自动励磁调节器入网性能检测标准 - 图文

数字式自动励磁调节器

入网性能检测标准

（讨论稿）

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目次

前言

1 范围

2 规范性引用文件 3 性能检测试验内容 4 试验必备条件

5 自并励静止励磁系统性能检测试验的技术要求 6 交流励磁机励磁系统性能检测试验的技术要求 7 试验中发现的问题及处理结果 8 试验结论 9 附录

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前 言

《数字式自动励磁调节器入网性能检测标准》是根据华北电网有限公司“华北电网励磁 调节器入网检测方法的研究”成果制定的。要求对励磁调节器的试验做到检测细致化、指标具体化和操作规范化。

数字式自动励磁调节器以其可靠性高、性能稳定和调节品质良好在电网中获得了广泛应用，已成为同步发电机励磁系统的主流。但是随着发电机励磁系统参数测试工作的不断深化也暴露了数字式自动励磁调节器在软件规范设计方面的一些问题，如电压检测时间过长、移相触发未按反余弦处理、限制环节定值不准、性能指标不满足国标或电网要求及人机界面不规范等。

为了巩固发电机励磁系统参数测试辨识工作的成果，加强励磁系统技术管理，进一步规范软件控制逻辑，特制定本性能检测标准，为数字式自动励磁调节器入网安全可靠运行提供技术依据。

数字式自动励磁调节器入网检测工作要求达到的目的是：

（1）检测数字式励磁调节器在自并励静止励磁系统和交流励磁机励磁系统两种方式下，各种工况时的静态和动态特性是否符合国家和行业的相关标准；

（2）检查在各种扰动下是否出现不正常的死机、切换、控制失常等设计缺陷； （3）确认电压控制主环的模型参数，确认各个限制和辅助控制环节的特性。 本检测标准提出单位：华北电网有限责任公司。 本检测标准归口解释单位：华北电网有限责任公司。 本检测标准起草单位：华北电力科学研究院有限责任公司。 本检测标准主要起草人：苏为民、吴涛、史扬、姚谦 本检测标准首次发布时间： 2008年8 月 18 日。

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数字式自动励磁调节器入网性能检测标准

1 范围

本检测标准规定了汽轮发电机数字式自动励磁调节器入网检测和仿真试验技术要求。本标准适用于自并励静止励磁系统和交流励磁机励磁系统中数字式自动励磁调节器的静态及动态性能检测、控制逻辑测试和仿真验证励磁系统模型等。其它励磁类型的数字式自动励磁调节器也可以参照执行。 2 规范性引用文件

下列标准所包含的条文，通过在本检测标准中引用而构成为本标准的条文。在标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

GB/T 7409 同步电机励磁系统

DL/T 583-2006 大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件 DL/T 650 大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件 DL/T 843 大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件 Q/GDW 142-2006 同步发电机励磁系统建模导则 Q/GDW143-2006 电力系统稳定器整定试验导则。 3 性能检测试验内容

性能检测试验主要考核数字式自动励磁调节器的静态和动态性能及软件设计的规范性，因此采用数字模拟方法，利用全数字实时仿真技术（RTDS），全面检查自动励磁调节器（AVR）性能。用RTDS建立包括发电机及其励磁、调速系统、PSS、主变压器、主开关以及等值无穷大电源的电力系统仿真环境，向AVR装置提供所需要电气量，而将AVR输出的控制电压模拟信号Uc输入RTDS，经过励磁机模型或描述整流器特性的一阶滞后及其限制环节后，得到发电机转子电压Uf，构成闭环试验环境（见系统示意图1）。

RTDSAVR模型发电机模型。。UcD/A励磁机模型If/Ief实际AVRUt It

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图1、仿真系统示意图

可见，励磁系统设备入网检测的主体是励磁调节器—AVR；试验中AVR的输入模拟量来自RTDS，主要有来自PT的发电机三相电压模拟信号Ut、来自CT的三相电流模拟信号It和发电机或励磁机的励磁电流(If/Ief)信号，根据需要RTDS还可提供同步电压模拟信号；AVR仅需把内部PID输出的控制电压信号Uc经标准D/A输出与RTDS相连，就可形成闭环控制系统。

图中真实的AVR设备用“实际AVR”表示，而用RTDS构成的内部AVR用“AVR模型”表示；这样当励磁机和发电机模型参数和现场一致时，通过实际AVR和RTDS的闭环运行，就可测试整个励磁系统的性能，而当“AVR模型”中参数选取制造厂提供的数据后，就可检验提供参数的可信度和合理性。

当用RTDS构成发电机并网模式后，还可检验现场不宜进行的项目如过励、欠励、PSS低频投入效果和强励能力等功能。

AVR性能检测包括时域和频域特性试验，鉴于RTDS速度快、实时性好，本标准规定的检验项目以时域特性仿真为主，频域特性配合检查为辅。 *时域特性试验包括以下项目：

（1）静态检查：包括实际AVR装置电压测量环节时间常数检查、增益检查、移相触发环节反余弦特性检查、限制环节特性、限制介入AVR方式和调差特性检查。

（2）发电机空载试验。包括实际AVR装置空载升压试验、实际AVR与模型AVR之间空载阶跃响应对比、调节器自动、手动调压范围测定、零起升压试验、停机灭磁试验、自动手动切换试验、频率特性试验、V/Hz保护限制试验、PT断线试验等。

（3）发电机负载试验。包括并网试验、自动、手动无功调节试验，手动与自动切换试验、静差率的测定、调差率校核、强励能力和强励限制试验、系统短路试验、欠励限制试验、过励限制试验、PT断线试验、甩负荷试验、发电机负载阶跃试验、实际AVR与模型AVR之间负载阶跃响应对比、PSS投入效果检查等试验。 *频域特性试验包括以下项目：

（1）测量滤波、比例、积分、PID校正环节、PSS等环节频率特性。 （2）测量发电机励磁系统无补偿频率特性。 （3）测量或计算发电机励磁系统有补偿频率特性。 4 试验必备条件 4.1 对AVR制造厂的要求

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4.1.1 提供下列技术资料供试验参考

（1）使用说明书（含原理、特性、控制逻辑、安装、试验、整定、运行、维护、故障查找）； （2）出厂试验报告，出厂整定值及合格证；

（3）励磁系统数学模型和推荐参数（包括各附加功能单元在内），并提供AVR面板及内部主要参数设置清单，以及数学模型表达式中主要参数的计算方法说明等。 4.1.2提供测试接口

（1）提供PID电压控制主环的标准输出接口：即AVR的控制电压信号Uc，经D/A输出与RTDS闭环，考虑一定安全裕度后RTDS的输入允许值是±5V的直流信号。

（2）提供PID电压控制主环电压相加点的模拟输入接口，以方便励磁系统无补偿频率特性测量。

（3）实际AVR需获得来自RTDS系统的励磁电流反馈信号，该信号由A/D输入，幅值≤±5V。若AVR采用励磁变二次电流作为发电机磁场电流信号，则应在试验前与试验单位沟通，做好相应信号的的变换接口，确定有关的变比系数。

（4）移相触发环节应有可测量的输出信号端子，以便示波器等设备能观察分析脉冲信号相对于同步电压的相位差。

（5）若数字AVR未采用反余弦处理，要求制造厂家自备移相触发环节输出信号转换接口，应将六相触发脉冲信号转换为可控硅整流器的直流输出，幅值不大于±5V，纹波系数应尽可能小。

（6）提供电压测量、欠励和过励环节的模拟输出信号接口。 4.2 对试验测试单位的要求

4.2.1 根据制造厂提供的原始资料计算整理试验基本数据

入网检测试验主要检查在自并励静止励磁系统和交流励磁机励磁系统（以下简称自并

励和三机常规）两种励磁方式下励磁调节器的性能，故测试方应准备下列资料和数据，具体数值和计算见附录2。

（1）发电机额定电压、电流，额定视在功率、功率因数，额定磁场电压、电流，空载额定磁场电压、电流，在规定温度下的励磁绕组电阻值。发电机空载特性曲线、发电机T’d0等各时间常数、发电机各电抗值、机组转动惯量等。

（2）交流励磁机额定容量，额定电压、电流和功率因数，额定频率，额定励磁电压和电流、交流励磁机空载和负载特性曲线、交流励磁机电枢开路时励磁绕组时间常数T’doe、激励方式、励磁绕组电阻、交流励磁机的同步电抗Xde、次暂态电抗X”de和负序电抗X2e等

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（3）副励磁机额定容量、额定电压、电流、额定功率因数，额定频率，外特性曲线、空载电压、输出额定电流时的端电压、输出强励电流时的端电压等。 （4）励磁变压器额定容量、一次和二次额定电压、短路电抗数据； 4.2.2用RTDS组成AVR闭环试验接线和系统参数确定 试验原理接线及要求见附录1。 系统参数确定方法：

5 自并励静止励磁系统性能检测试验的技术要求 5．0人机界面

能在线显示标准规定的状态量、监视量，模拟量以十进制表示，时间以秒表示，增益以实际增益表示或以标幺值表示，用标幺值表示时需表明基准值。参数能在线显示、修改和保存。内部事故记录可断电保存。具有满足试验的、安排在对外接线端子排上的接口（不少于1个A/D口。不少于1个D/A口，模拟励磁电流和励磁机励磁电流的接口）。

更完善的人机界面还应包括参数范围、缺省值、参数说明，功能模型，逻辑关系等。 5.1 静态检查性测试

5.1.1 AVR控制电压输出D/A频率响应特性测试

性能要求：当装置工作频率为25Hz时，D/A环节的相频特性的迟后角不得大于57.5°，即要求AVR的D/A输出迟后不能大于半个工频采样周期0.01s。推荐采用下列方法测试： （1）记录AVR的PID的计算周期,应不大于3.3-10ms。

（1） 采取措施屏蔽AVR电压控制主环的积分和微分功能，仅保留比例环节；

（2） 采用频谱仪施加白噪声后测量AVR输出信号D/A的频率特性，频率测量范围应大于25Hz。白噪声经过调节器的A/D加入到电压相加点，测量白噪声到AVR输出信号D/A的相频特性，是A/D和D/A相频特性之和。

（3） 设置积分和微分参数复测频率特性，检查模型参数的正确性 5.1.2 检查电压测量环节时间常数

性能要求：国标规定电压测量环节时间常数不大于30ms。 推荐检测方法如下：

（1） 用录波器同时监视和记录实际AVR电压测量环节输入和输出端，调整RTDS输出至三相电压平衡，且幅值为100V额定值；

（2） 用RTDS产生50%以上的阶跃量，启动录波器录制电压测量环节输出电压的变化，计算由阶跃开始到输出电压稳态值的0.368(下降) 和0.632(上升)倍时，所用的时间。其中上

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阶跃和下阶跃各做5次，最后取平均值：Tu=(Tu1+Tu2)/2。 注：本项试验也可用继电保护测试仪进行。

当采用交流采样时，AVR输出电压采样后立即经D/A输出。输出如一次达到稳定，取阶跃至完全响应时间作为一阶惯性环节的时间常数。输出如有多个台阶，以完全响应的时间的1/3作为一阶惯性环节的时间常数。由于对离散模型用连续模型表达，应在发电机空载阶跃校核中调整该参数，使得实际的和仿真的阶跃响应一致。 5.1.3 检查同步电压和脉冲波形

性能要求：脉冲间隔与设计误差不超过1°，测量脉冲幅值与设计误差不超过2% 推荐试验方法：用示波器检查。 5.1.4 移相触发环节特性检测

性能要求：国标要求数字式AVR移相触发环节应进行反余弦处理，即要求控制角的余弦与PID输出的控制电压Uc成线性比例关系，对自并励系统还要求控制角的余弦与发电机电压成反比关系（0～90°） 推荐检测方法如下：

（1） 用示波器同时监视同步电压Uca，和实际AVR移相触发环节+A相脉冲输出； （2） 调整实际AVR控制电压Uc、并用数字电压表测量，Uc的上下限应是+1和-1； 增益标定方法：额定电压为1pu，采样后为N点，PID采用实际增益，PID输出点数/N，反余弦移相电路的输入Uc上下限是+1和-1，对应控制角0度和180度。就是说，AVR标定与发电机空载额定无关。

PID -1 αMIN UR MIN Uc +1 Cos-1 αMAX UR MAX UR ? 1.35U2cos?/Ufb Uc经D/A输出，称Uc’，1puUc等于1V的Uc’。 RTDS接受Uc’模拟量后，在RTDS内部乘以1.35U2/Ufb转换为UR,再按照最小最大控制角确定URMAX和URMIN。 也可以把UR限制做到Uc上，上限等于cosαmin，下限等于cosαmax。 因Uc有限制，RTDS接受的模拟量信号不会越出±5V。

（3） 每间隔15°控制角，计算Uf=1.35U2COS(a)及Uc的变化量之比ΔUf/ΔUc， 要求ΔUf1/ΔUc1=ΔUfi/ΔUci,角度计算误差不超过发电机空载额定值的1.5%；

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（4） 改变U2应不影响ΔUf/ΔUc； （5） 测定最小和最大控制角；

（6） 采用分别切除同步信号，检查保留相的移相范围，确认同步回路采用各相独立的同步触发回路；

（7） 随机突变UC不少于5次，测量UC突变到控制角变化的时间，求得移相触发脉冲的更新周期（大型机组要求一般不大于3.3ms）。 5.1.5 AVR 比例增益检查试验

当AVR的增益不确定或对具体设置有疑问时，可以进行本项试验。要求测量误差≤5%。 推荐试验方法如下： 方法1：

（1）临时取消AVR中PID调节的积分和微分环节，同时降低AVR的直流或比例增益；如串联校正环节，令T1=T2，T3=T4，可取消积分和微分环节；若采用并联校正环节，设置Ki=Kd=0,或将积分和微分环节输出限制置零，同样可达到目的。AVR的增益可选择临时降低到预设值的1/5～1/10p.u.；

（2）实际AVR与RTDS闭环运行，调节AVR给定值由50%～105%变化，调整步长为10%； （3）用录波器分段平滑记录发电机定子电压Ut、PID控制电压Uc，并由AVR显示直读给定Vref值，计算 AVR的比例增益为 K’=(Uc1-Uc2)/[( Uref1-Ut1)-( Uref2-Ut2)]，最终值取多次计算的平均值：Kp=（ΣK’/N）*（1/5～1/10）( p.u.) 方法2：开环测试

AVR输出断开。当积分微分退出后，电压测量加入100%电压，检查电压给定100%时UC=0。进行电压给定阶跃，记录UC前后稳态值。注意：UC的上下限应是+1和-1。矫正环节的增益等于ΔUc/ΔUref。该增益应当与设定相同，如果与设定不相同，需要制造厂给出说明。比如ABB就不同，其在文件中说明实际增益等于KDC/顶值因子，并提供顶值因子的计算式。如果UC的上下限不是+1和-1，需要修正增益。 方法3：闭环测试

（1）临时取消AVR中PID调节的积分和微分环节，同时降低AVR的直流或比例增益； （2）进行发电机空载10%阶跃响应试验；

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（3）计算比例增益：Kp=ΔUc*/ΔUt*, 注：ΔUc*=(Ucmax-Uc0)/ Ucb。 其中：ΔUc*和ΔUt*分别表示Uc和Ut的变化标幺值。 5.2 发电机空载试验 5.2.1 标幺值确定

确定受测系统的标幺值主要是保证RDTS系统的安全性及后续试验的可信度。 性能要求：通过发电机电压突降获得调节器输出上限值Urmax。 推荐定标方法如下：

（1）RTDS运行平稳后与实际AVR联接，检查发电机空载及负载运行方式下静态数据准确、小扰动试验稳定、实际AVR各限制和附加控制环节无异常报警信号；

（2）保持发电机空载状态，将实际AVR中空载励磁电流限制、控制角限制、调压范围限制死区限制等各种限制全部退出，进行±20%阶跃响应试验；

（3）检查控制电压Uc是否达到极限、是否超过±5V限定值，控制角α是否已达确定限制值，定义符合要求的Uc最大输出值为cosαmin；

（4）进行大扰动试验，阶跃量为ΔUt*，此时应保证Uc达到上限时，Vr=Vrmax，但未出现饱和受限制情况。

当满足条件（4）时符合关系式：

（a） Vrmax=1.35U2/Ufb*(ΔUt*Kp+Uc0),Uc0为阶跃响应试验初始值。

（b） Vrmax/Uc=KR，KR为移相触发环节和可控硅整流器的综合增益，理论上当不计换相压降时有：Vrmax=1.35U2*cos(a)，U2*=U2/Ufb—励磁变二次电压标幺值。 （c） Vrmin实测值应等于按照最大控制角计算的Ur值。 5.2.2实际AVR自动零起升压试验

性能要求：国标规定发电机零起升压时，自动电压调节器应保证发电机电压最大值不大于额定值的110%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于10s. 推荐试验方法如下：

（1）在RTDS系统中，发电机转子出口正向限制上增加Uc*0.05的偏移量，使发电机转子获得初始电压；

（2）调节器投入自动方式运行、自动升压，录波观察发电机电压是否出现超调，记录达到稳态值的时间；

注：，当励磁调节器在试验室环境下控制逻辑不满足要求时，本项试验可以不做。

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5.2.3 发电机空载阶跃响应试验

行业标准规定：发电机空载阶跃响应，阶跃量为发电机额定电压的5%，超调量不大于阶跃量的30%，振荡次数不大于3次，上升时间不大于0.5s,调节时间不大于5s .较小的上升时间和适当的超调量有利于电力系统稳定，实际按照上升时间0.2-0.3s,超调量10%左右进行整定。

推荐试验方法如下：

（1）表述AVR电压控制主环的传递函数框图及参数设置；

（2）估算励磁系统稳态和动态增益。励磁系统稳态增益大于发电机同步电抗/电压静差率；励磁系统动态增益应满足当发电机电压下降15%时，励磁系统输出达到强励顶值，或者调节器输出达到Urmax。

（3）用实际AVR给发电机空载升压后，观察机端电压是否稳定。如果不稳定，调整PID参数，直到电压稳定为止，记录发电机空载额定电压时，磁场电压数据Uf0。

（4）进行5%阶跃响应试验，记录发电机定子电压Ut、磁场电压Uf，励磁机转子电压Uef 或控制电压Uc波形，计算性能指标。选择较小的上升时间和适当的超调量下的PID参数作为试验典型参数。 5.2.4 AVR输出线性度检查

性能要求：发电机空载阶跃试验中，励磁系统动态增益：KD=[（Ufmax-Uf0）/Ufb]/ΔUt*应保持不变，最大测量误差不应超过设定值的5%。式中Ufb、Uf0、Ufmax分别表示发电机磁场电压基准值、初始值和最大值，也可用Uc进行计算。 推荐试验方法如下：

（1）对实际AVR加入2～15%阶跃扰动，启动录波器录波，观察AVR的输出是否和加入的阶跃扰动量成正比关系。

（2）检查AVR输出波形对称性良好后，进行动态增益KD的计算。 5.2.5实际AVR与AVR模型之间空载阶跃响应对比试验

（1）根据以上试验确定的实际AVR参数，建立RTDS的AVR模型，进行与上述相同工况的空载阶跃试验。

（2）对比试验性能要求见表1

表1：发电机空载对比试验国标要求及入网检测标准 国标要求 品质参数

入网检测标准 参数范围 偏差允许值（=实测值-仿真值） 偏差允许值 11

Tup Tp Mp Ts(可选项) N (可选项)

全部 0～0.5s ＞0.5s 0～10% ＞10% 全部 全部 ±0.1s ±0.1s ±0.2s ±5% ±0.5Mp ±2s 不大于1次 ±0.05s ±0.05s ±0.1s ±2% ±0.2Mp ±1s 不大于0.5次 5.2.6 检查AVR参数改变时，对励磁系统性能的影响

国标规定PID调节的两种典型方式分别为：串联校正型和并联校正型，目前对这两种PID参数变化时的特性已基本掌握，因此只有在AVR软件编制不规范或硬件计算离散化步长过大，导致测量特性严重偏离理论值的情况下，才有必要进行本项试验。 推荐试验内容如下：

（1）将AVR的直流增益Kdc在试验典型参数±50%范围内变动，进行5%阶跃响应试验，比较机端电压达到90%稳态值时间T90% 、达到到最大值时间Tp、超调量Mp和动态增益KD的改变；

（2）将AVR的微分时间常数在试验典型参数±50%范围内变动，进行5%阶跃响应试验，比较T90% 、Tp、Mp和KD的改变情况；

（3）将AVR的积分时间常数在试验典型参数±50%范围内变动，进行5%阶跃响应试验，比较T90% 、Tp、Mp和KD的改变情况；

（4）对于串联校正型PID，可以在保持（1+T1S）/(1+T2S)不变的条件下，检查（1+T3S）/（1+T4S）比值关系发生变化时，T90% 、Tp、Mp和KD的改变情况。 5.2.7调节器手动调压范围测定

性能要求：国标要求手动调压范围是：下限不高于发电机空载额定励磁电流的20%，上限不低于发电机额定励磁电流的110%。

因实际系统中对发电机磁场电流有限制要求，且AVR的限制是以发电机负载工况下的额定磁场电流为基值进行控制的，故仅依靠发电机空载试验是不能检查全部调节范围的，必须分两段进行试验，推荐试验方法如下：

（1）发电机空载运行，调节器投入手动运行方式，检查转子电流测量环节的误差正常后，通过增磁把手进行减磁操作，将发电机电压减低到20%；进行增磁操作，将发电机电压升到额定值。整个过程应连续稳定。

（2）发电机并网运行，继续进行增磁操作，直到最大调整极限，记录AVR给定值Vref、发

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电机机端电压Ut、磁场电流If、有功功率P、无功功率Q等电量的数据，检查磁场电流If上限应满足要求。整个过程应连续稳定。 5.2.8调节器自动调压范围测定

性能要求：国标要求自动调压范围是发电机空载额定电压的70%～110%。 推荐试验方法如下：

（1）实际AVR投入自动运行方式，通过增减磁操作，将发电机电压从最低值升到最高值，并记录结果。整个过程应连续稳定。检查发电机空载时AVR自动调压范围与定值相符。 （2）调压速度检查：

国标规定：同步发电机在空载运行状态下，自动电压调节器和手动励磁调节器的给定值变化引起发电机电压变化的速度在每秒0.3%～1%的发电机额定电压之间。 检查实际AVR应满足上述要求。 5.2.9 调节器自动—手动切换试验

性能要求：机端电压在AVR切换过程中，波动幅值不应超过额定电压的1% 推荐试验方法如下：

（1） 实际AVR手动环节（即磁场电流恒定方式）按制造厂经验参数设置； （2） 调整发电机电压为空载额定值；

（3） 进行实际AVR自动—手动和手动—自动方式的切换；

（4） AVR切换过程中若出现较大的扰动，应补充进行AVR手动阶跃试验，并重新调整相关参数，直到满足要求为止。 （5） 确定AVR手动环节参数。 5.2.10 实际AVR手动阶跃响应试验

只在发现AVR手动方式不满足要求时，才有必要进行本项试验

性能要求：发电机空载AVR手动方式下10%阶跃试验，机端电压超调量≤30%。 5.2.11自动逆变灭磁试验

性能要求：AVR自动方式下逆变灭磁试验中，可控硅整流器的控制角α应达到最大值，且控制电压波形Uc在逆变过程中应平滑连续。 推荐试验方法如下：

（1）考虑到发电机转子电感效应，磁场电流不能突变、不应出现磁场电流负值，因此当发电机定子电压标幺值低于0.05时，将发电机磁场电流出口限制置为0，从而消除“正反馈”问题；

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（2）调节器投入自动运行方式，升压到额定值，启动实际AVR停机程序后录波，记录Ucmin、αmax及灭磁时间常数。

5.2.12 过激磁限制VFL及保护试验

性能要求：VFL（V/Hz）限制定值应与发电机保护相配合，有反时限或定时限延时（一般应采用不少于8点描述的反时限特性），限制动作时，定值应准确，测量限制动作时的机端电压与设置误差应小于1%，不应出现超调。对定时限和反时限分别进行测定。 推荐试验方法如下：

（1） 静态试验确认VFL限制定值：包括启动值、动作值、返回值及相应的延时时间；确定VFL介入AVR方式和介入位置；确认发电机在线或离线VFL均投入运行；确认VFL动作后PSS在线。

（2） 保持发电机频率为50Hz，缓慢增大AVR的Uref，直到VFL限制动作，检查启动值、限制动作值、返回值及时间的准确性；

（3） 降低原动机的转速，检查VFL限制动作准确性；

（4） 继续降低原动机的转速至45Hz以下，检查VFL保护的动作值及AVR行为； （5） 在VFL限定值附近进行2%～10%的电压阶跃试验，检查Ut和Uc波形是否异常，其中Uc波形应有明显的下调过程；

（6） 在VFL限定值附近进行频率突降2%～10%的阶跃试验，检查Ut和Uc波形是否异常。 （7）进行电压阶跃和频率阶跃，记录动作时间，核对反时限特性。

（8）根据AVR设计情况，可按DL684建议，在130%机端电压时检查VFL保护解列灭磁功能。 5.2.13 PT断线试验

性能要求：（1）软件诊断实测切换时间≤0.25s

(2) 扰动过程中，机端电压超过额定值10%的时间≤0.1s 推荐试验方法如下：

（1） 检查实际AVR的PT断线控制逻辑，确认试验接线方法；

（2） 根据AVR控制逻辑分别检查单PT断单相、双PT断不同相电压时励磁系统行为，直到AVR切手动运行。

（3） 检查录波图Uc由初始值上升到最大值，再由最大值返回的时间应小于0.25s,

Ut≥1.1Utn的时间应小于0.1s

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5.3 发电机负载试验： 5.3.1 测量精度检查

精度要求：以RTDS显示数据为准，AVR显示的发电机电压、电流精度≤0.5%,有功和无功显示精度≤1%。 推荐试验方法如下：

（1）实际AVR自动运行，增磁到额定电压后并网运行。观察有功、无功功率（或有功、无功电流）的测量值是否正确，若不准确进行精度调整。

（2）自动无功调节试验：在自动状态下通过增减磁按钮，改变无功输出值，观察调节是否稳定，记录测试结果。

（3）手动无功调节试验：在手动状态下通过增减磁按钮，改变无功输出值，观察调节是否稳定，记录测试结果。

5.3.2 负载工况下调节器自动—手动切换试验

性能要求：机端电压在AVR切换过程中，波动幅值不应超过额定电压的0.5%. 推荐试验方法如下：

（1）实际AVR手动环节按5.2.9项确定的参数设置； （2）调整发电机出力为额定值；

（3）进行实际AVR自动—手动和手动—自动方式的切换； （4）录波记录Ut、P、Q、Uc及If的变化数据。 5.3.3 静差率的测定

性能要求：标准规定汽轮发电机和水轮发电机励磁系统应保证同步发电机端电压静差率不大于±1%和±0.5% 推荐检测方法如下：

（1）发电机带额定负载,无功补偿功能退出，保持AVR给定值不变，记录额定磁场电压Ufn数值；

（2）发电机与系统解列，进行机组甩负荷试验，注意控制发电机的转速。启动录波，并记录解列前后机端电压Ut稳态值、最大值Utmax,磁场电压Uf及AVR的给定Vref值和机组运行工况；

（3）计算不同增益下自并励系统的电压静差率，

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ε（%）=[（Ut0-Utn）/Utn]*100%,

其中：Ut0 ------空载额定时，发电机的端电压

Utn ------额定工况下发电机的端电压

（4）估算静态增益：Δ=（Ufn-Uf0）/ Uf0, Ks=Δ/ε+1。 5.3.4调差特性试验

性能要求：国标要求：调差率范围应不小于±15% 国标要求的调差和电压测量环节模型为

Rc=0,无功电流和有功电流通过Xc起作用，但是后者作用可以忽略，上式变为Ut?Xc*IQ。调差的标定为额定定子电流。

另一种调差以功率计算，在发电机电压接近于100%时两者相等。调差的标定为额定视在功率。

调差影响测量还是给定，调差极性相反。 调差与电压测量采用相同的测量时间常数。 推荐检测方法如下：

（1）确定AVR程序中无功补偿系数（用KQ表示）的极性。对于发电机变压器组接线方式，当KQ为负值时，其整定数值越大，发电机端电压越高，无功负荷也越大；

（2）发电机在功率因数为零的情况下，带额定无功功率解列，注意控制发电机的转速。启动录波，并记录AVR给定值Vref、补偿度KQ、解列前后AVR显示的端电压测量值Vtr(kV)和录波器记录的机端电压最大值Utmax；

（3）调差率计算：D1=[（Ut0-Utq）/Utn]]In/IQ。

其中：Ut0 --------发电机空载时的端电压；

Utq --------额定无功下发电机的端电压； Utn---------发电机额定端电压；

（4）某些AVR由于未引入发电机主开关位置信号作为判据、或机组甩负荷后模拟电气量的判据使用不恰当，导致机端电压升高超过限制或保护定值、从而切换到AVR手动运行。出现这种情况时，必须要求修改程序，保证甩负荷后，AVR仍在自动方式运行，并应重新进行检

16

查试验；

（5）根据AVR使用环境，检查无功补偿环节投入后对电网特别是弱联系系统稳定的影响。 （6）检查调差环节的测量时间常数。静态，开环，输入100%发电机电压，电压测量和调差环节的输出经D/A输出至录波仪，突变无功，观察并测量其等效一阶惯性环节的时间常数。

??(Rc?jXc)I?。确认调差叠加在测（7）确认调差模型。U?Xc*Iq，U?XcQ，U量端还是给定端（调差极性）。

（8）进行负载下带调差的电压阶跃试验观察是否存在异常。 5.3.5 发电机甩负荷特性检查：

性能要求：国标规定在额定功率因数下，当发电机突甩额定负荷时，发电机电压超调量不大于15%额定值，振荡次数不超过3次，调节时间不大于10s。

本项目不必专门安排试验，仅将项目5.3.3和5.3.4的试验结果拿来计算即可；发电机电压超调量为：

甩额定负荷时超调量： Mp(%)=[(Utmax- Utn)/ Utn] *100%. 5.3.6 强励能力检查 * 对称性试验

性能要求：当发电机电压下降15%时，励磁系统应能在0.1s内输出达到强励顶值。 推荐检测方法如下：

（1）发电机带额定负载，进行实际AVR持续时间0.3s～0.5s、阶跃量为15%的扰动试验，录波记录机端电压Ut，磁场电压Uf、电流If和控制电压Uc的初始值及最大值。观察Uc最大输出应到顶值，计算Ifmax/If0的比值； （2）发电机主变高压侧近端三相短路0.1s响应试验：

发电机带额定有功、半载无功负荷运行，主变高压侧发生三相短路，选择过渡电阻使得机端电压最低值为0.8p.u,切除故障线路时间为0.1s，录波记录机端电压Ut、磁场电压Uf、电流If和控制电压Uc的初始值、最大和最小值及稳态值，发电机功角δ等变化情况。计算Ifmax/If0的比值和最大功角摆动值Δδmax.

（3）实测励磁系统暂态增益为：Kt=ΔUf*/ΔUt*=[（Ufmax-Uf0）/Ufb]/ΔUt* *不对称短路试验

性能要求：主变高压侧发生单相和两相短路故障时同步移相电路正确工作，不造成发电机停机。试验条件是采用AVR的同步移相电路提供触发脉冲至实际的三相全控桥。

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推荐检测方法如下：

（1）同步电压来自机端电压的对应相。

（2）设置短路点，使短路时机端电压最小值为50%，短路时间不小于0.1s，不应发生发电机停机；

（3）录制Uc、整流电压、发电机电压，观察整流电压各个波头都表示处于强励状态。 （2）实际AVR和AVR模型下的不对称短路试验，两者的励磁电压波动应基本相同，都能维持发电机运行；建议删除。因为AVR模型无法模拟非对称的同步移相环节。

（3）如（2）有显著差异，记录各相同步电压、对应各可控整流元件触发脉冲和元件主电压，分析差异原因

5.3.7 过励限制和过励保护功能检查

励磁调节器过励限制的整定原则是：应在发电机转子绕组过热前动作，应在励磁绕组过负荷保护和励磁变过流保护动作前动作，应在整流桥（n,n-1）过负荷前动作。强励持续时间符合设备和标准要求，大于发变组后备保护时间，强励倍数符合设备和标准要求，反时限特性符合要求。

由于发电机保持额定功率因数和视在功率，允许电压和频率在一定范围内变化，GB755要求对应的励磁电流是额定电流108%左右，因此110%Ifn以下各类限制和保护不应动作。

GB14285要求对300MW以上机组配置励磁绕组过负荷保护，并采用定时限和反时限两种方法进行限制：1）定时限保护-发信，可按Iop=1.1Ifn延时10s发信、Ifn以下返回设计； 2）反时限保护用于灭磁：可与转子绕组允许过流曲线一致，上限电流Iopmax等于1.0～1.1倍强励电流、 下限电流Iopmin等于1.05～1.1Iop,低于该值不动作。 根据以上情况本检测标准性能要求如下：

（1）过励瞬时电流限制规定为2倍发电机磁场电流额定值：即Ifmax=2Ifn； （2）过励反时限依据GB/T7064关于磁场电流反时限特性的规定，表2： 时间/s 磁场电流/额定磁场电流 10 2.09 30 1.46 2

2

2

60 1.25 2

120 1.13 （3）按照2倍9秒计算发热时间常数：C=T（If-Ifn）=9(2-1)=27,则规定磁场电流过励反时限特性为：T=27/（If-Ifn），即满足下表要求，表3： 时间/s 磁场电流/额定磁场电流 9 2.0 22 1.5 64.3 1.20 142 1.10 2

2

（4）过励反时限动作后，发电机磁场电流回调至1.1Ifn以下的时间不超过1～2s.

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推荐检测方法如下： （1）静态检查：

（a）电流测量精度，在100%-250%Ifn范围误差小于0.5%-1%Ifn，或小于制造厂规定的误差。

(b)检查顶值电流限制值

(c)检查反时限函数，应当满足[(If/Ifn)2?1]T?C，C值可以整定 (d)检查启动值，当大于启动值才进行反时限计算，启动值可以设定 (e)检查限制值，限制值一般小于等于额定值，也可以小于等于启动值

(f)检查限制信号，限制成功信号和限制失败信号，各自发出的条件和信号去向。限制失败信号一般按照超过顶值电流的切换应按照电流越限判断，超过反时限定值的应按照反时限发热量越限判断，切换在1s内完成

(g) 确定过励限制介入AVR方式和介入位置

（2）退出AVR中与过励磁有关的其它限制，如定子过流限制、过无功限制及控制角限制等； （3）调整实际AVR给定值使If＞1.1Ifn,检查连续运行的最大励磁电流限制功能应正确； （4）调整RTDS系统中过渡电阻阻值，使发电机出口三相短路的情况下，磁场电流水平满足试验要求；

（5）检查过励反时限动作特性满足表3要求，2Ifn瞬时电流限制值准确，反时限限制动作后磁场电流回调至1.1Ifn以下的时间不超过1～2s,否则调整过励限制环节增益和转子电流返回系数Tc；请参照交流励磁机过励限制试验内容6.5.7

（6）检查过励保护功能1：模拟整流桥n-2退出运行，当发电机磁场电流超过某值（如1.2Ifn）后,若在整定的时间（如2s）内，励磁电流限制器未奏效，应发报警信号并强制切换到手动，切换到手动后（如3秒固定延时）仍未奏效，应跳闸灭磁同时发报警信号；

（7）顶值电压倍数大于顶值电流倍数的励磁系统有过励保护功能，在瞬时电流大于定值，经小时间延迟后灭磁。检查过励保护功能2：模拟发电机转子直流侧短路，AVR应能提供信号进行灭磁操作；

(8) 检查过励保护功能3：过励反时限失败切换通道。

（7）误强励保护功能检查（AVR有此设计时检查）：当给定小于测量，且控制角小于设定值时，AVR判断为误强励，应进行通道切换或切至手动运行； 5.3.8 定子过电流限制功能检查

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AVR中定子过电流限制应先于发电机定子过负荷保护，并能区分进相和滞相下的过流，进相过流时AVR应增加励磁（由V形曲线特性确定），滞相下的过流则应减小励磁。 发电机定子持续过电流时间略大于转子持续过电流时间，标准规定汽机150%Itn下持续30秒，转子150%Itn下持续24秒；但规定定子允许过流到1.5倍数,转子允许过流到2倍。 本检测标准性能要求如下：

定子过电流限制应在转子过励限制后动作，并满足下表4定值配合要求： 表4：定子过电流限制计算：T= C/[It/ Itn）-1] If/IfN 1.1 1.2 1.5 1.8 2 2.08 过励限制 t(C=27)/s 142 64.3 22 12.2 9.06 定子过流限制 t(C=30)/s 143 68.2 24 转子过负荷能力 定子过负荷能力 等于转子过负荷保护 等于定子过电流保护 t(C=33.26)/s 158 75.6 26.6 14.8 11.09 10 t(C=37.5)/s 179 85.2 30 16.7 12.5 2

推荐检测方法如下： （1）静态检查

（a）电流测量精度，在100%-250%Itn范围误差小于0.5%-1%Itn，或小于制造厂规定的误差。

(b)检查反时限函数，应当满足[(It/Itn)?1]T?C，C值可以整定 (d)检查启动值，当大于启动值才进行反时限计算，启动值可以设定 (e)检查限制值，限制值一般小于等于额定值，也可以小于等于启动值 (f)检查限制信号，发出的条件和信号去向 (g) 确定定子过电流限制介入AVR方式和介入位置

（2）退出AVR中与定子过流有关的其它限制，如过励限制等； （3）检查定子过电流限制动作特性满足表4要求；

（4）检查定子过电流限制环节参数改变后对限制能力的影响；

（5）同时投入过励限制和定子过电流限制环节，检查发电机出口三相短路的情况下AVR动作行为；

（6）在发电机主变高压侧分别进行单相、三相短路，记录调节器的响应（可选项）试验。 注：当AVR中设置有过励磁限制（实际上是过无功限制）时，可参照本节试验方法进行，原

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2

42 43 44 45 46 47 48 49

三号机空载特性 （1）空载特性曲线

永磁机额定频率 永磁机额定电压 永磁机额定电流 永磁机功率因数 发电机空载额定时励磁电压 发电机空载额定时励磁电流 励磁机空载额定时励磁电压 励磁机空载额定时励磁电流 fp Upmg Ip cos Uef0 Ief0 Uefn Iefn Hz V A V*.* A*.* V*.* A*.* 400 180.4 240 0.875 16.6 40.7 17.6 43.1

（2）用有名值表示的发电机空载特性 Ug(kV) If(A) 10 356 13 468 15 553 18 690 20 798 21 882 22 985 23 1125 24 1290 25.86 1690 （3）用标幺值表示的发电机空载特性 Ugn=20kV，Ifb=710.82A, Ufb=137.97V Ug*(pu) If*(pu) 0.5 0.50 0.65 0.659 0.75 0.779 0.9 0.972 1 1.124 1.05 1.243 1.1 1.388 1.15 1.585 1.2 1.818 1.293 2.381 （4）饱和系数计算

SG1=Sg1.0=(Ifa-Ifb)/Ifb=(794.96-710.82)/710.82=0.118(pu) SG2=Sg1.2=(Ifa'-Ifb')/Ifb'=(1297.48-852.98)/852.98=0.52(pu) 三号机励磁机空载特性 (1) 空载特性曲线

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(2) 用有名值表示的励磁机空载特性 Uf(V) Ief(A) 130 11.97 240 22.1 350 32.6 460 43.4 600 56.8 700 67 800 77.8 850 83.4 900 88.7 930 92.5 (3) 用标幺值表示的励磁机空载特性，Ufb=137.97V,Iefb=12.7A, Uefb=5.46V

Uf*(pu) Ief*(pu) 0.942 0.942 1.74 1.739 2.537 2.565 3.334 3.415 4.349 4.47 5.074 5.272 5.798 6.122 6.161 6.563 6.523 6.98 6.741 7.279 (4) 励磁机饱和系数计算

SE1=SEmax=(Iefa'-Iefb')/Iefb'=(92-85.34)/85.34=0.078(pu) SE2=SE0.75max=(Iefa-Iefb)/Iefb=(66.46-63.97)/63.97=0.039(pu) (5) 励磁机换相电抗系数计算 用基本参数表中数据可计算得：

Kc=(3(Xd\2)×Ue×Ifb)/(2πUfb×Sen)

=3×(0.1925+0.216)×450×710.82)/(2×3.14159×138×1670000)=0.1219 (6) 励磁机去磁系数计算 现场实测数据为：

发电机空载额定时，转子电压Uf0=137.6V，励磁机励磁电流Ief0=40.7A,在此电流下断开发电机灭磁开关后，在励磁机空载特性曲线上可查的Uef0=432.61V，因此可算出： KD'=(Ufe0-Uf0)/Uf0=(432.61-137.6)/137.6=2.144

故励磁机换相系数为：KD=KD'-Kc=2.144-0.1219=2.022

2

2

三号机发电机时间常数测量

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实测3号发电机时间常数为Td0’=7.73s。 三号机励磁机时间常数测量

实测3号励磁机时间常数约为：TE0=1.1s

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则上不应影响强励能力。 5.3.9欠励限制试验

发电机进相运行后，随着机端电压的降低，将逐步发生厂用电及高压母线电压过低、功角增大、端部发热等，若不加以限制还可能引起失磁保护动作甚至静稳破坏，因此合理设计并整定AVR中欠励限制定值，保证静稳极限并留有裕度、且在机组失磁保护动作前动作，是保证系统稳定和机组安全的重要手段。 性能要求：

（1）欠励限制实测动作值与AVR设置定值误差≤10%；

（2）在欠励限制动作工况下，系统在-10%以下阶跃扰动中不应出现发散振荡现象； （3）在静稳极限功率20%以下工作时，AVR输出平稳。 推荐检测方法如下：

（1）确认欠励限制环节（UEL）制动特性为：a)直线型（Q=-KPU+Q0U），

b)圆形（P+（Q0U-Q）=(rU), c)功角型（Q=ctgδPU+ Q0U）。

（2）欠励限制（UEL）整定下限按P=0，Q=-1/3Qn,P=Pn,Q=-(0～0.05)Qn设置，上限按静稳极限功率80%Pmax考虑。（此处与交流励磁机欠励试验6.5.6(1)(2)内容不一，建议按照交流励磁机欠励试验内容修改。后续试验内容最好与交流励磁机欠励试验内容统一） （3）定值准确性检查：保持有功功率在某值下不变，改变AVR电压给定值或提高系统侧电压，从而改变无功的输出值，直到欠励限制动作；录波记录Q动作值，和Vref、Vt、It、P、Vc等电气量；为保证检测准确性应将最小励磁电流限制等退出；检查欠励保护动作条件是否与设计一致，参数应可调（有条件时对RTDS发电机设计固定的失磁保护，比较不同调节器、不同UEL、不同欠励保护会否出现失磁保护先动作情况）；确定欠励限制介入AVR方式和介入位置

（4）大小扰动检查：在欠励限制点附近，在不同调差设定值下进行-2～-10%阶跃扰动试验，调整UEL动态参数，UEL可以延时动作，动作则应快速平稳，不发生多次振荡，记录初始有功P0，机端电压Ut的最小、最大和稳态值，无功Q的最小、限制和稳态值以及所需时间t等；

（6）在系统静稳工作点附近，进行-2%～-10%阶跃扰动试验，比较UEL投/退情况下的响应结果；分析试验数据，确定是否需要进行参数优化；

（7）检查欠励保护的动作情况：在发电机进相深度增加时，由于UEL环节增益偏小或AVR

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2

2

2

2

2

2

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2

工作通道硬件故障，将导致无功限制不住、切换至备用或手动通道工作的现象，应通过试验校核UEL环节参数；

（8）定子电流V型限制特性检查：当发电机进相深度足够大时，其定子电流发生V型反转，检查此限制的有效性；

（9）最小励磁电流限制功能检查：

a)退出或屏蔽UEL限制功能，检查发电机进相时此环节限制功能有效性及准确性； b)检查UEL和最小励磁电流限制匹配特性；

c) 检查最小励磁电流限制动作后是否引起欠励保护动作。 （10）检查AVR手动无功限制功能，包括准确性和有效性检查。

5.3.10 电力系统稳定器（PSS）试验

性能要求：

（1）PSS环节应具有手动投退功能并可按发电机有功功率自动投退；

（2）应能接受外部试验信号，并在AVR内部设置信号投切开关，能进行励磁系统无补偿频率特性测量；

（3）能在线显示、修改和保存PSS设置参数；

（4）PSS信号测量时间常数应小于40ms,调节无死区，输出噪声应小于±0.005p.u； （5）PSS应能在0.1～2Hz范围内有效提供正阻尼。有效性判别：有PSS的振荡频率是无PSS振荡频率的95%～110%，有PSS的阻尼比提高大于0.1～0.2；

（6）反调要求：发电机有功功率快速变化时， 无功功率变化量小于30%额定值，机端电压变化量小于3%～5%额定值。

（7）PSS工作时，不应对AVR其它限制环节产生不利影响。 推荐试验方法如下：

（1）确认信号基准值（Sn，fn，ωn）,PSS输出加入AVR的位置，人为制造系统功率（转速）振荡，频率在0.2-2Hz中选几点，输出PSS的转速测量信号与实际转速进行比较，检查调节器转速计算的正确性，幅值偏差小于10%，相位偏差小于5度。对单输入信号的PSS用开环的方法，进行有功功率或频率信号阶跃突变，录制测量量的响应，计算测量环节的时间常数，应小于40ms。用频率特性测试方法测定PSS环节，确认其模型参数与设计一致。 （2）实际AVR投入自动运行方式，发电机带负荷80%以上；

（3）分别在发电机最大和最小运行工况下，用频谱仪通过加白噪声的方法，测量发电机励磁系统在0.1～2Hz范围内无补偿频率特性；

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（4）确认PSS模型结构（PSS1、PSS2或PSS3型），适当选择参数，进行PSS环节有补偿频率特性计算，分析和计算补偿后的励磁系统频率特性改善情况；

（5）分别在发电机最大和最小运行工况下，进行励磁系统2%～5%的无补偿电压阶跃扰动试验，主要录制Ut、P、Q、Uf和Uc等电气量，记录和计算在本机振荡模式下的频率值，计算阻尼比；

（6）将PSS增益临时设置为2～5p.u,手动投入后逐渐增加机组有功出力，记录PSS自动投入时的有功功率值，观察投运后输出噪声满足要求；

（7）分别在发电机最大和最小运行工况下，用2%～5%的电压阶跃扰动，检查PSS投入后系统的阻尼变化：也可参考下表5初步进行阻尼比的估算： 表5按有功振荡次数估计阻尼比 振荡次数 阻尼比

（8）PSS临界增益检查

PSS投入后，逐步增加PSS输出的增益，直到磁场电压Uf振荡发散为止，整定PSS增益为临界增益的1/3～1/5； （9）PSS反调试验检查

快速调整RTDS中原动机模型，使有功功率快速变化，录波检查AVR输出及无功功率不应有较大变化，且ΔQmax≤30%Qn，ΔUt≤3%～5%Utn.

下列数据供试验参考：

国内汽轮机组允许的负荷调整率一般为： 3%Pn/ min：300MW机组； 5%Pn/ min：500MW以上机组； 100MW/min：RB（相当于故障甩负荷）。

（10）检查PSS投入后抑制0.6Hz以下低频振荡的效果。采用下列方法进行试验： a)在RTDS系统中增加试验机组侧的并联运行机组为10～20台，逐渐增加线路有功输送容量，可检验0.4Hz～0.6Hz范围内PSS抑制低频振荡效果；

b)在上述基础上，增加各台机组的转动惯量，可检验0.13 Hz～0.4Hz范围内PSS抑制低频振荡的效果。

注：若AVR中频率测量软件计算不准确，将导致PSS不能抑制0.6Hz以下低频振荡。

0.5 0.69 1 0.48 1.5 0.3 2 0.23 3 0.16 5 0.10 23

（11）检查欠励限制环节对PSS的影响

AVR中PID电压控制主环与欠励限制环节有两种切换方式，第一种方式：高通竞比门位于PID后，当UEL动作后，由于其输出值大于电压环PID输出，结果导致原PID退出运行，PSS作用也随之失效；第二种高通门位于PID前，当UEL动作后，仅仅原AVR电压给定部分退出运行， PSS和PID仍保留在控制环内，但运行参数可能发生变化。本项检查只针对第二种UEL结构进行特性试验。

a) 减小AVR给定使发电机进相到UEL定值附近，改变系统电压使UEL动作；

b) 进行-5%电压扰动试验或用RTDS突然升高系统侧电压以同样造成机端电压的负方向阶

跃扰动，检查PSS投入与否，系统阻尼的变化情况；

c) 可选项：在UEL动作条件下，检查PSS投入与否对系统静稳极限的影响，记录发电机

功角改变值；

d) 可选项：在UEL动作条件下，检查PSS输出有反向限制时，对抑制低频振荡的效果及

阻尼改善情况。 5.3.11负载对比扰动试验 性能要求：

（1）发电机负载仿真对机端电压Ut波形要求可参照5.2.5节表1的数据；

（2）负载仿真时有功功率P波形的要求：标准要求为：“发电机带额定有功负荷，进行有、无PSS的2%发电机额定电压阶跃仿真计算。比较发电机有功功率的振荡频率和衰减阻尼比。两种模型的频率相对偏差不大于10%；原型模型阻尼比小于0.1的，阻尼比相差不大于0.02；原型模型阻尼比大于0.1的，阻尼比相差不大于0.05。” 推荐试验方法如下：

（1）确定RTDS中“AVR模型”参数和“实际AVR”参数一致，并保证在此参数下发电机空载仿真结果满足要求；

（2）对AVR模型分别进行发电机最大和最小运行工况下，2%～5%的无补偿电压阶跃扰动试验，主要录制Ut、P、Q、Uf和Uc等电气量，记录和计算在本机振荡模式下的频率值，计算阻尼比；

（3）对AVR模型分别进行发电机最大和最小运行工况下，2%～5%的电压阶跃扰动，检查PSS投入后系统的阻尼变化；

（4）分析比较实际AVR和AVR模型的试验录波图，各主要关注电气量变化应一致、满足性能指标要求。

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5.3.12 SEDC功能检查性试验（可选项）

研究表明对于长距离输电，为提高线路输送能力需要投入串联补偿设备，但是又可能由此产生发电机组的次同步振荡（SSR），为解决SSR问题，有关部门提出了使用SEDC的补救方案，即在AVR的PID电压相加点前加入一种类似PSS的相位补偿装置称为SEDC，利用SEDC的相位调节能力来有效阻尼机组的次同步谐振。本试验专门检查对AVR的影响。

性能要求：SEDC投入后不能影响AVR的正常工作和发电机组的正常运行。静态时机端电压扰动不超过额定值的1%，发生SSR现象时，磁场电压扰动小于80%额定值。 推荐试验方法如下：

前面的试验，发电机组轴系为单刚体模型，本项试验要求发电机轴系采用多刚体模型。 5.3.12.1 SEDC本体试验

（1）根据发电机及其轴系参数，整定SEDC模型及参数； （2）对SEDC进行频率特性测试。

（3）通过降低发电机转子轴系阻尼，激起次同步谐振，投入/退出SEDC，试验研究SEDC阻尼SSR的效果；

（4）根据SEDC的原理框图，在RTDS中建立SEDC仿真模型，进行（3）的试验，比较理论SEDC和实际SEDC的控制效果。

5.3.12.2 SEDC性能与常规AVR功能之间的协调 （1）5%负载阶跃扰动试验；

（2）强励能力检查，发电机带额定负荷，进行实际AVR的持续时间0.3s,阶跃量为15%的阶跃扰动响应试验；

（3）发电机主变高压测近端三相短路0.1s响应，发电机带额定有功负荷，进行主变高压测近端三相短路，0.1s切除故障线路；

（4）5%负载阶跃扰动试验，比较PSS投入\\退出，SEDC投入\\退出情况； （5）0.1~2Hz低频振荡试验。 5.13 录波和事件记录功能（可选项）

（1）试验录波：可选记录量，包括AVR内有地址的量；可选记录长度和分辨率（最小不大于10ms）；实时显示，Y和X数据测量，数据保存，打开已存文件，停电保存等； （2）故障录波：除（1）功能外，可选单启动条件或者组合启动条件，如开关量突变，模拟量越限等；

（3）事件记录：分辨率1ms；

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（4）有对时功能。

6 交流励磁机励磁系统性能检测试验的技术要求

交流励磁机励磁系统性能检测包括有刷和无刷励磁系统，当受检励磁系统的模型与国标不一致或有特殊要求时，制造厂有责任提供详细的数学模型及相关计算说明。

与自并励静止励磁系统比较，交流励磁机励磁系统主要是增加了励磁机及相应的反馈环节，因此交流励磁机励磁系统性能检测试验重点关注与此相关的项目，原则上不再重复自并励静止励磁系统的常规检测内容。

一般情况下交流励磁机励磁系统为它励系统，故RTDS中接入的实际AVR的同步信号应采用它励电源。 6.1 确定模型

（1）确定在交流励磁机励磁系统性能检测中AVR的PID校正环节的数学模型；

（2）确定励磁系统稳定器采用的反馈校正形式（即反馈采用励磁机励磁电压还是励磁电流，是硬反馈还是软反馈等）；

（3）确定反馈校正的具体输出位置。 6.2 标幺化处理 （1）总体处理原则是：

Uc和Ur确定的原则同自并励系统。 （2）确定标幺值

在RTDS系统中建立交流励磁机功率单元的详细模型，输入为Ur，输出励磁机励磁电流信号为Uie。

具体实现：设Uc上下限为+1和-1，或者cosαmin和cosαmax。Uc经D/A输出，称Uc’，

U2/Uefb转换为1puUc等于1V的Uc’。RTDS接受Uc’模拟量后，在RTDS内部乘以1.35UR，再按照最小最大控制角确定URMAX和URMIN。Uefb为励磁机励磁电压基准值。

也可以在RTDS内部乘以1.35U2/Uef0，再乘以(1+Kc+Kd）转换为UR。Uef0为发电机空载额定下的励磁机励磁电压。

励磁机励磁电流的标定：RTDS的励磁机励磁电流信号Uie按照Uc’相同的D/A和A/D转换系数为AVR数字量，即为励磁机励磁电流值Ief(pu)，其基准值即为Iefb。

（3） 检查实际定标结果1：改变Uc，记录Uc、Uc’和Ur，他们之间的关系符合标定，Uc达到限制值时Ur也达到限制值，且Uc’在±5V范围内。

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（4）检查实际定标结果2：开启RTDS，调节Uc使得发电机空载额定运行（Uf=1），检查Uie= Ief(pu)=1+Kd+Kc，测量模拟量，推算9*（1+Kd+Kc ）下RTDS输出模拟量在±5V范围内。 XXX 励磁机励磁电流（电压）测量环节

性能要求：励磁机励磁电流（电压）测量环节时间常数不大于30ms. 推荐检测方法同5.1.2。 XXX 移相触发环节

采用与实际相同频率和电压的同步电压信号进行检查。 检查方法同5.1.2同5.1.3。 6.3 选择受检测AVR的试验参数 6.3.1 参数选择原则

（1）励磁系统稳态增益大于（发电机同步电抗/电压静差率）。

（2）按照开环发电机电压突降15%达到励磁系统顶值，或者达到最小控制角，估算励磁系统动态增益最小值，或者调节单元最小的动态增益。

（3）硬负反馈的增益使得励磁机励磁回路时间常数减少到0.1s～0.2s。

（4）发电机磁场电压（励磁机磁场电流）软负反馈单元的传递函数为Kf Tf s/(1+ Tf s)，，一般Kf取0.01～0.1，Tf 取0.5s～2s

（5）发电机空载电压阶跃响应指标符合标准规定：交流励磁机励磁系统的电压上升时间不大于0.6s，振荡次数不超过3次，调节时间不超过10s，超调量不大于40%。

（6）在机组近端短路0.1s切除故障线路过程中，主变高压侧电压恢复较快，励磁机励磁电压反调作用不应过大。 6.3.2 参数选择试验

（1）如采用励磁机励磁电流硬反馈，选择反馈环前向增益KB和反馈系数KH，使得TE/（1+KB*KH）在0.1s～0.2s。

（2）按励磁系统稳态增益大于（发电机同步电抗/电压静差率），初步确定稳态增益，此处电压静差率取0.5%。

（3）选择PID参数，按照阶跃扰动不使励磁系统进入非线性区域来确定阶跃量，进行发电机空载2%～5%阶跃扰动试验，检查发电机电压响应情况。行标要求交流励磁机励磁系统的电压上升时间不大于0.6s,振荡次数不超过3次，调节时间不超过10s，超调量不大于40%。 （4）检查动态增益，开环进行+15%电压阶跃，观察调节器输出值是否始终保持顶值电压对应值之上。

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（5）在机组近端短路0.1s切除故障线路过程中，主变高压侧电压恢复较快。励磁机励磁电压反调作用不应过大。

（6）记录最终选择的AVR试验参数作为典型值。 6.4 交流励磁机励磁系统在发电机空载时的试验 6.4.1 AVR自动零起升压试验

性能要求：国标规定发电机零起升压时，自动电压调节器应保证发电机电压最大值不大于额定值的110%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于10s. 推荐试验方法如下：

（1）准备好录波器，记录发电机定子电压Ut，转子电压Uf、电流If,励磁机励磁电压Uef、励磁电流Ief；

（2）调节器投入自动方式运行、自动升压，录波观察发电机电压是否出现超调，记录达到稳态值的时间。 6.4.2 线性度检查

（1）进行发电机空载阶跃扰动试验，阶跃量最大应不导致调节器进入非线性范围，逐次减少阶跃量；

（2）检查控制电压Uc的变化符合线性度要求。

6.4.4 调压范围检查（带励磁机磁场电流/发电机磁场电压反馈的AVR一经整定后不能退出反馈运行，同样，不带励磁机磁场电流/发电机磁场电压反馈的AVR一经整定后不能投入反馈运行。因此，有无反馈一套参数完全不同。如果该制造厂可选带或不带反馈AVR，则分别进行两套参数下的试验。）

（1）确认AVR中同步信号已采用它励电源；

（2）AVR为自动方式，采用上述典型值作为试验参数；

（3）在0.1～1.3pu范围内改变AVR给定值，检查机端电压应平稳上升。 6.4.5 改变AVR参数检查对调节品质的影响

（1）选择6.3.2节（4）的AVR试验参数作为典型值；

（2）在典型值基础上，将AVR增益改变±50%，进行发电机空载2%～5%阶跃扰动试验，检查对电压调节品质的影响；

（3）在典型值基础上，改变AVR积分增益或积分时间常数，进行发电机空载2%～5%阶跃扰动试验，检查对电压调节品质的影响；

（4）在典型值基础上，改变AVR微分增益或微分时间常数，进行发电机空载2%～5%阶跃扰

28

动试验，检查对电压调节品质的影响；

（5）在典型值基础上，改变反馈环节参数，检查对电压调节品质的影响。 6.4.6 AVR空载切换试验

性能要求：机端电压在AVR切换过程中，波动幅值不应超过额定电压的1% 推荐试验方法如下：

（1）实际AVR手动环节（即磁场电流恒定方式）按制造厂经验参数设置； （2）调整发电机电压为空载额定值；

（3）进行实际AVR自动—手动和手动—自动方式的切换；

（4）AVR切换过程中若出现较大的扰动，应补充进行AVR手动阶跃试验，并重新调整相关参数，直到满足要求为止。 （5） 确定AVR手动环节参数。 6.4.7 发电机空载频率特性检查

国标要求：当发电机频率变化范围是-6%～+4%时，频率每变化1%，机端电压的变化应不超过额定值的±0.25%。

（1）实际AVR投入自动运行，将电压升到额定值，改变原动机的转速，注意用RTDS频率调整时，不宜调整过快，否则伏/赫限制动作；

（2）在44.0～52.0Hz范围内，记录机端电压的变化情况。

（3）发电厂反措要求 “当发电机频率低于45Hz时，励磁系统应能逆变灭磁”，检查实际AVR是否具有此能力。 6.4.7 逆变灭磁试验

（1）调整发电机电压为额定值； （2）进行发电机逆变灭磁试验；

（3）检查逆变灭磁时间常数Tm0=Td0',且可控硅控制角α=αmax。 6.4.8 实际AVR与模型AVR的空载对比试验

（1）将RTDS中模型AVR参数设置与实际AVR完全相同； （2）对模型AVR进行发电机空载2%～5%阶跃扰动试验； （3）比较模型AVR与实际AVR阶跃响应的异同；

（4）若模型AVR与实际AVR阶跃响应差异过大，应分析原因，修改AVR程序或参数后，再次进行对比试验，直到满足表1要求为止。

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6.5 交流励磁机励磁系统在发电机负载时的试验 6.5.1 带负荷调整试验 （1）自动无功调节试验：

在自动状态下通过增减磁按钮，改变无功输出值，观察调节是否稳定，记录试验结果。 （2）手动无功调节试验

在手动状态下通过增减磁按钮，改变无功输出值，观察调节是否稳定，记录试验结果。 （3）调整RTDS模型和实际AVR自动方式下的给定值，使得发电机在额定功率因数下运行。启动录波器后，连续手动减小给定值，直到Q=0，记录Q=F（t)和Ut=F（t)曲线，为以后的数据库进行数据积累。 6.5.2 负载工况下切换试验

（1）发电机并网带负荷后，进行调节器自动--手动--自动的切换试验，机端电压不应出现大于1%的波动；

（2）若制造厂提供了两套AVR，还应进行通道之间的切换试验。 6.5.3 负载阶跃扰动试验

行标规定：发电机额定工况运行，阶跃量为发电机额定电压的1%～4%，阻尼比大于0.1,有功波动次数不大于5次，调节时间不大于10s。

（1）进行1%～4%额定电压阶跃扰动试验，记录发电机定子电压Ut，转子电压Uf、电流If,励磁机励磁电压Uef、励磁电流Ief，有功功率P和无功功率Q的变化波形，观察是否稳定。 （2）对上述试验结果进行分析，以确定是否有必要进一步优化AVR参数。 6.5.4 甩负荷试验

行标规定：发电机甩额定无功负荷时，机端电压不大于甩前机端电压的1.15倍，振荡不超过3次。（指无功补偿系数为零下的试验）

（1）无功补偿系数为零，调整RTDS模型参数和AVR给定值，使发电机无功功率为额定值； （2）进行发电机甩负荷试验，检查是否满足标准要求；

（3）无功补偿系数为零，发电机在额定功率因数下运行，AVR的Vref=1；通过甩负荷试验计算电压静差率，并检查静态增益Ks=Xd/ε是否满足标准要求，大于200倍（祥见5.3.3)； （4）比较反馈环节投入与否对机组甩负荷试验特性的影响。 6.5.5 实际AVR与AVR模型的负载比对试验

（1）整定RTDS中AVR模型参数，使其与实际AVR参数一致；

（2）进行发电机负载1%～4%阶跃扰动试验，比较实际AVR与AVR模型阶跃响应的异同，技

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序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 参数名称 发电机型号 发电机组转动惯量 发电机有功功率 发电机视在功率 额定电压 额定电流 转子额定电压 转子额定电流 空载额定转子电流 空载额定转子电压 直轴同步电抗 横轴同步电抗 直轴暂态电抗（饱和值） 直轴暂态电抗（非饱和值） 横轴暂态电抗（饱和值） 横轴暂态电抗（非饱和值） 直轴次暂态电抗（饱和值） 直轴次暂态电抗（非饱和值） 横轴次暂态电抗（饱和值） 横轴次暂态电抗（非饱和值） 负序电抗（饱和值） 负序电抗（非饱和值） 零序电抗（饱和值） 零序电抗（非饱和值） 发电机转子直阻（75℃） 直轴开路暂态时常数 横轴开路暂态时常数 直轴开路次暂态时间常数 横轴开路次暂态时常数 直轴短路暂态时常数 横轴短路暂态时常数 直轴短路次暂态时间常数 横轴短路次暂态时间常数 代号 Tj P Q Ug Ign Ufn Ifn If0 Uf0 Xd Xq Xd’ Xdu’ Xq’ Xqu’ Xd” Xdu” Xq” Xqu” X2 X2u X0 X0u Rf Td0’ Tq0’ Td0” Tq0” Td’ Tq’ Td” Tq” 单位 秒 MW MVA kV A V A A V p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u Ω 秒 秒 秒 秒 秒 秒 秒 秒 机组数据 DFSN-600-2-2C 8.312 600 667 22 17505 400(90℃) 4387 1798 153(75℃) 1.896 1.896 0.2452 0.2786 0.2452 0.2786 0.1826 0.1985 0.1826 0.1985 0.2045 0.2223 0.0882 0.09284 0.08867 8.45 0.1742 0.1742 1.1 0.145 0.0375 0.0375 2810 1910.8 自并励 6600 22/830 93.82/1994.04 8.35 1.2倍额定电压时计及饱和影响的励磁电流If（空载）A 1.2倍额定电压时不计饱和影响的励磁电流If（空载）A 33 34 35 36 37 38 39

励磁方式 励磁变型号 励磁变额定容量 励磁变变比 励磁变额定电流 励磁变短路电抗 整流柜顶值电压 S K XT Vceiling 36

kVA kV/V A/A % V 40 41 42 43 44 整流柜顶值电流 整流柜顶值电流持续时间 发电机CT变比 发电机PT变比 转子分流器变比 Iceiling 秒 K1 K2 K3 A 秒 kA/A kV/V A/mv 注：上表1和表2中数据全部来自制造厂正式技术资料。 （1）空载特性曲线

（2）用标幺值表示的发电机空载特性：Ugn=22kV，Ifb=1575A, Ufb=1575*0.08867=139.65V （3）饱和系数计算

SG1=Sg1.0=(Ifa-Ifb)/Ifb=(1813-1575)/1575=0.15 (pu) SG2=Sg1.2=(Ifa'-Ifb')/Ifb'=(2810-1910.8)/1910.8=0.4706(pu) （4）自并励系统换相电抗系数Kc反映了整流器换相时压降情况，计算比较简单 公式为：KC=Xp=(3UkU2Ifb)/(πUfbSn)= (3UkU2)/(πSnRf)。 机组计算数据如下:

Kc=(3*0.0835*830)/(3.14*6600000*0.08867)=0.0939(pu) 扭振频率1：13.6Hz，扭振频率2：25. Hz，扭振频率3：30.8Hz

22

2

2、自并励系统基本数据2（P=300MW） 序号 参数名称 代号 单位 机组数据 37

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43

发电机型号 发电机组转动惯量 发电机有功功率 发电机无功功率 额定电压 额定电流 转子额定电压 转子额定电流 空载额定转子电流 直轴同步电抗 横轴同步电抗 直轴暂态电抗（饱和值） 直轴暂态电抗（非饱和值） 横轴暂态电抗（饱和值） 横轴暂态电抗（非饱和值） 直轴次暂态电抗（饱和值） 直轴次暂态电抗（非饱和值） 横轴次暂态电抗（饱和值） 横轴次暂态电抗（非饱和值） 负序电抗（饱和值） 负序电抗（非饱和值） 零序电抗（饱和值） 零序电抗（非饱和值） 发电机转子直阻（75℃） 直轴开路暂态时常数 横轴开路暂态时常数 直轴开路次暂态时间常数 横轴开路次暂态时常数 直轴短路暂态时常数 横轴短路暂态时常数 直轴短路次暂态时间常数 横轴短路次暂态时间常数 励磁方式 励磁变型号 励磁变额定容量 励磁变变比 励磁变额定电流 励磁变短路电抗 整流柜顶值电压 整流柜顶值电流 整流柜顶值电流持续时间 发电机CT变比 发电机PT变比 S K XT Vceiling Iceiling 秒 K1 K2 38

QFSN-300-2-20 Tj P Q Ug Ign Ufn Ifn If0 Xd Xq Xd Xdu’ Xq’ Xqu’ Xd” Xdu” Xq” Xqu” X2 X2u X0 X0u Rf Td0’ Tq0’ Td0” Tq0” Td’ Tq’ Td” Tq” 秒 MW Mvar kV A V A A p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u Ω 秒 秒 秒 秒 秒 秒 秒 秒 kVA kV/V A/A % V A 秒 kA/A kV/V 8.3 300 186 20/(8号机Ug=19kV) 10190/(8号机Ign=10725) 463 2203 815 2.047* 1.930 0.2688* 0.2987* 0.37 0.4177 0.1618 0.1789* 0.1750 0.2672* 0.1974 0.2028* 0.737 0.828* 0.1949* 6.2* 0.76 0.04* 0.075 0.878* 0.145 0.035 0.035 自并励 3250 20/941 93.82/1994.04 6.5 1158 3525 10（6号机为新型号STR-2000） 15/5 20/100 IBC726（意大利制造） 44 转子分流器变比 K3 A/mv 4000/75 (6号机：3000/75) 注：上表1和表2中数据全部来自制造厂正式技术资料，其中“*”是型式试验数据，而“*.*”则是现场实测数据。 （1）空载特性曲线

（2）用有名值表示的发电机空载特性 Ug(kV) If(A) 8.35 292 12 420 16 595 18 692 20 797 21 867 22 950 23 1070 24 1230 25.45 1540 （3）用标幺值表示的发电机空载特性：Ugn=20kV，Ifb=696.94A, Ufb=135.63V Ug*(pu) 0.42 0.6 0.8 0.9 1 1.05 1.1 1.15 1.2 1.272 If*(pu) 0.42 0.604 0.855 0.994 1.145 1.246 1.365 1.538 1.768 2.213 （4）饱和系数计算

SG1=Sg1.0=(Ifa-Ifb)/Ifb=(794.96-696.94)/696.94=0.141(pu) SG2=Sg1.2=(Ifa'-Ifb')/Ifb'=(1223.34-836.32)/836.32=0.463(pu) （5）自并励系统换相电抗系数Kc反映了整流器换相时压降情况，计算比较简单 公式为：KC=Xp=(3UkU2Ifb)/(πUfbSn)= (3UkU2)/(πSnRf)。 机组计算数据如下:

Kc=(3*0.065*941)/(3.14*3250000*0.195)=0.087(pu) （6）Td0=6.2s

3、三机常规励磁系统基本数据

序号 参数名称 代号 单位 3号机 2

2

2

39

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 发电机型号 发电机有功功率 发电机无功功率 额定电压 额定电流 转子额定电压（100℃） 转子额定电流 空载额定转子电压 空载额定转子电流 直轴同步电抗 直轴暂态电抗（饱和值） 直轴暂态电抗（非饱和值） 直轴次暂态电抗（饱和值） 直轴次暂态电抗（非饱和值） 负序电抗（饱和值） 负序电抗（非饱和值） 零序电抗（饱和值） 零序电抗（非饱和值） 75℃转子直阻 直轴开路暂态时常数 直轴短路次暂态时间常数 发电机CT变比 发电机PT变比 转子分流器变比 3、4号机：QFSN-300-2-20 P Q Ug Ig Ufn Ifn Uf0 If0 Xd Xd’ Xdu’ Xd” Xdu” X2 X2u X0 X0u Rf Td0’ Td” K1 K2 K3 MW Mvar kV A V A V A p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u p.u Ω 秒 秒 kA/A kV/V kA/mV 300 186 20 10190 463 2203 120 800 1.9970 0.2661 0.2957 0.1618 0.1759 0.1974 0.2146 0.737 0.776 0.1944 8.51 0.1418 15/5 20/100 3/75 励磁方式：交流励磁机励磁系统（三机常规） 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41

励磁机型号：（1～4号机励磁机型号、参数相同） 励磁机额定容量 励磁机频率 功率因数 额定输出电压 额定输出电压流 额定励磁电压 额定励磁电流 励磁机同步电抗 暂态电抗 次暂态电抗 负序电抗 75℃转子直阻 转子时间常数 转子分流器变比 永磁机额定容量 40

TFL-1670-4 1670 100 0.92 450 2143 74.5 169 / 0.29 0.1925 0.216 0.3646 1.4 300/75 TFY-75-400 75 Sen fe cos Ue Ie Uefn Iefn Xde Xde’ Xde” X2e RLf TE0 K4 Sp kVA Hz V A V A p.u p.u p.u p.u Ω 秒 A/mV kVA 永磁机型号：（1 ～4号永磁机型号参数相同）

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