汽轮发电机交流励磁机励SD271-88

中华人民共和国水利电力部标准

汽轮发电机交流励磁机励 SD271-88

磁系统技术条件 (试 行 本)

中华人民共和国水利电力部1988-04-11发布

1988-07-01实施

1 总则

1.1 本技术条件适用于汽轮发电机交流励磁机励磁系统。 1.2 本技术条件未包括供货范围。供货范围、备品备件数量以及专用工具、仪器、仪表等，由供需双方共同商定。

1.3 凡本技术条件中未规定的事项，以及对具体产品的特殊要求，由供需双方共同商定。

1.4 本技术条件的解释权属水利电力部汽轮发电机标准化技术委员会。

2 技术规范及技术条件 2.1 使用环境。

2.1.1 海拔高度不超过1000m。

2.1.2 周围最高空气温度为40℃。

2.1.3 当海拔高度超过1000m时，周围最高空气温度的相应规定如表1。

表1 不同海拔高度时周围最高空气温度

海拔高度 (m) 最高空气温度(℃) h≤1000 40 1000＜h≤1500 87.5 1500＜h≤2000 35 2000＜h≤2500 32.5 2.1.4 周围最低空气温度：对于直接水冷的整流器为5℃。对于采用其它冷却方式的装置为-10℃。 2.1.5 冷却水温为20～30℃。 2.1.6 月平均最大相对湿度为90%。

2.1.7 装置安装地点，周围空气应比较干净，无爆炸危险及足以腐蚀金属和破坏绝缘的气体。调节器安装地点应有防尘及通风措施。 2.1.8 当周围温度、湿度、环境条件超出以上规定时，需方应与制造厂协商。 2.2 主要性能

2.2.1 当同步发电机的励磁电压和电流不超过其额定励磁电流和电压的1.1倍时，励磁系统应保证连续运行。

2.2.2 励磁系统稳态顶值电压倍数(强励倍数)取2倍。需方有特殊要求时，可与制造厂协商取较高数值。

2.2.3 当稳态顶值电压倍数不超过2倍时，励磁系统稳态顶值电流倍数与稳态顶值电压倍数相同。当稳态顶值电压倍数大于2倍时，稳态

顶值电流倍数为2倍。 2.2.4 励磁系统允许强励时间。

空气冷却励磁绕组的汽轮发电机：2倍额定励磁电压，50s； 水内冷和氢内冷励磁绕组的汽轮发电机，2倍额定励磁电压，10s。 2.2.5 励磁系统允许的短时过励磁时间，根据发电机转子绕组允许过负荷能力确。

2.2.6 励磁系统电压响应比(电压上升速度)不小于2倍/s。 对于高起始响应励磁系统，响应时间上升值不大于0.1s，下降值不大于0.15s。

2.2.7 自动励磁调节器应保证发电机端电压精度不低于0.5%～1%。 2.2.8 10%阶跃响应，发电机端电压超调量： 常规励磁系统应不超过阶跃量的50%； 快速励磁系统应不超过阶跃量的30%；

过渡过程的振荡次数不超过3～5次，调整时间不超过10s。 2.2.9 用自动励磁调节器使发电机自动零起升压，发电机电压超调应不大于额定值的15%。振荡次数不超过3～5次，调节时间不大于10s。 2.2.10 自动励磁调节器的调压范围，发电机空载电压应能在80%～110%(或85%～115%)额定电压范围内稳定平滑的调节。电压的分辨率应不大于额定电压值的0.2%～0.5%。

2.2.11 在发电机空载运行情况下，频率每变化1%，发电机电压的变化：

采用半导体励磁调节器时，不大于额定值的±0.25%；

采用电磁型调节器时，不大于额定值的2%。 2.2.12 手动励磁控制单元的调压范围

下限不得高于发电机空载励磁电压20%； 上限不得低于发电机额定励磁电压的110%；

励磁系统没有手动控制单元的，自动励磁调压范围也应满足这一要求。

2.2.13 在发电机空载运行状态下，自动励磁调节器和调压速度，应不大于1%额定电压/s；不小于0.3%额定电压/s。

2.2.14 当发电厂厂用直流和交流电压偏差不超过+10%～-15%，频率偏差不超过+2～-3Hz时，励磁系统应保证同步发电机在额定工况下正常运行。

2.2.15 所有与发电机磁场绕组在电气上相连的设备与电缆(除交流励磁机另有规定外)，出厂耐压试验电压值为：

发电机额定励磁电压不高于500V时，10倍额定励磁电压，但最低不小于1500V。

发电机额定励磁高于500V时，2倍额定励磁电压加4000V。 2.2.16 不与励磁绕组连接的电气组件，耐压试验按照《低压电器基本标准GB1487—79》执行。

2.2.17 励磁系统故障引起的发电机强迫停机率不大于0.1%。 2.2.18 自动励磁装置投入率不低于95%。 3 部件性能 3.1 交流励磁机

3.1.1 励磁机应符合带整流负载交流发电机的要求。并应有较大的储备容量，在出口三相短路或不对称短路时励磁机不损坏。 3.1.2 交流励磁机根据制造厂建议装设继电保护。

3.1.3 交流励磁机冷却系统，应有必要的防尘措施，一般应采用密封式循环冷却。 3.2 副励磁机

3.2.1 新装机组应采用永磁式恒压发电机作为副励磁机。 3.2.2 副励磁机负载从空载到相当于发电机强行励磁时，其端电压变化应不超过10%～15%额定值。

3.2.3 副励磁机端电压应保证强行励磁时发电机励磁绕组端有规定的强励倍数。 3.3 功率整流装置

3.3.1 功率整流装置并联支路数等于或大于4，而有一支路退出运行时应保证强励；二支路退出或并联支路小于4有一支路退出时，应能提供同步发电机额定工况所需的励磁容量，此时可限制发电机强励。 3.3.2 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应设断路器，能与主电路及其他控制回路隔断，以便在发电机运行中检修整流柜。柜的结构布置应考虑到检修维护的方便和安全。 3.3.3 整流装置并、串联元件间应有均流及均压措施，整流元件的均压系数应不低于0.9，均流系数不低于0.85。

3.3.4 整流装置可采用开启式风冷，密封式风冷或直接水冷。采用开启式风冷时整流柜应密封，冷风经滤风器进入，以保持柜内清洁。

3.3.5 空气冷却整流柜采用可靠的低噪声风机，并应有备用风机，运行中风机故障时，备用风机应能自动投入。

3.3.6 制造厂应提供整流装置自然冷却时的允许出力。冷却风机故障或冷却水断流时动作于信号及限流回路，原则上不应切除发电机。 3.4 旋转整流盘

3.4.1 用于无刷励磁系统中的旋转整流装置的多个并联支路中，一个支路退出运行，应能运行在包括强励在内的所有运行状态；并联支路超过四个时，同一相有1/2支路退出运行，应能提供同步发电机额定工况所需的励磁电流，此时可限制发电 机强励。

3.4.2 旋转整流器及熔断器应能承受离心力，在发电机大修周期内不应由于疲劳而损坏或明显改变特性。 3.4.3 旋转熔断器损坏应有信号指示。 3.5 自动励磁调节器

3.5.1 自动励磁调节器的电压测量单元，时间常数应不大于50毫秒。 3.5.2 发电机电压的附加调差采用无功调差，最大的附加调差率应不小于±10%。调差率的整定可以是连续的，也可以在全程内均匀分档(不小于10档)整定。

3.5.3 移相回路宜采用余弦移相，脉冲应有足够的幅值，宽度和前沿陡度，触发脉冲功率应保证运行中更换可控硅元件后能可靠触发。 3.5.4 自动励磁调节器直流稳压电源，一般应有两路独立的稳压电源并联运行，任何一个元件损坏，该回路退出后，调节器应仍能正常工作。

3.5.5 自动励磁调节器应有过励磁限制及过励磁保护单元。 3.5.6 调节器应有最低励磁限制单元。

低励限制要与励磁自动切换和失磁保护配合，低励限制动作应先于自动切换和失磁保护。

3.5.7 对于采用转子电压负反馈以减少励磁机时间常数的高起始励磁系统，应有励磁机过电压限制。

3.5.8 大型汽轮发电机当选用快速励磁系统时，应配置电力系统稳定器(PSS)。常规励磁系统，可根据系统要求配置。输电距离较长的20万kW及以上新机，应配置PSS。

PSS噪音要小，并应具有必要的保护、控制和限制电路。 3.5.9 根据需要，自动励磁调节器可装设下列辅助功能单元。 a.无功功率成组调节单元； b.伏/赫限制和保护单元。

3.5.10 连接自动励磁调节器外部与内部的配线应采取措施减少可能影响自动励磁调节器正常工作的干扰。

3.5.11 自动励磁调节器柜应有必要的表计，如输出电压表、电流表、参考电压表等。调节器重要的参数如放大倍数，时间常数等，其整定位置应有明确指示。重要的电量，如各单元输出、同步电压、触发脉冲等，应有插孔引出，以便观测。

3.5.12 同步电路滤波回路的设计应充分考虑副励磁机的波形畸变，调节器小电流负载试验结果，应基本上适用于实际负载情况。 3.6 手动励磁控制单元和备用

3.6.1 手动励磁控制单元是自动励磁调节器的备用，也供调试和发电机升压用。整个单元的所有部件应尽可能不与自动励磁调节器公用。 3.6.2 采用两套相同的自动励磁调节器互为备用时，应有简单的手动励磁控制单元供调试用。

3.6.3 作为备用的励磁调节回路，要跟踪主用的自动励磁调节器，以便主用的自动励磁调节器故障时可迅速切换到备用。如果备用采用自动跟踪的方式工作，跟踪电路要有一定的死区和上下限。主用的启动励磁调节器故障时应能自动地切换到备用。

3.6.4 两套自动调节器并联运行互为备用时，其故障检测回路要能正确地判断并退出故障的调节器。 3.7 灭磁装置和转子过电压保护

3.7.1 发电机灭磁开关动作应可靠，试验维护要简单，在发电机任何运行状况下均能可靠灭弧。灭弧时发电机转子过电压值一般应不超过4倍额定励磁电压值。

灭磁电阻可采用线性或非线性电阻，非线性电阻伏安特性的分散性要小，其容量必须考虑可能出现的最严重情况。

3.7.2 交流整流励磁系统应有发电机转子过电压保护装置。装置应简单可靠，动作后应能自动记录、自动恢复，不应使发电机停机。 3.8 保护、信号

3.8.1 励磁系统各部件应有符合本章要求的各项保护及其他必要的保护。

3.8.2 励磁系统一般应装设下列信号：

a.稳压电源消失或故障信号； b.励磁绕组回路过电压信号； c.过励动作信号； d.触发脉冲消失信号； e.励磁控制回路电源消失信号； f.自动/备用自动切换装置的动作信号； g.欠励磁限制器动作信号； h.电压互感器断线保护动作信号； i.励磁过电流限制器动作信号； j.冷却系统故障信号。 3.9 励磁系统各部件温升极限值 励磁系统各部件温升极限值见表2。

表2 励磁系统各部件温升极限值(oK)

极限温升 部位名称 A级绝缘 干式 变压器 铁芯 65 铜母线及母线 70 85 计算 35 电阻法温度计算 线圈 60 65 80 计算 电阻法温度油浸 B级绝缘 电阻法温度测试方法 导电螺钉连连接接外 外 无保护层 45 电阻法温度计算 有锡和铜保护层 55 电阻法温度计算 有银保护层 70 电阻法温度计算 母线 25 电阻法温度计算 连接外 30 电阻法温度计算 距电阻表面80mm处的空气 25 电阻法温度计算 印刷电路板上电阻表面 30 电阻法温度计算 塑料、橡皮、漆布绝缘导线 20 电阻法温度计算 硅整流元件(与散热器接合处) 45 电阻法温度计算 可控硅(与散热器接合处) 40 电阻法温度计算 熔断器连接处 40 电阻法温度计算

3.10 各元件设计应有充份裕度，电子元件应经过严格的老化筛选。 4 试验项目 4.1 试验分类： a.型式试验； b.出厂试验； c.交接试验； d.大修试验。

4.2 励磁装置的定型生产，应经过严格完整的型式试验，型式试验按国家标准进行。定型后，制造厂要在按6.3条提供的技术资料中，给出对励磁系统部件及整体试验方法，参数整定及特性要求。 4.3 励磁装置的出厂试验按厂家标准进行，交货时应提出完整的试验报告。

4.4 发电机投产前，励磁系统应在现场进行交接试验，交接试验要核对厂家提供的试验结果，并按电厂具体情况和系统要求整定某些参数。

4.5 发电机大修后，励磁系统进行复核试验以检查各部分是否正常。 4.6 经过部分改造的励磁系统，则应参照出厂试验项目进行试验后，才能投入进行。

4.7 型式试验，出厂试验，交接试验，大修试验应进行的项目见表3。

表3 励磁系统试验项目表

型式编号 A 励磁系统各部件介电强度试验 √ B 交流励磁机参数测定 C 交流励磁机空载试验 交流励磁机短路，及励磁绕组D 时间常数试验 E 副励磁机空载试验 F 副励磁机负载试验 励磁机顶值电压，电压响应比G 及响应时间测定 励磁系统顶值电压，响应比及H 电压响应时间测定 自动电压调节器电压整定范围I 测量 J 手动控制单元调节范围测定 K 调差率测定 自动手动切换或主调节器备用L 调节器切换 M 发电机电压/频率特性 N 10%阶跃响应试验 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 试 验 项 目 试验 试验 试验 试验 出厂交接大修O 自动励磁调节器零起升压试验 √ 自动励磁调节器各单元静态特P 性及总体静态特性试验 Q 励磁系统辐频和相频特性试验 √ P·T和C·T试验以及操作保护R 限制信号回路模拟动作试验 同步发电机在空载、空载强励S 及额定工况下灭磁试验 T 负荷试验 整流器额定工况下均流均压试U 验 V 励磁系统各部件温升试验 W 半导体装置老化试验 X 噪声试验 5 试验方法 5.1 交流励磁机 5.1.1 空载特性试验

√ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 转速为额定值，励磁机空载，逐渐改变励磁机输出电压，测量上升及下降特性曲线。整流装置可带100欧左右的电阻负载。 试验时，测量励磁机励磁电流、励磁机交流输出电压及整流电压，试验时的最大整流电压可取强励顶值电压。

制造厂提供的实测空载特性曲线应试验到饱和值。

5.1.2 负载特性

可以在发电机空载及负载试验的同时，测量励磁机励磁电流，便可作出励磁机负载特性曲线。 5.1.3 短路特性

发电机为额定转速，在整流装置直流侧短路，测量交流励磁机励磁电流和电枢电流及整流电流的特性曲线，检查整流元件的均流和发热情况，短路电流最大值可取额定转子电流值。 5.1.4 空载时间常数。

交流励磁机空载额定转速，额定电压时，励磁机励磁电压突降到零，测量交流励磁机的输出直流电压自然灭磁情况下的衰减曲线，计算励磁机励磁回路包括引线及整流元件的空载时间常数。 5.2 副励磁机 5.2.1 空载特性。

测量三相电压和相序。 5.2.2 负载特性试验。

付励磁机以可控整流器为负载，整流装置输出接等值负载，逐渐增加负载电流，直至达强励电流为止。录制付励磁机电压对负载电流的曲线。

5.2.3 对于相复励自励恒压付励磁机，除上述试验外，还要进行相复励装置的部件试验、付励磁机外接直流励磁电源时的空载特性曲线试验。并根据实测数据选择与调整相复励装置有关参数。

在进行整体试验的频率特性试验中，同时测量付励磁机的频率特

性。

5.3 整流装置均压均流试验 5.3.1 均压试验

整流装置在正常运行条件下，用示波器测量每个元件的电压波形，计算反电压幅值；或用高内阻直流电压表测量每个元件反电压值。均压系数不低于90%，即

5.3.2 均流试验

当额定励磁电流时，测量整流装置每个并联支路的电流，均流系数不低于85%，即

5.4 自动电压调节器 5.4.1 测量单元

a.测量单元特性曲线：改变量测变压器输入侧交流电压，测量输出直流电压或直流电流对输入电压的特性曲线。

如果采用比较桥回路，则应在发电机电压整定电阻位于最大值、最小值和相当于发电机空载额定电压时的电阻值(标明该值的位置，以便检修试验时校核)，分别测量。 量测单元放大倍数(KM)



式中

，

——量测单元输出电压，电流； ——量测单元输入电压。

b.时间常数：量测单元输出与放大器连接或接等值负载，突增 和突降

，测录量测单元输出电压的上升及下降特性曲线，如放大

单元为磁放大器则测录输出电流的特性曲线，量测单元的时间常数应不大于20～50ms。

c.调差率整定：在部件试验时，对量测单元附加调差装置通入模拟的电压

和电流，检查调整调差装置的电压及量测变压器上的电压，并使符合调差率的要求。

调差率的检查也可在发电机带负荷时进行，但应先检查调差变流器的极性和相位是否正确。 5.4.2 放大单元

a.测量输出电压对输入电压的特性曲线：在放大器输入端加入直流信号，整个工作区应在线性部分。放大倍数 —放大器输出电压)。

对于比例积分微分(PID)放大单元，比例放大系数KS的测量同上(如为纯积分，则KS=∞)。将积分电容短路，再测量放大单元的输出-输入特性，计算动态放大倍数

。

(

—

b.幅频特性及相频特性：对于PID调节器或PI调节器，需测量放大器的幅频特性及相频特性。

根据计算及试验得出励磁控制系统开环对数幅频特性及相频特性。

如PID放大单元传递函数为



β大于1，(1+T1S)/(1+βT1S)为积分环节；α小于1，(1+T2S)/(1+αT2S)为微分环节。一般β为5～10，α为0.2～0.1。

图1 PID放大器对数幅相特性

KS—稳态放大倍数；KD—动态放大倍数

5.4.3 移相触发

PID放大器的对数幅频特性及相频特性如图1。

在移相触发单元加入控制电压，改变控制电压的大小，测出移相特性。

试验时应接入最小控制角及最大控制角限制，测定最小控制角及最大控制角回路的工作情况，移相角α的测量，可用专用仪器或双线示波器。

移相特性曲线可用可控整流装置各臂移相电路触发角α的平均值，也可以用某一臂的值，但在同一控制电压下，任意二个触发电路α角的差值不得大于5°。 5.4.4 稳压单元

a.稳态范围测定：稳压单元带相当于实际额定电流的等值负载，根据稳压范围的要求，改变电源电压，测量稳压单元的输入、输出电压值。

b.外特性曲线：输入电压为额定值，改变负载电阻，使负载电流从零到额定值范围内变化，测量输出电压的变化。

c.短路特性：对有过载保护和短路保护的稳压单元，测量外特性时可以短时将输出电流调到最大值，直至短路，检查过载保护及短路保护的动作情况。

d.输出纹波电压测量：输入、输出电压负载电流均为额定值，用示波器或交流毫伏表测量纹波电压。 5.4.5 最低励磁限制单元

5.4.5.1 低励限制的动作曲线：低励限制动作曲线是按发电机不同有功时静稳定极限及发电机端部发热条件确定的，有的制造厂提供的进相曲线仅由系统稳定条件确定，即根据系统等值阻抗作出低励限制曲线，此时系统等值阻抗应根据系统最小运行方式作出，并不考虑其他发电机组AVR的作用。如果制造厂没有提供低励运行时的P-Q曲线，对于正常运行时没有进相要求的汽轮发电机，一般可按有功P=PN时允许无功Q=0及P=0时Q=-(0.2～0.3)QN(额定无功)两点来确定低励单元动作曲线。有进相运行要求时，除双水内冷发电机应获得制造厂同意外，可按静稳定极值留储备系数10%左右整定。

a.模拟动作试验；在低励限制的输入端通入电压和电流，模拟发电机运行时PT次级电压及CT次级电流，其大小相位要分别相应于

低励限制曲线上P=0及P=PN两点PT与CT输出的电压与电流。此时调整低励限制单元中有关整定参数，使低励限制开始工作，限制调节器的输出。

为了防止在系统或发电机暂态过程中低励限制回路误动作，低励回路应有一定的时间常数，但低励限制必须在失磁保护动作以前动作。在励磁电流过小或失磁时，低励限制应首先动作；如未能起限制作用，则切换到备用励磁调节装置。

b.实际动作试验：低励限制回路整定好以后，将输出接入调节器，在一定的有功时(如P=1/2PN)，降低转子电流使低励限制动作，此动作值应位于整定曲线上，低励限制动作后发电机无功应无明显摆动。 5.4.6 过励限制

a.励磁系统的顶值电压如有可能超过规定倍数，则应限制其顶值电压为规定值，或在强励电流为2倍时进行限制。

b.调整过励限制的延时，使励磁系统在强励或过励超过规定的时间后动作，或在整流装置部分退出工作时限制励磁电流的最大值不超过允许值。

c.过励限制器动作值的整定可在试验或运行中进行，测量额定励磁电流下过励磁限制输入信号的大小，然后按照规定的倍数整定。 5.4.7 电力系统稳定器(PSS)

a.测量PSS各单元静态输入输出特性；

b.PSS输入短路，在增益及相位补偿等为规定值时测输出端的噪声；

c.在发电机接近额定负荷时测量励磁控制系统有及无PSS时的频率特性；PSS的临界增益；

d.发电机接近额定负荷时，在励磁调节器加阶跃信号，测量有及无PSS时发电机功率等波动的衰减。 5.4.8 自动励磁调节器总体静态性试验

a.检查同步电路与可控整流器电源的相序及相位关系； b.调节器输出接等值负载，输出电流应为平滑的直流，可控硅全开放时的负载电流不小于5安；

c.当电压互感器二次侧输出电压为额定值时，测量各测点电压值及其波形，均应符合要求；

d.量测电压在110%～80%额定电压范围内逐步下降，此时调节器输出电压中各相脉冲波应基本相同，并能从零到强励之间连续平稳地变化；

e.记录调节器各值及付励磁机端电压值。 5.5 灭磁开关和转子过电压保护 5.5.1 灭磁开关

灭磁开关要进行降低操作电压的动作试验和触头分合检查试验。在发电机空载额定电压时进行灭磁试验，测定灭磁时间常数及检查灭磁情况。

5.5.2 转子过电压保护

转子放电器，直流避雷器和晒堆保护等转子过电压保护装置。需施加实际的高电压测量和整定动作电压值，其动作电压(峰值)一般可

为转子额定电压值的4～5倍。但应高于灭磁开关动作时的最大电压值，低于功率整流装置的最大允许电压值。 5.6 励磁系统整体试验

5.6.1 励磁控制系统开环增益测量

开环增益的测量可采用下列方法(当采用纯积分的PID调节器时，不测量稳态增益)：

发电机空载，额定转速，用手动(或在参考电压相加点断开，加稳定控制电压US)调节控制电压值，使发电机电压逐步地升到1.05额定值，记录控制电压US、移相角α，调节器输出Ud、转子电压Uf和发电机静子电压Ug，量测回路输出电压UM和放大器输出电压U′

S，

测定稳态增益时，可调增益电位器位置可放在最小，然后按使用位置，计算实用增益。

和

为发电机端电压从0.95到1.05时的偏差。

5.6.2 自动/手动自动切换试验

自动调节方式和手动控制方式的切换试验应分别在发电机空载和带负荷状态下进行；

切换时，发电机电压和无功功率值均不应有明显的波动。 5.6.3 手动和自动电压调整范围试验

发电机空载，励磁调节器分别在自动和手动位置，手动时调节电压整定电位器或感应调压器从最小位置到发电机额定电压值的110%～115%，自动时从最小位置到最大位置检查发电机电压调整的

范围。调整时必须注意发电机电压应稳定地逐渐地变化。 在同样条件下，测量给定电压变化速度。 5.6.4 10%阶跃响应

发电机空载，用自动调节将发电机静子电压调为(90%～100%)UN(额定电压)；突然改变整定电压值，使发电机电压变化10%UN，测录发电机电压、转子电压和调节器输出电压等。调节器输出电压及发电机转子电压的波形可用时间常数约为0.01s的R-C滤波回路滤波。发电机静子电压测录，应采用AC/DC变转器。 5.6.5 零起升压试验

在进行发电机空载零起升压之前先使自动励磁调节器投入工作，并用整定电位器将发电机电压调到85%～100%额定电压。跳开调节器功率电源开关，使发电机电压降到零。然后合上此开关进行零起升压，同时用示波器记录升压过程。 5.6.6 电压/频率特性试验

发电机空载，额定转速，额定电压，励磁调节器放在自动位置改变发电机转速，使发电机频率约在-5%～+3%范围变化，测量发电机端电压的变化。

5.6.7 检查发电机负载情况下无功调节的稳定性

发电机并网，分别用手动及自动调节，调整发电机无功负荷从零到额定值。调节应稳定，没有跳动。 5.6.8 强行励磁试验

试验以前，应初步计算强励时可能的发电机母线电压增长及对其

他机组的影响。

试验时发电机带额定负载运行，使自动励磁调节器量测单元的输入电压突降，下降值不低于其额定值的20%(也可断开量测回路或改变参考电压)，进行强励。强励时间一般不超过2～3s，测量发电机静子电流、转子电流、转子电压和调节器输出电压、输出电流。 从强励试验的转子电压上升曲线，计算强励倍数(顶值电压倍数)及转子电压上升速度(电压响应比)。对于高起始响应励磁系统，则计算强励倍数和响应时间。 a.励磁系统标称响应VE

又称励磁电压平均上升速度，VE的计算是在0.5s内保持电压上升速度不变，即用直线代替实际上升曲线，使面积A=面积B，如图2所示。此时，

。

b.励磁系统初始响应VIN

励磁系统初始响应是指励磁电压按指数曲线增长，励磁电压开始增长时的上升速度(见图3)。按下式计算





图2 励磁系统标称响应VE

图3 励磁系统初始响应

c.强励倍数计算

5.6.9 甩负荷试验

自动励磁调节器投入，发电机带额定无功负荷运行，有功负荷接近零。断开发电机开关，用示波器记录甩负荷前后发电机电压，AVR调差单元后的电压，转子电压和调节器输出电压等(在甩额定有功及无功时超调不应超过20%)。从甩纯无功负荷前后发电机静子电压及调节器量测变压器的输入电压，可以计算调节器自然调差及总调差，即

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式中 UGS——跳闸后发电机电压； UGO——跳闸前发电机电压；

UMS——跳闸后量测变压器电压； UMO——跳闸前量测变压器电压； QN——发电机额定容量(kV2A)； Q——甩负荷时的实际无功。 5.6.10 相频特性和幅频特性试验

发电机空载额定电压运行，在综合放大器的相加点输入一个正弦交流信号，频率在0.01～2Hz间变化(最大不超过3Hz，超过3Hz应取得制造厂同意)，或白噪声信号，所加低频电压的幅值应使励磁系统各单元工作在线性区，并注意使发电机不过电压。用专用仪器测量输入电压和发电机低频输出电压的幅值比及相位差(测量时需滤去工频电压分量)。如无专用仪器，可以用双线示波器进行测量。 本试验可在调节器开环(在放大器输入端开环)和闭环两种情况下进行，分别测出励磁控制系统开环幅相特性和闭环幅相特性。 6 技术文件、包装运输

6.1 励磁装置交货时，制造厂应按有关标准保证运输及包装质量。 6.2 装置在工地应储藏在有掩蔽的干燥库房内。 6.3 制造厂在交货时须提供下列技术文件： a.装置技术条件； b.使用维护说明书； c.调试大纲和试验调试要求； d.出厂试验报告和产品合格证； e.交货明细表(包括备品、备件)；

f.装置及分单元原理接线图及说明； g.装置外形图及分装装配图； h.装置总接线图及分装接线图； i.其它安装维护所必需的技术资料。

6.4 随着机组的投运，安装单位应移交下列文件和物品： a.按6.3节规定制造厂提供的技术文件； b.交接试验报告； c.竣工图； d.备品及清单。 7 保证期

7.1 在运输与保管良好的情况下，制造厂对励磁装置另部件的防锈、防潮保养负责期，应不少于从发货日起算的12个月。

7.2 励磁装置一般应在制造厂发货完毕后的12个月内开始安装。制造厂应保证励磁装置在运行后的18个月内正常运行。在此期间，如因设计和工艺质量问题而不能正常运行或发生另部件损坏，应由制造厂负责无偿修理或更换。

7.3 制造厂总保证期限，一般为发完最后一批货之后的36个月。大型机组或新型首批机组的总保证期限，可由制造厂与买方商定延长，原则上与发电机组一致。

_______________________

附加说明：

本标准主要编写人：方思立

中华人民共和国水利电力部标准

《汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件》

SD271-88

编制说明

中华人民共和国水利电力部1988-04-11发布

1988-07-01实施

1 前言

交流励磁机整流励磁系统是我国大型汽轮发电机的主要励磁方式。60年代在我国开始采用，经过不断改进，取得了较丰富的经验，使这一新型励磁系统基本上能稳定运行。但问题仍很多，有的是制造质量问题，有的是运行管理问题，为了提高励磁系统的性能和可靠性，编写了“汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件”。对于直流励磁机励磁系统，可参考《发电机运行规程》有关部分，对于静止励磁系统可参考《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》(试行)有关条款。

本标准以《大中型同步发电机励磁系统基本技术条件》(报批稿)为基本依据，并根据现场实际运行经验对某些条款作了一些补充，以及增加了有关试验和运行维护的内容，编制中还主要参考了以下资料：

1.1 电机基本技术条件 1.2 汽轮发电机基本技术条件

1.3 IEC2A(秘13—1978)汽轮发电机励磁系统技术要求。 1.4 IEC421B—1979同步发电机励磁系统高压试验技术要求。 1.5 IEC秘593—1982关于同步电机励磁系统的若干定义。 1.6 IEEEStd4214—1978 1.7 OCT21558—76

1.8 GB1497—79低压电器基本标准 1.9 GB998—82低压电器基本试验方法

1.10 大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置，进口大容量火力发电设备技术谈判指南。 2 关于技术条件

技术条件部分基本与国家标准(报批稿)一致，从使用要求及提高可靠性作了一些补充。主要有：

第2.2.2条 新机都应满足强励倍数为2倍，个别特殊情况应不低于1.8倍(对于系统中的机组，强励倍数低于1.8倍的可以作为例外。) 第2.1.7条 国标(报批稿)规定励磁系统故障引起的发电机强迫停机率不大于0.5。根据84—85年部分交流整流励磁系统统计，由励磁系统故障引起的发电机强迫停机率小于0.1%。因为大部分励磁系统故障发电机跳闸后，均能很快投入运行。因此由励磁系统造成的事故次数虽然较多，但停机小时数不大。所以规定励磁系统故障造成的发电机强迫停机率应不大于0.1%。同时还应努力降低事故次数。

增加了对自动励磁装置投入率的要求(2.2.18)。这是因为大型发电机自动励磁装置对电力系统运行有很大影响。多次发生因自动励磁装置没有投入造成系统失步、大面积停电事故。并且当自动励 磁装置退出，手动运行时，没有备用励磁。一旦手动调节器元件故障，发电机即失去励磁。因此大型发电机应保证经常在“自动”运行状态。 3 关于部件性能

第3.1条 一般交流励磁机设计裕度较大，运行可靠，多年来未发生事故，因此可以简化交流励磁机的保护。但如交流励磁机发生内部故障，要求迅速切除，以限制故障范围，缩短停机检修时间。所以交流励磁机保护可根据具体机组情况(如设计裕度，能否装差动保护等)确定。

第3.2条 国产稀土永磁钢永磁恒压发电机性能良好，制造厂可以提供。因此新机要求采用永磁恒压付励磁机。

运行中付励磁机的改进，一般可采用简单相复励自励恒压系统。 第3.3.4条 运行中功率整流柜，普遍采用开启式自然风冷。柜内很易积灰，成绝缘不良，因此如安装地点无防尘设施，建议采用密闭式风冷，如果采用开启式风冷，则冷风应经滤风器进入。 第3.4.1条 功率整流柜原则上一个支路故障时仍能保证强励，但考虑到采用大功率整流元件，可减少支路数，简化整流装置。而当采用小于4个支路时，仍要求一个支路备用，则备用容量较大。因此规定小于4个支路时，一个支路故障可以限制强励；如备用容量较大，也可以不限制强励。

第3.5.2条 无功调差范围以额定定子电流为100%计算百分值。 第3.5.8条 近年来不断发生电力系统低频振荡，根据国内外运行经验，PSS对抑制低频振荡是很有效的。本条中对常规励磁系统虽未作统一规定，但新装的200兆瓦及以上大容量发电机组一般应配置PSS，可根据电力系统情况，确定是否投入运行。 4 试验项目

4.1 励磁装置应在制造厂进行配套试验，以保证各部件良好。除极少数参数需要电厂试验、整定外，其他可调部件均应在制造厂调好，在电厂只作校核试验，以缩短现场励磁系统调试时间，并保证励磁系统质量。

4.2 励磁控制系统的相频、幅频特性是励磁控制系统的重要参数，在型式试验时必需进行。在交接试验时根据需要确定是否进行试验。 5 试验方法

第5.4.2条 励磁系统频率特性的测量，可采用频谱仪(或其他相应的仪器)。在自动励磁调节器参考电压相加点输入信号。测量励磁控制系统或其中某单元的频率特性。画出对数频率特性曲线。 第5.4.5条 在型式试验中低励限制单元必需进行实际动作试验，因为模拟动作试验不能发现低励限制单元动作时是否发生振荡。 第5.6.1条 在测量励磁控制系统稳态开环增益时，因为稳态增益很大，不易准确测量，因此可在试验时将增益调整开关或旋钮放在最小位置，在试验后再放回原处，将实测增益乘以已知增益改变量，即得使用的增益。

第5.6.8条 为了在强行励磁试验过程中充分强励，防止由于机端电压上升而使强励返回，所以要求试验时自动励磁调节器测量单元输入电压下降值不低于额定值的20%。

在计算初始励磁电压上升速度时，未规定如果UI的上升曲线开始部分偏离指数曲线较大时，应加以校正。因为根据国产100～300MW发电机强励试验结果，其偏差均不超过允许值。因此略去了校正计算公式。

第5.6.8条 为了在强行励磁试验过程中充分强励，防止由于机端电压上升而使强励返回，所以要求试验时自动励磁调节器测量单元输入电压下降值不低于额定值的20%。

在计算初始励磁电压上升速度时，未规定如果UI的上升曲线开始部分偏离指数曲线较大时，应加以校正。因为根据国产100～300MW发电机强励试验结果，其偏差均不超过允许值。因此略去了校正计算公式。

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