1、 中華人民共和國電力行業標準 大型汽輪發電機自并勵靜止DL/T 6501998勵磁系統技術條件 neq IEC 34161:1991neq IEC 34163:1996Specification for potential source static excitersystems for large turbine generators 中華人民共和國電力工業部19980319批準 19980801實施 前 言 同步發電機自并勵靜止勵磁系統由于其運行可靠性高、技術和經濟性能優越，已成為大型汽輪發電機的主要勵磁方式之一。為統一和明確汽輪發電機自并勵靜止勵磁

2、系統的基本技術要求，根據電力工業部科學技術司技綜199651號文關于下達1996年制定、修訂電力行業標準計劃項目(第二批)的通知的安排，依據GB/T74091997同步電機勵磁系統的基本原則，參考IEC3416系列和IEEE Std.421系列標準，在廣泛征求各方意見的基礎上，結合我國發電機和控制設備設計、制造、運行、維護的實際情況制定了大型汽輪發電機自并勵靜止勵磁系統技術條件，為設計選型、調試驗收及運行改造提供依據。 電力行業標準大型汽輪發電機自并勵靜止勵磁系統技術條件為第一次制定。 本標準的附錄A和B是標準的附錄。 本標準的附錄C是提示的附錄。 本標準由浙江省電力工業局提出。 本標準由電力

3、工業部電機標準化技術委員會歸口。 本標準起草單位：浙江省電力試驗研究所。 主要起草人：竺士章、戚永康、方思立。 本標準由電力工業部電機標準化技術委員會負責解釋。 1 范圍 本標準規定了大型汽輪發電機自并勵靜止勵磁系統的使用條件、基本性能、試驗項目、提供用戶使用的技術文件、設備上的標志、包裝、運輸、儲存以及保證期等。 本標準適用于200MW及以上汽輪發電機自并勵靜止勵磁系統。200MW以下汽輪發電機自并勵靜止勵磁系統可參照執行。2 引用標準 下列標準所包含的條文，通過在本標準中引用而構成為本標準的條文。本標準出版時，所示版本均為有效。所有標準都會被修訂，使用本標準的各方應探討使用下列標

4、準最新版本的可能性。 GB10941996 電力變壓器 GB379789 電控設備 第二部分 裝有電子器件的電控設備 GB/T385993 半導體變流器 GB406483 電氣設備安全設計導則 GB420893 外殼防護等級(IP代碼) GB616285 靜態繼電器及保護裝置的電氣干擾試驗 GB645086 干式電力變壓器 GB/T70641996 透平型同步電機技術要求 GB/T74091997 同步電機勵磁系統 GB1392692 工業過程測量和控制裝置的電磁兼容性 GB1428593 繼電保護和安全自動裝置技術規程 GB/T14598.91995 量度繼電器和保護裝置的電氣干擾試驗：輻射

5、電磁場干擾試驗 GB5015091 電氣裝置安裝工程 電氣設備交接試驗標準 JB/T78281995 繼電器及其裝置包裝貯運技術條件 DL47892 靜態繼電保護和安全自動裝置通用技術條件 DL/T5961996 電力設備預防性試驗規程3 使用條件3.1 使用環境：3.1.1 海拔高度不超過1000m。3.1.2 最高環境溫度為40。3.1.3 最低環境溫度：對于直接水冷的整流器為5；對于采用其他冷卻方式的裝置為-5。3.1.4 最濕月的月平均最大相對濕度為90%，同時該月的月平均最低溫度不高于25。3.1.5 安裝地點周圍空氣應清潔干燥，無爆炸危險及足以腐蝕金屬和破壞絕緣的氣體。勵磁調節裝置

6、及整流裝置安裝地點應有防塵及通風措施。3.1.6 當振動頻率為10Hz150Hz時，振動加速度不大于5m/s2。3.2 工作電源條件： 交流電壓允許偏差為額定值的-15%+10%，頻率允許偏差為額定值的-6%+4%。 直流電壓允許偏差為額定值的-20%+10%。3.3 當使用環境條件不符合以上規定時，對有關參數的修正應按各部件相應的標準規定執行。特殊情況下，由需方與供方商定。4 系統性能4.1 當發電機的勵磁電壓和電流不超過其額定值的1.1倍時，勵磁系統應保證能連續運行。4.2 勵磁設備的短時過負荷能力應大于發電機轉子繞組短時過負荷能力。DL/T 65019984.3 勵磁系統強勵電壓倍數一般

7、等于2。當所在電力系統的暫態穩定對勵磁系統強勵電壓倍數有更高要求時，由計算確定。 強勵電流倍數等于2。 強勵電壓倍數在發電機電壓為額定值時確定。 勵磁系統允許強勵時間應不小于10s。4.4 勵磁系統電壓響應時間不大于0.1s。4.5 勵磁系統應保證發電機電壓靜差率±1%。4.6 自動電壓調節器對發電機電壓的調差采用無功調差。調差率范圍應不小于±10%。調差率的整定可以是連續的，也可以在全程內均勻分檔。4.7 勵磁系統穩態增益應保證發電機電壓靜差率達到要求。 勵磁系統動態增益應保證發電機電壓突降15%20%時可控橋開放至允許最大值。4.8 勵磁控制系統電壓給定階躍響應應滿足以

8、下要求： 發電機空載時階躍響應：階躍量為發電機額定電壓的5%，超調量不大于階躍量的30%，振蕩次數不大于3次，上升時間不大于0.6s，調節時間不大于5s。 發電機額定負載時階躍響應：階躍量為發電機額定電壓的2%4%，有功功率波動次數不大于5次，阻尼比大于0.1，調節時間不大于10s。4.9 勵磁控制系統開環頻率特性的增益裕量Gm6dB，相角裕量m40°。4.10 發電機零起升壓時，自動電壓調節器應保證發電機電壓最大值不大于額定值的110%，振蕩次數不超過3次，調節時間不大于10s。4.11 勵磁控制系統應保證在發電機甩額定無功功率時發電機電壓最大值不大于額定值的115%。4.12 自

9、動電壓調節器應保證能在發電機空載額定電壓的70%110%范圍內進行穩定、平滑地調節。電壓分辨率應不大于額定電壓值的0.2%。4.13 手動勵磁控制單元應保證發電機勵磁電壓能在空載額定勵磁電壓的20%到額定勵磁電壓的110%進行穩定、平滑地調節。4.14 在發電機空載運行情況下，頻率每變化額定值的±1%，發電機電壓的變化不大于額定值的±0.25%。4.15 在發電機空載運行狀態下，自動電壓調節器的給定電壓調節速度應不大于1%額定電壓/s；不小于0.3%額定電壓/s。4.16 勵磁系統在發電機近端發生對稱或不對稱短路時應保證正確工作。4.17 勵磁系統設備應能經受發電機任何故障

10、和非正常運行沖擊而不損壞。4.18 勵磁調節裝置應具有過勵限制、低勵限制、電壓/頻率比率限制、電力系統穩定器(PSS)等附加功能單元。勵磁調節裝置的各項限制和不正常運行時的調節通道切換應與發電機變壓器組繼電保護協調。4.19 工頻耐壓試驗標準4.19.1 與發電機轉子繞組在電氣上相連的部件及回路：4.19.1.1 與發電機轉子繞組在電氣上直接相連的滅磁開關、轉子放電器及其回路出廠工頻試驗電壓：發電機額定勵磁電壓不大于500V時，10倍額定勵磁電壓， 但最低不小于1500V；發電機額定勵磁電壓大于500V時，2倍額定勵磁電壓加4000V。4.19.1.2 其他電氣組件及回路出廠工頻試驗電壓為：發

11、電機額定勵磁電壓不大于350V時，10倍額定勵磁電壓，但最低不小于1500V；發電機額定勵磁電壓大于350V時，2倍額定勵磁電壓加2800V。4.19.1.3 交接試驗電壓為出廠工頻試驗電壓的80%。4.19.1.4 大修試驗電壓按DL/T596執行。4.19.2 不與發電機轉子繞組在電氣上連接的電氣組件： 電壓互感器和電流互感器二次回路工頻試驗電壓為2000V。 其他電氣組件工頻試驗電壓為：額定工作電壓在12V60V范圍時，500V；額定工作電壓大于60V時，2倍額定工作電壓加1000V，但最低不小于1500V。4.19.3 試驗電壓以波形畸變系數不大于5%的工頻交流正弦波電壓有效值計，耐壓

12、時間為1min。4.20 當勵磁電流不大于1.1倍額定值時，發電機轉子繞組兩端所加的整流電壓最大瞬時值應不大于轉子繞組出廠工頻試驗電壓幅值的30%。4.21 勵磁控制系統在受到現場任何電氣操作、雷電、靜電及無線電收發訊機等電磁干擾時不應發生誤調、失調、誤動、拒動等情況。4.22 自并勵勵磁系統引起的軸電壓應不破壞發電機組軸承油膜，否則應采取措施。4.23 因勵磁系統故障引起的發電機強迫停運次數不大于0.25次/年。勵磁系統強行切除率不大于0.1%。4.24 自動電壓調節器(包括PSS)應保證投入率不低于99%。4.25 控制4.25.1 能夠進行就地、遠方的滅磁開關分合，調節方式和通道的切換以

13、及增減勵磁操作。4.25.2 能夠接受自動準同期裝置的調節信號，能夠按用戶要求接受無功功率自動成組調節信號，能夠實現起停的自動控制。4.25.3 勵磁裝置在一路工作電源失去和恢復時應保持發電機工作狀態不變，且不誤發信號。4.26 監視4.26.1 勵磁系統至少應裝設下列故障及動作信號： a)勵磁變壓器故障信號； b)功率整流裝置故障信號； c)起勵故障信號； d)電壓互感器斷線保護動作信號； e)勵磁控制回路電源消失信號和勵磁調節裝置工作電源消失信號； f)勵磁調節裝置故障信號； g)穩壓電源消失或故障信號； h)觸發脈沖消失信號； i)調節通道自動切換動作信號； j)PSS故障信號； k)強

14、勵動作信號； l)低勵限制動作信號； m)過勵限制動作信號； n)電壓/頻率比率限制動作信號。4.26.2 勵磁系統應有表明運行狀態的信號，如勵磁調節裝置調節方式選擇、通道選擇、PSS投切、滅磁開關分合、勵磁給定值增減及通道跟蹤平衡狀態等。4.26.3 勵磁系統應向遠方控制中心提供必要的測量信號、狀態信號、報警和故障信號。4.26.4 勵磁裝置應設有發電機電壓和無功功率(雙向)，勵磁電壓和勵磁電流等表計。4.27 勵磁系統應配置直流側短路、整流元件換相過電壓、功率整流裝置交流側過電壓、勵磁變壓器保護等必要的保護裝置。勵磁變壓器保護的配置按GB1428593中2.3執行。4.28 結構4.28.

15、1 勵磁系統各部件的結構應便于安裝、運行、試驗、維護，對有冗余設計的部分可以實現在線更換故障部件；應有進行功能特性試驗及現場開機試驗所需的測點和信號加入點；調試時需要進行調整的參數應有明確的指示。4.28.2 勵磁設備的外殼防護等級，包括防止人體接近危險部件、防止固體異物進入和防水，應根據現場環境條件，按照GB420893確定。4.28.3 二次回路的設計、安裝和抗電磁干擾措施參照GB1428593第4章和GB379789附錄A執行。4.29 勵磁系統各部分溫升限值見表1。表1 勵磁系統各部分溫升限值部 位 名 稱溫 升 限 值K測 量 方 法干式變壓器繞 組A級絕緣60電阻法B級絕緣80F級

16、絕緣100H級絕緣125鐵 芯 在任何情況下不出現使鐵芯本身、其他部件或與其相鄰的材料受到損害的程度溫度計法油浸變壓器(字母代號為O)繞組65電阻法銅母線35熱電偶法或其他校驗過的等效方法銅母線連接處無保護層45有錫和銅保護層55有銀保護層70鋁母線25鋁母線連接處30電阻元件距電阻表面30mm處的空氣25印刷電路板上電阻表面30塑料、橡皮、漆膜絕緣導線20硅整流二極管按各自元件標準規定 晶閘管熔斷器4.30 各元部件應有充分裕度。電子元件應采用軍級或工業級元件，并應經過嚴格的老化篩選。4.31 勵磁系統的設計應考慮能方便地實現發電機短路試驗。5 部件性能5.1 勵磁變壓器5.1.1

17、 勵磁變壓器安裝在戶內時應采用干式變壓器，安裝在戶外時可采用油浸自冷式變壓器。5.1.2 勵磁變壓器高壓繞組與低壓繞組之間應有靜電屏蔽。5.1.3 勵磁變壓器設計應充分考慮整流負載電流分量中高次諧波所產生的熱量。5.1.4 勵磁變壓器應能滿足汽輪發電機空載試驗時130%額定機端電壓的要求。5.1.5 勵磁變壓器繞組一般采用“Y,d”或“D,y”接線。5.2 功率整流裝置5.2.1 功率整流裝置的一個柜(插件式為一個支路)退出運行時應能滿足發電機強勵和1.1倍額定勵磁電流運行要求。5.2.2 功率整流裝置每個功率元件都應有快速熔斷器保護。并聯整流柜交直流側均應設斷路器或刀閘，能與主電路及其他控制

18、回路隔斷。5.2.3 功率整流裝置可采用開啟式風冷、密閉式風冷、直接水冷或熱管自冷等冷卻方式。采用開啟式風冷時整流柜應密封，冷風經過濾裝置進入，以保持柜內清潔。強迫風冷整流柜的噪聲應小于80dB(A)。采用直接水冷整流元件時對冷卻水的要求見GB3859.193中5.1.4的規定。5.2.4 風冷功率整流裝置風機的電源應為雙電源，工作電源故障時， 備用電源應能自動投入。如采用雙風機，則兩臺風機接在不同的電源上，當一臺風機停運時應能保證勵磁系統正常運行。冷卻風機故障時應發出信號。5.2.5 功率整流裝置的均流系數一般不小于0.85，均壓系數一般不小于0.9。5.3 自動電壓調節器5.3.1 大型發

19、電機的勵磁調節裝置應有兩個獨立的自動通道，通道間不共用電壓互感器、電流互感器和穩壓電源。這兩個通道可并列運行或互為備用方式運行。5.3.2 自動電壓調節器一般采用數字式，也可以采用模擬式。5.3.3 自動電壓調節器具有在線參數整定功能。數字式自動電壓調節器各參數及各功能單元的輸出量應能顯示，顯示的參數應為數學模型中的實際值，顯示的輸出量應為實用量值或標幺值。模擬式自動電壓調節器的增益、時間常數、反饋信號量等的調整電位器應有明確的位置指示，并應提供該刻度與有關參數對應的曲線。5.3.4 自動電壓調節器電壓測量單元的時間常數應不大于30ms。5.3.5 移相電路一般采用余弦移相。移相電路可正常工作

20、的發電機電壓下限一般不大于發電機額定電壓的10%。5.3.6 自動電壓調節器直流穩壓電源應由兩路獨立的電源供電，其中一路應取自廠用直流系統。5.3.7 自動電壓調節器的任一元件故障不應造成發電機停機。5.3.8 自動電壓調節器的過勵限制單元應具有與發電機轉子繞組發熱特性匹配的反時限特性，在達到允許強勵時間時限制勵磁電流。 強勵電壓倍數大于2倍的勵磁系統應有頂值電流瞬時限制功能。5.3.9 自動電壓調節器的低勵限制特性應由系統靜穩定極限和發電機端部發熱限制條件確定。5.3.10 自動電壓調節器的電壓/頻率比率限制特性應與發電機和主變壓器鐵芯的過勵磁特性匹配。發電機動態過程的勵磁調節應不受電壓/頻

21、率比率限制單元動作的影響。5.3.11 大型發電機應配置PSS或具有PSS功能的其他附加控制單元。5.3.11.1 PSS可以采用電功率、頻率、轉速或它們的組合作為輸入信號。當采用轉速信號時應具有衰減軸系扭振頻率信號的濾波措施。5.3.11.2 PSS應具有下列功能： a)自動投切； b)手動投切； c)輸出限幅，限幅值為發電機電壓標幺值的±5%±10%； d)故障時應自動退出運行。5.3.11.3 PSS輸出噪聲應小于其輸出限幅值的2%5%。5.3.11.4 自動電壓調節器應有PSS輸出信號的模擬量測量口以及PSS相加點模擬量信號輸入口，以便測量整定PSS特性。5.3.1

22、2 自動電壓調節器應具有電壓互感器回路失壓時防止誤強勵的功能。5.3.13 勵磁調節裝置的各通道間應實現自動跟蹤。任一通道故障時均能發出信號。運行的通道故障時能自動切換。通道的切換不應造成發電機無功功率的明顯波動。5.3.14 自動電壓調節器應有調節器輸出信號的模擬量測量口以及電壓相加點模擬量信號輸入口，以便測量整定自動電壓調節器特性參數。5.3.15 數字式自動電壓調節器應具備下列功能： a)具備自診斷功能和檢驗調試各功能用的軟件及接口； b)具有串行口與發電廠計算機監控系統連接，接受控制和調節指令，提供勵磁系統狀態和量值； c)宜有事故記錄功能。5.4 手動勵磁控制單元5.4.1 手動勵磁

23、控制單元一般作勵磁裝置和發變組試驗之用，也可兼作自動通道故障時的短時備用。手動勵磁控制單元應簡單可靠。5.4.2 手動勵磁控制單元作為自動通道備用時，應具有遠方調整功能和跟蹤功能。在自動通道故障時自動切到手動運行。5.5 滅磁裝置和轉子過電壓保護5.5.1 發電機滅磁應采用逆變和開關滅磁兩種方式。滅磁裝置應簡單可靠。5.5.2 在強勵狀態下滅磁時發電機轉子過電壓值不應超過46倍額定勵磁電壓值。5.5.3 滅磁開關在操作電壓額定值的80%時應可靠合閘，在30%65%之間應能可靠分閘。5.5.4 滅磁電阻一般采用線性電阻，滅磁電阻值可為磁場電阻熱態值的23倍。5.5.5 發電機轉子過電壓保護裝置應

24、簡單可靠，動作電壓值應高于強勵后滅磁和異步運行時的過電壓值，同時應低于轉子繞組出廠工頻耐壓試驗幅值的70%。5.6 起勵5.6.1 起勵電源容量一般應滿足發電機建壓大于10%額定電壓的要求。5.6.2 起勵成功后或失敗時，起勵回路均應能自動退出。6 試驗項目6.1 試驗分型式試驗、出廠試驗、交接試驗和大修試驗。6.1.1 勵磁裝置在下列情況下應進行型式試驗，以全面考核設備性能和質量。 a)新產品試制定型時； b)已定型的產品當設計、工藝或關鍵材料更改有可能影響到產品性能時； c)出廠或現場試驗結果與上次型式試驗有較大差異時。6.1.2 每套勵磁裝置出廠時必須經過出廠試驗，并提供合格證書。6.1

25、.3 發電機投產前，勵磁系統應在現場進行交接試驗，核對廠家提供的功能、參數和指標，并按電廠具體情況和系統要求整定參數。6.1.4 發電機大修時應對勵磁系統進行大修試驗以檢查各部分是否正常。6.2 型式試驗、出廠試驗、交接試驗和大修試驗應進行的勵磁系統試驗項目見表2。大修試驗的內容可根據設備具體情況確定。6.3 經過部分改造的勵磁系統應參照表2型式試驗或出廠試驗的有關試驗項目進行試驗后才能投入運行。表 2 勵磁系統試驗項目編號試 驗 項 目型式試驗出廠試驗交接試驗大修試驗1勵磁系統各部件絕緣試驗2環境試驗   3勵磁調節裝置各單元特性測定4勵磁調節裝置總體靜特性測定

26、5控制保護信號模擬動作試驗6功率整流裝置均流均壓試驗7轉子過電壓保護單元試驗8勵磁系統部件溫升試驗  9功率整流裝置噪聲試驗 10勵磁調節裝置抗電磁干擾試驗  11勵磁調節裝置的老化試驗  12核相試驗  13靜差率測定  14強勵電壓倍數及電壓響應時間測定   15手動勵磁控制單元調節范圍測定16自動電壓調節器調節范圍測定17電壓分辨率測定   18調差率測定或檢查19勵磁調節裝置調節通道切換試驗20勵磁控制系統電壓/頻率特

27、性  21發電機空載電壓給定階躍響應試驗  22發電機零起升壓試驗 23發電機滅磁試驗 24PSS試驗 25發電機起勵試驗 26發電機甩無功負荷試驗  27功率整流裝置輸出尖峰電壓測量  28發電機軸電壓測量 29勵磁系統模型和參數的確認試驗  30勵磁調節裝置的仿真試驗    7 技術文件7.1 供方應按項目進度分時段提供用戶所需下列不同版本的技術文件， 具體安排應在合同中明確。 a)產品技術條件； b)

28、使用說明書(含原理、安裝、試驗、整定、運行、維護、故障查找)； c)出廠試驗報告、出廠整定值及合格證； d)勵磁系統模型和推薦參數(包括各附加功能單元在內)； e)現場整組和分單元調試大綱； f)分單元原理接線圖及說明； g)裝置總接線圖和分接線圖； h)裝置外形圖、安裝圖； i)主要元部件清單； j)交貨明細表； k)數字式調節器和可編程控制器說明書及程序細框圖； l)提供分包商產品的技術資料； m)提供型式試驗報告； n)其他設計安裝運行維護所必須的技術資料。7.2 交接試驗后，試驗單位應向用戶提供竣工圖及交接試驗報告。8 標志、包裝、運輸和貯存8.1 標志 各設備應有明顯的銘牌； 銘牌內

29、容應包括設備名稱、型號、規格、技術條件編號、出廠編號、制造年月、制造廠名。8.2 包裝、運輸和貯存 設備的包裝、運輸和貯存按JB/T78281995的規定執行。9 保證期 勵磁系統保證期一般與發電機相同。保證期應在合同中規定。 在保證期內，凡在符合正確安裝、調試、使用和維護規定的情況下，供方應負責保證勵磁系統正常運行。在此期間，非用戶責任設備出現故障應由供方及時無償修復或更換。  附錄A(標準的附錄) 名 詞 術 語A1 自并勵靜止勵磁系統 potential source static exciter systems 從發電機機端電壓源取得功率并使用靜止可控整流

30、裝置的勵磁系統，即電勢源靜止勵磁系統。由勵磁變壓器、勵磁調節裝置、功率整流裝置、滅磁裝置、起勵設備、勵磁操作設備等組成。A2 勵磁調節裝置 excitation regulating equipment 實現規定的同步電機勵磁調節方式的裝置，它一般由自動電壓調節器和手動勵磁控制單元組成。A3 自動電壓調節器 automatic voltage regulator 實現按發電機電壓調節及其相關附加功能的環節之總和，也稱自動通道。A4 手動勵磁控制單元 manual excitation regulator 實現按恒定勵磁電流或恒定勵磁電壓或恒定控制電壓調節及其相關附加功能的環節之總和， 也稱手動

31、通道。A5 強勵電壓倍數 excitation forcing voltage ratio 勵磁系統頂值電壓與額定勵磁電壓之比。A6 強勵電流倍數 excitation forcing current ratio 勵磁系統頂值電流與額定勵磁電流之比。A7 電壓靜差率 static voltage error 無功調差單元退出，發電機負載從零變化到額定時端電壓的變化率，即：式中：UN額定負載下的發電機端電壓，V； UO空載時發電機端電壓，V。A8 無功調差率 cross current compensation 同步發電機在功率因數等于零的情況下，無功電流從零變化到額定值時，發電機端電壓的變化率

32、，即：式中：U功率因數等于零、無功電流等于額定無功電流值時的發電機端電壓，V； UO空載時發電機端電壓，V。A9 超調量 overshoot 階躍擾動中，被控量的最大值與最終穩態值之差對于階躍量之比的百分數。A10 上升時間 rise time 階躍擾動中，被控量從10%到90%階躍量的時間。A11 調節時間 settling time 從階躍信號或起勵信號發生起，到被控量達到與最終穩態值之差的絕對值不超過5%穩態改變量的時間。A12 振蕩次數 number of oscillation 被控量第一次達到最終穩態值時起，到被控量達到與最終穩態值之差的絕對值不超過5%穩態改變量時，被控量波動的次

33、數。圖 A1 擾動響應曲線A13 阻尼比 damping ratio 表示控制系統調節品質的一個量。可通過階躍擾動試驗測出，見圖A1擾動響應曲線。式中：P1、P2分別為擾動波形的第一、二峰值。A14 增益裕量 gain margin 負反饋控制系統開環頻率特性中相位等于-180°的頻率處對數增益值的負數。A15 相角裕量 phase margin 負反饋控制系統開環頻率特性中對數增益等于零的頻率處相角與-180°的差值。A16 電壓分辨率 voltage resolation ratio 最小可分辨的電壓變化與額定電壓值之比。A17 自動電壓調節器和PSS的投入率 the

34、operation rate of AVR(including PSS) 自動電壓調節器或PSS投入運行小時數與發電機運行小時數之比，用百分數來表示。A18 均流系數 coefficient of current distribution 并聯運行各支路電流的平均值與最大支路電流值之比。A19 均壓系數 coefficient of voltage distribution 串聯運行各元件承受峰值電壓的平均值與最大峰值電壓之比。A20 勵磁系統的穩態增益 static gain of excitation system 發電機電壓緩慢變化時勵磁系統的增益。A21 勵磁系統的動態增益 dynam

35、ic gain of excitation system 發電機電壓變化頻率在低頻振蕩區(約0.2Hz2Hz)內時勵磁系統的增益。A22 勵磁系統的暫態增益 transient gain of excitation system 發電機電壓快速變化時勵磁系統的增益。  附錄B(標準的附錄) 低勵限制和PSS的整定原則 B1 低勵限制的整定B1.1 低勵限制的動作曲線 低勵限制動作曲線是按發電機不同有功功率靜穩定極限及發電機端部發熱條件確定的。由系統靜穩定條件確定進相曲線時，應根據系統最小運行方式下的系統等值阻抗，不考慮其他發電機組自動電壓調節器的作用，確

36、定該勵磁系統的低勵限制動作曲線。如果沒有規定低勵限制動作曲線，一般可按有功功率P=SN時允許無功功率Q=0及P=0時Q=-(0.20.3)QN兩點來確定低勵限制動作曲線。其中SN、QN分別為額定視在功率和額定無功功率。有進相要求時一般可按靜穩定極限值留10%左右儲備系數整定，但雙水內冷發電機應通過試驗或取得制造廠同意。 低勵限制的動作曲線應注意與失磁保護的配合。B1.2 低勵限制的延時 為了防止電力系統暫態過程中低勵限制回路的動作影響正確的調節，低勵限制回路應有一定的時間延遲。在勵磁電流過小或失磁時，低勵限制應首先動作；如未起限制作用，則應切到備用通道；如切到備用通道后仍未能起限制作用，則應由

37、失磁保護判斷后動作停機。B2 PSS的整定B2.1 PSS相位補償要求 無補償頻率特性即勵磁控制系統滯后特性，為自動電壓調節器中PSS輸入點到發電機電壓間的相頻特性。有補償頻率特性由無補償頻率特性與PSS單元相頻特性相加得到，其應有較寬的頻帶，在該電力系統低頻振蕩區內使PSS輸出的力矩向量對應軸在超前10°滯后45°以內，并使本機振蕩頻率力矩對應軸在0°滯后30°間。B2.2 PSS的增益要求 一般取臨界增益的1/31/5。  附錄C(提示的附錄) 試 驗 方 法 C1 勵磁系統元件、裝置的常規試驗均按相應的標準執

38、行。C2 功率整流裝置C2.1 均流試驗 當功率整流裝置輸出為80%100%額定電流時，測量每個并聯支路的電流；也可以測量支路 內(如熔斷器)電阻上的壓降，再換算成電流。按A18計算均流系數。C2.2 均壓試驗 當功率整流裝置輸入電壓為80%100%額定電壓，輸出電流不小于10%額定電流時，測量串聯支路每個元件承受的峰值電壓。按A19計算均壓系數。C2.3 整流裝置噪聲試驗 噪聲測量采用A聲級聲級計。測量應在環境噪聲水平至少比設備的噪聲低6dB的條件下進行。設備放置在周圍空間3m內沒有聲音反射的地方(除地面以外)。測點距功率整流裝置1m，距地面1.2m1.5m。圍繞功率整流裝置四周的測點數不少

39、于4個。取各測點測量值的平均值作為設備的噪聲水平。C3 勵磁調節裝置 勵磁調節裝置的調節特性一般可用傳遞函數來表示。可采用專用儀器(如頻譜分析儀)測量； 也可實測各元件參數直接求出其傳遞函數；還可測錄階躍響應，與數學模型仿真試驗的結果進行比較，修正計算模型參數，使仿真曲線與實測曲線重合，據此可求得其傳遞函數。對數字式勵磁調節裝置按可分開測量的各分部進行測定，對模擬式勵磁調節裝置按各個環節進行測定。C3.1 測量單元C3.1.1 由測量單元靜態輸出入特性，計算其放大倍數。C3.1.2 測量單元時間常數：測量單元輸出與放大器連接或接等值負載，輸入階躍信號，錄取輸出量，從階躍開始到輸出達變化量0.6

40、32處的時間即為測量單元時間常數。C3.1.3 調差率整定：勵磁裝置通入模擬的發電機電壓和電流測量值，檢查迭加調差信號前后的測量單元電壓輸出，調整整定值使之符合調差率整定的要求。 大修時只進行調差整定位置和極性檢查。C3.2 PID調節單元 PID調節單元的傳遞函數為：式中：大于1，(1+T1s)/(1+T1s)為滯后環節(積分環節)；小于1，(1+T2s)/(1+T2s)為超前環節(微分環節)。一般為510，為0.20.1。 穩態增益為Ks；動態增益為KD，KD=Ks/；暫態增益為KT,KT=Ks/(×)。 PID調節單元的幅頻特性及相頻特性見圖C1。圖 C1 PID調節單元對數幅

41、頻及相頻特性(a)對數幅頻特性；(b)相頻特性 模擬式調節器PID調節單元參數的測量一般按下列步驟進行： a)測量靜態輸出入特性，在上下限范圍內應滿足線性要求，計算穩態增益； b)短接積分電容測量靜態輸出入特性，計算動態增益； c)短接積分和微分電容測量靜態輸出入特性，計算暫態增益； d)求環節傳遞函數； e)測量輸出限幅值。C3.3 移相觸發單元 在移相觸發單元加入控制電壓，改變控制電壓的大小，測出移相特性。 試驗時應接入觸發延遲角限制，測定最小觸發延遲角和最大觸發延遲角。 移相特性曲線可用可控整流裝置各臂移相電路觸發延遲角的平均值，也可以用某一臂的值，但在同一控制電壓下，任意兩個角的差值不

42、得大于3°5°。C3.4 穩壓電源單元C3.4.1 穩壓范圍：穩壓單元帶相當于實際電流的等值負載，根據穩壓范圍的要求，改變輸入電壓，測量輸出電壓的變化。C3.4.2 外特性曲線：輸入電壓為額定值，改變負載電阻，使負載電流在規定的范圍內變化，測量輸出電壓的變化。C3.4.3 短路特性：對有過載保護和短路保護的穩壓單元，測量外特性時可以短時將輸出電流調到最大值，直至短路，檢查過載保護及短路保護的動作情況。C3.4.4 輸出紋波系數：輸入、輸出電壓和負載電流均為額定值，測量輸出紋波電壓峰峰值。電壓紋波系數為直流電源電壓波動的峰峰值與電壓額定值之比。C3.5 低勵限制單元C3.5.

43、1 模擬動作試驗：在低勵限制的輸入端通入電壓和電流，模擬發電機運行時的電壓和電流，其大小相位分別相應于低勵限制曲線上P=0及P=SN兩點的數值。此時調整低勵限制單元中有關整定參數，使低勵限制動作，限制調節器的輸出。C3.5.2 實際動作試驗：低勵限制單元投入運行，在一定的有功功率時(如P=PN及P=1/2PN)，降低勵磁電流使低勵限制動作，此動作值應與整定曲線相符。低勵限制動作時發電機無功功率應無明顯擺動。C3.5.3 低勵限制的輸出一般與機端電壓有關，當機端電壓偏離額定值時應修正其動作值。C3.6 過勵限制單元C3.6.1 調整過勵限制單元的反時限參數，使過勵限制在強勵和過勵達到規定的時間后

44、動作。C3.6.2 過勵限制單元動作值和限制值的整定可在靜態試驗或開機試驗中進行，測量額定勵磁電流下過勵限制輸入信號的大小，然后按照規定的倍數整定。開機試驗時為達到過勵限制動作，可采用降低過勵限制動作整定值，或增大勵磁電流測量值等方法。過勵限制起作用時勵磁電流應平滑地過渡到限制值穩定運行。C3.7 頂值電流瞬時限制單元 頂值電流瞬時限制動作值和限制值的整定在靜態試驗中進行，測量額定勵磁電流下輸入信號的大小，然后按照規定的倍數整定。C3.8 電壓/頻率比率限制單元 靜態調試時通過改變電壓和頻率測定其單元特性和整定動作值。開機試驗時視發電機組轉速可調范圍決定是否實測。C3.9 電力系統穩定器(PS

45、S) PSS整定應在電壓環參數調整好以后進行。PSS試驗工況為發電機接近額定有功功率，功率因數約為1。C3.9.1 測量PSS各環節輸入輸出特性參數。C3.9.2 整定PSS輸出限幅值。C3.9.3 測量勵磁控制系統滯后特性及有補償頻率特性，整定PSS相位補償。也可以用計算值代替實測值作為PSS相位補償的整定值。PSS相位補償要求見附錄B。C3.9.4 PSS增益調整：PSS投入，PSS增益KP從零逐漸增大，測錄PSS輸出及調節器輸出直至其開始振蕩，該增益即為臨界增益，按附錄B整定PSS使用增益。也可以測PSS開環頻率特性，調整KP，使增益裕量Gm為914dB。C3.9.5 增益及相位補償整定

46、后測PSS輸出端的噪聲及觀察PSS輸出的漂移。C3.9.6 在勵磁調節器的電壓相加點加階躍信號，記錄有PSS及無PSS兩種狀態下發電機有功功率波動。計算有PSS下的阻尼比P和無PSS下的阻尼比O。P應滿足4.8要求。有功功率波動次數按有功功率達到與最終穩態值之差的絕對值不超過有功功率擾動最大值的5%計算。C3.9.7 如果PSS參數未作修改，大修時一般只校驗PSS輸入輸出特性。C3.10 勵磁調節裝置的老化試驗 勵磁調節裝置整機或主機部分放置在規定的環境中，持續通電時間不小于96h之后，其功能應正常，參數的變化量在規定的范圍之內。勵磁調節裝置老化試驗的要求應在制造廠的技術條件中規定。C3.11

47、 勵磁調節裝置總體靜特性檢查 分別檢查自動通道和手動通道的總體靜特性。檢查電壓互感器二次電壓、電壓給定值和自動通道輸出關系的正確性。檢查手動測量信號、手動給定值和手動通道輸出關系的正確性。C3.12 勵磁系統模型和參數確認試驗C3.12.1 勵磁調節裝置各單元特性測定結果應與供方提供的模型參數一致。C3.12.2 可控整流橋模型參數求取中先計算換相重疊角，根據換相重疊角范圍確定可控整流橋模型，再根據勵磁變壓器參數及額定勵磁參數計算換相壓降系數KC。C3.12.3 按確認后的模型參數進行勵磁控制系統仿真計算，與勵磁系統給定電壓階躍等實測響應對比，在主要指標上應無明顯差異，否則應調整模型參數。C3

48、.12.4 數字式勵磁調節裝置可按供方提供的模型參數進行勵磁控制系統仿真計算。C3.12.5 交接試驗中的確認試驗可僅完成電壓調節環和PSS的模型參數確認。C4 核相試驗 檢查勵磁系統安裝后勵磁變壓器、同步信號觸發脈沖、功率整流裝置接線的正確性，驗證可控整流元件的移相范圍。 可通過電力系統倒送電，讓勵磁變壓器、勵磁調節柜、功率整流裝置、勵磁電壓互感器帶電，勵磁輸出接小負載，用改變移相觸發的控制信號方式檢查勵磁輸出與控制信號的對應關系。C5 發電機零起升壓試驗(置位起勵) 預置自動電壓調節器的電壓給定值的終值為對應90%100%發電機空載額定電壓的給定值后進行起勵操作，發電機電壓自零升到額定值的過程應符合4.10要求。C6 調節通道切換試驗 調節通道切換試驗應分