DL/T 730-2000.Specifications for imported equipments of hydro-generators and Generator-motors.
1范围
本标准规定了进口水轮发电机设备的技术要求、试验验收方法及包装、运输、保管的要求。
本标准适用于进口的三相50Hz额定容量为200MVA及以上的水轮发电机和额定容量为100MVA及以上的发电/电动机及额定容量为20MVA及以上的灯泡式水轮发电机。
本标准适用于密闭循环空气冷却方式、风扇强迫冷却方式和直接水冷却方式的水轮发电机和发电/电动机。
其他进口水轮发电机、发电/电动机、灯泡式水轮发电机设备可参照本标准的规定执行。
2一般要求
2.1水轮发电机(发电/电动机)所采用的新结构、新材料和新工艺，应至少有三年以上在相当容量的机组上成功使用的经验，并经合同双方签署技术协议同意。
2.2水轮发电机(发电/电动机)组件、部件、零件的公差配合、质量标准的规定和所有图纸尺寸标注均应采用国际单位制(SI)。各部件加工必须符合图纸要求，所有配合 件的加工公差应符合ISO标准的规定。对标准零件的加工必须保证其通用性，对相同工件的加工必须保证其互换性。

DL/T730—2000
中华人民共和国电力行业标准
进口水轮发电机（发电/电动机）设备技术规范
Specifications for imported equipments of hydro-generators andGenerator-motors
2000-11-03发布
中华人民共和国国家经济贸易委员会前言
2001-01-01实施
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DL/T730—2000
本标准是根据原电力工业部1996年制、修订电力行业标准计划项目（第一批)（技综［1996］40号文)的安排制定的，在编写格式和规则上以GBT1.1《标准化工作导则》为基础，并符合DLT600《电力标准编写的基本规定》。
随着我国改革开放进一步深化和水电建设管理体制的转变，为拓宽建设资金来源，利用外资进口一定数量的水轮发电机和发电/电动机已成为大中型水电站机电设备融资采购和装备现代化的一个重要手段。作为进口设备招标文件编制和合同技术谈判的指南，原能源部曾以能源技1992工75号文发出通知，印发《进口水轮发电机(发电/电动机)设备技术谈判指南》（以下简称《指南》），在电力（水电)行业内掌握使用。该《指南》由电力行业水电站水轮发电机标准化技术委员会组织编写和技术归口，近儿年来在水电工程引进先进的水轮发电机，发电/电动机和灯泡式水轮发电机设备方面起到了谈判指南和技术保证，质量保证的作用，并且对设备采购标书的编制给予了全面的指导。在此期间，我国又引进了一大批包括二滩、三峡(左岸电站）、天荒坪在内的大型水轮发电机、发电/电动机和包括贵港、百龙滩在内的灯泡式水轮发电机组，国际性招标和技术谈判中对《指南》的使用又充分证实了它的实用性和先进性，并且也充实和完善了部分技术内容。为了进一步发挥《指南》在电力行业引进或采购设备中的技术保证作用，水轮发电机标准化技术委员会于1996年提出将《指南》作重新修订，修订后的《指南》将作为电力行业标准正式颁发使用，原电力工业部科技司和原中国电力企业标准化部立即给予肯定，作为1996年制、修订电力行业标准计划给以安排。
本标准修订工作由中国水利水电工程总公司和电力行业水电站水轮发电机标准化技术委员会负责组织，修订后的标准主要内容包括：范围，一般(技术)要求，主要参数与技术条件，励磁系统，试验、验收，包装、运输、保管等。考虑到水电站工程项目的具体情况和条件的不同，以及引进设备融资条件的较多差别，将原《指南》可变动性较大的条文即供货范围，技术保证，罚款，索赔等内容在修改及重新编制后列入标准附录。在技术内容上增加了推力轴承弹性金属塑料瓦、定子绕组绝缘冲击强度试验、机组运行状态自动监测系统、自动励磁调节器技术特性和发电机儿项试验等方面的内容，补充了直接水冷电机的一些特定的技术要求和试验项目。同时对条文的用语进行了规范。本标准可作为电力行业进口水轮发电机、发电/电动机，灯泡式水轮发电机设备招标，谈判的通用技术条件，亦可作为国内择优采购国产发电机设备的技术依据。本标准附录A，附录B、附录C，附录D都是提示的附录。本标准由电力行业水电站水轮发电机标准化技术委员会提出并归口。本标准起草单位：中国水利水电工程总公司。本标准主要起草人：付元初、秦森、许松林，本标准由电力行业水电站水轮发电机标准化技术委员会负责解释。目次
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1范围
2引用标准
3一般要求
4主要参数与技术条件
5励磁系统
6试验、验收
7铭牌、出品编号
8包装、运输、保管
附录A（提示的附录）供货范围界定和服务附录B(提示的附录)备品与备件
附录C（提示的附录)技术文件和图纸附录D（提示的附录）技术保证、罚款和索赔中华人民共和国电力行业标准
进口水轮发电机(发电/电动机)设备技术规范Specifications for imported equipmentsof hydro-generators and generator-motors1范围
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本标准规定了进口水轮发电机设备的技术要求、试验验收方法及包装、运输、保管的要求，本标准适用于进口的三相50Hz额定容量为200MVA及以上的水轮发电机和额定容量为100MVA及以上的发电/电动机及额定容量为20MVA及以上的灯泡式水轮发电机。本标准适用于密闭循环空气冷却方式、风扇强迫冷却方式和直接水冷却方式的水轮发电机和发电/电动机。
其他进口水轮发电机、发电/电动机、灯泡式水轮发电机设备可参照本标准的规定执行。2引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性GB/T755—1999旋转电机—定额和性能GB/T1029—1993三相同步电机试验方法GB/T1800.3一1998极限与配合基础第三部分：标准公差和基本偏差数值表GB/T1804—1992一般公差线性尺寸的未注公差GB/T26491989焊接接头机械性能试验取样方法GB/T2650~2656-1989焊接接头机械性能试验方法GB/T7409.3—1997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/T7894—1987水轮发电机基本技术条件GB8564一1988水轮发电机安装技术规范DL/T583—1995大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件DL/T622—1997立式水轮发电机弹性金属塑料推力轴瓦技术条件file://C:ldlhb2002/WJ41.htm
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SD152—1987大中型水轮发电机基本技术条件SD287—1988水轮发电机定子现场装配工艺导则IEC60034—11996旋转电机——定额和性能IEC60034—21972旋转电机的损耗和效率试验方法IOCT5616—1989水轮发电机基本技术要求页码，3/24
ANSIC50 · 12, 1982 Requirements for salient-pole synchronous generators and generator-motor forhydraulic turbineapplicationsINEMA NO · MG5 : 1—1974(R1979) Large hydraulic-turbine-driven synchronous generators and reversiblesynchronousgenerator-motorunits for pumped storageinstallationsEUROPEAN COMMITTEEELECTROTECHNICALSTANDARDIZATION1978—02—15,HD345,Test ofthe insulation of bars and coils of high voltage machine3一般要求
3.1水轮发电机（发电/电动机）所采用的新结构、新材料和新工艺，应至少有三年以上在相当容量的机组上成功使用的经验，并经合同双方签署技术协议同意。3.2水轮发电机（发电/电动机)组件、部件、零件的公差配合、质量标准的规定和所有图纸尺寸标注均应采用国际单位制(SI)。各部件加工必须符合图纸要求，所有配合件的加工公差应符合ISO标准的规定。对标准零件的加工必须保证其通用性，对相同工件的加工必须保证其互换性。3.3水轮发电机（发电/电动机）主要结构部件的材料，包括硅钢片、绝缘材料、定子导线、水冷电机的空心导线及转子磁轭钢片、主轴、镜板的材料等，均应进行试验和检查验收，并有可信的试验、验收报告。3.4水轮发电机所有部件的设计应具有足够的刚度和强度，使之在包括瞬态、飞逸转速状态以及短路等各种运行工况下，其变形、振动和安全系数均在规定的范围内，供方应提供发电机主要结构部件在受力情况下的刚度和变形值。
3.5水轮发电机所有非转动部件，当运行在额定转速和额定负荷时，其单位应力的选择一般不应超过下列数值(表1)：
表1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钢板
其他材料
最大许月
注：U.T.S材料极限强度，Y.S材料屈服强度压
3.6除主轴以外的转动部件，在飞逸转速下的最大主应力不得超过材料届服强度的2/3。在临时过载或地震情况下，其应力值不得超过表1所列应力值的1.33倍，转动部件最大剪应力不得超过允许拉应力的一半。3.7水轮发电机（发电/电动机）耐受地震能力可根据水电站所在地区地震基本烈度在表2范围内选取。表2水轮发电机(发电/电动机)耐受地震能力参数表fi1le://C:1ldlhb2002lWI41.htm2006-9-20
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设计地震烈度
水平向加速度
垂直向加速度
注：g为重力加速度
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3.8主轴最大复合应力定义为Sm=V/s2+3T2，其值不得超过材料届服强度的1/4。式中，S为由于水力、动负荷和自重引起的轴向应力和弯曲应力的总和，T为水轮机最大出力时的扭转切应力。按上式算出的最大复合应力Smax并计入应力集中因数后出现的最大应力不得超过材料屈服强度的2/5。在最大出力且水轮机在最高水头下的扭转切应力，不得超过42MPa。3.9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，其值不得大于该材料屈服强度的7/8，预加应力后，螺栓承受负荷不得小于设计连接负荷的2倍，且各栓之间的应力差不得超过设计值的土5%
3.10水轮发电机（发电/电动机）与水轮机（水泵/水轮机）组装后转动部分的一阶临界转速，应大于1.2倍飞逸转速。
3.11水轮发电机部件的精加工要求应在工厂图纸中规定，精密度单位为μm。除镜板以外，一般滑动接触表面粗糙度（R）不得超过0.8μm，永久接触的紧固连接表面不得超过3.2μm，无需紧固连接的表面不超过6.3μm，其他加工表面不得超过12.5μm。轴或轴套的联接表面对非接触性的不得超过3.2m，对连接法兰和止口不得超过1.6μm。3.12部件焊接工艺应符合美国焊接学会（AWS)、美国机械工程师协会（ASME)的有关规定。焊接合格证明：焊接件及焊工的合格证明应符合美国焊接学会（AWS)、美国机械工程师协会（ASME）《锅炉和压力容器规程》的规定。焊接检查：必须按GB/T2649～2656的规定进行，以确认是否符合要求。3.13水轮发电机（发电/电动机）的铸锻件应符合国际先进标准和我国专门技术条件的规定，重要铸锻件如主轴、推力头、镜板、转子中心体等，应提供质量检测报告，必要时由制造厂在有用户代表参加下进行验收。
3.14水轮发电机所有未加工的表面，除埋设体外，均需涂防护漆。所有油槽内部应涂耐油漆。涂漆应遵守有关工艺标准，涂层的有效期不低于5年。所有机械加工面应涂防锈涂料，其防锈期应大于一年。对重要的接合面、精密加工面涂封前要进行清洗，在涂封防锈涂料后要采取保护措施。3.15对于耐磨性、耐蚀性、导电性或装饰性的镀层，应按专业标准规定进行选择镀制、试验及检查验收。
4主要参数与技术条件
4.1除机组合同另有规定外，水轮发电机（发电/电动机）应能在下列使用条件下连续额定运行：a）符合水电站所在地海拔高程；b）冷却空气温度不超过40℃，对于灯泡式水轮发电机采用二次热交换方式，其冷却空气一般不超过45℃；
空气冷却器、油冷却器和直接水冷水轮发电机（发电/电动机）热交换器的进水温度，一般不超过c)
28℃。对于二次热交换冷却时的进水水温一般不超过32℃。d）直接水冷水轮发电机（发电/电动机），直接冷却部分的进水温度一般不超过40℃。进水温度的下限应在机组合同技术条件中规定：e）安装在掩蔽的厂房内。
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4.2水轮发电机(发电/电动机)的结构型式和冷却方式，由供买双方在机组合同技术条件中规定。4.3水轮发电机(发电/电动机)的额定转速，随水轮机(水泵/水轮机)特性而定，但应按6000/2P的同步转速选定，P为电机的极对数(频率为50Hz)。4.4在下列情况下水轮发电机应能输出额定功率，发电/电动机应能输出或吸收额定功率。a）在额定转速及额定功率因数时，电压与额定值偏差不超过土5%；对发电/电动机在额定转速及额定功率因数时，电压与额定值偏差可允许不超过土7.5%。b）在额定电压时频率与额定值偏差不超过土1%；c）当电压和频率同时发生偏差时（两者偏差分别不超过土5%和土1%)，若两者偏差都是正值，则两者之和不超过6%；若两者偏差都是负值，或为一正一负，则两者绝对值的和不超过5%。对允许电压与额定值偏差为土7.5%的发电/电动机，在电压和频率同时发生偏差值时（两者偏差分别不超过土7.5%和土1%），若两者偏差都是正值，则两者之和不超过8.5%；若两者偏差都是负值，或为一正负，则两者绝对值的和不超过7.5%。电压和频率偏差超过上述规定值时，应能连续运行，此时输出或吸收功率以励磁电流不超过额定值，定子电流不超过额定值的105%（发电机）和107.5%（发电/电动机）为限。4.5水轮发电机(发电/电动机)的额定电压，应根据不同额定容量、转速，经综合经济技术比较后，可选用如下电压等级：13.8kV、15.75kV、18kV、20kV。灯泡式水轮发电机的额定电压，可在3.15kV～10.5kV之间取一合理的电压值。4.6水轮发电机(发电/电动机)额定功率因数一般按如下情况选择：a）额定容量为200MVA～350MVA者，不低于0.875（滞后）：发电/电动机的电动机工况功率因数则不宜低于0.9（滞后）或接近1：
b）额定容量为350MVA以上者，不低于0.9(滞后）：发电/电动机的电动机工况不宜低于0.95(滞后）或接近1：
c）灯泡式发电机不低于0.95(滞后)4.7水轮发电机应能作调相运行和进相运行。对于发电/电动机应充许在发电机工况和电动机工况均能作调相和进相运行。允许的调相容量和超过0.95的进相深度，低功率因数运行范围、带空载长线路的充电容量应由供买双方在机组合同的技术条件中规定。允许提高功率因数为1运行，以使发电机有功功率等于视在功率。4.8水轮发电机定子绕组接成正常接法时，在空载额定电压下，线电压波形正弦性畸变率不超过5%。在空载额定电压和额定转速时，线电压的电话谐波因数（THF)）应不超过1.5%。4.9水轮发电机(发电/电动机)的效率，一般可按水电厂优化运行所要求的加权平均效率来衡量，也可用发电机在额定容量、额定电压、额定功率因数、额定转速时的效率来衡量。7=A.+B+Ch.+Da+...
式中：
7——加权平均效率：
A、B、C、D.....
在不同负荷下水电厂机组运行的加权因子，A+B+C+D+·.·*=1。(1)
1、n2、n3、n4——在额定电压、额定功率因数、额定转速时，相应于机组不同负荷下的发电机和电动机效率值。
水轮发电机（发电/电动机）额定负荷下的效率、加权平均效率和效率计算方法按国际电工委员会标准IEC60034—2中有关规定执行。
效率计算时电机各部分损耗应包括如下内容：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(应分摊给发电机部分的损耗值)：fi1e://C:ldlhb2002lWJ41.htm
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g）杂散损耗：
h）励磁系统设备损耗：
i）强迫风冷的发电/电动机冷却风扇的电动机功率。4.10水轮发电机(发电/电动机)的允许噪声级(声压级)应在机组合同的技术条件中规定。一般在距发电机上盖板以上高1m处的总噪声级不应超过80dB(A)。页码，6/24
对于灯泡式水轮发电机，在发电机进人孔外上方1m处（开门状态下）连续总噪声不超过85dB(A），在发电机舱内的受油器端上游1m处的连续总噪声不应超过90dB(A)。4.11水轮发电机在不对称的电力系统中运行时，如任一相电流不超过额定值，且其负序电流分量(1)与额定电流之比（标么值）不超过下列数值时，应能长期运行。a）额定容量在200MVA及以上的空气冷却水轮发电机(发电/电动机)不超过9%。b）定子绕组采用直接水冷的水轮发电机(发电/电动机）不超过6%。c）额定容量在100MVA～200MVA的空气冷却发电/电动机和灯泡式水轮发电机不超过12%4.12在不对称故障时，短时间允许的不平衡电流值：a）对空气冷却的水轮发电机(发电/电动机)其负序电流标么值I,/I的平方与时间t的乘积(I,/l）t应不超过40s。
b）对直接水冷的水轮发电机(发电/电动机)的(12/IN)与时间t的乘积应不超过20s。4.13空气冷却的水轮发电机（发电/电动机）在热状态下应能承受150%额定电流历时2min：直接水冷的水轮发电机（发电/电动机)历时1min，均不得发生有害变形、机械损伤或其他损害。4.14水轮发电机（发电/电动机）和与其直接或间接连接的辅机应能在飞逸转速下安全运行，其时间为5min。如有特殊要求，可由供买双方在机组合同的技术条件中规定。水轮发电机（发电/电动机）甩100%额定负荷，调速系统正常工作的条件下，应允许机组不经任何检查再次并入系统。
4.15水轮发电机的可用率、无故障连续运行时间、大修间隔时间、退役前的使用期限等可靠性指标由供买双方协商，并在机组合同的技术条件中规定。4.16水轮发电机（发电/电动机）的电气参数，如短路比、瞬态电抗、超瞬态电抗等，由供买双方协商，并在机组合同的技术条件中规定。4.17水轮发电机（发电/电动机）的转动部分的结构和尺寸应满足机组调节保证计算和电网稳定性对其转动惯量GD-值的要求。
4.18水轮发电机（发电/电动机）各部分结构设计强度应能承受在额定负荷以及端电压为105%额定电压下，定子出口突然对称或不对称短路，而不产生有害变形。短路持续时间在机组合同的技术条件中规定，一般不超过30s。
4.19水轮发电机转子绕组应能承受2倍额定励磁电流，持续时间为：a）空气冷却的水轮发电机和发电/电动机不小于50s；b）直接水冷或风扇强迫空气冷却的水轮发电机和发电/电动机不小于20s。4.20水轮发电机(发电/电动机)应具有完整的交直轴阻尼绕组，其交、直轴超瞬态电抗之比(X。”/Xa\）一般为1.0～1.3。
4.21水轮发电机（发电/电动机）均应适应系统中调峰、调频及开停机频繁的运行要求，其年平均开停机次数应根据各电站的不同情况而定，并在机组合同的技术条件中规定。对于发电/电动机还应根据系统调度要求，对各种工况转换时间在机组合同的技术条件中作出规定。4.22水轮发电机(发电/电动机)应采用自动准同期方式与系统并列。4.23发电/电动机在电动机工况运行时应能承受150%过转矩，持续时间为15s而不失同步，不论何种冷却方式，其持续时间不变。这时，励磁电流应不超过额定值。4.24如果买方需要，水轮发电机在额定电压、额定频率及额定功率因数下，应能在规定的最大容量下连续安全运行，并应在机组合同的技术条件中规定。4.25作为水轮发电机（发电/电动机）的调速器信号电源的测速装置（包括用电压互感器、齿盘装置或永磁机等应不受外界干扰，并与发电机转速成线性关系，fi1e://C:ld1hb2002lWJ41.htm
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4.26空气冷却的水轮发电机（发电/电动机），在正常情况下停用空气冷却器总数的1/8（至少一台冷却器）时，应仍能以额定功率连续运行，其各部分的温升不应超过规定值。灯泡式水轮发电机当冷却用风机和空气冷却器退出运行时，对发电机出力的限制应在机组合同的技术条件中规定。
4.27水轮发电机发电/电动机）中性点接地方式，可采用电阻接地，也可经高阻抗接地或消弧线圈接地，其具体方式应在机组合同的技术条件中规定。4.28水轮发电机（发电/电动机）所有部件的结构刚度应能承受转子半数磁极短路的不平衡磁拉力的作用，而不产生有害变形和不稳定现象。4.29发电/电动机在电动机工况下的起动方式应经技术经济比较后选定，并在机组合同的技术条件中予以明确。
用于可逆式的发电/电动机的一般起动方式如下：a）
静止变频器(SFC)起动；
b）同步或半同步起动(即背靠背起动)：c）全压或降压异步起动；
d）与主机同轴安装的感应电动机起动(即辅助电机起动)。机组作电动机工况运行时，转轮一般应在空气中起动。4.30当水轮发电机（发电/电动机）使用条件符合本标准中4.1的规定时，应能在额定工况下长期连续运行，此时定子与转子绕组以及铁心的最高温升不超过表3的规定值，表3水轮发电机、发电/电动机各部件充许温升值项
水轮发电机部件
定子绕组
定子铁心
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
直接水冷水轮发电机定
子、转子绕组和定子铁心
的出水端
不同等级绝缘材料的最高允许温升限值级
温度计法
电阻法
法」温度计法
电阻法检温
检温计法
这些部件的温升不应达到使附近的任何绝缘或其他材料有损险的数值
注：定子绕组和转子绕组绝缘一般应为F级，定子铁心涂刷绝缘漆的耐热等级水平应不低于定子绕组。4.31空气冷却的水轮发电机(发电/电动机)，在下列使用条件时，其温升限值应作以下修正：a）对于频繁起动的机组（如调峰和抽水蓄能等运行方式复杂的电站），每天起停次数超过两个循环则其温升限值应降低5K～10K。
b）当使用地点的海拔为1000m以上至4000m时，在海拔1000m以上每超过100m，其温升限值应按表中数值降低1%。
c）当水轮发电机（发电/电动机)的冷却空气温度超过40℃但不到60℃时充许温升限值应降低，降低度数应为冷却空气超过40℃的差值。d）当冷却空气超过60℃时，允许的温升限值可在机组合同的技术条件中规定。e）当冷却空气低于40℃时，其温升限值可比表中所规定之值提高，提高的数值为冷却空气温度低于40℃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(发电/电动机)，如铁心长度大于2m时，其温升限值则不应提高。file://C:ldlhb2002/WJ41.htm
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上述c、d、e中均限于用埋设检温计法(RTD)测量。页码，8/24
4.32空气冷却的水轮发电机(发电/电动机)额定电压超过10.5kV，其温升限值应作以下修正(限于用埋设检温计法测量）：
当额定电压为17kV及以下，从10.5kV起，每增加1kV(不足1kV时按1kV计算），温升限值应降低a)
b）当额定电压为17kV以上，除按上述(a项）规定修正到17kV，从17kV起每增加1kV(不足1kV时按1k计算）温升限值应降低1.5K。
4.33直接水冷却水轮发电机（发电/电动机）定子绕组和定子铁心不作温升值修正，但定子绕组的出水温度不应超过65℃
4.34绕组对机壳及各相绕组相互间的绝缘应能承受表4所规定的频率50Hz，实际为正弦波的交流介电强度试验，在试验电压下持续1min而不得有任何损坏。表4水轮发电机(发电/电动机)绕组绝缘介电强度试验标准项
水轮发电机部件
定子成品线圈
定子线圈在工地嵌装前
定子安装完成
额定励磁电压
500V及以下
额定励磁电压500V以上
注1表中U为发电机额定线电压（有效值），单位kV2转子绕组试验电压值为转子装配完成后的耐压值试验电压
(2.75Un+6.5)kV
(2.75Un+2.5)kV
(2Un+3)kV
10倍额定励磁电压
（但最低不得低于1500V）
2倍额定励磁电压+4000V
对于直接水冷却的水轮发电机（发电/电动机），定子交流耐压试验一般应在通水情况下进行。4.35水轮发电机（发电/电动机）定子线棒绝缘的工频击穿电压一般为5.5~6.0倍额定线电压持续1min，由供买双方在机组合同的技术条件中规定，并通过抽样试验进行验证。4.36水轮发电机(发电/电动机)定子绕组交流耐压试验前，应进行3倍额定电压的直流绝缘介电强度试验和泄漏电流的测定。在规定的试验电压下，各相泄漏电流的差别不应大于最小值的50%，且泄漏电流不随时间延长而增长。
4.37有绝缘要求的推力轴承和导轴承以及理入式检温计，均应对地绝缘，其总绝缘电阻在10℃30℃时，用1000V兆欧表测量，其值应不小于1MQ2。4.38水轮发电机（发电/电动机)的定子绕组，当使用地点在海拔高程4000m及以下时，定子单个线棒的起晕电压应在1.5倍额定线电压以上，整机起晕电压不应低于1.1倍的额定线电压，以端部无明显晕带和连续的金黄色亮点为准。
4.39定子线棒介质损失角正切值及增量（△tan)的指标应符合表5规定。表5定子线棒介质损失角正切值及增量（△tan)指标(常态）试验检查项目
tando.2Un
Atand-tando.6Un-tando.2UN
试验电压
0.2UN~0.6U
指标%
4.40定子线棒的端部绝缘，一般应采用防晕层与主绝缘一次成型的结构。备
每台按3%抽检，如不合格，则
每台按3%抽检，如不合格，则
4.41在水轮发电机(发电/电动机)的定子槽内至少应埋设下列数量的电阻测温元件(RTD)：file://c:/dlhb2002/WJ41.htm
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a）空气冷却的发电机定子绕组并联支路大于2时，在绕组每相每个并联支路至少埋设两个，当定子绕组为单支路时，总数不应少于12个。b）直接水冷水轮发电机（发电/电动机）定子绕组的每个并联水路出水端的线棒层间（如为单层绕组则在槽楔下)埋设1个。
c）在定子铁心槽底至少应埋设6个。d）对于定子铁心高度大于2m及以上的空气冷却式发电机定子绕组，每相每个并联支路应至少埋置3个，为上、中、下布置。
4.42对直接水冷式水轮发电机(发电/电动机)尚应埋设下列数量的电阻测温元件：a）在定子绕组每个并联水路的绝缘引水管出水端埋置1个。b）在每个磁极线圈引水管出水端埋置1个。c）在定子铁心冷却水管每个支路出水端埋置1个。4.43在发电机的每个空气冷却器上应装设测量冷风温度的电阻温度计1个。其中应有两个是带电接点的电阻温度计（或信号温度计，下同）。此外，对整台电机的空气冷却器，尚应装设测量热风的电阻温度计和带电接点的电阻温度计各2个。每个空气冷却器的出水口应装设测量出水温度的电阻温度计1个，整台电机尚应装设测量进水温度的电阻温度计4个。4.44在每块推力轴承瓦和导轴承瓦内应装设1个电阻温度计，整个轴承至少应装设24个带电接点的电阻温度计。在油槽内至少应装设2个电阻温度计，分别测量冷油和热油的温度。在座式滑动轴承内至少应装设1个带电接点的电阻温度计。发电/电动机推力轴承瓦所埋设的测温元件，应能测出发电机工况和电动机工况时最热点的瓦温。水轮发电机（发电/电动机）应设置轴电流信号保护装置。4.45水轮发电机(发电/电动机)在额定工况下运行时，其轴承最高温度不应超过下列的数值：a）推力轴承和导轴承巴氏合金轴瓦75℃弹性金属塑料轴瓦瓦体55℃
b）座式滑动轴承
巴氏合金轴瓦80℃
4.46发电机定子绕组在冷态下，各分支路间的直流电阻最大与最小两相间差值，在校正了由于引线长度不同引起的误差之后应不超过最小值的2%。4.47竖轴式水轮发电机和可逆式发电/电动机的旋转方向应规定为向机组俯视，发电机为顺时针方向，电动机为逆时针方向。当有特殊要求时应在机组合同的技术条件中加以说明。横轴卧式水轮发电机的旋转方向在机组合同的技术条件中予以明确。4.48发电机定子绕组接头一般采用铜-银焊接工艺。转子磁极线圈接头应设计成便于拆卸和检修，且应布置在转子的上部。接头结构及极间联接应能承受运行时的振动、热变形、飞逸时的离心力及电气短路等所造成的应力破坏。磁极线圈应采用铜绕组，不得用铝绕组。4.49发电机定子铁心叠片可参照SD287的要求执行。在工地堆积叠片时制造厂应提供全套叠片压装检测工具。叠片的压紧由叠片装配应力控制。叠装后由于冲片错位引起定子槽深和槽宽的误差均不应大于0.3mm。铁心磁化试验亦应符合该标准和有关规程的规定。4.50水轮发电机（发电/电动机）定子铁心在对称负载和允许的不对称负载工况下，100Hz的允许双幅振动量不应大于0.03mm，水轮发电机在设计时应考虑到结构固有频率和振动特性，使之避免与水轮机水力脉动、电网频率的倍频或电站建筑物发生共振。4.51大型水轮发电机（发电/电动机）的定子、转子和机架应考虑到采用能吸收热变形的结构，如定子浮动铁心，浮动机座，径向销、切向键、斜支臂机架等。对于转子磁轭与转子支架的连接也可采用浮动式结构，但分离转速的选定应经供买双方协商确定，一般大于或等于额定转速。4.52发电机定子绕组支持环(或端箍)、齿压板的压指应采用非磁性材料。4.53水轮发电机组装后，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%，定子和转子间空气间隙的最大值或最小值与平均值之差不得大于设计气隙值的土8%4.54水轮发电机（发电/电动机）的结构应设计成其下机架及水轮机的可拆卸部件在安装和检修时能通过定子铁心内径而不拆除定子。并应能在不吊出发电机转子和不拆除上机架情况下更换转子磁极，以及对定子fi1e://C:ld1hb2002lWJ41.htm
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绕组端部和定子铁心进行预防性检查。页码，10/24
4.55推力轴承瓦，可采用巴氏合金瓦或弹性金属塑料瓦。当采用巴氏合金轴瓦时，一般应设置高压油顶起装置，以改善机组起动和停机过程中推力瓦的润滑条件，同时还应保证在事故情况下，不投入高压油顶起装置也能安全停机。当采用弹性金属塑料轴瓦时，其技术要求应满足DL/T622的规定。可逆式发电/电动机的推力轴承应能满足正向旋转和反向旋转的运行要求。应允许水轮发电机（发电/电动机）在停机后立即起动和在事故情况下不经制动而停机，此时推力轴承不应发生损害。
4.56由转桨式水轮机(轴流、斜流和贯流式)组成的水轮发电机组中，要设置防机装置，此装置应能保证在不同运行工况下均起作用。
4.57水轮发电机推力轴承和导轴承应优先采用润滑油在油槽内部自循环的冷却润滑方式，轴承油冷却器和水冷瓦的冷却水中断后机组应能安全停机油冷却系统及水冷瓦冷却水中断后允许机组运转的时间应在机组合同的技术条件中予以明确。如采用弹性金属塑料轴瓦配，则冷却水中断后允许机组继续运转的时间至少应在30min以上。采用巴氏合金轴瓦的推力轴承和导轴承，在油槽油温不低于10℃时应允许水轮发电机组启动，如环境温度低于10℃，则由制造厂根据用户要求采取加热措施。采用弹性金属塑料轴瓦的推力轴承和导轴承，在油槽油温为5℃及以上时，应允许水轮发电机组启动。轴承油槽应有防油雾逸出装置，在运行中不允许甩油。4.58水轮发电机（发电/电动机)的镜板应进行锻压加工，并经过足够的时效，精加工完成后的镜板的镜面应无缺陷，加工技术要求应符合表6的规定表6对推力镜板加工要求
镜板硬度
不低于200
镜板硬度
两平行面的
平行度
≤0.02~0.03
镜面平面度
注：如为焊接结构的镜板，其硬度可允许为HB150镜面粗糙度
0.2～0.4
镜板与推力头
结合面粗糙度
不大于1.6
内外圆粗糙厂
不大于3.2
4.59大型水轮发电机（发电/电动机)宜装设在线振动监测装置，并可根据用户需要设置气隙监测装置和绕组局部放电监测装置。
4.60对于内部装有导轴承的立式水轮发电机(发电/电动机)的机架，在水平方向的允许振动(双振幅)，以及卧式水轮发电机轴承在垂直方向的充许振动（双振幅），在各种正常运行工况下不应超过表7中的规定。表7机组允许的振动标准（双振幅）项目
双幅振动量
100及以下
额定转速此内容来自标准下载网
100~250
250~375
375~750
4.61水轮发电机（发电/电动机）必须装有机械制动停机装置，根据需要也可同时装设电制动停机装置。机械制动装置制动时不应产生有害于环境的化学物质，并应配置粉尘收集装置。制动环应设计成可拆卸式，制动块应为耐磨、耐热材料制成，使用寿命不少于5年。制动系统应能实现顶起机组转动部分的要求。
4.62采用以压缩空气操作的机械制动时，制动器应能在预定时间内（制动时间应在机组合同的技术条件中规定）将机组转动部分从20%～30%额定转速下连续制动停机。当水轮发电机组漏水产生的转矩小于或等于file://C:ldlhb2002/WJ41.htm
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额定转矩的1%时，制动装置应能保证机组制动停机。页码，11/24
采用电制动停机装置时，应按程序自动进行。在漏水力矩为额定转矩1%时，制动电流值应按发电机温升和要求的制动时间而定，一般在1.1倍定子额定电流左右，制动时间及电制动投入转速应在机组合同的技术条件中规定。
4.63水轮发电机(发电/电动机)的主轴应经过锻压加工和时效，机械加工后技术要求应符合如下规定：导轴承轴颈外圆
配合面及止口
法兰端面垂直度
允许差值
允许差值
允许差值
4.64水轮发电机转子应优先采用无风扇结构，或隐形风扇结构，并应有合理的通风结构来提高通风效率和降低通风损耗。如发电机转子不可能取消风扇时，制造厂应对该风扇材料材质和设计工艺等作出专门的规定。
4.65水轮发电机（发电/电动机）可采用水灭火、二氧化碳灭火或其他对电气绝缘无损害的、无污染环境的灭火方式，机组内部应设置火警探测装置（如感烟型及红外线型等），并可自动启动灭火装置和发出信号。各种灭火系统，除经探测器报警作自动投入外，还应能便于手动操作。4.66水灭火系统喷嘴的分布和角度应能使水喷及全部定子绕组端部，喷嘴不应堵塞，喷出的水应成雾状。
所有位于定子内的灭火管路、喷嘴、探测器等均应采用非磁性材料或采取消磁措施。管路的材料应尽量用不锈钢管材。
当采用二氧化碳灭火时，应设置二氧化碳气体的排放与出风口门自动关闭的联锁装置，对二氧化碳系统的要求应符合有关专用技术标准的规定。4.67空气冷却器和油水冷却器应采用防锈蚀的高导热性的管材。如采用紫铜管、铜镍（银）合金或不锈钢的无缝管等。与这些冷却器联接的供排水管路宜采用不锈钢材料。4.68空气冷却器、油水冷却器的冷却水压力一般为0.2MPa～0.5MPa，如有要求也可根据实际情况确定工作压力。冷却器的试验水压力应为工作压力的2.0倍，历时60min而无泄漏。4.69每个空气冷却器应经阀门和法兰固定在供、排水管道系统中，任一空气冷却器都可单独拆除和单独检修而不影响其他空气冷却器正常工作推力轴承和导轴承的单个油水冷却器和单个轴瓦需拆卸时，不应拆卸整个轴承、其他油冷却器和轴瓦。
4.70供方应提供发电机转子和定子的吊装方法。分瓣定子的起吊应明确分瓣定子的吊点位置，并满足翻身转位及起吊平衡的要求。在电站工地整体叠装铁心的定子从结构上应能满足整体吊装的要求，下线以后的整体定子应有足够的刚度，其整体起吊的可能性应在机组合同的技术条件中加以规定。4.71水轮发电机（发电/电动机）转子磁轭不同种类的冲片应在制造厂内进行叠装检查，合格后才可出厂。不同重量的冲片应分级包装，同一张冲片各部的厚度有规律性的偏差应不大于0.01mm，一般不得超过0.02mm。并应提供工地组装工艺要求及测量、组装的施工设备。转子磁轭外径小于4m时，宜采用整块锻钢磁轭，可不采用叠片结构。
4.72所有水轮发电机、发电/电动机，特别是灯泡贯流式机组，均应设有在停机状态时防止在电机内部和设备零件表面结露的加热器和通风设施。加热器应能保持使机组风洞内部温度高于环境温度5℃左右，当机组运行时该加热器自动切除。4.73采用直接水冷方式的水轮发电机，其定子、转子冷却水管路系统应有检漏装置，应有冷却水水质监测和报警装置。并应提供水处理设备。冷却水水质应满足：导电率≤2uS/cm，硬度<2Hmol/L，pH值6.5~8.0
供方应对直接水冷水轮发电机的冷却水水质提出要求。4.74灯泡式发电机的通风系统采用密闭强迫通风方式。冷却系统可采用内循环水一水二次冷却、外循环水一次冷却、贴壁冷却及散热翅冷却等方式中的一种，或配合使用的两种冷却方式。通风、冷却方式由供方推荐，买方确定。
4.75发电机上机架支臂传力的设计，应保证在事故情况下（半数磁极短路，发电机出口短路时）发电机的稳fi1e://C:ldlhb2002lWJ41.htm
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定性：尽可能地将单边磁拉力的径向作用力转变成为切向作用力传至发电机风洞混凝土围墙，或采用联合受力的办法，既保持机组稳定又尽可能少地将径向力全部传至风洞混凝土围墙。4.76采用异步起动的发电/电动机应做到尽量缩短相邻两次起动的时间间隔，一般不宜超过20min。5励磁系统
5.1总则：
水轮发电机(发电/电动机)采用晶闸管自并激静止整流励磁系统。励磁变压器电源引自发电机电压回路，在发电机出口装设断路器的情况下，励磁变压器可以接在断路器内侧，也可以接在断路器外侧(升压变压器低压侧)，发电/电动机一般采用后一种接线方式。5.2使用环境：
静止整流励磁系统适用于下述正常环境条件a）符合水电站所在地海拨高程；b）环境最高温度+40℃：
c）环境最低温度：采用水冷者为+5℃；采用空冷或其他冷却方式者为一5℃；d）最湿月的平均最大相对湿度为90%，同时该月的平均最低温度为+25℃；e）
励磁装置应能适应无爆炸危险的介质、无足以腐蚀金属和破坏绝缘的气体的水电厂主厂房的环境条件。
5.3励磁顶值电压倍数一般为2。在特殊情况下，可高于或低于2，但不宜低于1.8。当励磁项值电压倍数不超过2时，励磁顶值电流倍数与励磁顶值电压倍数相同。励磁顶值电压倍数高于2时，励磁顶值电流倍数仍取2。
对于自并激系统，当发电机端正序电压为额定值80%时，励磁顶值电压倍数应予保证，励磁系统电压响应时间：上升（强行励磁）不大于0.08s，下降（快速减磁，由顶值电压减至零）不大于0.15s
5.4在厂用交流380/220V系统电压偏差范围为额定值的土15%、频率偏差范围为-3Hz～+2Hz以内、直流220/110V系统电压偏差范围为-20%～+10%情况下，励磁系统应能保证发电机在额定工况下连续运行。5.5励磁系统应保证发电机励磁电压和电流为发电机额定工况下励磁电压和电流的1.1倍时能长期连续运行。在规定的工作范围和允许进相深度范围内能平滑调节、稳定运行。5.6励磁系统应能满足零起升压的要求，其手动控制单元的调节范围下限不得高于发电机空载励磁电压的10%，上限不得低于110%额定励磁电压。5.7励磁系统设备的结构应做到标准化，具有互换性，各插件应按功能划分，便于调试、维修，并应设有防震、防松动措施。插件接触应良好，不得使用酸性助焊剂，插件架和柜的结构应便于维修，屏内配线强弱电应分开走线，重要信号线可用屏蔽线。控制信号回路应采用屏蔽电缆，屏蔽层应接地。应力求减少互相干扰，保证设备的可靠性，不应因个别元件故障而引起减磁、误强励或机组跳闸。励磁系统的年强迫停运率不应大于0.1%。5.8励磁系统电源应能安全承受发电机所有运行状态，包括发电机最严重的故障状态。励磁变压器一般采用由环氧树脂浇注的三相或三个单相干式变压器，也可用三相油浸式变压器。变压器绕组宜采用铜线。冷却方式一般为自然冷却，对大容量励磁变压器也可采用风冷。励磁变压器一、二次绕组之间应有屏蔽并接地。
5.9功率整流装置一般由晶闸管元件组成三相全控整流桥，置于具有冷却、防尘的柜体中。整流桥应装设交流过电压，直流过电压及换相过电压保护。整流桥臂尽可能不用串联元件。功率整流桥应有必要的余，但应尽量减少并联支路数目。并联支路以及整流柜之间均应设有均流措施，均流系数不应低于0.85。
5.10除直接水冷却机组外，应采用风冷晶闸管元件。风冷型式以开散式或半开散式强迫风冷为主，对特殊需要的水电站，如地下式厂房，可采用密闭循环式风冷。开散式或半开散式风冷应采用低噪声风机，正压通风。在励磁风机柜前1m处测得的噪声不应大于70dB～80dB。通风口应设有便于清洗更换的有足够横file://C:ldlhb2002/wJ41.htm
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