发电机无功功率摆动原因分析

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1、·52·华电技术第35卷+KM—-口e3oaX01—2522SW—．—．—．—．—．—．—．—．—．一一一一一一一一一一一一2SW电源开关DCS增磁亟堑亘口卜—}3ZZJ3zzjl一一，——一，——一一自同期增磁／[Zl~-g．2i!．卜309A．__K01K0卜2—DCS减磁————堡—_zzJ-二自同期减磁／——／—一一图5加装临时空气开关后的1机组励磁调节器增、减磁回路3．31发电机励磁调节装置内部原因3．3．1励磁调节装置参数设置不合理1发电机励磁调节装置已于2009年10月委托广东省电力科学研究院

2、进行参数实测试验，参数设图31发电机机端2YH回路接线图置合理。经过检查，1发电机励磁调节装置现场的节器的机端电压互感器2YH二次回路引出线至1参数按照参数实测试验后的定值进行设置，所以排机励磁调节器之间的电缆接线，未发现该回路有接除了励磁调节装置参数设置不合理这一因素。线松动等异常情况。查阅1机组故障录波图，未发3．3．2励磁调节装置的电源板有问题现无功功率摆动前机端电压有异常的扰动。为减少利用1机组停机检修机会，用万用表对励磁调外回路干扰引起无功功率摆动的因素，2011—12—节器的5V电源进行测量：1

3、5，临时断开励磁调节器并联至1机组故障录波器(1)测量电源箱+5V输出。正常值为4．8～的2YH电压回路。在断开该回路期间，1发电机5．2V，测得A屏为5．081V，B屏为5．072V。无功功率仍出现摆动现象，基本排除机端2YH二次(2)测量控制箱内机笼输入电压大小。测量位电压回路引起无功功率摆动的因素。置在机笼后上方的绿色6芯端子，从左到右：1，3．2．2热控DCS增、减磁信号异常2，3端子为负；4，5，6端子为正。正常值应广东粤电云河发电有限公司1机组励磁系统为4．8～5．2V，测得A屏为5．027—5

4、．030V，B屏为增减磁回路如图4所示。5．010～5．017V。(3)测量CPU板(机笼内从右往左数第2块w一一一一一一一一一一一一一一一一一一一一一一w板)的工作电压。测量位置：CPU板在机笼内，正面电源开关DCSt~磁看右上角28针芯片(UO6)的第15角(正)和14角自同期增磁(负)。正常电压应高于4．8V，测得A屏为4．995V，亘回DCS减磁B屏为4．980V。自同期减磁由上述测量结果可以判断，励磁调节装置的电源板没有问题，可以排除这一因素。图41机组励磁调节器增、减磁回路3．3．3设备老化为了

5、排除热工增、减磁信号异常可能引起的发1发电机励磁调节系统外部回路经检查没有电机无功功率摆动，2011—12—13，云浮发电厂技术发现问题，而1发电机无功功率摆动情况一直存在，人员采取在1机组励磁调节器A柜背面端子排加判断是1机组励磁调节器内部存在问题。2012一装增、减磁空气开关以临时断开1发电机励磁调节o4—20—06—2O，利用机组大修机会对1机组励磁器热工增减磁回路的措施(如图5所示)，通过Dcs调节器进行了更新改造。励磁控制系统由GEC一进行的增、减磁操作均由该空气开关控制。平时无1A型更换为GEC

6、一300型，新的系统采用了分层的需进行手动增、减磁操作时，断开该空气开关，以隔多处理器体系结构、系统级芯片(SoC)技术、智能功离DCS增、减磁回路，跟踪观察无功功率摆动情况。率单元(IPU)与反馈均流技术、时频分析(TFA)高至2012—01—05，1发电机无功功率摆动情况仍精度高速度交流采样技术、网络发布与远程维护技然存在，排除热控DCS手动增、减磁信号回路输出术等五大核心技术，这些技术使得GEC一300励磁控制系统可以实现智能反馈均流，更加智能化，其可异常的因素。第6期谭伟盛：发电机无功功率摆动的原因

7、分析·53·靠性、控制速度、控制精度都比原来的GEC一1A型功率摆动是由发电机励磁系统的励磁电压互感器存有很大的提高。该励磁调节器改造调试完成并于在暂态性故障所引起的。该故障造成了电压互感器2012—06—14正式投入运行。2012—06—20T二次电压暂态性扰动，引起1机组励磁调节装置反20：08，1发电机无功功率再次出现摆动，1发电应调节突变，最终表现为无功功率摆动。电力系统机无功功率突然由21MV·A升高至75MV·A，运的扰动引起发电机的无功摆动属于一种正常现象，行人员调整正常后，06—21To0：

8、02，1发电机无功但必须进行及时调整，否则有可能造成发电机失磁功率又由27MV·A突降至一32MV·A，因此，可排运行。除设备老化因素。同步发电机的励磁自动控制系统是解决发电机3．4机端2YH励磁电压互感器存在故障无功功率摆动的技术手段，同时也是保证发电机安经检查发现，1机组励磁调节装置专用的机端全运行的重要装置。如能监测到一次元件的缺陷，2YH电压互感器是1999年生产的，对其进行伏安系统将更加完善。特性试验、