《600MW发电机励磁系统.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《600MW发电机励磁系统.doc（78页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、第四章 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GBT7409.17409.31997“同步电机励磁系统”的规定的定义，同步电机励磁系统是“
2、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
3、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800010000A的同步发电机。（1）他励静止硅整流励磁系统，如图411（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411他励交流励磁机系
4、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411（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800010000A时，
5、 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411（c）所示。（2）他励旋转可控硅整流励磁系统，如图411（d）所示。图412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412示出自励和自复
6、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412（a）所示。（2）相补偿自复励励磁系统如图412（b）所示。（3）交流侧串联自复励励磁系统如图412（
7、c）所示。（4）直流侧并联自复励励磁系统如图412（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
8、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
9、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
10、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
11、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421所示。发电机感应电动势EG与定子电压UG关系为：EG UGjIGXd （11）式
12、中 IG发电机定子电流；Xd发电机直轴同步电抗。由图421（c）可将EG与UG的幅值关系表示为：EGcosUGIQ.GXd （12）式中 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。在值很小时，可近似认为cos1，则：EGUGIQ.GXd （13）式（l3）表明，在励磁电流不变的情况下（即EG=0），无功负荷的变化是造成机端电压变化的主要原因。由式（13）可作出发电机的外特性如图421（d）所示，外特性的斜率为： UGIQ.GXd （14）式（14）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
13、。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421（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421（e）中虚线为调节器动作前的外特性，同图421（d）曲线；实线2为调节器动作后的外特性，其斜率为： UGIQ.GXd （1+K） （15）式中K励磁控制系统开环放大倍数图 421 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
14、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422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：PUGIGcos常数 （16）式中 功率因数角。 发电机输出的有功功率又可表式为：PEGUGXdsin常数 （17）由式（16）、（17）和图422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、IG、Q等电气量的变化。图422
15、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422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DD线段。同时，由图422 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
16、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
17、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423 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423 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 功率角； G内功率角； 功率因数角； 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：PEGUGXSin其中 XXd+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
18、功率P是功率角的正弦函数。如图424所示，称之为同步发电机的功率特性或功角特性。图424 同步发电机的功角特性当小于90时（图中a点），发电机是稳定的；当大于90时（图中b点），发电机是不稳定的；当等于90时，为稳定的极限。所以，输出功率极限为：Pmax=EGUGX 实际运行中，为了留有一定的裕度，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:图425 功率极限图1无AER静态稳定极限圆；2有AER静态稳定极限圆；3低励限制圆从上式可以看出，视在功率静
19、态稳定极限的轨迹是一个圆，圆心O在Q轴上，距圆点为UG22（1Xs1Xd），半径R为UG22（1Xs1Xd）。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 PAPmA；B点是不稳定运行点（因为 PBPmA）。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，使功率角增大到大于90，发电机转子被加速而超出同步转速运行。图425中圆1是在发电机没有调节器，静
20、稳极限角SS90情况下得到的。当发电机装有调节器，SS90使功率极限轨迹扩大，如图425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425中虚线圆3所示。3）具有调节器时发电机的功角特性图424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
21、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426曲线所示，称之为外功角特性。（图426 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的a点，功率角为a，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的a点移到内功角特性的b点，功率
22、角为b。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90，而是出现在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423（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427所示。图427 短路故障功角特性的变化图427中曲线表示正常（双回线路供电
23、）运行时功角特性，其幅值为： 其中式中 U系统母线电压曲线表示在短路故障中（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的a点，短路瞬间，由于惯性的影响，转速维持不变，功率角仍为0，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1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继续加速到f点，对应的功率角为2；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
24、然，当故障切除较慢时，1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427曲线 和 所示。正常运行时发电机的工作点在曲线的a点，当发生短路故障时，相应的功角特性为曲线。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（由曲线的abcd减小到曲线的abcd）。在时故障初切除后，由于发电
25、机强行励磁的结果，工作点由c移到 e，若减速面积Sdehf ，等于面积Sdef时，则发电机转子第一次摇摆最大功率角由2降到2，明显地提高了暂态稳定性。图428 时间常数与暂态稳定 图429 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428 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429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
26、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
27、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（0.81.UG.N），并能合理的分配机组间无功功率
28、。（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、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。、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
29、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 UFmaxUFN图4211 等效时间常数法确定励磁电压上升速度图4210 励磁电压上升 速度的确定现代同步发电机励磁系统，强励倍数一般为1.52.0。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
30、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4210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=（UCUFN）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
31、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（UFmaxUFN）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：RP0.632（UFmaxUFN）UFNTe （1s）或 RP0.632（Kef1）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4211（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（UFmaxUF）的0.632倍。目
32、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95UFmax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和发生振荡（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rr 式中 D功率阻尼系数图4212 阻尼功率对振荡的影响图4212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
33、，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4212（a）所示。当D不等于零时，由于增加了一项与角速度偏差成正比的阻尼功率，情况将有所不同：若D大于零时，随时间的变化规律为减幅振荡，如4212（b）所示，其特征是运行点在P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。若小于零时，的变化规律为增幅振荡，如图4212（c）所示，其特征是运行点在P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
34、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D0时，若大于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，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K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
35、荷的情况下，当负荷较重，功率角较大时，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K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、或是有功功率的偏差P或是频率的偏差f 。试验结
36、果表明，这三种输入信号中，P信号最好，其次是信号，f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4213 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4212（b）所示。比如，运行点a由扰动偏移到b点后，转子加速，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boac 弧线，阻止转速升高；到c点等于零，但由于机械功率小于电磁功率，使运行
37、点由c点顺时针沿coad 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。图4213 具有PSS的励磁控制 系统示意图（a） D0 时等幅振荡； （b）D0时减幅振荡； （c）D0 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
38、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433），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加以描述。而调差系数与自然调差系数n和调差电阻有关，n又与励磁控制系统的开环放大倍数K和发电机的同步电抗Xd有关。下面利用励磁控制系统静态（s0）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431所示）。图431 励磁控制系统静态（S=0）框图式中 KAER
39、调节器的放大倍数；K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432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rd.n来描述。1、机端电压UG与无功负荷电流IQ.G的关系由图431可知： U1K1UG （31） UAKAU2 （32） UBKBUA （33） U3KCUB （34） EGKGU3 （35）这里只考虑IQ.G的变化，而不考虑改变整定值，即Uset0，所以作用误差信号U2与反馈信号U1之间的关系为：综合式（31）式（35）
40、得出电动势增量为：（36）（37）（38）将式（37）代入式（38），得：（39）当发电机未装调节器（AER），即EG0时，式（38）可改写为：UGIQ.GXdUGIQ.GXd1 （310）式（310）表明：发电机未装AER（可见K0）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（39）表明发电机装有AER（K0）时，机端电压的偏差比式（310）缩小了1K倍，K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
41、32中曲线1和2的斜率。曲线1的斜率为：图432 发电机自然电压调节特性图432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K的大小，K愈大，补偿度愈强。从这一观点出发，似乎K愈大愈好，但是K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rd.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：（311）如果K0，rd.nXd*sinN，相当于未装AER（或AER未调节之前）；当K，rd.n0，此时发
42、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，K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，rd.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，rd.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433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rd的关系，称为发电机电压调节方程。（图433 发电机电压调节特性 图434 发电机静态调压特性调差系数rd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（rd0）时，图433曲线上各点斜率相同，即：式中 rd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，rdrd.nR*sinN ； R*调差电阻R的标么值（以发电机额定阻抗为基准），R*R（UN.GIN.G）。用标么值表示上式（312），得： （3