DL∕T 843-2010 大型汽轮发电机励磁系统技术条件

备案号：31131-2011大型汽轮发电机励磁系统技术条件I前言 Ⅱ 1 3术语和定义 14使用条件 35系统性能 3 6 附录A(规范性附录)过励限制的整定原则 附录B(规范性附录)欠励限制的整定原则 附录C(规范性附录)电压调差率的整定原则 附录D(规范性附录)电力系统稳定器的整定原则 附录E(资料性附录)试验方法 Ⅱ发电机交流励磁机励磁系统技术条件》发布实施以来，对提高汽轮发电机励磁系统的可靠性到了重要作用。近年来励磁系统技术有了很大的发展，一些成熟的励磁技术研究成果有款的规定基本一致，可以统一成一个“大型汽轮发电机励磁系统技术条件”,便于标准的使用。基于01——增加了限制器、移相触发的技术要求。本标准代替的DL/T843—2003于2003年1月9日发布；DL/T650—1998于1998年3月19日发本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心(北京市白广路二12规范性引用文件GB/T1094(所有部分)电力变压器GB/T3859d所有部分)半导体变流器GB/T7409(所有部分)同步电机励磁系统GB/T14598.13电器继电器第22-1部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验1MHz脉冲2发电机有功功率波动发生至波动衰减到最大波动幅值N——计算周期数；P₁、P₂——第一个和第二个功率峰值，见图1,MW;RP₀发电机空负荷阶跃扰动中，发电机电压从前后稳态量差值10%～90%的时间。交流励磁机ACexciter34.1使用环境m最高环境温度℃4.2工作电源交流电压允许偏差-15%～+10%,频率允许偏差-6%～+4%。直流电压允许偏差-20%～+10%。45.7励磁自动调节应保证发电机端电压静差率小于1%,此时励磁系统的稳态增益一般应不小于2005.9发电机电压的调差采用无功调差，无功电流补偿率的整定范围应不小于±15%,整定可以是连超调量不大于30%。超调量不大于40%。5.11发电机带负荷阶跃响应特性：发电机额定工况运行，阶跃量为发电机额定电压的1%～4%,阻尼5.12发电机零起升压时，发电机端电压应稳定上升，其超调量应不大于额定值的10%。5.13发电机甩额定无功功率时，机端电压应不大于甩前机端电压的1.15倍，振荡不超过3次。5.14励磁调节器的调压范围：5.14.1自动励磁调节时，发电机空负荷电压能在额定电压5.14.2手动励磁调节时，上限不低于发电机额定磁场电流的110%,下限不高于发电机空负荷磁场电流的20%。5.25监视：5a)励磁机故障。e)励磁控制回路电源消失和励磁调节装f)励磁调节装置故障。g)稳压电源故障。i)调节通道自动切换动作1)伏/赫兹限制动作。切、磁场断路器分/合等。调警和K电阻法或80(无风扇时)60(有风扇时)身、其他部件或与其相邻的材料受到损害的程度油浸励磁变压器(字母代号为O)绕组电阻法6表2(续)K其他校验过的铝母线电阻元件印刷电路板上电阻表面塑料、橡皮、漆布绝缘导线硅整流元件(与散热器接合处)晶闸管1功率整流装置的个桥(或者个支路)退出运行时应能满足输出顶值电流和11倍发电机额定1功率整流装置的个桥(或者个支路)退出运行时应能满足输出顶值电流和11倍发电机额定6.3.1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6.3.2励磁变压器高压绕组与低压绕组之间应有静电屏蔽。6.3.3励磁变压器设计应充分考虑整流负荷电流分量中高次谐波所产生的热量。y”接线。76.5自动电压调节器8a)发电机功率达一定值时(例如30%～40%额定视在功率)能自动投切。6.6手动励磁调节器6.7起励电源9试验电压幅值的70%,其容量可只考虑瞬时过电压。过电压保护动作应能自动复掉闸。7.1试验分类如下：交接试验。07.2励磁装置的定型的励磁装置每隔5年验，型式试验按GB/T7409和相关行业标准进行。。7.3励磁装置交货时应按cBT7409、相关出对励磁系统部件和整体的试验方法、参数7.4发电机投产前，励磁系统应在现场按7.5发电机大修后、励磁系统应按DL/T5查各部分是否正常7.6经过部分改造的励磁系统，应参照出国家标准和行业标准进行出厂试验并提供出厂试验整定及特性要求。GB50150、GB/I7409、相,并按发电厂具体情况和电力系统要求整定某些参数96、GB/T7409、相关国家标准和行业标准进行复核。录E。表3励磁系统试验项目表目型式试验出厂试验交接试验√√√√2√3交流励磁机带整流装置时空负荷试验和负荷试验√√4交流励磁机励磁绕组时间常数测定√5副励磁机负荷特性试验√√6自动及手动电压调节范围测量√7√8电压静差率及电压调差率测定√√9自动电压调节通道切换及自动/手动控制方式切换√√√√(自动电压调节器零起升压试验√√√自动电压调节器各单元特性检查√√√√√√√√√√电力系统稳定器试验√表3(续)型式试验出厂试验√√√√√√√√√√√√√√间和标称响应测定√√√a特殊试验项目，不包括在一般性型式试验和交接试验项目内，需作专项安排。8.1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、式调节器和控制器说明特性、控制逻辑、安装、试验、整定、运行、维护、故障查找书及程序细框图、组态图，调试专用软件说明书。定值和合格证。e)自动电压调节器和励磁功率单元的数学模型和推荐参数(包括各附加功能单元在内)。f)应需方要求统各部件(验报告。器、灭磁电g)现场整组和i)装置总接线j)装置外形图清单。1)交货明细表。资料(包所必需的技术资料。8.2交接试验后应向。b)试验单位应提供调整后的励磁系统参数及交错申大申宜和数宝谢时申式-常燕女啸国阅量合邓数,未要盖(规范性附录)(规范性附录)电压调差率的整定原则电网调度按照发电机对所在电网高压母线电压维持水平的要求规定电压调差率D,在调度未作出规定前电压调差率宜按以下方法整定：a)并列点的电压调差率宜按照5%～10%整定，在无功分配稳定的情况下取小值，同母线下的电b)主变压器高压侧并列的发电机变压器组应采用补偿变压器电抗压降的措施，其电压调差率满足以下条件：当发电机无功电流由零增加到额定无功电流时，发电机电压变化不大于5%额定电主变压器高压侧并列发电机变压器组的调差率Dr计算见式(C.1)(折算到主变压器容量为基值):Dr——主变压器高压侧并列的发电机变压器组在有功电流为零时的电压调差率，%;Uk——主变压器短路电压，%;D——发电机电压调差率，%;UGN、UTN——发电机额定定子电压和主变压器额定电压，V。(规范性附录)电力系统稳定器的整定原则D.1无补偿相频特性即励磁控制系统滞后特性，为自动电压调节器中电力系统稳定器输出点到由电力系统稳定器产生附加力矩间的相频特性，工程上可用发电机电压代替该力矩。无补偿相频特性宜实测。有补偿相频特性可以计算，由无补偿相频特性与电力系统稳定器单元相频特性相加得到。通过调整电力系统稳定器相位补偿，应使有补偿相频特性在该电力系统低频振荡区内电力系统稳定器产生的力矩向量对应△w轴超前不大于10°、迟后不大于45°;并应使本机振荡频率的力矩向量迟后△w轴0°~30°。当该电力系统低频振荡区有低于0.2Hz频率要求时，最大的超前角应不得大于40°,同时电力系统稳定器不应引起同步力矩显著削弱而导致振荡频率进一步降低、阻尼进一步减弱。D.2逐渐加大增益，控制环发生振荡时电力系统稳定器的增益为临界增益。电力系统稳定器的输入信号为电功率时，使用增益取临界增益的1/5～1/3;当电力系统稳定器的输入信号为△f或△w时，使用增D.3隔直环节时间常数选取既要考虑有功调节时电力系统稳定器能很快复归，也要考虑不恶化电力系统稳定器的频率特性。D.4电力系统稳定器输出的限幅一般可选用士(5～10)%。D.5电力系统稳定器应在发电机功率超过一定值时自动投入，低于一定值时自动退出，以防止系统甩负荷时由于电力系统稳定器的作用使发电机过电压。E.2交流励磁机可取励磁系统顶值电E.5.1测量单元E.5.2.1串联PID调节单元的传递函数见式(β——一般为5～10,(1+T₁s)/(1+βT₁s)为迟后环节，又称积分环节；串联PID调节单元的稳态增益为K₈;串联PID调节单元的动态增益为Kp,Kp=K₈Iβ;串联PID调磁功率单元静态增益和励磁机磁场电流(发电机磁场电压)硬负反馈环静态增益的乘积一般为30～70,E.5.3励磁机磁场电流(发电机磁场电压)负反馈单元E.5.3.1励磁机磁场电流(发电机磁场电压)硬负反馈单元为比例特性。在励磁机空负荷下通过调节器E.5.3.2发电机磁场电压(励磁机磁场电流)软负反馈单元的传递函数为K₁Ts/(1+Ts),也可写成E.5.10发电机零起升压试验(置位起励)电压和无功功率均不应有明显的波动。E.5.12发电机电压/频率特性试验发电机为空负荷电压额定值，调整原动机转速至允许的上、下限，记录发电机电压和频率，计算每赫兹发电机电压的变化量。E.6发电机空负荷阶跃响应试验E.6.1励磁系统稳态增益应大于发电机同步电抗除以电压静差率。E.6.2按照开环发电机电压突降15%达到励磁系统顶值，或者达到最小控制角，估算励磁系统动态增益最小值，或者调节单元最小的动态增益。E.6.3按照E.5.3确定励磁机磁场电流(发电机磁场电压)负反馈环的反馈参数。E.6.4按照阶跃扰动不使励磁系统进入非线性区域来确定阶跃量，阶跃量一般为发电机额定电压的5%。E.6.5发电机为空负荷额定，在自动电压调节器电压相加点叠加负阶跃量，发电机电压稳定后切除该阶跃量，发电机电压回到额定值，测量发电机电压，磁场电压等的变化曲线，计算电压上升时间、超调量、振荡次数和调整时间。阶跃过程中励磁系统不应进入非线性区域，否则应减小阶跃量。较小的上升时间和适当的超调量有利于电力系统稳定。E.7发电机负载阶跃响应试验发电机有功功率大于80%额定有功功率，无功功率接近零，在自动电压调节器电压相加点加入1%~4%正阶跃，控制发电机无功功率不超过额定无功功率，发电机有功功率及无功功率稳定后切除该阶跃量，测量发电机有功功率、无功功率、磁场电压等的变化曲线；从有功功率的衰减曲线计算阻尼比。E.8电力系统稳定器(PSS)试验电力系统稳定器整定应在电压环参数(包括无功电流补偿率)整定后进行。电力系统稳定器动态试验工况为发电机接近额定有功功率，功率因数约为1。E.8.1测量电力系统稳定器各环节输入输出特性。E.8.2测量或计算励磁控制系统无补偿相频特性。E.8.3确定电力系统稳定器预置参数，如电力系统稳定器输出限幅值、电力系统稳定器自动投切的功E.8.4测量或计算励磁系统有补偿相频特性，整定电力系统稳定器相位补偿。电力系统稳定器相位补偿要求见附录D。E.8.5电力系统稳定器增益调整：电力系统稳定器投入，电力系统稳定器增益从零逐渐增大，测录调节器输出电压和发电机磁场电压直至其开始振荡，该增益即为临界增益，按附录D整定电力系统稳定器使用增益。E.8.6增益及相位补偿整定后，设置电力系统稳定器输入信号为恒定，测电力系统稳定器输出端的噪声及观察电力系统稳定器输出的漂移。E.8.7在自动电压调节器的电压相加点加阶跃信号，记录有电力系统稳定器及无电力系统稳定器两种状态下发电机有功功率波动。计算有电力系统稳定器下的阻尼比和无电力系统稳定器下的阻尼比，阻尼比应满足5.11的