10MW发电机技术参数要点.docx
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10MW发电机技术参数要点
1.1主要技术要求
额定功率
额定电压
12MW
10.5kV
额定功率因数
0.8（滞后）
频率
50Hz
额定转速
1500r/min
绝缘等级
F（注：
按B级绝缘温升考核）
短路比
不小于0.5
效率
≥97.4％
相数
3
极数
4
定子绕组接线方式
Y
励磁型式：
无刷励磁
冷却方式：
密闭空冷
1.2技术标准
发电机，励磁系统，冷却系统以及检测装置等辅助系统的制造、验收和交接试验以国家标准为主要依据。
同时必须符合我国有关安全、环保及其它方面强制性标准和规定。
技术标准应执行合同签订时的最新版本。
各标准之间有矛盾时，按较严格标准执行。
合同设备包括卖方向其他厂商购买的所有附件和设备，这些附件和设备符合相应的标准规范或法规的最新版本或其修正本的要求。
主要技术标准如下，但不限于此：
GB755-2008旋转电机定额和性能；
GB/T7064-2008隐极同步发电机技术要求；
JB/T10499-2005透平型发电机非正常运行工况设计和应用导则；
GB1029-2005三相同步电机试验方法；
IEC34-1（第十版）旋转电机第一部分--额定值和性能；
IEC34-3汽轮发电机的特殊要求；
ANSIC50.10“同步电机的一般要求”
ANSIC50.13“隐极式转子的同步发电机要求”
GB1441电站汽轮发电机组噪声测定方法；
GB50150-2010电气装置安装工程电气设备交接试验标准；
DL/T843－2010大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件；
GB/T7409.1-2008同步电机励磁系统定义；
GB/T7409.2-2008同步电机励磁系统电力系统研究用模型；
GB/T7409.3-2007同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求。
DL/T596电气设备预防性试验规程；
DL/T801-2010大型发电机内冷却水质及系统技术要求
DL/T735-2000大型汽轮发电机组定子绕组端部动力特性的测量及评定
GB1208-2006电流互感器
GB16847-1997保护用电流互感器暂态特性技术要求
2技术要求
2.1汽轮发电机组技术要求
2.1.1机组使用寿命
2.1.1.1所有设备的设计和制造应合理，并能安全、稳定和连续运行，在本技术协议规定的各种条件下发电机组的设计使用寿命为30年并且不会引起过大应力、振动、腐蚀和操作困难。
2.1.1.2机组满足冷态、温态、热态和极热态等不同启动方式下参数配合的要求。
卖方配合汽机厂提供上述不同启动方式下从启动到并网到满负荷的启动曲线。
2.1.1.3机组在其保证使用寿命期内，能在额定负荷和1.05倍额定电压下运行时，承受出线端任何形式的突然短路而不发生有害变形（相应的保护动作时间内，不大于10s）,而且还能承受非同期误并列的冲击。
105％额定电压下能承受主变高压侧单相接地故障的能力。
2.1.1.4发电机具有一定的短时过电流能力。
1.5倍额定电流30秒，无损伤。
2.1.1.5进相运行能力，发电机能在进相功率因数（超前）为0.95时长期带额定有功连续运行，而不产生局部过热。
2.1.1.6发电机具有失磁异步运行的能力。
当励磁系统故障后，在电网条件允许时，发电机应能带50%额定有功功率稳态异步运行不少于15分钟。
2.1.2机组运行特性
发电机能在48.5～50.5Hz的频率范围内连续稳定运行，而不受任何损伤。
根据电网系统运行要求，当电网频率大于上述频率值时，卖方提出发电机允许的运行时间，但不低于以下数值：
频率（Hz）
允许时间
每次（sec）
累计（min）
51.5～51.0
30
30
51.0～50.5
180
180
50.5～48.5
连续运行
48.5～48.0
300
300
48.0～47.5
60
60
47.5～47.0
20
10
47.0～46.5
5
5
2.1.3设备噪音控制
距设备（包括管道与阀门）外壳表面水平1.0m，高度1.0米处的最大噪音值应不大于85dB（A）。
2.1.4发电机组的年运行小时数不小于8000小时，年利用小时数不小于6500小时。
大修间隔应不少于五年。
2.1.5汽轮发电机组的运行工况
汽轮发电机组应能在保证寿命期内各种工况下安全稳定运行。
2.1.5.1铭牌功率工况（T-MCR额定、最大连续功率）
汽轮发电机组能在下列规定条件下，在保证寿命期内任何时间都能安全连续运行，发电机输出额定功率12MW（当采用静态励磁和/或采用不与汽机同轴的电动主油泵时，扣除各项所消耗的功率），此工况称为额定出力工况，此工况下的进汽量称为额定进汽量，是机组额定、最大连续出力保证值的验收工况。
其条件如下：
（1）额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；
（2）汽轮机低压缸排汽背压为：
5kPa（a）；
（3）补给水量为：
1.5%；
（4）所规定的最终给水温度：
260℃；
（5）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；
（6）给水泵正常运行，满足额定给水参数；
（7）在额定电压、额定频率、额定功率因数0.8（滞后）、发电机效率为97.4%。
2.1.5.2热耗率验收工况（THA）
当机组功率（当采用静态励磁、和/或采用不与汽机同轴的电动主油泵及氢密封油泵时，扣除各项所消耗的功率）为铭牌功率12MW，除补水率为0%以外其它条件同铭牌功率工况（T-MCR）时称为机组的热耗率验收（THA）工况，此工况为热耗率保证值的验收工况。
机组功率为75%THA工况时的热耗率也作为保证值的验收工况。
2.1.5.3汽轮机组调节门全开（VWO）工况
汽轮发电机组在调节阀全开，除进汽量以外其它条件同热耗率验收工况（THA）时，进汽量不小于103%的铭牌功率工况进汽量，此工况称为调节门全开（VWO）工况，并作为汽轮机进汽能力保证值和强度保证工况。
2.1.5.4夏季工况
汽轮发电机组在额定进汽量及下列规定条件下，保证在寿命期内都能安全连续运行，此工况称为夏季工况，此时机组功率（当采用静态励磁、和/或采用不与汽机同轴的电动主油泵及氢密封油泵时，扣除各项所消耗的功率）为12MW，是机组夏季出力保证值的验收工况。
其条件如下：
（1）额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及所规定的汽水品质；
（2）汽轮机低压缸排汽背压为：
10.8kPa（a）；
（3）补给水量为：
1.5%；
（4）所规定的最终给水温度：
260℃；
（5）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽；
（6）在额定电压、额定频率、额定功率因数0.8（滞后）、发电机效率为97.4%。
2.1.5.5机组在任何一台或一组低压加热器停用，其它条件同热耗率验收工况（THA）时，能输出铭牌功率。
2.1.5.6机组在带厂用辅助蒸汽3t/h（（0.5MPa以上抽汽），进汽量除外，其它条件同热耗率验收工况（THA）时，应能输出铭牌功率。
2.2发电机及辅助系统设备技术要求
2.2.1本技术协议范围为汽轮发电机。
包括发电机本体；励磁系统；冷却系统；检测装置及必要的附件，备品备件和专用工具、技术标准和图纸资料等。
2.2.2发电机运输应满足马拉维工程所在地的运输条件。
卖方应提供运输方案并按项目分别详细说明及报价。
卖方应负责发电机定子的运输和现场组装，提供给买方完整的发电机定子。
2.2.3发电机及辅助系统设备的标识应按买方的要求进行标识。
2.3发电机技术要求
2.3.1发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数0.90（滞后）、发电机空气冷却器出风温度不大于45℃，发电机空气冷却器冷却水温为38℃时（汽机TRL工况），发电机额定输出功率12MW（当采用静态励磁和/或采用不与汽机同轴的电动主油泵及氢密封油泵时，扣除各项所消耗的功率）长期连续运行，此时各部分温升，不应超过国标GB/T7064-2008中规定的数值。
2.3.2发电机的可用率不低于99%，强迫停用率小于0.5%。
2.3.3发电机定子出线端子、供货范围及接口，要求配合买方与封闭母线厂协调。
发电机旋转方向，与汽轮机旋转方向一致。
发电机定子出线端子排列顺序在设计联络会时确定。
2.3.4空气冷却器二次进水侧设有温度流量调节阀，由供方提供要求，设计院成套设计。
2.3.5发电机定、转子各部分温度和温升的限值，应符合国标GB/T7064-2008“隐极同步发电机技术要求”中的规定。
其中采用F绝缘其允许温升按B级绝缘考核。
2.3.6基本测温要求
2.3.6.1每相定子绕组槽内至少应埋置2个检温计，检温计应与冷却介质良好接触，检温计在满足电气要求的前提下尽可能靠近线圈出风口。
2.3.6.2在预计的定子铁心热点应埋置检温计，其数量不少于6个。
2.3.6.3在气体冷却器的出风处，冷风区各安装一个电阻温度计。
2.3.6.4在发电机的热风区各装1个检温计。
2.3.6.5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，在轴承上还应装设遥测轴瓦温度的检温计。
（发电机厂供至进出油法兰,其它由金通灵配齐）。
2.3.6.6卖方配套的远传仪表、变送器（二线制）均采用4-20mADC标准信号，精度值误差应不大于0.1%。
2.3.6.7热电阻均应选用Pt100，热电偶选用K分度。
2.3.7发电机轴承排油温度不超过65℃，运行中轴瓦金属最高温度不应超过80℃。
2.3.8发电机具有一定的短时过负荷能力，能承受1.5倍的额定定子电流历时30s，而不发生有害变形及接头开焊等情况。
发电机允许过电流时间与过电流倍数按以下公式计算：
（I2－1）t＝37.5s注：
适用范围t=10s～60s
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,电机结构设计以每年过电流次数不超过两次为依据。
2.3.9发电机应具有失磁异步运行的能力。
卖方应提供发电机失磁运行时所带的有功功率和维持时间等数据。
2.3.10发电机具有进相运行能力。
在功率因数0.95（超前）情况下，发电机能带额定负荷长期连续运行，各部件温度和温升不超过允许值。
2.3.11发电机具有调峰运行能力。
允许启停次数不少于10000次，而不产生有害变形。
2.3.12当汽轮机主汽门关闭时，发电机在正常励磁工况下，允许以同步电动机运行的时间满足汽轮机的要求。
2.3.13发电机应能承受在满负荷，105％额定电压下主变高压侧单相接地故障，还应能承受在105％额定电压和满负荷（相应的保护动作时间内）情况下发电机端三相短路故障,而不发生有害变形。
2.3.14发电机每一轴段的自然扭振频率处于0.9～1.1及1.9～2.1倍工频范围以外，每一轴段的强度能承受当电力系统发生次同步谐振、定子绕组出口任何形式的突然短路、系统故障周期性振荡、高压线路单相重合闸以及误并列等产生的冲击力，而无有害变形或损坏。
2.3.15发电机适合于中性点经电阻接地方式运行（电阻指接地变压器二次侧电阻）。
2.3.16发电机各部位振动频率、振动限值
2.3.16.1轴承、轴振动值：
发电机在现场，机组成轴系，在空载和额定状态或在机组额定电压、额定频率时典型出力状态时，轴承座双振幅振动值，无论是垂直或横向均不大于0.025mm，在任何轴颈上所测得垂直、横向双振幅相对振动值不大于0.05mm，各转子及轴系在通过临界转速时各轴承座双振幅振动值不大于0.075mm，各轴颈双振幅相对振动值不大于0.15mm。
发电机轴承座上设有满足TSI等要求的装振动检测元件的位置。
2.3.16.2定子铁芯和机座振动的固有频率应避开基频±10%以上，以防共振。
2.3.16.3定子绕组振动应不大于120μm；定子机座振动应不大于10μm；
2.3.16.4发电机冷态下端部绕组模态试验的椭圆型固有振动频率及端部绕组中的鼻端、引线、过渡引线固有振动频率（fZ）合格的范围为fZ≤94Hz、fZ≥115Hz。
卖方应说明满足要求所采取的措施。
2.3.16.5发电机转子临界转速设计值应避开基频±10%以上；机组轴系在发电机规定的频率范围内应不会因临界转速引起不良振动而影响发电机的安全运行。
2.3.17定子绕组三相直流电阻值在冷态下，任何两相的或任何两分支路直流电阻之差，应不超过其最小值的1.5%。
2.3.18发电机定子绕组在空载及额定电压下，其线电压波形正弦性畸变率应不超过5%。
轴电压控制在10V以下。
安装的绝缘件应使发电机在运行时便于测量绝缘电阻值。
卖方还应提供电刷等测轴电压及轴电流的引出装置。
2.3.19发电机电话谐波因数应不超过1.5%。
2.3.20卖方应采取有效的技术措施，防止有害的轴电流和轴电压。
卖方应详细说明采取的技术措施。
2.3.21发电机的负荷变化率应满足汽轮机运行的要求。
2.3.22结构设计要求
2.3.22.1定子绕组、转子绕组、定子铁芯的绝缘采用F级绝缘，按B级绝缘的温升考核。
2.3.22.2定子机座、端盖、冷却器罩、出线盒应有足够的强度和刚度，避免产生共振。
2.3.22.3定子出线端头对地绝缘按额定电压等级设计，具有相同的绝缘水平和良好的密封性能。
2.3.22.4卖方应说明防止转子绕组匝间短路的措施。
2.3.22.5发电机机座、端盖、端罩出线套管的接合面应具有良好的粗糙度和平面度，密封要严密。
2.3.22.6发电机与汽轮机和励端连接的靠背轮螺栓，应能承受因电力系统故障发生振荡或扭振的机械应力而不发生折断或变形。
2.3.22.7发电机各部位的测温元件应严格遵循工艺要求进行埋设，保证完整无损，要求双支设置测温元件每个测温元件的三个头应单独引出。
发电机测温Pt100热电阻应选用专业厂家生产、质量可靠的产品。
2.3.22.8发电机的轴承应确保不产生油膜振荡。
2.3.22.91发电机定子、转子绕组出线应与封闭母线及共箱母线相匹配，卖方应负责与封闭母线厂、共箱母线厂协调，并提供与母线连接用的端子和引线等。
2.3.22.10发电机励端的轴承座与底板和油管间、油密封座与端盖间加装便于在运行中测量绝缘电阻的双层绝缘垫。
在这些部件上均接有引出到机外的测量引线，供在发电机运行期间测量其对地绝缘。
发电机汽侧转轴应装设可靠的接地刷。
2.3.22.11转子护环材质采用Mn18Cr18合金钢材质（或同等强度耐应力、腐蚀能力的材料）。
2.3.22.12轴承座采用绝缘轴承，能承受2kV交流测试电压。
2.4励磁系统技术要求
2.4.1励磁方式
采用高起始响应的带有旋转整流器的交流励磁机的励磁系统（无刷励磁系统。
）
2.4.2过载能力
当发电机的励磁电压和电流不超过其额定励磁电流和电压的1.1倍时，励磁系统能保证连续运行。
2.4.3强励能力
励磁设备的短时过负荷能力应大于发电机转子绕组短时过负荷能力。
励磁系统满足强励要求，电压强励倍数不小于2.25倍，强励电压倍数在发电机电压为额定值时确定，允许强励时间大于等于10秒。
2.4.4电压控制精度
电压的分辨率应不大于额定电压的0.2~0.5%。
励磁控制系统动态增益在机端电压突降15～20％时，保证可控硅控制角开放至允许最大值。
2.4.5励磁系统标称响应
励磁系统响应比（V）即电压上升速度，大于3.5倍/s。
发电机空载时阶跃响应：
阶跃量为发电机额定电压的5%，超调量不大于阶跃量的30%，振荡次数不大于3次，上升时间不大于0.6s，调节时间不大于5s。
发电机额定负载时阶跃响应：
阶跃量为发电机额定电压的2%～4%，有功功率波动次数不大于5次，阻尼比大于0.1，调节时间不大于10s。
2.4.6自动电压调节器的调压范围
自动电压调节器应保证能在发电机空载额定电压的70%～110%范围内进行稳定、平滑地调节。
手动励磁控制单元应保证发电机励磁电压能在空载额定励磁电压的20%到额定励磁电压的110%进行稳定、平滑地调节。
在自动和手动调压方式下，给定电压变化速度每秒不大于发电机额定电压的1%，不小于0.3%。
励磁系统保证发电机端电压调差率（无功电流补偿率）：
±10％。
励磁系统保证发电机端电压静差率：
±1％。
2.4.7电压频率特性
当发电机空载频率变化±1％，采用电压调节器时，其端电压变化不大于±0.25％额定值。
在发电机空载运行状态下，自动电压调节器的调压速度，不大于1％额定电压/秒；不小于0.3％额定电压/秒。
2.4.8励磁系统保护与测量
发电机转子回路应保证在各种运行工况下，不出现过电压以致损坏转子回路，励磁装置的硅元件或可控硅元件以及其它设备应能承受直流侧短路故障、发电机滑极、异步运行等工况而不损坏。
无刷励磁系统，当发生整流装置熔断器熔断和转子一点接地故障时，应可发出信号，并将信号接线端子引出发电机本体。
励磁系统在发电机近端发生对称或不对称短路时应保证正确工作。
励磁系统设备应能经受发电机任何故障和非正常运行冲击而不损坏。
励磁设备的短时过负荷能力应大于发电机转子绕组短时过负荷能力。
励磁控制系统在受到现场任何电气操作、雷电、静电及无线电收发讯机等电磁干扰时不应发生误调、失调、误动、拒动等情况。
励磁系统至少应装设下列故障及动作信号：
●功率整流装置故障信号；
●起励故障信号；
●电压互感器断线保护动作信号；
●励磁控制回路电源消失信号和励磁调节装置工作电源消失信号；
●励磁调节装置故障信号；
●稳压电源消失或故障信号；
●触发脉冲消失信号；
●调节通道自动切换动作信号；
●PSS故障信号；
●强励动作信号；
●低励限制动作信号；
●过励限制动作信号；
●电压/频率比率限制动作信号。
●远方和就地给定装置
●负载电流（无功或有功）补偿
●旋转硅整流元件回路熔断器熔断
励磁装置应设有发电机电压和无功功率（双向），励磁电压和励磁电流等表计。
2.4.9励磁机
无刷励磁系统励磁机采用带旋转整流元件的主励磁机和永磁副励磁机。
交流主励磁机，应适应带整流负载的要求，并能承受出口三相短路或不对称短路而不产生有害变形。
副励磁机要求采用永磁式衡压发电机，具有较好的外特性，从发电机空载到强行励磁时，其端电压变化应不超过10～15％额定值。
副励磁机端电压减去强励时励磁回路压降，仍能满足强励的要求。
功率整流装置每个功率元件都应有快速熔断器保护。
旋转硅整流元件及快速熔断器应能承受机组因超速时，旋转离心的机械作用而不会造成机、电性能的改变及损坏。
整流装置换弧过压保护快速熔断器应有信号指示。
整流元件等损坏时应保证提供更换件。
无刷励磁系统，当旋转整流装置每相的并联支路数等于或大于四时，一个支路退出时应能在包括强励在内的所有运行状态下运行。
每一相有2个支路退出运行，应能提供发电机额定工况所需的励磁电流，此时，可限制发电机强励。
功率整流装置的均流系数一般不小于0.85，均压系数一般不小于0.9。
2.4.10自动电压调节器（AVR）
AVR采用数字式，其性能可靠，并具有与DCS、ASS的硬接口和与DCS通讯接口。
应有两个独立的自动通道，通道间不共用电压互感器、电流互感器和稳压电源。
这两个通道可并列运行或互为备用方式运行。
励磁调节装置的各通道间应实现自动跟踪。
任一通道故障时均能发出信号。
运行的通道故障时能自动切换。
通道的切换不应造成发电机无功功率的明显波动。
手动励磁控制单元一般作励磁装置和发变组试验之用，也可兼作自动通道故障时的短时备用。
手动励磁控制单元应简单可靠。
手动励磁控制单元作为自动通道备用时，应具有远方调整功能和跟踪功能。
在自动通道故障时自动切到手动运行。
该励磁控制系统除了包括较完善的控制功能外还有：
具备自诊断功能和检验调试各功能用的软件及接口；宜有事故记录功能。
自动电压调节器的任一元件故障不应造成发电机停机。
自动电压调节器具有在线参数整定功能。
数字式自动电压调节器各参数及各功能单元的输出量应能显示，显示的参数应为数学模型中的实际值，显示的输出量应为实用量值或标幺值。
模拟式自动电压调节器的增益、时间常数、反馈信号量等的调整电位器应有明确的位置指示，并应提供该刻度与有关参数对应的曲线。
AVR至少设有下列附加单元：
●过励磁限制；
●过励磁保护；
●低励磁限制；
●低励磁保护；
●电力系统稳定器（PSS）；
●附加过流保护；
●V/Hz限制及保护；
●AVC接口及相应功能；（说明七）
●恒功率调节；
●恒无功调节等。
AVR满足DL/T650中抗电磁干扰试验要求。
AVR柜设有门风机，加防尘过滤网，风机停运后不影响AVR柜的正常运行。
柜体的保护接地和工作接地分开。
AVR柜体的防护等级为IP42。
AVR直流稳压电源应由两路独立的电源供电，其中一路应取自厂用直流系统。
AVR交流测的连接电缆采用中频电缆，卖方应提供中频电缆选型要求以及副励磁机至AVR柜电缆敷设要求。
2.4.11起励
起励电源容量一般应满足发电机建压大于10%额定电压的要求。
起励成功后或失败时，起励回路均应能自动退出。
起励装置用380VAC电源或DC220V电源。
2.4.12灭磁装置
励磁系统配备简单快速可靠的灭磁装置，发电机灭磁应采用逆变灭磁方式。
灭磁装置应简单可靠。
灭磁开关在操作电压额定值的80%时应可靠合闸，在30%～65%之间应能可靠分闸。
灭磁电阻一般采用线性电阻，灭磁电阻值可为励磁绕组热状态电阻值的4～5倍。
电阻长期热稳定电流宜为0.1~0.2倍发电机额定励磁电流。
2.4.13励磁系统可靠性的要求
励磁系统采用可靠性的和有成熟运行经验的供货商的设备。
因励磁系统故障引起的发电机强迫停运次数不大于0.25次/年。
励磁系统强行切除率不大于0.1%。
自动电压调节器（包括PSS）应保证投入率不低于99%。
2.5空气冷却器技术要求
2.5.1发电机采用空冷密闭循环通风系统。
空气通过风扇在发电机内部以闭路方式循环，风扇安装在转子轴上并锁定，以防发生切向和轴向移动。
2.5.2空气冷却器的管子数量具有10%的余量，空气冷却器设计压力为0.2-0.8MPa（g）。
2.5.3冷却器管子为B10白铜管，管板采用铜板。
位置在定子外壳下部时应避免泄露水直接落在绕组绝缘上。
2.5.4空气冷却器全部停用后，机组允许带额定负荷的时间不小于30秒。
2.5.5发电机空气冷却器用的水为闭式循环水，设计水温不大于38度。
2.5.6空气冷却器设计为其中一个冷却器因清理而停止运行时，发电机仍能带额定负荷连续运行，此时发电机有效部分的温度不超过允许值，且初级冷却空气温度可以高于设计值。
如发电机出口风温度超过允许值，卖方在技术协议中明确发电机带负荷运行的有关要求。
2.5.7空气冷却器的设计，冷却器空气温度不超过40度，运行时机内空气相对湿度不大于50%，并配备加热装置以保证停机时机内空气湿度低于50%。
2.5.8空气冷却器二次进水侧设有温度流量调节阀，由供方提供要求，设计院成套设计油漆：
卖方提供的汽轮机辅助设备、阀门、管道、支吊架等要求在出厂前全部油漆好，现场直接进行安装，现场安装后再刷一道面漆。
油漆颜色由买方传真确认。
2.6电流互感器技术要求
发电机中性点及主出线端电流互感器的型号、变比及数量以设计院施工图为准，安装在中性点柜和10KV发电机出线开关柜内。
2.7发电机仪表及控制技术要求
2.7.1总体要求
2.7.1.1发电机本体的仪表与控制系统必须满足调频调峰以及快速甩负荷FCB功能的要求。
卖方应保证其所供
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