1x350MW发电机技术协议

1、X有限公司自备电厂XX号机（XX） 1X35OMW工程汽轮发电机设备技术协议XXX有限公司自备电厂1#机1 X350MW汽轮发电机设备技术协议买方：XXXX有限公司卖方：XXXX有限公司零一三年XX有限公司自备电厂XXXXX伙350MW 工程汽轮发电机设备技术协议 II附件1技术协议1总贝J1.1工程概况1.2主要技术规范1.3设计条件1.4设计制造技术标准2技术要求2.1发电机本体性能要求2.2发电机本体结构和设计要求2.3发电机本体仪表和控制2.4随机供应阀门要求2.5材料2.6安装和检修的要求3性能保证和验收试验3.1性能保证3.2性能验收试验4质量保证5包装、标志、运输及保管5.1包装

2、5.2标志5.3运输5.4保管6检验与验收7技术数据表7.1发电机本体参数性能汇总表7.2励磁系统参数性能汇总表8设计分工附件2供货范围附件3技术资料及父付进度附件4交货进度附件5设备监造（检验）和性能验收试验附件6价格表附件7技术服务和联络附件8分包商/外购部件情况附件9大件部件情况XX有限公司自备电厂XXXXX伙350MW 工程汽轮发电机设备技术协议- -附件1技术规范本技术规范适用于机的1台350MW汽轮发电机设备及其辅助设备和附件， 它提出 了设备及其辅助设备和附件的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。买方在本技术规范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

3、适用 的标准，卖方应提供一套满足本技术规范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。卖方须执行本技术规范所列标准，有矛盾时，按较高标准执行。卖方提供的设备应是成熟可靠、技术先进的产品，且应有两台及以上相同功率发电 机设备制造合同及供货业绩。卖方对供货范围内的发电机成套系统的设备（含辅助系统与设备、附件等）负有全 责，即包括分包（或对外米购）的产品。分包（或对外米购）的产品制造商应事先征得买方的认可。对于卖方配套的控制装置、仪表设备，卖方提供与ECMS、DCS控制系统的接口并负责与ECMS、DCS控制系统的协调配合，直至接口完备。合同签订后两周内，

4、按本规范要求， 卖方提出合同设备的设计、制造、检验/工厂试 验、装配、安装、调试、试运、验收、性能试验、运行和维护等标准清单给买方，买方 确认。卖方中标后，投标文件经技术澄清后，承诺内容和技术协议具有同等约束力，与订 货合同正文具有同等效力。在合同签定后，买方有权因规范、标准、规程发生变化而提出一些补充要求，在设 备投料生产前，卖方应在设计上给以修改。本工程采用KKS标识系统。卖方提供的技术资料（包括图纸）和设备的标识必须 有KKS编码，卖方承诺KKS标识系统采用买方的企业标准。卖方要严格按照本技术协议的表格填写技术数据，不得随意更改次序，表格中的项 目不得删除，若卖方的设备没有表格所列项目，

5、则应注明，增加的项目，也应注明。工程概况 接入系统：暂按以2回220kV线路接入系统，以2回220kV线路接入工业区变电所,具体方案由接入系统可研审查确定。煤源：设计煤种及校核煤质均采用神华五彩湾褐煤，皮带运输。水源：采用“ 500水库”东延供水工程供应地表水,启动汽源：由2 X 20t/h启动锅炉引接。灰渣及脱硫石膏：石膏全部综合利用，灰渣采用汽车运输至灰场，碾压堆放。本工程地震基本烈度为6度，地震峰值加速度为0.05g，场地区域没有大的断裂构造,地质条件较好。主厂房零米海拔标高约为499.80m。 气象特征与环境条件：1.2主要技术规范本技术规范范围为1 X350MW汽轮发电机。包括发电机

6、、励磁系统、氢、油、水系统;检测装置、专用工具以及有关备品备件等。运行环境温度-0 +40 C运输、储存温度-50 C +42 C1.2.1基本规格和参数、容量额定容量412MVA额定功率350MW （扣除静态励磁所需的功率）额定功率因数0.85额定电压20kV额定电流11886.6A最大连续输出功率371MW（在额定氢压、额定功率因数但氢气冷却器进水温度不大于33_ C ）（最终以汽机厂热平衡为准）额定转速3000r/min频率50Hz定子线圈接法YY绝缘等级F（按B级考核）额定氢压0.3 MP a(g)效率（保证值） 98.9%包含转子铜耗）短路比（保证值） 0.5瞬变电抗Xd 0.15（

7、标么值）承担负序能力：稳态I2/In10%2暂态(|2/In) t10s励磁性能：顶值电压咅额定励磁电压电压响应比咅额定励磁电压/秒允许强励持续时间 20s噪音（距外壳1m处） 85dB(A)发电机最大运输重量202 t1.3设计条件1.3.1室内环境温度：最高40 C/最低0 C以上（不结冰）1.3.2环境相对湿度（在25C时）：年平均值：65%1.3.3发电机布置于封闭汽轮发电机房内，运转层标高12.6m。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1.3.4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。1.3.5动力电源直流：220V，交流：600

8、0V , 380/220V1.4设计制造技术标准发电机和励磁系统的制造、验收以国家标准为主要依据，并参考IEC标准。1.4.1发电机的技术标准国标GB11348.1 89 “旋转机械转轴径向振动的测量和评定”国标GB755 2000 “旋转电机基本技术要求”国标GB/T7064 2008 “透平型同步电机技术要求”。IEC34 1（第八版）“旋转电机第一部分一一额定值和性能”IEC34 3 “汽轮发电机的特殊要求”1.4.2励磁系统的技术标准国标GB755 2000 “旋转电机基本技术要求”国标GB/T7409.3 1997 “同步电机励磁系统”IEC2A(秘13 1978) “汽轮发电机励磁

9、系统技术要求”IEC(秘593 1982) “关于同步发电机励磁系统的若干规定”1.4.3发电机和励磁系统有关其他标准国标GB/T1029 93 “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JB6204 92 “

10、大型高压交流电机定子绝缘耐电压试验规范”JB/T6227 92 “氢冷电机密封性检验方法及评定”JB/T6228 92 “汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定”JB/T6229 “汽轮发电机转子直接氢冷通风道检验方法及限值”DL/T650 1998 “大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件”GB50150 91 “电气装置安装工程电气设备交接试验标准”。上述所有标准如有重新颁布的最新标准，按最新标准执行。2技术要求2.1发电机本体性能要求 2.1.1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，扣除自并励励磁所消耗的功率，机端连续输出额定功率为 350MWV最大连续出力与汽

11、机T-MC工况出力相匹配。2.1.2在额定频率、额定电压、额定功率因数和额定冷却介质(氢气冷却器冷却水温为 33 r)条件下，当发电机出力为371M时，保证发电机长期连续稳定运行。2.1.3发电机最大连续输出功率与汽轮机的最大保证输出功率(T MCR相匹配，此时功率因数和氢压均为额定值。长期连续运行时，各部分温度(温升)，不超过国标GB/T70642008隐极同步发电机技术要求中规定的数值。发电机最大输出功率可以与汽轮机 的VW工况出力相匹配。2.1.4发电机定子额定电压为20kV。额定功率因数为0.85(滞后)；额定转速为3000r/min，频率为 50Hz。2.1.5发电机冷却方式为水、氢

12、、氢。2.1.6发电机具有失磁异步运行、进相运行和调峰运行的能力。2.1.7发电机的励磁型式为自并励形式，采用进口 ABB散件、东电组装励磁。水内冷线圈保证不漏水、不渗水。现场承受气密试验 0.35Mpa(g)/8小时，氢冷发 电机漏氢量在额定氢压下保证小于8Nn3/24小时(折算为标准大气压下)。2.1.82.1.9发电机的年运行小时数8500小时，年利用小时数7500小时。大修间隔不少于五年,小修间隔为每年一次。正式投产后第一年、第二年可用率为99%第三年后非大修年可用率不低于99%强迫停运率V 0.5%。2.1.10所使用的单位为国家法定计量单位制。2.1.11发电机运转层标高为12.6

13、m。2.1.12发电机使用寿命不小于30年。2.1.134)发电机水冷系统的技术条件: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、绝缘在线监测仪、氢气纯度、湿度监测仪、热工测量仪表及控制装置配置经买方认可。2.1.14发电机技术要求:1)发电机定子出线端数目为6个，发电机定子出线的相序按电厂工程总体布置的要 求由设计院确定后通知卖方。(设计联络会确定)发电机旋转方向，由汽轮机端向发电机端看为顺时针方向。发电机氢系统的技术条件：发电机的冷氢温度不超过46C应在40-45 C范围内。氢冷却器冷却水进水温度 不超过38C设计。 氢气纯度不低于96%寸，能在额定条件下发出额定功率。 机壳

14、和端盖能承受压力为0.8MPa(g)历时15min的水压试验，以保证运行时内部 氢爆不危及人身安全。氢气冷却器试验水压不低于0.8Mpa(g)。冷却器按单边承受0.8MPa(g)压力设计。(1)线圈冷却水的进水温度范围(453C),进水温度设有自动调节装置，出水温度不大于85C，内冷水系统设置电加热器等调节装置，其功率满足快速开机的要求，冷却水温度波动范围不超过10Ko水质透明纯净，无机械混杂物，在水温为 25r时:导电率0.51.5卩s/cm(定子线圈独立水系统)PH值总硬度 30 3050.5 51连续运行48.5 50.5连续运行48.0 48.5 500 30047.5 48.0 60

15、 6047.0 47.5 10 10发电机组各部位允许振动值(1)轴、轴承振动值。发电机与汽轮机组或轴系在额定转速下运转时，轴、轴承座在三个座标方向的允许振动值(双振幅)见下表:发电机极数二极机轴承座小于0.025mm轴振小于0.076mm轴向、水平、垂直相同发电机轴承座和大轴应设有安装拾振器的位置，以便装设轴承座和大轴振动监测 仪表，由汽轮机厂提供监控仪表，统一进行监测。发电机定子铁心、机座、端盖的自振频率避开基频和倍频10%以上，冷态下端部绕组模态试验的椭园型固有振动频率及端部绕组中的鼻端、引线、过渡引线固有振动频率(fz )满足下列范围要求：fz 110Hn端部绕组模态试验合格的椭园型固

16、有振动频率同上。端部绕组振幅限值：0.25mm。临界转速离开额定转速的 15%，通过临界转速时，轴振值不大于0.15mm定子铁芯和绕组最大允许振动值(双振幅)分别不超过0.04mn和0.25mm(5)卖方将提供充分的数据和试验报告论证能满足这个要求。卖方提交发电机投运 时在临界转速直到额定功率期间的振动测量的试验报告说明书。定子绕组三相直流电阻值在冷态下，任何两相阻值差，不超过其最小值的1%气体冷却器当1/4冷却器因故停用时，发电机仍能承担 80%定功率连续运行，而不超过允许温升。8)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不超过1%9)10)发电机电话谐波因数不超过0.5%

17、(从额定频率至5000Hz范围内的全部谐波)。采取有效的技术措施，防止有害的轴电压和轴电流，并使转子轴具有良好的接地。发电机励端轴承座有双重绝缘，可以测量轴电压和对地绝缘电阻值。11)发电机运行方式和耐受电流的一般要求:过电流时间(s)103060120额定定子电流(%)226154130116(1)定子绕组能承受下列短时过电流，运行时不发生有害变形及接头开焊等情况。过电压时间(s)103060120额定励磁电压(%)208146125112(2)励磁绕组具有下列短时过电压能力(3)不平衡电流发电机能耐受不平衡电流而不对转子产生损坏，不平衡电流耐受能力为I 22t不小于10s，连续负序电流不小

18、于10%符合ANSI C50.13。12)发电机具备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60秒内将负荷降至60%，90秒内降至40%，总的运行时间不超过15分钟。13)进相运行能力：发电机保证在进相功率因数(超前)为0.95时满负荷长期连续 运行。14)发电机具有调峰运行能力，当电网需要时，发电机保证满足在满负荷的40%-100沱间大幅度变化的要求。满足启停次数不少于10000次，而不产生有害变形。发电机适应汽轮机启动方式和负荷变化率的要求。15)有关发电机突然短路内容按国标 GB/T7064 2008中的4.16执行。2.1.15发电机地脚螺栓采用穿透式。2.1.16发电机

19、定子绕组防晕结构按 20kV电压设计(作20kV使用)，出厂耐压试验电压标准为41kV。2.1.17发电机顶轴油系统，由汽机厂统筹考虑，电机厂配合。22发电机本体结构和设计要求2.2.1 结构要求1）定子绕组的绝缘为F级，定子铁芯为F级，转子绕组绝缘为F级。2） 氢冷发电机定子机壳、端盖、端罩具有足够的强度和刚度，避免产生共振。3）定子线棒槽内固定及绕组端部绑扎工艺要牢靠，端部采取适应调峰运行的技术措施（定子线棒槽部固定采用楔下波纹弹簧板压紧线圈的径向防松结构，端部绑扎和压板相结合的rigid-flexible固定结构，即径向、切向刚性固定，轴向可随温度变化弹性滑移，避免了定子线圈绝缘承受交变

20、热应力造成损伤和磨损）。自振频率避开基频和倍频。定子铁心端部结构件如压指、压圈等采用无磁性材料，并采取有效的屏蔽措施（在定子压圈外侧装有整体铜屏蔽，并强化通风冷却），避免产生局部过热。定子机座与铁 心之间采用弹性定位筋的隔振措施，隔振系数实测值为 5-8。防止定子铁芯松动采取措施：a）冲片采用带无机填料的有机漆，可以完全消除漆膜边缘增厚，保证铁芯压力均匀。b）铁芯分段多次加压，分段压装次数不少于 10次，分段压装压力20kg/cm2。c）最终加热压紧，加热温度130C，采取热风加热方式，以保证加热均匀。d）通风槽钢为点焊，提高其分布精度，使铁心压力分布均匀。e）铁芯边端粘结成形，防止形成“扇翅

21、”。f）定子压圈靠铁芯面为斜面，保证了在压圈变形的情况下铁芯受到均匀的压紧力。g)H)定位筋螺母用力矩扳手把紧，检查紧度后用止动垫片防松。 铁芯装压完后，圆周方向箍紧，保证了铁芯的整体刚度。4)发电机采用端盖轴承和椭圆轴瓦，并确保不产生油膜振荡。5）离装置。发电机密封油系统采用集装式，其密封瓦采用单流环式，空侧配脱水及氢油分在密封座采用特殊的密封结构，确保不漏油。6）并配备防伤人防护罩，转子锻件采用无中心孔材料,符合AST标准的要求。槽部和端部转子采用气隙取气结构，转子铜排采用中间铣孔，转子轴端加测速齿轮及支架采取适应调峰运行的技术措施:（1）转子绕组采用含银冷拉硬铜排，提高导体的抗蠕变能力;

22、（2）转子中心导电杆采用柔性联结，缓冲温度变化引起的应力，防止低周疲劳破坏;（3）转子护环下绝缘、槽楔下绝缘垫条表面采用滑移层材料，减少摩擦阻力，以利导体热胀冷缩;（4）采用新的设计准则，合理选择护环与轴的配合公盈和安全系数，避免低周脉动应力造成转子齿头疲劳损伤。7）发电机机座、端盖、出线罩的接合面具有良好的光洁度和平整度，密封严密,避免漏氢。8）冷却器罩壳与发电机机壳接合面采用焊接结构。9）定子绕组为水内冷，其绝缘引水管具有足够的强度（其对地构件及相互之间的净距要求 20mm）固定牢靠，避免相互交叉磨损和松动、脱落和破裂，保证时间超过 10年以上。10）发电机的测温元件采用严格埋设工艺，保证

23、完整无损，每个测温元件的三个出 线头均单独引出。11）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工频范围以外。每一轴段的强度，能承受国家标准规定的定子绕组出口三相突然短路、系统故障周期性振荡、高压线路单相重合闸以及误并列等产生的冲击力，而无有害变形或损坏。发电机各部分结构强度在设计时考虑能承受国家标准规定的发电机出口端电压为1.05倍的额定电压满载三相突然短路故障及系统高压侧单相重合闸的冲击不造成绕组或轴系有害变形或其他机械损伤，也不使发电机的使用寿命缩短。主机厂提供突然短路 时轴颈应力的计算值。发电机能承受220KV侧单相重合闸次数不限。在机组寿命期内,机组120非同期

24、误并列允许2次，或180。非同期误并列允许5 次。在各种扰动中，根据轴系扭振计算，轴系扭振固有振动频率如下:机组固有频率阶数123456轴系扭振固有振动频率23.1930.5533.66158.4165.78192.44已避开50和100Hz12）卖方向买方提供发电机在冷却介质不同压力下的容量曲线，作为发电机非额定工况运行的依据。13）机组的频率特性,满足3.2.14第8条的要求。14）转子护环采用进口 18Mn 18C材质以增加耐腐、耐酸能力。15）发电机内端盖采用玻璃钢结构，防止结合面电腐蚀。16）转子滑环、碳刷是被密闭在隔音罩内，隔音罩必须配备检查孔，且检查孔应 设置封闭盖。冷却风路是独

25、立的，通过装于转子轴上的离心式风扇驱动实现冷却，碳粉 通过出风道排出；隔音罩与转子动静配合处设有气封环，防止隔音罩内的碳粉从动静配合处窜出；转子集电环出风口处预留风道安装接口（接口位于12.6m层，风道由设计院负责。注：设计风道时应尽量让排风口远离吸风口防止热风被重新吸入风道，发生混风 影响散热），便于碳粉排出机房，防止对机房的污染。转子滑环、碳刷采用可靠措施， 防止集电环过热，有单独的通风系统与电机分开，避免碳粉污染电机。卖方对350M汽轮发电机采取如下改进措施:（1）采用小直径集电环（410mm,新型组合式刷盒等可靠措施，降低机械摩擦损耗，避免集电环过热。改进集电环通风，减少碳粉积垢。重新

26、设计组装式刷盒，包括恒压弹簧。对外采购碳刷质量提出严格要求。（应选用上海摩根碳刷） 为限制发电机端部发热，卖方在结构上采取如下措施保证:(1)定子边段铁芯减薄且齿顶部呈阶梯状；齿中部开小槽，减少涡流损耗;定子铁芯端部采用非磁性钢压指，弱磁性球墨铸铁压圈;定子铁芯压圈外侧设置整体铜屏蔽环；18)卖方采取严格、科学的工艺和检测手段，保证定子两端鼻部（含水电接头） 绝缘符合原电力部的反措要求。19）为提高发电机承受不平衡负荷的能力，转子两端设置阻尼绕组。20）发电机出线盒座采用非磁性材料，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

27、 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。21）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。22）在发电机轴端上装设用于测量转速的齿盘和测速支架，且此齿盘必须有防误碰伤人的防护措施，由电机厂提供，汽机厂配合。23）发电机本体所有密封垫均采用性能可靠、满足二十五项反措要求的材料。24）发电机碳刷刷握要求能手动方便的自然插拔。222配供的辅助设备要求励磁系统励磁系统满足IEEE的有关规定；其动态和静态性能均符合最新版本GB7409和DL/T650汽轮发电机自并励静止励磁系统技术要求的规定。2.2.2.1.2 励磁方式：采用机端自并励静止励

28、磁系统，励磁系统的特性与参数满足电力系统各种运行方式和发电机所有运行条件的要求。2.2.2.1.3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。励磁系统具有短时过载能力，励磁系统的短时过负荷能力大于发电机转子绕组的短时过负荷能力。励磁系统强励倍数不小于2.0，允许强励时间为20秒。励磁系统在0.05秒内励磁电压增长值达到顶值电压和额定电压差值的95%励磁系统响应比（V）即电压上升速度，不低于3.58倍/秒。励磁系统稳态增益保证发电机电压静差率达到1%励磁系统动态增益保证发电机电压突降 15% 20%时可控桥开放至允许最大值。2.2.2.1.7发电机空载时

29、，阶跃量为发电机额定电压的10%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。发电机自动零起升压时，自动电压调节器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，调节时间不大于10s。励磁控制系统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 110%当发电机空载运行情况下，频率每变化额定值的1%其端电压变化不大于 0.25%额定值。在发电机空载运行状态下,自动电压调节器的给定电

30、压调节速度不大于1%额定电压/秒；不小于0.3%额定电压/秒。当电力系统或主变高压侧发生短路或不对称短路时，励磁系统正确动作。在柜中安装励磁电流、励磁电压变送器各一块（双输出），输出信号为420mA励磁系统装设浪涌吸收措施抑制尖峰过电压，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。可控硅整流柜数量3个，其中一个柜退出运行时能满足发电机强励和1.1倍额定励磁电流运行的要求，可控硅整流元件采用高性能进口ABB产品。每套整流柜设置脉冲投切开关，便于单台功率柜检修整流装置并联元件有均流措施（例如配置电抗器，元件配对等），整流元件 的均流系数不低于0.9 。2.2.2.1.17励磁装置的

31、硅元件或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。2.2.2.1.18整流装置冷却风机有100%勺备用容量，在主风机发生故障时，备用风机能 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，发出报警信号。风机的 无故障寿命周期不小于40000小时。2.2.2.1.19 整流装置交、直流侧不设置隔离断开设备。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，可检测熔断器熔断并给出信号。整流 柜结构保证安全可靠，并便于测试及检修。2.2.2.1.20在发

32、电机大修周期内，硅整流元件没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。2.2.2.1.21励磁调节器（AVR采用数字微机型，其性能可靠，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、参考电压与反馈信号量等有明显的显示， 显示的参数为数字模型中的实际值，显示的输出值为实用量值。励磁调节器还设有：电压互感器断线保护、过励磁限制、过励磁保护、低励磁限制、V/Hz限制和电力系统稳定器等附加单元，同时要求以上所有功能及报警均有通讯接口至ECMS2.2.2.1.22 采用两路完全相同且独立的自动励磁调节器以互为备用的方式运行。两路励 磁调节通道的采样信

33、号分别取自不同的 CT和PT。当一路调节器出现问题时，不影响励磁系统的正常运行，故障调节器将自动退出运行，并发出报警，两路自动励磁调节器能互相在线切换，切换时励磁输出电压、电流无明显扰动。单路调节器独立运行时，完全 能满足发电机各种工况下正常运行，同时设有手动单元，手动单元能自动跟踪，当自动 回路故障时能自动无扰切换到手动。2.2.2.1.23自动励磁调节器保证在发电机空载额定电压的30110%E围内进行稳定、平滑调节，整定电压的分辨率不大于额定电压的 0.2%。手动控制回路保证发电机励磁电压在空载额定励磁电压的20%J额定励磁电压的130%E围内进行稳定、平滑调节。2.2.2.1.24 AV

34、RM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，可实现零起升压的要求，且以上四个功能的 相互切换均能引至DCS2.2.2.1.25自动励磁调节器有与ECMS!接连接的硬接线接口，并留有通讯接口与ECMS 系统及故障录波器实现数字接口。并负责与 ECMS及故障录波器的接口配合与转换，通讯规约由励磁调节器厂家与ECMS及故障录波器厂家配合决定。2.2.2.1.26自动电压调节器（包括PSS保证投入率不低于99%。2.2.2.1.27自动励磁调节器任一元件的损坏，不造成发电机停机。2.2.2.1.282.2.2.1.29AVR 柜采用自然通风，柜

35、体的保护接地和工作接地分开。空气冷却的整流柜，采用可靠的低噪声进口风机，并有100%的备用容量,在风压或风量不足时备用风机能自动投入。提供 2路冷却风机电源，2路电源能够自动切换。采用可靠的噪声低于70dB（ A）的风机。整流柜防护等级为IP31。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发生误动、拒动等情况，满足有关标准要求。励磁系统设备在0C+45C环境温度下带额定负荷连续运行，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25C的环境下连续运行。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 %。2.2.

36、2.1.33励磁系统各部件设备采取防尘、防振措施。2.2.2.1.34励磁回路装设性能良好、动作可靠的自动灭磁装置。试验维护简单，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超过46倍额定励磁电压值。灭磁开关采用原装进口 （瑞士 ABB，其额定参数满足励磁系统强励工况（机端电压为100%额定电压时，强励倍数为 2.25倍额定励磁电压）。磁场开关在操作电压额定值的80%寸可靠合闸,在30%65%之间能可靠分闸。发电机转子回路设有过电压保护。过电压保护装置动作电压的分散性不大于 10%励磁变压器有静电屏蔽及必要的监视和保护装置。能适带整流负荷的要求, 并能承受出口三相短路和不

37、对称短路而不产生有害变形。2.2.2.1.38 励磁变压器容量按自然通风冷却方式设计满足温升要求，要求励磁变容量比 正常设计计算容量大一级，并另加冷却风扇，励磁变有温控器，实现按温度自动起、停 风机，超温告警、跳闸功能并有温度至 ECMS勺远传接口。励磁变压器设计充分考虑整流负载电流分量中高次谐波所产生的热量，使励磁变压器温升在允许范围内。2.2.2.1.39励磁变压器采用室内干式变压器，采用Y/d11接线，铜箔屏蔽，绝缘等级为F级，运行最大温升不超过80K。高压侧套管布置具有足够的相间距和相的法兰以满 足与圭寸母排垂直相连，低压侧出线端有相出线盒，以便与圭寸母排端头联接。卖方随励磁 变压器提

38、供测温装置（远方及就地），超温报警及过热跳闸装置，这些装置具有提供远 方信号的引出接点。励磁系统供货范围包括励磁变压器。2.2.2.1.40 励磁变压器的设计考虑在高压侧接6kV厂用电源时，能满足汽轮发电机短路、空载试验130%定机端电压的要求。2.2.2.1.41励磁变压器高压侧每相提供 3组300/5A套管CT，二组用于保护，一组用于测量，CT的准确度等级和二次负载为5P30/5P30/0.2、30VA（暂定）。低压侧每相提供3CT的准确度等级和二次负载为组3000/5A CT，二组用于保护，一组用于测量, 5P20/5P20/0.5、30VA（暂定）,具体配置设计联络会上确定。采用380

39、V AC （两相）电源整流起励电源起励方式。当发电机电压上升到规定值时，起励回路自动脱开。起励过程中，当发电机电压不小于 10%寸，起励装置保证AVR能可靠投入。励磁系统AVR柜柜体防护等级不低于IP41，柜内设照明及空间加热器，空 间加热器可根据柜内温度及湿度实现自动控制。励磁变压器容量满足强励及发电机各种运行工况的要求，在环境温度5 C+45C下，保证连续运行不超温。励磁变压器温控器能提供一个420mA莫拟量远方温度接口，励磁系统至少 提供励磁电压和励磁电流 420mA模拟量远传接口各三路，灭磁开关辅助接点不少于八开八闭（含扩展接点）引至端子排，供用户使用。具体配置在初步设计审查后的设计联

40、 络会上确定。励磁系统的DSP处理器、大规模可编程器件、所有集成电路芯片、工控机、 继电器、接插件、可控硅和灭磁开关等关键部件必须采用进口优质产品。2.221.48励磁柜之间的电缆、母排由励磁系统制造厂家负责提供，不含励磁变压器高、低压侧电缆及铜排。接线端子采用凤凰(P HOENIX)端子，电流电压回路采用试验型端子。2.2.2.1.49励磁调节柜、整流柜采取防火阻燃措施，交、直流母排加装绝缘护套。新增：供方提交所有的试验报告和出厂报告。调试工具(笔记本电脑)的硬件和软件由供方提供。人机界面显示、所有图纸资料、使用维护说明书使用中文。2.2.2.2氢气系统1)设计性能:氢气系统主要是供发电机冷

41、却用，机内氢气露点低于-5 C同时又不低于-25 C。提供下列设备。(1)氢气进入发电机前和在运行中必须干燥，因此配有氢气干燥器，运行时，发电机配吸附式氢气干燥装置。(2)阀门、管接头等附件、氢系统仪器仪表满足现行国家标准爆炸性环境电气设备通用要求和原电力部电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范的防爆要求。(3)氢和二氧化碳置换系统，要求置换系统必须自带二氧化碳加热装置，确保置换时不发生结冰冻管问题。2)测量和控制仪表(氢系统仪器仪表具有防爆要求，与 DC硬接线接入)(1)氢气湿度监测仪和报警装置，选用国内同类机组业绩优秀的进口产品。发电机氢温、氢压和压力过高和过低的就地、远

42、传报警讯号。氢气纯度分析仪及就地、远传报警讯号，氢纯度分析仪要求有报警点输出选用国内同类机组业绩优秀的进口产品。压力变送器。卖方提供漏氢监测和报警装置(8个测点，具有向远方发信号功能)测点的安装位置,并负责指导安装和调试。选用国内同类机组业绩优秀的进口产品。自动补氢控制系统设备(减压阀)；(7)氢气压力、温度、湿度在线监测装置;所有测量和控制仪表的模拟量输出为:4-20mA DC信号。(8)氢气系统的集装装置至发电机管路、阀门及附件由卖方供货，氢气冷却器冷却水为开式，水温为38C（冷却器的外部水过流件材质为白铜管B10）,水压应低于氢压 0.10.2 Mpa,要求氢气冷却器冷却水压力小于氢压。

43、氢气冷却器接触中水的管路材质为热交换性能更好的白铜管B10,现场水质满足要求，其他管道、阀门及附件为不锈钢材 质且所有管道与阀门均采用金属焊接。冷却水管路布置由设计院设计（冷却水管道上氢温调节阀由卖方供货，氢气系统的集装装置外冷却水管道由买方采购）。3)技术数据表（氢气冷却水压力在一联会协商确定）(1)额定氢气压力（发电机机壳内）0.3 MP a(g)最大氢气压力（发电机机壳内）0.35 MP a(g)压力允许变化范围0.20.35 MP a(g)发电机机壳内氢气纯度要求298% O 2 99.8% O 2 0.3%对补充氢气湿度的要求露点温度为置换的气体容积和时间（包括发电机机壳和管路）及其

44、监测装置需要的气体置换运行需要气体体积（m3）估计需要的 时间（小时）运行状态停止状态二氧化碳用二氧化碳（纯度为96%）驱除空气V=180V=1805-6氢气用氢气（纯度为98%）驱除二氧化碳V=200V=2004-5氢气氢气压力提高到0.3MPaV=210V=2101-1.5二氧化碳用二氧化碳（纯度为96%）驱除氢气V=150V=1504-5氢气漏氢量（在0.3MPa（g）额定氢压时）保证值 8（Nm/24h）（按标准气压）（7）氢系统就地控制盘制造厂型式集装型式尺寸咼度1750mm宽度2600mm厚度360mm重量262kg（8）附属设备测量仪器和表计种类_种（卖方填写）数量压力表3只、减

45、压阀1_个压力开关1个，压力变送器1个型式现场组装制造厂东方电机控制设备有限公司2.223密封油系统GE、日本卖方密封油系统采用单流环密封油系统。单流环密封油系统是一种非常成熟的系 统，在国内外机组中广泛使用，采用单流环式密封油系统的主要公司有美国 东芝、日立、法国ALSTOM等。单流环密封油系统可以较好解决国内机组普遍存在机内 湿度大的问题，其特点是系统中设有真空净油装置，可分离出密封油中的混合气体和水 分，有效减少油中含水量，避免油系统中的水份扩散到机内引起氢气湿度增大，同时也 保持机内氢气纯度不受污染，减少补氢量。目前卖方在此项技术上有非常成熟的设计制 造经验，已有大量的机组投入运行，在

46、国内处于领先地位。单流环密封油源来自汽机轴承润滑油，其油温与发电机密封油进油温度相匹配，因此系统不再设密封油冷却器和电加热装置。1）技术要求单流环密封油系统采用高可靠性的单油路供油（无平衡阀），回油分空侧和氢侧回油。发电机密封油系统设有一套真空净油装置，保证密封油含水量小于50ppm/L。卖方提供下列设备:台100%容量交流电动机带动的密圭寸油泵;台100%容量直流电动机带动的密圭寸备用油泵;台100%容量交流电动机带动的再循环油泵。台100%容量罗茨真空泵组。油过滤器。(6)包括连接到发电机的全部管道、阀门、调节器、过滤器、温度元件、报警信号 装置、密封油压计等; 氢、油分离器；(即氢侧回油

47、扩大槽、浮子油箱)(8)密封油供油装置至发电机之间的管道、法兰选用不锈钢材质，法兰之间的密封 垫采用不易老化脱落的聚四氟乙烯压制的密封件。密封油系统集装至发电机管路、阀门及附件由卖方供货，管路布置由设计院设1套排烟装置(内设二台风机，一台运行，一台备用)(11)要求密封油系统必须配备质量合格自动调节灵敏的差压阀，以确保油氢差压在规定范围内灵活调节。2)技术数据:型式集装型密圭寸油量X 92.5L/min600kg泵的重量(kg)蓄油箱的容量(m3) 2.66m 3交流马达(防爆电机)2台7.5kW直流马达1台5.5kW密封油泵的数量和功率密封油泵的容量交流泵2台16 m3/h直流泵1台15.8

48、 m3/h泵容量交流泵直流泵1615.8(7) 系统型式：单流环式(8)进油合一，回油分离密圭寸油压大于氢压 0.056 0.02 Mp a(g)单流环式油压(密封瓦处)0.36 MP a(g)(9)对密封油油质的要求:同汽轮机润滑油。2.224定子冷却水系统1)技术要求:(1)定子冷却水系统供发电机定子绕组冷却，采用闭式独立水系统，冷却水箱采用开式。定子冷却器的冷却水采用开式循环水系统，(冷却器换热管材质为1Cr18Ni9Ti )设计冷却器时冷却水温为33C、冷却水压力在一联会协商。水系统中设有电加热装置，并能自动调节水温。定子冷却水进水温度的波动范围不 超过5C ,出水温度不超过850(3

49、)配备2台100%容量定冷水冷却器，2台100%容量的水泵，包括管道和阀门以及其他零部件，以及10%容量的除离子器。两台泵一台工作一台备用，当一台出故障后能可靠地自动切换到另 两台冷却器设有温度调节阀。发电机内冷水进水管装设节流孔板配流量信号装置。具有供发电机断水保护用的压差开关和孔板变送器，三取二配置。(8)提供报警信号装置并具备就地显示功能。(9)提供发电机内冷水导电率的检测仪表并附有极限报警装置。水系统导电仪要求有双报警点输出，模拟量输出为：420mA DC(10)发电机设置漏水检测装置，在发电机最低处装设四个漏油漏水检测装置，该装置报警信号能引至主控DC中0定子内冷水系统的主要测量信号

50、，如水温、电导、漏氢等采用模拟量输出 20mA DC发电机管道具备定子绕组反冲洗和排水管道及阀门，能方便地对定子绕组进行反冲洗、排水和干燥。定子内冷水系统所有接触一次水的元器件均采用不锈钢材质，定子内冷水法(14)兰之间的密封垫采用不易老化脱落的聚四氟乙烯压制的密封件。定子冷却水系统集装至发电机管路及附件由卖方供货，管路布置由设计院设计。2)技术数据(1)尺寸(长X宽X高)4839X 2660 X 2760 m8115kg1.8m3全套泵组重量 储水容量冷却水总容量3 m3泵组数量和功率2M /22kW冷却器型式板式冷却器发电机额定条件下冷却水流量45 3/h(8)冷却水压与发电机氢压的压差0

51、.1-0.2 MPa(9)通过泵组的冷却水要经过处理和过滤(10)反冲洗装设激光打孔的不锈钢材质的新型滤网(11)汇水母管排污口安装不锈钢法兰定子线圈内冷却水入口最高温度50 C定子线圈内冷却水性质化学除盐水系统材料不锈钢水泵（过流件）不锈钢不锈钢热交换器热交换器板片不锈钢316L不适用不锈钢 1Cr18Ni9Ti2.225电流互感器每台发电机27只电流互感器（出线端15只和中性点侧12只），其二次侧额定电流为5A,其精度等级及容量:电流互感器规格：15000/5A第一侧（中性点，由外侧到发电机）发电机差动及后备保护TPY50VA发电机差动及后备保护IITPY50VA励磁调节器I0.2100V

52、A有功、无功电度表0.2100VA第二侧（出线，由外侧到发电机）发电机差动及后备保护II及变压器差动保护IITPY 50VA发电机差动及后备保护I及变压器差动保护ITPY 50VA故障录波5P20 100VA励磁调节器II0.2级 100VA测量表计、AVC0.2S 级 100VA具体配置在设计联络会上确定。2.226发电机在线监测系统 为提高发电机的运行可靠性，发电机应装设下列基本自动监测装置并留有测点位置（不 限于此）：漏氢监测器 -局部放电在线监测系统 -发电机绝缘过热在线监测装置 -转子匝间短路监测仪 功角测量仪 发电机内装设液位监测装置以上自动监测装置选用技术成熟性能可靠产品， 并有

53、标准信号（干接点或420mA） 输出到DCS或ECMS。同时提供详细技术参数、产品合格证及安装使用说明，并注明 安装地点、用途及制造厂家。2.3发电机本体仪表和控制总贝U1）设计汽轮发电机设备及其系统时，同时考虑各种工况下的安全及合理的运行操作方式，参数测点布置及控制和保护的要求，并成套供应必要的检测控制设备。2）随本体供应的主要检测元件、仪表选用优质设备（所供变送器、逻辑开关采用进口产品）。用于保护及联锁的测量元件采用进口逻辑开关。买方和卖方协调仪表设备 的类型。尽可能做到同一工程中的统一，在没有国家通用产品可选用的情况下，卖方成 套供应经实践证明质量可靠、性能符合工艺要求的产品。选用的仪表

54、不含有水银等有毒物质。不选用国家宣布淘汰的产品。逻辑开关采用进口SOR或UE系列产品。3）卖方提供的所有远传测温元件均选用Pt100热电阻，就地温度计要求采用双金属温度计，发电机本体测温元件必须引至接线端子箱内接线端子上口，以接线端子为界，设计院设计电缆接在接线端子下口。本体接线板至端子箱的每根导线按20米供货,压力（差压）卖方负责发电机本体测温元件至本体接线板及本体接线板至端子箱的接线。变送器采用进口美国罗斯蒙特 3051系列、EJA系列、Honeywell系列产品，并配置LCD就地显示表头。所供压力表为冲油耐震型。4）所有输出给DCS ECMS主控室的报警、保护、联锁接点均为无源接点，容量

55、为 220VAC 3A。5）电源种类：220VAC 380AC或 110VDC卖方若需要其他种类的电源，由卖方自己解决。2.3.2卖方成套供应满足机组启停与运行中安全监视和经济运行所必须的，安装在本体 范围内的仪表、取样部件、检测元件（包括传感器）、调节阀门、仪表阀门（包括一次 门、二次门及排污门）以及与检测元件或传感器等。供货范围内的被控设备可控性、检测仪表和控制设备性能满足全厂自动化投入率100%的要求。2.3.3随发电机成套提供下列设备:1）氢、油、水系统的就地仪表、仪表盘与 DCS的接口在就地盘的端子排上。a）氢系统包括:-一套压力自动调节器，包括一个减压阀，两个压力计、一个补氢电磁阀

56、、一个 氢压低压力开关氢温、氢压和压力过高、过低的远近报警信号接点 氢气纯度在线分析仪及远近报警信号接点（采用进口产品） 在线式氢气湿度监测仪及报警装置（采用进口产品） 压力变送器及报警信号接点 用于控制氢冷却器冷却水流量的氢气温度信号接点，冷却水进、出口温度计 油旧2差压就地指示及远方报警信号（含在密封油系统供货范围中） 漏氢检测和报警装置 自动补氢控制系统设备 氢气置换系统设备一套（含加热装置）。-其它必要的仪表和设备b）油系统包括:-连接至发电机的调节器、热电阻、报警信号装置、密封油压计等-漏油检测报警信号装置、密封油微水检测装置（采用进口产品）-其它必要的仪表和设备c）水系统包括:-冷

57、却器温度控制装置-定子冷却水进水管有压力开关和流量信号装置，进、出水管各装一个双金属温度计。设置3只水流量极低报警开关（进口）发电机断水信号压差开关设置电导率仪（采用进口产品），电导率偏离正常值时发出报警信号系统设置自动补水和水箱水位报警装置漏水检测和报警装置其它必要的仪表和设备2）发电机本体留有轴承振动及大轴振动测量元件的安装接口，测量元件及安装支架均由卖方负责协调汽机供货商成套提供，卖方提供技术配合。3）发电机定子铁芯和绕组测温元件（P t100），选用符合国家标准的产品。为防 止测温元件损坏，每个测温点均需设置有备用点。所有测温元件均接至本体接线板。2.3.4测温元件位置及数量:1）汽轮

58、发电机定子绕组和铁芯的测温元件的埋置工艺确保测温准确、长期可靠工作。汽轮发电机在每槽内每根绝缘引水管出口端安装测量水温的热电阻各一个，并在每槽上下层绕组间各埋置热电阻二个。每个工作热电阻均用三线分别引至接线板的端子上，备用热电阻均用三线分别引至接线板背部。测量冷却介质（氢气或冷却水）的温度，按下列要求装设温度计:2）a）在每个端盖（或端罩）和定子机座上温度最高点处均装设不少于一个测温元件;件。b)c)3）4）冷却水进、出口处设有双金属温度计；气体冷却器氢气进、出口处各设有一个热电阻;汽轮发电机各轴承进、出口均装设测量油温的温度计，在各轴瓦上安装测温元每个冷、热氢区域各有一个热电阻；2.3.5卖

59、方提供的补水电磁阀；电磁阀电压等级为 220VAC2.3.6所有气（汽）、水、油系统的温度元件及就地温度表感温元件都加装温度保护套管，以便在系统故障时更换故障的一次元件。各测温元件独立引出接线（即接线板布设独立的三线制端子）。2.3.7随发电机配供的所有测量仪表（包括压力表、变送器、逻辑开关、流量孔板及液位计等）均应配供全套的安装附件（包括一次门、二次门及排污门、取样管、仪表管等a 14x21.定子条形线圈（上层下层）。2.发电机刷盒，电刷。3.发电机每种轴瓦各。4.轴承油封用绝缘件。5.安装用材料。6.密封瓦。7.发电机氢冷却器。8.出线套管装配。9.密封用零件，包括橡胶密封件。阀门和管材应

60、满足工艺参数选择，其中仪表阀门选用不锈钢材质，仪表管采用 不锈钢管。2.3.8发电机系统、励磁系统、氢气系统、密圭寸油系统、定子冷却水系统等各系统其仪表及控制要求相关内容，详见各有关章节。备品备件。定子绝缘引水管。定子水接头测温元件。桨式风扇叶、桨叶。专用工具汽轮发电机在安装和检修时必需的专用工具由供方提供，包括如下各项但不限于此。1.2.3.4.5.6.穿转子用的定、转子保护设施和起吊工具。扒护环工具。安装、拆卸轴承、轴承座、冷却器等部件的专用工具。发电机气密试验用检测仪表。发电机测绝缘用水阻仪一套。上述各项未提及的按机电部和电力部有关文件要求执行。2.4随机供应阀门要求2.4.1本技术规范