小水电机组通用技术条件(2)-中国水力发电设备网(CHP

××××-××-××实施××××-××-××发布小水电机组通用技术条件第2局部：水轮发电机GeneraltechnicalspecificationsforsmallhydropowerunitsPart2:Generators〔征求意见稿〕GB/T×××××.2—20××中华人民共和国国家标准ICSXX.XXXKXX中国电器工业协会中国国家标准化管理委员会发布 目次前言II引言III1范围12标准性引用文件13术语和定义14使用环境条件25技术要求25.1根本技术要求25.2电气特性35.3机械特性85.4结构根本要求95.5通风冷却系统105.7灭火系统115.8检测系统115.9励磁系统126供货范围和备品备件127技术文件127.1图纸资料127.2技术资料138检验和验收139铭牌、包装、运输和保管1610安装、运行和维护17 前言GB/T×××××?小水电机组通用技术条件?分为以下五个局部：——第1局部：水轮机；——第2局部：水轮发电机；——第3局部：水轮机控制系统；——第4局部：励磁系统；——第5局部：监控、保护和直流电源系统。本局部为GB/T×××××?小水电机组通用技术条件?的第2局部。本局部文件编制过程中在GB/T7894的根底上，根据小型水轮发电机的特点，进行了重新编写和修改。本标准非等效采用IEC60034－1〔第11版〕。局部条款技术指标高于IEC60034－1的要求，局部条款技术指标与IEC60034－1水平一致。本局部由中国电器工业协会提出。本局部由天津电气传动设计研究所归口。本标准主要负责起草单位：浙江金轮机电实业、潮州市汇能电机、天津电气传动设计研究所、武汉市陆水自动控制技术、湖南紫光测控、赣州发电设备成套制造、浙江临海电机、武汉长江控制设备研究所、河北工业大学电工厂、华电集团长沙市精密仪器厂。本局部主要起草单位：潮州市汇能电机、浙江临海电机。本局部主要起草人：。本局部为首次发布。 引言GB/T×××××?小水电机组通用技术条件?的编制在现有国家标准的根底上更加注重成套性，适用于机组功率在0.5MW～10MW之间，转轮直径小于3.3m的混流式、轴流式、斜流式、贯流式及冲击式水轮机；与水轮机直接连接或间接连接的立式或卧式〔灯泡贯流、抽水蓄能除外〕三相50Hz凸极同步水轮发电机；水轮机控制系统，包括工作容量350N·m～75000N·m的电气液压调速器以及油压装置；励磁电流在500A及以下的励磁系统和与此相配套的监控、保护和直流电源系统。功率在0.1MW～0.5MW之间的水电机组可参照执行；功率低于0.1MW或不在上述适用范围的水电机组参照其他国家标准执行。 小水电机组通用技术条件第2局部：水轮发电机1范围GB/T×××××的本局部适用于与水轮机直接连接或间接连接、额定功率为0.5MW～10MW〔额定容量12.5MVA〕及以下的立式或卧式〔灯泡贯流、抽水蓄能除外〕三相50Hz凸极同步水轮发电机〔以下简称水轮发电机〕。频率为60Hz的水轮发电机可参照执行。GB/T×××××的本局部未规定的事项均应符合GB755?旋转电机定额和性能?。如有特殊要求，可在供需双方签订的专用技术协议中规定。2标准性引用文件以下文件对于本文件的应用是必不可少的。但凡注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。但凡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/T156标准电压GB755旋转电机定额和性能GB/T1029三相同步电机试验方法GB/T2900.25电工术语旋转电机GB/T13394电工技术用字母符号旋转电机量的符号GB/T755.2旋转电机〔牵引电机除外〕确定损耗和效率的试验方法GB/T5321量热法测定电机的损耗和效率GB/T8564水轮发电机组安装技术标准GB/T10069.3旋转电机噪声测定方法及限值JB/T8439高压电机使用于高海拔地区的防电晕技术要求JB/T10098交流电机定子成型线圈耐冲击电压水平JB/T10180水轮发电机推力轴承弹性金属塑料瓦技术条件JB/T8660水电机组包装、运输和保管标准3术语和定义GB755、GB/T2900.25和GB/T13394界定的术语和定义适用于本文件。 4使用环境条件水轮发电机在以下使用条件下应能连续额定运行：a〕海拔高度不超过1000m；b〕冷却空气温度不超过40℃；c〕空气冷却器和油冷却器等水轮发电机的热交换器进水温度不高于28℃，不低于5℃；d〕安装在掩蔽的厂房内；e〕厂房内相对湿度不超过85%。5技术要求5.1根本技术要求在以下情况下，水轮发电机应能输出额定容量：a〕在额定转速及额定功率因数时，电压与其额定值的偏差不超过±5%；b〕在额定电压和额定功率因数时，频率与其额定值的偏差不超过±1%；c〕在额定功率因数时，当电压与频率同时发生偏差〔两者偏差分别不超过±5%和±1%〕，假设两者偏差均为正偏差时，两者偏差之和不超过6%；假设两者偏差均为负偏差，或为正与负偏差，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，此时输出容量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〕。5.1.2额定功率因数本标准规定范围内的水轮发电机的额定功率因数不低于0.8〔滞后〕。注：如需方有特殊要求，可在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.1.3额定电压水轮发电机的额定电压，应符合GB156的规定。优先选用以下电压等级〔kV〕：0.4、6.3、10.5、13.8。5.1.4额定转速水轮发电机的额定转速优先在以下转速〔r/min〕中选择：15001000750600500428.6375333.3300250214.3200187.5166.7150142.9136.4125115.4107.110093.888.283.37571.468.262.5605.2电气特性 5.2.1容量5.2.1.1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。如需方有要求，水轮发电机可设置最大容量。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供方与需方商定并在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.2.1.2水轮发电机应具有长期、连续进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需方与供方协商并在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.2.2效率和损耗5.2.2.1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供需双方签订的专用技术协议中规定。5.2.2.2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供需双方签订的专用技术协议中规定。水轮发电机的加权平均效率按以下公式计算得出，其中加权系数由需方提供。h=Ah1+Bh2+Ch3+××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××××〔1〕式中：A、B、C、……——对应规定的功率因数和容量工况下的加权系数，A+B+C+……=1；h1、h2、h3、——对应规定的功率因数、容量及加权系数的效率值。5.2.2.3损耗水轮发电机的损耗和效率可采用直接法、间接法或量热法测定，参见GB/T1029、GB/T5321，其损耗包括：a〕定子绕组的铜损耗；b〕转子绕组的铜损耗；c〕铁心损耗；d〕风损耗和摩擦损耗；e〕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局部的损耗值〕；g〕杂散损耗；h〕励磁系统损耗。注：为确定各绕组的I2R 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，那么应按较低的热分级规定其基准工作温度，见表1。表1绝缘热分级规定的基准工作温度绝缘结构的热分级基准工作温度℃130〔B〕95155〔F〕115180〔H〕1305.2.3参数和时间常数水轮发电机的电气参数如同步电抗、瞬态电抗、超瞬态电抗、短路比及时间常数等应满足电力系统运行的要求，并在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.2.4全谐波畸变因数水轮发电机〔0.3MW及以上〕定子绕组接成正常工作接法时，在空载额定电压和额定转速时，线电压全谐波畸变因数〔THD〕应不超过5%。5.2.5绕组、定子铁心等部件温升水轮发电机在第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2的规定。表2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K水轮发电机部件不同等级绝缘材料的最高允许温升限值130〔B〕155〔F〕温度计法Th电阻法R检温计法ETD温度计法Tb电阻法R检温计法ETD定子绕组—8085—100105定子铁心85100105两层及以上的转子绕组—80——100—外表裸露的单层转子绕组—90——110—集电环75——85——注：定子和转子绝缘应采用耐热等级为130〔B〕级及以上的绝缘材料。5.2.6非基准运行条件和定额时温升限值的修正5.2.6.1当水轮发电机使用地点在海拔1000m以上至4000m，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GB755-2021第8章表9〕。当海拔超过4000m时，应在 供需双方签订的专用技术协议中规定。5.2.6.2当水轮发电机使用地点在海拔1000m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2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，温升限值降低的数值应在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.2.6.3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2中的温升限值降低5K～10K。5.2.7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以下数值：推力轴承巴氏合金瓦75℃推力轴承塑料瓦体55℃导轴承巴氏合金瓦75℃座式滑动轴承巴氏合金瓦80℃滚动轴承95℃〔温度计法〕5.2.8特殊运行要求5.2.8.1水轮发电机在事故条件下允许短时过电流。定子绕组过电流倍数与相应的允许持续时间按表3确定。但到达表3中允许持续时间的过电流次数平均每年不超过2次。表3定子绕组允许过电流倍数与时间关系定子过电流倍数〔定子电流/定子额定电流〕允许持续时间min1.1601.15151.2061.2551.3041.4031.502 注：对具有过负荷运行要求的水轮发电机〔见5.2.1.1〕，其定子绕组允许过电流倍数及持续时间按供需双方签订的专用技术协议。5.2.8.2水轮发电机的转子绕组应能承受2倍额定励磁电流，持续时间不少于50s。5.2.8.3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IN,且其负序电流分量〔I2〕与额定电流之比〔标么值〕不超过12%时应能长期运行。5.2.8.4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〔标么值〕的平方与允许不对称运行时间t〔s〕之积〔I2/IN〕2×t为40s。5.2.9同期并入系统水轮发电机应采用准同期方式与系统并列。主、中性引出线和相序5.2.10.1主、中性引出线水轮发电机定子绕组主引出线数目一般为3个或6个。引出线的方向和布置及多支路的定子绕组主引出线和中性引出线方式由供需双方商定。5.2.10.2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。如采用其它相序排列，应在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.2.11绝缘性能与耐电压试验5.2.11.1绝缘性能5.2.11.1.1水轮发电机定子绕组对机壳或绕组间的绝缘电阻值在换算至100℃，应不低于按下式计算的数值：¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼〔2〕式中：R——绝缘电阻，MW；UN——水轮发电机的额定线电压，V；SN——水轮发电机的额定容量，kVA。对枯燥清洁的水轮发电机，在室温t〔℃〕的定子绕组绝缘电阻值Rt〔MW〕，可按下式进行修正：Rt=R¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼〔3〕式中：R——对应温度为100℃的绕组热态绝缘电阻计算值，MW。5.2.11.1.2转子单个磁极挂装前及挂装后在室温10℃～40℃ 用500V或1000V兆欧表测量时，其绝缘电阻值应不小于5MW。挂装后转子整体绕组的绝缘电阻值应不小于0.5MW。5.2.11.1.3水轮发电机定子绕组在实际冷态下，各分支间直流电阻最大与最小两相间的差值，在校正了由于引线长度不同引起的误差后应不超过最小值的2%。5.2.11.1.4水轮发电机定子绕组的极化系数R10/R1〔R10和R1为在10min和1min，温度为40℃以下分别测得的绝缘电阻值〕应不小于2.0〔额定电压2.5kV及以下的不考核〕。5.2.11.1.5水轮发电机定子线圈常态介质损耗角正切及其增量的限值应符合表4的规定〔额定电压2.5kV及以下的不考核〕。表4常态介质损耗角正切及其增量限值试验电压0.2UN0.2UN～0.6UN介质损耗角正切值及其增量tand指标值，%≤3≤1注：UN为水轮发电机额定线电压，kV。每台水轮发电机按3%抽检，如不合格，那么应加倍抽试。5.2.11.1.6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10℃～30℃测量时，应不小于表5的规定。表5发电机轴承各部绝缘电阻值序号轴承部件绝缘电阻MW兆欧表电压V备注1推力轴承11000在推力轴承、导轴承装入温度计注入润滑油前测量2导轴承13座式滑动轴承1测轴承座对地绝缘电阻4定子埋置检温计12505.2.11.2耐电压试验5.2.11.2.1额定电压为6.3kV及以上的水轮发电机在进行交流耐电压试验前，应对定子绕组进行3倍额定电压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0.5倍额定电压，且持续1min。泄漏电流应不随时间延长而增大，各相泄漏电流的差值应不大于最小值的50%.5.2.11.2.2定子线圈绝缘的工频击穿电压值一般为5.5～6倍额定电压〔在室温、变压器油中进行，平均升压速度为1000V/s〕，并通过抽样试验进行验证。5.2.11.2.3水轮发电机的定子绕组和转子绕组应能承受表6中所规定的50Hz交流〔波形为实际正弦波形〕耐电压试验，历时1min而绝缘不被击穿。表6绕组绝缘耐电压试验标准 序号线圈或绕组试验试验电压〔kV〕备注UN＜6.36.3≤UN≤13.81定子绕组a成品线圈2.75UN+4.52.75UN+6.5b线圈下线前2.75UN+1.02.75UN+2.5安装工地下线c下线打槽楔后2.5UN+2.52.5UN+2.5d定子装配完成2.25UN+2.02.25UN+2.0e对浸漆固化后的定子2.0UN+2.02.0UN+2.0整体浸渍f发电机总装配完成2.0UN+1.02.0UN+1.02转子绕组转子装配完成10倍额定励磁电压+0.5〔最低为2.0kV〕发电机总装配完成10倍额定励磁电压〔最低为1.5kV〕注1：UN为水轮发电机的额定电压〔kV〕。注2：非安装工地下线的定子绕组不执行b项。注3：非整体浸渍的定子绕组不执行e项；整体浸渍的定子绕组的耐压试验从e项开始执行。注4：对现场验收的定子和转子，其绕组的交流耐电压试验值应为发电机总装配完成试验电压值的0.8倍。5.2.11.2.4额定电压为6.3kV及以上的水轮发电机，当使用地点在海拔高度为4000m及以下时，其定子单个线圈应在1.5倍额定电压下不起晕；整机耐电压时，在1.05倍额定电压下，端部应无明显的金黄色亮点和连续晕带。当海拔高度超过1000m时，电晕起始电压试验值应按JB/T8439进行修正。5.3机械特性5.3.1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，应在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.3.2水轮发电机组的GD2值，应满足水电站调节保证计算以及技术经济合理性的要求；水轮发电机的GD2值未能满足水电站的调节保证计算要求时，与水轮机供方协商解决；GD2值应在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.3.3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5min而不产生有害变形和损坏。5.3.4水轮发电机各局部结构强度应能承受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。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20s的短路故障而无有害变形或损坏。5.3.5 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。5.3.6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%。定子和转子间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%。5.3.7水轮发电机允许双幅振动值，应不大于表7的规定。表7水轮发电机各部位振动允许限值单位为mm机组型式项目额定转速nN〔r/min〕nN<100100≤nN<250250≤nN<375375≤nN≤750750