（哈电）内蒙锦联660MW发电机技术协议（终版）课件

内蒙古锦联发电厂工程

（超临界燃煤机组）

主机设备 8×660MW汽轮发电机

技术协议书

买 方： 上海正晟国际贸易有限公司 卖 方： 哈尔滨电机厂有限责任公司 设计单位： 河南省电力勘测设计院

二○一三年六月

内蒙古锦联8×660MW机组工程（汽轮发电机及辅助设备） 技术协议

目 录

附件1：技术规范 ..................................................................................... 1 附件2：供货范围 ................................................................................... 52 附件3：技术资料及交付进度 ............................................................... 61 附件4：交货进度 ................................................................................... 68 附件5: 设备监造（检验）和性能验收试验 ....................................... 68 附件6：技术服务和联络 ....................................................................... 76 附件7：分包商/外购部件情况 ............................................................. 79 附件8：大件部件情况 ........................................................................... 79 附件9：卖方其它内容说明 ................................................................... 80

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附件1：技术规范

1. 总则

1.1 本技术规范书适用于内蒙古锦联8×660MW机组的汽轮发电机及辅助设备工程,它提出设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。卖方投标时，应按项目分别详细说明技术方案并分别列出全部技术数据。

1.2 在本规范书中所提及的要求和供货范围都是最低限度的要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分地详述有关标准和规范的条文，但卖方应保证提供符合本规范和工业标准的功能齐全的优质产品。

1.3 如卖方没有对本规范书提出书面异议(或差异)，买方则可认为卖方完全接受和同意本规范书的要求。

1.4 卖方须执行国家相关标准、电力行业标准和有关国际标准。本规范书中未提及的内容均应满足或优于国家相关标准、电力行业标准和有关国际标准。有矛盾时，按较严格标准执行。

1.5 要求卖方提供的技术文件(包括图纸)采用KKS标识系统，卖方应承诺KKS标识系统采用买方的企业标准。标识原则、方法和内容在第一次设计联络会上讨论确定。

2. 工程概况 2.1. 厂址简况

本工程厂址位于内蒙古霍林郭勒工业园区规划铝工业B区的西侧。位于霍林河水库的下游约3公里处。地理坐标：东经119°31′～119°33′，北纬45°22′～45°23′。

设备安装海拔高度：约950米 2. 2 工程简介

本期工程建设规模为8×660MW超临界燃煤机组。本工程同时设置烟气脱硫装置，并预留脱硝装置安装位置。 2.3 交通运输条件及限制

电厂设备运输可经国家铁路运至厂址附近的车站，卸下后经公路转运到厂，或经地方铁路运至厂址附近并设临时站场卸下。 2.4 地质特征（略）

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2.5 气象特征值

主要气象要素成果：

历年平均气温： 0.80 ℃ 历年平均最高气温：7.7℃

历年平均最低气温： -5.8℃ 历年极端最高气温：39.5℃ 历年极端最低气温： -39.4℃ 最热月平均气温： 19.5℃ 历年平均风速： 4.5m/s 历年最大风速： 35.3m/s 历年平均降水量： 356.2mm 年最大降水量： 648.6mm 一小时最大降水量： 20.0mm 历年平均蒸发量： 1565.0mm 历年平均相对湿度： 65% 累年最小相对湿度： 0 历年平均气压： 914.7hpa 历年年最大冻土深度：266cm 历年年最大积雪深度： 54cm 历年平均冰雹日数(天)：2 历年平均雷暴日数(天)：24 50年一遇基本雪压值： 0.30 KN/M2

全年主导风向； WNW 夏季主导风向：C，WSW 冬季主导风向； WNW 50年一遇基本风压值：0.55KN/m2 根据霍林郭勒气象局1973年～2003年逐年最大风速实测成果进行频率分析计算，并结合地区综合分析，建议本地区50年一遇10m高10min平均最大风速为29.5m/s，100年一遇10m高10min平均最大风速为30.9m/s。

根据霍林郭勒气象局1973年～2003年逐年最大积雪深度，经频率分析计算，本地区50年一遇最大积雪深度为56cm。 地震

本区地震基本烈度为Ⅵ度，地震动峰值加速度为0.05g，地震动反应谱特征周期为0.35s。 水 源

电厂本期采用带自然通风冷却塔的循环供水系统,利用城市中水作为电厂循环补充水作为循环水系统补充水或采用地表水。

3. 工作范围

3.1 卖方的供货范围和设计分工在技术规范书中已有明确。

3.2 卖方基本工作范围应包括对供货范围内所含设备、结构、材料的设计、制造、测

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试、包装和发运配合服务等各项工作。

3.3 卖方的工作范围还包括对设备的安装、校验、启动调试及初期试运行中的服务、培训。

3.4 卖方提供发电机的设备及系统主要有(但不限于)： ?发电机; ?励磁系统; ?氢冷却系统设备; ?水冷却系统设备; ?油系统设备;

?故障在线监视装置及其它仪表和控制设备; ?备品备件;

?专用工具。

4. 技术要求

4.1 汽轮发电机组技术要求 4.1.1 机组使用寿命

(1) 所有设备的设计和制造应合理，并能安全、稳定和连续运行，在本技术规范书规定的各种条件下发电机组的设计使用寿命为35年并且不会引起过大应力、振动、腐蚀和操作困难。

(2) 机组在其保证使用寿命期内，能承受下表工况并保证机组在以下给定次数下计算寿命消耗不大于75％：

冷态起动 停机72h以上(金属温度约低于该测点满负荷温度的40％) 停机10-72h以内(金属温度约低于该测点满负荷温度的40％至80％) 停机小于10h(金属温度约低于满负荷温度的80％) 停机1h以内(金属温度仍维持或接近其满负荷值) >10%额定负荷 100 次 温态起动 热态起动 极热态起动 负荷阶跃 700次 3000次 150次 12000次 3

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机组在其保证使用寿命期内，在额定负荷和1.05倍额定电压下运行时，能承受国标7064规定的(出线端)任何形式的突然短路而不发生导致立即停机的有害变形，而且还能承受非同期误并列的冲击。

卖方应提交轴系扭振固有频率和疲劳寿命损耗分析报告，应包括下列数据： ? 发电机出口两相或三相短路，疲劳损耗最大值0.4 %/次; ? 90～135误并列，疲劳损耗最大值10 %/次;

切除时间小于150ms时，疲劳损耗1.47 %/次；切除时间大于150ms? 近处短路及切除，

时，疲劳损耗 7%/次;

? 线路单相快速重合闸应不受限制;

? 发电机带励磁失步时，如振荡中心位于发电机升压变压器组以外并且振荡电流低

于发电机出口短路电流的60%-70%时，允许振荡持续时间为5-20个振荡周期。 ※系统容量与连接：

发电机经升压变压器接至220kV系统，升压变压器阻抗按~14％，系统短路开断电流为50kA。

卖方应根据上述资料，并考虑实际供货设备参数，在轴系扭振疲劳寿命损耗分析报告中提供承受各类冲击能力的资料。 4.1.2 机组运行特性

(1) 机组的负荷变化率

当负荷为50%～100%MCR时，每分钟不低于?5%MCR 当负荷为30%～50%MCR时，每分钟不低于?3%MCR

(2) 机组的最低负荷

锅炉不投油最低稳定负荷为35%MCR工况。

(3) 机组能安全连续地在48.5～50.5Hz范围内运行，当频率偏差大于上述频率值时，由卖方提出允许时间，但不得低于下述值：

频率（Hz） 51.0~51.5 50.5~51.0 48.5~50.5 4

o

o

允许时间 每次（sec） >30 >180 连续运行

累计（min） >30 >180 内蒙古锦联8×660MW机组工程（汽轮发电机及辅助设备） 技术协议

48.5~48 48.0~47.5 47.5~47 47.0~46.5 >300 >60 >20 >5 300 >60 >10 >2

4.1.3 设备噪音控制

距设备(包括管道与阀门)外壳表面水平1.0m，高度1.2米处的最大噪音值应不大于85dB(A)。

4.1.4 发电机组的年运行小时数不小于7800小时，年利用小时数不小于6500小时。大修间隔应不少于五年，小修间隔为1~1.5年一次。机组负荷模式如下: 负荷 小时 100%额定功率 4200 75% 额定功率

2120

50% 额定功率 1180

≤40% 额定功率 300

4.1.5 机组的输出功率

4.1.5.1 汽轮发电机组应能在下列条件下安全连续运行,发电机输出额定(铭牌)功率660MW(当采用自并励静止励磁时，此功率应已扣除了励磁功率)，此工况称为铭牌工况，此工况下的进汽量称为铭牌进汽量，此工况为出力保证值的验收工况。 (1) 额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质； (2) 汽轮机低压缸平均排汽压力为13kPa.a； (3) 补给水量为3%； (4) 所规定的最终给水温度； (5) 全部回热系统正常运行； (6) 两台汽动给水泵投入运行；

(7) 在额定电压、额定频率、额定功率因数0.9(滞后)、额定氢压、发电机冷却器冷却水温38℃时，发电机效率不低于99%。

4.1.5.2 汽轮机进汽量等于铭牌工况(TRL)进汽量，在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出的功率(当采用自并励静止励磁时，此功率应已扣除了励磁功率)称为

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最大保证出力(T-MCR)，此工况称为最大保证工况。 (1) 额定主蒸汽及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质； (2) 汽轮机低压缸平均排汽压力为34 kPa.a； (3) 补给水量为0%； (4) 所规定的最终给水温度； (5) 全部回热系统正常运行； (6) 两台汽动给水泵投入运行；

(7) 在额定电压、额定频率、额定功率因数0.9(滞后)、额定氢压、发电机冷却器冷却水温不高于38℃时，发电机效率不低于99%。

4.1.5.3 汽轮发电机组应能在调节阀全开(VWO)，其它条件同4.1.5.2时，汽轮机的进汽量应不小于105%的铭牌工况(TRL)进汽量，此工况称为VWO工况，发电机应与汽轮机VWO工况出力相匹配。

4.1.5.4 当机组功率(当采用自并励静止励磁时，此功率应已扣除了励磁功率)为660MW时，除进汽量以外其它条件同4.1.5.2时称为机组的热耗率验收（THA）工况。此时，机组的净热耗值应不大于卖方的保证值。

4.2 发电机及辅助系统设备技术要求 4.2.1 概述

4.2.1.1 本技术规范书范围为8×660MW超临界汽轮发电机。包括发电机本体；励磁系统；氢、油、水系统；检测装置及必要的附件，备品备件和专用工具、技术标准和图纸资料等。

4.2.1.2 发电机运输应满足国内铁路运输条件。卖方应提供运输方案。卖方应负责发电机定子的现场组装，供给买方一个完整的发电机定子。

4.2.1.3 发电机及辅助系统设备的标识应按买方的要求进行标识。 4.2.1.4 所使用的单位为国家法定计量单位制。 4.2.2 基本规格和参数

额定容量

733MVA

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额定功率 660MW

660MW（对应T-MCR）（注：在额定

最大连续输出容量 氢压、额定功率因数、冷却介质38℃下与汽轮机功率相匹配）

706.09MW（对应VWO）（注：在额

连续输出容量 定氢压、功率因数0.9、冷却介质25-33__℃下与汽轮机功率相匹配）

最大连续输出容量能力 额定电压 额定电压 频率 额定转速 绝缘等级 短路比 瞬变电抗X'd 超瞬变电抗X''d效率 相数 极数

定子绕组接线方式 承受负序电流能力 稳态I2/IN 暂态（I2/IN）2t 额定氢压： 漏氢量

660MW（注：额定氢压、额定功率因数0.9、冷却介质38℃） 20kV 0.9（滞后） 50Hz 3000r/min

F（注：按B级绝缘温升使用） 0.52 ≯0.30 ≮0.15 ≥99％ 3 2 YY ≥8％ ≥10s

≤ 6 Nm3/24h

不大于85dB(A) 噪音（距外壳水平1m，高度1.2m处）

4.2.3 技术标准

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4.2.3.1 发电机，励磁系统，氢，油、水系统的制造、验收和交接试验以国家标准为主要依据。同时必须符合我国有关安全、环保及其它方面强制性标准和规定。 4.2.3.2 技术标准应执行合同签订时的最新版本。各标准之间有矛盾时，按较严格标准执行。

4.2.3.3 主要技术标准如下，但不限于此：

GB755-2000 GB/T 7064-2008 GB1029-2005 IEC60634-1-2004 IEC60634-3-2005 ANSI C50.10 ANSI C50.13 GB7441-1987 GB50150-2006 DL/T 650-1998 DL/T 843-2003 GB/T7409-1997

旋转电机 定额和性能； 隐极同步发电机技术要求； 三相同步电机试验方法；

旋转电机第一部分--额定值和性能； 园筒型转子同步电机的特殊要求； 同步电机的一般要求；

隐极式转子的同步发电机要求； “电站汽轮发电机组噪声测定方法”

“电气装置安装工程电气设备交接试验标准” 大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件； 大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件； 同步电机励磁系统 大、中型同步发电机励磁系统技术要求。

4.2.4 发电机技术要求

4.2.4.1 发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数、额定氢压和额定冷却介质条件下，机端连续输出额定功率为660MW（扣除采用自并励静止励磁所需的功率）。 4.2.4.2 发电机的连续输出容量（扣除采用自并励励磁所需的功率）与汽轮机连续出力工况（T-MCR）的输出功率相匹配。连续输出有功出力不小于（扣除采用自并励静止励磁所需的功率）660MW（在额定氢压 0.5MPa 、冷却水温度38℃ 和额定功率因数 0.9的工况下）, 长期连续运行时各部分温升，不应超过国标GB/T7064-2008中规定的数值。

4.2.4.3 发电机的连续输出容量（扣除采用自并励励磁所需的功率）与汽轮机阀门全开工况（VWO）的输出功率相匹配。连续输出有功出力不小于（扣除采用自并励静止

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励磁所需的功率）706.09MW（在额定氢压0.5_MPa 、冷却水温度_25-30_℃ 和功率因数 0.9的工况下），此时各部分温升，不应超过国标GB/T7064-2008中规定的数值。 4.2.4.4 发电机的连续输出容量能力（扣除采用自并励静止励磁所需的功率）不小于660MW （在额定氢压0.5MPa 、冷却水温度38℃ 和额定功率因数 0.9的工况下），此时各部分温升，不应超过国标GB/T7064-2008中规定的数值。

4.2.4.5 发电机定子额定电压为20千伏。额定功率因数为0.9（滞后）；额定转速为3000r/min，频率为50Hz。

4.2.4.6 发电机采用水、氢、氢冷却方式。

4.2.4.7 发电机的励磁型式，采用自并励静止励磁系统。 4.2.4.8 发电机的可用率不低于99%，强迫停用率小于0.5%。 4.2.4.9 发电机使用寿命不少于35年。

4.2.4.10 发电机旋转方向与汽轮机相一致。发电机定子绕组出线端子数目为6个，从励端向发电机端看，从右到左相序排列为A、B、C（最终出线端子相序排列与设计院协商后确定）。

4.2.4.11 直接冷却的冷氢温度范围为35-46℃，氢冷却器冷却水进水温度一般不超过38℃。

4.2.4.12 发电机内氢气纯度不低于95%时，发电机应能在额定条件下发出额定功率。但计算和测定效率时的基准氢气纯度为98%。

4.2.4.13 发电机线圈冷却水的温度范围为45-50℃。应设有自动调节装置对入口水温进行调节，冷却水温度波动范围不大于2℃。线圈出口水温不得大于85℃。 4.2.4.14 发电机线圈冷却水质透明纯净，无机械混杂物。

导电率（25℃） ≤1.5μS/cm（定子线圈独立水系统0.5~1.5μS/cm） pH值 8.0～9.0

硬度 ＜2微克当量/L（2μgE/L）

4.2.4.15 定子线圈内冷却水允许断水时间在带满负荷运行的情况下不少于30秒。卖方应提供发电机断水减负荷曲线，并能实现在一定条件下可以允许短时间持续运行 1 _小时 15% 负荷的运行方式。

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说明：当定子绕组冷却水中断时，在最初5s备用泵必须立即投入运行，如果备用泵在5 s内不能投入运行，允许发电机满载，并在100%的额定电流下运行总时间为30s。

如汽轮机和锅炉能够配合及电网允许，并且配备有断水自动减负荷装置时，如果备用泵在5 s内不能投入运行，定子电流须在2 min内以每分钟50%额定电流的速率下降到额定值的15%，在冷却水电导率没有明显恶化的前提下，发电机可以在15%额定定子电流下运行1 h。

4.2.4.16 发电机定、转子各部分温度和温升的限值，应符合国标ＧＢ/Ｔ７０６４－2008《隐极同步发电机技术要求》中的规定。 4.2.4.17 基本测温要求

（1）在定子每槽内上、下层线圈间埋置二个单支或一个双支型测温热电阻(Pt100) (三线制) (其中一支备用，引至接线板)。

（2）定子每根绝缘引水管出口端安装测量出水温度的单支T分度热电偶一只。 （3）定子水路总进、出水处各装一只双支型热电阻(Pt100)（三线制独立设置）。 （4）在定子机座上均埋设不少于一个的Pt100测温元件。

（5）在氢气冷却器进、出风处，进、出水处装设Pt100的双支型热电阻(三线制)。在发电机的冷、热风区各装一个双支型Pt100热电阻温度计。

（6）在定子端部压指、压板、边段铁芯、磁屏蔽等处永久性装设（汽端励端）T

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分度热电偶。

（7）在定子铁芯齿部和轭部装设T分度热电偶。

（8）各轴承上和回油管均装设测量油温的双支Pt100测温元件，并在回油管上设有视察窗。

（9）在各轴瓦上还各装设测量轴瓦温度的双支Pt100测量元件。 （10）出线套管出口处安装水温T分度热电偶。

（11）所有温度测量元件引接至厂供接线盒，保证安装合理、牢固、可靠，卖方应说明采用的具体措施，以避免出现搭接和磨损现象。温度测量元件引线均有固定夹固定，并集束固定，设有标号片以保证测点位置准确，并引接至厂供接线盒。 4.2.4.18 发电机轴承排油温度不超过70℃，运行中轴瓦金属最高温度不应超过90℃。 4.2.4.19 发电机应具有一定的短时过负荷能力。从额定工况下的稳定温度起始，应能承受1.3倍额定定子电流下运行至少一分钟。允许的电枢电流和持续时间（直到120秒）如下：

时间（秒） 电枢电流（%） 10 226 30 154 60 130 120 116

机械结构的设计应按照假设每年运行在上述定子电流下的次数不超过两次设计。 同时，在额定工况稳定温度下，发电机励磁绕组能在励磁电压为125%额定值下运行至少一分钟，允许的励磁电压与持续时间（直到120秒）如下：

时间（秒） 励磁电压（%） 10 208 30 146 60 125 120 112

机械结构设计应按照假设每年运行在上述励磁电压下的次数不超过两次设计。 4.2.4.20 发电机应具有失磁异步运行的能力。卖方应提供发电机失磁运行时所带的有功功率和维持时间等数据。

发电机具有短时失磁异步运行能力。当励磁系统故障，且电网条件允许时，失

磁运行的持续时间不得超过15 min，此时允许的负荷在额定值的40%以内，而且发

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生失磁时，在最初的60 s时间内将负荷降至额定值的60%，90 s时间内降至额定值的40%。

4.2.4.21 发电机具有进相运行能力。在功率因数0.95（超前）情况下，发电机能带额定负荷长期连续运行，各部件温度和温升不超过允许值。

4.2.4.22 发电机应具有频繁启停等调峰（变负荷、两班制）运行能力。当电网需要时，发电机应能允许调峰运行。允许启停次数不少于10000次，而不产生有害变形。 4.2.4.23 电压和频率变化范围

发电机在额定功率因数下，电压变化范围为±5%，频率变化范围为±2%时，应能连续输出额定功率。当发电机电压变化为±5%，频率变化为-5%到+3%的范围运行时，由制造厂提供输出功率和温升值及允许的运行时间。

电压KV 频率Hz 有功功率MW 定子铁心温升K （冷氢温度按46℃） 转子绕组最高温升K （冷氢温度按46℃） （min）/每次 寿命期内（次） 19 47.5 660 35.14 73.65 1 60 20 47.5 650 36.45 82.59 1 60 21 47.5 580 36.14 82.43 1 60 19 51.5 660 34.00 55.41 0.5 30 20 51.5 660 34.41 57.38 0.5 30 21 51.5 660 35.50 63.19 0.5 30 4.2.4.24 当汽轮机主汽门关闭时，发电机在正常励磁工况下，允许以同步电动机运行的时间满足汽轮机的要求。

4.2.4.25 发电机应能承受在满负荷，105％额定电压下主变高压侧单相接地故障，还应能承受在105％额定电压和满负荷（相应的保护动作时间内）情况下发电机端三相短路故障, 而不发生有害变形。

4.2.4.26 发电机每一轴段的自然扭振频率（请说明）不应处于0.9至1.1倍及1.8倍至2.2倍工频范围之内（热态）。除卖方正式提出需避开的谐振频率及误并列角度外，当电力系统发生各类振荡、高压线路单相重合闸以及误并列时，汽轮发电机组的每一轴段强度应能承受且无有害变形或损坏。

4.2.4.27 发电机适合于中性点经电阻接地方式运行（电阻指接地变压器二次侧电阻）。 4.2.4.28 发电机各部位振动频率、振动限值

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（1）轴承、轴振动值：

（a）发电机在稳态运行工况(额定转速)下运行时，轴承座振动限值(双倍振幅)在水平、垂直方向不大于0.025mm，轴颈双振幅相对位移限值在轴与垂直成45°方向不大于0.05mm。

（b）发电机过临界转速时，轴承座的双倍振幅振动限值在水平、垂直方向不大于0.075mm，轴颈双振幅相对位移限值在轴与垂直成45°方向不大于0.125mm。

（2）定子铁芯和机座振动的固有频率应避开基频±10%以上；定子铁芯的固有频率应避开倍频±10%以上；定子绕组端部和机座振动的自振频率应避开倍频+20%以上和-10%以下。

（3）定子绕组振动应不大于120μm；定子机座振动应不大于10μm； （4）发电机冷态下端部绕组模态试验的椭圆型固有振动频率及端部绕组中的鼻端、引线、过渡引线固有振动频率（fZ）合格的范围为fZ≤94 Hz、fZ≥115Hz。卖方应说明满足要求所采取的措施。

4.2.4.29 发电机临界转速应离开额定转速的－10%和＋15%。

4.2.4.30 定子绕组三相直流电阻值在冷态下，任何两相的或任何两分支路直流电阻之差，应不超过其最小值的2%。

4.2.4.31 发电机定子绕组在空载及额定电压下，其线电压波形正弦性畸变率应不超过1%。

4.2.4.32 发电机电话谐波因数应不超过0.5%（从额定频率至5000Hz范围的全部谐波）。

4.2.4.33 卖方应采取有效的技术措施，防止有害的轴电流和轴电压。卖方应详细说明采取的技术措施。

如下：采取以下措施防止有害的轴电流和轴电压：

1) 发电机励磁系统加装谐波过滤装置，以防止高次谐波进入转子线圈，进而

在转子上感应谐波电压和电流；

2) 转子制造时，采用严格的工艺措施，保证铁芯内圆间隙均匀和转子槽分度均匀，减小因磁路不均匀度而引起的轴电压和轴电流；

3）汽端设有接地碳刷，保证转子轴良好接地。

4）汽、励端轴承座与轴承之间装设绝缘垫，励端设双重绝缘，双重绝缘间

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埋设测点，用引线引出机外，便于运行中检测绝缘状况。

4.2.4.34 在1/4冷却器组因故停用时，发电机仍能承担80%额定功率连续运行，而不超过允许温升。

4.2.4.35 为提高发电机的运行可靠性，发电机装设的基本自动监测装置：漏水、漏氢、漏油监测器，氢气纯度监测器，发电机绝缘过热监测器（G.C.M），局部放电监测器(P.D.M)，氢气湿度露点监测仪，内冷水系统水质检测设备等。局部放电监测器采用进口设备。

4.2.4.36 发电机的负荷变化率应满足汽轮机运行的要求。 4.2.4.37 结构设计要求

(1) 定子绕组、转子绕组、定子铁芯的绝缘采用F级绝缘，按B级绝缘的温升考核。

(2) 定子机座、端盖、冷却器罩、出线盒应有足够的强度和刚度，避免产生共振。定子机壳与铁芯之间应有弹性连接的隔震措施，机组隔振系数为8。

(3) 定子线棒槽内固定及绕组端部绑扎工艺要牢靠，端部应采取适应调峰运行的技术措施。定子铁芯端部结构件如压指、压圈等应采用非磁性材料，并采取有效的屏蔽措施，避免产生局部过热。定子铁芯压装应可靠，保证不松动和发生扇翅；防止穿芯绝缘螺杆发生故障措施如下：

A、保证发电机调峰运行能力的措施：

1）定子绕组端部采用刚—柔固定结构，绕组端部可随绕组热胀冷缩而轴向自由伸缩，防止定子线圈主绝缘受机械应力造成损伤；

B、防止铁心松动和扇翅措施：

1）对冲片的平整度进行实测，采用合理的齿部及背部垫片。 2）增加铁心装压过程中加压次数。

3）装叠完毕后进行二次150℃加热，加压拉紧工序，确保硅钢片漆膜充分烘干，以便在运行状态下不收缩，铁心不松动。

4）定子铁芯采用绝缘穿心螺杆和分块压板紧固结构，并用拉伸器把紧，且边段铁芯冲片间采用胶粘技术固化成整体，避免了铁芯松动。

C、防止穿芯绝缘螺杆发生故障措施：

穿心螺杆绝缘结构、工艺都极为讲究。穿心螺杆包云母带热固化后精车，螺母下

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有绝缘垫圈和成型绝缘角环。本型发电机采用的铁心穿心螺杆在多年运行中尚未发生接地故障。穿心螺杆与铁心间隙为单边2.5mm。穿心螺杆大修中规定绝缘电阻>100MΩ用2500V兆欧表，出厂耐压5000V。

(4) 转子槽部和端部应采取适应调峰运行的技术措施如下： 1）转子绕组采用含银冷拉硬铜线，提高导线的抗蠕变能力；

2）转子绕组引出线与线圈间、导电杆中部均设有柔性联接，缓冲离心力变形和温度变化引起的疲劳应力，防止低周疲劳破坏；

3）转子护环下绝缘、槽楔下绝缘垫条和转子槽衬与线圈接触的表面均采用滑移层材料，减小摩擦阻力和导体应力；

4）合理选择护环与轴的配合公盈和安全系数，适当加高齿头高度，避免低周疲劳造成转子齿头损伤。

(5) 为提高发电机承受不平衡负荷的能力，转子应设置阻尼绕组。

(6) 定子绕组绝缘引水管应具有足够的强度，固定牢靠，避免相互交叉磨损和松动、脱落、破裂，并与内端盖保持足够的绝缘距离，绝缘引水管的更换周期为两个大修期，即十年以上。

(7) 卖方说明装设定子匝间短路保护是必要性。本机型在每个定子槽内放置2根单匝线圈，匝间绝缘厚度为对地绝缘厚度的2倍，并有最少5mm以上的层间垫条间隔；在端部，匝间绝缘除两倍的对地绝缘外，尚有一定的间隙。整个定子绕组是水冷，定子线棒温度低，不会发生绝缘过热；不论是槽部还是端部，发电机定子绕组的固定和绝缘十分可靠。故该型发电机发生定子匝间短路故障的可能非常小。另外，发电机保护设置了零序电压保护，通常可以反映匝间出现的异常。

(8) 转子如采用气隙取气结构，转子绕组上的通风孔应采用中间铣孔结构。 (9) 卖方说明防止转子绕组匝间短路的措施。采取如下有效措施：

1） 转子绕组嵌线前，完成转子本体的全部金属加工。

2） 转子嵌线在封闭间里进行，工作环境清洁，避免异物落入转子本体内。 3） 严格工艺措施，防止金属屑落入转子本体内。 4） 转子槽楔采用松打结构和工艺。

加强检测，使用动态两极电压法、交流阻抗法及动态波形法三种方法，检查转子绕组绝缘状态，如有异常则采取措施处理，使隐患消除在制造厂内。

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(10) 发电机机座、端盖、端罩出线套管的接合面应具有良好的粗糙度和平面度，密封要严密，避免漏氢。

(11) 发电机与汽轮机和励端连接的靠背轮螺栓，应能承受因电力系统故障发生振荡或扭振的机械应力而不发生折断或变形。

(12) 发电机各部位的测温元件应严格遵循工艺要求进行埋设，保证完整无损，要求双支设置测温元件每个测温元件的三个头应单独引出。发电机测温Pt100热电阻应选用专业厂家生产、质量可靠的产品。

(13) 发电机的轴承应确保不产生油膜振荡。

(14) 发电机定子、转子绕组出线应与封闭母线及共箱母线相匹配，卖方应负责与封闭母线厂、共箱母线厂协调，并提供与母线连接用的端子等。

(15) 发电机励端的轴承座与底板和油管间、油密封座与端盖间加装便于在运行中测量绝缘电阻的双层绝缘垫。在这些部件上均接有引出到机外的测量引线，供在发电机运行期间测量其对地绝缘。发电机汽侧转轴应装设可靠的接地刷。

(16) 转子集电环材质，其硬度要适当，供方应提供材质特性；碳刷要具有较低的摩擦系数并有自润滑作用。供方应采取防止集电环过热的措施。防止集电环过热的措施如下：

集电环材质为50Mn，硬度适中，性能符合JB-1269标准。采取防止集电环过热的措施：小直径集电环加工有螺旋形的通风沟，并开有轴、径向的通风孔，通过集电环处风扇抽风，降低集电环的温度。碳刷结构能防止碳粉落在集电环上。

(17) 集电环的刷盒结构，应采用恒压弹簧。刷幄采用多幄型安全刷幄，一个刷幄可同时不带电调换－排4－6个电刷。

(18) 集电环的冷却风扇应由电机厂负责在机轴上配套，以确保可靠运行。 (19) 发电机和集电环应设有降低噪音的有效措施。

(20) 发电机集电环隔音罩内应设有照明，照明设备由卖方配套安装，应布置在侧壁上。隔音罩内部空间合理，方便施工、手包绝缘及检修。

(21) 定子出线端头对地绝缘按额定电压等级设计，具有相同的绝缘水平和良好的密封性能。

(22) 集电环为整体合金锻钢，转子护环材质采用18Mn18Cr。 (23) 发电机转子真空处理锻件的持久强度σ

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0.2应符合

ASTM A469－94a标准，包

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括σ

0.02的要求。

(24) 发电机出线盒座应采用非磁性材料，结构设计时应能承受每个出线套管上分别吊装4只电流互感器的荷重和防震的要求，且有防止漏氢的可靠性技术措施并装设漏氢的报警装置。

(25) 发电机轴承、轴颈振动测量装置应与汽机厂轴承、轴颈振动测量要求一致。发电机大轴上装设测速齿盘并留有拾振器的位置，以便装设测速装置和大轴振动监测仪表。

(26) 汽轮机供货方对汽轮发电机组整个轴系的振动、临界转速等负责。发电机供货方有责任配合汽轮机供货方，以满足对轴系方面的要求。

(27) 发电机的定子绕组出线在设计时要考虑承受不低于0.8MPa表压的气体压力。

(28) 机壳和端盖，能承受压力为1.0MPa历时15分钟的水压试验，以保证运行时内部氢爆不危及人身安全。

(29) 氢气冷却器按工作水压不低于0.35MPa设计，试验水压不低于工作水压的2倍，历时15min。当冷却器水源压力高于冷却器的工作压力时，冷却器按水源压力设计，试验压力为1.5倍水源压力下进行，历时15min。冷却器的设计还应考虑单边承受0.8MPa的压力。

(30) 发电机氢气冷却器宜采用多片套管式或绕片式结构，冷却水管材料用白铜。 (31) 所有制造废料，如金属屑、填料、电焊条和残留焊条头、破布、垃圾等从构件内部清出，所有鳞皮、锈迹、油漆、油迹、粉笔、蜡笔、油漆记号和其他有害材料都从内、外表面上清除掉，发运时，产品内外清洁，所有设备由卖方在工厂完成油漆(除表面装饰漆外)。 卖方应提交其供货范围内油漆工作的清单，介绍设备和附属设备、管子和配件等的清理和油漆方法、型式等。

4.2.5 励磁系统技术要求

A. 对自并励静止励磁系统的技术要求

4.2.5.A1 励磁系统应满足IEEE的有关规定；其动态和静态性能均应符合GB7409-97和DL/T650-1998《汽轮发电机自并励静止励磁系统技术要求》的规定。 4.2.5.A2 励磁方式：采用机端自并励静止励磁系统。

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。

4.2.5.A3 当发电机的励磁电压和电流不超过其额定励磁电流和电压的1.1倍时，励磁系统应保证连续运行。

4.2.5.A4 励磁系统应具有短时过载能力，励磁系统的短时过负荷能力应大于发电机转子绕组的短时过负荷能力。励磁系统强励倍数应不小于2（静止励磁系统即使定子电压降到80%额定值时），允许强励时间应不低于10秒。 4.2.5.A5 励磁系统电压响应时间不大于0.1秒。

4.2.5.A6 励磁系统稳态增益应保证发电机电压静差率达到±1%。

励磁系统动态增益应保证发电机电压突降15％－20％时可控桥开放至允许最大值。

4.2.5.A7 发电机空载时，阶跃量为发电机额定电压的±10%，发电机电压超调量不大于阶跃量的30%，电压上升时间不大于0.5秒；调节时间不大于3秒，电压摆动次数不多于2次。发电机额定负载时阶跃响应:阶跃量为发电机额定电压的2%~4%,有功功率波动次数不大于5次,阻尼比大于0.1,调节时间不大于10s。

4.2.5.A8 发电机自动零起升压时，自动电压调节器应保证发电机定子电压超调量不大于额定的10%，振荡次数不超过3次，调节时间应不大于10s。

4.2.5.A9 励磁控制系统应保证发电机甩额定无功功率时发电机定子电压不超过额定值的115%。

4.2.5.A10 当发电机空载运行情况下，频率每变化额定值的±1%，其端电压变化应不大于±0.25%额定值。

4.2.5.A11 在发电机空载运行状态下,自动电压调节器的给定电压调节速度应不大于1%额定电压/秒；不小于0.3%额定电压/秒。

4.2.5.A12 当电力系统或主变高压侧发生短路或不对称短路时，励磁系统应正确动作。 4.2.5.A13 励磁系统应能承受发电机任何故障和非正常运行冲击而不损坏。

4.2.5.A14 励磁系统应装设浪涌吸收措施抑制尖峰过电压，还应装设适当的滤波电路来限制轴电压以防止破坏发电机组轴承油膜。

4.2.5.A15 励磁系统的可控硅整流装置应有必要的备用容量。若功率整流装置并联支路数等于或大于4，当有1支路退出运行时，应满足发电机2倍强励和1.1倍额定励磁电流运行的要求；当有2支路退出运行时应满足发电机1.1倍额定励磁电流运行的

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要求。若并联支路小于4而有1支路退出运行时，应满足发电机2倍强励和1.1倍额定励磁电流运行的要求。

4.2.5.A16整流装置并、串联元件应有均流及均压措施，整流元件的均流系数不低于0.95。

4.2.5.A17 励磁装置的硅元件或可控硅元件以及其他设备应能承受直流侧短路故障、发电机滑极、异步运行等工况而不损坏。

4.2.5.A18 整流装置冷却风机应有100%的备用容量，在风压或温度升高时，备用风机应能自动投入，以保证整流装置工作在允许的温度范围内。整流装置的通风电源应设置两路，并可自动切换。任一台整流柜故障或冷却风机、冷却电源故障，应发出报警信号。请说明风机的无故障寿命周期。

4.2.5.A19整流装置交、直流侧应设置隔离断开设备并有断开信号输出（暂定）。整流装置的每个功率元件都设有快速熔断器保护，以便及时切除短路故障元件，应能检测熔断器熔断并给出信号。整流柜结构应保证安全可靠，并便于测试及检修。 4.2.5.A20 在发电机大修周期内，硅整流元件不应有疲劳损坏或明显特性改变。整流元件在安装前须经严格检测，保证各并联元件性能一致。

4.2.5.A21 励磁调节器（AVR）采用数字微机型，其性能应可靠，并具有微调节和提高发电机暂态稳定的特性。励磁调节器各参数及各功能单元的输出量应能显示，显示的参数应为数字模型中的实际值，显示的输出值应为实用量值或标么值。

4.2.5.A22 励磁调节器应设有过励磁限制、过励磁保护、低励磁限制、电力系统稳定器、V/H限制及保护、转子过电压和PT断线闭锁保护等单元。其附加功能应包括转子一点接地保护、转子温度计算、串口通讯模块、跨接器（CROWBAR）、智能均流、高次谐波过滤等内容。

4.2.5.A23 自动励磁调节器AVR设置两个完全相同且独立的（AC调节器）自动通道运行。各通道装设独立的PT、CT、稳压电源，各通道自动相互跟踪达到无扰动切换。每个通道功能齐全，都具有独立工作能力。当一个通道调节器出现问题时，它将自动退出运行，并发出报警。单个通道调节器独立运行时，完全能满足发电机各种工况下的正常运行。同时每一个通道还设有手动电路（DC调节器）作为备用，手动、自动电路应能相互自动跟踪；当自动回路故障时能自动无扰切换到手动。

4.2.5.A24励磁调节器应设有独立的备用手动通道，以满足发电机试验、零起升压试验

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的要求。

4.2.5.A25 自动励磁调节器应保证在发电机空载额定电压的30-110%范围内进行稳定、平滑调节，整定电压的分辨率应不大于额定电压的0.2%。手动控制回路应保证发电机励磁电压在空载额定励磁电压的20%到额定励磁电压的130%范围内进行稳定、平滑调节，调压范围。

4.2.5.A26 AVR应具备下列四种运行方式：机端恒压运行方式、恒励磁电流运行方式、恒无功功率运行方式、恒功率因数运行方式。

4.2.5.A27 自动励磁调节器应有与DCS直接连接的硬接线接口，并留有双向冗余通讯接口与DCS系统实现数字接口。并负责与DCS的接口配合与转换。 4.2.5.A28 自动电压调节器（包括PSS）应保证投入率不低于99％。 4.2.5.A29 自动励磁调节器任一元件的损坏，不应造成发电机停机。

4.2.5.A30 AVR柜可采用自然通风或强迫通风，风机故障时应能保证AVR正常运行，柜体的保护接地和工作接地应分开。

4.2.5.A31 空气冷却的整流柜或AVR柜，应采用可靠的噪声低于65dB（A）的风机。 4.2.5.A32 励磁控制系统在受到现场任何电气操作、雷电、静电及无线电收发讯机等电磁干扰时不应发生误动、拒动等情况，满足有关标准要求。

4.2.5.A33 励磁系统设备在-10℃～+45℃环境温度下连续运行，也能在月平均最大相对湿度为90%，同时该月平均最低温度为25℃的环境下连续运行。

4.2.5.A34 因励磁系统故障引起的发电机强迫停运率不大于0.25次/年。励磁系统强行切除率不大于0.1％。

4.2.5.A35 励磁系统各部件设备应采取防尘、防振措施。

4.2.5.A36 励磁回路应装设性能良好、动作可靠的自动灭磁装置。试验维护应简单，对发电机任何负载均能可靠灭磁，强励状态下灭磁时发电机转子过电压值不应超过4～6倍额定励磁电压值。灭磁开关的额定参数应按励磁系统强励工况（机端电压额定，强励倍数2.5倍额定励磁电压）选择。

4.2.5.A37 磁场开关在操作电压额定值的80%时应可靠合闸,在30%～65%之间应能可靠分闸。

4.2.5.A38 发电机转子回路应设有过电压保护。过电压保护装置动作电压的分散性应不大于±10%。

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4.2.5.A39 励磁变压器应有静电屏蔽及必要的监视和保护装置。能适应带整流负荷的要求，并能承受出口三相短路和不对称短路而不产生有害变形。

4.2.5.A40 励磁变压器设计应充分考虑整流负载电流分量中高次谐波所产生的热量，使励磁变压器温升在允许范围内。励磁变压器容量应满足强励及发电机各种运行工况的要求，保证连续运行不超温。

4.2.5.A41 励磁变压器采用室内干式变压器，铜绕组，绝缘等级为F级，运行最大温升应不超过100K。励磁变高压侧绝缘耐压水平按35kV等级考虑。高压侧套管布置应具有足够的相间距和相应的法兰以满足与封母排垂直相连，低压侧出线端应有相应出线盒，以便与封母排端头联接。卖方应随励磁变压器提供冷却散热装置及测温装置（远方及就地），这些装置具有提供远方信号的引出接点。励磁变的外壳防护等级不小于IP23。

4.2.5.A42 励磁变压器的设计应考虑在高压侧接6kV厂用电源时，能满足汽轮发电机短路、空载试验130%额定机端电压的要求。

4.2.5.A43 励磁变压器高压侧每相应提供3组套管CT，二组用于保护（5P20），一组用于测量(0.5)。低压侧每相亦应提供3组CT，均用于保护（5P20）。CT的二次容量为50VA（联络会）。

4.2.5.A44 采用220V DC电源或380V AC整流起励电源起励方式。当发电机电压上升到规定值时，起励回路自动脱开。

4.2.5.A45 起励过程中，当发电机电压不小于10%时，起励装置应保证AVR能可靠投入。

4.2.5.A46 整流柜柜体防护等级不低于IP32，AVR柜体的防护等级为IP54。柜内应设照明及空间加热器，空间加热器应可根据柜内温度及湿度实现自动控制。 4.2.5.A47 励磁系统测量要求

分别提供外部测量发电机励磁电流、励磁电压：分别配置励磁电流和励磁电压

变送器，以提供模拟量信号输出，供远方指示之用，其中励磁电流二个模拟量输出分别用于测量发电机励磁电流和强励电流，一个模拟量提供输出用于功角测量系统，相应按此原则配置变送器和分流器，模拟量信号要求由设计院提供；对于故障录波：各配置一个满足录波采样要求的元件(如霍尔元件变送器)提供励磁电流和励磁电压模拟量信号输出。还需提供一路励磁电压模拟量输出供AVC系统使用。

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4.2.6 氢气系统技术要求

4.2.6.1 发电机氢冷系统（含置换介质系统）及氢气压力自动控制装置应能满足发电机充氢、自动补氢、排氢及中间气体介质置换工作的要求，能自动监测和保持氢气的额定压力、规定纯度及冷氢温度等。

4.2.6.2 发电机氢冷系统为闭式氢气循环系统，热氢通过发电机的氢气冷却器由冷却水冷却。

4.2.6.3 氢气进入发电机前和在运行中必须干燥，发电机应配置压缩冷凝式两级除湿的氢气干燥器。设有氢气湿度纯度在线检测仪。氢气干燥器入口应设树脂型除油器，干燥装置应保证在额定氢压下机内氢气露点不大于-5℃同时又不低于-25℃。干燥器氢气处理量应不小于100Nm3/h。当发电机内氢气露点超过要求时，应报警并采取措施。发电机充、补氢气的露点≤－50℃。采用氢气干燥器的型式（联络会定）。 4.2.6.4 发电机设置液位检测报警装置。

4.2.6.5 为了测量冷氢和热氢温度，在每个氢冷却器进出风口各埋设置一个双支Pt2100热电阻。

4.2.6.6 两侧氢气冷却器冷却水流量分别由两个阀门站分路控制，氢气冷却器进出水管路应对称布置。由卖方提供温度、流量测量元件。

4.2.6.7 发电机氢冷系统及氢气控制装置的所有管道、阀门、有关的设备装置及其正反法兰附件均由卖方供货，材质为1Cr18Ni9，并使布置便于运行操作，监视和维护检修。氢系统密封阀均为无填料密封阀。

4.2.6.8电机氢气纯度、压力除设有防爆型就地指示和报警装置外，还应设置输出到远方指示及报警输出接点。

4.2.6.9 在确保系统完整的前提下至少提供下列设备：

（1） 一套压力自动调节器，包括一个减压阀、两个压力计和一个低压报警用

压力控制器等，用于控制发电机内部氢气压力；

（2） 氢和二氧化碳置换装置； （3） 氢气、空气干燥装置； （4） 阀门、管接头等附件； （5） 测量和控制仪表（至少）：

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1） 氢气湿度露点、温度在线监测仪和报警装置； 2） 在线氢气纯度分析仪（带远、近报警讯号）； 3） 压力指示器及报警信号接点； 4） 漏氢监测和报警装置；

5） 用于控制氢冷却器冷却水流量的氢气温度信号接点； 6） 发电机绝缘过热监测器； 7） 局部放电监测仪； 8） 其它必要的仪表和设备。

4.2.7 密封油系统

4.2.7.1 密封油系统应满足发电机在正常运行、起动、停机、盘车，充氢置换等工况下均能密封住机内气体的要求，并使压差稳定在规定范围内，且不应有密封油漏入发电机内。

4.2.7.2 密封油系统应采用集装式，并应方便检修。密封油系统的所有管道、阀门等材质应采用1Cr18Ni9。

4.2.7.3 密封油系统应配备性能良好的进口压差阀和平衡阀。

4.2.7.4 密封油系统应提供真空脱水、脱气装置，密封油中的含水量不应大于50mg/L。 4.2.7.5 密封瓦结构可采用双流环式。 4.2.7.6 密封油冷却器冷却水温不高于38℃。

4.2.7.7 为了在启动过程调节氢侧油温，应设有加热装置。 4.2.7.8 润滑油回油管上应装设视流窗，以便观察回油。 4.2.7.9 交油泵电动机应采用防爆型。

4.2.7.10 若密封油油源取自汽轮机润滑油，卖方应考虑油质满足发电机的要求。 4.2.7.11卖方至少应提供下列设备：

（1）双流环式油密封系统：

—1台100％容量交流电动机带动的氢侧密封油泵，1台100％容量直流电动机带动的氢侧备用密封油泵；

—1台100％容量交流电动机带动的空侧密封油泵，1台100％容量直流电动机带动的空侧备用密封油泵；

—自动补排油调节器；

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—发电机轴承油循环油箱（如使用的话）； —油过滤器；

—2台氢侧密封油冷却器和2台空侧密封油冷却器； —密封油加热器；

—冷却器的冷却水测温元件； —密封油仪表盘（柜）；

—包括连接到发电机的全部管道、阀门（注：其中平衡阀和差压阀应为进口）、调节器、过滤器、温度计、报警装置、密封油压计（变送器）和就地仪表等。

（2）单流环式油密封系统（不适用）。 —真空油箱（含真空泵）； —氢侧油气分离箱（除氢油箱）； —空侧油气分离箱； —主油泵； —循环油泵； —事故油泵； —过滤器； —双向过滤器； —油、水分离器等； —油工况检测柜；

—包括连接到发电机的全部管道、阀门（注：其中差压阀应为进口）、调节器、过滤器、温度计、报警装置、密封油压计（变送器）和就地仪表等。 4.2.8 定子冷却水系统技术要求

4.2.8.1 定子冷却水系统供发电机定子绕组冷却，为闭式独立水系统，采用集装式结构，冷却器冷却水进水温度不高于38℃。冷却器为进口板式换热器。板片材料用TP316L。水侧清洁系数为0.85、水阻 <0.03MPa、冷却水进水压力0.15~0.2 Mpa、板间距不小于7mm,。

4.2.8.2 水系统中的所有接触水的元器件均采用1Cr18Ni9或有色金属等抗水腐蚀材料。

4.2.8.3 定子水系统中水泵、冷水器、滤水器各设2台，互为备用。每台冷却器都应按

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照机组最大负荷设计流量、最高水温，并有10%的面积余量。

4.2.8.4 发电机内冷却水进水管应装压力表、压力开关和流量表及流量测量装置，为了确保断水保护动作信号的可靠性，设置3只水流量极低开关及1只差压变送器。 4.2.8.5 冷却器应有温度自动控制装置。

4.2.8.6 水系统应配有10%容量的离子交换器及其流量计、电导仪、压力表及温度计。 4.2.8.7 定子水箱按压力容器设计、制造。水箱排空管上装有气敏元件、测氢浓度报警。 4.2.8.8 水系统应设置自动补水和水箱水位4~20mA远传信号装置。

4.2.8.9 水系统应设有电加热装置，以保证定子进水温度不低于氢温，防止发电机内部结露。

4.2.8.10 提供完整的控制和报警装置并分别备有远程、就地的信号设备。

4.2.8.11 水系统的管道设计应考虑定子线圈反冲洗和排水管及阀门，能方便地对定子线圈进行反冲洗。反冲洗管道上加装激光打孔的不锈钢过滤器。

4.2.8.12 定子水系统集装设备及以外到发电机的阀门、法兰及反法兰、附件管道等均由卖方供货。

4.2.8.13 发电机水路密封垫圈、垫片应采用聚四氟乙烯材料，在水质合格的情况下，汇水管对地绝缘电阻应＞30KΩ。

4.2.9 电流互感器技术要求

电流互感器是供给发电机的继电保护、电压调节器、测量表计用，采用套管型。安装在发电机定子线圈引出端子上，其二次侧引线联接在机组的就地端子箱内。

每台发电机24(暂定27)只，变比为25000/5A，其精度等级、容量:

继电保护 电压调节器 测量表计

有功、无功电度表 继电保护

TPY 0.2S级 0.2S级 0.2S级 5P20

75~100VA 15只 200VA 3只 200VA 3只 100VA 3只

75~100VA 3只（暂定）

4.2.10 发电机仪表及控制技术要求

4.2.10.1 仪表和控制要求

4.2.10.1.1 卖方应提供足够的资料以说明对发电机的控制要求、控制方式及联锁保

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护等方面的技术条件和数据。对于卖方配套的控制装置，仪表设备，卖方应提供与DCS控制系统的接口，并负责与DCS控制系统的协调配合，直至接口完备。

4.2.10.1.2 卖方应提供详细的发电机及其氢、油、水系统的运行参数，包括发电机及其配供设备运行参数的报警值及保护动作值。

4.2.10.1.3 卖方应对其所供热控仪表设备(组件)包括每一只压力表、测温组件、仪表、阀门都要注明仪表编号，并详细说明其用途、型号、规范、安装地点及制造厂家。卖方应将详细清单交买方确认。设备的现场安装标识，应与设计图纸一致。 4.2.10.1.4 随设备所供的就地表和监测组件必须符合国际标准，且规格要齐全，检测组件的选择应符合监测控制系统的要求。

4.2.10.1.5 卖方应保证其所供热控设备的可靠性。

4.2.10.1.6 所用水位、压力取样点等要求布置在介质稳定且具有代表性和便于安装维护的位置，并符合有关规定。

4.2.10.1.7 随发电机供货的热控设备的规范应征得买方的确认。

4.2.10.1.8 发电机内部的埋管数量，应满足测温元件电缆穿管数量的要求。 4.2.10.1.9 买方提供的控制电源为交流 380V/220 V、220V及直流110V。 4.2.10.1.10 发电机制造厂应成套供应满足机组启停与运行中安全监视和经济运行所必须的，安装在本体范围内的仪表、取样部件、检测元件、安全保护装置、阀门、以及与检测元件或传感器相连的特殊仪表等。卖方供货范围内的被控设备可控性，检测仪表和控制设备性能应满足全厂自动化投入率100％的要求。

4.2.10.1.11 卖方应设计和提供机组性能试验所需要的试验取样点、一次检测元件以及一次元件安装所需的套管、一次阀门等。

4.2.10.1.12 所有成套提供的就地测量仪表应配供相应的安装附件（一次门、二次门及排污门等）。

4.2.10.1.13 卖方应预留发电机本体及其氢、油、水系统所有过程仪表的安装接口，包括压力、温度、流量、分析仪表等，根据需要安装一次阀门，并带有封头。所有一次门后应配供不锈钢连接短管，一次门材质应为不锈钢。阀门采用进口优质产品，并由买方确认。

4.2.10.1.14 随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件必须符合国际标准，测量元件的选择应符合控制监视系统的要求。所有的联锁保护均应使用逻辑开关，不允许采

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用电接点型仪表。

4.2.10.1.15 发电机本体所有测点必须设在具有代表性、便于安装的位置，并符合有关规定，测点数量应满足对机组作运行监视和热力特性试验的需要。

4.2.10.1.16 所有的变送器应为二线制智能变送器（分析仪表，导电度表除外），精度至少达到0.1级，提供的外部负载应至少为500欧姆。外壳防护等应达到IP65标准，并具有1/2”的螺纹电缆接口。所有不使用的连接口应予以封堵。

4.2.10.1.17 所有过程逻辑开关的精度至少为0.5级，其外壳防护等应至少达到IP65标准，并具有不小于1/2”的螺纹电缆接口。提供的接点输出应为DPDT（双刀双掷）型。

4.2.10.1.18 随发电机本体提供的所有热电偶、热电阻测温元件应采用双支型，热电偶的精度应满足以下要求：

误差限值 ?1.7?C

温度范围 0?C-316?C

4.2.10.1.19 就地指示仪表的精度至少为1.5级，盘面直径不小于150mm（气动控制设备的空气过滤器、定位器上的压力指示表除外）。通常情况下，表计的量程选择应使其正常运行时指针处在3/4量程位置。在就地温度计要求采用万向型抽芯式双金属温度计，不得采用水银温度计。安装在振动场合的仪表应选择防振型仪表。 4.2.10.1.20 发电机氢气密封油系统中配供的所有就地仪表设备应采用防爆型。 4.2.10.1.21 所有模拟量接口信号应是4～20mA（热电偶及热电阻除外），所有至DCS及电气控制回路的接点输出应至少为2副SPDT无源接点，接点容量（安培数）应至少满足如下要求：

230V AC

115V DC

10A 5A

230V DC

5A 5A

I – 接点闭合(感性回路)： 5A II- 连续带电： III-接点分断：

5A 2.5A

0.25A 0.15A

4.2.10.1.22 对于不随发电机供应的执行机构，应由卖方提供力矩连接方式及其它技术要求。

4.2.10.1.23 卖方所供控制盘柜的外壳防护等级，室内应为IP32，室外应为IP56（防腐），盘柜的色标应由买方确认。

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4.2.10.1.24 盘柜的前后门应有永久牢固的标牌；机柜应有足够的强度能经受住搬运、安装产生的所有应力，保证不变形；机柜的钢板厚度至少为3mm；机柜内的支撑件应有足够的强度，保证不变形。

4.2.10.1.25 氢、水、油系统与DCS的接口在就地仪表盘（卖方提供）的端子排上。机柜内的端子排应布置在易于安装接线的地方，即为离柜底300mm以上和距柜顶150mm以下。

4.2.10.1.26 盘柜内应预留充足的空间，使买方能方便地接线、汇线和布线；所有接线端子柜应合理配置电缆布线空间，确保所有电缆接线完成后柜内仍留有15%的富余空间。

4.2.10.1.27 随发电机供货的阀门、档板等应具有足够的调节范围和可控性，并具有成熟运行经验，以满足热工控制系统的要求。

4.2.10.1.28 卖方供应的补氢电磁阀，应与补水、补油、排油电磁阀采用同一电压的电磁阀，电磁阀应满足防爆、防火的有关要求；电磁阀电压等级为220VAC。 4.2.10.1.29 发电机定子铁芯和绕组测温元件，应选用符合国家标准的产品。测量铁芯和绕组温度的测点数量应符合实际需要，不宜过多。为防止测温元件损坏，可考虑一些备用点，但应在图纸中注明。所有测温元件均应接至本体接线盒。 4.2.10.1.30 重要的液位测量应具有4~20mA远传信号和报警装置。 4.2.10.2 仪表和控制设备选型原则

4.2.10.2.1 卖方提供的变送器、压力开关、差压开关、温度开关、流量开关、过程分析仪表等设备，应采用进口优质产品，设备选型由买方确认。发电机供货范围内不采用基地式调节机构。

4.2.10.2.2 卖方提供的控制器、电动执行机构、电动门控制装置、电磁阀、控制开关和控制继电器等，应采用进口优质产品，设备选型由买方确认。

4.2.10.2.3 卖方提供的执行机构及配套设备应为进口优质产品，设备选型由买方确认。

4.2.10.2.4 卖方提供的热电偶应采用T分度，热电阻采用双支PT100。 4.2.10.2.5 所有卖方提供的仪表阀门和导管的材质应为不锈钢。

4.2.10.2.6对于卖方配套的控制装置，仪表设备，卖方应考虑和提供与DCS控制系统的接口并负责与DCS控制系统的协调配合，直至接口完备。

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4.2.11 阀门的技术要求

4.2.11.1 本技术规范书中包括了发电机本体及附属设备所使用的各种阀门，卖方配用提供的阀门均应符合ANSI B16.34，ANSI B31.1，MSS-SP-61 、AWWA以及国家标准。

4.2.11.2 阀门的选用等级及工作参数应根据所提供的运行工况，符合系统设计要求及有关法规和标准。

4.2.11.3 所有阀门及附件都应操作灵活，开启、关闭速度稳定、灵活，阀门严密不漏。每个阀门都应有制造厂商的厂名或商标以及识别符号以标明制造厂商所保证的使用工作条件。

4.2.11.4 所有气动阀门均应配有空气减压过滤器与行程开关，用户提供的气源压力为6-8kg/cm2。由电子信号（4-20mA）控制的气动调节阀应配有电子定位器和位置反馈变送器（二线制4-20mA输出）；由气信号（0.2-1kg/cm2）控制的气动调节阀应配有气动定位器和位置反馈变送器（二线制4-20mA输出）。

4.2.11.5 所有阀门的电动装置，均应提供该装置的接线图和特性曲线。所有电动阀门在全开全关位均有四开四闭行程开关。

4.2.11.6 所有控制用调节阀泄漏要求达到ANSI Ⅴ级，均应提供电动或气动装置接线图、调节特性曲线及配备有关附件，并提供调节特性参数表和设备图纸。

4.2.11.7 用于油系统的阀门均不得使用铸铁阀，压力等级应在工作压力高一级，阀门内壁均不得涂漆，而采取其他防腐措施。

4.2.11.8 为防止阀门在开启或关闭时过调，所有阀门都应设置可调行程和力矩开关。 4.2.11.9 每只阀门都应带有指标开启和关闭方向的铭牌，还应在阀门上明确标明流动方向。对于“锁于开启位置”或“锁于关闭位置”的阀门，应带有能将阀杆锁于开启或关闭位置的装置。

4.2.11.10 所有系统的阀门应具有可靠性的密封性。

4.2.11.11 凡是由于热力过程的需要、起动或停时经常操作、安装位置工作条件很差，均须设有电动或气动操作机构。

4.2.11.12 氢、油、水系统所有疏水阀、平衡阀、调节阀、电磁阀、逆止阀、截止阀、闸阀等，卖方应列出阀门的技术参数，选型规范、数量。平衡阀、调节阀、电磁阀要求进口。

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4.2.11.13 阀门与执行器配套提供。电动执行机构为进口智能型一体化产品，要求卖方按英国/ROTORK IQ系列、德国/SIPOS 5 FLASH系列、德国EMG系列系列三家分包商分别报价，按最高价计入总价，设备选型最终由买方在技术协议中确定。发电机供货范围内不采用基地式调节机构。执行器能接受并反馈4～20mA信号。电压等级380VAC。 4.2.12 材料

4.2.12.1 卖方应根据技术要求选择适用的发电机本体及辅机制造材料。应根据不同的使用场合，按照压力、温度、抗冲击强度、硬度、抗腐蚀性能等要求合理选用材料。 4.2.12.2 卖方应按有关选用的标准（如ASTM，ANSI，ASME，SAE，JIS等标准）标出材料型号，当没有这些牌号时，应标明材料制造厂家，材料的物理特性，化学成份。 4.2.12.3 卖方应提供材料检验记录的付本。 4.2.13 安装和检修的要求

4.2.13.1 卖方应随机提供用于拆卸、起吊、安装各项部件的专用工具。

4.2.13.2 在外壳上应设置手柄、挂耳或其他装置；重量超过20公斤的发电机零部件不适于用钢丝绳捆缚时，应另配置起吊，卸放和支承装置，以便于安装和检修。 4.2.13.3 发电机应配备翻转轴瓦时用的抬轴装置。 4.2.13.4 发电机油气系统的防火要求应按美国NFPA标准。

4.2.13.5 卖方提供的部件或组件或组件上的设施构造必须保证方便现场安装、检修。 4.2.14 性能保证

4.2.14.1 发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数、额定氢压和额定冷却介质条件下，机端连续输出额定功率为660MW（扣除采用自并励静止励磁所需的功率）。 4.2.14.2 发电机的连续输出容量（扣除采用自并励励磁所需的功率）与汽轮机连续出力工况（T-MCR）的输出功率相匹配。连续输出有功出力不小于（扣除采用自并励静止励磁所需的功率）660MW（在额定氢压0.5MPa 、冷却水温度38℃ 和额定功率因数 0.9的工况下）, 长期连续运行时各部分温升，不应超过国标GB/T7064-2008中规定的数值。

4.2.14.3 发电机的连续输出功率（扣除采用自并励励磁所需的功率）与汽轮机阀门全开工况（VWO）的输出功率相匹配。连续输出有功出力不小于（扣除采用自并励静止励磁所需的功率）706.09MW （在额定氢压0.5 MPa 、冷却水温度25-30℃ 和功率

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因数0.9的工况下），此时各部分温升，不应超过国标GB/T7064-2008中规定的数值。 4.2.14.4 发电机效率≥99%。

4.2.14.5 发电机在稳态运行工况(额定转速)下运行时，轴承座振动限值(双倍振幅)在水平、垂直方向不大于0.025mm，轴颈双振幅相对位移限值在轴与垂直成45°方向不大于0.05mm。

发电机过临界转速时，轴承座的双倍振幅振动限值在水平、垂直方向不大于0.08mm，轴颈双振幅相对位移限值在轴与垂直成45°方向不大于0.15mm。 4.2.14.6 发电机在旋转中额定氢压下漏氢量应在24小时内保证值小于6 Nm3（折算为标准气压下）。

4.2.14.7 励磁系统强励倍数＞2(机端电压降到80%时)；响应时间小于0.1秒。（适用于自并励励磁系统）

4.2.14.8 励磁系统强励倍数2倍；电压响应比应大于3.58倍/秒；响应时间：上升值不大于0.1s,下降值不大于0.15s。（适用于无刷励磁系统）

4.2.15 试验

4.2.15.1 对每台发电机进行出厂试验检查，并进行现场试验以验证其保证性能，发电机基本设计中应包括所有必需的试验接口及适用于试验的电站仪表。 4.2.15.2 提供各种校正曲线以供性能测试中校正计算用。 4.2.15.3 发电机本体及辅助系统试验

(1) 当转子全部加工完后，应进行1.2倍额定转速的超速试验，历时2分钟而无永久性异常变形和防碍正常运行的其他缺陷。

(2) 定子绕组、转子绕组、绝缘引水管，测温元件及其它部位的绝缘电阻应符合IEC中有关条款的规定，定、转子绕组耐电压试验按GB中有关条款的规定进行。

(3) 定子绕组出线端的绝缘套管应单独在空气中进行工频干闪及耐电压试验，试验电压不低于发电机定子绕组试验电压的1.5倍历时1分钟。

(4) 定子绕组的内水系统应能承受下述水压试验，历时8小时而不漏水和渗水。定子绕组的内水系统出厂试验水压为1MPa(g)；安装后交接试验水压为0.8MPa(g)。

(5) 用动态波形法交流阻抗法和动态波形法分别检查转子匝间短路。

(6) 定子端部线圈手包绝缘和绝缘盒等部位应按原两部（安全技）1994（86号）

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文中的测试方法作试验。

(7) 定子绕组各支路应进行热水流试验。卖方定子绕组各支路厂内进行热气流试验。

(8) 转子在出厂前应对每风区、每个通风孔进行通风试验。 (9) 定子出线套管在组装前单独进行严密性试验。

(10) 发电机本体、励磁系统和氢、油、水系统以及检测装置等辅助系统应在出厂前试验合格后方可交付;在现场的试验见附件5。 4.2.15.4 仪表及控制系统试验

(1) 检测控制设备出厂前和在现场，应进行检查和试验。 (2) 检查和试验应能证明下列各项：

a）所供设备符合有关技术条件和安全规范； b）安全装置和保护装置动作正确； c）达到供货合同规定的保证值； d）满足供货合同规定的其他特殊要求。 (3) 出厂前的试验项目应包括：

a）外观检查； b）性能试验； c）功能试验； d）电源变化试验； e）绝缘试验； f）环境条件试验； g）特殊的专项试验。 (4) 现场试验项目应包括：

a) 单体调换（安装前进行）；

b）系统开环调试（无负荷运行调试在分部试运时进行）； c）系统调试（带负荷运行调试随电厂主机进行）； d）考核试验。

4.2.16 技术数据表

本章表格由卖方填写，但必须请卖方注意表中的技术数据及表格内容是不完备

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的，卖方可根据其所供应的设备作必要的修正和补充并予以说明。

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表4.2.16.1发电机技术数据表

序 号 1 规格型号 发电机型号 额定容量SN 额定功率PN 最大输出功率PVWO 最大连续输出功率能力PT-MCR 额定功率因数cosφN 定子额定电压UN 定子额定电流IN 额定频率fN 额定转速nN 额定励磁电压UfN 额定励磁电流IfN 空载励磁电压 空载励磁电流 定子线圈接线方式 冷却方式 励磁方式 2 参数性能 定子每相直流电阻（75℃） 转子线圈直流电阻（75℃） 定子每相对地电容 A相 B相 C相 转子线圈自感 直轴同步电抗Xd 名 称 单位 MVA MW MW MW kV A Hz r/min V A V A Ω Ω pF pF pF L % 34

设计值 QFSN-660-2 733 660 706.09 660 0.9(滞后) 20 21170 50 3000 460.2 4487 142 1437 YY 水氢氢 静止励磁 0.00121 0.0974 0.274 0.274 0.274 0.739 249.624 试验值 保证值 备注 冷却器进水温度25-30 内蒙古锦联8×660MW机组工程（汽轮发电机及辅助设备） 技术协议 序 号 名 称 单位 % % % % % % % % % % % % sec sec sec sec sec sec sec sec sec t.m % ±% ±% MW 35

2设计值 242.985 33.352 29.350 47.591 41.880 24.333 23.684 21.789 24.008 22.087 11.048 10.495 8.728 0.970 1.026 0.209 0.046 0.067 0.035 0.035 9.86 0.5 8 10 -3，+2 5 264 试验值 保证值 备注 横轴同步电抗Xq 直轴瞬变电抗（不饱和值）X′du 直轴瞬变电抗（饱和值） X′ d 横轴瞬变电抗（不饱和值）X′qu 横轴瞬变电抗（饱和值）X′ q 直轴超瞬变电抗（不饱和值）X″du 横轴超瞬变电抗（不饱和值）X″qu 横轴超瞬变电抗（饱和值）X″q 负序电抗（不饱和值）X2u 负序电抗（饱和值）X2 零序电抗（不饱和值）Xou 零序电抗（饱和值）Xo 直轴开路瞬变时间常数T′do 横轴开路瞬变时间常数T′do 直轴短路瞬变时间常数 T′d 横轴短路瞬变时间常数 T′q 直轴开路超瞬变时间常数T″do 横轴开路超瞬变时间常数T″qo 直轴短路超瞬变时间常数 T″d 横轴短路超瞬变时间常数 T″q 灭磁时间常数Tdm 转动惯量GD 短路比 SCR 稳态负序电流I2 暂态负序电流 I22t 允许频率偏差 允许定子电压偏差 失磁异步运行能力 2内蒙古锦联8×660MW机组工程（汽轮发电机及辅助设备） 技术协议 序 号 名 称 单位 min 设计值 15 660 寿命期内长期连续 寿命期内120°两次或180°五次 ＜1 ＜3 179.63 546.37 379.81 384.30 599.02 427.46 490.30 631.74 1.39x10 85 3试验值 保证值 备注 进相运行能力 进相运行时间 允许误并列能力 电话谐波因数THF 电压波形正弦畸变率Ku 三相短路稳态电流 暂态短路电流有效(交流 分量) 相-中性点 相-相 三相 次暂态短路电流有效值 （交流分量） MW h % % % % % % % % % % t.m dB(A) 年 r/min r/min r/min mm mm mm 36

85 相-中性点 相-相 三相 三相短路最大电流值 （直流分量峰值） 相-相短路最大电磁转矩 噪声 调峰能力 发电机使用寿命 3 振动值 临界转速 一阶 二阶 临界转速轴承/轴振动值 垂直 水平 允许两班制调峰运行 35 733 2074 ＜0.075/ ＜0.125 ＜0.075/ ＜0.125

内蒙古锦联8×660MW机组工程（汽轮发电机及辅助设备） 技术协议 序 号 名 称 单位 mm mm mm mm mm mm Hz mm Hz kW kW kW kW kW kW % ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ 37

设计值 ≤94 ≥115 1709.7 605.5 2011.7 1163.6 1043.5 6534 99.02 F F F 80.3 77.7（层间） 90.9 83 82（层间） 99.4 试验值 保证值 备注 ＜0.06/ ＜0.1 ＜0.06/ ＜0.1 ＜0.025/ ＜0.05 ＜0.025/ ＜0.05 ≤94 ≥115 ?0.12 ≥99 见汽机 超速时轴承/轴振动值 垂直 水平 额定转速时轴承/轴振动值 垂直 水平 定子线圈端部振动频率fv 定子线圈端部振动幅值 轴系扭振频率 4 损耗和效率（额定条件下） 定子线圈铜耗Qcu1 定子铁耗Qfe 励磁损耗Qcu2 短路附加损耗QKd 机械损耗Qm 总损耗 ΣQ 满载效率η 5 绝缘等级和温度 定子线圈绝缘等级 转子线圈绝缘等级 定子铁芯绝缘等级 定子铁芯温度（额定工况） 定子线圈温度（额定工况） 转子线圈温度（额定工况） 定子铁芯温度（MCR工况） 定子线圈温度（MCR工况） 转子线圈温度（MCR工况） 内蒙古锦联8×660MW机组工程（汽轮发电机及辅助设备） 技术协议 序 号 名 称 单位 ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ μS/cm MPa(g) t/h t/h ℃ ℃ t/h MPa(g) MPa(g) m Nm/24h ℃ ℃ ℃ L/min t/h ℃ 38

33设计值 1.2 45±1 65 45~50 64.7-69.7 0.5~1.5 8~9 0.25~0.45 250 100±3 2组 38 45 2x300 0.5 0.52 110 6 98 95 -25 - -5 45~50 70 2x700+15 180 40~45 试验值 保证值 备注 ≤120 最高 定子端部结构件允许温度 转子温度不均匀系数 6 冷却介质的压力、流量和温度 发电机进口风温 发电机出口风温 定子冷却水进口水温 定子冷却水出口水温 定子冷却水导电率 定子冷却水PH值 定子冷却水压力 定子冷却水流量(二次水量) 定子冷却水流量(一次水量) 氢气冷却器数目 氢气冷却器进水温度 氢气冷却器出水温度 氢气冷却器水流量 额定氢压 最高允许氢压 发电机机壳容积 发电机漏氢量 发电机内氢气纯度（额定） 发电机内氢气纯度（最小） 发电机内氢气湿度（露点） 轴承润滑油进口温度 轴承润滑油出口温度 轴承润滑油流量 密封油装置冷却器冷却水量 密封瓦进油温度

内蒙古锦联8×660MW机组工程（汽轮发电机及辅助设备） 技术协议 序 号 名 称 单位 ℃ L/min L/min 台 ℃ MPa mm mm mm mm mm mm n n （A/mm) (A/cm) mm t t mm t 2设计值 空侧56 氢侧65 氢侧2x25.5 空侧2x140 4 70 0.584 1316 2673 6300 88 42 2 8.2×4.9-1.45 8.2×2.6 36 72 上：7.54 下：9.42 2151 4.6 290 300 试验值 保证值 备注 铁路 密封瓦出油温度 密封油流量 氢侧 空侧 密封油泵数量 密封瓦温度 密封油压力 7 主要尺寸和电磁负荷 定子铁芯内径Do 定子铁芯外径Da 定子铁芯长度Li 气隙（单边）g 定子槽数Zi 定子绕组并联支路数a1 定子线圈尺寸 空心m×h-壁厚 实心m×h 每槽线圈股数 空心 实心 定子电流密度J1 定子线负荷As1 定子槽主绝缘单边厚度 定子总重量 定子运输重量 定子运输尺寸L×W×H 转子重量 10480×4000×4368 66.5 39

内蒙古锦联8×660MW机组工程（汽轮发电机及辅助设备） 技术协议 序 号 转子外径D2 转子本体有效长度 转子运输长度L2 转子槽数 转子槽尺寸m×h 转子每槽线匝数 每匝铜线尺寸m×h 转子电流密度J1 定子槽绝缘单边厚度 气隙磁密Bs 转子匝间绝缘厚度 护环直径Dk 护环长度Lk 8 主要材质和应力 定子硅钢片型号 硅钢片厚度 铜线型号 转轴材料型号 转轴材料脆性转变温FATT 转轴屈服极限σs 转轴安全系数K 转子铜线型号 转子铜线屈服极限σs 护环材质型号 护环屈服极限σs 护环安全系数K 转子槽契材质型号 名 称 单位 mm mm mm mm mm （A/mm) mm Gs mm mm mm mm ℃ N/mm N/mm N/mm k 2222设计值 1140 6250 12800 15400 32 42.1×186 8 39×14.6 9.94 1.3 9759 0.4 1238 890 50W270 0.5 SBZEKB/155(空心) SBZEKB/155(实心) 25Cr2Ni4MoV -23(径向试棒) 660～810 2.5 含银冷拉铜排 180 1Mn18Cr18N 1070～1210 1.65 铝合金和铍铜合金 试验值 保证值 备注 公路 铁路 40

内蒙古锦联8×660MW机组工程（汽轮发电机及辅助设备） 技术协议 序 号 名 称 单位 m/s mm A/cm A/cm A 22设计值 59.7 380 50Mn 12 8.76 5632 0.29/18 试验值 保证值 备注 9 集电环和电刷 集电环表面线速度 集电环外径 集电环材料 电刷允许载流密度 额定工况下电刷载流密度 集电刷和碳刷允许励磁电流 电刷摩擦系数和电阻系数

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表4.2.16.2励磁系统技术数据表 A. 自并励励磁系统技术数据表

序号 1. 2. 参数名称 ABB进口组装 8面 8600X1000X2000 机端静止励磁 396’565h 460.2 487 4487 4756 920.4 8964 20 满足强励 满足额定/限负荷 0.98 <0.04s <0.04s 30%～110% Ug 10%If0～130% Ifn <0.1% ±1% ≦5 ≦3 2600v 2800 N/A N/A 残压/厂用电 交流或直流电源 448.7ADC 4935.7A 干式整流变压器 ZDCB10 2400/35 42

备 注

励磁盘柜 1) 数量（面） 2) 外型尺寸(L×W×H)（mm） 系统参数 1) 励磁系统型式 2)励磁系统平均无故障时间 3)额定励磁电压（V） a) 额定工况 b) TMCR工况 4) 额定励磁电流（A） a) 额定工况 b) TMCR工况 5) 励磁系统强励顶值电压（V） 6) 顶值电压时的励磁电流（A） 7) 强励允许时间（s） 8) 整流柜 退1柜系统输出电流 退2柜系统输出电流 9）均流系数 10) 励磁系统电压响应时间: a)上升（强励）(s) b)下降（强减）(s) 11) 自动电压调整范围 12) 手动电压调整范围 13) 励磁系统调压精度 14）静差率 15) 空载时阶跃5％超调量 a) 调节时间（秒） b) 振荡次数（次） 16）灭磁电压整定值（V） 17) 转子过电压保护动作整定值（V） 18) 风机故障时，功率柜输出额定负荷电流（A） 19) 风机故障时，功率柜输出额定负荷电流的保证时间（min） 20) 启励参数 a) 启励方式 b) 初励方式 C) 初励电流（A） 21) 最大连续输出电流 3. 励磁变压器 1）型式 2）型号 内蒙古锦联8×660MW机组工程（汽轮发电机及辅助设备） 技术协议 序号 参数名称 3）生产厂家 4）容量（kVA） 5）额定电压（原边/副边，V/V） 6）绝缘等级 7）绕组连接 8）高压侧CT a)制造厂及型号 b)绝缘等级（kV） c) 变比及准确等级 d) 容量 9）低压侧CT a)制造厂及型号 ABB进口组装 金盘/顺特 3×2400 20000/950 F Y，d-11 上互、大互套管式 35 400/5 5P30/5P30/0.5 30VA 上互、大互套管式 6000/5 5P30/5P30/ 0.5 30VA 54 145 70 AN+FN 5 5 ABB 5STP 1842L0013 2250A 4200V 1983A 2817A/20s ≤65dB 强迫风冷 无 HPB60M-82S 有（没必要） 38kW 集中式阻容吸收 跨接器+非线性电阻 有 AC800 PEC 32位/64位浮点 32位 600MHz 43

备 注 同励磁变厂商 联络会定 同励磁变厂商 联络会定

b) 变比及准确等级 c) 容量 10）发电机在额定负荷时的计算损耗（kW） 11）冲击试验电压（kV） 12）一分钟工频试验电压（kV） 13）冷却方式 4. 可控硅功率 整流桥 1) 整流桥支路数 2）整流柜数量 3）晶闸管制造商 4）晶闸管型号 5）晶闸管通态平均电流 6）晶闸管正反向重复峰值电压 7）单桥长期输出能力 8）单桥强励输出能力 9）功率柜噪音 10)整流柜结构冷却方式 11）交流侧开关型式及参数 12）直流侧开关型式及参数 13) 切脉冲功能 14）额定负荷时整流柜损耗 15）可控硅整流器过电压保护型式 a) 交流侧 b) 直流侧 16) 风温测量 5. 励磁调节器 1）调节器微机型号 2）调节器硬件配置 —CPU字长 —系统总线 —主频

内蒙古锦联8×660MW机组工程（汽轮发电机及辅助设备） 技术协议 序号 参数名称 ABB进口组装 备 注

64MB 存储 —RAM 16MB flash —通讯接口形式 以太网/RS232/RS485 3）调节器调节规律(P/PI/PID)+PSS PID+PSS 4）调节器通道组合(自动加手动) 双自动＋双手动＋独立备用手动 5）自动电压调整范围 30%～110% Ug 6）手动电压调整范围 10%If0～130% Ifn 7）采样方式(交流直接采样/整流采交流直接采样 样) 8）PSS试验接口有否 有 9）励磁系统调压精度 0.1% 10）静差率 ±1% 11）升压方式 12）调节器人机接口形式 15英寸彩色触摸屏ECT 13）人机界面(中文/英文/其它) 中文 14）调节器PSS功能 有 15）能否提供PSS模型 能 Modbus/Profibus 16）调节器与DEH和DCS的接口 以太网和硬接线 17）调节器有无通道间通讯 有 有 18）各通道工况有无相互跟踪，跟踪有 有 有 有 逆变+分灭磁开关 瑞士赛雪龙 HPB60M-82S 1 3600V 2000V 6000A 115kA 20万次 15kA/10s 110V或220VDC 6 NO/6 NC SiC 5MJ 110V/220V DC 0.4 44

方式 19）过、强、欠励、V/F、PT断线限制保护功能 20）有无在线录波功能 21）有无内置试验调试系统 22）调节器有无风机 6. 灭磁及转子 过电压保护装置 1）灭磁方式 2）灭磁开关 —制造商 —型号 —断口数量 —断弧电压(提供保证值) —额定电压 —额定电流 —额定直流极限断开电流 —灭磁开关寿命（第一次大修前） —短时载流容量 —操作电压 —辅助接点 3）灭磁电阻 —型式(电阻种类:线性/SiC) —工作能容 —灭磁控制电压值 —整组非线性系数 内蒙古锦联8×660MW机组工程（汽轮发电机及辅助设备） 技术协议 序号 参数名称 —非线性电阻串并组数 —灭磁时间 4）过电压保护 —型式(电阻种类:线性/ SiC) —工作能容 —整定电压值 7. 其他 1）生产方式(是否原装设备) 2）是否通过电磁兼容试验 3）技术服务响应时间 4) 是否提供调试设备及软件 5) 是否提供控制软件 6) 转子测温功能 ABB进口组装 5并1串 机端3相短路时1.75s SiC 5MJ 2800V ABB组装 是 24小时 是 是 有 备 注

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表4.2.16.3密封油系统技术数据表

序名 称 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 型式 密封油量 蓄油箱容量 交流泵电动机 直流泵电动机 交流泵容量 型式 集装 数量 单位 L/min m kW kW m3/h MPa m3/h MPa MPa MPa MPa kW 3容量 22/5.5 22/5.5 8 位置 空侧/氢侧 空侧/氢侧 空侧/氢侧 空侧/氢侧 空侧/氢侧 空侧/氢侧 备注 双流环 是 不适用 双流 环式 双流 环式 2×25.5/2×140 ～380 0.3 1/1 1/1 40/10.5 1/1 40/10.5 1/1 0.084 0.584 0.584 1只 交流泵出口压力 直流泵容量 直流泵出口压力 系统型式 空侧和氢侧是否隔11 离 12 密封油压大于氢压 13 单流环式油压 14 空侧密封油压 15 氢侧密封油压 16 密封油系统图 17 电加热器 46

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表4.2.16.4定子冷却水系统技术数据表

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 名 称 尺寸（长×宽×高） 全套泵组重量 储水容量 冷却水总容量 泵组数量和功率 冷却器型式 发电机额定条件下冷却水流量 冷却水压与发电机氢压的压差 说明通过泵组的冷却水是否要经过处理和过滤 定子线圈内冷却水入口最高温度 定子线圈内冷却水性质 系统材料 水泵 管道 热交换器壳体 热交换器板片（过流件） 集箱 水箱加热器 型式 数量 单位 m kg m3 m3 kW m3/h MPa ℃ kW 容量 位置 备注 是 集装 2×521 2台 板式 5.6×3.3×3 1.8 4.8 45 100±3 >0.035 50 2×8 化学除盐水 1Cr18Ni9Ti 1Cr18Ni9Ti 1Cr18Ni9Ti TP316L 碳钢 ～380 2只

表4.2.16.5-1氢气系统技术数据表

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 名 称 发电机机壳内最大氢气压力 氢气压力允许变化范围 发电机机壳内额定氢气纯度 发电机机壳内最小氢气纯度 氢气总补充量保证值（在额定氢压下） 氢系统装置制造厂/国别 氢系统装置型式 氢系统装置尺寸（长×宽×高） 型式 数量 0.52 0.50±0.02 98 95 6 集装式 2300×394×2235 单 位 MPa(g) MPa(g) ％ ％ 3Nm/24h mm 备 注 哈电机 47

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表4.2.16.5－2氢气系统技术数据表

需 要 的 气 体 二氧化碳 氢 气 氢 气 二氧化碳 置 换 运 行 用二氧化碳（纯度为98％）驱除空气 用氢气（纯度为96％）驱除二氧化碳 氢气压力提高到 0.5MPa(g) 用二氧化碳（纯度为98％）驱除氢气 需要气体容积 运行 停止 状态 状态 V＝180 V＝120 V＝320 V＝240 V＝440 V＝330 V＝240 V＝180 估计需要的 时间(小时) 4 3 1 3 注：关于氢气纯度一联会再落实。 表4.2.16.6发电机套管CT技术数据表

序号 1 2 3 4 名 称 型式 数量 准确级 容量 保护用CT TPY 15 75~100 测量用CT 0.2S 9 200 单位 只 VA 备 注 表4.2.16.7发电机仪表及控制系统技术数据表 见 供货清单

表4.2.16.8电动机技术数据表

发电机 发电机 发电机 发电机 发电机 定子冷却氢侧密封空侧密封氢侧备用空侧备用水泵 油泵 油泵 油泵 油泵 异步 电动机 异步 电动机 密封油 箱排氢 风 机 序号 名 称 1 设备/电动机名称 直流 异步 异步 直流 电动机 电动机 电动机 电动机 1/ Z2-41 1/ Z2-62 室内 22 220/ 3000 Φ38 16.6 10 20 2/ YB90-L 室内 1.5 380/3 2970 Φ10 5 1.5 5

2 数量/型号 3 安装位置（室内或室外） 4 铭牌功率(kW) 5 额定电压/相数 6 转速(r/min) 7 轴 8 联轴器负荷 正常负荷 最大负荷 推力负荷 常态，向上或向下 瞬态，向上或向下 2/ 1/ 1/ Y225M-2 Y132S1-2 Y180L-4 室内 室内 室内 室内 45 5.5 22 5.5 380/3 380/3 380/3 220/ 2970 2900 1470 3000 Φ55 Φ38 Φ48 Φ28 40 4.5 18 4.5 30 2 10 2 40 4.5 20 4.5 48

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