NB∕T 31041-2019 海上双馈风力发电机变流器技术规范(能源).pdf

NB NB ICS 29.120.01 K 46 备案号：-20 中华人民共和国能源行业标准 NB/T 31041 2019 代替 NB/T 31041 2012 海上双馈风力发电机变流器技术规范 Technicalspecificationforconverter of offshore doubly-fed wind turbine generator 2019-06-04发布 2019-10-01实施 国家能源局 发 布 NB/T 31041 2019 I 目 次 前言.II 1 范围.1 2 规范性引用文件.1 3 术语和定义.2 4 技术要求.3 5 试验方法.9 6 检验规则.18 7 标志、包装、贮存和运输.20 NB/T 31041 2019 II 前 言 本标准按照 GB/T 1.12009 给出的规则起草。本标准代替 NB/T 31041-2012海上双馈风力发电机变流器。本标准与 NB/T-31041-2012 相比，主要变化如下：修改了标准名称，原海上双馈风力发电机变流器更名为海上双馈风力发电机变流器技术规范；修改了第 1 章范围，本标准适用于海上双馈风力发电机组中的交直交电压源型低压变流器。海上双馈风力发电机组中的中压变流器可参照本标准执行；删除了第 2 章规范性引用文件中以下标准：GB 140482006 低压开关设备和控制设备第 1 部分；GB 18451.12001 风力发电机组安全要求；GB/T 5226.12008 机械电气安全机械电气设备第 1 部分：通用技术条件；增加了第 2 章规范性引用文件中以下标准：NB/T 31054-2014风电机组电网适应性测试规程 NB/T 31111-2017 风电机组高电压穿越测试规程；GB/T 4768-2008 防霉包装；GB/T 4879-2016 防锈包装；GB/T 5048-2017 防潮包装；GB/T 7350-1999 防水包装；GB/T 8166-2011 缓冲包装设计；NBT/T 31094-2016 风力发电设备海上特殊环境条件与技术要求；增加了术语和定义中的电网侧功率因数、共模电压、差模电压、du/dt值(见第3章)；增加了 4.1.1 产品型式按功率模块冷却方式分类的混合冷却型 删除了配套机组额定容量(MW)；修改了 4.3.1 中 c）柜体内部宜装设除湿装置；删除了4.3.1结构及外观要求的柜体顶部需加装吊环；增加了4.3.3电气连接要求的c）和d）条款；修改了4.3.7过载能力需要在额定运行条件下；增加了 4.3.8 中过/欠频保护、电网断电保护、电网电流不平衡保护、功率器件硬件保护；修改了4.3.9温升应在标称电流运行条件下；增加了表3中铜铝复合排的温升标准；删除了表 3 中浪涌保护器与主电路的电阻元件的温升要求；增加了4.3.13共模电压、4.3.14差模电压、4.3.15du/dt值要求；修改了 4.3.16 效率不低于 97%；修改了 4.3.21 电网适应能力应符合 GB/T 19963 的要求，超过此条件应与制造商协商；增加了 4.3.22 故障穿越能力要求；修改了 4.3.29 变流器所发出的噪声声压级应不大于 80 dB（A）；修改了 5.3.8 条中图 2 双馈发电机转速与功率曲线；NB/T 31041 2019 III 增加了 5.3.15 共模电压测试、5.3.16 差模电压测试、5.3.17du/dt 值测试、5.3.24 故障穿越能力试验、5.3.33 贮存试验等试验方法；修改了5.3.23电网适应能力试验为按照BB/T 31054-2014的有关要求，在机组主控制系统的配合下，由制造商与用户共同配合;修改了 5.3.27 交变湿热试验，严酷程度为：高温为 45；增加了 6.2.1 一般要求；增加了 6.2.2 接地要求；修改了表 6 负载控制功能试验为型式试验；增加了 7.2.2 产品包装;本标准由中国电器工业协会提出。本标准由能源行业风电标准化技术委员会风电电器设备分技术委员会（NEA/TC1/SC6）归口。本标准主要起草单位：北京金风科技电气设备有限公司、机械工业北京电工技术经济研究所、上海电气输配电集团有限公司、上海电气风电集团有限公司、明阳智慧能源集团股份公司、国电联合动力技术有限公司、浙江海得新能源有限公司、天津瑞能电气有限公司、许昌开普检测研究院股份有限公司、天津天传电控设备检测有限公司、国家电控配电设备质量监督检验中心。本标准参加起草单位：中国电力科学研究院有限公司、北方工业大学、远景能源（江苏）有限公司、华锐风电科技（集团）股份有限公司、浙江运达风电股份有限公司、北京天诚同创电气有限公司、苏州电器科学研究院股份有限公司、中国质量认证中心、深圳市禾望电气股份有限公司、北京鉴衡认证中心有限公司、江苏金风科技有限公司。本标准起草人：马忠宝、果岩、孙今英、陈昆明、王瑞明、张利、苑国锋、褚景春、郭亮、张新强、刘鹏、汪锋、杨才建、项峰、俞庆、任高全、王姜骅、王连杰、王艳华、杨支峰、赵玉、周党生、李浩然、白小岗、刘志。本标准所代替标准的历次版本发布情况为：NB/T 31041-2012 NB/T 31041 2019 1 海上双馈风力发电机变流器技术规范 1 范围 本标准规定了海上双馈风力发电机变流器（以下简称“变流器”）的术语和定义、技术要求、试验方法、检验规则等。本标准适用于海上双馈风力发电机组中的交直交电压源型低压变流器。海上双馈风力发电机组中的中压变流器可参照本标准执行。2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T 191 包装储运图示标志 GB/T 2423.1 电工电子产品环境试验 第2部分：试验方法 试验A：低温 GB/T 2423.2 电工电子产品环境试验 第2部分：试验方法 试验B：高温 GB/T 2423.4 电工电子产品基本环境试验规程 第2部分：试验方法 试验Db：交变湿热（12h12h循环）GB/T 2423.16 电工电子产品环境试验 第2部分：试验方法 试验J和导则：长霉 GB/T 2423.18 环境试验 第2部分：试验方法 试验Kb：盐雾，交变(氯化钠溶液)GB/T 2900.33 电工术语 电力电子技术 GB/T 2900.53 电工术语 风力发电机组 GB/T 37832008 船用低压电器基本要求 GB/T 37972016 电气控制设备 GB/T 3859.12013 半导体变流器基本要求的规定 GB/T 4208外壳防护等级（IP代码）GB/T 4768-2008 防霉包装 GB/T 4879-2016 防锈包装 GB/T 5048-2017 防潮包装 GB/T 5169.5 电工电子产品着火危险试验 第5部分：试验火焰 针焰试验方法 装置、确认试验方法和导则 GB/T 5169.11 电工电子产品着火危险试验 第11部分：灼热丝/热丝基本试验方法 成品的灼热丝可燃性试验方法 GB/T 5169.21 电工电子产品着火危险试验 第21部分：非正常热 球压试验 GB/T 7094船用电气设备振动（正弦）试验方法 GB/T 7350-1999 防水包装 GB/T 8166-2011 缓冲包装设计 GB/T 12668.22002 调速电气传动系统 第2部分：一般要求低压交流变频电气传动系统额定值的规定 GB/T 12668.32012 调速电气传动系统 第3部分：产品的电磁兼容性标准及其特定的试验方法 NB/T 31041 2019 2 GB/T 13384 机电产品包装通用技术条件 GB/T 134222013 半导体电力变流器电气试验方法 GB/T 15543-2008 电能质量 三相电压不平衡 GB 18802.1低压配电系统的电涌保护器（SPD）第1部分：性能要求和试验方法 GB/T19963 风电场接入电力系统技术规定 GB/T 203202013 风力发电机组 电能质量测量和评估方法 GB/T 21714.1 雷电防护 第1部分：总则 GB/T 21714.4 雷电防护 第4部分：建筑物内电气和电子系统 GB/T 23479.1 风力发电机组 双馈异步发电机 第1部分：技术条件 JB/T 5777.22002 电力系统二次电路用控制及继电保护屏（柜、台）通用技术条件 NB/T31014 双馈风力发电机变流器技术规范 NB/T 31051 风电机组低电压穿越能力测试规程 NB/T 31054-2014 风电机组电网适应性测试规程 NB/T 31094-2016 风力发电设备海上特殊环境条件与技术要求 NB/T 31111 风电机组高电压穿越测试规程 3 术语和定义 GB/T 3859.11993、GB/T 2900.33、GB/T 2900.53、GB 18802.1、GB/T19963及NB/T 31014界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1 变流器控制单元 converter control unit(CCU)变流器的控制系统，主要包括核心处理器、协处理器、输入输出接口、通讯接口等，是控制变流器完成各种功能并与相关外设进行数据交互的重要部件。3.2 冗余 Redundancy 重复配置系统的一些部件,当系统发生故障时,冗余配置的部件介入并承担故障部件的工作,由此减少系统的故障时间。3.3 电网侧功率因数 line-side converter power factor 电网侧变流器交流端有功功率与视在功率的比值。功率因数公式为：%100=SPPF.(1)式中：PF：功率因数；P：有功功率；S：视在功率。NB/T 31041 2019 3 3.4 共模电压 commonmode voltage 在每一导体和所规定的参照点之间（往往是大地或机架）出现的相量电压的平均值。或者说同时加在电压表两测量端和规定公共端之间的那部分输入电压的三分之一，即(Va+Vb+Vc)/3。3.5 差模电压 differential mode voltage 相与相之间的电位差。3.6 du/dt 值 du/dt value du/dt通常定义为电压随时间的导数：90109010ii%du/dtU/t(UU)/(tt)=。式中：du/dt：电压随时间的导数；iU：电压变化值；it：时间变化值；90%U：90%电压值；90%t：90%电压值对应的时间值；10%U：10%电压值；10%t：10%电压值对应的时间值；4 技术要求 4.1 产品型式和主要参数 4.1.1 产品型式 产品的型式分为：a）按环境温度分为常温型和低温型；b）按功率模块的冷却方式分为空冷型、液冷型、混合冷却型等，宜采用液冷型。4.1.2 电网侧电压等级（kV）变流器的电网侧电压等级优先采用以下系列：0.38（0.4）、0.6（0.62）、0.66（0.69）、1（1.05）、1.14（1.2）、2.3（2.4）、3（3.15）、6（6.3）。注：超出以上优先系列的电压等级，由用户与制造商协商确定。4.2 使用条件 4.2.1 正常使用环境条件 a）按照NB/T31094-2016中4.2规定，变流器正常使用环境温度分为：常温型：10 45。NB/T 31041 2019 4 低温型：20 45；b）空气相对湿度：95（20 以下时）；c）海拔高度：1000 m；d）盐雾影响：有；e）霉菌影响：有。4.2.2 正常试验环境条件 主要包括使用气候条件，变流器应在如下大气环境下进行试验：a）环境温度：-5 40；b）相对湿度：30%90（20以下）；c）大气压力：86kPa106kPa。4.2.3 贮存、运输时的环境温度 变流器在贮存和运输期间环境空气的极限温度范围为：40 70。4.2.4 正常使用的电气条件 4.2.4.1 电网频率变化范围 电网频率变化范围：47.5 Hz51.5 Hz。4.2.4.2 电网电压波动范围 电网电压在额定值的10之内，变流器应能正常运行。当电网电压超出上述范围，由用户与制造商协商。4.2.4.3 电网电压不平衡度 按照GB/T 15543-2008中4的规定，电网电压不平衡度应不超过2，短时不得超过4。4.3 性能要求 4.3.1 结构及外观要求 a)柜体宜采用钢制防腐设计；b)柜体设一处公共接地点，柜体各处应保证与公共接地点的良好电气连接，具备电击防范措施，保护接地完整；c)柜体内部宜装设除湿装置；d)柜体内部控制单元的供电宜采用带屏蔽的隔离变压器的电源供电；e)柜体设计应满足塔筒、机舱内的安装维护要求，易于安装，调试和维护；f)柜体的按钮、开关、显示屏、信号灯与报警装置等的选型及其安装工艺，以及柜体进出线方式应与柜体的防护等级匹配；g)柜体的结构牢固，应能承受运行环境下电、热、机械强度和振动对设备的影响；h)操作器件应装在操作者易于操作的位置，紧急停机按钮应置于柜体的最显眼最易操作的位置，且按钮本身装有保护罩；i)柜体表面平整无凹凸现象，宜采用涂层处理，且漆层颜色应均匀一致，不得有起泡、裂纹和流痕等现象，柜门应能在不小于 90 度的角度内灵活启闭；NB/T 31041 2019 5 j)柜体结构形式力求简单开敞，易于触及，易腐蚀表面设计应尽可能光滑，任何必要的加强件、接头和管子等应尽可能布置在腐蚀风险低的部位，难以进行维护的空心部件应焊接牢固。其他外露于空气中的金属应采用镀层保护，一般宜使用电镀的方法进行。4.3.2 电气元器件要求 a)表 1 所列元器件应符合 GB/T 37832008 中 7.1.1.2 的要求；b)除陶瓷材料外的所有固体绝缘部件都应具有耐热性，即部件经耐热性试验后，压痕横跨最大尺寸不大于 2mm；c)除陶瓷材料外的所有固体绝缘部件都应具有耐燃性，即部件经灼热丝试验（或针焰试验）后不起燃，或即使发生起燃，燃烧及灼热在移开灼热丝（或针焰）后的 30s 内能完全熄灭，且指示绢纸不起燃。同时，所有塑料部件还应具有滞燃性，即经过滞燃试验后，这些部件燃烧或损坏部分的长度不大于 60mm；d)所有元器件应按照制造厂说明书安装，并符合元器件各自相关标准的要求。表1 应满足要求的元器件分类 类别 包括类型 低压配电产品 空气断路器、塑壳断路器、微型断路器、漏电开关 低压控制及自动化产品 接触器、继电器、开关电源、电机起动器、按钮开关、指示灯、端子 熔断器产品 快熔、慢熔 变压器及电抗器 自耦变压器、隔离变压器、滤波电抗 4.3.3 电气连接要求 a)应保证各个电气连接的正确性，电容器、快速熔断器、电子元器件等辅助器件应在装配前筛选、测试并确认其具备正常功能。电缆截面积和电缆头的压接应满足变流器最大导通电流能力。布线应按照 GB/T 37972016 中 6.7 的规定；b)所有裸露部分导体、连接头、端子排、焊接点及电路板均应作防腐、防潮处理；c)导电部分宜用铜或铜合金制造；d)当非铝质电气附件与铝制件相连接时，应采取适当的防止电解腐蚀的措施；e)柜内布线工艺和电气连接应考虑外绝缘的腐蚀和凝露对爬电距离的影响，以及高湿度对空气绝缘的影响；f)交流系统使用多芯电缆时不应使用磁性材料屏蔽；g)单芯电缆需要并联时，并联电缆的型号、长度、线头工艺须相同；h)固定电缆宜采用永久性防腐的非磁性线夹和支架；i)屏蔽电缆或处于金属管内的电缆，屏蔽网或金属管应作等电位连接。4.3.4 防触电措施 保护接地端子应具有适当的防腐蚀措施，其余按照JB/T 5777.2-2002中5.12的规定。4.3.5 绝缘性能 4.3.5.1 绝缘电阻 NB/T 31041 2019 6 在4.2.2规定的正常试验大气条件下，变流器各独立电路与外露的可导电部分之间，以及与各独立电路之间，用直流兆欧表，测量其绝缘电阻，应不小于1 M。4.3.5.2 电介质强度 在4.2.2规定的正常试验大气条件下，变流器应能承受频率为50Hz，历时1min的工频耐压试验，而无击穿闪络及元件损坏现象。4.3.5.3 电气间隙和爬电距离 变流器各带电电路之间以及带电部件、导电部件、接地部件之间的电气间隙和爬电距离应符合表2的要求。表2 电气间隙和爬电距离允许值 额定线电压U kV 电气间隙 mm 爬电距离 mm 0.38（0.4）8 14 0.6（0.62）12 22 0.66（0.69）12 22 1（1.05）16 32 1.14（1.2）18 35 2.3（2.4）28 55 3（3.15）36 75 6（6.3）100 125 4.3.6 负载控制功能 在允许的发电机转速范围内和规定的负载等级下，变流器应能正常控制风力发电机的并网操作和相应功率的输出。4.3.7 过载能力 变流器的过载能力，包括电机侧和电网侧，应与双馈发电机过载能力相匹配。在变流器额定运行条件下，在110的标称电流下，持续运行时间应不少于1 min。4.3.8 保护功能 变流器应至少具有以下保护功能：a）过电流保护；b）缺相保护；c）相序错误保护；d）电网电压不平衡保护；e）接地故障保护；f）冷却系统故障保护；g）过温保护；h）发电机欠/过速保护；i）过/欠电压保护；NB/T 31041 2019 7 j）通信故障告警；k）过/欠频保护；l）电网断电保护；m）电网电流不平衡保护；n）功率器件硬件保护；o）浪涌过电压保护；p）防雷保护。变流器防雷应符合 GB/T 21714.4 的要求。变流器应安装于具有雷电电磁脉冲防护系统（LEMS）的风力发电设备区域内，满足如下 2 种情形之一：推荐使用变流器外部加载浪涌保护器（SPD）的方式，抑制感应雷冲击。加载SPD装置的变流器最小能承受标称放电电流In为20kA（波形8/20s）；变流器自身能够承受最小的标称放电电流In为20kA（波形8/20s）。此外，保护停机应能在保护条件解除后通过远程或就地自复位解除。4.3.9 温升 在标称电流运行条件下，待各元件热稳定后，变流器各部位的极限温升见表3。表3 变流器各部位的极限温升 部件和部位 极限温升 K 主电路半导体器件 外壳温升和结温由产品技术条件或分类标准规定 主电路半导体器件与导体的连接处 电网进线、定子、转子以及母线铜排连接处 裸铜：45，有锡镀层：55，有银镀层：70 母线（非连接处）铜：35，铝：25，铜铝复合：30 4.3.10 并网切入电流 发电机并网切入电流应不超过定子额定电流峰值。4.3.11 通信要求 变流器应具有相应的通信接口，并能与机组主控制系统进行通信，通信协议可采用CDT、Modbus、CANopen或PROFIBUS等。4.3.12 功率因数 包括变流器的电网侧和机组输出端，变流器应具有一定的功率因数调节能力，变流器电网侧应具有一定的功率因数调节能力，功率因数在0.95之间可调节。4.3.13 共模电压要求 变流器应设计的滤波环节或滤波器，匹配电机端共模电压耐受水平。4.3.14 差模电压要求 变流器应设计的滤波环节或滤波器，匹配电机端差模电压耐受水平。4.3.15 du/dt 要求 NB/T 31041 2019 8 变流器应设计滤波环节或滤波器，匹配电机端对du/dt的耐受水平。4.3.16 效率 在额定运行条件下，变流器效率应不低于97。4.3.17 冗余性 变流器应具备冗余功能。宜采用冗余的部件：电源、变流器控制单元。变流器应具备较强的容错运行能力，应采用冗余的方式减少单一故障对整个系统产生的影响。4.3.18 稳定性运行时间 变流器满载连续运行时间不小于72 h。4.3.19 电磁兼容性能 4.3.19.1 静电放电抗扰度 变流器应能承受 GB/T 12668.32012 第 5 章规定的严酷等级的静电放电抗扰度试验。4.3.19.2 电快速瞬变脉冲群抗扰度 变流器应能承受 GB/T 12668.32012 第 5 章规定的严酷等级的电快速瞬变脉冲群抗扰度试验。4.3.20 总谐波畸变率(THD)应符合GB/T 203202013中7.4关于谐波的规定。4.3.21 电网适应能力 应符合GB/T 19963的要求，超过此条件应与制造商协商。4.3.22 故障穿越能力 当发生低/高电压故障时，变流器在规定的电压幅值和持续时间内，应在机组主控制系统的配合下，保证机组不脱网运行，应符合NB/T 31051、NB/T 31111的要求。4.3.23 低温性能 变流器应具有耐低温性能，在试验环境为工作温度下限温度的情况下正常持续运行不少于2h。注：产品通电到启动运行时间一般不超过2h。4.3.24 高温性能 变流器应具有耐高温性能，在试验环境为工作温度上限温度的情况下正常持续运行不少于2h。注：产品通电到启动运行时间一般不超过2h。4.3.25 耐湿热性能 变流器应具有耐湿热性能。交变湿热试验后变流器应能正常启动运行，且绝缘电阻满足4.3.5.1的要求，电介质强度满足4.3.5.2的要求。4.3.26 耐盐雾性能 NB/T 31041 2019 9 变流器应具有耐盐雾性能。盐雾试验后能变流器应能正常启动运行，且绝缘电阻满足4.3.5.1的要求，电介质强度满足4.3.5.2的要求。4.3.27 耐霉性能 变流器应具有耐霉性能，经长霉试验后，其外露于空气中的绝缘零部件长霉面积不超过GB/T 2423.16中规定的2b等级。4.3.28 防护等级 液冷变流器外壳防护等级应不低于IP54。空冷变流器外壳防护等级应不低于IP20。4.3.29 噪声 在额定运行条件下，变流器所发出的噪声声压级应不大于80 dB（A）。4.3.30 耐振动性能 变流器的耐振动性能应符合GB/T 37832008中7.1.13.2的要求，试验条件为GB/T 37832008表13中规定的“一般场所”。5 试验方法 5.1 试验平台 变流器试验应在与实际工作等效的电气条件下进行，例如，可采用如图1所示的试验平台。试验系统可由并网控制柜、双馈发电机（应符合GB/T 23479.1的要求）、转矩测量仪、速度传感器以及能够改变转速的拖动电机及其控制系统和被测变流器、辅助控制上位机等组成。在试验过程中，由拖动电机来模拟风力机械拖动双馈发电机变速运行，在上位机的辅助控制下完成被测变流器的一系列试验。被测变流器被测变流器并网开关柜并网开关柜上位机上位机双馈发电机拖动电机双馈发电机拖动电机速度传感器转矩测量仪速度传感器转矩测量仪机组输出端机组输出端1243 1机组输出端 2发电机定子绕组 3变流器电网侧 4变流器电机侧 图1 变流器试验平台 NB/T 31041 2019 10 5.2 试验仪器 试验中使用的测量仪器、仪表、传感器的准确度等级应不低于0.5级（兆欧表除外），其中电流传感器的准确度等级应不低于0.2级，转速表的准确度等级应不低于0.1级，温度计的最大允许误差应不大于1，测量仪器仪表应符合相关标准的规定。5.3 检查和试验 5.3.1 结构外观检查 检查柜体结构外观，应符合4.3.1的要求。5.3.2 电气元器件检查 检查变流器所采用的元器件，应符合4.3.2的要求。5.3.3 耐热性试验 耐热性试验按照GB/T 5169.21中的球压试验方法进行。其中，支撑载流零件(如绝缘子、母线夹、母线支架等)的部件试验温度选为125，其他部件试验温度选为75。试验结果应符合4.3.2中b）的要求。5.3.4 耐燃性试验 5.3.4.1 灼热丝试验 灼热丝试验按照GB/T 5169.11中的试验方法进行。其中，支撑载流零件(如绝缘子、母线夹、母线支架等)的部件试验温度选为960，其他部件试验温度选为650。试验结果应符合4.3.2中c）的要求；注：当试验部件无法满足上述灼热丝试验的试样尺寸要求时，则用GB/T 5169.5中的针焰试验代替，试验时间选为30s。5.3.4.2 滞燃试验 滞燃试验按照如下步骤进行，试验结果应符合4.3.2中c）的要求。a）煤气喷灯（普通的本生灯）的火焰在静止空气及垂直位置时，火焰高度调节成约为 125 mm，火焰的蓝色部分长度约为 35 mm；b）试验样品固定在细金属丝上，使其纵轴与水平面倾斜约 45角，而其横轴呈水平；c）试验样品由至少长为 120 mm，宽为 10 mm，厚为 3 mm 的棒材或带材制成。也可以采用其他尺寸的试验样品。长度可以超过 120 mm。在使用其垂直截面稍大于 10 mm 3 mm 规格和截面积的矩形的管材或型材的情况下，试验可用长度为 120 mm 的试验样品进行；d）试验应在避风情况下进行。本生灯轴应垂直放置使得火焰蓝色部分的尖端刚好触及试验样品的下端。火焰应施加于试验样品 5 次，每次 15s，每两次之间间隔 15s。在最后一次施加火焰之后，应允许试验样品燃烧至自行熄灭。5.3.5 电气连接检查 使用万用表或校线器对各个电路的连接情况进行检查，是否存在不正确的连接，以及信号能够正确送达等静态特性是否能满足要求等，应符合4.3.3的要求。5.3.6 防触电措施检查 NB/T 31041 2019 11 检查变流器，是否具有防触电措施，应符合4.3.4中a)、c)、d)的要求。使用电阻测量仪测量系统可能触及的金属部分与外壳接地点的电阻，应符合4.3.4中b)的要求。5.3.7 绝缘性能试验 试验应在4.2.2规定的正常试验大气条件下进行。5.3.7.1 绝缘电阻 试验方法按GB/T 3859.12013中7.2.1.1的规定进行，在主电路与地（外壳）之间试验时，根据变流器额定电压按表4选取兆欧表的电压等级，测得的绝缘电阻符合4.3.5.1的要求。表4 绝缘电阻试验电压等级 额定绝缘电压等级U V 试验电压 V U60 250 60U250 500 250U1 000 1 000 1 000U10 000 2 500 5.3.7.2 电介质强度 试验方法按GB/T 3859.12013中7.2.2.3的规定进行，在主电路与地（外壳）之间试验，所用耐压测试仪的试验电压等级按照表5中要求选取，试验电压为50 Hz正弦波，持续时间1 min，无击穿闪络及元件损坏现象。试验过程中，任一被试电路施加电压时，其余电路等电位互联接地。注：当因电磁滤波元件的存在而无法施加交流试验电压时，也可以采用等效的直流试验电压，其值按表5试验电压的2倍选取。表5 工频耐电压试验电压 额定电压U kV 试验电压 kV U0.06 0.5 0.06U0.125 1 0.125U0.25 1.5 0.25U0.5 2 0.5U1.1 12U 1.1U3.6 3U 3.6U38 41.8U 5.3.7.3 电气间隙与爬电距离 测量主电路的各个导电部件之间及主电路与地（外壳）之间的电气间隙和爬电距离（IGBT器件除外），应符合4.3.5.3的要求。5.3.8 负载控制功能试验 NB/T 31041 2019 12 试验是为了检验变流器在发电机不同转速下的负载控制能力。通常情况下，双馈风力发电机的转速与机组输出功率曲线如图2所示。图2 双馈风力发电机转速功率曲线 nmin允许发电机定子并网运行的最低转速 nmax允许发电机并网运行的最高转速，nsyn发电机的同步转速 nN发电机的额定转速 PN机组输出的额定功率 Psyn发电机同步转速时机组输出的功率 试验时，调节拖动电机的转速，使发电机在最低并网转速nmin与最高转速nmax之间变化。在上述允许转速范围内以及电网额定条件下，变流器应能对发电机进行并网、脱网和输出电能的控制。机组主控制器（可由上位机代替）依据功率曲线向变流器下达指令（通常为转矩或功率），从而控制发电机输出相应的电能。记录风力发电机组输出端（1）的功率，应能达到功率曲线所对应的功率。试验应至少包括最低并网转速nmin、同步转速nsyn附近、额定转速nN的试验，且至少进行一次加、减速过程。注：功率曲线的具体数值、转矩和功率的控制精度以及超过额定转速的试验由制造商与用户协商确定。5.3.9 过载能力试验 本试验是指过电流能力的试验，试验方法参考GB/T 134222013中5.1.13的规定。试验分别在电机侧和电网侧进行。对电网侧施加110的标称电流、历时1 min，时间间隔不大于10 min，试验循环次数为3次。对于电机侧，应根据风电机组的过载能力选取合适的标称电流值与持续时间，进行与电网侧同样的测试，变流器应无损坏并能正常工作。5.3.10 保护功能检查 5.3.10.1 过电流保护 试验时，分别在电机侧和电网侧进行。可以通过施加大电流脉冲的方法来验证，也可以采用降低过电流保护限值的方法来验证，但应保证电流传感器等电路在预期的过电流保护范围内的有效性；注：过电流保护设定值由制造商确定，但其值应大于变流器最大过载电流。5.3.10.2 缺相保护 NB/T 31041 2019 13 包括电机侧和电网侧的试验，可在变流器未启动状态下进行，可以采用将变流器交流端或缺相检测电路逐相断开的方法来验证功能的有效性；5.3.10.3 相序错误保护 包括电机侧和电网侧的试验，可在变流器未启动状态下进行，可以将变流器交流端或相序检测电路任意两相对调的方法来验证功能的有效性。当变流器具有相序修改功能时，也可以通过修改相序设置来验证；5.3.10.4 电网电压不平衡保护 试验可在变流器未启动状态下进行，可以将电网侧交流端或其电压检测电路设置成不平衡电压的方法来验证功能的有效性，设置值应符合4.2.4.3的要求；5.3.10.5 接地故障保护 试验在变流器正常运行条件下进行，可以将变流器的交流端任意一相对地短接或针对接地检测电路设置接地模拟信号的方法来验证功能的有效性。当变流器发生接地故障时，应能可靠保护，以防止接地漏电流超过允许值；5.3.10.6 冷却系统故障保护 试验时，可以通过设置冷却系统与变流器的工作状态开关信号（或通信数据）来模拟冷却系统故障进行检验；5.3.10.7 过温保护 试验时，可以通过模拟过温信号（即：将温度检测元件加热至预期的保护动作点），检验变流器的过温保护功能；注：过温保护设定值由制造商确定，当用户需修改时应征求制造商的意见。5.3.10.8 发电机过/欠速保护 试验时，按图1所示的试验系统，设置拖动电机转速从低到高变化，检验变流器的过/欠速保护功能的有效性；注：过/欠速保护设定值由制造商确定，当用户需修改时应征求制造商的意见。5.3.10.9 过/欠电压保护 在对变流器的电网侧进行过/欠电压试验，电机侧交流端、直流环节进行过压试验时，可施加一变化的电压，来验证功能的有效性，也可以针对过/欠电检测电路施加模拟信号进行验证，或采用修改过/欠电压保护限值的方法来验证，但应保证电压传感器等电路在预期的过/欠电压保护范围内的有效性。当进行欠电压试验时，宜屏蔽变流器的低电压穿越功能；5.3.10.10 通信故障告警 试验在变流器未启动状态下进行，对于变流器与机组主控制系统之间的通信，可以采用模拟的方法产生通信故障，检验变流器应能可靠告警；5.3.10.11 过/欠频保护 NB/T 31041 2019 14 试验在电网侧实施，可以通过施加频率可变电压模拟信号方法或采用修改过/欠频保护限值的方法来验证，但应保证检测电路在预期的过/欠频保护范围内的有效性。5.3.10.12 电网断电保护 试验在变流器正常运行条件下进行，试验时，将变流器电网侧与电网断开（断开点要求在变流器外部），要求变流器安全停止运行。5.3.10.13 电网电流不平衡度保护 试验时，分别在电流检测回路实施。通过施加不平衡的模拟信号方法或采用修改不平衡保护限值的方法来验证，但应保证检测电路在预期的不平衡保护范围内的有效性。5.3.10.14 功率器件硬件保护 变流器功率器件因控制电源、母线过电压及电源监视等原因引起故障硬件保护电路，实现快速保护。5.3.10.15 浪涌过电压保护 检查变流器是否具有浪涌过电压保护装置，其性能应满足GB18802.1的要求，且这些装置在可用状态；5.3.10.16 防雷保护 检查变流器是否采取相关防雷保护措施。并采用4.3.8 p)中的规定值，进行试验。a）对于采用外部加载 SPD 的变流器，对加载 SPD 装置的变流器施加 In，每次间隔时间应足以使试品冷却到环境温度，试前、试中、及试后变流器均应能正常工作，且试后 SPD 性能降低不至影响保护功能的正常发挥。试验参数：逐相施加 4 次试验电流 I=In=20kA（波形 8/20s），正负极性各 2 次。试验允差：冲击电流波形要求波前时间10%，半峰值时间10%；试验过程中，允许冲击波上有小过冲或振荡，但其幅值应不大于峰值的 5%；在电流下降到零后的任何极性反向的电流值应不大于峰值的 20%；对于二端口器件，反向电流的幅值应小于 5%，使它不至于影响限制电压流过 SPD 电流的测量精度应为3%；b）对于自身可以承受放电电流的变流器，则直接施加试验电流 I=In=20kA（波形 8/20s），每次间隔时间应足以使试品冷却到环境温度，试前、试中及试后变流器均应能正常工作。5.3.11 温升试验 试验可按照GB/T 3859.12013中7.4.2的规定进行，测温元件可以使用温度计、热电偶、热敏元件、红外测温计或其它有效的方法。在额定运行条件下，各元件热稳定后，按表2测量温升，其温升在器件各自规定的范围之内。5.3.12 并网切入电流试验 试验可结合5.3.8进行，控制拖动电机至允许的并网转速下，启动电机侧变流器，记录并网过程中发电机定子绕组的电流波形和最大值，该值应符合4.3.10的要求。5.3.13 通信功能试验 试验可在空载下进行，按4.3.11要求，变流器能与主控制系统进行通信，验证其长期通信的可靠性。NB/T 31041 2019 15 5.3.14 功率因数试验 试验可结合5.3.8，并参考GB/T 134222013中5.3.11的规定，按图2所示，在额定条件下进行。分别测定变流器电网侧（3）和机组输出端（1）的功率因数，并确定具有功率因数的调整功能即可，功率因数的调整能力（或调整范围）应符合4.3.12的要求。试验时，需调整功率因数或无功功率设定值，测得相应的有功功率和视在功率，依功率因数公式（1）计算出功率因数，或通过专门的功率因数表直接读取。注：当电网侧功率因数和机组功率因数的调整能力不能满足要求时，可由制造商与用户协商确定，但用户必须服从制造商的意见。5.3.15 共模电压测试 检查变流器电机侧相线与地之间的共模电压应符合 4.3.13 的要求。测试方法可参见图 3。图 3 中 a，b，c 分别为共模电压测试点，共模电压值取(Va+Vb+Vc)/3。图3 共模电压测试原理 5.3.16 差模电压测试 检查变流器电机侧相线之间的差模电压应符合 4.3.14 的要求。测试方法可参见图 4。图 4 中，a，b，c 分别为差模电压测试点，差模电压值取三者差值中最大者。NB/T 31041 2019 16 图4 差模电压测试原理 5.3.17 du/dt 测试 并网运行中，测试发电机端口转子电缆电压du/dt，应符合4.3.15的要求。图5 du/dt 测试原理 测试方法可参见图5，取差模电压测试波形展开，du/dt值定义为电压随时间的导数：90109010ii%du/dtU/t(UU)/(tt)=。5.3.18 效率试验 试验可结合5.3.8，并参考GB/T 134222013中5.1.10的规定，在额定条件下进行，测得变流器的效率应符合4.3.16的要求。注：在机组额定运行条件下，双馈发电机定子和转子绕组通常均输出电能，则变流器电机侧交流端为输入，变流器电网侧交流端为输出。其它运行情况下的测定，用户与制造商协商进行。NB/T 31041 2019 17 5.3.19 冗余试验 根据变流器产品使用维护说明书模拟能够容错运行的各类故障源，检查其容错功能是否完善。采用人为干扰的方式对变流器的冗余设计进行检验，其冗余控制功能应能符合4.3.17的要求。5.3.20 稳定性运行试验 变流器满载连续运行时间应符合4.3.18的要求。5.3.21 电磁兼容性能试验 5.3.21.1 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验 按照GB/T 12668.32012中5.3.