DLT583-1995大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件.pdf 14页

'大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件DL/T583—1995代替SD299—88Specificationforstaticcommutatedexcitationsystemsanddevicesforlargeandmediumhydraulicgenerators前言本电力行业标准《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》是原水利电力部标准《SD135—85(试行)大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》的第二次修订版。本修订版自发布实施之日起原能源部标准《SD299—88大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》同时废止。本修订版增加、修改、补充和删减了下列章节的内容：——新增加了条款2、4.2.20、4.7、4.8、8和9。——对条款4.2.11、4.3.10、4.4.9、7和10补充了内容。——根据近年来我国电力系统与主机设备以及元器件的发展水平、现场运行和专业人员的实际情况以及为使标准尽可能与IEC接轨等要求，对3.8、3.15、4.2.3、4.3.1、4.3.6、4.6、5和6等条款的技术指标、名词术语、符号、定义或措词等进行了修改或删减。——本版本全部按《GB/T1.1—1993》要求的格式进行编写的。该标准(试行)首次制订发布日期：1985年3月9日。标准编号为SD135—85(试行)。该标准第一次修订发布日期：1989年5月1日。标准编号为SD299—88。第一次主要修订人员焦毓炳聂光启顾景芳文伯瑜喻同直俞振甫于启生高达勇叶钟黎本标准由电力部水电站自动化设备标准化技术委员会提出并归口。本版本修订负责单位和人员：*——电力部电力自动化研究院焦毓炳；**——中国水利水电科学研究院聂光启。本标准主要起草人焦毓炳顾景芳聂光启梁见诚*原电力部南京自动化研究所于1994年10月已改名为电力部电力自动化研究院。**原水利部电力部水利水电科学研究院于1994年10月已改名为中国水利水电科学研究院。中华人民共和国电力行业标准大中型水轮发电机静止整流DL/T583—1995励磁系统及装置技术条件代替SD299—88Specificationforstaticcommutatedexcitationsystems anddevicesforlargeandmediumhydraulicgenerators中华人民共和国电力工业部1995-10-16批准1996-04-01实施1范围本标准规定了大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置使用的术语、定义、计算方法、基本技术要求、试验、验收、包装运输、储存以及与订货有关的供货范围、技术保证、售后服务等。本标准适用于10MW及以上大中型水轮发电机(以下简称发电机)的静止整流励磁系统及装置的使用与订货要求。2引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。在标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨、使用下列标准最新版本的可能性。GB316—64电力系统图上的回路标号GB1497—85低压电器基本标准GB4728电气图用图形符号GB7159—87电气技术中的文字符号制订通则GB14285—93继电保护和安全自动装置技术规程DL489—92大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程DL490—92大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装、验收规程DL491—92大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置运行、检修规程JB2759—80机电产品包装通用技术条件JB4159—85热带电工产品通用技术要求SDJ9—87电气测量仪表装置设计规程SJ199—66印刷电路板结构设计基本尺寸3术语、定义和计算方法3.0.1静止整流励磁系统及装置，是用静止整流器［晶闸管(可控硅整流器)或二极管整流器］将交流电源整流成直流电源，供给同步发电机可调励磁电流的系统及装置。它包括交流电源(电压源或电压与电流源，交流励磁机)、功率单元、自动励磁调节器、手动控制部分、灭磁、保护、监视装置和仪表等。3.0.2励磁系统顶值电压，是励磁系统强励时励磁电流达到规定的励磁顶值电流的瞬间，励磁绕组两端整流电压平均值。强励起始励磁电流等于额定励磁电流，起始励磁绕组温度等于发电机在额定工况下运行的励磁绕组温度(按120℃计算)。3.0.3励磁顶值电压倍数是励磁系统顶值电压与额定励磁电压之比。 图1Ug·max—发电机机端电压最大瞬时值；Ugs—发电机机端电压稳态值；Ug·or—发电机机端电压起始值，对于空载起励情况，Ug·or为零(或发电机残压)，对于甩负荷情况，Ug·or为发电机甩负荷前机端电压值；Ts—调节时间；Mp—超调量3.0.4稳态顶值励磁电流，指励磁系统在强励时发电机可承受的励磁电流的最大允许值。3.0.5励磁顶值电流倍数是励磁绕组的稳态顶值励磁电流与额定励磁电流之比。3.0.6发电机调压精度，指在自动励磁调节器投入运行，调差单元退出，电压给定值不进行人工调整的情况下，发电机负载从零变化到视在功率额定值以及环境温度、频率、功率因数、电源电压波动等在规定的范围内变化时，所引起的发电机端电压的最大变化，并用发电机额定电压的百分数表示。3.0.7发电机调压静差率(负载变化时的调压精度)，指自动励磁调节器的调差单元退出，电压给定值不变，在额定功率因数下，负载从额定视在功率减小到零时发电机端电压的变化率。发电机调压静差率可按下式计算：UU−gogE(%)=×100%Ugn(1)式中Ugo——发电机空载电压，V；Ug——发电机带额定负荷时的电压，V；Ugn——发电机额定电压，V。3.0.8发电机端电压调差率Drc，指在自动励磁调节器调差单元投入、电压给定值固定、发电机功率因数为零的情况下，发电机无功电流从零变化到额定定子电流时，用发电机额定电压的百分数表示的发电机端电压变化率。发电机端电压调差率Drc按下式计算：UU−gogD(%)=×100%reUgn(2)式中Ugo——发电机空载电压，V；Ugr——发电机无功电流等于额定定子电流时的电压，V； Ugn——发电机额定电压，V。3.0.9调节时间Ts指从给定阶跃信号到发电机机端电压值Ug和稳态值Ugs的偏差不大于稳态值的2%所经历的时间(见图1)。3.0.10励磁系统延迟时间Td，是从给自动励磁调节器施加引起强行励磁的信号瞬间起，至励磁绕组电压Uf与起始值的偏差等于最终励磁绕组电压Ufs与起始值Uf.or之差的3%的瞬间止的时间段(见图2)。3.0.11励磁系统电压响应时间，用秒表示的一个时间量。对于上升情况(强行励磁)，为从施加阶跃信号起，至励磁电压达到最大励磁电压Ufc与额定励磁电压Ufn之差的95%的瞬间止的时间(见图3)。3.0.12高起始响应励磁系统，指励磁系统电压响应时间等于或小于0.1s的励磁系统。图2Uf—Uf.or=0.03(Ufs—Uf.or)；Uf—励磁绕组电压；Td—励磁系统延迟时间；Ufs—最终励磁绕组电压；　Uf.or—励磁电压起始值 图3Uf—Ufn=0.95(Ufc-Ufn)；Ufc—最大励磁电压；Ufn—额定励磁电压3.0.13均流系数KI按下式计算：mI∑iK=i=11mImax(3)m∑Ii式中i=1——m条并联支路电流的和；Imax——并联支路中的电流最大值。3.0.14均压系数KU按下式计算：mU∑iK=i=1UnUmax(4)n∑Ui式中i=1——一条支路中n个串联元件承受的正向(或反向)电压峰值的总和；Umax——一条支路中承受正向(或反向)电压最大的元件的最大电压峰值。3.0.15励磁系统的强迫停运，指由于励磁系统故障造成发电机停机情况下的退出运行。励磁系统强迫停运率(FOR)，为励磁系统强迫停运小时数对投入运行小时数及励磁系统强迫停运小时数之和的比，用百分数表示。励磁系统强迫停运率(FOR)按下式计算：tFOR=f×100%tt+fs(5)式中tf——励磁系统强迫停运的小时数，h；ts——励磁系统投入运行的小时数，h。3.0.16非线性电阻的非线性系数，指在规定条件下，非线性电阻元件或组件的伏安特性用下式表示时的β值：βUC=I(6)式中I——流过非线性电阻的电流，A；U——非线性电阻上的电压降，V；C——常数(即通过1A电流时的电阻值)，Ω；β——非线性系数，0＜β＜1。3.0.17非线性电阻的压敏电压，指在规定条件下，非线性电阻流过指定的直流电流(αmA)时两端的电压降，用UamA表示(对氧化锌非线性电阻取α=1，因而，UamA=U1mA)。3.0.18非线性电阻负荷率，指在额定工况下，非线性电阻承受电压的峰值与压敏电压之比。3.0.19压敏电压变化率，指非线性电阻经能量冲击或长时间运行后的压敏电压变化ΔUamA与能量冲击前或运行前的压敏电压UamA之比。用下式表示： ∆UαmA×100%UαmA(7)式中ΔUamA——元件运行后的压敏电压与压敏电压初始值之差；UamA——能量冲击前或运行前的压敏电压。3.0.20工作能容量，指非线性电阻元件或装置在接受脉宽一般为0.3s到1s的冲击波后能自动恢复原特性的最大允许能量数值。4基本技术要求4.1使用环境4.1.1静止整流励磁系统及装置适用于下述正常环境条件：a)使用地点的海拔高度不大于2000m；b)环境最高温度+40℃；c)环境最低温度：采用水冷者为+5℃，采用其他冷却方式者为-10℃；d)最湿月的月平均最大相对湿度为90%，同时该月的月平均最低温度为+25℃；e)应能适应无爆炸危险的介质，无足以腐蚀金属和破坏绝缘的气体，以及周围较清洁和无剧烈振动的环境条件。4.1.2用户有特殊要求时，由用户与制造厂商定。4.2性能要求4.2.1励磁顶值电压倍数一般为2。特殊情况下，可高于或低于2，但不宜低于1.8。励磁顶值电压倍数不超过2时，励磁顶值电流倍数与励磁顶值电压倍数相同。励磁顶值电压倍数高于2时，励磁顶值电流倍数仍取为2。对于自并励励磁系统，当发电机机端正序电压为额定值的80%时，励磁顶值电压倍数应予保证。4.2.2励磁系统电压响应时间：上升(强行励磁)不大于0.08s。下降(快速减磁)不大于0.15s。4.2.3励磁系统在2倍额定励磁电流下的允许时间为10～20s。4.2.4在下述厂用电电源电压及频率偏差范围内，励磁系统应能保证发电机在额定工况下长期连续运行。交流380/220V系统，电压偏差范围为额定值的±15%，频率偏差范围为-3～+2Hz。直流220/110V系统，电压偏差范围为额定值的-20%～+10%。4.2.5励磁调节器交流工作电源电压在短时间(不大于强行励磁持续时间)内、波动范围为55%～120%额定值的情况下，励磁调节器应能维持正常工作。当工作电压波动超出上述范围时，应采用备用工作电源保证上述要求。4.2.6励磁系统应能在电源频率为45～77.5Hz范围内，维持正确工作。4.2.7励磁系统应保证当发电机励磁电流和电压为发电机额定负载下励磁电流和电压的1.1倍时，能长期连续运行。4.2.8自动励磁调节器应保证发电机机端调压精度优于0.5%。4.2.9自动励磁调节器应能保证发电机机端电压调差率整定范围一般为±15%，并按1%的档 距分档。调差特性应有较好的线性度。4.2.10在发电机空载运行情况下，频率值每变化1%，自动励磁调节系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值的±0.25%。4.2.11自动励磁调节器应满足下列情况的要求：a)发电机空载运行，转速在0.95～1.05额定转速范围内，突然投入励磁系统，使发电机机端电压从零上升至额定值时，电压超调量不大于额定电压的10%，振荡次数不超过3～5次，调节时间不大于5s。超调量按下式计算：UU−gmax⋅gsM=×100%pUgs(8)式中Ug·max——发电机电压最大瞬时值，V；Ugs——发电机电压稳态值，V。b)在额定功率因数下，当发电机突然甩掉额定负载后，发电机电压超调量不大于15%～20%额定值，振荡次数不超过3～5次，调节时间不大于5s。4.2.12自动励磁调节器应能在发电机空载电压70%～110%额定值范围内进行稳定、平滑的调节。4.2.13在规定的发电机进相运行(吸收电力系统的无功功率)范围内和突然减少励磁时，励磁系统应保证稳定、平滑地进行调节。4.2.14在发电机空载运行状态下，自动励磁调节器和手动控制单元的整定电压变化速度，应不大于额定电压1%/s，不小于额定电压0.3%/s。4.2.15当励磁电流在小于1.1倍额定励磁电流下长期运行时，励磁绕组两端电压的最大瞬时值，不得超过出厂试验时该绕组对地耐压试验电压幅值的30%。4.2.16在任何实际可能的情况下，励磁系统应保证励磁绕组两端过电压的瞬时值不超过出厂试验时绕组对地耐压试验电压幅值的70%。4.2.17励磁系统的延迟时间不应大于0.02～0.03s。4.2.18励磁系统的年强迫停运率不应大于0.1%。4.2.19励磁变压器三相电压不对称度不应大于5%，承受2倍额定励磁电流下的过载时间符合4.2.3要求，并应考虑绕组中谐波电流引起的发热，一、二次绕组间应有屏蔽并接地。4.2.20数字式电压给定器应有限位功能，发电机停机后能自动返回至空载位置。4.3系统要求4.3.1励磁系统应设有手动控制单元，该单元的调节范围为：下限不得高于发电机空载励磁电压的10%～20%。上限不得低于额定励磁电压的110%。4.3.2励磁调节器应设有自动/手动自动切换装置。切换装置的自动跟踪部分应具有防止跟踪异常情况或故障情况的措施，以保证当自动励磁调节器故障时，能正确、自动地从自动调节切换到手动调节，且发电机无功功率无大幅度波动。4.3.3当以手动控制单元作为备用励磁调节器时，可根据具体情况决定是否采用继电强行励 磁。4.3.4根据具体情况必要时可设置能独立调节的双套自动调节通道。设置两套独立的自动调节通道的励磁系统，如不能取代手动控制的功能，仍应设置手动控制单元。4.3.5两套自动调节通道互为备用的方式，可以是正常并联运行，也可以是故障时自动切换。自动跟踪和切换电路要可靠。4.3.6励磁系统的功率整流桥应满足下列要求：当并联运行的支路(数目为n)中，有1条支路退出运行(即n-1条支路运行)时，应保证发电机在所有运行方式下均能连续长期运行，包括强行励磁在内。当并联支路等于或大于4，而有1/2的并联支路退出运行时，应保证发电机带额定负荷连续运行，并限制强行励磁。4.3.7自励励磁系统应能可靠起励。起励电源的电流，可取为发电机空载励磁电流的10%～20%。4.3.8对于以自同期方式并列的发电机，励磁系统应满足发电机自同期方式并列的要求。自同期电阻值一般可为励磁绕组热态电阻值的2～5倍。4.3.9励磁系统承受下列交流工频耐压试验电压值(有效值)时，应无绝缘损坏或闪络现象。a)与励磁绕组回路直接连接的所有回路及设备：额定励磁电压为500V及以下者，出厂试验电压为10倍额定励磁电压，且最小值不得低于1500V；额定励磁电压为500V以上者，出厂试验电压为2倍额定励磁电压加4000V。b)与发电机定子回路直接连接的设备和电缆等，应符合有关定子回路耐压标准的规定。c)与励磁绕组不直接连接的设备应按GB1497—85的7.2.2.b、7.2.2.c、7.2.2.d和8.2.2.3.2。d)工频交流耐压时间为持续1min。4.3.10发电机在额定工况下运行时励磁系统各部分的允许温升极限见表1。表1励磁系统各部分极限温升K部位名称极限温升测量方法A级绝缘60B级绝缘80干式变压绕组电阻法F级绝缘100器H级绝缘125铁芯在任何情况下不出现使铁芯本身、其他部件或与其相邻的温度计法油浸铁芯材料受到损害的温度变压器A级绝缘绕组65电阻法铜母线及铜母线35温度计导电连接处无保护层45法 螺钉连接有铜或锡保护55处层有银保护层70母线25铝母线连接处30距表面30mm处的空气25电阻印刷电路板上的电阻表面30塑料、橡皮、漆布绝缘导线20晶闸管与散热器接合处40硅整流二极管与散热器接合处45熔断器连接处404.4辅助功能单元、保护、检测、信号及仪表4.4.1自动励磁调节器应装设下列辅助功能单元：a)最大励磁电流限制器：励磁电流超过允许的励磁顶值电流时，应将其限制到允许的励磁顶值电流。功率整流桥部分支路退出工作或冷却系统故障时，应将励磁电流限制到相应的允许值。b)励磁过电流限制器：在强行励磁或励磁过电流到达允许时间时，限制器应将励磁电流减到长期允许最大值。限制器应当和发电机转子热容量特性相匹配，并应在励磁过电流原因消失后才能复归。c)欠励磁限制器：欠励磁限制要与自动切换和失磁保护配合，欠励磁限制动作应先于自动切换和失磁保护。带有电力系统稳定器(PSS)的高起始响应励磁系统的欠励磁限制器应有一定延时。4.4.2根据要求，自动励磁调节器可选设下列辅助功能单元：a)无功功率成组调节单元。b)为提高电力系统稳定性需要的附加调节单元。对于装设电力系统稳定器(PSS)的附加调节单元，其有效频率范围一般为0.2～2.0Hz。电力系统稳定器应具有必要的保护、控制和限制电路。c)电压/频率限制器。d)电压跟踪单元。e)运行所需的其他单元。4.4.3励磁系统应设直流侧短路过电流保护，励磁系统直流侧短路时，晶闸管或二极管整流器不应损坏。4.4.4励磁系统应装设励磁绕组回路过电压保护装置。可以采用非线性电阻、晶闸管跨接器或其他元器件组成的过电压保护装置。过电压保护装置动作应可靠，并能自动恢复，采用的元件容量应有足够的裕度。励磁绕组回路过电压保护装置动作电压整定值的选择原则如下：a)动作电压最低瞬时值应高于最大整流电压的峰值，并应高于自动灭磁装置正常动作时 产生的过电压值，动作的分散性一般不大于±10%；b)动作电压最高瞬时值应低于功率整流桥的最大允许电压，且最大不得超过出厂试验时励磁绕组对地耐压试验电压幅值的70%；c)当同时采用几种励磁绕组回路过电压保护装置时，其动作整定值应协调和互不影响。采用转子放电器的过电压保护装置的回路中，不允许串接熔断器。4.4.5采用氧化锌非线性电阻的励磁绕组过电压保护装置应符合下列要求：a)在额定工况下，元件负荷率应小于60%；b)非线性电阻的工作能容量应有足够的裕度，并允许连续动作；c)非线性电阻元件使用寿命不小于10年(非线性电阻元件的使用寿命，指在正常工作条件下，元件压敏电压变化率达到10%的使用时间)；d)非线性电阻元件的伏安特性、耗能容量、分散性、稳定性等技术指标均应符合设计要求。4.4.6应根据不同的励磁系统选用下列必要的保护装置：a)功率整流元件的过电流和过电压保护；b)励磁变压器低压侧过电压保护；c)电压互感器断线保护；d)功率柜冷却风机故障、电源消失及断相保护或冷却水断流保护；e)励磁变压器保护，按GB14258—93的2.2和2.3；f)交流励磁机的过电流和过电压保护；g)订货要求的其他保护。4.4.7功率整流桥应设有串联元件均压措施，以及并联支路和整流柜之间的均流措施。均压系数不应低于0.9，均流系数不应低于0.85。4.4.8励磁系统应装设下列检测设施：a)触发脉冲检测；b)功率整流桥分支电流检测。4.4.9励磁系统应装设下列信号：a)稳压电源消失或故障信号；b)起励不成功信号；c)励磁绕组回路过电压信号；d)强行励磁信号；e)功率整流桥熔断器熔断信号；f)触发脉冲消失信号；g)励磁控制回路电源消失信号；h)自动/手动自动切换装置动作信号；i)励磁限制器动作信号；j)电压互感器断线保护动作信号；k)励磁过电流限制器动作信号；l)最大励磁电流限制器动作信号； m)功率柜冷却系统和风机电源故障信号；n)励磁变压器温度过高信号。4.4.10励磁系统应装设的表计如下：a)按原水利电力部部标准SDJ9—87规定应装设的表计；b)订货要求装设的表计。4.4.11励磁系统根据需要可以选设：a)直流电流互感器或直流电流变送器；b)直流电压变送器。4.5灭磁4.5.1励磁系统应装设自动灭磁装置及开关，在任何需要灭磁的工况下(包括发电机空载强励情况下)，自动灭磁装置及开关都必须保证可靠灭磁，灭磁时间要短(或按用户要求)。4.5.2采用氧化锌非线性电阻的灭磁装置，应满足下列要求：a)灭磁过程中，励磁绕组反向电压一般不低于出厂试验时励磁绕组对地试验电压幅值的30%，不高于50%；b)非线性电阻负荷率不大于60%；c)非线性电阻装置整组非线性系数β＜0.1；d)最严重灭磁工况下，需要非线性电阻承受的耗能容量不超过其工作能容量的80%，同时，当装置内20%的组件退出运行时，应仍能满足最严重灭磁工况下的要求；e)除机组内部故障或空载误强励下灭磁外，其他工况下，允许连续两次灭磁；f)非线性电阻元件使用寿命不少于10年，一般不应限制灭磁次数。对于磁场断路器一非线性电阻灭磁系统，还应符合下列要求：a)最小断流能力不大于额定励磁电流的6%；b)最大断流能力不小于额定励磁电流的300%。4.5.3采用碳化硅非线性电阻的灭磁装置，参照4.5.2的有关规定。4.5.4灭磁开关在强励情况下允许持续工作时间应符合4.2.3要求。合闸和跳闸要可靠，开关电弧不应外喷。4.6冷却、元件、结构、工艺及技术资料4.6.1励磁系统的功率整流元件，推荐采用风冷元件。冷却用风机应使用低噪声风机。功率柜在其安装地点引起的噪声不应大于70～80dB(A)。水内冷却发电机，其励磁系统的功率整流元件也可以采用水冷元件。4.6.2当采用风冷元件时，可以用一次通过式或密闭循环式空冷，采用一次通过式空冷时，应设滤尘器。4.6.3励磁系统中的电子元器件及组件，均应符合国家标准、行业标准或部标准的要求。组装时，应经过严格地老化筛选，并要求采用优质电子元器件。对励磁装置性能有重要影响的电子元器件及组件，制造厂应提供使用参数的允许偏差范围。4.6.4静止整流励磁装置的结构、工艺、方便维修等方面应满足下列要求：在结构上应做到标准化，并且有互换性。具体要求如下： a)主要采用插件方式，插件按功能划分，以便于调试、维修和更换；b)在同一电厂内，励磁装置屏、柜的结构和尺寸力求统一；c)插件的印刷板的结构和尺寸应符合SJ199—66的规定；d)插件应设有防震、防止松脱的措施，插件接触应良好、可靠耐用；e)插件、架和柜的结构和尺寸，应考虑安全、检修和调试的方便。对工艺方面的要求如下：a)不得使用酸性助焊剂，不得有虚焊、松接和搭接；b)插件、架和柜等应该有防锈措施，并应符合JB4159—85中A.3.1、A.3.2、A.3.3、A.3.5、A.3.6和A.3.8的要求。在方便维修、调试工作方面的具体要求如下：a)电子元器件、散热器等之间的距离应符合GB1497—85的7.13的规定。b)柜内配线应满足下列要求：信号线与电力线、强电配线与弱电配线应分开走线，以避免互相干扰；不同用途、不同电压的配线，应用不同的配线颜色，以示区别；走线应力求整齐、美观；邻近发热元件的配线应采用聚氟乙烯绝缘导线。c)各种标志应明显、清楚、牢固，不易变色，不易破损。4.6.5设计、制造、施工和运行等单位的技术资料、图纸及其图形、文字符号必须符合GB4728、GB7159—87的规定。其回路标号应符合GB316—64的规定。同一电厂内各发电机的励磁系统，所有图纸的图形、文字符号和回路标号应统一。4.6.6连接励磁设备的电缆和励磁设备的屏内配线应力求减少相互干扰。推荐采用下列屏蔽措施：a)控制信号回路采用带有金属外皮的控制电缆，外皮应接地。控制信号回路与其他回路不应共用一根电缆。b)插件内部以及背板的配线应符合4.6.4有关的要求。不同电压的配线应尽量避免靠在一起。重要信号线可以采用屏蔽线。c)插件间的连接线应尽可能短。4.6.7根据电厂计算机监控的需要，应设必要的接口电路。4.7励磁调节器所处的环境环境中受到无线电干扰时，不应发生误动、误调、失调、拒动等情况。4.8励磁用电压互感器及电流互感器的准确等级准确等级均不得低于0.5级。5试验励磁系统及装置的试验按DL489—92进行。6验收励磁系统及装置必须在符合本标准和有关国家标准或行业标准、部标准以及订货合同的要求，且技术资料、文件和备品、备件齐全时方可验收。验收应按DL490—92进行。7包装、运输与储存 7.0.1励磁设备应能适应根据实际情况在表2中选取的运输、储存环境气候条件。表2储运环境气候条件气候种类ABC气候种类ABC中等温度，相对湿度气候特征高温，高湿常温，常湿＞9090～70＜702)中等湿度(%)温度绝对湿度1)＞3030～20＜20＞3838～16＜16(℃)(hPa)注：1)、2)温度、湿度条件指平均值。7.0.2产品必须完成规定的检验项目并取得质量合格证且产品说明书、装箱清单、试验报告等技术文件以及成套供应的附属设备或附件均已备齐、合格后才可进行包装。7.0.3制造厂自发货之日起，包装应能在所选的气候环境下保证至少两年内不致因包装不善而引起励磁设备的锈蚀、长霉、损坏或性能劣化等。7.0.4对于无特殊要求的场合，包装应符合JB2759—80的规定。7.0.5凡有防锈、防霉、防潮要求的场合，包装应分别按相应的包装标准进行。需要防潮、防霉包装的励磁设备，相应的包装等级要求如下：防潮包装等级一般不低于Ⅱ级。防霉包装等级一般不低于Ⅱ级。7.0.6储存励磁设备的场所环境应符合产品的储存要求。如产品无储存要求时，一般储存场所的环境应保持在相对湿度不大于90%；无剧烈振动；环境温度为-25～+55℃，短时(不超过24h)的温度，可达+70℃。超过上述范围，应与厂家商定。8供货范围8.0.1励磁变压器(或交流励磁机)。8.0.2励磁调节器。8.0.3功率整流桥及其冷却系统所需要设备。8.0.4励磁绕组回路过电压保护。8.0.5灭磁装置。8.0.6起励设备。8.0.7励磁操作设备。8.0.8根据订货要求的励磁系统各设备之间的连接电缆及母线。8.0.9励磁系统专用测试仪器、仪表及其它专用设备和专用工具。8.0.10订货合同中规定的必要的易损件和备品备件以及其它设备。9售后服务9.0.1设备在安装和现场调试以前，供方应负责对买方的励磁专业技术人员进行培训。9.0.2培训人数由买方和供方协商。9.0.3培训费用应包括在励磁设备订货合同总价中。培训人员的食、宿、交通、医疗等费用由买方自理。在培训期间，供方应在生活和学习方面尽量提供方便。9.0.4设备在安装和现场调试时，供方应派专业技术人员到现场进行技术交底和现场指导。9.0.5供方派往现场进行技术交底和现场指导的技术服务费用应包括在励磁设备订货合同总 价中。买方应为供方派往现场的技术服务人员在生活和工作方面尽量提供方便。由于买方原因，供方人员在现场时间超过合同规定天数时，买方应按规定标准向供方提缴相应费用。10技术保证10.0.1技术保证期：励磁系统连续72小时试运行后，从用户验收完毕起为1年，或从最后一件到货之日算起为2年。10.0.2在保证期内，在符合正确安装、调试、使用和维护的情况下，供方应负责保证励磁系统在正常运行状态。10.0.3在安装、现场试验、试运行以及保证期中，由于设备质量原因而引起的损坏或故障，供方应负责修理或更换，由此而发生的一切费用全部由供方承担。如果供方不能按期修理或更换，而由买方自己进行修理或更换时，供方应赔偿买方为此所花费的一切费用。10.0.4在储存、安装、现场调试、运行和保证期中，买方凡未按供方对储存、安装、调试的指示和使用说明以及相应的注意事项等要求，或非产品质量原因而因使用不当或其它买方原因造成的损坏或故障，供方可予以修理或更换，但由此发生的一切费用由买方承担。'