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 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

（1） 并网安全性评价 （2） 发电厂安全性评价 （3） 发电厂安全性风险评估 （4） 技术监督 （5） 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：

（1） 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） （2） 网局级查评 （3） 国网公司级查评 （4） 中电联组织的查评 （5） 各大电力公司组织的查评

（6） 中国电监会组织的查评 1.2 有关的标准及参考资料

面对如此之多的检查和如此之多的行政管理部门，电厂应该如何应对？答案只有一个：抓住根本，内功，以不变应万变。何为根本：标准 1.2.1 基本国标及行标

（1）GB/T 7409.1-2008同步电机励磁系统定义

（2）GB/T 7409.2-2008同步电机励磁系统电力系统研究用模型

（3）GB/T 7409.3-2007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/T 650-1998 大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件 （5）DL/T 843-2003大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件 （6）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 （7）DL/T 491-200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/T 1049-2007发电机励磁系统技术监督规程

其中（4）（5）两个标准将合二为一，并进行修改后重新出版 1.2.2 可参考的标准

（1）GB/T 14285-2006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/T 1040-2007电网运行准则

（4）DL/T 1013-2006 大中型水轮发电机微机励磁调节器试验与调整导则 （5）DL/T 684-2006 大型发电机变压器继电保护整定计算导则 （6）DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程

（7）DL/T 4-2006 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/GDW 142-2006同步发电机励磁系统建模导则 1.2.3 可参考的技术书籍

（1）《发电机励磁系统试验》竺士章主编

（2）《电力系统稳定性及发电机励磁控制》刘取著

（3）《同步发电机半导体励磁原理及应用》樊峻 陈忠 涂光瑜编 （4）《电力系统稳定器的原理及其应用》方思立 朱方 （5）《现代同步发电机整流器励磁系统》 李基成 （6）《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1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： 最常用的发电机励磁系统结构简化图

UGCTPTTMSGEGCTPTAVRAVR三机常规励磁系统自并励静止励磁系统MSGEGCTPTGETGCTPT自励恒压AVRAVR永磁机供电的旋转整流器无刷励磁系统

1.3.2最常用的AVR：

经数学化简后仅有2种 （1）串联校正

ω（s）=Kp[(1+T1s)/(Kv+T2s)]*[ (1+T3s)/(1+T4s) （2）并联校正

ω（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：

Kf Tf s/(1+ Tf s)=Kf[1-1/(1+ Tf s)]及硬反馈单元 1.3.3 最常用的PSS （1）PSS1

用于火电等机组

（2）PSS2

ω0-ωg+Pg0Pg-+11+TrwST5S1+T6ST7S+1+T7S+Ks1+T9S1+T10S11+T12S4Kr1+TrpSTw1+Tw1STw2s1+Tw2S-+Kp(1+T1S)(1+T13s)(1+T3S)(1+T2S)(1+T14S)(1+T4S)VsmaxVsVsmin用于水电和需要调峰的机组 2、国内发电机励磁系统存在的问题 2.1 管理方面的问题

（1）虽有标委会、中电联、电监会、各级电科院及各种检查，但总体没人管，没有总体规划、部署及短期、长期发展目标和管理策略。

（2）各级电网、各大电力公司少有专责负责人

（3）电厂的管理最混乱、技术力量也最薄弱：将励磁系统管理人为割裂，如某些电厂：保护管AVR、电测管仪表和试验接线、高压管FCB等，缺乏统一协调。有些地方甚至发电机空载和短路试验都不会做。

（4）运行规程、设备台长、检修计划等不完善，特别是运行规程，基本上不反映励磁系统运行特点，如在AVR条件下的发电机安全运行范围等。

（5）设备招投标形成恶性竞争，导致质量不保。

其实各电厂中主要是厂长或主管生产的副厂长是门外汉，殊不知励磁系统设备的成本投入是一本万利之举，因近几年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的管理不善引起

2.2 设备方面的问题

（1）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 （2）AVR

定值设置不合理 UEL和OEL性能不佳 不方便试验和检修 （3）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 （4）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 （5）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

（1）不同制造厂家生产的励磁调节器设计原理各不相同，且有相当的随意

性，如电压采样时间、PSS的输入方式和输出位置、环节的控制策略和非线性死区的设置等。现场试验结果表明，有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 （2）人机界面上显示的参数与原理传递函数框图中参数不一致，用户不了解其换算规律。当更换软件版本或人为修改整定参数后，不能直接推算相对应的稳定计算用模型的新参数，需要重新进行现场测试。

（3）出于试验机组和电网安全考虑，现场试验受到诸多，如带负荷扰动一般不能大于4%，励磁调节器内部非线性环节如限幅和强励等无法通过常规试验直接得到，目前只能测试发电机励磁系统主控制环特性，不包括励磁系统低励和过励特性、励磁机转子电流等辅助控制环特性。

（4）受现场试验工况（一般为正常工况），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，辅助控制环的参数按经验整定，存在安全隐患 。 2.3.2 检测内容

如下图所示，矩形框中为受检测的环节，即AVR MCB自并励静止励磁系统ETTCTG 过激磁VFLI/0信号欠励UEL无功电流补偿PTCBSHUNTRESFCBSCRIVt励磁调节器If过励OELPT断线保护定子电流PID综合控制移相触发单元电力系统稳定器PSS

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，因此采用数字模拟方法，利用全数字实时仿真技术（RTDS），全面检查自动励磁调节器（AVR）性能。用RTDS建立包括发电机及其励磁、调速系统、PSS、主变压器、主开关以及等值无穷大电源的电力系统仿真环境，向AVR装置提供所需要电气量，而将AVR输出的控制电压模拟信号Uc输入RTDS，经过励磁机模型或描述整流器特性的一阶滞后及其环节后，得到发电机转子电压Uf，构成闭环试验环境（见系统示意图1）。

RTDSAVR模型发电机模型。。UcD/A励磁机模型If/Ife实际AVRUtIt 图1、仿真系统示意图

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。

图中真实的AVR设备用“实际AVR”表示，而用RTDS构成的内部AVR用“AVR模型”表示；这样当励磁机和发电机模型参数和现场一致时，通过实际AVR和RTDS的闭环运行，就可测试整个励磁系统的性能，而当“AVR模型”中参数选取制造厂提供的数据后，就可检验提供参数的可信度和合理性。

当用RTDS构成发电机并网模式后，还可检验现场不宜进行的项目如过励、低励、PSS低频投入效果和强励能力等功能。

AVR性能检测包括时域和频域特性试验，鉴于RTDS速度快、实时性好，检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：包括实际AVR装置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。包括实际AVR装置空载升压试验、实际AVR与模型AVR之间空载阶跃响应对比、调节器自动、手动调压范围测定、零起升压试验、停机灭磁试验、自动手动切换试验、频率特性试验、V/Hz保护试验、PT断线试验等。

（3）发电机负载试验。包括并网试验、自动、手动无功调节试验，手动与自动切换试验、静差率的测定、调差率校核、强励能力和强励试验、系统短路试验、低励试验、过励试验、PT断线试验、甩负荷试验、发电机负载阶跃试验、实际AVR与模型AVR之间负载阶跃响应对比、PSS投入效果检查等试

验。

*频域特性试验包括包括以下项目：

（1）测量滤波、比例、积分、PID校正环节、PSS等环节频率特性。 （2）测量发电机励磁系统无补偿频率特性。 （3）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 按试验时间排序（共15套次）

北京四方吉思GEC300 广科所EXC9000 南瑞继保RCS-9410 南瑞电控SAVR-2000 南京合凯PWL ABB的Unitrol5000 南京申瑞GER3000 武汉洪山HWJT-08D

哈电机HWLT－4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

上海赛奥自动化控制设备有限公司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 2.3.4.1 AVR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

（1）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。 （2）无功补偿范围不满足国标要求，新国标要求为：不小于±15%。大的补偿度对应于主变短路电抗Uk＞20%，500kV系统有时短路容量过大，这是短路电流的措施之一。

（3）电压检测环节测量时间过长

国标要求≤30ms，但个别AVR由于采用不适当的滤波处理方法，最长时间常数可达100ms以上。

（4）未完全按国标要求，对移相触发环节进行反余弦处理

Ud=1.35U2cosα=1.35U2Uc/Usyn=1.35U2Uc/KtbU2=1.35Uc/Ktb即与U2无关 简单辩识方法ΔUf/Δcosα=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。

（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（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。

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。

不同负荷下投入UEL比较

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Q>0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

本文所谓的程序设计不正确是指程序设计理念不正确，或控制逻辑和策略不

合理。

（1）控制逻辑不合理

在机组甩负荷监测试验中，发现有些AVR控制异常，造成机端严重过电压情况，如下图所示。

表1甩负荷试验数据 AVR给定设置:Vref=1p.u.

调差系数 D(%) 3 0 -3 初始有功P0（MW） 266 266 245 初始无功Q0（Mvar) 143.4 179.9 235.2 定子瞬时 过压（p.u) 1.07 1.106 1.76 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

关的位置等信号，故不能及时判断发电机已处于空载工况，结果出现了过电压。 （2）和硬件电路有关的设计理念不同—反时限问题

励磁系统的顶值电流由GB/T7409.3规定。（励磁曲线与按照磁场过电流曲线整定的转子过负荷保护曲线必须留有距离，避免保护先于动作）。

磁场绕组的过负荷特性应满足式（1）的关系。(为磁场绕组过负荷反时限保护整定提供依据)。 IfIfN21tC （1） 式中：If——发电机磁场电流，A； IfN——发电机额定磁场电流，A； t——发电机磁场电流If下允许持续运行的时间，s； C——磁场绕组过热常数。 不同发热曲线匹配情况见下图和下表。 20015010050011.5If/IfN22.5t(33.26)/st(27)/st(30)/st(37.5)/st/s

表2过热常数C取不同值时反时限特性

If/IfN 1.1 1.2 过励2 t(C=27)/s 142 .3 过励1 t(C=30)/s 143 68.2 转子过负荷能力 定子过负荷能力 等于转子过负荷保护 等于定子过电流保护 t(C=33.26)/s 158 75.6 t(C=37.5)/s 179 85.2 1.5 1.8 2 2.08 22 12.2 9.06 24 13.4 10 26.6 14.8 11.09 10 30 16.7 12.5

某AVR过励反时限特性为：

t=[(Ref_Iemax-0.9Ref_IETH)2/(IE-0.9Ref-IETH)2]Time_IEMAX_SEL (2) 其中AVR中可设置参数为：

Ref-IETH--OEL启动值，试验中整定为1.1；

Ref_Iemax--转子电流最大值，试验中整定为2.0； Time_IEMAX_SEL-- 转子电流最大允许时间，试验中整定为10.0； IE—转子电流实测值。

把数据代入后公式（2）可简化为： T=10.2/(If-0.99)2 由此特性计算结果如下： 表3，某AVR过励反时限特性

If/IfN 2.08 8.58 2 10 1.8 15.5 1.5 39.2 1.2 231.3 t (s) 此表计算数据基本与试验结果吻合，易见已超过发电机过电流允许时间，且可能在发电机保护动作后IE器才启动，而公式（1）的数学表达式与IEEE标准完全相符，建议对于已投入运行的设备，可考虑将Time_IEMAX_SEL参数改为6.5s，相当于公式（1）的C=19.5 2.3.4.5 物理概念错误

某品牌AVR在自并励系统应用中采用了发电机转子电流全反馈的控制策

略，即反馈系数等于1且不能调整，入网性能检测中，将此AVR与其它标准设

计的AVR特性进行了比较。

数据分析：

0.1s短路，机端电压下降至80%额定值后，AVR性能比较 AVR型号 AVR1 AVR2 恢复时间 Tg90(ms) 150 130 超调量 Mp(%) 5.74 1.2 Ug 振荡次数 2.5 1.5 Ufmax (p.u) 5.97 6.17 K 2. 2.69 Uf 振荡次数 4.5 2

2.3.4.6 功能设计不健全

（1）未设计强励时顶值电流瞬时功能

国标要求发电机励磁系统强励时，当励磁电压大于或等于2倍额定值时，要求励磁电流不超过2倍额定值，这对于自并励和交流励磁机励磁系统都是适用的，因此AVR设计时应有最大励磁电流瞬时功能，但是检测中发现相当数量的AVR不具备此项功能或此项功能不完善，如下图所示。

图 OEL特性检测--无Ifmax

图中波形是发电机近端短路，机端电压已下降至11.kV(57.7%), 由于没有强励电流瞬时功能，磁场电流已达2.27倍额定值。

有些AVR用励磁电压代替此功能也是错误的，因励磁电压受温度变化影响且在无刷高起始系统中应用也不合理。

（2）三机常规系统中，未设计励磁机转子负反馈环节，使机端电压Ug反映速度不够快，下图中，励磁电流硬负反馈投入后，Ug响应速度明显加快。

图 中主要数据如下：

表4 比较硬反馈投退时响应特性

T1(s) Tp1(s) Mp(%) Tp2(s) 无硬反馈 投硬反馈 0.43 0.27 0.91 0.5 28.2 18 0.24 0.13 表中T1、Tp1和Mp分别为机端电压Ut上升时间、顶值时间和超调量，Tp2是励磁机励磁电流到最大值的时间。可见，加入硬负反馈后，提高响应速度的作用是明显的。

本文在此推荐另一种PID校正控制，曾在现场交流励磁机励磁系统实用中获得较好效果，其组成形式为：Kp[(1+1/Tis)*[(1+T1s)/(1+T2s)]。 下图是它的+2%电压阶跃响应特性

图仅采用PID调节的响应特性

图中的主要性能指标为：

机端电压Ut:T1=0.26s,Tp1=0.42s,Mp=20.5% 转子电压Uf到最大值的时间: Tp3=0.13s

由性能指标分析，此系统已接近采用励磁机硬反馈的高起始励磁系统。 2.3.4.7 辅助环节性能配合不完善

PSS与UEL环节竟比门设置位置不合适，导致UEL动作后，PSS失去作用。 当PSS输出位于UEL后，当UEL动作时，PSS仍发挥作用。 2.3.4.8 硬件制造未更新换代

在受检的AVR中，有半数以上的PSS2型电力系统稳定器在低频段无抑制效