水轮发电机基本技术条件

水轮发电机基本技术条件
Fundamental technical requirements for
hydraulic turbine generators
GB7894—87
1987-05-12发布1988-01-01实施
国家标准局发布
1适用范围
本标准适用于与水轮机直接或间接连接的3相、50Hz立式或卧式凸极同步发电机(以下简称水轮发电机)。

凡本标准未规定的事项，均应符合GB755《电机基本技术要求》中有关规定。

2技术要求
2.1水轮发电机应能在下列使用条件下连续额定运行：
a.海拔不超过1000m；
b.冷却空气温度不超过40℃；
c.水内冷水轮发电机直接冷却部分的进水温度应在35～45℃，水的导电率不大于2～5μs/cm；
d.空气冷却器、油冷却器和水内冷水轮发电机的热交换器的进水温度，根据用户要求在订货协议中规定；12500kVA及以下的水轮发电机冷却器的进水温度不超过28℃；
e.安装在掩蔽的厂房内。

当水轮发电机的使用条件与上述各条件有差异时，应在专用技术条件中说明。

2.2在下列情况下，水轮发电机应能输出额定功率：
a.在额定转速和额定功率因数时，电压与其额定值的偏差不超过±5%；
b.在额定电压时，频率与其额定值的偏差不超过±1%；
c.在电压与频率同时发生偏差(两者偏差分别不超过±5%和±1%)且均为正偏差时，两者偏差之和不超过6%；若电压和频率不同时为正偏差时，两者偏差的百分数绝对值之和不超过5%。

当电压与频率偏差超过上述规定值时应能连续运行，此时输出功率以励磁电流不超过额定值、定子电流不超过额定值的105%为限。

2.3水轮发电机的额定功率因数为：
a.额定功率为125000kVA及以下者不低于0.8(滞后)；
b.额定功率大于125000kVA但不超过350000kVA者不低于0.85(滞后)；
c.额定功率大于350000kVA者不低于0.9(滞后)。

根据制造厂和订货方协议，允许制造其他功率因数的水轮发电机。

允许用提高功率因数的方法把水轮发电机的有功功率提高到额定视在功率。

2.4根据用户要求，并经用户与制造厂共同协商，制造厂可在产品设计中考虑满足在不超过1.15倍额定功率下连续过载运行的要求(12500kVA及以下的发电机除外)。

此时的电抗值与允许温升限值以及与连续运行有关的产品性能可由制造厂与用户商定。

连续过载运行的要求应在专用技术条件中说明。

2.5水轮发电机的额定电压应符合GB156《额定电压的规定》。

2.6水轮发电机的额定转速(r/min)在下列转速中选择：
1500，1000，750，600，500，428.6，375，333.3，300，250，214.3，200，187.5，166.7，150，142.8，136.4，125，115.4，107.1，100，93.8，88.2，83.3，75，71.4，68.2，62.5，60，57.7，55.6，53.5，50，46.9。

根据制造厂和订货方协议，允许制造其他转速的水轮发电机。

2.7额定负载时的效率或加权平均效率应在专用技术条件中规定。

2.8根据用户要求，水轮发电机可兼作调相机运行。

当作过励调相机运行时，其无功功率应按转子额定电流确定；当作欠励调相机运行时，其无功功率应在专用技术条件中指明，并经新机鉴定试验确认。

2.9水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，线电压波形正弦性畸变率应不超过下列数值：
a.额定功率大于300kVA者为5%；
b.额定功率在300kVA及以下者为10%。

2.10水轮发电机在空载额定电压和额定转速时，线电压的电话谐波因数(THF)应不超过：
a.额定功率在300～1000kVA者为5%；
b.额定功率大于1000～5000kVA者为3%；
c.额定功率大于5000kVA者为1.5%。

2.11水轮发电机在不对称的系统上运行时，如果任何一相的电流都不超过额定电流(I N)且负序电流分量(I2)与额定电流之比(标么值)为下列数值，应能长期运行：
a.额定功率为125000kVA及以下的空气冷却水轮发电机，不超过12%；
b.额定功率大于125000kVA的空气冷却水轮发电机，不超过9%；
c.定子绕组采用水内冷的水轮发电机，不超过6%。

2.12水轮发电机在事故情况下短时不对称运行时，应能承受的负序电流分量与额定电流之比(标么值)的平方与允许不对称运行时间t之积(I2/I N)2t应为下列数值：
a.空气冷却的水轮发电机，不超过40s；
b.定子绕组采用水内冷的水轮发电机，不超过20s。

2.13空气冷却水轮发电机转子绕组应能承受2倍额定励磁电流，时间为50s。

水内冷和加强空气冷却转子绕组应能承受2倍额定励磁电流，时间为20s。

2.14水轮发电机在事故条件下允许短时过载，定子过电流倍数与相应的允许过载时间按表1确定，但达到表中允许过载时间的对应过载次数平均每年不应超过两次。

表1
定子电流允许过载时间(min)
定子额定电流定子绕组空气冷却定子绕组水内冷
1.1 60
1.15 15
1.20 6
1.25 5
1.30 4
1.40 3 2
1.50 2 1
2.15水轮发电机在计算工作温度时绕组对机壳或绕组间的绝缘电阻应不低于下式所求得的数值：
R
U
P
=
+ 1000100
/
式中：R——绝缘电阻，MΩ；
U——水轮发电机绕组的额定电压，V；
P——水轮发电机的额定功率，kVA。

计算工作温度在专用技术条件中规定。

若温度低于计算工作温度时，按上式计算的绝缘电阻应按计算工作温度与测量时的温度之间每相差20℃或不足20℃时增加一倍。

水轮发电机绕组的绝缘电阻在任何情况下都不应低于0.5MΩ。

2.16水轮发电机和与其直接或间接连接的辅机，应能在飞逸转速下运转2min而不发生有害变形。

当调速系统正常工作时，允许水轮发电机在甩负荷后不经检查而并网。

2.17水轮发电机各部分结构强度应能承受电机在额定转速及空载电压等于105%额定电压下历时3s的三相突然短路试验而不产生有害变形。

2.18空气冷却及水内冷水轮发电机在规定的使用条件(见 2.1)及额定负载下定子、转子绕组和定子铁心等的最高温度不得超过表2的规定。

水轮发电机在下列任何一种情况下，其允许温升限值均应按GB755《电机基本技术要求》进行修正：
a.水轮发电机额定电压超过11000V；
b.使用地点海拔超过1000m；
c.冷却空气温度超过40℃。

表2
允许最高温度(℃)
项号水轮发电机部件测量方法
B级F级
1 空气冷却的定子绕组电阻法或埋入式检温计
法
120 140
2 定子铁芯埋入式检温计法或温度
计法
120 140
3 水内冷定子、转子绕组和定子铁芯的出水
温度
温度计法或埋入式检温
计法
85 85
4 两层及以上的磁场绕组电阻法120 140
5 表面裸露的单层磁场绕组电阻法130 150
6 不与绕组接触的其他部件
这些部件的温度不应达到使附近的任何绝缘或其他材料有损坏危险的数值
7 集电环温度计法120 130
2.19水轮发电机应能承受表3中规定的50Hz交流(波形为实际正弦波)绝缘介电强度试验，历时1min而绝缘不被揭穿。

注：①表3中所列出厂试验电压适用于在制造厂内进行总装配或完成定子、转子分装配
的发电机。

其交接试验电压为出厂试验电压的0.8倍。

②对于在工地完成定子、转子分装配的发电机，如定子、转子已分别按表3通过耐
压试验。

则在总装配后按出厂试验电压的0.8倍进行交接试验。

③额定功率为10000kVA及以上且额定电压为6300V及以上的水轮发电机，在进行
交流绝缘介电强度试验前，应对定子绕组进行3倍额定电压的直流绝缘介电强度试验。

表3
序号水轮发电机部件出厂试验电压(有效值)
1 额定功率小于10000kVA的定子绕组2倍发电机额定电压加1000V，最低为1500V
2 额定功率在10000kVA及以上的定子绕
组：
a.额定电压为6000～17000V
b.额定电压高于17000V
2倍发电机额定电压加3000V
按专门协议
3
额定励磁电压为500V及以下的转子绕组
额定励磁电压高于500V的转子绕组
10倍额定励磁电压，最低为1500V
2倍额定励磁电压加4000V
2.20额定功率为12500kVA及以上、额定电压为6300V及以上的水轮发电机定子绕组，
在1.3倍额定相电压下进行整体电晕试验时，应无持续可见电晕。

2.21水轮发电机转子一般应具有阻尼绕阻(或具有阻尼作用的结构)，如无阻尼绕组，应在专用技术条件中说明。

2.22水轮发电机的规定旋转方向，从非转动端看为顺时针方向。

如有特殊要求，应在专用技术条件中规定。

2.23水轮发电机的结构应便于检修，在结构允许的条件下应在不吊出转子和上机架的情况下，能更换定子绕组线棒和转子磁极，并能对绕组端部和定子铁芯背部等处进行预防性观察，以及在安装和检修时使用专用工具和设备的可能性。

2.24水内冷水轮发电机绕组水冷系统的管道及设备应采用防锈材料制造。

2.25水轮发电机可采用以下冷却系统：
a.开启式自通风冷却系统(一般用于额定功率为1000kVA及以下的水轮发电机)；
b.管道通风冷却系统(一般用于额定功率大于1000kVA但不大于4000kVA的水轮发电机)；
c.密闭循环通风冷却系统(一般用于额定功率大于4000kVA的水轮发电机)；
d.定子绕组水内冷和转子绕组加强空气冷却系统；
e.定子绕组、转子绕组双水内冷系统(根据需要定子铁芯可采用空气冷却或水内冷)。

冷却系统由水轮发电机制造厂选择经订货方同意。

对空气冷却系统，允许从发电机出风口引出部分热风供厂房取暖，暖风量在专用技术条件中规定。

2.26对于具有12个或12个以上空气冷却器的立式水轮发电机，允许停用1个冷却器时发电机仍能以额定负载长期运行。

对于空气冷却器少于12个的发电机，当停用1个冷却器时的允许负载应在专用技术条件中规定。

2.27水轮发电机应采用准同步方式与系统并列。

在事故情况下，允许采用自同步方式与系统并列。

额定功率为20000kVA及以下的水轮发电机，正常运行时采用自同步方式与系统并列的可能性，在专用技术条件中规定。

2.28调峰用的水轮发电机允许年起动次数不少于700次。

要求调峰的水轮发电机应在专用技术条件中说明。

2.29水轮发电机定子绕组主引出线数目为3个，中性引出线数目在专用技术条件中规定。

2.30内部装有导轴承的立式水轮发电机的机架，在水平方向的允许双幅振动量，以及卧式水轮发电机的轴承，在垂直方向的允许双幅振动量，在额定运行工况下，应不大于表4的规定。

2.31在对称负载工况下，定子铁芯100Hz的允许双幅振动量应不大于0.03mm。

2.32额定功率大于12500kVA的水轮发电机在发电机盖板上距凸出部分1m处的平均声压级，应不超过85dB(A)。

额定功率12500kVA及以下的水轮发电机的平均声压级在专用技术条件中规定。

表4
额定转速(r/min)允许双幅振动量小于(mm)
100及以下0.14
大于100至250 0.12
大于250至375 0.10
大于375至750 0.07
大于750 按专门协议
2.33额定功率为1000kVA以上的水轮发电机，应装有由它直接或间接传动的、频率为50Hz的永磁发电机，作为机组调速器电源和信号电源。

根据订货协议，允许采用非50Hz的永磁发电机或其他装置。

2.34额定功率为250kVA以上采用滑动轴承的立式水轮发电机应设有制动装置。

额定功率为1000kVA以上的立式水轮发电机一般应采用空气制动系统。

制动系统应保证水轮发电机组在停机过程中，当转速降低到额定转速的20%～30%时连续制动。

由于水轮机漏水使机组产生的转矩不大于水轮机额定转矩的1%时，制动装置应保证机组制动。

制动系统应保证靠压力供油顶起机组转动部分。

根据用户要求，可以制造具有制动系统的卧式水轮发电机。

根据用户要求，水轮发电机除了采用机械制动系统以外，还可以采用电气制动装置。

2.35额定功率为2500kVA及以上的水轮发电机，应在定子绕组端部附近装设水灭火装置。

若采用其他灭火方式，应在专用技术条件中说明。

灭火系统应采取防锈措施。

2.36水轮发电机的推力轴承、导轴承、座式滑动轴承及埋入式检温计，均应对地绝缘，其绝缘电阻在＋10～＋30℃测量时，不应小于表5的规定。

表5
序号水轮发电机部件绝缘电阻
(MΩ)
绝缘电阻测量
仪器
说明
1 推力轴承 1
2 导轴承 1
在推力轴承、导轴承装配完成，装入温度
计，注入润滑油前测量
3 座式滑动轴承 1 卧式水轮发电机轴承仅需一端绝缘
4 水冷轴瓦的引水管
路
1
1000V兆欧表
管路内无水，油槽内未注入润滑油时测
量
5 定子埋入式检温计 1 250V兆欧表
2.37立式水轮发电机的推力轴承润滑，一般应采用润滑油在油槽内冷却的自循环系统，也可采用镜板泵外部冷却自循环系统或带油泵机组的外部冷却循环系统。

推力轴承和导轴承允许在温度不低于10℃时起动。

额定功率为62500kVA及以上的立式水轮发电机的推力轴承，应允许停机后立即起动，并允许在事故情况下安全惰转，直至手动制动停机。

当油冷却器中的冷却水停止循环时，应允许推力轴承和导轴承继续工作，允许工作时间在专用技术条件中规定。

2.38在推力轴承和导轴承的油槽盖和挡油管处要采取防甩油及密封措施，以防止润滑油甩出及油蒸气渗漏。

2.39水轮发电机在额定运行工况下，其轴承的最高温度不应超过下列数值：
a.推力轴承和导轴承70℃
b.座式滑动轴承80℃
c.滚动轴承95℃
若推力轴承和导轴承的温度采用端面电阻温度计测量时，其最高温度允许比上述规定值提高10K。

直接水冷却的推力轴承必须装设端面电阻温度计，其允许最高温度在专用技术条件中规定。

2.40空气冷却器及推力轴承、导轴承的油冷却器，应按工作水压不低于0.2MPa进行设计。

试验水压为工作水压的2倍，试验时间60min，不渗漏。

当冷却器工作水压超过0.2MPa时，在专用技术条件中说明。

2.41为了测量定子绕组及定子铁芯的温度，应在发电机定子槽内至少埋置下列数量的电阻温度计。

2.41.1对空气冷却的水轮发电机：
a.额定功率为1000kVA及以下的水轮发电机可不必埋置温度计；
b.额定功率大于1000kVA但不大于12500kVA的水轮发电机埋置6个；
c.额定功率大于12500kVA的水轮发电机埋置12个；当定子绕组并联支路数大于2时，在绕组每相每个并联支路上埋置2个。

2.41.2对水内冷水轮发电机：
a.在定子绕组的每个并联水路出水端的线圈层间(如为单层绕组则在槽楔下)埋置1个；
b.在定子槽底埋置6个。

2.42为了测量水内冷水轮发电机定子、转子绕组和定子铁芯的出水温度：
a.在定子绕组每个并联水路的绝缘引水管出水端埋置1个测温元件；
b.在每个磁极线圈出水端埋置1个测温元件；
c.在定子铁芯冷却水管每个支路出水端埋置1个测温元件。

2.43在每个空气冷却器上均应装置测量冷风温度的电阻温度计1个，并在每台电机的2个空气冷却器上分别装置测量冷风温度的信号温度计和测量热风温度的电阻温度计各1个。

2.44为了测量推力轴承和导轴承的温度，在推力轴承瓦内至少应放置2个信号温度计及2个电阻温度计。

在导轴承瓦内至少放置2个信号温度计及2个电阻温度计；在座式滑动轴承内至少放置1个信号温度计，在推力轴承及导轴承油槽内至少放置2个电阻温计。

3成套供应范围
水轮发电机的成套供应范围包括：
a.水轮发电机本体及其附属设备；
b.励磁系统成套装置；
c.永磁发电机或供机组调速电源和信号电源用的其他装置(无调速系统则不提供)；
d.水内冷水轮发电机的成套水处理设备(空气冷却发电机不提供)；
e.安装图纸、技术文件、备品及专用安装工具(在专用技术条件中规定)。

4试验项目及验收规则
4.1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。

4.2每台新装配完成的水轮发电机，均应在制造厂内进行检查试验或型式试验。

对于不能在制造厂内进行总装配和试验的水轮发电机，应以制造厂的技术文件或有关技术规程为依据，在工地安装完毕后进行交接试验或型式试验。

4.3凡遇下列情况之一者应进行型式试验：
a.新产品试制完成时；
b.当设计结构、工艺或所使用的材料作重要修改而足以引超某些特性参数发生变化时；
c.当检查试验(或交接试验)结果与以前的型式试验结果发生不可允许的偏差时；
d.定期抽试(在专用技术条件中规定)。

4.4水轮发电机的检查试验或交接试验项目应包括：
a.绕组对机壳及绕组相互间绝缘电阻的规定；
b.定子埋入式绝缘电阻的测定；
c.绕组在实际冷态下直流电阻的测定；
d.空载特性的测定；
e.三相稳定短路的测定；
f.定子铁损试验(额定功率为12500kVA及以下者可不试验)；
g.定子绕组对机壳直流介电强度试验(见2.19条注③)；
h.绕组对机壳及绕组相互间50Hz交流绝缘介电强度试验；
i.定子绕组匝间绝缘介电强度试验；
j.定子绕组整体电晕试验(额定功率12500kVA及以下及额定电压6300V以下者不试验)；
k.定子绕组对地电容电流测定(额定功率12500kVA及以下者不测定)；
l.转子每个磁极绕组匝间有无短路的交流阻抗的测定(额定功率12500kVA及以下者可不测定)；
m.轴承温度的测定；
n.轴承绝缘电阻的测定(滚动轴承无绝缘者不测)；
o.振动量的测定；
p.轴端间电压的测量(滚动轴承无绝缘者不测)；
q.冷却器耐水压试验；
r.水内冷绕组的水压、流量试验；
s.制动系统试验；
t.甩负荷及过速试验。

4.5水轮发电机的型式试验项目应包括：
a.第4.4条所列的各项试验；
b.效率及损耗的测定(发电机的推力轴承损耗，只计入由发电机转动部分重量所引起的那部分损耗)；
c.短时过电流试验；
d.电压波形正弦性崎变率和电话谐波因数(THF)的测定；
e.额定励磁电流和电压变化率的测定；
f.绕组电抗和时间常数的测定(仅对额定功率为500kVA以上的水轮发电机进行测定)；
g.温升试验；
h.噪声的测定；
i.过励及欠励调相运行试验(按用户要求进行)；
j.三相突然短路试验(按用户要求进行)；
k.飞逸转速试验(按用户要求进行)。

5标志、包装、运输及保管
5.1在水轮发电机的铭牌上应标明的项目如下：
a.名称；
b.制造厂名；
c.本标准编号；
d.制造厂出品编号；
e.产品型号；
f.额定功率(kVA)；
g.额定电压(V)；
h.额定电流(A)；
i.额定频率(Hz)；
j.相数；
k.定子绕组接线法；
l.额定功率因数(cosφ)；
m.额定励磁电压(V)；
n.额定励磁电流(A)；
o.额定转速(r/min)；
p.飞逸转速(r/min)；
q.绝缘等级；
r.出厂年月。

5.2水轮发电机、励磁装置、永磁发电机及其附件，在发货时应按有关技术条件的要求保证包装质量。

保证包装质量的时间从出厂之日算起为1年。

5.3水轮发电机无论是整体运输或分件运输，都应适合运输及装载的要求。

水内冷水轮发电机的定子线圈和转子线圈在冬季运输过程中应采取防冻措施。

5.4水轮发电机、励磁系统成套装置、永磁发电机及其附件运到安装工地后，均应贮存在有掩蔽的库房内，并将以下零、部件贮存在温度不低于5℃干燥的库房内。

a.定子绕圈和下线后的定子；
b.转子线圈和磁极装配；
c.推力轴承；
d.导轴承；
e.转轴；
f.集电环；
g.空气冷却器、油冷却器及水内冷发电机的热交换器；
h.水内冷发电机的水处理设备；
l.永磁发电机；
j.励磁机的电枢、定子及励磁系统装置；
k.皮革及橡皮等。

特殊材料(云母带、绝缘漆等)应按制造厂保管说明存放。

6制造厂的保证
6.1在用户按照本技术条件和有关技术文件规定，正确的保管、安装和使用条件下，制造厂应保证水轮发电机符合本技术条件的要求。

6.2保证运行期限从水轮发电机投入运行后2年，但从最后一批货物发运之日起不超过3年，对于出口的水轮发电机，保证运行期限从水轮发电机投入运行后1年，但从最后一批货物发运之日起不超过3年。

在此期间内，如因制造质量不良而损坏或不能正常工作时，制造厂应无偿地为用户修理或更换。

附加说明：
本标准由全国旋转电机标准化技术委员会提出并归口。

本标准由哈尔滨大电机研究所负责起草。

本标准主要起草人白延年。