汽轮发电机招标采购技术规范.doc

汽轮发电机招标采购技术规范1.1 性能要求1.1.1 汽轮发电机组使用寿命1.1.1.1 所有设备应设计和制造合理，并能安全、稳定和连续运行，在本技术规范书规定的各种条件下发电机组的设计使用寿命为30年，并且不会引起过大应力、振动、腐蚀和操作困难，产品及材料符合中国国家安全及环保要求。1.1.1.2 汽轮发电机组在其保证使用寿命期内，能承受下述工况：冷态起动停机72h以上(汽缸金属温度约低于该测点满负荷值的40)200次温态起动停机10-72h以内(汽缸金属温度约在该测点满负荷值的40至80之间)1000次热态起动停机小于10h(汽缸金属温度约高于该测点满负荷值的80)4500次极热态起动停机1h以内(汽缸金属温度接近该测点满负荷值)400次负荷阶跃>10%额定负荷(THA)/min12000次并保证机组在以上给定次数下计算寿命消耗不大于75。1.1.1.3 机组在其保证使用寿命期内，在额定负荷和1.05倍额定电压下运行时，能承受发电机出口任何形式的突然短路引起的扭矩而不发生有害变形，而且还应能承受系统故障后单相重合闸于永久故障、最严重情况下非同期误并列、主汽门快关的冲击而不受损坏。1.1.1.4 机组的轴系自然扭振频率应避开工频及2倍工频,并提供轴系各轴段自然扭振频率。1.1.1.5 投标方应根据业主提供的电力系统单线图、阻抗图、重合闸时间和系统扰动或故障，会同汽轮机供货商按实际供货设备参数，进行汽轮发电机轴系的扭振计算分析和寿命疲劳损耗评估，在轴系扭振及振动的计算和分析中，汽轮发电机的多质量弹性模型将被采用。1.1.1.6 投标方应在合同签字后的6个月内提交扭振计算分析和寿命疲劳损耗评估报告，并应包括下列数据：（1）发电机出口两相或三相短路，疲劳损耗最大值；（2）（经主变）90o 135o误并列，疲劳损耗最大值；（3）（经主变）180度误并列时，疲劳损耗最大值；（4）近处短路及切除，切除时间小于150ms时，疲劳损耗值；切除时间大于150ms时，疲劳损耗值；（5）线路单相快速重合闸应不受限制，疲劳损耗最大值；（6）机组带励磁失步，如振荡电流和力矩小于0.60.7出口短路相应值时，允许的运行时间。（7）投标方应在合同签字后的3个月内向招标方提供有关机组轴系方面的技术参数，主要包括如下：a、 汽轮发电机组轴系1到6级的固有扭振频率和相关振型；b、 汽轮发电机组轴系的质量弹性模型和参数；c、 汽轮发电机轴系疲劳寿命曲线。（8）招标方在合同签字后的3个月内向投标方提供投标方进行轴系的扭振计算分析所需的电力系统单线图、阻抗图、重合闸时间等技术参数。1.1.2 发电机运行要求1.1.2.1 发电机的绝缘和温升。（1） 发电机定子铁芯、定子绕组和转子绕组的绝缘等级，包括相线和中性点连接导线的绝 缘等级，均为F级绝缘，但其温升和总温度不超过B级绝缘允许值。（2） 发电机定子、转子各部分温度和温升的限值符合GB/T7064中的规定。1.1.2.2 冷却方式（1） 冷却系统应能保证发电机在正常运行工况下使转子、定子绕组和定子铁芯等最热点温度满足ANSI和IEC标准中绝缘B级温升限值的规定。投标方应进一步说明异常运行工况时，温度偏差不超过ANSI和IEC标准要求。（2） 发电机定子绕组采用水直接冷却、定子铁芯和转子采用氢气冷却方式。冷却器、冷却系统的设备和控制均满足ASME、ANSI和IEC34的有关规定。（3） 发电机氢气冷却，应满足下列条件：a、 氢气纯度不低于95时，发电机应能在额定条件下输出额定功率，但计算和测定发电机效率时的基准氢气的纯度应为98。投标方应提供发电机在额定出力运行条件的H2 纯度和湿度。b、 当氢气冷却器工作压力在0.30Mpa及以上时，氢气冷却器试验水压应大于2倍冷却水压力，历时30min。c、 当冷却水压力高于氢气冷却器工作压力时，氢气冷却器的设计压力应高于冷却水压力。冷却器按压力容器设计、制造。d、 当维修或清洗冷却器时，冷却器可能有氢压而无水压，因此，氢气冷却器要能承受不低于0.8MPa的表压差。e、 发电机冷氢温度宜46。冷却器进水温度按38设计（或根据项目具体情况确定）。f、 氢气冷却器设计应为2组4台，当一台冷却器退出运行时，发电机应能在80%额定出力下连续运行，而有效部件不超出允许温度，此时，初级冷却介质的温度可高于设计值。g、 在额定运行条件下，发电机24h的耗氢量（折算为额定氢压下的保证值）不应超过12Nm3。h、 发电机的励磁型式，可采用自并励静止励磁系统或旋转无刷励磁，但必须是成熟的技术。（4） 定子绕组水冷却，还应满足下列要求：a、 投标方应提供初级冷却水的电导率，PH值及硬度等标准。b、 投标方应提供发电机运行在额定出力时的冷却水温差变化范围。c、 运行时，对每根线棒有一个单独出水支路的同层各水接头温差不应大于8K或定子线棒层间最高与最低温度间的温差不大于8K。应满足二十五项反事故措施的相关要求。d、 定子绕组不允许漏水，发电机内应设有漏水监测装置，装置具有远传在线信号（报警和4-20mA信号）。e、 发电机应允许断水持续运行30s，并提供断水保护和自动减负荷装置。投标方应提供发电机断水减负荷曲线。f、 发电机线圈冷却水系统应具备反冲洗功能，泵的进、出口及反冲洗系统中均设置激光打孔的不锈钢滤网；发电机本体内冷水系统的密封垫均采用聚四氟乙烯垫，密封垫的制作及安装应满足二十五项反事故措施的相关要求。发电机在设计时应在本体内冷水的最低部设置排污阀及排污管路，满足二十五项反事故措施的相关要求，以方便在检修的时候将发电机本体内冷水系统放净、吹干。1.1.2.3 电压和频率范围发电机在本技术规范中定义的所有工况和功率因数满足GB/T 7064情况下，电压变化范围为额定值的±5%和频率变化范围为额定值的±2%时, 应能连续输出额定容量（MVA）。投标方应提供发电机各部分的温升及温升限值。1.1.2.4 旋转方向和出线端子(1)发电机旋转方向应与汽轮机相一致。(2)发电机定子绕组出线端子相序排列将在设计联络会时商定。1.1.2.5 非正常运行工况发电机绕组应能承受由于短路，系统暂态和超速情况下引起的短时发热和机械应力，且不会发生有害变形。(1)定子绕组短时过电流能力：发电机具有一定的短时过负荷能力，能承受1.5倍的额定定子电流历时30s,而无损伤。发电机允许的过电流时间与过电流倍数关系以下式计算： （I2-1）t=37.5s 式中：I 定子过电流的标幺值 t 定子过电流的持续时间（s）（适用时间10s60s）在上述过电流下，发电机应不会导致绕组的迅速温升而造成绕组绝缘的损坏和有害的变形。(2)转子绕组短时过电压能力：转子绕组能在额定负荷时承受下表磁场短时过电压，并不发生有害变形。时间（s）103060120额定磁场电压（%）208146125112发电机转子绕组允许的过负荷能力百分比同上表。(3)不平衡电流发电机应能承受一定的连续稳态负序电流和短时暂态负序电流而不受损害。a、当三相负载不对称，定子每相电流不超过额定电流(IN)，且负序电流分量(I2)与额定电流(IN)之比不低于规范（GB/T 7064）要求，发电机应能连续安全运行。b、当发生不对称故障，定子负序电流分量与额定电流之比的平方值(I2/ IN) 2和时间t (s)的乘积不低于规范（GB/T 7064）要求时，发电机应能安全运行。（其中，包括励磁电流和定子电流直流分量的衰减效应，时间可长达120s）。(4)发电机在额定负载和105额定电压下运行时，应能承受发电机出线端三相短路故障，而不产生有害变形。(5)发电机在额定负载和105额定电压下运行时，应能承受主变高压侧单相接地故障、三相接地故障、单相重合永久故障引起的冲击。(6)发电机应能承受有功功率和电流不超过0.5PU突变，而不影响使用寿命。(7)发电机失步运行能力当电力系统发生故障而突然切除大容量机组和线路时，发电机应能承受系统剧烈振荡而不致于损坏设备。投标方应提供机组承受失步运行的能力。(8)发电机应能作电动机运行，持续时间满足汽轮机的要求。(9)进相运行发电机应能在额定有功功率、功率因数时长期连续运行、各部件温升不超过GB/T 7064的允许值。(10)失磁运行发电机在失磁后，应能在降低负载下短时异步运行。投标方应提供发电机失磁时允许运行的方式、出力和时间，并说明采取的保护措施。(11)异频运行特性发电机在额定频率的±2%变化范围内运行时，发电机应能连续输出额定功率。投标方应提供频率异常运行时的特性要求（如临界转速、允许频率和相应的累计时间等）。 允许运行时间频率(Hz)每次(s)累计(min)。(12)投标方应提供发电机作为异步发电机和电动机的数学模型和参数。1.1.2.6 防止轴电流应采用有效措施防止产生有害的轴电流和轴电压，并在转子合适地方良好接地，在汽端、励端和滑环（励磁机）轴承等一切可能引起接地的地方均设有良好的绝缘措施，以杜绝一切可能形成轴电流的回路，轴电压控制在10V以下。发电机设置专用测量装置，在运行中应能测量出对地绝缘电阻值。投标方还应提供电刷及在线测轴电流的装置。如果采用静态励磁，还应采取具体措施防止整流后的谐波电流进入轴电流。1.1.2.7 振动(1)发电机在额定负载和额定转速下运行时，轴承座振动限值（双倍振幅）水平、垂直方向为0.025mm，轴颈双振幅相对位移限值在轴与垂直成45°方向不大于0.05mm。发电机过临界转速时，轴承座的双倍振幅振动限值在水平、垂直方向不大于0.076mm，轴颈双振幅相对位移限值在轴与垂直成45°方向不大于0.15mm。(2)发电机定子机座和铁芯在42.557.5Hz和93108Hz频率范围之间不允许发生共振，其振辐不大于0.05mm。(3)临界转速应避开额定转速的-10+15范围，通过临界转速时，轴的振动值不大于0.15mm，轴承座的振动值不大于0.08mm。(4)发电机大轴和轴承座上设有满足TSI、TDM等要求的振动检测元件的安装位置，配置测量元件绝缘处理措施。励磁端部设有测速装置的齿轮和支架。 (5)发电机冷态下端部绕组模态试验的椭圆型固有振动频率及端部绕组中的鼻端、引线、过渡引线固有振动频率(fZ) 应符合DL/T735大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定。投标人应说明满足要求所采取的措施，并提供试验报告。1.1.2.8 发电机的调峰能力发电机应具有变负荷、每日起停等的调峰运行能力。为此，发电机应采取定子端部结构能轴向自由伸缩，转子绕组槽内和护环下设滑移层等有效措施，保证发电机能起停10000次而不变形和损坏。机组运行方式详见以上第2.1条。1.1.2.10 直流电阻误差定子绕组在冷态下，任何两相直流电阻之差，在排除由于引线长度不同而引起的误差后不超过其最小值的1。1.1.2.11 投标方应说明发电机的电抗和允许偏差，并应在发电机设计时确认。1.1.2.12 投标方应提供发电机在不同工况下的能力曲线，如冷却介质不同压力和温度以及不同功率因数等。1.1.2.13 负荷变化率 发电机的负荷变化率能满足汽轮机定压运行和滑压运行的要求。1.1.2.14 强迫停机率因发电机质量问题引起的强迫停机率小于0.5%。可用率不小于99%。年运行小时数不小于7800小时。1.2 结构要求/系统配置要求1.2.1 定子外壳1.2.1.1 定子外壳的结构应有足够的机械强度和刚度；以满足振动，机组起、停和短路情况下的要求。1.2.1.2 定子外壳的设计应考虑维护和检修的方便，如提供可拆连接的排油管和排水管等。1.2.1.3 为防止发电机漏氢，定子外壳的氢密封接头应最少，使氢气泄漏降低到最低。定子外壳应满足锅炉和压力容器标准，设计应通过全容量氢气爆炸试验，验证定子外壳设计和结构能承受内部气体爆炸的作用力。1.2.1.4 发电机的外壳和端盖，应能承受压力为2倍额定氢压、历时30 min的空气和水压试验。1.2.1.5 定子外壳里的导体和管道（它们处在氢环境中）应防止由于液体流动产生的摩擦和静电感应而引起的火灾危险，同时应适当采取措施，降低杂散磁场的影响。1.2.1.6 发电机定子机座应为轧钢板整装式结构，定子机座与铁芯之间有弹性隔振措施。1.2.2 定子铁芯1.2.2.1 发电机定子铁芯应采用高导磁和低磁滞损耗的冷轧硅钢片迭制。铁芯迭片的厚度应不大于0.5mm，采用F级绝缘。1.2.2.2 发电机定子铁芯的设计应尽可能减少100Hz振动的影响，同时还要降低铁芯端部损耗。设计应使铁芯和线圈各部分温度尽可能均匀以避免局部过热和膨胀。1.2.2.3 定子铁芯端部结构（如压指、压圈等）采用非磁性材质，并采取有效的屏蔽措施，以避免产生局部过热。1.2.2.4 定子铁芯的结构应有足够的机械强度，以防止振动、突然短路对发电机定子结构的影响。定子铁芯和铁芯齿部采取防止松动的措施。1.2.2.5 发电机定子上应提供可拆卸吊耳。1.2.3 定子绕组1.2.1.1 定子绕组采用高导电无氧铜导体。定子绕组应采用F级绝缘，且应采取防止电晕、吸潮及老化的措施。1.2.1.2 定子绕组工频耐压应不小于2UN+1kV；冲击耐压应不小于1.25´´ (2UN+1 kV)。式中UN为发电机额定电压。1.2.1.3 定子绕组的结构应有足够的机械强度和短路热稳定能力，以防止绕组弯曲变形、位移和磨损。1.2.1.4 绕组之间的连接应为银铜焊接，全绝缘，绕组端部导体应无尖角。1.2.1.5 发电机定子线棒槽内固定及绕组端部结构应能轴向自由伸缩，以适应调峰运行的能力。紧固件应采用非磁性材料，并可靠锁紧。1.2.1.6 定子绕组的成型绝缘引水管采用成熟的产品，应具有足够的强度，牢固可靠，无相互交叉、磨损、松动、脱落和破裂，并与内端盖保持足够的绝缘距离，更换时间达到10年以上。1.2.1.7 发电机二端汇水管充水时的绝缘电阻不低于35k。1.2.4 转子1.2.4.1 发电机转子应由整锻钢锭制造而成，其包括磁极、轴、护环和联轴器等。投标方在投标书里应陈述保证转子锻造质量的措施。1.2.4.2 转子应有足够强度，能承受120%额定转速120s。1.2.4.3 为提高发电机承受负序电流的能力，转子大齿上开有阻尼槽，设置阻尼绕组。1.2.4.4 转子护环为整体合金钢锻件，为提高护环的耐应力腐蚀能力，采用18Cr18Mn合金钢材质。转子护环采用进口材料。1.2.4.5 转子采用气隙取气结构，转子绕组槽内和护环下设滑移层等有效措施，以保证发电机的调峰运行能力。1.2.4.6 转子应设置一点直接接地。接地碳刷按照两个设计，接地电刷应安装在汽侧轴上无油污染之处，宜采取措施检测轴电流并报警。接地电刷应适合在发电机运行时更换，并设置有运行中测试的设施。1.2.4.7 发电机转子与汽轮机之间的联轴器以及其他联轴器应有封闭防护外罩（带透明窗口）。1.2.4.8 投标方应提供抽、穿转子的特殊设备或附件。1.2.4.9 抽转子需要的空间应该在投标书中标示出。1.2.5 转子绕组1.2.5.1 转子绕组的绝缘材料应采用F级绝缘材料，并提供防潮和防老化措施。1.2.5.2 转子绕组的结构应有足够的机械强度和短时热稳定能力，防止线圈弯曲、变形、位移和碰撞、磨损。1.2.5.3 转子线圈应采用银铜导体，导体连接处应避免脆化和软化。1.2.5.4 投标方应采取防止或减少转子绕组匝间短路的措施。1.2.6 转子风扇1.2.6.1 转子轴装有轴流式风扇，其叶片应为可拆式。具备防止方向装反的装置。1.2.6.2 装配式风扇环应有独立的平衡块，该风扇平衡块必须可靠锁紧，应有放止松动的功能及结构。1.2.7 电刷装置1.2.7.1 应该提供用于励磁和转子接地保护用的电刷装置。另外，接地电刷应安装在轴电流最小值之处。要求提供两个接地碳刷。1.2.7.2 电刷应该能在各种运行工况下使用6个月而不必更换。电刷的安装要防止集电环有不均匀磨损，发电机励磁引线应牢固支撑以防由于振动或短路损坏。1.2.8 轴承1.2.8.1 轴承应有自行调整，在起动、运转和超速条件下允许偏差应减小到最低程度。轴承结构应具有良好的运行稳定，确保不产生油膜振荡。1.2.8.2 每个轴承应分别标识，并保证能互换。1.2.8.3 轴承应有严格的密封性能，以防止油气化后泄漏到线圈，出线端或导管的连接处。1.2.8.4 每个轴承（包括励磁机的轴承）均应绝缘，以防止由于正常励磁或发电机电气故障引起的磁路不平衡而出现的轴电压、轴电流效应。1.2.8.5 轴承润滑油系统应与汽轮机相适应，并使用同等的润滑油。1.2.8.6 轴承出油温度不应高于65，轴瓦温度不应高于90。1.2.8.7 发电机励端的轴承座与底板和油管间、油密封座与端盖间加装便于在运行中测量绝缘电阻的双层绝缘垫。1.2.9 集电环1.2.9.1 转子集电环材质，其硬度要适当，投标方应提供材质特性；碳刷要具有较低的摩擦系数并有自润滑作用。投标方应采取防止集电环过热的措施。1.2.9.2 集电环的刷盒结构，应采用恒压弹簧。刷幄采用多幄型安全刷幄，一个刷幄可同时不带电调换排46个电刷。1.2.9.3 转子正负极滑环之间装设冷却集电环的风扇，发电机集电环处装有隔音罩，隔音罩内需有照明（防爆）设施，照明开关应考虑两侧均可以控制。1.2.10 发电机监测1.2.10.1 温度检测(1)在绕组或铁芯等最热点周围和不受冷却介质影响的地方，应嵌入热电偶或电阻式温度检测计，以供试验、监视和保护发电机用。(2)应提供下列用于监测发电机温度的检温计：a、 定子每槽上下层线圈间各埋置2个Pt100热电阻检温元件；在定子绕组出水端每根绝缘引水管的水接头上各设置1个Pt100热电阻检温元件。b、 在定子端部铁芯、压指、压圈和屏蔽层等处埋置热电偶检温元件不少于18个。装设位置要考虑到端部漏磁场的影响，以满足进相试验的要求。c、 发电机的氢气冷、热风区各装1个Pt100热电阻检温元件。每个氢气冷却器进、出风处各装1个Pt100热电阻检温元件。d、 在定子水路的进、出水处各装1个Pt100热电阻检温元件。e、 各轴承上均应装置测量出油温度的Pt100热电阻检温元件，在出油管上设有视察窗，并应装设遥测轴瓦温度的Pt100热电阻。f、 励磁机（无刷励磁系统）的冷空气端、平均气温处、最热空气端分别设置1个Pt100热电阻检温元件；集电环（静态励磁系统）进气、排气口各设置1个Pt100热电阻检温元件。检温计位置及数量详见下表（数量由投标方填写）:数量（个）类型放置位置备注Pt100定子每槽上下层线圈间每槽2个（两独立元件）Pt100定子端部铁芯双支（两独立元件）Pt100定子端部磁屏蔽等双支（两独立元件）Pt100发电机的氢气热风区双支（两独立元件）Pt100氢气冷却器进、出风处双支（两独立元件）Pt100定子水路的进、出水处双支（两独立元件）Pt100绝缘引水管的水接头上双支（两独立元件）Pt100在每个轴承轴瓦上双支（两独立元件）Pt100励磁机空气冷却系统中适用无刷励磁(3)发电机各部位的检温元件应严格埋设工艺，保证完整无损，检温元件应采用双支热电阻，所有检温元件应连接到相应的本体接线盒以供其他连接用。(4)投标方应提供定子线圈，H2或定子线圈冷却水温度升高的报警接点信号。1.2.10.2 绝缘监测发电机应装设先进的绝缘过热监测装置（G.C.M）,可根据情况装设局部放电在线监测装置（P.D.M）。监测装置应有足够的灵敏度以便及早发现绝缘损伤情况。1.2.10.3 轴系扭振监测投标方应提供在线轴系扭振监测，该监测仪将记录故障对轴系的影响情况。用于监测仪的测速装置应布置在扭振最严重的端点。1.2.10.4 发电机应装设转子绕组匝间短路探头、转子绕组在线接地检测装置、在线功角仪。1.2.10.5 发电机应装设的基本自动监测装置：漏水、漏氢（除正常布置的测量点外必须有主油箱的漏氢监测点）、漏油监测器，氢气纯度监测器，发电机绝缘过热监测器(G.C.M)，局部放电监测器(P.D.M)，氢气露点监测仪等。要求有转子绝缘在线监测装置和转子温度监视以及定子负序电流监视。氢气纯度监测器、氢气露点监测仪采用进口产品，漏氢检测装置选用抽气方式的最新型产品。1.2.11 定子引出线与出线套管1.2.11.1 每相定子绕组的两个引出线在引出定子外壳时应配置出线套管，套管安装法兰应是非磁性材料。出线套管的设计结构应能承受吊装电流互感器的荷重和防振要求。投标方必须采取措施，防止在混凝土基础的钢筋和邻近金属架构产生感应电流而引起过热。定子绕组引出线适合与封闭母线相匹配。1.2.11.2 套管端部和定子绕组连接点的接触面应镀银，套管法兰与离相封母的连接采用螺栓连接，螺栓应是非磁性的材料，中性点连接也应满足以上要求。1.2.11.3 套管应具有严格的密封性能，以防止氢气泄漏到离相母线或套管周围。套管设计应承受1.0MPa压力。在定子外壳试验时，套管应作泄漏试验以检查其密封性能。1.2.11.4 定子出线套管应单独在空气中进行工频耐压试验，试验电压不低于发电机定子绕组耐电压的1.5倍，历时1min。1.2.12 电流互感器1.2.12.1 发电机每相出线端和中性点端分别提供套管式电流互感器。电流互感器应满足发电机的继电保护、AVR、测量表计的使用。二次绕组引出方式采用软连接。1.2.12.2 投标方应根据发电机实际参数确定电流互感器的结构和具体参数，确保电流互感器在暂态过程中不饱和，并在规定的工作循环内保证误差不超过10%。1.3 供配的辅助设备要求1.1.1 励磁系统1.1.1.1 励磁系统应能在540环境温度下连续运行；也能在湿度最大的月份下，月平均最大相对湿度为90，同时该月平均最低温度为25的环境下连续运行。1.1.1.2 励磁方式：采用高起始响应（0.1s内励磁电压增长达到顶值电压与额定电压差值95%）的自并励静止励磁系统或无刷旋转励磁系统，投标方也可推荐其它先进的具有优良运行业绩的高效励磁系统。1.1.1.3 强励要求：交流励磁机励磁系统顶值电压倍数不低于2.0倍，自并励静止励磁系统顶值电压倍数在发电机额定电压时不低于2.25倍。强励时间10s。1.1.1.4 当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，励磁系统能保证连续运行。1.1.1.5 短时过载能力励磁系统的短时过载能力应超过发电机励磁绕组的短时过载能力：按强励电压倍数2.0倍，强励电流倍数2.0倍，强励时间10s设计。1.1.1.6 电压响应比励磁系统电压标称响应比2倍/秒，高起始响应励磁系统电压响应时间上升值0.1s，下降值0.15s。1.1.1.7 电压控制精度发电机电压控制精度（从空载到满载电压变化），不大于0.5的额定电压。励磁系统稳态增益应保证发电机电压静差率±1%。励磁系统动态增益应保证发电机电压突降20%时可控桥开放至允许最大值。1.1.1.8 阶跃响应(1)发电机空载时阶跃响应：阶跃量为发电机额定电压的±5%，自并励静止励磁系统电压上升时间不大于0.5s，振荡次数超过3次，调节时间不大于5s,超调量不大于30%，交流励磁机励磁系统电压上升时间不大于0.6s振荡次数超过3次，调节时间不大于10s，超调量不大于40%。(2)发电机额定负载时阶跃响应：阶跃量为发电机额定电压的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。 (3)发电机零起升压时，自动电压调节器应保证定子电压的超调量不超过额定值的5，调节时间不大于10S，电压振荡次数不大于3次。1.1.1.9 调压范围(1)自动电压调节器在发电机空载时能在70110额定电压范围内稳定平滑调节，整定电压的分辨率不大于额定电压的0.2%。(2)手动励磁调节应保证发电机励磁电压能在空载额定励磁电压值的20到空载额定励磁电压值的110进行稳定平滑的调节。1.1.1.10 电压频率特性(1)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%。(2)在发电机空载运行状态下，自动电压调节器的调压速度，不大于1额定电压/秒；不小于0.3额定电压/秒。1.1.1.11 可靠性励磁系统强行切除率不大于0.1%。因励磁系统故障引起发电机强迫停运次数不大于0.25次/年。自动电压调节器(包括PSS)投入率不低于99%。1.1.1.12 控制(1)应能进行就地、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。(2)应能接受自动准同期装置的调节信号，能够按招标方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。(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。1.1.1.13 励磁系统至少应装设下列故障及动作信号：(1)励磁变压器故障信号（静态励磁）；(2)起励故障信号（静态励磁）；(3)旋转整流器熔断器熔断信号（无刷旋转励磁）；(4)功率整流装置故障信号；(5)电压互感器断线保护动作信号；(6)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；(7)励磁调节装置故障信号；(8)稳压电源消失或故障信号；(9)触发脉冲消失信号；(10)调节通道自动切换动作信号；(11)PSS故障信号；(12)强励动作信号；(13)低励限制动作信号；(14)过励限制动作信号；(15)电压/频率比率限制动作信号。1.1.1.14 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。1.1.1.15 励磁系统应能通过通讯接口（RS485,MODBUS协议）向远方计算机监控系统提供必要的测量信号、状态信号、报警和故障信号。投标方应提供励磁系统所能传送的信息清单供招标方选择，并有责任配合计算机监控系统供货商实现通讯传输信号。1.1.1.16 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测量量。励磁电压和电流应通过变送器输出4-20mA（冗余配置）供招标方之用。1.1.1.17 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等必要的保护装置。1.1.1.18 投标方应提供2套独立的数字式自动电压调节器AVR（DAVR），每套容量均为100%，宜独立成柜，当其中一套AVR退出运行或检修时，另一套可以独立完成所有功能，并与检修的AVR隔离。2套AVR互为备用，可实现相互无扰切换。每套AVR采用独立的输入/输出，并分别提供各自的手动通道和自动通道，要求性能可靠。每套AVR均应接受来自不同的PT和CT二次侧的信号量，输出信号分别经脉冲放大器放大后形成触发脉冲去控制可控硅整流器。当工作系统故障时，将自动切换至备用系统。每一个AVR都包含手动励磁控制功能。投标方应提供AVR柜发热资料。数字式自动电压调节器应具备以下功能：(1)AVR应具有在线参数整定功能。数字式AVR各参数及各功能单元的输出量应能显示。电压测量单元的时间常数应小于30ms。(2)AVR应具有用于硬件和软件的自诊断功能和检验调试各功能的软件和接口，能及时的检测出异常情况并提供处理步骤。(3)AVR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将励磁电流限制在不大于额定值。(4)AVR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)AVR应具有电压互感器回路失压时防止误强励的功能。(6)AVR应具有录波功能，以提供故障分析和试验分析之用；还应具有周期性地循环地记录控制参数的功能，且记录的项目可以予以修改。(7)AVR应能检测励磁调节器各控制单元中的输出量。(8)AVR应自带显示屏可以方便地显示试验参数和动态特性，也可通过通讯接口把所记录的参数送到专用的维护工具以图形方式显示趋势。(9)AVR至少设有下列附加单元：a、 过励磁限制；b、 过励磁保护；c、 低励磁限制；d、 低励磁保护；e、 电力系统稳定器（PSS）；f、 附加过流保护；g、 V/Hz限制及保护；h、 转子接地保护（二段定值）；i、 PT断线保护；j、 无功电流补偿；k、 线路阻抗压降补偿；l、 无功和功率因数调节器；m、 定子电流限制（限制过励或欠励工况下定子过流）；n、 系统负荷响应控制； (10)PSS或其它附加控制单元应具有下列功能：a、 发电机功率达到一定值时能自动投切；b、 手动投切；c、 输出值限幅；d、 故障时应自动退出运行；e、 发电机有功功率调节时，不影响励磁调节。(11)手动励磁控制单元一般作为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换到手动运行。(12)AVR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。(13)AVR应满足DL/T 843中抗电磁干扰试验要求。AVR柜一般采用自然通风，如采用强迫通风，冷却风机故障时仍可保证AVR正常运行。(14)AVR柜体的保护接地和工作接地应分开。防护等级为IP54。(15)AVR应设有励磁机磁场回路一点接地保护功能。励磁系统具有转子接地保护装置。由于两套相同原理或不同原理的装置不能同时工作，所以每台机只装设一套转子接地保护装置（微机型）。转子接地保护装置的整定值可在现场修改。励磁系统可实现接地检测功能。1.1.1.19 灭磁装置和转子过电压 (1)发电机励磁系统采用逆变和开关灭磁，灭磁装置应简单可靠。(2)在强励状态下灭磁时发电机转子过电压值不应超过6倍额定励磁电压值。(3)自并励系统采用性能可靠的灭磁开关。灭磁回路绝缘水平不低于发电机转子绕组绝缘水平。灭磁开关只在发电机内部故障时动作。开关在操作电压额定值的80%及以上时应可靠合闸，在65%及以上时应能可靠分闸，在30%及以下时应可靠不分闸。(4)灭磁开关应配置两个跳闸线圈，灭磁开关控制电源与调节器控制电源相互独立。(5)灭磁电阻可采用线性或非线性电阻，灭磁电阻值可为磁场电阻热态值的23倍。(6)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%，其动作电压的分散性不大于±10（额定值），灭磁设备能承受同步发电机任何故障和非正常运行而不损坏。自并激励磁系统电源变压器低压侧应有过电压保护装置。1.1.1.20 静态励磁系统要求（当投标方发电机采用静态励磁时）(1)励磁变压器励磁变压器采用干式变压器，励磁变压器高压绕组与低压绕组之间应有静电屏蔽，且高低压出线端子应能相间封闭绝缘。励磁变压器的高压侧将与发电机出口的离相封闭母线相连接，连接处励磁变压器侧的连接法兰由投标方提供。励磁变压器高压侧的绝缘水平应为抗雷电冲击电压（BIL）125kV。变压器应设置温度报警，测温元件取自变压器的低压侧绕组。底部加装足够的冷却风扇，每只风扇的电源应可以单独控制，总电源应与测温装置及保护的电源分开布置。干变的外壳防护等级不小于IP23。励磁变进线CT需采用穿芯式，不能采用浇筑式的。投标方的供货范围包括：a、 励磁变压器；b、 励磁变压器温控装置；c、 励磁变压器高压侧装3组CT（0.2S/5P30/5P30）；d、 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；e、 励磁变压器设计时应考虑由高压厂用电提供电源时，能满足汽轮发电机短路、空载试验130%额定机端电压的要求；f、 励磁变压器容量应满足强励情况下发电机各种运行工况的要求，在环境温度-5+40下，保证连续运行不超温。1.6倍额定负荷时持续运行时间10s。(2)功率整流装置a、 可控硅整流装置应提供足够的裕量。对于600MW以上机组，同臂并联可控硅元件数大于或等于4，当1/4并联支路退出运行时，能满足发电机强励要求。当1/2支路退出运行时，能保证发电机在额定工况下连续运行。同臂并联可控硅元件数小于4， 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。b、 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。c、 整流装置并联元件间设有均流措施，均流系数不低于0.9。d、 整流柜应具有较高的可靠性，保证在一个小修间隔内不会出现退出1/2支路的情况，整流柜结构保证安全可靠，并便于测试、维护及检修。e、 每个空气冷却的整流柜采用可靠的2个低噪声风机（含100的备用容量），在风压或风量不足时，备用风机能自动投入，采用两路冷却风机电源，两路电源能够自动切换。f、 功率整流装置的噪声应不大于75db。(3)起励起励电源容量应满足发电机建压10%额定电压的要求，起励成功后或失败时，起励回路均能自动退出，起励失败后应报警。(4)转子接地保护励磁系统成套设备还应设一套转子接地保护，高定值延时动作于信号，低定值延时动作于跳闸（输出2付无源常开接点），保护安装于励磁柜中。1.1.1.21 无刷励磁系统的要求（当投标方发电机采用无刷励磁时）(1)主励磁机旋转整流励磁系统使用电枢线圈旋转型的励磁机。主交流励磁机采用100150Hz，正常结构。主交流励磁机应承担整流负荷并有较大裕度，以能承受发电机出线的三相短路和不平衡短路的作用，不产生变形或过热。投标方应为交流励磁机提供短路保护。(2) 副励磁机a、 对于无刷励磁，投标方应提供永磁、恒压副励磁机，以简化试验和调节并提高可靠性。b、 副励磁机应有良好外特性，从发电机空载到强励，端电压的变化应在额定值的1015以内。副励磁机端电压减去励磁回路强励情况时的压降应能满足强励要求。c、 配置用于报警的故障低电压、过电流检测继电器及电压、电流表计。(3)旋转整流器a、 旋转整流器的并联元件应能维持额定励磁和强励的要求，并有足够的裕量。对于600MW级以上机组，并列支路数等于或超过4组时，1/4支路数退出运行，系统应能维持强励要求， 1/2支路退出运行，励磁机系统应维持发电机额定运行工况。如并列支路数少于4组，有一组退出运行时，励磁机系统应能维持强励要求和1.1倍额定励磁电流。对整流器中的并联元件应提供短路和过电压保护。b、 旋转整流装置配有保护旋转熔断器，在正常运行时熔断器不产生