GB T 7894-2009 水轮发电机基本技术条件.pdf

《GB T 7894-2009 水轮发电机基本技术条件.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《GB T 7894-2009 水轮发电机基本技术条件.pdf（26页珍藏版）》请在麦多课文档分享上搜索。

1、lCS 2916020K 21 园酋中华人民共和国国家标准GBT 7894-2009代替GBT 7894-2001水轮发电机基本技术条件Fundamental technical specifications for hydro generators2009-1 1-30发布 2010-04-01实施中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局当士中国国家标准化管理委员会友仲C_,BT 7894-2009前言1 范围2规范性引用文件3术语和定义-4使用环境条件5额定值及参数6温升及温度7运行特性及电气连接8绝缘性能及其耐电压试验9机械特性10结构基本要求-11通风及冷却系统12制动系统13灭火系统1

2、4检测系统和装置及元件15励磁系统16供货范围l 7标志、包装、运输及保管-18工厂及现场试验一19试运行及保证期附录A(资料性附录) 备品备件-附录B(资料性附录)专用工具附录C(资料性附录)技术文件和图纸目 次I，00000m地n坫”加龃毖刖 昂GBT 7894-2009本标准参考IEC 60034一l：2004旋转电机定额和性能(第1l版)。本标准的部分条款技术指标高于IEC 600341的要求，部分条款技术指标与IEC 60034 1水平一致。本标准还参考了美国StdIEEE C6012“ 2005额定容量为5 MVA及以上、频率为50 Hz和60 Hz凸极同步发电机和发电电动机技术要

3、求标准的有关内容。本标准代替C,BT 7894 2001(水轮发电机基本技术条件(以下简称原标准)。本标准与GBT 7894 2001相比。主要修改如下：本标准在原标准总体框架基础上，针对原标准章条内容不均衡及查阅、引用不方便等情况，进行了改动和调整。本标准分为19章、13个表、3个附录；首次明确本标准适用的容量范围；运行期间电压和频率的变化范围、定子和转子绕组温升、非基准运行条件和定额时温升限值的修正、定子线电压波形全谐波畸变因数等条文完全与IEC 60034 l：2004(第1l版)相应条款等同；对范围、规范性引用文件、使用环境条件、效率和损耗、电气参数和时问常数、耐电压试验标准、各部位振

4、动允许限值、承重机架挠度允许限值、总体结构、主要结构部件、通风及冷却系统、制动系统、灭火系统、检测系统和装置及元件、供货范围、=【，及现场试验、试运行及保证期等部分内容进行补充和完善；对额定功率因数、额定电压、容量、绝缘性能及其耐电压试验、特殊运行要求、同步并入系统、整机起晕电压、水的电导率、标志、包装、运输及保管等条文作了修改；对空冷定子绕组温升限值、定子绕组常态介质损耗角正切限值、绕组耐电压试验标准、推力轴承巴氏合金瓦允许最高温度等指标作了部分调整和提高；删除了通风冷却系统分类、水直接冷却转予绕组等内容。本标准的附录A、附录B、附录c为资料性附录。本标准由中国电器工业协会提出。本标准由全国

5、旋转电机标准化技术委员会发电机分技术委员会(SAC1、C 26SC 2)归口。本标准主要起草单位：哈尔滨电机厂有限责任公司、中国水利水电建设集团公司、中国水电顾问集团华东勘测设计研究院、浙江富春江水电设备股份有限公司、长江水利委员会长江勘测规划设计研究院、阿尔斯通(武汉)工程技术有限公司。本标准参加起草单位：中国水电工程顾问集团公司、东方电气集团东方电机有限公司、中国水电顾问集团北京勘测设计研究院、东芝水电设备(杭州)有限公司、中国长江电力股份有限公司。本标准主要起草人：刘公直、付元初、李渝珍、成德明、王树清、方天任。本标准参加起草人：刘平安、李定中、郑小康、万凤霞、平智刚、王宏、付长虹。本标

6、准于1987年首次发布，于1 999年第一次修订，本次为第二次修订。水轮发电机基本技术条件GBr 7894-20091范围本标准规定了水轮发电机及其附属设备的总体技术要求及供货范围、备品备件、专用工具、工厂及现场试验以及试运行的要求。本标准适用于与水轮机直接连接、额定容量为25 MVA及以上的三相50 Hz凸极吲步发电机(以下简称水轮发电视)。额定容量小于25 MVA或频率为60 Hz的出El水轮发电机可参照执行。2规范性引用文件下列文件中的条文通过本标准的引用而成为本标准的条文。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适_fj于本标准，然而，鼓励根据本标准达成

7、协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用二j：本标准。GBT 156标准电压(GBT 156 2007，IEC 60038：2002，M()D)GB 755-2008旋转电机定额和性能(IEC 600341：2004，IDT)GBT 1029三相同步电机试验方法GBT 290025电7】：术语旋转电机GBT 5321量热法测定电机的损耗和效率(GBT 5321 2005IEC 60034 2A：1974，IDT)GBT 74093同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求GBT 8564水轮发电机组安装技术规范GBT 100691 旋转电机噪声

8、测定方法及限值第l部分：旋转电机噪声测定方法GBT 13394 电工技术用字母符号旋转电机量的符gGBT 20835发电机定子铁心磁化试验导则GB 50193二氧化碳灭火系统设计规范GB 5021 9水喷雾灭火系统设计规范JBT 6204 2002高雎交流电机定子线圈及绕组绝缘耐电雎试验规范JBI、8439 高压电机使用于高海拔地区的防电晕技术要求JBT 8660水电机组包装、运输和保管规范JBT 10098交流电机定子成型线圈耐冲击电压水平sI，32I一2005大、中型水轮发电机基耷技术条件DI。T 507水轮发电机组启动试验规程DLT 730-2000进EI水轮发电机(发电电动,ffL)设

9、备技术规范IEC 602431：199801(第2版)绝缘材料的电气强度试验方法第l部分：工频试验3术语和定义本标准所采用的术语和定义见GB 755-2008、OBT 290025等相关标准。常用的物理量符号见OBT 13394。4使用环境条件除非另有规定，水轮发电机在下列使用环境条件下应能连续额定运行a) 海拔高度不超过1 000 m(以黄海高程为准)；GBT 7894-2009b)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3040，25时水的电导率不大于04tScm20 pScm，pH值为

10、6590，硬度小于2#molL；e)安装在掩蔽的厂房内；D 厂房内相对湿度不超过85；g) 使用地点地震烈度与对应的设计加速度值见表1。表1 不同地震烈度设计加速度值地震烈度度设计加速度7 8 9水平方向 029 0259 0 49垂直方向 019 0 1259 0 29注：g为使用地点的重力加速度。5额定值及参数51容量51，1 允许用提高功率因数的方法把水轮发电机的有功功率值提高到额定容量(视在功率)值。如用户有要求，水轮发电机町设置最大容量。此时的功率因数、电气参数值、允许温升以及与连续运行有关的水轮发电机的性能由制造厂与用户商定并在专用技术协议中规定。512水轮发电机应具有长期、连续进

11、相和滞相运行的性能。其允许进相和滞相的容量和运行范围及带空载线路允许的充电容量由用户与制造厂协商并在专用技术协议中规定。52额定电压水轮发电机的额定电压，应根据不问额定容量、转速及水轮发电机电匪设备选择等因素进行技术经济综合比较后，由用户与制造厂商定，并应符合GBT 156的规定。可选用下列电压等级(kV)：63、lO5、1 38、1 575、18、20、22、24、26等。53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100 MVA及以下者，不低于085(滞后)；b)额定容量大于loo MvA但不超过250 MvA者，不低于0875(滞后)；c)额定容量大于250 MVA但不

12、超过650 MVA者，不低于09(滞后)；d)额定容量大于650 MVA者，不低于0925(滞后)。注：如用户有特殊要求，可在专用技术协议中规定。54额定转速水轮发电机的额定转速优先在下列转速(rmin)中选择】500 l 000 750 600 500 4286 375 3333 300250 2143 Z00 187 5 1667 150 14Z9 1364 1251154 1071 100 938 882 833 75 71 4 682625 6055运行期间电压和频率的变化对作为频率固定且由交流发电机经地区或电网供电电源上的水轮发电机，其电压和频率的综合变化分为A和B两个区域，见图1。

13、2GBT 7894-2009水轮发电机应能在区域A内连续运行，并实现本标准所规定的基本功能(额定功率因数时输出额定容量)，但其性能不必与电压和频率都为额定值(见图1中的额定点)时的性能完全相符，可能呈现某些差异，温升可比电压和频率都为额定值时的高。水轮发电机应能在区域B内运行，并实现其基本功能，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内运行的水轮发电机，温升可比电压和频率都为额定值时的高，并很可能高于区域A。不推荐在区域B的边界上持续运行。t|。图1 水轮发电机电压和频率的限值注1：在实际使用中，有时要求水轮发电机在区域A的边界之外运行，但应在数值、持续时间及发生频率等方面加以限制

14、。如有可能应在合理的时问内采取校正措施，例如降低输出，这种措施可以避免因温度影响而缩短水轮发电机的寿命。具体允许输出容量、温升值及持续运行时间由制造厂与用户商定，并在专用技术协议巾规定。注z：本标准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，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，其温升或温度可能要超过本标准规定的限值约达10 K。56效率和损耗561额定效率水轮发电机在额定容量、额定电压、额定功率因数及额定转速运行时的额定效率保证值应在专用技术协议中规定。562加权平均效率加权平均效率是水轮发电机在额定电压、额定转速及规定的功率因数

15、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按式(1)计算得出，其中加权系数由用户提供。一A，+B2+Crh+ (1)式中：几、B、C、功、啦、仉、563损耗对应规定的功率因数和容量工况下的加权系数，A+B+c+一1；对应额定电压、额定转速、规定的功率因数及不同容量工况的效率值。水轮发电机的损耗和效率采用量热法测定，参见GBT 5321，其损耗包括a) 定子绕组的铜损耗；b) 转子绕组的铜损耗；GBT 7894-2009c)铁心损耗；d) 风损耗和摩擦损耗；c) 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

16、分的损耗值)；g)杂散损耗；h)励磁系统损耗(包括励磁变、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(包括推力轴承外循环油泵、外加冷却风机功率等)；k) 水直接冷却系统损耗(如有)。注：为确定各绕组的12R损耗值，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2。表2绝缘热分级规定的基准工作温度绝缘结构的热分级 基准_亡作温度1 30(B) 95】55(F) 115】80(1) 1 305 7电气参数和时间常数水轮发电机的电气参数如同步电抗、瞬态

17、电抗、超瞬态电抗、短路比及时问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(x”。X”。)一般为098125。电气参数和时间常数的测量方法参见GBT 1029。5，8全谐波畸变因数水轮发电机定子绕组接成正常工作接线时，在空载额定电压和额定转速时，线电压波形的全谐波畸变因数(THD)应不超过5。6温升及温度61 绕组、定子铁心等部件温升空气冷却及水直接冷却的水轮发电机在第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、转子绕组和定子铁心等的温升限值应不超过表3的规定。表3定子绕组、转子绕组和定子铁心等部件允许温升限值 单位为开尔文不同

18、等级绝缘材料的最高允许温升限值水轮发电机部件 130(B) 155(F)温度计法 电阻法 检温计法 温度计法 电阻法 检温计法空气冷却的定子绕组 80 85 105 110定子铁心 85 105水直接冷却定子绕组的出水 25 25 25 Z5两层及以上的转r绕组 80 100表面裸露的单层转子绕组 90 110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 75 85注：定于和转子绝缘应采用耐热等级为130(B)级及以上的绝缘材料。62 非基准运行条件和定额时温升限值的修正621 宅气冷却的水轮发电机，在下列运行条件和定额时，其温升限值应作修正。6211

19、 当水轮发电机使用地点在海拔1 000 m以上至4 000 1i3，且最高环境空气温度不超过40时，其温升限值可不作修正(参见GB 7552008第8章表9)。当海拔超过4 000 m时，应在专用技术侨议中规定。6，212 当水轮发电机使用地点在海拔l 000 m及以下，且环境空气或水轮发电机空气冷却器出风口处冷却空气的最高温度与40有差异时，表3中规定的温升限值应作如下修正(限于用埋置检温计法测量)：a) 冷却空气温度低于40时，温升限值按冷却空气温度不超过40的差值增加；b)冷却空气温度高于40但不超过60时，温升限值降低的数值为冷却空气温度超过40的差值；c)冷却空气温度超过60时，温升

20、限值降低的数值应在专用技术协议中规定。6，2，13水轮发电机的额定电压超过12 kV时，表3中规定的温升限值应作如下修正(限于用埋置检温计法测量)：a)额定电压在24 kV及以F，从12 kV开始每增加1 kV(i4足1 kV按1 kV计算，温升限值应降低l K；b)额定电压在2d kV以上，允许温升限值应在专用技术协议中规定。621，4对每天起停3个循环及以上的频繁起动的水轮发电机可考虑对表3中的温升限值降低(510)K。622对水直接冷却的水轮发电机，其直接冷却部分可不作温升限值修正。63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：a)推力轴最

21、巴氏合金瓦： 80；b)导轴承巴氏合金瓦； 75ic)推力轴承塑料瓦体： 55；d)导轴承塑料瓦体： 55；e)座式滑动轴承巴氏合金瓦： 80。7运行特性及电气连接7 1特殊运行要求711水轮发电机在事故条件F允许短时过电流。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z次。表4定子绕组允许过电流倍数与时间关系定子过电流倍数 允许持续时间rnin(定子电流定子额定电流) 空气冷却定子绕组 水直接冷却定子绕组】10 60I15 15120 6125 51 30 4140 3 2】SO 2 】5GBT 7894-2009712水轮发电机的转子

22、绕组应能承受2倍额定励磁电流，持续时间为：a) 空气冷却的水轮发电机不少于50 s；b) 水直接冷却或加强空气冷却的水轮发电机不少于20 s。713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氏，且其负序电流分量(，。)与额定电流之比(标幺值)为下列数值时应能长期运行：a)额定容量为125 MVA及以下的空气冷却水轮发电机不超过12；b) 额定容量大于125 MVA的空气冷却水轮发电机不超过9；c)定子绕组水直接冷却的水轮发电机不超过6。714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(标幺值)的平方与允许不对称运行时间f(s)之积(I。I。)2

23、t应为下列数值：a)空气冷却的水轮发电机：40 s；b) 定子绕组水直接冷却的水轮发电机：20 s。72同步并入系统水轮发电机应采用准同步方式与系统并列。当调速系统正常工作时，允许水轮发电机在甩负荷后，不经任何检查并入系统。73主、中性点引出线水轮发电机定子绕组主引出线的方向和布置由用户与制造厂商定。大、中容量水轮发电机的中性点一般采用高电阻或消弧线圈方式接地。具体引出方式及其结构型式和技术要求应在专用技术协议中规定。74相序水轮发电机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。如采用其他相序排列，应在专用技术协议中规定。8绝缘性能及其耐电压试验81绝缘性能811

24、 水轮发电机定子绕组对机壳或绕组问的绝缘电阻值在换算至100，应不低于按下式计算的数值： R一而丽UNi爵式中：R 对应温度为100的绕组热态绝缘电阻计算值，MglU。 水轮发电机的额定电压，V；S。 水轮发电机的额定容量，kVA。对干燥清洁的水轮发电机，在室温()的定子绕组绝缘电阻值R。(ME2)，可按下式进行修正：R，一R161铲 (3)注：测量绕组绝缘电阻时，应根据被测绕组的额定电压按表5选择兆欧表。表5兆欧表规格选择标准被测绕组额定电压uwkV 兆欧表电压V105U。63 2 5001575UNlO5 5 000Uw1575 5 00010 ooo812转子磁极挂装前及挂装后的交流阻抗

25、值相互比较应无显著差别，且在室温1040用61 000 V兆欧表测量时，其绝缘电阻值应不小于5 M12。挂装后转子整体绕组的绝缘电阻值应不小于05 Mn。813水轮发电机定子绕组在实际冷态下，校正了由于引线长度不同引起的误差后，各相各分支问直流电阻最大与最小两相问的差值，应不超过最小值的2。8 14水轮发电机定子绕组的极化系数R，。R(R，。和R，为在10rain和1min，温度为40以下分别测得的绝缘电阻值)应不小于20。815水轮发电机整根定子线棒(线圈)常态介质损耗角正切及其增量的限值应符合表6的规定。表6常态介质损耗角正切及其增量限值试验电压 o2UN o2UNo 6UN介质损耗角正切

26、值及其增量 tan8 Atan8；tan6o 6UN tanSo WN指标值 2 】注：叽为水轮发电机额定电压，kV。每台水轮发电机按3抽检，如不合格，则应加倍抽试。816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1030测量时，应不小于表7的规定。表7发电机轴承各部绝缘电阻值绝缘电阻 兆欧表电压序号 轴承部件 备 注Mn1 推力轴承底座及支架 5 500 在底座及支架安装后测量2 高压油预起油压管路 10 500 与推力瓦的接头连接前，单根测试轴承总装完毕，顶起转子，注入润滑油前，温度3 推力轴承 l 1 000在(1030)4 推力轴承 05 5

27、00轴承总装完毕，顶起转子，注入润滑油后，温度在(1030)转子落在推力轴承上，转动部分与固定部分的5 推力轴承 0 02 500所有连接件暂时拆除6 分块式导轴承瓦 5 1 000 注油前单个测量7 座式滑动轴承 051 5001 000 测轴承座对地绝缘电阻注人润滑油前，测每个温度计心线对轴瓦的绝8 埋人式检温计 5 250缘电阻注：序3、序4、序5三项，可测其中之一项。82耐电压试验821额定电压为63 kv及以上的水轮发电机，当使用地点在海拔高度为1 000 m及以下时，其定于单个线棒(线圈)应在15倍额定电压下不起晕；整机耐电压时，在105倍额定电压下，端部应无明显晕带和连续的金黄色

28、亮点；当海拔高度超过1 000 m时，电晕起始电压试验值应按JBT 8439进行修正。822额定电压为63 kV及以上的水轮发电机在进行交流耐电雎试验前，应对定子绕组进行3倍额定电雎的直流耐电压和泄漏测定。试验电压分级稳定地升高，每级为05倍额定电压，并停留1 min。泄漏电流应不随时问延长而增大，各相泄漏电流的差值应不大于最小值的50。823定子线棒(线圈)绝缘的工频击穿电压值一般为(5560)倍额定电压(试验方法参见IEC 602431：l 998)，并通过抽样试验进行验证。824水轮发电机的定子绕组和转子绕组应能承受表8中所规定的50 Hz交流(波形为实际正弦波形)耐电雎试验，历时1 r

29、ain而绝缘不被击穿。7GBT 7894-2009表8 绕组绝缘耐电压试验标准 单位为千伏序号 水轮发电机部件 试验电压(有效值) 备 注成品线圈 275UN+65适用于整台条式线圈在工地嵌装，且定定子 嵌装前 2 79UN+25 子额定电压为63U。24水轮发电l 条式 下层线圈嵌装后 25UN+2 0 机。对Uw24的条式线圈的耐电压试线圈 验标准按专用技术协议。细节可参见上层线圈嵌装后(打完槽楔) 2 5UN+1 0JBT 6204 2。2定子安装完成 2UN+10适用于整台罔式线圈在工地嵌装，且定成品线圈 275UN+6 5子额定电压为6 3U。24的水轮发定子 嵌装前 2，75U。+

30、2。5 电机。线胤耐雷电冲击电压蜂值为2 圈式 4U。4-5，匝间绝缘耐陡峭渡前冲击电压线阁 嵌装后24的条式线圈耐电压试式线 整体无水2UN-I 60验标准按专用技术协议圈整体有水 2UN+10额定励磁电压为500 V及以下 10倍额定励磁电压转子 (最低为1 500 v)4绕组 2倍额定励磁电压额定励磁电压为500 V以上4 000 V注1：Uw为水轮发电机的额定电压(kV)。注2：转子吊人前，定子绕组按本标准进行耐电压试验。机组升压前，不再进行交流耐电压试验。注3：转于绕组的交流耐电压试验应在转子全部组装完、吊人机坑前进行。转子吊人后、机组升压前，一般不再进行交流耐电压试验。注4：对整体

31、到货的定子和转子，其绕组的交流耐电压试验值应为出，试验电压值的0 8倍。注5：对在制造厂分瓣嵌装后在工地组合的中、小容量水轮发电机定子绕组的耐电压试验标准，见JBT 62042002第4章4 l44。9机械特性91水轮发电机的规定旋转方向，从非驱动端看为顺时针方向。如有特殊要求，应在专用技术协议中规定。92水轮发电视转动部分的G值，应满足水电站调节保证计算、电力系统稳定及水轮发电机技术经济合理性的要求。GD2值由用户提出，并在专用技术协议中规定。93水轮发电机和与其直接连接的辅机，应能在最大飞逸转速下运转5 min而不产生有害变形和损坏。94水轮发电机各部分结构强度应能承受在额定转速及空载电压

32、等于105额定电压下，历时3 s的三相突然短路试验而不产生有害变形。同时还应能承受在额定容量、额定功率因数和105额定电压及稳定励磁条件下运行，历时20 s的短路故障而无有害变形或损坏。8GBT 7894-200995水轮发电机的结构强度应能承受转子半数磁极短路产生的不平衡磁拉力的作用，而不产生有害变形或损坏。96水轮发电机的结构强度应能满足使用地点地震烈度的要求。地震加速度值由用户提出(参见表1)。97中、低速大容量水轮发电机的定子和转子组装后，定子内圆和转子外圆半径的最大或最小值分别与其设计半径之差应不大于设计气隙值的-+4。定子和转子问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8

33、。98水轮发电机允许双幅振动值，应不大于表9的规定。表9水轮发电机各部位振动允许限值 单位为毫米额定转速n机组型式 项 目nx100 100H一250 250nN375 375nN750 750nN带推力轴承支架的垂直振动 0 08 007 0，05 0 04 0 03带导轴承支架的水平振动 011 0 09 007 005 004立式机组定r铁心部位机座水平振动 004 003 002 002 002定于铁心振动(100 Hz双振幅值) 003 O 03 003 003 0 03卧式机组 各部轴承垂直振动 0 1】 009 007 O 05 004推力支架的轴向振动 O 10 008灯泡贯流

34、式机组各导轴承的径向振动 0 12 0 1 0灯泡头的径向振动 012 010注：振动值系指机组在除过蓬运行以外的各种稳定运行工况下的双振幅值，99在正常运行工况下，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的轴承总问隙值。910在水轮发电机盖板外缘上方垂直距离1 m处测量的噪声水平，应为下列数值：a)额定转速为250 rrain及以下者不超过80 dB(A)；b) 额定转速高于250 rmin者不超过85 dB(A)。噪声测定方法参见GBT 100691。911水轮发电机与水轮机组装完毕后，机组转动部分的第一阶临界转速应不小于最大飞逸转速的120。912水轮发电机的承重机

35、架在综合考虑机架跨距的条件下，在最大轴向负荷作用F的垂直挠度值一般不大于表10的规定。表10水轮发电机承重机架挠度允许限值推力负荷MN 挠度值mr5 0515510 152】015 22 51535 25303555 3035注：对推力负荷大者取上限值。10结构基本要求10 1总体结构10。11水轮发电机的结构型式和总体布置应根据水轮机的型式、机组转速、额定容量、厂房型式和布置及机组运行稳定性等因素，经技术经济分析比较后在专用技术协议中规定。1012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

36、计成在不抽出转子和不拆除+卜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。101，3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。101，4水轮发电机上机架、定子机座及下机架的基础设计应满足安装调整方便以及在定子绕组突然短路转矩、转子半数磁极短路不平衡磁拉力、不平衡水推力及振动力作用下，不发生异常变形和位移。1015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同有频率应予以核算，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、电嘲频率的倍频、建筑物的振动频率产

37、生任何可能的共振。1016为便于靠近和检查集电环、电刷、轴承、制动器和测速装置，应具备必须的平台或支撑或人孔或梯子或栏杆。应设置可观察电刷磨损情况的观察孔。在所有转动部件和带电部分周围应设置适当的防护设施。1017水轮发电机的集电环、电刷和制动块应采用耐热、抗磨性能好的材料制成。制动块的使用寿命应不少于5年，制动时应不产生有害于环境的化学物质。应设置粉尘收集装置，其结构型式及布置方式应易于维护和检修，并有效防止粉尘污染定、转子线圈。1018水轮发电机机坑内应视情况分别设置电热、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。具体配置可由用户与制造厂商定，10 19为防止杂

38、散电流通过，水轮发电机的轴承、支撑件、密封件和检测器等应根据需要设置绝缘。水轮发电机的定子机座、机架、油冷却器、空气冷却器、机坑内的金属管路及要求接地的其他部件均应可靠接地。具体要求由用户提出并在专用技术协议中规定。10110凡需要在工地组装的水轮发电机定子机座、机架和转子支架等应在工厂内进行预装，并在分瓣面处设置定位连接结构。1011 1水轮发电机的结构部件表面应清理干净，并涂以保护层或采取防护措施。表面颜色按用户提供的色卡要求确定。10，112水轮发电机所有结构部件设计应具有足够的刚度和强度，要求在正常、短路、飞逸等各种运行工况下，其变形、振动和安全系数均应在规定的范围内。10，113大型

39、水轮发电机的定子、转子和机架设计应采用能适应热变形和不平衡磁拉力的结构。10114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，应视情况采取电磁屏蔽措施。102定子1021大型水轮发电机优先采用定子机座分瓣运输、现场组装整圆后进行叠片和嵌线的结构，并应满足整体吊装的要求。根据运输条件和具体要求，中、小型水轮发电机的定子机座可采用整体或分瓣结构，并在工厂组装、叠片和嵌线。制造厂应提供全部定子起吊专用工具及吊装方法。1022大容量水轮发电机定子机座及其与上机架和基础的连接结构应能适应热胀冷缩的要求，并采取措施防止铁心产生翘曲，且其下环板与定子铁心的结合形式应便于现

40、场安装和调整，宜采用大齿压板10GBT 7894-2009结构。1023定子铁心应由高导磁率、低损耗、无时效、机械性能优良的优质冷轧薄硅钢冲片叠成。大容量、高转速或轭部较宽的水轮发电机定子铁心，宜采用具有可靠绝缘的高强度、低碳合金钢穿心螺杆、分段冷雎及整体热雎工艺压紧。铁心磁化试验参照GBT 20835执行。1024围定定子绕组的端箍及齿压板的压指应采用非磁性材料。1025定于线棒的绝缘可采用真空压力浸渍或加热模压固化工艺成型。其端部绝缘宜采用防晕层与主绝缘一次成型的结构和工艺。1026为使定子线棒(线圈)与线槽紧密配合，线棒在槽内的闹定可采用半导体“u”型槽衬、含半导体硅橡胶的半导体无纺布将

41、线棒包绕嵌入槽内或在线棒表面涂敷半导体硅橡胶等措施。要求槽电位的实测值小于10 V。1027为减小由于股线在槽部漏磁场中不同位置产生循环电流而引起的附加损耗和股线间电势差和温差，线棒的股线应进行换位。线棒在整个定子铁心长度上可采用360。罗贝尔换位、空换位或不完全换位等方式，具体方式由制造厂确定。103转子103 1 转子应设置完整的阻尼绕组(或具有阻尼作用的结构)。如无阻尼绕组应在专用技术协议中说明。1032转子支架与磁轭可采用径、切向键同槽的复合键或径、切向键合一的单键结构，也可采用径、切向键分开等连接结构。支架与磁轭的允许分离转速应在专用技术协议中规定。1033磁轭钢板可采用优质钢板经高

42、精度的冲模或激光切割加工。1034转子绕组可由铜排经银铜焊焊接而成，或采用扁绕工艺制成，其连接接头及转子引线接头应设计成便于拆卸和检修。磁极的整体设计结构应能承受运行时的振动、热变形、飞逸时的离心力及电气短路等所产生的作用力。高转速、大容量水轮发电机的磁极宜采用弧形或向心(塔形)结构。1035大容量半伞式水轮发电机的轴系宜采用由上端轴、转子中心体和主轴组成的三段轴结构，其转子支架(包括转子中心体和支臂)优先采用在工地组圆焊接的圆盘式结构。中、小容量水轮发电机的轴系多采用一根轴或多段轴的组合结构，其转子支架可采用整体铸造、铸焊组合或钢板焊接结构。轴系结构设计应便于现场轴线找正和调整。转子在现场组

43、装后应满足整体吊装的要求。制造厂应提供相关吊具(如专用起吊轴、连接螺栓等)及吊装方法。1036水轮发电机轴(包括上端轴和主轴)应为中空结构，并采用真空去气的优质钢材整体锻制成或分多段锻制组焊成一一体。轴也可采用多段钢板滚卷组焊结构。主轴应有一个或两个锻造法兰。104轴承1041 推力轴承瓦可采用轴承合金(巴氏合金)瓦或弹性金属塑料瓦。当采用轴承合金瓦时，根据需要设置高压油顶起装置并应允许在事故情况下，不投入高压油顶起装置也能安全停机。当采用弹性金属塑料瓦时，不应再设置高压油顶起装置。1042采用轴承合金瓦的推力轴承和导轴承，在油槽油温不低于lo时，应允许水轮发电机组起动，并允许水轮发电机在停机

44、后立即起动和在事故情况下不制动停机，但此种停机一年之内不宜超过3次。采用弹性金属塑料瓦的推力轴承和导轴承，在油槽油温不低于5时，应允许水轮发电机组起动，并允许水轮发电机在停机后立即起动和在事故情况下不制动停机。1043水轮发电机采用可更换的镜板，或镜板与推力头锻成一体的推力头镜板，或镜板与推力头和主轴锻成一体的组合结构。镜板由锻压加工或由高性能钢板焊接而成，且具有足够的刚度和时效(对锻压镜板)，其硬度和表面加工应符合表11的要求。11表11 对镜板制造技术要求镜板硬度 两平行面的 镜面 镜面 镜板与推力头 内外圆粗镜板硬度差值 平行度8 平面度8 粗糙度4 结合面粗糙度 糙度HBHB锻钢180

45、30 002o03 o 02003 o 2o4 1 6 32钢板1508上限值适用于直径大于3 5 ril的镜板。1044推力轴承瓦的主要支撑结构有支柱螺钉(带或不带托盘)、多点小支柱、多波纹(单波纹)弹性油箱、多点弹簧束、弹性梁、弹性圆盘及弹性橡胶垫等。1045立式水轮发电机的推力轴承，宜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、导瓦自泵外部冷却自循环系统以及带油泵装置的外部冷却循环系统。导轴承可采用润滑油在油槽内冷却的自循环系统。1046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，一般允许机组无损害继续运行的时间不少于10 min。采用弹性金属

46、塑料瓦的推力轴承，当其油冷却系统冷却水中断后，一般允许机组无损害继续运行的时间不少于20 min。若其塑料瓦体的温度不超过55、油槽的热油温度不超过50，推力轴承应能继续运行，其允许运行时问由制造厂确定。1047轴承冷却器及轴瓦设计应能在不拆卸整个轴承的情况下进行更换或检修。轴承冷却器应有足够的热交换裕量。1048推力轴承和导轴承应设置防止油雾逸出和甩油的可靠密封装置。位于非驱动端的推力轴承和导轴承应设置防止轴电流的可靠绝缘。105机架105一 卜机架的径向支撑结构设计应保证轴系在上导轴承处有足够的刚度，并应能满足在各种事故工况下(如半数磁极短路、水轮发电机出口短路等)机组稳定的要求。可采用将

47、作用在上机架的单边磁拉力径向作用力转变为切向作用力传至发电机风罩混凝土内壁的支撑结构或联合受力的支撑结构，或全部径向力作用在混凝土内壁的支撑结构。1052承重机架应能承受水轮发电机组所有转动部分的重量和水轮机最大水推力叠加后的动荷载，并应能与导轴承支架一起安全地承受由于水轮机转轮引起的不平衡力，以及由于水轮发电机绕组短路、半数磁极短路等引起的不平衡磁拉力，且不发生有害变形。11通风及冷却系统111 水轮发电机优先采朋定子绕组、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，可采用定子绕组介质直接冷却、转予绕组和定子铁心为空气冷却的方式。112中、低速水轮发电机宜采用密闭自循环径向双路或径向单路的端部或旁路(混合)回风的无风扇通风系统。高转速大容量水轮发电机可采用密闭自循环双路轴、径向端部或旁路(混合)回风的有风扇(轴流或离心式)或其他形式的通风系统。水轮发电机通风系统中的旋转部件与静止部件之间的空气