发电机技术要求

2.3 发电机技术要求

2.3.1 发电机额定功率(对应TMCR工况)：发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数0.9或0.85（滞后）和额定氢压、额定冷却水温（氢气冷却器冷却水温33℃、定子冷却器冷却水温为33℃），发电机额定输出容量733.3MV A或776.5MV A（当采用静态励磁或不与汽机同轴的电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率）长期连续运行，此时各部分温升，不应超过国标GB/T 7064-2008中规定的数值。

2.3.2 删除

2.3.3 发电机采用水、氢、氢冷却方式。

2.3.4 发电机的励磁型式，采用自并励静止励磁系统，且必须是成熟的技术。

2.3.5 发电机的可用率不低于99%，强迫停用率小于0.5%。

2.3.6 发电机旋转方向与汽轮机相一致。发电机定子绕组出线端子数目为6个，从励端向发电机端看，从左到右相序排列为U、V、W（出线端子相序排列与设计院协商后确定）。

2.3.7 发电机内氢气纯度不低于95%时，发电机应能在额定条件下发出额定功率。但计算和测定效率时的基准氢气纯度为98%。

2.3.8 发电机线圈冷却水的温度范围为40-50℃。应设有自动调节装置对入口水温进行调节，冷却水温度波动范围不大于2℃。线圈出口水温不得大于85℃。

2.3.9 发电机线圈冷却水质透明纯净，无机械混杂物。

电导率（25℃）≤2μS/cm（定子线圈独立水系统）

pH值7.0～9.0

硬度＜2微克当量/L（2μgE/L）

2.3.10 定子线圈内冷却水允许断水时间在带满负荷运行的情况下不少于30秒。投标方应提供发电机断水减负荷曲线，并能实现在一定条件下可以允许短时间持续运行满足小时负荷的运行方式。

2.3.11 发电机定、转子各部分温度和温升的限值，应符合国标GB/T7064-2008“隐极同步发电机技术要求”中的规定。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。

2.3.12 基本测温要求

2.3.12.1 在定子每槽内上、下层线圈间埋置二个单支或一个双支型测温热电阻（Pt100）（三线制）（其中一支备用，引至接线板）。用于发电机本体的温度检测元件应采用双支K或T 分度热电偶，或双支PT100热电阻（三线制）。

2.3.12.2 定子每根绝缘引水管出口端安装测量出水温度的测温元件（说明型号）两支（如Pt100采用三线制，其中一支备用，引至接线板）。

2.3.12.3 定子水路总进、出水处设置双支型热电阻（Pt100）（三线制独立设置）。

2.3.12.4 在端盖和定子机座上均埋设不少于一个的Pt100测温元件。

2.3.12.5 在氢气冷却器进、出风处，进、出水处各装一只Pt100的双支型热电阻（三线制）。

2.3.12.6 在定子端部压指、压圈、边段铁芯、磁或铜屏蔽等处永久性装设（汽端/励端）测温热电偶（满足进相运行时的测温要求）。

2.3.12.7 在定子铁芯齿部和轭部装设热电偶或热电阻（满足进相运行时的测温要求）。

2.3.12.8 各轴承上不同位置各装设不少于两个测量油温的双支低温热电偶，并在回油管上设有视察窗。

2.3.12.9 在各轴瓦上不同位置各装设不少于两个测量轴瓦温度的双支低温热电偶。

2.3.12.10 出线套管出口处安装水温、氢温的测量元件（双支Pt100）。

2.3.12.11 集电环进排气口各设一只测温元件。

2.3.13 发电机轴承排油温度不超过70℃，运行中轴瓦金属最高温度不应超过90℃，但钨

金材料应允许在112℃以下长期运行。

2.3.14 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，而不发生有害变形及接头开焊等情况。

发电机允许过电流时间与过电流倍数按以下公式计算：

（I2－1）t＝37.5s 注：适用范围t=10s～60s

在上述过电流工况下的定子温度将超过额定负载时的数值，电机结构设计以每年过电流次数不超过两次为依据。

2.3.15 在额定工况稳定温度下，发电机励磁绕组能在励磁电压为125%额定值下运行至少1min，允许的励磁电压与持续时间（直到120s）如下：

时间（s）20 30 60 120

励磁电压（%）208 146 125 112

机械结构设计按照假设每年运行在上述励磁电压下的次数不超过两次设计。

2.3.16 发电机应具有失磁异步运行的能力。投标方应提供发电机失磁运行时所带的有功功率和维持时间等数据。

2.3.17 发电机应能承受一定的稳态和暂态负序电流能力。当三相负荷不对称，且每相电流均不超过额定定子电流（In），此时其负序分量（I2）与额定定子电流（In）之比要不低于6%且能连续运行而不损坏发电机；当发生不对称短路故障时，发电机的设计和制造应能保证在满足（I2/In）2?t的值不低于6s时，发电机不受任何损坏。

2.3.18 发电机具有进相运行能力。在功率因数0.95（超前）情况下，发电机能带额定负荷长期连续运行，各部件温度和温升不超过允许值。

发电机应具有频繁启停等调峰（变负荷、两班制）运行能力。当电网需要时，发电机应能允许调峰运行。允许启停次数不少于10000次，而不产生有害变形。

机组能安全连续地在48.5～51.0Hz频率范围内运行，当频率偏差大于上述频率值时，允许的时间不低于下述值：

频率

（Hz）允许时间

每次（sec）累计（min）

51.0～51.5 >30 >30

48.5～51.0 连续运行

48.0～48.5 >300 >300

47.5～48.0 >60 >60

47.0～47.5 >20 >10

46.5～47.0 >5 >2

在上述允许时间范围内，发电机各部件温度和温升不超过允许值。

2.3.19 电压和频率变化范围

发电机在额定功率因数下，电压变化范围为±5%，频率变化范围为－3%～＋2%时，应能连续输出额定功率。当发电机电压变化为±5%，频率变化为-5%到+3%的范围运行时，请投标方提供输出功率、温升值、允许的运行时间及允许发生的次数：

电压kV -5% +5% -5% +5%

频率Hz 47.5 47.5 51.5 51.5

有功功率MW

定子铁心温升K

转子绕组最高温升K

每次（s）

寿命期内（次）

2.3.20 当汽轮机主汽门关闭时，发电机在正常励磁工况下，允许以同步电动机运行的时间满足汽轮机的要求。

2.3.21 发电机应能承受在满负荷，105％额定电压下主变高压侧单相接地故障，还应能承受在105％额定电压和满负荷（相应的保护动作时间内）情况下发电机端三相短路故障，而不发生有害变形。

2.3.22 发电机每一轴段的自然扭振频率（请说明）不应处于0.9至1.1倍及1.8倍至2.2倍工频范围之内（热态）。除投标方正式提出需避开的谐振频率及误并列角度外，当电力系统发生各类振荡、高压线路单相重合闸以及误并列时，汽轮发电机组的每一轴段强度应能承受且无有害变形或损坏。

2.3.23 发电机适合于中性点经电阻接地方式运行（电阻指接地变压器二次侧电阻）。

2.3.24 发电机各部位振动频率、振动限值

2.3.24.1 轴承、轴振动值：

2.3.24.1.1 发电机在稳态运行工况（额定转速）下运行时，轴承座振动限值（双倍振幅）在水平、垂直方向不大于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。

2.3.24.1.2 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0.08mm，轴颈双振幅相对位移限值在轴与垂直成45°方向不大于0.125mm。

2.3.24.1.3 发电机大轴和轴承座上设有满足TSI、TDM等要求的装振动检测元件的位置。励磁端部设有测速装置的齿轮和支架。

2.3.24.2 定子铁芯和机座振动的固有频率应避开基频±10%以上；定子铁芯的固有频率应避开倍频±10%以上；定子绕组端部和机座振动的自振频率应避开倍频+20%以上和-10%以下。

2.3.24.3 定子铁芯振幅限值不大于400μm；定子机座振动应不大于10μm；

2.3.24.4 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）合格的范围为fZ≤94 Hz、fZ≥115Hz。投标方应说明满足要求所采取的措施。

2.3.25 发电机临界转速应离开额定转速的－10%和＋15%。

2.3.26 定子绕组三相直流电阻值在冷态下，任何两相的或任何两分支路直流电阻之差，应不超过其最小值的1.5%。

2.3.27 发电机定子绕组在空载及额定电压下，其线电压波形正弦性畸变率应不超过3%；发电机电话谐波因数应不超过1%。

2.3.28 轴电压控制在10V以下，安装的绝缘件应使发电机在运行时便于测量绝缘电阻值。投标方还应提供电刷等测轴电压及轴电流的引出装置。

投标方应采取有效的技术措施，防止有害的轴电流和轴电压。并采取如下措施：

1）用谐波过滤器降低静态励磁引起的轴电压。

2）汽端装接地碳刷，保证转子轴良好接地。

3）发电机励端轴承座与底板和油管间、油密封座与油管间加装便于在运行中测量绝缘电阻的双层绝缘垫。

投标方应详细说明采取的技术措施。

2.3.29 在1/4冷却器组因故停用时，发电机仍能承担80%额定功率连续运行，而不超过允许温升。

2.3.30 自动监测装置

发电机大轴应设有满足TSI、TDM等要求的装振动检测元件的位置。发电机大轴上装设测速齿盘和转速测量支架并留有拾振器的位置，以便装设大轴振动监测仪表和测速装置。传感器由汽机厂供货。

发电机应装设漏水检测仪、漏油检测仪、漏氢检测仪（包括定子水系统漏氢检测）、氢气湿度、氢气纯度仪、局部放电监测仪(P.D.M)、绝缘过热监测器（G.C.M）、定子绕组端部振动监测仪、转子匝间短路在线监测装置和氢、油、水系统中的其他检测仪等检测装置。

其中漏氢检测仪（包括定子水系统漏氢检测）、氢气湿度、氢气纯度仪、局部放电监测仪等装置应采用进口产品。定子绕组端部振动监测仪传感器应采用进口。

投标方提供不少于三个厂家产品，最终由业主方确定。

2.3.31 结构设计要求

2.3.31.1 定子绕组、转子绕组、定子铁芯的绝缘采用F级绝缘，按B级绝缘的温升考核。

2.3.31.2 定子机座、端盖、冷却器罩、出线盒应有足够的强度和刚度，避免产生共振。定子机壳与铁芯之间应有弹性连接的隔震措施，说明隔振系数。

2.3.31.3 定子线棒槽内固定及绕组端部绑扎工艺要牢靠，端部应采取适应调峰运行的技术措施。定子铁芯端部结构件如压指、压圈等应采用非磁性材料，并采取有效的屏蔽措施，避免产生局部过热。定子铁芯压装应可靠，保证不松动和发生扇翅；并说明如何防止穿芯绝缘螺杆发生故障。

2.3.31.4 转子槽部和端部应采取适应调峰运行的技术措施（详细说明）。

2.3.31.5 为提高发电机承受不平衡负荷的能力，转子应设置阻尼绕组。

2.3.31.6 定子绕组绝缘引水管应具有足够的强度，固定牢靠，避免相互交叉磨损和松动、脱落、破裂，并与内端盖保持足够的绝缘距离，投标方应说明绝缘引水管的更换周期。

2.3.31.7 转子如采用气隙取气结构，转子绕组上的通风孔应采用中间铣孔结构。

2.3.31.8 投标方应说明防止转子绕组匝间短路的措施。

2.3.31.9 发电机机座、端盖、端罩出线套管的接合面应具有良好的粗糙度和平面度，密封要严密，避免漏氢。

2.3.31.10 发电机与汽轮机连接的靠背轮螺栓，应能承受因电力系统故障发生振荡或扭振的机械应力而不发生折断或变形。

2.3.31.11 发电机各部位的测温元件应严格遵循工艺要求进行埋设，保证完整无损，要求双支设置测温元件每个测温元件的三个头应单独引出。发电机测温热电偶和Pt100热电阻应选用专业厂家生产、质量可靠的产品。

2.3.31.12 发电机的轴承型式为，应具有良好的运行稳定性，确保不产生油膜振荡。

2.3.31.13 发电机定子、转子绕组出线应与封闭母线及共箱母线相匹配，投标方应配合招标方与封闭母线厂、共箱母线厂协调，并提供与母线连接用的端子。

2.3.31.14 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。在这些部件上均接有引出到机外的测量引线，供在发电机运行期间测量其对地绝缘。投标方应将检测绝缘的测量引线引至接线盒。发电机汽侧转轴应装设两支可靠的接地刷。

2.3.31.15 如采用自并励静止励磁：

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。

集电环的刷盒结构，应采用恒压双弹簧。刷握采用多握型安全刷握，一个刷握可同时带电调

换一排4－6个电刷。并提供碳粉收集装置。

集电环的冷却风扇应由电机厂负责在机轴上配套，以确保可靠运行。

发电机和集电环应设有降低噪音的有效措施。

发电机集电环隔音罩内应设有照明（防爆），照明设备由投标方配套安装。

定子出线端头对地绝缘按额定电压等级设计，具有相同的绝缘水平和良好的密封性能。

集电环为整体合金锻钢，转子护环材质采用Mn18Cr18。

发电机转子真空处理锻件的持久强度σ0.2应符合ASTM A469－94a标准，包括σ0.02的要求。

2.3.31.16 发电机出线盒座应采用非磁性材料，结构设计时应能承受每个出线套管上分别吊装4只电流互感器的荷重和防震的要求，且有防止漏氢的可靠性技术措施并装设漏氢的报警装置。

2.3.31.17 发电机轴承、轴颈振动测量装置应与汽机厂轴承、轴颈振动测量要求一致。发电机大轴上应装设测速齿盘并留有拾振器的位置，以便装设测速装置和大轴振动监测仪表。对于PMU系统需要在发电机侧装设的探头、传感器等，投标方提供相应的配合和安装接口。

2.3.31.18 汽轮机供货方对汽轮发电机组整个轴系的振动、临界转速等负责。发电机供货方有责任配合汽轮机供货方，以满足对轴系方面的要求。

2.3.31.19 发电机的定子绕组出线在设计时要考虑承受不低于0.8MPa表压的气体压力。

2.3.31.20 机壳和端盖，能承受压力为1.0MPa历时15分钟的水压试验，以保证运行时内部氢爆不危及人身安全。

2.3.31.21 氢气冷却器按工作水压不低于0.35MPa设计，试验水压不低于工作水压的2倍，历时60min。当冷却器水源压力高于冷却器的工作压力时，冷却器按水源压力设计，试验压力为1.5倍水源压力下进行，但不低于0.7MPa，历时60min。冷却器的设计还应考虑单边承受1.0MPa的压力。

2.3.31.22 发电机氢气冷却器采用结构，材料采用。

2.3.31.23 所有制造废料，如金属屑、填料、电焊条和残留焊条头、破布、垃圾等从构件内部清出，所有鳞皮、锈迹、油漆、油迹、粉笔、蜡笔、油漆记号和其他有害材料都从内、外表面上清除掉，发运时，产品内外清洁，所有设备由投标方在工厂完成油漆（除表面装饰漆外）。投标方应提交其供货范围内油漆工作的清单，介绍设备和附属设备、管子和配件等的清理和油漆方法、型式等。

2.4 励磁系统技术要求（静止励磁）

2.4.1 励磁系统应满足IEEE的有关规定；其动态和静态性能均应符合GB 7409-2007《同步电机励磁系统》和DL/T843-2010《大型汽轮发电机励磁系统技术条件》的规定。

2.4.2 励磁方式：采用机端自并励静止励磁系统。励磁系统容量与发电机最大连续输出容量匹配。

2.4.3 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，励磁系统应保证连续运行。

2.4.4 励磁系统应具有短时过载能力，励磁系统的短时过负荷能力应大于发电机转子绕组的短时过负荷能力。励磁系统强励倍数应不小于2（即使定子电压降到80%额定值时），允许强励时间应不低于20秒。

2.4.5 励磁系统顶值电压不小于额定励磁电压的2.25倍,自并励静止励磁系统按100%额定机端电压计算。

自并励静止励磁系统强励时，能在0.1秒内励磁电压增长值达到顶值电压和额定电压差值的95%。

励磁系统具有短时过载能力，对静态自并励系统，按80%机端电压计算，强励倍数不小于2，

允许强励时间≥20秒。

2.4.6 励磁系统稳态增益应保证发电机电压静差率达到±1%。励磁系统动态增益应保证发电机电压突降15％－20％时可控桥开放至允许最大值。

2.4.7 发电机空载时，阶跃量为发电机额定电压的±5%，发电机电压超调量不大于阶跃量的30%，电压上升时间不大于0.5秒；调节时间不大于5秒，电压摆动次数不多于3次。发电机额定负载时阶跃响应：阶跃量为发电机额定电压的1%～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。

2.4.8 发电机自动零起升压时，自动电压调节器应保证发电机定子电压超调量不大于额定的10%，振荡次数不超过3次，调节时间应不大于10s。

2.4.9 励磁控制系统应保证发电机甩额定无功功率时发电机定子电压不超过额定值的115%。

2.4.10 当发电机空载运行情况下，频率每变化额定值的±1%，其端电压变化应不大于±0.25%额定值。

2.4.11 在发电机空载运行状态下，自动电压调节器的给定电压调节速度应不大于1%额定电压/秒；不小于0.3%额定电压/秒。

2.4.12 当电力系统或主变高压侧发生短路或不对称短路时，励磁系统应正确动作。

2.4.13 励磁系统应能承受发电机任何故障和非正常运行冲击而不损坏。

2.4.14 励磁系统应装设浪涌吸收措施抑制尖峰过电压，还应装设适当的滤波电路来限制轴电压以防止破坏发电机组轴承油膜。

2.4.15 励磁系统的可控硅整流装置应有必要的备用容量。功率整流装置并联支路数应等于或大于4。当有1支路退出运行时，应满足发电机强励和1.1倍额定励磁电流运行的要求；当有2支路退出运行时应满足发电机1.1倍额定励磁电流运行的要求。

2.4.16 整流装置并、串联元件应有均流措施，在额定励磁电流下，均流系数不低于0.95。

2.4.17 励磁装置的硅元件或可控硅元件以及其他设备应能承受直流侧短路故障、发电机滑极、异步运行等工况而不损坏。

2.4.18 整流装置冷却风机应有100%的备用容量，在风压或温度升高时，备用风机应能自动投入，以保证整流装置工作在允许的温度范围内。整流装置的通风电源应设置两路，并可自动切换。任一台整流柜故障或冷却风机、冷却电源故障，应发出报警信号。请说明风机的无故障寿命周期。

2.4.19 整流装置的每个功率元件都设有快速熔断器保护，以便及时切除短路故障元件，应能检测熔断器熔断并给出信号。整流柜结构应保证安全可靠，并便于测试及检修。

2.4.20 在发电机大修周期内，硅整流元件不应有疲劳损坏或明显特性改变。整流元件在安装前须经严格检测，保证各并联元件性能一致。

2.4.21 励磁调节器（A VR）采用数字微机型，其性能应可靠，并具有微调节和提高发电机暂态稳定的特性。励磁调节器各参数及各功能单元的输出量应能显示，显示的参数应为数字模型中的实际值，显示的输出值应为实用量值或标么值。A VR应具备汉字显示功能。2.4.22 A VR应满足GB/T17626电磁兼容试验和测量技术中抗电磁干扰试验要求。A VR 柜采用自然通风，如采用强迫通风，冷却风机故障时仍可保证AVR正常运行。柜体的保护接地和工作接地分开。A VR柜体的防护等级为IP42以上。环境温度在45度时A VR柜能正常运行。

2.4.23 励磁调节器应设有过励磁限制、过励磁保护、低励磁限制、电力系统稳定器、V/H 限制及保护、转子过电压和PT断线闭锁保护等单元。其附加功能应包括转子一点接地保护、转子温度测量、串口通讯模块、跨接器、均流、高次谐波过滤等内容，并留有与自动电压控制设备（A VC）的接口，接口形式待AVC设备定后确定。

2.4.24 自动励磁调节器A VR设置两个完全相同且独立的自动通道运行。各通道装设独立的PT、CT、稳压电源，各通道自动相互跟踪达到无扰动切换。每个通道功能齐全，都具有独立工作能力。当一个通道调节器出现问题时，它将自动退出运行，并发出报警。单个通道调节器独立运行时，完全能满足发电机各种工况下的正常运行。同时每一个通道还设有手动电路作为备用，手动、自动电路应能相互自动跟踪；当自动回路故障时能自动无扰切换到手动。

2.4.25 励磁调节器的备用手动通道应满足发电机试验、零起升压试验的要求。

2.4.26 自动励磁调节器应保证在发电机空载额定电压的20-110%范围内进行稳定、平滑调节，整定电压的分辨率应不大于额定电压的0.2%。手动控制回路应保证发电机励磁电压在空载额定励磁电压的0-110%范围内进行稳定、平滑调节。

2.4.27 A VR应具备下列四种运行方式：机端恒压运行方式、恒励磁电流运行方式、恒无功功率运行方式、恒功率因数运行方式。

A VR具备过渡状态的记录功能，以实现故障分析和试验分析。主控制器应具有周期性地循环地记录控制参数的功能，包括至少32点故障信号（或开关量输入）和8点模拟量（例如发电机电压、有功功率、无功功率和励磁电流等）输入，且记录的项目可以修改。

在正常运行中，参数应一直被记录着。自带显示屏可以方便地显示试验参数和动态特性，也可通过通信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。

2.4.28 自动励磁调节器应有与ASS、DEH和DCS直接连接的硬接线接口，并留有双向冗余通讯接口与DCS系统实现数字接口。并负责与DCS的接口配合与转换。

除提供通讯接口（RS422或RS485）外，还应提供如下与DCS的硬接线接口，但不限于此：1）开关量输出信号（无源干接点，接点容量：DC220V/110V 3A）

A VR接通

A VR关断

A VR自动操作模式

A VR手动操作模式

A VR功率因数调节器接通

A VR功率因数调节器关断

A VR设定值最高点

A VR设定值最低点

A VR欠励限制器动作

A VR过励限制器动作

强励动作

A VR本地控制

A VR远程控制

PSS投入

PSS退出

过励限制器投入

欠励限制器投入

电压/频率比率限制器投入

励磁过电压

励磁电流低

A VR恒无功功率方式

A VR恒功率因数方式

A VR切换就绪

A VR通道故障

励磁脉冲触发故障

A VR综合报警

可控硅模块故障

可控硅模块差异

整流器AC侧过电压吸收系统动作

整流柜风机故障

整流器交流侧开关合闸位置

整流器交流侧开关跳闸位置

整流器交流侧开关控制回路断线

整流器交流侧开关就地/远方选择开关在远方位置

灭磁开关合闸位置

灭磁开关跳闸位置

灭磁开关控制回路断线

灭磁开关就地/远方选择开关在远方位置

励磁变压器温度高

励磁变过负荷

励磁PT断线

励磁交流电源故障

励磁直流电源故障

启励

启励失败

启励复归

2）外部控制量输入信号

接通励磁

关断励磁

选择A VR自动操作模式

选择A VR手动操作模式

投入PSS

退出PSS

增磁

减磁

3）其它接口：

AGC闭锁PSS接口

提供PSS试验干扰信号输入接口

提供调试用通信接口（含软件，满足现场调试、整定要求）。

2.4.29 自动电压调节器（包括PSS）应保证投入率不低于99％。

2.4.30 自动励磁调节器任一元件的损坏，不应造成发电机停机。

2.4.31 空气冷却的整流柜或A VR柜，应采用可靠的噪声低于65dB（A）的风机。

2.4.32 励磁控制系统在受到现场任何电气操作、雷电、静电及无线电收发讯机等电磁干扰时不应发生误动、拒动等情况，满足有关标准要求。

2.4.33 励磁系统设备在-5℃～+45℃环境温度下连续运行；也能在最湿月的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。

2.4.34 因励磁系统故障引起的发电机强迫停运率不大于0.25次/年。励磁系统强行切除率

不大于0.1％。

2.4.35 励磁系统各部件设备应采取防尘、防振措施。

2.4.36 励磁回路应装设性能良好、动作可靠的自动灭磁装置。试验维护应简单，对发电机任何负载均能可靠灭磁，强励状态下灭磁时发电机转子过电压值不应超过4～6倍额定励磁电压值。灭磁开关的额定参数应按励磁系统强励工况（机端电压80%，强励倍数2.0倍额定励磁电压）选择。

2.4.36.1 灭磁采用高性能进口直流灭磁开关，灭弧容量足够，具有较高弧压水平，能满足发电机在各种工况下进行灭磁时，不会造成发电机、灭磁装置、灭磁开关等设备损坏。灭弧性能良好，其性能符合国家和电力行业的最新标准，能与发电机组性能和励磁系统其他设备良好匹配。灭磁开关采用双跳闸线圈，辅助触头不少于6常开6常闭。

2.4.36.2 灭磁电阻可采用线性或非线性电阻。灭磁电阻分散性不大于±10%。应保证在空载误强励时转子绕组无损坏，灭磁电阻能正常运行。

2.4.36.3 灭磁主回路绝缘水平不低于发电机转子绕组的绝缘水平。

2.4.36.4 灭磁开关在操作电压额定值的80%时应可靠合闸，在30%～65%之间应能可靠分闸。

2.4.37 发电机转子回路应设有过电压保护。过电压保护装置动作电压的分散性应不大于±10%。

2.4.38 励磁变压器采用三相自冷油浸式，布置在A排外，由招标方供货，投标方在投标时提供励磁变的容量及参数。需满足由厂用6kV引接发电机短路试验、空载试验的要求。

2.4.39 采用380V AC起励方式。当发电机电压上升到规定值时，起励回路自动脱开。2.4.40 起励电源的容量应满足发电机建压大于10%额定电压的要求。起励成功或失败时，起励回路均能自动退出。

2.4.41 整流柜柜体防护等级应满足安装环境的要求，不低于IP31。A VR柜体的防护等级为IP42。柜内应设照明及空间加热器，空间加热器应可根据柜内温度及湿度实现自动控制。

2.4.42 励磁系统测量要求

分别提供故障录波与外部测量发电机励磁电流、励磁电压的接口，对于测量：各配置二个变送器提供励磁电流和励磁电压模拟量信号输出，供远方指示之用，其中励磁电流二个模拟量输出分别用于测量发电机励磁电流和强励电流，相应按此原则配置变送器和分流器，模拟量信号要求由设计院提供；对于故障录波：各配置一个满足录波采样要求的元件（如霍尔元件）提供励磁电流和励磁电压模拟量信号输出，供发变组故障录波之用。另灭磁开关两侧应有励磁电流实时测量信号输出。