汽轮与发电机组技术协议

汽凝汽式汽轮发电机组
技术协议
技术协议
甲乙双方就甲方向乙方采购一套30MW补汽凝汽式汽轮发电机组有关技术问题进行协商，双方同意签订本技术协议，作为汽轮机和发电机设计、制造和交货验收的依据。

项目名称：
设备名称：补汽凝汽式汽轮发电机组及辅机
一、机组型号及用户和机组使用地点：
1、汽轮机型号：补汽凝汽式汽轮机一台
产品代号：
制造厂：
2、发电机型号：无刷励磁发电机6.3KV 一台
制造厂：3、机组用户：
使用地点：
4、乙方负责汽轮发电机组的成套供货。

二、用户使用条件的要求：
1、设备运行环境及厂址条件：
最冷月平均气温：-18℃；
最热月平均气温：22.9℃；
年最高气温：35.5℃；
年最低气温：-40.7℃；
最大冻土深度：170cm；
年平均湿度：70%；
年平均降水量：674.2mm；
最大日降水量：119.3mm；
主导风向：西南风；
最大风速：19米/秒；
地震烈度7度.
2、冷却水
冷却水为循环水冷却水进口压力：~0.25MPa（a）
冷却水温度：正常25℃，最高33℃冷却水PH值：7.5～9
清洁系数：0.8 冷却水量：≤7150t/h
循环水质：
酸碱度电导率浊度钙硬度总硬度氯离子总碱度总铁总磷PH us/cm NTU mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l
7.5~9 ≤2500 ≤50 ≤450 ≤600 ≤600 ≤450 ≤30.0 ＞3
8.41 870 20 308.16 368.08 101.42 289.81 1.3 4.1
3、电源条件
动力电源：380V，50Hz，三相；220V，50Hz，单相。

事故电源：直流220V。

4、汽轮发电机组安装使用环境和场所
汽轮机运行方式：定压、滑压运行
负荷性质：带基本负荷，也可调峰运行
汽轮机布置：室内双层布置
汽轮机安装：运转层标高8.00 m
汽轮发电机组安装在室内，厂房为新建厂房；使用场所无防爆要求。

5、参数和要求
产品型号BN30-8.83/1.2
额定功率MW 30
额定转速r/min 3000
旋转方向顺汽流方向看为顺时针额定主蒸汽进汽压力及变化范围Mpa 8.83±0.2
额定主蒸汽进汽温度及变化范围℃535+10-15
额定主蒸汽进汽量t/h 86（最大100）补汽进汽压力及变化范围Mpa 1.2--1.4
补汽进汽温度℃300
补汽进汽量t/h 0--11 冷却水温正常℃25
最高℃33
额定排汽压力Kpa 6.67
给水回热级数1（除氧）
给水温度℃158
额定工况主汽汽耗率kg/kw.h ～3.192
额定工况补汽汽耗率kg/kw.h ～5.682
二阶临界转速r/min 大于额定转速的15% 额定转速时振动值mm ≤0.03 (全振幅)
临界转速时振动值mm ≤0.15 (全振幅)
汽轮机外形尺寸mm 7500×4450×3500
三、技术性能要求：
1、汽轮机进汽参数为额定参数时，汽轮发电机组能在输出功率28700kW的工况下安全连续地长期运行；
2、汽轮发电机组应能承受下列可能出现的运行工况：
⑴机组轴系应能承受发电机出口母线突然发生两相或三相短路或单相短路重合闸或非同期合闸
所产生的扭矩；
⑵机组甩负荷后，允许空转时间应不小于15分钟；
⑶汽轮机能在额定转速下空负荷运行，允许空负荷运行的时间至少能达60分钟；
⑷汽轮机在排汽温度不高于80℃时允许长期运行，排汽缸最高允许温度为90℃；
⑸本机组允许在制造厂提供的最低功率（9000kW）至最大功率（33000kW）之间长期运行。

3、当机组负荷在100%全甩负荷时，机组应能自动控制转速，以防机组脱扣。

4、汽轮机所测得的噪声应符合GB5578-2007规定(不大于85分贝)。

5、提供汽轮机的强迫停机率和可用率（年停机率应小于2%，年可用率应大于98%）。

年可用率％＝（8760小时－计划停机小时数－强迫停机小时数）/（8760小时－计划停机小时数）×100
6、汽轮机的零部件(不包括易损件)的设计，在其寿命期内应能承受下列工况:
启动方式启动次数
冷态次200
温态次400
热态次3000
极热态次500
负荷阶跃次10%时启动12000次
上述总寿命消耗应不大于使用寿命的75%。

四、本体设计制造要求：
1、汽轮机本体：
汽轮机组及其辅助系统设计、制造规范、规程和标准
汽轮机设计制造执行以下标准：
GB5578-85《固定式发电用汽轮机技术条件》
ZBK54021-88《汽轮机主要零部件（静子部分）加工装配技术条件》
ZBK54018-88《汽轮机主要零部件（转子部分）加工装配技术条件》
ZBK54022-88《汽轮机总装技术条件》
ZBK54013-88《射水抽汽器加工装配技术条件》
ZBK54014-88《汽轮机冷油器（管式）尺寸系列和技术条件》
ZBK54034-90《汽轮机凝汽器技术条件》
ZBK54037-90《汽轮机调节系统技术条件》
GB8117-87《电站汽轮机热力性能验收试验规定》
JB/T1329-91《汽轮机与汽轮发电机连接尺寸》
JB/T1330-91《汽轮发电机组中心标高与安装尺寸》
JB2901-81《汽轮机防腐技术条件》
JB2862-81《汽轮机包装技术条件》
JB2900-81《汽轮机油漆技术条件》
GB/T1339-92《汽轮机安全监视装置技术条件》
DL/T892-2004《电站汽轮机技术条件》
DL/T834-2003《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸气导则》
当上述标准前后有矛盾时，以偏高的标准为准。

汽轮机额定功率：30000 kW
汽轮机额定转速：3000r/min （同步范围-4%~+6%）
汽轮机跳闸转速：3270~3330r/min
汽轮机转向：从汽轮机向发电机方向看，汽轮机转向为顺时针。

2、汽轮机转子应彻底清除残余内应力，出厂前进行高速动平衡试验合格。

3、汽轮机低压末级及次末级叶片应具有必要的抗应力及抗汽蚀措施，汽轮机应设有足够的除湿用疏水口。

4、汽缸铸件应彻底消除残余内应力，汽缸铸件的同一部位不允许挖补两次。

汽缸的设计应能使汽轮机在起动、带负荷、连续稳定运行及冷却过程中，因温度梯度造成的变形量小，能始终保持正确的同心度。

5、提供保护汽轮机组用的真空破坏安全阀。

6、主轴承的型式应确保不出现油膜振荡，各轴承的设计失稳转速应避开额定转速25%以上，并具有良好的抗干扰能力。

7、任何运行条件下，各轴承的回油温度不能超过65℃，瓦块金属温度应不超过90℃，但乌金材料应允许在100℃以下长期运行。

8、主汽门、调速汽门应严密不漏，能经受在主蒸汽管上做1.5倍设计压力的水压试验。

9、供油系统采用集中油站：包括润滑油站、动力油站。

其中润滑油站含油箱、辅助油泵、交流事故油泵，直流事故油泵、滤油器、2台100%容量的冷油器、主油箱上设置一台全容量交流电动机驱动的抽油烟机、油箱电加热器、液位计。

动力油站含两台电动油泵、一台冷凝泵、电加热器、冷油器、滤油器、液位计、蓄能器。

10、机组设有电动盘车装置，盘车装置做到自动退出而不发生撞击，且不再自行投入。

11、汽轮机设有机械式危急保安装置，脱扣转速为额定转速的109~111%。

12、从危急保安器动作至进汽速关阀关闭的时间不大于0.5秒。

13、汽轮机排汽接管上配置喉部喷淋装置。

14、叶片在允许的周波变化范围内不产生共振。

五、性能保证
1、汽轮机设计寿命＞30年。

2、汽轮机汽耗和热耗保证值在计算值基础上最大不超过3％。

3、汽轮机转子做高速动平衡试验并做空负荷热态试车，试验前5天通知甲方参加。

4、在额定转速下，汽轮机各轴承座上的全振动值不大于0.03mm，在通过临界转速时，振动值最大不超过0.1mm。

5、大修期：不小于4年，全年有效利用时间不小于8000h。

6、充分考虑补汽和除氧抽汽共用一个抽汽口，保证不同工况下的机组安全。

六、联轴器
汽轮机转子和发电机转子间联轴器采用刚性联轴器。

提供一套联轴器找中专用工具。

七、汽轮机调节
调节系统为电液调节，EH供油系统包含DDV阀和滤油器。

调节器型号：为杭州和利时产品（含ETS）。

安装在中控室。

执行器为EH系统＋引进西门子技术制造的错油门、油动机等。

八、布置
1、汽轮机采用由下方向上进汽和向下排汽的双层布置。

运转层标高为8ｍ。

进汽方向顺汽流看：汽轮机进汽管在双侧。

循环水的进回水方向由协调会确定。

2、汽轮机运转轴心至操作平台的高度为750mm。

九、供油系统：
1、供油系统由润滑安全油系统（集中油站）和动力油系统（集中油站）组成，由乙方供货。

2、润滑油系统供汽轮机润滑用油、联轴器润滑用油和发电机润滑用油。

3、润滑油采用GB11120-89标准规定的46号汽轮机油，汽轮机油由用户自理。

4、动力油采用EH系统供油装置，动力油采用美国GLCC公司产品，牌号为46SJ高压抗燃油，新油的清洁度必须优于NAS9级。

高压抗燃油由用户自理。

5、主油泵由汽轮机主轴驱动，提供汽轮机与发电机润滑和安全用油，由乙方供货。

6、油路交接
乙方提供汽轮机和发电机的全部进、回油管路（包括进、回油总管和支管），管件，阀门及回油窥视窗。

甲方提供油管道布置图。

进回油管路、管件及阀门的阀芯采用不锈钢。

从汽轮机向发电机看汽轮机的进、回油管方向由协调会确定。

7、主油箱公称容积：6.3m3。

十、监测仪表和保护装置：
1、监测仪表无防爆要求。

2、监测仪表见附表1。

3、保护装置与信号输出功能及乙方供货状态等见附表1。

4、汽轮机装有停机电磁阀，接受各种停机信号，电磁阀为：DC220V，常开式（汽机运行时失电）。

5、提供乙方所供设备上的所有仪表的根部阀和接头。

十一、凝汽真空装置：
1、凝汽器换热面积2000平米。

2、凝汽器保护装置：膜板式安全阀（随机提供1个膜板备件）。

3、凝汽器管子材料：不锈钢螺旋管（在制造厂穿管组装完毕整体发货）。

4、抽气器采用射水抽气器（不含射水泵和水箱，提供型号参数给设计院）。

5、提供凝结水泵的型号参数给设计院。

十二、汽轮机组供货范围：
1、汽轮机本体：从速关阀进汽法兰起至汽轮机排汽法兰止（包括法兰、螺栓和垫片）。

2、调节保安系统：采用杭州和利时（含ETS）调节系统＋EH高压抗燃油系统＋引进西门子技术制造的执行机构。

DEH采用微处理器、电源、总线冗余配置。

3、汽机就地仪表柜、附表1中的一次监测仪表及规定由乙方供货的一次发讯元件和指示仪表。

4、手动＋电动盘车装置；
5、汽轮机和发电机的刚性联轴器；
6、汽轮机排汽真空破坏安全阀；
7、润滑油和安全油系统（集成油站）：包括主油泵、油箱（带排油烟机及附件）、双联冷油器、双联滤油器、滤水器、不锈钢进、回油管道及附件、辅助油泵、交、直流润滑油泵、油箱电加热器等；
8、EH高压抗燃油系统供油装置（集成油站）：含两台电动油泵、一台冷凝泵、电加热器、冷油器、滤油器、液位计、蓄能器、不锈钢进、回油管道及附件等；
9、汽封系统：汽轮机本体汽封管路及附件、阀门、汽封压力调整分配阀（自力式）、均压箱、汽封抽气器和轴封抽风机，汽封加热器等；
10、疏水系统：汽机内部汽水管道及附件、阀门、疏水膨胀箱；
11、乙方提供保温设计（材料和面积），并在本体上安装保温钉，材料由甲方自理。

12、汽轮机地脚螺栓、座架及垫铁、附件等；
13、凝汽器、热井液位自动调节装置（电动）、射水抽气器、排汽接管；
14、随机专用工具及随机资料；
15、随机备品备件；
16、自动主汽门、调速汽门等；
17、TSI采用江阴众合8000B或无锡厚德8500B系列；
18、除氧口抽汽和补汽速关阀和三通阀。

19、油系统、真空系统压力开关。

20、汽轮机前缸设有装饰罩壳。

供货设备清单
序号代号名称数量备注
1 前汽缸 1
2 后汽缸 1
3 中汽缸 1
4 第一级隔板 1
5 第二级隔板 1
6 第三级隔板 1
7 第四级隔板 1
8 第五级隔板 1
9 第六级隔板 1
10 第七级隔板 1
11 第八级隔板 1
12 第九级隔板 1
13 第十级隔板 1
14 第十一级隔板 1
15 第十二级隔板 1
16 第十三级隔板 1
17 第十四级隔板 1
18 第十五级隔板 1
19 第十六级隔板 1
20 喷咀组 1 高压
21 前汽封 1
22 后汽封 1
23 隔板汽封 1
24 前轴承座 1
25 后轴承 1
26 支承推力轴承 1
27 发电机前轴承 1
28 前座架 1
29 后座架 2
30 后汽缸导板 1
31 转子 1
32 第三级叶轮叶片 1
33 第四级叶轮叶片 1
34 第五级叶轮叶片 1
35 第六级叶轮叶片 1
36 联轴器 1
37 盘车装置 1
38 速关阀 1
39 危急遮断器 1
40 危急遮断油门 1
41 调节汽阀及连杆 1
42 安全模板 1
43 疏水管路 1
44 汽封管路 1
45 平衡管路 1
46 行程监视器 1
47 主油泵 1
48 顶轴油管路 1
49 润滑油管路 1
50 调节油管路 1
51 排汽接管 1
52 汽封换热器 1
53 疏水膨胀箱 1 高压
54 疏水膨胀箱 1 低压
55 均压箱 1
56 供油装置6.3m3 1
57 热膨胀指示器 1
58 凝汽器 1
59 后出汽管 1
60 弹性支座 4
61 滤水器 2
62 进汽法兰连接件 1
63 汽轮机铭牌 1
64 外购件清单 1
65 补汽速关阀 1 DN200，PN25
66 操纵座油管路 1
67 热膨胀支架 1
68 测压连接件20
69 测压连接件 5
70 测压连接件15
71 无缝钢管Φ12X2X5000 20 不锈钢
备件清单
序号代号名称数量安装位置
1 螺柱BM90×6×510 1 前汽缸
2 螺母M90×6 1 前汽缸
3 螺柱BM100×6×535 3 前汽缸
4 螺母M100×6 3 前汽缸
5 螺柱BM72×6×380 1 前汽缸
6 螺母M72×6 1 前汽缸
7 螺柱BM80×6×490 1 前汽缸
8 螺母M80×6 1 前汽缸
9 螺柱AM52×275 6 高压蒸汽室
10 螺母M52 6 高压蒸汽室
11 伸长套78.5X16 6 高压蒸汽室
12 螺柱BM64×355 3 中汽缸
13 螺母M64 3 中汽缸
14 螺栓 AM36×160 16 后汽缸
15 螺母 M36 16 后汽缸
16 填料环Φ48d9/Φ32H9x8 55 速关阀
17 汽封环 1 前汽封
18 汽封环 1 前汽封
19 汽封环 1 后汽封
20 汽封环 1 隔板汽封
21 汽封环 1 隔板汽封
22 汽封环 1 隔板汽封
23 弹簧72
24 副推力瓦（1）前轴承
25 主推力瓦（1）前轴承
26 汽轮机前轴承轴瓦 1 前轴承
27 油封环 1 前轴承
28 汽轮机后轴承轴瓦 1 汽轮机后轴承
29 发电机前轴承轴瓦 1 发电机前轴承
30 螺栓 M36×130 4只联轴器
31 螺母M36 4只
32 弹簧1只危机遮断器
33 弹簧1只危急遮断油门
34 弹簧1只危急遮断油门
35 浮动环 1 主油泵
36 油封环 1 主油泵
37 凝汽器换热管50根
38 挡油环 1
39 挡油环 1
40 挡油环 1
工具清单
序号代号名称数量备注
1 联轴器找中心工具 1 带4个百分表
2 两孔螺母旋具 4x28 1
3 捣锤 1
4 螺钉M24、 M16、 M20 各6
5 危急遮断器扳手 1
6 联轴器螺母扳手 1
7 吊转子工具 1
8 导柱 2
9 扳手55、65、75、80、90、105、
115
各1
10 汽轮机前轴承拆轴瓦工具 1
11 汽轮机后轴承拆轴瓦工具 1
十三、质量保证及服务：
1、质保期：汽轮发电机组72小时负荷运行无故障后12个月或设备运抵甲方安装场地18个月，两者以先到为准。

2、设备运抵用户工地后30天内，用户提前5天通知乙方派员共同按装箱清单开箱验收。

3、如发生质量问题，乙方承诺24小时回复，疑难问题72小时派人到现场解决。

4、用户安装和调试汽轮机时，乙方免费提供30日/人现场安装调试技术指导服务，用户应提供工作生活等方便。

十四、乙方提供的技术资料：
供货合同正式生效后10天内，乙方提供工程资料一式三份给用户及设计院。

用户与设计院在收到乙方初设资料7天内，三方进行技术协调。

技术协调后7天内乙方将最终资料一式六份交给用户及设计院（含电子版word和CAD）。

资料包含热工、电气仪表清单及压力、温度测点资料及配套DEH，TSI，ETS，转速显示的规格资料（安装资料及软件资料）。

设备工艺流程测点图，ETS联锁关系图，TSI测点图。

设备所需测点仪表参数、操作值、报警值、联锁值。

乙方随机出厂图纸资料一式六份，包括：装箱清单、备件清单、随机工具清单、产品使用说明书，随机图纸。

合格证书、各种检验与试验报告。

十五、其他：
1、本技术协议中的未尽事宜，双方应通过友好协商解决，如果有变动或修改，应以书面形式通知对方，以双方书面确认的为准。

2、本技术协议可作为供货合同的附件，生效日期与供货合同生效日期相同，与合同一样具有同等的法律效力。

合同执行期间双方协商形成纪要、备忘录、补充协议、追加条款等有双方当事人签字的书面材料也是合同的组成部分，与合同具有同等的法律效力。

3、图纸资料交付日期以邮戳日期为准。

4、本协议书中所提及的要求和供货范围都是最基本的要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分地阐述有关标准和规范的条文，乙方应保证提供符合本协议、国家和行业相关标准的功能齐全的优质产品。

5、技术协议对补汽凝汽式汽轮发电机组提出的技术要求，乙方应满足这些规定。

如果有与本协议书不一致之处，乙方有义务向甲方作出解释，并得到甲方的同意。

6、本技术协议签订之后，如果甲方有需要补充或说明的事项，将以书面形式提出，乙方同意后与本技术协议具有同等效力。

7、在签订合同之后，甲方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由合同双方共同商定。

8、本技术协议一式六份，甲方四份，乙方二份。

附表1 汽 轮 机 监 测 仪 表
测量部位及名称 就地 汽轮机就地仪表柜 控制室 备 注 一、压力表 进 汽 √
轮室(调节级后) √ 出口提供三通和根部阀 排 汽
√ 出口提供三通和根部阀
润滑油（在总管上） √ 控制油 √ 高压动力油 √
二次油 √ 出口提供三通和根部阀
启动油 √ 速关油 √ 各轴承进油 √ 速关阀试验油 √
各油泵出口 √ 交流辅助油泵出口提供三
通和根部阀
滤油器进、出口 √ 凝汽器进汽侧 √ 二、温度计
进汽 √ √ 带远传
排汽 √ 各轴承回油
√ 冷油器冷却水进出口 √ 冷油器油进出口
√
三、铂热电阻（PT100）
汽轮机前径向轴承√测温元件汽轮机后径向轴承√测温元件发电机前径向轴承√测温元件推力轴承正瓦（2组）√测温元件推力轴承付瓦（2组）√测温元件四、其他
轴振测量（3组6点，其中汽
轮机2组4点，发电机1组2点) √
江阴众合8000B或无锡厚
德8500B系列
相对胀差1点√
轴位移1点√
热井2点√
电子转速表√√
油箱液位指示（包括主油箱
和抗燃油箱）
√√
回油管上视镜√
汽轮机设有如下保护：
1、超速跳闸停机：机械式+电子式；
2、轴位移过大停机：机械式＋电子式；
3、轴承润滑油压低报警、过低停机并联锁事故油泵；
4、高压油压低报警并联锁辅助油泵；
5、油箱液位高、低报警；
6、排汽压力高报警，过高停机，高高排空；
7、电磁阀（直流式）；
8、主汽门关闭信号；
9、相对膨胀指示报警；
除特殊说明外，其他所有电器元件和仪表均为标准型，无防爆和其他特殊要求。

除特殊说明外，其他所有报警、停机、联锁装置，仅供就地安装的一次仪表、压力开关和报警/停机值。

备注：仪表柜油漆颜色（暂定外面采用74 B04银灰，内部采用73 B03淡灰）。

QF-W30-2无刷励磁同步发电机技术协议
1、制作引用标准
GB755-2000 《旋转电机定额和性能》
GB/T7064-2008 《隐极同步发电机技术要求》
GB10069.1 《旋转电机噪声测定方法及限制》
GB/T7409.3-87 《大中型同步发电机励磁系统技术条件》
2、发电机技术性能
2.1 发电机主要技术参数
额定功率30MW
额定功率因数0.8（滞后）
额定电压 6.3KV
极数 2
相数3相
频率50Hz
频率变化范围±2%
转速3000转／分钟
短路比0.48
负序能力（I2）2·t 15
长时间负序电流允许值≤10%
励磁系统无刷励磁
定子绕组接头Y
绕组绝缘等级 F
引线数量 6
距外壳1米处噪声级<92dB（A）
冷却方式闭式循环空冷
旋转方向从汽轮机向发电机端看为顺时针旋转
2.2 发电机在额定功率因数、电压条件下，电压变化范围为±5%和频率的±2%变化范围内运行时，发电机能连续输出额定功率。

发电机绕组能承受由于短路、系统暂态和超速情况下引起的短时热和机械应力。

2.3发电机在出厂前转子要做动平衡试验，转子和定子要做绝缘试验和耐压试验，合格后方可出厂。

3、发电机空冷系统
发电机采用闭式空冷系统，并在发电机内部，定子绕组端部附近，装设有灭火水管，水路的端头引出机座外。

冷却器设计成当其中一个冷却器因清理而停止运行时，电机至少能带2/3的额定负荷连续运行，此时电机有效部分的温升不超过允许值。

空冷器冷却水温度最高33℃情况下，发电机温升部分不超过允许值。

4、发电机特性
发电机绕组能承受由于短路、系统暂态和超速情况下引起的短时热和机械应力。

发电机满足下列要求：
1）热平衡电流
a. 定子：
发电机定子能从额定工况下的稳定温度起在125%额定电流下运行至少一分钟。

允许的定子电流与持续时间如下：
时间（s）10 30 60 120
定子电流（%）210 150 125 110
b. 转子：
发电机励磁绕组能从额定工况稳定温度起，在励磁电压为125%额定值下运行至少一分钟。

允许的励磁电压与持续时间如下：
时间（s）10 30 60 120
励磁电压（%）208 146 125 112
2）发电机负序电流I2和时间t的乘积（I22×t）≤15，负序电流的数值用额定电流的标幺值表示，时间单位为s。

当三相负荷不对称，且每相电流均不超过额定定子电流（IN），其负序电流分量（I2）与额定定子电流（IN）之比（I2/IN）不超过0.1时，发电机能连续运行而不损坏。

3）发电机能在满负荷，105%额定电压下承受主变高压侧单相接地故障或三相故障影响和发电机端三相短路故障影响（与保护动作时间配合）。

正常电压运行
发电机在额定功率因数0.85（滞后），电压变化在±5%额定电压范围内能够连续输出额定容量（MV A）而不降低稳定性和造成设备损坏。

短路机械损坏
发电机能承受上级系统单相短路重合闸时不发生机械损坏。

谐波影响
发电机能承受由于突然加载引发的系统谐波频率电流所产生的影响。

进相运行
发电机能在功率因数为0.95（超前）时，额定容量下进相运行30分钟。

机组的频率特性能符合下表中所列的要求。

频率(Hz) 允许运行时间累计(min) 每次(s)
51.5 30 30
51.0 180 180
48.5～50.5 带额定容量连续运行长期
48.0 300 300
47.5 60 60
47.0 10 10
发电机额定电压和转速下，其空载线电压波形全谐波畸变率不超过5%。

发电机转子需在工厂内进行1.2倍额定转速的超速试验，维持2min，超速试验后，转子无永久性变形或妨碍正常运行的其他缺陷。

空冷器因故停运一组情况下，应至少可以保证带75%负荷连续运行，且不会出现温升超限。

定子绕组在冷态下，各相或各分支直流电阻之差在排除由于引线长度不同而引起的误差后不超过最小值的1.5%。

发电机具有失磁异步运行的能力，失磁后应在60s内将负荷降至60%，在90s内降至40%，总的失磁运行时间不超过15min。

发电机应具有抗振荡能力。

转子绕组采用TDR铜线。

发电机具有一定的短时过负荷能力，承受1.5倍额定定子电流，时间不超过30s。

5、发电机设计
在正常运行条件下，发电机效率不低于97.4%。

发电机转子为隐极式，设计保证连续运行，在所要求的运行条件下达到指定的容量。

在空载额定电压和额定转速时发电机线电压的电话谐波因数不超过1.5%。

发电机转子绕组和励磁引线固定可靠，能防止由于振动或短路带来的损害。

发电机在额定负载和1.05倍额定电压下运行时，当短路时相电流不超过三相突然短路所致的最大相电流值，发电机能承受在出线端任何形式的短路故障而不发生导致立即停机的有害变形，并能有足够热稳定。

6、发电机的绝缘和温升
发电机定子和转子绕组以及各相线和中性点引出线联接部的绝缘为F级（温升和温度不超过B级允许值）。

7、振动
出厂前，转子在额定转速下单独运转考核振动。

在现场，机组成轴系在空载和额定状态下考核振动。

发电机在额定负载和包括水平、垂直、轴向在内的全部荷载作用下，轴承座在水平、垂直和轴向三个坐标方向最大允许振动不超过0.038mm峰值/峰值。

发电机的临界转速远离额定转速。

定子绕组端部和机座振动的固有振动频率避开基频和倍频±6%以上。

发电机的临界转速避开额定转速±10%以上。

8、定子外壳
定子机座采用钢板焊接,为了便于嵌线及检修•,机座仅伸至两端铁芯端板处,机座纵向由四块壁板构成进出风区,外罩板覆盖,并以两侧焊以吊攀,整个机座结构轻巧牢靠。

定子外壳的结构有足够的强度以满足振动、启动、停机和短路故障的各种运行条件。

15.2.7定子铁芯
发电机定子铁芯采用高导磁、低磁滞损的冷轧硅钢片迭压而成。

设计上充分考虑散热，将绕组和。