发电机组惯性时间常数（转子飞升时间常数）是指发电机的转轴上加额定转矩后，转子从停顿状态加速到额定转速所需要的时间。
发电机组惯性时间常数越小，说明转子越易加速，超速可能性越大，发电机组惯性时间常数的大小与机组额定功率的比值成反比。
水轮发电机主要技术参数为： 发电机额定功率因数cos φ＝0.9 发电机转子转动惯量GD2＞48 000 t.m2 发电机直轴暂态电抗X′d＜0.32 发电机直轴次暂态电抗X〃d＞0.18 发电机额定转速n＝150 r/min
举例说明：
水布垭电站是清江干流开发中的龙头电站，坝址位于湖北省恩施州巴东县水布垭镇，上距恩施市117 km，下距隔河岩电站92 km。电站正常蓄水位400 m，总装机容量为4×400 MW，保证出力为310.5 MW，属多年调节电站，是华中电网一个不可多得的调峰电源。 水布垭电站送电华中电网，主要供湖北省用电。根据其供电范围，推荐采用如下的电站接入系统方案：电站采用500 kV一级电压接入系统出线3回，其中1回接至右换，1回接至潜江500 kV变电站，另一回备用。
1 水轮发电机励磁方式与参数选择
1.1 发电机励磁方式 可供水布垭电站发电机选择采用的励磁系统有它励可控硅励磁系统或自并励可控硅励磁系统两种。 它励可控硅励磁系统主要的优点是在发电站出口附近发生短路故障时，强励能力强，有利于提高系统的暂态稳定水平，在故障切除时间比较长、系统容量相对小的50、60年代这一优点是很突出的。但是，随着电力系统装机容量的增大，快速保护的应用，故障切除时间的缩短，它励可控硅励磁系统的优势已不是很明显。自并励可控硅励磁系统的优点是结构简单，元部件少，其励磁电源来自机端变压器，无旋转部件，运行可靠性高，维护工作量小。且由于变压器容量的变更比交流励磁机的变更更简单、容易，因而更经济，更容易满足不同电力系统、不同电站的暂态稳定水平对励磁系统强励倍数的不同要求。 它励可控硅励磁系统的缺点是由于交流励磁机是非标准产品，难以标准化，即使是同容量的水轮发电机，由于水头、转速的不同，强励倍数的不同，交流励磁机的容量、尺寸也不同，因此，价格较自并励可控硅励磁系统贵。另外它励可控硅励磁系统与自并励可控硅励磁系统相比较，元部件多，又有旋转部件，可靠性相对较低，运行维护量大。自并励可控硅励磁系统的缺点是它的励磁电源来自发电机端，受发电机机端电压变化的影响。当发电机机端电压下降时其强励能力下降，对电力系统的暂态稳定不利。不过随着电力系统中快速保护的应用，故障切除时间的缩短，且自并励可控硅励磁系统可以通过变压器灵活地选择强励倍数，可以较好地满足电力系统暂态稳定水平的要求。 综合考虑技术和经济两方面因素，推荐在水布垭电站发电机组采用自并励快速励磁方式。为验证其正确性，通过稳定计算研究了水布垭水电站满发时发电机组采用自并励励磁方式的稳定情况，计算结果表明，水布垭电站发电机组采用自并励励磁方式可满足系统稳定的要求，但必须同时加装电力系统稳定器(PSS)。1.2 发电机参数选择 水布垭电站总装机容量1 600 MW，单机400 MW，长江水利委员会设计院参考国内有关厂家的设备清册初选水轮发电机主要技术参数为： 发电机额定功率因数cos φ＝0.9 发电机转子转动惯量GD2＞48 000 t.m2 发电机直轴暂态电抗X′d＜0.32 发电机直轴次暂态电抗X〃d＞0.18 发电机额定转速n＝150 r/min1.2.1 发电机功率因数 发电机功率因数的选取与输电距离、输电方式和电力系统的负荷特性都有较大关系。功率因数是水轮发电机的重要参数之一，在输出有功功率一定的条件下，它对发电机的造价和效率、对系统的无功功率平衡和稳定性以及发电机的过负荷能力均有较大影响。一般说来，在发电机额定功率已定的条件下，提高额定功率因数，可提高发电机有效材料利用率，减轻发电机总重量，降低发电机造价；而减小额定功率因数就增大了发电机的容量，因而要增大发电机的尺寸和材料消耗，造价也就增加。另一方面，水轮发电机的功率因数的选择也要充分考虑系统的无功需要。由于水电站一般远离负荷中心，选择发电机的功率因数时，还应考虑到无功功率能否送出去，电压是否满足要求等技术条件。总的来说，究竟是降低发电机额定功率因数合理，还是在系统中装设补偿装置合理，是一个技术经济综合比较的问题。此外，在研究中还要考虑超高压远距离输电线中大量的充电功率对选择发电机额定功率因数的影响。 水布垭电站通过2回(1回至右换，1回至潜江)500 kV线路往系统送电，其中电站至潜江线路距离为230 km，需在电站侧装设150 MV.A高压并联电抗器。潮流计算结果表明，在大方式下，为保证机端和高压母线的电压质量，发电机功率因数应控制在0.9～0.92，若发电机功率因数为0.875，则机端电压超过1.05 pu；若发电机功率因数高于0.92，则高压母线电压降低，不利于电站电力送出。小方式时，为满足系统调峰需要，发电机出力为0。其它运行方式发电机功率因数应在0.9和1之间。 水布垭电站额定cosφ的选取计算结果见表1。
表1 水布垭电站额定功率因数选取计算表
运行方式 机端电压U/pu 高压母线电压U/kV 有功功率P/MW 无功功率Q/MV.A 功率因数/cosφ
丰水大方式 1.03 520.7 1 520 710.2 0.906
1.025 515.9 1 520 605 0.93
1.05 524.2 1 520 841 0.875
枯水大方式 1.04 523.3 1 140 532.6 0.906
1.025 518.5 1 140 402.4 0.94
1.06 526.8 1 140 630.7 0.875
综合上述水布垭电站对额定cosφ的要求、cosφ变化时对发电机造价的影响以及其他水电站的运行经验，水布垭电站水轮发电机额定功率因数选为0.9较为适宜。为使系统运行灵活，要求发电机也能在较高的功率因数下运行，即水布垭电站机组cosφ应能在0.9～1时安全稳定运行。为使水布垭电站能有较强的无功功率吞吐能力，以适应系统运行方式变化(特别是右岸换流站)，其发电机最好具有进相运行的能力。1.2.2 转动惯量 转动惯量GD2是发电机转动部分的重量与其惯量直径平方的乘积。它直接影响到发电机在甩负荷时转速升高率和系统负荷突然变化时的运行稳定性，GD2愈大，机组转速升高愈小，电力系统运行稳定性愈高，但GD2过大，将使发电机重量增加，从而导致成本过高。 以机组本身为基准的惯性时间常数为：
式中 T′j——以机组本身功率为基准的惯性时间常数,s； GD2——发电机转子的转动惯量，t.m2； n——发电机转子的额定转速，r/min； S——发电机组的额定功率，MV.A。 根据上式，如取： GD2＝48 000 t.m2 则以水布垭机组本身功率为基准的惯性时间常数为： T′i＝6.65 s 考虑水轮机的影响，实际稳定计算时的惯性时间常数为： Tj＝1.1×6.65＝7.32 s 以GD2＝48 000 t.m2为基点，并以水布垭电站出线三相短路故障稳定计算作为典型方式来研究水布垭机组惯性时间常数变化对系统稳定的影响，见表2。 从计算结果可以看出，机组转动惯量的增大可减小电网内发电机相对角的角度，系统最低电压也有所提高，对稳定有一定好处。 综合前述稳定计算结果和GD2值对发电机造价的影响因素，GD2宜采用48 000～52 000 t.m2，相应的惯性时间常数为6.65～7.22 s(未考虑水轮机影响)。1.2.3 发电机直轴暂态电抗 另一个对发电机型式、尺寸及重量有较重要影响的参数是暂态电抗X′d，通常由电力系统稳定计算确定，作为机电设计的前提条件。
表2 GD2变化对稳定的影响
序号 转动惯量GD2/t.m2 偏离基准值/% 惯性时间常数Tj/s(包括水轮机) 故障线功率P/MW 故障地点及形态 稳 定 情 况相对角/(°) 最低电压/kV
1 57 600 20 8 .79 678.6 水布垭—右换首端三相短路 全网发电机最大相对角108.86全网在故障恢复后最低电压0.678 5
2 52 800 10 8.06 678.6 全网发电机最大相对角111.22全网在故障恢复后最低电压0.678 2
3 48 000 0 7.32 678.6 全网发电机最大相对角113.82全网在故障恢复后最低电压0.678 0
4 43 200 －10 6.59 678.6 全网发电机最大相对角116.75全网在故障恢复后最低电压0.677 6
5 38 400 －20 5.86 678.6 全网发电机最大相对角120.11全网在故障恢复后最低电压0.677 2
6 57 600 20 8.79 921.4 水布垭—潜江首端三相短路 全网发电机最大相对角98.55全网在故障恢复后最低电压0.679 4
7 52 800 10 8.06 921.4 全网多发电机最大相对角99.76全网在故障恢复后最低电压0.679 0
8 48 000 0 7.32 921.4 全网发电机最大相对角101.71全网在故障恢复后最低电压0.678 3
9 43 200 －10 6.59 921.4 全网发电机最大相对角103.73全网在故障恢复后最低电压0.680 6
10 38 400 －20 5.86 921.4 全网发电机最大相对角105.8全网在故障恢复后最低电压0.680 1
从系统稳定角度考虑，应使X′d尽可能小些 ，从而增大动态稳定极限，减少瞬态电压变化率，以提高系统的输送能力，但X′d的大小又将直接影响机组的造价，若X′d减小，需增加转子的直径或长度，会引起发电机重量和造价的提高。 取X′d＝32%和偏差于此值±20%的不同X′d值进行水布垭电站出口三相短路稳定计算，计算结果见表3。
表3 X′d变化对稳定的影响
序号 X′d 偏离基准值/% 故障线功率P/MW 故障地点及形态 稳 定 情 况相对角/(°) 最低电压/kV
1 0.384 20 678.6 水布垭—右换首端三相短路 全网发电机最大相对角117.03全网在故障恢复后最低电压0.676 6
2 0.352 10 678.6 全网发电机最大相对角115.49全网在故障恢复后最低电压0.677 3
3 0.32 0 678.6 全网发电机最大相对角113.82全网在故障恢复后最低电压0.678 0
4 0.288 －10 678.6 全网发电机最大相对角112.05全网在故障恢复后最低电压0.678 8
5 0.256 －20 678.6 全网发电机最大相对角110.26全网在故障恢复后最低电压0.679 7
6 0.384 20 921.4 水布垭—潜江首端三相短路 全网发电机最大相对角103.53全网在故障恢复后最低电压0.679 6
7 0.352 10 921.4 全网多发电机最大相对角102.7全网在故障恢复后最低电压0.677 5
8 0.32 0 921.4 全网发电机最大相对角101.71全网在故障恢复后最低电压0.678 3
9 0.288 -10 921.4 全网发电机最大相对角100.64全网在故障恢复后最低电压0.688 0
10 0.256 －20 921.4 全网发电机最大相对角99.39全网在故障恢复后最低电压0.681 2
根据以上对水布垭电站出口的稳定计算分析，X′d取值越小，对稳定越有利，但如果取得太小，势必增大发电机造价。推荐水布垭电站0 .3≤X′d≤0.32。1.2.4 发电机直轴次暂态电抗 发电机直轴次暂态电抗X〃d是发电机的基本参数之一，它的大小直接影响发电厂母线上的短路电流水平以及整个系统的短路水平。根据前述X〃d值的初步范围，我们进行了短路电流计算。短路电流计算水平年取2015年，届时华中电力系统装机容量预计约达88 000 MW，计算结果见表4。
表4 X〃d变化对短路电流的影响I/kA
X〃d 偏 离基准值% 三 相 短 路 电 流
三峡右一厂 三峡右二厂 水布垭电站 右换 荆州 潜江
0.225 25 54.23 54.23 21.65 44 .36 57.28 35.12
0.203 12.5 54.37 54.37 22.02 44.54 57.34 35.16
0.18 0 54.43 54.43 22.18 44.61 57.37 35.18
0.158 －12.5 54.70 54.70 22.94 44.95 57.49 35.26
0.135 －25 54.90 54.90 23.54 45.20 57.58 35.31
注：本短路电流计算数据不包括四川网络 如表4所示，当X〃d＝0 .18和偏离其值±25%时，短路电流值随X〃d的增大而减小，根据短路电流计算结果，考虑在不影响系统稳定的情况下，水布垭电站发电机直轴次暂态电抗X〃d取值大于0.18是合适的。
2 结论及建议
(1)水布垭机组采用自并励励磁方式同时加装电力系统稳定器(PSS)可以较好的满足系统稳定要求。 (2)计算表明，机组额定cos φ选为0 .9较适宜，若cos φ为0.875，则机端及电站出口高压母线电压过高；若cos φ高于0.92，则高压母线电压降低，不利于电站电力外送。 (3)水布垭电站机组转动惯量GD2的增大可减小水布垭电站出口三相短路时主网线路功率振荡幅值，对系统稳定有一定好处。但GD2过大又会使发电机的材料用量增大，费用增加。综合考虑技术、经济因素，建议机组GD2宜采用48 000～52 000 t.m2，相应的惯性时间常数为6.65～7.22 s(未考虑水轮机影响)。 (4)水布垭电站发电机的直轴暂态电抗X′d≤0.32可满足稳定要求。结合考虑造价的影响，推荐0.3≤X′d≤0.32。 (5)计算表明，当X〃d从0.135～0.225变化时，短路电流值由大变小。因此水布垭电站发电机直轴次暂态电抗取值大于0.18是合适的。
