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摘要：结合机组综合提效改造及电网网源协调最新要求，对励磁系统重要设备参数进行核算， 确定改造范围及思路，结合运维经验进行合理优化，全过程技术监督管理，实施改造项目，做好改造项目的后评价，对改造经验进行总结。

关键词： 参数核算；优化；技术监督；改造实施；改造经验

Abstract：Combined with the latest requirements of the comprehensive efficiency improvement of the unit and the network source coordination， the important equipment parameters of the excitation system are accounted for， the scope and ideas of the transformation are determined，Reasonable optimization combined with operation and maintenance experience， the whole process of technical supervision and management are implemented， and the post-evaluation of the transformation project is done， and the transformation experience is summarized.

Keyword：Parameter calculation; Optimisation；Technical supervision; Reform and implementation; Reconstruction experience

1引言

某电厂一号机组属于常规亚临界汽轮发电机组，自并励静止励磁系统，运行已达24年之久，同目前主流的超超临界机组相比，各项技术指标已相对落后，因此对该机组进行综合提效改造，提效改造后机组将由600MW扩容至630MW。

结合机组综合提效改造及网源协调最新要求，对励磁系统设备进行综合评估，对重要设备参数进行核算，结合运维经验进行合理优化，做好前期可研，确定改造范围及思路，对改造项目进行全过程技术监督管理，实施改造项目并做好改造项目的后评价，对改造经验进行总结。本文对励磁系统升级改造全过程管理择其要点进行一个总结。

2 前期工作

项目启动前启动技术监督全过程管理。

2.1 核算工作

2.1.1励磁变压器容量核算

国家电力行业标准DL/T 843-2021《同步发电机励磁系统技术条件》规定：发电机交流励磁机励磁系统顶值电压倍数不应低于2.0倍；在发电机额定电压的80%时，汽轮发电机自并励静止励磁系统顶值电压倍数不应低于1.8倍。当励磁系统顶值电压倍数不超过2倍时，励磁系统顶值电流倍数与励磁系统顶值电压倍数相同。当励磁系统顶值电压倍数大于2 倍时，励磁系统顶值电流倍数为2倍。励磁系统允许顶值电流持续时间不应低于10s。

2.1.1.1励磁变压器二次侧线电压UL计算

Kc Ufd+3/πKc×IfdX e+ΣΔU

UL  =

1.35×Cosαmin

其中：Kc—强励电压倍数

X e—换弧电抗（Ω）

ΣΔU—滑环和线路等压降（V）

Ufd —发电机额定励磁电压（V）

Ifd —发电机额定励磁电流（A）

αmin—可控硅最小触发角10°

考虑换弧压降、线路压降及滑环压降等，取二次侧电压的10%

KcUfd

简化为：UL = 1.1×

1.35×Cosαmin

一号机额定励磁电压为510V

强励倍数取在发电机额定电压80%时，按2倍计算，则Kc值为2.5；

（1）当发电机额定电压80%时，发电机强励倍数按1.8倍计算，Kc值为2.25，计算得

UL  =  950 V

（2）当发电机额定电压80%时，发电机强励倍数按2倍计算，Kc值为2.5，计算得

UL  =  1054 V，取 1060V。

2.1.1.2励磁变压器二次侧电流计算

国家电力行业标准DL/T 843-2021《同步发电机励磁系统技术条件》规定：励磁系统应保证发电机磁场电流不超过其额定值的1.1 倍时能够连续稳定运行。

I fd

二次侧电流 I L = 1.1×

KL

整流系数KL取1.22；一号机额定励磁电流为4700A；计算得 I L = 4238A

2.1.1.3励磁变压器容量计算

S =K1×1.732×I L×UL

考虑励磁变压器运行中谐波电流分量取裕度系数K1为1.05

（1）当发电机额定电压80%时，发电机强励倍数按1.8倍计算得

S  =  7321kVA，取7350 kVA；

（2）当发电机额定电压80%时，发电机强励倍数按2倍计算得

S  =  8169kVA，取8190 kVA

结论1：现有励磁变压器 （容量： 6000kVA ;电压变比：20kV/870V），不满足增容后机组要求，需更换，换型励磁变压器参数考虑容量：8190kVA；电压变比为：20kV/1060V，短路阻抗8%。特别注意，根据换型后励磁变压器参数核算原高低压侧铜排载流量仍然满足要求。

2.1.2 灭磁回路核算

现场使用的是瑞士赛雪龙公司的HPB系列灭磁开关，型号为HPB60M-82S，其技术参数如下：

额定操作电压 Ue 1800V；

额定绝缘电压 Ui 3000V；

弧压4000V；

额定操作电流 Ie 6000A；

常规自由空气热点流（Tamb=+40℃） Ith-   8000A；

最大短路电流分断能力Io 115kA；

过载Iadm 6300A 1小时，

8900A 5分钟，

15000A 10秒钟。

一号机额定励磁电压为510V，额定励磁电流为4700A，新励磁变低压侧额定电压为1060V。

2.1.2.1正常运行时该断路器可以满足要求。

2.1.2.2当发电机空载误强励时，选机端电压限制值为1.3倍，考虑到继电保护动作的延时因素，取发电机电压过压到1.5倍，相应的励磁变压器二次电压最大值为：

U2m ＝1.414×1.5×UT2

＝1.414×1.5×1060

＝2248V

一号机磁场断路器设在直流侧，为满足灭磁换流条件：Ub≧Um＋U2m

Um为灭磁电阻的残压，其简要计算如下：

对于现场配置的Spec.6298600A/US16/P 型SiC非线性电阻，单组件伏安特性计算式是U=CI0.4，制造厂提供C的范围为29～40，此处计算取35再按1串6并核算，励磁电流取1.5倍额定励磁电流

Um  = C（I/NP）0.4

= 35×（1.5×4700/6）0.4

=592 V

Um＋U2m= 2840V <弧压4000V

因此，磁场断路器的断口弧压满足要求。

2.1.2.3 励磁变短路阻抗Uk=8%，当整流器输出端直流侧短路时，忽略电源内阻和回路阻抗条件，以标么值表示短路电流有效值：

式中Sn —— 励磁变压器额定容量，KVA

Uk —— 励磁变压器短路阻抗值

UL ——励磁变二次侧额定电压V

该灭磁开关最大短路电流分断能力115kA， 满足要求；核算灭磁回路灭磁电阻。

2.1.3 参考《现代同步发电机励磁系统设计及应用》、《发电机励磁设备及运行维护》等励磁书籍，依次核算可控硅及整流桥容量、快速熔断器，满足机组扩容后要求。

2.2 可行性研究

2.2.1从技改项目现状，存在问题、背景、调查研究结论等“量”的概念提供立项依据，进行必要性论证。

2.2.2对项目实施内容和方案论证，说明项目的具体实施内容、工程规模、技术关键和解决的技术问题，预计达到的技术经济指标，项目实施条件等问题。结合1号机组容量从600MW扩容到630MW 的综合升级改造，本项目内容包括1）对1号机励磁变压器由6000kVA更换改造为8200kVA，满足发电机额定电压80%时，强励2倍要求；2）对原UNTROL5000励磁控制系统升级为UNTROL6800控制系统，整流柜及进出线柜、灭磁开关柜等进行配套整改，对所有易损件进行检测及更换；3）新增网源协调在线监测装置；4）完成励磁技术监督闭环任务；5）完成调试工作完成励磁系统建模及PSS试验，AVC调试；6）进行固定资产卡片制作，竣工验收。

2.2.3 进行概预算，要特别注意的是，励磁系统升级改造后励磁系统建模和PSS试验必须由有资质的试验单位进行，另外励磁系统改造后AVC联调试验需重新进行。

2.2.4 对预期达到的技术指标、效益分析。

2.2.5 安健环影响分析。

2.2.6 工作进度安排。

得出评价结论，逐级审批后上报。

2.3 立项、采购

项目批准后，成立改造项目领导小组和工作小组，准备技术规范书，上集采平台完成设备、施工、调试、特殊试验等项采购。注意技术规范书中明确请投标厂家提供设计计算并必须进行前期现场勘查，部分改造比整体改造要复杂得多，再加上还有励磁变压器更换和网源协调在线监测装置新增工作，投标厂家深度参与前期工作相当关键，也是对前期本身计算进行一次复核。

采购完成后，安排厂家进一步实地勘察，明确改造路线，务必请上级技术监督专家参与设计联络会议，对技术协议中重要内容进一步落实，对改造接口等细节进一步确定，非常重要。设计联络会议后开始设备生产，设备出厂验收，人员培训。

2.4 资料准备

各类资料到位，图纸修改完成；按照网源协调要求向电科院提供发电机建模及PSS试验需要提供的参数，包括发电机、主变压器、励磁变及励磁系统主要参数；发电机容量曲线及发电机空载、短路及零功率特性曲线；励磁系统模型、电力系统稳定器PSS模型等。

3改造实施

3.1开工准备

准备好更换改造所需的材料，如新控制元器件、卡件、电缆、控制柜、铜鼻子等。设备到现场后，进行开箱验收，验收合格方可进行下一步工作。

办理完成异动申请、方案审批，注意方案中需设置质量监督点；编制三级进度计划。对施工人员进行入厂教育并通过安规考试，人员已清楚工作内容和安全注意事项，施工负责人及主要工作人员应熟悉原设计、现设计图纸。办理临时出入证明，办理开工报告，办理工作票，做好所需安全措施，符合安健环要求。开工前做好安全技术交底工作。

3.2变压器改造

包括底座基础制作、消防系统改造、母排改造、励磁系统接口、变压器常规试验，发变组保护传动试验等，后期注意核相。

3.3网源协调在线监测装置改造

调速系统和励磁系统是网源协调管理的重要对象，准确掌握每一台并网机组励磁系统和调速系统的数学模型与特性参数是涉网参数管理的重要组成部分。

调速在线采集装置是仪控专业设备，前期需明确接口清单，DEH系统通讯板卡不足的需单独采购通讯板卡，现场服务人员需事先联系到位。机组侧调试完成后联系省调主站进行联调。

3.4励磁设备改造

3.4.1安装

励磁调节器控制部分升级一号机组为660MW亚临界燃煤机组，励磁系统为静态励磁系统，调节器采用的是ABB UNITROL5000系列产品，本次升级为Q5S-O/U261-S6000。

交流进线柜：取消原2个霍尔传感器

整流柜：每柜增加3个CT

控制柜门：拆卸至生产厂家制作安装底板、柜门开孔等并重新上漆

柜门加工完成前，做好防尘措施。

部分改造由厂家技术人员现场按提供的清册安装新的元器件及板卡，按励磁设备图纸进行底板模块之间的接线工作，励磁控制柜具备外部电缆接线条件后，项目组恢复控制柜外部电缆。必须特别注意改造前保留现场照片，拆线前核对清单，做好标记，质量监督点见证后方可进行后续步骤，不可跨点施工。设置的质量签证点有：1）开工前安措实施，检查安措是否实施到位（H点）；2）旧电缆拆除检查，核对后电缆拆除是否正确（H点）；3）新屏柜安装，检查新屏柜安装的垂直度、水平度、位置是否满足要求（H点）；4）电缆敷设及接线，接线后检查电缆敷设的数量及接线的正确率（H点）；5）绝缘测量，二次回路的绝缘电阻是否合格（H点）；6）励磁系统静态调试，检查回路接线、装置功能是否正确（H点）；7）CT、PT二次回路通流通压试验，检查回路正确性（H点）；8）励磁系统整组试验及传动试验，检查传动结果（H点）；9）励磁系统投运前检查验收，检查安措恢复是否完全（W点）；10）励磁系统动态调试检查，并网前动态试验检查（H点）；11）励磁系统改造后建模及PSS试验，检查试验结果（H点）。特别注意板卡做好防静电措施，需对每位现场人员宣贯。

3.4.2结合运维经验进行合理优化

1）大功率继电器要求：根据相关反措要求，所有涉及直接跳闸的重要回路，应采用动作电压在额定直流电源电压的55%～70%范围以内的中间继电器，并要求其动作功率不低于5W。针对励磁调节器接受来自发变组保护的跳闸信号回路中的中间继电器，采用NR0521系列大功率继电器，在满足动作功率要求的同时，还可以有效防止交流220V的串入。

2）励磁过流反时限特性要求：根据发电机国标要求，发电机磁场绕组过负荷能力满足：（I2 - 1）t=33.7，励磁系统内过励反时限特性曲线应具有符合国标规定的发电机磁场绕组过流特性的反时限特性。ABB UNITROL 6000型励磁系统，其过励限制器提供4种动作延时特性供具体项目选择，包括：固定延时特性，反时限特性，强反时限特性以及超强反时限特性。其中，超强反时限特性曲线的延时如下，满足项目要求。

3）PT慢熔检测功能要求：原ABB标准软件中，存在PT断线判别逻辑不完善、定值整定偏大的问题，在发电机PT回路熔丝慢熔情况下，无法及时判定为PT断线，影响机组的安全、稳定运行。保留原PT断线监测装置并在保留原软件内部PT断线判断逻辑的基础上，新增判断逻辑，完善PT慢熔检测功能。

采取双通道PT比较和通道PT与励磁变低压侧比较相结合方式，合理设置定值，进行逻辑优化，新增逻辑输出报警定义为“自动方式故障”等级，起到通道切换或切换至手动模式功能。

4）增/减磁回路防触点粘连功能要求：当AVC或DCS系统继电器出现线圈老化、控制电压不稳定、切换频率过快、触点熔焊等情况后，在切换过程中容易出现触点打弧、粘连的现象，影响机组的安全、稳定运行。新增判断逻辑，实现增/减磁回路防触电粘连现象或触电抖动现象。

对送PMU和故障录波器的变送器其响应时间需要小于20ms，但设备厂家原设计采用的变送器响应时间只小于300ms，无法满足要求；设计联络会议时提出更换;对所有变送器表计安排校验。

根据2023“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”10.8.2.4条，在机组起动、停机和相关试验过程中，应有机组低转速时切断发电机励磁的措施，本次改造仍然保留机组低转速时切断发电机励磁的回路及压板。

7）重视回路清扫检查工作，接线图实相符，检查显示器、电容等元器件正常；检查灭磁开关塑料件、冷却风机（年前1号发电机灭磁开关解体检查发现5400弹簧驱动组件有明显裂缝进行过更换，对冷却风机也进行过整体更换，所以本次未安排换新）等功能完好，设备可靠；

8）对励磁母排特别是灭磁开关至11号瓦段及11号瓦段至碳刷架段的直流励磁母排的清扫，对碳刷架及其底座、励磁小室彻底解体清扫。由于底部支撑块支撑母排重量，需要分批拆卸清扫甚至浸环氧处理，竖直段母排需要通过拆除风道外壳方能拆除清扫，工作量较大但是直流回路绝缘明显得到提高。

9）对转子过电压保护进行试验。

10）对励磁小室空调进行深度维护。

3.4.3调试

按照设备手册，按照标准规定，完成装置静态调试。核相试验确定励磁系统交流母线相序。通流通压试验检查回路的正确性及CT是否开路。整组试验验证励磁控制系统的各种逻辑及回路，对故障录波、DCS、发变组、在线监测、变压器就地等信号不漏项。断路器传动试验模拟励磁系统各种故障，传动发变组开关及灭磁开关。根据电力系统输电网安全性评价、国网公司网源协调管理规定和浙江电网发电机励磁系统运行管理规定要求，对该机组励磁系统模型参数进行测辨，对电力系统稳定器PSS进行检查和参数整定试验，以向电网公司提供电力系统稳定分析用的励磁系统模型参数，并保证电力系统稳定器PSS能正确发挥抑制电力系统低频振荡的作用。

静态调试结束后对现场进行全面检查，特别是整定单的核对及数据收集工作要重视。所有临时措施恢复到正常状态。

励磁系统动态试验包括PSS试验、AVC试验、网源协调在线监测装置试验，结合机组启动试验进行。励磁系统带负荷试验包括PSS试验、AVC联调试验、网源协调在线监测装置试验在机组并网后进行。

竣工验收及后评价

改造后进行竣工验收，与施工单位生产厂家完成费用结算，与财务部核算资产，制作固定资产卡片，完成归档。质量验收期前完成改造设备后评价。

4特别致谢：

特别感谢各位专家对项目的指导；也感谢励磁系统改造项目组成员，所有人鼎立相助，使改造项目顺利实施，运行以来稳定可靠。

参考文献

[1]国家电力行业标准DL/T 843-2021《同步发电机励磁系统技术条件》，5：28-3，4.

[2]国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（2023版），10.8.2.4：240-115.

[3]李基成《现代同步发电机励磁系统设计及应用》第二版，第十二章第4节：547-278.

[4]李基成《现代同步发电机励磁系统设计及应用》第二版，第十四章第3节：547-346，347.