二热汽轮发电机技术协议.doc

长春热电二厂二期工程汽轮发电机技术协议附件1 技术规范1 总则1.1 本协议适用于长春热电二厂二期工程发电机设备，协议范围包括发电机本体及辅助系统。它提出设备的功能 设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。1.2 买方在规范书中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，卖方提供一套满足规范书和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。1.3 如未对规范书提出偏差，将认为卖方提供的设备符合规范书和标准的要求。偏差（无论多少）都必须清楚地表示在投标文件中的附件13“差异表”中。1.4 卖方须执行规范书所列标准。有矛盾时，按较高标准执行。1.5 合同签订后3个月，按规范4.8要求，卖方提出合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护等标准清单给买方，买方确认。2 工程概况2.1 总的情况长春热电二厂位于长春市东郊吉长公路与环城公路交汇处，二道区东侧的 伊通河一阶台地上，地势平坦，厂区高程为199.0-201.00m。长春热电二厂是一座大型城市供热电厂，一期工程装设两台200MW抽汽 /凝汽两用汽轮发电机组，于1991年底全部建成投产。设计供生产蒸汽80t/h，供采暖热负荷1507GJ/h。为了满足长春市热负荷增长的需要，扩大城市集中供热面积，提高供热的可靠性，节约能源，改善城市环境，根据国家发展计划委员会文件，计基础20021220号国家计委关于吉林省长春市第二热电厂二期工程可行性研究报告的批复，本项目规划建设规模为60万千瓦，安装3台20万千瓦燃煤双抽供热机组，根据实际供热和用电需要分期建设。本期工程建设2台20万千瓦供热机组，所需设备通过公开招标采购。工程计划于2003年8月开工建设。2.2 本期系统概述本期工程采用发电机变压器组单元接线型式，200MW发电机经15.75kV/220kV变压器接入220kV电力系统。3 设计和运行条件 系统概况和相关设备本招标范围为长春第二热电厂二期工程二台200 MW双抽供热汽轮发电机。包括发电机；励磁系统；氢、油、水系统；检测装置以及备品备件、专用工具等。3.1.2 发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数和额定冷却介质条件下，扣除励磁功率后，机端连续输出额定功率为 200 MW。3.1.3 发电机的输出功率必须与汽轮机最大保证工况( TMCR )的输出功率相匹配，且其功率因数和氢压等均与额定值相同。长期连续运行时各部分温升，不超过国标 GB/T70642002 中规定的数值。3.1.4 发电机定子额定电压为 15750 伏。额定功率因数为 0.85 ( 迟相 )；额定转速为 3000 rpm / min，频率为 50Hz。3.1.5 发电机冷却方式为水、氢、氢。3.1.6 发电机具有失磁后短时异步运行能力，进相运行和调峰运行的能力。3.1.7 发电机的励磁形式，采用静止励磁系统（自并励励磁系统）。3.1.8 水内冷线圈不允许有漏水或渗水，氢冷发电机漏氢量在额定氢压下一昼夜不能大于8m3 / 24小时。3.1.9 发电机的可用小时。大修间隔不少于五年，小修间隔为每年一次。年运行小时不低于7800小时，年利用小时不低于5430小时。3.1.10 所使用的单位为国家法定计量单位制。3.1.11 发电机运转层标高为10m。3.1.12 发电机使用寿命为 30 年。3.1.13 与发电机配套有关系统和元件如自动励磁调节装置、氢气干燥器、热工测量仪表及控制装置配置必须经买方认可。3.1.14 发电机顶轴油系统，由汽机厂统筹考虑，电机厂配合。 工程主要原始资料3.2.1气象特征与环境条件长春热电二厂厂址地处松辽平原分界部位，其气象特征为：历年平均气温5.0极端最高气温38.2极端最低气温-35.8多年平均相对湿度65%最大风速31 .0m/s3.2.2厂区地震电厂厂区地震烈度为7度。3.3 安装运行条件3.3.1 发电机布置于封闭汽轮发电机房内，运转层标高10m。汽机房内设置桥式起重机，用于检修及安装。室内环境温度不低于5。汽轮发电机组为纵向布置，机组带基本负荷并且具有跟随汽轮机变负荷调峰能力。3.3.2 动力电源直流：220V，交流：6000V，380V4 技术要求4.1 发电机技术要求：4.1.1 基本规格和参数 本型汽轮发电机安装在海拔 1000 米以下，环境温度不低于 5的室内场所。 型 号 QFSN3-200-2型 额定容量 235.3 MVA 最大连续功率 和汽轮机匹配(在COS0.85，氢压0.3Mpa(g)，冷却水温38时) 额定功率 200 MW（扣除励磁功率后） 额定功率因数 0.85 (滞后) 额定电压 15.75kV 额定电流 8625A 额定转速 3000 r / min 周波 50 Hz 相数 3 极数 2 定子线圈接法 YY 额定氢压 0.3 MPa 效率(保证值) 98.7 短路比 (保证值) 0.54 瞬变电抗 Xd 0.3 (标么值) 超瞬变电抗 Xd 0.165 (标么值) 承担负序电流能力： 稳态 I2 / IN(标么值) 10 暂态（I2 / IN ）2t 10 s 励磁性能: 顶值电压 2 倍额定励磁电压 电压响应比 2 倍额定励磁电压/s 允许强励持续时间 20 s 噪音： 噪声的工程测定方法按GB 10069.1，声压级限值不超过85dBA。 冷却方式：定子绕组水内冷，转子绕组氢内冷，铁芯及其它结构件均为氢表面冷却。4.1.2 发电机定子出线端数目为6个 1. 发电机旋转方向：由汽轮机向发电机端看为顺时针方向。发电机的相序：从发电机端向汽轮机看，发电机出线端子从左向右顺序为A、B、C。4.1.4 对发电机氢系统的要求:4.1.4.1氢气直接冷却的冷氢温度一般不超过 46（1）。氢冷却器冷却水 进水温度一般不超过 33。有自动温度控制装置调节氢温。 氢气纯度不低于 95时,能在额定条件下输出额定功率。4.1.4.2 机壳和端盖,能承受压力为 0.8MPa 历时 15 分钟的水压试验,对保证允许时内部氢爆不危及人身安全。4.1.4.3 氢气冷却器工作水压为 0.25MPa 以上时,试验水压不低于工作水压的 2 倍, 历时 15 分钟。4.1.4.4 冷却器按单边承受 0.8MPa 压力设计。4.1.5 对发电机水系统的要求:4.1.5.1 冷却线圈的冷却水温度为38。冷却水温度波动范围不超过 10,出水温度不得大于 85. 进水温度有自动调节装置。4.1.5.2 冷却水质透明纯净,无机械混杂物,在水温为20时: 导电率为 0.51.5 ms / cm （定子线圈独立水系统 ） PH值 7.08.0 硬度 20mm。如及个别地方有交叉接触，用绝缘带帮扎牢固，以防磨损）,固定牢靠,避免相互交叉磨损和松动、脱落和破裂,更换时间超过二个大修周期。4.1.20.10 发电机定子各部位的测温元件严格埋设工艺,保证完整无损,每个测温元件的三个头单独引出。4.1.20.11 发电机定子绕组出线与封闭母线相匹配。在发电机出线盒与封闭母线连接处装设隔氢装置，并在适当地点设置排气孔和加装漏氢监测装置。安装位置由哈尔滨电机厂和封闭母线厂配合确定。4.1.20.12 发电机励磁机端的轴承座与端盖和油管间、加便于在运行中测量绝缘电阻的双层绝缘垫。发电机汽机侧转轴装接地刷。4.1.20.13 发电机每一轴段的自然扭振频率处于 0.9 至 1.1 及 1.9 至 2.1 倍工频范围以外。发电机各部分结构强度在设计时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的要求。发电机经升压变压器接入220kV系统，在系统出现故障后，允许输电线路快速单相自动重合闸。能承受电力系统发生系统故障周期性振荡、次同步谐振、误并列等。卖方提供机组自然扭振频率和振型。4.1.20.14 机组的频率特性,要满足GB/T 7064-2002的要求。4.1.20.15 转子护环采用高机械性能材质（18Mn18Cr）,以增强耐腐蚀能力。定子铜线材料选用无氧铜，转子铜线采用含银铜排。（空心和实心导线均100%探伤）4.1.21试验、检验要求4.1.21.1 转子超速试验、当转子全部加工完后,进行 1.2倍额定转速的超速试验,历时 2 分钟而无永久性异常变形和妨碍正常运行的其他缺陷。4.1.21.2定、转子绕组，绝缘引水管，汇水管，测温元件及其他部位的绝缘电阻符合GB/T7064-2002中3.6.2条各款的规定，定、转子绕组耐电压试验满足GB/T7064-2002中3.6.3条中的规定。定子绕组做交流耐压试验，试验电压（有效值）为（2UN+3000V）。定子绕组做直流耐压试验，试验电压为3.5UN。4.1.21.3 定子绕组出线端的绝缘套管单独在空气中进行工频干闪及耐电压试验,试验电压不低于发电机定子绕组试验电压的 1.5 倍历时 1 分钟。定子线圈端部手包绝缘部位满足DL/T596-1996（电力设备预防性试验规程）的要求。4.1.21.5 用水直接冷却的定子绕组的内水系统能承受下述气压试验,历时 8 小时而符合GB/T6288-92要求。定子绕组的内水系统出厂试验气压为0.4MPa ；安装后交接试验水压为 0.75MPa 。4.1.21.6 用水直接冷却的定子绕组的水系统采用集装箱式,冷却器为管式,并备有“混合床”的离子交换器。水系统的阀门、管道、水泵冷却器等均采用不锈钢材质。并且密封材料采用聚四氟乙烯材料，所有钢丝滤网采用激光打孔的不锈钢板滤网。发电机两侧汇水管绝缘垫采用氟橡胶绝缘。扩大发电机两侧汇水母管排污孔，并安装不锈钢法兰，以便清扫母管中的杂物。4.1.21.7 用水直接冷却的定子绕组各支路进行流量试验。运行中能测量和监视总流量。4.1.21.8 转子为氢内冷者,出厂前对每风区、每个通风孔进行通风试验。采用风速法时,引风管出口处静压力为 1000Pa50Pa，测量其风速,槽部各风区风道平均等效风速不能低于 5 米 / 秒，端部风道平均等效风速不允许低于 10.0米 / 秒。4.1.21.9 发电机各部分结构强度在设计时考虑能承受发电机定子绕组出口端电压为105的额定电压、满负荷三相突然短路故障。4.1.21.10 发电机出线盒采用非磁性材料,设计结构时能承受每个出线套管上分别吊装 4 只电流互感器的荷重和防震的要求,且有防止漏氢的可靠性技术措施并装设漏氢的报警装置。定子出线端的绝缘套管在组装前要求单个进行严密性试验。4.1.21.11 发电机的负荷变化率满足汽轮机定压运行时 5/ min 滑压运行时 3/min 的要求。4.1.21.12 发电机本体、励磁系统,氢、油、水以及检测装置等辅助系统在出厂前试验合格后方可交付。4.1.21.13 采用动态波形法测转子绕组匝间短路。4.1.22 发电机氢气、密封油、定子冷却水系统采用独立集装式布置。4.2 励磁系统4.2.1 励磁方式:采用静止励磁系统（自并励励磁系统）。4.2.2 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,励磁系统保证连续运行。4.2.3 励磁系统具有短时过载能力,大于发电机转子绕组短时过负荷能力，强励电压倍数不小于 2.5，允许强励时间为20秒。4.2.4 励磁系统响应比 (V) 即电压上升速度,不低于 3.56 倍 / 秒。4.2.5 发电机电压控制精度 (从空载到满载电压变化)，不大于 0.51.0的额定电压。励磁控制系统暂态增益不小于 25 倍。4.2.6 自动励磁调节器的调压范围,发电机空载时能在 70110 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 0.20.5。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。4.2.7电压频率特性,当发电机空载频率变化 1，采用可控硅调节器,其端电压变化不大于 0.25 额定值。 在发电机空载运行状态下,自动励磁调节器的调压速度,不大于1 额定电压 / 秒;不小于 0.3 额定电压 / 秒。4.2.8发电机转子回路装设过电压保护,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。4.2.9在空载额定电压情况下，当发电机给定阶跃为10%时，发电机电压超调量不大于阶跃量的50%，摆动次数不超过3次，调节时间不超过10s。4.2.10当发电机突然零起升压时，自动励磁调节器保证其端电压超调量不得超过额定值的15%，摆动次数不超过3次，调节时间不超过10s。4.2.11. 当采用静止励磁系统（自并励励磁系统）时，励磁系统由下列主要部件组成：1 励磁变压器2 功率整流装置3 自动励磁调整器（包括手动控制单元）4 起励装置、灭磁装置及转子过电压保护装置4.2.12励磁变压器采用F级绝缘干式变压器，能满足以下要求：1 励磁变压器其一次绕组与二次绕组之间有静电屏蔽。2 励磁变压器容量充分考虑电流分量中高次谐波所产生的发热。3 励磁变压器满足汽轮发电机空载试验时130%额定机端电压的要求。4 励磁变压器有必要的保护及监视装置。5. 励磁变压器采用自冷式，其温升满足额定容量长期运行不间断运行的要求。4.2.13励磁系统能保证发电机在各种运行工况下的稳定运行和强励的要求。功率整流装置有足够的裕度，功率整流装置采用两桥并联工作，一桥故障退出满足强励。从软件上实现满足整流装置均流要求的技术措施，均流系数0.85。4.2.14静止励磁系统中起励的他励电源容量满足发电机空载电压大于10%的要求。起励成功或失败时起励回路能自动退出。4.2.15静止励磁系统采设备。灭磁开关采用进口ABB的设备，励磁系统采用南京南瑞的产品。励磁变压器采用海南金盘的产品。4.2.16 励磁调节器 (AVR) 性能可靠,并具有微调节和提高发电机暂态稳定的特性。放大倍数,时间常数,参考电压、反馈信号量等有明确的位置指示。励磁调节器还设有过励磁限制;过励磁保护;低励磁限制;电力系统稳定器等附加功能。4.2.17励磁调节器 (AVR)为微机型(数字式)，具有与DCS系统通讯的接口,具有在线显示和修改参数的能力。具有在线试验、帮助、故障自诊功能，具有故障录波及记忆功能，容错控制功能齐全。自动励磁调节器电压测量单元的时间常数30ms。4.2.18 为了保证励磁调节器 (AVR) 的可靠工作,设置两套同时工作,同时还设有独立的手动电路作为备用,手动电路能自动跟踪;自动跟踪要有一定的死区和上、下限值;当自动回路故障时能自动切换到手动通道。4.2.19励磁调节器能满足发电机各种运行方式的要求，如恒发电机电压运行、恒发电机转子电流运行、恒功率运行、恒功率因数运行。励磁调节器工作电源采用交、直流两路电源。4.2.20 励磁回路中,装设性能良好、动作可靠的自动灭磁装置，采用合肥科聚公司成套产品。4.2.21励磁回路中,安装电压互感器和电流互感器,以便在运行中监视电压和电流。4.2.22 空气冷却的整流柜,采用可靠的低噪声风机,并有备用风机,运行中风机故障时,备用风机能自动投入。4.2.23 采用风冷的可控硅整流装置和 AVR 装置能在-10+40的环境温度下连续运行,也能在最湿月的月平均最大相对湿度为 90，同时该月的平均最低温度为 25的环境下连续运行。4.2.24励磁系统故障引起的发电机强迫停机率不大于0.1%。4.2.25励磁系统控制柜的噪声不大于80dB(A)。4.2.26励磁系统在发电机近端发生对称或不对称短路时保证正确工作。4.2.27励磁系统设备能经受发电机任何故障和非正常运行冲击而不损坏。4.2.28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号机等电器干扰时不发生误调、失调、误动、拒动等情况。4.2.29励磁系统中励磁变压器本体防护等级为IP32，其余屏体护等级为IP44。4.2.30励磁系统在其电源电压偏差+10%到-15%，频率偏差+4%到-6%时，励磁系统极其继电器、开关等操作系统均能正常工作。4.3 氢气系统4.3.1、设计要求氢气系统主要是供发电机冷却用,一般最少提供下列设备。4.3.1.1两套压力自动调节器,每套包括一个减压阀、两个压力计和一个低压报警开关等,用于控制发电机内部氢气压力。4.3.1.2氢气进入发电机前和在运行中必须干燥,因此要有干燥装置。请卖方提出型式、性能及有关说明。供发电机充氢、补氢用的新鲜氢气在常压下的允许湿度：露点温度td-504.3.1.3 阀门、管接头等附件要求不锈钢材质。4.3.2 仪表和控制 详见4.10条款。4.3.3 由卖方填写的技术表包括设计图纸和说明4.3.3.1最大氢气压力 0.32 MPa (g) 压力允许变化范围(发电机壳内) 0.30.02MPa (g)4.3.3.2 发电机机壳内氢气纯度 额定 98 最小 95 4.3.3.3 发电机机壳内氢气湿度（在额定氢压下） 露点为 - 5 -254.3.3.4 对补充氢气纯度的要求H2 99 %O2 0.3 %4.3.3.5 对补充氢气湿度的要求露点为 -50 4.3.3.6置换的气体容积和时间及其监测装置 (包括发电机机壳和管路) (卖方填写)需要的置换运行需要气体容积估计需要的气 体盘车状态停止状态时间 (小时)二氧化碳用二氧化碳 (纯度为85) 驱除空气135 m380 m34h氢气用氢气 (纯度为 96)驱除二氧化碳200 m3140 m33h氢气氢气压力提高到MPa 200 m3140 m31h二氧化碳用二氧化碳纯度为 96驱除氢气135 m380 m34h4.3.3.7氢气总补充量 (在0.3 MPa 额定氢压时) 保证值 8 0.05 MPa4.5.3.10说明通过泵组的冷却水是否要经过处理和过滤 定子线圈内冷却水入口最高温度 45 定子线圈内冷却水性质 化学除盐水 系统材料 1Cr18Ni9Ti不锈钢 水泵 1Cr18Ni9Ti不锈钢 管道 1Cr18Ni9Ti不锈钢 热交换器 1Cr18Ni9Ti不锈钢 热交换器管子 1Cr18Ni9Ti不锈钢 外壳 1Cr18Ni9Ti不锈钢 集箱 Q235 定子冷却水系统图 见投标资料部分 专用工具和特殊试验项目 无4.6 电流互感器4.6.1 技术要求电流互感器是供给发电机的继电保护、电压调节器，测量表计之用，采用套管型。安装在发电机定子线圈引出端子上，其二次侧引出线联接在机组的就地端子箱内。发电机出线端电流互感器排列顺序（按精度等级）与设计院协商。 每台发电机 24 只，其精度等级为 继电保护 15只 12000/5A 120VA 5P20 电压调节器 3 只 12000/5A 120VA 0.5级 测量表计 3 只 12000/5A 120VA 0.5级 有功无功电度表 3 只 12000/5A 60VA 0.2级 4.6.2 由卖方填写的数据4.6.2.1 型式 LRZB20 4.6.2.2 安装位置 定子出线套管4.6.2.3 额定电压 15.75kv 4.6.2.4电流比 12000/5 4.6.2.5 数量 244.6.2.6 精度等级 5P20/0.5/0.24.6.2.7 额定容量 200VA/200VA/60VA4.6.2.8 参考图 后供 4.7 技术标准 发电机和励磁系统的制造、验收和交接试验以国家标准为主要依据，并参考 IEC 标准。4.7.1 发电机的技术标准 国标 GB7552000 “旋转电机基本技术要求” 国标 GB/T70642002 “透平型同步发电机技术要求” IEC341 (第八版) “旋转电机第一部分额定值和性能” IEC343 “汽轮发电机的特殊要求”4.7.2 励磁系统的技术标准 国标 GB7552000“旋转电机基本技术要求”国标 GB7409.31997“大、中型同步发电机励磁系统基本技术条件”国标 GB109486“电力变压器”DL/T650-1998“大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件”DL/T650-1998“静态继电保护及安全自动装置通用技术条件” IEC2A (秘131978) “汽轮发电机励磁系统技术要求”IEC (秘5931982)“关于同步发电机励磁系统的若干规定”。 4.7.3 发电机和励磁系统有关其他标准 国标 GB1029-1993 “三相同步电机试验方法” 国标 GB1441-87 “电站汽轮发电机组噪声测定方法” 国标 GB10068.1-88 “旋转电机振动测定方法及限值振动测定方法” 国标 GB10068.2-88 “旋转电机振动测定方法及限值振动测定限值” 国标 GB10069.1-88 “旋转电机噪声测定方法及限值噪声工程测定方法” 国标 GB10069.2-88 “旋转电机噪声测定方法及限值噪声简易测定方法” 国标 GB10069.3-88 “旋转电机噪声测定方法及限值噪声限值”DL/T651-1998 “氢冷发电机氢气湿度技术要求”GB50150-91“电气装置安装工程电气设备交接试验标准”。DL/T735-2000“大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定”。DL/T607-1996“汽轮发电机漏水漏氢的检测”。DL/T596-1996“电力设备预防性试验规程”。国家电力公司1999年11月9日发布“汽轮发电机运行规程”。4.8 保证值 卖方（卖方）对下列条款作出保证:4.8.1当氢气冷却器的入口冷却水温33，其他参数均为额定值时发电机额定出力200MW。当冷却水温为20时其出力与汽轮机的最大保证工况(T-MCR)输出功率相匹配,且其功率因数和氢压等均与额定值相同。4.8.2发电机效率98.7%;4.8.3 机组轴系在额定转速下运行时，轴承座在水平、垂直两个坐标方向的允许振动值、轴振相对位移、轴振绝对位移、轴承座及轴系在升降速或超转速时的振动值，满足现行国家标准GB/T7064-2002的规定。4.8.4发电机在旋转中额定氢压下漏氢量小于8m3/24h。4.8.5励磁性能:高起始响应系统(顶值电压2倍额定励磁电压,电压响应时间0.1Sec)4.9发电机技术数据表表1:发电机数据汇总表(由卖方填写)序号 名 称单位 设计值 试验值 保证值 备 注1规格型号发电机型号QFSN3-200-2额定容量 SN MVA235.3235.3额定功率 PN MW200200最大连续输出功率 Pmax MW220220额定功率因数cosfN 0.85（滞后）定子额定电压 UN KV15.75定子额定电流 IN A8625额定频率 fN HZ50额定转速 nN r/min3000额定励磁电压 UfN V450额定励磁电流 I fN A1765定子线圈接线方式YY冷却方式水氢氢励磁方式静止励磁2参数性能定子每相直流电阻(75) W0.002170.00225转子线圈直流电阻(75) W0.2270.2183定子每相对地电容 pfA0.273B 0.273C 0.273转子线圈自感 L1.196直轴同步电抗 Xd %194.5200.3横轴同步电抗 XqU %190 直轴瞬变电抗（不饱和值）Xdu %25.8424.5直轴瞬变电抗（饱和值）Xd %23.618.8723.6横轴瞬变电抗（不饱和值）Xqu %44.5横轴瞬变电抗（饱和值） Xq %39直轴超瞬变电抗（不饱和值）Xdu %1820.96直轴超瞬变电抗（饱和值）Xd %16.517.816.5横轴超瞬变电抗（不饱和值）Xqu %17.6横轴超瞬变电抗（饱和值） X”q % 16.2负序电抗（不饱和值）X2u % 17.819.65负序电抗（饱和值）X2 %16.4零序电抗（不饱和值）Xou %8.358.28零序电抗（饱和值）Xo %7.9直轴开路瞬变时间常数Tdo Sec6.666.86横轴开路瞬变时间常数Tqo Sec0.673直轴短路瞬变时间常数Td Sec0.6820.775横轴短路瞬变时间常数Tq Sec0.133直轴开路超瞬变时间常数Tdo Sec0.048横轴开路超瞬变时间常数Tqo Sec0.088直轴短路超瞬变时间常数Td Sec0.035横轴短路超瞬变时间常数Tq Sec0.035灭磁时间常数 Tdm Sec1转动惯量GD2 tm223短路比 SCR 0.5460.54稳态负序电流 I2 %1010暂态负序电流 I22t1010允许频率偏差 %2允许定子电压偏差 %5失磁异步运行能力 MW min10030进相运行能力 MW200进相运行时间 h长期连续运行h指运行小时允许误并列能力120二次（寿命期内）电话谐波因数 THF