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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）

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，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

8.2.1在交流绝缘耐受电压试验前，定子绕组应进行3倍额定电压的直流耐电压试验和泄漏电流测 定。试验电压应分级稳定地增加，每级为0.5倍额定电压，每级持续1min。泄漏电流不应随时间而增 大。各相泄漏电流的差值不应大于最小值的50%。 8.2.2额定电压为6.3kV及以上的水轮发电机，当使用地点在海拔高度为4000m及以下时建筑工程施工组织设计资料库大全，其定子 单个线棒（线圈）在1.5倍额定线电压下不应起晕，整机在1.1倍额定线电压下不应起晕，端部应无 明显的金黄色亮点和蓝色连续晕带。 8.2.3定子线棒（线圈）绝缘的工频击穿电压应不小于5.5倍额定线电压，可在专用技术协议或合同 中规定，并通过抽样试验进行验证。 8.2.4定子绕组和转子绕组应能承受表5规定的频率为50Hz(波形为实际正弦波形)的试验电压历时 1min，绝缘不应有任何损坏。对于定子绕组水直接冷却的水轮发电机，装配完成后的定子绕组的交流 耐电压试验应在通水情况下进行。

表5绕组交流耐电压试验标准

9.1.1允许用提高功率因数的方法把水轮发电机的有功功率值提高到额定容量值。 水轮发电机若设置有最大容量，此时的功率因数、参数值、允许温升应在专用技术协议或合同中 规定。 9.1.2水轮发电机应具备长期进相和滞相运行的性能。进相深度为0.95时应能长期运行；超过0.95 进相深度的进相容量、滞相容量和运行范围及带空载长线路允许的充电容量，应在专用技术协议或合 同中规定。 9.1.3对具有8个及以上空气冷却器的水轮发电机，在正常进水条件下停用空气冷却器总数的1/8时 （空气冷却器数取相近的整数），水轮发电机仍可按额定容量连续运行，但各部件的温升不应超过规定

（空气冷却器数取相近的整数)，水轮发电机仍可按额定容量连续运行，但各部件的温升不应超过规定 值。对空气冷却器为6个的水轮发电机，当停用1个冷却器时，水轮发电机仍可按额定容量连续运行 但各部件的温升不应超过规定值

9.2.1水轮发电机定子绕组接成正常工作接法时，在空载及额定电压下，线电压波形正弦性畸变率不 应超过5%。 9.2.2水轮发电机在空载额定电压和额定转速时，线电压的电压谐波因数（THF）不应超过1.5%

a）额定容量125MVA及以下的空气冷却水轮发电机不超过12%； b）额定容量125MVA以上的空气冷却水轮发电机不超过9%； c）定子绕组直接水冷却的水轮发电机不超过6%。

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过电流倍数与相应的允许持续时间按表6确定，但达到表中允许持续时间的过电流次数平均每年不 超过2次

9.3.3水轮发电机的转于统组应能承受2倍额定励磁电流，持续时间为： a）空气冷却的水轮发电机不少于50s； b）直接水冷却或加强空气冷却的水轮发电机不少于20s。 9.3.4水轮发电机在故障情况下短时不对称运行时，应能承受的负序电流分量I与额定电流I之比 的平方与允许不对称运行时间t（s）之积（L/IL）t应为下列数值： a）空气冷却的水轮发电机：40s； b）定子绕组直接水冷却的水轮发电机：20s。 9.3.5水轮发电机应能适应在系统中调峰、调频及开停机频繁的运行要求。调峰用水轮发电机允许年 启动次数一般不超过1000次，具体次数应在专用技术协议或合同中规定。 9.3.6水轮发电机应采用自动准同期方式与电力系统并列。在水轮发电机与电力系统并列时，当冲击 电流引起的应力不大于机端三相突然短路所引起的应力的1/2时，水轮发电机可在相应的电压偏差、频 率偏差和相位偏差下以准同期方式与电力系统并列。

10.0.1水轮发电机和与其直接或间接连接的辅机，在飞逸转速下运转5min不应产生有害变形和 损坏。 10.0.2水轮发电机各部分结构强度应能承受在额定转速及空载电压等于105%额定电压下历时3s 的三相突然短路试验而不产生有害变形。同时，还应能承受在额定容量、额定功率因数和105%额定电 压及稳定励磁条件下运行时，历时30s的短路故障而无有害变形和损坏。 10.0.3水轮发电机结构应能承受转子半数磁极短路时产生的不平衡磁拉力，而不产生有害变形和 损坏。 10.0.4在水轮发电机盖板外缘上方垂直距离1m处，水轮发电机噪声(声压级)不宜超过80dB(A)。 10.0.5水轮发电机在定子组装完毕后，定子内圆半径的最大值或最小值分别与设计半径之差不应大 于设计空气间隙的土4%。转子组装完毕后，转子外圆半径的最大值或最小值分别与设计半径之差不应 大于设计空气间隙的土4%。 10.0.6定子和转子间气隙的最大值和最小值与平均值之差不应超过平均值的土8%。在机组运行中 水轮发电机定子和转子各自的热膨胀不应破坏相互间的同心度和气隙的均匀性，不应使定子机座和转

子支架发生有害变形。

发电机的允许双幅振动值，不应大于表7的规定

水轮发电机振动（双幅）

10.0.8水轮发电机与水轮机组装完毕后，机组转动部分的第一阶临界转速不应小于飞逸转速的 120 %。 10.0.9在调速系统正常工作时，水轮发电机在甩负荷后可不经任何检查并入系统。 10.0.10推力轴承支架应能承受水轮发电机组所有转动部分的重量和水轮机最大水推力叠加后的动 荷载，并应能与导轴承机架一起安全地承受由于水轮机转轮引起的水力不平衡力，以及由于水轮发电 机绕组短路、半数磁极短路等引起的不平衡磁拉力，且不发生有害变形。 10.0.11混流式水轮发电机推力轴承支架在最大推力负荷作用下的垂直挠度不宜大于表8的规定。

表8 水轮发电机推力轴承支架挠度充许限值

11.0.1用于所有轴承的透平油，其物理特性和化学特性应符合GB11120的规定。 11.0.2水轮发电机在推力轴承和导轴承采用巴氏合金瓦时油温不低于10℃，或采用弹性金属塑料瓦 时油温不低于5C，应允许机组启动。在紧急情况下，水轮发电机可不施加制动惰性停机。 11.0.3推力轴承和导轴承油槽应有防止油的过分搅动和分解以及保证消除油雾逸出、用油和漏油的 有效措施，且在运行中不应甩油和油雾逸出。

11.0.4镜板的硬度和表面加工应符合以下

镜板硬度（HB）值锻钢：≥180； 钢板：≥150； 镜板硬度（HB）差值：≤30； 镜面粗糙度：≤0.2～0.4μm（镜板直径大于3.5m取上限值）； 镜板与推力头结合面粗糙度：≤1.6m； 内外圆粗糙度：≤3.2um； 镜板平面度：≤0.02～0.04mm（镜板直径大于3.5m取上限值）；

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两平面平行度：≤0.02～0.04mm（镜板直径大于3.5m取上限值）。 11.0.5弹性金属塑料瓦的技术要求应符合JB/T10180一2000及DL/T622一1997的规定。 11.0.6设有高压油顶起装置的水轮发电机推力轴承，应能在事故情况下不投入高压油顶起装置而安 全停机。 11.0.7水轮发电机滑转子内径的轴向长度，应与挡油圈高度相适应。当滑转子套于轴上时，应与轴 一起加工。导轴承工作面的粗糙度不应大于0.8mm。

12.1.1水轮发电机必须装设一套由压缩空气操作的机械制动装置。制动系统应能靠压力油顶起机组 转动部分，并可靠地锁定。 12.1.2水轮发电机采用机械制动时，其压缩空气压力一般为0.5～0.8MPa。制动器应能在规定的时 间内，使水轮发电机组的旋转部分从20%～30%额定转速（当推力轴承采用巴氏合金瓦时)和10%~ 20%额定转速（当推力轴承采用弹性金属塑料瓦时)到完全停止旋转（水轮机导叶漏水量产生的转矩 不大于水轮机额定转矩的1%时)，且转子的制动环表面没有热损伤。 12.1.3制动器的设计应安全可靠，便于检查和维护，能防止杂物及灰尘进入制动器缸体内。在制动 和顶起过程中，活塞应能动作灵活，迅速复位，无吸持卡住，并设有复位信号装置。制动器应安全牢 固，便于更换，设有机械锁定机构。制动块的使用寿命不应低于5年。制动环应设计成可拆卸结构。 12.1.4制动器在工厂应经过行程试验、往复性能试验、气密性试验、耐压渗漏试验。其中气密性试 验应在额定气压下持续2min，气压下降不超过0.05MPa。制动器的耐压渗漏试验应反复三次充油至 1.25倍额定油压，持续30min，油压降不超过试验油压的3%，缸体不得有渗漏，缸面不得有油溢出。 12.1.5在长时间停机后，机组启动前应能采用转子顶起装置或高压油顶起装置顶起转子。管路系统 的设计应保证在使用压力油顶起转子及油压撤除后，制动器缸及管路中没有积存的残油。

12.1.1水轮发电机必须装设一套由压缩空气操作的机械制动装置。制动系统应能靠压力油顶起机组 转动部分，并可靠地锁定。

12.2.1当水轮发电机设有电气制动装置并和机械制动装置配合使用时，机组转速下降到不低于50% 额定转速，可投入电气制动装置；转速继续下降到5%～10%额定转速，可投入机械制动装置直至停机， 12.2.2电气制动时定子绕组电流为1.0~1.1倍额定电流，其温升应满足7.1节的规定，

12.2.1当水轮发电机设有电气制动装置并和机械制动装置配合使用时，机组转速下降到不低于50%

13.0.1水轮发电机应设置灭火系统，灭火系统应设有自动控制、手动控制和应急操作三种控制方式。 灭火介质可采用水、二氧化碳或对绝缘无损害的无公害的介质。 13.0.2水雾喷头应选用离心雾化型。 13.0.3水喷雾灭火系统水雾喷头的设置应能保证其工作时喷出的水雾完全笼罩定子绕组端部。水雾 喷头与保护对象之间的距离不应大于水雾喷头的有效射程， 13.0.4在电站的消防水压范围内，沿定子绕组端部的线喷雾强度设计应考虑水量损失系数，灭火时 不应小于15L/（m*min），水喷雾持续时间24min。 13.0.5水灭火系统的喷头前供水压力不应小于0.35MPa。 13.0.6水灭火系统的水力计算应参照GB50219进行。 13.0.7水轮发电机定子端部的灭火系统供水管、管件、喷头等宜采用不锈钢或其他无磁性且防锈蚀 材料。 13.0.8水灭火系统中含雨淋阀组在内的消防控制柜应布置在机坑外。 13.0.9当采用二氧化碳灭火系统时，应按照全淹没系统进行设计。 13.0.10 二氧化碳灭火系统的设计应遵循GB50193的规定。

DB32／T 4379-2022 《氧化石墨烯材料 傅里叶红外光谱的测定》.pdf3.0.11自动灭火控制系统的设计应遵循GBJ116的规定。

14.1.1水轮发电机冷却方式可采用定子绕组、转子绕组、定子铁心均为空气冷却的全空冷方式，并 优先采用密闭循环通风冷却系统。对于难以采用全空冷方式的机组，可采用定子绕组水直接冷却、定 子铁心和转子绕组空气冷却等方式。 14.1.2空气冷却器和油冷却器应采用紫铜、铜镍合金的无缝管或其他能防锈蚀的管材。试验压力应 为最大工作压力的1.5倍，且历时60min无渗漏。水压降不应超过0.10MPa。 14.1.3空气冷却器的设计应确保水轮发电机在额定电压有土5%的波动、进水温度在规定的温度下， 冷却器出口的空气温度不高于40℃。

14.2.1水轮发电机在额定工况下正常运行时，轴承冷却系统的冷却水可中断15min而机组无损害。 14.2.2在规定的冷却水温下，每个轴承油槽中的冷却器应具有足够的容量维持适当的油温，并在 只冷却器失灵或中断运行的情况下，其他冷却器仍能使油维持正常的运行温度。采用外循环的轴承冷 却系统应有冗余配置。 14.2.3油冷却器应能防止沉淀物的堆积，并便于检修和清洗。各部件在拆卸和复位时，不需要拆卸 整个轴承。

14.3.1水直接冷却定子绕组的冷却水水质应符合要求。其导电率为0.5～1.5us/cm（水温25℃时）， pH值为6.5～8，硬度小于2μumol/L。 14.3.2定子绕组采用水直接冷却的水轮发电机，定子线棒之间以及线棒和极间连接线之间的连接接 头，应采用水电分开的形式，接头应易于检查和更换。 14.3.3水轮发电机绕组水直接冷却的纯水处理系统配置的水泵、机械过滤器、离子交换器、水一水 热交换器等设备元器件，应有冗余配置，当某部件停止运行时，不影响水轮发电机的正常运行。 14.3.4线棒成形前，空心股线应逐根进行水压、渗漏和流量测量。空心股线还应进行超声波和高频 涡流探伤检查，导线表面和内部不应有缺陷和微小裂纹。线棒成形后，单根线棒还应进行水压和流量 试验，试验压力和时间应在专用技术协议或合同中规定。定子在现场完成下线和管路连接后，应对线 棒进行1.5MPa水压试验，历时4h无渗漏现象

14.4冷却系统管路及支撑

14.4.1冷却系统管路应有隔热设施。

14.4.1冷却系统管路应有隔热设施。 14.4.2所有管道和仪表均应充分予以支撑和固定住宅楼工程深基坑专项施工方案，以避免有害振动。

15.0.1水轮发电机励磁系统型式可采用电压源自并激晶闸管整流励磁系统，也可采用其他型式和结 构的励磁系统。励磁系统的参数应与水轮发电机的定子、转子结构和电力系统要求等相匹配。 15.0.2励磁系统的基本技术条件应符合GB/T7409.3一1997的规定

16.1.1为测量定子绕组、转子绕组和定子铁心的温度，应在水轮发电机定子槽内至少埋置下 的电阻温度计。 a）对空气冷却的水轮发电机：