水轮发电机基本技术要求

GB/T7894-20231水轮发电机基本技术要求1范围本文件规定了水轮发电机及其附属设备的总体技术要求、产品标识、材料和部件存储、工厂和现场试验及供货要求等。本文件适用于与水轮机直接连接、额定容量为25MVA及以上的三相50Hz/60Hz凸极同步发电机（以下简称水轮发电机）。额定容量小于25MVA的水轮发电机参照执行。注：有关抽水蓄能发电电动机的特殊条款，参见GB/T20834。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T755旋转电机定额和性能GB/T2900.25电工术语旋转电机GB/T8564水轮发电机组安装技术规范GB/T10069.1旋转电机噪声测定方法及限值第1部分：旋转电机噪声测定方法GB/T20160旋转电机绝缘电阻测试GB/T20835发电机定子铁心磁化试验导则GB/T22715旋转交流电机定子成型线圈耐冲击电压水平GB/T25442旋转电机（牵引电机除外）确定损耗和效率的试验方法GB/T28546大中型水电机组包装、运输和保管规范GB/T28570水轮发电机组状态在线监测系统技术导则GB/T32584水力发电厂和蓄能泵站机组机械振动的评定GB/T34665电机线圈／绕组绝缘介质损耗因数测量方法GB50084自动喷水灭火系统设计规范GB50193二氧化碳灭火系统设计规范DL/T507水轮发电机组启动试验规程JB/T7608测量高压交流电机线圈绝缘介质损耗角正切试验方法及限值JB/T8439使用于高海拔地区的高压交流电机防电晕技术要求NB/T47004（所有部分）板式热交换器T/CSEE0094发电机中性点经变压器接地成套装置技术条件IEC60034-33第33部分：同步水轮发电机（含发电电动机）基本技术要求（Rotatingelectricalmachines-Part33:Synchronoushydrogeneratorsincludingmotor-generator—Specificre-quirements)IEC60287-3-1电缆电流定额计算第3-1部分：运行条件现场运行条件（Electriccables—Calculationofthecurrentrating-Part3-1:Operatingconditions—Sitereferenceconditions)GB/T7894-202323术语和定义GB/T2900.25和GB/T755界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1冷凝器condenser蒸发冷却循环系统中将冷却介质从气态转换到液态的热交换装置。3.2进相运行phase-leadingoperation水轮发电机定子输出相电流的相位超前于定子输出相电压相位的一种运行方式。注：进相运行方式下发电机从电网吸收无功功率。3.3迟相运行phase-laggingoperation水轮发电机定子输出相电流的相位滞后于定子输出相电压相位的一种运行方式。注：迟相运行方式下发电机向电网输出无功功率。3.4埋置检温计embeddedtemperaturedetector;ETD嵌入电机某些结构或部件中的温度传感器。4现场运行条件水轮发电机在下列环境条件下应能连续额定运行：a）海拔高度不超过1000m；b）冷却空气温度不超过40℃；c）空气冷却器、油冷却器和水直接冷却定子绕组的热交换器进水温度不高于28℃，不低于5℃；d）水直接冷却定子绕组的进水温度为30∘C∼40∘C,25∘C时水的电导率不大于0.4μS/cm∼2μS/cm,pH值为6.5~e）厂房内相对湿度不超过85%；f）安装在掩蔽的厂房内；g）满足所在位置地震加速度的要求。需方应根据所在地的地理条件，提供水平方向和垂直方向的加速度值要求。对与上述要求不同的运行环境，现场运行条件需由供需双方协商确定。5定额与参数5.1容量5.1.1水轮发电机的有功功率值可采用提高功率因数的方法提高至额定容量（视在功率）值。5.1.2水轮发电机应具有额定电压、额定功率下按功率因数为0.9（超前）长期、连续进相运行的能力，对额定功率因数大于0.9的电机，进相运行的功率因数不宜低于额定功率因数。GB/T7894-202335.2额定电压水轮发电机的额定电压(U建议选用的电压等级（kV）包括：6.3、10.5、13.8、15.75、18、20、22、24、26。5.3额定功率因数水轮发电机的额定功率因数宜为：a）额定容量为100MVA及以下者，不低于0.85（滞后）；b）额定容量大于100MVA但不超过250MVA者，不低于0.875（滞后）；c）额定容量大于250MVA但不超过650MVA者，不低于0.9（滞后）；d）额定容量大于650MVA者，不低于0.925（滞后）。5.4额定转速水轮发电机的额定转速应按如下选取：对50Hz电机：3000/p对60Hz电机：3600/p其中p为电机的极对数。一般情况下，根据表1的转速可得到对称和平衡的绕组，因此可作为优选转速来选取：表1水轮发电机的优选转速单位为转每分钟极对数p234567891012转速（50Hz）15001000750600500428.6375333.3300250转速（60Hz）18001200900720600514.3450400360300极对数p14151618202122242628转速（50Hz）214.3200187.5166.7150142.9136.4125115.4107.1转速（60Hz）257.1240225200180171.4163.6150138.5128.6极对数p303234364042444850转速（50Hz）10093.888.283.37571.468.262.560转速（60Hz）120112.5105.91009085.781.875725.5P-Q图供方应提供水轮发电机的P-Q图，以给出水轮发电机的运行极限，如图1所示（图中功率以标幺值表示，基值为电机的额定容量）。其中：曲线A表示定子额定电流和恒定视在功率输出下的运行极限，受定子绕组温升的限制。曲线B表示额定励磁电流的运行极限，受励磁绕组温升的限制。曲线C1和曲线C2表示理论静态稳定极限和实际静态稳态极限，受静态稳定性的影响，也可能受端部区域发热的影响。GB/T7894-20234曲线D表示最小励磁电流运行极限（通常取空载励磁电流的10%)，接近静态稳定的极限。图1P-Q图图1中，第一象限为迟相运行区，通常水轮发电机的额定运行点设计在此区域内。第二象限为进相运行区。5.6运行期间电压和频率的变化根据IEC60034-33水轮发电机稳态电压和频率变化的范围按图2分成A和B两个区域。水轮发电机应能在区域A内连续运行，并满足额定功率因数下输出额定容量，但其性能不必与电压和频率都为额定值（见图1中的额定运行点）时的性能完全相符，可能呈现某些差异，温升可能高于电压和频率都为额定值时的温升。水轮发电机应能在区域B内运行，并达到额定容量，但其性能与电压和频率都为额定值时的差异将大于在区域A内运行时的性能差异，此时电机的温升会高于额定运行点的温升，且很可能会高于电机在区域A内运行时的温升。不推荐电机在区域B的外边界上运行。电机进入B区运行应受到如下限制，单次连续运行时间不超过10min；重复出现时间隔不应低于6h；每个月出现次数不超过2次。对B区的其他运行情况应采取切实有效的措施来避免因过热而引起电机寿命的损失，如降低负荷等措施。对B区的其他运行情况同时要确认水轮机是否具备相应的功率输出能力。注：本文件规定的温升或温度限值仅适用于额定运行点。当运行点逐步偏离额定点时，则水轮发电机的温升或温度有可能逐步超过其限值。如水轮发电机在区域A的边界上运行，最不利情况其温升或温度可能要超过本文件规定的限值约达10K。GB/T7894-20235图2水轮发电机电压频率变化限值5.7效率和损耗5.7.1额定效率水轮发电机在额定容量、额定电压、额定转速、额定功率因数运行时的额定效率保证值应在专用技术协议中规定。5.7.2加权平均效率加权平均效率是水轮发电机在额定电压、额定转速、规定的功率因数和不同容量工况下对应的水轮发电机效率的加权平均值。加权平均效率保证值应在专用技术协议中规定。水轮发电机的加权平均效率可按公式（1）计算得出，其中加权系数由需方提供。η=k=1式中：Ak(k=12,⋯,n)给定功率因数及输出功率下的权因子，GB/T7894-20236ηk(k=1,5.7.3损耗水轮发电机的损耗和效率宜采用量热法测定，应符合GB/T25442，其损耗包括：a）定子绕组的铜损耗；b）励磁绕组的铜损耗；c）铁心损耗；d）通风损耗；e）导轴承损耗；f）推力轴承损耗（仅计及分摊给水轮发电机转动部分的损耗值）；g）杂散损耗；h）励磁系统损耗（如励磁变、整流器及电压调节器损耗）；i）电刷电气和摩擦损耗；j）其他损耗（如推力轴承外循环油泵、外加冷却风机功率等相关损耗）；k）水等直接冷却系统损耗（如有）。当整个风机在发电机的冷却回路中时，外部风机的功率导致的损耗通常完全传递到冷却水中，此时整个风机的损耗（功率）不能重复计入。如果外部风机的电动机不在冷却回路里，其损耗应单独计入（参照制造厂给出的效率值）。泵（水或油）的机械功率传递到冷却水里，可在冷却水中测出。这个损耗（功率）不能重复计入，可只加入电动机的损耗（参照制造厂给出的效率值）。5.7.4绕组损耗I2为确定各绕组损耗I2R值，绕组的直流电阻应换算到对应于水轮发电机铭牌上标明的绝缘等级的基准工作温度时的数值，如按照低于结构使用的热分级来规定温升或额定温度，则应按较低的热分级规定其基准工作温度，见表表2绝缘热分级与基准工作温度关系绝缘结构的热分级基准工作温度／℃130(B)95155(F)115180(H)1305.7.5通风损耗的确定通风损耗，即由于空气在电机中流动而引起的摩擦损耗，依据IEC60034-33，应为冷风温度40℃和相对湿度为40％条件下的损耗。当冷风温度和相对湿度偏离上述值时，应进行修正。附录A给出了不同冷风温度和湿度下通风损耗的修正方法。5.7.6立式电机推力轴承损耗的确定水轮发电机推力轴承损耗可按公式（2）计算：GB/T7894-20237pb式中：pb-电机的推力轴承损耗，单位为千瓦（kWpB-推力轴承在油箱的油温为45℃时的总损耗，单位为千瓦（kWWG—发电机转动部件的重量，单位千牛（kNWT-水轮机转动部件的重量，单位为千牛（kNFH——在额定运行和设计密封间隙下作用于转轮的最大轴向水推力保证值，单位为千牛（kN油箱温度偏离45℃时应进行修正（附录B给出了立式水轮发电机推力轴承损耗的修正算法）。5.7.7立式电机导轴承损耗的确定导轴承的损耗测定应在油箱的油温为45℃时进行，油箱温度偏离45∘C时应进行修正（附录B5.7.8总损耗的容差总损耗容差为＋10％。注：容差或归因于计算方法，如基于空载短路等试验方法进行的分项损耗计算；或归因于测量方法，例如基于GB/T25442中的量热法的损耗测量。所有这些影响都包含在上述+10%的公差范围内。5.8电气参数和时间常数5.8.1一般情况水轮发电机的电气参数如同步电抗、瞬态电抗、超瞬态电抗、短路比及时间常数等应满足电力系统运行的要求，并在专用技术协议中规定。其交、直轴超瞬态电抗（不饱和值）之比(xq5.8.2短路比水轮发电机的短路比应大于0.8。注：短路比受气隙影响较大，这里的短路比是指热态条件下的短路比。5.8.3直轴瞬态电抗和超瞬态电抗根据IEC60034-33，直轴瞬态电抗和超瞬态电抗按如下范围选取：额定电压下的直轴饱和超瞬态电抗xds'额定电流下的直轴不饱和瞬态电抗xdu'上述段落中，xdsmin*为xds''的允许最小值，考虑计算、制造、安装及试验的不确定性，结合设计的经济性，建议.xdsminr和0.1(p.u)≤0.3(p.u.)≤xdumax'/xdsminr的数值应不小于1.注：要求xdumax'≤0.3(p.u.)和／或x5.9电抗的容差如果规定或商定了电抗容差的限值，则最小值不应有负容差，最大值不应有正容差。一般情况下最GB/T7894-20238小值的正容差和最大值的负容差：稳态电抗为15%，瞬态和超瞬态电抗为30％。如果确定了参数值，但没有给定限值，则该参数可视为额定参数，且具有如下容差：稳态±15%，瞬态和超瞬态±30％。如果需方没有给出参数，供方应给出参数，并具有如下的容差：稳态±15％，瞬态和超瞬态±30％。5.10总谐波畸变率（THD）水轮发电机定子绕组在开路情况下，在空载额定电压和额定转速运行时，线电压波形的总谐波畸变率（THD）应不超过3％。在随机提供励磁系统的情况下，上述限值应包含励磁系统的影响。6温度6.1温升水轮发电机在第4章规定的使用环境条件及额定工况下，应能长期连续运行，其定子、励磁绕组和定子铁心等的温升应不超过表3的规定。表3中的温升基准为冷风温度40℃（水冷电机的除盐水除外）。如果冷风温度不是40℃，可参照GB/T755进行修正。表3温升限值水轮发电机部件不同热分级下的温升限值／K130(B)155(F)红外法电阻法检温计法红外法电阻法检温计法空气冷却的定子绕组-85-110定子铁心--75--100水直接冷却定子绕组的出水＊25-25--25励磁绕组-90--115-不与绕组接触的其他部件这些部件的温升应不损坏该部件本身或任何与其相邻部件的绝缘集电环b75--85--”此行温升数值参照入口冷却水温度。b红外法需要适当调整集电环抛光表面的发射率系数。此外，应注意，建议使用表中所示的温度值，以保证电刷上的温度不太高于100℃，这有利于水轮发电机和发电电动机中常用电刷的有效运行。任何集电环（滑环）、碳刷或碳刷装置的温升或温度不应损害该部件或任何相邻部件的绝缘。集电环（滑环）的温升或温度不应超过碳刷等级和集电环材料在整个工作范围内可适应电流的综合温升或温度。可以使用高温碳刷材料，在这种情况下，温升的允许值应由供需双方商定。需方要求使用155(F）级绝缘系统但运行在130(B）级温度时，应采用130(B）温升限值。需方要求使用155(F）级绝缘系统但运行在130(B）级或更低温度时，温升不必根据GB/T755按照额定电压来校正。6.2定子绕组温升的测量对于铁心长度不超过2m的电机，定子绕组应在位于铁心轴向中心的一个平面内至少布置6个GB/T7894-20239ETD（埋置检温计）。对于铁心长度超过2m的电机，应设置3个平面，每个平面上至少有6个ETD，一个平面位于铁心轴向的中心，其他两个平面分别位于距铁心两端端部约200mm的位置。ETD应沿每个平面的圆周均匀分布。ETD应位于上下层线棒／线圈之间，宜布置于同一相绕组内，并放置在上下层线棒／线圈层间垫条的凹槽中。ETD读数的温升值不应超过表3中给定的值，安装在同一平面上的ETD之间的读数差不应超过该平面平均值的5K以上。如果ETD安装在多个平面上，与三个平面的平均值相比，每个平面的平均值相差不应超过5K。对于具有不对称风路的电机（例如，下方装有冷却器的卧式电机），或定子和／或转子中没有径向通风道的电机，和／或仅从一侧供应冷却空气的电机，例如灯泡式发电机，每个平面的平均值，与三个平面的平均值相比，差异不应超过10K，安装在同一平面上的ETD不应超过该平面的平均值10K。注：槽中RTD的读数不是定子绕组热点温度的指示。RTD温度读数主要用于监控定子绕组冷却系统的运行。对于直接冷却的定子绕组，应至少安装三个温度检测器，周向间隔接近120°布置，并使之与绕组出口处的冷却介质紧密接触。如果绕组为水冷式，则应将其安装在发电机机座内的管道上，或尽可能靠近主冷却液离开机座的位置。注意测量点和冷却液离开绕组的位置之间没有明显的温差。冷却液入口处温度检测器的数量应由供需双方协商确定。6.3定子铁心温升的测量对于铁心长度不超过2m的电机，可以设置一个或两个平面，每个平面应至少布置6个ETD。对于铁心长度超过2m的电机，应使用3个平面，每个平面上至少有6个ETD，一个位于铁心轴向的中心，其他两个平面分别位于距铁心两端端部约200mm的位置。ETD应沿每个平面上的圆周均匀分布。每个ETD应从铁心背面插入铁心，深度大约为定子轭径向宽度的50％。ETD温升的读数值不应超过表3中所示的限值，安装在同一平面上的ETD之间的读数差不应超过该平面平均值的5K以上。如果ETD安装在多个平面上，各平面之间的平均值相差不应超过5K。对于具有不对称风路的电机（例如，在下方布置冷却器的卧式电机），或定子和／或转子中没有径向通风道的电机，和／或仅从一侧供应冷却空气的电机，例如灯泡式发电机，与三个平面的平均值相比，每个平面的平均值，差异不应超过10K，安装在同一平面上的ETD不应超过该平面平均值的10K。6.4非基准运行条件和定额时温升限值的修正当水轮发电机的额定运行条件偏离第4章所规定的运行条件时，温升限值应按GB/T755的规定进行修正。6.5轴承温度水轮发电机在正常运行工况下，其轴承的最高温度采用埋置检温计法测量应不超过下列数值：推力轴承巴氏合金瓦 80℃推力轴承塑料瓦 60℃导轴承巴氏合金瓦 75℃座式滑动轴承巴氏合金瓦 80℃温度传感器宜埋置在距离摩擦表面20mm~30mm深处。GB/T7894-2023107运行特性及电气连接7.1特殊运行要求7.1.1定子过电流水轮发电机在事故条件下允许短时平衡的过电流。定子绕组过电流倍数与相应的允许持续时间按表4确定。但达到表4中允许持续时间的过电流次数平均每年不超过2次，2次过电流发生的时间间隔应能满足电机充分冷却至正常温度。表4定子绕组允许过电流倍数与时间的关系定子过电流倍数（定子电流／定子额定电流）允许持续时间min1.10451.1511.51.204.51.253.751.3031.402.251.501.5注：对具有过负荷运行要求的水轮发电机，其定子绕组允许过电流倍数及持续时间按专用技术协议。7.1.2转子过电流水轮发电机的转子绕组应能承受2倍额定励磁电流，持续时间为：空气冷却的水轮发电机不少于50s；定子绕组直接冷却或加强空气冷却的水轮发电机不少于20s。7.1.3长期不对称负荷水轮发电机在不对称电力系统中运行时，如任一相电流不超过额定电流IN，且其负序电流分量（I2额定容量为200MVA及以下的空气冷却水轮发电机不低于12%；额定容量大于200MVA的空气冷却水轮发电机不低于9%；定子绕组直接冷却的水轮发电机不低于6％。7.1.4短时不对称负荷水轮发电机在故障情况短时不对称运行时，能承受的负序电流分量与额定电流之比i2的平方对不对称运行时间t(s）的积分0Ti空气冷却的水轮发电机：40s；定子绕组直接冷却的水轮发电机：20s。GB/T7894-2023117.1.5突然短路水轮发电机在额定负载和1.05(p.u.）额定电压下运行，应能承受在最大相电流不高于突然三相短路产生的最大相电流情况下，绕组机端处任何类型的短路而“不发生故障”。这里的“不发生故障”是指，尽管定子绕组可能发生一些变形或端部绕组固定松动，但电机不应产生导致其无法运行的损坏。突然短路会对电机的寿命产生潜在的影响，因而不推荐做三相突然短路试验。如供需双方协商确定要做三相突然短路试验，则应选择合适的试验电压，以便获得与主变压器高压侧施加的三相突然短路相同或更小些的最大定子电流。机端附近的短路、误同期、远端故障的清除及重合闸等都可能导致异常高的电流和转矩。这种情况下应该特别关注定子绕组并进行彻底的检查。机组恢复运行前，应修复支撑结构的任何松动，以避免振动造成的次生损坏。同时建议检查联轴螺栓可能发生的轴平衡变化和变形。7.2同步并入电网水轮发电机应采用准同步方式并入电网，同步合闸相角差应在±10°（电角度）范围内，最大同步电压差应在±5％范围内，最大同步频率差应在工频的±0.11％范围内。如果转速控制和励磁系统工作正常，则电机在甩负荷后应能同期并网，而无需事先停机。误同期可能会对电机造成严重损坏。最严重的是同期相角差为120°~180°的误同期，会导致极高的扭矩和电流，并缩短电机的运行寿命。误同期后，需要仔细检查电机。此外，不应在电机相序（或“旋转方向”）和电网相序不同（相反顺序）的情况下进行同步试验。7.3发电机接地水轮发电机中的所有非用于导电设计的金属部件应连接到具有足够导电面积的导体的接地系统中。公式（3）可用于所需最小接地面积的粗略估算和检查： (3)式中：A-接地连接导体的横截面积，单位为平方毫米(mml——接地连接电流，粗略估算可按3×IN，通常与接地方案有关，单位为安培（ti -故障电流的持续时间，单位为秒（s)，通常k--是与材料有关的常数，见表5；β —温度系数的倒数，见表5；θf-接地连接的最终温度，单位为摄氏度（℃），通常对非隔离接地连接取250θi--接地连接的初始温度，依据IEC60287-3-1，通常取为20表5接地连接部分的材料特性材料8℃kA×铜234.5226钢20278GB/T7894-202312电机应具有接地端子，或单独的装置以连接到接地系统中，并标注符号上。接地端子要保证与接地系统接触良好。7.4中性点引线水轮发电机的定子绕组中性点不能直接接地，以防止内部短路故障引起定子铁心故障。为了检测定子单相接地故障，发电机中性点应装设中性点接地装置，中性点接地装置的选择应符合T/CSEE0094的要求。中性点母排应满足电机因保护动作从系统解列或灭磁期间的接地短路电流要求。注：有些小容量水轮发电机可能具备中性点直接接地条件，但不在本文件的规定范围之内。7.5旋转方向与相序水轮发电机的旋转方向应与水轮机一致。水轮发电机的相序应与电网一致。按水轮机驱动的方向旋转时，水轮发电机定子电压的相序应按各相达到最大值的顺序依次标注，如U、V、W。在水轮发电机的出线端相序排列应为：面对发电机出线端，从左至右水平方向的顺序为U、V、W。7.6定子绕组水轮发电机的定子绕组应连接成星形结构，其三相绕组出线端和中性点引线应方便在定子机座外操作。各引线的布置由供需双方协商确定。水轮发电机定子绕组在实际冷态下，各分支间直流电阻最大与最小两相间的差值，在校正了由于引线长度不同引起的误差后应不超过最小值的2％。8绝缘系统8.1绕组绝缘性能8.1.1通则水轮发电机的定子绕组和励磁绕组应采用适当的绝缘系统进行绝缘。绝缘系统包括电导体周围绝缘材料的必要组合。8.1.2绕组的绝缘系统水轮发电机装配完成的定子绕组和励磁绕组的绝缘电阻试验应按照GB/T20160进行。对新装配的定子绕组，每相对地绝缘电阻的测量值应不小于100MΩ。单个磁极绕组绝缘电阻宜不低于100MΩ，整体励磁绕组绝缘电阻宜不低于100MΩ／(2p)；对于特别高湿度的环境，整体励磁绕组绝缘电阻最低不应低于0.5MΩ。如果测量环境的温度不在10℃～40℃的范围，应按GB/T20160进行校正。实际测量绕组绝缘电阻时，应根据被测绕组的额定电压按表6选择绝缘电阻测试仪。GB/T7894-202313表6绝缘电阻测试仪规格选择被测绕组额定电压UkV定子绝缘电阻测试仪电压（DC）V转子绝缘电阻测试仪电压（DC）VU2500~500050012≤5000~10000U100008.1.3磁极线圈交流阻抗水轮发电机转子磁极挂装前各磁极的交流阻抗值相互比较应无显著差别，挂装后各磁极的交流阻抗值相互比较也应无显著差别。8.1.4极化指数水轮发电机定子绕组的极化指数R10/R1(R10和R1分别为在10min和1min，温度为8.1.5线棒（线圈）的介质损耗因数水轮发电机整支定子线棒（线圈）常态介质损耗因数及其增量的限值应符合表7的规定，试验方法应符合JB/T7608的规定。如需进行整机绕组介质损耗因数试验，试验方法应符合GB/T34665的规定。表7常态介质损耗因数及其增量的限值试验电压0.2UN0.2介质损耗因数及其增量tanδΔtan指标≤2≤18.1.6定子绕组的局部放电试验水轮发电机成型绕组和加工完成的绕组元件（如线棒或线圈）的局部放电试验宜符合T/CSEE0042的要求。8.1.7定子多匝线圈匝间绝缘的耐电压试验定子绕组采用多匝线圈时，匝间绝缘的耐电压试验应按GB/T22715执行。8.1.8起晕试验额定电压为6.3kV及以上的水轮发电机，当使用地点在海拔高度为1000m及以下时，其定子单个线棒（线圈）应在1.5倍额定电压下不起晕；整机耐电压时，在1.05倍额定电压下，端部应无明显晕带和连续的金黄色亮点；当海拔高度超过1000m时，电晕起始电压试验值应按JB/T8439进行修正。GB/T7894-2023148.2耐电压试验8.2.1定子线棒／线圈在水轮发电机的定子线棒（线圈）交付之前，应对每根线棒／每只线圈进行交流耐压试验，试验电压为工频正弦波（后续交流耐电压试验都相同），试验电压值应为2UN+5KV，8.2.2定子下线时定子线棒下线时，推荐在下层线棒下线后进行阶段耐压试验，试验电压用交流2UN+4KV，持续1min。上层线棒下线后，进一步的阶段耐压试验用2UN8.2.3直流泄漏试验额定电压为6.3kV及以上的水轮发电机在进行交流耐电压试验前，应对定子绕组进行3倍额定电压的直流耐电压和泄漏电流测定。试验电压分级稳定地升高，每级为0.5倍额定电压，并停留1min。泄漏电流应不随时间延长而增大，各相泄漏电流的差值应不大于最小值的50％。当最大泄漏电流在20uA以下时，各相泄漏电流的差值不考核。8.2.4插转子之前的定子绕组定子下线完毕且端部绕组连接并固定完成后，应进行中间耐压试验，此时电压用2UN+2KV8.2.5励磁绕组交付前励磁绕组交付前应对每个磁极进行耐电压试验，耐电压试验电压值应高于表8中的规定值的10%，持续时间1min。每个磁极应进行匝间绝缘试验，试验电压应大于或等于定子机端三相突然短路时感应的最大匝间电压。试验可以采用冲击装置，也可以采用适当频率的交流电源。8.2.6励磁绕组安装完成后励磁绕组安装完成后，插转子之前，应进行交流耐电压试验，试验电压值应符合表8的规定，持续时间1min。8.2.7电机装配完成后的定子绕组水轮发电机装配完成且具备运行条件时，根据供需双方的技术协议，可对定子绕组进行交流耐电压试验，试验电压值应为2UN+1kV，8.2.8电机装配完成后的励磁绕组水轮发电机全部安装完成后，根据供需双方的技术协议，可对励磁绕组做交流耐电压试验。交流耐电压的数值要符合表8的规定，持续时间1min。GB/T7894-202315表8励磁绕组耐电压试验值额定励磁电压（DC）交流耐电压试验值500V及以下额定励磁电压的10倍（最小1.5kV）500V以上额定励磁电压的2倍＋4kV8.2.9直流替代试验一般情况下，应首选在50/60Hz下对定子绕组进行交流耐电压试验。特殊情况下可用直流耐电压试验代替交流耐电压试验，直流试验电压值为相应交流电压值的1.7倍，持续时间为1min。8.3绝缘击穿试验对加工完成的单支线棒或单支线圈，应按型式试验的要求进行定子主绝缘击穿试验，按1kkV/s∼2kV/s的速率逐步升高工频交流电压，直到发生击穿（或闪络）。此试验可以在油箱中进行，至少对一支线圈或二支线棒进行。击穿电压应不小于5.5UN。由于本试验的目的是验证主绝缘，因此可对线棒的端部施行专门的电晕防护。如果线棒的端部在低于上述规定的极限电压下发生闪络，则可修复线棒的端部电晕防护并重复试验。8.4绝缘电压耐久性试验如供需双方协议要求，可以按型式试验的要求进行全尺寸线棒／线圈电压耐久性试验。定子线棒／线圈的电压耐久性试验宜按NB/T42004和NB/T42005进行。额定电压小于18kV试品的试验电压和时间限值应符合表9的要求。表9额定电压小于18kV试品试验电压与时间限值额定线电压kV额定相电压kV方案A方案B400h250h电压耐久性试验电压kV4.02.318.710.16.33.6413.716.06.63.8114.316.710.56.0622.826.611.06.3523.927.913.87.9730.035.015.759.0934.239.9注：当试品的额定电压在表中规定的示值之间时，通过插值法确定试验电压，即额定相电压乘以系数3.76或者4.39。GB/T7894-202316额定电压不小于18kV试品的试验电压规定见表10；对于额定电压不小于18kV的试品，试验电压也可按专门协议确定。表10额定电压不小于18kV试品试验电压与时间限值额定线电压kV额定相电压kV方案：400h电压耐久性试验电压kV1810.3935.42011.539.22212.743.32413.947.42615.051.22715.653.2注：当试品的额定电压在表中规定的示值之间时，通过插值法确定试验电压，即额定相电压乘以系数3.41。在电压耐久性试验期间，槽部和端部绕组电晕保护层可能发生一些腐蚀或变色，对此不应视为绝缘故障。在开始试验之前，供需双方应就是否在进行耐久性试验期间定期监测和维修涉及槽部和端部绕组的电晕防护的劣化达成一致意见。8.5定子线棒／线圈冷热循环试验对需要频繁起停机的空冷水轮发电机，经供需双方商定，可按型式试验进行定子线棒／线圈的冷热循环试验。但是冷热循环试验并不能模拟电机的真实运行条件。如确定进行试验，冷热循环试验应针对整支线棒／整支线圈进行。冷热循环试验可按照T/CEEIA252进行。冷热循环试验的合格判据可根据电压耐久性试验或电压击穿试验来进行。电压耐久性试验中寿命减少不大于8.4中规定的10％可视为通过，或电压击穿试验中击穿电压不低于8.3中击穿电压的85％可视为通过。8.6轴承绝缘有对地绝缘要求的水轮发电机的推力轴承、导轴承、座式滑动轴承及埋置检温计，其绝缘电阻值在10℃～30℃测量时，应不小于表11的规定。表11发电机轴承各部分绝缘电阻值序号轴承部件绝缘电阻MΩ绝缘电阻测试仪电压V备注1悬式机组推力轴承底座及支架5500在底座及支架安装后测量2悬式机组高压油顶起油压管路10500与推力瓦的接头连接前，单根测试GB/T7894-202317表11发电机轴承各部分绝缘电阻值（续）序号轴承部件绝缘电阻MΩ绝缘电阻测试仪电压V备注3悬式机组推力轴承1500轴承总装完毕，顶起转子，注入润滑油前4悬式机组推力轴承0.5500轴承总装完毕，顶起转子，注入润滑油后5悬式机组推力轴承0.02500转子落在推力轴承上，转动部分与固定部分的所有连接件暂拆除6分块式导轴承瓦5500注油前单个测量7座式滑动轴承0.5~1500~1000测轴承座对地绝缘电阻8埋入式检温计5250注入润滑油前，测每个温度计心线对轴瓦的绝缘电阻序号3、序号4、序号5三项，可测其中之一项9机械性能与设计9.1转子的转动惯量水轮发电机旋转部分的转动惯量J应由需方在技术协议中定义规定。注：本文件中的转动惯量J仅指发电机部分相对转动轴线的转动惯量。有些工程上所用的GD2按传统习惯取4倍的转动惯量值，与力学上的飞轮力矩GD2并不严格对应。力学上的飞轮力矩GD2定义的数值等于4倍的转动惯量值乘以重力加速度9.2最大设计转速水轮发电机应能承受最大设计转速，无任何有害变形和损坏。最大设计转速持续时间为5min。最大设计转速应根据技术协议或由水轮机制造商给出或定义，对应水轮机或水泵水轮机的最大飞逸转速或暂态飞逸转速之中的最大值。9.3结构强度和刚度水轮发电机整体和部件应具有足够的强度和刚度，在正常工况、特殊工况和极端工况下，整体和部件的应力、变形、振动、摆度、位移均在合理的范围内，不应产生有害变形或损坏。发电机正常工况是指：稳态运行（包括额定负荷运行、部分负荷运行、进相运行、迟相运行等）和起停机；特殊工况是指：甩负荷和紧急停机；极端工况是指：定子绕组单相对地短路、两相和三相突然短路、转子半数磁极短路、误同期、地震，以及最大设计转速下运行。上述工况中，两相和三相突然短路包括7.1.5给出的条件，误同期是指额定电压下120°相角差的并网。水轮发电机所有部件的工作应力不应超过规定的最大许用应力，对承受交变应力、振动或冲击应力的零部件需进行疲劳分析，对刚强度和疲劳强度应留有适当的安全裕量。水轮发电机主要部件的工作应力和变形可采用经典公式解析计算，也可采用有限元法分析计算。对大容量、高转速结构受力复杂的重要部件，如定子机座、机架、转子中心体、磁极、磁轭、主轴以及轴系GB/T7894-202318等，宜采用有限元法分析计算。水轮发电机主要受力部件采用经典公式解析计算时，在正常工况下的许用应力不应超过其材料屈服强度的1/3，在特殊工况下的许用应力不应超过其材料屈服强度的2/3，在极端工况下不应超过其材料屈服强度3/4。采用有限元法计算得到的平均应力不应大于经典公式解析计算法的许用应力，局部应力值一般不宜大于其材料的强度极限值，或屈服强度的1.33倍，若局部应力高于1.33倍，则需根据相关评估准则进一步评估刚强度，如FKM。开停机或工况转换中承受应力不会交变的受力部件，其许用应力可以适当提高。水轮发电机主轴的最大复合应力Smax不应超过材料屈服强度的1/4。主轴的最大复合应力Smax定义如式（Smax式中：S-最大水推力和转动部件自重引起的轴向应力的总和；T-主轴承受的最大扭转应力。水轮发电机极端工况中的两相和三相突然短路、非同期并网、半数磁极短路故障非常少见，此类事件总数在设计生命周期内不应超过5次（所有这4种故障的事件累计总和），并且其中任何一种事件在设计生命周期内不应超过2次。水轮发电机在各种特殊工况和极端工况下“不出现有害变形或损坏”，是指电机可以重新接入系统而不会影响安全运行甚至跳闸，以及尽管定子绕组会出现一些小变形或转子相关结构出现一定的松动，可能需要少量的检查维修但并不意味着需要更换线圈、磁极等。建议在特殊工况或极端工况发生后对电机进行仔细检查以及高电压试验（例如，根据电机绕组的年限使用额定线电压的110%~150%，较新电机的值较高，较旧电机的值较低），并进行必要的少量维修。9.4临界转速水轮发电机的一阶临界（弯曲）转速应比最大设计转速高出至少15％。对非对称轴承支撑结构，应校核反转分量的固有频率。9.5水轮发电机的起动和停机水轮发电机的日平均起停机次数在40年的机械寿命期内每天应不低于两次（由起动和停机过程组成的一个循环按一次计算）。9.6超速水轮发电机在40年机械寿命期内，应承受500次满载甩负荷和三次最大设计转速的影响。9.7承重机架的垂直挠度水轮发电机的承重机架，在最大轴向负荷作用下的垂直挠度值不宜大于表12的规定。表12水轮发电机承重机架挠度允许限值推力负荷MN挠度值mm≤50.5~1.5GB/T7894-202319表12水轮发电机承重机架挠度允许限值（续）推力负荷MN挠度值mm(5,10](1.5,2](10,15](2,2.5](15,35](2.5,3.0](35,55](3.0,3.5]注：对推力负荷大或承重机架跨距大者取上限值。9.8疲劳校验水轮发电机在静态刚强度校验后，应进行疲劳校验。疲劳校验可针对9.5、9.6的条款，按规范，如FKM标准来对结构强度进行。注：FKM标准指由德国机械工程研究委员会（FKM）编制的FKMGuidelineAnalyticalStrengthAssessmentofComponentsMadeofSteel,CastlronandAluminumMaterialsinMechanicalEngineering，广泛用于评估钢和铝材料的焊接和非焊接构件的疲劳问题。9.9抗震水轮发电机的结构强度应能满足使用地点设计地震烈度的要求。10振动与摆度10.1机座与铁心的振动10.1.1通则振动现象通常分成两类，即低频振动和高频振动。低频振动主要是由机械不平衡等原因引起的，其测量应针对定子机座等机械结构进行。高频振动主要是由电气现象引起的，通常频率为2倍工频及以上，其测量应针对定子铁心进行。10.1.2机座振动水轮发电机的机座振动按振动程度分成A、B、C、D四个区域，各区域的振动边界可按表13的推荐值设定。表13水轮发电机定子机座水平通频振动限值区域边界双幅振动值mmA/B0.08B/C0.12C/D0.16注：以上内容不作为水轮发电机的性能保证值，可以作为在线监控及继电保护的动作参考值。GB/T7894-202320表13中，振动值系指机组在除过速运行以外的各种稳定运行工况下的双幅振动值。各运行区域定义如下：区域A：新交付使用机组振动通常在此区域内；区域B：通常认为振动在此区域内的机组可以无限制地长期运行；区域C：通常认为振动在此区域内的机组不宜长期持续运行，如有适当机会应采取补救措施；区域D：通常认为在此区域内的振动已经非常严重，电机的持续运行时间由供需双方商定。振动测试传感器的性能和安装布置按GB/T28570执行。对高转速水轮发电机(nN≥300r/min)，在参照执行上述振动限值的同时，要求定子机座水平振速均方根值不超过4.5mm10.1.3铁心振动对于立式电机，定子铁心振动应按如下方式测量。对于定子铁心水平（径向）振动的测试，在定子铁心高度的2/3平面处应布置至少2个传感器，每个传感器沿周向成90°。传感器应紧贴到铁心上。在额定运行条件下，立式水轮发电机电机定子铁心的振动不应超过表14中的位移或速度限值。表14铁心振动限值工频Hz项目位移（双幅值）mm速度（均方根）mm/s50100Hz的水平（径向）振动0.036.760120Hz的水平（径向）振动8对于卧式水轮发电机，表14中给出的限值可以作为参考，具体应由供需双方商定。10.2转动部件的摆度在正常大负荷（70%~100％输出功率下）运行工况下，水轮发电机导轴承处测得轴的相对运行摆度值（双幅值）应不大于75％的轴承热态总间隙值。在启动、空载运行和部分负荷运行工况下水轮发电机导轴承处测得轴的相对运行摆度值（双幅值）应不大于75％的轴承冷态安装总间隙值。10.3其他部件的振动水轮发电机其他部件的振动如上、下机架，轴承盖板等部件按GB/T32584执行。11噪声水轮发电机的噪声应在额定（或商定）负载条件下在以下位置进行测量：对于混凝土外壳中的立式机组，在发电机顶盖上方高1m、距发电机顶盖外周1m远处测量。应在圆周上6个均匀分布的位置进行测量，以确定平均值。对卧式电机，在距地面1m高、距机座1m处测量，共6点，驱动端2点，非驱动端2点，中间2点，如图3所示。测量结果取平均值。对于灯泡式电机：在发电机入口管道（检修井）上方1m处测量。GB/T7894-202321图3卧式机组水平测点布置图对立式电机，噪声水平应满足：额定转速为200r/min及以下者不超过80dB(A)；额定转速为200r/min以上300r/min及以下者不超过82dB(A)；额定转速为300r/min以上400r/min及以下者不超过84dB(A)；额定转速高于400r/min者不超过85dB(A）。对卧式电机，噪声水平应不大于85dB(A）。噪声的测定方法按GB/T10069.1执行。12基本结构12.1总体布局12.1.1水轮发电机的结构和总体布置水轮发电机的结构类型和总体布置应根据水轮机的类型、水轮发电机的转速、额定容量、厂房形式和发电机组的布局，通过技术和经济评估来选择，并在专用技术要求中给出。12.1.2水轮发电机部件水轮发电机的部件在正常运行时应能承受振动和热变形，应能承受甩负荷、飞逸等异常运行条件下的离心力，以及电气短路影响。如果发生异常操作，应进行检查和必要的维护。为防止水轮发电机的主引出线和中性点引出线附近的钢筋或金属构件因电磁感应引起发热，应视情况采取磁屏蔽措施。12.1.3主要部件的拆装水轮发电机的结构应便于维护和检修，在结构允许的条件下应设计成其下机架及水轮机的可拆部件在安装和检修时能通过定子铁心内径而不需拆除定子。大型机组应设计成在不抽出转子和不拆除上机架的情况下能更换定子线棒和转子磁极，以及对定子绕组端部和定子铁心进行预防性检查。水轮发电机的集电环、导轴承及推力轴承的结构应设计成在不影响转子和相关部件情况下便于拆卸、调整和更换。GB/T7894-20232212.1.4主要部件的振动对可能引起有害共振的水轮发电机的机架、定子机座及其他结构件的固有频率应予以核算，以避免与水轮机水力脉动频率及其倍频，或与不对称运行时转子和定子铁心的振动频率、电网频率的倍频、建筑物的振动频率产生任何可能的共振。12.1.5辅助部分水轮发电机机坑内应视情况可设置电热、除湿系统和照明系统，并应在水轮发电机顶部设置指示机组运行状态的指示灯。具体配置可由供需双方商定。12.2定子12.2.1机座与铁心对于大型水轮发电机，定子机座可以分瓣运输，最后在现场组装，然后进行定子铁心叠片并下线。机座与铁心应满足整体吊装的要求。根据运输条件和具体要求，中小型电机定子机座可做成整体的，或分瓣组装结构。整体定子在工厂内组装完成，整体运输；分瓣结构定子在工厂完成机座、铁心叠片和非合缝处铁心下线，运至现场组合后再进行合缝处铁心下线及后续工作，现场交接。为使定子线棒（线圈）与线槽紧密结合，槽电位的实测值应小于10V。供方应根据供需双方之间的协议提供相关起吊工具和起吊方法。如果使用穿心螺杆压装定子铁心，穿心螺杆应与铁心之间设置绝缘，以避免铁心损坏。调试前应测量绝缘电阻，其最小值为100MΩ，其中绝缘电阻测试仪直流试验电压应为500V。定子铁心需进行铁心磁化试验，试验按GB/T20835执行。12.2.2定子机座连接结构定子机座及上机架与基础之间的连接结构应适应热胀冷缩的要求。应采取措施防止定子铁心翘曲。12.2.3定子端部绕组定子端部绕组的设计应使之满足绕组沿轴向热膨胀的要求，并适合在正常运行条件下承受电磁力而不会产生过度振动，在异常情况下（如电机额定负载下的机端三相突然短路）不会产生有害变形。12.3转子12.3.1阻尼绕组水轮发电机的转子应配备阻尼绕组（或具有阻尼绕组功能的结构）。12.3.2单轴或分段轴结构水轮发电机可以使用单轴或分段轴结构。轴线的设计应便于在现场进行摆度检查和调整。现场吊装的转子应符合吊装要求。供方应根据供需双方之间的协议提供相关起吊工具和起吊方法，如专用起重轴、连接螺栓等。GB/T7894-20232312.3.3集电装置集电装置应安装在转子上方便于观察和维护，且无油雾和灰尘污染的位置。其布置应有利于通风，并有单独顶罩防护。顶罩结构应有利于罩内热量排出，可设置风扇。集电装置宜设置碳粉吸收装置，防止由于通风回路内碳粉环流对定、转子绕组及其他绝缘的污染。12.4结构容差12.4.1定子圆度水轮发电机定子沿铁心高度方向每隔1m左右，分多个断面且每断面不少于8个测点进行铁心圆度测量，铁心直径较大时，每个断面的测点数应适当增加。各半径与设计半径之差不超过发电机设计空气间隙的±3.0%；对于分瓣定子铁心各半径与设计半径之差不超过发电机设计空气间隙的±4％。水轮发电机铁心圆度偏差最大不超过2mm。12.4.2转子磁轭圆度水轮发电机转子磁轭外缘各半径与设计半径之差不应大于设计空气间隙值的±2.5％。12.4.3转子整体圆度磁极挂装后检查水轮发电机的转子圆度，各半径与设计半径之差不应大于设计空气间隙值的±3.0%。12.4.4转子偏心度水轮发电机转子的整体偏心值最大不应大于设计空气间隙的1.0％。12.4.5气隙容差水轮发电机静态气隙的最大值或最小值与其平均值之差应不超过平均值的6％。注：静态气隙指水轮发电机甩负荷后，静止及冷态条件下定子内圆表面与转子磁极极靴表面中心点位置的距离。12.5轴承12.5.1轴承瓦推力轴承可采用轴承合金（巴氏合金）瓦或非金属表层瓦。使用轴承合金瓦时，建议根据要求配备高压润滑油装置。在紧急情况下，可在不使用高压润滑油装置的情况下安全停止机组。但是，在这种情况下，应在机组上使用制动系统，以使轴承尽快穿越低速混合摩擦阶段。对于弹性金属塑料瓦推力轴承，仅在制动系统故障情况下，允许机组惰性停机，但一年内的惰性停机次数不应超过3次。对于弹性金属塑料瓦推力轴承，停机时间在7天以内，可以不顶起转子开机。12.5.2轴承的润滑水轮发电机的轴承应选择合适的润滑油黏度，以使电机能够在指定的最低温度下起动。在油槽温度不低于5℃情况时，应允许水轮发电机组起动。12.5.3轴承的断水运行采用轴承合金瓦的推力轴承和导轴承，当其油冷却系统冷却水中断后，一般允许机组额定工况下无GB/T7894-202324损害继续运行的时间不少于10min。采用弹性金属塑料瓦的推力轴承，当其油冷却系统冷却水中断后，一般允许机组额定工况下无损害继续运行的时间不少于20min。12.5.4轴电流水轮发电机的设计应采用适当的措施来防止轴电流的损害。由可控整流器的静态励磁设备引起的轴电压尖峰可通过穿透轴承油膜而导致损坏，例如对轴承巴氏合金瓦。建议将转子轴可靠接地，并提供电气绝缘轴承或轴绝缘。13通风冷却系统13.1冷却方式13.1.1通则水轮发电机应优先采用定子绕组、转子绕组及定子铁心均为空气冷却的全空冷方式。当特大型水轮发电机受槽电流和热负荷等限制难以采用全空冷方式时，可采用定子绕组冷却介质直接冷却、转子绕组和定子铁心空气冷却的方式。13.1.2空气冷却系统水轮发电机完全由空气冷却，通常电机内设有空气冷却器。13.1.3蒸发冷却系统除空气冷却外，采用冷却液通过绕组内部空心导体的沸腾传热作用对电机进行部分冷却。通常电机中还将布置一些辅助设备，如空冷或水冷冷凝器。13.1.4水冷却系统除空气冷却外，电机中的部分热量由流经绕组内部空心导体的水冷却。此种情况需要空气冷却器、除盐水处理（制备）系统和冷却水循环系统等辅助设备。13.2冷却器与风机的冗余配置对于装有4个以上冷却器的水轮发电机，如果10％的冷却器（可四舍五入，但至少有1个冷却器）发生故障，且其他冷却器运行正常时，电机应能够在额定电压和频率下以额定输出运行。与正常运行相比，此时温度将更高。与无冷却器故障运行相比，由此产生的温升（冷空气温度加上发热部件的温升）不应高于10K。对于通过外部风机强制通风，且具有4台以上风机的水轮发电机，如果10％的风机（至少1台风机）出现故障，且其他风机运行正常，水轮发电机应能够在额定电压和频率下以额定输出运行。与正常运行相比，此时温度将更高。与无风机故障运行相比，由此产生的温升（冷空气温度加上活动部件的温升）不应高于10K。13.3冷却结构13.3.1材料空气冷却器、油冷却器，以及蒸发冷却绕组的冷凝器的管道应采用防腐、导热材料制成。GB/T7894-20232513.3.2供排水与冷却器连接的供排水管道，建议采用不锈钢材料。13.3.3冷却水压力冷却水压力通常由需方确定。通常情况下，水轮发电机的空气冷却器冷却水压力为0.2MPa～1.0MPa。冷却器的试验水压应为运行水压的1.5倍（最低不小于0.4MPa），持续30min。板式冷却器耐压应按NB/T47004（所有部分）执行。14制动系统14.1电气制动通过短接定子绕组来进行的电气制动可加快机组的制动过程。使用电气制动时，建议将定子电流限制在额定值以内。装设有电气制动装置的水轮发电机，当采用电气制动和机械制动配合使用时，在机组转动部分的转速下降到50％额定转速时，电气制动系统可投入运行；转速继续下降到额定转速的5%~10％时，可再投入机械制动系统直到停机。电气制动无法使电机处于静止状态，因此需要采用机械制动来使电机停止。14.2机械制动水轮发电机应配置安装液压或气动制动系统。通常应把机组的平衡转速、静止时的泄漏转矩以及额定转速下的制动转矩作为设计输入给出。制动投入转速应高于机组的平衡转速。应随制动器提供确保制动器投入的位置传感器。建议配备制动除尘系统。水轮发电机采用气动制动时，其压缩空气压力一般为0.5MPa~0.8MPa。气动制动系统应能在规定的时间内将机组转动部分从20%~30％额定转速（当推力轴承采用合金瓦时）或10%~20％额定转速（当推力轴承采用弹性金属塑料瓦时）连续制动停机。当由于水轮机导叶漏水量使机组所产生的转矩不大于水轮机额定转矩的1％时，机械制动系统应保证机组制动停机。注：平衡转速是指泄漏转矩等于机组阻力转矩时的转速。14.3液压顶起系统立式水轮发电机应设置液压顶起系统。液压顶起系统可以与制动系统结合使用或单独使用（例如，用于盘式制动系统）。系统应具有顶起机组旋转部件重量的能力，并可将转子安全锁定在顶起位置。出于安全原因，建议仅在水轮机锁定不动时才激活顶起系统。15控制保护系统的装置及元件15.1通则水轮发电机需配备运行所需的控制和保护仪表。15.2转速的测量水轮发电机应装设具有抗干扰能力且与发电机转速成线性关系的测速装置，作为调速器和转速信GB/T7894-202326号装置的信号源。15.3定子和轴承的温度采用埋置检温计可测量定子绕组、冷却系统和轴承中特定位置的温度。定子绕组的检温计安装在槽中上下层线圈／线棒之间。检温计通常为电阻温度传感器（RTD)，也可以使用热电偶。在这两种情况下，建议对埋置检温计的引线进行屏蔽，并扭绞电缆以将噪声对温度读数的影响降至最低。RTD还用于冷却系统和轴承温度的监测。冷却器和轴承温度传感器的数量和位置信息见表15。定子和转子绕组的相关信息见6.1~6.3。表15检温计布置部件数量埋设位置每个冷却器2冷热风侧各一立式电机的每个推力轴承瓦1推力轴承油2冷热油侧各一立式电机的导轴承4每隔90°方向卧式电机的推力轴承瓦2每隔180°方向卧式电机的反推力轴承瓦2每隔180°方向卧式电机的导轴承2下面的瓦15.4轴振动与轴位移水轮发电机的转轴导轴承处应设置涡流型振动传感器以监测振动和摆度，传感器安装在导轴承座盖板上，分X、Y方向沿径向布置，详见表16。表16轴承振动传感器设置检测部位X方向Y方向上导轴承11下导轴承1115.5其他部位振动水轮发电机的定子机座应设置低频（0.5Hz）速度型传感器或加速度型传感器，以监测机座的振动状态。其中水平方向应设置1个～2个传感器，布置在机座外壁、对应定子铁心高度2/3处；垂直方向应设置1个传感器，布置在机座上方。立式水轮发电机的承重机架上应设置垂直和水平振动传感器各1个～2个，布置在机架中心体内侧。如果设置2个传感器，则应各按X、Y方向布置。立式水轮发电机的非承重机架上应设置2个水平振动传感器。水平振动传感器布置在机架中心体内侧，按X、Y方向布置。灯泡贯流式水轮发电机应在组合轴承座上设置低频（0.5Hz）速度型传感器或加速度型传感器，以GB/T7894-202327监测组合轴承的振动状况。其中径向应布置2个传感器，轴向应布置1个传感器。径向测点传感器分别垂直和水平布置在组合轴承座靠近导轴承处；轴向测点传感器布置在组合轴承座推力轴承附近。16灭火系统水轮发电机应设置灭火系统。该系统应设有自动控制、手动控制和应急操作三种控制功能。灭火介质可采用水、二氧化碳或对绝缘无损害、对环境无污染的介质。消防供水系统的工作水压一般为0.3MPa~0.6MPa，其工作水压应满足喷头前的供水压力不小于0.35MPa。喷射水量设计应不小于10L/(m·min)，水喷雾持续时间不小于10min。水轮发电机灭火系统供水管、管件、喷头等宜采用不锈钢或其他无磁性且防锈蚀材料。当采用水喷雾灭火系统时，其系统设计应符合GB50084的要求。当采用二氧化碳灭火系统时，应按照全淹没系统进行设计，应符合GB50193的要求。17标识17.1水轮发电机的铭牌上应设置二维码，二维码中应至少给出下列参数：a）产品名称；b）制造厂名；c）标准编号；d）非驱动端转向；e）制造厂产品序列编号；f）产品类型；g）额定容量（MVA)；h）额定电压（V)；i）额定电流（A)；j)额定频率（Hz)；k）相数；1）额定功率因数（cosø）中m）额定转速（r/min)；n）最大设计转速(r/min);o）转子转动惯量J(t⋅p）定子绕组接线法；q）额定励磁电压（V)；r）额定励磁电流（A)；s）绝缘等级／绝缘使用等级；t）保证温升：定子绕组，励磁绕组；u）出厂年月。17.2在水轮发电机的铭牌上应至少直接给出如下参数：a）产品名称；b）制造厂名；c）制造厂产品序列编号；d）额定容量（MVA)；GB/T7894-202328e）额定电压（V)；f）额定电流（A)；g）相数；h）额定功率因数（cosø)；i）额定转速（r/min)；j）定子绕组接线法；k）额定励磁电压（V)；1）额定励磁电流（A)；m）出厂年月。17.3对于额定参数发生变化或经供需双方协商达成一致的改造升级产品，应提供额外的铭牌，以表明承担工程的公司名称、维修年份和所做的变更。18材料及部件存储18.1水轮发电机、励磁装置及其所有附件的包装、运输和保管应满足GB/T28546的要求。在符合运输、储放的条件下，制造厂保证包装质量的保证期从发运之日起不少于1年。18.2水轮发电机的部件无论是整体运输或分件运输，都应符合运输部门对产品运输装载及加固的有关规定。水直接冷却水轮发电机定子线圈在冬季运输过程中应采取防冻措施。18.3水轮发电机、励磁装置及所有附件运到工地后，均应储存在有掩蔽的库房内，并将以下零部件储存在温度不低于5℃的干燥保温库房内。a）定子线圈和下线后的定子；b）转子线圈和磁极装配；c）定子和转子冲片；d）推力轴承和导轴承；e）转轴；f）集电环；g）空气冷却器、油冷却器、水直接冷却水轮发电机的热交换器及蒸发冷却水轮发电机的冷凝器；h）水直接冷却水轮发电机的水处理设备；i）高压油顶起装置；j）励磁装置和测速装置；k）精密仪表、各种盘柜、互感器、电气绝缘部件等；1）特殊材料（润滑油、绝缘带、绝缘漆、橡胶制品零件、蒸发冷却介质等）应按制造厂保管说明存放。18.4制造厂每次发运的货物名称、件数、箱数、编号、发运时间、地点、车次等应在发运的同时通知收货单位。19工厂及现场试验每台（件）产品须经检验合格后才能出厂，并须附有产品质量检查合格证。在工厂内进行的必要试验项目应有需方代表参加（具体项目按专用技术协议，见附录C）。对不能在制造厂内进行总装配的水轮发电机，应以国家标准和制造厂的技术文件或有关规程为依据，在工地安GB/T7894-202329装完毕后在制造厂技术人员指导、检查和监督下进行交接试验、起动试运行试验和性能试验。起动试运行试验应符合附录D中D.1的要求。机组试运行通过后，应按D.2的要求进行设备的移交，并开始计算保证期。20供货水轮发电机的供货范围应包括电机的本体及其附属设备。有关附属设备的具体资料，见附录E。其中备品备件和专用工具的详细信息见附录F和附录G。随同水轮发电机产品的供货，供方可根据专用技术协议中规定的合同生效后的日历天数，向需方提交本体及其附属设备相关的技术文件和图纸，有关技术文件和图纸的具体资料见附录H。GB/T7894-202330附录A（资料性）水轮发电机实测通风损耗的校正在根据GB/T25442进行效率测量过程中，测量通风损耗时，冷风温度通常不在设计温度。这是因为通常会减少冷却水流量以获得可接受的水温差，此时损耗有别于额定运行时的损耗，还需要重新换算到额定条件。通风损耗需根据冷空气密度，使用简化公式（A.1）换算至其额定条件。PW式中：Pirs,1-水路测量的通风损耗，单位为千瓦（kW)（见GB/T25442Pirs,2-通过基准表面水路的对流损耗，单位为千瓦（kW)（见GB/T25442PN -设计的基准冷风密度，单位为千克每立方米(kg/mρm —试验期间计算的密度，单位为千克每立方米(kg/fN —发电机的额定转速，单位为转每分钟（r/min)，或对应频率，单位为赫兹（Hzfm -发电机的实测转速，单位为转每分钟（r/min)，或对应频率，单位为赫兹（Hz）。式（A.1）中，ρm包括两个部分，见式（A.ρm式中：pdA。-干燥空气的分密度，单位为千克每立方米(kg/ρc--水蒸气的分密度，单位为千克每立方米ρdAc和ρDc分别按公式（A.3ρdρD式（A.3）和式（A.4）中：pamb-pDcθambRD-水蒸气的气体常数，RRA-空气的气体常数为，上面二个公式中，水蒸气压力pDc分二种情况按公式（A.5）或公式（A.6）来计算（见ISO5801)：当 (A.5)当θp+2.5566×1(A.6)GB/T7894-202331式中：φamb-环境相对湿度，％。试验时，建议测量发电机坑内的环境条件。如果记录在坑外，则需要评估绝对湿度是否从内到外变化，是否存在水的冷凝或蒸发。不建议使用已安装的冷风温度传感器获取发电机冷风温度。它们通常安装在每个冷却器的轴向和切向中心。此时的空气温度不是混合冷风温度。这是因为空气冷却器内置在交叉或反向交叉空气流中。建议在发电机中冷热风混合的地方安装温度传感器。对于磁轭通风的电机，可在顶部和底部安装，对于轴向通风的电机，可在风扇之前安装。建议使用多个传感器，数量应与冷却器数量相同，并在顶部和底部交替使用。GB/T7894-202332附录B（资料性）不同润滑油温度下轴承损耗实测值的校正油箱温度对轴承损耗有显著影响。油箱温度越低，轴承损耗越大。冷却系统通常尺寸过大，因为它们的布局是根据最不利的条件进行的，如冷却水温度高，冷却器中有污垢等。当测量摩擦损耗时，轴承的温度水平低于用于效率考虑的标称温度。在合同中定义标称油箱温度并将测量的损耗转换到标称温度是合理的。对于立式水轮发电机的导轴承，式（B.1）适用：P1式中：Po-在低于标称温度的油箱温度下测得的轴承损耗，单位为千瓦（kW)；P1-—用于效率计算的损耗，按标称油箱温度归算，单位为千瓦（no-测量油箱温度下的动态油黏度，单位为帕秒(Pa⋅s):η1-标称油箱温度下的动态油黏度，单位为帕秒(Pa⋅s)0导轴承通常运行温度不会很高，油箱温度的变化对摩擦损耗影响很大。对于立式水轮发电机的推力轴承，式（B.2）适用：P1式中：P0--在低于标称温度的油箱温度下测得的轴承损耗，单位为千瓦（P1--用于效率计算的损耗，按标称油箱温度归算，单位为千瓦（no-测量油箱温度下的动态油黏度，单位为帕秒(Pa⋅s);n1-标称油箱温度下的动态油黏度，单位为帕秒(Pa⋅s)。推力轴承通常在较高的温度下运行，负载对工作温度影响很大。如果工作时油箱温度发生变化，对摩擦损耗的影响不会太大。注1：油箱温度一般取为油进入油水冷却器时或油离开轴承架返回冷却器时测得的油温。注2：根据油黏度校正导轴承和推力轴承损耗的指数不同。对于导轴承，当确定摩擦输出时，假设轴位于轴承中部。平均油膜厚度等于径向轴承间隙。一般来说，这是一个相对较大的值，且轴承负载不重。因此，油箱温度的变化（也是进油温度的测量）对油膜中的温度水平以及黏度和摩擦力有很大的影响。对于推力轴承，平均油膜厚度由轴向载荷决定。平均油膜厚度明显小于导轴承的油膜厚度。轴承通常负载很重。如果油箱温度发生变化，其对平均温度和平均黏度的影响程度将不再与导轴承相同。与导轴承相比，指数更大，温度影响更小。注3：对于组合轴承（导轴承和推力轴承），通过测量来分离损耗绝非易事。制造商通常会计算导轴承和推力轴承的损耗，因此可以计算出每个轴承占组合轴承总损耗的百分比。建议使用相同的比例将组合轴承中的测量损耗拆分为导向和推力部分。这意味会有一个小的误差，因为计算中的损耗通常指的是标称油温，两种轴承类型的黏度校正指数不同（见注2）。然而，通常测量温度与标称温度相差不大；在测量过程中，通常会减少水流量，以提高测量精度。因此，误差非常小，可忽略。GB/T7894-202333附录C（资料性）试验项目C.1厂内检查试验水轮发电机厂内主要检查试验项目包括：a）硅钢片的磁化特性及损耗试验；b）关键部件（转轴、转子支架、冲片、推力头、镜板、推力轴承弹性支撑件、水直接冷却定子空心导线等）材料的化学成分和（或）机械性能试验；c）定子线棒／线圈股线间耐电压试验；d）定子线棒／线圈直流电阻测定；e）定子线棒／线圈冷热状态的介质损耗角正切及其常态增量测定、起晕电压测定；f）定子线棒／线圈局部放电测试；g）定子线棒／线圈工频击穿电压试验；h）定子线棒／线圈工频耐电压试验；i）定子线棒／线圈冷热循环试验（如有必要）；j）水直接冷却定子线棒／线圈的水压、流量试验；k）定子多匝叠绕线圈匝间耐电压试验（含耐冲击电压试验）；1）转子线圈匝间耐电压试验；m）转子线圈直流电阻测定；n）转子磁极绝缘电阻测定；o）转子磁极工频耐电压试验；p）转子磁极交流阻抗测定；q）对工件尺寸、装配尺寸进行校验，对部件（定子分瓣机座、圆盘式转子支架、导轴承和推力轴承装配及盖板、挡风板装配等）进行必要的预组装；r）所有承受水压、油压、气压的部件和管路及其连接件均应进行气密、压力或功能试验等；s）水轮发电机轴和水轮机轴的预组装（如有条件）及轴线偏差检查；水轮发电机轴和转子支架中心体的预组装（如有条件）及轴线偏差检查；t）新型水轮发电机推力轴承的模型试验及通风系统运行状态的模型试验（如有必要）。对在制造厂内完成定子、转子分装配的水轮发电机，厂内检查试验项目还应包括C.2所列全部试验。C.2现场交接试验水轮发电机现场主要交接试验项目包括：a）定子铁心磁化试验；b）水直接冷却定子绕组的水压、流量和检漏试验；c）定子绕组对地绝缘电阻测定；d）测温元件绝缘电阻测定；e）定子绕组在实际冷态下直流电阻测定；GB/T7894-202334f）定子绕组对机壳直流耐电压试验；g）定子绕组对地工频交流耐电压试验；h）定子绕组整体起晕电压试验；i）定子绕组对地电容电流测定；j）转子绕组对地绝缘电阻测定；k）转子绕组工频交流耐电压试验；1）转子单个磁极交流阻抗测定；m）轴承绝缘电阻测定（如有）；n）油-气-水系统试验（压力和功能试验）。C.3起动试运行试验水轮发电机起动试运行的主要试验项目包括：a）轴承温度测定；b）振动、摆度测定；c）动平衡校准（有必要时）；d）过速试验；e）相序测定；f）轴电压测定；g）空载特性测定；h）三相稳态短路特性测定；i）甩负荷试验。C.4性能试验水轮发电机性能试验的主要试验项目包括：a）电压波形总谐波畸变率（THD）测定；b）噪声水平测定；c）定、转子绕组电抗和时间常数测定；d）效率及损耗测定；e）温升试验；f）过励调相及欠励进相运行试验（如需方要求）；g）三相突然短路试验（如需方要求）；h）转动惯量J的测量；i）通风试验（如有必要）。注：由需方选择一台机组在设备保证期限内的适当时机进行性能试验。GB/T7894-202335附录D（规范性）试运行及保证期D.1试运行D.1.1水轮发电机及其附属设备在工地安装、试验完毕正式投入商业运行之前，应进行试运行。当专用技术协议有规定时，在试运行后还应进行考核试运行。D.1.2试运行、考核运行后可进行初步交接验收。试运行、考核试运行及交接验收应按GB/T8564、DL/T507的规定进行。D.1.3试运行应按水轮发电机组72h带额定负荷连续运行要求进行。如条件不具备，可根据具体条件带尽可能大的负荷进行连续72h试运行。D.1.4在72h连续试运行中，由于机组及相关机电设备的制造、安装质量及其他原因引起运行中断，经检查处理合格后应重新开始72h连续试运行，中断前后的运行时间不应累加计算。D.1.5按专用技术协议规定有30d考核试运行要求的机组，应在通过72h连续试运行，并经停机检查处理发现的所有缺陷后，立即进行30d考核试运行。机组30d考核试运行期间，由于机组及其附属设备故障或因设备制造安装质量原因引起的故障使运行中断，应及时加以处理，处理合格后继续进行30d考核试运行。若每次中断运行时间少于24h，且中断次数不超过3次，则中断前后运行时间可累加计算；否则，中断前后的运行时间不应累加计算，应重新开始30d考核试运行。D.2交接与保证期D.2.1机组通过72h试运行，并经停机处理发现的所有缺陷后，即具备了移交的条件，应按专用技术协议规定及时进行机组及相关机电设备的移交，并签署机组设备的初步验收证书，开始商业运行，同时计算机组设备的保证期。D.2.2按专用技术协议规定有30d考核试运行要求的机组，考核试运行结束并经停机处理发现