NB∕T 31014-2018 双馈风力发电机变流器技术规范.pdf

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1、ICS29.120.01K46NB备案号：64662-2018中华人民共和国能源行业标准NB/T310142018代替NB/T310142011双馈风力发电机变流器技术规范Technicalspecificationforconverterofdouble-fedwindturbinegenerator2018-06-06发布2018-10-01实施国 家 能 源 局 发 布NB/T310142018次目前言II1范 围2规 范 性 引 用 文 件3术 语 和 定 义4技 术 要 求5试 验 方 法6检 验 规 则7标志、包装、Jt存和运输5101819NB/T310142018言刖本标准按照

2、GB/T1.12009标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写给出的规则起草。本标准代替NB/T310142011双馈风力发电机变流器制造技术规范，与NB/T310142011相比，除编辑性修改外主要技术变化如下：修改了标准名称，将双馈风力发电机变流器制造技术规范更名为双馈风力发电机变流器技术规范；增加了共模电压、差模电压、dw/出值等术语和定义（见3.27、3.28、3.29)；增加了电网侧额定电压优先采用等级0.6kV(见4.1.2);修改了“变流器效率应不低于97%”的要求（见4.3.10);增加了温升试验中的铜铝复合母线极限温升要求（见4.3.11);增加了保护功能中的功率器件硬件保护

3、、过/欠频保护、电网断电保护及电网电流不平衡度保护（见4.3.13);修改了防护等级中对于液冷型的规定，将“防护等级不低于IP42”修改为“不低于IP54”（见4.3.18)；增加了功率因数在容性0.95和感性0.95之间可调的要求（见4.3.21);增加了对共模电压、差模电压、dw/d/值、振动的有关规定（见4.3.224.3.25);规定了过、欠电压保护及过、欠频率保护动作值误差的要求（见5.3.13.9、5.3.13.11)。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。本标准起草单位：许昌幵普检测研究院股份有限

4、公司、机械工业北京电工技术经济研宄所、北京天诚同创电气有限公司、新疆金风科技股份有限公司、北方工业大学、明阳智慧能源集团股份公司、上海电气风电集团有限公司、中国电力科学研宄院有限公司、深圳市禾望电气股份有限公司、上海电气输配电集团有限公司、国电联合动力技术有限公司、浙江运达风电股份有限公司、许继集团有限公司、天水二一三电器有限公司、维i帝技术有限公司、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、中国质量认证中心、浙江海得新能源有限公司、北京群菱能源科技有限公司。本标准起草人：李全喜、果岩、任高全、马忠宝、苑国锋、李宁、刘世军、杨才建、陈昆明、李少林、周党生、孙今英、褚景春、

5、王艳华、应有、刘刚、席志刚、白亮、陈健、王鹏、杨天时、郭亮、叶东权、张进滨、侯垚。本标准所代替标准的历次版本发布情况为：NB/T310142011。本标准在执行过程中的意见或建议反馈至屮国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条一号，100761)。IINB/T310142018双馈风力发电机变流器技术规范1范围本标准规定了双馈风力发电机变流器（以下简称“变流器”）的技术要求、试验方法、检验规则及其产品的相关信息等。本标准适用于双馈风力发电机组中的交一直一交电压源型变流器。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f日期的版本适用于本文件。凡是不注日期

6、的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件KGB/T191包装储戸图示志少GB/T2423.12008电1:电子产品环验第2部分：0验方4GB/T2423.22008工电了产品环境试验|V第2试验方法GB/T2423.3环境试验第2部分：试_方法试验Cab:恒定湿热试验GB/T2 4 2 3.4电 工 电 子 产 品 基 第2部 分：试 验 方 法GB/T2900.33电工术语电力电子技术GB/T2900.53电工术语风力发电机组GB/T37972016春气控制设备GB/T3859.12013半导体变流器通用琴濟和电网换相变流器第1-1分：基本要求规范GB/T4 2 0 8外 防

7、一 级GB/T12668.2lo02丨调速电气传动系统第2部分：试验A:低温试验B:高温试验Db:交变湿热（12h+12h循环)般要求低压交流变频电气传动系统额定值的规定调速电气传动系统第3部分;1电磁兼容性要求及其特定的试验方法机电品包装通臟术条件1半导体麵器的试验施低压开关设备和控制设备GB/T155432008电能质量三柙电压不平衡_GB/T18451.12012风力发电机组GB/T203202013风力发电机组电能质量测量和评估iJB/T5777.22002电力系统二次用控制及继电保护屏（柜、台）通用技术条件NB/T31051风电机组低电压穿越能力测试规程NB/T31054风电机组电网

8、适应性测试规程NB/T31111风电机组高电压穿越测试规程GB12668.32012GB/T13384GB/T134222013GB/T14048.1第1部分：总则3术 语 和 定 义GB/T3859.12013GB/T2900.33和GB/T2900.53界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1双馈风力发电机变流器converterofdouble-fedwindturbinegenerator与双馈风力发电机配套，连接于转子绕组与电网之间的交一直一交电压源型静止变流器。NB/T310142018注：用于为发电机转子提供交流励磁，将转子能量送入电W,以及实现发电机定子绕组并M控制等功能。

9、主要由发电机侧变流器、直流环节、电网侧变流器及其控制系统组成，具有能量双向流动的特点。3.2机侧变流器generator-sideconverter与双馈发电机转子绕组相连接的三相全控桥静止型变流器，实现双馈发电机的有功功率与无功功率解耦控制。注：也称作转子侧变流器或发电机侧变流器。包括可能存在的滤波器。3.3直流环节DClink机侧变流器和网侧变流器之间相互连接的直流电路。3.4网侧变流器line-sideconverter与电网相连接的（包括滤波器）三相全控桥静止型变流器，实现变流器直流环节电压控制和电网侧功率因数控制。注：也称作电网侧变流器。包括可能存在的滤波器。3.5风力发电机组win

10、dturbinegeneratorsystem；WTGS将风的动能转换为电能的系统（不包含并网变压器)，以下简称“机组”。GB/T18451.12012,定义3.673.6机组输出端outputofWTGS机组与并网变压器之间的连接端口。3.7机组额定运行条件generatorsystemratedoperationcondition在电网额定电压、额定频率条件下，机组在额定转速和额定功率运行时所处的工作状态。3.8变流器额定运行条件converterratedoperationcondition机组额定运行条件下，变流器所处的工作状态。以下简称“额定运行条件”。3.9网侧额定电流line-s

11、ideconverterratedcurrent额定运行条件下，网侧变流器交流端基波电流方均根值。3.10网侧额定电压line-sideconverterratedvoltage网侧变流器交流端线电压方均根值。3.11网侧额定频率line-sideconverterratedfrequency网侧变流器交流端基波电压的频率，即电网频率。3.12网侧额定容量line-sideconverterratedcapacity在网侧额定频率、网侧额定电压和网侧额定电流时，网侧变流器的视在功率。3.13网侧功率因数line-sideconverterpowerfactor网侧变流器交流端有功功率与视在功率

12、的比值。NB/T310142018功率因数公式为尸A=xlOO%(1)S式中:A功率因数;P有功功率;S视在功率。3.14机组功率因数generatorsystempowerfactor机组输出端有功功率与视在功率的比值。注：计算公式同式（1)。3.15总谐波崎变率totalharmonicdistortion；THD谐波含量的方均根值与交流量的基波分量或基准基波分量的方均根值之比。总谐波畸变率定义为e2-a2(2)THD=Q2式中:Si基波有效值；Q总有效值，可代表电流或电压。总谐波中包含有间谐波，当间谐波存在时，波形不再是周期性的，间谐波所产生的影响可能要比谐波产生的影响更复杂。假若间谐波

13、忽略不计，则式（2)也可表达为：QtTHD=(3)1式中:h谐波次数，次数A为偶数时称)为偶次谐波畸变率，A为奇数时称为奇次谐波畸变率;Qhh次谐波分量的有效值。注：改写GTB/T2900.332004,定义551-20-13。3.16机侧额定电流generator-sideconverterratedcurrent额定运行条件下，机侧变流器基波电流方均根值。3.17机侧额定电压generator-sideconverterratedvoltage额定运行条件下，机侧变流器交流端基波线电压方均根值。3.18机侧额定频率generator-sideconverterratedfrequency额

14、定运行条件下，机侧变流器交流端基波电压的频率。3.19机侧频率范围generator-sidefrequencyrange双馈风力发电机在规定的转速范围内所对应的机侧变流器交流端电压基波频率范围。3NB/T3101420183.20机侧额定容量generator-sideconverterratedapparentpower在机侧额定频率、机侧额定电压和机侧额定电流时，机侧变流器的视在功率。3.21变流器效率converterefficiency变流器输出有功功率与输入有功功率的比值，用百分数表示。变流器效率公式为：(4)xl00%V=式中:变流器效率；输出有功功率;Pm输入有功功率。V3.2

15、2变流器并网切入电流网侧变流器交流端并网合闸时，所产生的最大峰值电流。convertercutincurrent3.23发电机并网切入电流generatorcutincurrent在变流器的控制下，双馈发电机定子绕组并网合闸时，所产生的最大峰值电流。3.24标称电流nominalcurrent变流器能够连续供给而不超过允许的最大基波电流方均根值。3.25过载能力overloadcapability在规定的时间段内供给而不超过规定限值的最大基波电流方均根值。3.26机侧滤波器generatorfilter由共模电压抑制环节、差模电压抑制环节和dW/dr抑制环节组成、接在变流器和发电机之间，用于降

16、低发电机端的电压值，并抑制由于长电缆反射波叠加引起的发电机端过电压问题（如共模电压过高，差模电压过高等问题）的滤波器。3.27共模电压common-modevoltage在每一相和规定的地之间出现的相量电压的平均值。注：加在电压表两测量端和规定公共端之间的输入电压的1/3,即（t/a+f/b*K/e)/3。3.28差模电压differentialmodevoltage相间的电位差。3.29d“/d/值du/dtvalue电压随时间的导数。dw/df=AL/A/f=(U9Q0/-U,10%)式中:NB/T310142018du/dt电压随时间的导数；电压变化值；时间变化值；t/90o/o90%电

17、压值；90%电压值对应的时间值。A/90%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类如下：按环境温度分为型和低温型；按功率模块的冷却方式分为1型、液冷型、混合冷却型4.1.2网侧电压等级变流器的网侧电压等级优先采用以下系列：0.38(0.4)、(1.2)、2.3(2.4)、3(3.15X6(6.1)注：超出以上优先系列的电压等级，(0.62)、0.66(0.69)、1(1.05).1.14确定。4.2使 用 条 件正常使用环境条件变流器应在以规定的空冷或液；a)工作环境温度：常温型120Q45c!低温型：b)空气相对湿度T彡95%(20C以下时）。c)海拔：200

18、0mok4.2.1C45C。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a)环境温度：-5C-40Cob)相对湿度：彡90%(20C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-40C70C。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为47.5Hz51.5Hz。5NB/T3101420184.2.4.2电网电压波动范围电网电压在额定值外的土10%之内，变流器应能正常运行。当电网电压超出上述范围时，由用户与制造商协商。4.2.4.3电网电压不平衡度按照GB/T155432

19、008中第4章的规定，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结构及外观要求壳体、外观、表面应无划伤、无变形，满足GBAT37972016中7.2的规定。4.3.2电气连接要求应保证各个电气连接的正确性，电抗器、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、焊接应满足变流器最大导通电流能力,满足GB/T37972016中6.7的规定。4.3.3防触电措施满足JB/T5777.22002中5.12的规定。4.3.4绝缘性能4.3.4.1绝缘电阻在4.2.2规定的正常试验大气条件下，用直流绝缘电阻表测量变

20、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的绝缘电阻，不应小于1MD。绝缘电阻试验电压等级见表1。表1绝缘电阻试验电压等级额定绝缘电压C7试验电压VU6025060(7250500250(7100010001000(/1000025004.3.4.2介质强度a)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Imin的工频耐压试验而无击穿闪络及元件损坏现象；b)工频交流试验电压值按表2规定进行选择，也可以采用直流试验电压，其值应为规定的工频交流试验电压值的力倍；NB/T310142018c)试验过程中，对任一被试电路施加电压时，其余电路等电位互联接地。表

21、2介质强度试验电压等级试验电压额定电压UkVkVU0.060.50.061251.50.125t/0.2520.25U0.50.5i/l.l+2Ul.lC/3.63U3.6L384+1.81/4.3.4.3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GB/T14048.1的规定。4.3.5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机组的并网操作和相应功率的输出。4.3.6过载能力变流器（包括机侧和网侧）的过载能力，应与双馈发电机过载能力相匹配。变流器在110%的标称电流运行条件下，持续运行时间应不少于lmi

22、no如有特殊要求，可由用户和制造商商定。4.3.7总谐波畸变率（THD)满足GB/T203202013中7.4关于谐波的规定。4.3.8电网适应能力满足NB/T31054的有关要求，若不满足应与制造商协商确定。4.3.9故障穿越能力当变流器发生低/高电压故障时，在规定的电压幅值和持续时间内，变流器应在机组主控制系统的配合下，保证机组不脱网运行，满足NB/T31051、NB/T31111的有关要求。4.3.10效率在额定运行条件下，变流器效率应不低于97%。当用户有特殊要求时，由用户与制造商协商确定。NB/T3101420184.3.11温升在标称电流运行条件下，各元件热稳定后，变流器各部位的极

23、限温升见表3。表3变流器各部位的极限温升极限温升部件和部位V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裸铜：45:有锡镀层：55;有银镀层：70主电路半导体器件与导体的连接处铜：35;铝：25;铜铝复合：30母线（非连接处)4.3.12并网切入电流发电机并网切入电流不应超过定子额定电流峰值。4.3.13保护功能产品应具有如下保护功能：过电流保护；缺相保护；相序错误保护；电网电压不平衡保护；接地故障保护；冷却系统故障保护；过温保护；发电机过/欠速保护；过7欠电压保护；通信故障告警；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；浪涌过电压保护。除上述保护功能外，

24、还应对快速熔断器、快速开关以及GB/T18451.12012规定的有关防雷、接地措施等进行检查。4.3.14电磁兼容性能4.3.14.1静电放电抗扰度变流器应能承受GB12668.32012第5章规定的静电放电抗扰度试验。4.3.14.2电快速瞬变脉冲群抗扰度变流器应能承受GB12668.32012第5章规定的电快速瞬变脉冲群抗扰度试验。8NB/T3101420184.3.15低温性能在试验温度为稳定的工作温度下限时，产品通电启动运行，持续运行时间为2h。注：产品通电到启动运行时间一般不超过2h,如用户有特殊要求，由制造商与用户协商确定。4.3.16高温性能在试验温度为稳定的工作温度上限时，产

25、品通电启动运行，持续运行时间为2h。注：产品通电到启动运行时间一般不超过2h，如用户有特殊要求，由制造商与用户协商确定。4.3.17耐湿热性能在以下两种方法中选择其中一种：交变湿热。按GB/T2423.4进行试验后，试验电压按照4.3.4.1g规定进行，测量其绝缘电阻不应小于0.5MI2。介质强度&能耐受不低于4.3A2规定的介质强度试验电压值75%的电压。b)恒定湿热。按GB/T2423.30验后，试验电压按照4.3.4.1的规定进行，测量其绝缘电阻不应小于0.5MU。介质强度应能耐受不低于43.4.2规定的介质1度根据试验条件和使用环境，a)电压值75%的电压。4.3.18防护等级满足GB

26、/T4208彳的规定：空冷、混介冷却型：不低于液冷：不低于1P54。注：如用户有特殊要求，由制造商与4.3.19噪声在额定运行条彳1下，变流器所发出的噪声声压级不应大于80dB(A)。IIP211确定O4.3.20通信要求*：:m产品应具有相应的通信接口，并能与机组主控制系统进行或PROFIBUS等。通信，通协议句*釆用CDT、Modbus、CANopen4.3.21功率因数变流器应具有一定的功芊因数调4.3.22共模电压要求变流器应设计滤波环节或滤波器，&配发电机端共模电压耐受水平。g力，功率因数在-0.950.95之间可调节。4.3.23差模电压要求变流器应设计滤波环节或滤波器，匹配发电机

27、端差模电压耐受水平。4.3.24d/d/值要求变流器应设计滤波环节或滤波器，匹配发电机端对du/dt值的耐受水平。4.3.25振动要求变流器应满足的振动试验要求见表4。9NB/T310142018表4变流器振动试验要求项冃测试要求状态不通电条件振动形式正弦振动幅值(10Hz/57Hz)0.075mm加速度(57Hzy将变流器按照正常使用的安装方式固定到试验平台，在不通电的情况下按照本表的要求进行测试，振动过程中对样品的加速度数据进行监测和采集，测试完毕，对样品进行外观检查，不能出现电气元件损坏、铜排连接变松、结构件变形等现象，并记录样品响应较大的频率点。注：当有特殊要求时，振动幅值和加速度可由

28、供需双方自行商定，但合格判断依据不变。4.3.26稳定性运行时间变流器满载连续运行时间不宜小于72ho5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，试验系统由并网控制柜、双馈发电机、转矩测量仪、速度传感器及能够改变转速的拖动电动机及其控制系统和被测变流器、辅助控制上位机等组成。由拖动电动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。机组输出端并网控制柜拖动电动机2：双馈发电机3Q被测变流器4转矩测呈义辅助上位机速度传感器机组输出端；2发电机定子绕组；3M侧变流器；4机侧变流器图1变流器试验平台5.

29、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（绝缘电阻表除外），电流传感器的准确度不应低于0.2级，电量变送器的准确度应在0.5%以内，转速表的准确度应在0.1%以内或10NB/T310142018者误差在lr/min以内，温度计的误差不应大于土1C。5.3检查和试验5.3.1结构外观检查按照GB/T37972016中7.2的要求进行检查。5.3.2电气连接检查使用万用表或绞线器对各个电路的连接情况进行检査，检杳是否存在不正确的连接、信号是否能够正确送达，以及静态特性是否满足要求等，应符合4.3.2要求。5.3.3防触电措施检查检查变流器是否具有防触电措施，应符合4

30、.3.3要求。5.3.4绝缘性能试验5.3.4.1试验条件试验应在4.2.2规定的正常试验大气条件下进行。5.3.4.2f色缘电阻试验方法按GB/T3859.12013中7.2.1.1的规定进行，在主电路与地（外壳）之间试验，根据变流器额定电压按表1选取绝缘电阻表的电压等级，测得的绝缘电阻符合4.3.4.1的要求。5.3.4.3介质强度、试验方法按GB/T3859.12013中1223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4.3A2要求选取，持续时间lmim无击穿闪络及元件损坏现象。5.3.4.4电气间隙和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

31、）之间的电气间隙和爬电距离（不包含功率器件）。其允许值见表5。表5电气间隙和爬电距离允许值爬电距离电气间隙额定线电压t/kV0.38(0.400)1480.66(0.69)22121.00(1.05)32161.14(1.20)35182.30(2.40)55283.00(3.15)75361256.00(6.30)100注：允许插值。11NB/T3101420185.3.5负载控制功能试验试验目的是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。功率牛Pm转速说明:-允许发电机并网运行的最低转速；允许发电机并网运行的燉高转速；发电机的

32、同步转速；发电机的额定转速；户rat机组输出的额定功率：P柳发电机同步转速时机组输出的功率图2双馈风力发电机的转速-功率曲线试验时，调节拖动电动机的转速，使发电机在最低并网转速min与最高转速之间变化。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、同步转速syn附近、额定转速rat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

33、精度以及超过额定转速的试验由制造商与用户协商确定。5.3.6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/T134222013中5.1.13的规定。试验分别在机侧和网侧进行，并施加110%的标称电流，历时lmin,时间间隔不大于lOmim试验循环次数为3次，变流器应无损坏并能正常工作。注：本标准仅仅规定了最低过载能力的限值，如不能满足要求可由制造商与用户协商确定。5.3.7总谐波畸变率（THD)试验试验可结合5.3.5同时进行，并参考GB/T134222013屮5.3.8的规定，并按图1所示的试验平台，在各个典型转速点及相应功率下分别测定N侧变流器和机组输出端的电流畸变率，应符合4

34、.3.7的规定。注：机组对电网的电流谐波畸变主要由发电机、变流器和并网变压器共同决定，因此，当上述测定位罝测得结果不能满足要求时，应着重检査双馈风力发电机的性能，或者考虑在并网变压器的网侧测定。12NB/T3101420185.3.8电网适应能力试验按照NB/T31054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进行本试验。5.3.9故障穿越能力试验按照NB/T31051、NB/T31111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进行。5.3.10效率试验,按图1所示的试验平台，在额定运电网的有功功率戶。ut,测得变流器的试验可结合5.3.5，并参考GB/T

35、134222013中5.1.10行条件下进行，测量机侧变的有功效軸不低于97%。注：在机组额定运行条件下，双A电机定子和转子绕组均输出电能3则变|机侧交流端为输入端，变流器网侧交流端为输出端。i其他#讎7的辭，自用户与制賴肺。)的规定器输出金，网5.3.11温升试验3859.12013中7.4.2的规定进行7测温元件可以使川温度计、热电偶、热敏元淀运|条件下，各4热稳定后，测试温升，其温升应在器件试验可按照G件、红外测温计或其他有效的元件。各自规定的范围之内（见表3)。5.3.12并网切入电流试验试验可结合5.3.5+行，控制拖动电动发电机定子绕组的电流波形和最大值，最大值应符启动机侧流器，记

36、录并网过程中蘇的并网转速下，5.3.13保护功能i5.3.13.1过电流保试验分别在机侧和网侧进行。可以通过加大电流脉冲的方法来验证，#可以采用降低过电流保护限值的方法来验证，但应证电流传感器等器件在预期的过电流&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。5.3.13.2缺相保护缺相保护试验包括机侧和网侧的试验，可在变流器未启动状态下，采用将变流器交流端或缺相检测电路逐相f細方絲验ilK功能的有5.3.13.3相序错误保护相序错误保护试验包括机侧和网侧的试验，可在变流器未启动状态下，采用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。

37、若变流器具有相序修改功能，也可以通过修改相序设置来验证。5.3.13.4电网电压不平衡度保护试验可在变流器未启动状态下，采用将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，设置值应满足4.2.43的要求。13NB/T3101420185.3.13.5接地故障保护试验在变流器正常运行条件下进行，可以采用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。5.3.13.6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

38、进行检验。5.3.13.7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。5.3.13.8发电机过/欠速保护试验时，按图1所示的试验平台，设置拖动电动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。5.3.13.9过/欠电压保护在对变流器的网侧进行过/欠电压试验，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，也可以对过电/欠电检测电路施加模拟信号进行验证，或采用修

39、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，宣屏蔽变流器的低电压穿越功能。注：过/欠电压保护动作值误差由客户与制造商协商确定。5.3.13.10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一通信故障，检验变流器是否能可靠告警。5.3.13.11过/欠频保护试验在网侧实施，可以通过施加频率可变电压模拟信号的方法或采用修改过/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。注：过/欠频保护动作值误差由客户与制造商协商确定。5.3.13.12

40、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。5.3.13.13电网电流不平衡度保护试验在电流检测回路实施。通过施加不平衡的模拟信号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。14NB/T3101420185.3.13.14功率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，要求硬件保护电路实现快速保护。5.3.13.15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，并在可用状态。5.3.14电磁兼容试验5.3.14.1静电放电抗扰度试验按照G

41、B12668.32012中5.3.2的规定，在人体能够靠近或触摸到的机壳端口（如端口、按钮、触摸屏等)，采用6kV接触放电，若不存在接触放电可能釆用8kV空气放电。测试时装置内元器件不应损坏，试验期间及试验后装置的性能符合GB12668.32012中5.1.1验收准则B的要求。5.3.14.2电快速瞬变脉冲群抗扰度试验按照GB12668.32012中5.3.2的规定，针对控制电路供电电源端口，在保护接地的情况下，采用2kV脉冲电压，重复频率5kHz进行试验；针对I/O(输入/输出）信号、数据和控制端口，采用lkV脉冲电压，重复频率5kHz进行试验。测试时装置内元器件不应损坏，试验期间及试验后装

42、置的性能符合GB12668.32012中5.1.1验收准则B的要求。5.3.15低温性能试验试验方法按GB/T2423.12008中试验A进行。产品无包装，在试验温度为-20C3卩（常温型）或者-40C土3C(低温型）下稳定后，产品通电启动运行，持续运行时间为2h。试验结束恢复至常温2h后，变流器仍能正常工作。5.3.16高温性能试验试验方法按GBAT2423.22008中试验B进行。产品无包装，在试验温度为45C2C情况下稳定后，产品通电启动运行，持续运行时间为2h。试验结束恢复至常温2h后，变流器仍能正常工作。5.3.17耐湿热性能试验5.3.17.1交变湿热装置应能承受GB/T2423.

43、4规定的交变湿热试验。试验温度为低温25X：土3C,高 温4 0C2t：,相对湿度为（93土3)%,试验持续时间为两周期(48h)o在试验结束前2h内，在4.3.4.1规定的试验电压下，用直流绝缘电阻表测得的绝缘电阻应不小于0.5MQ,且介质强度应能耐受不低于4.3.4.2规定的介质强度试验电压值75%的电压。5.3.17.2恒定湿热装置应能承受GB/T2423.3规定的恒定湿热试验。试验温度为40C土2C,相对湿度为（93土3)%,试验持续时间为48h。在试验结束前2h内，在4.3.4.1规定的试验电压下用直流绝缘电阻表测得的绝缘电阻应不小于0.5MQ,且介质强度应能耐受不低于4.3A2规定

44、的介质强度试验电压值75%的电压。15NB/T3101420185.3.18防护等级试验按照GB/T4208所规定的试验方法进行试验，防护等级应满足4.3.18的规定。5.3.19噪声试验在额定运行条件下，距噪声源水平位置lm处，测得变流器所发出的噪声声压级不应大于80dB(A)o5.3.20通信功能试验按4.3.20要求，变流器应能与主控制系统正常通信。5.3.21功率因数试验试验可结合5.3.5,并参考GB/T134222013中5.3.11的规定，按图1所示的试验平台，在额定条件下进行。分别测定变流器网侧和机组输出端的功率因数，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

45、范围）应符合产品手册中规定的技术指标。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，计算出功率因数，或通过专门的功率因数表直接读取。注：当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。5.3.22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满足4.3.22的要求。测试方法可参见图3。图3中UA、Ub、分 别 为 共 模 电 压 测 试 点 的 电 压，共 模 电 压 值 取/3。变流器O线缆6lC,4Ec%1图3共模电压测试原理5.3.23差模电压测试检查变流器机侧相线之间的差模电压应满足4.3.23的

46、要求。测试方法可参见图4。图4中，C/a、C/b、C/e分别为差模电压测试点的电压，差模电压值取三者差值中最大者。16NB/T310142018变流器uONN线缆rOiidcC,6TR.u,oU、=Ut-UbUy=Ua-Uc理参图4,差模电5.3.24d/d/测试电压du/dt,应满足4.3.24的要p。d/值定义力电压随时间的导数:并网运行中，测发电机端口测试方法可参见图5,取差模If%_io%)f/cU=A(/A/Kpcaku-飢_4DC-UiIM,O,10%图5d/d/测试原5.3.25振动试验变流器经4.3.25规定的振动试验后应5.3.26虻存试验装置不包装，不施加激励量，先按GB/

47、T2423.12008的规定，进行-40C、16h的低温贮存试验。在室温下恢复到正常状态后，再按GB/T2423.22008的规定，进行70C、16h的高温贮存试验。在室温下恢复到正常状态后，在图1所示的试验平台上测试，装置的性能应符合5.3.5的规定。注：UPS,电池等部件可不进行低温贮存试验。5.3.27稳定性运行时间试验变流器满载连续运行时间应满足4.3.26要求。17NB/T3101420186检验规则6.1类型6.1.1型式试验6.1.1.1试验情况当有下列情况之一时，应进行型式试验：a)新产品鉴定时；b)正式生产后，结构、材料、工艺有较大改变，足以影响产品性能时；c)批量生产的产品

48、，每隔一定时间进行一次抽试（具体期限由分类标准规定，但不得超过5年）;d)产品长期停产后恢复生产时；e)国家质贵监督机构提出进行型式试验的要求时。6.1.1.2抽样方法进行型式试验的样品，应在经过出厂试验合格后的一批屮抽样，抽样的数量不应少于两台。6.1.1.3判定规则型式试验应符合产品的技术规定，全部合格则判定为合格；任有一项不合格，则判定该产品不合格。产品经型式试验不合格，则该产品应停产，直至查明并消除造成不合格的原因，再次进行型式试验合格后方能恢复生产。6.1.2出厂试验每台产品都应进行出厂试验。一台中有一项性能不符合要求，即为不合格。允许返修后复试，复试一次仍不合格，则为试验不合格。试

49、验合格后，填写试验记录并且出具合格证后产品方能出厂。6.2试验项目双馈风力发电机变流器试验项目见表6。表6双馈风力发电机变流器试验项目试验名称型式试验技术要求条款出厂试验试验方法结构及外观4.3.15.3.1电气连接5.3.24.3.2防触电措施4.3.35.3.3绝缘性能4.3.45.3.4负栽控制功能4.3.55.3.5过载能力4.3.65.3.6总谐波畸变率4.3.75.3.7电网适应能力4.3.85.3.818NB/T310142018表6(续)试验方法技术要求条款试验名称型式试验出厂试验故障穿越能力5.3.94.3.9效率5.3.104.3.10温升5.3.114.3.11并W切入电

50、流5.3.124.3.12保护功能5.3.134.3.13电磁兼容性能5.3.144.3.14低温性能5.3.154.3.15高温性能5.3.164.3.16耐湿热试验5.3.174.3.17防护等级5.3.184.3.18噪声5.3.194.3.19通信功能5.3.204.3.20功率因数5.3.214.3.21共模电压5.3.224.3.22差模电压5.3.234.3.235.3.244.3.24du/di振动5.3.254.3.25贮存5.3.264.2.3稳定性运行5.3.274.3.26注：V为必选项，一为免选项。7标志、包装、贮存和运输7.1标 志7.1.1产品标志变流器的适当位置