GB/T 7894-2009 水轮发电机基本技术条件 GB/T7894-2009 标准下载解压密码：www.bzxz.net

ICS 29. 160. 20
中华人民共和国国家标准
GB/T7894—2009
代替GB/T7894—2001
水轮发电机基本技术条件
Fundamental technical specifications for hydro generators2009-11-30发布
中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局数码防伪
中国国家标准化管理委员会
2010-04-01实施
GB/T7894-
规范性引用文件
术语和定义
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
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
励磁系统
16供货范围
17标志、包装、运输及保管
18工厂及现场试验
19试运行及保证期www.bzxz.net
附录A（资料性附录）
附录B（资料性附录）
附录C（资料性附录）
备品备件
专用工具
技术文件和图纸
GB/T7894—2009
本标准参考IEC60034-1：2004《旋转电机定额和性能》（第11版）。本标准的部分条款技术指标高于IEC60034-1的要求，部分条款技术指标与IEC60034-1水平一致。本标准还参考了美国StdIEEEC50.12TM一2005《额定容量为5MVA及以上、频率为50Hz和60Hz凸极同步发电机和发电/电动机技术要求》标准的有关内容本标准代替GB/T7894一2001《水轮发电机基本技术条件》（以下简称原标准）。本标准与GB/T78942001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IEC60034-1：2004（第11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、电气参数和时间常数、耐电压试验标准、各部位振动允许限值、承重机架挠度充许限值、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、工厂及现场试验、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：一一一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、水直接冷却转子绕组等内容。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。本标准由全国旋转电机标准化技术委员会发电机分技术委员会（SAC/TC26/SC2)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：中国水电工程顾向集团公司、东方电气集团东方电机有限公司、中国水电顾同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。本标准于1987年首次发布，于1999年第一次修订，本次为第三次修订。I
1．范围
水轮发电机基本技术条件
GB/T7894—2009
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25MVA及以上的三相50Hz凸极同步发电机（以下简称水轮发电机）。额定容量小于25MVA或频率为60Hz的出口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）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成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，其最新版本适用于本标准。GB/T156标准电压（GB/T156—2007，IEC60038：2002MOD)GB755—2008旋转电机定额和性能（IEC60034-1:2004，IDT）GB/T1029三相同步电机试验方法GB/T2900.25电工术语旋转电机
GB/T5321量热法测定电机的损耗和效率（GB/T5321-2005，IEC60034-2A：1974，IDT）GB/T7409.3同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求GB/T8564水轮发电机组安装技术规范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/T13394#
电工技术用字母符号·旋转电机量的符号GB/T208352
发电机定子铁心磁化试验导则
GB50193二氧化碳灭火系统设计规范GB50219水喷雾灭火系统设计规范JB/T6204一2002高压交流电机定子线圈及绕组绝缘耐电压试验规范JB/T8439高压电机使用于高海拔地区的防电晕技术要求JB/T8660水电机组包装、运输和保管规范JB/T10098交流电机定子成型线圈耐冲击电压水平SL3212005大、中型水轮发电机基本技术条件DL/T507水轮发电机组启动试验规程DL/T730—2000进口水轮发电机（发电/电动机)设备技术规范IEC60243-1:1998-01（第2版）绝缘材料的电气强度试验方法第1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GB755一2008、GB/T2900.25等相关标准。常用的物理量符号见GB/T13394。
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1000m(以黄海高程为准）；GB/T7894-2009
冷却空气温度不超过40℃；
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℃；水直接冷却定子绕组的进水温度为30℃～40℃,25℃时水的电导率不大于0.4μS/cm～d)
2.0μS/cm，pH值为6.5~9.0,硬度小于2μmol/L；安装在掩蔽的厂房内；
厂房内相对湿度不超过85%；
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
设计加速度
水平方向
垂直方向
注：g为使用地点的重力痴速度
额定值及参数
5.1容量
地震烈度
5.1.1允许用提高功率因数的方法把水轮发龟机的有功功率值提高到额定容量视在动率)值。如用户有要求聚轮发电机可设置最大容量此时的功率数、电气参数值、许温升以及与连续运行有关的水轮发电机的性能由制造广与用点商定并在专用技未协议中规定。5.1.2水轮发电
带空载线路允许的
5.2额定电压
有长期、连续进和滞相运行的性能。其允许进相和滞相的容量和运行范围及电容量由用户与制造厂协商并在专用技术协议中规定。水轮发电机的额定电压，应根据不同额定容量、转速及水轮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
10.5、13.8、1575、18
5.3额定功率因数
制造厂商，并应符合GB/T156的规定。可选用下列电压等级（kV)：6.3、22、24、26等。
水轮发电机的额定以
额定容量为100W
因数宜为：
级以下者，不低于0.85(滞后）；额定容量大于100M
祖不超过250MVA者，不低于0.85（滞后）；A适不超过 650 MVA 者,不低于0.9(滞后额定容量大于250MV
d）额定容量大于650MVA者，不低925(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
水轮发电机的额定转速优先在下列转速(r/min)中选择：1500
5.5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。
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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。U/%
额定点
区域B
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。如有可能应在合理的时间内采取校正措施，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，并在专用技术协议中规定。
注2：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10K。
5.6效率和损耗
5.6.1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专用技术协议中规定。
5.6.2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。n = Ani +Bnz + Cns +
式中：
A、B、C、..
、、、**
5.6.3损耗
-对应规定的功率因数和容量工况下的加权系数，A十B十C十…=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GB/T5321，其损耗包括：a）定子绕组的铜损耗；
b）车
转子绕组的铜损耗；
·（1）
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铁心损耗；
风损耗和摩擦损耗；
导轴承损耗；
推力轴承损耗（仅计及分摊给水轮发电机转动部分的损耗值）；杂散损耗；
励磁系统损耗(包括励磁变、整流器及电压调节器损耗）；电刷电气和摩擦损耗；
其他损耗（包括推力轴承外循环油泵、外加冷却风机功率等）；i）
k）水直接冷却系统损耗(如有）。注：为确定各绕组的PR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。
绝缘热分级规定的基准工作温度绝缘结构的热分级
G80/h)
5.7电气参数和时间常数
基准工作温度/℃
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,并在前最术协议中规定：其交直轴超瞬态电抗(不饱和值)之比(第./x*。）二般为0.98~1.25。电气
数和时间常数的测量方法参见GB/T10295.8全谐波畸变因数
水轮发电机定子绕组接成正常正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%。
温升及温度
16.1绕组、定子铁心等
空气冷却及水直接
件温升
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
心等的温升限值应不超过表3的规定。定子绕组、转子绕组和定子铁心等部件允许温升限值表3
水轮发电机部件
温度计法
空气冷却的定子绕组
定子铁心
水直接冷却定子绕组的出水
两层及以上的转子绕组
表面裸露的单层转子绕组
不与绕组接触的其他部件
集电环
不同等级绝缘材料的最高允许温升限值130(B)
电阻法
检温计法
温度计法
155(F)
电阻法
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75
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，4
单位为开尔文
检温计法
6.2非基准运行条件和定额时温升限值的修正6.2.1空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。GB/T7894—2009
6.2.1.1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GB755一2008第8章表9）。当海拔超过4000m时，应在专用技术协议中规定。
6.2.1.2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)：
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；a）
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专用技术协议中规定。6.2.1.3水轮发电机的额定电压超过12kV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）：
额定电压在24kV及以下，从12kV开始每增加1kV(不足1kV按1kV计算），温升限值应a）
降低1K；
b）额定电压在24kV以上，允许温升限值应在专用技术协议中规定。6.2.1.4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(5～10)K。
6.2.2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。6.3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：推力轴承巴氏合金瓦：
导轴承巴氏合金瓦：
推力轴承塑料瓦体：
d）导轴承塑料瓦体：
座式滑动轴承巴氏合金瓦：
7运行特性及电气连接
7.1特殊运行要求
80℃;
75℃;
55℃;
55℃；
80℃。
7.1.1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2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
（定子电流/定子额定电流）
允许持续时间/min
空气冷却定子绕组
水直接冷却定子绕组
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7.1.2水轮发电机的转子绕组应能承受2倍额定励磁电流，持续时间为：a）空气冷却的水轮发电机不少于50s；b）水直接冷却或加强空气冷却的水轮发电机不少于20s。7.1.3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)为下列数值时应能长期运行：a）额定容量为125MVA及以下的空气冷却水轮发电机不超过12%；b）额定容量大于125MVA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%。7..1.4’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（Iz/I）2×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：20s。7.2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。
7.3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。7.4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
8.1绝缘性能
8.1.1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：
1000+0.01S
式中：
对应温度为100℃的绕组热态绝缘电阻计算值，Mα；-水轮发电机的额定电压，V；
Sn—水轮发电机的额定容量，kVA（2）
对干燥清洁的水轮发电机，在室温t(℃)的定子绕组绝缘电阻值R,(Mα)，可按下式进行修正：R. = R×1. 6% :
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U%/kV
10.5≥U≥6.3
15.75≥U≥10.5
兆欧表电压/V
5000~10000
（3）
8.1.2转子磁极挂装前及挂装后的交流阻抗值相互比较应无显著差别，且在室温10℃～40℃用6
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1000V兆欧表测量时，其绝缘电阻值应不小于5Mα。挂装后转子整体绕组的绝缘电阻值应不小于0.5M2。
8.1.3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%。8.1.4水轮发电机定子绕组的极化系数Ric/R,(Rio和R，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。8.1.5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
介质损耗角正切值及其增量
指标值/%
0.2U～0.6Uz
Atang = tando.6U - tando.zUn≤1
注：U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。8.1.6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7的规定，表7发电机轴承各部绝缘电阻值
轴承部件
推力轴承底座及支架
高压油顶起油压管路
推力轴承
推力轴承
推力轴承
分块式导轴承瓦
座式滑动轴承
埋人式检温计
绝缘电阻
注：序3、序4、序5三项，可测其中之一项。8.2耐电压试验
兆欧表电压
500~1000
在底座及支架安装后测量
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，温度在(10～30)℃
轴承总装完毕，顶起转子，注人润滑油后，温度在(10～30)℃
转子落在推力轴承上，转动部分与固定部分的所有连接件暂时拆除
注油前单个测量
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缘电阻
8.2.1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1000m及以下时，其定子单个线棒（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，端部应无明显晕带和连续的金黄色亮点；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。8.2.2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，并停留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%。8.2.3定子线棒（线圈）绝缘的工频击穿电压值一般为（5.5～6.0）倍额定电压（试验方法参见IEC60243-1:1998），并通过抽样试验进行验证。8.2.4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。GB/T7894—2009
线圈！
水轮发电机部件
表8绕组绝缘耐电压试验标准
试验电压(有效值)
成品线圈
嵌装前
下层线圈嵌装后
上层线圈嵌装后(打完槽楔）
定子安装完成
成品线圈
嵌装前
嵌装后(打完槽楔)
定子安装完成
成品线圈
嵌装前
下层线圈嵌装后
上层线圈嵌装后(打完槽）
整体无水
整体有水
额定励磁电压为500V及以下
额定励磁电压为500V以上
注1：U为水轮发电机的额定电压(kV)。2.75U%+6.5
2.75U+2.5
2.5U%+2.0
2.75U+6.5
12.75U+2.5
2.5U%+2.5
2.75U+6.5
:2.75U~+2.5
10倍额定励磁电压
（最低为1500V)
2倍额定励磁电压
+4000V
单位为千伏
适用于整台条式线圈在工地嵌装，且定子额定电压为6.3≤U≤24水轮发电机。对U>24的条式线圈的耐电压试验标准按专用技术协议。细节可参见JB/T6204—2002
适用于整台圈式线圈在工地嵌装，且定子额定电压为6.3≤U≤24的水轮发电机。线圈耐雷电冲击电压峰值为4U十5，匝间绝缘耐陡峭波前冲击电压峰值为0.65(4U+5)，并通过抽样试验进行验证，其试验方法等可参见JB/T10098
适用于整台条式线圈在工地嵌装，且定子额定电压为6.3U≤24的水轮发电机。对Un>24的条式线圈耐电压试验标准按专用技术协议
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：转子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。转子吊入后、机组升压前，一般不再进行交流耐电压试验。
注4：对整体到货的定子和转子，其绕组的交流耐电压试验值应为出厂试验电压值的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JB/T6204-2002第4章4.1~4.4。
9机械特性
:9.1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，应在专用技术协议中规定。
9.2水轮发电机转动部分的GD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。GD值由用户提出，并在专用技术协议中规定。9.3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。
9.4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。8
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