在蒙西电网现役机组中，机端变自并励励磁系统和三机励磁系统为绝大多数机组广泛采取的两种励磁方式。海勃湾发电厂是一座一、二期装机容量为600MW，三期正在扩建的大型坑口电厂，一期投产的2＊100MW机组采用主励、副励、发电机三机励磁系统，刚投产时采用北重厂配套生产的GLT-4A型模拟励磁调节系统，后更换为清华大学研制的GEC-1型微机励磁系统，采用NEC控制逻辑；二期新投产的2＊200MW机组采用东方电机厂生产的GES-3223型机端变自并励励磁调节系统，采用PID控制逻辑。本文通过对一、二期励磁系统性能分析比较，针对现场励磁系统存在的一些问题，提出了自己的看法和建议。
1 二种典型励磁系统的性能特点分析与比较
1.1 励磁系统的组成
自并激静止励磁系统由励磁变压器、可控硅功率整流装置、自动励磁调节装置、发电机灭磁及过电压保护装置、起励设备及励磁操作设备等部分组成。
三机励磁系统由主励磁机、副励磁机、2套励磁调节装置、3台功率柜、1台灭磁开关柜及1台过电压保护装置等组成。
1.2 机组的投资及工程造价
与三机励磁系统相比，自并激静止励磁系统由于取消了主、副励磁机，大大缩短了机组长度（单机约6-8m）,不但减少了大轴联接环节，缩短了轴系长度，提高了轴系稳定性，而且对建设同等容量的机组，使主厂房长度大幅减小，既降低了厂房造价，又减小了机组投资。
1.3 励磁系统的运行方式
自并励励磁系统采用双通道冗余容错结构，从信号采集、调整输入、计算、信号输出都为独立的2套硬件回路，两通道既有联系，又可独立工作。双通道采用主、从方式并联工作，互为热备用，理论上不分主通道和备用通道，先上电者为主通道，后上电者为从通道，主通道输出脉冲闭锁从通道脉冲的输出，通道之间靠软件实现相互自诊断、相互跟踪、相互通讯、相互切换。此外励磁系统在运行过程中可实现在线修改参数、更换故障元件和进行实时通讯，同时调节器采用串口方式接入DCS系统，除进行就地操作外，还可通过DCS的操作界面进行励磁参数的调节，并将励磁系统的运行参数、装置状态等信息上传至DCS系统。该励磁系统具有恒电压、恒电流2种运行方式，恒电压方式属于自动方式，恒电流方式属于手动方式，二者可进行动态相互切换，不会产生端电压和无功负荷的波动，发电机正常运行于恒电压方式。当两套励磁调节自动回路出现故障时，装置将自动由"自动方式"（恒电压方式）切换到"手动方式"（恒电流方式）运行。
海电三机励磁系统经改造后，采用A、B两套非线形励磁调节器并列运行，从信号的采集、处理、计算、输出和整流装置的输出都为独立的2套硬件回路，装置不分主、从之分，当一套调节系统发生故障时，另外一套装置可满足系统各种要求。该励磁系统两套调节装置正常运行于恒电压方式，只有当励磁系统进行调试时，才答应切换到手动方式。
1.4 励磁系统的可靠性
对直流励磁机和三机励磁系统来说，旋转部分发生的事故在以往励磁系统事故中占相当大的比例，如直流励磁机产生火花、交流励磁机线圈松动和振动等，而且旋转部分的运行和维护工作量很大。而自并激静止励磁系统由于取消了旋转部件，没有了换向器、轴承、转子等，系统结构和接线大大简化，在大幅减小运行和维护工作量的同时，也大大减少了事故隐患，可靠性明显优于直流和交流励磁机励磁系统，而且自并激系统在设计中采用冗余结构，故障元件可在线进行更换，有效地减少停机概率，对运行维护要求相对较低。
1.5 机组的暂态、稳态水平
由于自并激静止励磁系统采用了可控硅电子技术，系统调节响应速度得到了进一步的提高。在小干扰时，自并激方式能够保持发电机端电压不变，对单机无穷大系统，发电机静态稳定极限功率为：
�max=VgVs/Xs——————（1）
式中：Vg为发电机机端电压；
Vs为系统电压；
Xs为发电机与系统的等值电抗。
而三机励磁系统在故障过程中只保持发电机次暂态电势或暂态电势Eg‘不变，其极限功率为:
P‘max=Eq‘Vs/（Xs Xd‘）——-（2）
式中：Eq‘为发电机Q轴暂态电势；
Xd‘为发电机直轴暂态电抗。
根据式（1）和（2）计算得出Pmax大于P′max，即自并激静止励磁系统的静态稳定极限较三机励磁系统高。在自并激系统最不利的发电机出口三相短路工况下，由于机端电压即整流电源严重下降，即使在故障迅速切除后机端电压的恢复仍需一定的时间，自并激系统的强励能力必然有所下降。为此在设计整流电源电压时按发电机额定电压的80计算,加上大中型机组发电机出口均采用了封闭母线，机端三相短路可能性基本消除。因此，自并激系统强励倍数高，电压响应速度快，以及先进的控制模型，能够有效地提高系统暂态稳定水平。以高压出口三相短路为例，强励按2倍计算，自并激励磁系统的暂态稳定水平与实际时间常数Te=0.35s�的常规励磁系统基本相同。假如一个电网全部采用自并激励磁系统，则暂态稳定水平比常规励磁更好：当发生三相短路时，除离故障点近的自并激机组受电压降落影响外，其余机组端电压数值较高，这些快速调节性能提高了系统的暂态稳定性。
2建议
2.1 励磁系统过压问题
对于大功率、高电压可控硅整流桥而言，在可控硅元件通断换相过程中，不可避免地将产生换相过电压。根据有关文献资料介绍，这种换相过电压有时可能高达4500V，对可控硅元件、发电机转子线圈等都将产生很大的影响，尤其对转子线圈而言，这种过电压不仅表现在对地绝缘的影响，而且表现在对线圈匝间绝缘的影响上，因为对线圈而言，它是一种行波。同时由于励磁变绕组间存在寄生电容，机组励磁变电源的投入或切除以及大气过电压均会在变压器中产生过电压，因此采用自并激励磁系统的发电机一方面必须非凡注重转子对地绝缘和匝间绝缘强度的设计和试验，提高绝缘水平和试验电压，对地耐压至少应在4500V及以上；另一方面必须采取相应的措施来限制过电压。采用简单的熔断器、非线性电阻和SCR（可控硅）组合的方法并不会对发电机绕组实现可靠的保护。故针对我厂2＊200MW机组建议对机组励磁回路采取以下措施：a.在一、二次绕组间加隔离屏蔽层。b.在二次绕组接入对地电容。c.由于一次侧有避雷器，建议在低压侧安装可靠的过电压吸收装置。
2.2 系统稳定问题
海电位于蒙西电网的末端，地处内蒙乌海市，近几年随着乌海经济的飞速发展，据有关资料核算，由于电源建设的相对滞后、加之网架结构、地区供电网络呈树状供电结构等原因，海电4台机组所处系统极易发生低频震荡，出于对电网安全运行考虑，蒙西电网对PSS功能需求日渐紧迫。现海电一期二台100MW机组励磁系统分别于1995年3月、1996年5月大修期间更换为清华大学研制的GEC-1型微机非线性最优励磁控制器，投产以来采用NEC控制方式（非线性控制NonlinearExcitationControl）；二期新投产2＊200MW机组采用东方电机厂生产的GES-3223型机端变自并激励磁系统，投产以来采用PID控制方式（比例、积分、微ProportionalIntegralDifferential），
4台机组励磁调节器出厂时都配置有PSS（电力系统稳定器PowerSystemStabilizer）附加功能，且通过软件的修改PSS的功能极易实现。在现阶段，据资料分析对单机无穷大系统而言，采用PID PSS励磁控制方式较采用NEC PSS励磁控制方式适应性更好，维持发电机出口电压能力更强，故建议对一、二期4台机组皆采用PID PSS控制方案，这样在系统发生低频震荡时，通过PSS装置中的双超前滞后功能来增加系统正阻尼，解决系统震荡问题，提高系统的动态稳定性。
2.3 整流装置冷却风机问题
一期2＊100MW机组3台GZL-4A型整流柜风机设计为双电源供电，双路电源皆间接取自380/220V一段母线，正常时一路工作一路备用，若双电源皆失，交流侧开关15秒后自动跳闸，导致发电机失磁，投运以来类似现象已发生几起，为防止类似现象的发生，建议采取下列方法：a.将2路风机电源取自独立的2段母线；b.双电源失电后3台整流柜交流侧电源开关不延时跳闸，采用向集控发信号的方式，在规定的时间内，适当降低有、无功出力，联系有关人员及时处理，如在规定时间内得不到处理，建议采取手动将机组解列的方式。
