电厂发电机励磁系统「同步发电机励磁系统」

今天带来电厂发电机励磁系统「同步发电机励磁系统」，关于电厂发电机励磁系统「同步发电机励磁系统」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

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 E G2，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Ｐr

Ｐr＝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.GXd

ΔUG／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。

ΔP1 ΔP2

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－IQ1XTl

US＝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α 2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（Automatic voltage regulator）。

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，频率变动1％时，发电端电压的变化率＜0.5％。

（3）要求调节灵敏，即失灵区要小或几乎没有失灵区。这样才能保证并列运行的发电机间无功负荷分配稳定，才能在人工稳定区运行而不产生功角振荡。

（4）保证调节系统运行稳定、可靠，调整方便，维护简单。

三、数字式励磁调节器

随着自动装置元器件的不断更新，励磁调节器经历了机电型、电磁型、半导体型及数字型等发展阶段，励磁调节器的任务，也从单一的电压调节功能发展为目前的具有多种综合功能。目前新投运的大、中型机组上广泛采用半导体型自动励磁调节器。此外，数字型励磁调节器也已在大容量机组上应用。

第八节岱海电厂一期600MW发电机的励磁系统

600MW发电机的励磁系统主要采用自并励励磁系统和旋转交流励磁机励磁系统（无刷）。自并励励磁系统，完全取消了主、副励磁机，发电机的励磁电流直流由并联接在机端的励磁变压器（EXT）经静止可控硅整流后供给。由于发电机起动并网前剩磁产生的电压很低，一般仅为1%～2%UN，不满足起励要求，因此必须先接入起励电源。自并励方式取消了励磁机，缩短了机组长度，结构简单，因而提高了可靠性。此外，可控硅整流器（SCR）设在发电机励磁绕组回路内，所以励磁调节器的反应速度很快，并可实现逆变灭磁。这种励磁方式的缺点是，其整流装置的电源电压，在电力系统故障时将随发电机端电压下降而下降，可能影响暂态过程中的强励能力，其中有两个问题值得研究：第一，发电机近端短路，机端电压突然降低很多时能否满足强励要求，机组是否会失磁；第二，由于强励减弱时短路电流迅速衰减，带时限的继电保护是否会拒绝动作。国内外的分析和试验研究表明：在其他条件相同的情况下，自励方式暂态稳定极限比他励方式约降低2%～5%，为了使自并励系统和他励可控硅励磁系统对电力系统暂态稳定有相同的效果，就要求它的强励倍数提高20%～30%；在短路刚开始0.5S以后才发生明显差别。因此，只要配合快速保护，完善转子阻尼系统，采用性能优良的励磁调节器和可控硅整流装置，并适当提高强励倍数，就足以克服其缺点。至于带时限继电保护的问题，也可采用一些措施解决。自并励励磁系统有如下优点：

1、运行可靠性高；

2、轴系稳定性好；

3、能有效提高电力系统稳定性；

4、运行维护检修工作量少；

5、经济性好。

岱海电厂一期工程采用全套进口自并励励磁系统。

一、系统概述:

UNITROL5000静止励磁系统，通过可控硅整流桥控制励磁电流来调节同步发电机端电压和无功功率，采用先进的技术，如DSP数字信号处理技术、可控硅整流桥的动态只能均流、低残压快速起励以及完善的通讯、网络功能和多种调试手段等。是一个具有灭磁开关的自并激系统， 包括四个主要部分：

1）励磁变压器；

2）两套相互独立的励磁调节器；

3）可控硅整流单元；

4）起励单元和灭磁单元

1、励磁变压器：

正常运行期间，励磁系统由发电机端电压经过励磁变压器供电。励磁变压器将发电机电压进行变压来为整流器提供输入电压，同时使发电机电压与发电机的磁场绕组之间做到电气隔离 。

励磁变压器的二次电压，是按照整流器的最大输出电压符合直流输出平均电压来设计的。励磁变压器设计为短路电抗= 46 % (典型值为5 %) ，这一电抗值保证适当的限制短路电流和/或在可控硅整流桥换相期间限制电流上升率di/dt。

2、励磁调节器：

并网后，励磁系统可工作于AVR方式，调节发电机的端电压和无功功率，或工作于叠加调节方式，包括恒功率因数调节、恒无功功率调节以及接受调度指令的成组调节等。

3、可控硅整流桥：

可控硅整流桥将交流电流转换成受控的直流电流。每个可控硅整流桥都是由模块化部件构成的独立单元，出现在一台整流桥内的故障不会影响与其并联的其它可控硅整流桥的正常运行。

静止励磁系统的可控硅整流桥满足下列要求：

1）可控硅整流桥能连续提供1.1倍额定励磁电流；

2）可控硅整流桥能提供强励顶值电流，如提供短时（通常为10秒）1.6倍额定励磁电流。在电网出现故障时，强励能力可以使发电机机端端电压、无功功率、有功功率、负荷角和电网参数等更快地达到平衡；

3）可控硅整流桥能承受发电机机端霍主变高压侧三相短路而产生的感应电流；

4）可控硅反向重复峰值电压和断态重复峰值电压不低于励磁变次级峰值电压的2.7倍；

每个可控硅整流桥都是由模块化部件构成的独立单元，出现在一台整流桥内的故障不会影响与其并联的其它可控硅整流桥的正常运行。

3．1 电力电子元件：

可控硅整流桥为全控整流桥，由六只双侧冷却的可控硅组成。每只可控硅上串联一个快速熔断器，其主要目的是将有故障的可控硅分支隔离，保护其它可控硅及其快熔免受损坏。快速熔断器熔断时，熔断器的附件惠用弹簧启动微动开关并作用于控制和报警。

连接到整流桥交流侧的阻容吸收回路可吸收换相尖峰电压和出现在可控硅整流桥副边的系统过电压（注意到通过分布电容传递的雷击浪涌过电压可被励磁变压器的接地屏蔽层削弱）。

门极驱动板采用脉冲变压器为主回路和控制回路之间提供电气隔离。

采用交流电动机驱动的离心风机为可控硅散热器提供强迫风冷。离心式风机安装在风机盒内，便于拆装整流桥接口板还可以通过测量可控硅整流桥的温度间接地监测冷却风机地故障。

并联运行的可控硅整流桥之间电流的均衡是由智能化均流措施来保证的，它是整流桥接口板的一个软件功能。实现这个功能是通过安装测量单桥输出电流的霍尔传感器实现的，该霍尔传感器还同时用于导通监测。

3．2 互备双桥结构：

互备双桥结构由两个独立的可控硅整流桥组成，单个可控硅整流桥就能满足所有的运行工况，冗余度为100％。在某个时刻只有一个整流桥处于工作状态，而另一个整流桥的触发脉冲被封锁。当整流桥接口板检测到运行中的可控硅整流桥故障时，会立即封锁该整流桥的脉冲，同时开放备用整流桥的触发脉冲，备用整流桥投入运行。

3．3 整流桥接口板：

整流桥接口板是一个独立的控制和调节部件，是整流柜的一个组成部分，与门极驱动板、电流传感器和整流桥显示单元配合使用。其主要功能是向门极驱动板发送用于触发三相全控整流桥的脉冲列。

该装置还有下列功能：

1)在主控板控制信号和门极驱动板触发脉冲之间提供电气隔离；

2)测量整流桥输出电流；

3)提供与主板通讯用的ARCnet网路接口；

4)监视熔断器、温度和五极隔离开关等可控硅整流桥部件的状态，将信号通过ARCnet串行总线发送到主控板；

5)执行来自主控板的命令，如闭锁/开放脉冲，启动风机等；

6)调节和优化并联晶闸管整流桥之间的电流分配，实现智能动态均流。

3．4 电流传感器：

电流传感器用于测量晶闸管整流桥的分支电流。其输出直接送到整流桥接口板。

3．5 整流桥显示器：

整流桥显示器安装在门上，用于指示整流桥的运行工况。它具有以下功能：

1）显示每臂的导通状态：可分别用LED显示由故障的支臂；

2）用LED显示整流桥接口板状态：脉冲闭锁/释放和故障；

3）显示整流桥输出电流。

4、起励单元和灭磁单元

一般情况下，系统可实现残压起励。起励开始时，发电机的起励能量来自发电机残压，当可控硅整流桥的输入电压升到10V－20V时，如果电压低于10V－20V时，首先使用残压起励，连续触发可控硅整流桥，以二极管整流桥模式将电压升至该范围。如果因长期停机等原因造成在几秒钟时间内无法用残压建立起正常工作所需的10V－20V电压，则启用备用起励回路，用它励方式建立此电压。当机端电压达到发电机额定电压的10％时，整流桥已能接管励磁控制，起励自动退出，可控硅整流桥和励磁调节器就投入正常工作，由AVR控制进行软起励过程，并将发电机电压升到预定水平。

灭磁设备的作用是将磁场回路断开并尽可能快地将磁场能量释放。如果保护继电器检测到发电机发生故障，为了保护发电机，储存在磁场中的能量必须迅速而安全地放电。发电机主要的放电可以通过电压控制器和功率整流器来完成。当电压调节器故障时，为保证放电要使用完全独立于控制器的放电装置 。

放电电路主要由磁场开关静止的可控硅跨接器及放电电阻组成

如果磁场开关要断开，首先要将励磁电流引导到放电电路中或者去触发跨接器的可控硅，使电流通过放电电阻，这样放电过程开始而磁场开关可以断开，在发电机机端短路期间放电电阻中产生最大的负荷，这种故障是设计放电电路的依据。

励磁电流的变化过程是由放电电阻的特性决定的，对于线性电阻其时间常数为下列公式。

T = ____ L f ___

Rf RE

如上所述，当使用非线性电阻时放电过程可被加快。

磁场开关设在直流侧，安装在整流器直流侧与磁场绕组之间，放电不依靠磁场开关的附助触头 ，放电通过CROWBAR 跨接器起作用 。

二、励磁调节器：

1、概述：

自动电压调节器AVR的主要目的是精确地控制和调节同步发电机地端电压和无功功率。要求励磁电压对运行工况作出快速反应，相应时间仅为几个毫秒。因此，AVR必须是一个快速控制器，它不断的计算给定值与反馈值地偏差，在尽可能短的时间内完成调节运算控制可控硅整流桥的触发角度。UNITROL5000型励磁调节器是基于微机控制的数字式控制系统，其调节周期相当短，相对于模拟式励磁调节器，它的延迟可以忽略不计。模拟量信号如定子电流和电压，由测量单元板的模数转换器转换成数字信号，它的调节运算完全由软件实现。给定值及其上下限幅功能也是由软件实现的。

根据系统的要求，励磁调节器采取双自动通道(自动/手动)结构，双自动通道系统包含了两个相同的自动电压调节器，电压调节器的电子部件是冗余设计。每个通道是一个主要由主控板和测量单元板构成的独立的处理系统，具有发电机端电压调节、励磁电流调节、励磁监视保护功能和可编程控制逻辑软件。另外，接口模块如快速输入输出板和主回路信号接口板等为上述控制板提供测量信号和控制信号的电气隔离。每个可控硅整流桥都配备一套接口电路，包括整流桥接口板、门极驱动板和整流桥显示单元。

在运行中，两个AVR通道之中的一个处于备用方式，通道之间的切换是自动和无扰动的。每个通道在手动运行时切换到励磁电流调节。

正常情况下，它由控制室远控操作，直接安装在励磁系统前面板上的就地控制屏，仅在调试试验或紧急控制时选用。如果发电厂装有高性能的控制系统，对励磁系统的命令由电厂的控制系统发出。

发电机电压、电流的实际值测量为冗余设计，励磁电流、同步电压的实际值测量为冗余设计。

交流测量单元用来测量发电机电压和电流，设置有带有冗余互感器的交流测量单元：

电压和电流互感器为三相设计；

2、主要控制功能：

2.1 给定值：

给定值及其上下限幅功能是由软件实现的。可使用开关量输入命令、模拟输入信号或串行通讯线路实现AVR给定值的增、减或复归，上限幅、下限幅以及上下限幅间的运行时间均可分别整定。

2.2 有功补偿和无功补偿：

将发电机电压给定值与一个和稳态有功功率和无功功率成正比的信号相加，可补偿单元变压器和/或传输线上由于输送有功或无功而引起的压降。相反，如果将发电机电压给定值减去一个与稳态无功功率成正比的信号，则可保证两台或多台并联发电机组间无功功率的合理分配，实现调差功能，可调补偿范围为－2％和＋20％额定机端电压。

2.3 软起励：

软起励功能用于防止机端电压的起励超调。励磁调节器接到开机令后即开始起励升压，当机端电压大于10％额定电压后，调节器以可设定的速度增加给定值，使机端电压逐步上升到额定值。

2.4 自动跟踪：

每个自动通道的COB主控板都有一个自动电压调节器AVR和励磁电流调节器FCR。自动跟踪功能用于实现自动电压调节方式（自动方式）和励磁电流调节方式（手动方式）间的平稳切换。切换可以是由PT断线故障引起的自动切换或是认为切换。AVR控制电压与FCR控制电压间的差值被用作后备调节器的跟踪控制。

双自动通道的励磁调节器，通常是从运行通道的自动方式切换至备用通道的自动方式，任何一个通道都可以工作在运行方式和备用方式，在不能切换到备用自动方式时，才切换到手动方式。如果两个通道都不能正常工作，励磁系统将启动跳闸命令。备用通道的跟踪信号为运行通道控制电压和备用通道控制电压的差值。

2.5 限制器：限制器的作用时维护发电机的安全稳定运行，避免由于保护继电器动作而造成事故停机。

2．5．1 V/Hz限制器：为避免发电机组和励磁变压器铁心过磁通饱和，调节器内设V/Hz限制器和特性曲线。如果发电机电压超过某一频率下的限制值，限制器将自动降低给定值时发电机电压符合特性曲线的要求。

2．5．2 过励限制器（最大电流限制器、过励侧定子电流限制器）及欠励限制器（P/Q限制器、欠励侧定子电流限制器、最小励磁电流限制器）：

每个限制器都有其限制量和限制值，当限制量达到限制值时，限制器动。每个限制器均产生一个限制量与限制值之间的偏差信号∆。

限制器竞比门确定了过励限制或欠励限制时的对AVR的优先地位。为避免系统故障时两组限制器同时动作，可通过优先级设定选择过励限制器组或欠励限制器组优先作用。

2．5．2．1 过励限制器：

限制器动作后，会把励磁减小到一个最大允许水平，而欠励限制器动作后，则将励磁增加到所需要的最小水平。在正常工况时，发电机运行在功率图的允许范围内。PID控制器的输入是机端电压的偏差信号∆act-ref(Uact-Uref),即主偏差信号。如果运行工况变化是过励磁限制器偏差信号∆lim-低于主误差信号，它的优先权将高于主偏差信号。这样，PID控制器就得到个偏差信号中的最小值。

2．5．2．2 欠励限制器：

限制器动作后，会把励磁增加到一个所需要的最小允许水平。在正常工况时，发电机运行在功率图的允许范围内。PID控制器的输入是机端电压的偏差信号∆act-ref(Uact-Uref),即主偏差信号。如果运行工况变化是欠励磁限制器偏差信号∆lim-高于主误差信号，它的优先权将高于主偏差信号。这样，PID控制器就得到个偏差信号中的最大值。

2．5．2．3 最大励磁限制器：

用于防止转子回路过热。限制器有两个限制值：一个是强励顶值电流限制值（Imax1/2），另一个是连续运行允许的过热限制值（Itherm1/2）。与过热限制值关联的两个控制参数分别是转子等效加热时间(Tequiv)和等效冷却时间(Tcooling)。根据有关参数值，限制器就能计算出励磁绕组最大允许的加热能量∆Emax-。

工作原理:同步发电机正常运行过程中（无限制器动作），最大励磁电流限制器的限制值是强励顶值电流限制值Imax，即AVR可以在必要时提供强励顶值电流。在系统故障需要强行励磁来排除故障时，如果励磁电流的实际值超出过热限制值，调节器就会启动一个剩余功率积分器，将电流偏差值∆i²(其中∆i ＝Ifield-Itherm)对时间积分，其结果正比于励磁绕组的加热能量。如果励磁电流持续高于过热限制值，那么积分器的输出∫∆idt＝∆E将会增加。当积分器的输出值超过∆Emax时，最大励磁电流限制器的限制值将从Imax降低到Itherm。上述工作由过热检测器完成。当励磁电流降到正常值Itherm以下后，剩余功率积分器启动反向冷却积分，按冷却时间常数Tcooling降低其输出。

如果系统继发故障，允许再次强励，如果此时冷却时间未结束，剩余能量达到∆Emax所需的时间（即在此强励电流下允许运行的时间）比第一次强励时间要短。如果冷却时间已经结束（限制器复位），限制器将允许励磁电流在强励允许的正常时间段中保持在顶值水平。

可以用外部信号干预过热限制值Itherm，如表示发电机冷却气体的温度信号，此信号可以被附加到过热限制值Itherm上。

2．5．2．4最小励磁限制器：

最小励磁限制器的主要任务是防止失磁。发电机有可能在功率图的欠励侧做深度进相运行，即近于零励磁电流运行。在这种情况下，最小励磁电流限制器能保证励磁电流不小于最小限制值。该限制值是维持变流器正常工作所必须的，同时还可以用于防止转子极靴过热。

2．5．2．5 定子电流限制器（过励侧和欠励侧）：

该限制器用于防止发电机定子绕组过热，在过励和欠励侧均有效。

其工作原理与最大励磁电流限制器的工作原理相似。主要差别在于定子电流限制器没有一个确切的最大定子电流限制值。当时间趋于零时，限制值理论上可趋于无限大（Imax=∞）。通过适当的参数整定，可以得到接近于定子绕组最大允许热能∆Emax的反时限特性。

定子电流限制器分过励侧和欠励侧两部分，其限制量均为定子电流的平均值。当发电机过励时，欠励侧定子电流限制器动作，反之亦然。通过检测负载的功率因数，可保证定子电流限制器双方向（过励和欠励）动作的正确性。

显然，定子电流限制器不能影响发电机的有功分量。如果发电机的有功电流分量高于定子电流限制器的限制值，为避免动作，限制器回自动将发电机无功功率调整到零。

2．5．2．6 P/Q限制器：

P/Q限制器本质上是一个欠励限制器，用于防止发电机进入部稳定运行区。该限制器的限制曲线由对应的五个有功功率点（P＝0％，P＝25％，P＝50％，P＝75％，P＝100％）的五个无功功率设定值确定，曲线与发电机的定子电压水平有关，发电机电压变化时，限制曲线随之偏移。

2..6 恒无功或恒功率因数叠加调节：

恒无功或恒功率因数叠加调节可认为是对自动电压调节的叠加控制。基本原理是：当着两种调节方式之一被投入运行时，其给定值和实际值之间就形成控制信号，此信号通过积分器作用到自动电压调节器的相加点上，实施调节作用。

所选叠加调节方式的给定值可以通过以下方式设定：1）通过就地控制面板或手持屏；2）通过远方增、减命令；3）通过一个远方的串行通讯连接。

2．7 电力系统稳定器：

电力系统稳定器PSS是UNITROL5000测量单元板的一个标准软件功能。PSS通过引入附加反馈信号来抑制同步发电机的低频振荡，提高电网的稳定性。PSS的控制算法基于双输入型的PSS模型IEEE Std.421-2A。附加反馈信号为机组的加速功率信号，由电功率信号和转子角频率信号综合而成。

2.8 手动调节：

手动调节方式主要在设备调试或维护其间作为试验手段，或是在AVR故障（如PT断线）时作为后备调节方式使用。

手动运行时，UNITROL5000以同步发电机的励磁电流为反馈量进行调节。

手动调节方式给定值的购票难官能与AVR相同。其最大值和最小值可设定。手动运行时，励磁电流的给定值可通过增磁、减磁命令来控制。

为避免突甩负荷时造成过电压，手动方式的给定值具有自动返回空载位置的功能。当检测到发电机断路器跳闸时，调节器产生一个脉冲信号，使手动给定值立即复归到预定位置，该位置一般与同步发电机空载励磁电流的90－100％相对应。

如果需要手动限制功能，手动调节的最大最小给定值可以是当前有功功率、无功功率或发电机实际电压函数，手动限制功能需要发电机PT和CT测量数据的支持。

自动跟踪控制器用于实现无扰动自动手动切换。自动运行时，自动方式和手动方式控制电压的偏差被用于自动跟踪。

2．9 监视和保护功能：

2．9．1 主控板的软件功能：

2．9．1．1 实际值监测（PT故障检测）：

对PT故障的检测是通过比较发电机机端电压与励磁变压器副边电压的测量值实现的。如果两个电压的差值超过整定值（发电机机端电压额定值的15％），逻辑控制器将启动切换；如果两个通道公用一组PT，从自动方式切换得到手动方式运行，如果双通道使用独立的PT，而且运行通道出现了PT断线，从运行通道的自动方式切换到备用通道的自动方式。如果两组PT都出现了故障，切换到手动。

2．9．1．2 转子温度测量：

转子温度测量是通过计算励磁绕组的电阻实现的，其结果可以在就地和/或远方显示，并可用于报警指示。

2．9．1．3 过流保护：

过流保护分反时限过流保护和瞬时过流保护。过流保护的特性和最大励磁电流限制器的特性相似，单过流保护的特性曲线高于最大励磁电流限制其的特性曲线。

2．9．1．4 失磁保护（P/Q保护）：

发电机运行点在超出其稳定极限是，失磁保护动作，跳发电机。利用功率图上的五个点设定保护曲线。保护曲线与P/Q限制器的限制曲线相似。但P/Q保护曲线P/Q再现之曲线基础上左移5％－10％。由于同步发电机的稳定极限与机端电压有关，P/Q保护曲线也与发电机机端电压成正比校正。

发电机工作点超过保护曲线时，触发定时器，经过可整定的延时后发出跳闸命令，定时器延时启动信号也可用于报警。

2．9．1．5 过激磁保护（V/Hz继电器）：

用于防止同步发电机和变压器过磁通。过激磁保护首先根据发电机频率和设定值计算出当前的发电机机端电压允许值，如果发电机实际电压超过允许值，就会触发定时器延时。在延时结束前，如果电压仍未返回到允许值，则发出跳闸命令。

2．9．1．6 励磁变压器温度测量：

UNITROL 5000软件可以通过嵌在励磁变压器次级线圈温度最高部位处的PTC或PT100传感器测量绕组的温度。如果选用PTC，则每相使用两个传感器，并将其串联后连接到快速输入/输出板的两个模拟量输入点。调节器检测当前励磁变压器的温度是否达到预定的两段温度设定值。超出1段定值启动报警，超出2段定值启动励磁系统跳闸。

如果使用PT100传感器，每相连接一个传感器，并将其连接到快速输入/输出板的三个模拟量输入点。温度测量值可在就地控制面板LCP、手持屏LSP上显示，或者传送到控制室，与PTC传感器发类似，软件检测温度是否达到预定的两段温度设定值。超出1段定值启动报警，超出2段定值启动励磁系统跳闸。

2．9．1．7 交流侧过压保护：

置于每个整流桥的交流侧的交流侧过压保护装置可吸收晶闸管换相过压尖峰。主要由1个三相二极管整流桥及其直流侧连接的电容组成。在出现高频过电压使，电容器呈现出低阻抗特性，起到滤波作用，将一个放电电阻器与电容并联，可以吸收电容器内储存的过压能量。电容器应能承受较高的di/dt。在二极管整流桥的交流侧装有带报警接点的保护熔断器。

2．9．1．8 直流侧过压保护：

当发电机端出现故障，如短路、误同期并列和/或异步运行时，会感应出负方向磁场电流，并在转子回路中产生过电压。必须采取措施，将此过电压限制到可控硅反向峰值电压和转子耐压以下，并留有足够的安全裕度，通常使用跨接器完成直流侧过压保护。该电路采用穿导二极管BOD检测转子回路中的正向和反向过电压。当产生的过电压足够高时，BOD动作，触发相应的可控硅，将灭磁电阻并联到转子两端，同时发出跳闸命令使磁场断路器立即跳闸。

2．9．1．9 转子接地保护：

转子接地保护的目的是监视转子绕组对地的绝缘水平，继电器的测量使用惠斯顿电桥原理，由两个电容建立测量桥的平衡；一个连接在正极和地之间，另一个连接在负极和地之间。该继电器不仅能检测励磁绕组的绝缘水平，还能检测包括励磁变压器的次级线圈在内的所有主回路设备绝缘水平，继电器具有两段设置，接地电阻设定值和延时时间分别可调的，接地故障报警具有自保持功能，可以由继电器面板上的按钮复归，继电器还具有在线检测试验功能。

2．9．1．10 其它监测和保护功能：

电子控制板：

具有包括程序执行故障（看门狗）在内的自诊断功能。诊断出的故障用主控板的七段数码管显示。此外，还提供调节器稳压电源输入电压监视功能。

可控硅整流桥：

具有以下可控硅整流桥监视功能：

电力电子器件具有带熔断器报警接点的熔断器；

导通监视；

冷却流量及风机监视；

整流桥温度监视；

整流桥柜门锁闭监视；

交流侧过压保护具有带熔断报警接点的熔断器。

3、主要设备部件简介：

3．1、设备概况：

控制板、门极触发控制器

代号型号英文名中文名COBUNS 2880a-P, V1/V2Control Board控制板MUBUNS 2881a-P, V1Measuring Unit Board测量单元板EGCUNS 2882a-P, V1/V2Extended Gate Controller扩展门极触发控制器HIRUNS 2861b-P, V1Gate Controller 400 Hz400 Hz门极触发控制器

接口板输入/输出设备

代号型号英文名中文名CINUNS 0880a-P, V1Converter Interface整流器接口GDIUNS 0881a-P, V1/V2Gate Driver Interface门极触发控制驱动器接口PSIUNS 0882a-P, V1Power Signal Interface功率信号接口FIOUNS 0883a-P, V1Fast I/O快速输入/ 输出口CUSUNS 0884a-P, V1/V2Current Sensor电流传感器SIOUNS 0886a-P, V1Small I/O小型输入/ 输出口AIOUA C096 AE, V1Analog In/Out FB-Interface模拟量输入/ 输出FB-接口ROIAR C093 AE, V1Relay Output Interface继电器输出接口DIIUF C092 AE, V1Digital Input Interface数字输入接口LBIUNC 4674b-PLocal Bus Interface本地总线接口代号型号英文名中文名FIU38UNS 0017a-P,V1Firing Unit to Crowbar3800V跨接器可控硅触发单元FIU14UNS 0007a-P,V1Firing Unit to Crowbar1400V跨接器可控硅触发单元

面板显示设备

代号型号英文名中文名CDPUNS 0885a-P, V1Converter Display整流器显示SPAUNS 0874a-PService Panel手持屏LCPAF C094, V2Local Control Panel就地控制面板

励磁母线连接

代号型号英文名中文名FBCUP C090 AEFieldbus Coupler励磁母线连接器OBIUP C325 AEOptical Bus Interface光纤总线接口

通讯模块

代号型号英文名中文名AC 70AC70BAS Advant Controller 70Advant 控制器70FCICI810V1 Field Commun. Interface场通讯接口MBANMBA-01 Modbus AdapterModbus 适配器MBPNMBP-01 Modbus Plus AdapterModbus Plus适配器PBANPBA-02 Profibus AdapterProfibus 适配器CMTCMT/DCS500-Tool Commissioning and maintenance tool调试及维护工具GADGAD-Tool Graphical Application Designer图形应用设计师

3．2、ARCNET节点地址：

在UN 5000 系统中ARCnetFIELDBUS具有特定的节点地址这是最重要的设置，节点地址用下面的方法设置。

十六进制旋转开关或双列直插滑动开关。

1）使用十六进制开关来设置：

节点编号用十六进制设置，HB 高位0F [十六进制]，LB 低位0F [十六进制]。

2）使用双列直插开关设置：

节点编号用二进制表达式设置，LSB: 最少有效位，MSB: 最多有效位。

3．3、 主控制板(COB)：

主控制板是系统的中央处理单元。其软件包括顺序控制、所有闭环控制（调节器）以及保护和控制功能。主控板还包括产生整流桥触发脉冲的门极控制单元。

特点：

基于微处理器的中央处理器单元ASICs 和PLDs；

应用程序和参数设定值在Flash-PROM存储器中；

具有缓冲静态RAM；采用ARCnet场总线控制器；

可通过双端口RAM进行MUB数据转换；

有UNS 0874手持屏通讯；

设有到CMT工具的光纤通讯接口、到各个场总线耦合器(Modbus, Profibus, Advant等等)的光纤通讯接口；

由扁平电缆连接到设备FIOPSICIN 和EGC；用七段数码显示控制板的光纤运行状态显示和最终错误码(报警) 显示(Axxx)；

用七段数码显示ARCnet、光纤运行状态显示。

3．4、信号测量板(MUB)：

信号测量单元用于测量和匹配电机的定子侧信号等。它直接测量电机的三相电压和电流，并通过这些量计算出其它信号如：有功功率、无功功率、频率以及电流和电压的有效值等。也适用于对这些量的单相测量。备有两个辅助输入点，用来测量电网的电流和电压。

测量板提供了一些需要快速信号处理的附加功能，如电力系统稳定器（PSS）。

特点：

基于DSP 的数字信号测量，测量来自电压和电流互感器的发电机三相电压电流；

测量单相励磁电流 (三相外部附加的硬件)；

测量单相母线电压和电流；

测量频率范围16 2/3 Hz ... 60 Hz；

测量输入无互感器的高阻抗电压 (5 M. )；测量电压U电流I无功Q有功P频率f及cos.等的平均值；

还可对旋转整流二极管监视；

具有电力系统稳定器PSS与自适应电力系统稳定器APSS、电压互感器故障和其他监视功能；

MUB和COB的电源来自24V直流电源母线。

3．5、整流桥接口板（CIN）：

主控板COB采用集中控制，而整流桥接口板则提供有关整流桥的分布式控制逻辑。每块CIN对一台整流桥进行控制和监控，如风机控制和风量监视，温度监视等。有故障的可控硅桥可单独自动退出运行。

COB板与CIN板的通讯是通过串行ARCnet总线经单一同轴电缆来实现的。COB板上的门极控制部分的触发脉冲通过扁平电缆传送。

CIN板还有自动均流功能，为此所有的CIN板用平衡线连接在一起。通过该信号，CIN板可以计算出每桥电流与均值的偏差值。

电源来自 24V直流电源总线；

COB触发脉冲采用电气隔离传感器；

采用门极驱动触发脉冲列发生器；

有整流器和电气隔离的监视功能；

整流器模块输入进行电气隔离；

具有10 路二进制输入、8路二进制输出(24V 直流)；

用霍尔探头在整流桥正极和负极测量输出电流；

可对输出电流测量进行自动校准 。

KTY10温度测量的2个输入，连接到ARCnet系统的FIELDBUS；

可监视两个输出的霍尔探头导电情况；

通过每个支路触发脉冲的延时来调节各并联整流桥之间实际电流的平衡；

在整流器显示板( CDP)上显示整流桥的状态和各支路的故障，在整流器显示板( CDP)上的LCD显示整个整流桥的电流。

3．6、门极驱动板（GDI）：

门极驱动板包括功率放大器和6个脉冲变压器。可用于6脉冲可控硅全控桥或2脉冲可控硅整流桥的控制。GDI板在电气上将控制回路和主电路隔离。

特点：

DB6或B2可控硅整流桥门极触发器接口；

1.5至4英寸直径的碟片式可控硅接口；

第1种5kV耐压的脉冲转换器；

62 kHz脉冲链传送；

第2种外部的8kV耐压的脉冲转换器；

5KV试验电压耐压级的板上脉冲转换器；

由扁平电缆连接到CIN (整流器接口)。

3．7、主回路信号接口板（PSI）:

主回路信号接口板用于测量与励磁系统主回路有关的信号如整流桥的输入、输出电压，总体输入电流，必要时可测量总体输出电流。输入电流用CT测量，而输出电流测量则需要外加的分流器或变送器。所有的电压测量回路为高阻输入（5MΩ）,内部不需要测量互感器。

特点：

有同步电压Usyn 、励磁机输出电压Ue、励磁机输出电流Ie (交流侧)、励磁机输出电流IeDC (直流侧)，通过分流器或变送器；

控制板为两个装置共用(冗余D5, A5 )；

16-芯电缆输出；

3．8、快速输入/输出板（FIO）：

快速输入/输出板是二进制信号的集中输入/输出装置。是控制室操作信号和励磁系统中继电器和开关等低压设备的接口。还具有模拟/输出接口。

FIO板提供快速数据传输，不像其它与ARCnet赖宁界的I/O装置（AII,DII,ROI），直接与主控板COB相连接，数据传输的延迟时间小于5ms。

在双通道系统中，两个控制通道共用FIO板，只有运行通道能驱动FIO输出。

特性：

适合于一个或两个电子通道的普通输入/输出单元；

在处理器和控制器-板COB 和/或EGC之间有输入/输出接口；

具有适用于24V直流额定电压的16路电位隔离数字输入；

有18路带有250 V交流/直流电源转换接点的输出继电器；

4路模拟量输出转换到工作通道，3路模拟量输入(电压或电流输入) 为±10V 或±20mA ；

适用于跨接器电流测量的模拟放大器输入；

适用于电流电压或电阻测量的3路模拟放大器输入；

适用于检测实际模拟量的测试点；带有保护 24 V电源短路的外部控制接点；

3．9、就地控制面板（LCP）：

就地控制面板用于励磁系统的就地控制。它包括一套用于如励磁投入/退出、通道切换等常用操作的按键和用于报警或模拟量选点的显示屏。

就地控制面板是为运行人员的操作准备的，而CDP板则是为维护人员准备的。

特点：

ARCnet FieldBus上的控制和显示面板；

具有8行显示，每行40字符(240 x 64 点)；

含有10个操作方式和功能控制键、16个带LED的特殊安装功能键；

4路带有保护 24 V电源短路的访问输入接点、3路带转换接点的输出继电器、3路24V /0V辅助电压输出；

下载用RS-485串行接口、打印用RS-232串行接口。

3．10、扩展门极控制板（EGC）：

扩展门极控制板是COB板的紧急后备控制板，完全独立于COB板和MUB板，用于手动控制的励磁电流调节器以及独立的门极控制单元组成。

扩展门极控制板可以在COB板和/或MUB板故障的情况下保证接续最重要的系统功能。为此，设备不仅具有上述的调频界器和门极控制回路，还具有一些非常重要的监控和保护功能，如过流保护。

与COB板相比，扩展门极控制板的门极控制单元有更宽的工作频率范围。

特点：

额定频率为fn = 16 2/3, 50 / 60 Hz系列的门极控制触发器；

备用运行的电流调节器( D5, A5xB 系统)；

I > 备用过电流继电器(ANSI 51) , 反时限动作；I >> 备用过电流继电器(ANSI 50), 瞬时动作；

自动跟踪控制；

备用运行中可控硅并联支路监视(纹波监视)；

双套整流器的切换；

备用运行中直流侧短路检测(限制)；

同步电压的高阻抗测量；

频率测量；高频触发脉冲列的形成；

将功率电路与24V直流电源隔离。

3．11、现场总线连接器（FBC）：

现场总线连接器是COB板的二进制信号扩充接口。FBC可将最多4个设备接入现场总线，共可提供多达128路输入和128路输出。数据交换速率约为50ms.

特点：

fildbus耦合器的32路输入/输出，是ARCnet fildbus的32路数字输入/输出的节点；

连接到无源光纤接口UF C092上的32路数字输入每个接口都带16路输入；

对于直接连接无源继电器接口AR C093 的32路短路保护数字输出，每个接口具有16路继电器输出；

连接线由总线侧BNC、 同轴接头和用户侧的扁平电缆组成每根电缆16个通道；

电源来自24 V直流电源。

3．12、现场总线接口模块（LBI）:

现场总线接口模块用于实现二进制信号与ARCnet连接器FBC的物理连接。在24V电压信号可进行直接数据交换。由于与连接器FBC间无电气隔离，该模块只能用于励磁柜内24V信号的传输；而与外系统的信号交换则必须使用数字输入信号模块DII和继电器输出模块ROI。

特点：

PSR2 fildbus系统远控外围设备；

用于联合fildbus耦合器UP C090；

16路二进制输入与24V电位连接的接点；

输入信号可分别转换到2个跳闸母线；

对逆变命令的2路附加输入；

到24V系统的16路二进制输出；

附加设备的装有熔断丝的24V电源；

在DIN EN 50 022上面的标准蘑菇头按钮。

3．13、现场总线模拟量输入/输出接口模块（AIO）:

模拟I/O接口模块是COB板的模拟量扩充接口。可以有两个装置与ARCnet总线连接，提供共16路模拟量输入和16路模拟量输出。数据交换速率约为50ms。

特点：

8路模拟电压输入±10V；

8路模拟电流输入±20mA；

版本1具有输入的电气隔离，版本2没有输入的电气隔离；

8路模拟电压输出±10V；

8路模拟电流输出±20mA；

通过ARCnet FieldBus传送；

直流24V 电源的独立电气隔离电源。

3．14、跨接器触发板UNS0017a-P：

触发单元触发单元是静态灭磁装置（跨接器）的一部分，具有多个独立的放电可控硅触发回路。

电机的受控灭磁回路可以是双冗余的，与磁场开关的跳闸线圈同时接通。

另外，设有一个电压检测回路，在励磁电压超过预设值时它会自动触发可控硅。因此跨接器作为独立的过电压保护装置，可保护可控硅桥和磁场绕组免受危险过电压尖峰的冲击。

特点：

两个反并联可控硅（跨接器）的过电压触发；

最高触发电压3800V，最高试验电压8kV；

具有两个灭磁触发控制回路；

触发控制通过继电器完成；

触发能量来自可控硅的阳极－阴极间电压。

3．15、转子接地保护继电器UNS3020,V1/V2:

转子接地保护继电器时一个独立的保护继电器。它用作电机整个转子回路（包括功率可控硅桥和励磁变压器）的接地故障保护。

特点：

测同步发电机磁场回路接地故障，两级结构：

第一级报警，第二级跳闸。每一级的响应级别和响应延迟可以分别地调整；

变量1额定励磁电压到1000 V，变量2额定励磁电压到3000 V；

变量1具有完整的自检功能，具有自己独立的电源设备。

4、控制和显示简介：

励磁系统的控制有两种方法：

1）从控制室用键盘命令远控，此命令是通过励磁系统以二进制信号发出。（从控制室用屏幕监视器控制命令远控，此命令是通过励磁系统以二进制信号或通过Field bus总线发出）

2）就地控制使用集成在励磁系统中的就地控制单元(就地控制屏)。

下表列出了可用的远控或就地控制命令。右边的一列(反馈指示)表示反馈指示是否在控制室显示:

命令远控就地反馈指示励磁回路开关接通Χ ΧΧ 励磁回路开关断开Χ ΧΧ 励磁系统接通Χ ΧΧ 励磁系统断开Χ ΧΧ 控制通道1通Χ ΧΧ 控制通道2通Χ ΧΧ 自动运行ΧΧ 手动运行ΧΧ 工作调节器给定点升高Χ Χ 最高位置工作调节器给定点降低Χ Χ 最低位置无功功率调节接通Χ ΧΧ 无功功率调节断开Χ ΧΧ PSS通Χ Χ PSS断Χ Χ 就地控制ΧΧ 远方控制Χ指示灯测试Χ 释放Χ 起励开关通Χ Χ 起励开关断Χ Χ

4.1 在控制室远方控制:

许多控制命令和反馈指示可以在控制室对励磁系统进行有效的远方控制。此外，一些励磁系统和发电机主要的状态值，以模拟量显示这些在控制室进行控制，所需的命令键、信号灯和显示仪表不是UNITROL. 5000 系统的一部分。

如果励磁系统开关置于远动方式，从控制室发出的命令才有效。

4.1.1命令和反馈指示:

励磁系统和发电机的命令及它们的作用详述如下：

1）励磁开关接通/ 断开：

只要没有跳闸信号作用，接通命令ON就闭合励磁开关。开关一旦闭合，励磁就接通。

断开命令断开磁场开关，同时断开励磁。励磁系统整流器转换为交流逆变运行(磁场能量反馈)，同时将放电电阻切换到与转子绕组并联，以致发电机通过整流器逆变和放电电阻迅速放电。

如果发电机主开关已经断开(发电机在空载条件下运行)，励磁开关只能由远控来切断。

2）励磁接通/ 断开：

a.励磁接通命令用于发电机初始励磁，励磁系统向发电机转子馈电，所以发电机电压能迅速建立到额定值。

只要跳闸命令在作用，励磁接通命令就无效。当励磁接通命令发出时，如果励磁开关仍在断开位置它将自动闭合，只是在灭磁开关闭合以后才能励磁，以及励磁电流才开始流动。

起励成功必须保证下述的一些前提：

励磁开关必须已经在接通位置；

没有断开命令和无跳闸信号；

发电机转速应当大于额定转速的90%；

（励磁变压器直接由发电机机端供电，就必须有建立励磁的辅助电源）

b.断开励磁命令立即切断发电机励磁，因此励磁系统整流器转换为交流逆变运行(磁场能量反馈)，同时将放电电阻切换到与转子绕组并联，以致发电机通过整流器逆变和放电电阻迅速放电。在断开励磁命令的同时，断开励磁命令也使励磁开关断开，60秒后加到整流器上的触发脉冲被闭锁，以致整个励磁系统被完全闭锁和切断。

如果发电机主开关已经断开(发电机在空载条件下运行)，励磁只能由远控来切断。

4.1.2通道1与通道2之间切换:

本励磁系统的特点是具有两个完全相同的调节器和控制通道(通道1 及通道2)。 两个通道完全相同，因此可以自由地选择通道1 或通道2作为工作通道，备用的通道(不工作的通道) 总是自动的与工作通道相匹配。

基本上除了下述情况以外，通道的切换可以在任何时间进行：

1）如果工作通道检测到故障，将自动地紧急切换到第二个通道，而后在故障修复之前，不可能再切回到故障通道。

2）如果不工作的通道故障，闭锁从工作通道到不工作通道的手动切换。

工作通道发生故障，发电机电压同时也发生动态扰动，此时立即自动切换到不工作的通道，此不工作的通道不应当跟随发电机电压的动态扰动。为了防止这种情况的发生，不工作的通道跟随发电机电压应具有一段延时和相应的迟缓。

从工作通道向不工作通道的手动切换时，相应的迟缓特性也应当考虑直接跟随发电机的电压变化，则切换具有一个短的延时，这种方法在每一种场合都能达到无扰动切换。

4.1.3 自动/ 手动方式之间切换：

本励磁系统的特点是每个通道都有一个自动调节器(自动方式) 和一个手动调节器(手动方式)。 在自动方式中，发电机电压受到调节，因此在发电机机端产生恒定的电压。另一方面在手动方式中，发电机励磁(磁场电流) 保持恒定，随着发电机负荷的变化发电机励磁(磁场电流给定点)， 必须手动调整以使发电机电压不变。

基本上由于不工作的调节器总是跟随工作调节器，所以在任何时间，运行方式之间的切换都可进行。应当特别注意以下几点：

1）如果在自动方式下检测到故障(→ 紧急切换到手动方式)， 在故障已经消除前，不可能自动地切回到自动方式。

2）如果手动方式有故障，则闭锁从自动到手动方式的切换。

3）发电机能够在自动方式极限但又允许的运行范围内运行，如这个范围已经超出手动方式允许的运行范围，在此情况下，手动调节器可以不再跟随自动调节器，反馈指示允许手动调节器跟随检查校验。

4）由于故障自动切换到手动方式，若再切换到原来的运行情况故障还会发生，所以应切换到故障前的运行工况。为此手动调节器的跟随控制具有延迟和相应地减缓励磁电流改变的作用。

5）从自动向手动方式的切换，手动调节器相对延缓跟随的特性。必须予以考虑，在这里直接跟随励磁电流的变化，切换被延迟一个很短的时间(等待信息: 自动/手动 准备好)这样在各种情况下都能保证无扰动切换。

应该注意的是：

手动方式作为特殊运行的调节器( 备用调节器)， 只具有励磁电流调节功能(无发电机电压调节功能)。在手动方式下，发电机的励磁必须由熟练的操作人员来监视。

只要发电机电压和电流互感器信号正常存在，手动方式低励限制器也能防止发电机危险的低励磁。在极端情况下，低励磁将导致滑极。此外在空载及转速降低情况下，V/Hz 限制器使励磁电流降低，以防止发电机和与之相连接的变压器过饱和。这些运行的变量，例如发电机电压电流及无功功率，必须由运行人员监视。如果需要可通过改变励磁电流的给定值来调整。

4.1.4 切换到应急的通道：

除两个主要通道之外，附加了两个自应急的通道。

与主通道的手动方式相类似的应急通道装有一个励磁电流调节器，除了励磁电流调节器之外，应急通道还装有过电压保护和独立于主通道的触发脉冲控制器。内置的过电压保护，作为主通道内置保护的后备保护。应急通道的励磁电流调节器的作用，与主通道的励磁电流调节器是相同的，也就是应急通道仅仅是调节励磁电流而不是调节发电机电压。

应急通道的励磁电流调节器自动地跟随主通道，因此在主通道发生故障的情况下自动地进行无扰动切换。

从主通道向应急通道的手动切换，只能由被认可的特殊操作人员进行，两个调节器的跟随调整使其能够切回到主通道。

4.1.5 无功功率/ 功率因数调节接通/断开：

如果选择自动方式，并且发电机已连接到电网，可切换到恒无功功率调节器(Q) / 恒功率因数调节器(cosPhi)， 恒无功功率调节器(Q) / 恒功率因数调节器(cosPhi)是电压调节器的上位调节器（叠加调节器），并且在运行中只是缓慢地起作用。因此电网的短时故障不会影响此上位调节器，而还是电压调节器在起作用。自动方式的所有限制器和原来一样起作用，如果需要的话包括上位调节器可以控制电压调节器 。

恒无功调节器/ 恒功率因数调节器给定点的设置(给定点积分器) 起重要作用，当上位调节器断开时，给定点设置总是跟随实际值(当前的无功功率Q / 当前的功率因数)，这就意味着发电机的运行点从电压调节器过渡到上位调节器不能立即起作用，而只是在上位调节器的设定点由随后的升高/降低命令调整后，无功功率Q / 功率因数也相应地改变。

4.1.6 具有下限 / 上限反馈指示的升高/ 降低(↑/↓) 命令：

控制室中(↑/↓) 命令可能控制自动和手动 或 自动、手动等运行方式，以及上位调节器给定值的设定。如果某个运行方式被选中，设定点只由这些命令来调整。

a) 在自动方式运行：

在自动方式下，发电机电压给定值由↑/↓ 命令来调整。在空载运行时，改变此给定值从而调整发电机电压；在负载运行时，改变此给定值来调整无功功率。如果运行到发电机定子和/ 或转子的极限，相应的极限调节器在限制的方向上干预和阻止↑/↓ 命令起作用。

如果发电机电压给定值达到它的最小或最大设定值"， 调节器达到最小位置/ 最大位置" 的信息将出现。如果↑- 和↓ 命令同时给出，则不调整给定值。当励磁接通时，发电机电压给定值自动设定到它的额定值。

b) 在手动方式运行：

在手动方式，励磁电流给定值由↑/↓ 命令来调整。在空载运行时，改变此给定值从而调整发电机电压；在负载运行时，改变此给定值来调整无功功率。在手动方式，只有低励磁限制器( 防止发电机滑极)和V/Hz 限制器( 防止磁路饱和)是可用的，此↑/↓ 命令并不像自动方式一样由限制器阻止它超过极限。因此必须按照功率图，小心保证不超过转子和发电机的运行极限。

如果励磁电流给定值达到它的最小或最大，设定值调节器达到最小位置/ 最大位置的信息出现。如果↑- 和↓ 命令同时给出，则不调整给定值。当励磁接通并且发电机的主开关在断开位置时，励磁电流给定值自动设定到它的空载励磁电流值。

c) 无功功率调节器/ 功率因数调节器：

如果上位调节器的反应缓慢，则必须考虑调整设定值，否则将出现一个滞后的运行点，这是我们不期望的。为了在设定值调整范围内达到最佳控制，无功功率/功率因素的设定值在控制室显示。

如果无功功率调节器/ 功率因数调节器给定值达到它的最小或最大设定值，就出现调节器在最小-位置/ 最大-位置Active regulator MIN-POS / MAX-POS信息。

d ）功率调节器/ 功率因数调节器：

如果上位调节器的反应缓慢，则必须考虑调整设定值，否则将出现一个滞后的运行点，这是我们不期望的。为了在设定值调整范围内达到最佳控制，调节器的设定值积分器被集成在控制室的控制系统中，设定值积分器的输出提供远传设定值( 例如4...20 mA )， 直接送到励磁系统作为无功功率调节器/ 功率因数调节器的设定值 。

如果远控设定值超出它的限制范围，它就被限制住。如果外部设定值超出内部限制范围，就显示调节器在最小-位置/ 最大-位置Active regulator MIN-POS / MAX-POS信息。

4.1.7电力系统稳定器投入/ 退出：

电力系统稳定器(PSS) 可以阻尼发电机磁极和/或电网频率的低频振荡。

发电机的有功功率一达到某一设定值，并且发电机电压限制在设置的给定范围内(例如在90-110% UGN)，就可手动投入电力系统稳定器PSS。电力系统稳定器不需要任何设定，此工作必须由专业人员进行 。

PSS可以在任意时间手动切除，同时如果发电机有功功率及电压超出设定值或者与电网解列，PSS可以自动切除。

4.1.8 由于故障而切除( 跳闸命令)：

在装置故障情况下( 例如发电机保护)励磁系统自动切除同时励磁开关断开。

后续步骤：

在故障励磁系统被切除后，应记录在就地控制盘上的显示报警。故障由专业人员处理，一旦故障已经处理，报警可以用复位Reset键来复位，报警复位成功励磁可以再次投入。

4.1.9 复位：

如果在控制室显示励磁系统报警信息，报警的文本应当从就地控制盘上读出，并注意要在复位之前读出。

指示出的故障用远控复位键来复位。如果复位以后报警信息仍然存在，则必须确认故障是否已被处理，复位键不应该连续按几次，因为每次按此键便被记入UNITROL. F设备的故障记录中，过于频繁按此键都要写入故障记录并且删除真实的故障输入。

4.2 模拟量显示：

通常只有励磁电流信号从励磁柜传送到控制室，发电机运行需要的其他显示，例如发电机电压、发电机电流、有功功率和无功功率等变量由系统提供。

4.3 状态和报警信息：

除上述的反馈指示外，下述的状态及报警信息都显示在控制室：

励磁断路器接通

励磁断路器断开

就地控制

过励磁限制器动作

低励磁限制器动作

报警信息

通道切换就绪

4.3.1断路器接通/ 断开：

此信息可以显示励磁断路是接通还是断开。

4.3.2就地控制：

这个状态信息表示系统不能遥控操作。

补救方法：

在励磁柜的就地控制盘上切换到遥控操作。

4.3.3 低励磁/ 过励磁限制器动作：

如果过励限制器或低励限制器起作用，那么过励磁限制器动作将减小励磁电流，低励磁限制器动作将增加励磁电流，发电机电压调节器或切换到上位调节器，不再有效允许连续地限制运行。但是通常在负载变化情况下，会削弱励磁系统的动态性能。

补救方法：

如果可能，应通过调整给定值退出限制器。

4.3.4 报警信息：

在励磁系统中报警信息是全部故障的整体信息，逐条的故障显示可以在励磁系统就地控制盘上看到。

如果在运行中发生故障，必须注意这些故障信息，并通报维护人员。一般情况下，系统可以带故障继续运行。在发生严重故障情况下自动停机。但在停机后，系统不应再启动，直到所有故障的原因都已经处理，并且报警信息不再出现为止。

4.3.5 通道的选择就绪：

只有出现“通道切换准备就绪”信息，才可以保证通道1与通道2之间或自动与手动方式之间的平滑切换。

4.3.6 Field bus 总线控制：

通过安装的串行通讯口，任意一个field bus总线控制都与独立的手动有关。

4.4 就地控制：

调节器柜上的就地控制盘，包括16个带LED的系统特殊显示及控制键，10个运行方式及内部功能控制键，以及一个具有8行每行40个字符的LED显示屏。

励磁系统的基本控制，可以使用具有状态信息的16个键来进行，报警信息及模拟量可以在LCD液晶显示屏上显示。

4.4.1 模拟量显示：

可以选择最多64个预定义的模拟量，并在控制盘上显示有8个模拟量，可以以数字形式显示，同时有4个模拟量以0-120% 的矩形条显示。

模拟信号可以在下述的控制盘上的液晶显示屏上显示。

初始化以后显示8个预定义的模拟量这8个模拟量列表如下

通道号数值单位数值1发电机电压kV数值2发电机电流kA数值3有功功率MW数值4无功功率Mvar数值5励磁电流A-dc数值6自动通道设定点kV数值7手动通道设定点A-dc数值8发电机电压实际值%

4.4.2 故障显示：

有各种报警及跳闸信号，它们说明励磁系统的故障。这些故障信息可以分组为报警保护、切换以及励磁跳闸。

当故障发生时，控制面板自动切换到显示相应的故障信息，发生的第一个故障出现在第一行，随后继发的故障显示在下面的行。此外当报告第一个故障时，复位键RESET上的LED发光二极管闪光。

短时轻按复位RESET按钮，可以消除存储在控制盘内的故障。显示如果没有报警动作，按键上的LED发光二极管熄灭。当短时轻按下复位RESET按钮，如果存储在微处理器内的报警动作，LED发光二极管从闪光变为连续发光。如果产生新的故障报警，LED发光二极管再次开始闪光。

按下复位RESET按钮超过1秒，这可以复位存储在控制盘内的报警，也可以复位存储在微处理器内的报警。如果没有报警动作，按键上的LED发光二极管熄灭。当按下复位RESET按钮超过1秒，如果仍有报警动作，LED发光二极管从闪光变为连续发光。如果产生新的故障报警，LED发光二极管再次开始闪光。

4.4.3 命令键：

就地控制盘装有键盘，这些键允许用来就地控制励磁系统。用同样方法，可以从控制室进行远控控制命令。列表如下：

命令就地反馈指示灭磁开关接通ΧΧ灭磁开关断开ΧΧ励磁接通ΧΧ励磁断开ΧΧ通道1接通ΧΧ通道2接通ΧΧ自动方式ΧΧ手动方式ΧΧ工作调节器设定点升高Χ最大位置工作调节器设定点降低Χ最小位置无功功率调节器接通ΧΧ无功功率调节器断开ΧΧ就地控制ΧΧ远方控制Χ照明试验Χ使能命令Χ

上表中，就地命令的阴影区域，表示只有在解锁键与就地控制键同时按下才有效。

4.4.4 手持屏：

除了就地控制盘以外，还有一个就地手持屏可以使用。但手持屏不是用来就地控制励磁系统的，而是用来帮助指定的维修人员简单处理故障的。

4.5 系统的运行说明：

首要的是安全运行，下面是必须遵守的有关安全运行的先决条件：

1）首先要成功地完成调试；

2）定期地按计划进行维护；

3）发生的任何故障已经完全排除；

4）任何对设定值(参数) 的改变都已经经过检查和测试。

4.5.1 投入前的检查：

励磁系统投入之前，必须保证所需要的全部电源已经送电，必须保证能安全启动，必须进行下述的检查：

1）系统的维护工作已完成；

2）控制和电源柜已准备好待运行，并且适当地锁定；

3）发电机输出空载到励磁变压器及励磁柜的输入/输出电缆断开(临时接地线拆除)；

4）灭磁开关的控制电源及调节器电源已送电；

5）没有报警和故障信息产生 ；

6）励磁系统切换到远控 ；

7）励磁系统切换到自动方式；

8）发电机达到额定转速(检查显示仪表上的转速)。

4.5.2 接通顺序：

动作显示控制1灭磁开关接通接通信号灯亮灭磁开关已接通2励磁系统接通接通信号灯亮在5-20秒内建立起电压发电机空载运行


3励磁系统准备低负载运行使用 / 键可以将发电机电压调整到电网电压发电机电压调整到设定点4当电网电压与发电机电压同步时闭合发电机的主电路开关发电机的无功功率接近于零发电机低负荷运行


5使用 / 键设定发电机的无功功率到期望的运行极限以内调整发电机的电压使发电机产生一定的无功功率

4.5.3 运行中的检查：

运行期间应当进行下述的定期检查：

a) 在控制室：

1）运行限制器没有动作 ；

2）工作调节器的设定点没有达到限制值；

3）通道之间是平衡的切换是准备好的；

4） 励磁电流发电机电压和无功功率是稳定的。

在手动方式下, 借助于监视设备可对励磁电流调节器的校准功能进行连续地检查。尽管如此，仍然推荐定期在起动后将调节器快速切换，以便正确检验其功能。

借助于监视设备，可对备用通道的校准功能进行连续地检查。尽管如此，仍然推荐定期性地切换通道，短时运行备用通道以检查校验功能。

b) 在励磁柜：

1）无报警动作；

2）无非正常的噪音。

4.5.4 停机：

动作显示控制6发电机与电网解列- 通过发电机电压设定点 减小无功功率– 通过透平调节器减小有功功率– 断开发电机主电路开关7&8断开励磁及灭磁开关断开信号灯发电机电压在几秒钟内下降到零

4.5.5 紧急停机：

在某些情况下，许多外围设备的故障能导致励磁系统的控制既不能远控也不能就地控制。尽管如此，也必须仍有可能紧急地断开励磁系统。紧急停机可以用励磁柜上的就地紧急停机按钮来进行，“外部跳闸”输入到端子X3 : 19-20 / 22-23 。

紧急停机断开发电机和励磁系统，但是励磁系统的电源没有切断，

操作人员必须清楚如何进行紧急停机。

需要注意：

由于发电机主电路开关的闭合，励磁系统不能远控断开(发电机主电路开关必须先断开)。

只有在正常停机命令不能断开的情况下，才能使用“紧急停机”。

额定电压R1001R1001 识别编号范围
24V0 Ohm18..28V(-25/ 15%)110V4.7 kOhm/3W 3BHC550036R2470 90..140V(-20/ 25%)125V5.6 kOhm/3W 3BHC550036R2560 100..160V(-20/ 25%)220V10 kOhm /6W 3BHC550039R3100 180..275V(-20/ 25%)250V12 kOhm /7W 3BHC550039R3120 200..310V(-20/ 25%)

三、岱海电厂一期自并励励磁系统技术要求及参数：

（一）励磁系统技术要求

1、总的要求

（1）励磁方式：采用高起始响应的自并励静止励磁系统（采用整套进口设备）。励磁系统的特性与参数满足电力系统各种运行方式和发电机所有运行条件的要求。

（2）励磁系统能在0.１秒内励磁电压增长值达到顶值电压和额定电压差值的95% 。

（3）当发电机的励磁电压和电流不超过其额定电压和电流的1.1倍时，励磁系统保证连续运行。

（4）励磁系统的短时过载能力超过发电机励磁绕组的短时过载能力，强励倍数不小于2（对于发电机机端电压0.８UN），允许强励时间为10秒，间断10秒，允许再强励10秒。

（5）励磁系统电压响应比不低于3.５倍／秒。

（6）发电机电压控制精度（从空载到满载电压变化），不大于0.5～1.0%的额定电压。励磁控制系统暂态增益不少于25倍。

（7）阶跃响应

在空载额定电压下，当电压给定阶跃量为±5%时，发电机电压超调量不大于阶跃量的30%；振荡次数不超过3次，发电机定子电压的调整时间不超过5秒。

发电机零起升压时，自动电压调节器保证定子电压的超调量不超过额定值的15%，调节时间不大于10秒，电压振荡次数不大于3次。

（8）自动电压调节器的调压范围

发电机空载时在20%～110%额定电压范围内稳定平滑整定，电压的分辨率不大于额定电压的0.2％。手动励磁控制单元保证从不大于10%空载励磁电压到不小于110%额定励磁电压值的范围内进行稳定平滑地调节。

（9）电压频率特性

当发电机空载频率每变化额定值的±1%，其电压变化不大于±0.25%的额定值。

在发电机空载运行状态下，自动电压调节器的调压速度，不大于1%额定电压／秒；不小于0.3%额定电压／秒。

（10）自动电压调节器（AVR）

AVR采用数字微机型,其性能可靠,具有微调节和提高发电机暂态稳定的特性。具有手动和双自动通道，各通道之间相互独立，可随时停运任一通道进行检修。各备用通道可自动跟踪，保证无扰动切换。AVR与DCS接口，实现控制室内对AVR的远方控制。

AVR柜可采用自然通风，通风孔有空气过滤器，柜体的保护接地和工作接地分开设置。

AVR设有下列附加单元：

远方就地给定装置；

过励磁限制；

过励磁保护；

低励磁限制；

电力系统稳定器（PSS）；

V／HZ限制及保护；

功率因数控制器；

高起始励磁系统有附加过流保护，以保证过流保护的可靠性。

AVR遵守EMS规范，满足电磁兼容性的要求。

（11）可靠性

励磁系统强行切除率不大于0.1%。因励磁系统故障引起发电机强迫停运次数不大于0.25次／年。自动励磁调节器（包括PSS）投入率不低于99%。

（12）过电压和过电流

发电机转子回路装设有过电压保护，其动作电压的分散性不大于10%，励磁装置的硅元件或可控硅元件以及其他设备能承受直流侧短路故障、发电机滑极，异步运行等工况而不损坏。

2、励磁系统的其它要求

（1）励磁变压器

励磁变压器采用干式、单相变压器，采用Y／D－11接线，励磁变压器高压绕组与低压绕组之间有静电屏蔽，且高低压出线端子能相间封闭绝缘。

励磁变压器设计充分考虑了整流负载电流分量中高次谐波所产生的热量。

励磁变压器能通过10KV厂用电供电，满足汽轮发电机空载试验时130%额定机端电压的要求和发电机短路试验110%额定电流的要求。

励磁变压器高压侧最多装三线圈CT用于保护和测量表计，低压侧最多装二线圈CT。高低压CT的参数在联络会确定。

励磁变压器容量满足强励及发电机各种运行工况的要求，在环境温度－5°～＋45°下，保证连续运行不超温。

每台变压器装有测温装置。

（2）功率整流装置

可控硅整流装置有足够的裕量，当并联可控硅元件大于4， 有1／4并联支路退出运行时，能满足发电机强励要求，有1／2支路退出运行时，能保证发电机在额定工况下连续运行。

整流装置并联元件有均流措施，整流元件的均流系数不低于0.85。

整流装置交、直流侧设置隔离断开设备、整流柜结构保证安全可靠，并便于测试、维护及检修。空气冷却的整流柜，采用可靠的低噪声风机，并有100%的备用容量，在风压或风量不足时备用风机能自动投入。提供2路冷却风机电源，2路电源能够自动切换。

整流柜噪声小于80dB。

（3）灭磁及过压保护

发电机灭磁采用逆变和灭磁开关两种方式。灭磁系统有过压保护。

（4）发电机起励

起励电源容量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，起励回路均能自动退出。起励电源采用380V交流。

（二）、自并励系统参数：

序 号名 称单 位设 计 值1、励磁柜型 式静 止 励 磁功率放大器三相桥式可控硅
整流方式三相全控桥式整流
功率放大器组数
额定电流A4600
2、磁场断路器额定电压V1600额定电流A6000
开断电流（最大）KA100
控制电压（直流）V110
3、AVR性能电压调整范围%UN20－110手动调整范围%UN10－110
调整偏差（精度）%＜0.2
AVR配置（通道）双微机
顶值电压倍数／强励时间2.5倍／10s
顶值电流倍数2
响应时间S0.1
4、励磁变压器型 式型 号
容 量KVA3×2000
电 压
初 级KV20
次 级KV0.893（暂定）
频 率HZ50
相 数三（三个单机）
接线方式Y／△
接线组Y，d－11