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1、第一部分汽轮发电机介绍1。 概述 本型汽轮发电机为三相二极同步发电机, 由汽轮机直接拖动. 本型汽轮发电机的冷却采用”水氢氢” 方式，即定子线圈(包括定子引线，定子过渡引线和出线）采用水内冷,转子线圈采用氢内冷，定子铁心及端部结构件采用氢气表面冷却。集电环采用空气冷却。 机座内部的氢气由装于转子两端的轴流式风扇驱动，在机内进行密闭循环。 励磁可采用下列两种方式之一（用户选择)： 1)静止可控硅自并励励磁系统”，该系统由机端励磁变压器,可控硅整流装置，自动电压调节器等部分组成。 2） 带同轴交流励磁机的静止整流励磁系统”，该系统由静止二极管整流器，自动电压调节器和与发电机同轴的交流励磁机及永磁式
2、副励磁机等部分组成。 随发电机提供氢气，密封油， 定子冷却水控制设备，以及对各部位温度进行监测的测温元件发电机轴承润滑油,密封油及高压顶轴油的油源取自汽轮机润滑油系统. 发电机满足以下标准的要求： GB/T06496 透平型同步电机技术要求 IC33 汽轮发电机的特殊要求 ANI C50.13 隐极式转子同步发电机要求 EE Std.115 同步电机试验方法2. 定额和性能型号Q00-20额定容量VA353额定功率 M30最大连续出力 MW330额定电压 2额定电流 A1019功率因数 （滞后)085转速rmi00频率 Hz50相数3冷却方式水氢氢额定氢压 MPa（g)0.2定子接线2-Y出线
3、端子数6绝缘等级F (温升按级考核）短路比（保证值)0。6效率（保证值)98.9瞬变电抗 xd (保证值)25%超瞬变电抗 xd（保证值）15每日漏氢量 8m转轴振动 0.075mm (p)轴承振动025mm （p/)噪音d(A)8 （离机壳1 m处测量）注:已扣除机端变励磁容量和电动给水泵容量 发电机出力图，见附图 发电机 V 形曲线,见附图 2. 发电机饱和曲线，见附图 3.。 技术规范和基本技术要求。1 型式和转向 三相，二极， 隐极式转子同步发电机，由汽轮机直接驱动,其旋转方向从汽轮机向发电机看为顺时针方向。2环境温度和海拔高度 发电机及其辅助设备连续运行的环境条件为:厂房内环境温度
4、545， 海拔不高于100m .3。3 冷却介质发电机能在以下冷却介质条件下运行在额定工况: 氢气 纯度 95 % 湿度 4 g (额定氢压下) 冷氢温度 66 压力 0。25 (g） 定子绕组冷却水 进水温度 43 电导率 (20） 0515sc H值 58.0 硬度 2g/L 氢气冷却器的冷却水 进水温度 33 流量 10 t/3. 检温计 在以下部位装设电阻测温元件（T）和温度计： 定子线圈和出线的每条水支路的出水端（RTD）; 定子每槽上层和下层线圈之间（RTD）; 定子铁心齿部和轭部（不少于 12 个RT）； 冷却器冷风侧和热风侧（D 和温度计）; 轴瓦(TD）； 轴承出油管(RTD
5、和温度计)； 油密封出油管(RTD); 氢气冷却器总进水管和每个出水管（RT和温度计）。 集电环出风（温度计） 测温元件为10（0）铂热电阻或50(0)铜热电阻; 所有测温元件在机座内的引线均为屏蔽线。3。5温度限制 发电机在额定状态时, 各处温度不超过以下数值： 定子线圈 （层间埋设电阻测温元件) 90 (冷却水出口处测温元件） 85 铁心（埋置电阻测温元件) 10 转子线圈(电阻法） 110 集电环（温度计） 20 轴瓦（埋设测温元件) 90 轴承回油（埋设测温元件) 70 油密封回油(埋设测温元件) 0 36 电压和频率偏差 发电机能在图4 所示的阴影区域内连续输出额定功率。 发电机能在
6、图所示的虚线范围内输出额定功率，但每年不超过10次，每次不超过8小时。7 临界转速 转子临界转速远离额定转速20%。3.超速 发电机转子全部构件装配后进行20额定转速的超速试验,历时min。3.9定子绕组电阻偏差 排除引线和出线电阻的不同引起的误差后,任意两相冷态电阻测量值之差不大于其中最小值的 1。0%。10 氢气冷却器 氢气冷却器在制造厂进行0P的水压试验，历时 30分钟。电厂交接试验压力为06Pa，历时30 分钟。 当 %的水管堵塞后,发电机仍能输出额定功率。 当一个冷却器退出运行后，发电机能输出0额定功率。3。1 绝缘电阻3。11。1 定子绕组 接近工作温度时测量， 应不小于 5 M。
7、（用2500V兆欧表测量.)3。11.2 转子绕组 室温下(2）测量不小于1 M。(用00兆欧表测量。)311。3 汇流管 汇流管内无水时，对地绝缘电阻不小于10 k （用100V兆欧表测量）。 汇流管内充满合格的水时，对地绝缘电阻不小于30 k （用1000V兆欧表测量)。3。11。 测温元件 室温下(20）测量不小于1 M.（用250兆欧表测量。）3.11.5.轴承和油密封(励磁机端） 轴承和油密封（励端) 对地绝缘电阻不小于1 （用100兆欧表测量）312 电压波形及电话谐波因数（THF） 发电机在空载额定电压和额定转速时， 其线电压波形正弦性畸变率不超过 1。0;其线电压的电话谐波因数
8、不超过0.5%。3.1 耐电压试验 发电机的绕组和出线套管装配能承受以下耐电压试验： 试验电压： 定子绕组交流工频试验电压有效值为3 kV(N+3kV， UN为发 电机额定电压） 转子绕组交流工频试验电压有效值为 3 V（ 0UfN， UN为额定励磁电压) 电厂安装后的交接试验电压为上述电压的 7. 出线套管的试验电压为定子绕组试验电压的 150。 试验持续时间: 以上耐电压试验持续时间均为1mn。314 定子绕组及机座的水压试验 总装出厂前定子绕组应能承受 1MPa(表压)水压试验，历时8 小时；工地安装后的交接试验水压为 0.5a(表压)，历时8 小时。 发电机机座，端罩， 端盖,出线罩及
9、氢气冷却器包等能承受 .MPa（表压)的水压试验, 历时15分钟31不平衡负荷 任何一相的电流不超过额定值时,发电机稳态负序承受能力:I2/I1。 发电机短时故障的负序承受能力： (/IN)2=1s(见图 5)。3.1短时过负荷能力 361 定子绕组 定子绕组能承受下表所示的短时过电流运行,但下述运行状态每年不超过2次.定子电流（%)2615 13011时间(ec.) 10 3 10.16.2 转子绕组 转子绕组能承受下表所示的短时过电压运行， 但下述运行状态每年不超过2次. 转子电压(%）20146125112时间 (se.） 10 6 120317 突然短路 发电机能承受在额定功率和额定功
10、率因数以及1额定电压下发生在出口端的三相突然短路故障。 发电机亦能承受主变压器高压侧系统中发生的任何形式的短路故障造成的冲击而无损坏。31 失磁运行 发电机失磁后能带50有功负荷运行30min，见图6.19断水运行 发电机定子绕组冷却水断流后可以在额定定子电流下运行3S,在此期间如未能恢复供水，则应立即跳闸。 3.2强励 发电机能承受额定励磁电压 倍的强励电压，持续时间10.强励电压 上升速度不小于 2/sec。21 发电机在供给正常励磁的条件下,可以在电动机状态下运行1分钟。32调峰能力和大修间隔 发电机具有调峰运行能力，运行负荷允许在5至100额定负荷之间变化;在服役期间允许起停10000次. 大修间隔不小于4年。3。23 最大出力 发电机能与汽轮机最大连续出力相匹配。.24 发电机承受异常操作能力发电机能承受高压送电线路单相快速重合闸、电力系统次同步谐振、系统故障周期性振荡、误并列等异常操作而不造成绕组或轴系有害变形或其它机械损伤,也不明显缩短发电机的使用寿命。文中如有不足，请您指教！ /
