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6000kW汽轮发电机组采购招标
技
术
文
件
孝感广盐华源制盐有限公司
2014年07月
一、项目概况
本公司自备热电站现有三炉两机热电联产机组，汽轮发电机组为2台背压式机组（3MW+6MW）,因企业发展需要，拟淘汰3MW机组，新建一台6MW抽背式汽轮发电机组。

二、基本要求
1、本招标技术文件适用于孝感广盐华源制盐有限公司6000kW热电联产汽轮发电机组的采购招标。

本技术文件提出了所采购的汽轮发电机组及其附属设备的功能、结构、性能、设计、安装和试验等方面的技术要求。

2、要求供方提供ISO9001资格认证书，提供近三年在热电联产项目上的用户业绩。

3、供方所供设备均应正确设计和制造，满足人身安全条件和国家相关标准规范。

所供设备在正常工况下均能安全使用和运行，不得向需方提供带有试制性质的部件。

4、所供设备除满足本技术文件的条件外，还应满足国家及行业的相关规范和标准的要求。

5、本招标技术文件经供、需双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等法律效力。

6、本招标技术文件未尽事宜，由供、需双方协商确定。

三、运行环境条件
1、环境温度
（1）最高温度：40 ℃
（2）最低温度：-5 ℃
2、环境相对湿度：
（1）极限最高值：90 ％(40℃)
（2）年平均值：70 ％(25℃)
3、海拔高度：＜50 m
4、地震烈度：7度
5、安装地点：湖北省应城市四里棚孝感广盐华源制盐有限公司厂区。

四、主要技术规范
1、抽背式汽轮机
汽轮机型号：供方填写
额定功率：6MW
额定转速：3000rpm
额定/最大进汽量：供方填写
额定进汽压力：3.43MPa
额定进汽温度：435℃
额定抽汽压力：1.27MPa
额定抽汽温度：334℃
抽汽量：0-15t/h（可调，可在纯备用工况条件下下安全可靠运行）
背压排汽压力：0.49MPa（绝）
背压排汽温度：235℃
2、同步发电机
发电机型号：供方填写及注明生产厂家
额定功率：6MW
额定转速：3000rpm
额定电压：10.5KV
额定容量：7500KV A
功率因数：0.85滞后
额定频率：50Hz
励磁方式：静止可控硅，供方注明生产厂家
绝缘等级：F/B级
定子接线方式：Y形
五、供货范围
汽轮机、发电机及其附属设备、励磁系统及励磁调节器、电气仪表一套。

供方提供详细供货清单，属配套产品的，请注明配套厂家。

1、汽轮机本体
主汽门、主汽门操纵座、汽缸、隔板、喷嘴组、转向导叶环、轴承座、轴承架及轴承，汽轮机转子（带联轴器）、叶轮叶片、滑销系统、汽封及调节、保安等部套。

2、主要辅助设备
安全阀、杠杆脉冲阀、滤水器、滤油器、滤汽器、注油器、冷油器、汽封加热器、疏水器、油箱等部套。

3、随机工具、备品备件
3.1用于本机的特种扳手、拆轴瓦工具、吊汽缸、吊隔板、吊转子及汽缸导柱等工具。

3.2备品配件按《JB/T8188-1999汽轮机随机备品备件供应范围》执行（如汽缸中分面螺栓、汽封环、轴承及调节器相关的弹簧等）。

4、其它
4.1汽轮机运行所需要的各汽、水、油管路的阀门、管件及附件。

所供油管路的管子、法兰、阀门、三通、变径、弯头等管件，均为304材质。

4.2各辅助设备的汽、水、油的温度、压力监测仪表，汽轮机安全监测仪表。

4.3交、直流辅助（启动）油泵，交流润滑油泵。

六、安装与调试
负责所供范围的设备安装调试。

七、交货期
1、合同生效后120个工作日内所供设备运到需方安装现场。

2、安装工期25天，开工日期以需方书面通知为准。

3、逾期交货或延期安装按5000元/天罚款。

八、执行技术标准
机组设计、制造执行的的主要技术标准如下（但不局限于下列标准，如有更新版本，以最新版本为准）：（1）GB/T5578-2007 《固定式发电用汽轮机技术条件》
（2）JB/T1329-1991 《汽轮机与汽轮发电机连接尺寸》
（3）JB/T1330-1991 《汽轮发电汽轮机中心标高与安装尺寸》
（4）JB/T9627-1999 《汽轮汽轮机成套供应范围》
（5）JB/T8188-1999 《汽轮机随机备品备件供应范围》
（6）JB/T9637-1999 《汽轮机总装技术条件》
（7）QQ/J3330-1999 《汽轮机主要零部件（转子部分）加工装配技术条件》
（8）QQ/Z54018-1999 《汽轮机刚性转子动平衡标准》
（9）JB/T10086-2001 《汽轮机调节（控制）系统技术条件》
（10）GB/T13399-1992 《汽轮机安全监视装置技术条件》
（11）GB12145-1989 《火力发电汽轮机及蒸汽动力设备水汽质量标准》
（12）GB/T8117-1987 《电站汽轮机热力性能验收试验规程》
（13）JB/T9634-1999 《汽轮机冷油器（管式）尺寸系列和技术条件》
（14）JB/T2862-1992 《汽轮机包装技术条件》
（15）JB/T2900-1992 《汽轮机油漆技术条件》
（16）JB/T2901-1992 《汽轮机防锈技术条件》
（17）QQ/JT8187-1999 《汽轮机保温技术条件》
（18）GB755-2008 《旋转电机定额与性能》
（19）GB/T7064-2008 《透平型同步电机技术条件》
（20）GB/T7409.3-97 《大、中型同步发电机励磁系统基本技术条件》
（21）GB/T1029-93 《三相同步电机试验方法》
所有设备应设计和制造合理，能在规定的各种工况下安全、稳定、可靠连续运行。

九、汽轮机质量性能要求
1、汽轮机寿命
1.1汽轮机使用寿命不小于30年，汽轮机主要零部件寿命和汽轮机相同。

1.2汽轮机年连续运行小时数应不小于8000小时，大修周期应不小于3年，小修周期应不小于1年。

1..3提供汽轮机的强迫停机率和可用率（年可用率应大于97%）。

年可用率％＝（8760小时－计划停机小时数－强迫停机小时数）/（8760小时－计划停机小时数）×100
2、汽轮机性能要求
2.1汽轮机可以在规定的参数范围内连续安全运行；
2.2汽轮机可以在230℃以上排汽温度条件下安全连续运行；
2.3汽轮机启动方式为定压启动，提供汽轮机启动曲线；
2.4汽轮机转子的临界转速应避开工作转速一定范围；
2.5汽轮发电机能满足孤岛运行方式；
2.6供方应提供汽轮机允许长期连续运行的最低负荷及不允许长期连续运行的工况；
2.7汽轮机应能在额定转速下空负荷连续运行一段时间，至少能满足发电机空载时试验所需的时间；
2.8汽轮机的轴系应能承受发电机突然发生短路，或者非同期合闸产生的扭矩；
2.9汽轮机的出力应在发电机出线端测得；
2.10叶片在允许的周波变化范围内不产生共振；
2.11汽轮机的振动值应符合相关的标准；
2.12距汽轮机化妆板及附属设备外1m处所测得的噪声值低于85dB(A)；
2.13制造厂应对汽轮机的振动、临界转速、润滑油系统及靠背轮负责统一归口设计，保证汽轮机的稳定性。

3、汽轮机本体结构设计技术要求
3.1汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的产品；
3.2汽轮机通流部分的设计，应使通道形状光滑变化，以达到较高的内效率；
3.3汽轮机转子为套装式，套装后的转子应彻底消除残余内应力。

转子出厂前应进行动平衡试验，其不平衡重量符合相关的标准要求。

3.4汽缸的设计考虑因温度梯度造成的变形，始终保持正确的同轴度。

缸体有足够的刚度，保证各工况条件下汽轮机运行平稳，外型美观；
3.5大于M64的汽缸螺栓设有热紧用加热孔；
3.6设有开汽缸用顶开螺栓；
3.7设有保护汽轮机用的排汽安全装置；
3.8汽轮机本体设有性能试验时所需要测量装置的接口；
3.10 盘车装置：
3.10.1提供一套完整的电动盘车装置；该装置可就地手动盘车，盘车能在正常轴承润滑油压下从静止状态启动转子并连续运行，盘车转速为～17rpm。

3.10.2该装置是手动啮合型的，停机转速到零时，方可投入盘车装置，使汽轮发电机从静止状态转动起来，使汽轮机转子均匀冷却，避免热弯曲。

3.10.3由交流电动机驱动，盘车系统设压力开关和润滑油压力联锁保护，在投入盘车时同时建立润滑油压。

盘车装置运行中如发生供油中断或油压降低到不安全值时，及时报警并停止运行。

3.10.4一旦汽轮机启动达一定转速时，盘车装置自动退出而不对汽轮机发生撞击，且不重新啮合。

3.11 汽轮机轴承：
3.11.1汽轮机轴承采用椭圆形式，轴承设计应考虑失稳转速，具有良好抗干扰能力（不产生油膜振荡）；
3.11.2任何工况下，各轴承的回油温度不大于65℃，轴承金属温度不大于85℃；
3.11.3轴承金属温度测量使用埋入式铂热电阻；
3.11.4推力轴承能持续承受在任何工况下所产生的双向最大推力；
3.11.5汽轮机前、后汽封结构可轴向调整；
3.11.6主汽门设有永久性蒸汽滤网；
4、汽轮机润滑油系统
润滑油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备，在启动、停止、正常运行和事故工况下，满足汽轮发电机（汽轮机、发电机、励磁机）所有轴承的用油要求。

润滑油系统应包括以下各设备：主油箱；主油泵；交流辅助（启动）油泵；交、直流润滑油泵；冷油器（2台）；滤油器；
4.1油箱：
4.1.1油箱配有浮子式就地油位指示并带有传感器，可高、低油位报警；
4.1.2油箱容量考虑当厂用交流电失电时，冷油器断水的情况下保证安全，油箱中的油温不超过80℃；
油箱上设有排气装置；
4.1.3油箱所有接口可以防止外部水（如消防水）及其它杂物漏入；
4.1.4油箱容积不小于1.6m3，油箱底部设有放油、排污口；
4.2油泵：
4.2.1主油泵为离心油泵，直接安装在汽轮机轴上，工作可靠，运行平稳；
4.2.2交流辅助（启动）油泵为高压电动油泵，用于汽轮机发电汽轮机起动时供油。

4.2.3油泵型号：
供方填写
4.2.4交流齿轮润滑油泵用于汽轮机盘车时供油。

油泵型号：
供方填写
4.2.5直流齿轮润滑油泵用于汽轮机盘车时供油。

油泵型号：
供方填写
4.3冷油器：
4.3.1设两台全容量的冷油器，一台工作，一台备用（冷却水温过高时可并联使用，设计最高冷却水温为33℃）；
4.3.2冷油器为浮头直管式结构，整个管束可以整体抽出；
4.3.3管子堵塞5%情况下，可满足汽轮机供油温度要求；
4.3.4冷油器垂直安装，便于拆卸，冷油器设置手动放水及放气阀，油侧进口及出口为法兰连接，法兰规范按照机械部标准执行；
4.3.5冷油器系统便于在汽轮机运行时任一台冷油器投入工作而另一台冷油器切除。

阀门的布置合理，便于拆卸；
4.3.6冷油器的技术性能：
4.4润滑油用滤油器
当供润滑油使用的滤油器滤芯堵塞，压差大于规定值时可在线进行切换，以便清洗或更换滤芯。

4.5油系统设备与管道：
4.5.1汽轮机在结构和系统设计上有防止由于轴封漏气等进入油系统的措施；
4.5.2油系统中各设备（如轴承箱、冷油器、油箱和管道等）在出厂前彻底清除残砂、焊渣、锈片等沾污物质，并经防腐蚀处理，妥善密封后出厂；
4.5.3每个油泵（交、直流润滑油泵、交流辅助（启动）油泵）均配有独立的压力传感器。

每个压力传感器有自己的测压点。

4.5.4润滑油系统包括整套的管道、阀门、滤油器、相关的仪表及其它辅助设备等；
4.5.5油管道采用强度足够的厚壁管，至少按两倍工作压力进行设计，并且管道最低设计压力等级不低于 2.5MPa。

管道附件也按相同压力等级进行设计。

尽量减少法兰及管接头数量，油系统中的附件不使
用铸铁件。

5、热力系统
5.1热力系统的主要设备有：汽封系统、疏水系统等组成。

5.2汽封系统具备完善的汽封蒸汽系统，包括汽封加热器设备等，防止运行中蒸汽从轴端漏入轴承箱。

5.3在汽封系统的进口设有滤汽器；
5.4系统中设置1台100%容量汽封加热器；
5.5汽封加热器采用蒸汽喷射器式；
5.6汽封系统包括汽封管路等有关附属设备；
5.7汽封系统的设计满足各汽封的供汽参数要求；供方提供汽封管路所需要的阀门；
5.8汽封加热器的技术性能：
5.9汽轮机本体疏水系统须能排出所有汽轮机本体设备包括管道和阀门内的凝结水。

系统能使随时可能投入运行的设备经常处于热备用状态。

5.10汽轮机汽缸提供足够数量的疏水点以能彻底疏水及预热。

6、汽轮机调节控制及保护系统
6.1电液调节系统：采用和利时T80型DEH。

6.1.1本汽轮机采用全液压调节系统。

运行过程中，要求能够满足电负荷的变化。

6.1.2空负荷转速控制范围：2880～3180r/min。

（-4～6%）；
6.1.3速度变动率4.5%，误差≯±0.5%，迟缓率≯0.5%；
6.1.4主油泵额定转速下的压增为0.588Mpa。

6.2保护系统：
6.2.1汽轮机必须设有成熟可靠的危急保安系统，防止超速；
6.2.2汽轮机设有2套危急保安装置，其中1套为机械式，另1套是电子式。

6.2.3危急保安器动作值为额定转速的110～112%；
6.2.4危急保安器设有可靠的动作指示和报警；
6.2.5危急保安系统中的跳闸系统有联锁保护，防止汽轮机突然再进汽；
6.2.6当汽轮机具备再次启动条件时，只有按照启动前的规定操作程序才能使跳闸系统重新复位；
6.2.7从危急保安器动作到主汽门完全关闭关闭时间小于1s；
6.2.8汽轮机可分别在主控制室操作盘及就地手动实现紧急停机操作。

7、保温及罩壳
7.1供方负责汽轮机本体及主蒸汽管道的保温设计说明，在环境温度25℃下，汽轮机保温层表面温度不超过50℃；
7.2供方提供在平台以上的汽轮机部分壳体设有装饰罩壳。

8、仪表电气控制要求
8.1一般要求：
8.1.1仪表及控制设备要符合安全、可靠、成熟、技术先进的应用原则，不得采用淘汰或国家明令禁止使用的产品。

8.1.2供方在设计汽轮机设备及其系统时，同时考虑各种工况下的安全及合理运行方式，用书面文件提出参数测点布置及控制和保护要求并成套供应必须的检测控制设备。

8.1.3供方提供的仪表和控制设备应考虑最大限度的可用性、可靠性、可控性和可维护性，所有部件应在规定的条件下在额定容量内以稳定可靠的方式运行。

8.1.4供方提供的仪表和控制设备，必须有在电厂同类汽轮机中使用二年以上的成熟经验，不准使用试验性的组件及装置。

供方应说明选用的设备的性能，包括精度、重复性及随时间及温度漂移等情况。

8.1.5所有系统及仪表应适合工厂所在地的环境条件及设备安装位置的运行条件，提供的仪表和控制设备应该是当今已证明先进的技术。

8.1.6随机提供的检测元件、仪表及控制设备应选用通用产品，并符合国家有关标准。

8.1.7本项目中，对于仪表设备的选型，应尽可能做到统一。

在没有国家通用产品可选的情况下，供方成套供应经实践证明质量可靠、性能符合工艺要求的产品。

无论什么情况，均不应选择含水银等有毒物质的仪表以及国家宣布淘汰的产品。

8.1.8所有仪表均为检验合格的（非防爆）产品。

8.2汽轮机本体仪表：
8.2.1提供完整的资料，详细说明对汽轮机测量、控制、联锁、保护等方面的要求。

8.2.2提供详细的热力运行参数，包括汽轮机运行参数的正常值、报警值及保护动作值。

8.2.3对随机提供的热工设备（元件），包括每一只压力表、测温元件等都要详细说明其安装地点、用途、型号规范。

特殊检测装置须提供安装使用说明书。

8.2.4随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件必须符合国家现行标准，应选择符合控制监视系统要求的产品。

8.2.5汽轮机本体所有测点必须设在介质稳定且具有代表性和便于安装的位置，同时预留安装位置，并符合有关规定。

8.2.6就地测温仪表，采用液体压力式温度计。

8.2.7测量汽轮机回油温度采用带PT100热电阻的远传（液体压力式）温度计。

8.2.8测量轴承金属温度使用埋入式铂热电阻，带有2.0米电缆，直接引至汽轮机轴承座上的插头座。

8.2.9汽轮机金属壁温测量应提供铠装热电偶，其长度应伸出保温层，以便于安装检查。

8.2.10提供随汽轮机本体所供热工仪表（即上述1～9条内容）单独接线的接线端子箱。

8.2.11提供汽轮机就地仪表柜一面。

8.3汽轮机安全监测仪表系统（TSI）：
8.3.1要求监测项目齐全、性能可靠，与汽轮机同时运行。

8.3.2所配的安全监测装置与汽轮机所使用的信号，由供方负责协调解决，使监测系统具有统一性和完整性，监测仪表及其输出到指示仪表的信号应准确可靠。

8.3.3该装置至少应包括如下功能：
8.3.3.1转速测量：具有必要的转速报警连锁接点输出；可连续指示、记录、报警。

8.3.3.2轴承振动：测量垂直方向的相对振动值，可连续记录、报警、停机保护。

8.3.3.3轴向位移：通过对大轴位移进行监测，可连续指示、记录、报警、保护。

8.3.3.4汽缸膨胀：测量汽缸的胀缩值，装有就地仪表。

8.3.3.5油箱油位：油箱液位采用浮筒式液位计UT-81系列。

液位计具有就地指示功能并装有位移传感器。

8.3.3.6提供一套完整的包括一次元件、前置器、延长电缆、框架在内的TSI系统，同时负责指导该装置的现场调试。

8.3.4输出信号统一为4～20mA，同一信号要求输出一路，需要多路信号时在DCS中扩展。

8.3.5控制、报警、保护等接点输出，要求能送出1付无源接点，容量为220V AC，3A。

8.4压力系列仪表：
8.4.1压力表为白刻度盘黑指针，连接螺纹M20×1.5，就地压力表表盘直径为150mm，盘装压力表表盘直径为100mm。

8.4.2压力开关采用MTDP系列机械式压力开关，介质通过压力接口进入传感器，传感器内设弹性元件，根据介质压力的变化发生相应位移，达到上、下限报警、停机。

8.5温度系列仪表：
8.5.1测量汽轮机本体金属壁温采用铠装热电偶。

8.5.2汽轮机油系统就地温度计采用液体压力式温度计，远传温度计采用PT100铂热电阻。

8.5.3汽轮机回热系统就地温度计采用液体压力式温度计，远传温度计采用PT100铂热电阻。

8.5.4供方提供所有必须的温度仪表（见仪表供货范围）。

9、热控设备
9.1就地接线端子箱。

就地接线端子箱分为两种。

一种代号为ZXP1001-2所有本体一次仪表接线均引至此端子箱，此端子箱有20个引线孔。

另一种代号为ZXP1002，所有前置器均安装在此端子箱内，此端子箱有6个引线孔。

所有端子箱均靠近汽轮机放置，具体数量以实际设计需要为准。

9.2盘车控制箱为一套完整的盘车控制及检测装置，包括控制开关、指示灯、电流表等。

盘车系统设有压力开关和压力联琐保护装置，防止在油压建立前投入盘车。

盘车系统设有行程开关，在盘车装置啮合前，禁止盘车。

盘车控制箱可就地起停，并可接收DCS远程起停指令。

盘车装置为手动啮合型，汽轮机启动后，达到一定转速，盘车自动退出而不对汽轮机发生碰撞，且不再重新啮合。

10、仪表供货范围
供方提供详细清单
十、发电机质量性能要求
1、发电机
1.1 本技术协议书使用于汽轮发电机、励磁系统及励磁调节器的结构、功能设计性能、安装和试验等方面的技术要求。

1.2本发电机当功率因数为额定值时，允许电压与额定值偏差不超过±5%。

当频率与额定值偏差不超过±1%的情况下连续运行时，应保证电机输出功率：在超发15%的情况下稳定长期运行。

1.3本发电机允许在电压升高至额定值的110%的情况下连续运行：
1.4当本发电机电压降低到额定值的95%以下时，定子电流长期允许的数值仍不得超过额定值的105%；
1.5本发电机在每相电流不超过额定值时，允许负序分量与额定电流之比不超过8%的三相不平衡负载，并保证连续运行；
1.6运转率：在额定、经济、半负荷以上运转率累计应达90%以上
1.7发电机具有失磁异步运行、进相运行和调峰运行的能力。

1.8发电机大修间隔四年，小修间隔为一年，正式投产半年后，年运行小时不低于8000小时。

1.9发电机接线端子距出风口净距≥170mm。

1.10发电机配套的励磁系统必须具备欠磁、强磁和灭磁功能
1.11定子绕组三相直流电阻在冷态下，任何两相间的阻值差为定子出线桩头处测量值，不超过最小值的1.5%。

1.12发电机额定电压和转速下，其空载线电压波形正弦性畸变率应不超过5%，其线电压的电话谐波因数不超过1.5%。

1.13发电机轴承中采取有效的技术措施，防止有害的轴电流和轴电压。

转子轴(大轴汽端)通过装设接地碳刷使之良好接地。

1.14发电机装设灭火管。

1.15发电机保证使用寿命不低于30年。

2、热工检测
2.1 每相定子绕组槽内埋置2只测温元件，定子铁芯埋置测温元件3只。

且每个测温元件的引出线接至接线板上。

2.2 在每个端盖（或端罩）和定子机壳上温度最高点处均埋设一只双金属温度计。

2.3 空气冷却器进、出风处各装不少于一只热电偶。

2.4 各轴承上，均装设测量油温的双金属温度计，并在出油管上设有视察窗。

在各轴瓦上还应安装测量金属温度的热电偶。

2.5 就地测温采用双金属温度计。

2.6随机配供的测温元件及其它热工检控设备符合国家有关标准，并保证其可靠性，保证不配供含水银等有毒物质的仪表以及国家已宣布淘汰的产品。

2.7发电机定、转子各部分温度和温升的限值应符合国标GB/T7064-2002“透平型同步电机的技术要求”中的规定。

2.8 发电机轴承排油温度不超过65℃，轴瓦金属最高温度一般不应超过80℃。

2.9 发电机各部位允许振动值
当汽轮发电机在额定转速下联轴运转时：轴承座振动按GB/T7064-2002国标表格中范围A的良好标准作为保证值，即轴承座振动限值（双倍振幅）水平、垂直方向不大于0.03mm，过临界转速时，双振幅振动值轴承座振小于0.12mm。

3、励磁系统
3.1 励磁方式：本励磁装置采用双微机双通道静止可控硅励磁（型号：供方填写），干式励磁变压器。

3.2 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，励磁系统工作应保证长期连续的、自动的和没有死区。

3.3 励磁系统具有短时过载能力，强励倍数应不小于2，对于励磁绕组为空气冷却方式的汽轮发电机，在2倍额定励磁电压时，允许强励时间不小于50秒。

3.4 励磁系统响应比（V）即电压上升速度，不低于2倍/秒。

当为高起始响应，其响应时间上升值不大于0.1秒，下降值不大于0.15秒。

要求在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%（折算到0.5秒的平均励磁电压上升率为3.58倍/秒）。

3.5 发电机电压控制精度：从空载到满载电压变化，应不大于0.5～1.0%的额定电压，励磁控制系统暂态增益应不少于25倍。

3.6 阶跃响应
在空载额定电压下，当电压给定阶跃响应为±10%时，发电机电压超调量不大于阶跃量的30%，振荡次数不超过3～5次，发电机定子电压的调整时间不超过5～10秒。

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15%，调节时间不大于10秒，电压振荡次数不大于3次。

3.7 自动励磁调节器的调压范围，发电机空载时能在20～110%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0.2～0.5%，手动调压范围，下限不得高于发电机空载励磁电压的20%，上限不得低于发电机额定励磁电压的110%，在全部调压范围内保证稳定地平滑调节。

3.8发电机转子回路应装设简单可靠的过电压保护，其动作电压的分散性不大于±10%，励磁装置的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。

3.9 发电机励磁回路中，装设简单可靠的自动灭磁装置，可采用逆变或开关灭磁两种方式。

励磁回路的灭磁电阻，其电阻值可约为发电机励磁绕组热状态的4～5倍，通流容量宜为0.1～0.2倍发电机额定励磁电流。

对于采用消弧栅放电的灭磁方式，灭磁过程基本结束后应投入异步电阻。

异步电阻可为发电机励磁绕组热状态电阻值的4～5倍，异步电阻的通流量宜为0.05～0.2倍发电机额定励磁电流。

3.10励磁变压器采用F级绝缘的干式变压器，变压器一次侧冲击耐压不低于75kV，工频耐压(一分钟)不低于35kV，变压器的外壳防护等级不低于IP21。

励磁变压器的一次绕组及二次绕组间应有静电屏蔽及。