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发电机专业技术规范书

发电机技术规范书-

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山西焦煤集团飞虹化工股份有限公司

100万吨/年焦炉煤气制甲醇综合改造项目

热动力装置工程

汽轮机发电机技术规范书

招标方：

山西焦煤集团飞虹化工股份有限公司

设计方：

西北电力设计院有限公司

2017年3月

附件一:

技术规范

附件二:

汽轮发电机供货范围

附件三:

技术资料与交付进度

附件四:

发电机监造（检验）和性能验收试验

附件五:

发电机（及其辅助设备）分项报价单

附件六:

技术服务和设计联络

附件七:

分包及外购

附件八:

大（部）件情况

附件一

1总则

1.1总体要求

1.1.1本技术规范书适用于山西焦煤集团飞虹化工股份有限公司100万吨/年焦炉煤气制甲醇综合改造项目热动力装置的2台26MW和1台20MW发电机,并对此提出设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

1.1.2在本技术规范书中所提及的要求和供货范围都是最低限度的要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分地详述有关标准和规范的条文，但投标方应保证提供符合本规范和工业标准的功能齐全的优质产品。

1.1.3投标方应在投标文件中，对于招标文件进行逐段应答，表明是否接受和同意本招标文件的要求，如：

接受或同意招标文件某条款的要求，则在该条款后注明：

“理解并承诺完全响应上述条款的要求”；若针对某条款，投标方有特别的建议、方案、技术特点或差异，请在该条款下加以描述和说明。

如投标方没有对本招标文件的要求提出书面异议（或差异），招标方则可认为投标方完全接受和同意本招标文件的要求。

1.1.4投标方须执行国家相关标准、电力行业标准和有关国际标准。

本规范书中未提及的内容均应满足或优于国家相关标准、电力行业标准和有关国际标准。

有矛盾时，按较严格标准执行。

所使用的单位为国家法定计量单位制。

1.1.5本工程采用KKS标识系统。

投标方在中标后提供的技术资料（包括图纸）和设备的标识必须有电厂标识系统编码。

系统的编制原则由招标方提出，具体标识由投标方编制提出，在设计联络会上讨论确定。

2.0技术规范

2.1工程概况

山西焦煤集团飞虹化工股份有限公司100万吨/年焦炉煤气制甲醇综合改造项目热动力装置工程是项目的共用工程装置之一。

热动力装置拟定安装2×26+1×20MW抽背压机组，配套安装4台循环流化床锅炉，同时建设脱硝、脱硫装置。

装置年运行时间：

8000小时。

2.2概述

2.2.1本供货范围为2台最大连续功率为26MW和1台最大连续功率为20MW汽轮发电机。

包括发电机本体、励磁系统、冷却系统、热工检测装置、备品备件及图纸和资料等。

2.2.2发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数和额定冷却条件下，机端最大连续输出额定功率为26/20MW（扣除励磁系统、主润滑油泵等消耗功率）。

2.2.3发电机定子额定电压为10.5kV。

额定功率因数为0.85（滞后）；额定转速为3000r/min，频率为50Hz。

2.2.4发电机冷却方式:

空气冷却。

发电机额定工况下，在保证进水温度不超过35℃

的情况下，被冷却后的空气进风温度不超过40℃，发电机出口出风温度不超过65℃，最低的空气冷却器温度以不凝结水珠为准，并在进、出风处各装二个PT100热电阻和就地双金属温度计，在每个端盖入风处和定子机座出风处均不少于2个温度计。

2.2.5发电机应具有失磁异步运行、进相运行、调峰运行和不对称运行的能力。

2.2.6发电机的励磁型式：

静态自并励。

2.2.7发电机年运行小时数为8000小时。

2.2.8发电机使用寿命为30年，发电机大修周期不少于四年。

2.3设备运行环境条件

2.3.1设备安装地点：

主厂房内。

2.3.2气象和环境条件

年平均气温13.2℃

极端最高气温41.6℃

极端最低气温-16.3℃

最热月平均气温26.4℃

最冷月平均气温-2.4℃

历年月平均最高气温的34.3℃

最高值（连续十年）

历年月平均最低气温的-11.1℃

最低值（连续十年）

日平均气温8.0℃

年平均严寒日数

（-10℃以下）天11

历年最高干球温度41.6℃

历年最高湿球温度27.8℃

近十年七月份14时干球31.3℃

平均温度

近十年七月份14时湿球23.5℃

平均温度

年平均大气压96.25kPa

最高大气压99.14kPa

最低大气压94.09kPa

冬季平均大气压97.06kPa

夏季平均大气压95.32kPa

年平均相对湿度57%

夏季平均相对湿度65%

冬季平均相对湿度49%

年平均降雨量456.5mm

年最大降雨量599.6mm

日最大降雨量88.5mm

10分钟最大降雨量21.5mm

年平均降雨天数70天

连续降雨最长持续天数8天

全年平均雷暴日数32天

最大冻土深度480mm

地震基本烈度为8度。

设计基本地震动峰值加速度值0.30g，设计地震分组第二组。

地震动峰值加速度0.05g

厂房海拔高度610-684m

2.4技术要求

2.4.1一般要求

发电机及所有附属设备应是成熟的、先进的，并具有制造25MW等级及以上汽轮发电机10台，3年以上成功运行的实践经验，并经ISO9000质量认证，不得使用试验性的设计和部件。

使用的主要标准如下：

国家GB755-2008旋转电机定额和性能；

国标GB/T7064-2008“隐极同步发电机技术要求”

国标GB/T7409.3-2007“同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求”

国标GB10069.1-1988“旋转电机噪声测定方法及限值噪声工程测定方法”

国标GB/T11348.1-1997“旋转机械转轴径向振动的测量和评定第1部分：

总则”

国标GB/T11348.2-1997“旋转机械转轴径向振动的测量和评定第2部分：

陆地安装的大型汽轮发电机组”

JB/T6204-2002“高压交流电机定子线圈及绕组绝缘耐电压试验规范”

JB/T6228-1992“汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定”

JB/T8990-1999“大型汽轮发电机定子端部绕组模态试验分析和固有频率测量方法及评定”。

国家标准GB1029-2005《三相同步电机试验方法》

注：

所引用标准以最新标准为准。

2.4.2发电机技术要求

2.4.2.1基本规格和参数

最大连续功率26/20MW

额定功率因数0.85（滞后）

额定电压10.5/6.3kV

额定转速3000r/min

频率50Hz

相数3

极数2

定子线圈接法Y

效率（保证值）不低于97.4%

短路比（保证值）≥0.5

瞬变电抗Xd'≯0.30

直轴超瞬变电抗

＞0.1

稳态负序电流

（标么值）＞10%

暂态负序电流

t（标么值）＞15s

顶值电压（保证值）不小于2倍额定励磁电压

允许强励持续时间（保证值）不小于10sec

噪音（距外壳1米处）＜85db

2.4.2.2发电机定子出线6个。

其连接端子及接口，可以经槽母过渡后连接封闭母线，投标方应积极配合封闭母线厂，提供相关接口配套图纸资料。

2.4.2.3有一定的短时过负荷能力。

过负荷能力应符合GB/T7064-2008的要求。

（1）定子绕组应能承受下列短时过电流运行时不发生有害变形和开焊等情况。

过电流时间（秒）

10

30

60

120

额定定子电流（%）

226

154

130

116

（2）励磁绕组应具有下列短时过电压能力

过电压时间（秒）

10

30

60

120

额定励磁电压（%）

2

2.4.2.4发电机应具有失磁异步运行的能力。

当励磁系统故障后，在电网条件允许时，发电机能带50%额定有功功率稳态异步运行15min.在发生励磁时，在最初的60秒内将负荷降至60%，90秒内降至40%。

此情况下不影响发电机的寿命或使发电机受到伤害。

2.4.2.5进相运行能力，发电机应能在进相功率因数（超前）为0.95时长期额定有功连续运行，而不产生局部过热。

投标方应说明采取有效措施限制进相运行时端部漏磁引起的端部发热。

2.4.2.6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，由制造厂提供输出功率和温升值。

2.4.2.7当汽轮机主汽门突然关闭时，发电机在正常励磁工况下，允许以同步电动机运行的时间不小于1分钟。

2.4.2.8发电机适合于中性点不接地运行方式。

定子出线端头（线端和中性点）对地绝缘按发电机额定电压设计，并具有与本体相同的绝缘水平和良好的密封性能。

2.4.2.9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。

2.4.2.10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。

2.4.2.11发电机经升压变压器接入35kV系统，在系统出现故障后，允许输电线路快速三相自动重合闸。

2.4.2.12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℃。

2.4.2.13发电机轴承振动值：

发电机在额定转速下运行时，轴承座在二个座标方向（水平、轴向）振动值（双振幅）〈0.025mm。

通过临界转速时不大于0.1mm。

2.4.2.14采取有效的技术措施，防止有害的轴电流和轴电压，转子轴应良好接地，四瓦轴承及油管应良好绝缘。

2.4.2.15定子绕组各相直流电阻值在冷态下，任何两相或两分支路直流电阻之差，排除由于引线长度不同而引起的误差后，应不超过其最小值的1%。

2.4.2.16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5%。

2.4.2.17发电机电话谐波因数应不超过1.5%（从额定频率至5000Hz范围的全部谐波）。

2.4.2.18设计结构要求

1）定、转子线圈的绝缘采用F级绝缘材料,温升按B级考核。

2）发电机定子机壳、端盖、应有足够的强度和刚度，避免产生共振，并说明端盖材质。

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。

自振频率要避开基频和倍频。

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，并避免产生局部过热。

定子机壳与铁芯之间应有弹性连接的隔震措施。

4）发电机的轴承应确保不产生油膜振荡。

5）发电机与汽轮机连接的靠背轮螺栓（汽轮机厂供货），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。

6）发电机机壳、端盖的接合面应具有良好的光洁度和平整度，密封要严密

7）电机端盖应采取措施防止接合面的电腐蚀和防止螺栓发热的措施。

8）发电机应采用空冷密闭循环通风系统。

集电环的通风系统应与电机分开，以避免碳粉污染电机。

9）运行时机内空气相对湿度应不大于50%，并应配备加热装置以保证停机时机内空气相对湿度低于50%。

10）发电机定子各部位的测温元件应严格埋设工艺，保证完整无损。

11）发电机每一轴段的自然扭振频率应躲开工频及两倍工频，即应处于0.9～1.1和1.9～2.1倍工频范围以外。

对可能发生的机电谐振应采取预防措施。

12）转子滑环的冷却风扇应由投标方负责在机轴上配套，以确保可靠运行。

13）发电机转子滑环应设有降低噪音的有效措施。

14）转子护环材质采用1Mn18Cr18N（18Mn18Cr）高机械性能材质，转子滑环材质采用30Mn2，以增强耐腐蚀能力；定子铜线材料应选用无氧铜，转子铜线材料应选用含银铜线。

发电机转子在结构设计、施工工艺、材料选择方面应充分考虑承受负序能力。

15）转子滑环的冷却风扇应由投标方负责在机轴上配套，以确保可靠运行。

发电机转子滑环应设有降低噪音的有效措施。

16）发电机线圈应有可靠的灭火装置。

17）发电机端盖应设置能满足发电机线圈端部的窥视孔并有机内照明系统.

19、转子大轴应设有接地电刷，使转子良好接地

2.4.2.20汽轮机电机转子应进行转速为额定转速120%的超速试验，历时2min而不产生有害变形。

2.4.2.21汽轮发电机内部在定子绕组端附近,必须装设灭火水管，水管的端头必须引出机座外。

2.4.2.22发电机和汽轮机的同轴连轴器由汽轮机厂配套供货，发电机制造厂应与汽轮机制造厂紧密配合（发电机厂负责半联轴器的装配和内孔精加工）。

2.4.2.23应配备如下发电机检测装置：

定子铁芯，绕组层间热电阻（Pt100三线制）；（定子铁芯6个，定子绕组6个）

发电机进风热电阻，出风热电阻（Pt100三线制）；（进出风各2个热电阻和2个双金属温度计）

绝缘过热监测器；

局部放电监测器。

2.4.2.24投标方提供安装发电机转轴上用于测速的齿轮盘和测速探头用的支架。

设计要求和测速探头由汽机厂统一提供。

2.4.2.25每个轴承出油口和发电机热风出口处装设温度计，便于现场温度和信号报警；发电机轴承应予埋一套测温元件，并引至接线板。

2.4.2.26发电机定子绕组出线采用出线铜排形式。

2.4.3励磁系统

发电机采用机端自并励静止励磁系统。

在南瑞继保、ABB、两家励磁系统厂家之中选择，其中励磁变压器在天津特变，海南金盘两家中选择，由招标方最终确定。

2.4.3.1励磁方式：

发电机的励磁方式为自并励静止励磁系统，并装有电力系统稳定器（PSS）。

2.4.3.2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，励磁系统应保证连续运行。

2.4.3.3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（静止励磁系统即使定子电压降到80%额定值时），允许强励时间应不低于10秒。

2.4.3.4励磁系统电压响应时间不大于0.1秒。

2.4.3.5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。

2.4.3.6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3秒，电压摆动次数不多于2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。

2.4.3.7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。

2.4.3.8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%。

2.4.3.9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。

2.4.3.10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。

2.4.3.11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。

2.4.3.12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。

2.4.3.13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。

2.4.3.14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。

2.4.3.15整流装置并联元件有均流措施，整流元件的均流系数应不低于0.9。

2.4.3.16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。

2.4.3.17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。

风机的平均无故障寿命周期为42000小时。

2.4.3.18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。

2.4.3.19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。

2.4.3.20励磁调节器（AVR）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。

2.4.3.21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/Hz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、在线调整低励限制定值（设联会确定）等内容，并留有与自动电压控制设备（AVC）的接口，接口形式待AVC设备定后确定。

2.4.3.22自动励磁调节器AVR设置两个完全相同且独立的（AC调节器）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（DC调节器）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。

2.4.3.23励磁调节器设有备用手动通道，以满足发电机试验、零起升压试验的要求。

2.4.3.24自动励磁调节器应保证在发电机空载额定电压的30-110%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流在20%（空载励磁电流）-110%（额定励磁电流）范围内进行稳定、平滑调节。

2.4.3.25AVR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。

AVR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。

2.4.3.26自动励磁调节器应有与ASS和DEH，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：

a）开关量输出信号（无源干接点，接点容量：

DC220V2A）

1）AVR接通

2）AVR关断

3）AVR自动操作模式

4）AVR手动操作模式

5）AVR功率因数调节器接通

6）AVR功率因数调节器关断

7）AVR设定值最高点

8）AVR设定值最低点

9）AVR欠励限制器动作

10）AVR过励限制器动作

11）强励动作

12）AVR本地控制

13）AVR远程控制

14）PSS投入

15）PSS退出

16）过励限制器投入

17）欠励限制器投入

18）电压/频率比率限制器投入

19）励磁过电压

20）励磁电流低

21）AVR恒无功功率方式

22）AVR恒功率因数方式

23）AVR通道故障

24）励磁脉冲触发故障

25）AVR综合报警

26）可控硅模块故障

27）整流柜风机故障

28）整流器快速熔断器熔断信号

29）灭磁开关合闸位置

30）灭磁开关跳闸位置

31）灭磁开关控制回路断线

32）灭磁开关就地/远方选择开关在远方位置

33）励磁变压器温度高

34）励磁PT断线

35）励磁交流电源故障

36）励磁直流电源故障

37）启励

38）启励失败

39）启励复归

b）外部控制量输入信号

1）接通励磁

2）关断励磁

3）选择AVR自动操作模式

4）选择AVR手动操作模式

5）接通功率因数调节器

6）关断功率因数调节器

7）选择恒无功功率方式

8）选择恒功率因数方式

9）投入PSS

10）退出PSS

11）增磁

12）减磁

c）其它接口：

1）AGC闭锁PSS接口

2）提供PSS试验干扰信号输入接口

3）提供调试用通信接口（含软件，满足现场调试、整定要求）。

2.4.3.27自动电压调节器（包括PSS）应保证投入率不低于99％。

2.4.3.28自动励磁调节器任一元件的损坏，不应造成发电机停机。

2.4.3.29AVR柜可采用自然通风或强迫通风，风机故障时应能保证AVR正常运行，柜体的保护接地和工作接地应分开。

2.4.3.30空气冷却的整流柜或AVR柜，应采用可靠的噪声低于65dB（A）的风机。

2.4.3.31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。

2.4.3.32励磁系统设备在-5℃～+45℃环境温度下连续运行，也能在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。

2.4.3.33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％。

2.4.3.34励磁系统各部件设备应采取防尘、防振措施。

2.4.3.35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满足励磁系统强励工况（机端电压80%，强励倍数2.0倍额定励磁电压）。

a）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。

辅助触头不少于8常开8常闭。

b）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。

c）灭磁主回路绝缘水平不低于发电机转子绕组的绝缘水平。

2.4.3.36磁场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。

2.4.3.37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