汽轮发电机技术条件.docx
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汽轮发电机技术条件
汽轮发电机技术条件
SpecificationforTurbineGenerators
SD270—88
（试行本）
水利电力部文件
关于印发《燃煤电站锅炉等技术条件
（试行本）》的通知
（88）水电技字第42号
我部电站锅炉标准化技术委员会、汽轮机标准化技术委员会、汽轮发电机标准化技术委员会分别起草的SD268—88《燃煤电站锅炉技术条件》（试行本）、SD269—88《固定式发电用凝汽汽轮机技术条件》（试行本）、SD270—88《汽轮发电机技术条件》（试行本），SD271—88《汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件》（试行本），经广泛征求意见多次修改审查通过，现批准自一九八八年七月一日实施，供各单位在选用国产火力发电设备时使用。
这四个标准（试行本）分别委托上述三个标准化技术委员会解释。
各单位在使用中如有问题、意见、建议等，可与所属标准化技术委员会秘书组联系。
各秘书组地址如下：
水利电力部电站锅炉标准化技术委员会——水电部西安热工研究所
水利电力部汽轮机标准化技术委员会——水电部西安热工研究所
水利电力部汽轮发电机标准化技术委员会——水电部电力科学研究院
一九八八年四月十一日
中华人民共和国水利电力部标准
SD270—88
汽轮发电机技术条件
（试行本）
中华人民共和国水利电力部1988-04-11发布1988-07-01实施
1总则
1.1本技术条件适用于国产15～667MVA各种冷却介质和冷却方式、安装在固定地点的三相汽轮发电机。
其他容量等级的汽轮发电机可参照执行。
1.2本技术条件未包括供货范围，其供货范围，备品备件数量以及专用工具，仪器仪表等，由供需双方参照惯例及协议，根据工程实际情况共同商定。
1.3凡本技术条件中未规定的事项，以及对具体产品有特殊要求，由供需双方共同商定。
1.4本技术条件的解释权属于水利电力部汽轮发电机标准化技术委员会。
2技术规范
2.1额定转速
工频为50Hz的发电机1500r/min或3000r/min。
2.2型式
2.2.1拖动型式
本标准规定的发电机由汽轮机直接拖动。
2.2.2冷却方式
2.2.2.1空冷和氢冷方式
用空气或氢气作冷却介质，由冷却器将空气或氢气冷却。
2.2.2.2水冷型式
绕组用水直接冷却，其冷却水一般应由独立循环的水系统供给，并用水一水冷却器将该系统的水冷却。
2.2.3轴承型式
汽轮发电机采用座式轴承或端盖轴承。
均由发电机制造厂负责供给。
2.2.4励磁型式
汽轮发电机的励磁电流一般由同轴直流或交流励磁机供给，也可以根据需要用其它方式供给。
2.3旋转方向
汽轮发电机的旋转方向，由汽轮机决定。
2.4电机绝缘
汽轮发电机的定子绕组、转子绕组和定子铁心绝缘采用“B”级或耐热等级更高的绝缘材料。
2.5定子绕组出线端数目和相序
定子绕组一般接成星形，但有特殊说明的可接成三角形。
出线端数目可为6个、9个或12个，由需方选定。
定子绕组按规定旋转方向相序应为A、B、C、（U、V、W）。
2.6规格参数
2.6.1汽轮发电机在正常条件下的额定运行数据须符合表1的要求。
表1发电机额定参数
额定容量MVA
定子电压V
功率因数
效率（保证值）%
15.031.362.5
6300，105006300，105006300，10500
0.80
97.097.498.2
117.7147235.3353667
1050013800157502000020000～24000
0.850.850.90
98.498.498.698.798.75
2.6.2353MVA及以上容量的发电机应有110%额定值的连续过载能力。
2.7空气冷却的汽轮发电机灭火水管
空气冷却的汽轮发电机内部，在定子绕组端部附近，必须装置灭火水管，水路的端头必须引出机座外。
2.8根据电力系统运行的需要，有些汽轮发电机应能适应调峰运行的要求。
其要求由需方提出。
3技术条件
3.1使用条件
3.1.1海拔不超过1000m。
3.1.2冷却气体（空气或氢气）温度必须符合规定。
汽轮发电机二次冷却水温度一般不超过33℃。
3.1.3氢气冷却时机壳内的氢压可以选用1×105、2×105、3×105、4×105、5×105、6×105Pa。
3.1.4氢冷发电机在计算和测定效率时氢气纯度应为98%，在运行中氢气纯度不低于96%，应能在额定条件下发出额定功率。
3.1.5绕组用水直接冷却时的冷却水温度和水质应符合以下要求。
3.1.5.1冷却水的温度为20～45℃，容量为235.3MVA及以上的发电机，一般应对进水温度进行自动调节。
在运行中冷却水的进水温度波动范围不应超过10K。
3.1.5.2冷却水水质透明纯净，无机械混杂物，其电导率在水温20℃时按汽轮发电机的容量规定为：
235.3MVA以下不大于5.0μs/cm；
235.3MVA及以上不大于2.0μs/cm；
353MVA及以上汽轮发电机定子绕组采用独立循环的水系统时其冷却水的电导率为5～1.5μs/cm。
3.1.5.3冷却水的pH值为6.8～8.0。
3.1.5.4冷却水的硬度按汽轮发电机的容量规定为：
235.3MVA以下小于10μgE/L；
235.3MVA及以上小于2μgE/L。
3.1.5.5冷却水允许有微量的氨（NH3）。
3.1.6汽轮发电机在厂房内，其环境温度不低于5℃。
3.2测量计位置及数量
3.2.1为了测量汽轮发电机定子绕组和铁心的温度，空气或氢气冷却的汽轮发电机定子铁心应埋置检温计，15.0MVA及以下6个，15.0MVA以上12个。
定子绕组采用水直接冷却的汽轮发电机在每根绝缘引水管出口端安装测量水温的检温计各一个，在槽内上下层线圈间埋置的检温计不少于6个。
235.3MVA及以上的每槽上下层线圈间埋置检温计各一个。
检温计的埋置工艺应确保元件完整无损，检温准确。
3.2.2测量冷却气体（空气或氢气）或冷却水的温度，应装置下列数目的温度计：
a.在每个端盖（或端罩）和定了机座上温度最高点处均不少于一个温度计；
b.定子水路和转子水路的进、出水处各装一个温度计；
c.在气体冷却器进、出风处各装一个电阻温度计。
3.2.3汽轮发电机各轴承上，均应装置测量油温的温度计，并在出油管上设有视察窗。
在各轴瓦上还必须安装遥测温度和极限信号的设施。
3.3电机各部分温升和温度的限值
在表1和3.1条所规定的条件下使用时，汽轮发电机各部分的极限温升，按表4、表5和表6的规定。
3.3.1氢冷发电机在空气冷却状态下的运行
3.3.1.1氢气间接冷却的汽轮发电机，当用空气冷却连续运行时，其容量的大小，以定、转子温升不超过表4的规定为限。
3.3.1.2氢气直接冷却的汽轮发电机不允许用空气冷却作长时间运行。
如用空气冷却作短时运行时，其极限容量应按制造厂规定。
3.3.2轴承的出油温度和轴瓦温度限值
117.7MVA及以下的汽轮发电机在按表1所示的数据及3.1条所规定的条件下运行时，其轴承出油温度应不超过65℃。
轴瓦最高温度应不超过90℃。
117.7MVA及以上的汽轮发电机其轴承出油温度和轴瓦温度限值在具体的产品技术条件中规定。
3.4短路比和电抗
3.4.1短路比
235.3MVA及以上大于0.55
353MVA大于0.5
667MVA大于0.45
3.4.2电抗
汽轮发电机的瞬变电抗和次瞬变电抗的值，应根据运行条件由需方提出，并由需方和供货方共同协商确定，选取的范围一般为：
表3
汽轮发电机电抗 X′d X″d
汽轮发电机容量（MVA） 117.7及以上235.3 353 667 117.7及以下235.3 353 667
数值（%） 18～24 20～2525～3025～35 12～15 14～1817～2117～25
3.4.3短路比的最小值不应有负容差。
3.4.4瞬变电抗（X′d）的最大值不应有正容差。
3.5电压和频率范围
图1频率、电压偏差范围
3.5.1电机在额定功率因数，电压变化范围为±5%和频率变化范围为±2%（如图1中阴影面积所示）时应能连续输出额定功率，温升或温度不得超过表4、5、6规定的限值。
电机在额定功率因数，电压变化范围为±5%和频率变化范围为-5%，+3%（如图1中虚实边界线之间的面积所示）下运行，温升或温度不得超过表4、5、6规定的限值，由制造厂规定输出功率、运行时间和发生的次数。
3.5.2对于6300V、15MVA的汽轮发电机，当电压提高到额定值的110%时，应能连续运行，但此时定子电流应以励磁电流不超过其额定值为限。
3.6振动值
表4空气间接冷却电机的温升极限值（K）
（冷却介质为40℃时的允许温升极限值）
序号
电机部件
绝缘等级
B级
F级
H级
温度计法
检温计法
电阻法
温度计法
电阻法
温度计法
检温计法
电阻法
检温计法
1
定子绕组
80
86
100
105
125
130
2
转子绕组
70
80
85
105
105
125
3
与绕组接触的铁芯和其他部件
80
100
125
4
不与绕组接触的铁芯和其他部件
这些部件的温升在任何情况下，均不应达到使其本身或邻近的绝缘 或其他材料产生损坏的危险数值
5
集电环
80
90
100
*空气间接冷却的电机，额定电压超过11000V，定子绕组的温升极限值应减去下列数值：
1）11000V以上至17000V（包括17000V），每1000V（或不足1000V）
温度计法减去1.5K；
检温计法减去1K。
2）17000V以上，不论用温度计法或检温计法，每超过1000V（或不足1000V）须再减去0.5K。
**温升为90K或更高时，对电刷材质的选择要特别注意。
*氢气间接冷却的发电机，额定电压超过11000V的定子绕组，定子绕组的温升极限值应减去下列数值：
1.11000V以上至17000V（包括17000），每1000V（或不足1000V）减去1K；
2.17000V以上，每1000V（或不足1000V）再减去0.5K。
**温升为90K或更高时，对电刷材质的选择要特别注意。
*应注意用检温计法测得的温度，并不表示定子绕组最热点的温度。
如冷却介质最高温度不超过第1项的规定，则能保证绕组最热点的温度不会超过规定限值，定子绕组的温度限值是用于保护绝缘不致因受铁芯影响而过热。
检温计测得的温度可用于监视定子绕组冷却系统的运行。
**转子绕组采用气体直接冷却的转子通风，是以转子全长上径向出风区的数目分级的，端部绕组的冷却气流特殊出口，包括在每端一个出口中，两个反方向的轴向冷却介质流的共同出口作为两个通风道计算。
***温度为130℃和更高时，对电刷材质选择需特别注意。
当汽轮发电机及励磁机在额定转速下运行时，轴承座在三个座标方向的允许振动值（双倍振幅）为：
发电机极数测轴承座测轴颈备注
二极发电机0.03mm0.06mm水平垂直轴向均一致
四级发电机0.05mm0.10mm水平垂直轴向均一致
定子绕组端部、机座、端盖及所有结构件的自振频率均应避开基频和倍频，切实防止共振的产生。
3.7临界转速
汽轮发电机监界转速，应偏离额定转速±15%，以保证发电机正常运行。
3.8超速
汽轮发电机转子应进行转速为额定转速的120%的热超速试验。
历时2min，试验后，无永久异常变形和妨碍正常运行的其他缺陷，轴承座或轴颈的振动值应符合上表数值，按出厂试验耐压标准对转子绕组进行耐压试验，符合厂家标准要求。
3.9氢冷发电机机座、端盖水压试验
氢气冷却汽轮发电机的机座和端盖应能承受压力为8×105Pa，历时15min的水压试验。
机座、端盖、出线套管法兰等部件配合面的加工光洁度一般不低于V6。
3.10定子绕组三相直流电阻允许偏差
汽轮发电机绕组在冷态下，任何两相（或分支）直流电阻之差，在排除由于引线长度不同引起的误差后，353MVA以下不超过2%，353MVA及以上容量发电机应不大于1%。
3.11气体冷却器
3.11.2汽轮发电机的气体冷却器，在进水温度不超过33℃时，应能保证冷却后的气体温度符合表2的规定。
3.11.2空气冷却器应按工作水压不低于1.7×105Pa、氢气冷却器的工作水压应与氢压配合，其水压的最小值按不低于3.5×106Pa进行设计，试验水压不低于工作水压的2倍。
若供给冷却器的循环水由与水流连接的阀门或减压装置控制，而水源的压力又高于冷却器的工作压力，冷却器应按较高压力设计，除非另有协议，试验应在1.5倍较高压力下进行，较高压力值由订货方规定。
对于氢冷电机的冷却器，还应注意在某些运行工况下，例如维修或清洗冷却器时，冷却器可能单边承受压力，应按压差8×105Pa设计。
3.11.3气体冷却器的设计，应能使14冷却器组因清洗而停止使用时，至少能担当电机三分之二的额定负载连续运行，电机不超过允许温升。
在这种条件下，冷却气体的温度可高于表2的规定。
3.12绝缘电阻
3.12.1汽轮发电机定子绕组在干燥后接近工作温度时，其对地及相间的绝缘电阻，用2500V兆欧表测量，应不低于按下式所求得的数值：
R=U/（1000+P/100）
式中R——绝缘电阻值（MΩ）；
U——电机绕组的额定电压（V）；
P——电机额定容量（MVA）。
3.12.2励磁电压500V以下的空气或氢气冷却的汽轮发电机转子绕组的绝缘电阻以及用水直接冷却的转子绕组在未装绝缘引水管前的绝缘电阻，在冷态（20℃）下用500V兆欧表测量，励磁电压500V以上的用1000V兆欧表测量，均应不小于1MΩ，用水直接冷却的励磁绕组在绝缘引水管安装后其冷态绝缘电阻应不小于2kΩ。
3.12.3汽轮发电机定子埋置检温计的绝缘电阻值在冷态下用250V兆欧表测量时应不低于1MΩ。
3.12.4汽轮发电机励磁机端的轴承（包括励磁机轴承）与底板和油管间，油密封与油管间，进水支座与底板间必须绝缘。
当用1000V兆欧表测量时，其绝缘电阻值不低于1MΩ。
3.13防止有害的轴电流
应采取有效措施防止有害的轴电流。
3.14电压波形的不规则性
3.14.1电压波形正弦性畸变率
汽轮发电机定子绕组接成正常工作接法时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5%。
电压波形畸变率可直接用仪表测定，也可以测出每一谐波数值，然后算出。
汽轮发电机在空载额定电压和额定转速时，其线电压的电话谐波因数应不超过1.5%。
3.15耐电压试验
3.15.1总装后的定子和转子绕组及转子绕组主回路内的电气组件应能承受表7所示的交流工频耐电压试验，历时1min。
3.15.2定子绕组出线端的套管应单独在空气中进行工频干法介电强度试验，试验电压不低于发电机定子绕组试验电压的1.5倍，历时1min。
氢冷发电机出线套管还应能承受8×105Pa的压力。
3.16水冷定子绕组和转子绕组的水压试验
用水直接冷却的定子绕组和转子绕组的内水系统应能承受下述水压试验，历时8h不得漏水和渗水。
定子绕组的内水系统出厂试验水压为10×105Pa；
安装后交接试验水压为7.5×105Pa。
转子绕组的内水系统应按1.2倍额定转速（r/min）旋转时绝缘引水管所承受的离心水压进行安装交接试验，出厂试验水压应按10×105Pa高，制造厂提供进行试验的水压数据。
3.17出力图
制造厂应提供表示发电机运行限额的出力图。
3.18非正常运行状态的要求
3.18.1不平衡电流
当汽轮发电机三相负荷不对称时，每相电流均不超过额定电流（IN），且负序电流分量（I2）与额定电流之比（I2/IN）符合表8时，应能连续运行。
发生不对称故障时故障运行最大的（I2/In）2和时间ts的乘积应符合规定。
3.18.2定子绕组和转子绕组短时过热的规定
3.18.2.1发电机定子绕组应能从额定条件下稳定温度开始，在130%额定电流下运行不少于1min。
注
（1）定子电流的持续时间在120s以内，根据3.18.2.1条决定的同样热增量可导出如下条件：
时间（s）103060120
定于绕组电流（%）226154130116
注：
（2）在上述条件下运行时，发电机定子绕组温度将超过额定负荷时温度，因此，发电机设计应按注
（1）中规定的定子电流运行情况，每年不超过两次来考虑。
3.18.2.2发电机转子绕组应能从额定条件下稳定温度开始，在125%额定励磁电压下运行不少于1min。
注
（1）励磁电压的持续时间在120s以内，根据3.18.2.2条决定的同样热增量可导出如下条件：
时间（s）103060120
转于绕组励磁电压（%）208146125112
注
（2）在上述条件下运行时，发电机转子绕组温度将超过额定负荷时数值，因此，发电机的设计应按注
（1）中规定的励磁电压运行情况，每年不超过两次来考虑。
3.18.3突然短路
汽轮发电机各部分结构强度在设计时应考虑能承受发电机出口端电压为105%的额定电压满负荷三相突然短路故障。
功率235.3MVA及以上的汽轮发电机应安装封闭母线或采取其它措施以防止出口端突然短路。
3.18.4水冷电机的允许断水运行方式应在具体的产品使用说明书中给出。
3.18.5各类发电机允许迟相功率因数运行的最高限值及是否允许进相运行及范围和允许的失磁异步运行的具体数值由制造厂规定。
3.19短时升高电压试验
短时升高电压试验在空载及电压为额定值的130%时进行，历时1min。
对在额定励磁电流时的空载电压为额定值130%以上的发电机，则在额定励磁中流时产生的定子电压下进行试验，历时1min。
对于额定容量为353MVA及以上的发电机，其短时升高电压试验，只瞬间做到额定励磁电流时的空载电压。
3.20基础上的转矩
制造厂应给出在最严重情况下传给基础的最大转矩，以及重合闸时能承受的最大转矩。
3.21励磁系统
励磁系统应保证汽轮发电机在本标准规定的各种工作方式下所需的励磁。
3.21.1长期允许最大输出电流
励磁系统的长期允许最大输出电流值应不小于发电机额定励磁电流值的110%。
3.21.2强行励磁倍数
交流励磁机励磁系统，强行励磁倍数不低于1.8～2倍，对于远距离输电的发电机，采用快速励磁时，要求更高的强励倍数，具体数值，由需方根据电力系统稳定计算和制造厂协商确定。
当强励倍数小于2时，强励电流倍数等于强行励磁倍数。
当强励倍数等于或大于2时，强励电流倍数等于2。
3.21.3励磁系统允许强励时间
空气冷却励磁绕组的汽轮发电机，2倍额定励磁电流，50s；
水内冷和氢内冷励磁绕组的发电机，2倍额定励磁电流，10s。
3.21.4励磁系统中压响应比
励磁系统电压响应比，不低于2倍/s。
3.22噪音
发电机、励磁机以及滑环等处在额定转速运行时，距机1m处测量其噪音均应小于90dB。
3.23氢内冷转子
氢内冷转子端部隔板、垫块固定要牢固。
每台氢内冷转子出厂前均应作通风试验，所有通风孔均不能堵塞，通风孔的风速或流量，最小值与最大值之比不能小于25%。
3.24运输尺寸及重量
应在铁道、交通部门允许和用户同意之后，才能进行施工设计。
运输技术及措施要事先落实。
4技术文件、资料和图纸
4.1产品合格证应包括下列测量和试验检查记录（5份）：
a.冷态下测量定子绕组和励磁绕组的直流电阻；
b.绕组对地及相互间的绝缘电阻；
c.耐电压试验；
*d.空载特性；
*e.稳态短路特性；
*f.损耗和效率；
g.转子的超速试验；
h.埋置检温计的特性；
i.冷却器的水压试验；
j.定子铁心的损耗发热试验；
k.氢冷汽轮发电机机座和端盖的水压试验和漏气试验；
l.用水直接冷却的定子绕组和励磁绕组的内水系统水压试验和流量试验；
m.直流耐压试验；
*在制造厂内不进行总装试验的发电机可填写该型发电机型式试验值供给参考。
n.不同转速下励磁绕组的交流阻抗；
o.氢内冷转子通风孔检查试验；
p.各轴承和轴的振动值；
q.各阶临界转速值；
r.发电机各种电抗值、时间常数、短路比和GD2值；
s.发电机出力曲线（出力图）；
t.暂态和稳态负序电流值。
4.2产品安装使用说明书
4.3产品装箱明细表
4.4产品图纸每台各供应3份，但每一个电站同一规格机组第一台供应5份，每份应包括下列图纸：
a.汽轮发电机安装图；
b.汽轮发电机总装图；
c.定子绕组装配图；
d.定子绕组接线图；
e.定子线圈图；
f.转子装配图；
g.励磁绕组装配图；
h.转子引线及集电环装配图；
i.轴瓦加工图；
j.轴瓦绝缘零件图；
k.定子测温装置布置图或发电机整机测温装置布置图；
l.汽体冷却器装配图；
m.励磁机装配图；
n.励磁机电枢图或定子装配图；
o.励磁机电枢线圈或定子线圈图；
p.励磁机主极线圈或转子线圈图；
q.励磁机转子装配图；
r.励磁机轴瓦加工图；
s.励磁机轴瓦绝缘零件加工图；
t.交流励磁机定子测温装置布置图；
u.交流励磁机转子线圈装配图；
v.滑环结构及装配图；
w.发电机外形尺寸图、机座、端盖尺寸图；
x.定、转子运输尺寸图及其重量；
y.发电机转子护环拆装图；
z.刷架及碳刷尺寸图。
4.5对氢冷汽轮发电机除供应4.4规定的图纸外，并供给下列图纸：
a.油密封装配图；
b.油密封瓦加工图；
c.密封零件图；
d.定子绕组出线装配图；
e.转子引线及轴端密封图；
f.油、气系统图；
g.氢气控制回路的电路图；
h.氢系统及轴封装置布置图；
i.供氢装置外形图；
j.氢控系统设备和轴封设备管路图；
k.真空泵外形尺寸图；
l.气体干燥器外形尺寸图；
m.二氧化碳（CO2）供给装置外形图；
n.置换控制阀和管路外形图；
o.油封箱外形图；
p.漏油报警装置外形图；
q.氢、油分离箱油面上升报警装置外形图；
r.氢气冷却器放气管详图；
s.氢气冷却器水管图；
t.相分离封闭母线图。
4.6对水冷汽轮发电机除供应4.4规定的各种图纸外，尚需供给下列图纸：
a.定子绝缘引水管装配图；
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