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1、华能呼伦贝尔能源开发有限公司海拉尔热电厂三期2200MW发电机技术协议 一、 技术条件书1 总则1.1 本技术协议适用于华能呼伦贝尔能源开发有限公司海拉尔热电厂三期2200MW机组工程的汽轮发电机组。供货范围为：发电机本体、励磁系统、空冷系统、其它辅助设备和附件、检测装置、备品备件及技术标准、图纸、资料等。它提出了上述部分的功能设计、结构、性能、制造、安装和试验等方面的技术要求。1.2 本技术协议提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术要求作出详细规定，也未充分引述有关标准及规范的条文。卖方保证提供符合本技术协议和相关的国际、国内工业标准的优质产品。对中国国家有关安全、环保等强制性标准，满足
2、其要求。1.3 如买方有除本协议以外的其它要求，应以书面形式提出，经供需双方协商、确认。1.4 本技术协议所引用的标准若与卖方所执行的标准发生矛盾时，按较严格的标准执行。1.5 本协议经买卖双方共同确认和签字后作为定货合同的技术附件，与定货合同正文具有同等效力。1.6 卖方对发电机成套设备（含辅助系统与设备）负有全责，包括配套外购的产品。所有配套外购产品的型号、规格、数量，卖方应事先征得买方的认可。1.7 在合同签订后，买方有权因规范、标准、规程发生变化而提出补充要求。1.8 本技术协议未涉及、未提出的而从技术角度看由卖方负责的内容，卖方承诺完成。1.9 合同签订后3个月，按本协议要求，卖方提
3、出合同设备的设计、制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运、验收、试验、运行和维护等标准清单给买方，买方确认。2 概述2.1 本期工程采用发电机变压器组单元接线型式，2台200MW发电机经18KV/220KV变压器接入220KV电力系统。2.2 本期工程2台200 MW供热式汽轮发电机组。包括发电机本体；冷却器；励磁系统；检测装置以及备品备件、专用工具等。2.3 发电机最大连续输出功率与汽轮机最大连续输出功率相匹配，且其功率因数与额定值相同，冷却水温为33时，长期连续运行时各部分温升，不超过国标GB/T7064-2002中表E3规定的数值。2.4 发电机定子额定电压为18000伏，额定功率因数
4、为0.85（迟相）；额定转速为3000r/min，频率为50HZ。2.5 发电机冷却方式为定子空外冷，转子空内冷。2.6 发电机具有失磁异步运行、进相运行、调峰运行和不对称运行的能力。2.7 发电机的励磁型式，采用机端自并激静态励磁系统，励磁系统可靠运行，并具有成熟的运行经验。2.8 发电机的等效可用小时：大修间隔为不少于四年。小修间隔为每年一次。机组第一年运行小时数不小于6500小时，年平均运行小时数不小于7800小时。2.9 所使用的单位为国家法定计量单位制。2.10 发电机使用寿命为30年。3 设备运行环境条件3.1 设备安装地点 内蒙古自治区海拉尔市3.2 电厂海拨高度： 610m3.
5、3 室外环境温度： 最高37.9/最低42.93.4 室内环境温度： 最高40/最低0以上(不结冰)3.5 月最小相对湿度： 25%3.6 地震烈度： 6 度（a=0.05g） 3.7 最大冻土深度： 242 cm3.8 发电机布置于封闭汽轮发电机厂房内，运转层标高10m。汽机房内设置桥式起重机，用于检修及安装。室内环境温度不低于5。3.9 汽轮发电机组为纵向布置，机组带基本负荷并且具有跟随汽轮机变负荷调峰能力。3.10 动力电源直流：220V，交流：6300V，380/220V3.11控制电源直流：110V3.12空冷器冷却水空冷器冷却水采用城市中水，中水水质报告在一联会中提供给卖方。空冷器
6、材质也在一联会确定。4 技术要求4.1 发电机技术要求：4.1.1 基本规格和参数 额定容量 235.3MVA 最大连续功率 220MW(在COS0.85，冷却水温33) 额定功率 200MW（扣除励磁功率后） 额定功率因数 0.85 (滞后) 额定电压 18KV 额定电流 7554A 额定转速 3000 r / min 周波 50HZ 相数 3 极数 2 定子线圈接法 YY绝缘等级 F级 效率(保证值） 98.77 短路比 (保证值) 0.53 瞬变电抗 Xd 0.21 超瞬变电抗 Xd 0.15 承担负序电流能力： 稳态 I2 (标么值) 10 暂态t 10 励磁性能: 顶值电压 2 倍额
7、定励磁电压 电压响应比 2 倍额定励磁电压/s 允许强励持续时间 20s 噪音： 噪声的工程测定方法按GB 10069.1，声压级限值不超过国标GB/T7064-2002要求。 发电机定子出线端数目为6个。 发电机旋转方向：由汽轮机向发电机端看为顺时针方向。发电机相序：从汽轮机向发电机看，发电机出线端子从右到左为A、B、C。4.1.2 发电机具有一定的短时过负荷能力。过负荷能力符合GB/T7064-2002中的要求。4.1.3 发电机具有失磁异步运行的能力。当励磁系统故障后，在电网条件允许时，发电机能带50额定有功功率稳态异步运行不少于30min。4.1.4 进相运行能力，发电机能在进相功率因
8、数（超前）为0.95时长期额定有功连续运行。4.1.5 发电机具有调峰运行能力，（满足变负荷，两班制，周末启停等要求）当电网需要时，发电机能允许调峰运行，允许启停次数不少于10000次，而不产生有害变形。4.1.6 机组能安全连续地在48.5-50.5 HZ频率范围内运行，当频率偏差大于上述频率值时，允许时间不得低于下述值：频 率（HZ）允许运行时间累 计 （分）每 次 （秒）51.551.048.047.547.030180连续运行30060103018030060104.1.7 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和频率变化范围为2时，能连续输出额定功率。当发电机电压
9、变化为5，频率变化为-5到+3的范围（如下图所示）运行时，发电机仍能连续输出额定功率。4.1.8 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不小于1分钟。4.1.9 发电机适合于中性点经接地变及二次侧电阻接地方式运行。定子出线端头对地绝缘按额定电压设计，具有相同的绝缘水平和良好的密封性能。4.1.10 发电机各部分结构强度在设计时已考虑能承受发电机出口端电压为105的额定电压满负荷三相突然短路故障。4.1.11 发变组单元接线接入220KV系统，在系统出现故障后，允许输电线路快速单相自动重合闸。4.1.12 发电机定、转子各部分温度和温升的限值，符合国标GB/T7
10、064-2002的规定。4.1.13 发电机轴承排油温度不超过65，轴瓦金属最高温度不超过80。发电机采用端盖式轴承,轴承有可靠的挡油结构,保证发电机轴承不漏油,发电机轴承加高压顶轴油装置（油系统由汽轮机厂提供，电机厂配合）。4.1.14 发电机各部位允许振动值1）轴承振动值：发电机在额定转速下运行时，轴承座在二个座标方向（水平、垂直、）振动限值（双振幅）0.025mm。发电机轴承上备有装设拾振器的位置，与汽轮机厂配合,由汽机厂提供一次测振元件。轴振相对位移限值0.076mm。2）发电机定子外壳、端盖和线圈端部的自振频率避开基频和倍频。3）临界转速离开额定转速的10，通过临界转速时，轴的振动值
11、不大于 0.25mm，轴承座的振动值不大于0.1mm。4.1.15 定子绕组三相直流电阻值在冷态下，任何两相的差值，在排除由于引线长度不同而引起的误差后，不超过其最小值的1.5。4.1.16 空气冷却器的设计，满足当一只冷却器因故停用时，发电机仍能承担80%额定功率连续运行，且发电机不超过允许温升。冷却器的进水温度按33设计，工作压力不小于0.17Mpa，试验压力为最大工作压力的2倍，历时15min，冷却器水量等其它相关技术资料在一联会时提供。 4.1.17 发电机定子绕组在空载及额定电压、额定转速时，线电压波形正弦性畸变率不超过5。4.1.18 发电机在空载额定电压和额定转速时，其线电压的电
12、话谐波因数不超过1.5。4.1.19 采取有效的技术措施，防止有害的轴电流和轴电压，转子轴采用接地电刷良好接地，发电机在运行时能测试出对地绝缘电阻。4.1.20 设计结构要求1） 定、转子线圈的绝缘采用F级的绝缘材料，按B级绝缘温升考核。2） 定子线棒槽内固定及绕组端部绑扎工艺牢靠，端部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。定子机壳与铁芯之间有弹性连接的隔震措施。3） 发电机的轴承确保不产生油膜振荡，使用端盖式轴承。4） 发电机与汽轮机连接的靠背轮螺栓，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。
13、5） 发电机定子各部位的测温元件采用单支式，保证完整无损，每个测温元件的每个头单独引出。发电机的测温元件的数量配置满足国标要求。 发电机配有冷却器漏水湿度检测装置，供检测空气冷却器漏水用，卖方提供设备和安装要求，配线由设计院负责设计。 定子绕组层间热电阻采用单支三线制。测温元件的引线用聚四氟乙稀绝缘的铜屏蔽引线，每支测温元件接线独立引出。 测温元件接线至发电机本体上的厂供接线盒（备用检测元件引至接线盒）。接线盒的位置便于安装和维护。6） 发电机每一轴段的自然扭振频率处于0.9至1.1及1.9至2.1倍工频范围以外。发电机能承受当电力系统发生次同步谐振，定子绕组出口三相突然短路，系统故障周期性振
14、荡、高压线路单相重合闸以及误并列等产生的冲击力，而不造成绕组或轴系有害变形或其他机械损伤，也不使发电机的使用寿命缩短。7） 转子滑环的冷却风扇由电机厂负责在机轴上配套，以确保可靠运行。8） 发电机滑环装设有降低噪音的隔音罩。9） 转子护环材质采用18Mn18Cr。4.1.21 运行时机内空气相对湿度不大于50%。4.1.22 配备加热装置以保证停机时机内空气相对湿度低于50%。4.1.23 发电机误并列能力：在寿命期内误并列角120度，可承受2次；在寿命期内误并列角180度，可承受5次。 针对发电机定子绕组的连续型局放监测和周期性局放检测，每台机设置一套局放监测系统装置，二套装置共用一套后台监
15、视系统。5 励磁系统励磁方式：采用机端自并激静态励磁系统，整套静态励磁系统设备主要由机端励磁变压器、可控硅整流装置、自动电压调节器、灭磁和过电压保护装置、启励装置、必要的监测、保护、报警辅助装置等组成。5.1 励磁系统主要的系统性能励磁系统的特性与参数满足电力系统各种运行方式和发电机所有运行条件的要求。1） 高起始响应励磁系统，能在0.1秒内励磁电压增长值达到顶值电压和额定电压差值的95%。2） 发电机的励磁电压和电流不超过其额定值的1.1倍时,励磁系统保证能连续运行。3） 励磁系统的短时过载能力满足发电机励磁绕组的过载能力，在机端80%额定电压时：顶值电压2倍，电流2倍，允许持续时间为10秒
16、。4） 励磁系统电压响应比可达到 3.58 倍/秒。5） 发电机电压控制精度（从空载到满载电压变化），不大于0.5%的额定电压。励磁控制系统暂态增益不小于25倍。6） 发电机空载阶跃响应:当阶跃量为发电机额定电压5%额定电压时，发电机电压超调量不大于阶跃量的30%，振荡次数不大于3次，发电机定子电压的调整时间不大于5秒。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%，有功功率振荡次数不大于5次，阻尼比大于0.1，调节时间不大于10S。7） 发电机零起升压时，自动电压调节器保证定子电压的超调量不超过定子电压的5%，调节时间不大于5秒，电压振荡次数不大于1次。8） 电压频率特性：在发电
17、机空载运行情况下，频率每变化1%，发电机电压的变化不大于额定电压值的0.25%。在发电机空载运行状态下，自动电压调节器给定电压的调节速度不大于1%额定电压/每秒；不小于0.3%额定电压/每秒.。9）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%。10）励磁系统在发电机近端发生对称短路或不对称短路时保证正确工作。11）励磁系统能承受发电机任何故障冲击或异步运行而不损坏。12）耐压：所有与发电机转子绕组在电气上相连的设备其耐压为2600V AC有效值，时间连续1分钟。13）当励磁电流不大于1.1倍额定值时,发电机转子绕组两端所加的整流电压最大瞬时值不大于转子绕组出厂工频试验电压幅值的3
18、0%。14）发电机转子回路装设有过电压保护，其动作电压的分散性不大于10，励磁装置的硅元件或可控硅元件以及其他设备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。15）在发电机大修周期内，硅整流元件不会有疲劳损坏或明显特性改变。整流元件在安装前经严格检测，保证各并联元件性能一致。16）整流装置并联元件有均流措施，整流元件的均流系数不低于0.9。17）励磁调节器采用数字式装置，具有微调节和提高发电机暂态稳定的特性。放大倍数，时间常数，参考电压、反馈信号量等均有明确的位置指示。励磁调节器还设有过励磁限制；过励磁保护；低励磁限制；电力系统稳定器等附加单元。18）励磁系统发热量小于 20 K
19、W。 19）手动调节励磁装置能零起升压，调节范围：0-110，并在调节范围内稳定平滑调节，以满足发电机试验的要求。20）自动电压调节器采用无功调差，调差率范围为15%，调差率的级差为0.1%。21）励磁装置能在0+40环境温度下连续运行，也能在湿度最大的月份下，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。采用风冷的硅整流装置能在0+40环境温度下连续运行。22）励磁回路中，装设性能良好、动作可靠的自动灭磁装置。23）空气冷却的整流柜，采用可靠的低噪声风机。24）可靠性：因励磁系统故障引起的发电机强迫停运次数不大于0.25次/年。励磁系统强行切除率不大于0.1%。自动励磁
20、调节器（包括PSS）投入率不低于99%。25）工作电源波动范围交流电压380V/220V，波动范围-15%+10%，频率偏差-6%+4%；直流控制电压110V，波动范围 -15%+10%。26）接口与仪表将用输入/输出板提供一切必需的状态运行指示及信号报警用的干接点(一联会时卖方将提供信号清单给买方选用)。将提供包括测量在内的下列模拟信号:用于励磁电流信号3个，2000A范围4-20mA,精度0.2级。用于励磁电压信号3个，600V范围4-20mA, 精度0.2级。27）励磁电压经熔断器输出至接口供发变组保护用。28）具有与计算机控制系统的DEH、DCS硬接线接口及具有与DCS的通讯能力。29
21、）在手控面板上有必要的参数显示,如励磁电压、励磁电流等。励磁系统具有远方诊断功能。5.2 励磁变压器技术要求1） 励磁变压器采用干式变压器、初次级绕组间设可靠的屏蔽层并引出接地。2） 励磁变压器充分考虑整流负载电流分量中高次谐波所产生的热量。3） 励磁变压器能通过6.3 kV厂用电，对发变组进行空载试验时满足130%额定机端电压和短路试验110%额定电流的要求。4） 励磁变压器的高压侧的绝缘等级按20kV制造5） 励磁变压器高压侧装二组CT用于保护和测量表计（CT暂定5P20/0.5容量30VA，一联会时确定）。6） 励磁变压器的容量满足强励和发电机各种运行工况的要求，在环境温度-5+45下保
22、证连续运行不超温。采用自然通风。7） 信号和保护设置绕组温度：线圈温度I段过热报警；线圈温度II段过热灭磁停机。过电流反时限保护：过电流I段报警，过电流II动作灭磁停机。过电流速断保护，动作于灭磁停机（励磁变只输出用于保护的高、低压侧电流信号）。5.3 可控硅整流装置1） 整流方式为三相全控桥，具有逆变能力。2） 整流柜数量2个，如一个柜故障退出报警，另1个柜可满足包括1.1倍额定励磁和强励在内的各种运行工况的要求。均流系数大于90%，可控硅桥不采用串联设计。3）保证可控硅整流装置在一个小修期内无同时有两个柜子故障的状况。每个可控硅元 件设快速熔断器保护，以便及时切除短路故障电流。4） 每柜的
23、交流侧设浪涌吸收措施抑制尖峰过电压，直流过压保护采用电压滤波器。5） 冷却方式采用强迫风冷，采用可靠的低噪音风机,具有100%备用。在风压或风量不足时备用风机能自动投入。提供二路冷却风机电源，二路电源能在整流柜内自动切换。6） 报警信号 任一个整流柜退出运行报警 可控硅熔丝熔断报警 散热器或空气过热报警 冷却风扇故障报警 5.4 灭磁装置技术要求1） 灭磁装置在发电机正常停机或内部故障的情况下可靠动作灭磁。2） 灭磁逻辑：逆变或跳灭磁开关。3） 采用直流侧磁场开关+氧化锌非线性电阻的灭磁方式，灭磁系统设有过电压 保护。4）灭磁主回路绝缘水平不低于发电机转子绕组的绝缘水平。 5）直流侧过电压保护
24、整定值大于强励后灭磁和异步运行时的过电压值， 小于转子绕组出厂工频耐压试验幅值的70%。6）磁场开关基本参数 磁场开关型号 E3H2500（ABB） 额定电流 2500 A DC 额定电压 690 V DC 最大开断电流 45 kA 磁场开关辅助接点不少于六常开和六常闭。 磁场回路开关在强励时具有过电流能力。7） 氧化锌非线性电阻参数 灭磁电压动作值及能容量满足机组灭磁要求。5.5 励磁电压调节装置技术要求1） AVR采用双通道数字式，具有微调节和提高发电机暂态稳定的特性。提供恒电压、恒无功和恒功率因数三种运行方式，并可在运行中随时切换。每一通道具有手动和自动通道，各通道之间相互独立，可随时停
25、用任一通道进行检修。各备用通道可相互跟踪，保证无扰动切换。AVR与DCS接口实现控制室内对AVR的远方操作。2） 柜体的保护接地与工作接地分开。3） AVR设有下列附加功能： 远方和就地给定装置； 过励磁限制； 过励磁保护； 低励限制； 强行励磁； 电力系统稳定器（PSS）； V/H限制器； 功率因数控制器； PT断线保护 定子电流限制4） AVR的自动调节模式为端电压PID，手动调节采用PI方式。5） AVR各通道设恒电流调节手动单元，手动跟踪自动，切换无扰动。6） AVR两个通道，各通道装设独立的PT接口，每个通道功能齐全，都具有独立工作能力。7） AVR可方便地显示和修改参数并可故障自检
26、。8） AVR工作逻辑: 正常时， 双通道自动运行，同时发脉冲。 一个自动通道故障时，故障通道无扰动退出、发信号。9） AVR设有串行通讯口，以便同上位机通讯。建议采用以下通讯规约： MODBUS，MODBUS+，PROFIBUS。10） AVR主要性能：从空载到额定负载调压精度 不大于0.5%调差率 15%可调 调节范围：自动调节 (20%110%)UN 手动调节 10%Ifo110%IfN AVR报警信号（不限于）： AVR1号通道故障 AVR2号通道故障 过磁通报警 低励限制动作报警 转子反时限限制动作报警 有功/无功限制报警 励磁电流限制报警 定子电流限制/过励限制报警 PT断线报警
27、励磁控制回路电源消失信号 自动运行显示 手动运行显示 AVR正常运行显示 PSS投入显示 PSS退出显示5.6 起励回路技术说明1） 三相380V AC整流起励电源。起励电源容量为20A。2） 起励变压器为短时工作制, 允许间隔5分钟通电起励一次。3） 起励时，当发电机电压不大于10%，起励装置保证AVR能可靠投入。4） 当发电机电压上升到规定值时，启励回路自动脱开。5） 设“启励投入”和“启励故障”远方讯号。6） 参数要求： 起励装置的输出电流不大于空载额定励磁电流的20%。7）励磁变压器采用干式变压器，F级绝缘，绕组导体为铜。8）励磁系统各部件设备能适应电厂灰尘，振动等环境条件。6 热工测
28、量1、随机提供的指示表、开关量仪表、测温元件符合国际标准，不选用国家宣布的淘汰产品。测温元件的选择必须符合控制监视系统的要求，并根据安装地点满足防爆、防火、防水、防腐、防尘的有关要求，就地测温装置要求采用双金属温度计。2、汽轮发电机成套供应如下设备：1） 轴振和轴承振动测振探头件由汽机厂供，发电机厂配合留有接口。（轴系计算由汽轮机厂负责，电机厂提供资料给汽轮机厂）2） 发电机、轴瓦等测温元件一览表如下：项 目点 数测 量 部 位 测 量 元 件 方 法定子绕组温度6层间铂热电阻Pt100 单支三线制6支轴承油温各1只前后轴承出油口铂热电阻Pt100 双支三线制2支热风温度2铂热电阻Pt100
29、单支三线制2支冷风温度2铂热电阻Pt100 单支三线制2支轴瓦温度各1只发电机前后瓦铂热电阻Pt100 双支三线制2支铁芯温度6T型热电偶12支3、对卖方所提供的设计资料要求如下：1） 卖方能提供适用于本工程实际情况的技术资料，所有资料上标明“供海拉尔热电厂三期2200MW机组工程专用”字样。2） 卖方提供的技术资料深度能满足买方进行施工图设计的要求。资料准确，不任意修改。3） 卖方在合同签定后10天内提供初步资料，在合同签定后30天内提供最终版资料。（最终资料待与汽机厂协调后提供）4） 卖方所提交的技术资料内容包括附件中所要求的。如果要其他资料能及时无偿地提供。7 试验、检验要求1、转子超速
30、试验，当转子全部加工完后，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妨碍正常运行的其他缺陷。2、定、转子绕组、测温元件及其他部位的绝缘电阻符合GB/T7064-2002中有关各款的规定，定、转子绕组耐电压试验按GB/T7064-2002中的规定进行。3、用动态波形法检查转子匝间短路。4、发电机的负荷变化率满足汽轮机定压运行时5/min滑压运行时3/min的要求。5、发电机本体、励磁系统，以及检测装置等辅助系统在出厂前试验合格后方可交付。8 保证值卖方向买方对下列条款作出保证，如达不到要求则卖方向买方赔偿和被罚款；发电机效率98.77。发电机与汽轮机组成轴系，额定工况下轴承座
31、振动两个方向均小于0.025mm。励磁系统强励倍数2；响应比应大于2倍/秒。9 技术标准发电机和励磁系统的制造、验收和交接试验以国家标准为主要依据，并参考IEC标准。引进型机组则按相应国家标准和该制造厂（公司）标准。国标GB755-2000旋转电机基本技术要求；国标GB1029-80三相同步电机试验方法；水电部标SD270-88汽轮发电机技术条件；水电部标SD270-88汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件；国标GB/T7064-2002透平型同步发电机技术要求；IEC34-1（第八版）“旋转电机第一部分-额定值和性能”。IEC34-3“汽轮发电机的特殊要求”ANSI C50.10“同步电机的
32、一般要求”ANSI C50.10“隐极式转子的同步发电机要求”GB7409-87“大中型同步发电机励磁系统技术条件”IEC2A（秘13-1978）“汽轮发电机励磁系统技术要求”IEC（秘593-1982）“关于同步电机励磁系统的若干规定”“同步电机励磁系统”DL/T650-1998“大型汽轮发电机自并励系统技术条件”10 附表表1 发电机技术数据表序号名 称单位设计值试验值保证值备 注1规格型号发电机型号TAKS额定容量 SNMVA235.3235.3额定功率 PNMW200200最大连续输出功率 PmaxMW220220额定功率因数cosfN 0.850.85定子额定电压 UNKV18000
33、18000定子额定电流 IN A75547554额定频率 fNHZ5050额定转速 nNr/min30003000额定励磁电压 UfNV270270额定励磁电流 I fNA17501750定子线圈接线方式YY冷却方式空冷励磁方式静止励磁2参数性能定子每相直流电阻(75)W0.0010.001转子线圈直流电阻(75) W0.1310.131定子每相对地电容pfA0.560.56B 0.560.56C 0.560.56转子线圈自感LH1.631.63直轴同步电抗 Xd%221221横轴同步电抗 Xq%212212 直轴瞬变电抗（不饱和值）Xdu%2121直轴瞬变电抗（饱和值）Xd%18.918.9
34、横轴瞬变电抗（不饱和值）Xqu%35.635.6横轴瞬变电抗（饱和值） Xq %30.230.2直轴超瞬变电抗（不饱和值）Xdu%17.817.8直轴超瞬变电抗（饱和值）Xd%15.115.1横轴超瞬变电抗（不饱和值）Xqu%17.817.8横轴超瞬变电抗（饱和值） X”q %15.115.1负序电抗（不饱和值）X2u%19.619.6负序电抗（饱和值）X2%15.115.1零序电抗（不饱和值）Xou %99零序电抗（饱和值）Xo %99直轴开路瞬变时间常数Tdo Sec15.815.8横轴开路瞬变时间常数Tqo Sec3.23.2直轴短路瞬变时间常数Td Sec1.51.5横轴短路瞬变时间常
35、数Tq Sec0.550.55直轴开路超瞬变时间常数Tdo Sec0.0240.024横轴开路超瞬变时间常数TqoSec0.040.04直轴短路超瞬变时间常数Td Sec0.020.02横轴短路超瞬变时间常数TqSec0.020.02灭磁时间常数 TdmSec33转动惯量GD2 tm231.2短路比 SCR 0.53稳态负序电流 I2 %10暂态负序电流 I22t10允许频率偏差%2允许定子电压偏差 %5失磁异步运行能力 MWmin10030min进相运行能力MW200进相运行时间 h长期连续h指运行小时允许误并列能力120两次、 180五次电话谐波因数 THF %1.5电压波形正弦畸变率 K
36、u%5三相短路稳态电流%155暂态短路电流有效(交流分量)相中性点%700相相%5103相%530 次暂态短路电流有效值 (交流分量) 相中性点%770相相%5703相%660三相短路最大电流值（直流分量峰值）%940相相短路最大电磁转矩tm659噪音db(A)92调峰能力10000次发电机使用寿命年303振动值临界转速r/min一阶1570二阶3450临界转速轴承/轴振动值mm垂直mm0.0130.125水平mm0.0130.125超时速轴承/轴振动值mm垂直mm0.1水平mm0.1额定转速时轴承/轴振动值mm垂直mm0.0120.076水平0.0120.076定子线圈端部振动频率 fVHZ
37、94115定子线圈端部振动幅值mm0.254损耗和效率（额定条件下）定子线圈铜耗QCu1KW180定子铁耗 QFeKW450励磁损耗 QCu2KW420短路附加损耗 QKdKW360机械损耗 QmKW1080总损耗 QKW2490满载效率 h%98.7798.775绝缘等级和温度 定子线圈绝缘等级F转子线圈绝缘等级F定子铁芯绝缘等级F定子线圈极限温度120120转子线圈极限温度115115定子铁芯极限温度110120定子端部结构件允许温度115120发电机进口风温40发电机出口风温 786冷却介质的压力、流量和温度气体冷却器数目组4气体冷却器进水温度33气体冷却器出水温度38气体冷却器总水流量T/h560气体冷却器的压力0.2MPa轴承润滑油进口温度46轴承润滑油出口温度65轴承润滑油流量L/min7307主要尺寸和电磁负荷定子铁芯外径 Domm2870定子铁芯内径 Damm1317定子铁芯长度 Limm3400气隙（单边） gmm58.5定子槽数 Zi66定子绕组并联支路数 a12定子线圈尺寸实心 m hmm每槽线圈股数2实心 n2X50定子电流密度 J1(A/mm2)2.55定子线负荷 AS1(A/cm)1015 定子槽主绝缘单边厚度mm3.3定子总重量t200