发电机运行与控制及低频振荡简析培训教材.doc

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1、发电机运行与控制及低频振荡简析培训教材第一节 发电机的启动与并列发电机在额定工作状态下能长期连续运行，属于正常运行状态。但长期连续运行时的允许出力，主要受机组的允许发热条件限制。对于大容量发电机组，自动化程度已经达到很高的水平，各种操作及保护均已实现微机化，在运行中，通过对各种参数变化的监控与调整，使发电机稳定运行在最佳工况。一、启动前的准备二期采用的发电机是东方发电机有限公司生产的，型号为QFSN6002-22静态励磁，冷却方式为水氢氢。在结束和机组直接有关的工程后，具备所需要的全部照明和局部重点照明，结束发电机组的主、辅设备及其一、二次线路系统（及仪表电气设备）的安装工作后，并且汽机系统已

2、经具备启动条件后，运行人员在机组启动前应做以下的准备工作：1.一、二次系统恢复并符合启动条件。2.有关电气测量及试验完毕。3.投入密封油系统并运行正常。4.投入氢气控制系统并运行正常。5.投入内冷水系统并运行正常。简要说明：（一）一二次系统的恢复：1.拆除有关接地线，将发变组转热备用。包括常设遮拦的恢复，变压器的油位、油色、分接头位置指示正常，外壳接地良好，冷却装置投入运行等。2.检查二次回路。包括继电保护，测量仪表，自动装置，监察及信号，电压互感器，电流互感器的二次回路及交直流控制回路，及有关保护压板的投入等。3.检查励磁系统。包括励磁变，碳刷，灭磁开关、励磁调节装置完好正常等。（二）有关电

3、气测量及试验：1.定、转子及有关绝缘电阻的测量。除了干燥情况下测量外，还应在定子线圈通水后再次测量。 2.发变组保护联锁试验。对大修后或新投运的变压器应进行核相工作和全电压冲击试验，确认差动保护不误动。3.配合检修做定子冷却水系统、，密封油系统的保护及联锁试验。4.氢气系统的严密性试验。5.发电机的空载短路试验。6.励磁系统空载特性和带负荷试验。包括：AVR的自动切换试验、AVR10%阶跃试验、过励磁、逆变灭磁、转子过负荷保护、无功调节、电流和限制器试验等。7.必要的其它试验。（三）密封油系统的投运：1.启动密封油泵，调整密封油压比发电机氢压大0.056MPa。2.备用油泵均投入自动联锁。 3

4、.在初次投运时要进行轴承和密封油装置通油清洗工作，这一冲洗最好持续两个月并确认进出油已达到合格状态。同时，应检查轴瓦，密封瓦内有无杂物所造成的磨损和划伤现象。（四）氢气控制系统的投运：1.发电机充氢到额定压力，纯度达98%以上。充氢必须采用中间介质置换法。所用氢气，二氧化碳或氮气必须符合有关标准的要求。 2.各信号报警装置、压力表、氢气纯度指示器、报警组件、直流电源等正常。3.氢气冷却器通水，控制冷氢温度在允许范围内。注意排气防止气堵，同时，调节回水阀门使循环水压达到运行压力。（五）内冷水系统的投运：1.确认定子冷却水箱水位正常，并化验内冷水质合格。2.控制内冷泵出口压力在规定范围内。3.严格

5、控制水温和氢温，为防止机内湿度过高，氢气进风温度3546，内冷水温在4050。4.按有关操作说明使定子绕组冷却水压力，温度和导电率等指标达到规定值。二、启动过程中的检查：发电机启动过程是随着原动机同时进行的，在升速过程中，应再次对发电机做仔细检查，主要项目如下： 1.冲转前，检查发电机自动准同期装置具备并列条件。2.检查密封油系统，内冷水系统，氢气系统运行正常，包括循环水情况。3.轴承与油密封装置的回油温度及轴瓦温度应正常。4.发电机碳刷无卡涩、跳动或接触不良的现象。5.发电机各部温度指示正常，表计指示正常。6.灭磁开关、自动励磁调节器具备投入条件。7.在发电机转子盘车、冲转、升速过程中，必须

6、监测轴承振动情况，并注意内部有无动静部件碰撞声、磨擦声或其他异常声音。如发现异常，应立即停机检查消除。8.发电机转子转速的增长速度由汽轮机的启动条件决定，但必须注意不得在临界转速附近停留。三、发电机的升压： 1.零启升压，在发电机转速等于额定转速后，投入AVR，发出合上灭磁开关的命令，先由启励电源提供励磁电流。2.当发电机定子电压上升到1530%额定电压左右时，自并励励磁系统一起参与调节。当发电机电压上升到40%额定电压时，励磁系统发出命令，使启励电源退出。 3.升压过程中，操作应缓慢，谨慎，并密切注意三相定子电流近于零且三相平衡，因为主变的励磁电流可能会使定子电流有反应。当定子电压达额定后，

7、应核对并记录转子额定空载励磁电流、电压值。通过每一次的分析比较，可以判断发电机转子有无匝间短路现象。4.如果当启励命令发出后，在20s时间内发电机达不到额定电压，励磁调节器将判断为励磁系统故障，发出跳开灭磁开关的命令，同时发报警信号。5.发电机的零启升压到额定电压的时间，可以通过微机终端来设置，实现快速启动和软启动两种方式，当设置快速启动时，电压从零升到额定电压所需时间为5s；设置为软启动方式时，所需时间为10s。四、发电机的并网： 1.发电机采用自动准同期装置并入网中。2.自动励磁调节器AVR，配有双通道，以及手动和自动两种方式，正常情况在自动方式，一个通道运行，一个通道跟踪，通道切换应平滑

8、无扰。3.发电机并网后，应立即带35%负荷暖机，防止逆功率，调节发电机的运行工况，防止发生进相运行，还应观察三相定子电流，确认三相均已合闸。并再次对发电机进行全面检查，各控制系统均投入自动。4.注意在定子绕组不通水或水质不合格的情况下，严禁励磁升压及并网。五、发变组的并列条件1.发电机的并列条件将发变组并入电网，必须满足一定的条件，否则会产生很大的电流冲击而造成严重的后果，根据所定条件的不同，并列方法可分为准同期法和自同期法。对于自动准同期法，要在合闸时没有冲击电流和并列后能保持稳定的同步运行，并列时要满足下列条件：（1）待并发电机的电压和电网电压大小相同；（2）待并发电机的电压和电网电压相位

9、、相序相同；（3）待并发电机频率和电网频率相等。2.说明：如果电压大小不等，将在发电机和电网间出现无功性质的环流，该环流将对电机绕组产生较大的作用力；如果相位不一致，将会产生很大的冲击电流，造成很大的电动力，引起发电机发热，此电流也将在发电机轴上产生冲击力矩；如果频率不等，将使发电机振动，频差大时，难于将发电机拉入同步，频差小时，通过自整步作用，可以将发电机拉入同步；如果相序不同，其后果是发电机永远不能拉入同步，在并列时还会产生很大的相当于短路的环流，强大的电动力可能使发电机遭受严重的损坏。在实际操作中，允许有一定的范围，即频率偏差不得大于0.2Hz，即并列时系统频率必须在49.850.2Hz

10、的范围内；电压数值偏差不超过5%（500KV系统）；电压相位差允许在10以内。3.发电机的并列除了自动准同期外还有自同期法，对于自同期法，其步骤是先将发电机转速升到额定值，在转子不给励磁电流的情况下合上发电机主开关，即先并列后励磁。它避免了可能因两个电压数值相加而造成的破坏性的巨大冲击电流，但合闸瞬间的冲击电流还是不能完全避免。在冲击瞬间，将造成母线电压降低，因此，必须要求降低值和电压恢复时间在允许范围内，在事故情况下可紧急采用。第二节 发电机正常运行参数变化与控制一、电压变化发电机正常运行的端电压，允许在额定电压5范围内变化，发电机允许连续输出额定功率。当电压升高5时，定子电流增加可达1.0

11、5倍，此时定子绕组和铁芯的温升可能高于额定值，实践证明，绕组和铁芯的温升不会超过额定值5，因而不会超过允许温升，但会引起励磁电流和发电机的磁通密度显著增加。对于600MW发电机在正常运行时，其定子铁芯就已在比较高饱和程度下工作，所以，即使电压继续升高不多，也会使铁芯进入过饱和，并导致定子铁芯温度升高和转子及定子结构件中附加损耗增大。所以，必须适当降低发电机的出力。发电机连续运行的最高允许电压，应遵守制造厂的规定，最高不得大于额定电压值105。当电压低于95额定电压时，定子电流不应超过额定值的5，此时，发电机要减小出力，否则定子绕组的温度将超过允许值。发电机的最低运行电压，应根据系统稳定运行的要

12、求来确定，一般不应低于额定值的95，因为电压过低后，不仅会影响并列运行的稳定性，还会使发电厂厂用电动机的运行情况恶化、转矩降低，从而使机炉的正常运行受到影响。对600MW汽轮发电机的技术要求：发电机在额定出力时，允许电压偏差为5，而温升不应超过允许限值。当发电机高于额定值情况下运行时，铁芯内磁密增加，铁损增大，铁芯温度相应增高，此时应密切注意：1.转子电流不得超过额定值。2.铁芯温度不得超过允许值120。且不得超过正常运行温度的810。3.定子绕组温度不得超过允许标准90。4.漏磁通的增加，应不使发电机端盖及端部结构件温度升高，应小于120。5.电压一般不超过5%，不低于5%，并密切注意定子电

13、流不超允许值。二、频率变化当功率因数为额定值0.9时，频率变化范围不超过-3%2%时，发电机允许连续输出额定功率，但频率在-3%2%范围外，在-5%3%范围内，发电机也允许输出额定功率，每年不超过十次，每次不超过8小时。运行频率比额定值偏高较多时，由于发电机的转速升高，转子上承受的离心力增大，可能使转子的某些部件损坏，因此频率增高主要受转子机械强度的限制。同时，频率增高，转速增大时，通风摩擦损耗也要增多，虽然在一定电压下，磁通可以小些，铁耗损也可能有所降低，但总的来说，此时发电机的效率是下降的。运行频率值比额定值偏低较多时，也有很多不利影响。例如：频率降低，转速下降，使发电机内风扇的送风量降低

14、，其后果是使发电机的冷却条件变坏，各部分的温度升高。频率降低时，为维持额定电压不变，就得增加磁通，如同电压升高时的情况一样，由于漏磁增加而产生局部过热。频率降低还可能使汽轮机叶片损坏，厂用电动机也可能由于频率下降，使厂用机械出力受到严重影响。由于上述原因，不希望发电机在偏离频率额定值较多的情况下运行，在系统运行频率变化-3%2%的允许许范围内，发电机保持额定出力长期连续运行。 三、冷却条件变化对于600MW水氢氢冷却汽轮发电机，定子绕组采用水内冷、转子绕组采用氢内冷、定子铁芯为氢冷。冷却条件变化主要是指氢和冷却水的有关参数的变化。1.氢气温度变化如果发电机的负荷不变，当氢气入口（或冷端）风温升

15、高时，绕组和铁芯温度升高，会引起加速绝缘老化、寿命降低。这里所指的温度不是绕组的平均温度，而是最热点处的铜温，因为，只要局部绝缘遭到破坏，就会发生故障。根据上述温度变化与绝缘老化之间的关系可知，当冷却介质的温度升高时，为了避免绝缘的加速老化，要求减小汽轮发电机的出力，减小的原则是：使绕组和铁芯的温度不超过在额定方式下运行时的最大监视温度。对于水氢氢冷却汽轮发电机，冷端氢温不允许偏离制造厂的规定值35-48，热氢温度小于65，在这一规定温度范围内，发电机可以按额定出力运行。当冷端氢温降低时，也不允许提高出力。这是因为定子的有效部分用不同介质冷却，定子绕组水内冷、铁芯氢冷。这些介质温度的降低，彼此

16、间互不相依，如果按照两种介质不同温度的配合来规定允许温度，这是困难的，也使运行中出力的监视变得复杂，甚至可能由于一时注意不到，造成绕组的铜线与铁芯的温差超过允许范围。水氢氢冷却汽轮发电机，当氢气温度高于额定值时，按照氢气冷却的转子绕组温升条件限制出力。2.氢气压力变化随着氢气压力的提高，氢气的传热能力增强，氢冷发电机的最大允许负荷也可以增加。但当氢压低于额定值时，由于氢气传热能力的减弱，发电机的允许负荷亦应降低。氢压变化时，发电机的允许出力由绕组最热点的温度决定，即该点的温度不得超过发电机在额定工况时的温度。当氢压高于额定值时，对水氢氢冷却发电机的负荷不允许增加，这是因为定子绕组的热量是被定子

17、线棒内的冷却水带走的，所以，提高氢压并不能加强定子线棒的散热能力，故发电机允许负荷也就不能增大。当氢压低于额定值时，由于氢气的传热能力减弱，必须降低发电机的允许负荷。氢压降低时，发电机的允许出力，应根据制造厂提供的技术条件或容量曲线运行，以保证绕组温度不超过额定工况时的允许温度。3.氢气纯度变化在氧气和空气混合时，若氢气含量降到475，便有爆炸危险，所以在运行中，首先要保证发电机内的混合气体不能接近这个比例。一般都要求发电机运行时的氢气纯度应保持在95以上，低于此值时应进行排污。从经济观点上看，氢气的纯度愈高，混合气体的密度就愈小，通风摩擦损耗就愈小。当机壳内氢气压力不变时，氢气纯度每降低1，

18、通风摩擦损耗约增加11，这对于高氢压大容量的发电机是很可观的。所以应该多排几次污，以保证使运行时的氢气纯度不低于9798。特别要指出的是：氢冷发电机不允许在机壳内为空气或二氧化碳的介质中启动到额定转速甚至进行试验，以防止风扇叶片根部的机械应力过高。4.定子绕组进水量和进水温度变化水氢氢冷却汽轮发电机，用除盐水冷却定子绕组，用氢冷却定子铁芯和转子绕组。在额定条件下，定子绕组铜线和铁芯之间的温差并不大，约为1520，当冷却水量在额定值的10范围内变化时，对定子绕组的温度实际上不产生多少影响。大量的增加冷却水量，会导致入口压力过分增大，在由大截面流向小截面的过渡部位可能发生气蚀现象，使水管壁损坏，故

19、不建议提高流量。降低除盐水量，将使绕组入口和出口水温差增大，绕组出口水温度增高。这样会造成绕组温升极不均匀，是不允许的。在设计中，一般采用绕组进出口的水温差不超过3035，以便当入口水温度等于45时，相当于出口水温等于80，以防止出口处产生汽化。根据上述可知，采用调节定子绕组水量的方法，以保持定子绕组的水温是不适当的。关于绕组冷却水温度，在任何情况下，绕组出口的水温不应超过85，以免汽化。当绕组进水温度在额定值（多为4546）附近变化5以内时，可不改变额定出力。但不同发电机的技术规定可能与此有些差别。当绕组入口水温超过规定范围上限时，应减小出力，以保持绕组出水的温度不超过额定条件下的允许出水温

20、度。入口水温也不允许低于制造厂的规定值4050，以防止定子绕组和铁芯的温差过大或可能引起汇水母管表面的结露现象。为防止水回路发生堵、漏，故除了对定子绕组温度进行监视外，还应监视层间测温元件的温差小于10，对于每根线棒，有一个单独出水支路的同层各水接头温差要进行控制，其最大、最小温差读数达8时报警，加强监视并查明原因。此时，一般采取降负荷来控制温差，如果温差达12或出水温度超过85时，应停机进行反冲洗，检查处理故障。第三节 发电机的短时过负荷能力在正常运行时，发电机是不允许过负荷的，即不允许超过额定容量长期运行。当发电机电压低于额定值时，允许适当增大定子电流，但定子电流最大值不得超过额定值的5%

21、长期运行。在系统发生短路故障，发电机失步运行，大量电动机启动和强行励磁等情况下，发电机定、转子都有可能短时过负荷。过负荷使发电机定子、转子电流超过额定值较多时，会使绕组有超过允许限值的危险，使绝缘老化过快。甚至有可能造成机械损坏。过负荷数值愈大，持续时间愈长，上述危险性愈重。但因发电机在额定工况下的温度较其所用绝缘材料的最高允许温度低一些，有一定的备用余量可作短时过负荷使用。过负荷的允许数值不仅和持续时间有关，还与发电机的冷却方式有关。直接内冷的绕组在发热时容易产生变形，所以其过负荷的允许值比间接冷却的要小。QFSN6002-22型发电机的厂家规定，在系统故障状态下，为了避免破坏电网系统的静态

22、稳定，允许发电机短时过负荷运行，但要求此时的氢气参数，定子绕组内冷水参数，定子电压均为额定值。定、转子承受能力见下表：允许时间（s）103060120定子电流额定电流 %226154130116励磁电压额定励磁电压 %208146125112在上表的短时过电流运行，不会产生有害变形及接头开焊等情况。但规定每年不得超过2次，时间间隔不少于30min。当过负荷时间超过允许时间时，应及时采取措施，立即将发电机定子电流及励磁电压降至正常允许值。发电机不允许过负荷，只有在事故情况下，当系统切除部分发电机或线路时，为防止静态稳定破坏，保证连续供电，才允许发电机短时过负荷。当过负荷时间超过允许时间时，应及时

23、采取措施，立即将发电机定子电流及励磁电压降至正常允许值。第四节 发电机的不对称运行一、发电机不对称运行发电机不对称运行是一种非正常工作状态，出现不对称的原因可能是负荷不对称（如系统中有大容量单相电炉、电气机车等不对称用电设备）、也可能是输电线路不对称（如一相断线、某一相因故障或检修切除后采用两相运行）或系统发生不对称短路故障。发电机附近发生不对称短路，将出现最大的不对称短时运行（决定于保护动作时间）。发电机不对称运行时，三相电压和电流均不对称。不对称的程度通常用负序电流I2对额定电流IN的百分数表示或直接用比值I2IN表示，亦可用各相电流之间的最大差值对额定电流之比（ImaxImin）IN表示

24、。二、负序电流对发电机的危害发电机不对称运行时，在发电机的定子绕组内除有正序电流外，还有负序电流。正序电流是由发电机电动势产生的，它所产生的正序磁场与转子保持同步速度而同方向旋转，对转子而言是相对静止的，在转子上不会引起感应电流。此时转子发热是由励磁电流决定的。负序电流出现后，它除了和正序电流叠加使绕组相电流可能超过额定值，而使该相绕组发热超过允许值之外，还会引起转子的附加发热和机械振动。当定子三相绕组中流过负序电流时，所产生的负序磁场以同步速度与转子反方向旋转，在励磁绕组、阻尼绕组及转子本体中感应出两倍频率的电流，从而引起附加发热。由于这个感应电流频率较高（100Hz），集肤效应增大，所以这

25、些电流主要集中在表面的薄层中流动。因此，感应电流在转子各部分造成的附加发热集中于表面薄层中。此电流在转子表面的分布与鼠笼式电动机转子电流分布相似，在转子表面沿轴向流动，在转子端部沿圆周方向流动而形成环流。这些电流不仅流过转子本体，还流过护环及中心环。这些电流流过转子的槽楔与齿，并流经槽楔和齿与套箍的许多接触面。这些接触部位电阻较高，发热尤为严重，可能产生局部高温，破坏转子部件的机械强度。除上述的附加发热外，负序电流产生的负序磁场还在转子上产生两倍频率的脉动转矩，使发电机组产生100Hz的振动，并使轴系产生扭振。负序电流产生的附加发热和振动，对发电机的危害程度与发电机类型和结构有关。由于汽轮发电

26、机的转子是隐极式的，磁极与轴是一个整体，绕组置于槽内，散热条件不好，所以负序电流产生的附加发热往往成为限制不对称运行的主要条件。三、汽轮发电机不对称负荷的允许范围汽轮发电机不对称负荷允许范围的确定主要决定于下列三个条件。1.负荷最重一相的电流，不应超过发电机的额定电流。2.转子最热点的温度不应超过允许温度。 3.不对称运行时的机械振动不应超过允许范围。 第一个条件是考虑到定子绕组的发热不超过允许值。第二和第三个条件是针对不对称运行时负序电流所造成的危害提出来的。发电机承受不对称运行时能力，也称为发电机的负序能力，通常用两个技术参数来表示：一个是允许长时间运行的稳态负序能力以允许的最大负序电流标

27、么值I2*I2IN表示；另一个是短时间允许的暂态负序能力，以允许的短时I22*t表示，它代表短时（一般t120s）最大允许的负序发热量。I22t代表暂态负序能力，决定转子各部分的温度，所以I22t允许值与发电机类型和冷却方式有关。空气冷却或者氢气冷却的汽轮发电机，I22t的允许值较大，而对水或氢直接内冷绕组的汽轮发电机，由于定子电流密度已显著增大，转子表面的涡流损耗密度也增大，其I22t的允许值变小。QFSN6002-2型发电机的负序能力：稳态负序能力I28，暂态负序能力I22t10 。厂家规定：可以带负序电流不超过额定电流的8，且每相电流不大于额定电流而长期运行。当负序电流超过8时，可以按下

28、表短时运行：负序电流I2（）50403020108时间t（s）立即停机661112501000连续运行在极短的时间内，为防止负序电流产生的损耗引起转子磁极表面和护环局部过热和烧损，必须严格控制事故不对称负荷及其时间。当发电机不对称运行，负序电流超过允许值时，应尽力设法减小不平衡电流（如减小发电机出力等）至允许值，如不平衡电流所允许时间已到达，则应立即将发电机解列。第五节 低频振荡简析低频振荡：电力系统的阻尼变小时，当它受到一个扰动后，就会产生低频振荡，低频振荡，就是电力系统的有功振荡的频率很低，一般在0.2-2.5HZ，其幅值因扰动的大小而定。低频振荡产生的原因：是由于电力系统的负阻尼效应,常

29、出现在弱联系、远距离、重负荷输电线路上,在采用快速、高放大倍数励磁系统的条件下更容易发生。1.系统阻尼分析：阻尼就是阻止扰动，平息振荡，而负阻尼恰恰相反。打个比方：在荡秋千的时候，当我们把秋千荡起来就撒手，这个秋千就会在地球引力和机械摩擦阻力下逐步停止摇摆，这个阻力就相当于电力系统的阻尼。当我们在不断的荡秋千的过程中，我们给秋千的动力相对于阻力来说，就是一种负阻尼。正是由于我们的动力（负阻尼）克服了秋千的阻力（阻尼）而使秋千荡起来。稳定运行的电力系统，必须存在一定大小的阻尼。发电机组除了转子在转动过程中具有机械阻尼作用外，还有发电机转子闭合回路所产生的电气阻尼作用。当发电机与无限大系统之间发生

30、振荡或失去同步时，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而产生阻尼转矩或异步转矩。这样，当电力系统受到一个扰动的时候，电力系统会逐步稳定下来。如果阻尼大，稳定就快，如果阻尼小，稳定就慢，如果是零阻尼，这个扰动所引起的振荡就不会停息。这里的扰动和稳定主要是针对电力系统的有功而言。电力系统本身的阻尼总是正的，只是大小不同而已。系统的阻尼转矩从产生源和性质上可分为：固有状态同步转矩、固有状态阻尼转矩、转子电磁暂态阻尼转矩和调速系统阻尼转矩。它们的总和构成了系统的同步转矩和阻尼转矩，同步转矩不足将发生滑行失步，阻尼转矩不足将发生振荡失步。固有状态阻尼仅与网络结构、运行工况及发电机原始参数

31、有关，反映了它们对阻尼转矩特性的固有影响。其中，网络结构及运行工况对低频振荡的产生具有重要的激发作用，如电网规模扩大、电气距离增加或线路联系减弱、加减负荷等都有可能导致阻尼不足的动态不稳定现象。理论分析与实际经验表明，网络结构及运行工况对阻尼特征有较大的影响，在一定条件下甚至起着决定性的作用。转子电磁暂态阻尼转矩与励磁绕组、阻尼绕组和励磁系统有关。分析表明，发电机的励磁绕组动态作用使电磁力矩中产生一个和速度增量成比例的正阻尼力矩De（De0），有助于抑制低频振荡；励磁系统产生一个阻尼力矩De，在系统重负荷时，De0，励磁系统呈现负阻尼，且在高放大倍数快速励磁时，De更大，即负阻尼更严重，一旦此

32、负阻尼比发电机阻尼绕组、励磁绕组的正阻尼和机械正阻尼还强，则系统在小干扰下可能出现振荡失稳（负阻尼增幅振荡）。因此，在系统重负荷工况，且发电机采用快速高放大倍数的励磁系统时，更容易发生低频振荡。2.励磁电压调节通道为什么会产生负阻尼？ 自动电压调节器按照发电机端电压偏差Ut（发电机端电压Ug的测量电压Uc，与给定电压Ur的差值）进行调节，当电力系统的无功缺少使机端电压减少时，自动电压调节器就增加励磁电流，以保持机端电压的恒定。但当电力系统的有功发生变化，运行中的功角也会变化，进而引起Ut的微小变化。 对于现代自动电压调节器来说，其内部放大倍数高且反应灵敏，调节器就会对这种因功角变化引起Ut的微

33、小变化进行调节。由于发电机转子绕组具有较大的时间常数，其励磁输出电流所产生的转矩相对于输入信号必然有一定的延时，正是这种延时，使得自动电压调节器对于电力系统阻尼而言不是加强而是减少。简单的说，正常运行时，转子电流产生的磁场力矩与定子产生的磁场力矩相互平衡，当转子电流增加时，定子产生的磁场力矩无延时增加，但是发电机转子绕组具有较大的时间常数，所产生的转矩滞后，相当于系统的阻尼减少了。于是，自动电压调节器产生了负阻尼。 对于老式自动电压调节器来说，由于放大倍数低且反应迟钝，这种因功角变化引起Ut的微小变化，调节器几乎不作反应，于是就说自动电压调节器没有产生负阻尼。 对于仅以机端电压为调节对象的自动

34、电压调节器来说，当电力系统无功变化时应该进行调节，当电力系统有功变化时不应该进行调节，一旦参与调节就会产生负阻尼，使电力系统的正阻尼减小。然而，不调节是不可能的，于是，我们就把电力系统的有功或频率引入自动电压调节器，通过PSS装置使自动电压调节器不产生负阻尼而产生正阻尼。3.低频率运行危害电力系统低频运行是非常危险的,因为电源与负荷在低频率下重新平衡很不牢固,也就是说稳定性很差,甚至产生频率崩溃,会严重威胁电网的安全运行,并对发电设备和用户造成严重损坏,主要表现为以下几方面: （1)引起汽轮机叶片断裂。在运行中,汽轮机叶片由于受不均匀汽流冲击而发生振动。在正常频率运行情况下,汽轮机叶片不发生共

35、振。当低频率运行时,末级叶片可能发生共振或接近于共振,从而使叶片振动应力大大增加,如时间过长,叶片可能损伤甚至断裂。 （2)使发电机出力降低,频率降低,转速下降,发电机两端的风扇鼓进的风量减小,冷却条件变坏,如果仍维持出力不变,则发电机的温度升高,可能超过绝缘材料的温度允许值,为了使温升不超过允许值,势必要降低发电机出力。 （3)使发电机机端电压下降。因为频率下降时,会引起机内电势下降而导致电压降低,同时,由于频率降低,使发电机转速降低,同轴励磁电流减小,使发电机的机端电压进一步下降。4.消除电力系统低频振荡的主要措施：为防止低频振荡的产生，可以采取两方面对策，即一次系统方面的对策和二次系统方

36、面的对策。一次系统的对策主要有：增强网架、减少重负荷输电线，并减少送受端间的电气距离，从而减少送、受电端的转子角差，特别是在线路需停电检修时，应合理安排电网运行方式，避免长线路重负荷运行；采用可控串联电容补偿（TCSC），减小送、受电端的电气距离，并通过适当控制，向系统提供附加正阻尼；在长距离输电线中部装设静止无功补偿器（SVS）作电压支撑，并通过其控制系统改善系统动态性能。二次系统的对策主要有：采用电力系统稳定器（PSS）作为励磁附加控制，适当整定PSS参数可提供抑制低频振荡的附加阻尼力矩；利用SVS装置的附加控制及直流输电附加控制或直流功率调制器提供低频振荡的阻尼；利用线性最优励磁装置或非

37、线性励磁控制装置改善系统的动态特性，抑制低频振荡。5发电机发生振荡的处理 处理原则：当发生振荡或事故时，运行人员要判断正确，沉着镇定的进行处理，应迅速判断是否是本厂的误动作，若本厂正常，则应了解是否发生系统故障，以判断发生振荡的原因。 当发生了振荡时，应采取下列措施进行处理：（1)立即增加发电机励磁电流以提高发电机电势，增加功率极限，有利于恢复同步。（2)若因单机高功率因数引起的应减少发电机的有功输出即减小汽轮机的进汽量，同时增加励磁电流，以利于发电机的同步。（3)当振荡是由系统故障引起的，除应增加发电机励磁外，还应在据本厂在系统中地位进行处理。（4)采取上述措施，经12分钟后仍未拉入同步，则

38、将发电机从系统中解列。 在处理中必须及时准确汇报，服从整体要求，并在调度部门统一指挥下进行处理。实例分析：2006年7月1日 电网振荡造成我厂#1，#2机一次调频动作，负荷、频率持续两分钟频繁波动。 一次调频是机组根据电网频率与额定频率差值，直接改变出力，达到调整频率的目的。二次调频是通过人为改变负荷指令来改变机组出力，达到调频目的。一期原设计一次调频逻辑是：DEH控制回路根据频差产生一个一次调频因子迭加到DEH有功功率给定值上，直接改变调门开度，CCS负荷指令回路同时根据频差产生相应的负荷指令，进行补偿调整。但实际上CCS负荷指令回路的一次调频功能被屏蔽，一次调频仅由DEH控制回路直接实现。

39、按目前实际设置，当实际转速与额定转速（3000RPM）差值达到正负4转时，DEH就会改变GOV SET指令去直接改变调门开度，达到瞬间改变机组有功出力目的。且无限制，调门开度理论上会全开或全关（全开对应转速3150转，全关对应转速2850转）。机组无论在协调还是手动方式，不会影响一次调频的动作。 一次调频作用如同发电机强励，都是在电网故障情况下，通过改变并网机组的出力（强励是增加发电机无功），使电网重新回到同步稳定的状态，所以电网强制要求具备一次调频功能的机组，其一次调频功能必须投入。 目前CCS负荷指令回路的一次调频功能被屏蔽，就带来一个问题，如果有频差出现时，一次调频因子直接叠加在DEH的

40、有功功率的给定值上，通过调节DEH的调门使机组有功功率快速响应一次调频的需求。但是如果此时协调控制系统投入，一次调频动作时，CCS负荷指令仍维持原指令。协调控制系统的负荷给定值没有改变而机组有功功率发生了变化，协调控制系统的功率控制回路就会发出和一次调频作用方向相反的汽轮机调门指令和燃料指令，不仅从一定程度上抵消了一次调频的效果，而且对于协调控制系统相当于增加了外部扰动量，容易引起协调控制系统振荡，从而降低协调控制系统的稳定性。 所以当一次调频动作时，最好是解除协调，尽量利用机组顶峰出力能力满足电网需求，以贯彻保电网、保设备的原则。一次调频动作时，可把握如下处理原则：1.负荷不要超过640MW，持续时间不要超过3-5分钟，因为，电网振荡时间一般在10秒到2-3分钟。2.及时联系电网调度，汇报情况，取得命令。3.连续监视主机有关参数，如危及设备安全，可在取得调度同意下，退出AGC以及协调。