发电机励磁系统（共12篇）
发电机励磁系统 篇1
1 概述
根据发电企业励磁专业技术监督工作“强条”要求, 并网发电机必须配置, 具有自动调整励磁功能的微机励磁装置。要求励磁控制系统能对电力系统的静态和暂态稳定起作用。提高励磁控制系统的可靠性并实现复杂控制规律的控制。近年来微机处理机发展迅速, 应用技术日趋成熟, 为微机型自动励磁调节器的开发提供了坚实的技术基础。我厂#1、#2发电机采用的是同轴直流发电机励磁系统励磁, 这是一种较为原始的方式, 虽然原理简单, 便于理解和操作, 但是直流励磁机励磁系统工作稳定性差, 运转噪音高, 反应速度慢, 故障率高, 整流子和碳刷维护困难, 而且维修期长, 已远远不能满足现代电网对发电机提出的快速励磁的要求, 目前已到必须由以半导体整流器为励磁功率单元, 由半导体元件构成的调节器共同组成的所谓半导体励磁系统所取代的时期, 采用此方式具有投资少, 使用灵活, 反应速度快, 便于维修的特点, 它以成为同步发电机的励磁发展方向, 其中全静态自并励以其接线简单, 可靠性高, 一次投资少等被广泛接受。因此, 我厂于2012年5-10月, 对#1、#2发电机同轴直流发电机励磁系统改造为全静态自并励励磁装置。本文就结合该发电机改造过程谈谈自并励汽轮发电机励磁电源的几个问题:自并励接线方式、自并励的起励、试验电源、保护可靠性等。
2 自并励装置的特点
全静态自并励励磁系统由励磁变压器、励磁调节装置、功率整流装置、发电机灭磁装置及过电压保护装置、起励设备及励磁操作设备等组成。全静态自并励励磁方式与旧的励磁方式相比, 具有以下几方面的优点。
2.1 励磁系统可靠性增强
旋转部分发生的事故在以往励磁系统事故中占相当大的比例, 但由于全静态自并励磁方式取消了旋转部件, 减少了事故隐患, 可靠性明显优于直流励磁机励磁。在自并励励磁系统中采用了冗余结构, 故障元件可在线自动切换, 有效地减少了停机概率。该系统对运行、维护的要求相对较低。
2.2 电力系统的静态、暂态稳定水平提高
由于全静态自并励励磁系统响应速度快, 电力系统静态稳定性大大提高。自并励方式保持发电机端电压不变, 对单机无穷大系统静态稳定极限功率为:
式中Ug-机端电压
Us-系统电压
Xe-发电机与系统的等值电抗
而常规系统在故障过程中只能保持发电机暂态电势Eq'不变, 其极限功率为:
式中Eq'-发电机Q轴暂态电势
Xd'-发电机D轴暂态电势
根据公式 (1) 和 (2) 计算得出Pmax大于Pmax', 说明大大提高了静态稳定极限。
对于可能引起的系统低频震荡, 可采用先进的控制规律或配置电力系统稳定器加以解决。发电机出口三相短路是全静态自并励励磁系统最不利的工况, 此时机端电压及整流电源电压严重下降, 即使故障切除时间很短, 短路期间励磁电流衰减不大, 但在故障切除后机端电压恢复的时间里, 自并励系统的强励能力有所下降。为解决这一问题, 在系统设计中计算强励倍数时, 整流电源电压按发电机额定电压值的80%计算, 即机端电压为额定时强励能力提高25%, 因目前发电机出口母线均为封闭设计, 发电机三相短路可能性基本消除。因此自并励系统强励倍数高, 电压响应速度快, 再加上选择先进的控制规律, 能够有效提高系统暂态稳定性。
3 自并励接线方式
目前自并励的接线方式主要有三种方式:接于发电机出口母线、接于厂用母线、接于系统侧。比较三种接线方式第一种是比较简单、优先的方案。我厂#1、#2发电机的励磁系统改造选用了第一种方式。接于发电机出口母线的接线方式励磁电源取自发电机机端并联变压器。接线方式比较简单, 只要发电机在运行, 就有励磁电源。该方式可靠性高, 当外部短路切除后, 强励能力便迅速发挥出来。缺点是励磁电源受机端电压影响, 当线路首端发生三相短路故障时, 由于机端电压下降, 会使强励作用有所减弱, 对暂态稳定不利, 在负荷中心的发电机则可能对系统的电压稳定产生影响, 如果较长时间短路未被切除, 则不能保证励磁。我厂#1、#2发电机采用母线汇集接至110KV升压变的接线方式, 发电机三相短路的可能性很小, 其产生的不利影响可按升压变高压侧故障考虑。对于机端单相接地故障 (占短路故障总数的80%左右) , 机端电压可达0.7Ue以上, 仍可有效进行强励。而且对于这种接线方式, 机端故障后应切除发电机, 自并励的缺点不影响发电机。对于发电厂高压母线出口近端三相短路, 虽然母线电压大幅度下降会影响强励倍数, 但现代电网大都配有快速动作继电保护装置及快速断路器, 能够将短路迅速切除 (0.1~0.2) s, 短路一旦切除, 发电机电压迅速恢复, 强励能力也就跟着恢复。可以说采用现代技术的继电保护及快速断路器, 不但弥补了自并励系统在这方面的缺点, 而且对保持暂态稳定来说, 快速切除故障比提高励磁系统性能更为重要。如果不能迅速地将近端三相短路故障切除, 即使采用其它励磁方式, 也不能维持发电机的暂态稳定。
4 自并励方式的起励与试验电源
当发电机被汽轮机拖动至额定转速时, 发电机转子铁芯剩磁可能使发电机电压升至几十伏或数百伏 (约为额定电压的1%~2%) , 对于励磁变接于机端的方式, 励磁调节器由于同步电压太低, 无法形成触发脉冲, 励磁回路无法导通, 这就需要采取措施, 其中最常见的办法就是外加起励电源, 供给初始励磁, 待发电机电压升到一定值时自动退出, 由调节器自动升压至额定值。我厂#1、#2发电机励磁系统改造采用了此办法, 在380V厂用段上接出一回路供起励和试验电源用。
5 调节器的保护设置
我厂#1、#2发电机选用的是微机型励磁调节器, 随着励磁控制规律中单变量向多变量、线性向非线性发展使得励磁调节器能够在改善机组、电网稳定性方面起着重要的作用。
5.1 PT熔丝断
如果检测到仪表PT熔丝断, 发PT熔丝断信号, 如果是测量PT熔丝断, 则除发PT熔丝断信号外, 面板显示切手动故障, 励磁调节器转手动运行。
5.2 失脉冲检测
当检测到失脉冲故障后, 失脉冲经继电器动作, 面板显示失脉冲信号。
5.3 低励限制保护
低励限制作用于保证发电机在欠励磁工况下稳定运行和定子端部铁芯温度不超过容许值的措施。判定低励限制的条件是:bp-c Q>D。其中b、c由发电机及电网的参数和特性决定的系数。D的设定分为限制线D1与动作限D2。当低励磁条件D1满足时, 励磁调节器发低励信号, 闭锁减磁, 并自动进行增励操作直到低励故障消失。当低励条件D2满足时, 除执行上述操作外, 延时1s切手动。
5.4 过励限制保护
过励限制是用于防止发电机转子免受过热损害的保护措施 (该保护于并网后自动投入) 。采用反时限特性。当发电机转子电流大于2.25倍额定电流时, 瞬时封锁脉冲退出运行。当发电机转子电流大于1.06或小于1.0倍额定电流时, 进行反时限积分, 当积分值达到定值时, 发出“过励”信号并自动进行减励操作, 直到转子电流回到额定值。当发电机转子电流在1.0到1.06倍额定电源时, 积分值保持不变。
5.5 过磁通V/Hz限制保护
V/Hz保护用来保护发电机和升压变免受过磁通损害的保护措施。当发电机端电压V/Hz比大于整定值Ⅰ段时 (1.05) 时, 发“V/Hz”报警信号, 并自动进行减励磁操作, 直到故障消失, 当发电机端电压V/Hz比大于整定值Ⅱ段时 (1.10) 时, 除执行上述动作过程外, 延时1s发切手动信号, 励磁调节器转为手动方式运行。
6 灭磁及过压保护装置
在发电机转子回路设置灭磁开关, 配备相应的非线性灭磁电阻。转子过压保护装置采用压敏电阻。
结束语
同步发电机全静态自并励励磁系统由于运行可靠性高、技术和经济性能优越的原因, 已成为现代汽轮发电机的主要励磁方式之一。我厂#1、#2发电机改造后, 运行稳定性、可靠性大幅度提升, 保证了安全运行的要求。
发电机励磁系统 篇2
1 1MW 及以下水轮发电机，对一点接地故障，宜装设定期检测装置，1MW以上水轮发电机，应装设一点接地保护装置。
2 100MW 以下汽轮发电机，对一点接地故障，可采用定期检测装置。对两点接地故障，应装设两点接地保护装置。
3 转子水内冷汽轮发电机和100MW 及以上的汽轮发电机，应装设励磁回路一点接地保护装置，并可装设两点接地保护装置，
对旋转整流励磁的发电机，宜装设一点接地故障定期检测装置。
4 一个控制室内集中控制的全部发电机，公用一套一点接地定期检测装置。
每台发电机装设一套一点接地保护装置。
能够正常投入运行的两点接地保护装置，每台发电机装设一套。
正常不投入运行，一点接地后再投入运行的两点接地保护装置，在一个控
制室内集中控制的全部发电机可共用一套。
发电机励磁系统 篇3
关键词：励磁机 故障 维修
我公司自备电厂96年装备的QF-6-2型汽轮发电机，配1台ZLG-45型同轴直流励磁机，励磁机额定功率45kW、额定电压110V、额定电流235A，励磁调节使用手轮式磁场变阻器调节。投运以来运行正常，除使用过程中出现间歇性微弱火花外，未出现过其它故障情况。
2011年09月2#汽轮发电机大修，工作人员根据常规检查项目发电机及励磁机进行了常规项目的检查和试验后，09月23日根据生产衔接要求启动2#发电机，21时左右，2#发电机在并网过程中，运行人员在主控调节磁场变阻器由最大位置往减小位置旋转时，若正常情况下，缓慢旋转1/3圈后，减小励磁系统串入电阻，励磁电流增加，发电机端电压应逐渐升高至6.3kV，但监视表计发现发电机端电压一直保持在0.1-0.6kV左右，且未出现明显的上升趋势。
根据上述现象，检查发电机所有表计，转子电压（励磁电压）为-4V至-5V励磁电压，且极性改变。经过初步分析认为：因主控发电机保护装置未发出任何报警或保护信号，且在冲转前期，运行人员进行过认真的检查核实，机组已具备启动条件。发生电压不能正常升高后，运行人员又进行机组现场检查，未发现任何异常。说明发电机端电压不能正常升至额定电压主要问题来自于励磁系统。通过检查磁场变阻器、励磁机碳刷及接线、转子滑环及炭刷均无其他异常，判断励磁机回路没有了剩磁，不能正常自激建立工作磁场，导致不能正常升压。随即采用6.3V蓄电池给励磁机进行充磁，经过正反两次的充磁，发电机端电压仍不能正常升高，说明励磁机未能正常工作，未建立起磁场。
通过仔细分析，问题集中在励磁机本体故障上，检查发现励磁机输出电压极性改变，先期认为由于表计不准反映数据不真实，未怀疑接线问题。由于充磁不成功，怀疑恢复接线时接反了或在做试验时做反了。随后进行现场检查。现场检查励磁机接线发现，603、604主线接线正确，615、604测控线接线错误，并测量励磁机输出极性相反。如下图所示：
检查出现场接线出现问题后，立即调整接线，进行操作，调整磁场变阻器，励磁电流逐渐增大，励磁电压逐渐上升，但励磁电压极性改变，（转子电压表计电压变负值，励磁电流变为负值）发电机端电压逐渐正常上升。检查发现励磁系统整体极性已改变。
分析：由于错误接线方式励磁机励磁绕组短路，且将主磁级线圈极性反串入回路中，造成励磁电压反向，导致励磁输出正负极性改变，且不能正常升压。恢复原始接线方式后，由于线圈前次反串，励磁机励磁绕组剩磁方向改变，励磁电压输出极性仍然呈反向状态，励磁电流方向改变。
从整个状态来看，由于人为接线错误原因，发电机励磁磁极反向，进入发电机逆励磁状态。但由于汽轮发电机转向未改变，发电机本体的正常运行和使用影响不是很大。但在逆励磁状态下仍存在一些不良影响：①励磁机正负极性变反，使发电机发生逆励磁，在这种极性变反的过渡过程中，对发电机是有一定影响的。因为励磁电流减小时，发电机相当于失磁，要从系统中吸收很大的无功电流，而在励磁电流和变反的一段时间里，必有一个瞬间失步和同步的过程，只不过这个过程很快，一般未待处理就过了。②由于汽轮机转向没有变，发电机相序也不变，至于表计指示除前面提到转子电压和转子电流极性变反外，所有的交流表计指示不变。
由于本次发电机已正常并网，已确认发电机发生逆励磁，在旋转时励磁机不能通过外部能量进行磁场逆转，暂不必再解列处理，只需将励磁系统电磁仪表接线倒接，后台保护装置的转子电压和电流调整系数改为-1即可。等待以后发电机计划停机时，对励磁机磁场线圈予以人工逆励磁，使极性恢复，并将表计接线和保护装置的系数修改回来即可。
通过此次现场出现的问题，对于励磁系统运行和维护，要更加重视和熟知，因为励磁系统向发电机的励磁绕组供电以建立转子磁场，并根据发电机运行工况调节励磁电流以維持端电压和系统的电压水平，决定着电网与并联机组的无功功率分配，因此励磁系统的稳定对于发电机和电网的可靠性具有很大的意义，其直接影响发电机在事故下的变化状态，所以发电机对励磁系统可靠性要求很高。具体讲主要有：①励磁系统不受外部电网控制和影响，防
止电网出现故障时，电网与励磁系统相互影响，故障影响会越来越坏。②励磁系统本身的动态调整必须稳定，若不稳定，励磁电压波动，会严重影响发电机的电压波动，大型机组直接影响就近电网电压水平。③若电力系统故障，电网电压下降，发电机端电压下降时，励磁系统能够迅速提高励磁至峰值。即在强励作用下，对维持系统电压稳定及保护正确动作有利。所以，要求工作人员在今后的检修工作中，要集中精力，认真做好正常的运行和维护，尤其要加强励磁回路的运行和检修工作。在检修时，励磁回路接线必须正确，处理前做好记号和标示，防止发生误接或错接。另外，在做试验时，通直流电时要断开励磁回路，待测量完毕后再接通。如测试过程中励磁线圈必须通入直流电源，必须搞清极性，与励磁机的“正、负”极性对应，防止检修后再次出现以上状况。
参考文献：
[1]叶萍.船舶同步发电机励磁系统故障的事故树分析[J].机电设备，2012（05）.
[2]李长云.大型发电机励磁系统建模与参数辨识[D].山东大学，2005.
[3]何开教，方鸽飞，刘荣.发电机励磁系统调节参数对电力系统动态电压稳定的影响[J].机电工程，2012（01）.
发电机励磁系统的运行分析 篇4
关键词：发电机,励磁,运行
励磁系统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: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。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。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。
1 励磁系统的运行监督工作
做好励磁系统障碍和缺陷及处理情况的统计工作, 对统计资料进行分析, 并根据分析结果采取相应的措施, 以提高励磁系统的可靠性和电力系统稳定性。
1.1 励磁限制环节监督重点
1.1.1有进相运行工况的发电机, 其低励限制的定值应在制造厂给定的容许值和保持发电机静稳定的范围内, 并定期校验。
1.1.2自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的容许值内, 并定期校验。
1.1.3励磁系统内各限制器和各种保护的定值以及与相关继电保护装置动作特性之间的配合关系应正确。
1.1.4励磁调节器的自动通道发生故障时应及时修复并投入运行。严禁发电机在手动励磁调节下长期运行。在手动励磁调节运行期间, 在调节发电机的有功负荷时必须先适当调节发电机的无功负荷, 以防止发电机失去静态稳定性。
1.1.5电源电压偏差为+10%~-15%、频率偏差为+4%~-6%时, 励磁控制系统及其继电器、开关等操作系统均能正常工作。
1.1.6在机组起动、停机和其它试验过程中, 应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。
1.1.7定期用红外测温仪测量集电环和碳刷的温度, 夏季大负荷期间应缩短温度测量间隔, 一旦发现集电环与碳刷之间出现打火现象, 应立即停机处理, 避免事故扩大;运行中要始终保持碳刷和集电环通风顺畅。
1.1.8对新购进的碳刷进行验收。测定碳刷的固有电阻值, 测量碳刷引线接触电阻, 阻值要符合制造厂和国家标准。更换碳刷时必须使用同一型号的碳刷, 并且碳刷接触面应大于碳刷截面的80%。一次更换碳刷的数量不得超过单极总数的10%;碳刷弹簧的压力要符合制造厂家的规定。碳刷顶端低于刷握顶端3mm的碳刷应立即更换。
1.1.9运行中发现集电环上有油污时, 要采取办法清除。
1.1.10对励磁系统自动电压调节器 (包括电力系统稳定器, 即PSS) 自动投运率进行监督。投入率应满足相关标准及电网的要求。
1.1.11对励磁系统故障引起的发电机强迫停运次数和励磁系统强行切除率进行监督。因励磁系统故障引起的发电机强迫停运次数不大于0.25次/年。励磁系统强行切除率不大于0.1%。
2 励磁系统强励特性应满足以下要求:
2.1励磁系统具有短时过载能力, 电压强励倍数不低于2倍, 当发电机机端电压降至80%时, 仍有2倍强行励磁的能力, 其长期输出电流不小于1.1倍的发电机最大连续出力工况下的励磁电流能力。电流允许强励倍数为2。允许强励时间不小于20秒 (可以从0秒开始整定, 分辨率不大于1秒) 。
2.2发电机调差率为±10%连续可调。当励磁电流不大于1.1倍额定值时, 发电机转子绕组两端所加的整流电压最大瞬时值应不大于转子绕组出厂工频试验电压幅值的30%。系统事故导致发电机机端电压低于20%的额定电压值时, 可控硅保证可靠导通, 发电机不失磁。功率整流装置的一个柜 (插件式为一个支路) 退出运行时应能满足发电机强励及1.1倍额定励磁电流运行要求。
2.3风冷功率整流装置风机的电源应为双电源, 工作电源故障时, 备用电源应能自动投入。如采用双风机, 则两台风机接在不同的电源上, 当一台风机停运时应能保证励磁系统正常运行。冷却风机故障时应发信号。功率整流装置的均流系数应不小于0.85, 并定期进行检查。
2.4自动励磁调节器直流稳压电源应由两路独立的电源供电, 其中一路应取自厂用直流系统。
3 励磁系统限制功能应满足以下要求:
3.1自动励磁调节器的过励限制单元应具有与发电机转子绕组发热特性匹配的反时限特性, 在达到允许强励时间时, 将励磁电流限制在不大于额定值。强励电压倍数大于2倍的励磁系统应有强励电流瞬时限制功能。
3.2自动励磁调节器的低励限制特性应由系统静稳定极限和发电机端部发热限制条件确定。低励动作特性一般应计及发电机端电压的变化。
3.3自动励磁调节器的V/Hz限制特性应与发电机及主变压器的过励磁特性匹配。V/Hz限制及保护应有一定时延, 使发电机动态过程的励磁调节不受V/Hz限制单元动作的影响。自动励磁调节器应具有电压互感器回路失压时防止误强励的功能。
3.4励磁调节装置的各通道间应实现互相监测, 自动跟踪。任一通道故障时均能发出信号。运行的通道故障时能自动切换。通道的切换不应造成发电机无功功率的明显波动。空载起励电压不高于发电机机端额定电压的10%。
3.5自动励磁调节器应具有电压互感器回路失压时防止误强励的功能。励磁调节装置的各通道间应实现互相监测, 自动跟踪。任一通道故障时均能发出信号。运行的通道故障时能自动切换。通道的切换不应造成发电机无功功率的明显波动。空载起励电压不高于发电机机端额定电压的10%。
4 励磁调节器的调压范围应能满足以下要求:
自动励磁调节器的调压范围, 发电机空载时能在10-120%额定电压范围内稳定平滑调节, 整定电压的分辨率不大于额定电压的0.05%。手动调压范围, 下限不高于发电机空载励磁电压的5%, 上限不低于发电机额定励磁电压的130%。
5 励磁系统在发电机近端发生对称或不对称短路时应保证正确工作。励磁调节装置应具有过励限制、低励限制、电压/频率比率限制、电力系统稳定器 (PSS) 附加功能单元。励磁调节装置的各项限制和不正常运行时的调节通道切换应与发电机变压器组继电保护协调。
5.1自并励励磁系统引起的轴电压应不破坏发电机组轴承油膜, 否则应采取措施。
5.2励磁装置在一路工作电源失去和恢复时应保持发电机工作状态不变, 且不误发信号。
5.3大型发电机的励磁调节装置应有两个独立的自动通道, 通道间不共用电压互感器、电流互感器和稳压电源。这两个通道可并列运行或互为备用方式运行。
5.4手动励磁控制单元作为自动通道备用时, 应具有远方调整功能和跟踪功能。在自动通道故障时自动切到手动运行。
6 灭磁性能应满足如下要求
在强励状态下灭磁时发电机转子过电压值不应超过4~6倍额定励磁电压值。灭磁开关在操作电压额定值的80%时应可靠合闸, 在30%~65%之间应能可靠分闸。发电机转子过电压保护装置应简单可靠, 动作电压值应高于强励后灭磁和异步运行时的过电压值, 同时应低于转子绕组出厂工频耐压试验幅值的70%。起励电源容量一般应满足发电机建压大于10%额定电压的要求。起励成功后或失败时, 起励回路均应能自动退出
参考文献
发电机励磁系统 篇5
宋顺一，陈启胜
（深圳妈湾发电总厂，广东深圳 518052）
［摘 要］ 主要介绍了妈湾发电总厂针对300 MW汽轮发电机“三机”励磁系统运行中暴露出的运行可靠性较低问题所采取的几点技术改进措施，如HWTA稳压电源、保护限制逻辑和备用励磁切换等回路改造方案。
［关键词］ 自动励磁调节器；稳压电源；保护及限制；备用励磁自动切换
妈湾发电总厂是90年代初新建投产的4×300MW的火力发电厂，发电机均为哈尔滨电机厂生产的QFSN－300－2型汽轮发电机，励磁系统采用三机励磁接线方式，配HWTA型励磁调节器。备用励磁调节采用400 Hz感应调压器和隔离变压器经二极管全波整流等部件组成。
通过统计7年来的故障情况（见表1），可以看出：我厂发电机励磁系统故障主要出现在励磁调节器上，而AVR稳压电源故障占40％，限制和保护误动作共计40％。针对这些问题采取了改进措施。稳压电源的改造
1．1 设计不同电源供电
原励磁调节器是由双路400 Hz供电的。稳压电源的输入电压接电源变压器的副边，原边接副励磁机电压，实际上是1路交流供电。如果这路电源故障，励磁调节器将失去工作电压，这是非常危险的。因此将1路直流逆变电源通过二极管与400 Hz稳压电源的输出端并联，从而提高了电源工作的可靠性。1．2 选用可靠性高的逆变电源
在4号机组大修中，将原来运行极不稳定的2路电源换成辽宁朝阳电源厂生产的军工级的逆变电源，型号分别为4NIC－QZ45／15V／3A；4NIC－FD45／15V／3A。1路接400 Hz电源变压器的输出，另1路接厂用220 V直流。从近几个月的运行效果来看，更换后的逆变电源运行比较可靠，电压没有任何波动（见图1）。
1．3 更换稳压电源部分元器件
·励磁调节器原稳压电源使用ZL－1A型整流桥，平均使用寿命不到半年，将其更换成整流功率大，发热温升小，性能较稳定的ZL－3A型整流桥后，平均使用寿命提高3到4倍。
·对使用WB－724H型稳压管的电源调节板，在集成块的4－8号脚之间加1个0．01μF的电容后，稳压电源±15 V输出纹波电压由原来的40 mV下降到3．5 mV，稳定效果明显。
·对使用IC-317型稳压管的电源调节板，在其表面加装1块约是其面积2～3倍的金属片散热，可使集成块表面温度从42℃下降到28℃（用红外线测温仪现场实测稳压集成块表面温度）。
·将稳压电源调节板中可调电阻由原来的100Ω／1．0 W，型号为WX－1．0换成WX－2．5型，从而消除可调电阻因接触不良、质量不好带来稳压电源输出不稳的问题。对限制和保护的改进
HWTA励磁调节器具有高起始特性，一般均配有过励磁保护、最大励磁电流限制和三级瞬时电流限制保护。原设计为主励磁机的励磁电流达到过励保护定时限整定值或瞬时3段整定值时直流跳开发电机并灭磁。从原出口跳闸逻辑电路图可以看出Q2、Q4三极管的重要性，其中1个损坏就会造成大型发电机与系统解列。为此，对HWTA的原有回路进行了改进，如跳闸出口回路加启动闭锁。
根据HWTA厂家资料，一般现场AVR限制保护定值如下：
最大励磁限制
MEL＝1．05～1．1 pu
过励保护
OXP＝1．2 pu 瞬时电流限制Ⅲ
ICL＝2．2 pu
主励转子电流经3个分流器接入AVR的3个DC／DC变送器。从各保护限制整定值可以看出：当过励保护K22继电器或瞬时电流限制Ⅲ段K16继电器动作时，K10和K20继电器均先已动作，因此，将K10、K20继电器接点作为闭锁元件接入出口跳闸回路。设计电路如图2，增加K22和K16动作报警信号，判别保护和限制是否处于完好状态。自动投入回路改进方案
我厂4台机组励磁系统的一次接线如图3所示。
工程设计时考虑的运行方式为：发电机并网AVR正常运行时，41E开关合上，400 Hz备用励磁调节回路交流侧隔离刀闸FK合上，直流输出电压为零，直流侧QF开关断开，备励1路处于热备用状态。当运行人员发现AVR故障先兆时，由运行人员手合QF开关，再调节备励输出电压，然后再断开AVR交流侧41E开关。这种人工手动切换方式，在多数AVR故障时，难以起到避免发电机失磁的作用，应尽量解决备用励磁装置的自动投入问题。解决的思路是：
（1）AVR正常运行时，备励手动大致跟踪AVR的输出；
（2）由发变组失磁保护判别AVR故障先分开41E开关，利用41E控制把手位置不对应来合备励QF开关；
（3）发变组保护动作时跳开发电机，同时跳41开关及QF开关并闭锁备励自投回路；
（4）发变组保护加装发电机过电压保护，具体接线见图
3、图4。
利用发电机带自动励磁调节器的实际转子电压测出对应的备励空载电压值，从而得到1条跟踪曲线，运行人员只要参照曲线适当调整即可。结束语
（1）HWTA型励磁调节器原设计上就存在着一些缺陷，例如励磁调节的公用部分出现故障，低励限制器不能限制；调节器DC通道运行中发生失磁，低励限制也不起作用。这些问题在妈湾电厂4台机组上已作了合理的改进，效果明显。
（2）即使使用微机励磁调节器，仍可沿用上述设计思想。
发电机励磁调节器的动态试验研究 篇6
本台产品的型号为ODFPZ-335000/500，一个变压器油箱内有两个铁心和两个器身，两个器身上的绕组互相连接，结构很复杂，具体的绕组连接图如下：
图1 变压器绕组连接结构图
该变压器分为主体和增压两个变压器，主体变为3柱铁芯，主柱上绕有平衡绕组TV，调压绕组TAP，公共绕组CV和串联绕组SV；增压变主柱上绕有增压绕组BV和励磁绕组EV。采用这一结构的目的是为了降低有载分接开关的绝缘水平，设置了高低压等匝的增压变，增压变的励磁绕组与主体变的调压绕组相并联。调压方式为主体变恒磁通调压方式，增压变变磁通调压方式。
发电机无刷励磁系统改造 篇7
屯生建电厂3#发电机无刷励磁调节器由山东博山电器设备厂生产, 自1997年投运以来误动多次, 特别在2003年的一次误动事故中引起机组解列。该调节器为模拟型调节器, 已被淘汰。由于调节器调节速度慢、可靠性差、接线繁琐、故障频发, 已不能满足现代电力系统对动态品质及稳定要求。为此, 采用WLZ型微机型发电机励磁调节器装置代替原调节器, 该装置具有以下特点: (1) 调节器由两个硬件完全独立的通道构成, 每个通道均有AVR和FCR两种运行方式。通道间相互跟踪控制, 故障时实现快速无扰切换。 (2) 具备恒压PID、恒流PI调节, 有功补偿、无功调差;转子、定子电流限制器, 软件给定, 满足软启动、零启升压、自动跟踪, P/Q、V/Hz限制器, 励磁监视、装置自诊断等功能。 (3) 具有故障录波和记忆功能, 为处理故障提供依据, 缩短故障处理时间。 (4) 液晶显示、键盘整定、操作简便直观, 完善的励磁系统管理软件, 可随时查看发电机励磁装置实时运行状态参数及故障信息, 方便运行人员操作维护。 (5) 采用非线性电阻灭磁。在发电机内部发生故障能快速灭磁, 缩短故障点燃弧时间, 避免事故扩大。 (6) 调节装置安装在原励磁调节柜内, 节约了材料费用和安装费用。
通过控制励磁调节器可控硅的导通角, 向发电机的无刷励磁机提供一个可调节的直流电流, 实现直接自动控制发电机励磁, 稳定发电机机端电压, 抑制动态过电压;提供同步发电机无功功率及无功调节, 提供电力系统动态及暂态稳定性。
3#发电机无刷励磁系统改造后, 自2006年12月投运以来有效防止了因系统振荡引起停机解列事故发生。
发电机励磁系统调差系数分析 篇8
关键词：电压,励磁系统,调差
电压是电能质量的重要指标。合格的电压质量是电力系统安全运行的前提。发电机是电力系统中重要的无功源, 其电压支撑能力对电网电压水平具有重要影响。励磁控制系统作为同步发电机的重要组成部分在维持机端电压恒定、保证机组间无功负荷合理分配中起着至关重要的作用, 其电压无功调节能力决定着发电机机端电压水平。因此励磁系统参数的优化整定对提高发电机的效能及电网电压水平具有重要的意义。
1 励磁系统调差系数的概念
发电机电压调差是指发电机带负荷时机端电压的自然下降, 发电机电压调差率则是发电机带额定负荷时的机端电压自然下降的百分率。发电机有功电流变化对发电机端电压影响很小, 而且励磁调节只影响无功电流, 所以发电机电压调差率的定义是发电机功率因数为零、无功从零变化到额定无功时机端电压的变化率。
自然调差率又称静差率, 对于有差调节的励磁系统, 发电机负荷从空载到额定变化时, 需要有一定的端电压偏差来保证所需的励磁增量, 端电压偏差的百分值即自然调差率, 近似为励磁系统稳态增益KA的倒数。
2 自然调差与附加调差
附加调差系数, 在AVR量测回路引入一与无功电流成比例的电压, 使机端电压随无功变化而改变。
(1) 对于发电机出线直接并联的发电机AVR如为无差调节, 为了均流调节, 需采用附加电抗补偿, 所加的附加正调差即为发电机的电压调差。但因为发电机电压调差率的计算是以QÁ为额定, 而附加调差系数的计算是以SN为额定, 以便于核算补偿变压器电抗的百分值。两者的数值是不同的, 例如要求的电压调差率为Xc=3%, 当发电机额定功率因数为0.85时, 附加调差系数
(2) 对于发电机变压器组, 则需采用负调差, 以补偿一部分升压变压器电抗, 如变压器电抗为XT, 要求的调差率Xc=3%, 则附加的调差系数为:
式中:D为负值, 即负调差系数。因为XT以SN为标
么值, 所以D亦以SN为标么值。
设XT=11%, Xc=3%, cos 0.85, 由式 (1) 求得D=-5%, 如发电机的SN与升压变压器的SN不同, 则需进行基值换算。上例中附加调差为-5%, 变压器电抗的补偿度为 (5/11) ?100%?45%。发电机无功从零变化到额定时, 变压器高压侧电压下降3%, 发电机电压上升△Ut=D×sinφ=5%×0.53=2.6%。
(3) 对于发电机变压器组经一段输电线路并联时, 除要补偿变压器电抗压降外, 还要补偿输电线路的压降, 输电线路的电阻与电抗为同一数量级不可忽略。因此, 不但要补偿输电线路的电抗压降, 还要补偿其电阻压降。有功电流在电阻上的压降与端电压同方向, 可采用有功电流或有功功率作为电阻压降补偿。
(4) 扩大单元机组之间的电抗为变压器两低压绕组之间的电抗, 比变压器高低压绕组之间的电抗小很多。如果G1机与G2机的励磁独立调节则G1、G2机需有一定的正调差, 这时变压器高压侧的调节率就很大;如果G1机和G2机作为一台机组进行励磁调节, 或G1机与G2机采用成组励磁调节方式, 则可以采用负调差, 使高压侧的调差率保持在要求的水平。
3 正调差与负调差
所谓正调差就是励磁系统当发电机无功增加时, 让励磁装置检测到的机端电压“升高”, 反之则增大。其作用是调节机组间的无功分配, 防止发电机出口直接并联的机组简出现抢无功。
负调差与正调差符号相反, 即在无功增大时引入的无功反馈使励磁再增大些, 以补偿变压器的电压降 (或则说变压器的无功损耗变压器是有阻抗的) , 以使我们调节的电压 (无功) 尽可能对应电网 (主变高压侧) 的值。
为了使同一母线上并联运行发电机之间无功电流能稳定分配, 需要有一定的正调差, 要使发电机组电压保持相对“恒定”, 以提高电力系统稳定, 调差率又不能太大。现代励磁控制系统稳态增益很大, 自然调差率很小, 等于或近似于无差调节, 因此, 发电机出口直接并联的发电机的励磁调节器 (AVR) 应采用均流补偿, 此时的附加调差是正调差。对于发电机变压器组在高压侧并联的机组, 由于升压变压器电抗大, 发电机无功负荷增大时, 高压母线电压下降过多, 不利于稳定运行, 需要采用负调差以补偿变压器电抗, 负荷增大时机端电压上升, 以补偿一部分变压器电压降, 但在并联运行点的高压侧, 负荷增大时, 电压仍略有下降, 以保持无功的稳定分配。国外大部分资料把正调差称为均流补偿, 负调差称为变压器电抗补偿。
4 结论
4.1 发电机有较大的调差率有利于无功稳定分配。从过去的运行经验, 电压调差率不小于3%~4%时, 发电机无功能稳定分配。
4.2 从提高发电机组高压母线电压精度、提高电力系统的静态稳定及电压稳定的目的出发, 均要求发电机组有较小的调差率。
发电机励磁系统的实测与建模研究 篇9
我国提高电网输送能力工程的逐步实施,对电力系统稳定计算提出了更高的要求。以前大部分电网采用Eq'恒定的发电机模型或与实际相差甚远的励磁系统模型和参数进行计算,已不适应电网规模的扩大和系统动态稳定性分析的计算[1]。例如采用发电机Eq'恒定模型分析2个区域电网联网,已不能反映电网的真实情况,甚至得出这2个区域电网无法联网的错误结论,严重制约了电网输送能力的提高。因此迫切的要求使用发电机Eq″变化模型,并在计算中加入励磁控制系统模型。同时,互联电网的动态稳定问题较突出,需要研究较长的计算过程,研究电力系统稳定器的配置和参数整定,要求能代表现场运行设备真实运行状态的计算模型参数。
由于系统中大多数主力机组没有实测过励磁控制回路和调速控制回路的传递函数框图和参数,计算中没有能正确反映实际运行设备运行状态的数学模型和参数,而是使用典型参数[1,2]。因此迫切需要进行现场励磁设备和调速设备运行参数的实测工作,并得出稳定计算用的数学模型和参数。目前我国尚无可供电网间进行数据交换的手段,因此,建立规范化的全国发电机、励磁、调速系统计算用设备参数数据库,可为全国联网、西电东送工程的系统稳定分析及电网日常生产调度工作提供方便、准确的计算数据[3]。
除此之外,我国电力行业对发电机励磁控制设备的运行性能监管不力,新机及老机改造后投产时对励磁控制系统、调速控制系统的技术性能指标没有执行严格的验收制度,造成一些关键机组的励磁控制设备达不到国标要求甚至差的很远。
为解决上述问题,切实有效地提高电网输送能力,本文对励磁系统实测、建模、管理进行研究,并在实际算例中进行仿真验证。
1 发电机励磁系统参数测试及方法
随着我国电力系统规模的不断扩大,特别是全国联网的进行,系统的稳定问题越来越突出,对电力系统稳定分析计算的要求也越来越高。为了进一步提高电网输送能力,就必须建立一整套发电机励磁系统实测与建模方法,得到符合实际的模型和参数,建立比较精确的计算用数据库。
本文根据工程实践过程中获得的数据及收集到的资料,并结合以往进行励磁模型参数测试、辨识工作的经验,对发电机励磁系统参数测试及方法进行深入分析,提出一整套确定励磁系统参数的方法。论文将发电机励磁系统实测方法及内容细分为4部分:发电机试验方法及确定的参数、副励磁机空载特性试验、励磁机试验方法及确定的参数、励磁调节器试验方法及确定的参数。
1.1 发电机试验方法及确定的参数
对于发电机来说,需根据发电机空载特性确定发电机转子电流和电压的基准值,发电机空载试验的试验步骤如下:1)发电机保持额定转速不变;2)发电机空载或带空载主变;3)从零逐渐增加发电机励磁电流,直至发电机电压达到1.2倍额定电压;4)分10～20点记录发电机励磁电流和发电机定子电压;5)逐渐减少发电机励磁电流到零,记录发电机励磁电流和发电机定子电压。
根据发电机空载试验结果,可推导出如下参数:1)发电机励磁电流的基准值IFDB;2)发电机励磁回路电阻的基准值RFDB;3)转子电压的基准值UFDB=IFDB×RFDB;4)发电机饱和系数。
1.2 副励磁机空载特性试验
对于副励磁机来说,本文经过分析研究,认为应当重点进行副励磁机空载特性试验,主要测试方法如下:
(1)副励磁机保持额定转速不变。
(2)励磁调节装置接电阻负载,电阻的选择应保证能输出强励电流。
(3)逐渐调整可控硅控制角增加负载电流,直至达强励电流。
(4)分10～20点记录副励磁机负载电流和副励磁机电枢电压(注意应该测量整流器侧而非励磁机侧电压)。
(5)也可以在运行中测量空载及不同负载时副励磁机的输出电压,延伸求得强励时的输出电压。
1.3 励磁机试验方法及确定的参数
对于交流励磁机不可控整流器励磁系统,计算中需计及电枢反应,并考虑换弧压降和饱和的影响。因此,应测量交流励磁机的空载特性、负载特性和空载时间常数。对于直流励磁机的参数测量,试验方法参照交流励磁机:1)交流励磁机空载特性试验;2)交流励磁机负载特性试验;3)励磁机空载时间常数测量;4)励磁机励磁电流最大瞬时值限制单元测量。
根据上述励磁机空载和负载特性试验,可以确定如下励磁机参数:
(1)主励磁机励磁电流的基准值Iefb:在励磁机空载特性曲线气隙线上产生1个标幺值的发电机转子电压UFDB时所需的励磁机励磁电流为主励磁机励磁电流的基准值Iefb。
(2)主励磁机励磁回路电阻的基准值Refb:在进行稳定计算时励磁机励磁回路电阻应为额定工况下的电阻值(计及励磁机至AVR盘电缆电阻),励磁机励磁回路的电阻随着温度的升高按照铜的温度系数增加,因此,需对根据空载特性试验计算得到的电阻值进行修正。
(3)励磁机励磁电压基准值Uefb为:
(4)励磁机饱和系数的确定。
根据励磁机空载特性确定励磁机在下述3个工作点的饱和系数,即:1)Semax:对应强励电压工作点的饱和系数;2)Se0.75max:对应75%强励电压工作点的饱和系数;3)Se0:对应额定励磁电压工作点的饱和系数。
在图1中,曲线2为励磁机空载特性曲线,曲线1为励磁机空载气隙线,则励磁机饱和系数计算公式为:。
(5)不可控三相全波整流桥换相电抗压降系数Kc。
不可控三相全波整流桥换相电抗压降系数Kc可以用下面的公式计算:
式中:SN,UN,Xde",X2e分别为交流励磁机额定视在功率、额定电压、次暂态电抗和负序电抗;RFDB为发电机励磁回路电阻的基准值。
(6)交流励磁机负载电流IFD去磁作用系数KD。
KD反映了发电机转子电流即励磁机的负载电流对励磁机的去磁作用。
在图2中,VE'为发电机励磁电压,交流励磁机空载特性曲线上与之对应的励磁电流为Ifea,交流励磁机负载载特性曲线上对应的励磁电流约为Ifeb,则有:
1.4 励磁调节器试验方法及确定的参数
励磁调节器特性和参数由其各个单元组成。应分别测定励磁调节器各个单元特性和参数。励磁调节器的主要单元有:电压测量单元(包括发电机电压及各种反馈信号)、无功调差单元、PID (串联校正)单元、发电机励磁电压(或励磁机励磁电流)软负反馈(并联校正)单元、励磁机时间常数补偿单元、移相、触发和整流单元等[4]。
根据论文的分析研究,励磁调节器的参数主要通过以下试验步骤来完成。
(1)首先根据电路图(模拟式)或制造厂家提供的资料确定各部分的模型,再测定各个单元的输入和输出特性,然后根据试验数据拟合出参数(增益和时间常数)。近几年的研究结果表明分级测试及预先确定模型能保证参数测试的准确性。
(2)每个单元的输入和输出特性的测量可用时域法(一般使用阶跃响应法)和频域法,根据测量结果和确定的模型进行参数拟合。
(3)对于微机型励磁调节器,如无法测定环节(特别是PID单元)的模型和参数,应要求厂家提供环节的模型和参数,通过发电机空载阶跃响应结果与仿真结果比较验证模型、参数及编程的正确性。
2 发电机励磁系统建模实例分析
为验证发电机励磁系统参数测试及稳定计算励磁系统建模的有效性,本文以某水电厂1号机励磁系统建模为例,对上述方法进行验证,计算结果证明了上述参数测试和系统建模的正确性。
2.1 原始数据准备
以某水电厂1号机为例,基本数据如下:额定容量611 MW,额定有功功率550 MW,额定定子电压18 000 V,额定功率因数0.9,额定频率50 Hz,开路瞬态时间常数Tdo'10.0 s,励磁顶值电压1 259 V,励磁顶值电流5 800A,稳态负序电流I2/In12%,瞬态负序电流I2/Int2,飞轮力矩GD2tm2,惯性时间常数8.72 s,额定励磁电压283.3 V,额定励磁电流2 550 A,空载额定励磁电压159.2 V,空载额定励磁电流1 432 A。
该水电厂励磁系统为自并励励磁系统。主要由励磁变压器、励磁调节器(双通道、微机调节器)和可控硅整流桥(三相全控)组成。励磁调节器采用比例+积分的调节规律(即PI调节器)。根据该水电厂机励磁系统硬件结构,设备制造厂家提出了如图3所示的数学模型框图。
图3中:Vref为参考电压;Vt为发电机电压;Ka为比例放大系数(1～200);Ta为积分时间常数;Kp为顶值电压倍数(p.u.);T为1/工频;Vce为顶值电压;Efd为磁场电压(p.u.);Vs为PSS输出电压(p.u.)。
由图3可知,设备制造厂家提供的自动电压调节器的模型中,有一项为指数函数,在电力系统分析计算程序中,—时难于实现,同时,由于为工频的倒数,即0.02 s,是一个较小的值,因此可以把e-ST按泰勒级数展开,并取一次近似值可有e-ST,≈1-ST,则有。为表达电压测量环节的滞后,可用表示电压测量环节。(1+sT/6)为考虑三相全控整流桥的0.003 s的纯滞后时间,通常也可以用0.02 s。把Kp合并到Ka中,并考虑实际使用中有Th=T后,可以得到励磁系统的的数字模型如图4所示。
图4所示的模型框图在电力系统分析综合程序和BPA程序中可以找到相应的模型,因此图4所示的模型框图可以作为该机组电力系统稳定计算用的励磁系统数学模型。
其中,Vref为参考电压,Vt为发电机电压,Ka为比例放大系数,Ta为积分时间常数,VRmax,VRmin为发电机电压为额定值时励磁系统的最大和最小输出电压,Efd为发电机励磁电压,Ifd为发电机励磁电流,Kc为换弧压降系数,Vs为PSS输出。
该电厂的电力系统稳定器为加速功率型电力系统稳定器。完全由软件编程实现。其模型框图如图5所示,其中M为机组惯性常数。图5中,黑框内是用来模拟发电机组的机械功率的模型框图。在一般的稳定计算中,也可以直接取机组的机械功率代替之(例如,在使用BPA程序时,可使用SP型PSS模型,与之完全等效),当机组的机械功率不发生变化时,例如,在小扰动计算中,也可以不考虑模拟机械功率部分的模拟,而采用图6所示的模型,其中:K=G·Tw/M。
2.2 励磁系统参数计算
由发电机空载特性可确定发电机励磁回路的计算基准值及模型参数。
(1)发电机励磁电流的基准值IFDB。
选取发电机空载特性曲线气隙线上与发电机额定电压相对应的发电机励磁电流为基准值:Ifb=1 300 A。
(2)发电机励磁回路电阻的基准值RFDB。
选取发电机额定运行工况温度下的励磁绕组的电阻值为其基准值,或选取发电机额定励磁电压与额定励磁电流之比为基准值[5],RFDB=UFDN/IFDN。则:
(3)发电机励磁电压的基准值UFDB。
(4)根据发电机空载特性可计算模型需要的饱和系数。
对应发电机额定电压的空载气隙线电流为1300 A,实际电流为1 432 A,则SG1.0=(1432-1300)/1300=0.105
(5)静止整流器换相压降系数Kc的计算。
励磁变压器供电的三相整流桥换相压降系数Kc可以用公式(4)计算:
式中:SN,UN,Xk分别为励磁变压器的视在功率、额定电压、短路电抗和发电机励磁回路的基值电阻。
将相应参数代入式(4)计算,可得:
(6)励磁系统最大输出电压和最小输出电压的计算。
可控硅整流器的最小控制角为23°,最大控制角为140°,发电机电压为额定值时的最大输出电压即
转换成标幺值,有:
2.3 稳定计算用励磁系统数学模型和参数
某电厂励磁系统的稳定计算用数学模型可以选择为“FV”型励磁模型,或12型励磁模型。根据2012年区域电网稳定计算的要求,根据现场试验结果,某电厂的PSS的参数的设定植为:
使用电力系统分析综合程序的用户,可以选用PSASP程序的自定义模型13型PSS模型。PSS的模型参数为:
使用BPA(中国版)的用户,可以选用SP型PSS模型。PSS的模型参数为:
2.4 仿真计算结果
以图7所示的单机无限大母线系统进行仿真,检查PSS的阻尼效果。以跳开一条线路电抗为10.0 p.u的线路(使线路电抗从0.059 64p.u.增加到0.06 p.u.,约增加0.6%)方法,产生扰动。
图8为本机振荡频率的阻尼效果;图9为对0.25Hz左右的振荡的阻尼效果。0.3 Hz和0.1 Hz的振荡频率是通过增大机组的惯性常数来达到的。由图8和图9可见,PSS对本机振荡频率和0.25 Hz左右的振荡都有正阻尼作用。
经过对某水力发电厂励磁系统原始资料的收集、现场试验、分析、仿真计算,选定了稳定计算用某水力发电厂稳定计算用励磁系统和电力系统稳定器模型,确定了某水力发电厂稳定计算用励磁系统的模型参数和电力系统稳定器的模型参数。仿真计算表明,选用的模型和确定的参数基本上反映了某水力发电厂励磁系统和电力系统稳定器的特性,可以用于电力系统稳定计算。
3 结论
本文在大量技术研究与工程实践的基础上,对发电机励磁系统的实测和建模进行了深入研究,将发电机励磁系统的实测建模经验进行了系统总结和提高,介绍了一整套发电机励磁系统参数测试、稳定计算用励磁系统建模的方法,为提高互联电网仿真计算精度,提高电网输送能力奠定了良好的技术基础。
在本论文研究的基础上,本论文建议:继续开展发电机励磁系统(包括PSS)参数的实测工作,对所有200 MW及以上容量的火电机组和50 MW及以上容量的水电机组的励磁系统参数进行实测,以便在系统方式计算中采用能正确反映实际运行设备运行状态的数学模型和参数,得到更加接近真实的结果,为采取提高稳定性的措施提供可靠的科学依据。这将进一步提高电力系统的安全稳定运行水平,增加现有输电网络的输电能力,提高互联电网的经济效益和社会效益。
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发电机励磁系统 篇10
1 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。
1.1 根据实际情况分析逆励磁的原因
具体情况有两种。
第一种是在升压时励磁机容易出现逆励磁现象。由于新的发电机还没有开始运行,所以其励磁比较弱。在进行电压试验时,如果把正负极接错,那么剩余的励磁会被抵消或者改变它们的方向,导致励磁机逆励磁。
第二种是在发电机运行过程中,因为以下原因导致励磁机逆励磁。
(1)发电机在进行轻负荷运行时,励磁电流比较小,如果增加负荷,会使电枢电流增大,从而产生电枢反应,励磁机磁场也会被削弱。励磁机的磁场无论是通过手动调整还是自动调整,都无法瞬间增加励磁。所以,励磁机的磁场有可能会被抵消,也有可能变反。
(2)当系统出现短路时,发电机定子绕组中会出现一个瞬时电压,若其方向与本来的电压相反,那么励磁电压就会被抵消,导致励磁机的磁场变反。
(3)励磁机励磁回路断开后再接通,也会导致逆励磁。当磁场变阻器的调节部位松动时,图1(a)中表示正常情况下流过转子绕组和励磁绕组的电流。如果励磁机的励磁回路断开,那么里面的电流会瞬间消失,发电机转子因为存在某种作用,可以在很长时间内使转子绕组里的电流方向不发生变化,所以励磁机的电枢正负极会发生变化。图1(b)表示励磁回路再次接通,电流会回到励磁机的励磁绕组,方向和正常运行的方向相反,使励磁机极性发生改变,导致发电机逆励磁。图1(c)表示在出现逆励磁时,发电机会受到严重的冲击。由于发电机失磁,发电机需要吸收系统中的电流,在变向时会出现不能同步的现象,而达到同步就能够产生较大的电流。
1.2 逆励磁故障的处理
判断逆励磁故障时,虽然励磁机的磁场极性发生了变化,但是依然可以建立电压,所以没有必要停止运行,将励磁的电流表和电压表正负极对调即可。当然,自动励磁装置不需要安装。若是出现停机,给励磁机励磁绕组充磁,就可以恢复两表原来的接线。
2 发电机升不起电压
新的发电机运行到规定转速时,若出现电压升高现象,减少励磁电阻,发电机升不起电压,这时需要检查励磁回路是否存在断线,电刷位置是否合适,接触是否存在不良问题。如果不存在这些问题,励磁电压表显示的数值较小,说明励磁组正负极方向变反,只需将励磁绕组正负极对调即可。若励磁电压表没有显示数值,则需在励磁机励磁绕组安装直流电源以便进行充磁。
在维修发电机的过程中,如果出现接线错误问题,将励磁绕组的正负极接反,再次运行时,励磁机励磁绕组中流过的电流出现的磁通与铁芯的剩磁通方向相反,这样剩磁会被削弱或消失,因此电压也无法建立。在做通直流电试验或自动励磁装置试验时,不要断开励磁回路。若直流电流产生的磁通方向和剩磁方向相反,那么也会导致剩磁消失,需使用外加电源进行充磁。
为避免出现常见的故障,在维护发电机时,励磁回路接线必须准确,线头须有标示牌,这样励磁回路线路就不会接错。在测量直流电电阻时,先断开励磁回路,测量完毕后再接通。如果不可以断开,要保持通入直流电的正负方向和励磁机的正负方向一样。
电刷位置要保证安装规范,避免接线接错导致极性方向发生变化。电刷必须和换向器接触良好,这样电路就不会断开。
3 发电机失磁故障
在发电机运行过程中,如果其励磁电流消失,那么转子磁场也会消失,这就是发电机失磁。
3.1 发电机失磁时的现象
a.转子电流表显示的数值为零或者接近零,校正装置和复励电流会有所增加。
b.定子电流明显增加并出现摆动。当发电机出现失磁现象,定子电流会越来越少,达到一个数值后又慢慢增大,甚至超过规定数值。这时,只有从电网中吸收大量的无功,才能保持发电机的正常运行,随之也会引起定子电流的增大。
c.发电机两端电压和发电机母线电压出现下降和摆动。
d.有功表显示的数值减少并出现摆动,若无功表显示的数值为负。
e.转子电压表显示的数值标准,如果是因为转子短路导致失磁,电压会有所下降;如果是转子开路导致失磁,电压会有所上升。
f.功率表的指向进相。由于发电机是在失磁的情况下运行,向电网发出容性无功,也就是发电机电流大于前端电压,发电机开始进相运行。
g.以上装置出现周期性摆动,汽轮转速越来越高,频率也随之升高,但是危急保安器却没能运行。
3.2 发电机失磁的处理
当发电机容量在电网中占有的比例增大时,出现失磁现象会导致电网电压大幅度下降,造成电网振荡和电压崩溃,从而发生大面积的停电故障。此时,失磁发电机必须快速和电网脱离,并停止运行进行详细检查。当发电机容量在电网中占有的比例减少时,电网能够提供其需要的无功,这样电网电压就不会降的太低,失磁发电机则不需要马上同电网解列,可使其在条件许可下开始异步运行,但通常不能越过30分钟。
当水轮式和绑线式汽轮发电机失去励磁时,因为本身的结构特点,不可以在无磁时运行,必须马上同电网解列。当整体式转子的汽轮发电机失去励磁时,不需要马上同电网解列,能够通过一定的措施使其尽快恢复励磁。这时首先要检查自动灭磁开关有没有发生跳闸现象。一旦自动灭磁开关发生跳闸现象但发电机的开关却没有发生跳闸现象时,要停止使用自动励磁调整装置,将灭磁开关闭合,便能够慢慢恢复励磁。一旦在调节过程时,磁场变阻器的接头有接触不良现象发生,则可通过转动磁场变阻器手轮来观察是否能够恢复励磁。
4 结语
本文根据实际生产过程中的实践经验,并查阅大量相关资料文献,具体分析了发电机励磁系统一些经常性发生的故障,并提出了针对这些故障的解决办法,为实际操作中的机组能够安全可靠运行提供了一些理论参考。
参考文献
[1]孙兴喜.浅谈发电机励磁系统[J].河南科技,2015,(23).
[2]李慧磊,陆本光,陈思源,高洋.某大型水轮发电机励磁引线烧毁事故原因分析[J].西北水电,2015,(3):67-70.
[3]梁晓东.水电厂励磁系统改造中的问题和对策[J].企业技术开发,2016,(4):71-73.
[4]韩茜丹,苏士阔.水力发电厂励磁系统的优化分析[J].建筑知识,2016,(3).
发电机励磁系统 篇11
关键词：直流电机；励磁过压；过温；换向火花大显示对应的拉丁字符的拼音
中图分类号：TM31 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）29-0082-02
1 驱动及调整改造需要
平台泥浆泵采用的是直流电机驱动：电机型号为GE782（800 HP 750 VDC 励磁电流50.5 A 励磁回路100v 40-60a），调速系统原先是西门子的模拟电路调速。属于20世纪70年代产品，因年代久系统故障率高，备件采购成本高且有些配件厂家已不再提供。因此，需要对原调速系统进行升级改造。使调速系统由原来的模拟控制改为数字控制。因为后者具有以下优点：
①精度高、速度快、存储量大，有强大的计算、调节和逻辑判断功能，可实现许多过去无法实现的高级复杂的控制方法，从而获得快速、精密的控制效果。
②可以在统一的硬件电路和基础软件上，根据现场需要调整软件设计来实现不同的控制系统要求，既标准，又灵活，成本低。同时也为系统开发和升级提供方便，可靠性高。
③有强大的诊断、报警、数据处理及数字通信功能，为实现远程控制、集中控制提供了条件。
由直流电动机的转速公式：n=U/CeΦ-TM×（Ra+Rj）/CeCMΦ2
式中：U为电枢电压；Ce为电动势常数；CM为转矩常数；TM为电磁转矩，TM=CMΦIa；Φ=NIf磁通量；Ra为电枢电阻；Rj为电枢回路调节电阻。
可见只要改变电枢电压U，或者改变励磁电流If，或者调节电枢回路电阻Rj。那么转速n都会相应的改变。此次升级采用了现在比较成熟和普遍的调节电枢电压调速方案。
2 升级改造方案
设备升级改造的提供方从成本考虑，其解决方案是：使用小功率的直流调速器SIMOREG DC-MASTER系列6RA7018-6S22 0型。
因为泥浆泵原有电机为GE752型，额定功率800HP， 额定电压750 VDC；励磁电压100 VDC，励磁电流 50.5A。然而此型号的整流控制器功率小，不能直接驱动600v伏KP1600A型SCR，所以要在脉冲触发电路上增加功率放大环节。实际的接线如图1所示。
3 改造后出现的问题
在系统投入运行一段时间后，我们发现泥浆泵电机出现以下问题：
①电机电枢铁心过温，用红外温枪测试，在正常负荷下温度85～93℃。
②电动机发生过烧毁，经检测是励磁绕组断相。
③运行时换向器火花大，换向器表面有比较严重的烧蚀；
④碳刷磨损速度快，正常钻井生产平均20d左右更换一次碳刷。
⑤电机启动冲击大，电机传动轴发生疲劳剪断。
4 分析问题原因
然而，对比改造前后的工作环境（负载转矩和转速）和电机都没有变化，冷却风机的风压和风量也没有变化。问题应该出在整流调速系统上。经检测我们发现整流调速器柜上的电量仪表读数与实际值差别很大，尤其是励磁电流，表上显示是50A但实际值是62.5A，相差很大。为什么会有这么大的差别呢？对照推荐接线图和实际设计接线图，能够发现因为电压不同驱动的SCR，为了“小马拉大车”在实际设计中增加了用户自己制作的驱动放大板和励磁整流部分，这与原厂的设备匹配会存有差异。而如果还采用原先的整流器板载仪表驱动电路，那么一定会有现实上的误差。以励磁电流表为例，励磁电流表的显示值通过图2所示计算得出。因为改造后所采集到的基值不精确，比例值和偏移值的设置误差，使输出结果不能真实反映现实的励磁电流。
如果以此值作为优化系统、设定和调整的依据，那么必然出现误差使电动机工作在非额定状态——过励磁运行。电机工作在过励磁电流下就会出现上述的一些列问题：
①电机过热。因为励磁绕组的电阻热Q=If2Rf（If励磁电流Rf励磁绕组电阻），当励磁电流增大时，产生的电阻热增加，电动机的温升升高。当持续温升大于电机的散热时，电机出现热绝缘疲劳，严重时因为过热绝缘击穿最终烧毁。另一方面，励磁电流过大，铁心过饱和，部分磁力线要通过电机外壳等构成回路，使机壳因涡流产热，使电机温度进一步升高。
②碳刷磨损快，换向器表面火花点蚀严重。励磁电流过大以及交轴电枢反应现象增强的共同作用，使换向电流火花变大。在换向器表面产生的火花烧灼换向器，使换向器表面产生很多的点蚀降低换向器表面的光洁度，反过来粗糙的换向器表面增加了对碳刷的磨损。
大励磁电流产生的电火花，也使得碳刷的组织结构发生改变，耐磨度降低。
③启动冲击大。电动机的转矩：TM=T2+T0= TM=CMΦIa
式中：T2 为负载转矩，T0为空载转矩。当励磁电流增大时磁通量增加，电动机的转矩增加转速降低，在启动时电磁转矩除了克服负载转矩和空载转矩外，所余用来使系统加速。即TM=T2+T0+J×dΩ/dt（式中，J为转动惯量，dΩ/dt为角加速度）。可见当励磁电流增大时，电磁转矩增大，而在启动时负载转矩很小，电磁转矩主要转变为系统的加速上了，所以启动时的冲击力很大，电机输出轴上承受很大的剪力，时间久了就会出现疲劳损伤。
3 结 语
找到使电动机工作环境恶化的原因和产生不良后果的理论分析，我们将原先的励磁电流表，改成在励磁回路串接分流器直接驱动直流电流表，并重新校准励磁电流和重新做系统优化。经调整后开机试验电机工作平稳。后经长时间工作检验，换向器火花明显减小，碳刷使用寿命显著延长，电击温升稳定在正常范围内。前期的问题得到了有效解决。
参考文献：
[1] 《钢铁企业电力设计手册》编委会.钢铁企业电力设计手册[M].北京：冶金工业出版社，1996.
发电机励磁系统强励指标与试验 篇12
发电机励磁系统强励的指标对电网的暂态稳定以及发生故障时继电保护动作的可靠性具有至关重要的影响。为确保电网的安全稳定运行,电监会要求新投运机组在进行安全评比时需提供发电机强励试验报告。但在已发布的电力标准中并没有明确的、切实可行的强励试验方法。本文主要探讨强励试验的性能指标和试验方法。
1 强励试验的性能指标
强励倍数及励磁电压上升速度是衡量励磁系统暂态性能的重要指标,励磁系统国家标准及国家电网公司的企业标准中对这2项指标都有明确的要求[1,2,3,4,5]。强励的稳态灵敏度要求自动电压控制(AVR)在发电机机端电压不低于当时运行电压的95%时能充分强励,或机端电压不低于80%时能瞬时提供强励,且励磁电压上升速度达到相关标准要求。这就要求励磁系统不但要有较高的稳态增益,还要有较高的动态增益。
1.1 强励倍数
电力行业标准规定强励倍数(Kv)一般为2倍,国家标准则规定Kv不小于1.8倍。较高的强励倍数有利于提高电力系统暂态稳定和电压稳定,这样规定既具有一定的强制性,又具有相对的灵活性。用户在设计及订货时应按Kv为2倍提出要求,如供货方提供的Kv为1.8倍,也可以认为达到标准,但Kv不能低于1.8倍。由于自并励系统强励倍数随机端电压变化,而系统故障时机端电压在0.5 s内的平均值低于额定值,过去的标准曾要求自并励系统强励倍数按额定电压的0.8计算。近年来的系统稳定计算表明,同样强励倍数按额定电压计算自并励系统的暂态和电压稳定的能力并不低于交流励磁机励磁系统,因此在新制定的自并励标准中规定,强励倍数按额定电压计算,这有利于提高自并励装置的可靠性及经济性。
1.2 强励上升速度
在发电机发生故障时,要求励磁系统能够快速励磁以保持电压的暂态稳定;在短路故障切除后,也要求发电机定子电压有较快的增长,这就要求励磁电压有快的增长速度[6]。在自并励等快速励磁系统中,励磁电压增长速度以励磁系统电压响应时间来表示;常规励磁系统中以励磁系统标称响应来表示。励磁系统电压响应时间指在规定的条件下,励磁系统达到顶值电压与额定负载时磁场电压之差的95%所需的时间,一般要求不大于0.1 s,下降时间不大于0.15 s。励磁系统标称响应指励磁系统电压响应曲线在0.5 s内的平均上升速度,一般要求达到v≥2,一般励磁机需采用叠片设计或励磁系统来适当提高电源电压并采用励磁硬负反馈以减少励磁机等效时间常数。
1.3 强励时间
相关标准规定,励磁系统允许强励时间一般要求为汽轮机不小于10 s,水轮机不小于20 s。用户在设计或者订货时,还需参考发电机转子的短时过电流能力的参数。一般在励磁系统中的整定原则是:相对于2倍的额定励磁电流时,允许时间为10 s(水轮机通常为20 s);1.1倍额定励磁电流时,允许长期运行。强励持续时间一般在发电机制造厂测试,实际测试中不要求。
2 强励试验方法
2.1 试验预估
试验在电网中进行,因此要充分考虑电网的稳定与安全问题。首先要确定试验条件,预估试验对电网的影响。一般来说,强励发生在定子电压突降或电压给定值突增,幅度为20%,过小达不到强励或会过早退出强励。现场试验可以按照电压给定突增并维持0.2 s返回原给定值进行顶值电压测量。常规励磁系统,可进行0.5 s持续时间的电压突增,这样可以确定标称响应,却无法测量顶值电压。
2.2 试验方法
(1)差值电压突变的方法:1)将调节器电压输入信号突降,微机调节器可以设计程序强制将电压测量量突降,模拟调节器可以将TV信号经过变阻器串联或者分压方式引入调节器或者通过改变发电机电压取样电阻的方法来模拟发电机电压突降;2)将调节器电压给定值突增。
(2)确定电压差值突增量,一般为20%,也可进行预先仿真计算确定。
(3)强励持续时间。快速励磁系统强励持续时间一般为0.2 s,个别需要0.4 s,常规励磁系统为0.5 s。
(4)试验状态。发电机并网运行,电力系统稳定器(PSS)退出,自动调节方式,发电机励磁电压达到额定方式(额定有功,额定无功),在该运行点运行一段时间,使转子绕组温度达到稳定,并记录励磁电压和励磁电流。
(5)模拟调节器电压突降或电压给定突增,观察励磁电压达到强励限制时间时恢复正常信号,使调节器退出强励。
(6)录取波形。自并励励磁系统录取励磁电压、励磁电流和发电机定子电压波形。常规励磁系统录取励磁机励磁电压、励磁电流,发电机励磁电压、励磁电流和定子电压波形。
3 数据处理
对于自并励静止励磁系统,需要把测量获得的最大励磁电压折算到规定的机端电压值下的顶值电压倍数,还需要测量电压响应时间,即自调节器电压信号突变开始到励磁电压达到最大值与额定励磁电压之差的95%的时间。
无刷励磁按照励磁机励磁电压计算。对于已经建立励磁系统模型的无刷励磁,可以在核对励磁机励磁电流强励特性与实测结果一致后计算获得强励励磁电压特性。
4 强励试验实例
本次试验在一台300 MW火电机组上进行,试验工况为机组带额定有功,无功为120 MW。在励磁调节器上进行20%正阶跃,阶跃持续时间为0.2 s,录取的试验波形如图1所示。
从图1可以看出,励磁电流已经达到限值,出现明显的削顶现象。
4.1 计算顶值励磁电压倍数
由图1中可得UFDmax=822.754 V,对应UT1=21.498kV,IF1=3 697.13 A
则:
顶值电压倍数Kv=Urmax×Ufb/UfN=6.49×124.78/365=2.22 p.u.
如按80%额定机端电压计算,励磁系统顶值电压倍数也可达到80%×2.22=1.77 p.u.
以上计算中:UFDmax为励磁电压最大值,U*fdmax为其对应标幺值;UT1为UFDmax对应的发电机定子电压,U*tl为其对应标幺值;IF1为UFDmax对应的发电机励磁电流,I*fl为其对应标幺值;U*rmax为励磁输出最大标幺值;Ufb、Ifb、UfN分别为励磁电压基值、励磁电流基值和励磁电压额定值;Kc为整流器换相压降系数。
4.2 计算励磁系统电压响应时间
额定励磁电压标幺值为365/1 24.782=2.93 p.u.,强励励磁电压上升量为6.49-2.93=3.56 p.u.,即444.83 V。
起始点励磁电压为271.606 V,终止点励磁电压为444.83 V,则由图1测得从励磁电压开始上升到达强励励磁电压上升量的时间为0.092 s。考虑到调节器电压信号至控制角的延时,励磁系统电压响应时间为0.092+0.003 3=0.095 3 s。
4.3 空载实测波形和仿真对比
图2为在空载时进行80%UN—100%UN—80%UN阶跃试验录取的波形和在电力系统稳定分析程序(PSASP)使用单机无穷大模型并使用试验机组参数进行仿真的波形对比。从图2可以看出,实测值和仿真波形的励磁电压最大值基本吻合,标幺值大约都是6 p.u.。参考以上的算法可以计算出顶值电压倍数Kv约等于2。
对比以上负载试验和空载试验与仿真计算的结果可以看出,从负载试验得出的顶值电压倍数略大于空载的计算结果,响应时间基本相当。
5 结论
(1)在进行顶值电压倍数的测定试验时,机组带额定有功,无功可以考虑机组的运行情况和电网的要求,尽可能多带,但不必强求一定要带到额定励磁电压。
(2)强励时间测量较难把握,通常无法测定,但可以通过仿真计算得到。
(3)考虑到机组的安全稳定以及对电网的冲击等因素,强励试验应以测试顶值电压倍数、电压标称响应和电压响应时间为主,试验前应进行仿真,并在空载时进行试验,为负载试验提供基础数据。
(4)应考虑电网的冲击和机组的安全。
参考文献
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[3]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[S].
[4]DLT 843—2003,大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件[S].
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[6]竺士章.发电机励磁系统试验[M].北京:中国电力出版社, 2005.