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SL 321-2005 大中型水轮发电机基本技术条件（替代SD 152-87，清晰无水印）ICS27.140 K55
中华人民共和国水利行业标准
大中型水轮发电机基本技术条件
Fundamental technical specificationsfor largeandmediumhydrogenerators
汽车有限公司总装车间厂房钢结构工程项目施工组织设计.docx中华人民共和国水利部发布
SL 321—2005
18 19 21 22 水轮发电机及附属设备供货范围 23 备品备件 2 专用工具 25 技术资料 26
SL 321—2005
大中型水轮发电机基本技术条件
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 （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
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 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 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 的量新版本
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40C； d）安装在掩蔽的厂房内； e）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40C，进水温度下限在机组合同中规定 f）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5C；
）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
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。 4.1.4制造厂应使用符合国家标准或国际通用标准的材料。 4.1.5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 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。 4.1.7水轮发电机供货范围应包括：
a）水轮发电机及其附属设备（见附录A)； b）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)。
a）水轮发电机及其附属设备（见附录A)； b）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）。
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 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 转动部件的应力不应超过表2中最大许用应力的133%
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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 料屈服强度的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S定义为式（1)：
Sman =√8²+3T
8一由于水力、动负荷和静负荷引起的轴向应力和弯曲应力的总和 T一一水轮机最大出力时轴的扭转切应力。 最大复合应力Sm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，螺栓承受负荷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 +生站厂
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，不允许有裂纹，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大于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，
4.4.2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 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 检查。 4.4.4女 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GB2650～26 检查。
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 护涂层。
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 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、试验及检查票
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 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。
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。
6.0.1在下列情况下，水轮发电机应能输出额定容量： 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土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土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%和土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水轮发电机蹬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。
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6.0.5水轮发电机的额定功率因数宜采用
a）额定容量为50MVA及以下者，不低于0.8（滞后）； b）额定容量大于50MVA但不超过200MVA者，不低于0.85（滞后）； c）额定容量大于200MVA者，不低于0.9（滞后）。 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。
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。
=An+Bn+Cn+
加权平均效率； A、B、C、"一在不同负荷下水电站机组运行的加权系数，A十B十C十=1； 、72、7、— 一在额定电压、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，
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)。 .0.9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 行的要求，并应在专用技术协议或合同中规定。 .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。 .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。
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)。
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 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。
表3定子绕组、转子绕组和定子铁心等部件允许温升限值
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。当海拔超过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40C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40C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 40C的差值。但在任何情况下，其温升限值的提高应不超过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60C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。 c）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。 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个循环以上的频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。
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 数值： a）推力轴承巴氏合金瓦：80℃； b）推力轴承塑料瓦体：55C； c）导轴承巴氏合金瓦：75C。
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某装置安装施工组织设计8.1.1 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100C时 不应低于按式（3）计算的数值：
UN 100+0.01S
R一一绝缘电阻，MQ； Uv一水轮发电机的额定线电压，V； &一水轮发电机的额定容量，kVA。 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：
3.1.2转子单个磁极挂装前及挂装后在室温10～30C用1000V兆欧表测量时，其绝缘电阻值不应小 于5MQ。挂装后转子整体绕组的绝缘电阻值不应小于0.5MQ。 3.1.3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： a）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 1.0MQ，注入润滑油后，用500V兆欧表测得的绝缘电阻值不小于0.5MQ。 b）用250V兆欧表测得埋入式温度检测计和其他自动化元件的绝缘电阻值不小于1.0MQΩ。 8.1.4实际冷态下某某某粮食储备库扩建工程施工组织设计，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，应不超过最小值的2%。
8.1.6定子绕组的极化系数Ruo/R（Ro和R为在10min和1min，温度为40C以下分别测得的绝缘 电阻值）不应小于2.0
8.1.6定子绕组的极化系数Ro/R（Ro和R为在10min和1min，温度为40C以下分别测得的绝缘