抽水蓄能电站励磁系统的特点1抽水蓄能电站简介我们知道，电力具有发、供、用同时完成的特性。
在负荷低谷时，发电厂的发电量可能超过了用户需要，电力系统有剩余的电能。
而在负荷高峰时，又可能出现满足不了用户需要的情况。
建设抽水蓄能电站能够较好地解决这个问题.。
抽水蓄能电站有一个建在高处的上水库(上池)和一个建在电站下游的下水库(下池)。
抽水蓄能的机组能起到作为一般水轮机的发电作用和作为水泵将下池的水抽到上池的作用。
在电力系统低谷负荷时，抽水蓄能电站的机组作为水泵运行，往上池蓄水。
在高峰负荷时，作为发电机组运行，利用上池的蓄水发电，送到电网。
世界抽水蓄能电站的运行实践证明，它的能量转换比率达75%，即深夜低谷抽水耗电4kW·h，可在高峰期间发出电力3 kW·h.。
一些发达国家的实践表明，电网发展到了一定的阶段，必须建设一定数量的抽水蓄能电站来改善和平衡电力系统的负荷能力，提高系统的供电质量和经济效益。
2抽水蓄能电站在电网中的作用既能调峰又能填谷，具有双倍容量功能。
抽水蓄能电站的机组从备用达到满负荷运行仅需120 s到150 s，这是火电机组所望尘莫及的。
且这种电站具有削峰和填谷的双重作用，因此它的调峰能力为其装机容量的2倍，比常规水电站和调峰机组的调峰能力要好得多.起停迅速，是理想的紧急事故备用电源。
抽水蓄能机组起停迅速，改变工况快，是良好的事故备用机组。
在日本、意大利等国家，有些抽水蓄能电站年利用仅500 h，绝大部分处于备用状态。
改善火电和核电运行条件。
抽水蓄能电站与核电配合运行所发电量成为可满足电网负荷变化要求的优质电能。
如电力系统日最小负荷率为0.6，系统为纯火电机组时，还得一些机组频繁地起停运行。
如果加入10 %的抽水蓄能机组，则火电机组的调荷能力只需20 %或稍多一点即可，同时“解放”了绝大部分火电机组，让它们在高效率区间运行。
对于核电站而言，尤其需蓄能电站配合改善其运行条件。
提高电网运行效益。
在水电比重较大的电网中，抽水蓄能电站可利用水电的低谷电能抽水转换成高峰电量，从而减少水电弃水量或火电耗煤量。
发挥线路的输电能力。
有了蓄能电站，相当于一条高速公路变成了两条高速公路——低谷时，线路可以满载运行，而高峰时，在主网线路满载运行的情况下，蓄能电站依然可以供给周围的高峰负荷，从而减轻了主网线路的压力。
显著的动态效益。
从国外的研究成果看，抽水蓄能的动态效益主要体现在承担短负荷、事故备用、调频、调相、提高系统运行可靠性等方面。
抽水蓄能电站的调相运行功能可减少电网无功补偿设备，从而节省电网投资及运行费用。
节省电力投资费用。
研究表明，兴建抽水蓄能电站，其投资比常规水电站少、工期短。
抽水蓄能电站可大大提高电网运行的安全性。
由于抽水蓄能机组起停速度快，改变工况速度快，是电力系统的“快速反应部队”，它的加盟，对电力系统的安全运行和事故备用都起到安全保障作用。
3我国抽水蓄能电站发展概况截至2004年底，全国已建成抽水蓄能电站11座，总装机容量5600MW，占全国电力装机容量的1.8%。
其中已建成的3座大型抽水蓄能电站是：北京十三陵抽水蓄能电站(4台200MW机组)、华北天荒坪抽水蓄能电站(6台300MW机组)和广州抽水蓄能电站(8台300MW机组)。
4抽水蓄能电站的发展过程抽水蓄能电站的机组，早期是发电机组和抽水机组分开的四机式机组；然后发展为水泵、水轮机、发电-电动机组成的三机式机组；现在已发展为水泵水轮机和水轮发电电动机组成的二机式可逆机组。
可逆机组大轴上端为发电电动机，下端为水泵水轮机。
在发电工况下机组作为水轮机-发电机运行，抽水工况下作为水泵-电动机运行，两种工况的转向相反。
抽水蓄能电站具有发电与抽水两种工况，对可逆式机组应设置换相开关来改变相序，从而改变电机的旋转方向。
换相开关多采用隔离开关，换相开关可设在主变压器高压侧，也可设在低压侧，但设在高压侧占地面积大，且二次接线复杂。
所以近期所建的抽水蓄能电站多将换相开关设在低压侧。
可逆机组极大地减小了土建和设备投资，得以迅速推广。
5抽水蓄能电站励磁系统5.1 抽水蓄能电站励磁系统构成抽水蓄能电站励磁系统全部采用自并励励磁方式。
机组正常运行时的励磁电源取自发电电动机机端，通过干式励磁变压器降压，经晶闸管整流后送至励磁绕组。
当机组抽水起动和电气制动停机时，励磁电源取自高压厂用电，通过干式起励变压器降压，经上述晶闸管整流后供给电动机起动和电气制动停机时的励磁。
为了提高起励运行的可靠性和灵活性，机组还可以由电站的蓄电池提供直流起励。
抽水蓄能电站励磁系统一般由励磁变压器、起励变压器、数字式调节器柜、交流电源及交流过电压保护柜、功率柜、电制动装置、灭磁及直流电缆接线柜、起励、灭磁电阻及直流过电压保护柜构成。
5.2 抽水蓄能电站励磁系统特点5.2.1 抽水蓄能电站励磁系统运行方式抽水蓄能电站的发电电动机在电力系统中可以按以下方式运行：①过励发电机运行；②欠励发电机运行，即进相发电；③过励电动机运行；④欠励电动机运行，即进相电动机运行；⑤过励同步补偿器运行，即调相运行；⑥欠励同步补偿器运行，即进相运行。
常规水轮发电机的运行极限曲线只分布在第一象限和第二象限，而发电电动机的运行极限曲线则占据了4个象限。
励磁系统的控制算法和它的各种限制器（过励限制器、欠励限制器等等）必须适应如此繁多的运行方式。
抽水蓄能电站的发电电动机在发电机和电动机工况下的功率曲线受到以下四条限制线约束：发电工况发电机定子铁心端部发热限制线；发电工况静态稳定性的限制线；水泵工况发电机定子铁心端部发热限制线；水泵工况静态稳定性的限制线。
蓄能机组承担调峰任务，起停频繁。
为了缩短停机过程和减少停机制动时制动闸块的磨损，一般均在机端设电制动开关，采用电制动和机械制动相结合的方式加快停机。
电制动过程中，励磁要经历先灭磁、再加励磁的过程。
许多常规机组不设电制动开关，也无此繁琐过程。
但对蓄能机组而言，这个繁琐过程则是必不可少的。
此外，在将机组以同步方式（包括变频起动装置方式和“背靠背”方式）起动为水泵—电动机运行的过程中，机组需加励磁，励磁调节器接受来自变频起动装置或监控系统的操作指令。
5.2.2 抽水蓄能电站励磁系统励磁电源的接线蓄能机组都采用自并励的励磁接线。
如果发电机端设断路器，则励磁变压器接于断路器靠系统的一侧，以保证水泵工况起动过程中电动机能够获得励磁电源。
如果发电机端不设断路器，则励磁变压器仍接于主变压器低压侧，保证正常运行时的励磁；为保证停机电制动和电动机工况起动时的励磁供给，需另设第二台励磁变压器，电源取自厂用电。
5.2.3 抽水蓄能电站励磁系统的起励发电工况起励一般由电站的蓄电池提供直流起励电流，通过闭锁二极管限流电阻及接触器送到磁场回路。
当机端电压接近发电机额定电压的5%时，晶闸管开始工作。
当励磁变低压侧电流超过空载电流20%时，直流起励回路切除。
当然，如果直流起励回路故障或停止使用，可以采用由高压厂用电提供电源的起励变压器起励。
在机组转速上升至90%额定转速时，由起励变压器切到励磁变压器供电。
对于抽水工况，如果机组容量大，则必须采取减少冲击的软起动方式。
可供选择的起动方式有很多种，最常用的是采用静止变频起动装置起动。
变频起动装置（SFC）的功能是将工频50 Hz的输入电压，转化为频率在0～50Hz范围可调的输出电压。
SFC的容量一般为被起动电机容量的5%～8%，机组转速、飞轮转矩、额定容量和用户要求的起动时间及各部分损耗均会影响到SFC 装置的容量，一般要求SFC装置的容量应满足在3.5～4.0 min内将机组从静止状态加速到同步状态所需的最大功率要求。
SFC装置一般由输入变压器（或输入电抗器）、晶闸管整流器、平波电抗器、晶闸管逆变器、输出变压器（或输出电抗器）及避雷器等组成。
此外，大中型的抽水蓄能电站还在主接线设计时考虑了以“背靠背”方式将机组起动为水泵—电动机运行。
为此，需将2台机组在机端相连接，一台机组作为同步发电机由水轮机驱动零起升速，另一台则作为同步电动机被发电机驱动零起升速，直到达到同步转速后并网。
如果电站的所有机组都是可逆式抽水蓄能机组，那么采用“背靠背”方式起动时总有一台机组无法起动，“背靠背”方式通常作为变频起动装置起动的后备手段。
国外有些抽水蓄能电站利用本电站或附近电站的常规发电机组“背靠背”起动，不设变频起动装置。
当采用变频起动装置（SFC）方式和“背靠背”方式起动时，励磁由起励变压器提供，励磁电流按SFC方式和“背靠背”方式要求值进行控制。
当机组并网后，由起励变压器切至励磁变压器供电。
机组用SFC起动时，对励磁电流大小的控制与机组频率有关。
当机组从静止到开始转动时，励磁电流为空载额定值左右，随后励磁电流降低到空载额定值的一半左右。
随着频率增加，励磁电流又逐渐增大至额定值。
5.2.4 抽水蓄能电站励磁系统的灭磁及极性切换正常情况下机组停机采用逆变灭磁，经延时后磁场断路器跳，断开磁场回路。
当发生事故时，直接跳开磁场断路器，磁场能量经非线性电阻迅速放电进行灭磁。
磁场回路应设有极性切换连接板，定期倒换极性，以均衡两个滑环及电刷的磨损。
5.2.5 对自动励磁调节器的要求作为励磁系统的核心部分，励磁调节器一般应采用微机励磁调节器，要求调节器为双自动电压调节器和双励磁电流调节的手动调节通道。
正常时一个电压通道运行，另一个电压通道备用，备用通道通过自动跟踪回路跟踪运行通道。
当运行通道故障时自动切换到备用通道。
当机组变频起动、“背靠背”起动及电气制动停机时，励磁电流是利用磁场电流调节回路来控制的。
励磁调节器还应具有下列辅助功能：无延时的最大励磁电流限制，控制最大允许顶值电流；带反时限的最大励磁电流限制，控制最大允许连续励磁电流；无延时的最小励磁电流限制，控制最小允许励磁电流；发电机无功、有功电流调差率调整；V/Hz限制；功率因数控制；带有反时限的定子电流限制；无延时负荷角限制（低励限制）；电力系统稳定器（PSS）；电压设定值与系统电压的预平衡功能（跟踪）。
5.2.6 励磁系统跳闸及报警励磁系统应有下列跳闸信号：转子过电压；晶闸管熔丝熔断；晶闸管冷却风机故障；励磁起动时间过长；励磁电源故障；励磁变压器线圈温度过高；磁场断路器故障；起励变压器温度过高；电气制动停机时间过长。
励磁系统应有下列报警信号：发电机电压互感器故障；自动通道交流电源故障；交流过电压保护动作；晶闸管熔丝熔断报警；晶闸管冷却风机故障报警；直流电源故障；励磁变压器线圈温度高；起励变压器线圈温度高；通道故障；功率柜空气温度高；脉冲故障；过励限制器动作；强励限制器动作；V/Hz限制器动作；低励限制器动作。
5.2.7 励磁系统控制对于发电工况、水泵工况、停机及电制动、起励时励磁电源切换几种工况，励磁系统均应与电站控制系统配合完成相应的操作。
