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發電機的各種勵磁方式中，自并勵方式以其接線簡單，可靠性高，造價低，電壓響應速度快，滅磁效果好的特點而被廣泛應用。隨著電子技術的不斷發展，大容量可控硅制造水平的逐步成熟，大型汽輪發電機采用自并勵勵磁方式已成為一種趨勢。國外某些公司甚至把這種方式列為大型機組的定型勵磁方式。近二十年來，USA、加拿大對新建電站幾乎一律采用自并勵勵磁系統，加拿大還擬將火電廠原交流勵磁機勵磁系統改為自并勵勵磁系統。在國內，雖然國產大中型機組大都采用三機勵磁方式，但近年來進口的大中型機組大都裝備的是自并勵勵磁系統，對于600MW以上汽輪發電機組，自并勵勵磁已基本成為定型方式。隨著電網的不斷擴大，對于大型機組業界人士也越來越傾向于采用自并勵方式。因為從國內外運行情況來看，采用自并勵勵磁和附加勵磁控制，已成為改善電力系統穩定性的有效措施。本文就自并勵汽輪發電機勵磁電源的幾個問題：自并勵接線方式、勵磁變的選擇、自并勵的起勵、發電機勵磁試驗電源問題，結合鴨河口電廠350MW自并勵汽輪發電機組(ABB機組)的定量分析進行探討。
自并勵接線方式
1.1 接于發電機出口母線
這是自并勵的典型接線方式，勵磁電源取自發電機機端并聯變壓器。接線方式比較簡單，只要發電機在運行，就有勵磁電源。該接線方式可靠性高，當外部短路切除后，強勵能力便迅速發揮出來。缺點是勵磁電源受機端電壓影響，當線路首端發生三相短路故障時，由于機端電壓下降，會使強勵作用有所減弱，對暫態穩定不利，在負荷中心的發電機則可能對系統的電壓穩定產生影響，如果較長時間短路未被切除，則不能保證勵磁。目前現代大型機組大都采用單元接線方式，發電機經封閉母線接到變壓器后直接接至高壓電網，發電機出口三相短路的可能性很小，其產生的不利影響可按升壓變高壓側故障考慮。對于機端單相接地故障(占短路故障總數的80％左右)，機端電壓可達0.7P.U以上，仍可有效進行強勵。而且對于這種接線方式，機端故障后應切除發電機，自并勵的缺點并不影響發電機。對于發電廠高壓母線出口近端三相短路，雖然母線電壓大幅度下降會影響強勵倍數，但現代電網大都配有快速動作的繼電保護裝置及快速斷路器，能夠將短路迅速切除(0.1—0.2s)，短路故障一旦切除，發電機電壓迅速恢復，強勵能力也就跟著恢復?？梢哉f采用現代技術的繼電保護及快速斷路器，不但彌補了自并勵勵磁系統在這方面的缺點，而且對保持暫態穩定來說，快速切除故障比提高勵磁系統性能更為重要。如果不能迅速地將近端三相短路故障切除，即使采用其它勵磁方式，也不能維持發電機的暫態穩定。
由于采用機端勵磁電源，靠發電機剩磁無法建立電壓，需要外加起勵電源，另外，在機組調試階段及機組大修后進行發電機特性試驗時，還需要一大容量的試驗電源。
1.2 接于廠用母線
這種接線方式不需要起勵及試驗電源裝置。但當外部短路切除后，廠用電動機在轉速恢復過程中吸收大量無功電流，在廠用變壓器上造成較大的電壓降落，影響廠用母線電壓及時恢復正常，從而影響勵磁裝置的強勵能力。另外，勵磁變通過廠用變這個中間環節供電，不但增加了廠用變壓器的容量，而且受廠用電運行情況的影響，供電可靠性差。因此，這種接線方式要求所在廠用母線具有相對獨立性，并有可靠自投的備用電源，而且最好投入之后母線電壓能保證額定值的85％以上。
1.3 接于系統側
勵磁電源直接取自發電廠升壓站高壓母線，可以解決起勵電源及試驗電源問題。但是對于這種接線方式，當系統發生事故發電機跳閘后，由于系統電壓低，勵磁裝置不能主動地恢復正常；在系統電壓極低的情況下，往往可能失去勵磁。另外從投資經濟角度上來說，勵磁變接于升壓站母線，升壓站就需增加一間隔，需加裝斷路器、隔離刀閘、接地刀閘等一次設備，增加了設備投資及設備維護量，并且這種接線方式受運行方式影響較大，可靠性不是很好。
比較三種接線方式，接于機端發電機出口母線是一種簡單、優先的方案．河南新近投產的鴨河口電廠2×350MW機組(ABB機組)和洛陽熱電廠擴建工程2×160MW機組(俄羅斯機組)以及正在籌建的禹州電廠1期工程2×350MW機組(西屋公司機組)，均采用發電機出口封閉母線，機端勵磁方式。下面問題的討論僅限于第一種接線方式，即勵磁交接于發電機出口母線。
2 勵磁變的選擇
勵磁變繞組的聯接組別，通常為Y，yo，對于副方電流大的情況下，采用Y，dll組別。勵磁變就設計和結構來說，與普通配電變壓器一樣，短路電壓4％－8％?？紤]到勵磁變必須可靠，強勵時要有一定的過載能力，且勵磁電源一般不設計備用電源，因此宜選用維護簡單、過載能力強的干式變壓器。從目前國內干式變壓器制造工藝水平來說，已能生產容量達16000kVA、電壓等級35KV的干式變壓器，以滿足大型機組的需要。若從降低勵磁系統造價來說，采用油浸變壓器也是可行的。當勵磁變壓器安裝在戶外時，由變壓器副方到整流橋之間的饋線，由于有電抗壓降，不宜太長，特別是在勵磁電流很大的情況下，這一點必須考慮。還有不宜用單芯鎧裝電纜，而應選用橡皮電纜。因為單芯鎧裝電纜通以交流電時，在鋼甲中需要感應較高的電壓以及不能忽略的電流，并對通信電纜造成干擾。
三相勵磁變的選擇計算如下；
計算變壓器的變比和容量用到以下參數：(鴨河口電廠實際值)
發電機額定勵磁電流Ifn＝4469A
發電機額定勵磁電壓Ufn＝364V
強勵倍數Kc＝2
可控硅最小控制角αmin＝10。
變壓器漏抗Xk一般取4％一8％
饋電回路電壓降之和∑△U：一般為2—4V
按照可控硅全控橋整流計算方法計算勵磁變低壓側Us：
1.35 Us COSαmin = Kc Ufn + 3Kc Ifn Xk /π + ∑△U
由于在初設時Xk無法確認，∑△U也為估計值，因此可以把回路中總的電壓損失估計為15％。
由COSαmin≈COS0。=1
則：上式可變為Us ＝ Kc Ufn ／(85％×1.35)＝2×364／(85％×1.35)＝634．4V
實際取勵磁變副邊電壓Us＝650V
發電機出口電壓為22000V，所以勵磁變變比為22000V／650V。
勵磁變壓器也可以由直流側電流折算，取裕度系數為1.15，則副邊電流為：
Is＝1.15×0.816×Ifn＝1.15×0.816×4469＝4193.7A
實際取勵磁變副邊電流Is＝4393.3A
由Is、Us可以計算出勵磁變容量：
S＝√-3 Is Us＝√-3 ×634.4×4193.7＝4608kVA
實際變壓器容量S＝4950kVA，留有一定的容量。
3 自并勵方式的起勵
當發電機被汽輪機拖動至額定轉速時，發電機轉子鐵芯剩磁可能使發電機電壓升至幾十伏或數百伏(約為額定電壓的1％一2％)，對于勵磁變接于極端的方式，勵磁調節器由于同步電壓太低，無法形成觸發脈沖，勵磁回路無法導通，這就需要采取措施，其中最常見的辦法就是外加起勵電源，供給初始勵磁，待發電機電壓升到一定值時自動退出，由調節器自動升壓到額定值。
鴨河口電廠的起勵電源選擇計算如下：
發電機額定勵磁電流：Ifn=4469A
發電機額定勵磁電壓；Ufn＝364V
由發電機出廠試驗特性曲線可知，發電機空載額定電壓時勵磁電壓為Uf0＝90V，勵磁電流為If0＝148lA
調節器要求在同步電壓必須大于20％額定電壓時才能自動投入，此時對應的轉子電流為：1481×20％＝296A
實際選用起勵容量為10.46kVA。變比為：400V／21.5V
副邊額定電流為：281A
經全波整流，直流電流為：281×1.225＝334A>296A
為滿足起勵要求，留有一定余量。
起勵變副邊電壓按能滿足起勵發電機電壓達30％Ug設計。
轉子電阻：R＝0.062Ω
20％Ug時起勵變副邊電壓U1＝296×0.062／1.36＝13.6V
則30％Ug時起勵變副邊電壓U2＝148l×30％×0.062／1.35＝20.4V＜21.5V，滿足上面要求。
以上計算比較粗略，首先把發電機空載特性曲線線形化就會產生20％Ug、30％Ug時勵磁電流的誤差，但該誤差只能使計算偏大，使余量再多一些，因此誤差可以不考慮。另外，起勵變的容量和調節器對同步電壓最低限值的要求有關，隨著調節器集成化、微機化的應用，可使同步電壓的工作范圍大大增加，起勵電源的容量就可以減少很多。
自并勵機組的起勵，除了上述外加起勵電源的它勵方式外，利用殘壓起勵也是值得考慮的方法之一。解決的方法可以從兩個方面著手：一是對殘壓進行全波整流。作為發電機的初始電流，具體方法可以考慮用外加觸發脈沖，使可控硅整流橋在起勵初始時完全導通；另一方法是將由接觸器控制投退的全波整流橋和可控硅整流橋并聯，起勵時投入，發電機電壓上升到一定值時退出。二是對調節器的同步電壓信號進行改造，使發電機電壓在小于1％Ug時，也能提供有效的同步電壓信號，以便調節器在殘壓下也能可靠工作。
在考慮采用殘壓起勵時，應該注意到殘壓每一次開機后不一定一樣，要實現自動建壓，必須滿足一定條件：即發電機特性曲線應在整流特性曲線之上，而且二者差值越大，自動建壓越快。因此在選擇起勵方式時，可以把它勵方式和殘壓起勵方式結合起來，既可以保證殘壓起勵的可靠性，又可以降低外加起勵電源的容量(僅相當于充磁)。
4 試驗電源問題
在機組調試階段及機組大修后進行發電機特性試驗時，自并勵發電機需要一大容量的試驗電源來滿足其空載、短路試驗時對動力的要求，一般可考慮取自廠用高壓母線或者通過主變從系統倒送過來。
4.1 取自主變低壓側(通過主變從系統倒送電)
主變允許做沖擊試驗的情況下，勵磁試驗電源可考慮取自主變低壓側，從系統倒送過來。當出現發電機與主變之間有斷開點，勵磁變接于斷開點主變側的情況時，勵磁電源可從系統直接倒送過來。當出現發電機與主變之間無斷開點或者勵磁變接于斷開點發電機側的情況時，需要斷開勵磁變與發電機出口母線的連接，用高壓電纜連接至主變低壓側。對于后一種情況，在做發電機特性試驗前發電機出口母線與主變低壓側不能連接，待試驗完畢后，恢復正常再連接。不過這項工作將占用開機后的不少時間，而且在以后機組大修期間，每次發電機特性試驗均需斷開發電機母線與主變的連接，不但浪費工時，還增加了不安全因素。
4.2 取自廠用高壓母線
發電機勵磁試驗電源取自廠用高壓母線，對于這種情況，首先要考慮勵磁變能否滿足發電機空載、短路試驗時對動力的要求。要依據發電機廠家提供的發電機空載、短路試驗的特性曲線，比較這兩種特性試驗所需的額定勵磁電流。對于發電機短路試驗，勵磁電流一般是短路電流達到額定時對應的勵磁電流；對于發電機空載試驗，則有所區別，就國產機組而言，一般要求1.3倍額定空載電壓下對應的勵磁電流，對于只做發變組空載特性曲線，一般是1.05倍額定空載電壓對應的勵磁電流，對于發變組整體試驗時變壓器勵磁電流的影響，還需考慮一定的裕度系數。另外要考慮臨時電源的接線問題，一般可從高壓廠用段備用柜接線，如果容量不夠，可考慮從啟備變低壓側連接，不過這在恢復系統時，要花費不少工時。
鴨河口電廠勵磁試驗電源計算：(勵磁試驗電源取自廠用6kV段)
勵磁變變比K＝22000V／650V
轉子電阻R15＝0.062Ω
可控硅最小控制角αmin＝10。
由發電機出廠空載試驗特性曲線可知，發電機在1.1倍空載額定電壓時勵磁電流為If0＝1756A(設備合同要求發電機空載特性試驗電壓1.1Ue)。
由發電機出廠短路試驗特性曲線可知，發電機在額定短路電流時勵磁電流為Ifk＝2850A。
發電機特性試驗時的額定勵磁電流為Ifk＝2850A。
轉子電阻折算至工作溫度時：R75＝R15×(235+75)／(235+15)＝0.077Ω
發電機特性試驗時的額定勵磁電流所對應的勵磁電壓：Uf＝Ifk×R75＝2580×0.077＝219.5V。
勵磁試驗電源取自廠用6kV段時，勵磁變副邊電壓為U2＝U／K＝650×6000／22000＝177.3V。
折算至整流柜直流側電壓U_＝1.35U~COSαmin＝1.35×177.3×0.985＝235.8V＞219.5V。滿足發電機特性試驗要求。
對于發變組短路特性試驗，考慮到主變激磁電流的影響，取裕度系數4％，則U,f＝1.04×219.5＝228.3V。滿足短路特性試驗要求。
在鴨河口1號機組發變組短路特性試驗時，定子電流最高為11500A。
勵磁變高壓側電流：I高＝ √-3 U2 Ifk / (√-3U1) = √-3×177.3×2850/(√-3×6000)＝84A
選用6kVI段備用開關柜即可滿足勵磁試驗電源要求。
另外有一點值得注意，勵磁試驗電源取自廠用高壓母線，比機端電壓降低較多，可能對勵磁裝置移相觸發、電源回路造成影響。筆者在洛陽熱電廠調試中遇到過這祥的情況，勵磁試驗電源取自廠用6kV段，由于可控硅整流橋主回路電壓降低較多，同步電壓很低時，控制電壓與可控硅移相角α的變化無法控制。為解決這個問題，我們在同步回路臨時加一個升壓變壓器，將同步電壓升高后再送到同步單元，經過開機試驗這一辦法效果很好。
