NB-T11219-2023小型灯泡贯流式水轮发电机基本技术条件.docx

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1、TCS 27. 140CCS K 55NB中华人民共和国能源行业标准NB/T112192023小型灯泡贯流式水轮发电机基本技术条件Fundamentaltechnicalspecificationsforsmallbulbhydrogenerators2023-05-26发布2023-11-26实施国家能源局发布目次前言1范围12规范性引用文件13术语和定义14使用环境条件15额定值及参数26温升及温度37 运行特性及电气连接48 绝缘性能及其耐电压试验59 机械特性610 结构基本要求711 通风及冷却系统912 制动系统913 灭火系统914检测系统、装置及元件915励磁系统916供货范围

2、917标志、包装、运输及保管1018 工厂及现场试验1119 安装1320 试运行及保证期13附录A（资料性）埋设电阻温度计/信号温度计的位置和数量14附录B（资料性）发电机各自动化原件配置和安装位置15附录C（资料性）备品备件16附录D（资料性）专用工具17附录E（资料性）图纸和技术文件18本文件按照GBT1.1-2020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国电器工业协会提出。本文件由能源行业小水电机组标准化技术委员会(NEA/TC14)归口。本文件主要起草单位：杭州杭发发电设备有限

3、公司、浙江江能建设有限公司、浙江省水利水电勘测设计院、重庆水轮机厂有限责任公司、广东省源天工程有限公司、西华大学、浙江万里建设工程有限公司、杭州力源发电设备有限公司、水利部机电研究所、天津电气科学研究院有限公司、杭州富春江水电设备有限公司。本文件主要起草人：姜小龙、李卫国、汪宝罗、邹振江、祁峰、刘小兵、朱儒伦、张昊、马智杰、许庆进、吴向荣、钱小军、夏洪涛、陈一靓、张文红、方建生、华波、周学均。本文件为首次发布。小型灯泡贯流式水轮发电机基本技术条件1范围本文件规定了小型灯泡贯流式水轮发电机的使用环境条件，额定值及参数，温升及温度，运行特性及电气连接，绝缘性能及其耐电压试验，机械特性，结构基本要求

4、，通风及冷却系统，制动系统，灭火系统，检测系统、装置及元件，励磁系统，供货范围，标志、包装、运输及保管，工厂及现场试验，安装和试运行及保证期的基本要求。本文件适用于与水轮机直接连接、570kVA额定容量1111OkVA的卧轴三相50HZ凸极同步灯泡贯流式水轮发电机（以下简称发电机）额定容量57OkVA或频率为60H2的出口机组可参照执行。如有特殊要求，用户和制造厂可在技术协议中规定。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注Il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/T15

5、6标准电压GB/T755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/T4942旋转电机整体结构的防护等级（IP代码）分级GB/T5321量热法测定电机的损耗和效率GB/T7894水轮发电机基本技术要求GB/T8564水轮发电组安装技术规范GB/T10069.1旋转已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/T28546大中型水电机想包装、运输和保管规范GB/T32584水力发电厂和蓄能泵站机组机械振动的评定GB50260电力设施抗震设计规范DL/T827灯泡贯流式水轮发电机组启动试验DL/T5038灯泡贯流式水轮发电机组安装工

6、艺规程JB/T6204高压交流电机定子线圈及绕组绝缘耐电压试验规范JB/T8439使用于高海拔地区的高压交流电机防电晕技术要求NB/T42126小水电机组通用技术条件SL774小型水轮发电机励磁系统技术条件3术语和定义GB/T755、GB/T2900.25、GB/T7894、NB/T42126界定的术语和定义适用于本文件。4使用环境条件除非另有规定，发电机在下列使用条件下应能连续额定运行：a）海拔不超过IooOm（以黄海高程为准）。b）冷却空气温度不超过40oCoC）空气冷却器、油冷却器进水温度不大于28C,不低于5C。d）安装在掩蔽的厂房内。e）使用地点地震烈度与对应的设计加速度值应满足GB

7、50260的要求。5额定值及参数5.1 容量允许提高功率因数的方法把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，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。5.2 额定电压发电机的额定电压应根据不同的额定容量、转速及发电机电压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GB/T156的规定。宜选用下列电压等级：0.4kV、3.15kV6.3kV、10.5kV。5.3 额定功率因数发电机的额定功率因数宜为：a）额定容量为5700kVA及以下者，不低于0.875（滞后）

8、。b）额定容量大于5700kVA但不超过IIIlOkVA者，不低于0.9（滞后）。注：如用户有特殊要求，可在专用技术协议中规定。5.4 额定转速发电机的额定转速优先在下列转速（r/min）中选择：250、214.3、200、187.5、166.7、150142.9、136.4、125、115.4、107.U100、93.8、88.2、83.3、78.9、75、71.4、68.262.5、60。5.5 发电机应能输出额定容量的情况在下列情况下，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臬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土设。c）

9、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%）,若两者偏差均为正偏差时，两者偏差之和不超过6%;若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）。5.6 效率和损耗5. 6.1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。6. 6.2发电机的损耗和效率应采用量热法测定，并应符合GB/T5321的规定。损耗包括：a）定子绕组的铜损耗。b）转子绕组的铜损耗。c) 铁芯损耗。d

10、) 风损耗和摩擦损耗。e) 径向轴承损耗。D杂散损耗。g)励磁系统损耗(包括励磁变压器、整流器及电压调节器损耗)。h)电刷电气和摩擦损耗。i)其他损耗(包括外加冷却风机功耗等，只有在专用技术协议中注明时才计入)。5.7 电气参数和时间常数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0.981.25。电气参数和时间常数的测量方法参见GBT1029o5.8 全谐波畸变因素发电机定子绕组按正常工作接线时，在空载额定电压和额定转速时，线电压全谐波畸变因素(THD)不应超过5%

11、。6温升及温度6.1 空气冷却的发电机在规定的使用环境条件下，应能在额定工况时长期连续运行，此时定子绕组、转子绕组和定子铁芯等部件的温升限值应不超过表1的规定。表1定子绕组、转子绕组和定子铁芯等部件允许温升限值序号发电机部件不同等级绝缘材料的最高允许温升限值K130(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1定子绕组80851001052定子铁芯851053转子绕组80-1004集电环80一905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6.2 非基准运行条件和定额时温升限值应作以下修正：a) 空气冷却的发电机，当使用地点在海拔100om

12、以上至4000m,且最高环境空气温度不超过40C时，其温度限值不必修正。当海拔超过400Om时，应在专用技术协议或合同中规定。b) 当发电机冷却空气温度与40有差异时，表1中规定的温升限值应作如下修正(限于用埋设检温计法测量)：1)冷却空气温度低于40时，温升限值按冷却空气温度不超过40C的差值增加，但在任何情况下其温升限值的增加不应超过10K。2)冷却空气温度高过40但不超过60C时，温升限值降低的数值为冷却空气温度超过40C的差值。3）冷却空气温度超过60C时，允许温升的限值应在专用技术协议或合同中规定。6.3 发电机在额定运行工况下，其轴承的最高温度采用埋置检温计法测量不应超过下列数值：

13、a） 推力轴承巴氏合金瓦：75ob） 推力轴承塑料瓦体：55。c） 径向轴承塑料瓦体：55Cod） 径向轴承巴氏合金瓦：75Co7运行特性及电气连接7.1 特殊运行要求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2确定。但达到表2中允许持续时间的过电流次数平均每年不超过2次。表2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min1.10601.15151.2061.2551.3041.4031.502注：对具有过负荷运行要求的发电机，其定子绕组允许过电流倍数及持续时间应在专用技术协议或合同中规定.7.1.1发电机的转子绕组

14、应能承受2倍额定励磁电流，持续时间为不少于50s。7.1.2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1,且其负序电流分量（1）与额定电流之比（标幺值）不超过12%时应能长期运行。7. 1.3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）之积不超过40s。7.2 同步并入系统发电机应采用准同步方式与系统并列。7.3 主、中性点引出线发电机定子绕组主引出线的引出位置和方向由用户与制造厂商定。发电机的中性点电流互感器宜布置于灯泡体内。中性点引出线经电流互感器后并接成一根引线，由灯泡体内引出至中性点接地装置接地。具体引

15、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。7.4 相序发电机出线端相序排列应为：从灯泡头往下游侧看，按U、V、W逆时针排列。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8. 1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时，应不低于按式(1)计算的数值:R=A(1)100o+0.01SZ式中：R对应温度为100C的绕组热态绝缘电阻计算值，MQ;Ux发电机的额定线电压，V;Sx发电机的额定容量，kVA.对干燥清洁的发电机，在室温“)的定子绕组绝缘电阻值R(M2),可按式(2)进行修正：Ig凡=RXl.6寸(2)式中：R一对应温度为Io(TC的绕组热态绝

16、缘电阻计算值，MQo注：测量绕组绝缘电阻时，应根据被测绕组的额定电压按表3选择绝缘电阻表表3绝缘电阻表规格选择标准被测绕组额定电压UXkV绝缘电阻表电压V0.45000.4Ux3.1550070003.15Un6.31000-25006.3UN10.52500-50008.2 转子磁极挂装前反重装后的交流阻抗值相互比较无显著差别，且在空温+10C+40C用IoooV绝缘电阻表测量时，其绝象电阻值应不小于5MQ。挂装后转子整体绕组的绝缘电阻值应不小于0.5MQo8.3 发电机定子绕组在实际为态下，校正了由于引线长度不同引起的误差后，各相各分支间直流电阻最大与最小两相间的差值，应不超过最小值的2缸

17、8.4 发电机定子绕组的极化系数R1(R1O和R】为在IOmin和Imin温度为40C以下分别测得的绝缘电阻值)应不小于2.0。8.5 发电机单个定子线圈常态介质损失角正切及具量的应符合表4的规定。表4常态介质损失角正切及其增量限值试验电压0.2Ux0.2UV0.6UX介质损失角正切值及其增量tan6tan=tan0.6Uv-tan0.2Un指标值%31注：UX为发电机额定线电压(kV);每台发电机按3%抽检，如不合格，则加倍抽检。8.6 额定电压为6.3kV及以上的发电机，当使用地点在海拔为IOoom及以下时，其定子单个线圈应在1.5倍额定线电压下不起层；整机耐电压时，在1.05倍额定线电压

18、下，端部应无明显晕带和连续的金黄色亮点。当海拔超过100Om时，电晕起始电压试验值应按JB/T8439进行修正。8.7 额定电压为6.3kV及以上的发电机在进行交流耐电压试验前，应对定子绕组进行3倍额定线电压的直流耐电压和泄漏测定。试验电压分级积定地升高，每级为0.5倍额定线电压，且持续Imin。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%。8.8 定子线圈绝缘的工频击穿电压应不小于5.5倍的额定线电压，可在专用技术协议或合同中规定，并通过抽样试验进行验证。8.9 发电机绕组应能承受表5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

19、。表5绕组交流耐电压试验标准发电机部件出厂试验电压（有效值）定子装配完成后的定子绕组2倍额定线电压+10OOV转子装配完成后的转子绕组10倍额定励磁电压，最低为1500V注1：成品定子线圈和定子线圈安装过程中各阶段的耐压试验按JB/T6204规定。注2:表中所列出厂电压适用于在制造厂内进行总装配或完成定子、转子分装配的发电机，其工地交接试验电压为出厂电压的0.8倍。注3:对在工地完成定子、转子分装配的发电机，如定子、转子已按表中通过交流耐电压试验，则在总装配后按表中试验电压的0.8倍进行交接试验。注4:对经过大修的发电机，在清洗和烘干后，应承受L5倍额定电压的试验电压进行试验。9机械特性9.

20、1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。9.2 发电机转动部分的GD?值应满足水电站调节保证计算的要求。由于发电机结构的特殊性，GD2不宜选取过高，其值由用户与制造厂协商后在专用技术协议中规定。9.3 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。9.4 发电机各部分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。9.5发电机的结构强度

21、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。9.6发电机的结构强度应能满足使用地点地震烈度的要求。地震烈度加速度值由用户提出。9. 7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土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%。9.8 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%。9.9 在发电机进人竖井盖板上方垂直距离Im处测量的噪声水平应不超过80dB（八）,噪声测定方法参见GB/T10069.1。9.10在正常运行工况下，发电机径向轴承

22、处主轴的相对振动（摆度）应满足GB/T32584的要求。9. 11在正常运行工况下，发电机轴承支架的振动幅值应满足GB/T32584的要求，振动幅值评价准则参见GB/T32584。9.12发电机允许双幅振动值，应不大于表6的规定。表6发电机各部位振动允许限值项目额定转速nvr/minny100100nv250推力支架的轴向振动m0.100.08各径向轴承的径向振动0.120.10mm灯泡头的径向振动0.120.10注：振动值系指机组在除过速运行以外的各种稳定运行工况下的双振幅值。10结构基本要求10.1 总体结构10. 1.1发电机灯泡体外壳应是密封的，灯泡体各组件之间应设置可靠的密封，并需设

23、有密封渗漏检测的措施，防护等级按GB/T4942选取。11. 1.2通常发电机与水轮机共用一根主轴，通过法兰直接连接。主轴应为中空结构，宜采用真空去气的优质钢材锻制而成。12. 1.3发电机组的釉系由集电环轴、转子中心体、主轴和水轮机转轮组成。釉系结构设计应便于现场轴线找正和调整。13. 1.4发电机以水轮机管型座作为主要支撑，并设有辅助支撑。辅助支撑应能适应发电机组的机械变形和热变形。14. 1.5发电机组轴承布置方式与机组的容量和转速有关，既要满足机组轴系的稳定性和考虑主轴挠度的影响，又要便于轴承的安装调整和维护。机组宜采用两支点支撑型式，即发电机径向轴承位于转子下游侧，转子和水轮机转轮为

24、悬臂结构。15. 1.6发电机应设置正向推力轴承和反向推力轴承，以承受水轮机转轮传递的釉向正、反向水推力。10.1.7发电机组合轴承支架刚度应能承受转子重量产生的径向力，还能承受机组各种工况时轴向水推力的作用。10.1.8 为防止机组检修时异常转动，发电机应装设机械锁定装置。10.1.9 发电机转子磁极宜在不吊出转子的情况下可拆装和更换。10.1.10应采取措施使定子铁芯内圆轴向中心线与转子挠度偏转的轴线相重合，以保证定转子气隙均匀。10.1.11发电机灯泡头内设有照明装置，在发电机进人孔及灯泡头内设1盏2盏事故照明灯。正常照明电源经220V/24V安全隔离变压器供电。10.1.12发电机应设

25、置加热防潮装置，除湿机可由用户根据需求与制造厂商定选配。10.1.13应设置防止轴电流的可靠绝缘。10.2定子10.2.1定子机座应具有足够的刚度和强度，并能承受各种运行工况下产生的热膨胀力，以及定子绕组短路时产生的切向和半数磁极短路时产生的单边磁拉力，在制造、运输、安装过程中应不产生有害变形。10.2.2定子机座在运输条件允许时，优先采用整圆结构。10.2.3定子机座下游侧用螺栓固定在水轮机管型座上，上游侧用螺栓与灯泡体连接，并分别定位。10.2.4定子机座壳体不得渗漏水，两端法兰处设有双密封圈，同时在两道密封圈之间设有检测槽，安装过程中可检测确认密封状况。10.2.5定子线圈宜优先采用圈式

26、结构，表面经防晕处理。10.3转子1.1.1 1转子磁钝可采用整圆磁枢环结构，该磁挽环同时又是转子支架的一部分，转子支架应充分考虑交变应力和疲劳的影响。1.1.2 在飞逸转速下，用经典法计算的转子材料的计算应力不超过屈服应力的2/3;用有限元法计算的局部最大应力以不超过材料的屈服应力为限。1.1.3 非贴壁结构发电机磁掘应设置通风道或通风孔。贴壁结构发电机磁恢不设置通风道或通风孔，并且在定子机座与冲片接触面位置喷涂适当厚度的铝层，结构允许时定子冲片也应开有通风沟。1.1.4 磁极线圈宜采用由两种不同宽度的半硬紫铜排焊接而成，线圈表面有凸出的散热匝，以增加散热面积，降低线圈的温升。1.1.5 集

27、电环宜采用碳钢制作。电刷采用高耐磨性能材料制作，并应采取措施防止粉尘污染定子和转子。10.4组合轴承10.4.1采用巴氏合金径向轴瓦结构时，径向轴瓦宜装设高压油顶起装置，在机组启动和停机过程中使用。10.4.2进油温度不低于10时，应允许机组启动，并允许机组在停机后立即启动。10.4.3 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7的要求。表7对镜板制造技术要求镜板硬度HBW镜板硬度差值HBW两平行面的平行度n镜面平面度mm镜面表面粗糙度m镜板与推力头结合面粗糙度Um内外圆表面粗糙度m锻钢218030WO.020.020.41.6W3.

28、2钢板215010.4.4 发电机轴承宜采用外部循环冷却系统。10.4.5 轴瓦的结构应能在不拆卸整个轴承的情况下进行更换或检修。10.4 .6推力轴承和径向轴承应设置防止油雾逸出和甩油的可靠密封装置。10.4.7在组合轴承座与轴承支架法兰间设置调整垫片，便于调整，使径向轴承瓦与大轴轴颈吻合。10.5 轴承润滑油系统10.5 .1发电机与水轮机应具有共同的轴承润滑系统（包括回油箱和高位油箱）。10.5.2 高位油箱应能在供油系统故障时自流供给发电机和水轮机轴承不少于5min的润滑油。10.5.3 回油箱应具有足够的容积，能够容纳高位油箱及管路的润滑油，并配备换热容量足够大的油冷却器。10.5.

29、4 润滑油循环系统低压油泵应设置2套，互为备用；高压油顶起泵应设置.2套，互为备用。10.5.5 在用户有特殊要求时，装设高压油顶起装置的发电机可配备直流备用泵。10.6 灯泡头及竖井10.6.2 灯泡头为整体焊接结构件，与定子机座上游大法兰相连。其内腔装设平台、冷却系统、发电机引出线、水轮机受油器等部件。10.6.3 竖井为圆筒形，装于灯泡头上部的圆孔法兰上，作为发电机灯泡体内进人及电缆、油、气、水管路的通道。10.6.4 灯泡头内设置有空冷器检修排水管，通过定子外导流板将水引到集水井，用来排放除湿器的排水、空冷器检修时排水等。11通风及冷却系统11.1 发电机宜采用密闭强迫循环通风冷却系统

30、，也可采用其他形式的通风冷却系统。11.2 发电机的通风方式可采用轴向通风、径向通风、轴向和径向混合通风的方式。11. 3空气冷却器交换容量应有10$15%的裕量。11.4发电机可采用二次水循环冷却系统，所使用的循环水应经软化、防腐等水质处理。冷却水量不足时，应能够发出信号。12制动系统12.1 发电机组停机宜采用压缩空气操作的机械制动方式。其压缩空气的压力一般为0.5MPa0.8MPa,也可采用调速油源制动，制动停机时间不大于120s。12.2 当径向轴承采用巴氏合金瓦时，机组投入制动时的转速一般为额定转速的20%30%。当径向轴承采用弹性金属塑料瓦时，投入制动的转速可适当降低。12.3 不

31、设蠕动检测装置的机组停止转动后，制动系统仍应投入，直至再次开机前退出。12.4 考虑结构的特殊性和支撑刚度的限制，发电机组不宜采用高压强迫机械制动。13灭火系统发电机灭火系统的供货和技术性能要求应在专用技术协议或合同中规定。14检测系统、装置及无件14.1 发电机各部件应埋设电四温度计/信号温度计，其位置和数量应符合附录A的规定。如需变更种类和数量，由用户和制造厂协商，并在专用技术协议中规定。14.2 发电机除测温电阻外的自动化元件配置和安装位置应符合附录B的规定。如需变更种类和数量，由用户和制造厂协商，并在专用技术协议中规定。15励磁系统发电机励磁系统的供货和技术性能要求应在专用技术协议或合

32、同中规定，并符合SL774的规定。16供货范围16.1 定子机座下游端至上游灯泡头之间所有发电机本体及附属设备的零部件。主要包括定子、转子、组合式推力轴承和径向轴承、基础埋件、灯泡头、地板平台、灯泡体辅助支撑、从安装孔流道盖板进入发电机舱内的进人竖井、通风冷却系统、制动系统、灭火系统（如有）、轴承润滑系统、照明系统、除湿系统（如有）、发电机安装孔流道盖板、自动化系统及其他附属设备。16.2 励磁系统成套装置。16.3 灯泡体内所有油、气、水管路供至进人竖井外Inl处，主引出线供至进人竖井外Im处，中性点引出电缆供至中性点接地装置.，所有用电设备的动力及控制电缆供至相应的发电机动力箱及端子箱。1

33、6.4 发电机各部件之间的连接件，以及成套供货设备之间的管路、阀门、电缆和配件等，均包括在供货范围内。16.5 自动化元件及装置。16.6 发电机制造厂应向用户提交必要的图纸、资料。图纸、资料提交的种类、份数和日期，可在专用技术协议或合同中规定。另外制造厂需提供必要的二维码信息供用户信息化使用。16.7 随同发电机产品提供的备品备件应符合附录C的规定。如需变更备品备件的种类和数量，由用户和制造厂协商，并在专用技术协议中规定。16.8 随同发电机产品提供的专用工具应符合附录D的规定。如需变更专用工具的种类和数量，由用户和制造厂协商，并在专用技术协议中规定。17标志、包装、运输及保管17.1在发电

34、机的铭牌上应标明：a）产品名称。b）国家名称。c）制造厂名称。d）标准编号。e）制造厂出品编号。f）产品型号。g）额定容量（MVA）。h）额定电压（V）oi） 额定电流（八）。j） 额定频率（Hz）。k）相数。D定子绕组接线法。m）额定功率因数（COS（P）。n）额定励磁电压（V）。o）额定励磁电流（八）PP）额定转速（rmin）oq） 飞逸转速（rmin）or） 绝缘等级。s）出厂年月。17.2 发电机、励磁装置及其所有附件的包装、运输和保管应满足GB/T28546的要求。在符合运输、储放的条件下，制造厂保证包装质量的保证期从发运之日起不少于1年。17.3 发电机的部件无论是整体运输或分件运

35、输，都应符合运输部门对产品运输装载及加固的有关规定。17.4 发电机、励磁装置及所有附件运到工地后，均应储存在有掩蔽的库房内，并将以下零部件储存在温度不低于5C的干燥保温库房内。a）定子线圈和下线后的定子。b）转子线圈和磁极装配。c）推力轴承和径向轴承。d）集电环。e）空气冷却器、油冷却器。f） 高压油顶起装置。g） 励磁装置和测速装置。h）自动化元件、各种盘柜、互感器、电气绝缘部件等。i）特殊材料（润滑油、绝缘漆等）应按制造厂保管说明存放。17.5制造厂每次发运的货物名称、件数、箱数、编号、发运时间、车次等应在发运的同时通知收货单位。18工厂及现场试验18.1 每台（件）产品须经检验合格后才

36、能出厂，并须附有产品质量检查合格证。18.2 对在工厂内进行的必要试验项目应有用户代表参加（具体项目按专用技术协议）。对不能在制造厂内进行总装配的发电机，应以国家标准和制造厂的技术文件或有关规程为依据，在工地安装完毕后在制造厂技术人员指导、检查和监督下进行交接试验、启动试运行试验和性能试验。18.3 发电机厂内主要检查电气试验项目应包括：a）定子线圈股线间耐电压试验。b）定子线圈槽部表面电阻测定。C）定子线圈冷热状态的介质损耗角正切及其常态增量测定、起星电压测定。d） 定子线圈工频击穿电压试验。e） 定子线圈工频耐电压试验。D定子多匝叠绕线圈匝间耐电压试验（含耐雷电冲击电压试验）.g）转子线圈

37、匝间耐电压试验。h）转子线圈直流电阻测定。i） 转子磁极绝缘电阻测定。j） 转子磁极工频耐电压试验。k） 转子磁极交流阻抗测定。1）对工件尺寸、装配尺寸进行校验，对部件（组合轴承、挡风板装配等）进行必要的预组装。m）所有承受水压、油压、气压的部件和管路及其连接件均应进行气密、压力或功能试验等。n）工厂内制造过程中的质量检查、装配和试验项目，见表8。表8质检查、装配和试验项目表序号部位部件材料试验制造检查其他试验和检查项目机械化学电磁硬度试验焊接电磁寸线尺型外观压力密封机座V铁芯受压系数1定子定子线圈定子装配槽隙及槽电位测试定子测温元件（1）元件绝缘及固定检查（2）电阻试验2空气冷却系统空气冷却

38、器冷却器严密性耐压试验轴流风机J动作试验表8（续）序号部位部件材料试验制造检查其他试验和检查项目机械化学电磁硬度试验焊接电磁尺寸型线外观压力密封3转子转子中心体静平衡试验磁极铁芯受压系数磁极线圈磁极尺寸及配重编号集电环J绝缘电阻及耐压检查转子装配I组合轴承推力头镜板（1）同轴度、垂直度（2）粗糙度（3）机械及超声波检查正、反推力瓦J（1）轴瓦组合装配检查（2）无损探伤检查轴承座轴承座煤油渗漏检查5制动系统制动器动作试验行程开关动作试验6灯泡头灯泡头J灯泡头煤油渗漏检查1.4 4发电机现场主要交接试验项目应包括：a）定子铁芯磁化（铁损）试验。b）定子绕组对机壳及绕组相互间绝缘电阻测定。c）测温元

39、件绝缘电阻测定。d）定子绕组在实际冷态下直流电阻测定。e）定子绕组对机壳直流耐电压试验。D定子绕组对机壳及绕组相互间工频交流耐电压试验。g）定子绕组整体起晕电压试验。h）定子绕组对地电容电流测定。1） 转子绕组工频交流耐电压试验。j）转子单个磁极交流阻抗测定。k）油一气一水系统试验（压力和功能试验）。1.5 5发电机启动试运行的主要试验项目应包括：a）轴承温度测定。b）振动、摆度;则定。c）动平衡校准（有需要时）。d）过速试验。e）相序测定。D轴电压测定。g）空载特性测定。h）三相稳态短路特性测定。1） 甩负荷试验。1.6 6发电机性能试验的主要试验项目应包括：a） 定子绕组和转子绕组短时过电

40、流试验。b） 电压波形全谐波畸变因数（THD）测定。c） 噪声水平测定。d）定、转子绕组电抗和时间常数测定。e） 出力试验。f） 效率及损耗测定。g）温升试验。h）过励、欠励运行试验（可按用户要求进行）。i） 三相突然断路试验（可按用户要求进行）Oj）飞逸转速试验（M按用户要求进行）：注：由用户选择台右闱在设备保证期限内的适当啾越行性能试验19 安装安装应符合GB/T8564、DL/T5038的要求和制造厂提供的产品安装、使用、维护说明书的规定。20 试运行及保证期20.1 发电机及其附属设备在工地安装、试验完毕正式投入商业运行之前，应进行试运行。当专用技术协议有规定时，在试运行后还应进行考核

41、试运行。20.2 试运行、考核武运行后可进行初验收.试运行、考核试运行及收应按GB/T8564、DLJT827的规定进行。20.3 试运行应按发电几组72h带额定负荷连续运行要求进行。如条件不允许，可根据具体条件带尽可能大的负荷进行连续72试运行。20.4 在72h连续试运行中于机组及相关机电设备的制造、晏装质量及其他原因引起运行中断，经检查处理合格后，必须重新力治？连续试运行，中断前后的运行时间不应累加计算20.5 按专用技术协议规定有30d核试运行要求的机组，应在通过72h连续试运行并经停机检查处理发现的所有缺陷后，立即进行30d考核试云行。机组30d考核凌Q行期间，由于机组及其附属设备故

42、障或因设备制造安装质量原因引起的故障使运行中，应及加以处理，处理合格后继续进行30d考核试运行。若每次中断运行时间少于24h,且中断次数不起过号次，则中断前后运行时间可累加计算；否则中断前后的运行时间不应累加计算，应重新开始30d考核试运行。20.6 机组通过72h试运行，并经停机处理发现的所有缺陷后，即具备了移交的条件，应按专用技术协议规定及时进行机组及相关机电设备的移交，并签署机组设备的初步验收证书，开始商业运行，同时计算机组设备的保证期。20.7 按专用技术协议规定有30d考核试运行要求的机组，考核试运行结束并经停机处理发现的所有缺陷后，即可签署机组设备的初步验收证书，开始商业运行，同时

43、计算机组设备的保证期。20.8 按照本文件和有关技术规程规定，在正确的保管、安装和使用条件下，发电机及其附属设备产品的保证期为自水轮机投入商业运行之日起两年，或从最后一批货物交货之日起三年，以先到为准。附录A（资料性）埋设电阻温度计/信号温度计的位置和数量表A.1为制造厂发电机产品提供的埋设电阻温度计/信号温度计的位置和数量。如需变更种类和数量,由用户和制造厂协商，并在专用技术协议中规定。表A.1埋设电阻温度计/信号温度计的位置和数量序号部件名称埋设位置数量备注定子绕组每相每条支路定子线圈的层间2个4个总数应不少于12个1单支路的定子绕组12个2定子铁芯定子铁芯槽底或铁芯钝部外缘（均布）6个3空气冷却器每个空气冷却器出风口1个银个空气冷却器进风口1个每台发电机2个空气冷却器出风口各1个信号温度计对称布置，测量冷风每台发电机2个空气冷却器进风口各1个信号温度计对称布置，测量热风每个空气冷却器出水支路1个测量出水温度空气冷却器供、排水总管各1个4组合轴承每块正向推力瓦每隔1块瓦1个整个正向推力瓦2个4个信号温度计反向推力瓦不少于4个