隐极同步发电机技术要求

隐极同步发电机技术要求

国家标准 GB/T7064一2017 代替GB/T70642008 隐极同步发电机技术要求 Speeifierequirementsforeylindricalrotorsynchronousmachines 2017-12-29发布 2018-07-01实施 中华人民共利国国家质量监督检验检疙总局 发布 国家标准化管理委员会国家标准
GB/7064一2017 目 次 前言 范围 规范性引用文件 2 术语和定义 3 总要求 4.l总则 4.2额定工况 4.3 额定电压 4.4功率因数 4.5 额定转速 4.6 电压和频率范围 4.7 旋转方向和相序 4.8 定子绕组连接、输出电压 4.9 ? 电机绝缘 4.10轴电流的防止 4.I超速试验 ,12临界转道 4.13出力图 4.lI过电流要求 .15 承受不平衡负载和谐波电流的能力 A16 出线端突然短路 L7, 并网 短路比(SCR) .19直轴瞬态电抗(c)和直轴超瞬态电抗(" 2n 短路比、直轴瞬态电抗、直轴超瞬态电抗的容差 A2转子的机械工况 l0 4.22 冷却器 噪声 11 " ll1 对励磁机的要求 12 振动限值 .26电压波形的不规则性全谐波畸变(THD) 13 4.27定子绕组三相直流电阻允许偏差 5 4.28轴承出油温度和轴瓦温度的限值 5 #*#***# 13 4.29效率 14 4.30监测 14 4.31试验检查项目和验收规则 *? 15 4.32铭牌,出品编号
GB/T7064一2017 16 4.33装箱,运输,保管 4.34电机设计的基本要求信息 16 17 4.35成套供货范围 4.36备品备件 17 4.37随机安装图样及技术文件 17 4.38保证期 17 4.39可靠性与设计寿命 17 空冷电机 S ' 5.1总则 5.2电机通风冷却型式 17 5.3使用条件 17 5.4电机各部分温升和温度限值 18 氢气或液体冷却的电机 18 6.1总则 18 18 6.2使用条件 6.3机座和端盖 19 6.4定子绕组出线 6.5电机各部分温升和温度限值 2 6.6氢冷电机密封性要求 20 6.7氢气直接冷却转子通风道检验 20 6.8绕组内部水系统检验 6.9断水运行 20 6.10辅助系统 20 6.11试验项目 20 6.12氢冷隐极同步电机的安全措施 2 6.13铭牌 2 6.14长期停机时的保养措施 21 燃气轮发电机或用于联合循环发电机 21 22 7.1总则 22 使用条件 7.2 2 7.3额定输出 7. 22 容量 75 铭牌 T 24 温度试验 8 24 核电用4极发电机 8.1总则 24 24 8.2设计寿命 25 8.3备品策略 26 附录A资料性附录对GB/T7064一2008的主要修改内容
GB/7064一2017 28 附录B资料性附录)订货时需方,原动机电机供方等各方需提供的基本要求信息 30 附录C规范性附录本标准正文中涉及的部分性能要求 33 附录D(资料性附录成套供货范围 34 附录E资料性附录备品和备件 35 附录F资料性附录随机安装图样及技术文件 # 35 F.1产品合格证 F:.2产品使用和维护说明书 5 F.3装箱明细表 35 F.4产品图样 35 ----- 36 F.5氢冷电机的图样 36 F.6水冷电机图样 氢.油、水控制系统和励磁系统的图样 F.7 36 37 附录G规范性附录氢冷隐极同步发电机(或调相机)使用的安全措施 37 G.1总则 G.2供氢纯度 37 G.3正常运行条件 37 G,4对集电环和与之联接的励磁机的保护措施 37 G.5辅助设备 37 37 G.5.1总则 G.5.2排气箱 37 G.5.3气体干燥器 38 G.5.4仪表和控制装置 38 G.5.5电气连接 38 -*-- G.5.6气隔离 38 G.5.7氢空混合气体的积累 39 G.5.8通风管路 39 G.5.9邻近区 39 G.6发电机和它的辅助设备的运行 40 G.6.1可燃源 40 G.6.2氢气、空气混合物 40 G.6.3空气和氢气置换 40 G.6.4密封油供给和氢压 40 G. .6.5气密性 40 G.6.6水系统 41 G.7充分换气导则 4 42 参考文献
GB/7064一2017 前 言 本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草 本标准代替GB/T7064一2008《隐极同步发电机技术要求》,与GB/T7064一2008相比主要技术变 化如下 -增加了同步发电机、同步调相机术语(见第3章); -增加了调相机相关内容,使本标准适合各种类型隐极同步发电机(或调相机)(见第4章) -增加了电流谐波、并网、输电线路稳态开关操作、快速重合闸、次同步谐振和次同步振荡、异步 运行,效率、设计寿命要求(见4.15.2,4.17、4.21.3、4.21.4、4.21.5、4.21.6、4.29、4.39). 修改了空冷电机的相关内容(见第5章,2008年版的第5章); 修改了氢气或液体冷却的电机的相关内容(见第6章,2008年版的第6章); -增加了长期停机时的保养措施,提高了标准的适应性(见6.14); 修改了燃气轮发电机的相关内容(见第7章,2008年版的第7章) -增加了核电用4极发电机,使本标准适用范围更广见第8章); 增加了附录A对GB/T7064一20o8的主要修改内容 增加了资料性附录B订货时需方、原动机和发电机供方,需要提供的基本要求信息; 增加了参考文献 本标准由电器工业协会提出 本标准由全国大型发电机标准化技术委员会(sAc/Tc511)归口 本标准起草单位;哈尔滨电机厂有限责任公司、哈尔滨大电机研究所、华北电力科学研究院有限责 任公司、上海电气电站设备有限公司上海发电机厂,山东齐鲁电机制造有限公司,东方电气集团东方电 机有限公司南京汽轮电机(集团)有限责任公司、国网湖北省电力公司电力科学研究院、北京北重汽轮 电机有限责任公司、中广核工程有限公司、电能成套设备有限公司、大唐集团公司、华电电力科 学研究院东北分院、广东省粤电集团有限公司 本标准主要起草人;焦晓霞、沈伟、白亚民、孙玉田、王庭山、张忠海、王拯元、王劲松、姜兴林、 阮羚、李清、李祚滨、诸葛文兵、孙维本、王健军、付长虹、叶国华 本标准所代替标准的历次版本发布情况为: GB/T7064一1986,GB/T7064一1996,GB/T7064一2002,GB/T70642008.
GB/7064一2017 隐极同步发电机技术要求 范围 本标准规定了隐极同步发电机(或调相机)的总要求、空冷,氢冷或液冷发电机(或调相机)的一般要 求、燃气轮发电机和核电用隐极同步发电机的特殊要求,及氢气作为冷却介质的同步发电机(或调相机 注意的事项:包括发电机(或调相机)运行所需的辅助设备、厂房内氢气可能积聚的区域 本标准适用于容量大于10MVA三相2极或4极隐极同步发电机以及三相隐极同步调相机 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的 凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本文 件 凡是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/T1029三相同步电机试验方法 GB3836所有部分爆炸性环境 GB/T6075.1机械振动在非旋转部件上测量评价机器的振动第1部分;总则 GB/T6075.2机械振动在非旋转部件上测量评价机器的振动第2部分:功率50Mw以上 r/min,、3600 额定转速1500r/min、1l800r/min,3000r 陆地安装的汽轮机和发电机 r/min 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/T11021电气绝缘耐热性和表示方法 GB/T1l348.1旋转机械转轴径向振动的测量和评定第1部分;总则 GB/T11348.2机械振动在旋转轴上测量评价机器的振动第2部分:功率大于50Mw,额定工 作转速1500r/min、1800r/min,3000r/min3600r/min陆地安装的汽轮机和发电机 GB/T20140隐极同步发电机定子绕组端部动态特性和振动测量方法及评定 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/Z29626汽轮发电机状态在线监测系统应用导则 GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准 DL 596电力设备预防性试验规程 DL 51氢冷发电机氢气湿度的技术要求 DL 705运行中氢冷发电机用密封油质量标准 6204高压交流电机定子线圈及绕组绝缘耐电压试验规范 6227 氢冷电机气密封性检验方法及评定 6228汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定 JB/T6229隐极同步发电机转子气体内冷通风道检验方法及限值 JB/T7608测量高压交流电机线圈介质损耗角正切试验方法及限值 JB/T7784透平同步发电机用交流励磁机技术条件 JB/T8446隐极式同步发电机转子间短路测定方法 JB/T8991发电机锡焊接头检测方法
GB/T7064一2017 JB/T10392透平型发电机定子机座,铁心动态特性和振动试验方法及评定 JB/T10499透平型发电机非正常运行工况设计和应用导则 Part EC60034-1一2010旋转电机第1部分;额定值和性能(Rotating electricalmachines l; Ratingandperformanee) EC60034-3所有部分旋转电机第3部分;由汽轮机或燃气轮机驱动的同步发电机和同步调 相机技术要求(Rotatingelectriealmachines一Part3;Speeifierequirementsforsynehronousgenerators drivenbysteamturbinesorcombustiongasturbinesandforsynchronouscompensators) 术语和定义 GB/T755和IEC60034-3界定的以及下列术语和定义适用于本文件 3.1 同步发电机snchronousenerator 由汽轮机或燃气轮机驱动、将机械能转变成电能并送至电网的一种大型隐极同步电机 注:此处的同步发电机仅适用于本标准 3.2 同步调相机synchronouscompensator 与电网相联,不通过轴系进行机电能量转换、仅通过改变励磁电流的方式向电网输送或吸收无功功 率的一种大型隐极同步电机 注:此处的同步调相机仅适用于本标准 3.3 机械起动mechanicalstart 转子转速由零或低速(通常为盘车速度)上升至额定转速的过程 3.4 盘车运行tuinggeiroperatim" 为保持原动机和同步发电机(或调相机)转子热均衡,避免转子产生不良弯曲的一种低速旋转方式 总要求 4.1总则 除非本标准另有规定,由汽轮机或燃气轮机驱动的同步发电机,及同步调相机应符合G;B/T755的 要求,本标准应作为供方与需方之间的协议基础 对具体产品若有特殊的要求,可由供需双方另行 商定 4.2额定工况 4.2.1 同步发电机 发电机额定工况由下列有关数据给出: aa 视在功率; b)频率; c 电压; 功率因数; d 初级冷却介质温度(40C,除非另有规定); e
GB/7064一2017 fD 励磁电压和励磁电流; 有时还包括: g)现场海拔高度; h)氢气压力; iD 氢气纯度范围,见GB/T755 4.2.2同步调相机 除视在功率和功率因数外,调相机的额定工况与发电机基本相同 额定视在功率是当电机过励时,在额定电压下的最大无功输出,及电网馈人到调相机的少量有功 功率 额定功率因数接近于零,主要反映电网补偿的最大无功功率和损耗 调相机无功输出范围可协商确定 注运行时发电机(或调相机)励磁电流按无功功率调节 发电机(或调相机)的额定励磁电流、额定励磁电压对应 于发电机(或调相机)额定工况 4.3额定电压 额定电压由供需双方协商确定 4.4功率因数 功率因数由供需双方协商确定 在电机出线端处的标准额定功率因数为过励0.8,0.85和0.9 注1;也可商定采用其他值,功率因数越低,电机尺寸越大 注2:额定功率因数是反映额定功率下过励状态时的无功需求 注3，发电机设计可考虑在功率因数0.95(欠励下带额定功率(Mw)运行的能力 因电网给电机的损耗进行补偿,会使同步调相机的功率因数有可能偏离零值 4.5额定转速 对额定频率为50Hz的电机其额定转速为1500r/min或3000r/min;对额定频率为60Hz的电 机其额定转速为1800r/min或3600r/min 4.6电压和频率范围 同步发电机(或调相机)在额定功率因数下当电压偏差士5%,频率偏差士2%时(如图1阴影部分所 示),应能够连续额定运行 附录C表C.3和表C.4温升限值或者表C.温度限值,仅适用于额定电压和额定频率 如运行需要进一步扩大电压和频率的偏差范围或离额定点偏差还要扩大,应由供需双方协商
GB/T7064一2017 05 103 00 02 103 95 98 1%6 98 97 注1随着运行点偏离电压和频率的额定值,温升或温度将逐渐增加 如发电机带额定负荷在阴影部分的边界上运 行,温升或温度增加约10K 若发电机带额定功率因数、电压士5%,频率士%如图1所示虚线边界上运行， 温升将进一步增加,因此,为避免发电机使用寿命因温度或温升影响而缩短,在阴影区域外运行的持续时间和 发生频次均宜加以限制,并立即采取纠正措施,如降低输出等纠正措施， 注2;过电压和低颊或低电压和高频同时发生的可能性不大 前者会增加励磁绕组温升 图1所示这两种情况下 由同步发电机(或调相机)和它的变压器过励或欠励限制在5%以内为限制的运行象限 某些条件下励磁和 稳定的裕度将减小 当运行频率偏离额定点时. .发电机之外的因素会变得重要而需要考虑 例如汽轮机制造 厂将规定允许的频率偏差范围和相应运行时间,辅机承受过电压和高频的能力也宜考虑 注3:在进相试验时发电机端电压可短时降至92% 图1电压和频率的限值 4.7旋转方向和相序 旋转方向(顺时针或逆时针)是由参考端向电机看的方向而定 同步发电机的参考端为驱动端,如果有两个驱动端,功率大的一端为旋转方向的参考端 同步调相机的参考端为励端的反方向端 除非另有协议,电机旋转方向应从参考端向电机看为顺时针方向 旋转方向应标识在电机上或铭牌上,且在出线端上用字母U,V,w表示定子出线端电压的时间相 序,U..V..w 表示相尾 同步发电机或调相机)的相序应与将要并人的电网相序一致 注出线端的标识,可以与GB/T1971不一致 4.8定子绕组连接、输出电压 除非另有规定,定子绕组一般接成Y形 出线端应引至机座外,出线布置应与需方确认 输出电压定义为定子绕组线电压 4.9电机绝缘 4.9.1绝缘系统、耐热等级 绝缘系统包括导体绝缘和绕组槽内固定、维持必要的距离、端部绕组支撑及连接所必需的绝缘材料
GB/7064一2017 组合体 绝缘系统应按照GB/T11021分级,热分级在130C(B级)或以上 定子绕组和励磁绕组的绝缘系统,应具有长期承受额定电压的能力 “绕组”包括线圈和线圈与出 线端子之间的所有电气连接 注:绝缘耐久性试验参见GB/T17948.6. 4.9.2绝缘电阻 4.9.2.1定子绕组对地及相间的绝缘电阻 定子绕组在40C时,其对地及相间的绝缘电阻,应不低于GB/T20160的最小推荐值 Ri为100MQ. 4.9.2.2极化指数R0mm/Rm最小推荐值 R0mm/R1min 2 式中 -10min时的绝缘电阻 R0 10min 1nmin时的绝缘电阻 R wi R mm>5000MQ时,极化指数不能完全反映绝缘状态,不宜作为评估要求 绝缘电阻和极化指数测量方法见GB/T20160. 4.9.2.3励磁绕组的绝缘电阻 励磁绕组的绝缘电阻(用水直接冷却的励磁绕组在未装绝缘引水管前测量),在冷态(25C)下不小 于1MQ 用水直接冷却的励磁绕组,在绝缘引水管安装后其冷态(25C)下绝缘电阻应不小于2kQ 4.9.2.4定子埋置检温计的对地绝缘电阻 在冷态25C下用250V兆欧表测量时,定子所埋置的检温计对地绝缘电阻,应不小于1MQ， 4.9.2.5轴承绝缘 同步发电机(或调相机)励端的轴承,励磁机轴承或集电环轴承与底板和油管间,油密封与油管间、 进水支座与底板间,应采用双层绝缘 当用1000V兆欧表测量时,其绝缘电阻应不小于1MQ 4.9.3耐电压试验 耐电压试验方法见JB/T6204 在交流耐电压试验前,定子绕组在制造厂内应进行3.5U,历时1min直流耐电压试验 额定电压 为24kV及以上的进行3.0U、直流耐压试验,历时1min 交流工频耐电压试验历时1 n,其试验电压符合表C.1 mlr 4.9.4 电晕试验 定子单个线棒应在1.5倍额定线电压下不起晕;整机在1.0倍额定线电压下,定子绕组端部应无明 显的晕带和连续的金黄色亮点 4.9.5高压电机线圈介质损耗角试验方法及限值 按JB/T7608的规定
GB/T7064一2017 4.10轴电流的防止 应采取适当的措施防止有害的轴电流,并将转轴良好的接地 同步发电机(或调相机)在运行时,应能检测对地绝缘电阻值 带可控整流静态励磁所引起的脉冲轴电压,可能造成油膜击穿而损害轴承巴氏合金,应有效防范， 轴电压大于20V时应查明原因 4.11超速试验 转子应进行1.2倍额定转速的超速试验,历时2min 注:超速试验目的,是为考核转子的机械完整性,并非确定电机的运行能力 运行中同步发电机或调相机)能否承 受过速和频率变化的能力取决于电机的设计,设计中全面考虑运行的各种超速情况,例如正常运行中突然满功 率甩负荷所引起的超速等 任何特殊需要,均要与制造厂协商确定 4.12临界转速 在4.6规定的频率范围内或另有协议,机组轴系不应因临界转速引起不良振动而影响同步发电机 或调相机)的安全运行 4.13出力图 制造厂应提供电机出力图,该出力图表示由温度或温升或由静态稳定限制的运行极限 该图在额 定电压、额定频率,额定氢压(若氢冷)下画出 图2表示一种典型的出力图 它的边界由下列因索所限制 曲线A,表示在额定励磁电流下运行,励磁绕组温升接近恒定; 曲线B,表示在额定定子电流下运行时,定子绕组温升接近恒定 -曲线C,表示由定子端部局部发热或由静态稳定或两者共同决定的极限 在供方与需方商定的情况下,也可以提供在4.6规定的电压频率范围内降低冷却温度和超出额定 氢压以外的出力图 同步调相机没有PQ要求 一个带有PQ出力的发电机被用作同步调相机，出力图中曲线 如果 A和曲线C分别与Q轴的交叉点间的范围可以作为无功功率的有效输出范围
GB/7064一2017 0,8 0.6 0.4 0.2 0.4 0.8 1.0 0.2 06 1.2 0.2 0.4 0,6- 0.8 说明 由励磁绕组发热限制 由定子绕组发热限制; 由端部发热或静态稳定限制 额定出力点; 有功功率标么值; 过励时无功功率标么值: 欠励时无功功率标么值 注1，图2也可以在其他运行限制下给出如汽轮机最大出力和最小励磁电流 注2:在适当的冷却条件下,发电机在出力图的边界以内为正常运行,超出边界运行将缩短电机寿命 注3:在定子绕组水内冷发电机中,保持氢压高于水压，是为了防止水系统有泄漏时水进人发电机内导致故障 图2发电机典型P-出力图 4.14过电流要求 4.14.1定子过电流 额定容量在1200MVA及以下的电机,自额定工况热稳定状态下开始,应能承受1.5倍的额定定 子电流历时30s而无损伤 额定容量大于1200MVA的电机,能承受1.5倍额定定子电流的过电流时间应由供需双方协商确 定,可以小于30s 随电机容量增加,承受1.5倍额定定子电流过电流时间可碱小,但最小值为15s 容量在1200MVA及以下,电机允许的过电流时间与过电流倍数以式(2)表示
GB/T7064一2017 (i”一1)t=37.5s 式中 -定子过电流的标么值(I/I、),I为定子电流，I为额定定子电流 -持续时间,适用范围10s~120s 应允许其他定子过电流和时间的组合,但其组合下产生的热量应与在额定定子电流时产生的热量 相当 注在上述过电流工况下的定子温度将超过额定负载时的数值,因此,以每年过电流次数不超过2次作为电机结构 设计条件 4.14.2转子过电流 自额定工况热稳定状态下开始,转子绕组可承受125%过电流,历时60s; 根据转子热容量所决定的转子过电流与时间关系见式(3) (i,一1)=33.75 3 式中 励磁电流的标么值(l/IN);l为励磁电流，l为额定励磁电流; -持续时间,适用范围10s120s 应允许其他转子过电流和时间的组合,但该组合下产生的热量应与在额定转子电流时产生的热量 相当 转子过电流时转子绕组温度将超过额定值,因此,应以每年过电流次数不超过2次作为电机结构设 计条件 4.15承受不平衡负载和谐波电流的能力 4.15.1负序电流 电机应能承受一定数量的稳态和瞬态负序电流 当三相负载不对称,且每相电流均不超过额定定 子电流(I),其负序电流分量(1.)与额定电流I、之比(l./I、)符合GB/T755规定时,应能连续运行 当发生不对称故障时,故障运行的(!:/I)'和时间'的乘积应符合GB/T755规定,详见表C.2 注若超过或接近表c.2的规定,有可能发生损坏,需停机抽转子检查 4.15.2谐波电流 如果在定子相电流中存在较大基频谐波,将会在转子表面、,阻尼绕组、转子槽楔和护环上感应产生 附加电流 承受不平衡负载能力的判断要考虑这些影响 注定子电流的谐波会在气歇中产生谐波转矩,在定子铁心和绕组中产生附加损耗 谐波电流对不平衡负载能力的影响可用等效电流确定,见式(4) A-+习、"乎 式中 等效负序电流均方根(RMS)值 I2 基本相电流负序分量的均方根(RMs)值 阶谐波电流的均方根(RMS)值 n -谐波次数(不能被3整除的奇数). =十1,当"=5,ll,17,等; -1,当n=7,13,19,等 此公式考虑了频率对阻尼绕组电阻的影响
GB/7064一2017 在公式中设定!=0时,可获得I的谐波量,如果Ia/I、超过表C.2规定的:/I、值的25%,制 造厂将考虑谐波电流的大小和频率影响,并考虑是否可接受,是否要采取附加设计措施 除非另有协议,应按GB/T755中规定,lm/I、不能超过I/I(I、为额定定子电流 4.16出线端突然短路 用外部方法将短路时相电流限制到不超过三相突然短路所产生的最大相电流值,则同步发电机(或 调相机)在额定负载和1.05倍额定电压下运行时,应能承受出线端任何形式的短路而“不发生事故” “不发生事故”是指尽管定子绕组可能会有变形或绕组端部可能出现松动,但电机不致于立即停机 如 果供需双方同意要在新电机上做突然短路试验,应在耐电压试验结束后按下列要求进行: 与系统直接连接的电机,空载额定电压下,在出线端进行三相突然短路试验 通过变压器、电抗器(通常经分相隔离母线)接至电网的同步发电机,经供需双方同意,可在发 电机出线端降低电压进行突然短路试验使在此电压下产生的电流相当于运行时在变压器高 压侧三相突然短路产生的定子电流 突然短路试验后,如无需修理或对定子绕组稍加修补并能经受表C.1中规定的耐电压值的80% 试验结果就认为合格 稍加补修是指对端部绕组支撑和绝缘略加维修,但不需更换线圈 注;发电机运行时,若近端发生短路或远端故障切除,重合闸或误同期均能引起异常大的电流和力矩 此时,为谨 慎起见需彻底检查发电机,尤其是定子绕组和转子,为避免以后由振动引起的进一步损坏,在电机重新投运前 消除任何紧固件或填充物的松弛 同时检查联轴器螺栓、联轴器变形和轴系平衡可能发生的变化 4.17并网 同步发电机(或调相机)在通过断路器并网前,电压应与电网电压完全一致,以避免不准许的过电流 和转矩产生 这需要通过仔细地调节发电机或调相器的速度和励磁来实现 注允许偏差主要取决于电机的电抗以及轴系性能 电机在表1条件下并网时不需要检查或修理 表1并网限制 相位差 士10" 电机电压与网电压差 0%十5% 50Hz 60Hz 频率差 士0.067 士0.08 并网错误会严重损坏发电机(或调相机) 每次并网错误时,应该立即断开发电机(或调相机)与电 网的联接,从同步速度降至零或盘车速度 180”或120"误同期并网是最危险的情况,这种情况会产生 极高的电流和转矩 在错误并网后,要检查定子绕组和轴系 只有完成所有修理工作后发电机(或调相 机)才能再运行 注:其中,修理可能包括部分或全部更换定子绕组;重新固定/更换支撑结构;更换联轴器甚至更换转子 4.18短路比(sCR) 在额定工况下,短路比值应不小于0.35 若电网需要,可以规定高于0.35的短路比但应由供需双 方协商确定 提高短路比将使电机尺寸和损耗增加 注1;对于大型同步电机,通过合理设计只能有限地提高短路比值,这可能与电冈规范要求相矛盾 注2:以往,在假设励磁控制速度较慢,为了提高负荷变化时的响应,要求短路比>0.5 现在,采用先进的励磁机和快速励 磁控制可以实现负荷变化时的快速响应,不应该采取提高短路比的方式来间接达到欠励下的无功输出要求
GB/T7064一2017 4.19直轴瞬态电抗(x)和直轴超瞬态电抗(x" 电抗与运行工况有关,通常需商定在额定电压饱和程度下a"的最小值和额定电流不饱和程度下 r'的最大值 由于两种电抗很大程度上取决于同一磁通,因此需注意两者间的相容性,即"的上限值 不能太靠近r'的下限值 除非另有协议,额定电压饱和程度下的r"不得小于0.1 经协商,也可在其他饱和状态下确定上述电抗,试验方法可按GB/T1029所列方法测定 4.20短路比、直轴瞬态电抗、直轴超瞬态电抗的容差 限值一经确定,在被限定方向无容差,即最小值无负容差,最大值无正容差 在另一个方向的容差 为30% 如规定值为额定值,而不作为极限值时,则容差为士15% 如无商定的规定值,制造厂给出的额定值,其容差为士15% 4.21转子的机械工况 4.21.1起动次数 除非另有规定,转子在它的使用寿命期限内,应能承受的机械起动次数不少于3000次 对调峰运行或启停频繁的电机,转子在它的使用寿命期限内,应能承受的机械起动次数不少于 10000次 4.21.2盘车运行 起动前和修车后,雷要盘车运行,但长期盘车运行会引起转子损坏,应于以限制 如需要长期盘车 运行,电站系统设计方面应采取相应措施以减少这方面损害 盘车时若出口开关突然合闸使机组加速是十分危险的,应加装保护,一旦发生应彻底检查发电机的 损坏情况 4.21.3输电线路稳态开关操作 开关操作,包括输电线路断路器开和关会造成功率和电流的瞬时改变使汽(气)轮发电机零部件 的扭振幅值和应力发生变化， 用P来评价开关运行的冲击程度 AP为开关时的功率变化值,用发电机额定容量(MVA)的标 么值来表达 研究表明,初始状态条件下,AP在0.5(p.u.)以内,每次操作引起的转子疲劳寿命损失可 忽略不计 若超过0.5(p.u.),会对发电机转子带来损伤,制造厂应对具体机组做相应分析,研究 4.21.4快速重合闸 同步发电机近端线路故障和清除故障的线路重合闸.会造成轴系扭振并在旋转部件内产生较高的 应力 由于扭振需几秒时间才能衰减,重合闸对转子会造成二次冲击 发电机近端输电线路断路器快 速重合闸时,在原先故障清除时已逐渐衰减的扭振中再迭加扭振,会在轴系中产生很高的局部应力 故 障线路重合闸不成功比重合闸成功更为严重,快速重合闸成功与否都要考虑轴系应力 因为系统转矩 和转轴的局部转矩都有积累特性,并对转轴疲劳破坏的累计效应,因此不能做出统一的规定 当希望发 电机能承受系统快速重合闸时,要咨询制造厂并做具体计算 三相和两相重合闸,比线对地故障的单相重合闸要严重 10
GB/7064一2017 4.21.5次同步谐振和次同步振荡 同步发电机与电网、负荷间产生次同步谐振或次同步振荡,会造成发电机损坏 因此,当发电机运 行在带有串补或易产生次同步谐振或次同步振荡的电网及用电负荷时,需方应紧密与制造厂合作,查明 问题的严重性并在该电网或用电负荷中施加保护发电机的措施,通过选择系统设备、抑制技术或保护技 术以降低次同步谐振或次同步振荡对发电机寿命的影响 4.21.6异步运行 与电网联接的电机要同步运行,但是由于设备故障,电机与系统会失去同步 如果发生这种情况要 对电机进行评估,如4.15和4.17中所述,若超出等效负序值,为确保安全需检查发电机转子 此类非正 常运行通常有以下两种情况: 运行在接近同步转速时,同步发电机驱动原动机或被原动机驱动,相对电网频率均存在小滑 差,发电机转子中低滑差频率电流能引起发热并损坏转子 通常温度达到损坏程度需要- 定 时间,如继电保护失灵,运行人员应在短时间内手动纠正这种情况; b)运行在静止状态(这种情况发生在转子盘车时)时,无意中合闸发电机和电网间的断路器 注意;发电机试图加速至同步转速,除非立刻干预否则会发生包括发电机组全毁等非常严重的事 故,在事故发生之前,操作者很少有机会可干预,此情况下应由系统中的自动继电保护纠正 4.21.7失磁运行 00MVA及以下的发电机失磁后应在0.内将负有降至0%,0s内降至40%.,总的失磁运行时 间不超过15min 600MVA及以上发电机失磁,是否应立即跳闸由供方与需方协商解决，见 JB/T10499 4.22冷却器 除非另有规定,开式水路冷却器的进水温度按33C设计闭式水路按38C设计 气体冷却器设计工作水压,对空气冷却器不小于0.17MPa(表压);对气气或液体冷却的电机不小 于0.35MPa(表压 试验压力为1.5倍最大设计工作压力,历时15ming 如果冷却器的人口水压由压力比冷却器设计压力高的水源经阀门或减压装置控制,冷却器应按较 高压力设计,除非另有规定,试验水压为较高压力的1.5倍,水源压力值应由需方提供 冷却器设计应满足如其中一个冷却器因故而停止运行时,电机至少应能带2/3(或者供需双方商定 的其他比例))的额定负荷连续运行,此时电机有效部分的温度不超过允许值,且冷却气体的进风温度可 高于设计值 对氢冷和液冷电机,应注意在某些情况下如维修或清理时,冷却器会只承受气压而无水 压,因此冷却器要能承受0.8MPa的表压差 注在冷却水中加化学品如盐或乙二醇会影响冷却性能 4.23噪声 噪声的测定方法按GB/T10069.1,声压级限值不超过92dBA) 4.24对励磁机的要求 按JB/T7784的规定 11
GB/T7064一2017 4.25振动限值 4.25.1转子振动考核及评定 在制造厂,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或图2负 荷下考核振动 测量振动有测轴承座振动和测轴振动两种方法,测量方法和要求见GB/T11348.1、 GB/T11348.2.GB/T6075.1和GB/T6075.2 功率50Mw及以上的机组要求同时测量轴承座振动 和轴振动,而且都需要满足标准要求 表2为轴承座振动限值,表3为轴振动相对位移限值,表4为轴 振绝对位移限值 轴振考核可以按表3或表4 新机出厂时振动试验值应在A范围内 升降速、过临 界转速或超速时的振动不得超过C范围 轴向无止推轴承时,不考核轴承座的轴向振动 稳态运行 中,假如轴承座或轴振动值变化显著,即越过B值的25%,无论是增加或减小,一定要报警并采取措施 查明变化的原因,必要时根据振动值作出是否停机的决定 轴承座振动限值(速度 单位为毫米每秒 转速 r/min 范围 1500或1800 3000或3600 A 2,8 3.8 B 7.5 S” 8.5 l1.8 表3轴振相对位移限值(峰-峰值) 单位为微米 转速 r/mmin 范围 1500 1800 3000 3600 100 90 80 75 A B 200 185 165 150 C 320 290 260 240 表4轴振绝对位移限值峰-峰值 单位为微米 转浊 r/min 范围 1500 1800 3000 3600 120 ll0 100 90 B 180 240 220 200 385 350 320 290 注:上述表2表4内: 范围A;振动数值在此范围内的设备可认为是良好的并可不加限制地运行 范围B;振动数值在此范围内的设备可以接受作长期运行 范围C;振动数值落人此范围内,开始报警,提请注意安排维修 一般情况下该机组还可以运行有限的一 段时间,直到有合适机会进行检修为止 振动数值超出C时,就瞬时跳闸 12
GB/7064一2017 4.25.2定子铁心和机座振动的模态分析和振幅测量方法及评定 按JB/T10392的规定 4.25.3冷态下端部绕组模态试验的固有振动频率及端部绕组中的鼻端、引线、过渡引线固有频率的试 验方法和评定 按GB/T20140的规定 4.26电压波形的不规则性全谐波畸变(THD) 在空载额定电压和额定转速时,其线电压波形全谐波畸变应不超过5% 4.27定子绕组三相直流电阻允许偏差 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应不超 过其最小值的1.5% 4.28轴承出油温度和轴瓦温度的限值 尸<200MW的电机,轴承出油温度不超过65C,轴瓦温度报警值不超过80C 尸>200MW的电机,轴承出油温度不超过70,轴瓦温度报警值不超过105C 由于使用轴承巴氏合金材料的差异,轴瓦温度报警值允许协商确定 4.29效率 4.29.1 总则 机组[例:燃气(汽)轮机-发电机]应规定总的效率而不是发电机效率,发电机的效率可以协议商定 4.29.2试验方法 效率和损耗的试验方法见GB/T1029. 4.29.3损耗的试验容差 效率应在额定功率、电压、转速、频率,功率因数、海拔和三相平衡的负荷条件下确定,对氢冷电机还 包括额定氢压和氢气纯度 定子绕组损耗！R要折算到表5的参考温度,该参考温度用来确定所有负荷下的I"R 表5确定1'R损耗时的参考温度 参考温度 热分级 95 130(B 155(F 115 180(H 130 如果绝缘温升按低一级绝缘考核,例如155(F)级绝缘按130(B)考核,则参考温度也跟着降低 -级 除'R外其他损耗无需温度修正,用输人-输出法确定效率时,两者温度应尽量接近 13
GB/T7064一2017 验收试验时,试验损耗与计算损耗的容差小于10% 4.30监测 4.30.1自动监测装置 对功率200Mw及以上的电机,可根据需要配备必要的、质量可靠的监测器,以提高电机运行的可 靠性,如配备漏水监测器;漏氢、漏油监测器;氢气纯度监测器;氢湿度、温度监测仪;并可根据电机的运 行状况选配绝缘过热监测器(G.C.M);局部放电监测仪(P.D.M)等 可选配置的在线监测装置，见 GB/Z29626 对功率200Mw及以上的电机,有功、无功负荷及电气参数、振动、各测温点温度、冷却、密封及润 滑介质参数等测量装置,应配有可与计算机相联接的监测系统接口 4.30.2定子绕组检温 每相说了快组物闪至少应贤落2个给团饼，说了烧甜驾内怜的想相，至少应有3个他唱计发贺在 定子绕组出风口处,这些检温计应与冷却介质良好接触,检温计在满足电气要求的情况下尽可能靠近绕 组出风口 对直接冷却电机应注意,由检温计测得的温度并不是定子绕组的热点温度 对功率尸、>200Mw定子绕组水内冷的电机在每槽线棒层间各埋置1个检温计,并在线棒出水端 绝缘引水管的水接头上安装测水温的检温计各1个,要注意检温计与出水之间的温差尽可能的小 运 行时,对每根线棒有一个单独出水支路的同层各水路相同的水接头检温计(或层间埋置检温计)温差大 于8K时要仔细检查,当温差大于12K或水接头出水温度或槽内检温计超过90C时,应立即减负荷并 择机处理 4.30.3定子铁心检温 在预计的定子铁心热点应埋置检温计,其数量不少于6个 4.30.4冷却介质检温 在气体冷却器的出风处、冷风区各装1个电阻温度计 在电机的热风区各装1个检温计 定子和转子水路的进、出水处各装1个温度计 4.30.5轴承检温 各轴承上均应装置测量出油温度的温度计,并在出油管上设有视察窗,在轴承上还应装设在线检测 轴瓦温度的检温计 4.30.6辅助系统监测 对氢,油,水系统和励磁系统的监测要求见相应的技术条件 4.31试验检查项目和验收规则 4.31.1制造厂型式试验和检查试验项目 除非另有规定,本标准中试验项目所涉及的试验方法见GB/T1029 试验项目如下: *绕组、埋置电阻检温计和绕组相间及轴承等对地的绝缘电阻测定见GB/T20160; a b *绕组和电阻检温计在实际冷状态下直流电阻的测定; 14
GB/7064一2017 *定子铁心的磁化试验,试验方法和限值见GB/T20835 c d *转子动平衡和超速试验,见G;B/T11348.1; *耐电压试验,见JB/T6204(包括整机起晕试验 e f *转子匝间绝缘状态判定,见JB/T8446 *定子绕组接头采用锡焊结构的电机应按JB/T8991进行检测; g 空载特性的测定; h 稳态短路特性的测定; 效率测定 i 突然短路机械强度试验(参见4.16); k 全电压谐波畸变的测定; m电抗和时间常数的测定; 无励磁时的一般机械检查,并测定轴承油温和振动值 n o 噪声测定,见GB/T10069.l; 温升试验(在安装地点进行); P 短时过电流试验(直接冷却的电机在安装地点进行); Q 额定励磁电流和电压调整率的测定(在安装地点进行); 定子铁心、机座振动的测定,见JB/T10392; *定子绕组端部模态及固有振动频率的测定(200Mw及以上),见GB/T20140; 关定子绕组端部手包绝缘施加直流电压的测量,见DL/T596 u 注，带的为检查试验项目 4.31.2现场清洁度检查 电机开箱后,安装前由订货方制造厂、安装单位共同进行清洁度检查以确认机内无异物存在 4.31.3安装后交接试验项目 按照GB50150,项目至少应包括 绕组,埋置电阻检温计、轴承对地绝缘的绝缘电阻的测定; a b 绕组和电阻检温计在实际冷态下直流电阻的测定 空载特性和稳态短路特性的测定; c d 耐电压试验,试验电压为表C.1规定值的80%; 发电机冷却系统试验; e 测量轴电压; 机械检查、测定轴承油温、轴或轴承振动; g h转子匝间绝缘状态判定; 同[4.31.1中项u] i 4.31.4产品合格证 制造厂产品质量管理部门在电机出厂时将检查结论填人产品合格证 产品合格证与电机一起 装箱 4.32铭牌、出品编号 4.32.1 电机铭牌 铭牌内容包括,但不限于 15
GB/T7064一2017 产品名称; a b 制造厂名; c 产品标准; d 电机型号; e 制造厂 出品编号; 接线法 出品年月; 9 h 额定频率(Hz); 额定容量(MVA): 额定功率(Mw),适用于同步发电机 额定无功功率(Mvar),适用于同步调相机; k 额定定子电压(V或kV); m 额定定子电流(A或kA); 额定功率因数(cosp),适用于同步发电机; n o 额定励磁电流试验值(A); p 额定转速(r/min); a 绝缘热分级/使用等级 4.32.2出品编号 出品编号应打印在旋转方向参考端的转子端面上 4.33装箱,运输,保管 433.1装箱 根据不同需要,有两种不同的装箱等级;一般包装和密封包装 长时间海运和在湿热气候下运输 时,定、转子应采用密封包装或有防潮措施,如采用充惰性气体等 运输时应根据国家、行业标准中有关规定妥善包装,良好固定,以防止在运输过程中发生滑移和础 包装箱上应有下列标记 坏 产品名称和型号; a 毛重和净重(kg或t) b 制造厂名、地址; c 收货单位和到站; d e 注意事项及其他标记等 4.33.2运输 当电机尺寸和重量属超级超限运输范围时,在设计评审或在签定供货合同时应会同铁道、交通部门 确定可行的运输方案 运输电机水冷部件时,应排净和吹干内部水系统中的水并采取防冻措施 4.33.3保管 对转子表面应采取防锈措施 应排净和吹干水冷电机内部水系统中的水 电机各种进、出口法兰 应妥善封盖 最低保管温度为5C,低于5C时应采取措施 4.34电机设计的基本要求信息 参见附录B. 16
GB/7064一2017 4.35成套供货范围 参见附录D. 4.36备品备件 参见附录E 4.37随机安装图样及技术文件 随机安装图样及技术文件由供需双方合同确定，一般包括但不限于附录F各项 4.38保证期 在需方按本标准和安装使用维护说明书的规定正确地使用与存放的情况下,制造厂应保证发电机 在使用的一年内,从制造厂起运的日期始不超过两年的时间内能良好地运行,两条件以先到者为准 在 此规定的时间内,如电机因制造质量不良而发生损坏或不能正常工作时,制造厂应无偿地为需方修理 或更换)零件(或电机) 4.39可靠性与设计寿命 如供需双方认为有必要时,可在合同内规定产品可靠性指标 新机投运一年后应进行全面检查 设计使用寿命按不少于:常规煤电发电机30年、联合循环用发电机25年、核电用4极发电机 60年 空冷电机 5.1总则 本章适用于有效部分由空气直接冷却或间接冷却或两者综合冷却的同步发电机(或调相机. 5.2电机通风冷却型式 应优先采用空冷封闭式循环通风系统 如采用开启式空冷系统,要注意避免因灰尘堵塞通风道而 产生的电机过热或绝缘表面的污染 集电环的通风系统应与电机分开,以避免碳粉污染电机和励磁机 5.3使用条件 5.3.1海拔 若超过1000m,电机要考虑适应性设计 5.3.2初级冷却介质温度 除燃气轮机驱动或联合循环用途的发电机外,进水温度33C时,冷却空气温度不超过40C 超出 上述运行条件时,应按GB/T755有关条款进行修正 5.3.3空气湿度 运行时机内空气相对湿度应不超过50% 17
GB/T7064一2017 5.3.4加热装置 允许配备加热装置,以保证停机时机内相对湿度低于50% 5.4电机各部分温升和温度限值 空冷电机在5.3使用条件下额定运行时,其温升限值应符合表C.3 对其他现场运行条件应按 GB/T755有关规定进行修正 6 氢气或液体冷却的电机 6.1总则 本章适用于同步发电机(或调相机)有效部分由氢气或液体直接冷却或两者混合冷却的电机,对某 些不用氢气冷却而用其他气体冷却的电机也同样适用 6.2使用条件 6.2.1海拔 电机应在额定氢压(表压)下,海拔不超过1000m时良好运行 电机在海拔超过1000m时也能带额定容量运行,其条件是在机内冷却系统中作为初级冷却介质 的氢气能保持额定的绝对氢压而与海拔高度无关,但在密封、机壳和辅机等方面应与制造厂协商确定 6.2.2机内额定氢压和氢气纯度 制造厂应说明在额定容量下相应的机内氢气绝对压力和纯度 推荐采用的氢气绝对压力值见表6 表6氢气绝对压力的推荐值 bar kP 200 300 400 500 600 700 注:将绝对压力转化成当地表压,若海拔超过1000m,当设计辅助设备时应建议考虑环境空气压力降低的影响 氢冷电机的机内氢气的纯度不低于95%时,应能在额定条件下发出额定功率,但计算和测定效率 时的基准氢气的纯度应为98% 注1，额定输出运行时,降低氢气压力会缩短绝缘寿命,若必须降低氢气压力时,建议同时降低负载 注2:如果水冷绕组的同步发电机(或调相机)在降低氢压的情况下运行，绕组里最大水压会变得高于氛气压力 如果水路损坏,水会渗人电机内部将导致事故 6.2.3氢气湿度 氢冷电机在运行氢压下的氢气允许湿度按DL/T651执行 6.2.4冷却水质 用空心铜线: 贫氧系统 富氧系统 a 水质透明纯净,无机械混杂物 0.42.0 0.3 b)电导率(25)(!s/cm 18
GB/7064一2017 8.09.0 78 pH(25C c ) 硬度(mol/L 2 含铜量(4g/L) <20.0 20.0 e 含氧量(4g/L) >2000 fD <20 用不锈钢空心线 水质透明纯净,无机械混杂物 a b 电导率(25C)(s/em 0,51.2 pH(25C 6.57.5 c 6.2.5初级冷却介质入口温度 除非另有协议,人口温度为: 氢气冷却 3546C; aa b)水直接冷却 40C一50C(尸、>200Mw); 30C45CP<200Mw); c 双水内冷 30C一45 功率为200Mw及以上的电机，一般应对水温进行自动调节 定子绕组用水直接冷却的电机,其人口水温应不低于进风温度,以防绕组表面结露 6.2.6密封油质量要求 按DL/T705的规定 6.3机座和端盖 用氢气作冷却介质时,整个机座和端盖,任何受压盖板(例如冷却器盖板)应设计成能承受机内混合 气体在大气压力下爆炸的初始压力,而不危及人身安全 为检查机座和端盖强度,需要对每一新机型或 材料改变或工艺改变后的产品进行水压试验,水压试验为0.8MPa表压,历时15min 6.4定子绕组出线 氢气冷却电机的出线在设计时要考虑能承受不低于0.8MPa表压的气体压力 出线绝缘子瓷瓶)应单独在空气中进行工频介电强度试验试验电压不低于电机定子绕组出厂耐 压的1.5倍,持续1min 注:出线端头用液冷时,联接冷却介质的部分不需要进行耐压试验 6.5电机各部分温升和温度限值 除燃气轮机驱动的或联合循环用途的发电机外,初级冷却介质最高温度一般情况下为40C,但为 使冷却器设计得更经济,在指定最高次级冷却介质温度下也可以不是40C 氢气间接冷却的电机.温升限值应符合表C.4 对于其他现场运行条件应按GB/T755修正 氢气和水直接冷却电机及其冷却介质的温度限值应符合表c.5 对于其他现场运行条件应按 GB/T755修正 为避免温升或温度超出允许值,冷却介质最高温度不应超过40士10C 对燃气轮机驱动的发 电机的特殊要求见7.2、7.3 氢气间接冷却的电机用空气冷却连续运行时,其功率以定、转子温升不超过表C.4的温升为限 氢气直接冷却的电机不准许在空气冷却下带负荷运行 19
GB/T7064一2017 6.6氢冷电机密封性要求 按JB/T6227的规定 6.7氢气直接冷却转子通风道检验 按JB/T6229的规定 6.8绕组内部水系统检验 按JB/T6228的规定 内冷水系统的防漏密封垫片,不得使用易老化或易溶水或硬度高的密封材料,如某些橡胶和石棉制 品等 6.9断水运行 水内冷电机允许的断水运行持续时间为30s,在此时间内若备用水泵不能恢复供水就应跳闸 6.10辅助系统 根据冷却介质和辅助系统的设计,为满足运行要求,需装设但不限于下列设备,也可提供其他项目 -套完整的冷却气体系统(氢气或其他气体),包括控制机内气体压力的调节阀,联接供气系统 a 的接头,气体干燥器和检测日常气体消耗量的仪表; b 套完整的置换气体系统(通常用cO.),可安全地向机座内充气和置换氢气,如果用加压空气 从机内置换CO,,除置换cO过程外,要确保空气不能进人电机内,例如使用可移开的管接头 设施 应配备氢气纯度仪和报警装置,置换氢气时应监测置换气体的纯度,通常应提供两套独立的指 示纯度的方法; 套完整的密封油系统.包括监测密封油仪表盘,如有必要需包括从密封油中除气和除水的装 置 套密封油的紧急备用供给装置,当主油源失效时能自动投人运行; 套完整的冷却液体系统,包括泵、冷却器、过滤器和控制冷却液体温度的调节器; e 提供绕组液体流量监测的方法以防止流量减少; 提供保证水质为合格数值的设备 g h显示辅助装置功能和机内存有液体的仪表和报警器,以及将漏人机内液体排出的措施 6.11试验项目 6.11.1对氢冷电机 除4.31.1外,型式试验、检查试验和交接试验还应增加下列项目 a 轴承和油密封绝缘电阻测定; b)密封性试验(交接试验时确定漏氢量),见JB/T6227; 氢内冷转子通风孔检验,见JB/T6229; c d 氢、油辅助系统工作情况检查 6.11.2对水内冷电机 除4.31.1外,型式试验、检查试验和交接试验尚需增加下列项目 定子总进、出水管绝缘电阻的测定; a 20
GB/7064一2017 b)转子进水支座的绝缘电阻测定; c 绕组内部水系统流通性检查,见JB/T6228; d)绕组内部水系统密封性检查,见JB/T6228; 冷却水系统检查 e 6.12氢冷隐极同步电机的安全措施 符合附录G的规定 6.13铭牌 除4.32.1外,对氢冷电机尚需有额定氢压(表压) 除4.32.1外,对水冷电机尚需有电机定子、转子绕组进水压力及额定水流量 6.14长期停机时的保养措施 不抽转子而又需较长时间停止运行时的保养措施,但不限于 维持密封油系统正常运行,油气压差0.05MPa,机内充氮气压力0.02MPa;或采取措施使机内 a 空气相对湿度控制在50%以内; 维持定子内冷水系统正常运行,水压0.1MPa,进水温度50C b 每周盘车一次,2h; c 每周测量定子、转子绕组绝缘电阻各一次并做记录,绝缘电阻不满足供应商要求时,应及时采 N 取措施; 集电环应采取防锈措施; e f 励磁机做好电枢、磁极防尘、防潮 燃气轮发电机或用于联合循环发电机 7.1总则 本章适用于由燃气轮机驱动或联合循环的同步发电机,采用开启式空冷,用空气或氢气封闭循环冷 却,发电机输出与环境温度有关 7.2使用条件 7.2.1 总则 燃气轮机驱动的同步发电机或用于联合循环的同步发电机应符合本标准,在下列使用条件下应能 带额定负载和额定容量 7.2.2初级冷却介质的温度 开启式空冷发电机,初级冷却介质温度是进人发电机的空气温度 通常是周围环境空气温度 其 温度范围由需方确定,通常为一5C十40C 对密闭循环冷却的电机,初级冷却介质温度是指从冷却器进人电机的氢气或空气的温度 为获得 电机和冷却器的最佳设计,制造厂应依据需方给定的次级(最终)冷却介质(环境空气或水)的温度范围 来确定初级冷却介质的温度范围 7.2.3起动次数 除非另有协议,每年机械起动的次数不应超过500次 21
GB/T7064一2017 7.2.4加载速度 发电机可以迅速加载,其速率仅受到燃气轮机加载能力的限制 7.3额定输出 燃气轮机额定值在空气人口温度为15C时确定,发电机额定值在人口空气温度为40C下确定,因 此若燃气轮机和发电机的容量相匹配,则额定输出将会不同 在额定输出下,温升不能超过表C.3和表C.4,温度不能超过表C.5 除非另有协议,发电机参数均在额定状态下确定 7.4容量 7.4.1总则 发电机容量系指在规定的运行条件下可接受的最大负荷,用视在功率表示 7.4.2基本容量 基本容量指在额定频率、额定电压、额定功率因数和额定氢压及(若氢冷时)下,初级冷却介质温度 范围见7.2.2,电机温升或温度不超过7.4.3中规定值时,在电机出线端以视在功率表示的连续输出 范围 发电机有功功率除以发电机效率所得的值应等于或超过电厂现场进口空气温度在规定范围内的燃 气轮机的基本容量 制造厂应提供在电厂现场初级冷却介质温度在规定范围内的基本出力曲线(见图3) 对采用开启 式通风的电机,初级冷却介质的温度等于或近似等于燃气轮机进口空气的温度(图3中X标尺) 发电机的基本容量仅在规定的空气温度范围内与燃气轮机基本容量相匹配时,就可能以稍微小 点的发电机满足其他所有要求 对具有水冷热交换器的密闭循环通风电机,水(次级冷却介质)的温度范围通常小于燃气轮机进口 空 :气的温度范围 因此当空气温度降低时,发电机出力增加要比燃气轮机缓慢,这时发电机尺寸由人口 名气温度较低时燃气轮机的出力所决定,这使电机尺寸在较正常空气温度下显得偏大并且不经济 此 时,在确定发电机最佳尺寸时,协商确定发电机的容量变得更为重要 对密闭循环通风系统,在燃气轮 机进口空气温度和冷却水温度之间并没有简单的或固定的关系 因此图3用X'标尺表示出次级冷却 介质温度与发电机容量的关系 22
GB/7064一2017 20一10 10 20 50 60 30 一10 30 40 50 说明 横坐标 温度()7 纵坐标 -发电机视在功率(p.u.); -基本容量; -峰值容量; -温差15K; 额定点; 初级冷却介质温度; x 密闭循环冷却电机的次级冷却介质温度 注1:本曲线提供了冷却介质温度超过规定时的出力 对带冷却器的电机只显示次级介质温度 两种标尺仅是为 了表示曲线形状 注2若初级冷却介质温度不在一20C一十60C范围内,因为性能要另行协商,出力不包括本曲线内 图3典型的发电机出力曲线 7.4.3基本容量时的温升与温度 对间接冷却绕组,现场运行时的温升应根据表C.3和表C.4有关部分作如下调整 初级冷却介质温度40C<0<60时:减(一40); b)初级冷却介质温度0C<0<40C时:温升限值见式(5) 0rHdc -0e 5 公/=AO 0Tkca 0e c.re 式中 按表c.3和表C.4在40C时温升限值,单位为开尔文(K), /t e1 -发电机绝缘耐热等级温度(如130C); e. 冷却介质参考基值温度40C 若初级冷却介质温度<0C或0>60C;需另行协议; 注冷却介质温度0<0笔时;按项b)修正更适用 对空内冷或氢内冷绕组,现场运行时的温度按表C.5修正 初级冷却介质温度0C<<40C时:温度限值见式(6) N 0 0e 6 日=+(e,一) o ha1 e.t 23
GB/T7064一2017 式中 表C.5中40C时的温度限值,单位为开尔文(K) 0 -初级冷却介质人口温度 的温度限值; 0 -发电机绝缘耐热等级温度(如130); nkc 0 冷却介质参考基值温度40C; e.et 若初级冷却介质温度0<0C或0>40C;需另行协议 e 注:冷却介质温度<0时;按项d)修正更适用 对由液体冷却的绕组,应确保绕组在出力曲线范围内的最热点温度保持在电机绝缘热分级内 7.4.4峰值容量 峰值容量是指发电机运行在温升或温度与基本容量相比不超过15K时的容量 注:以峰值容量运行将导致电机寿命缩短,因为此时绝缘老化速度比基本容量时快 绝缘材料的耐热等级可能要 选择超过基本负载下的耐热等级 或着可考虑使用具有较高输出的发电机 7.4.2中规定的发电机和原动机基本容量之间的关系也适用于峰值容量 7.5铭牌 铭牌除应表示出4.32.1中要求的数据外,还要表示出以初级冷却介质为基准的峰值容量 7.6温度试验 温度试验应按供需双方协议进行 温度和温升应符合7.4.3规定,必要时应按GB/T755对试验和 运行地点不同的海拔进行修正 8 核电用4极发电机 8.1总则 核电站用2极同步发电机技术要求执行上述2极同步发电机要求 4极同步发电机特点如下,但 不限于此 a 核电一般按基本负荷方式运行; b)发电机冷却方式采用成熟的水氢氢技术; c 采用无刷励磁或静态励磁系统 d 定子机座可不采用隔振结构 发电机设计寿命为60年 8.2设计寿命 发电机所用材料和主要部件均以60年为设计寿命，辅以适当的保养和更换为条件 在寿命期内,可以周期性更换的部件见表7 表7主要零部件设计寿命或更换周期 部件或零件 目标 更换周期 定子线圈(包含绝缘 30年 定子机座 60年 定子铁心 60年 24
GB/7064一2017 表7(续 部件或零件 更换周期 目标 冷却器 30年 20年 绝缘引水管 轴瓦 20年 20年 转子线圈(包含绝缘》 风扇 30年 护环 60年 转轴 60年 出线套管 20年 20年 套管cT 动叶片 20年 静叶片 20年 8.3备品策略 核电站用发电机组备品应按机型考虑 可考虑备用.转子,定子、无刷励磁机冷却器、轴瓦、风 叶等 25

隐极同步发电机技术要求GB/T7064-2017

隐极同步发电机是一种新型发电机，具有结构简单、体积小、重量轻、效率高等优点，越来越受到人们的关注。根据GB/T7064-2017标准，隐极同步发电机应具备以下技术要求：

• 额定功率和额定电压：隐极同步发电机的额定功率和额定电压应符合设计要求。
• 电气性能：发电机的空载电压、短路电流、转子稳态时间常数、励磁电阻特性等电气性能指标应符合设计要求。
• 机械性能：发电机的机械刚度、平衡质量、运行平稳度等机械性能指标应符合设计要求。
• 保护和监控措施：发电机应配备过电压、欠电压、过载、短路等保护和监控措施。
• 可靠性：发电机应具有高可靠性，能够满足长期稳定运行的要求。

此外，隐极同步发电机的制造和安装也需要注意以下事项：

• 制造过程中应按照国家相关标准进行生产，并进行严格的质量检测。
• 在安装过程中，应根据设计要求进行正确的连接和调试。
• 在使用过程中，应定期对发电机进行维护和保养，以确保其正常运行。
• 发现故障时，应及时采取修理或更换的措施，以避免发电机损坏。

总之，隐极同步发电机是一种具有广泛应用前景的新型发电机，其技术要求的规范化和标准化对于推动该技术的进一步发展和推广具有重要意义。

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