自并励励磁装置

自并励励磁装置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。南市电厂#10发电机（60MW）自基建投运即使用自励半导体励磁 系统，具体接线型式为一台励磁变压器并联在发电机机端（主变压器 的低压侧），属自并励型式（简称机端励磁）。由于种种原因，该装置 自 1999年6月19日至2000年2月间，多次发生故障，并经历了一 次小系统运行。本文就对该发电机励磁装置运行、维护谈谈自并励汽轮发电机 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、试验电源，保护可靠性等。1 自并励装置特点自并励静止励磁系统由励磁变压器、励磁调节装置、功率整流装 置、发电机灭磁及过电压保护装置、起励设备及励磁操作设备等部分 组成。以南市电厂#10 发电机的 WKKL 型微机型自并激励磁系统为例，整套 装置由两台调节柜（一台运行，一台备用），三台整流柜（正常时单柜 运行），一台灭磁电阻柜及一台转子开关柜组成。自并励静止励磁方式与旧有的励磁方式相比，具有以下几方面的优点。1.1 励磁系统可靠性增强旋转部分发生的事故在以往励磁系统事故中占相当大的一部分， 但由于自并励静止励磁方式取消了旋转部件，大大减少了事故隐患， 可靠性明显优于交流励磁机励磁系统，而且自并励系统在设计中采用 冗余结构，故障元件可在线进行更换，有效地减少停机概率。该励磁 系统对运行、维护的要求相对较低。1.2 电力系统的稳态、暂态稳定水平提高由于自并励静止励磁系统响应速度快，电力系统静态稳定性大大 提高。自并励方式保持发电机端电压不变，对单机无穷大系统静态稳 定极限功率为:Pmax=VgVs/Xe， (1)式中 Vg-机端电压;Vs-系统电压;Ve-发电机与系统的等值电抗。而常规系统在故障过程中只能保持发电机暂态电势Eq，不变，其极 限功率为:Pmax=EqVs(Xe+Xd)， (2)式中 Eq-发电机 Q 轴暂态电势;Xd-发电机D轴暂态电抗。根据公式(1)和(2)计算得出 Pmax 大于 Pmax ，说明大大提高了 静态稳定极限。对于可能引起的系统低频震荡，可采用先进的控制规 律或配置 PSS 电力系统稳定器加以解决。发电机出口三相短路是自并 励静止励磁系统最不利的工况，此时机端电压及整流电源电压严重下 降，即使故障切除时间很短，短路期间励磁电流衰减不大，但在故障 切除后机端电压的恢复需一定的时间，自并励系统的强励能力有所下 降。为解决这一问题，在系统设计中计算强励倍数时，整流电源电压 按发电机额定电压值的 80%计算，即机端电压为额定时强励能力提高 25%，且目前大中型机组发电机出口均采用了封闭母线，发电机端三 相短路可能性基本消除。因此，自并励系统强励倍数高，电压响应速 度快，再加上选择先进的控制规律，能够有效地提高系统暂态稳定水 平。1.3 减少发电机轴系扭振及机组投资自并励静止系统与三机励磁系统相比，取消了主、副励磁机，缩 短了机组长度，减少了大轴联接环节，因而缩短了轴系长度，提高了 轴系稳定性，同时降低厂房造价，减少机组投资。2 自并励接线方式 2.1 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。2.2 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。2.3 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。南市电厂#10发电机励磁电源接线方式为主变低压侧接线（见 图 1） 。下面问题的讨论仅限于第一种接线方式，即励磁变接于发电 机出口母线。3 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 48。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: (南市发电厂实际值)发电机额定励磁电流Ifn=1310A发电机额定励磁电压Ufn = 225V强励倍数Kc = 2可控硅最小控制角a min=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 COSa min = Kc Ufn + 3Kc Ifn Xk /n + Z A U由于在初设时Xk无法确认，Z A 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 COSa minCOS0。=1则：上式可变为 Us = Kc Ufn / (85 %X1.35)=2X225 / (85 %X1.35)=392.15V实际取励磁变副边电压Us = 380V主变低压侧电压同发电机出口电压为6300V，所以励磁变变比为6300V/ 380V。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=1.15X0.816XIfn=1.15X0.816X1310 = 1229.3A 实际取励磁变副边电流Is = 1300A 由 Is 、 Us 可以计算出励磁变容量:S=KVA实际变压器容量S = 900KVA，留有一定的裕量。4 自并励方式的起励与试验电源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 于励磁变接于机端的方式，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。自并励机组的起励，除了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l%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）。 南市电厂#10 发电机与主变间有主开关，机组并网一般在投入主 变后进行，励磁变电压取自主变低压侧，故大大简化了起励问题。同 时该接线方式对保护调试也带来了好处，机组调试阶段及机组大修后 进行发电机特性试验时，只需主变投入运行，无需大容量的试验电源 来满足其空载、短路试验时对动力的要求。不然，需考虑取自厂用高 压母线或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。对于取自厂用高压母线，由于大机组机端电压一般高于厂用段电 压，需专门计算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。如可控硅整流桥主回路电压降 低较多，同步电压很低，控制电压与可控硅移相角a的变化无法控 制时，可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。对于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，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。但在 1999 年南市电厂#10 发电机励磁系统发生一起事故，使我 们发现励磁变电压取自主变低压侧的方式也存在着以往忽视的问题。1999 年 6 月 19 日，#10 发电机开机时因汽轮机振动大，运行人 员手拍危急保安器停机，发电机经20分钟由2850 转/分惰走至盘车 状态，当时主开关未合，但转子开关已合，机端励磁装置已投入运行。 按设计，机端装置一投入运行，即自动维持25%机端电压，随着转速 的下降，装置为保持25%机端电压而加大励磁电流输出，最大至 1600A 左右（发电机额定转子电流1310A），经10多分钟造成转子严重过热 受损，虽经一个月抢修后恢复运行，但在次年不得不进行恢复性大修。“6.19”事故后，经对励磁装置检查，发现该装置以发电机主开 关的闭合作为装置投入自动运行的判据，当主开关未合时，其所有保 护不投入工作，以防止保护误动。但这样在转速降低的情况下也失去 了限制过流的保护功能。但对于励磁电压直接取自发电机机端的接线 方式而言，一旦发电机转速下降，励磁变电压也随着下降，该问题就 不会发生。 发现原因后，我们即对保护回路进行了修改，增加了开车时的低转速 保护。5 励磁调节器随着计算机技术的发展，励磁控制已向数字化方向发展。数字式励磁调节器与老式的模拟调节器相比，在功能、可靠性等方面具有极大的优势。现时投运的新机组及旧机组改造都已选用微机励磁调节 器，并已取得很好的效果和丰富的经验。而且随着励磁控制规律中单 变量向多变量、线性向非线性发展，使得励磁调节器能够在改善机组、 电网稳定性方面起到更大的作用。5.1 励磁调节器工艺南市电厂#10 机励磁调节装置在使用三年后，装置的工作状态越 来越不稳定，经常在经过一个月左右的正常运行后即频繁发“脉冲消 失”信号，然后无故发生运行柜备用柜的切换，并有切换失败，发电 机失磁，无功倒进的情况发生。但一旦将装置停电重新启动后即恢复 正常。后经多次检查，发现有数个原因造成了该现象的发生:该励磁装置布置在发电机8 米平台附近，现场震动较大。励磁装 置交直流电源的两只 C45 小开关质量不可靠，在震动下引起线头松 动，产生火花，干扰了调节器的正常运行。调节器控制箱的制造工艺不好，为手工加工而成，且无防震措施， 用手敲击调节器面板即会引起死机，而且时有板件松动现象发生，非 常容易造成故障。调节器底板上的总线布线不合理，对电磁兼容的考虑不周，数据 总线两端存在电压差，虽经加装接地线，去耦电容，但由于干扰源过 多，导致效果不佳。由此可以得出一点，如果没有良好的制造工艺，再好的设计也无 法得到稳定安全的实际效果。对微机型装置除了考虑技术先进，可靠 外，还必须重视制造工艺、接线桩头等问题，微机型保护抗外界干扰 能力的强弱往往是由布线设计与制造工艺水平决定的。5.2 调节器的保护设置5.2.1 励磁调节器的主要保护有:5.2.1.1 低励限制保护:低励限制用于保证发电机在欠励磁工况下稳定运行和定子端部 铁芯温度不超过容许值的措施。判定低励磁限制的条件是 : bP-cQD 或 Q(bP-D)/c其中b、c由发电机及电网的参数和特性决定的系数。D的设定 分为限制线D1与动作线D2。当低励磁条件D1满足时，励磁调节器 发低励磁信号并自动增加励磁，直到低励磁工况消失。当低励条件 D2 满足时，则将运行柜退出运行。5.2.1.2 过励限制保护:过励限制是用于防止发电机转子免受过热损害的保护措施(该保 护于并网后自动投入)。采用反时限特性。当发电机转子电流大于2.5 倍额定电流时，瞬时将运行柜切除。当发电机转子电流大于1.06 倍 额定电流时，进行反时限积分，当积分值达到给定值时，励磁调节器 发“过励”信号并自动进行减励操作，直到转子电流回到额定值。5.2.1.3过磁通V/Hz限制保护：V/Hz 保护用来保护发电机和升压变压器免受过磁通损害的保护 措施。当发电机端电压的 V/Hz 比大于整定值 I 段(1.05)时，发“V/Hz”报警信号，并自动进行减励磁操作，直到故障消失；当发电 机端电压的V/ Hz比大于整定值II段（1.10）时,若发电机空载，则将 运行柜切除，若发电机负载运行，则延时48 秒切至手动运行，如手 动运行时V/Hz比仍大于整定II段，则由将运行柜切除。5.2.2 保护设置中的问题1999 年 10 月 29 日南市电厂遭遇小系统运行，当时瑞金站 220KV 系统远端跳开，电厂与系统解列，小系统运行。在解列之时， #10机 机端励磁装置出现运行柜退出运行，备用柜虽在运行柜退出后自动转 入自动运行，但也立即退出自动运行，转入手动运行。在此过程中， 发电机进相无功达40MVA（该发电机为60MW机组）。事后分析原因为：在220kV远端跳开时，系统电压升高（可能系 统容性负荷和补偿电容器的因素）， #10 机励磁装置为维持机端电压 不变，进入进相运行区域（进相约3万无功）。由于系统电压仍不能恢 复，调节器维持进相运行，使励磁调节器“低励限制”动作，动作的 结果要提高发电机电压，由于发电机电压升高，使励磁调节器“V/Hz”动作。结果“低励保护”无法限制无功进相，“V/Hz保护” 无法限制住机端电压，调节器由自动转入手动运行。在手动情况下， 因电压依然过高，/Hz限制仍起作用，将励磁电流减至最小限制值（空 载电流）。在这一过程中，励磁调节器的动作完全符合设计要求，装 置动作情况正常。如在这个过程中， #10机不能进入进相运行，系统 电压会进一步升高。但有可能在当时的工况下，整定中励磁电流最小 限制值偏小，则容易造成机组失步，尤其在当时调速器不稳的情况下， 但该整定值又不能大于空载电流，确实较难整定。 小系统时，该装置的动作情况完全正常，也达到了原本设计的要求， 但在当时的事故状态下，两套保护同时动作，加重了运行人员的心理 负担，一时无法判断出动作原因。故事后考虑V/Hz保护(比较发电机 端电压与电网频率，当比值大于1.05 时保护动作)的主要作用是防止 发变组接线中的主变压器过激磁，多用于大型变压器，对于小机组 (50MW)意义不大，为简化保护，防止在非正常情况下各种保护互相影 响，故解除了该保护。保护功能应尽量简化，过多的保护不但功能重叠，而且会使回路复杂， 不利于抗干扰，在事故状态下还有可能互相干扰，未必能如设计者所 设计的发挥功能。6 可控硅励磁功率柜 励磁功率整流桥的接线方式一般为全控或半控整流桥，较普遍采 用可控硅全控桥。随着电力电子技术的飞速发展，大容量、高参数的 励磁功率柜相继问世，其特点是在单个可控硅元件选择上向大电流、 高电压方向发展以简化由过多的串、并联元件组成的整流桥，据有关 资料，单个可控硅元件的参数已达2000A/4000V,使得可控硅整流桥 得以简化，方便装置检修、运行，同时使各支路均流、均压问题相对 易解决。可控硅励磁功率柜中应配置有交流过电压保护装置，据现场情况 采用风冷、水冷等不同的冷却方式，并采取一定措施保证并联整流柜 均流系数达到要求。为满足并联功率柜投入和切除操作需要，可在可控硅整流桥支路 的交流侧及直流侧设置高绝缘水平刀闸或断路器（空气开关多为 500 V 以下的低压电器，易发生开关、整流柜事故 ）。我们发现，现时较 多的厂家产品中，通常将两个甚至三个可控硅桥支路安装在同一功率 柜中，使得在实际运行中，当功率柜中一支路发生故障需退出并检修 时，因该柜其他支路、元件仍处于运行状态，且位于发电机转子励磁 回路，运行、检修人员较难进行有关检修工作。只能将该故障支路所 在的功率柜退出，一定程度上影响了机组运行。如果现场场地条件允 许，应尽量让每个功率柜只安放一可控硅整流桥，方便功率柜的投入、 切除操作，以利运行、检修。7 灭磁及过压保护装置的配置通常在发电机转子回路设置灭磁开关，配备相应的线性或非线性 灭磁电阻。转子过压保护装置较多采用非线性电阻 （压敏电阻）来实 现，这种方式较普遍采用。目前国内外对灭磁及过压保护装置的配置有较多的形式及产品， 并且均有一定的运行记录，可根据机组实际情况选用8 有关的技术条件和国家标准为更好地应用自并励静止励磁系统，原电力部于1998 年颁布了 DL/T 650-1998大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件，同 时自并励静止励磁系统还必须满足 GB/T 7409-1997同步电机励磁 系统的要求，励磁变压器、可控硅元件等还必须满足有关相应的标 准及技术条件。这些技术条件、标准为自并励静止励磁系统的设计选 型、调试验收及运行改造提供了依据。9 结束语同步电机自并励静止励磁系统由于运行可靠性高、技术和经济性 能优越的原因，已成为大中型汽轮发电机组的主要励磁方式之一。有 关的设计、调试、运行、检修人员应尽快熟悉、掌握励磁系统的技术， 提高机组和电网稳定、安全运行水平。此外，根据运行经验，新的自动装置投运时必须同步完成各项培 训工作，从运行规程、事故处理规程、检修规程到检修设备、仪器， 必须同时到位，并就运行消缺中的实际问题加强与制造厂的联系。设 备投运前与投运一段时间后，各请制造厂来开展一次技术培训，可以 收到极好的效果。