励工况下灭磁时。（2）碳化硅灭磁：国外采用直流（交流）开关＋可控硅跨接器＋碳化硅。灭磁速度较氧化锌慢，但发生消能元件转移失败的可能性极低。六、关于励磁系统数学模型和参数励磁系统数学模型和参数对电力系统稳定计算有重要的意义，按电厂上网安全性评价要求必须具有。电厂生产部门要及时向制造商索取，制造商有义务及时提交给运行单位。第二节励磁调节系统的作用和基本要求一、励磁调节系统的主要作用在电力系统正常运行和事故运行中，同步发电机的励磁系统起着重要的作用，优良的励磁调节系统不仅可以保证发电机安全运行，提供合格的电能，而且还能改善电力系统稳定条件。励磁系统的主要作用有：（1）调节电压以维持机端电压为给定值。（2）调节并列运行各发电机间的无功功率分配。（3）提高电力系统的稳定性（静态稳定，暂态稳定）。（4）改善电力系统的运行条件。（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。（一）调节电压电力系统正常运行时，负荷随机波动，随着负荷的波动，需要对励磁电流进行调节，以维持机端或系统中某点电压在给定水平，所以励磁系统担负着维持电压在给定水平的任务。为便于分析，这里讨论单机运行系统，如图4－2－1所示。发电机感应电动势EG与定子电压UG关系为：EG＝UG＋jIGXd（1－1）式中IG－－发电机定子电流；Xd－－发电机直轴同步电抗。由图4－2－1（c）可将EG与UG的幅值关系表示为：EGcosδ＝UG＋IQ.GXd（1－2）式中δ－－EG与UG间的相角，即发电机的功率角；IQ.G－－发电机的无功电流。在δ值很小时，可近似认为cosδ≈1，则：EG≈UG＋IQ.GXd（1－3）式（l－3）表明，在励磁电流不变的情况下（即ΔEG=0），无功负荷的变化是造成机端电压变化的主要原因。由式（1－3）可作出发电机的外特性如图4－2－1（d）所示，外特性的斜率为：ΔUG／ΔIQ.G＝－Xd（1－4）式（1－4）中的负号表示无功电流增加时，发电机端电压下降。当IQ.G从IQ.G1增大到IQ.G2时，相应的机端电压UG从UGl降低到UG2。如果要维持UG1值不变，则应手动增加励磁，使外特性向上平移。当利用调节器自动调节励磁电流［如图4－2－1（e）］时，当机端电压下降到UG2后，调节器自动调节励磁电流，使UG2回升到UG2′稳定运行。图4－2－1（e）中虚线为调节器动作前的外特性，同图4－2－1（d）曲线；实线2为调节器动作后的外特性，其斜率为：ΔUG／ΔIQ.G＝－Xd／（1+KΣ）（1－5）式中KΣ－－励磁控制系统开环放大倍数图4－2－1单机运行特性（a）一次电路；（b）等值电路；（c）相量图；（d）同步发电机的外特性；（e）具有调节器的外特性；GLE－同步发电机的励磁绕组综上所述，对于单机运行的发电机，引起机端电压变化的主要原因是无功负荷的变化，要保持机端电压不变，必须相应的调节发电机的励磁电流。（二）调节无功功率的分配为了便于分析，设同步发电机与无限大容量母线并联运行。如图4－2－2所示，发电机端电压不随负荷变化，是一个恒定值，系统等值电抗为零。由于发电机输出的有功功率只受调速器控制，与励磁电流的大小无关。所以，当励磁电流变化，并忽略定子电阻损失时，发电机输出的有功功率等于发电机的电磁功率P，即：P＝UGIGcosφ＝常数（1－6）式中φ－－功率因数角。发电机输出的有功功率又可表式为：P＝EGUG／Xd×sinδ＝常数（1－7）由式（1－6）、（1－7）和图4－2－2可知，当UG为常数，P为常数，Xd不变时，励磁电流变化，将引起EG、δ、IG、φ、Q等电气量的变化。图4－2－2同步发电机接于无限大容量母线运行（a）一次电路；（b）相量图（P＝常数）图4－2－2示出四种不同励磁电流值时的相应各电气量。当励磁电流变化时，在P为常数的条件下，EG终端变化轨迹为平行于UG的A1A4线段，相应定子电流的变化轨迹为D＇D线段。同时，由图4－2－2看出，电压降相量IGXx在ds和qs轴上的投影分别正比于发电机输出的有功功率和无功功率，即A1C在ds和qs轴上的投影分别为A1B和BC线段。由上式可知，在P为定值而励磁电流变化时，电抗Xd上的压降（IGXd）相量在ds轴上投影A1B等于KP不变。所以，EG终端变化轨迹是平行于UG且与UG距离为KP的直线。可见，BC线段正比于发电机输出的无功功率，它随励磁电流IF的变化而变化。发电机接于无限大容量系统时，调节它的励磁电流只能改变其输出的无功功率。励磁电流过小，发电机将从系统吸收无功功率。在实际运行中，发电机并联的母线并不是无穷大系统，系统电压随着负荷波动而变化，改变其中一台发电机的励磁电流不但影响其本身的电压和无功功率，而且也影响与其并联运行机组的无功功率，影响程度与系统情况有关。因此，同步发电机励磁系统还担负着并联运行机组间无功功率合理分配的任务。（三）提高电力系统运行稳定性同步发电机稳定运行是保证电力系统可靠供电的首要条件，电力系统在运行中随时都可能遭受各种干扰，在这些扰动后，发电机组能够恢复到原来的运行状态，或者过渡到另一个新的稳定运行状态，则系统是稳定的。电力系统稳定通常分为静态稳定和暂态稳定两种。1、励磁对静态稳定的影响静态稳定是指电力系统在正常运行状态下，经受微小扰动后恢复到原来运行状态的能力。图4－2－3为单机经连接电抗Xs向无限大容量母线送电，母线电压Us恒定不变。图4－2－3单机经连接电抗Xs向无限大容量母线送电（a）一次电路；（b）等值电路；（c）进相运行向量图δ－功率角；δG－内功率角；φ－功率因数角；ψ－EG与IG夹角（1）发电机经连接电抗Xs向无限大容量母线送电的功角特性：P＝EGUG／XΣ×Sinδ其中XΣ＝Xd+Xs式中Xs－－联系电抗，即变压器和输电线路电抗。对应于某个固定的电动势EG时，输出的有功功率P是功率角δ的正弦函数。如图4－2－4所示，称之为同步发电机的功率特性或功角特性。当δ小于90°时（图中a点），发电机是稳定的；当δ大于90°时（图中b点），发电机是不稳定的；当δ等于90°时，为稳定的极限。所以，输出功率极限为：Pmax=EGUG／XΣ实际运行中，为了留有一定的裕度，δ总是小于90°。静态稳定极限Pmax与发电机电动势EG成正比，而EG与励磁电流成正比，改变励磁电动势又能改变发电机输出的无功功率。所以，EG的大小又能反应无功功率的大小。（2）功率极限图:从上式可以看出，视在功率静态稳定极限的轨迹是一个圆，圆心O＇在Q轴上，距圆点为UG2／2（1／Xs－1／Xd），半径R为UG2／2（1／Xs＋1／Xd）。发电机运行点只要落在圆内，就能稳定运行。在无功功率QA保持不变时：B＇点对应的有功功率是静稳极限功率PmA，A点是稳定运行点（因为PA＜PmA＝；B点是不稳定运行点（因为PB＞PmA）。同理，有功功率PA保持不变时，减小励磁，发电机由于电动势下降将吸收系统的无功功率，工作点沿AC线段向下移动，C＇点是静稳极限点，C点是不稳定运行点。所以，圆外是不稳定的失步区。所谓失步，就是当励磁减小到某值时，使功率角δ增大到大于90°，发电机转子被加速而超出同步转速运行。图4－2－5中圆1是在发电机没有调节器，静稳极限角δSS＝90°情况下得到的。当发电机装有调节器，δSS＞90°使功率极限轨迹扩大，如图4－2－5中圆2所示，所以调节器能有效地提高电力系统静态稳定的功率极限。综上所述，发电机励磁电流不能任意减小，必须受静态稳定条件的约束，此外还受发电机定子端部发热条件的限制，也就是说运行中进相不能太多，其限制值与P的大小有关。为此，在大型发电机自动励磁调节器中，设置低励限制功能，往往按进相运行功率曲线进行整定，如图4－2－5中虚线圆3所示。3）具有调节器时发电机的功角特性图4－2－4所示的发电机功角特性，是对应某一个EG值，称之为内功角特性曲线。发电机安装有调节器就意味着随着负载的变化，励磁电流可以自动调节，此时电动势EG为变值。假定调节器无惯性，并在负载变化时可保持机端电压UG恒定，则随着负载的增加，自动增大励磁电流使EG值升高，此时功角特性已不是一条正弦曲线，而是由一组EG等于不同恒定值的正弦曲线族上相应工作点所组成，如图4－2－6曲线Ⅵ所示，称之为外功角特性。（图4—2—6具有调节器时发电机功角特性当自动调节励磁时，发电机的功角特性由内功角特性变为外功角特性。例如发电机初始工作点在内功角特性曲线Ⅰ的a点，功率角为δa，输出功率为Pa。当输入的机械功率由Pa增加到Pb时，由于励磁调节器自动调节励磁维持UG不变的结果，使发电机电动势EG1增加到EG2，相应工作点也由内功角特性曲线Ⅰ的a点移到内功角特性Ⅱ的b点，功率角为δb。依次，当功率变化时，工作点将沿着外功角特性曲线VIa、b、c、d而变化。可见，对于外功角特性，最大功率值不是出现在δ＝90°，而是出现在δ＞90°。因为外功角特性曲线段是借助于励磁调节而工作在此曲线上，所以称其为相应工作段为人工稳定区。2、励磁对暂态稳定的影响暂态稳定是指系统受到大扰动（例如各种短路、接地、断线故障以及切除故障线路）后，系统保持稳定（同步）运行的能力。这一稳定性主要涉及发生故障后，发电机转子第一次摇摆时功率角是否小于180°的问题。现以图4－2－3（a）为例，分析在一条线路上发生短路故障时，功角特性的变化如图4－2－7所示。图4－2－7中曲线Ⅰ表示正常（双回线路供电）运行时功角特性，其幅值为：其中式中U－－系统母线电压曲线Ⅱ表示在短路故障中（发电机尚未强行励磁时）的功角特性，由于U的下降使Pmax2减小。曲线Ⅲ表示故障切除后（发电机强励未动作时）的功角特性，其幅值减小为：如果发电机初始工作点在曲线Ⅰ的a点，短路瞬间，由于惯性的影响，转速维持不变，功率角δ仍为δ0，工作点由a点移到b点；其后，由于输出电磁功率减小，转子开始加速，功率角开始增大，当达到δ1时故障被切除，工作点由c移到e点；又由于惯性的影响，转子沿着功角特性曲线Ⅲ继续加速到f点，对应的功率角为δ2；经过反复振荡，最后稳定在g点运行。其所以能稳定在g点运行，因为减速面积Sdef大于加速面积Sabcd。显然，当故障切除较慢时，δ1将增大，加速面积Sabcd也增大，如果加速面积大于减速面积，则造成加速失调，失去暂态稳定。提高暂态稳定的方法，通常有两种方法，一是加快故障被切除的时间；二是在提高励磁电压响应比及强行励磁电压倍数，使发电机电动势EG在故障中和故障切除后，迅速上升，增加输出功率，以达到减小加速面积、增大减速面积的目的。如图4－2－7曲线Ⅱ＇和Ⅲ＇所示。正常运行时发电机的工作点在曲线Ⅰ的a点，当发生短路故障时，相应的功角特性为曲线Ⅱ。如果此时发电机强行励磁，迅速提高发电机电动势EG，使功角特性曲线由bc段升高为bc＇段，由此减小了加速面积（由曲线Ⅱ的abcd减小到曲线Ⅱ＇的abc＇d）。在δ１时故障初切除后，由于发电机强行励磁的结果，工作点由c＇移到e＇，若减速面积Sde＇h＇f＇，等于面积Sdef时，则发电机转子第一次摇摆最大功率角由δ2降到δ＇2，明显地提高了暂态稳定性。图4－2－8时间常数与暂态稳定图4－2－9强励倍数与暂态稳定功率极限的关系功率极限的关系可见，发电机励磁电压响应比（即励磁电压上升速度）越大，励磁顶值电压就越高，对电力系统暂态稳定的效果越明显。图4－2－8表示励磁系统时间常数Te与暂态稳定功率Pmax的关系。Te在0.3s以下时，提高强励倍数Kef对提高暂态稳定功率极限有明显效果。Te较大时，效果就不明显。图4－2－9表示强励倍数Kef与暂态稳定功率极限Pmax的关系综上所述，发电机励磁系统既有快速响应特性又有高强励倍数时，才对改善电力系统的暂态稳定有明显的作用。（四）改善电力系统的运行条件1、加速系统电压恢复过程和改善异步电动机的自启动条件电力系统发生故障（短路，接地等）时，使系统电压降低很多，大多数用户的电动机处于制动状态，故障切除后，由于电动机的自启动需要吸收大量的无功功率，会使电力系统电压降低更多，以致延缓系统电压的恢复过程。此时，由于自动励磁调节器的自动调节，发电机可以加速系统电压的恢复，有效地改善电动机的运行条件。2、为发电机异步运行和自同步并列创造条件同步发电机失去励磁时，需要从系统中吸收大量的无功功率，如果系统无功储备不足，会造成系统电压严重下降甚至危及系统的安全运行。此时，若系统中其它发电机能提供足够的无功功率，以维持电压水平，则失磁的发电机还可以在一定时间内以异步运行方式维持运行。这不仅对系统安全运行有利，而且有利于机组厂用设备的运行。若发电机以自同步方式并列时，将造成系统电压的突然下降，这时系统中其它发电机能迅速增加励磁电流，以保证系统电压的恢复和缩短机组的自同步并列时间。二、对励磁系统的基本要求（－）对调节器的要求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。信号经放大后控制励磁功率系统的输出，以得到所需的励磁电流。对调节器的要求是；（1）系统正常运行时，调节器应有足够的调压范围（0.8～1.２UG.N），并能合理的分配机组间无功功率。（2）系统故障时，调节器应能迅速地强行励磁，以提高系统的暂态稳定和改善系统的运行条件。（3）调节器应无失灵区，保证机组在人工稳定区内运行，即δ＞90°。（4）调节精确。（5）具有较小的时间常数，即反应速度快（6）结构简单、可靠、操作维护方便。（二）对励磁功率系统的要求１、励磁功率系统应有足够的调节容量，以适应各种运行工况的要求。２、具有足够的强行励磁顶值电压倍数和励磁电压响应比（电压上升速度）。前面提到，从改善电力系统运行条件和提高电力系统暂态稳定性出发，希望励磁功率系统具有较大的强励能力和快速的响应能力。因此，励磁顶值电压倍数和励磁电压上升速度是励磁系统的两项重要技术指标。（1）强行励磁顶值电压倍数强行励磁顶值电压倍数，用于衡量励磁系统的强励能力，一般是指在强励作用下励磁功率单元输出的最大励磁电压倍数（顶值电压UFmax与额定励磁电压UFN的比值），可用下式表示：Kef＝UFmax／UFN现代同步发电机励磁系统，强励倍数一般为1.5～2.0。强励倍数越高，越有利于电力系统的稳定运行。强励倍数的大小，涉及制造成本等因素。大容量发电机受过载能力约束，一般承受强励倍数能力较中小容量发电机低，但在电力系统稳定性要求严格的场合，即使是大容量发电机也应按需要选取较高的强励倍数。（2）励磁电压上升速度－－电压响应比励磁电压上升速度是励磁系统重要性能指标之一。随着机组容量增大、励磁方式的改进和发展，励磁电压上升速度衡量的定义有所变化。对于具有直流励磁机的励磁系统，在继电强励装置动作后，励磁电压上升速度曲线一般如图4－2－10所示。在起始电压（为额定励磁电压UFN）处作一水平线ab，再作一斜线ac，使它在最初0.5s时间间隔内与ab线所覆盖的面积（三角形acb）等于同一时段内实际励磁电压上升线ad与ab线所覆盖的面积，换句话说，使图中画阴影的两部分面积相等，则励磁电压响应比RP可表示为：RP=（UC－UFN）／0.5UFN随着单机容量不断增大，大容量的汽轮发电机广泛地采用了同轴交流励磁机或无同轴交流励磁机的半导体励磁系统，其励磁电压上升的动态过程与采用同轴直流励磁机的励磁系统有所不同。目前一般采用励磁机等效时间常数法来确定励磁电压上升速度。励磁电压上升速度定义为：当强励作用时，在时间间隔为励磁机等效时间常数Te之内，顶值励磁电压与额定励磁电压差值（UFmax－UFN）的0.632倍的平均上升速度对额定励磁电压UFN之比，称为“电压响应比”，可用公式表示为：RP＝0.632（UFmax－UFN）／UFNTe（1／s）或RP＝0.632（Kef－1）／Te对于励磁电压按指数规律上升的特性，电压响应比的含义如图4－2－11（用标么值表示）。在强励作用后第一个Te的瞬时励磁电压从UFN已上升到差值（UFmax－UF）的0.632倍。目前还采用另一个反映响应速度快慢的指标，即励磁电压上升响应时间。其定义是：励磁电压从额定值UFN上升到95％UFmax的时间，称为励磁电压上升响应时间。对于响应时间小于0.1s的励磁系统，通常称其为高起始响应励磁系统。三、电力系统稳定器PSS在前面的发电机输出电磁功率的表达式中，只计及发电机在同步转速时发出的同步有功功率。实际上，当发电机与无穷大系统之间Δδ和Δω发生振荡（即转子转速时快时慢）时，在发电机的转子回路中，特别是在阻尼绕组中将有感应电流，此电流在定子绕组中形成阻尼功率ＰrＰr＝ＤΔω式中D－－功率阻尼系数图4－2－12阻尼功率对振荡的影响图4－2－12示出阻尼功率对振荡的影响。当发电机受到微小扰动后，若D等于零，Δδ随时间的变化规律（功率角变化的幅度）为不衰减的等幅振荡，即运行点在功角P－δ平面上沿功角特性曲线，以原始运行点a为中心作往返等距离的运动。如图4－2－12（a）所示。当D不等于零时，由于增加了一项与角速度偏差Δω成正比的阻尼功率，情况将有所不同：①若D大于零时，Δδ随时间的变化规律为减幅振荡，如4－2－12（b）所示，其特征是运行点在P－δ平面上顺时针移动，最后回到原始运行点，D值正得愈大，系统（或发电机）的静态稳定性愈好。②若Ｄ小于零时，Δδ的变化规律为增幅振荡，如图4－2－12（c）所示，其特征是运行点在P－δ平面上逆时针移动，逐渐远离原始运行点a，形成了所谓的自发振荡，则功率角的变化幅度欲来欲大，最后必将导致发电机与电网之间失步，D值负的欲多，系统的稳定性欲差。一般情况下，在不计自动励磁调节器时，功率阻尼系数是正值。在D＞0时，若Δω大于0转子加速（转速高于同步转速）时，阻尼功率Pr为正值，发电机多发有功功率，阻止转速升高；反之，Δω小于0时转子减速时，Pr为负值，阻止转速进一步降低。按电压负反馈原理构成的励磁调节器，从本质上削弱了机组平息振荡的能力，即具有降低功率阻尼系数的弱点；而且当励磁调节器开环放大倍数KΣ高达一定值后，功率阻尼系数D变为负值，此时发电机受到微小扰动，就可能激发低频震荡，这种现象不论对哪种励磁控制系统都是存在的。但对于快速（指可控硅直接作用于发电机励磁绕组中的系统）励磁控制系统，只有远距离送电，无地方负荷的情况下，当负荷较重，功率角δ较大时，才会发生振荡失步；而对于常规励磁控制系统，不仅在重负荷情况下，就是在轻负荷下，也会发生震荡失步。根据励磁控制系统动态稳定的要求，如果KΣ大于允许值时，就必须采用补偿措施，否则可能出现小干扰下的不稳定问题。电力系统稳定器（PSS）是一种有效的补偿措施。PSS能提供一个附加阻尼，相当于提高功率阻尼系数D，使转子振荡的阻尼比达到一个理想的数值，响应特性就能较快达到稳态值，提高了电力系统（或发电机）的静态稳定。PSS是通过励磁控制系统，抑制电力系统低频振荡（或抑制发电机有功功率摆动）的装置。它的输入信号可以是转速偏差Δω、或是有功功率的偏差ΔP或是频率的偏差Δf。试验结果表明，这三种输入信号中，ΔP信号最好，其次是Δω信号，Δf信号效果最差。它的输出信号接至励磁调节器电压反馈K1UG和电压给定Uset的加法器上，如图4－2－13所示。PSS在转速恒定不变时，输出为零，不起作用，这是因为发电机正常运行中，不希望稳定器对机端电压产生持续的影响。只有在转速或有功功率或频率变化时，才起作用，作用的结果如图4－2－12（b）所示。比如，运行点a由扰动偏移到b点后，转子加速，Δω大于零，增加发电机的励磁电流，使EG增大，增发有功（电磁）功率，使运行点由b点向上移动过程中，正向偏离了原来的功角特性bac，形成了boa＇c弧线，阻止转速升高；到c点Δω等于零，但由于机械功率小于电磁功率，使运行点由c点顺时针沿co＇a＂d弧线向下移动，而不是cab，阻止转速下降。如此反复，形成了衰减振荡，直至回到原始运行点a稳定运行后，PSS才不起作用。（a）D＝0时等幅振荡；（b）D＞0时减幅振荡；（c）D＜0时增幅振荡第三节励磁调节系统的静态特性和动态特性励磁调节系统的静态特性和动态特性是由励磁控制系统的传递函数决定的，发电机负载运行时的传递函数是相当复杂的。在这里不做探讨。随着全国连网步伐的加快，电力系统稳定性问题尤为突出。励磁控制系统对电力系统稳定和发电机稳定具有很大的作用，励磁控制系统的品质是由励磁调节系统的静态特性和动态特性决定的。一、励磁控制系统静态特性励磁控制系统的静态特性，是指发电机在外界负荷干扰消失，并经过足够长的时间，待励磁系统稳定后，发电机端电压（被调量）UG与定子无功负荷（外力）IQ.G之间的关系（见图4－3－3），通常称之为发电机静态电压调节特性，或发电机的外特性。此特性表明，随着无功负荷IQ.G的增大，机端电压UG下降，其下降的程度用调差系数δ加以描述。而调差系数δ与自然调差系数δn和调差电阻有关，δn又与励磁控制系统的开环放大倍数KΣ和发电机的同步电抗Xd有关。下面利用励磁控制系统静态（s＝0）框图分析他们之间的关系。（一）励磁控制系统静态框图（静态框图如图4－3－1所示）。图4－3－1励磁控制系统静态（S=0）框图式中KAER――调节器的放大倍数；KΣ――励磁控制系统开环放大倍数。（二）自然电压调节特性在不考虑无功调差环节时，发电机机端电压UG与无功负荷IQ.G之间的关系，称为发电机自然电压调节特性，如图4－3－2所示。此特性表明，UG随IQ.G的增大而下降，其下降的程度用自然调差率Krd.n或自然调差系数δrd.n来描述。1、机端电压UG与无功负荷电流IQ.G的关系由图4－3－1可知：ΔU1＝K1UG（3－1）ΔUA＝KAΔU2（3－2）ΔUB＝KBΔUA（3－3）ΔU3＝KCΔUB（3－4）ΔEG＝KGΔU3（3－5）这里只考虑IQ.G的变化，而不考虑改变整定值，即ΔUset＝0，所以作用误差信号ΔU2与反馈信号ΔU1之间的关系为：综合式（3－1）～式（3－5）得出电动势增量为：（3－6）（3－7）（3－8）将式（3－7）代入式（3－8），得：（3－9）当发电机未装调节器（AER），即ΔEG＝0时，式（3－8）可改写为：ΔUG＝－ΔIQ.GXdΔUG／ΔIQ.GXd＝－1（3－10）式（3－10）表明：发电机未装AER（可见KΣ＝0）时，机端电压与额定值的偏差恰好等于无功负荷电枢反应压降。式（3－9）表明发电机装有AER（KΣ≠0）时，机端电压的偏差比式（3－10）缩小了1＋KΣ倍，KΣ愈大，偏差愈小。两式中的负号表明无功负荷电流增加，机端电压下降。2、自然调差率自然调差率Krd.n，是不计无功调差环节时，发电机端电压变化量的绝对值与无功负荷变化量的绝对值之比，也就是发电机自然电压调节特性曲线的斜率，如图3－2中曲线1和2的斜率。曲线1的斜率为：图4—3—2发电机自然电压调节特性图4－3－2曲线1表明，调节器作用的结果，补偿了发电机同步电抗Xd的大部分（相当于减小了同步电抗，缩短了发电机与系统间的电气距离），提高了系统静态稳定性。其补偿程度取决于KΣ的大小，KΣ愈大，补偿度愈强。从这一观点出发，似乎KΣ愈大愈好，但是KΣ过大常会引起发电机振荡失步。3、自然调差系数自然调差系数δrd.n是指不计入无功调差环节时，发电机无功负荷IQ.G零变化到额定值时，发电机端电压UG降落的相对值：自然调差系数也可如下表示：（3－11）如果KΣ＝0，δrd.n＝Xd*sinφN，相当于未装AER（或AER未调节之前）；当KΣ→∞，δrd.n→0，此时发电机自然电压调节特性为一水平线，即无功负荷变化时机端电压保持不变，为无差调节。实际上，KΣ不可能趋近于无穷大，所以无功负荷增大时，机端电压要降低，δrd.n愈小，机端电压随无功负荷的变化愈小。AER的放大倍数KAER愈大，δrd.n愈小。三）静态电压调节特性静态电压调节特性（或称外特性）如图4－3－3所示。下面讨论发电机静态电压调节特性方程。任一无功负荷IQ.G及其相对应的机端电压UG与发电机调差系数δrd的关系，称为发电机电压调节方程。（图4－3－3发电机电压调节特性图4－3－4发电机静态调压特性调差系数δrd是指计入无功调差环节，发电机无功负荷从零变化到额定值时，发电机机端电压降落的相对值，即：当正调差（δrd＞0）时，图4－3－3曲线上各点斜率相同，即：式中δrd－－发电机无功调差系数，即考虑无功调差环节时，无功负荷从零变化到额定值时，机端电压降落的相对值，δrd＝δrd.n＋R*sinφN；R*－－调差电阻R的标么值（以发电机额定阻抗为基准），R*＝R／（UN.G／IN.G）。用标么值表示上式（3－12），得：（3－12）（3－13）无功负荷增量为：ΔIQ.G*＝0－IQ.G*＝－IQ.G*将上式代入（3－13）得出发电机静态电压调节方程为：ΔUG*＋ΔIQ.G*δrd＝0上式表明，当机端电压变化时，调节器进行自动调节，当满足此方程时就停止调节。（四）、静态调压精度调压精度K是指发电机单机运行时，给定电压不变（ΔUset＝0）时，发电机负荷（定子全电流）IG由零变化到额定值IN.G时，发电机端电压降落的相对值，如图3－4所示。（3－14）由K定义并将图4－3－1中IQ.G改写为IN.G后，式（3－8）可改写为：（3－15）式（3－14）用下式表示：将式（3－15）代入上式，K用有名值表示为：由于则K用标么值表示为：（3－16）对于有差调节的励磁控制系统，调压精度K与δrd.n的关系，由式（3－11）和式（3－16）可得：δrd.n＝KsinφN调节精度K一般应取0.5％～l％。希望K愈小愈好，这就要求KΣ愈大愈好，但KΣ过大将破坏电力系统静态稳定。所以，KΣ要通过励磁控制系统动态稳定计算后确定。三、励磁控制系统的动态特性励磁控制系统动态特性是指受到外界（无功负荷突变）扰动或者给定值Uset改变时，此系统从一个稳定状态过渡到另一个状态的过渡过程，如图4－3－5所示。励磁控制系统是由发电机、励磁机以及其它惯性环节组成。这些惯性环节都存在时间常数，也就是说输入量（外界扰动或给定值）变化时，输出量不能及时的反映这个变化，而要经过一段时间，输出量才能跟得上变化。输出量UG在这段时间内随时间t的变化过程，称为过渡过程。（一）励磁控制系统的动态稳定性为分析方便，假设可控硅整流桥输出平均电压Uav直接给发电机转子励磁绕组提供励磁电流，即Uav等于发电机的励磁电压UF，并假定发电机单机运行在额定工况下。UG≈EG－IQ.GXd在某一时间t1无功负荷突增（ΔIQ.G），如图4－3－5（a）所示，在AER未调节时EG不变，而IQ.G突增势必导致端电压UG下降。下降到UG1时AER感受到降低的偏差信号后，马上调节使可控硅控制角α减小，可控硅整流桥输出平均电压Uav（UF）增加。由于发电机转子励磁绕组是个感性元件，存在时间常数TE，所以发电机励磁电流IF经过TE延时后才能增长，随之发电机端电压UG才逐渐回升。图4－3－5输入量变化时UG的过渡过程（a）无功负荷IQ.G突增；（b）给定值Uset突增随着端电压UG逐渐回升，AER的输出电压Uav（UF）也逐渐变小。在Uav（UF）逐渐变小的过程中，励磁电流IF总是滞后于励磁电压UF的变化，而按原先较大的增长速度在增加。所以，当机端电压回升到额定值UN.G瞬间而出现超调（M0）现象，使得发电机端电压超过额定值。当发电机端电压超过额定值时，对AER来说又感受到一个升高的电压偏差，则Uav（UF）减小，促使IF随之减小。由于IF减小速度小于UF的减小速度，因此发电机端电压瞬间出现低于额定值的现象。可见，发电机在外界负荷IQ.G干扰的过渡过程中，发电机端电压忽高忽低，在额定值上下振荡。其振荡的主要原因是AER能快速的反映机端电压的变化，而发电机励磁电流IF不能及时跟上AER的变化；也就是说，是由于AER的时间常数小于发电机励磁绕组的时间常数TE所引起的。稳定的励磁控制系统，在外界扰动情况下，被调量UG偏离原来的给定值，产生初始偏差，扰动消失后这个偏差在AER的作用下，随着时间的增长而逐渐的减小（衰减），经过足够时间ts以后此偏差为：ΔUG*＝ΔIQ.G＊δrd。若这个偏差不衰减或增大，这个控制系统就不稳定。（二）励磁控制系统的动态指标图4－3－5有三个量描述动态指标：超调量M0、上升时间tr和调整时间ts。1、超调量M0：是阶跃扰动中,被控量的最大值与最终稳态值之差相对阶跃量的百分数。2、上升时间tr：是阶跃扰动中,被控量从10％到90％阶跃量的时间。3、调整时间ts：是控制系统受到干扰以后。从一个稳定状态过渡到另一个稳定状态所需的时间。另一个稳定状态是输出量与稳态值之差达到了，而且不再超过某一允许误差范围，此范围通常为稳态值的5％。4、振荡次数n：被控量第一次达到最终稳定值时，到被控量达到最终稳态值之差的绝对值不超过5％稳态改变量时，被控量波动的次数。期望上述指标尽可能小。一般用发电机空载阶跃响应（5％阶跃响应）和突甩额定无功负荷试验的方法来控制。励磁控制系统的动态指标应符合下述要求：1、5％阶跃试验时（1）超调量M0：小于阶跃量的30％。（2）调整时间ts：三机小于10s；自并励小于5s。（3）振荡次数n：不大于3次。（4）励磁电压上升时间tr：三机不大于0.8s；自并励不大于0.6s。2、发电机额定负载时阶跃响应阶跃量为额定电压的2％～4％，有功功率波动次数不大于5次，阻尼比大于0.1，调节时间不大于10s。（如图4－3－6所示）（三）励磁控制系统稳定性的判断励磁控制系统稳定性的判断方法有多种，其中根轨迹法在工程中广泛应用。因为根轨迹法可以在不解特征方程的情况下，就可求出根的变化轨迹，然后利用根轨迹，分析开环放大倍数KΣ的变化，对励磁控制系统的影响。12π根轨迹法具体方法是，先建立励磁控制系统的传递函数框图，再找出其闭环传递函数特征方程的根轨迹，然后利用图表来判断此系统是否稳定。这种方法最后也是利用阻尼比来判断励磁控制系统的稳定性，算法复杂，在这里不做探讨。现场采用阶跃扰动试验的方法测算阻尼比ξ：ξ＝lnΔP1、ΔP2－－分别是有功功率扰动第一、第二峰值。ΔP1ΔP2当ξ＜0时系统不稳定，不可采用；ξ＝0时无阻尼情况，也不可采用；ξ≥1时，虽然是按指数规律衰减，但反映较慢，不理想；通常在0＜ξ＜1的范围内，取一个理想的阻尼比。（四）励磁控制系统稳定性的改善为改善励磁控制系统的稳定性，在自动励磁调节器中经常采用如下方法：1、采用比例－－微分－－积分（PID）串联补偿；2、采用转子励磁电压（电流）微分负反馈；3、加装PSS电力系统稳定器。图4－3－6扰动响应曲线第四节并列发电机组间的无功功率分配电力系统的电压调节和无功功率分配密切相关。调整发电机母线电压水平是电力系统调压的一个重要手段。当系统调度给定了发电厂母线电压曲线或无功负载曲线后，保证维持给定的母线电压水平和稳定合理地分配机组间的无功功率，就是各个机组自动励磁调节装置的任务。机组间能否合理稳定地分配无功功率，与发电机的调压特性直接有关。一、发电机的调压特性从上节励磁系统静态特性的分析可知，发电机正常运行时，由于在同步电抗Xd上产生压降，若保持励磁电流为某一定值不变，则发电机端电压将随负荷电流的变化而显著变化。汽轮发电机在额定负载功率因数（电感性）和额定励磁电流下，从空载到额定负载时的电压变化，一般达额定电压的30％～50％或更大。为了保证系统电压的质量，现代同步发电机都装有自动励磁调节器，它能根据端电压的变化，自动调节励磁电流，使发电机端电压保持在给定水平或基本不变。发电机负荷变化时，端电压的变化主要是由定子电流无功分量IQ.G变化引起，所以通常以发电机端电压UG随无功电流IQ.G的变化，来分析带自动励磁调节器的发电机的电压调节问题，并称UG＝f（IQ.G）特性曲线为发电机的电压调节特性（亦称调压特性）。图4－4－1所示为发电机调压特性的三种类型。发电机端电压随无功电流增大而降低的δ＞0称为正调差特性；发电机端电压随无功电流增大而升高的，δ＜0称为负调差特性；发电机端电压不随无功电流变化，而一直保持不变的，δ＝0称为无差特性。前两种δ≠0的统称为有差调节特性。调差系数δ为：δ＝－ΔUG*／ΔIQ.G*（4－1）式中负号表示，在δ＞0时无功电流增长将引起机端电压下降。二、机端并列运行机组间无功功率的分配1、正调差特性的发电机并列运行假设两台具有正调差特性（δ＞0）的发电机在电压母线上并列运行，它们的调节特性如图4－4－2所示。由于机端并列运行时两台发电机的端电压是相同的，等于机端母线电压，设为U1。此时，每台发电机所负担的无功电流是确定的，分别为IQⅠ和IQⅡ。现假定母线上的无功负荷增加，根据图示特性（δ＞0），两台发电机的无功电流分别增至和I＇QⅠ，I＇QⅡ。机端母线电压降至U2。由图4－4－2可见，机端母线无功总负荷增加后，调节特性下倾程度较小（调差系数δ较小）的，无功电流增加较多，而下倾程度较大（δ较大）的，无功电流增加较少。由于机端电压变化相同，两台机的电流变化有如下关系：ΔU*＝－δⅠΔIQⅠ*＝－δⅡΔIQⅡ*ΔIQⅠ*／ΔIQⅡ*＝δⅡ／δⅠ（4－2）可见，当机端母线负荷无功电流变化时，各台发电机无功电流变化量与各台发电机的调差系数δ（即倾斜度）成反比。通常要求机端母线上总无功负荷按机组容量大小成比例地分配给各台发电机。并要求母线无功总负荷发生波动时，各台发电机无功负荷的波动量与它们的额定容线上并联运行的发电机具有相同的调差系数。从图4－4－2中还可看出，机端母线总无功负荷增加后，母线电压下降了，欲维持母线电压为原给定值（U1）并保持无功分配不变，则必须相应地同时使两特性曲线往上移（调节电压给定值）。即便两台发电机的调差系数相同时，也需如此。2、无差调节与有差调节机组并列运行如图4－4－3所示，其中第一台发电机为无差调节特性，即δ＝0的曲线I，第二台发电机为有差调节特性，调差系数δ＞0，特性如图中曲线Ⅱ。这时机端母线电压由具有无差调节特性的发电机来决定，并保持恒定值U1不变，第二台发电机的无功电流等于两特性交点处的电流IQⅡ，母线总无功负荷IQΣ（＞IQⅡ）的其余部分由无差特性机组承担。母线无功负荷变化时也如此，变化量由无差特性机组承担，第二台发电机的无功负荷仍保持IQⅡ不变，母线电压也保持Ul不变。移动第二台发电机的特性曲线Ⅱ（向上或向下移动），可改变发电机之间无功负荷的分配。如需要改变母线电压，可向上或向下移动调节特性曲线I（δ＝0）。由以上分析可知：一台无差调节特性的发电机可以和多台正调差特性的发电机并联运行。但由于具有无差调节特性的发电机将承担全部无功功率变化量，使机组间的无功功率分配不合理，故一般不采用这种运行方式。如果第二台发电机的调差系数δ＜0（即特性上翘），那么，虽然两台机组调节特性也有交点，但它不是稳定运行点。若因偶然因素使第二台机组输出的无功电流增加，则根据其机组特性（图中虚线所示），励磁调节器将增大发电机的励磁电流，力图使其端电压升高，从而导致发电机输出的无功电流进一步增加，而第一台机组则力图维持端电压使其励磁电流减小，于是输出无功电流也将减小，这个过程将一直进行下去，以致不能稳定运行。3、两台无差调节特性的机组不能并联运行如果两台发电机都是无差调节特性，则不能在机端母线上并联运行，因为母线无功负荷的任何变动可在两台发电机之间任意分配，即母线总无功负荷在两台发电机之间不能稳定地分配，并可能导致一台发电机迟相运行，另一台发电机进相运行。4、负调差特性机组在机端并联运行问题两台有负调差特性的机组，它们的调节特性如图4－4－4所示。母线上的总无功负荷由IQΣ＝IQⅠ十IQⅡ增加到I′QΣ＝I′QⅠ＋I′QⅡ时，母线电压从U2升到U1，两台发电机间有确定的负荷分配。若两台发电机的负调差系数相同（δⅠ＝δⅡ＜0），机组间的无功功率分配也能达到合理。负调差系数机组并联运行与正调差系数机组并联运行比较，两者不同之处是：当机端总无功负荷增大时，前者使母线电压升高，而后者使母线电压降低。这还不能直接说明哪一种较好。实际运行时，要从发电机和负荷构成的系统角度来看。要区分调节特性的优劣，至少还必须考虑负荷的静态电压特性IQ.G＝f（U）。一般电感性无功负荷IQL都随供电母线电压US的升高而增大，如图4－4－5所示。为了便于比较正调差系数机组并联运行与负调差系数机组并联运行，可利用它们各并联的等值机的调差系数来进行分析。见图4－4－6，下倾斜直线1代表δ＞0的等值机调节特性，上倾斜直线2代表δ＜0等值机调节特性。假定｜δ1｜＝｜δ2｜，在额定电压UN下工作，两者的无功出力都等于额定电压下的负荷电流IQ1，此时的无功负荷静态电压特性IQl＝f（U）与两种调节特性的交点为a（正常工作点）。现假设在额定电压下的无功负荷增加ΔIQ，即无功负荷静态特性由IQl＝f（U）向右移至IQ2＝f（U），若自动励磁调节后能保持额定电压不变，则工作点应从a变到d，相应的负荷电流应为IQ2。但在有差调节特性作用下，实际的工作点决定于发电机的调差特性与负荷静态电压特性IQ2＝f（U）的交点。由图4－4－6可见，无功负荷增大后，IQ2＝f（U）与δ＞0的特性相交于b点，母线电压降低至U1，实际的总无功负荷增量为ΔI＇Q，比ΔIQ小；而IQ2＝f（U）与δ2＜0的特性相交于c点，母线电压则升高至U2，实际的总无功负荷增量为ΔI＂Q，比ΔIQ大，而且ΔI＂Q＞ΔI＇Q。由此可知：当负荷变化时，正调差特性（δ＞0）机组力图减小负荷变化，而负调差特性（δ＜0）机组则会助长负荷变化。另一方面，在｜δ1｜＝｜δ2｜的条件下，无功负荷变化时，具有正调差特性的机组产生的电压变化量也小于具有负调差特性机组的产生的电压变化量。因此，从系统运行电压和无功分配的稳定性来看，机端并联运行的机组都应为正调差特性（δ＞0）。从以上分析可知，当系统总无功负荷变化时，为了在并联运行的各台发电机间合理地分配无功负荷，各台发电机的调差系数应相同；为了既合理又稳定地分配并联运行的各台发电机所带的无功负荷，各台发电机的调差系数不应为零或接近于零。对于并联运行于发电机电压母线上的发电机，通常要求调差系数为＋2％～＋5％。三、发电机经升压变压器后并联工作时的无功功率分配装设600MW机组的发电厂，通常都采用发电机－变压器组单元接线，在升压变压器高压侧母线上并联运行。图4－4－7表示两台发电机G1及G2分别经双绕组升压变压器T1及T2在高压侧母线上并联运行。为了简化讨论，先假定两台发电机的调差系数均为零，同时忽略发电机和升压变压器的电阻，只考虑电抗，并把高压母线电压US、变压器电抗XT，升压变压器中的电流均已折算到发电机电压侧。若用标么值表示各量，则发电机电压UG与高压母线电压有如下关系（省略标么值记号）：US＝UG1－IQ1XTlUS＝UG2一IQ2XT2当发电机为空载时，US＝UG。发电机带上负荷电流IQ.G（IQ.G*＝IN.G*）时，根据假设条件，机端电压UG不随负荷电流而变化，所以母线电压US随负荷电流IQ增大而下降，US＝f（IQ）是正调差特性。也就是说，从母线侧看，每一发电机－变压器组单元接线等值机具有正调差特性。从以上分析可知，发电机经升压变压器在高压母线上并联运行时，即使发电机是无差特性，也能保证各发电机间无功负荷分配的稳定性，但系统总无功改变时，高压侧母线电压US仍随负荷变化较大。因此，为了保证高压母线电压维持在所希望的水平上，即补偿负荷电流IQ.G在变压器电抗XT上的压降，这就要求发电机具有适当的负的调差系数。发电机负调差系数的取值与变压器的漏抗压降有关，要使发电机－变压器组单元的调差特性，即变压器高压侧母线上的调差特性US＝f（IQ）适当向下倾斜，具有一定的正调差系数，以保证机组间无功分配的稳定性。变压器额定负荷时的漏抗压降：一般中小型变压器为4％～10％，大容量变压器为12％～15％。同前所述，为使并联运行于高压母线上的各发电机一变压器组单元合理地分配无功负荷，则它们（各单元等值机）应具有相同的调差系数。所要求的调差系数值需通过各发电机本身的自动励磁调节装置中的调差单元的调整来达到。第五节汽轮发电机低励和失磁的危害一、汽轮发电机的进相（低励）运行汽轮发电机的进相运行就是低励磁运行。发电机在此工作状态下运行时，它的功率因数是超前的，即它从系统中吸收感性无功功率（规定发电机发出感性无功为正，吸收感性无功为负）并发出有功功率。发电机通常是发出有功功率和电感性无功功率，以供给电感性负荷。随着电力系统的发展，电压等级的提高，输电线路的加长，线路的电容电流也愈来愈大，它也相当于发出电感性无功功率。在系统轻负荷，即电感性负荷轻时，线路上的电压会上升，例如在节假日、午夜等低负荷的情况下，如果不能有效地减少或吸收剩余的无功电流（无功功率），枢纽变电所母线上的电压就可能超过额定电压15％～20％左右。此时，若利用部分发电机进相运行，以吸收剩余的无功功率，使枢纽点上的电压保持在允许限额以内，则可少装设其他吸收剩余无功的调压设施。发电机通常在过励磁方式下运行，如果减小励磁电流，使发电机从过励磁运行转为欠励磁运行，即转为进相运行，发电机就由发出无功功率转为吸收无功功率。励磁电流愈小，从系统吸收的无功功率愈大，功角δ也愈大。所以，在进相运行时，容许吸收多少无功功率，发出多少有功功率，静稳定极限是限制条件之一。此外，进相运行时，定子端部漏磁和转子端部漏磁的合成磁通增大，引起定子端部发热增加，因此，定子端部容许发热值也是进相运行时的容许出力限制条件之一。二、汽轮发电机的失磁运行汽轮发电机的失磁运行，是指发电机失去励磁后，仍带有一定的有功功率，以低滑差与系统继续并联运行，即进入失磁后的异步运行。同步发电机突然部分的或全部的失去励磁称为失磁，是较常见的故障之一。引起发电机失磁的原因主要有以下几种：（1）励磁回路开路，如灭磁开关、自动励磁开关误跳闸、自动励磁调节器的自动开关误动、自动励磁调节器失调、可控硅励磁装置中的元件损坏等。（2）励磁绕组短路。（3）运行人员误操作等。发电机失去励磁以后，由于转子励磁电流IF或发电机感应电动势EG逐渐减小，使发电机电磁功率或电磁转矩相应减小。当发电机的电磁转矩减小到其最大值小于原动机转矩时，而汽轮机输入转矩还未来得及减小，因而在剩余加速转矩的作用下，发电机进入失步状态。当发电机超出同步转速运行时，发电机的转子与定子三相电流产生的旋转磁场之间有了相对运动，于是在转子绕组、阻尼绕组、转子本体及槽模中，将感应出频率等于滑差频率的交变电动势和电流，并由这些电流与定子磁场相互作用而产生制动的异步转矩。随着转差由小增大，异步转矩也增大（在未达某一临界转差之前）。当某一转差下产生的异步转矩与汽轮机输入转矩（其值因调速器在电机转速升高时会自动关小汽门而比原先数值小）重新平衡时，发电机就进入稳定的异步运行。发电机失磁后，虽然能过渡到稳定的异步运行，能向系统输送一定的有功功率，并且在进入异步运行后若能及时排除励磁故障、恢复正常励磁，亦能很快自动进入同步运行，对系统的安全与稳定有好处，但发电机失磁后能否在短时间内无励磁运行，受到多种因素限制。发电机失磁后，从送出无功功率转变为大量吸收系统无功功率，这样，在系统无功功率不足时，将造成系统电压显著下降。国内外试验资料表明，发电机失磁后吸收的无功功率，相当于失磁前它所发出的有功功率的数量。由于失磁后发电机转变成吸收无功功率，发电机定子端部发热增大，可能引起局部过热。发电机失磁异步运行时，转子本体上的感应电流引起的发热更为突出，往往是主要限制因素。此外，由于转子的电磁不对称所产生的脉动转矩将引起机组和基础振动。因此，某一台发电机能否失磁运行、异步运行时间的长短和送出功率的多少，只能根据发电机的型式、参数、转子回路连接方式（与失磁状态有关）以及系统情况等，进行具体分析，经过试验才能确定。对于大容量发电机，由于其满负荷运行失磁后从系统吸收较大的无功功率，往往对系统的影响比较大，所以大型发电机不允许无励磁运行。失磁后，通过失磁保护动作于跳闸，将发电机解列。国内的600MW汽轮发电机都装有失磁保护，当出现失磁时，一般经0.5～3s就动作于跳开发电机，也就是不允许其异步运行。三、失磁后励磁电压和励磁电流的变化发电机失磁后，励磁电流变为零，随后摆动。励磁电压与励磁回路故障类型和接线方式有关，若电压表接在灭磁开关和励磁绕组之间时，有以下几种指示：（1）励磁回路短路时，电压表即刻下降为零；（2）若励磁绕组经硅整流闭路时，电压表即刻下降为零，随后忽正忽零摆动；（3）灭磁开关误跳，励磁绕组经灭磁电阻（或消弧栅）闭路时，电压表即刻下降为负值，随后正、负摆动；（4）励磁绕组经备励电枢绕组闭路时，电压表慢慢下降为负值，随后正、负摆动。四、低励和失磁的危害发电机在失磁（或低励）过程中，由于各个电气量的变化，在一定条件下，将破坏电力系统的稳定运行，威胁发电机本身的安全运行。（一）对电力系统的危害（1）低励或失磁的发电机，要从电力系统中吸收无功功率，引起电力系统电压下降。如果系统中无功功率储备不足，将使系统中邻近的某些点电压低于允许值，还可能使系统因电压崩溃而瓦解。（2）当一台发电机发生低励或失磁后，由于系统电压下降，将引起系统中其它发电机，在自动励磁调节器的作用下，增加其无功输出，从而使某些发电机、变压器、线路过电流，其后备保护可能动作，扩大故障的波及范围。（3）当一台发电机低励或失磁后，由于该发电机有功功率的摆动，以及电力系统电压下降，可能导致相邻正常运行的发电机与系统之间或电力系统的各部分之间失步，使系统产生振荡。发电机的额定容量愈大，在低励或失磁时，引起电力系统无功功率缺额愈大。电力系统的容量愈小，补偿这一缺额的能力愈差。因此，发电机的单机容量与电力系统总容量之比愈大，对电力系统的影响就愈不利。（二）对发电机的危害（1）由于发电机低励或失磁故障出现转差，在发电机转子回路中出现差频电流。此电流在转子励磁绕组中产生的损耗，如果超出允许值，将使转子过热。流过转子表层的差频电流，还可能在转子本体、槽楔、护环的接触面上，发生严重的局部过热甚至灼伤。（2）发电机低励或失磁前所带的有功功率愈大，进入异步运行之后，从电力系统中吸收的无功功率就愈大。因此，发电机在重负荷下失磁后，由于过电流，将使发电机定子过热。（3）对于大型汽轮发电机，在重负荷下失磁运行，其转矩和有功功率要发生剧烈的周期性摆动。转差也作周期性变化，其最大值可能达到4％～5％，使发电机发生周期性的严重超速。这些都直接威胁机组的安全运行。（4）低励或失磁运行时，定于端部漏磁增强，将使发电机定子端部的部件和边段铁芯过热。第六节三相全控桥式整流电路三相全控桥式整流电路（以下简称全控桥）如图4－6－1所示。它有整流、逆变两种工作状态。全桥对触发脉冲提出较高的要求。一、对触发脉冲的要求（1）可控硅VSO1～VSO6的触发脉冲次序应为VSO1、VSO2……VSO6。为保证后一可控硅触发导通时前一可控硅处于导通状态。所以，对于单脉冲（即每个可控硅在2π区间内只获得一个触发脉冲）触发，要求触发脉冲的宽度为大于60°电角度的“宽脉冲触发”；也可以在给后一可控硅触发脉冲的同时，给前一个可控硅补发一触发脉冲，形成“双脉冲触发”，即每个可控硅在2π区间能获得两个触发脉冲，如表4－6－1所示。（2）VSO1～VSO6的触发脉冲应在图4－6－2（a）中。ωtl、ωt2、ωt3、ωt4、ωt5、ωt6点为起点的180°区间发出，即触发脉冲应与相应交流电源电压保持同步。二、输出电压为便于分析，首先不考虑交流回路电感，即认为可控硅换相是瞬间完成的。（一）整流工作状态整流工作状态就是在控制角α＜90°时，将输入的交流电压转换为直流电压，如图4－6－2所示。当α＝0°时，输出电压波形与三相不可控桥式整流电路相同。当α＝30°时，在触发脉冲ut1、ut6作用下，VSO1、VSO6导通，输出电压为uUV。经60°电角度后，在从ut2、utl作用下，VSO1继续导通，由于此时W相电压低于V相电压，VSO2导通，VSO6在反向电压（uVW＞0）作用下关断，输出电压uUW。又经过60°电度角在ut3、ut2作用下，VSO2、VSO3导通，由于此时V相电压高于U相电压，VSO1在反向电压uVU作用下关断，输出电压uVW，依此类推，此时的输出波形如图4－6－2（b）所示。当α＝60°时，各可控硅导通和关断情况与上类似，输出电压波形如图4－6－2（c）所示。由图4－6－2可知，当控制角α小于60°时，共阴极组可控硅输出的阴极电位在每一瞬间都高于共阳极组的阳极电位，故输出电压瞬时值uMN都大于零，波形是连续的。当α大于60°时，输出电压瞬时值uMN将出现负的部分，如图4－6－3（b）和（c）所示。其原因是电感性负载产生的反电动势，维持负载电流连续流通所引起的。图4－6－3（b）示出α＝80°时输出电压波形。在触发脉冲ut1、ut6作用下，可控硅VSO1、VSO6导通，输出电压uUV，因uMN＝uUV＞0，则输出电压M端为正，N端为负，负载电流由M流向N。到ωt3时刻，uMN＝uUV＝0，负载电流有减小的趋势，在负载电感L中产生的感应电动势eL阻止i的减小，eL极性如图4－6－4（a）所示（N端为正，M端为负），电动势eL对VSO6、VSO1来说是正向电压，因i通过VSO6→T→VSO1流通。在ωt3以后，虽然V相电压高于U相电压，即uUV＜0，但负载电感L上的感应电动势eL的数值仍比uUV大，故VSO6、VSO1仍处在正向电压下，保持导通状态，因此在ωt3～ωt2＇区间内，uMN＝uUV＜0呈负值状态。到ωt2＇时刻，在触发脉冲ut1、ut2作用下，VSO1仍处于导通状态，VSO2导通时VSO6受到uVW＞0的反向电压作用下而关断，输出电压uMN＝uUW。以后的工作状态与上述类似。可见，输出电压瞬时值，在60°＜α＜90°条件下，正值部分面积大于负值部分面积，总的平均值仍是正值。当α＝90°时，正值部分面积和负值部分面积相等，如图4－6－3（c）所示输出电压平均为零，即Uav＝0。综上所述，三相全控桥整流电输出电压uMN波形，在电源电压变化一个周期内，分为均称的六段，故输出电压平均值Uav是交流线电压区间的平均值，参看图4－6－2（b），得：由上式可画出Uav与α的关系曲线。图4－6－3全控桥60°＜α＜90°输出线电压波形图4－6－4全控桥90°＜α＜180°输出线电压波形（a）相电压波形；（b）α＝80°输出线电压波形；（a）相电压波形；（b）α＝120°输出线电压波形；（c）α＝90°输出线电压波形（c）α＝150°输出线电压波形（二）逆变工作状态逆变工作状态就是在控制角α＞90°时，输出电压平均值Uav为负值，将直流电压转换为交流电压。实际上就是将负载电感L中储存的能量反馈给交流电源，使L中的磁场能量很快释放掉。观察图4－6－3（b），在ωt3时刻虽然uUV过零开始变负，但电感L上阻止电流i减小的感应电动势eL较大，使eL－uVU仍为正，[参看图4－6－4（a）]，VSO1和VSO6仍在正向阳极电压下导通。这时eL与电流i的方向一致，直流侧发出功率，即将原来在整流状态下储存在磁场的能量，释放出来送回到交流侧。交流侧电压瞬时值uVU与电流i的方向相反，交流侧吸收功率，将能量送回交流电网。很明显，当电感L中剩余的能量不能维持逆变时，流经可控硅的电流中断，逆变过程才结束。所以，为了实现逆变，Uav应为负值，控制角α应大于90°。由图4－6－4可知，当α＝120°时，UMN没有正值部分；当α＝150°时，UMN负的部分增大；控制角α越大，uMN负得愈大，逆变过程就愈短。由以上分析可知，逆变的条件：（1）要实现逆变，负载必须是电感性的，并且原来处于整流工作状态，即转子绕组已储存能量。（2）要实现逆变，α角应大于90°和小于180°，输出电压平均值Uav为负值；（3）由于逆变是将直流侧电感中储存的能量向交流电源反送的过程，因而逆变时交流电源不能中断。综上所述，三相全控桥整流电路，在0°＜α＜90°时，全控桥处于整流工作状态，改变α角，可以调节发电机励磁电流；当90°＜α＜180°时，全控桥处于逆变工作状态，可以实现对发电机自动灭磁。也就是说，当发电机发生内部故障时，继电保护动作后，给励磁调节器一个信号，使控制角α由小于90°的整流工作状态加大到大于90°的某一适当的角度（如150°），进入逆变工作状态，将发电机转子励磁绕组中储存的能量迅速反馈给交流电源，使发电机电动势迅速降低，实现逆变灭磁。三、整流电路的外特性和逆变颠复（一）整流电路的外特性图4－6－5回路电感对整流电路输出波形的影响（a）电路图；（b）输入相电压；（c）触发脉冲；（d）负载电流，（e）输出电压由于交流电源各相（U、V、W）回路中存在电感，可控硅的换流不能瞬间完成，即存在换流角γ。整流电路交流电源各相回路中的电感对整流电路输出波形的影响如图4－6－5所示。在ωt1＇时刻以前，VSO5与VSO6导通，输出电压瞬时值为uWV。在ωt1＇时给VSO1以触发脉冲，由于交流回路电抗Xac的存在，电流不能突变。从ωt1＇瞬间开始，流经VSO5的W相电流要从i5值逐渐降至零，流经VSO1的U相电流要从零逐渐升至i1，如图4－6－5（d）所示。经历了换流角γ之后，流经负载的电流i才完全从W相的VSO5，转移到U相的VSO1。在换流角γ期间，共阴极组的VSO1与VSO5是同时导通的。这时共阴极组的阴极电位则为U相与W相电位之和的平均值。如果在ωt1＇的瞬间突变换流（交流回路没有电感的理想情况），则阴极电位立即上升到uU值。故计及换流电抗见Xac后，输出电压平均值下降，形成图4－6－5（e）中的缺口面积。对于三相桥式电路，每个周期内这样的缺口共有六块。所以考虑交流回路电抗Xac引起换流压降损失后，三相全控桥输出电压平均值为：（6－2）式中Xac－－三相全控桥交流电源回路中，每相电抗，Xav＝ωL，L为交流回路中每相电感。如果再计入每个桥臂元件导通时正向压降的平均值ΔU，若略去交流回路中电阻引起的压降时，三相全控桥输出电压平均值为（6－3）在一定的供电电压和控制角α下，2.34UPcosα为一确定的值，式（6－2）表示整流桥输出给两端平均电压Uav与负载电流i的变化关系，称之为三相全控桥整流电路的外特性，如图（4－6－6）的直线1及直线2所示。外特性是一条向下倾斜的斜线，即输出电压随负载电流的增大而降低。当α改变时，特性将上下平移，α角减小时特性向上平移；反之向下平移。图中曲线3是负载电阻的伏安特性，它与外特性的交点为该状态的运行点。例如控制角为α1时，该负载电阻下输出的平均电流为I1；当控制角减小到α2时，相当于将整流桥的外特性平行上移，输出的负载电流增加到I2，相应的输出电压平均值由Uav1提高到Uav2。（二）逆变颠复在全控桥中，常将β称为逆变角（β＝180°－α），由于α＞90°时处于逆变状态，因此，β＜90°。前面指出，由于交流电源各相回路存在电感，可控硅换流需要一定时间，因此出现换流角，另外可控硅关断也需要时间。所以逆变角β不能太小，最小的逆变角βmin必须大于换流角γ与可控硅关断时间对应的电角度之和，通常βmin≈30°，则逆变时控制角90°＜α≤150°。若控制角α过大，会造成逆变失败，或称为逆变颠复。第七节自动励磁调节装置原理一、自动励磁调节装置的作用自动励磁调节装置是自动励磁控制系统中的重要组成部分，见图4－1－1、2。图中表明，励磁调节器检测发电机的电压、电流或其他状态量，然后按给定的调节准则对励磁电源设备发出控制信号，实现控制功能。自动励磁调节器最基本的功能是调节发电机的端电压。调节器的主要输入量是发电机端电压，它将发电机端电压（被调量）与给定值（基准值或称参考值）进行比较，得出偏差值ΔU，然后再按ΔU的大小输出控制信号，改变励磁机的输出（励磁电流），使发电机端电压达到给定值。励磁控制系统（由励磁调节器、励磁电源装置和发电机一起构成）通过反馈控制（又称闭环控制）达到发电机输出电压自动调节的目的。自动励磁调节器，除输入发电机端电压进行反馈控制完成调压任务外，还可输入其他补偿调节信号，例如自复励系统中还加入定子电流作输入信号，以补偿由于定子电流变化引起的发电机端电压的波动。此外，还可以补偿输入电压变化速率（du／dt）信号，以获得快速反应（时间常数小）的效果；也可以输入其他限制补偿信号、稳定补偿信号等。总之，在本章第二节中所述励磁系统的作用要通过自动励磁调节器来参与完成。正如前述，自动励磁调节器的基本任务是实现发电机电压的自动调节，所以，通常又简称其为自动电压调节器AVR（Automaticvoltageregulator）。二、对自动励磁调节器的一般要求自动励磁调节器除能参与完成本章第一节中所述的任务和要求外，还必须满足下述要求：（1）具有较小的时间常数，能迅速响应输入信息的变化。（2）调节精确。自动励磁调节器调节电压的精确度，是指发电机负荷、频率、环境温度及励磁电源电压等在规定条件内发生变化时，受控变量（即被调的发电机端电压）与给定值之间的相符程度。电压调节精确度有如下两个指标。1）负荷变化时的电压调节精确度。负荷变化时的电压调节精确度（或称稳态电压调整率），是指在无功补偿单元（即调差装置）不投入的情况下，发电机负荷从零增长至额定值时端电压变化率。此变化率即励磁控制系统调压特性曲线的自然调差系数δ0。调压精确度的大小主要与励磁控制系统稳态电压放大倍数有关。稳态电压放大倍数越大，自然调差系数δ0就越小，即调压精确度越高。从发电机稳定运行分析中可知，增大励磁控制系统的电压放大倍数，可显著地提高发电机的同步转矩系数，有利于提高电力系统的动态稳定。因此要求自动励磁调节装置必须保证一定的调压精确度。对于现代的励磁调节装置，其调压精确度即自然调差系数一般在±1％之内。2）频率变动时的电压调节精确度。这是指发电机在空载状态下，频率在规定范围内变动1％时，发电机端电压的变化率。对于现代的半导体型自动励磁调节装置的励磁系统，频率变