大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件
中华人民共和国电力行业标准
大型汽轮发电机自并励静止
DL/T650—1998 励磁系统技术条件neq IEC34—16—1:1991
neq IEC34—16—3:1996 Specification for potential source static exciter
systems for large turbine generators
中华人民共和国电力工业部1998—03—19批准
1998—08—01实施
前言
同步发电机自并励静止励磁系统由于其运行可靠性高、技术和经济性能优越，已成为大型汽轮发电机的主要励磁方式之一。为统一和明确汽轮发电机自并励静止励磁系统的基本技术要求，根据电力工业部科学技术司技综［1996］51号文《关于下达1996年制定、修订电力行业标准计划项目(第二批)的通知》的安排，依据GB/T7409—1997《同步电机励磁系统》的基本原则，参考IEC34—16系列和IEEE Std.421系列标准，在广泛征求各方意见的基础上，结合我国发电机和控制设备设计、制造、运行、维护的实际情况制定了《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》，为设计选型、调试验收及运行改造提供依据。
电力行业标准《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》为第一次制定。
本标准的附录A和B是标准的附录。
本标准的附录C是提示的附录。
本标准由浙江省电力工业局提出。
本标准由电力工业部电机标准化技术委员会归口。
本标准起草单位：浙江省电力试验研究所。
主要起草人：竺士章、戚永康、方思立。
本标准由电力工业部电机标准化技术委员会负责解释。
1范围
本标准规定了大型汽轮发电机自并励静止励磁系统的使用条件、基本性能、试验项目、提供用户使用的技术文件、设备上的标志、包装、运输、储存以及保证期等。
本标准适用于200MW及以上汽轮发电机自并励静止励磁系统。200MW以下汽轮发电机自并励静止励磁系统可参照执行。
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。本标准出版时，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。
GB1094—1996电力变压器
GB3797—89电控设备第二部分装有电子器件的电控设备
GB/T3859—93半导体变流器
GB4064—83电气设备安全设计导则
GB4208—93外壳防护等级(IP代码)
GB6162—85静态继电器及保护装置的电气干扰试验
GB6450—86干式电力变压器
GB/T7064—1996透平型同步电机技术要求
GB/T7409—1997同步电机励磁系统
GB13926—92工业过程测量和控制装置的电磁兼容性
GB14285—93继电保护和安全自动装置技术规程
GB/T14598.9—1995量度继电器和保护装置的电气干扰试验：辐射电磁场干扰试验GB50150—91电气装置安装工程电气设备交接试验标准
JB/T7828—1995继电器及其装置包装贮运技术条件
DL478—92静态继电保护和安全自动装置通用技术条件
DL/T596—1996电力设备预防性试验规程
3使用条件
3.1使用环境：
3.1.1海拔高度不超过1000m。
3.1.2最高环境温度为40℃。
3.1.3最低环境温度：对于直接水冷的整流器为5℃；对于采用其他冷却方式的装置为-5℃。
3.1.4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不高于25℃。3.1.5安装地点周围空气应清洁干燥，无爆炸危险及足以腐蚀金属和破坏绝缘的气体。励磁调节装置及整流装置安装地点应有防尘及通风措施。
3.1.6当振动频率为10Hz～150Hz时，振动加速度不大于5m/s2。
3.2工作电源条件：
交流电压允许偏差为额定值的-15%～+10%，频率允许偏差为额定值的-6%～+4%。
直流电压允许偏差为额定值的-20%～+10%。
3.3当使用环境条件不符合以上规定时，对有关参数的修正应按各部件相应的标准规定执行。特殊情况下，由需方与供方商定。
4系统性能
4.1当发电机的励磁电压和电流不超过其额定值的1.1倍时，励磁系统应保证能连续运行。
4.2励磁设备的短时过负荷能力应大于发电机转子绕组短时过负荷能力。
4.3励磁系统强励电压倍数一般等于2。当所在电力系统的暂态稳定对励磁系统强励电压倍数有更高要求时，由计算确定。
强励电流倍数等于2。
强励电压倍数在发电机电压为额定值时确定。
励磁系统允许强励时间应不小于10s。
4.4励磁系统电压响应时间不大于0.1s。
4.5励磁系统应保证发电机电压静差率±1%。
4.6自动电压调节器对发电机电压的调差采用无功调差。调差率范围应不小于±10%。调差率的整定可以是连续的，也可以在全程内均匀分档。
4.7励磁系统稳态增益应保证发电机电压静差率达到要求。
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。
4.8励磁控制系统电压给定阶跃响应应满足以下要求：
发电机空载时阶跃响应：阶跃量为发电机额定电压的5%，超调量不大于阶跃量的30%，振荡次数不大于3次，上升时间不大于0.6s，调节时间不大于5s。
发电机额定负载时阶跃响应：阶跃量为发电机额定电压的2%～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。
4.9励磁控制系统开环频率特性的增益裕量G m≥6dB，相角裕量φm≥40°。
4.10发电机零起升压时，自动电压调节器应保证发电机电压最大值不大于额定值的110%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于10s。
4.11励磁控制系统应保证在发电机甩额定无功功率时发电机电压最大值不大于额定值的115%。
4.12自动电压调节器应保证能在发电机空载额定电压的70%～110%范围内进行稳定、平滑地调节。电压分辨率应不大于额定电压值的0.2%。
4.13手动励磁控制单元应保证发电机励磁电压能在空载额定励磁电压的20%到额定励磁电压的110%进行稳定、平滑地调节。
4.14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%。
4.15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/s；不小于0.3%额定电压/s。
4.16励磁系统在发电机近端发生对称或不对称短路时应保证正确工作。
4.17励磁系统设备应能经受发电机任何故障和非正常运行冲击而不损坏。
4.18励磁调节装置应具有过励限制、低励限制、电压/频率比率限制、电力系统稳定器(PSS)等附加功能单元。励磁调节装置的各项限制和不正常运行时的调节通道切换应与发电机变压器组继电保护协调。
4.19工频耐压试验标准
4.19.1与发电机转子绕组在电气上相连的部件及回路：
4.19.1.1与发电机转子绕组在电气上直接相连的灭磁开关、转子放电器及其回路出厂工频试验电压：发电机额定励磁电压不大于500V时，10倍额定励磁电压，但最低不小于1500V；发电机额定励磁电压大于500V时，2倍额定励磁电压加4000V。
4.19.1.2其他电气组件及回路出厂工频试验电压为：发电机额定励磁电压不大于350V时，10倍额定励磁电压，但最低不小于1500V；发电机额定励磁电压大于350V时，2倍额定励磁电压加2800V。
4.19.1.3交接试验电压为出厂工频试验电压的80%。
4.19.1.4大修试验电压按DL/T596执行。
4.19.2不与发电机转子绕组在电气上连接的电气组件：
电压互感器和电流互感器二次回路工频试验电压为2000V。
其他电气组件工频试验电压为：额定工作电压在12V～60V范围时，500V；额定工作电压大于60V时，2倍额定工作电压加1000V，但最低不小于1500V。
4.19.3试验电压以波形畸变系数不大于5%的工频交流正弦波电压有效值计，耐压时间为1min。
4.20当励磁电流不大于1.1倍额定值时，发电机转子绕组两端所加的整流电压最大瞬时值应不大于转子绕组出厂工频试验电压幅值的30%。
4.21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调、失调、误动、拒动等情况。
4.22自并励励磁系统引起的轴电压应不破坏发电机组轴承油膜，否则应采取措施。
4.23因励磁系统故障引起的发电机强迫停运次数不大于0.25次/年。励磁系统强行切除率不大于0.1%。
4.24自动电压调节器(包括PSS)应保证投入率不低于99%。
4.25控制
4.2
5.1能够进行就地、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。
4.2
5.2能够接受自动准同期装置的调节信号，能够按用户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。
4.2
5.3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。
4.26监视
4.26.1励磁系统至少应装设下列故障及动作信号：
a)励磁变压器故障信号；
b)功率整流装置故障信号；
c)起励故障信号；
d)电压互感器断线保护动作信号；
e)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；
f)励磁调节装置故障信号；
g)稳压电源消失或故障信号；
h)触发脉冲消失信号；
i)调节通道自动切换动作信号；
j)PSS故障信号；
k)强励动作信号；
l)低励限制动作信号；
m)过励限制动作信号；
n)电压/频率比率限制动作信号。
4.26.2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。
4.26.3励磁系统应向远方控制中心提供必要的测量信号、状态信号、报警和故障信号。4.26.4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表计。
4.27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、励磁变压器保护等必要的保护装置。励磁变压器保护的配置按GB14285—93中2.3执行。
4.28结构
4.28.1励磁系统各部件的结构应便于安装、运行、试验、维护，对有冗余设计的部分可以实现在线更换故障部件；应有进行功能特性试验及现场开机试验所需的测点和信号加入点；调试时需要进行调整的参数应有明确的指示。
4.28.2励磁设备的外壳防护等级，包括防止人体接近危险部件、防止固体异物进入和防水，应根据现场环境条件，按照GB4208—93确定。
4.28.3二次回路的设计、安装和抗电磁干扰措施参照GB14285—93第4章和GB3797—89附录A执行。
4.29励磁系统各部分温升限值见表1。
4.30各元部件应有充分裕度。电子元件应采用军级或工业级元件，并应经过严格的老化筛选。
4.31励磁系统的设计应考虑能方便地实现发电机短路试验。
5部件性能
5.1励磁变压器
5.1.1励磁变压器安装在户内时应采用干式变压器，安装在户外时可采用油浸自冷式变压器。
5.1.2励磁变压器高压绕组与低压绕组之间应有静电屏蔽。
5.1.3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。
5.1.4励磁变压器应能满足汽轮发电机空载试验时130%额定机端电压的要求。
5.1.5励磁变压器绕组一般采用“Y,d”或“D,y”接线。
5.2功率整流装置
5.2.1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。
5.2.2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。
5.2.3功率整流装置可采用开启式风冷、密闭式风冷、直接水冷或热管自冷等冷却方式。采用开启式风冷时整流柜应密封，冷风经过滤装置进入，以保持柜内清洁。强迫风冷整流柜的噪声应小于80dB(A)。采用直接水冷整流元件时对冷却水的要求见GB3859.1—93中5.1.4的规定。
5.2.4风冷功率整流装置风机的电源应为双电源，工作电源故障时，备用电源应能自动投入。如采用双风机，则两台风机接在不同的电源上，当一台风机停运时应能保证励磁系统正常运行。冷却风机故障时应发出信号。
5.2.5功率整流装置的均流系数一般不小于0.85，均压系数一般不小于0.9。
5.3自动电压调节器
5.3.1大型发电机的励磁调节装置应有两个独立的自动通道，通道间不共用电压互感器、电流互感器和稳压电源。这两个通道可并列运行或互为备用方式运行。
5.3.2自动电压调节器一般采用数字式，也可以采用模拟式。
5.3.3自动电压调节器具有在线参数整定功能。数字式自动电压调节器各参数及各功能单元的输出量应能显示，显示的参数应为数学模型中的实际值，显示的输出量应为实用量值或标幺值。模拟式自动电压调节器的增益、时间常数、反馈信号量等的调整电位器应有明确的位置指示，并应提供该刻度与有关参数对应的曲线。
5.3.4自动电压调节器电压测量单元的时间常数应不大于30ms。
5.3.5移相电路一般采用余弦移相。移相电路可正常工作的发电机电压下限一般不大于发电机额定电压的10%。
5.3.6自动电压调节器直流稳压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。
5.3.7自动电压调节器的任一元件故障不应造成发电机停机。
5.3.8自动电压调节器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限制励磁电流。
强励电压倍数大于2倍的励磁系统应有顶值电流瞬时限制功能。
5.3.9自动电压调节器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。
5.3.10自动电压调节器的电压/频率比率限制特性应与发电机和主变压器铁芯的过励磁特性匹配。发电机动态过程的励磁调节应不受电压/频率比率限制单元动作的影响。
5.3.11大型发电机应配置PSS或具有PSS功能的其他附加控制单元。
5.3.11.1PSS可以采用电功率、频率、转速或它们的组合作为输入信号。当采用转速信号时应具有衰减轴系扭振频率信号的滤波措施。
5.3.11.2PSS应具有下列功能：
a)自动投切；
b)手动投切；
c)输出限幅，限幅值为发电机电压标幺值的±5%～±10%；
d)故障时应自动退出运行。
5.3.11.3PSS输出噪声应小于其输出限幅值的2%～5%。
5.3.11.4自动电压调节器应有PSS输出信号的模拟量测量口以及PSS相加点模拟量信号输入口，以便测量整定PSS特性。
5.3.12自动电压调节器应具有电压互感器回路失压时防止误强励的功能。
5.3.13励磁调节装置的各通道间应实现自动跟踪。任一通道故障时均能发出信号。运行的通道故障时能自动切换。通道的切换不应造成发电机无功功率的明显波动。
5.3.14自动电压调节器应有调节器输出信号的模拟量测量口以及电压相加点模拟量信号输入口，以便测量整定自动电压调节器特性参数。
5.3.15数字式自动电压调节器应具备下列功能：
a)具备自诊断功能和检验调试各功能用的软件及接口；
b)具有串行口与发电厂计算机监控系统连接，接受控制和调节指令，提供励磁系统状态和量值；
c)宜有事故记录功能。
5.4手动励磁控制单元
5.4.1手动励磁控制单元一般作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。手动励磁控制单元应简单可靠。
5.4.2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到手动运行。
5.5灭磁装置和转子过电压保护
5.5.1发电机灭磁应采用逆变和开关灭磁两种方式。灭磁装置应简单可靠。
5.5.2在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。
5.5.3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。
5.5.4灭磁电阻一般采用线性电阻，灭磁电阻值可为磁场电阻热态值的2～3倍。
5.5.5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%。
5.6起励
5.6.1起励电源容量一般应满足发电机建压大于10%额定电压的要求。
5.6.2起励成功后或失败时，起励回路均应能自动退出。
6试验项目
6.1试验分型式试验、出厂试验、交接试验和大修试验。
6.1.1励磁装置在下列情况下应进行型式试验，以全面考核设备性能和质量。
a)新产品试制定型时；
b)已定型的产品当设计、工艺或关键材料更改有可能影响到产品性能时；
c)出厂或现场试验结果与上次型式试验有较大差异时。
6.1.2每套励磁装置出厂时必须经过出厂试验，并提供合格证书。
6.1.3发电机投产前，励磁系统应在现场进行交接试验，核对厂家提供的功能、参数和指标，并按电厂具体情况和系统要求整定参数。
6.1.4发电机大修时应对励磁系统进行大修试验以检查各部分是否正常。
6.2型式试验、出厂试验、交接试验和大修试验应进行的励磁系统试验项目见表2。大修试验的内容可根据设备具体情况确定。
6.3经过部分改造的励磁系统应参照表2型式试验或出厂试验的有关试验项目进行试验后才能投入运行。
表2励磁系统试验项目
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7技术文件
7.1供方应按项目进度分时段提供用户所需下列不同版本的技术文件，具体安排应在合同中明确。
a)产品技术条件；
b)使用说明书(含原理、安装、试验、整定、运行、维护、故障查找)；
c)出厂试验报告、出厂整定值及合格证；
d)励磁系统模型和推荐参数(包括各附加功能单元在内)；
e)现场整组和分单元调试大纲；
f)分单元原理接线图及说明；
g)装置总接线图和分接线图；
h)装置外形图、安装图；
i)主要元部件清单；
j)交货明细表；
k)数字式调节器和可编程控制器说明书及程序细框图；
l)提供分包商产品的技术资料；
m)提供型式试验报告；
n)其他设计安装运行维护所必须的技术资料。
7.2交接试验后，试验单位应向用户提供竣工图及交接试验报告。
8标志、包装、运输和贮存
8.1标志
各设备应有明显的铭牌；
铭牌内容应包括设备名称、型号、规格、技术条件编号、出厂编号、制造年月、制造厂名。
8.2包装、运输和贮存
设备的包装、运输和贮存按JB/T7828—1995的规定执行。
9保证期
励磁系统保证期一般与发电机相同。保证期应在合同中规定。
在保证期内，凡在符合正确安装、调试、使用和维护规定的情况下，供方应负责保证励磁系统正常运行。在此期间，非用户责任设备出现故障应由供方及时无偿修复或更换。
附录A(标准的附录)
名 词 术 语
A1 自并励静止励磁系统 potential source static exciter systems
从发电机机端电压源取得功率并使用静止可控整流装置的励磁系统，即电势源静止励磁系统。由励磁变压器、励磁调节装置、功率整流装置、灭磁装置、起励设备、励磁操作设备等组成。
A2 励磁调节装置 excitation regulating equipment 实现规定的同步电机励磁调节方式的装置，它一般由自动电压调节器和手动励磁控制单元组成。
A3 自动电压调节器 automatic voltage regulator
实现按发电机电压调节及其相关附加功能的环节之总和，也称自动通道。 A4 手动励磁控制单元 manual excitation regulator
实现按恒定励磁电流或恒定励磁电压或恒定控制电压调节及其相关附加功能的环节之总和， 也称手动通道。
A5 强励电压倍数 excitation forcing voltage ratio 励磁系统顶值电压与额定励磁电压之比。
A6 强励电流倍数 excitation forcing current ratio 励磁系统顶值电流与额定励磁电流之比。 A7 电压静差率 static voltage error
无功调差单元退出，发电机负载从零变化到额定时端电压的变化率，即：
100(%)εN
N
O ?-=
U U U
式中：U N ——额定负载下的发电机端电压，V ； U O ——空载时发电机端电压，V 。 A8 无功调差率 cross current compensation 同步发电机在功率因数等于零的情况下，无功电流从零变化到额定值时，发电机端电压的变化率，即：
100(%)O
O ?-=
U U
U D
式中：U ——功率因数等于零、无功电流等于额定无功电流值时的发电机端电压，V ； U O ——空载时发电机端电压，V 。 A9 超调量 overshoot
阶跃扰动中，被控量的最大值与最终稳态值之差对于阶跃量之比的百分数。 A10 上升时间 rise time
阶跃扰动中，被控量从10%到90%阶跃量的时间。 A11 调节时间 settling time
从阶跃信号或起励信号发生起，到被控量达到与最终稳态值之差的绝对值不超过5%稳
态改变量的时间。
A12 振荡次数 number of oscillation
被控量第一次达到最终稳态值时起，到被控量达到与最终稳态值之差的绝对值不超过5%稳态改变量时，被控量波动的次数。
图 A1 扰动响应曲线
A13 阻尼比ζ damping ratio
表示控制系统调节品质的一个量。可通过阶跃扰动试验测出，见图A1扰动响应曲线。
21ln 21
ζP P ??≈
π
式中：ΔP 1、ΔP 2——分别为扰动波形的第一、二峰值。 A14 增益裕量 gain margin
负反馈控制系统开环频率特性中相位等于-180°的频率处对数增益值的负数。 A15 相角裕量 phase margin
负反馈控制系统开环频率特性中对数增益等于零的频率处相角与-180°的差值。 A16 电压分辨率 voltage resolation ratio
最小可分辨的电压变化与额定电压值之比。
A17 自动电压调节器和PSS 的投入率 the operation rate of A VR(including PSS)
自动电压调节器或PSS 投入运行小时数与发电机运行小时数之比，用百分数来表示。 A18 均流系数 coefficient of current distribution
并联运行各支路电流的平均值与最大支路电流值之比。 A19 均压系数 coefficient of voltage distribution
串联运行各元件承受峰值电压的平均值与最大峰值电压之比。 A20 励磁系统的稳态增益 static gain of excitation system 发电机电压缓慢变化时励磁系统的增益。
A21 励磁系统的动态增益 dynamic gain of excitation system
发电机电压变化频率在低频振荡区(约0.2Hz ～2Hz)内时励磁系统的增益。 A22 励磁系统的暂态增益 transient gain of excitation system 发电机电压快速变化时励磁系统的增益。
附录B(标准的附录)
低励限制和PSS 的整定原则
B1 低励限制的整定
B1.1 低励限制的动作曲线
低励限制动作曲线是按发电机不同有功功率静稳定极限及发电机端部发热条件确定的。由系统静稳定条件确定进相曲线时，应根据系统最小运行方式下的系统等值阻抗，不考虑其他发电机组自动电压调节器的作用，确定该励磁系统的低励限制动作曲线。如果没有规定低励限制动作曲线，一般可按有功功率P=S N时允许无功功率Q=0及P=0时Q=-(0.2～0.3)Q N两点来确定低励限制动作曲线。其中S N、Q N分别为额定视在功率和额定无功功率。有进相要求时一般可按静稳定极限值留10%左右储备系数整定，但双水内冷发电机应通过试验或取得制造厂同意。
低励限制的动作曲线应注意与失磁保护的配合。
B1.2低励限制的延时
为了防止电力系统暂态过程中低励限制回路的动作影响正确的调节，低励限制回路应有一定的时间延迟。在励磁电流过小或失磁时，低励限制应首先动作；如未起限制作用，则应切到备用通道；如切到备用通道后仍未能起限制作用，则应由失磁保护判断后动作停机。
B2PSS的整定
B2.1PSS相位补偿要求
无补偿频率特性即励磁控制系统滞后特性，为自动电压调节器中PSS输入点到发电机电压间的相频特性。有补偿频率特性由无补偿频率特性与PSS单元相频特性相加得到，其应有较宽的频带，在该电力系统低频振荡区内使PSS输出的力矩向量对应Δω轴在超前10°～滞后45°以内，并使本机振荡频率力矩对应Δω轴在0°～滞后30°间。
B2.2PSS的增益要求
一般取临界增益的1/3～1/5。
附录C(提示的附录)
试验方法
C1励磁系统元件、装置的常规试验均按相应的标准执行。
C2功率整流装置
C2.1均流试验
当功率整流装置输出为80%～100%额定电流时，测量每个并联支路的电流；也可以测量支路内(如熔断器)电阻上的压降，再换算成电流。按A18计算均流系数。
C2.2均压试验
当功率整流装置输入电压为80%～100%额定电压，输出电流不小于10%额定电流时，测量串联支路每个元件承受的峰值电压。按A19计算均压系数。
C2.3整流装置噪声试验
噪声测量采用A声级声级计。测量应在环境噪声水平至少比设备的噪声低6dB的条件下进行。设备放置在周围空间3m内没有声音反射的地方(除地面以外)。测点距功率整流装置1m，距地面1.2m～1.5m。围绕功率整流装置四周的测点数不少于4个。取各测点测量值的平均值作为设备的噪声水平。
C3励磁调节装置
励磁调节装置的调节特性一般可用传递函数来表示。可采用专用仪器(如频谱分析仪)测量；也可实测各元件参数直接求出其传递函数；还可测录阶跃响应，与数学模型仿真试验的结果进行比较，修正计算模型参数，使仿真曲线与实测曲线重合，据此可求得其传递函数。对数字式励磁调节装置按可分开测量的各分部进行测定，对模拟式励磁调节装置按各个环节
进行测定。 C3.1 测量单元
C3.1.1 由测量单元静态输出入特性，计算其放大倍数。
C3.1.2 测量单元时间常数：测量单元输出与放大器连接或接等值负载，输入阶跃信号，录取输出量，从阶跃开始到输出达变化量0.632处的时间即为测量单元时间常数。
C3.1.3 调差率整定：励磁装置通入模拟的发电机电压和电流测量值，检查迭加调差信号前后的测量单元电压输出，调整整定值使之符合调差率整定的要求。 大修时只进行调差整定位置和极性检查。 C3.2 PID 调节单元
PID 调节单元的传递函数为：
s T s
T s T s T K s W s 22111111)(γβ++?
++?
=
式中：β大于1，(1+T 1s )/(1+βT 1s )为滞后环节(积分环节)；γ小于1，(1+T 2s )/(1+γT2s )为超前环节(微分环节)。一般β为5～10，γ为0.2～0.1。
稳态增益为K s ；动态增益为K D ，K D =K s /β；暂态增益为K T ,K T =K s /(β×γ)。 PID 调节单元的幅频特性及相频特性见图C1。
图 C1 PID 调节单元对数幅频及相频特性
(a)对数幅频特性；(b)相频特性
模拟式调节器PID 调节单元参数的测量一般按下列步骤进行：
a)测量静态输出入特性，在上下限范围内应满足线性要求，计算稳态增益； b)短接积分电容测量静态输出入特性，计算动态增益；
c)短接积分和微分电容测量静态输出入特性，计算暂态增益； d)求环节传递函数； e)测量输出限幅值。 C3.3 移相触发单元
在移相触发单元加入控制电压，改变控制电压的大小，测出移相特性。