大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件Word格式.doc
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GB6450—86干式电力变压器
GB/T7064—1996透平型同步电机技术要求
GB/T7409—1997同步电机励磁系统
GB13926—92工业过程测量和控制装置的电磁兼容性
GB14285—93继电保护和安全自动装置技术规程
GB/T14598.9—1995量度继电器和保护装置的电气干扰试验：
辐射电磁场干扰试验
GB50150—91电气装置安装工程电气设备交接试验标准
JB/T7828—1995继电器及其装置包装贮运技术条件
DL478—92静态继电保护和安全自动装置通用技术条件
DL/T596—1996电力设备预防性试验规程
3使用条件
3.1使用环境：
3.1.1海拔高度不超过1000m。
3.1.2最高环境温度为40℃。
3.1.3最低环境温度：
对于直接水冷的整流器为5℃；
对于采用其他冷却方式的装置为-5℃。
3.1.4最湿月的月平均最大相对湿度为90%，同时该月的月平均最低温度不高于25℃。
3.1.5安装地点周围空气应清洁干燥，无爆炸危险及足以腐蚀金属和破坏绝缘的气体。
励磁调节装置及整流装置安装地点应有防尘及通风措施。
3.1.6当振动频率为10Hz～150Hz时，振动加速度不大于5m/s2。
3.2工作电源条件：
交流电压允许偏差为额定值的-15%～+10%，频率允许偏差为额定值的-6%～+4%。
直流电压允许偏差为额定值的-20%～+10%。
3.3当使用环境条件不符合以上规定时，对有关参数的修正应按各部件相应的标准规定执行。
特殊情况下，由需方与供方商定。
4系统性能
4.1当发电机的励磁电压和电流不超过其额定值的1.1倍时，励磁系统应保证能连续运行。
4.2励磁设备的短时过负荷能力应大于发电机转子绕组短时过负荷能力。
4.3励磁系统强励电压倍数一般等于2。
当所在电力系统的暂态稳定对励磁系统强励电压倍数有更高要求时，由计算确定。
强励电流倍数等于2。
强励电压倍数在发电机电压为额定值时确定。
励磁系统允许强励时间应不小于10s。
4.4励磁系统电压响应时间不大于0.1s。
4.5励磁系统应保证发电机电压静差率±
1%。
4.6自动电压调节器对发电机电压的调差采用无功调差。
调差率范围应不小于±
10%。
调差率的整定可以是连续的，也可以在全程内均匀分档。
4.7励磁系统稳态增益应保证发电机电压静差率达到要求。
励磁系统动态增益应保证发电机电压突降15%～20%时可控桥开放至允许最大值。
4.8励磁控制系统电压给定阶跃响应应满足以下要求：
发电机空载时阶跃响应：
阶跃量为发电机额定电压的5%，超调量不大于阶跃量的30%，振荡次数不大于3次，上升时间不大于0.6s，调节时间不大于5s。
发电机额定负载时阶跃响应：
阶跃量为发电机额定电压的2%～4%，有功功率波动次数不大于5次，阻尼比大于0.1，调节时间不大于10s。
4.9励磁控制系统开环频率特性的增益裕量Gm≥6dB，相角裕量φm≥40°
。
4.10发电机零起升压时，自动电压调节器应保证发电机电压最大值不大于额定值的110%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于10s。
4.11励磁控制系统应保证在发电机甩额定无功功率时发电机电压最大值不大于额定值的115%。
4.12自动电压调节器应保证能在发电机空载额定电压的70%～110%范围内进行稳定、平滑地调节。
电压分辨率应不大于额定电压值的0.2%。
4.13手动励磁控制单元应保证发电机励磁电压能在空载额定励磁电压的20%到额定励磁电压的110%进行稳定、平滑地调节。
4.14在发电机空载运行情况下，频率每变化额定值的±
1%，发电机电压的变化不大于额定值的±
0.25%。
4.15在发电机空载运行状态下，自动电压调节器的给定电压调节速度应不大于1%额定电压/s；
不小于0.3%额定电压/s。
4.16励磁系统在发电机近端发生对称或不对称短路时应保证正确工作。
4.17励磁系统设备应能经受发电机任何故障和非正常运行冲击而不损坏。
4.18励磁调节装置应具有过励限制、低励限制、电压/频率比率限制、电力系统稳定器（PSS）等附加功能单元。
励磁调节装置的各项限制和不正常运行时的调节通道切换应与发电机变压器组继电保护协调。
4.19工频耐压试验标准
4.19.1与发电机转子绕组在电气上相连的部件及回路：
4.19.1.1与发电机转子绕组在电气上直接相连的灭磁开关、转子放电器及其回路出厂工频试验电压：
发电机额定励磁电压不大于500V时，10倍额定励磁电压，但最低不小于1500V；
发电机额定励磁电压大于500V时，2倍额定励磁电压加4000V。
4.19.1.2其他电气组件及回路出厂工频试验电压为：
发电机额定励磁电压不大于350V时，10倍额定励磁电压，但最低不小于1500V；
发电机额定励磁电压大于350V时，2倍额定励磁电压加2800V。
4.19.1.3交接试验电压为出厂工频试验电压的80%。
4.19.1.4大修试验电压按DL/T596执行。
4.19.2不与发电机转子绕组在电气上连接的电气组件：
电压互感器和电流互感器二次回路工频试验电压为2000V。
其他电气组件工频试验电压为：
额定工作电压在12V～60V范围时，500V；
额定工作电压大于60V时，2倍额定工作电压加1000V，但最低不小于1500V。
4.19.3试验电压以波形畸变系数不大于5%的工频交流正弦波电压有效值计，耐压时间为1min。
4.20当励磁电流不大于1.1倍额定值时，发电机转子绕组两端所加的整流电压最大瞬时值应不大于转子绕组出厂工频试验电压幅值的30%。
4.21励磁控制系统在受到现场任何电气操作、雷电、静电及无线电收发讯机等电磁干扰时不应发生误调、失调、误动、拒动等情况。
4.22自并励励磁系统引起的轴电压应不破坏发电机组轴承油膜，否则应采取措施。
4.23因励磁系统故障引起的发电机强迫停运次数不大于0.25次/年。
励磁系统强行切除率不大于0.1%。
4.24自动电压调节器（包括PSS）应保证投入率不低于99%。
4.25控制
4.25.1能够进行就地、远方的灭磁开关分合，调节方式和通道的切换以及增减励磁操作。
4.25.2能够接受自动准同期装置的调节信号，能够按用户要求接受无功功率自动成组调节信号，能够实现起停的自动控制。
4.25.3励磁装置在一路工作电源失去和恢复时应保持发电机工作状态不变，且不误发信号。
4.26监视
4.26.1励磁系统至少应装设下列故障及动作信号：
a）励磁变压器故障信号；
b）功率整流装置故障信号；
c）起励故障信号；
d）电压互感器断线保护动作信号；
e）励磁控制回路电源消失信号和励磁调节装置工作电源消失信号；
f）励磁调节装置故障信号；
g）稳压电源消失或故障信号；
h）触发脉冲消失信号；
i）调节通道自动切换动作信号；
j）PSS故障信号；
k）强励动作信号；
l）低励限制动作信号；
m）过励限制动作信号；
n）电压/频率比率限制动作信号。
4.26.2励磁系统应有表明运行状态的信号，如励磁调节装置调节方式选择、通道选择、PSS投切、灭磁开关分合、励磁给定值增减及通道跟踪平衡状态等。
4.26.3励磁系统应向远方控制中心提供必要的测量信号、状态信号、报警和故障信号。
4.26.4励磁装置应设有发电机电压和无功功率（双向），励磁电压和励磁电流等表计。
4.27励磁系统应配置直流侧短路、整流元件换相过电压、功率整流装置交流侧过电压、励磁变压器保护等必要的保护装置。
励磁变压器保护的配置按GB14285—93中2.3执行。
4.28结构
4.28.1励磁系统各部件的结构应便于安装、运行、试验、维护，对有冗余设计的部分可以实现在线更换故障部件；
应有进行功能特性试验及现场开机试验所需的测点和信号加入点；
调试时需要进行调整的参数应有明确的指示。
4.28.2励磁设备的外壳防护等级，包括防止人体接近危险部件、防止固体异物进入和防水，应根据现场环境条件，按照GB4208—93确定。
4.28.3二次回路的设计、安装和抗电磁干扰措施参照GB14285—93第4章和GB3797—89附录A执行。
4.29励磁系统各部分温升限值见表1。
表1励磁系统各部分温升限值
部位名称
温升限值
K
测量方法
干式变压器
绕组
A级绝缘
60
电阻法
B级绝缘
80
F级绝缘
100
H级绝缘
125
铁芯
在任何情况下不出现使铁芯本身、其他部件或与其相邻的材料受到损害的程度
温度计法
油浸变压器（字母代号为O）绕组
65
铜母线
35
热电偶法或其他校验过的等效方法
铜母线连接处
无保护层
45
有锡和铜保护层
55
有银保护层
70
铝母线
25
铝母线连接处
30
电阻元件
距电阻表面30mm处的空气
印刷电路板上电阻表面
塑料、橡皮、漆膜绝缘导线
20
硅整流二极管
按各自元件标准规定
晶闸管
熔断器
4.30各元部件应有充分裕度。
电子元件应采用军级或工业级元件，并应经过严格的老化筛选。
4.31励磁系统的设计应考虑能方便地实现发电机短路试验。
5部件性能
5.1励磁变压器
5.1.1励磁变压器安装在户内时应采用干式变压器，安装在户外时可采用油浸自冷式变压器。
5.1.2励磁变压器高压绕组与低压绕组之间应有静电屏蔽。
5.1.3励磁变压器设计应充分考虑整流负载电流分量中高次谐波所产生的热量。
5.1.4励磁变压器应能满足汽轮发电机空载试验时130%额定机端电压的要求。
5.1.5励磁变压器绕组一般采用“Y,d”或“D,y”接线。
5.2功率整流装置
5.2.1功率整流装置的一个柜（插件式为一个支路）退出运行时应能满足发电机强励和1.1倍额定励磁电流运行要求。
5.2.2功率整流装置每个功率元件都应有快速熔断器保护。
并联整流柜交直流侧均应设断路器或刀闸，能与主电路及其他控制回路隔断。
5.2.3功率整流装置可采用开启式风冷、密闭式风冷、直接水冷或热管自冷等冷却方式。
采用开启式风冷时整流柜应密封，冷风经过滤装置进入，以保持柜内清洁。
强迫风冷整流柜的噪声应小于80dB（A）。
采用直接水冷整流元件时对冷却水的要求见GB3859.1—93中5.1.4的规定。
5.2.4风冷功率整流装置风机的电源应为双电源，工作电源故障时，备用电源应能自动投入。
如采用双风机，则两台风机接在不同的电源上，当一台风机停运时应能保证励磁系统正常运行。
冷却风机故障时应发出信号。
5.2.5功率整流装置的均流系数一般不小于0.85，均压系数一般不小于0.9。
5.3自动电压调节器
5.3.1大型发电机的励磁调节装置应有两个独立的自动通道，通道间不共用电压互感器、电流互感器和稳压电源。
这两个通道可并列运行或互为备用方式运行。
5.3.2自动电压调节器一般采用数字式，也可以采用模拟式。
5.3.3自动电压调节器具有在线参数整定功能。
数字式自动电压调节器各参数及各功能单元的输出量应能显示，显示的参数应为数学模型中的实际值，显示的输出量应为实用量值或标幺值。
模拟式自动电压调节器的增益、时间常数、反馈信号量等的调整电位器应有明确的位置指示，并应提供该刻度与有关参数对应的曲线。
5.3.4自动电压调节器电压测量单元的时间常数应不大于30ms。
5.3.5移相电路一般采用余弦移相。
移相电路可正常工作的发电机电压下限一般不大于发电机额定电压的10%。
5.3.6自动电压调节器直流稳压电源应由两路独立的电源供电，其中一路应取自厂用直流系统。
5.3.7自动电压调节器的任一元件故障不应造成发电机停机。
5.3.8自动电压调节器的过励限制单元应具有与发电机转子绕组发热特性匹配的反时限特性，在达到允许强励时间时限制励磁电流。
强励电压倍数大于2倍的励磁系统应有顶值电流瞬时限制功能。
5.3.9自动电压调节器的低励限制特性应由系统静稳定极限和发电机端部发热限制条件确定。
5.3.10自动电压调节器的电压/频率比率限制特性应与发电机和主变压器铁芯的过励磁特性匹配。
发电机动态过程的励磁调节应不受电压/频率比率限制单元动作的影响。
5.3.11大型发电机应配置PSS或具有PSS功能的其他附加控制单元。
5.3.11.1PSS可以采用电功率、频率、转速或它们的组合作为输入信号。
当采用转速信号时应具有衰减轴系扭振频率信号的滤波措施。
5.3.11.2PSS应具有下列功能：
a）自动投切；
b）手动投切；
c）输出限幅，限幅值为发电机电压标幺值的±
5%～±
10%；
d）故障时应自动退出运行。
5.3.11.3PSS输出噪声应小于其输出限幅值的2%～5%。
5.3.11.4自动电压调节器应有PSS输出信号的模拟量测量口以及PSS相加点模拟量信号输入口，以便测量整定PSS特性。
5.3.12自动电压调节器应具有电压互感器回路失压时防止误强励的功能。
5.3.13励磁调节装置的各通道间应实现自动跟踪。
任一通道故障时均能发出信号。
运行的通道故障时能自动切换。
通道的切换不应造成发电机无功功率的明显波动。
5.3.14自动电压调节器应有调节器输出信号的模拟量测量口以及电压相加点模拟量信号输入口，以便测量整定自动电压调节器特性参数。
5.3.15数字式自动电压调节器应具备下列功能：
a）具备自诊断功能和检验调试各功能用的软件及接口；
b）具有串行口与发电厂计算机监控系统连接，接受控制和调节指令，提供励磁系统状态和量值；
c）宜有事故记录功能。
5.4手动励磁控制单元
5.4.1手动励磁控制单元一般作励磁装置和发变组试验之用，也可兼作自动通道故障时的短时备用。
手动励磁控制单元应简单可靠。
5.4.2手动励磁控制单元作为自动通道备用时，应具有远方调整功能和跟踪功能。
在自动通道故障时自动切到手动运行。
5.5灭磁装置和转子过电压保护
5.5.1发电机灭磁应采用逆变和开关灭磁两种方式。
灭磁装置应简单可靠。
5.5.2在强励状态下灭磁时发电机转子过电压值不应超过4～6倍额定励磁电压值。
5.5.3灭磁开关在操作电压额定值的80%时应可靠合闸，在30%～65%之间应能可靠分闸。
5.5.4灭磁电阻一般采用线性电阻，灭磁电阻值可为磁场电阻热态值的2～3倍。
5.5.5发电机转子过电压保护装置应简单可靠，动作电压值应高于强励后灭磁和异步运行时的过电压值，同时应低于转子绕组出厂工频耐压试验幅值的70%。
5.6起励
5.6.1起励电源容量一般应满足发电机建压大于10%额定电压的要求。
5.6.2起励成功后或失败时，起励回路均应能自动退出。
6试验项目
6.1试验分型式试验、出厂试验、交接试验和大修试验。
6.1.1励磁装置在下列情况下应进行型式试验，以全面考核设备性能和质量。
a）新产品试制定型时；
b）已定型的产品当设计、工艺或关键材料更改有可能影响到产品性能时；
c）出厂或现场试验结果与上次型式试验有较大差异时。
6.1.2每套励磁装置出厂时必须经过出厂试验，并提供合格证书。
6.1.3发电机投产前，励磁系统应在现场进行交接试验，核对厂家提供的功能、参数和指标，并按电厂具体情况和系统要求整定参数。
6.1.4发电机大修时应对励磁系统进行大修试验以检查各部分是否正常。
6.2型式试验、出厂试验、交接试验和大修试验应进行的励磁系统试验项目见表2。
大修试验的内容可根据设备具体情况确定。
6.3经过部分改造的励磁系统应参照表2型式试验或出厂试验的有关试验项目进行试验后才能投入运行。
表2励磁系统试验项目
编号
试验项目
型式试验
出厂试验
交接试验
大修试验
1
励磁系统各部件绝缘试验
√
√
2
环境试验
3
励磁调节装置各单元特性测定
4
励磁调节装置总体静特性测定
5
控制保护信号模拟动作试验
6
功率整流装置均流均压试验
7
转子过电压保护单元试验
8
励磁系统部件温升试验
9
功率整流装置噪声试验
10
励磁调节装置抗电磁干扰试验
11
励磁调节装置的老化试验
12
核相试验
13
静差率测定
14
强励电压倍数及电压响应时间测定
15
手动励磁控制单元调节范围测定
16
自动电压调节器调节范围测定
17
电压分辨率测定
18
调差率测定或检查
19
励磁调节装置调节通道切换试验
励磁控制系统电压/频率特性
21
发电机空载电压给定阶跃响应试验
22
发电机零起升压试验
23
发电机灭磁试验
24
PSS试验
发电机起励试验
26
发电机甩无功负荷试验
27
功率整流装置输出尖峰电压测量
28
发电机轴电压测量
29
励磁系统模型和参数的确认试验
励磁调节装置的仿真试验
7技术文件
7.1供方应按项目进度分时段提供用户所需下列不同版本的技术文件，具体安排应在合同中明确。
a）产品技术条件；
b）使用说明书（含原理、安装、试验、整定、运行、维护、故障查找）；
c）出厂试验报告、出厂整定值及合格证；
d）励磁系统模型和推荐参数（包括各附加功能单元在内）；
e）现场整组和分单元调试大纲；
f）分单元原理接线图及说明；
g）装置总接线图和分接线图；
h）装置外形图、安装图；
i）主要元部件清单；
j）交货明细表；
k）数字式调节器和可编程控制器说明书及程序细框图；
l）提供分包商产品的技术资料；
m）提供型式试验报告；
n）其他设计安装运行维护所必须的技术资料。
7.2交接试验后，试验单位应向用户提供竣工图及交接试验报告。
8标志、包装、运输和贮存
8.1标志
各设备应有明显的铭牌；
铭牌内容应包括设备名称、型号、规格、技术条件编号、出厂编号、制造年月、制造厂名。
8.2包装、运输和贮存
设备的包装、运输和贮存按JB/T7828—1995的规定执行。
9保证期
励磁系统保证期一般与发电机相同。
保证期应在合同中规定。
在保证期内，凡在符合正确安装、调试、使用和维护规定的情况下，供方应负责保证励磁系统正常运行。
在此期间，非用户责任设备出现故障应由供方及时无偿修复或更换。
附录A（标准的附录）
名词术语
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