大型汽轮发电机励磁方式选型

大型汽轮发电机励磁方式选型

励磁系统是同步发电机的重要组成部分，励磁系统的性能直接影响发电机的运行特性。励磁系统性能的优劣，其各部件质量的好坏，是影响整个机组安全、经济、满发的重要因素之一。同时，励磁系统性能也对电力系统有一定的影响。

自并励励磁系统以其响应速度快，发电机轴系短，经济等特点，在国外大型发电机组中早已得到广泛的应用。而在我国，过去由于电网相对较弱，大容量发电机组采用自并励励磁系统，如在发电机出口三相短路可能对系统稳定造成威胁，因此较少采用。但是近年来，我国电力发展迅速，电网容量不断扩大，国内大型发电机组采用自并励励磁系统方式已经得到广泛的应用，且其优越性得到进一步的证实。本文希望通过对各种励磁系统方式的比较和分析研究，从而推广大型发电机组采用自并励励磁系统。

1 励磁系统方式

目前，国内外600mw及以上大机组励磁系统主要有以下几种方式。

1.1 无刷励磁系统

它由带旋转整流器的交流励磁机、永磁副励磁机及自动电压调节器等几部分组成。国际上运行中的汽轮发电机主要采用无刷励磁的公司有：西屋、三菱、gec－阿尔斯通、西门子等，所有这些公司往往同时使用2种甚至3种励磁方式。国内上海电机厂、哈尔滨电机厂的600mw汽轮发电机励磁系统，均采用西屋公司的高起始响应的无刷励磁系统，并具有一定的运行经验。

1.2 自并励励磁系统

用发电机端电压经励磁变压器，并采用静态可控硅提供发电机励磁电源。国际上使用自并励励磁系统的公司主要有：abb、美国ge公司、罗－罗(r－r)、东芝、日立等。国内东方电机厂引进的日立技术，亦为自并励励磁系统。东方电机厂与日立公司合作设计的600mw汽轮发电机，第1台以日立公司为主生产，供邹县电厂5号机，第2台以东方电机厂为主生产，供邹县电厂6号机，两台机的励磁系统均为自并励励磁系统。哈尔滨电机厂和上海电机厂也将生产配套600mw发电机组的自并励励磁系统。

1.3 p棒励磁系统

在发电机定子槽内埋设专供励磁电源的线棒，主要制造厂商为ge公司。

2 采用自并励励磁系统的可行性

从自并励励磁系统在国内外的应用情况来看，自并励励磁方式已成为许多国家优先选用的主要励磁方式，也是日本各电力公司公认的提高电力系统稳定性的基本措施，英国近年来新装机组也全部采用自并励励磁方式，并且将一些早期安装的交流励磁机改为自并励励磁系统，以提高电力系统稳定性。

从国内的情况来看，主要进口大机组多采用自并励励磁方式，如石洞口2×600mw 机组，邹县电厂三期2×600mw机组等，所有机组并网运行后其自并励励磁系统的优越性受到用户的好评。

通过大机组并网运行的实践以及对大型汽轮发电机采用自并励励磁系统的可行性分析，目前已普遍得出一个共性的结论，即随着电力网规模的不断扩大，大型汽轮发电机采用自并励励磁系统是可行的。

以沁北电厂为例，沁北电厂为2×600mw机组，采用自并励励磁系统，为了确保不影响系统稳定，沁北有限责任公司特委托中国电力科学研究院就《沁北电厂2×600mw发电机励磁装置采用自并励时对系统稳定的影响》做了详细的数学模

型分析计算。结果表明，采用自并励励磁系统，可以保证沁北电厂2台600mw 汽轮发电机电力的安全稳定外送。

2.1 对系统暂态功角稳定的影响

从暂态功角稳定要求考虑，大型汽轮发电机推广采用自并励励磁系统是可行的。在电网中，个别发电机采用自并励励磁系统时，当高压出口三相短路，在较低强励倍数下(在80％额定机端电压时，强励倍数为1.6倍)，暂态功角稳定水平与常规励磁系统相比，基本相同，而全网均采用自并励励磁系统时，在低强励倍数下，暂态功角稳定水平优于全网机组均采用常规励磁系统。强励倍数提高后，自并励系统的优势明显。表1、2是1988年11月电力科学研究院对沁北电厂暂态功角稳定的计算结果。

由表1、2可见，沁北电厂600mw发电机采用自并励励磁系统，可以满足系统的大干扰稳定，与采用常规三机励磁系统相比，暂态功角稳定水平不会降低。采用强励倍数1.6的自并励励磁系统，在故障切除后的暂态稳定过程中功角摆动的最大值，除故障1(沁北电厂出口三相永久故障)比常规励磁强励2倍时的功角摆动最大值略大(0.14～0.2度)外，其余均优于常规励磁，响应的功角摆动最大值略小(0.22～1.93度)。采用强励倍数2的自并励励磁系统，其暂态稳定水平优于常规励磁强励2倍时的效果。

2.2 对系统暂态电压稳定的影响从暂态电压稳定要求出发，大型汽轮发电机推广采用自并励励磁系统也是可行的。它不会降低系统的暂态电压稳定水平，而且可以提高系统的暂态电压稳定水平，甚至可以使某些条件下暂态电压不稳定的系统变为稳定。在对自并励考验最严峻的故障方式下(电厂高压线路出口三相短路)，在较低强励倍数(在80％额定机端电压时，强励倍数为1.6倍)时，该机组配备自并励励磁系统时的电压水平与常规励磁系统相比基本相同，而全网均采用自并励励磁系统时，可以提高系统的暂态电压稳定水平。强励倍数提高后，改善电压稳定的效果明显。1998

年11月电力科学院对沁北电厂大干扰系统电压计算结果列于表3～6。表中vmin 为故障切除后的电压最小值，δt为故障切除后电压恢复到0.9p.u.所需要的时间。从计算结果看，河南省网500kv线路在大干扰故障切除后，主要枢纽点电压最低值都在0.7p.u.以上，且其电压恢复很快。从表3～6可见，在大干扰故障切除后，采用自并励励磁系统，比采用常规励磁系统的电压恢复要快。

因此，沁北电厂发电机采用自并励励磁方式，发电机具有较高强励电压倍数只会对系统的暂态电压稳定水平有所改善，而不会对系统电压的暂态稳定带来不良影响。

2.3 对继电保护的影响

自并励励磁方式对继电保护是有影响的，特别是对发电机的后备保护。但是实际上，对于600mw机组经封闭母线接到主变压器后直接接入电网的接线方式，虽然由于采用了自并励励磁方式在发电机机端多了一个故障元件(励磁变压器)，但由于发电机出口三相短路的几率很小，一般是不考虑真正的机端故障(若真是机端故障，那么差动保护会在几十毫秒切除发电机)，考虑到最严重的故障形式应是主变压器高压侧三相短路。对于这样的短路形式，也很少出现，而且一旦出现，机组的快速差动保护能正确动作，短路电流不会影响继电保护动作。对后备保护，当发电机外部发生对称或不对称短路时，机端电压下降，励磁电流也随之减小，发电机短路电流衰减很快，会对后备保护带来影响，但此问

题可由发电机保护装置本身来解决，如过电流记忆的低电压保护、自保持的过电