自并励汽轮发电机励磁电源问题的探讨

结合鸭河口电厂350Mw自并励汽轮发电机，组的定量分析，对自并励接线方式、励磁变的选择、自并励的起励、发电机励磁试验电源问题等分别予以探讨。 

在发电机的各种励磁方式中，自并励方式以其接线简单，可靠性高，造价低，电压响应速度快，灭磁效果好的特点而被广泛应用。随着电子技术的不断发展，大容量可控硅制造水平的逐步成熟，大型汽轮发电机采用自并励励磁方式已成为一种趋势。国外某些公司甚至把这种方式列为大型机组的定型励磁方式。

近二十年来，美国、加拿大对新建电站几乎一律采用自并励励磁系统，加拿大还拟将火电厂原交流励磁机励磁系统改为自并励励磁系统。在国内，虽然国产大中型机组大都采用三机励磁方式，但近年来进口的大中型机组大都装备的是自并励励磁系统，对于600MW以上汽轮发电机组，自并励励磁已基本成为定型方式。随着电网的不断扩大，对于大型机组业界人士也越来越倾向于采用自并励方式。因为从国内外运行情况来看，采用自并励励磁和附加励磁控制，已成为改善电力系统稳定性的有效措施。本文就自并励汽轮发电机励磁电源的几个问题：自并励接线方式、励磁变的选择、自并励的起励、发电机励磁试验电源问题，结合鸭河口电厂350MW自并励汽轮发电机组(ABB机组)的定量分析进行探讨。

 l　　自并励接线方式

1.1　　接于发电机出口母线 这是自并励的典型接线方式，励磁电源取自发电机机端并联变压器。接线方式比较简单，只要发电机在运行，就有励磁电源。该接线方式可靠性高，当外部短路切除后，强励能力便迅速发挥出来。缺点是励磁电源受机端电压影响，当线路首端发生三相短路故障时，由于机端电压下降，会使强励作用有所减弱，对暂态稳定不利，在负荷中心的发电机则可能对系统的电压稳定产生影响，如果较长时间短路未被切除，则不能保证励磁。目前现代大型机组大都采用单元接线方式，发电机经封闭母线接到变压器后直接接至高压电网，发电机出口三相短路的可能性很小，其产生的不利影响可按升压变高压侧故障考虑。对于机端单相接地故障(占短路故障总数的80%左右)，机端电压可达0.7P.U以上，仍可有效进行强励。而且对于这种接线方式，机端故障后应切除发电机，自并励的缺点并不影响发电机。对于发电厂高压母线出口近端三相短路，虽然母线电压大幅度下降会影响强励倍数，但现代电网大都配有快速动作的继电保护装置及快速断路器，能够将短路迅速切除(0.1—0.2s)，短路故障一旦切除，发电机电压迅速恢复，强励能力也就跟着恢复。可以说采用现代技术的继电保护及快速断路器，不但弥补了自并励励磁系统在这方面的缺点，而且对保持暂态稳定来说，快速切除故障比提高励磁系统性能更为重要。如果不能迅速地将近端三相短路故障切除，即使采用其它励磁方式，也不能维持发电机的暂态稳定。 由于采用机端励磁电源，靠发电机剩磁无法建立电压，需要外加起励电源，另外，在机组调试阶段及机组大修后进行发电机特性试验时，还需要一大容量的试验电源。

1.2　　接于厂用母线 这种接线方式不需要起励及试验电源装置。但当外部短路切除后，厂用电动机在转速恢复过程中吸收大量无功电流，在厂用变压器上造成较大的电压降落，影响厂用母线电压及时恢复正常，从而影响励磁装置的强励能力。另外，励磁变通过厂用变这个中间环节供电，不但增加了厂用变压器的容量，而且受厂用电运行情况的影响，供电可靠性差。因此，这种接线方式要求所在厂用母线具有相对独立性，并有可靠自投的备用电源，而且最好投入之后母线电压能保证额定值的85%以上。[#page#]

 1.3　　接于系统侧 励磁电源直接取自发电厂升压站高压母线，可以解决起励电源及试验电源问题。但是对于这种接线方式，当系统发生事故发电机跳闸后，由于系统电压低，励磁装置不能主动地恢复正常;在系统电压极低的情况下，往往可能失去励磁。另外从投资经济角度上来说，励磁变接于升压站母线，升压站就需增加一间隔，需加装断路器、隔离刀闸、接地刀闸等一次设备，增加了设备投资及设备维护量，并且这种接线方式受运行方式影响较大，可靠性不是很好。 比较三种接线方式，接于机端发电机出口母线是一种简单、优先的方案.河南新近投产的鸭河口电厂2×350MW机组(ABB机组)和洛阳热电厂扩建工程2×160MW机组(俄罗斯机组)以及正在筹建的禹州电厂1期工程2×350MW机组(西屋公司机组)，均采用发电机出口封闭母线，机端励磁方式。下面问题的讨论仅限于第一种接线方式，即励磁交接于发电机出口母线。

 2　　励磁变的选择

励磁变绕组的联接组别，通常为Y，yo，对于副方电流大的情况下，采用Y，dll组别。励磁变就设计和结构来说，与普通配电变压器一样，短路电压4%-8%。考虑到励磁变必须可靠，强励时要有一定的过载能力，且励磁电源一般不设计备用电源，因此宜选用维护简单、过载能力强的干式变压器。从目前国内干式变压器制造工艺水平来说，已能生产容量达16000kVA、电压等级35KV的干式变压器，以满足大型机组的需要。若从降低励磁系统造价来说，采用油浸变压器也是可行的。当励磁变压器安装在户外时，由变压器副方到整流桥之间的馈线，由于有电抗压降，不宜太长，特别是在励磁电流很大的情况下，这一点必须考虑。还有不宜用单芯铠装电缆，而应选用橡皮电缆。因为单芯铠装电缆通以交流电时，在钢甲中需要感应较高的电压以及不能忽略的电流，并对通信电缆造成干扰。 三相励磁变的选择计算如下; 计算变压器的变比和容量用到以下参数：(鸭河口电厂实际值) 发电机额定励磁电流Ifn=4469A 　　

发电机额定励磁电压Ufn=364V 　　

强励倍数Kc=2 　　

可控硅最小控制角αmin=10。 　　

变压器漏抗Xk一般取4%一8% 　　

馈电回路电压降之和∑△U：一般为2—4V 　　

按照可控硅全控桥整流计算方法计算励磁变低压侧Us：1.35 Us COSαmin = Kc Ufn + 3Kc

Ifn Xk /π + ∑△U

 由于在初设时Xk无法确认，∑△U也为估计值，因此可以把回路中总的电压损失估计为15%。 　　

由COSαmin≈COS0。=1 　

则：上式可变为Us = Kc Ufn /(85%×1.35)=2×364/(85%×1.35)=634.4V 　

实际取励磁变副边电压Us=650V 　

发电机出口电压为22000V，所以励磁变变比为22000V/650V。

励磁变压器也可以由直流侧电流折算，取裕度系数为1.15，则副边电流为： 　　Is=1.15×0.816×Ifn=1.15×0.816×4469=4193.7A

实际取励磁变副边电流Is=4393.3A 　　

由Is、Us可以计算出励磁变容量：S=√-3 Is Us=√-3×634.4×4193.7=4608kVA

实际变压器容量S=4950kVA，留有一定的容量。

3　　自并励方式的起励

当发电机被汽轮机拖动至额定转速时，发电机转子铁芯剩磁可能使发电机电压升至几十伏或数百伏(约为额定电压的1%一2%)，对于励磁变接于极端的方式，励磁调节器由于同步电压太低，无法形成触发脉冲，励磁回路无法导通，这就需要采取措施，其中最常见的办法就是外加起励电源，供给初始励磁，待发电机电压升到一定值时自动退出，由调节器自动升压到额定值。 鸭河口电厂的起励电源选择计算如下： 　　 发电机额定励磁电流：Ifn=4469A 　 　

发电机额定励磁电压;Ufn=364V [#page#]

由发电机出厂试验特性曲线可知，发电机空载额定电压时励磁电压为Uf0=90V，励磁电流为If0=148lA 调节器要求在同步电压必须大于20%额定电压时才能自动投入，此时对应的转子电流为：1481×20%=296A

实际选用起励容量为10.46kVA。

变比为：400V/21.5V

副边额定电流为：281A 经全波整流，直流电流为：281×1.225=334A>296A

为满足起励要求，留有一定余量。 　　

起励变副边电压按能满足起励发电机电压达30%Ug设计。 　　

转子电阻：R=0.062Ω 　　20%Ug时起励变副边电压U1=296×0.062/1.36=13.6V

则30%Ug时起励变副边电压U2=148l×30%×0.062/1.35=20.4V<21.5V，满足上面要求。

以上计算比较粗略，首先把发电机空载特性曲线线形化就会产生20%Ug、30%Ug时励磁电流的误差，但该误差只能使计算偏大，使余量再多一些，因此误差可以不考虑。另外，起励变的容量和调节器对同步电压最低限值的要求有关，随着调节器集成化、微机化的应用，可使同步电压的工作范围大大增加，起励电源的容量就可以减少很多。 自并励机组的起励，除了上述外加起励电源的它励方式外，利用残压起励也是值得考虑的方法之一。解决的方法可以从两个方面着手：一是对残压进行全波整流。作为发电机的初始电流，具体方法可以考虑用外加触发脉冲，使可控硅整流桥在起励初始时完全导通;另一方法是将由接触器控制投退的全波整流桥和可控硅整流桥并联，起励时投入，发电机电压上升到一定值时退出。二是对调节器的同步电压信号进行改造，使发电机电压在小于1%Ug时，也能提供有效的同步电压信号，以便调节器在残压下也能可靠工作。 在考虑采用残压起励时，应该注意到残压每一次开机后不一定一样，要实现自动建压，必须满足一定条件：即发电机特性曲线应在整流特性曲线之上，而且二者差值越大，自动建压越快。因此在选择起励方式时，可以把它励方式和残压起励方式结合起来，既可以保证残压起励的可靠性，又可以降低外加起励电源的容量(仅相当于充磁)。

4　　试验电源问题

在机组调试阶段及机组大修后进行发电机特性试验时，自并励发电机需要一大容量的试验电源来满足其空载、短路试验时对动力的要求，一般可考虑取自厂用高压母线或者通过主变从系统倒送过来。

 4.1 　取自主变低压侧(通过主变从系统倒送电) 主变允许做冲击试验的情况下，励磁试验电源可考虑取自主变低压侧，从系统倒送过来。当出现发电机与主变之间有断开点，励磁变接于断开点主变侧的情况时，励磁电源可从系统直接倒送过来。当出现发电机与主变之间无断开点或者励磁变接于断开点发电机侧的情况时，需要断开励磁变与发电机出口母线的连接，用高压电缆连接至主变低压侧。对于后一种情况，在做发电机特性试验前发电机出口母线与主变低压侧不能连接，待试验完毕后，恢复正常再连接。不过这项工作将占用开机后的不少时间，而且在以后机组大修期间，每次发电机特性试验均需断开发电机母线与主变的连接，不但浪费工时，还增加了不安全因素。

 4.2　　取自厂用高压母线 发电机励磁试验电源取自厂用高压母线，对于这种情况，首先要考虑励磁变能否满足发电机空载、短路试验时对动力的要求。要依据发电机厂家提供的发电机空载、短路试验的特性曲线，比较这两种特性试验所需的最大励磁电流。对于发电机短路试验，励磁电流一般是短路电流达到额定时对应的励磁电流;对于发电机空载试验，则有所区别，就国产机组而言，一般要求1.3倍额定空载电压下对应的励磁电流，对于只做发变组空载特性曲线，一般是1.05倍额定空载电压对应的励磁电流，对于发变组整体试验时变压器励磁电流的影响，还需考虑一定的裕度系数。另外要考虑临时电源的接线问题，一般可从高压厂用段备用柜接线，如果容量不够，可考虑从启备变低压侧连接，不过这在恢复系统时，要花费不少工时。 [#page#]

鸭河口电厂励磁试验电源计算：(励磁试验电源取自厂用6kV段) 　 　

励磁变变比K=22000V/650V 　 　

转子电阻R15=0.062Ω 　 　

可控硅最小控制角αmin=10。

由发电机出厂空载试验特性曲线可知，发电机在1.1倍空载额定电压时励磁电流为If0=1756A(设备合同要求发电机空载特性试验电压1.1Ue)。 由发电机出厂短路试验特性曲线可知，发电机在额定短路电流时励磁电流Ifk=2850A。 　　

发电机特性试验时的最大励磁电流为Ifk=2850A。 　　

转子电阻折算至工作温度时：R75=R15×(235+75)/(235+15)=0.077Ω 　　

发电机特性试验时的最大励磁电流所对应的励磁电压：Uf=Ifk×R75=2580×0.077=219.5V。

励磁试验电源取自厂用6kV段时，励磁变副边电压为U2=U/K=650×6000/22000=177.3V。

折算至整流柜直流侧电压U_=1.35U~COSαmin=1.35×177.3×0.985=235.8V>219.5V。满足发电机特性试验要求。 对于发变组短路特性试验，考虑到主变激磁电流的影响，取裕度系数4%，则U，f=1.04×219.5=228.3V。满足短路特性试验要求。

在鸭河口1号机组发变组短路特性试验时，定子电流最高为11500A。

励磁变高压侧电流：I高= √-3 U2 Ifk / (√-3U1) = √-3×177.3×2850/(√-3×6000)=84A

选用6kVI段备用开关柜即可满足励磁试验电源要求。 另外有一点值得注意，励磁试验电源取自厂用高压母线，比机端电压降低较多，可能对励磁装置移相触发、电源回路造成影响。笔者在洛阳热电厂调试中遇到过这祥的情况，励磁试验电源取自厂用6kV段，由于可控硅整流桥主回路电压降低较多，同步电压很低时，控制电压与可控硅移相角α的变化无法控制。为解决这个问题，我们在同步回路临时加一个升压变压器，将同步电压升高后再送到同步单元，经过开机试验这一办法效果很好。