SL 321-2005大中型水轮发电机基本技术条件 SL 321-2005

ICS27.140
中华人民共和国水利行业标准
SL3212005
替代SD152—87
大中型水轮发电机基本技术条件Fundamental technical specifications forlarge and medium hydrogenerators2005-05-10发布
中华人民共和国水利部
2005-07-01实施
适用范围
引用标准
使用环境条件
一般技术要求
总体要求
工作应力
铸锻件
总体结构
额定值及参数
温度及温升
7.1绕组、定子铁心等部件允许温升限值目
非基准运行条件和定额时温升限值的修正7.2
轴承温度
8绝缘及耐受电压
8.1绝缘性能
8.2耐受电压及试验
电气及运行特性
波形畸变系数
特殊运行要求
机械特性……
推力轴承和导轴承
制动系统
机械制动装置
电气制动装置
灭火系统
冷却系统
通风冷却系统
轴承冷却系统
纯水处理系统
冷却系统管路及支撑
励磁系统
检测系统
温度检测
油位及其他检测
SL321—2005
SL321--2005
其他辅助设备
包装、运输、保管
21试运行及保证期
附录A（资料性附录）
附录B（规范性附录）
附录C（规范性附录）
附录D（资料性附录）
水轮发电机及附属设备供货范围备品备件
专用工具
技术资料
.......
SL321--2005
本标准是根据水利部水利水电规划设计管理局总局科［2001]1号文“关于下达2001年度水利水电勘测设计技术标准制定、修订项目计划及主编单位的通知”对《大中型水轮发电机基本技术条件》（SD152—87）进行修订。编写遵照了GB/T1.1-—2000的规定，并参照了GB/T7894.GB8564、DL/T622等有关标准，非等效采用IEC60034一1：1996。本标准在原标准的基础上，根据水电机组的技术进步与发展，结合近20年来大中型水轮发电机招标、设计、制造、安装及运行方面的经验，针对原标准实施中存在的问题，作了如下修改：一总体结构及条文编排作了重大调整；一增补了使用环境条件、总体结构、定子水直接冷却、弹性金属塑料推力瓦、制动系统、灭火系统、冷却系统、检测系统及其他辅助设备、试运行及保证期等方面的一些条文；一对推力轴承瓦允许最高温度、绕组介质损失角正切增量、转子允许飞逸时间、定转子圆度、定转子间气隙差值、装有轴承机架的双幅振动允许值指标及限值作了调整或提高；一对最大容量、直接冷却进水温度、转动部分材料、最大允许应力、绕组及定子铁心允许温升限值、高海拔温升限值修正、整机起晕电压、噪声限值、镜板硬度及精度等条文作了修改。本标准的附录B、附录C为规范性附录，附录A、附录D为资料性附录。本标准所替代标准的历次版本为：-SD152—87
本标准批准部门：中华人民共和国水利部本标准主持机构：水利部水利水电规划设计管理局本标准解释单位：水利部水利水电规划设计总院本标准主编单位：长江水利委员会长江勘测规划设计研究院本标准出版、发行单位：中国水利水电山版社本标准主要起草人：王树清、游超、孟敏、王华军、易卜吉、覃利明、邵建雄、刘景旺、江万宁、熊腾晖、樊路琦
本标准审查会议技术负责人：王庆明本标准体例格式审查人：陈登毅1
1适用范围
大中型水轮发电机基本技术条件SL321—2005
本标准适用于与水轮机直接连接的3相50Hz、额定容量为25MVA及以上的立轴凸极同步发电机（以下简称水轮发电机）。额定容量25MVA以下的立轴凸极同步发电机及卧轴水轮发电机可参照执行。2引用标准
下列标准中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是不注发布年号的引用标准，其最新版本适用于本标准，凡是注发布年号的引用标准，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。所有标准都会被修订，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些标准的最新版本。
GB191—2000
GB2650~2656
GB/T8564-2003
GB11120
GB50193
GB50219
GBJ116
GB/T5321--2003
包装储运图示标志
焊接接头机械性能试验方法
水轮发电机组安装技术规范
L-TSA汽轮机油
二氧化碳灭火系统设计规范
水喷雾灭火系统设计规范
火灾自动报警系统设计规范
量热法测定电机的耗损和效率
GB/T7409.3-1997大中型同步发电机励磁系统技术条件GB/T7894—2001
水轮发电机基本技术条件
GB/T13384--1992机电产品包装通用技术条件DL/T507—2002
DL/T622—1997
DL/T678—1999
DL/T5090—1997
JB/T6204—2002
JB/T86601997
JB/T10180-2000
3使用环境条件
水轮发电机组启动试验规程
立式水轮发电机弹性金属塑料推力轴瓦技术条件电站钢结构焊接通用技术条件
水力发电厂过电压保护和绝缘配合设计技术导则高压交流电机定子线圈及绕组绝缘耐电压试验规范水电机组包装、运输和保管规范水轮发电机推力轴承弹性金属塑料瓦技术条件水轮发电机应能在下列使用环境条件下连续额定运行：a）海拔高程不超过1000m；
b）厂房内相对湿度不超过85%（如有特殊要求，可在专用技术协议或合同中规定）；c）冷却空气温度不超过40℃，
安装在掩蔽的厂房内；
水直接冷却的水轮发电机直接冷却部分的进水温度不超过40℃，进水温度下限在机组合同中规定e)
空气冷却器、油冷却器、水直接冷却的水轮发电机热交换器的进水温度不超过28℃，不低于5℃；f)
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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
水平向
垂直向
注：g为使用地点的重力加速度。一般技术要求
4.1总体要求
地震烈度(度）
4.1.1水轮发电机的设计应满足合同条件，在保证机组长期、安全、稳定、可靠运行的基础上，提高效率、降低造价。
4.1.2当采用足以影响性能参数及技术经济指标的新结构、新技术、新材料时，应经过工厂试验或型式试验，并经用户验收合格后才能正式使用。4.1.3各部件尺寸均应采用国家法定计量单位，所有配合部件的加工公差应符合国家相应标准，各部件的加工应符合设计图纸的要求。对标准零件的加工应保证其通用性，对相同工件的加工应保证其互换性。
制造厂应使用符合国家标准或国际通用标准的材料。所有部件应具有足够的刚度和强度，在正常、短路、飞逸等各种工况下，必须保证其结构不产4.1.5
生永久变形，振动值在规定的安全范围内。4.1.6水轮发电机旋转方向，从非传动端看规定为顺时针方向，相序排列应为面对水轮发电机出线端、从左至右排列的顺序为U、V、W。旋转方向如有特殊要求，应在专用技术协议或合同中规定。水轮发电机供货范围应包括：
水轮发电机及其附属设备（见附录A)；备品备件（见附录B)；
c）专用工具（见附录C)；
d）技术资料（见附录D)。
4.2工作应力
4.2.1水轮发电机在正常运行工况预期最大荷载条件下，所有非转动部件材料的工作应力不应超过表2的规定。除铸铁外的黑色金属最大剪应力不应超过许用拉应力的60%。在临时过载或发生地震情况下，非转动部件的应力不应超过表2中最大许用应力的133%。表2材料工作应力
材料名称
灰铸铁
碳素铸钢和合金铸钢
碳钢锻件
主要受力部件的碳钢钢板
高应力部件的高强度锅板
其他材料
拉应力
U.T.S./10
最大许用应力
U.T.S./5,Y.S./3
U.T.S./5,Y.S./3
注：U.T.S.为材料极限强度，Y.S.为材料屈服强度。2
压应力
U.T.S./5,Y.S./3
U.T.S./5,Y.S./3
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4.2.2除主轴外的转动部件，在飞逸转速或短路瞬间最大不平衡力作用下，其最大主应力不应超过材料届服强度的2/3；在临时过载或发生地震的情况下，转动部件的最大剪应力不应超过允许拉应力的50%。4.2.3水轮发电机轴最大复合应力Smx定义为式（1）：Smax=2+3T2
式中：
S一由于水力、动负荷和静负荷引起的轴向应力和弯曲应力的总和；T一水轮机最大出力时轴的扭转切应力。(1)
最大复合应力Sx不应超过材料屈服强度的1/4。在应力集中处，按式（1）算出的最大复合应力S并计入应力集中因数后的最大应力不应超过材料屈服强度的2/5.在正常运行工况预期最大荷载条件下，水轮发电机轴的最大扭转切应力不应超过许用拉应力的50%。4.2.4当要求有预应力时，螺栓、螺杆及连杆等均应进行预应力处理，其值不应大于该材料屈服强度的4/5，预加应力后，螺栓承受负何不应小于设计连接负荷的2倍，且各螺栓之间的应力差不应超过设计值的士5%。
4.3铸锻件
4.3.1水轮发电机的铸锻件应符合专用技术协议或合同及行业标准的规定。重要铸锻件如主轴、推力头、镜板、转子中心体等应由制造厂进行单件验收。4.3.2铸钢件金相组织应均匀致密，不应有裂纹，表面光滑干净。4.3.3铸钢件主要受力区和高应力区不应有缺陷，其他区可有次要缺陷，但必须彻底铲除并补焊。铸钢件中次要缺陷系指需补焊的深度不超过实际厚度的20%的缺陷，且在任何情况下都不应人于25mm，补焊面积应考虑单机容量和尺寸的大小，但宜控制在50～150cm范围内。4.3.4铸件尺寸应符合图纸要求。铸件尺寸不应减小到削弱铸件强度的10%或引起应力超过规定的允许值，尺寸也不应大到影响制造加工或其他零件的合理配合。4.4焊接
4.4.1焊接工艺应符合DL/T678—1999的规定。4.4.2焊接接头的设计和填充金属的选择应考虑焊透性，填充金属应与母材具有良好的熔合性。焊接坡口表面应无明显的缺陷，如夹层、锈蚀、油污或其他杂物。4.4.3焊缝应均匀一致、光滑，与母体金属融合良好，无空穴、裂纹和夹渣。焊缝应进行无损探伤检查。
4.4.4如用户要求对某部位焊缝机械性能进行检查时，由用户与制造厂协商按GB2650～2656进行检查。
4.5涂层
4.5.1保护涂层应符合行业标准的规定，含有铅或其他重金属或被认为是危险的化学物质不应用于保护涂层。
4.5.2除埋设件及锌金属和有色金属外，其他设备应清理干净后涂以保护层或采取防护措施。4.5.3水轮发电机所有未加工的表面，除埋设件外，均应涂防护漆。所有油槽内部应涂耐油漆。涂漆应遵守有关工艺标准，涂层的有效期不应低于5年。所有机械加工面应涂防锈涂料，其防锈期应大于5年。对重要的接合面、精密加工面涂封前应进行清洗，在涂封防锈涂料后应采取保护措施。4.5.4对耐磨性、耐蚀性、导电性或装饰性的镀层，应按行业标准的规定镀制、试验及检查验收。5总体结构
5.0.1水轮发电机的结构型式和总体布置应根据水轮机的型式、单机容量、额定转速、厂房尺寸和机组运行稳定性等因素，经技术经济比较后在专用技术协议或合同中规定。3
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5.0.2水轮发电机的结构宜设计成其下机架及水轮机的可拆部件在安装和检修时能通过定子铁心内径而不拆除定子，并可在不抽出转子和拆除上机架的情况下更换定子线棒、转子磁极和对定子绕组端部和定子铁心进行预防性检查。大中型水轮发电机宜优先采用定子机座分瓣运输、在现场组装成整圆后进行铁心叠片和下线的工艺。5.0.3水轮发电机的集电环、导轴承及推力轴承的结构，应在不影响转子和相关部件情况下便于拆卸、调整和更换。
5.0.4如结构和厂房起吊高度允许，水轮发电机下端轴与水轮机轴宜优先采用一根轴结构。5.0.5大型水轮发电机的定子、转子、机架应采用能吸收热变形和不平衡磁拉力的结构。转子磁轭与转子支架的连接可采用浮动式结构，转子磁轭与转子支架的分离转速应在专用技术协议或合同中规定5.0.6水轮发电机上机架、机座及下机架基础的设计，应满足安装调整方便并承受定子绕组突然短路转矩、转子半数磁极短路不平衡磁拉力、不平衡水推力及振动力作用，且不应发生异常变形和位移。5.0.7水轮发电机的机架、机座及其他结构件的固有频率应予以核算，以避免与水轮机的转频、水力脉动频率及其倍频，或与不对称运行时转子和定子铁心的振动频率、电网频率及其倍频、建筑物的振动频率产生任何可能的共振。
5.0.8立式水轮发电机的推力轴承，宜采用润滑油槽内冷却的自循环系统；在需要采用外部冷却自循环系统时，宜采用镜板泵外部冷却自循环系统，也可采用带油泵装置的外部冷却循环系统。5.0.9推力轴承瓦可采用巴氏合金瓦或弹性金属塑料瓦。采用巴氏合金瓦时，宜设置高压油顶起装置，采用弹性金属塑料瓦时，不应再设高压油顶起装置。5.0.10轴承油冷却器及轴瓦应能在不拆卸整个轴承的情况下进行更换或检修。5.0.11水轮发电机的集电环、电刷和制动块应采用耐热、抗磨性能好的材料制成，制动时不应产生有害于环境的化学物质。应设置粉尘收集装置、严防粉尘污染定子、转子线圈，收集装置型式及布置方式应易于维护和检修。运行中应能直观监视，易于更换电刷并抛光集电环表面。5.0.12为便于靠近和检查集电环、电刷、轴承、制动器和测速装置，应配备平台、支撑、人孔、梯子和栏杆，并应设置可观察电刷磨损的观察孔，在所有转动部件和带电部分周围应设有防护设施。
轴承应有可靠的绝缘措施，以防止轴电流。5.0.13
5.0.14水轮发电机定子绕组主引出线数目一般为3个或6个。主引出线和中性点引出线的方向、数目和布置及多支路定子绕组结构应在专用技术协议或合同中规定。5.0.15水轮发电机定子机座、机架、油冷却器、空气冷却器、水轮发电机机坑内的所有金属管路及要求接地的其他部件均应可靠接地。水轮发电机自身的接地系统与电站接地系统应有不少于两处的可靠连接。
6额定值及参数
在下列情况下，水轮发电机应能输出额定容量：6.0.1
a）在额定转速、额定功率因数时，电压与其额定值的偏差不超过士5%b）在额定电压和不低于额定功率因数时，频率与其额定值的偏差不超过士1%；c）在额定功率因数或不低于额定功率因数时，当电压与频率同时发生偏差（两者偏差分别不超过土5%和士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%。6.0.2当电压和频率偏差超过上述规定值时，水轮发电机应能连续运行，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6.0.3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综合技术经济比较后选定。可选用下列电压等级（kV）：6.3、10.5、13.8、15.75、18、20、24及以上。4
6.0.4水轮发电机的额定转速优先在下列转速（r/min）中选择：1500
6.0.5水轮发电机的额定功率因数宜采用：500
额定容量为50MVA及以下者，不低于0.8（滞后）；a）
额定容量大于50MVA但不超过200MVA者，不低于0.85（滞后）；额定容量大于200MVA者，不低于0.9（滞后）。e）
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6.0.6水轮发电机在额定容量、额定电压、额定转速及额定功率因数运行时的额定效率保证值应在专用技术协议或合同中规定。
6.0.7水轮发电机的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负荷工况下对应的加权效率值。加权平均效率保证值应在专用技术协议或合同中规定。水轮发电机的加权平均效率按式（2）计算得出，其中加权系数（即水轮发电机在不同负荷下运行所占的百分数）由用户提供。
=A+B+Cn+
式中：
7—加权平均效率；
A、B、C、...
、z、3、.-
在不同负荷下水电站机组运行的加权系数，A十B十C+=1；(2)
在额定电压、规定的功率因数、额定转速时，对应于机组在不同负荷下的水轮发电机效率值。
水轮发电机的损耗和效率应采用量热法测定，参见GB/T5321一2003。其损耗包括：6.0.8
定子绕组的铜损耗；
b）转子绕组的铜损耗；
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部分的损耗值）；g）杂散损耗；
h）励磁系统设备损耗；
i）水直接冷却系统损耗（如果有）。水轮发电机的电气参数，如瞬态电抗、超瞬态电抗、短路比及时间常数等，应满足电力系统运6.0.92
行的要求，并应在专用技术协议或合同中规定。6.0.10水轮发电机应具有完整的交、直轴阻尼绕组。其交、直轴超瞬态电抗之比宜为1.0~1.3。6.0.11水轮发电机的转动部分GD值，应满足电站水力过渡过程计算、电力系统稳定性及水轮发电机制造经济合理性的要求。GD值由用户提出，并应在专用技术协议或合同中规定。7温度及温升
7.1绕组、定子铁心等部件允许温升限值空气冷却及水直接冷却的水轮发电机在第3章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、转子绕组和定子铁心等的温升限值应不超过表3的规定。5
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表3定子绕组、转子绕组和定子铁心等部件允许温升限值不同等级绝缘材料的最高允许温升限值水轮发电机部件
空气冷却的定子绕组
定子铁心
水直接冷却定子绕组、转子绕组和定子铁心的出水
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
温度计法
电阻法
检温计法
温度计法
电阻法
单位：K
检温计法
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80
7.2非基准运行条件和定额时温升限值的修正90
7.2.1空气冷却的水轮发电机，在下列运行条件和定额时，温升限值应作修正。7.2.1.1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无规定时，其温升限值可不作修正。当海超过4000m时，应在专用技术协议或合同中规定。7.2.1.2当水轮发电机的冷却空气温度与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）：
a）冷却空气温度低于40℃C时，则允许温升可比表3规定值高，提高的度数为冷却空气温度低于40℃C的差值。但在任何情况下，其温升限值的提高不应超过10K。对空气冷却的水轮发电机，如铁心长度大于2m时，其温升限值不应提高。b）冷却空气温度超过40℃但不到60℃时，允许温升限值应降低，降低度数应为冷却空气温度超过40℃的差值。
）冷却空气温度超过60℃时，允许温升的限值应在专用技术协议或合同中规定。7.2.1.3空气冷却的水轮发电机额定电压超过11kV时，表3规定的温升限值应作如下修正（限于用埋理置检温计法测量)：
a）额定电压在17kV及以下，从11kV开始每增加1kV（不足1kV时按1kV计算），温升限值应降低1K。
b）额定电压在17kV以上，温升限值应先减去6K，然后对17kV以上部分，每增加1kV（不足1kV时按1kV计算），温升限值应再降低1.5K。7.2.1.4对每天启停2个循环以上的额繁启动的水轮发电机，可考虑对表3中的温升限值降低5～10K。
7.2.2对水直接冷却的水轮发电机，直接冷却部分可不作温升限值修正。7.3轴承温度
水轮发电机在正常运行工况下，其轴承的最高温度应采用埋置检温计法测量，且不应超过下列数值：
推力轴承巴氏合金瓦：80℃；
b）推力轴承塑料瓦体：55℃；
c）导轴承巴氏合金瓦：75℃。
8绝缘及耐受电压
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用2500V兆欧表测得的绝缘电阻值在换算至100℃时，6
不应低于按式（3）计算的数值：式中：
R—绝缘电阻，M；
R=1000+0.01S%
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。SL321—2005
对干燥清洁的水轮发电机，在室温t（℃C）时的定子绕组绝缘电阻值R，（MQ）可按式（4）进行修正：
..(4）
8.1.2转子单个磁极挂装前及挂装后在室温1030℃用1000V兆欧表测量时，其绝缘电阻值不应小于5Ma。挂装后转子整体绕组的绝缘电阻值不应小于0.5Mα。8.1.3有绝缘要求的水轮发电机推力轴承、导轴承及埋置检温计均应对地绝缘。其绝缘电阻值在10~30℃测量时应为下列数值：
在推力轴承、导轴承装入温度计注入润滑油前，用1000V兆欧表测得的绝缘电阻值不小于a）
1.0Ma，注入润滑油后，用500V兆欧表测得的绝缘电阻值不小于0.5Mn。b）用250V兆欧表测得理入式温度检测计和其他自动化元件的绝缘电阻值不小于1.0Ma。8.1.4实际冷态下，定子绕组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，不应超过最小值的2%。定子线棒（线图）常态介质损失角正切（tan）及其增量（△tano）的限值应符合表4的8.1.5
规定。
表4定子线棒（线图）常态介质损失角正切（tanの）及其增量（Atang）指标试验电压
介质损失角
正切值及其增量
指标（%）
注：每台水轮发电机按3%抽检，如不合格，则应加倍抽试，0.2U~0.6UN
Atand=tandawy-tangy
8.1.6定子绕组的极化系数Rio/R（R1o和R，为在10min和1min，温度为40℃以下分别测得的绝缘电阻值）不应小于2.0。
8.2耐受电压及试验
8.2.1在交流绝缘耐受电压试验前，定子绕组应进行3倍额定电压的直流耐电压试验和泄漏电流测定。试验电压应分级稳定地增加，每级为0.5倍额定电压，每级持续1min。泄漏电流不应随时间而增大。各相泄漏电流的差值不应大于最小值的50%。8.2.2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，其定子单个线棒（线照）在1.5倍额定线电压下不应起晕，整机在1.1倍额定线电压下不应起晕，端部应无明显的金黄色亮点和蓝色连续晕带。8.2.3定子线棒（线圈）绝缘的工频击穿电压不应小于5.5倍额定线电压，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。8.2.4定子绕组和转子绕组应能承受表5规定的频率为50Hz（波形为实际正弦波形）的试验电压历时1min，绝缘不应有任何损坏。对于定子绕组水直接冷却的水轮发电机，装配完成后的定子绕组的交流耐电压试验应在通水情况下进行。7
SL321—2005
定子绕组：
表5绕组交流耐电压试验标准
水轮发电机部件
a）额定线电压为24kV及以下
1）定子单个线棒（或成品线圈）2）下线过程中
3）定子装配完成后的定子绕组
b），额定线电压为24kV以上
转子装配完成后的转子绕组：
a）额定励磁电压为500V及以下
b）额定励磁电压为500V以上
试验电压(有效值)
2.75倍额定线电压+6.5kV
按JB/T6204的规定
2倍额定线电压+3kV
按专用技术协议或合同
10倍额定励磁电压（最低为1500V）2倍额定励磁电压+4000V
注1：对在制造厂内进行总装配或完成定于、转子分装配进行过交流耐电压试验的水轮发电机，其交接试验电压为表中装配完成后定子绕组和转子绕组试验电压的0.8倍，注2：对在工地完成定子、转子分装配的水轮发电机，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装配完成后定子绕组和转子绕组试验电压的0.8倍进行交接试验。9电气及运行特性
9.1容量
9.1.1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值。水轮发电机若设置有最大容量，此时的功率因数、参数值、允许温升应在专用技术协议或合同中规定。
9.1.2水轮发电机应具备长期进相和滞相运行的性能。进相深度为0.95时应能长期运行；超过0.95进相深度的进相容量、滞相容量和运行范围及带空载长线路允许的充电容量，应在专用技术协议或合同中规定。
9.1.3对具有8个及以上空气冷却器的水轮发电机，在正常进水条件下停用空气冷却器总数的1/8时（空气冷却器数取相近的整数），水轮发电机仍可按额定容量连续运行，但各部件的温升不应超过规定值。对空气冷却器为6个的水轮发电机，当停用1个冷却器时，水轮发电机仍可按额定容量连续运行，但各部件的温升不应超过规定值。9.2波形畸变系数
9.2.1水轮发电机定子绕组接成正常工作接法时，在空载及额定电压下，线电压波形正弦性畸变率不应超过5%。
9.2.2水轮发电机在空载额定电压和额定转速时，线电压的电压谐波因数（THF）不应超过1.5%。9.3特殊运行要求
9.3.1水轮发电机在不对称的电力系统中运行时，如任意一相电流不超过额定值，且其负序电流分量与额定电流之比不超过下列数值时，应能长期运行：a）额定容量125MVA及以下的空气冷却水轮发电机不超过12%；b）额定容量125MVA以上的空气冷却水轮发电机不超过9%；定子绕组直接水冷却的水轮发电机不超过6%。c）
9.3.2水轮发电机在事故条件下允许短时过电流，但不应发生有害变形及接头开焊等情况。定子绕组8