1、DL / T 1167 2019 I ICS 29.020 K 21 备案号：- 20 中华人民共和国电力行业标准 DL / T 1167 2019 代替DL / T 1167 2012 同步发电机励磁系统建模导则 Guide for modeling generator excitation system Boiler refractory material for thermal power plant 火力发电厂锅炉耐火材料 火力发电厂锅炉耐火材料 2019-06-04发布 2019-10-01实施 国家能源局 发 布 DL / T 1167 2019 I 目 次 前言. II 1 范围
2、 . 1 2 规范性引用文件 . 1 3 术语与定义 . 1 4 建模技术原则 . 3 5 对励磁设备的要求 . 4 6 资料和数据的准备 . 4 7 励磁系统的标幺值 . 5 8 励磁调节器环节特性辨识的基本方法 . 5 9 励磁系统实测数学模型的建立 . 8 10 模型的选择及参数处理方法 . 23 11 励磁系统模型参数的现场试验校核 . 24 12 近似计算模型的校核 . 26 13 励磁系统建模报告主要内容 . 27 14 模型参数的复核入库 . 28 附录 A （规范性附录） 限幅的表达 . 29 附录 B （资料性附录） 低励限制模型 . 31 附录 C （资料性附录） 过励限制
3、模型 . 33 附录 D （规范性附录） 发电机饱和系数的计算 . 35 DL / T 1167 2019 II 前 言 本标准根据GB/T 1.12009标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写给出的规则起 草。 本标准代替DL/T 11672012。 本标准与DL/T 11672012相比，除编辑性修改外主要技术变化如下： 修改了规范性引用文件（见2）； 修改了术语与定义（见3）； 修正了三相全控桥整流器应采用余弦移相的技术要求（见5.1c）； 细化了励磁系统模型定型测试要求（见5.2）； 细化了励磁系统测试接口与试验功能要求（见5.3）； 增加了励磁建模所需的资料和数据（见6a、6g和
4、6i）； 增加了确定无功电流补偿系数的内容（见8.5.1）； 修改了电压调差率极性的校核内容（见8.5.2）； 增加了三种无功电流补偿率测量方法(见8.5.3.3 、8.5.3.4、8.5.3.5）； 细化了静止励磁系统的类型（见9.2 c）； 增加了缺少现场试验辨识数据时T E 的取值规定（见9.4.2.4 d）； 修正了公式（17）、（18）和（21）（见9.4.2.6和9.4.2.10）； 增加了“基于标量相乘叠加的电压、电流测量与电流补偿单元”的内容（见9.6.2）； 增加了PSS-NB型电力系统稳定器模型（见9.8）； 增加了励磁系统辅助控制环节作用于电压调节器的方式（见9.9）；
5、增加了发电机直轴暂态开路时间常数 d0 T测试的内容（见11.2）； 细化了仿真与实测的偏差允许值（见11.3.4）； 明确了U RMAX 和U RMIN 采用实测值的要求（见11.4 d）； 增加了发电机负载电压小阶跃扰动试验校核的内容（见11.5）； 修改了近似计算模型的校核条件（见12.2）； 修改了发电机负载阶跃响应近似计算模型校核计算的内容及要求（见12.3.2）； 增加了励磁建模报告应收集主变及励磁系统相关原始资料的要求（见13.8 b和13.8g）； 增加了模型参数复核入库的内容（见14）； 修改了附录C（见附录C）； 修改附录D为规范性附录（见附录D）。 本标准由中国电力企业联
6、合会提出。 本标准由全国电网运行与控制标准化技术委员会（SAC/TC446）归口。 本标准起草单位：国家电网有限公司国家电力调度控制中心、国网浙江省电力有限公司、国 网浙江省电力有限公司电力科学研究院、中国电力科学研究院有限公司、中国南方电网电力调度 控制中心、华北电力科学研究院有限责任公司、国家电网有限公司华东分部、广东电网有限责任 公司电力科学研究院、国网湖北省电力有限公司电力科学研究院、中国大唐集团科学技术研究院 有限公司华东电力试验研究院、国网福建省电力有限公司电力科学研究院、浙江浙能技术研究院 有限公司、南京南瑞继保电气有限公司、国电南瑞科技股份有限公司、国网江西省电力有限公司 电力
7、科学研究院。 本标准主要起草人：吴跨宇、于钊、熊鸿韬、霍承祥、孙建锋、王超、曹路、孙维真、濮钧、 张剑云、吴龙、陈新琪、吴涛、刘洪涛、沈轶君、谢欢、张俊峰、江伟、程林、张锋、丁凯、戴 申华、吴剑超、倪秋龙、刘燕嘉、袁亚洲、史扬、楼伯良、叶琳、卢嘉华、房乐、张建承、张静、 卢岑岑、高磊、朱宏超、徐在德、武朝强、朱艳卿、李照庭。 本标准历次版本发布情况为： DL/T 11672012。 DL / T 1167 2019 III 本标准在执行中出现的问题或建议向中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市宣武区白 广路二条1号，100761）反映。 DL / T 1167 2019 1 同步发电机励磁系
8、统建模导则 1 范围 本标准规定了电力系统稳定分析计算用的同步发电机励磁系统数学模型的建立方法。 本标准适用于汽（燃气）轮发电机、水轮发电机、抽水蓄能电站发电/电动机和核电机组励 磁系统建模。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适 用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T 7409（所有部分） 同步电机励磁系统 DL/T 583 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 843 大型汽轮发电机励磁系统技术条件 DL/T 1391 数字式自动电压调节器涉网性能检测导则
9、DL/T 1767 数字式励磁调节器辅助控制技术要求 3 术语与定义 下列术语与定义适用于本标准。 3.1 原始模型 primary model 由制造厂提供或根据制造厂提供的资料推导出的模型结构及参数。 3.2 实测模型 measured model 参照原始模型进行模型和参数实测后所得到的实际模型结构及参数。 3.3 计算模型 calculating model 用于稳定计算的模型结构及参数。 a) 等同计算模型（identical calc ulating model）与实测模型结构一致、通过仿真校核确 认满足要求的计算模型结构及参数。 b) 近似计算模型（similar calcula
10、ting model）与实测模型结构有一定差别、通过计算 程序仿真、参数调整后基本满足要求的用于稳定计算的模型结构及参数。 3.4 电压调差率 voltage compensative ratio 发电机在功率因数等于零的情况下，无功电流从零变化到额定定子电流值时，发电机机端 电压的变化率，有功和无功负载电流补偿器退出后的电压调差率称自然电压调差率。 GB/T 7409.1-2008，总则2.21 3.5 DL / T 1167 2019 2 无功电流补偿率与无功电流补偿系数 reactive current compensative ratio and reactive current co
11、mpensative coefficient （按照效果描述）因无功电流补偿器投入而产生的电压调差率的增量为无功电流补偿率， 对应的补偿控制参数称为无功电流补偿系数。 3.6 阶跃试验 step test 被控量的给定值阶跃变化的试验。 3.7 阶跃量 step value 阶跃试验中，被控量的最终稳态值与初始值之差。 3.8 超调 量 overshoot 阶跃试验中，在被控量初次越过最终稳态值后，被控量与最终稳态值的差值与阶跃量之比 的最大值。 3.9 起始时间 start time 阶跃试验时，被控量开始响应的时刻。 3.10 上升时间 upward time 阶跃试验中，从起始时间t 0
12、 到被控量的变化值初次达到90%阶跃量的时间。 3.11 峰值时间 peak time 阶跃试验中，从起始时间t 0 到被控量的变化值绝对值达到最大值的时间。 3.12 调节时间 settling time 阶跃试验中，从起始时间t 0 到被控量与最终稳态值之差的绝对值开始持续小于阶跃量绝对 值的5%（图1中C点）所需的时间。 DL / T 1167 2019 3 U t 0 0 t 0 U 1 U up t p t s t B C 0 P 1 P 2 P 3 P 4 P ( ) 10 1.05 UU ( ) 10 0.95 UU ( ) 10 0.9 UU U U0 初始值； U1 最终稳态
13、值； t0 起始时间； tup 上升时间； tp 峰值时间； ts 调节时间。 图1 阶跃响应特性示例曲线 3.13 振荡次数 number of oscillation 在调节时间内被控量的振荡周期数。 3.14 频域测量法 frequency-domain measuring 在输入端加入不同频率正弦信号或噪声信号，测量输出端对于输入端的频率响应特性，采 用幅频与相频特性直接对比或者曲线拟合技术来辨识模型及其参数的方法。 3.15 时域测量法 time-domain measuring 在输入端加入扰动信号，一般为阶跃信号，测量输出的时域响应特性，通过分析环节结构 与参数,并将仿真的时域响
14、应特性曲线与实测结果进行比较从而辨识模型及其参数的方法。 4 建模技术原则 4.1 励磁系统部件的模型应符合GB/T 7409的要求。励磁系统的参数实测与建模工作在励磁系 统现场试验调试合格后进行。 4.2 新投产发电机组励磁系统参数实测与建模试验应在机组满负荷试运前完成。励磁系统发生 设备改造、软件升级、参数修改等时，应报所辖调度机构及其技术支撑单位备案并按要求重新 安排测试。对于其他的设备改造、不影响模型的软件升级及参数修改，上报调度机构及其技术 支撑单位备案即可。 4.3 以设备制造厂家提供的模型技术资料为基础，通过现场测试、辨识和仿真计算建立实测模 型。 4.4 根据实测模型建立计算模
15、型。计算模型应能够满足所在电网调度机构采用的电力系统仿真 计算程序使用。 DL / T 1167 2019 4 4.4.1 等同计算模型可以是电力系统计算程序中的固定模型，也可以是其自定义模型。进行 发电机空载电压阶跃的仿真，与试验结果对比确定等同计算模型与参数。 4.4.2 在计算程序中没有与实测模型结构基本一致的模型时，选择与实际励磁系统结构最为 接近的模型，并通过参数调整使其特性与试验结果基本一致，由此得到近似计算模型。对近 似计算模型，要求进行发电机负载扰动下的校核计算。 4.5 进行稳定计算至少应提供自动电压调节器、励磁系统功率设备、电力系统稳定器（PSS）、 调差特性及顶值限制数学
16、模型和参数，进行电压稳定计算和中、长期稳定计算还应当提供低励 限制（UEL）、过励限制（OEL）以及伏赫限制数学模型和参数。 5 对励磁设备的要求 5.1 励磁系统设备技术要求 a) 应提供与设备相符的数学模型、参数（包括自动电压调节器、励磁系统功率设备、电 力系统稳定器、调差、低励限制、过励限制、顶值限制、伏赫兹限制等各环节）和励 磁设备技术数据，励磁系统应符合GB/T 7409、DL/T 583、DL/T 843等标准的要求； b) 调节器的设置值应以十进制表示，时间常数以秒表示，放大倍数和限幅值以标幺值表 示，并说明标幺值的基准值确定方法； c) 采用基于晶闸管三相全控桥的整流器应采用余
17、弦移相，余弦移相算法宜考虑整流桥交 流侧电压变化以保证在不同工况下静态增益均为恒定值； d) 励磁调节器应在定型生产前完成环节编程正确性检查，或者同类型励磁调节器在其他 机组励磁系统建模中已经验证其环节参数正确，并提供相应的技术支撑文件，否则应 通过环节特性测辨方法确认PID和反馈控制环节的模型参数。 5.2 励磁系统模型定型测试要求 a) 在设计、型式试验阶段应进行产品数学模型参数的确认，设备应通过产品技术鉴定， 在励磁系统现场投产前应按照DL/T 1391的要求在有资质第三方进行励磁控制器模型 参数测试验证合格，并提供完整的涉网性能测试报告； b) 励磁系统模型参数第三方测试校核应包括（但
18、不限于）： 1) AVR模型、参数校核； 2) 电力系统稳定器模型、参数校核； 3) 调差环节模型、参数校核； 4) 主要限制环节功能与作用于主控制环方式验证。 c) 现场采用的励磁控制器软件版本应与第三方测试合格时的软件版本一致，软件升级前 应提供附加测试合格报告并说明升级理由和内容，必要时重新进行现场建模试验。 5.3 励磁系统测试接口与试验功能要求 a) 励磁系统应具备符合标准规定的、能供第三方进行数学模型参数测试所需要的D/A、 A/D转换接口，各转换接口的绝缘、抗干扰、转换精度和响应时间能满足测试要求， 包括（但不限于）： 1) 可以叠加至AVR给定和PSS信号输入点的A/D接口；
19、2) 经D/A转换的AVR控制输出和PSS控制输出。 b) 励磁系统应提供便于仪器测量、接线且符合绝缘要求的励磁电压、励磁电流接线端子， 各测试接口能保证测试过程中设备、人员和系统安全。 6 资料和数据的准备 应根据励磁系统类型收集下述资料和数据： a) 包含发电机、主变压器及厂站高压母线、送出线路等的主接线图； b) 主变压器、励磁变压器的额定容量、一次和二次额定电压、短路电抗和负序电抗； c) 直流励磁机空载特性曲线、负载特性曲线、额定电压、额定电流、励磁绕组时间常数、 励磁方式、励磁绕组电阻等； DL / T 1167 2019 5 d) 交流励磁机额定容量、额定电压、额定电流、额定功率
20、因数、额定磁场电压和电流、 空载和负载特性曲线、电枢开路时励磁绕组时间常数T d0e 、励磁方式、励磁绕组电阻、 同步电抗X de 、次暂态电抗X de 和负序电抗X 2e ； e) 副励磁机额定容量、额定电压、额定电流、额定功率因数、额定频率、外特性曲线、 空载电压、发电机输出额定电流时的端电压、发电机输出强励电流时的机端电压； f) 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、完整的机组轴系各 部件转动惯量（含原动机）、发电机额定电压、额定电流、额定视在功率、额定功率因 数、额定磁场电压、额定磁场电流、空载额定磁场电压、空载额定磁场电流、在规定 温度下的励磁绕组电阻值
21、； g) 励磁系统可控整流桥触发角度范围，励磁系统整流桥、灭磁系统等一次回路接线方式； h) 励磁系统功能说明、投产试验报告以及各个环节的整定参数； i) 有资质第三方出具的励磁系统涉网性能测试报告。 7 励磁系统的标幺值 a) 标幺值是由实际值除以基准值得到的； b) 发电机电压的基准值U B 为发电机额定电压，发电机电流的基准值I B 为发电机额定电流， 发电机功率的基准值S B 为发电机额定视在功率，发电机转速（频率）的基准值n B （f B ） 为发电机额定转速（频率）； c) 发电机磁场电流的基准值I fB 为发电机空载特性气隙线上产生额定电压所需的磁场电 流；发电机磁场绕组电阻的基
22、准值R fB 为发电机额定工况下发电机励磁回路电阻，也可 取为发电机额定磁场电压除以额定磁场电流的数值；发电机磁场电压的基准值U fB 为磁 场电流的基准值乘以磁场绕组电阻的基准值； d) 励磁机磁场电流的基准值I efB 为在励磁机空载特性曲线气隙线上产生一个标幺值发电 机磁场电压所要求的励磁机磁场电流值，励磁机励磁电阻的基准值R efB 为发电机额定 工况下的励磁机励磁回路的电阻，也可取励磁机额定磁场电压除以励磁机额定磁场电 流并考虑回路阻值作为励磁机励磁电阻的基准值R efB ；励磁机磁场电压的基准值U efB 为励磁机磁场电流基准值乘以励磁机励磁绕组电阻基准值； e) 调节器的输入电压
23、、电流和功率的基准值等于发电机电压、电流和功率的基准值。当 控制发电机磁场电压时调节器输出电压基准值等于发电机磁场电压的基准值、调节器 输出电流基准值等于发电机磁场电流的基准值，当控制励磁机磁场电压时调节器输出 电压基准值等于励磁机磁场电压的基准值、调节器输出电流基准值等于励磁机磁场电 流的基准值。 8 励磁调节器环节特性辨识的基本方法 8.1 概述 根据模拟式调节器的电路图或数字式调节器的传递函数框图，可以确定各部分的模型，在 此基础上测辨其参数。根据模型的具体情况，分级测试各环节的输入、输出特性，根据测量结 果和预定的计算模型拟合得到未知的参数。对励磁调节器环节特性的测试辨识一般在静态情况
24、 下进行，常用的方法有频域测量法和时域测量法，也可以同时采用频域测量和时域测量两种方 法。 8.2 频域测量法 8.2.1 利用频谱分析仪，测量待辨识环节输出对于输入的频率特性，信号可采用正弦扫频或 噪声信号，采用对比或拟合技术辨识模型的参数。 8.2.2 对于简单的一阶模型，可以利用已知频率特性的特征值直接计算参数。 8.2.3 对于非一阶模型，由于对象的模型结构和部分参数一般已知，可以采用参数拟合技术 或采用模型的频率特性和实测的频率特性对比的方法确定模型的参数。 8.2.4 测量的频率范围应根据研究对象的特点来选择。 DL / T 1167 2019 6 8.3 时域测量法 8.3.1
25、输入扰动信号，一般为阶跃信号，测量输出响应，采用对比输出响应特性曲线的方法 辨识模型的参数。 8.3.2 对于简单的一阶惯性模型，如励磁调节器的电压和功率测量环节等，当采用阶跃响应 试验法时，其输出达到稳态变化量的0.632倍所需的时间就是环节的时间常数；输出稳态变 化量与输入阶跃量之比，就是环节的增益。 8.3.3 对于非一阶模型，如励磁调节器的PID环节、超前环节、励磁调节器的软负反馈环节、 励磁调节器的励磁机时间常数补偿环节（硬负反馈环节）、PSS环节等,可以采用时域参数辨 识或采用相同的输入信号下仿真待辨识模型的响应和实测响应对比的方法来确定环节参数。 8.4 非线性环节的测量 应了解
26、并通过实际测量来检验励磁调节器（包括PSS）各环节是否存在死区、限幅、逻辑 控制（如PSS自动投退）、非线性函数、变参数以及是否采用余弦移相等，要区分内限幅和外限 幅两种限幅环节。限幅的表达见附录A。 8.5 电压调差率与无功电流补偿率的测量 8.5.1 无功电流补偿系数的确定 励磁系统建模试验时应对无功电流补偿率进行测量校核，综合预计算参数与校核试验结果 确定励磁系统无功电流补偿系数并写入报告。 8.5.2 电压调差率极性的校核 在发电机发出无功功率的情况下，保持被试机组有功功率和电压给定值不变，当采用发电 机变压器组单元接线时，从负到正调整被试验机组的无功电流补偿系数（当采用扩大单元接线
27、时，无功电流补偿系数在大于0的范围内递增调整），测量被试验机组的机端电压应该逐渐变低， 无功功率应该逐渐变小，可确认为极性与GB/T 7409规定一致；若被试验机组的机端电压逐渐 变高，无功功率逐渐变大，可确认为极性与GB/T 7409规定相反。 8.5.3 电压调差率与无功电流补偿率的测量 8.5.3.1 电压调差率测量方法 1 在功率因数等于0的情况下，保持电压给定值不变，甩掉50%100%的额定无功功率，测 量甩负荷前后的发电机电压，然后用式（1）计算电压调差率。 t1 t0 N tN r % 100% U UI D UI = （） . (1) 式中： U t0 、U t1 甩负荷前后的
28、发电机机端电压； U tN 发电机额定电压； I r 、I N 甩负荷前的发电机无功电流值和额定电流值。 8.5.3.2 电压调差率测量方法 2 此方法可以用于被试验机组有相邻机组或无功补偿设备的情况。在发电机发出无功功率的 情况下（有功功率保持不变），保持电压给定值不变，大幅调整相邻机组或无功补偿设备的无功 功率，测量调整前后被试验机组的机端电压和无功电流，然后用式（2）计算电压调差率： t0 t1 N tN r1 r0 % 100% UU I D U II = （） . (2) 式中： U t0 、U t1 调整前后的发电机机端电压； U tN 发电机额定电压； DL / T 1167 2
29、019 7 I r0 、I r1 、I N 为调整前后的发电机无功电流值和额定电流值。工程上也可以用相对应的无功 功率Q r0 、Q r1 和额定视在功率S N 近似代替电流。 8.5.3.3 无功电流补偿率测量方法 1 发电机空载运行时，记录给定值与机端电压的对应曲线，给定值宜在0.981.02倍额定机 端电压范围，可记录多组数据供负载试验时选取其中一组。发电机并网运行时，调节机组无功 功率至较大值，保持机端电压给定值不变。设定无功电流补偿系数为0，记录发电机稳定运行时 的有功功率、无功功率、机端电压值，更改无功电流补偿系数，记录发电机稳定运行时的有功 功率、无功功率、机端电压值。通过式（3
30、）（5）计算设定值修改后的无功电流补偿率： t0 ti0 ti0 N 0 tN ti0 U U UI D UQ = . (3) t0 ti ti N i tN ti U U UI D UQ = . (4) RCCi i 0 K DD= . (5) 式（3）（5）中： D 0 无功补偿系数设置为0的电压调差率； D i 第i次修改无功电流补偿系数后的电压调差率； U tN 发电机额定电压； U t0 负载试验时励磁系统给定值对应空载时的发电机机端电压； U ti0 无功电流补偿系数为0的发电机机端电压； K RCCi 、U ti 第i次修改无功电流补偿系数后的无功电流补偿率、发电机机端电压； I
31、 N 发电机额定电流值。 8.5.3.4 无功电流补偿率测量方法 2 发电机并网运行时，调节机组无功功率至较大值，保持机端电压给定值不变。通过逐步更 改无功电流补偿系数，以1%为步长修改，记录每一个无功电流补偿系数设定值下的发电机稳定 运行时的有功功率、无功功率、机端电压值。通过式（6）计算设定值修改后的无功电流补偿率： t0 ti ti N RCCi tN i U U UI K UQ = . (6) 式中： U tN 发电机额定电压； I N 额定电流值； U t0 无功电流补偿系数为0的机端电压； K RCCi 、U ti 、Q i 第i次修改无功电流补偿系数后的无功电流补偿率、发电机机端
32、电压、无功 功率。 8.5.3.5 无功电流补偿率测量方法 3 发电机并网运行时，调节机组无功功率至较大值。记录无功电流补偿系数为0时的发电机 有功功率、无功功率、机端电压值给定值。逐步更改无功电流补偿系数，以1%为步长修改，每 次修改完调整电压给定值使得机组无功功率回到试验调整前的水平，稳定后记录发电无功功率、 机端电压值给定值。通过式（7）计算设定值修改后的无功电流补偿率： refi ref 0 ti N RCCi 0 tN U U UI K QU = . (7) 式中： U ref0 无功电流补偿系数设置为0时的发电机机端电压给定值； Q 0 无功电流补偿系数设置为0时的无功功率； U
33、refi 第i次修改无功电流补偿系数并调整机组无功功率至Q 0 后的发电机机端电压给定 值； K RCCi 第i次修改无功电流补偿系数后的无功电流补偿率； DL / T 1167 2019 8 U tN 发电机额定电压； I N 额定电流值。 9 励磁系统实测数学模型的建立 9.1 基本步骤 9.1.1 收集资料，确定励磁系统数学模型类型。 9.1.2 根据资料情况，确定现场试验项目，编写试验方案，进行现场试验。 9.1.3 整理数据，建立励磁系统实测模型。 在励磁系统实测数学模型的建立过程中，需整理并提供如下数据： a) 各变量的基准值； b) 根据频域或时域测量数据确定环节参数； c) 建
34、立励磁系统实测模型。 9.2 发电机励磁系统的组成 发电机励磁系统由励磁功率部分、励磁控制部分、发电机电压测量和无功电流补偿部分以 及电力系统稳定器（简称PSS）组成，见图2所示。 U REF t U t I U SIUS U UEL U OEL U ERR 电压测量和 无功电流 补偿部分 励磁功率部分 发电机和电力 系统 励磁控制部分 电力系统稳定器 t U 发电机电压； t I 发电机电流； UREF 发电机电压给定值； UERR 偏差信号； UOEL 过励限制输出； UUEL 低励限制输出； US 电力系统稳定器输出； USI 电力系统稳定器输入。 图2 励磁系统组成 发电机电压测量和电
35、流补偿部分形成实现控制的偏差信号。 励磁控制部分实现励磁稳定控制和限制功能，由PID或软反馈校正环节、功率控制环节、 补偿励磁机时间常数的反馈环节、顶值限制环节、过磁通（V/Hz）限制环节、过励限制环节和 低励限制环节等组成。 励磁系统按照励磁功率部件不同，分为以下三种类型： a) 直流励磁机励磁系统； DL / T 1167 2019 9 b) 交流励磁机励磁系统，包括静止或旋转的不可控整流器； c) 静止励磁系统，包括自并励静止励磁系统、恒定电压源静止励磁系统、交流励磁机可 控整流器励磁系统和交流侧串联自复励静止励磁系统。 9.3 静止励磁系统功率部分数学模型 9.3.1 静止励磁系统结构
36、 静止励磁系统包括自并励静止励磁系统、恒电压源供电静止励磁系统、交流励磁机可控整 流器励磁系统和交流侧串联自复励静止励磁系统，分别如图3、图4、图5和图6所示。 TA U TTV GS AVR GS 同步发电机； AVR 自动电压调节器； T 励磁变压器； U 可控整流器； TV 电压互感器； TA 电流互感器。 图3 自并励静止励磁系统 TA U TV GS AVR T GS 同步发电机； AV R 自动电压调节器； T 励磁变压器； U 可控整流器； TV 电压互感器； TA 电流互感器。 图4 恒电压源供电静止励磁系统 DL / T 1167 2019 10 U TA U TV GS A
37、VR T GS 自励恒压 GS 同步发电机； AV R 自动电压调节器； T 励磁机励磁变压器； U 可控整流器； TV 电压互感器； TA 电流互感器。 图5 交流励磁机可控整流器励磁系统 TS TP TA U TV GS AVR GS 同步发电机； AV R 自动电压调节器； TP 并联变压器； TS 串联变压器。 U 可控整流器； TV 电压互感器； TA 电流互感器。 图6 交流侧串联自复励静止励磁系统 9.3.2 自并励静止励磁系统功率部分数学模型 9.3.2.1 功率部分数学模型 采用三相全波可控整流和余弦移相方式的自并励静止励磁系统功率部分可建立图7所示的 功率部分数学模型。 b
38、 E 1T K s+ t RMAX f c UU I K t RMIN f c UU I K R U f U U R 调节器输出电压； I f 发电机磁场电流； DL / T 1167 2019 11 U f 发电机磁场电压； K b 功率放大环节增益； T E 功率放大环节时间常数； Kc 换弧压降系数。 图7 自并励静止励磁系统功率部分数学模型 U RMAX 和U RMIN 分别为发电机电压为额定值时电压调节器的最大输出电压和最小输出电压， U t U RMAX 和U t U RMIN 分别表示实际输出的限幅受到发电机机端电压变动的影响。 9.3.2.2 换弧压降系数 K C 2 ETK
39、ET fB fB ETN 3 C UUI K US = . (8) 式中： U ETK 励磁变压器短路电压，标幺值； S ETN 励磁变压器额定容量，VA； U ET 励磁变压器二次额定线电压，V； I fB 磁场电流基准值，A； U fB 磁场电压基准值，V。 9.3.2.3 调节器输出限制值 URMAX和 URMIN RMIN ET MAX fB 1.35 /U U cos U= . (9) RMAX ET MIN fB 1.35 /U U cos U= . (10) 式（9）（10）中： U ET 励磁变压器二次额定线电压，V； MAX 、 MIN 分别为可控整流器的最大控制角和最小控制
40、角，（）； U fB 发电机磁场电压基准值，V。 调节器输出限幅值可以通过发电机空载大阶跃试验求得，见11.4条。获得的磁场电压最大 值需要按照同一时刻的发电机电压、磁场电流和K C 进行修正。 9.3.3 恒电压源静止励磁系统功率部分数学模型 恒电压源静止励磁系统功率部分数学模型见图8所示。K C 按照式（8）计算，U RMAX 和U RMIN 按照式（9）和式（10）计算。 b E 1 K sT+ RMAX f c U IK RMIN f c U IK R U f U U R 调节器输出电压，标幺值； I f 发电机磁场电流，标幺值； U f 发电机磁场电压，标幺值； K b 功率放大环节增益，标幺值； T E 功率放大环节时间常数，秒； Kc 换弧压降系数； URMAX、URMIN 分别为发电机电压为额定值时电压调节器的最大输出电压和最小输出电压。 图8 恒电压源静止励磁系统功率部分数学模型和电源来自励磁机电枢的交流励
