汽轮发电机技术条件

1、汽轮发电机技术条件 Specification for Turbine Generators SD 27088 (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SD26888燃煤电站锅炉技术条件(试行本)、SD26988固定式发电用凝汽汽轮机技术条件(试行本)、SD27088汽轮发电机技术条件(试行本)，SD27188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

2、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 SD27088 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15667MVA各种冷却介质和冷

3、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

4、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

5、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)%15.031.362.56300，105006300，105006300，105000.8097.097.498.2117.7147235.33536671050013800157502000020000240000.850.850.9098.498.498.698.798.752.6.2 353MVA及以上容量的发电机应有110%

6、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

7、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2045，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5.0s/cm； 235.3MVA及以上不大于2.0s/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

8、1.5s/cm。 3.1.5.3 冷却水的pH值为6.88.0。 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10gE/L； 235.3MVA及以上小于2gE/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

9、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

10、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

11、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 Xd Xd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(%) 1824 2025 2530 2535 12151418 1721 17253.4.3 短路比的最小值不应有负容差。 3.4.4 瞬变电抗(Xd)的最大值不应有正容差。 3.5

12、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

13、 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  100105 1251302转子绕组 7080 85105  105125 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&

14、#160; 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17000

15、V(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

16、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 0.03mm 0.06mm 水平垂直轴向均一致四级发电机 0.05mm 0.10mm 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

17、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

18、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.

19、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(M)； 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

20、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1M，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2k。 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1M。 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1M。 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

21、，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

22、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

23、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) 10 30 60 120 定于绕组电流(%) 226 154 130 116 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

24、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) 10 30 60 120 转于绕组励磁电压(%) 208 146 125 112 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

25、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

26、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1.82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

27、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

28、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；

29、 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

30、.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；

31、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； b.转子绝缘引水管装配图； c.转子进水装配图； d.转子出水装配图； e.气水、水水，冷却器图

32、； f.水系统图及布置图； g.漏水报警装置接线图和外形图； h.水泵及水路布置图； i.水处理设备结构及布置图。 4.7 文件及资料 a.发电机主要部件机械计算(包括应力及安全系数)数据； b.发电机转子中心孔、齿根在额定和超速时的应力和安全系数，以及中心孔的超声波检查记录； c.发电机、护环、心环、滑环、风扇环、风叶、联轴器，槽楔等在额定和超速时的应力和安全系数，公盈和分离转速； d.发电机轴颈在额定及事故情况下的扭矩应力和安全系数； e.发电机机座固有振动频率； f.发电机铁芯固有振动频率，定子端部线圈自振频率和振幅值； g.发电机定子隔振弹簧板的系数，隔振系数，应力及安全系数； h.发

33、电机定子压圈的应力和安全系数； i.发电机端盖、端罩的刚度变形和应力； j.发电机轴承比压、流量、损耗； k.发电机转子和护环材料的物理和化学性能。 注：氢、油控制系统，水控制系统文件图纸另订。 5 试验和检查 汽轮发电机的试验分型式试验、出厂试验(包括检查)以及交接试验，前两种大多数试验项目在制造厂内进行，交接试验是在安装地点进行。 汽轮发电机制造厂应对原材料、零部件精度、主要部件进行检验，保证符合有关标准的规定，并向用户提供必要的原始数据。 5.1 汽轮发电机的型式试验和出厂试验(包括检查) 5.1.1 汽轮发电机在制造厂内进行型式试验和检查项目如下： *a.绕组、埋置检温计、轴承的对地绝

34、缘和绕组相互间的绝缘电阻测定； *b.绕组在实际冷状态下直流电阻的测定； *c.空载特性的测定； *d.稳态短路特性的测定； e.温升试验(在安装地点进行)； *f.效率的测定； g.短时过电流试验； h.突然短路机械强度试验(参见3.18.3)； i.额定励磁电流和电压调整率的测定； j.电压波形正弦性畸变率和电话谐波因数的测定； *k.绕组电抗和时间常数的测定； *l.转子动平衡和超速试验； *m.交流耐电压试验； n.短时升高电压试验； o.无励磁时的一般机械验查，并测定轴承油温和振动； *p.定子铁芯的损耗发热试验； q.励磁机的型式试验按有关国标的规定进行(直流励磁机按直流电机的型式

35、试验项目，交流励磁机按同步发电机的型式试验项目)； *r.定子绕组直流耐压试验，在制造厂，试验电压标准为4倍额定电压。在规定的试验电压下，各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%； *s.不同转速下励磁绕组交流阻抗的测定； *t.氢内冷转子通风孔检查试验； u.噪声的测定； *v.定子绕组接头采用锡焊结构的发电机必须经150%额定电流，历时2分钟的发热试验； *w.振动测量：测量发电机各轴瓦(或轴)、定子端部线圈、机座、端盖； x.绝缘电阻测定：测量定子绕组、检温计、轴承对地和绕组相互间的绝缘电阻。 *为出厂试验(检查)项目，也是型式试验的项目。 5.1.2 对氢冷汽轮发电机必须增加下列型式

36、试验和检查项目。 *a.油密封绝缘电阻测定； *b.进行气密试验检查密封情况。 *为出厂试验(检查)。 5.2 汽轮发电机安装后的交接试验和检查项目 5.2.1 汽轮发电机在安装后，由订货方、制造厂与安装单位进行交接试验，具体项目如下： a.绕组埋置检温计、轴承的对地绝缘电阻和绕组相互间的绝缘电阻的测定； b.绕组在实际冷状态下直流电阻的测定； c.空载特性和稳态短路特性的测定； d.温升试验； e.耐电压试验，试验电压为表7规定值的75%； f.短时升高电压试验； g.发电机冷却系统的试验； h.测量轴两端间的电压和轴对地电位； i.机械检查，测定轴承油温和轴承振动等； j.定子绕组直流耐压

37、； k.在不同转速下励磁绕组交流阻抗的测定； l.在额定转速运行时，发电机、励磁机及滑环等处噪音水平的测定； 5.2.2 对氢冷汽轮发电机必须增加下列试验和检查项目： a.油密封的绝缘电阻测定； b.检查油和氢气控制系统的工作情况； c.确定漏氢量，在额定氢压下每昼夜整个机组转动时的漏氢量不超过发电机氢气量的5%； d.氢内冷转子通风孔检查试验。 5.2.3 对水冷汽轮发电机必须增加下列试验和检查项目： a.定子总进、出水管的绝缘电阻的测定； b.转子进、出水支座的绝缘电阻的测定； c.定子绕组和励磁绕组耐水压试验和流量检查； d.检查绕组冷却水系统的工作情况。 5.3 励磁机的交接试验项目

38、5.3.1 对直流励磁机 a.绕组对机壳及相互间绝缘电阻的测定； b.绕组在实际冷却状态下直流电阻的测定； c.空载特性的测定； d.换向检查； e.温升试验； f.耐电压试验，试验电压为出厂试验值的80%，历时1min； g.在转速为额定值的105%时测量顶值电压，并在此时进行短时升高电压试验； h.振动的测定； i.空气间隙的测定。 5.3.2 对交流励磁机 a.绕组对机壳及相互间绝缘电阻的测定； b.绕组在实际冷态下直流电阻的测定； c.空载特性和稳态短路特性的测定； d.温升试验； e.耐电压试验，试验电压为出厂试验值的80%，历时1min； f.测量顶值电压并在此时进行短路时升高电压

39、试验； g.振动的测定； h.空气间隙的测定。 5.4 产品合格证 制造厂在发电机出厂时做出厂检查结论，填入产品合格证，产品合格证与发电机一起装箱。 6 标志、包装、运输和保管 6.1 汽轮发电机的铭牌 a.电机名称； b.制造厂名； c.产品标准编号； d.电机型号； e.制造厂出品编号； f.接线法； g.出品年月； h.额定频率 赫芝(Hz)； i.额定功率 千伏安/千瓦(kVA/kW) j.额定定子电压 伏(V)； k.额定定子电流 安(A)； l.额定功率因数 cos； m.额定励磁电流 安(A)(试验值)； n.额定转速 转/分(r/min)； o.绝缘等级。 对氢冷汽轮发电机并需

40、有发电机氢气的额定工作压力及最高允许工作压力(Pa)。 对水冷汽轮发电机并需有发电机定、转子绕组进水压力(Pa)及额定流量(m3/h)。 6.2 励磁机的铭牌 a.电机名称； b.制造厂名； c.产品标准编号； d.电机型号； e.制造厂出品编号； f.出品年月； g.励磁方式； h.额定功率，直流励磁机标千瓦(kW)，交流励磁机标千伏安(kVA)及额定功 率因数； i.额定电压 伏(V)； j.额定电流 安(A)； k.额定转速 转/分(r/min)。 6.3 汽轮发电机冷却器名牌 a.产品名称； b.制造厂名； c.冷却器型号； d.制造厂出品编号； e.出品年月； f.额定功率(kW)；

41、 g.冷却水额定温度()； h.水压降(mm?水柱)； i.耗水量(m3/h)； j.最大工作压力(Pa)； k.风量(m3/s)； l.风压降(mm?水柱)； m.氢冷汽轮发电机氢气的最高工作压力(Pa)。 6.4 出品编号 汽轮发电机的出品编号应打印在联轴器端的转子端面上。 6.5 装箱运输 汽轮发电机从制造厂运出时应妥善包装，固定良好，以防止在运输过程中发生滑移和碰坏。 其包装箱上应有下列标记； a.产品名称和型号； b.毛重或净重(kg或t)； c.制造厂名称、地址； d.收货单位和到站； e.注意事项(如加注“小心轻放”、“不可倒置”、“防止潮湿”、“防止碰磕”等)。 6.6 防锈、

42、防冻和保管温度 发电机转子表面应涂防锈油或漆以防止生锈。水冷汽轮发电机应对定、转子所有的内部水系统采取防冻措施，其进、出水口应妥善封盖。发电机最低保管温度为5。 7 保证期 7.1 在运输与保管良好的情况下，制造厂对发电机零部件的防锈、防潮保养负责期，应不少于从发货日起算的12个月。 7.2 发电机一般应在制造厂发货完毕后的12个月内开始安装。制造厂应保证发电机在试运行后的18个月内正常运行，在此期间，如因设计和工艺质量问题而不能正常运行或发生零部件损坏，应由制造厂负责无偿修理或更换。 7.3 制造厂总保证期限，一般为发完最后一批货之后的36个月。大型机组或新型首批机组的总保证期限，可由制造厂

43、与需方商定延长。 附 录 B 权衡系数-频率曲线图B1 附 录 C 用氢气作为冷却介质的汽轮发电机安装和运行的附加规则 (补充件) C.1 如励磁机和集电环装有外罩，外罩内可能漏入氢气，必须要有良好的通风。 C.2 氢、油系统元件必须经过8×105Pa的水压试验。 C.3 测量氢气仪表和控制装置在运行中可能存留可燃性混合气体，内部电路应有安全防火措施。 C.4 测定机内氢气纯度至少应该用两种不同的方法、互相校核。 C.5 发电机氢控架只允许放置68个氢气瓶。 C.6 储气罐必需装在离电机机房一定距离的室外，高压管路进入设备之前应装有自动停止阀门，以保护管道可能破坏或渗漏。 C.7 密

44、封瓦油系统正常运行时，应有备用油源以保证供油可靠。 C.8 应预防在轴承油系统中可燃性的空气和氢气的混合体的聚积。应在适当位置安装连续运行的排气装置。 C.9 不能用氢气直接置换空气，反之亦然，在两种情况下，发电机都必须用惰性气体进行置换，使纯度至少达90%。压缩空气只用于排出发电机内的惰性气体，用完要立即拆除其联接接头。 C.10 当发电机为户内供氢时，运行中同时只能有一个或二个氢气瓶。 C.11 发电机的氢气密封系统应经常进行监视。如漏氢量增加很快，必需立即采取措施减少漏氢。如在24h内漏氢量超过正常运行值的1.5倍，就应采取措施减少漏氢量，不得迟缓。一旦证明没有可能，无论氢压和负荷情况如

45、何，必须考虑停机和排除氢气。 附 录 D 典型出力图 图D1 附加说明： 本标准主要编写人：郭灏、论茂增、毛国光 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编制说明 中华人民共和国水利电力部1988-04-11发布 1988-07-01实施 一、编制的必要性和制定过程 国家标准汽轮发电机通用技术条件虽已编制并上报国家标准局，但尚未批准出版。特别是这一版本国标，仍未能充分反映国内的运行经验和引进技术的许多实际问题，未能对经济效益和电力工业的整体需要有具体的指导。为解决电力系统的急需和促进制造和运行水平的提高，水电部科技司于1985年末指示“水电部汽轮发电机标准化技术委员会

46、”，开始编制汽轮发电机技术条件，做为水电部标准。整个编制过程，都是在部科技司的领导下进行的。 水电部“汽轮发电机标准化技术委员会”于1986年初开始收集资料、进行编写，并多次组织专家讨论关键条款，征求设计、基建、运行和科研方面的意见，于1986年底形成初稿。水电系统在全国范围内对初稿进行了函审，又于1987年3月18日至21日，在保定召开的“机、炉、电标委会年会”上进行了会审。经过协商、归纳和审查，现已形成报批稿。 二、基本依据 1.国家标准汽轮发电机通用技术条件(报批稿)、电机基本技术要求(GB 75581) 对其来源、根据、形成时的历史条件和实际应用时的问题，做了分析。确定了需要修改和增补

47、的内容。 2.水电部电气设备预防性试验规程、发电机运行规程等。 对选型、定货、成套、安装、交接和运行的实际需要，力求在本标准中得到反映和衔接。 3.水电部进口大容量火力发电设备技术谈判指南等。 对引进机组、引进技术进行了消化。凡适合国情、有经济效益的部分，吸收进来。 4.国际电工委员会标准、美国国家标准局标准和英国、苏联、日本标准等。 对它们的异同做了分析，力求向国际水平靠拢。凡经过努力可以做到的，都以国际电工委员会标准为目标，以利国际合作和机组出口。 三、主要条款的说明 为便于查对，以下按汽轮发电机技术条件的顺序，在同样的标号下做简要说明。 1.1 适用范围 本技术条件(以下简称部标汽发)规定适用于15MVA至667MVA的汽轮发电机，冷却方式包括空冷、氢外冷、水水空、氢内冷、水氢氢、水水氢等各种冷却方式。本条与国家标准汽轮发电机通用技术条件(以下简称国标汽发