2
1
0
1
2
19.42 19.44 19.46 19.47 19.51
59.0 60.4 67.4 72.3 75.7
4 45.8 17.81 3.90
3 19.54 84.1
5 51.2 17.84 4.70
4 19.57 88.1
5 19.60 96.1
6 53.5 17.88 5.96
6 19.64 106.9
在试验室仿真试验时，发现 SEDC 参与励磁 控制后可能在某些情况会对 AVR/PSS 控制功能产 生一定不良影响，需要引起设计者的关注。现阶段 加装 SEDC 装置或软件环节的励磁系统很少，SEDC 试验目前为特殊试验，本文中不作深入讨论。
0 引言
<0
随着电网的快速发展，影响电力系统安全稳定 运行面临的问题越来越多，例如区域间以低频振荡 出现的不稳定、电压不稳定、频率不稳定等，而励 磁性控制是全面提高系统安全稳定性的最佳手段之 一 [3]。电网管理机构需要发电厂能够提供完整准确 的励磁系统模型参数。除了通过参数辨识试验建立 的励磁系统模型外，电网管理部门还关心与电网稳 定运行相关的励磁系统功能和环节，要求对其功能 性能全面检查，即进行常规的励磁系统涉网试验。
AVR 设置补偿系数 Q/MVar Ug/kV 补偿系数计算值/ (%)
补偿度/ (%)
/kV Q/MVar
4 19.39 51.6
0 22.6 17.72
0
3 19.41 54.6
表 1 无功补偿系数推算实例
1
2
3
25.5
32.3
41.3
17.73
17.74
17.75
0.78
1.23
1.45
表 2 调差极性验证实例
验中进行。
1.3 励磁系统频率特性及电力系统稳定器整定试验
电力系统稳定器（Power System Stabilizer，
简称 PSS）是同步电机励磁系统的一个附加控制，
它借助于自动电压调节器控制同步电机励磁，用以 阻尼电力系统功率振荡 [2]。励磁系统频率特性及电 力系统稳定器整定试验主要包括以下内容。 1.3.1 励磁系统无补偿频率响应特性试验
附加阻尼控制 SEDC（即 Supplement Exciatation Dampling Control）的原理，是以发电机机头或机 尾转子转速信号为输入，经过 3 个或 4 个模态（对 应转子轴系自振频率） 滤波器分解为模态信号后， 分别经过各自 PID 控制回路，最后将各个模态信 号相加，经过限制环节输出 [6]。SEDC 的输出信号 与励磁调节器 AVR 的输出信号相加后，进入移相 触发整流环节。SEDC 试验内容类似 PSS 试验，主 要有频率扫描定位轴系模态频率，根据扫描结果确 定轴系扭振模态频率、激励信号参数和开环输入输 出特性，之后进行 SEDC 效果验证。
1.01
1.00
: 1=1.03 s; =2.35 s; =1.7%
各参量标么值
0.99
0.51
: =1.78 Hz; 阻尼比=0.183
0.49
1.13
0.97
0.81
: =0.04 s
0.65
0.49
0.33
0
1
2
3
4
5
/s
图 2 某厂 3 号机负载 3%阶跃试验
发电机负载阶跃扰动特性校验常结合在 PSS 试
各参量标么值 各参量标么值
1.03 1.02 1.01 0.81 0.78 0.78 0.72 0.67 0.61 0.56 0.50
0.4 0.4
1.2 2.0 /s
(a) 有 PSS
2.8 3.6
1.03 1.02 1.01 0.81 0.78 0.78 0.72 0.67 0.61 0.56 0.50
摘要：发电厂励磁系统试验，除空载进行的模型参数辨识、建模试验外，还需要提供 PSS、无功补偿等涉 网试验数据，用以提高电网输送能力、提高系统动态稳定水平。重点介绍了励磁主要涉网试验方法以及分 析，并有针对地举出实例。 关键词：励磁系统；试验；AVR；无功补偿；PSS 中图分类号：TM311.4 文献标识码：A
在发电机正常运行工况、PSS 投入、超前滞后 参数为设定值，进行临界增益试验。PSS 增益从零 逐渐增大，直至观察到励磁电压、无功功率等出现 不稳定现象为止。 1.3.4 PSS 投入效果检查
检验试验在频率响应特性测量完毕、PSS 的补 偿参数已选定的基础上进行。常用的方法有负载阶 跃对比试验和系统试验 。 [5]
大多电网只要求验证调差极性，即顺序调整无
功补偿系数后相应机组无功增、减情况，并将最终
设定无功补偿系数上报调度部门。对于负调差，将 无功补偿整定点向负方向调整，无功应增加；当向
收稿日期：2009 10 15. 作者简介：庞贞 (1981 －), 女, 天津电力公司助理工程师.
60
电力科学与工程
2009 年
79
86
89
87
112
107
117
135
138
129
表 4 计算的有补偿相频特性
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
58.5
80.9
84.8
82.6
81.3
77.4
76.2
73.7
74.9
73.8
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.8
1.9
2.0
74.2
77.2
75.6
励磁系统滞后特性指 PSS 输出信号产生的发 电机附加力矩对于 PSS 输出信号的相频特性，也 称无补偿相频特性。附加力矩方向与发电机暂态电 动势 基本一致，但由于实际无法测量 ，因而用 发电机电压 代替。
发电机有功负荷 80 %以上，确定 AVR 电压相 加点的接口，并将 AVR 允许的外部模拟信号增益数 值调到最小。用频谱分析仪将白噪声信号输入上述 电压相加点，控制机端电压摆动不超过 1 %，转子电 压摆动不超过 10 %额定值。测量发电机励磁系统 在 PSS 未投入时的机端电压相对于 PID 信号总加 点的相位迟后的频率特性，记录励磁系统 0.1~2 Hz 无补偿相频特性。表 3 为其对应的无补偿相频特性 记录。 1.3.2 励磁控制系统有补偿相频特性的确定
频率/Hz 角度/ (°) 频率/Hz 角度/ (°)
频率/Hz 角度/ (°) 频率/Hz 角度/ (°)
表 3 励磁系统无补偿相频特性记录
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
23
39
43
68
62
62
60
67
72
81
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7

1.8
1.9
2.0
励磁控制系统有补偿相频特性可通过计算方法 确定，有条件时可实测励磁系统有补偿相频特性 。 [5] 上例中，某厂 4 号机选用 IEEE-PSS2A 模型，针 对表 3 的无补偿相频特性，整定 PSS 参数如下：
1= 2= 3=5.0， 4=0， 7=5.01， 2=0.55， 3=1， 1=0.18， 2=0.02， 3=0.20， 4=0.02， 10=0.04； 11=0.02， 8=0.2， 9=0.1， =1， =5，
第 25 卷第 12 期 2009 年 12 月
电力科学与工程 Electric Power Science and Engineering
Vol.25, No.12
Dec., 2009
59
发电厂励磁系统涉网试验方法及分析
庞 贞 1，赵 焱 2
（1. 天津电力公司，天津 300300；2. 华北电力科学研究院有限责任公司，北京 100045）
无功补偿系数又称电压调差率、无功调差率或 无功补偿率。并联机组间的无功功率分配取决于各 机组的调差特性。对于发变组单元并联机组，需要 设定负调差，即发电机所带无功负荷越大，其机端 电压上升越高，无功补偿系数曲线呈现上翘特性； 对于发电机并联机组，需要设定正调差，使无功补 偿系数曲线呈现下斜特性 [4]，如图 1 所示。对于电
1 励磁系统涉网试验
=0 >0
图 1 无功补偿系数
网管理者，需要得到经验证的无功补偿系数，因而 须进行相应的试验。 1.1.1 无功补偿系数的推算
一般情况下，发电机无功功率小于额定视在功 率，按 计算的无功补偿系数如式（1）：
各电网管理机构对于并网机组励磁系统相关试验 有严格要求，除完整准确的励磁系统参数模型外，还 要求提供无功补偿功能、电力系统稳定器整定投入等 试验的试验结果，上报给电网管理机构。 1.1 无功补偿系数测定和验证
=0 ×
（1）
式中 Ut0 为发电机空载时的机端电压；Ut 为功率因 数等于零、无功等于 Q 时发电机端电压。
以某厂 1 号机组为例，机组参数 Sn=353 MVA， 功率因数 0.85，测试时调节器给定电压 Uref=0.975 p.u.，对应的空载电压 Ut0=17.72 kV，有功功率 P=252.3 MW。计算结果见表 1。 1.1.2 无功补偿系数的极性
单台机组 PSS 对于电网的低频振荡作用是有 限的，需要电网同电厂共同努力，在全网机组普遍 投入参数合适的 PSS 后，电网抑制低频振荡的能 力将极大增强。 1.4 低励与进相试验的配合
目前励磁系统限制、保护环节等定值没有统一 的管理者，通常都是由现场试验技术人员与电厂管 理人员协商设定。通常低励限制器定值整定以机组 无功值比进相试验结果稍深，保证机组进相能力为 准。由于进行进相试验时一般不是电网无功过剩、 电压过高的工况，参照此时机组的进相试验结果整 定低励相关动作值会产生一定隐患。例如对于拟合 电压式的低励限制器，不同的电压水平对限制曲线 影响较大，以正常工况下设定的定值，在电网电压 高时造成低励曲线过深，严重时可能低于失磁保护 定值，威胁机组及电网的稳定运行。对于此类低励 限制器整定时应充分考虑电网电压变化后限制曲线