发电机励磁系统现状问题和发展趋势

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（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，修炼内功，以不变应万变。何为根本：标准1.2.1基本国标及行标（1）GB/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/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（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：最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AVRCTPTGGE自励恒压T自并励静止励磁系统AVRPTCTTUG永磁机供电的旋转整流器无刷励磁系统GEGAVRCTPTMS三机常规励磁系统GEAVRCTPTGMS（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：KfTfs/(1+Tfs)=Kf[1-1/(1+Tfs)]及硬反馈单元1.3.3最常用的PSS（1）PSS1用于火电等机组（2）PSS2Ks11+TrwS1+T9S1+T10S411+T12SKr1+TrpST5S1+T6ST7S1+T7STw1+Tw1STw2s1+Tw2S++ωgω0+-+-Pg0PgKp(1+T1S)(1+T13s)(1+T3S)(1+T2S)(1+T14S)(1+T4S)+-VsmaxVsminVs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体制管理方面的问题（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限制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、限制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，现场试验受到诸多限制，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限制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、励磁机转子电流限制等辅助控制环特性。（4）受现场试验工况限制（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自并励静止励磁系统PID综合控制无功电流补偿过励限制OEL欠励限制UEL过激磁限制VFLPT断线保护定子电流限制电力系统稳定器PSS过励保护OEP欠励保护UEP移相触发单元PTCTGSHUNTFCBCBRESSCRMCBTETVtIIfI/0信号励磁调节器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限制环节后，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）。AVR模型实际AVR励磁机模型发电机模型。。D/AUtItUcIf/IfeRTDS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保护限制试验、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、强励能力和强励限制试验、系统短路试验、低励限制试验、过励限制试验、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PWLABB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2.3.4.1AVR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（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，这是限制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=C2.3.4.3参数设置不合理（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