生产过程自动化
华中科技大学
水电与数字化工程学院
1. 概论
水电站在电力系统中的作用
电源电
力
系
统
电网
火电
水电
核电
风力与潮汐发电
输电线路
变电站
负载
电力系统的组成：
水电站生产的特点：
水能是一种非常优越的能源
水能是一种再生能源
水能是一种洁净能源
水能可以综合利用
水电能源可以储备
电能无法储存，发电与用电必须保持平衡。为了
协调发电与用电的矛盾，利用水库对河川的径流进
行调节，即利用水库先把输入的水能储蓄起来，然
后按照系统的需要供水电站使用。另外，抽水蓄能
电站可以把水能转换成为电能，还可以把电能转换
成为水能。
担负电力系统的调峰、调频任务
由于电力系统的发电和用电必须保持平衡，
但用电在一天内的波动很大，因此系统中应有
一部分机组担任调峰、调频的任务。
火电机组启动、停机慢，高效率区域窄，不
益担任电力系统的调峰、调频任务；
水电机组启动、停机快，高效率区域宽，且
操作方便，益担任电力系统的调峰、调频任务。
担负电力系统的事故备用
备用容量=系统可用电源容量-发电负荷 ；
由于水电机组具有启动、停机快的特点，故
宜于承担电力系统的事故备用容量。
担负电力系统的调峰、调频任务
由于电力系统的发电和用电必须保持平衡，但用电
在一天内的波动很大，因此系统中应有一部分机组
担任调峰、调频的任务。
火电机组启动、停机慢，高效率区域窄，不益担任
电力系统的调峰、调频任务；
水电机组启动、停机快，高效率区域宽，且操作方
便，益担任电力系统的调峰、调频任务。
担负电力系统的事故备用
备用容量=系统可用电源容量-发电负荷 ；
由于水电机组具有启动、停机快的特点，故宜于承
担电力系统的事故备用容量。
备用容量包括负荷备用、事故备用和检修备用。
负荷备用：
用于调整系统中短时的负荷波动，并满足计划
外负荷增加的需要，一般为系统最大负荷的2—
5%。
事故备用：
用于代替系统中发生事故和故障的发电设备的
工作，以便维持系统的正常供电，一般为系统最
大负荷的5—10%。
检修备用：
为检修发电设备而设置的。
水电站自动化的目的
自动化程度是水电站现代化水平的重要标志之一，
同时自动化技术又是水电站安全经济运行必不可少
的技术手段。随着机组容量的不断增大，自动化技
术对水电站安全经济运行起着越来越重要的作用。
水电站自动化是指：应用先进的控制技术、计算机
技术、通讯技术和优化技术等，使水电站生产过程
的操作、控制和监视能够在无人和少人参与的情况
下，按照预定的计划或程序自动的进行。
实现水电站自动化的目的：
提高水电站运行的可靠性
实现水电站自动化以后，通过各种自动装
置能够快速准确和及时地进行检测、记录和
报警，当出现不正常工作状态时，发出相应
的告警信号，通知运行人员及时地加以处理；
发生事故时，能够自动紧急停机或断开发生
事故的设备，并可自动投入备用机组或设备。
保证电能质量
电能质量的两个最主要的指标是电压和频率：
ΔU≤±5%Ur ;
Δf≤±()%fr
由于电力系统的负荷是随时在变化的，要维
持电压和频率在规定的范围内，可以通过自动
装置可以快速而准确地调整机组的有功和无功，
来保证高质量的电能质量。特别是在事故情况
下，通过自动装置快速的调节和控制对迅速恢
复电能质量具有决定性的意义。
提高水电站运行的经济性
水电站的经济运行是指：通过自动化装置或系统
合理地制定水电站的运行计划，在保证水电站发电
设备安全的前提下，满足电网调度需要，获取最大
的发电效益，最大限度地延长设备的使用寿命。
提高劳动生产率
应用自动装置和系统来完成水电站运行中的各项
任务，减少运行人员直接参与操作、控制、监视检
查和记录等工作，改善了劳动条件，减轻了劳动强
度，提高了运行管理水平。
水电站自动化的内容
自动控制水电机组的运行方式，实现开、停机
和并网、发电转调相或调相转发电等过程的自
动化
实现水电机组的安全经济运行
实现对包括主变、母线和线路等主要电气设备
的控制、监视和保护
完成对水工建筑物运行工况的监视与控制
水电站自动化是各种自动化装置和系统来完
成的。其中：
基础自动装置（或系统）
用于完成对发电设备进行某项特定控制或检
测任务的装置（或系统）。如：水轮机调速器、
自动励磁调节器、温度巡检装置等。
综合自动装置（或系统）
用于实现对水电站或发电设备进行某项综合
控制的装置（或系统）。如：频率－电压成组
调节装置、电压－无功成组调节装置、闸门控
制系统等。
从控制论的角度看水电站的自动控制装置
（或系统）可分为：
顺序控制
如用于完成机组自动开、停机组控制的机组
自动装置等。
恒值控制
如用于完成机组转速调节任务的水轮机调速
器和用于完成机组电压调节任务的自动电压调
节器等。
跟踪控制
如用于完成泻洪流量控制任务的闸门控制系
统等。
1.４ 水电站自动化技术的发展情况
广泛采用计算机控制技术
微机调速器、微机调节器、微机保护和计算
机监控系统等。
采用现代检测技术和信号分析技术
采用新型传感器和振动信号分析技术。
应用先进控制技术
应用智能控制、非线性控制、模糊控制等。
应用网络通讯技术和数据库技术
应用现场总线、局域网和远动技术。
应用现代制造技术
应用现代机械液压随动系统、整流器、软启
动器等。
计算机技术在水电生产过程中的应用
计算机技术在水电生产过程中最重要的应用是计
算机监控系统，主要完成自动检测、优化计算、自
动控制、自动事故处理和运行管理的任务。
计算机监控系统具有控制功能完善，数据处理方
便，操作显示集中，运行安全可靠的特点。它是由
计算机技术、信号处理技术、测量技术、网络通讯
技术和人机接口技术相互发展和渗透而产生的。与
常规控制系统相比，具有显著的优越性。
目前，我国大中型水电站广泛地应用了的计算机
监控技术，并在水电生产过程中发挥了重要作用。
水电站计算机监控技术发展概况
水电站计算机应用的初创时期（60年代）：
计算机只是起到“离线”的应用，即计算机与控
制对象没有直接的联系，运行人员将水电站运行
中的参数（如：水位、流量、电压、频率等），
经计算机的外设输入到计算机，由计算机根据预
先编制的数学模型和程序进行综合分析计算和逻
辑判断后得到优化运行方式，然后经计算机的输
出设备显示或打印出来，运行人员根据计算结果
操作和调节运行设备。
集中式计算机控制系统的发展时期（60年代中－
７０年代中）：
到了这个时期，由于在计算机上提供了与过程装
置之间的接口，人们开始试验用直接的方法使计算
机与控制对象直接的联系，并获得成功。计算机配
上变送器、执行器和信号连接装置就完全可以实现
对水电生产过程的控制。
中央计算机
ＡＩＤＩ ＤＯ ＡＯ
水电生产过程
变送器 执行器
集中式计算机控制系统把几十个甚至几百个控制
回路以及上千个过程变量的显示、操作和控制集中
在单一计算机上来实现，其优点为：控制功能齐全，
可以实现常规控制难以实现甚至不能实现的功能和
最优控制、联锁功能等复杂控制。
但是，它存在三个主要问题：第一是集中的脆弱
性问题，单台计算机控制几十到上百个回路，把危
险也集中了，一旦发生故障，将导致生产过程的全
面瘫痪；第二是性能问题，单台计算机的速度和容
量不够，负载过重；第三是开发问题，由于技术进
步，不断提出新的要求，使软件越来越复杂，造成
开发人员需求上的短缺和开发周期的不断增加。
目前，小型电站仍可采用集中式计算机控制系统。
早期的水电站分层计算机监控系统（70年代中－
８０年代末）：
集中型计算机控制系统存在的问题促使计算机
监控系统向分散化发展，由此产生了监督计算机
控制系统（ＳＣＣ，Supervisory Computer
Control)。ＳＣＣ由二级计算机组成，第一级计算
机与生产过程连接，取代常规仪表和控制器承担
测量和控制任务；第二级计算机根据水电站生产
过程的工况信息和数学模型进行计算，给第一级
计算机提供最优控制的信息。
第
二
级
计
算
机
第一级计算机
常规控制器
水
电
生
产
过
程
人
机
界
面
分层分布式计算机监控系统（９0年代后）：
水电站电力生产管理的集中性和控制的分散性
这一实际需要，要求水电站计算机控制系统采用
分层分布式结构。这种结构与水电生产过程的管
理结构相一致，一般分为三级：过程控制（仪表）
级、控制管理（现地控制）级、生产管理（电站）
级。各级既相互独立，又相互联系。
电站级计算机系统
┅
控
制
器
控
制
器
控
制
器
┅
局域网
现地级控制系统
控
制
器
控
制
器
控
制
器
┅
现地级控制系统
控
制
器
控
制
器
控
制
器
┅
现地级控制系统
分层分布式计算机监控系统是应用计算机技
术对水电生产过程进行集中监视、操作、管理
和分散控制的一种新型控制技术。
该系统概括起来是由集中管理部分、分散控
制检测部分和通讯部分组成。其中：
集中管理部分主要用于计算机控制系统的组
态和维护，水电生产过程的监视、操作、信息
管理和优化控制；
分散控制检测部分用于现地级单元的控制和
监测；
通讯部分连接计算机控制系统的各个分布部
分，完成数据、命令及其它信息的传递。
计算机监控系统的类型与结构
计算机监控系统可分为以下几种类型：
取消常规控制设备的系统，即全计算机监控系统。
主控级应采用双机热备；
以计算机为主，常规控制系统为辅的监控系统。
主控级可采用双机或单机；
以常规控制系统为主，计算机为辅的监控系统。
主控级可采用单机。
现地级计算机的设置原则是：
每台机组设一台，置于机组旁；
全厂公用部分至少设一台；
根据需要，可设一台负责闸门启闭控制和水位监
视的单元，置于坝上。
水电站计算机监控系统采用分层分布式结构
时，可以采用的网络结构有如下几种：
星型结构：各工作站由点对点链路连接到公
用交换中心。星的中心起着控制器的作用。网
络上的工作站间交换信息都要通过中央控制器。
这种拓扑结构体现了一种集中式通讯策略。交
换中心节点相当复杂，但各站通讯处理负荷较
轻。其缺点是中央控制器故障时会导致整个网
络的通讯中断。
中央控制器
工作站
工作站
工作站
工作站
环型结构：网络上的所有节点都通过点对点
链路连接，并构成封闭的环。线路上的信息按
点对点的方式传输，即由一个工作站发出的信
息只传送到下一个节点。若该节点不是发送信
息的目的站，就再把信息传递到下一个节点，
重复这个过程，直到发送的信息到达目的站为
止。环型结构的双向传送信息可以提高网络的
可靠性。
工作站
工作站
工作站
工作站
总线结构：网络上的所有节点都通过硬件接
口直接连接到线状传输介质（光钎、双绞线等）
。任何一个工作站的发送信息都在介质上传播，
并能被所有其它节点所接收。因为所有节点共
享一条传输链路，所以在某一时刻只有一个节
点能发送信息。因此，对介质的访问应规定某
种控制协议。
工作站
工作站
工作站
工作站工作站
水轮发电机的并列方式
1） 同步发电机在电网中并列运行的概念
正常情况时，在电力系统中并列运行的同步发电机是
以相同的电角速度、出口的折算电压相等的情况运行，
称为并列（或同步）运行。
由许多同步发电机并列运行组成的电力系统相对于孤
立网来讲，具有以下优点：
可以提高供电的可靠性；
可以提高供电的电能质量；
可使负荷分配更为合理；
减少电力系统的备用容量，并充分利用各种动力资源。
2. 水轮发电机的自动并列
水轮发电机在投入电力系统并列运行以前，与系统中的其
它发电机是不同步的，如果要使它与系统中已运行的发电机并
列运行，则必须按一定的要求完成各种操作。这种将发电机投
入电力系统并列运行的操作，称为并列操作或同期操作。用于
完成并列操作的装置称为同期装置。
由于同步发电机在开机时必须有并列操作，因此并列操作是
水电站一项重要且经常进行的操作。在正常运行时进行并列操
作，以便使机组投入系统并列运行；在系统或电站事故时，通
过并列操作来迅速恢复水电站甚至整个系统的正常运行。
水轮发电机有准同期和自同期两种并列方式，并且又分
为手动操作和自动操作：
自动（或手动）操作
准同期 自同期
2）准同期
准同期操作的过程：
满足
打开机组导叶到空载位置
发电机接近同步转速
发电机投入励磁
调节水轮发电机的电压和转速
判断发电机是否满足并列条件
将机组投入系统并列运行
不满足
同步发电机并列的条件：
发电机与电力系统的相序相同；
发电机与电力系统的频率相同；
发电机与电力系统的电压相同；
发电机与电力系统的相位相同。
如果完全满足并列条件的并列操作，发电机
定子回路的电流将为零，对机组将不会产生电
流或电磁力矩的冲击。
但是，在实际操作中很难精确满足并列条件。
实际上，只要造成的电流冲击和电磁力冲击不
超过允许范围，就不会对机组造成危害。
非同期并列操作可能使机组严重损坏：
如果相位差为180°时非同期合闸，则发电机定
子绕组的冲击电流将比发电机出口的三相短路
电流大一倍；
如果电压或频率不相同，将对机组产生很大的
电磁冲击力，甚至高达额定力矩的8-26倍。而
发电机出口短路时的最大电磁力矩只有额定力
矩的3-8倍；
可能造成非同期并列的原因为：
发电机的一次或二次接线不正确；
同期装置工作不正确；
运行人员误操作。
3）自同期
自同期操作的过程：
打开机组导叶到空载位置
发电机接近同步转速
发电机投入励磁
发电机断路器合闸
机组并入系统运行
自同期是针对系统发生故障时，系统电压和频率降低，
并且不断发生变化，使准同期并列困难时，而采用的同期
方式。
自同期的优点：
不需调整电压、相位和精确调整转速，操作简单；
由于并列操作时未投励，消除了非同期并列的可能；
与准同期相比，大大缩短了并列的时间。
自同期并列为电力系统发生故障而出现低频、低压时，启动
备用机组创造了很好的条件，对于防止事故扩大，迅速恢复系
统起到重要作用。
由于发电机以自同期投入系统时，未励磁的发电机相当于异
步电动机，因此自同期存在如下缺点：
出现短时间的电流冲击，并使系统电压下降；
冲击电流引起的电动力可能对定子绕组绝缘和定子绕组端部造
成不良影响；
冲击电磁力矩将使机组大轴产生纽矩，并引起振动。
但是，冲击电流和冲击电磁力矩均比发电机出口
三相短路时小，并且缩减快，通常不会对发电机造
成损害，但冲击电流产生的电动力可能对定子绕组
绝缘和端部造成累计性变形和损害。特别是自同期
时发电机处于冷状态，造成的不良影响比热状态下
的发电机出口三相短路更严重。
因此，根据各种同期方式的特点，水电站在同期
操作中：
以自动准同期作为机组正常时的并列方式，并带有
非同期闭锁；
以手动准同期作为备用，并带有非同期闭锁；
在事故时，采用自动自同期并列。
２.２ 同期点的选择和同期电压的引入
1） 同期点的选择
为了实现机组与系统的并列运行，水电站必须有一部分
断路器由同期装置来进行操作，这些用于同期并列的断路
器称为同期点。
选择同期点的基本原则是：如果一个断路器的两侧都有
电源，则该断路器应该是同期点。
确定水电站同期点的一般原则是：
发电机或发变组的断路器是同期点；
ＧS
同期点
ＧS
同期点
在对侧有电源的线路断路器
是同期点；
同期点
母线 电源
三绕组变压器或自耦变压器
与电源连接的各侧断路器是
同期点；
电源
电源
同期点
同期点
低压侧与母线连接的双绕组
变压器，应有一侧断路器作
为同期点，以便在变压器投
入时进行并列操作。
同期点
母线
分段断路器、母联断路器、旁路断路器是同期点。
母线Ｉ 母线Ⅱ
同期点
２） 同期电压的引入
采用准同期方式并列时，需检查同期条件，而同期条件的判
断是通过同期电压的检查来进行的。因此，需将待并发电机和
系统的电压通过电压互感器引入同期装置，进行比较判断。
由于机组的升压变压器通常采用Ｙ，d11接线，导致变压器
两侧相间电压存在３０ °的相位差。在中性点接地系统中，为
了校正引自ＰＴ电压的相位，可从变压器高压侧ＰＴ接成开口
三角形的绕组取得电压，使同期点两侧电压的相位相符。
uab
uab uab
相差３０ °
相位相同
PT
PT
２.３ 准同期点条件分析
1）对同期电压差的要求
当ΔU < 0 时：
对发电机而言，Ic呈容性，起助磁作用；
对系统而言，Ic呈感性，起去磁作用。
发电机吸收系统无功。
当ΔU < 0 时：
与上述情况相反，发电机向系统输送无功。
无功冲击电流不会引起电磁力矩冲击，但在Ic过
大时可能使发电机定子过热，还可能导致绕组端
部损坏。国家标准要求：
ΔU ≤ 5% — 10%Ur
2）对同期相位差的要求
当UG超前Usys时：
IC的有功分量与UF方向相同；
发电机并列后向系统送出有功。
当UG滞后Usys时：
IC的有功分量与UF方向相反；
发电机并列后向系统吸收有功。
国家标准要求发电机并列时的相位差小于10度。
3）对频率差的要求
当fG > fsys时：
发电机并列后，UG将超前USYS，因此产生冲击
电流，由于冲击电流IC的有功分量与UF方向相
同，故发电机并列后向系统送出有功功率，对机
组而言将产生制动力矩，结果使转子减速而与系
统同步。
当fG < fsys时：
发电机并列后，UG将超前USYS，因此产生冲击
电流，由于冲击电流IC的有功分量与UF方向相
反，故发电机并列后向系统吸收有功功率，机组
的转速上升最后与系统同步。
频率不同所造成的冲击与相位不同时是不一样的：
相位不同时（频率相同）所造成的冲击是固定的
（取决于相位差φ），即两个电压向量间无相对运
动；
频率不同时，两个电压向量间有相对运动。若把一
个向量看作静止不动，则另一个向量将不断与它重
合，又不断离开。因此，两个向量之差ΔU是波动
变化的脉动电压。如果发电机在频率差较大时并列，
则将使机组在很短时间内发出（或吸收）过多的功
率，结果使机组大轴产生振动，严重时甚至可能失
去同步。
因此，国家标准要求并列时的频率差不超过其额
定值的% — %HZ，即 — ；
２.4 手动准同期
手动准同期是指：由运行人员借助于仪表对发电机的电
压和频率进行调节，在满足准同期并列的三个条件时，运
行人员手动操作同期点断路器合闸，将发电机并入系统。
1）手动准同期操作时所需要的仪表
指示机组电压和系统电压的两只电压表；
指示机组频率和系统频率的两只频率表；
指示机组与系统频率差与相位差的一只同步表。
Ｇ
同期点
机组PT
ΔU φ
母线PT
母线
FU
FU
同步表
手动准同期并列时的操作：
当发电机电压低于或高于系统电压时，调节发电机
的励磁电流；
当发电机的频率低于或高于系统频率时，调节水轮
机的导叶开度，以改变机组的转速；
通过同步表观察频率和相位差，以便选择合适的时
机发出合闸，使断路器合闸瞬间的相位差很小。
手动准同期的缺点是：
并列的时间较长；
最佳合闸瞬间的选择与运行人员的经验和操作水平
有关；
不能实现机组的自动启动和并列。
因此，手动准同期一般只作为机组备用的并列方式。
自动准同期
自动准同期是指：由自动准同期装置完成的水
轮发电机并列操作与控制。
自动准同期装置应具有如下功能：
自动检查准同期的三个条件，在条件满足时自动
提前（包含机械动作时间）发出合闸脉冲，使断
路器在φ=0时接通；
当频率差不满足要求时，自动向调速器发出调整
信号，以消除频率差；
当电压差不满足要求时，自动向励磁调节器发出
调整信号，以消除电压差。
1）脉动电压
脉动电压（滑差电压）us(t) 是指合闸前同期点两
侧的电压之差。
2）滑差周期
滑差周期Ts是指脉动电压频率差的变化周期：
Ts=2π/ωs
频率差越大，滑差周期Ts就越小；
频率差越小，滑差周期Ts就越大。
由于在准同期并列时，频率差要求—，
则相应的滑差周期Ts=10— 4s。因此，滑差周期Ts的
大小，可判断发电机与系统的频率差Δf=fG - fsys。
3）导前时间
由于同期点断路器、合闸接触
器和辅助继电器等合闸机构的元
件存在固有动作时间。因此，在
满足准同期条件下，为了使断路
器触头在φ=0时接通，自动准同
期装置必须提前发出合闸命令。
从装置发出合闸脉冲到相位差为
0的这一段时间称为导前时间tD
，显然，导前时间tD应等于合闸
机构所有元件的固有动作时间之
和。
由于tD只与固有动作时间有关，
与频率差无关。按此原理构成的
自动准同期装置称为恒定导前时
间的准同期装置。
合闸脉冲
时间
相位差
时间
导前时间
微机型自动准同期装置的工作原理
微机型自动准同期装置由频率测量部分、电压及
相位测量部分、合闸回路、数据处理与计算部分以
及人机接口部分组成。 其硬件构成如图所示。
微型
计算机
电压与相位测量
频率测量回路
合闸回路
人机接口
断路器
机组电压
系统电压
1）频率测量
基本方法与硬件构成
应用计算机测量交流电量u(t)的频率时，常采用测周法：
首先利用计算机高精度的计数功能测量被测量电量u(t)的周
期T；然后，将周期T转换为频率：f = 1/T。
测频
计数
微型
计算机
测频
输入
滤波 整形
被测电量
整形
中断
计数
如上图所示，两次中断之间的时间即为交流电量的
周期T。利用计算机内部稳定的高频时钟信号对两次中
断之间的时间进行计数，得到计数值Nt，则Nt在数值上
正比于被测信号的周期T，通过下式计算频率值：
f = C / Nt
式中, C为常数，其数值取决于时钟信号的频率F。
例如，当F=1×106 Hz时，则在被测信号的频率为
50Hz时，其T=，Nt=20000，取C=1×109。。则
由上式计算的结果为
f=C/Nt=1×109/20000=50000
如上图所示，两次中断之间的时间即为交流电量的
周期T。利用计算机内部稳定的高频时钟信号对两次中
断之间的时间进行计数，得到计数值Nt，则Nt在数值上
正比于被测信号的周期T，通过下式计算频率值：
频率的测量精度分析
设测量精度为J （%） ，则
J = 被测电量的额定频率（ fr ）÷ 计数频率（ fj ）
= 计数脉冲宽度（ τ ）÷ 被测电量的额定周期（T）
式中 T和τ 的单位为s；
频率测量的范围
设测量频率的下限（最低频率）为 fM（Hz） ，则
fM = 1 /（256 τ N）
式中 τ 的单位为s。上式表明，fM取决于计数的字节数
N（二进制8位）。
频率测量的软件流程
T ← C1 - C0
C0 ← C1
计数器初始化
中断初始化
中断？
Y
f = 1 / T
输出频率
N
中断服务程序
读计数器值C1
中断入口
关中断
开中断
中断返回
主程序
2）电压及相位测量
基本原理
在交流电量的测量中，常采用周期函数的富氏算法。这
类算法是采用某一正交样品函数组与待分析的时变函数进
行相应的积分变换，以求出与样品函数频率相同分量的实
部和虚部的系数，进而可以求出待分析的时变函数中该频
率的谐波分量的模值和相位。
在积分方程中
式中，y(t) — 选定的正交样品函数；
u(t) — 待分析的周期为T的时变函数。
根据正交函数的定义，如u(t)可分解为一个级数且级数
各项都属于同一正交函数，则上述积分结果为u(t)中与样品
函数相同分量的模值。取y(t)=sinωt，则n次谐波分量的实
部的模值为：
取y(t)=sinωt，则n次谐波分量的虚部的模值为：
由此可得u(t)的n次谐波分量的模值和相位：
这种算法在计算机上实现时，也是对离散的采样值进行
运算。离散运算式为：
式中 N — 一个周期中的采样数； uk — 第k个采样值。
这种算法是利用一个周期T内的全部采样值来进行计算，
因此数据窗也就是一个周期T。
在计算机上作实时计算时，每隔一个采样周期Tn=T/N就
对u(t)采样一次。换句话说，随着时间的变化，每隔一个
Tn就出现一个新的采样值，从而作实时计算时，一般须在
每出现一个新采样值后就计算一次。根据计算式的要求，
计算机应对这一新采样值前的N个采样值（包括新出现的
采样值）同时加以运算。在运算时，对N个采样值都分别
乘以不同的系数cosnk2π/N和sinnkπ/N，然后求和。
硬件构成
多
路
转
换
器
微型
计算机
被测电量1 滤波器 锁存器
滤波器 锁存器
滤波器 锁存器
A/D转换器
被测电量n
锁存信号
tT T T T T T
多路选择
数字量
电压及相位测量的软件流程
交流电量的
富氏变换
系统初始化
中断初始化
中断？
Y
数据存储
输出结果
N
中断服务程序
信号锁存
k = 1 to n
{ 选择第 k 路；
对第 k 路信号进行AD转换；
存放第 k 路数据结果。 }
中断入口
关中断
开中断
中断返回
主程序
3）导前时间计算
当只考虑一阶导数时，根据基本计算式v = s / t ，得：
即得相位条件的判断式
4）合闸回路
+220V KS2 KS1 -220V
DO
接口
+5V KS1 BS
微机
系统
图中：BS — 非同期闭锁继电器接点；
KS1，KS2 — 中间继电器；
水轮发电机的励磁方式
同步发电机将旋转的机械能转换成为电能，在转换
中需要有一个直流磁场。而产生这个磁场的直流电流
称为励磁电流。
励磁方式是指发电机获得励磁电流的方式：
从其它电源获得励磁电流的发电机称为他励发电机；
从发电机本身获得励磁电流的发电机称为自励发电机。
发电机获得的励磁电流的两种方式如下：
3. 水轮发电机励磁的自动调节
他励发电机 G GS
自动励磁
调节器
自励发电机
发电机的励磁方式有如下几种：
自动励磁
调节器
GS
T
1） 由直流发电机供电的励磁方式
这种励磁方式的发电机具有专用的直流发电机。其
中直流发电机称为励磁机（属于他励方式）。励磁机与
发电机同轴，发电机的励磁绕组通过装在大轴上的滑环
及固定电刷从励磁机获得直流电流。原理如下：
G GSGSexGex
Rm
B
A
GS — 同步发电机；GSex — 发电机的励磁绕组；
G — 直流励磁机电枢；Gex — 励磁机的励磁绕组；
Rm — 磁场调节电阻；A,B — 滑环和电刷。
在上图中，发电机属于他励，而励磁机则属于自
励。
若励磁机的励磁电流由另外一台励磁机提供，则
励磁机的励磁方式属于他励，而给励磁机提供励磁
电流的直流发电机称为副励磁机。
直流
副励磁机
直流励磁机
定子电流
励磁
直流
励磁机
自励
他励
励磁
同步
发电机
他励励磁
2） 由交流励磁机供电的励磁方式
这种励磁方式的发电机（GS）采用交流励磁机（G1）提
供励磁电流。G1与GS同轴，它输出的交流电流经整流后供
GS励磁，因此属于他励方式。
若G1的励磁电流由自身提供，则G1为自励方式；
若G1的励磁电流由另外一台励磁机（称为交流副励磁机
G2）提供，则G1为他励方式。而G2可以是具有自动恒压装
置的交流发电机，并且G2输出的交流电流经整流后供G1励
磁。
交流
副励磁机
交流
励磁机
励磁
同步
发电机
他励他励永
磁
机 励磁
他励
励磁
GS — 同步发电机；G1 — 交流励磁机；G2 — 交流副励磁机；
GSex — 同步发电机的励磁绕组，非可控硅励磁；
G1ex — 励磁机的励磁绕组，可控硅励磁；
也可采用可控硅整流装设在励磁机的输出回路。
G1 GS
自动励磁
调节器
G2
副励磁机 励磁机 发电机
GSesG1es
交流励磁机供电的励磁方式原理：
3） 无励磁机的励磁方式
这种励磁方式没有专门的励磁机，而是从发电机本身获取
励磁电流，经整流后再供发电机励磁，因此又称为自励式静
止励磁。
自励式静止励磁又可分为自并励和自复励两种方式。
自并励方式
通过接在发电机出口的整流变压器（亦称为并联变压器T）
取得励磁电流，经整流后供发电机励磁。
GS
自动励磁
调节器
发电机
GSes
整流变
优点：设备少、结构简单、维护方便；
缺点：在发电机或系统发生短路时，由于电压的大幅下降
或消失，导致励磁电流的下降或消失，而此时本应大大增加
励磁（即强行励磁）来维持电压的。
考虑到现代大型电网多采用封闭母线，且高压电网一般都
装有快速保护，认为有足够的可靠性，故采用自并励的机组
较多。
自复励方式
为了克服自并励方式在发生短路时不能提供较大的励磁缺点，
发电机还可采用自复励方式。与自并励方式相比，自复励方
式除设有整流变压器外，还设有串联在发电机定子回路的大
功率电流互感器（亦称串联变压器）。其原理是，当短路故
障发生时电压降低，但电流却巨增，则串联变压器的作用是
将该电流转换成为励磁电流。因此，这种励磁方式具有两种
励磁电流，即整流变和励磁变的励磁电流。
自复励又可分为串联自复励和并联自复励两种：
A. 并联自复励
直流侧并联的自复励如图所示。
GS
自动励磁
调节器
发电机
T1
T2 TA
TV
电压源和电流源分别经
可控硅和不可控硅整流后
在直流侧并联起来，共同
供发电机励磁。
发电机空载时，由电压
源提供励磁电流。电流源
则主要提供带负载时需增
加的励磁电流和短路时的
励磁电流（具有反馈作用）。
除上述直流侧并联的自复励外，还有交流侧并联的自复励。
B. 串联自复励
交流侧串联的自复励如图所示。
由电压源和电流源共
用一组可控硅装置，在
整流以前先串联起来，
即加在可控硅上的电压
是串联和并联变压器二
次电压的向量之和。
除上述交流侧串联的
自复励外，还有直流侧
串联的自复励。
以直流或交流励磁机供电的他励方式是过去几十年中主要的
励磁方式，使用和维护比较困难，技术含量低且成本也高。
目前，无励磁机的自励静止励磁方式在计算机技术和可控硅
技术发展的推动下得到了广泛的应用。
GS
自动励磁
调节器
发电机
T1
T2 TA
TV
谢 谢 各 位
