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2023年4月20日 星期四2023年4月20日 星期四

科技支撑发展 创新引领未来科技支撑发展 创新引领未来

实时数字仿真技术在励磁调节器实时数字仿真技术在励磁调节器涉网特性检测中的应用涉网特性检测中的应用

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目录

AVR 涉网特性检测试验简介常见问题分析

励磁相关新技术、新设备的性能测试结束语

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引言

测试结果分析与应对策略

- 3 -- 3 -

自 2004 年开始进行励磁调节器入网检测方法的研究，经过近 10 年的艰苦努力，形成了一套完整的励磁调节器（简称 AVR ）性能检测方法，其主要技术特点如下：

根据电力行业发展趋势，提出励磁调节器的入网检测是保证“机网协调”的关键举措之一，也是确保产品质量的有效技术手段。

根据国家和行业有关标准制定的励磁调节器涉网性能检测方案是励磁设备型式试验的补充和完善。

用实时数字仿真机（ Real Time Digital Simulator 简称 RTDS ）与实际励磁调节器构成闭环测试环境，可以定量检测励磁调节器在各种工况下的真实动作特性，解决现场不宜试验或测量的问题。

引言 - 检测背景

- 4 -- 4 -

截止 2013 年底，华北电科院在国家电网公司重点实验室“机网协调运行仿真分析实验室” 利用实时数字仿真系统 RTDS

技术对国内外 18种 29 套次数字励磁调节器（以下简称 AVR ）进行了入网性能检测的仿真试验。这 18 种 AVR 中具有独立知识产权的有 13 种，包括进口设备 6 种，国产设备 7 种，其余为改进型设备。在统计的 17 种 AVR 中共发现 6 大类 20 余种问题，这些问题有些会引起 AVR 调节紊乱、有些会危及发电机安全，有些则会给系统稳定造成不利影响，应引起有关方面高度关注。

引言 - 目前测试开展的总体情况

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AVR 涉网特性检测试验简介常见问题分析

励磁相关新技术、新设备的性能测试结束语

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引言

测试结果分析与应对策略

2.1 RTDS 数字仿真测试环境

VGIG

TCCB1

CB3 CB4CB5K1

K2 K3

CB6

M Z

CB2

VF IFD

TMω

G

TV1TV2

利用 RTDS 建立包括发电机、调速系统、主变压器、主开关、输电线、大马达负荷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 AVR 仅需输出控制电压模拟信号 Uc 接入 RTDS 。

2.2 测试接口设计

AVR模型

实际AVR

励磁机模型

发电机模型

。。

D/A

Ut It

UcIf/Ife

RTDS

检测试验采用物理动态模拟和数字动态模拟两种方法。使用 RTDS （实时数字仿真系统）向 AVR 装置提供所需要的发电机电压、电流、励磁电压、励磁电流、励磁机励磁电压、励磁机励磁电流、主开关位置节点等模拟、数字信号，将 AVR装置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环节，得到发电机转子电压 Uf ，构成闭环试验环境（见试验接线原理示意图）。

2.3 检测层面：绿、黄框图内容

自并励静止励磁系统

PID综合控制无功电流补偿

过励限制OEL

欠励限制UEL

过激磁限制VFL PT断线保

护定子电流限制

电力系统稳定器PSS

过励保护OEP欠励保护

UEP

移相触发单元

PT

CTG

SHUNT

FCB

CB RE

S

SCR

MCB

T

ET

VtI If

I/0信号

励磁调节器

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AVR 涉网特性检测试验简介常见问题分析

励磁相关新技术、新设备的性能测试结束语

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引言

测试结果分析与应对策略

3.1 不符合标准要求的明显缺陷

3.1 不符合标准要求的明显缺陷 （ 1 ） AVR 结构问题：行业标准中明确规定，数字式自动励磁调节

器，应能检测各环节的输出量，但是被检测的 17 种 AVR 中，只有三套 AVR 可部分满足要求。

（ 2 ）实际参数设置与数学模型不一致、有些 AVR 不按十进制表示参数的数值。

（ 3 ）无功电流补偿率（无功电流调差率）范围不满足国标要求，新国标要求补偿率不小于 ±15% 。

（ 4 ）电压检测环节测量时间过长：国标要求 Tu≤30ms ，但个别 AV

R最长时间常数可达 100ms 以上，使得 AVR 整体动态性能不佳。

（ 5 ） AVR 自动切手动运行时，机端电压不能维持。

3.1 不符合标准要求的明显缺陷

3.2 判据或参数设置不合理3.2.1 TV断线问题 标准中要求 AVR 的 2个独立自动通道不共用电压互感器（ TV ），且要求 TV回路失压时具有防止误强励功能。常见的判别方法有：1 ）计算三相电压平均值，当低于某设置值时，判 TV断线；2 ）相电压分别计算，当单相电压低出现负序时，判 TV断线；3 ）主、从通道相对值比较，若两个通道均出现低电压时，再引入功率判据，防止误强励；4 ）将 TV 电压与 SCR阳极电压或同步电压比较，差值大于设置，判 TV断线；共同问题：切换时间的整定。

3.2 判据或参数设置不合理

整定时间偏长 (1s) 造成的后果 -- 过电压 波形 1 是先断主 TV 的 A相，

后断从 TV 的 A相； 波形 2 是先断主 TV 的 A相，

后断从 TV 的 C相； 波形 3 是先断主 TV 的 A相，

后断从 TV 的三相。 由检测录波图可见 :

无论发生何种复合 TV

故障，在 AVR切换时，最 大值都在 1.2倍额定值以上。

（一般 0.2-0.5s)

3.2 判据或参数设置不合理

TV断线时有些 AVR还发生其它的问题：

AVR 设备在发电机单相接地故障时，误判为 TV断线，虽然动作结果是切换到手动运行且机端电压也未超过 1.2倍额定值，但失去了 A

VR 自动恒压能力；

AVR 在任两相断线时，程序判据电压低于 10% 而切到手动环比例调节运行使机端电压稳态值跌至 0.93p.u.；

AVR 在发生双 PT断线时，若延用切换时间参数默认值（ 0.24s ），将导致机端电压较大扰动，稳态值在 1.093p.u. 等。

3.2 判据或参数设置不合理

3.2.2 欠励限制（ UEL ）参数设置不合理 1 ）参数选择不合适

当 AVR 中 UEL 环节和 AVR

的 PID 环等效串联运行时， UEL 控制策略和参数选择至关重要， AVR采用并联的比例积分（PI ）调节， UEL 也用 PI 控制，则 UEL 中参数很难选择，配合不当时，会使发电机组进相运行中发生较大的不稳定扰动。下图是对机组进行 -5% 给定电压阶跃响应试验，反映了 AVR 中 UEL的投退及选择不同参数的影响。

3.2 判据或参数设置不合理

2 ）与机组负荷相关 UEL 参数设置不合理时，当对机组进行 -10% 给定电压扰动阶跃响应试验时，还会出现另一种情况，发电机带不同负荷时， UEL动作行为不一致，机组轻载时甚至出现振荡情况。

进期研究表明， UEL动作后的稳定度很大程度与增益（斜率）相关 ， UNITROL6000 设 计 了 自适应增益。

3.2 判据或参数设置不合理

3 ）控制逻辑不正确

检测中发现，有些 UEL 动作后，无功功率Q受控已返回正值以上时， AV

R仍不能切换到电压控制环正常运行，甚至在 UEL 作用下发生机端过电压现象，产生原因是 AVR未停止在 UEL 控制环内的无功计算，而正确的逻辑应是当Q>0 时，返回电压环。

某 AVR 检测报告摘录：

投入 UEL 环节后，在短路故障期间，即使Q＞ 0 ， UEL仍参与计算和调节，结果导致发电机过电压达 24.21kV 。

初步结论： UEL 环节设计不够理想，主要体现在无功功率大于 0 时，仍参与控制和调节，需要仔细调整其参数、严格整定 VFL 定值并投入 PSS

环节，才能确保 AVR 的协调控制。

3.2 判据或参数设置不合理

4 ）简单采用迭加控制策略

某些 AVR当采用电压给定点简单迭加控制策略时，无功调整时间过长，对电压恢复及系统稳定也可能产生不利影响，如下图所示，稳定时间达 15秒以上。

3.2 判据或参数设置不合理

5 ） UEL 环节中设置控制死区

有 AVR因在 UEL 环节中设置控制死区，当简单去掉死区后，系统发生振荡，如下图所示

3.2 判据或参数设置不合理

6 ）关于 UEL 环节特性的研究成果

研究表明， UEL 环节动作后，发电机和电网的稳定性与 UEL 环节增益、惯性滞后环节积分时间常数的选择及无功设置定值曲线的斜率相关。

验证了错开法原理，当发电机电压控制主环采用 PI 控制，而 UEL

环节无功或无功电流控制也采用 PI 控制，即两个含有积分时间常数的控制环节串联运行时，必须使两个积分时间常数值相差 10倍以上，方能取得较好稳定运行效果。

UEL 环节采用自适应增益后，能有效提高控制稳定性。

3.2 判据或参数设置不合理

3.3 程序设计不正确

3.3.1 控制逻辑不合理

在机组甩负荷检测试验中，发现

有些 AVR 控制异常，造成机端严

重过电压情况，如下图所示。

调差系数 P0 Q0 Ut/p.u.

3 266 143.4 1.070

0 266 179.9 1.106

-3 245 235.2 1.760

原因： V/Hz限制输出控制位置不对

3.3.2程序设计时采用的标准与我国国情不符 国标要求发电机磁场绕组的过负荷特性应满足下式的关系

式中： If 为发电机磁场电流， A； IfN 为发电机额定磁场电流， A； t 为发电机磁场电流 If 下允许持续运行的时间， s； C 为磁场绕组过热常数。某产品原转子过负荷限制特性 （ C=33.75 ） Ifmaxl/Ifn (p.u.) 2.08 2.0 1.8 1.5 1.2 1.1

要求的过负荷能力（ s) 10.15 11.25 15.07 27.0 76.7 160.7

实测 OEL 特性 （ s) 8.58 10.00 15.50 39.2 231

当 If/Ifn小于 1.5后，实测反时限延时时间值明显超过国标规定

CtI

I

fN

f

1

2

3.3 程序设计不正确

实际上 ALSTOM 、西门子和 ABB都采用的是欧洲标准，但前 2个产品

可以通过软件设置尽量逼近国标要求，唯有 ABB由于硬件方面的原因，

不易进行修改；近 1 、 2 年他们更新了部分软件，但使用前提是牺牲 2倍

10秒的延时作为代价。

ABB 的新产品 UNITROL6000 则可以满足国标要求。

新产品转子过负荷限制实测特性：

Ifmaxl/Ifn (p.u.) 1.98 1.73 1.45 1.30 1.21 1.15

实测 OEL 特性（ s) 10.1 15.2 27.1 44.0 65.8 94.0

按 1.15倍数据计算实测过热系数为 C=30.32.

3.3 程序设计不正确

3.3.3 控制策略有缺陷 1

某 AVR 产品在自并励系统应用中采用了发电机转子电流全反馈的控制策略，即反馈系数等于 1 且不能调整，入网性能检测中，将此 AVR 与其他标准设计的 AVR 特性进行了比较，见下图。

图中 AVR1 有下列问题： 1 ）发电机磁场电压 Uf 在短路瞬间出现负值，与典型的 AVR 特性不同，后者是瞬间强励； 2 ）发电机定子端电压 Ut 在短路故障后恢复时间过长，不利于电压稳定。

项目 恢复时间 超调量 Ut振荡次数 fmax/p.u

A1 150 5.74 2.5 5.97

A2 130 1.20 1.5 6.17

但西门子和伊林的设备不同。

3.3 程序设计不正确

3.3.3 控制策略有缺陷 2

AVR 不同辅助环节结构设计缺陷导致的缺陷。某 AVR中 PSS 输出位于伏赫兹限制输出之前，当 PSS 增益整定较大时，则可能导致伏赫兹限制经常动作报警。

部分电厂已经出现 V/Hz 限制频繁误动。

3.3 程序设计不正确

Σ

+

VS

VUEL

VREF

+

+Min

Select

***VVHZ

3.4 功能设计不完善3.4.1 强励电流瞬时限制功能不完善国标要求发电机励磁系统强励时，当励磁电压大于或等于 2倍额定值时，要求励磁电流不超过 2倍额定值，这对于自并励和交流励磁机励磁系统都是适用的，因此AVR 设计时应有最大励磁电流瞬时限制功能，但是检测中发现相当数量的 AVR此项功能设计并不完善，如下图所示。

图中波形是发电机近端短路，机端电压已下降至 11.54kV(57.7%), 由于强励电流瞬时限制功能设计不完善，磁场电流最大限制已达 2.27倍额定值。

3.4 功能设计不完善

3.4.2 未设计定子电流限制（ SCL ）环节或参数不易设置

由于发电机的国标 GB/T 7064于 2008 年发布、 2009 年实施，而励磁系统的标准中暂无相关的强制要求，因此前期检测中对此也重视不够，在已检测的 17 种 AVR 中发现有 9 套有此功能或类似的设计，但有些 AVR因参数设置比较复杂、检测情况不够理想，真正从检测数据分析能满足标准要求的仅有 4 套。 下面两个表格比较了国标要求和 UNITROL6000 的实测特性1 ）国标要求定子过流能力： [ （ It/ItN)2-1]=C ，过热系数 C 不能大于 37.5 。Itl/ItN (p.u.) 2.15 1.97 1.83 1.57 1.35 1.25 1.19

反时限延时（ s) 10.35 13.0 15.96 25.6 45.6 66.7 90.1

2 ） 实测 UNITROL6000 的 SCL 性能Itl/Itn (p.u.) 1.95 1.81 1.57 1.35 1.22 1.13

反时限延时（ s) 12.52 15.5 24.0 42.0 70.9 123.0

实际系统中 SCL 与 OEL 有配合要求， SCL 不能影响强励和造成不稳定。

3.4 功能设计不完善

3.4.3 未设计励磁电流硬负反馈功能 在交流励磁机励磁系统中，为提高机端电压的响应速度，一般建议采用励磁机励磁

电流硬负反馈环节，一方面可补偿励磁机时间常数，另一方面有利于机组稳定运行。但受检的 AVR 中还是有部分没有此功能或不完善。

已设计励磁电流硬负反馈环节的 AVR 共发现三种结构，除原WKKL 及改型设备和 ABB 产品选择相对独立的结构外，还有部分 AVR采用了下述不改变总增益的非独立结构的硬负反馈环节，由下面给出的实例可比较该反馈环节的效果。

主控制环 PID 参数： 200[(1+s)/(1+10s)]*[(1+0.5s)/(1+0.05s)]；

励磁电流硬负反馈采用逻辑结构如下图所示。

图中参数选择为： K1=2 ， KE=1 ， TE=1 ， K2=0.5

K1

K2

KE1+TE

VR +

_

EFD

3.4 功能设计不完善

对该系统进行 +2% 电压阶跃响应试验，试验录波如下图所示。下图中主数据见下表。

状态 T1/s Tp1/s Mp/% Tp2/s

无硬反馈 0.43 0.91 28.2 0.24

投硬反馈 0.27 0.50 18.0 0.13

3.4 功能设计不完善

下图展示了 UNITROL6080 关于无刷高起始励磁控制的核心内容，其特点是机端电压控制主环仅用 PI 调整，而高起始部分有微分的效果。AVR 电压控制的前向传递函数为：KRI[ （ 1+sTC11 ） /(1+sTB11)] KCR-HIR=500[ （ 1+2s ） /(1+14.285s)]*20

3.4 功能设计不完善

无刷高起始励磁系统空载阶跃响应性能比较（独立硬反馈环节）参数 试验数据 性能指标 比较量 初始值 最大值 稳态值 Mp(%) 顶值时间 Tp(s) 上升时间 Tr(s)

1 Ut （ kV ） 19.89 21.01 20.89 12.0 0.30 0.20

Ief (A) 53.9 186.2 62.7 0.10

2 Ut （ kV ） 19.89 20.94 20.88 6.1 0.29 0.18

Ief (A) 53.9 205.2 62.7 0.08

由表中数据分析无刷高起始励磁系统性能指标完全满足国标要求，以励磁机励磁电流达到最大值的时间作为比较对象，其中参数 1 的 Tp=0.10s, 而参数 2 的 Tp=0.08s 。实际上 UNITROL6080 设置的前向暂态增益并不高，参数 1 为 1400p.u. ，参数 2 为2100 p.u 。这和过去常将此增益设置为 3000～ 5000 p.u还不易满足高起始要求形成了鲜明的对比，值得国内同行借鉴。

3.4 功能设计不完善

3.4.4 AVR 和辅助环节特性配合不佳AVR 和辅助环节特性配合不佳在实验室检测中主要体现在下述 4 个

方面：1 ） AVR 辅助限制环节动作后屏蔽了 PSS 的功能，这主要是由于 A

VR 软件在控制结构方面的原因造成；2 ）定子过流限制（ SCL ）在 OEL 前动作，解决该问题主要应依靠

SCL 环节动作门坎的设置和参数的精细调整（南瑞继保有此方面专利技术）；

3 ） UEL 与 OEL 同时动作，因不能使磁场电流限制在规定值，危机发电机安全，但该问题比较复杂，还需仔细和深入的研究；

4 ） V/Hz(VFL) 限制环节在某些大扰动中效果不佳，且采用符合发电机和变压器过激磁反时限特性的 AVR 极少，仅 UNITROL6000比较完善，有多条控制曲线可选择。

3.4 功能设计不完善

3.5 PSS 问题 在受检的 AVR 中，有半数以上的 PSS2 型电力系统稳定器在低频段无抑制效果或提供阻尼欠佳，详细检查 AVR 中 PSS 的具体计算和处理方法，并和国外先进技术比较，未发现大的差异。最新试验研究表明， PSS2 在低频段的阻尼效果与 2 个因素有关，其一是对发电机转速的处理，其二与 AVR硬件处理速度相关。 前期检测的国内 AVR硬件对相关信息的处理速度一般为 20ms, ，国外处理速度可达 4～ 5ms ，而最新技术国外为 0.6ms ，国内可达 0.15ms 。 在检测的 17 种 AVR 中，凡是国产品牌在有功低频振荡的试验中都不同程度的出现阻尼减弱、不佳或发散情况，下表反映了这种情况。

3.5 PSS 问题

数字 AVR 的 PSS2 在有功低频振荡时阻尼情况的统计 序号 检测时频率范围（ Hz) 备注测试时间制造厂 0.8 以上 0.3.～ 0.6 0.3 以下 1 试验时 PSS2 功能设计不完善未检测 2006 AVR1 2 试验时 PSS2 功能设计不完善未检测 2006 AVR2 3 有阻尼效果 阻尼减弱 阻尼减弱甚至变负 2006 AVR3 4 有阻尼效果 零阻尼 零阻尼等幅振荡 2006 AVR4 5 有阻尼效果 有阻尼效果 阻尼减弱甚至变负 2006 AVR5 6 试验时 PSS2 功能设计不完善未检测 2007 AVR6 7 阻尼效果好 阻尼效果好 阻尼效果好 2007 AVR7 8 有阻尼效果 无阻尼效果 无阻尼效果 2007 AVR8 9 阻尼效果好 阻尼弱化 阻尼减弱 2008 AVR9 10 有阻尼效果 阻尼减弱 阻尼减弱 2008 AVR10 11 阻尼效果好 阻尼效果好 0.2Hz 以下阻尼弱 2008 AVR11 12 阻尼效果好 阻尼效果好 阻尼效果好 2008 AVR12 13 阻尼效果好 阻尼减弱 阻尼减弱至零阻尼 2009 AVR13 14 阻尼效果好 阻尼弱化 0.15HZ 以下阻尼弱 2010 AVR14 15 阻尼效果好 阻尼减弱 0.2Hz 以下负阻尼 2011 AVR15 16 阻尼效果好 阻尼弱化 阻尼减弱 2011 AVR16 17 阻尼效果好 阻尼效果好 阻尼效果好 2011 AVR17

下图是 AVR 检测中 PSS2 性能较好的波形图

3.6 AVR软件版本管理问题

励磁调节器软件版本管理问题由来已久， 90 年代以来数字 AVR 发展迅速，但是实际应用中管理跟不上，尤其是国内厂商现场改动软件随意性很大，经常造成同一型号 AVR却运行不同软件的局面，更有甚者同机组的两个通道 AVR 用不同版本软件。早在 2007 年华北电网调度中心就已提出了励磁调节器软件版本管理问题，当时出于以下几方面的原因没有执行：

1 ）技术上有难度 励磁调节器与发电机组的继电保护设备不同，继电保护设备是闭环测量、开环控制

，控制结果是两种状态 -- 动作和拒动，当然动作情况中有误动发生，但励磁调节器就完全不同，是闭环测量和闭环控制，本身具有自适应性特点，因此相关的技术指标和数据缺少现成的技术依据；

2 ）对国内设备情况并未完全掌握，对国外进口设备的先进特点了解程度也不够，不容易提出统一的要求；

3 ）缺少必要的技术支撑。如对于线路继电保护设备，调度中心有目前已投入运行的设备的全套备件，可用制造厂提供的控制字经过相关的试验检测所用版本的正确性，但励磁设备当时不具备这种条件。

4 ）经过一段时间的工作，对于励磁调节器本身目前已初步具备一定的条件，可以考虑开展 AVR软件版本管理的工作，拟以控制字、执行时间和校验码三种方式解决长期以来国内 AVR软件版本管理的混乱局面。

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目录

AVR 涉网特性检测试验简介常见问题分析

励磁相关新技术、新设备的性能测试结束语

1

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5

6

引言

测试结果分析与应对策略

4 、测试结果分析及应对策略

4.1 测试结果分析序号 发现问题内容 问题 AVR 数量 比例（ % ）1 电压采样时间过长 3 17.6

2 AVR 实际增益与设置不符 3 17.6

3 无功调差范围不满足要求 3 17.6

4 TV断线设计不完善或程序默认参数不合理 9 52.9

5 V/Hz 设计有缺陷或程序默认参数不合理 8 47.1

6 UEL 设计和参数设置不当 9 52.9

7 OEL 设计有问题 9 52.9

8 未设计定子电流限制（ SCL ）环节或参数不易设置 13 76.5

9 无硬反馈或时间常数补偿措施 7 41.2

10 PSS2低频段效果欠佳 12 70.6

11 AVR异常扰动、逆变、跳机等 6 35.3

12 AVR 和辅助环节特性配合不佳 6 35.3

13 AVR软起励程序有缺陷 3 17.6

14 采用非标准结构设计性能不佳 2 11.8

15 对软件结构进行改动 13 76.5

检测结果表明 :

（ 1 ）近年来随着发电机励磁系统参数实测工作的大范围普及和相关管理措施的出台，数字式 AVR 中电压控制主环的基本性能已能满足国标相关要求， RTDS 的仿真检测实践也充分证明了这一点。

（ 2 ）表中除 5 套 AVR未改动软件程序外，其余 13 套为满足电气性能、稳定性、安全性等方面的要求，都对软件结构和程序进行了修改，软件改动率达 76.5%,表明目前已在现场运行的 AVR均不同程度的存在安全隐患。

（ 3 ）使用 PSS2 型的 AVR ，其低频段的阻尼性能不能令人满意，由表中统计这类问题占 70.6% ，位居问题 AVR 的排名第二，应引起有关方面足够重视。

（ 4 ） RTDS 仿真检测表明，尽管 AVR 中电压控制主环特性能基本满足要求，但是 AVR 的辅助限制环节设计及性能不佳也是存在的事实，这与长期以来对其重视程度不够和现场试验手段不足有关。

4 、测试结果分析及应对策略

4.2 应对策略针对 AVR 性能检测中出现的问题，建议采取下列应对策略：

（ 1 ）认真执行国标，强化发电机励磁系统的管理，规定重要电压控制枢纽点和重要发电设备使用的 AVR必须经过有资质机构的电气性能检测方准许进入电网运行。

（ 2 ）设备选型时应注意 AVR 有无强励电流瞬时限制功能，过励限制的设计是否超过发电机的承受能力，有无定子过流限制功能、性能如何；对已运行但证明有问题的设备应有补救措施，确保机组安全。

（ 3 ）当遇到 UEL 和 AVR 的 PID校正都采用纯积分时，在确保动作值正确的前提下，建议 UEL 中考虑采用较小的增益和较大的时间常数，以减小运行中的扰动。

（ 4 ）双套 AVR 中应避免两组 TV混用，既要防止 TV断线时扰动过大和误强励，也能在电网需要时提供充分的无功功率。

4 、测试结果分析及应对策略

3.1 应对策略

（ 5 ）各制造厂在完成 AVR 入网性能检测后，原则上严禁再对软件进行改动，各使用单位应保管好经过运行考核的应用软件，配合电网逐渐过渡到软件版本管理。

（ 6 ）关注现场交接试验项目和内容，特别是发电机负载运行时，对 AVR 各辅助限制环节的特性应做动态检查，发现问题时应查明原因，必要时进行仿真分析。

（ 7 ）新机投产和发电设备进行更新改造时，应尽量选择经过检验的且硬件设备已经换代的 AVR 产品，对阻尼特性低频段有特别要求的机组更应如此。

（ 8 ）对数字 AVR 的软件版本管理应提到议事日程上来。

4 、测试结果分析及应对策略

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目录

AVR 涉网特性检测试验简介常见问题分析

励磁相关新技术、新设备的性能测试结束语

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引言

测试结果分析与应对策略

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励磁调节器在 SEDC 信号接入后对电网影响的性能检测

上都电厂发电机组投入 SEDC后的特性仿真

5 、新技术应用测试

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SEDC（ SUPPLEMENT EXCIATATION DAMPING CONTROL ）简介

SEDC 工作原理图

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SEDC 性能检测 - 试验内容

试验模型静态通过性试验SEDC 特性评估SEDC与 RTDS 模型对比试验SEDC 与常规励磁功能协调试验SEDC 参数适应性试验

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上都电厂送出工程介绍

上都电厂发电机组投入 SEDC后的特性仿真

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研究成果及结论

目前，在华北电网上都电厂和托克托电厂送出等两个串补输变电工程存在次同步谐振问题，需要采取措施，以保证系统安全稳定运行。从 RTDS 建模仿真、实验室性能试验、现场试验对比修正，进行次同步谐振仿真并研究抑制措施。取得以下成果： 在 RTDS上建立了次同步谐振仿真模型，并依据现场试验数据对仿真模型参数进行了修正，为相关研究工作建立了平台。

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研究成果及结论

在 RTDS上进行了励磁调节器与附加励磁阻尼控制装置（ SEDC ）的联合抑制次同步谐振性能检测试验，研究了励磁调节器在 SEDC 信号接入后对电网的影响，制定并实施了上都电厂励磁系统与 SEDC 的功能和参数协调配合工程方案，为电网安全稳定运行提供了技术保证。

6 结束语

数字励磁调节器入网性能检测的工作是在没有严格标准可参照的情况下逐渐摸索才完成的，相信在有关方面的支持下可以完善检测方法和相关的内容。 目前已在前期检测的基础上，完成了相关的四项内容：（ 1 ）制定行标“数字式自动电压调节器涉网性能检测导则 (送审稿）”；

（ 2 ）完成“数字 AVR 完整功能特性仿真”论文（ 3 ）完成“励磁调节器辅助限制特性及技术指标探讨”论文（ 4 ）完成“ RTDS 仿真与实际 AVR 特性比较优选波形图”

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祝各位专家身体健康

万事如意！！！