发电机励磁系统现状问题和发展趋势2.ppt

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发电机励磁系统现状、问题和发展趋势,1、发电机励磁系统国内现状1.1管理方面的要求1.2有关的标准及参考资料1.3励磁系统的种类及应用2、国内发电机励磁系统存在的问题2.1体制管理方面的问题2.2设备方面的问题2.3由AVR入网检测发现的问题*3、发电机励磁系统发展趋势3.1容量大可靠性高3.2现场调试和维护趋向简单化3.3与电网的联系更加紧密*,1发电机励磁系统国内现状,1.1管理方面的要求管理方面的要求主要指管理层方面的要求，目前就电力市场而言对于励磁系统主要有以下几方面的检查并网安全性评价发电厂安全性评价发电厂安全性风险评估技术监督安全检查,按管理部门划分，上述检查中负责组织和管理的单位又有如下区别：

基层电机学会组织（主要由在职员工和有经验的退休专家组成）网局级查评国网公司级查评中电联组织的查评各大电力公司组织的查评中国电监会组织的查评,1.2有关的标准及参考资料,

（1）GB/T7409.1-2008同步电机励磁系统定义

（2）GB/T7409.2-2008同步电机励磁系统电力系统研究用模型（3）GB/T7409.3-2007同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求（4）DL/T650-1998大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件（5）DL/T843-2003大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件（6）DL/T583-2006大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件（7）DL/T491-2008大中型水轮发电机自并励励磁系统及装置运行和检修规程（8）DL/T1049-2007发电机励磁系统技术监督规程,1.2.2可参考的标准,

（1）GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程

（2）DL490-1992大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置的安装、验收规程（3）DL/T1040-2007电网运行准则（4）DL/T1013-2006大中型水轮发电机微机励磁调节器试验与调整导则（5）DL/T684-2006大型发电机变压器继电保护整定计算导则（6）DL/T596-1996电力设备预防性试验规程（7）DL/T489-2006大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程（8）Q/GDW142-2006同步发电机励磁系统建模导则,1.2.3可参考的技术书籍,发电机励磁系统试验竺士章主编电力系统稳定性及发电机励磁控制刘取著同步发电机半导体励磁原理及应用樊峻陈忠涂光瑜编电力系统稳定器的原理及其应用方思立朱方现代同步发电机整流器励磁系统李基成现代同步发电机励磁系统设计及应用李基成编著,1.3励磁系统的种类及应用,1.3.1励磁系统的种类据不完全统计在华北地区百余个电站，近470台发电机组中（京津唐126台、河北60台、山西128台、蒙西154台），共有AVR15个序列，23个品种（原38种，包括模拟式AVR），最常见的励磁系统形式为以下四种：

常用的发电机励磁系统结构简化图,1.3.2最常用的AVR：

经数学化简后仅有2种串联校正（s）=Kp（1+T1s）/（Kv+T2s）*（1+T3s）/（1+T4s）并联校正（s）=Kp（1+1/（1+Tis）+KDS/（1+Trs）另外对于励磁机励磁系统还有：

励磁电压（励磁机励磁电流）软负反馈单元：

KfTfs/（1+Tfs）=Kf1-1/（1+Tfs）及硬反馈单元,1.3.3最常用的PSS,PSS1用于火电等机组,PSS2,用于水电和需要调峰的机组,有抗反调能力,2.1体制管理方面的问题没有总体规划、部署及短期、长期发展目标和管理策略。

各级电网、各大电力公司少有专责负责人电厂的管理混乱、技术力量薄弱：

运行规程、设备台帐、检修计划等不完善。

设备招投标形成恶性竞争，导致质量不保。

电厂主要领导是门外汉，不知励磁系统设备的成本投入是一本万利之举，发电机事故统计表明，约一半以上的非停事故是由励磁系统设备或相关管理不善引起,2、国内发电机励磁系统存在的问题,2.2设备方面的问题,励磁变选择容量偏小，运行时温度高电流速断定值偏高过流延时定值偏低AVR定值设置不合理UEL和OEL性能不佳不方便试验和检修,灭磁设施FCB灭磁能力不佳非线性电阻可靠性能不佳，如均流性能不好和机组保护配合不当多数600MW机组没有转子过负荷保护UEL特性未和失磁保护配合运行环境不好励磁设备要求降温、防尘,2.3由AVR入网检测发现的问题,AVR入网性能检测的定位：

励磁系统型式试验的补充和完善2.3.1检测目的避免设计的随意性：

现场试验结果表明，相当数量的励磁系统动态性能不能满足国标要求，主要体现在静差率、超调量、PSS效果和强励能力等几方面,设置与实际特性不吻合,或按整定参数不能正确推算相对应的稳定计算用模型参数除AVR主环外，其它辅助控制环的参数按经验整定,依据不足。

受现场试验工况限制，无法全面考核在各种极端工况甚至系统发生故障的情况下励磁系统的动作特性，存在安全隐患。

2.3.2检测内容,性能检测试验主要考核数字式自动励磁调节器的静态和动态性能及软件设计的规范性，,可见，励磁系统设备入网检测的主体是励磁调节器AVR；试验中AVR的输入模拟量来自RTDS，主要有来自PT的发电机三相电压模拟信号Ut、来自CT的三相电流模拟信号It和发电机或励磁机的励磁电流（If/Ife）信号，根据需要RTDS还可提供同步电压模拟信号；AVR仅需把内部PID输出的控制电压信号Uc经标准D/A输出与RTDS相连，就可形成闭环控制系统。

验项目以时域特性仿真为主，频域特性配合检查为辅,*时域特性试验包括以下项目：

（1）静态检查：

电压测量环节时间常数检查、增益检查、移相触发环节反余弦特性检查。

（2）发电机空载试验:

空载阶跃、调压范围测定、起励、停机灭磁试验、自动/手动切换试验、频率特性试验、V/Hz保护限制试验、PT断线试验等。

（3）发电机负载试验：

阶跃响应试验、自动、手动无功调节试验，切换试验、静差率的测定、调差率校核、强励能力、UEL、OEL和PT断线试验、甩负荷试验、PSS试验等。

频域特性试验包括包括以下项目：

测量滤波、比例、积分、PID校正环节、PSS等环节频率特性。

测量发电机励磁系统无补偿频率特性。

测量或计算发电机励磁系统有补偿频率特性。

2.3.3已通过检查的AVR（15套次）,四方吉思GEC300广科所EXC9000南瑞继保RCS-9410南瑞电控SAVR-2000南京合凯PWLABB的Unitrol5000南京申瑞GER3000武汉洪山HWJT-08D哈电机HWLT4新机（2次）北京科电亿恒（南汽）GEX-2000南京汽轮电力控制公司DVR2000、DVR3000系列GE的EX2100南瑞电控NES5100上海赛奥LCT系列微机励磁控制器,2.3.4检测中发现的问题共有8类17种问题2.3.4.1AVR软件管理问题目前励磁系统中使用的数字AVR还不能像机组继电保护装置那样实现软件版本管理，造成的后果是现场使用的程序随意改动，某些AVR甚至两套执行的都不是同一版本，特性差异很大。

在试验室中，所有被检测的国产AVR若不进行适当（或大量）的程序修改，则没有一套产品能通过性能检测。

这反映了两方面的问题，其一是对软件管理未引起足够认识，其二，表明过去国内的试验和仿真手段不够健全。

2.3.4.2低级设计错误,AVR面板设置与实际不符包括不按十进制表示数值，比例增益Kp未将移相触发及SCR的增益表示清楚等。

无功补偿范围不满足国标要求，新国标要求为：

不小于15%。

电压检测环节测量时间过长国标要求30ms，但个别AVR长达100ms以上未按国标要求，对移相触发环节进行反余弦处理：

简单辩识方法Uf/cos=C,2.3.4.3参数设置不合理,

（1）PT断线问题标准中要求AVR的两个独立自动通道不共用电压互感器（PT），且要求PT回路失压时具有防止误强励功能。

在AVR两个自动通道中一般分别取两个PT的二次电压，判断PT断线及控制的策略有几种方法：

（a）计算三相电压平均值，当低于某设置值时，判断PT断线，进行通道切换;（b）三相电压分别计算，当有单相电压低时，三相电压不平衡，出现负序分量，判断PT断线，进行通道切换；（c）分别计算主、从通道三相电压，当低于某设置值时，经延时再进行通道切换，若两个通道均出现低电压时，再引入功率判据，防止误强励；（d）AVR双通道采集的PT电压分别与移相触发环节中同步电压比较、或与可控硅阳极电压比较，当出现单通道电压异常时，切换到另一自动通道，两通道都故障时，切换到手动通道。

由于检测是PT电压与同步电压（或阳极电压）差值，当机组近端短路时，两种电压同时降低，没有差值出现，仍可保持强励功能。

方法（a）（b）实现简单，但可能出现误判情况，特别是系统故障时两PT电压都低，有可能影响强励功能；方法（d）比较完善，但双PT都故障的极端情况不能和系统故障区分开。

方法（c）也在多个电厂中使用，但参数整定不当时，可引起发电机过电压。

*PT断线判椐延时过长可导致发电机过电压下图中波形1是先断主PT的A相、后断从PT的A相，波形2是先断主PT的A相、后断从PT的C相，波形3是先断主PT的A相、后断从PT的三相；由检测录波图可见，无论发生何种复合PT故障，在AVR切换时，机端电压扰动最大值都在1.2倍额定值以上，通过仿真试验确认，当采用方案（c）时，通道切换延时不能超过0.5s,但现场整定此值多为1s,可能带来过电压的隐患。

PT断线判断时间过长，引起过电压,

（2）UEL参数设置不合理,现场检查及RTDS仿真性能检测均表明，当AVR中欠励限制（UEL）环节等效于和AVR电压控制环串联运行时，UEL控制策略和参数选择至关重要，AVR电压控制环采用PI调节，UEL也用PI控制，则UEL中参数很难选择，配合不当时，会使发电机组进相运行中发生不稳定的较大扰动。

下图是对机组进行-5%给定电压阶跃响应试验，反映了AVR中UEL的投退及选择不同参数的影响,UEL参数设置不合理,试验中参数变化情况：

AVR的PI校正参数：

Kp=50,Ki=1；UEL原参数：

Kpq=0.3,Kpqi=2；UEL改进参数：

Kpq=0.4,Kpqi=0.8；表面分析UEL参数变化并不大，但实际上是通过多次各种工况下的试验考核才确定的，由此可见要在现场仅仅通过简单试验检查就确定这种PI调节的UEL参数并非容易。

下图表明，UEL参数设置不合理时，当对机组进行-10%给定电压大扰动阶跃响应试验时，还会出现另一种情况，发电机带不同负荷时，UEL动作行为不一致，机组轻载时甚至出现振荡情况。

检测中还发现，有些UEL动作后，无功功率Q受控已返回正值以上时，AVR仍不切换到电压控制环正常运行，甚至在UEL作用下发生机端过电压现象，产生原因是AVR未停止在UEL控制环内的无功计算，正确逻辑是当Q0时，返回电压环。

（3）三机常规系统中若UEL参数设置不当可能引起更严重后果,2.3.4.4程序设计思路错误,

（1）控制逻辑不合理:

调差环节投入后，由于判椐错误，造成机组甩负荷后的过电压,表1甩负荷试验数据AVR给定设置:

Vref=1p.u.调差系数D（%）初始有功P0（MW）初始无功Q0（Mvar）定子瞬时过压p.u）3266143.41.070266179.91.106-3245235.21.76试验波形和数据表明产生过电压的原因和调差系数的设置有关，这在过去的励磁系统现场交接试验中很少出现，细查程序后发现有两种错误可引起过电压：

（a）V/Hz限制输出控制位置不对，未计及调差环节的影响，当整定了调差系数后，实际V/Hz限制的动作值是：

动作倍率*（Vref-D），其中Vref为AVR电压给定值，D为调差系数，因此调差系数负值越大，产生的过电压越高；（b）有些AVR中还设计了V/Hz保护，控制逻辑是一旦超过保护定值，自动切换到调节器手动工作方式；但是手动跟踪是机组负载状态、因未引入发电机主开关的位置等