蒙泰东胜第二热电厂43330MW 直接空冷供热机组工程
汽轮发电机技术协议
买方：内蒙古蒙泰煤电集团有限公司
卖方：东方电气集团东方电机有限公司
设计单位：内蒙古电力勘测设计院
2012年2月
目录
1 总的要求
2 工程概况
3 标准和规范
4 技术规范
附件1 汽轮发电机励磁系统技术协议
附件2 采购设备需求及供货范围
附件3 技术资料
附件4 设备监造（检验）和性能验收试验附件5 技术服务和设计联络
附件6 设备运输
技术附件A 卖方提供的技术数据
技术附件B 备品备件、专用工具和仪器仪表技术附件C 设备交货进度
1 总的要求
1.1 总则
本技术协议适用于内蒙古蒙泰煤电集团蒙泰东胜第二热电厂4×330MW直接空冷供热机组工程，发电机组额定出力330MW。技术协议文件范围包括发电机、励磁系统、氢系统、油系统、水系统和检测装置、专用工具、备品备件、技术服务、资料、运输等方面，它满足了设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
卖方将提供一套满足本技术协议和国家标准、规范要求的高质量产品及其相应服务。对国家有关安全、环保等强制性标准(包括压力容器)，满足其要求。
卖方对330MW等级汽轮发电机的整套设备，包括分包（或采购）的产品负有全责。
卖方将执行本技术协议所列标准。有不一致时，按较高标准执行。卖方在设备设计和制造中所涉及的各项规程，规范和标准将遵循现行最新版本的标准。
若技术协议前后有不一致的地方，以更有利于设备安装运行、工程质量为原则，由买方确定。
合同签订1个月内，按本技术协议的要求，卖方提出合同设备的设计、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，供买方确认。
设备采用的专利涉及到的全部费用均被认为已包含在设备报价中，卖方保证买方不承担有关设备专利的一切责任。
在签订合同之后，买方有权提出因规范标准和规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由买方、卖方共同商定，当主机相关参数发生变化时而补充的变化要求，设备不加价。
本工程采用KKS标识系统。卖方提供的技术数据(包括图纸)和设备标识有KKS编码。具体标识要求由买方提出，在设计联络会上讨论确定。
本技术协议为订货合同的附件，与合同正文具有同等法律效力。
其它未尽事宜，由买卖双方协商解决。本技术协议中涉及有关商务方面的内容，以商务合同为准，所有解释权属于买方。
计量单位使用国家法定计量单位。
1.2 机组运行条件
1.2.1 机组运行方式
按复合滑压运行或定压运行两种方式考虑。
1.2.2 机组负荷性质
机组主要承担基本负荷，并具有一定的调峰能力(100％～40％范围)。
1.2.3 机组年运行模式
发电机组设备年利用小时数为6000h；年平均运行小时数不小于7500小时。
1.2.4 给水泵配置
本机组给水系统采用2350%B-MCR的汽动调速给水泵和1台30%B-MCR的备用电动调速给水泵，正常工况下两台汽动泵运行，启动工况电动泵运行，一台汽动泵故障，备用电泵启动。
1.2.5 发电机励磁方式
发电机励磁方式采用自并励静态励磁。
1.2.6 系统容量与连接（暂定）
发电机经升压变压器接至500kV系统，升压变压器阻抗暂按14%，系统短路容量按50kA。
1.2.7 起动、并网和带负荷
机组满足冷态、温态、热态和极热态等不同起动方式下参数配合的要求。
1.2.8 机组布置方式
室内纵向布置。
1.2.9 机组安装检修条件
机组运转层标高12.6m（暂定）。
1.3 总的技术要求
1.3.1 机组寿命
1.3.1.1 机组保证使用寿命不少于30年，大修周期不少于6年，小修间隔不少于1年。发电机铁芯的测温元件与发电机同寿命。
1.3.1.2 当汽轮发电机孤立运行时和与其它发电机组并列运行时，都能平稳地、有控制地向系统供电。
机组在其保证使用寿命期内，在额定负荷和1.05倍额定电压下能长期运行，保证
温升不超过要求时能在1.1倍额定电压下运行。
发电机能承受出线端多次单相突然短路而不发生导致立即停机的有害变形。机组还能承受小于15°同期并列的冲击而不受限制。
主变高压侧误并列，其寿命期内不少于120°为2次或180°5次。
卖方将提交轴系扭振固有频率和疲劳寿命损耗分析报告，包括下列资料：
发电机出口三相或两相短路时，故障持续时间为1s的疲劳损耗最大值0.36％。
线路单相快速重合闸不受限制。
卖方提出机组带励磁失步，如振荡电流和力矩小于0.6-0.7倍机端短路电流时，允许运行时间15～20 个振荡周期。
汽轮发电机轴系自然扭振频率在45—55Hz、90-110Hz之外，下表为1—6阶自然扭振频率数据。
卖方配合汽机厂提供系统严重扰动(包括机端短路、单相重合闸、误并列和切除近区故障等)，对汽轮机发电机组轴系扭振疲劳和寿命的损耗的研究报告，供买方审查。有关系统数据买方予以配合。
1.3.2 发电机能在48.5～51Hz下持续运行，没有持续时间和出力的限制。机组在整个寿命期间内周波变化范围及允许持续运行时间均符合最新版标准规定。系统频率下降到48Hz时，机组的有功功率输出能力减少不超过5%。
1.3.3 锅炉参数（略）。
1.3.4 汽轮机参数（略）。
1.3.5 发电机参数
额定容量388MVA
额定功率330MW
额定电压20kV
额定功率因数0.85(滞后)
额定频率50Hz
额定转速3000r/min
效率(保证值) ≥98.95％
1.4 机组工况定义
1.4.1额定工况(铭牌出力工况TRL)
发电机额定功率因数、额定电压、额定频率、额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温38℃，发电机在寿命期内保证能安全连续运行，机组输出额定功率(扣除励磁所消耗的功率)为330MW。
1.4.2 热耗考核工况(略)
1.4.3 汽轮机最大连续出力工况(T-MCR)
发电机额定功率因数、额定电压、额定频率、额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温26℃，发电机在保证寿命期内能安全连续运行，此时发电机出力与汽机相匹配。此工况下发电机输出功率（扣除励磁所消耗的功率）称为机组最大连续出力。
1.4.4 调节阀全开工况(VWO)
发电机额定功率因数、额定电压、额定频率、额定氢压，发电机氢气冷却器进口水温26℃，发电机在保证寿命期内能安全稳定运行，此时发电机出力与汽轮机匹配。1.5 仪表控制系统总的要求
1.5.1 仪表和控制要求
1) 卖方提供足够的数据以说明对发电机的控制要求、控制方式及联锁保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，卖方提供与DCS控制系统的接口。
2) 卖方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。
3) 随设备所供的就地表和监测组件符合国际标准，且规格齐全，检测组件的选择符合监测控制系统的要求。
4) 卖方保证所供热控设备的可靠性和准确性。
5) 所用水位、压力取样点等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。
6) 发电机内部的埋管数量，满足测温组件电缆穿管数量的要求。
7) 买方提供的控制电源为交流380V/220V、220V及直流220V。
8) 卖方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设备，安装在本体范围内的仪表、取样部件、检测组件、安全保护装置、阀门、以及与检测组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满足全厂自动化投入率100％的要求。
9) 卖方设计和提供机组性能试验所需要的试验取样点、一次检测组件以及一次组件安装所需的套管、一次阀门等。
10) 成套提供的就地测量仪表配供相应的安装附件(一次门、二次门及排污门等)。
11) 卖方预留发电机本体及其氢、油、水系统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。
12) 随机提供的指示表、开关量仪表、测温组件符合国际标准，测量组件的选择符合控制监视系统的要求。所有的联锁保护均使用逻辑开关，不采用电接点型仪表。
13) 发电机本体所有测点设在具有代表性、便于安装的位置，并符合有关规定，测点数量满足机组运行监视和热力特性试验的需要。
14) 所有的变送器为二线制变送器(分析仪表，导电度表除外)，提供的外部负载至少为500Ω。并具有不小于13mm的螺纹电缆接口。所有不使用的连接口予以封堵。
15) 随发电机本体提供的所有热电阻测温元件采用单支或双支型。
16) 就地指示仪表的精度至少为1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，不采用水银温度计。安装在振动场合的仪表选择防振型仪表。
17) 发电机氢气系统中配供的所有就地仪表设备采用防爆型。
18) 所有模拟量接口信号是4～20mADC(热电阻除外)，所有至DCS及电气控制回路的接点输出至少为2副SPDT无源接点，接点容量(安培数)至少满足如下要求：(最终由设计院确定)
230V AC 115VDC 230VDC
I –接点闭合(感性回路)：5A 10A 5A
II- 连续带电：5A 5A 5A
III-接点分断： 2.5A 0.25A 0.15A
19) 对于不随发电机供应的执行机构，卖方提供力矩连接方式及其它技术要求。
20) 卖方所供控制盘柜的外壳防护等级，室内为IP32，室外为IP56(防腐)。
21) 盘柜的前后门有永久牢固的标牌；机柜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；机柜内的支撑件有足够的强度，保证不变形。
22) 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。
23) 盘柜内预留充足的空间，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，接线端子数量留20%的余量，端子全部采用凤凰接线端子。
24) 随发电机供货的阀门、档案板等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。
25) 卖方供应电磁阀电压等级为220VAC。
26) 发电机定子铁芯和绕组测温组件，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符合实际需要。为防止测温组件损坏，容易损坏的测温组件，考虑一些备用点，并在图纸中注明。所有测温组件均接至本体接线盒。
1.5.2仪表和控制设备选型原则
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、过程分析仪表选用进口产品，氢系统所有一次门和排污门选用国产优质无泄露不锈钢波纹管截止阀，对于所采用的变送器选用中外合资的ROSEMOUNT 3051、ABB 2600T、E+H系列；压力开关、差压开关选用德国E+H、美国sor、美国UE系列产品，设备选型由买方确认。
2) 卖方提供的控制器：气、电动执行机构选用进口产品，电动门控制装置选用优质非总线型机电一体化产品，电磁阀、控制开关、控制继电器及配套设备等，采用进口优质产品。
3) 所有卖方提供的仪表阀门和导管的材质为不锈钢。
4) 对于卖方配套的控制装置，仪表设备，卖方考虑和提供与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。
2 工程概况
2.1 厂址
本工程厂址位于鄂尔多斯市东胜区东北部。
2.2气象条件
2多年平均大气温度： 5.8℃
2多年平均相对湿度： 49%
2多年极端最高气温： 36.5℃
2多年极端最低气温： -29.8℃
2多年平均降水量： 370.4mm
2多年平均大气压力： 837.4hpA
2最大风速： 26m/s
2最大冻土深度： 1.5 m
2厂房零米海拔高度：(黄海高程) 1431.3 m
2地震基本烈度： 7度
2.3 冷却水
机组使用处理后的城市中水作为电厂的补充水。辅机冷却采用开式循环冷却水（中水）和闭式循环冷却水（除盐水）两种水源。主机冷油器、闭式循环冷却水热交换器、等采用开式循环水冷却；发电机定子水冷器、氢气冷却器及其它设备的冷却用水采用闭式循环冷却水。
2.3.1 开式循环冷却水水源
开式循环冷却水系统的水源为城市中水。该系统采用独立的循环冷却水系统，采用机械通风冷却塔的循环水系统，供冷油器、闭式循环冷却水热交换器和其它冷却设备用水。
开式循环冷却水设计水温
最高水温 35℃
根据《城镇污水处理厂污染物排放标准》（GB18918-2002)的规定，处理标准须执行本标准的一级A标准，设计出水主要水质指标见下表。
由于污水厂进水来源直接影响出水水质，因此下一步需对污水厂来水水源进行调查分析，建设
单位对污水厂出水水质连续取样，确定准确水质报告（增加含磷指标），落实水量,并掌握水质状况及变化规律，以便合理选择冷却设备材质。
2.3.2 闭式循环水
闭式循环冷却水采用除盐水。
供水压力约0.3MPa（g）
闭式循环冷却器设计冷却水温：30℃
闭式循环冷却正常水温：26℃
闭式循环冷却水最高水温：38℃
2. 4 锅炉水汽质量标准
2.5 地震及工程地质
2.5.1 地震
地震动峰值加速度为0.10g，相对应的地震基本烈度为Ⅶ度。
2.5.2 工程地质
建筑场地类别为II类。
2.6 地下水
深度25m范围内未见地下水。
2.7 电厂永久性服务设施
（1）闭式循环冷却水系统的冷却水最高温度为38℃。
（2）开式循环冷却水系统的冷却水最高温度为35℃。
（3）厂用和仪表用压缩空气系统供气压力为0.5～0.7MPa，工作压力下的露点比工作环境的最低温度低10℃。
（4）电源：交流电源供电电压6kV、380/220V；
直流电源供电电压220V（动力）、220V（控制）
3 标准和规范
发电机本体；励磁系统；氢、油、水系统以及检测装置等辅助系统的制造、验收和交接试验以国家标准为主要依据，并参考IEC、ASME、ASTM标准。
卖方保证提供符合本技术协议和满足下列标准中的全部要求的优质产品。这些标准是(不限于此)：
（1）国标GB755-2008 旋转电机定额和性能；
（2）国标GB1029-2005 三相同步电机试验方法；
（3）水电部标SD270-1988 汽轮发电机技术条件；
（4）IEC 60034-1-2010 旋转电机.第1部分:额定功率与性能；
（5）IEC 60034-3-2007 旋转电机.第3部分:圆筒形转子同步电机的特殊要求
（6）国标GB3797-2005 电气控制设备
（7）国标GB/T3859.1-1993 半导体变流器基本要求的规定
国标GB/T3859.2-1993 半导体变流器应用导则
国标GB/T3859.3-1993 半导体变流器变压器和电抗器
国标GB/T3859.4-2004 半导体变流器包括直接直流变流器的半导体自换相变流器
（8）国标GB/T25295-2010 电气设备安全设计导则
（9）国标GB4208-2008 外壳防护等级（IP代码）
（10）国标GB6162 静态继电器及保护装置的电气干扰试验
（11）国标GB/T7064-2008 隐极同步发电机技术要求
（12）国标GB/T7409.1-2008 同步电机励磁系统定义
国标GB/T7409.2-2008 同步电机励磁系统电力系统研究用模型
国标GB/T7409.3-2007 同步电机励磁系统大、中型同步发电机励磁系统技术要求
（13）国标GB/T14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程
（14）国标GB/T14598.9-2002 量度继电器和保护装置的电气骚扰试验
（15）国标GB50150-2006 电气设备安装工程电气设备交接试验标准
（16）JB/T7828-1995 继电器及其装置包装储运技术条件
（17）DL/T596-1996 电力设备预防性试验规程
（18）DL/T843-2010 大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件（19）DL/T651-1998 氢冷发电机氢气湿度的技术要求
（20）GB7441-2008 汽轮机及被驱动机械发出的空间噪声的测量（21）国标GB10068.2-1998 旋转电机振动测定方法及限值振动限值
（22）JB/6204-6002 高压交流电机定子线圈及绕组绝缘耐电压试验规范
（27）JB/6227-2005 氢冷电机气密封性检验方法及评定
（28）JB/6228-2005 汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定（29）JB/6229-2005 透平发电机转子直接氢冷通风道检验方法及限值
（30）DL/T735-2000 大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定
（31）GB 1094.11-2007 电力变压器第11部分：干式变压器
（32）IEC 60034-16-2-1991 旋转电机.第16部分：同步电机励磁系统第2章：电力系统研究模型
（33）IEC 60034-16-1-1991 旋转电机.第16部分：同步电机励磁系统第1章：定义
（34）DL/T801-2010 大型发电机内冷却水质及系统技术要求
除上述标准外，对于引进型机组执行引进国家标准和企业标准，但不低于IEC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。
4 技术规范
4.1 概述
本技术协议范围为2台330MW汽轮发电机，包括发电机、励磁系统、氢、油、水系统、检测装置以及备品备件、专用工具等。
发电机的冷却方式为水、氢、氢。
发电机的励磁型式为自并励静止励磁系统(静态励磁系统)，励磁系统的特性与参数满足电力系统和发电机的各种运行方式的要求，并具有成熟的运行经验。
4.2 发电机技术要求
4.2.1 基本技术数据：
额定容量：388MVA
额定功率：330MW (氢冷器进水水温38 ℃)
最大连续容量：与汽机匹配(在额定电压、额定频率、额定功率因数和额定氢压条件下，氢冷器进水水温26℃。)
额定电压：20kV
额定功率因数：0.85(滞后)
频率：50Hz
额定转速：3000r/min
定子绕组绝缘等级：采用耐热等级155（F）或155（F）以上的绝缘材料，按130（B）考核。
转子绕组绝缘等级：采用耐热等级155（F）或155（F）以上的绝缘材料，按130（B）考核。
定子铁芯绝缘等级：采用耐热等级155（F）或155（F）以上的绝缘材料，按130（B）考核。
(其温升和最高温度不超过130（B）级绝缘的允许值)
短路比：≥0.55
效率：≥98.95%(当采用静态励磁系统时，效率计算励磁系统的损耗)
强迫停机率FOR<0.5%
相数： 3
极数： 2
定子绕组接线方式：Y Y
负序电流承载能力：
连续I2/I N≥10%
短时(I2/I N)2t≥10 sec
1分钟工频耐受电压：(有效值) 2U N+3000V
冲击耐受电压：(峰值) 4U N+5000V
额定氢压(表压力) 0.25MPa
发电机最高冷却水温为：38 ℃
噪音：(距外壳1m，高1.2m处) ≤90dB(A)
发电机在旋转中额定氢压下，漏氢量小于8m3/24h(折算到标准大气压下)。
4.2.2 发电机出线端子数目为6个。定子绕组按汽轮机旋转方向相序暂为C、B、A(W、V、U)。最终相序将在一联会上确定。发电机定子出线端处采用离相封闭母线连接，电机厂向封闭母线厂提供装配、安装图纸，技术问题相互配合，发电机套管的互感器的数量和规格满足买方提出的测量和保护的要求。发电机定子出线端子的相序符合买方提出的相序要求。
4.2.3 发电机各部位允许振动值
机组轴系在额定转速下运行时，轴承座在水平、垂直两个坐标方向的允许振动限值<0.025mm(峰-峰值)，轴振相对位移限值<0.075mm(峰-峰值)。轴振绝对位移限值<0.1mm(峰-峰值)。
发电机在轴承座、大轴上留有装设测振传感器的位置，以便装设轴承座和大轴的振动监测仪表。振动监测仪表由汽机厂统一供应，电机厂配合，满足TSI检测要求。
发电机定子铁芯的自振频率避开基频和倍频的±10%以上，铁芯振动不超过0.05mm，定子机壳与铁芯之间有弹性连接的弹性定位筋，吸收铁芯产生的椭圆振动，限制振幅，避免对基础的损害。
发电机定子绕组端部保证避开基频和倍频的+10%以上和-5%以下。机座振动的自
振频率保证避开基频和倍频的+10%以上和-10%以下，以防止产生共振。定子绕组振动≤0.25mm；机座振动≤0.01mm。
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、过渡引线的固有振动频率合格的范围为fz≤95HZ，fz≥110HZ。绕组振动≤0.25mm。卖方采用可靠的设计结构和工艺方法有效限制振幅：线圈端部通过适形材料固定在玻璃钢绑环上。上、下层线圈间设有轴向楔块。线棒用浸渍有潜伏性固化剂的高强度涤纶玻璃丝绳相互绑扎和与上述绑环及支架绑扎。在线棒鼻端用粗绳进行绕绑。线棒间用绝缘垫块外包浸胶后的适形材料塞紧。线棒与支架、绑环等接触处均垫以适形材料,使之接触可靠。整个端部经热烘固化后为一牢固的整体。端部绕组固定以压紧端部铁芯的非磁性大压圈作为支撑基础，并通过一组弹性支架支撑到压圈上，弹性支架在径向和切向具有足够的刚度，而沿轴向可以适度伸缩。
临界转速避开额定转速的±15%，通过临界转速时，轴振的相对位移不大于0.15mm(峰－峰值)，轴承座的振动值不大于0.08mm，轴承座的振动速度限值7.5mm/s。
4.2.4检温计位置及数量。
机座各风区共装设9个双支热电阻Pt100，并在机座中部及两端端罩上温度最高点处装有就地温度计3个；
在预计的定子铁芯热点埋置双支热电阻Pt100，其数量18个；
在定子端部压指、压圈和边端铁芯等处设置18个K分度热电偶；
氢气冷却器出风处(冷风区)两端各装4个热电阻(2用，2备)；
各轴承上均装置测量出油温度的双支热电阻，在出油管上设有视察窗，并装设遥测轴瓦温度的双支热电阻；
在定子每槽线圈层间各埋置2个单支热电阻，并在线圈出水端绝缘引水管的水接头上安装测水温度的单支热电阻各1个；
在定子水路的进、出水处各装1个热电阻；
各测温组件独立引出接线(即接线板上不设公共点)。热电阻测温组件为Pt100。
就地温度计采用抽芯式双金属温度计，不采用水银温度计。凡卖方配套的远传仪表、变送器(两线制)均采用4-20mA DC标准信号，精度值不小于0.1%。
卖方提供检温计布置图。在第一次设计联络会上最终确定检温计的数量，并不由此增加费用。
发电机各部位的检温计严格执行埋设工艺，保证完整无损，检温计(包括备用点）
连接到卖方配套本体接线盒。
4.2.5发电机自动监测装置
4.2.
5.1发电机装设下列自动监测装置及留有测点位置：
漏水监测器
漏油监测器
漏氢监测器
氢气湿度监测器
氢气纯度监测器等
以上自动监测装置选用成熟可靠产品，并有标准信号输出到DCS。
4.2.
5.2对发电机的有功、无功负荷及电气参数、振动、各测点温度、冷却、密封及润滑介质参数等的测量，配有满足监控系统控制要求所需的一次仪表和设备(PT除外)，并在DCS操作员站实现监视功能。
4.2.
5.3卖方在发电机本体上预留漏氢检测装置位置和检测孔。
4.2.6发电机定、转子各部分温度和温升的限值，符合国标GB/T7064—2008―隐极同步发电机技术要求‖中的规定，测量元件为PT100铂热电阻或热电偶。
4.2.7 发电机轴承排油温度不超过70℃，轴瓦金属最高温度不超过90℃。(一次测量组件由卖方足量提供，具体形式在联络会中确定)。
4.2.8 电压和频率范围
发电机能在48.5～51 Hz的转速下持续运行，没有持续时间和出力的限制。机组在整个寿命期间内周波变化范围及允许持续运行时间均符合最新版标准规定，卖方提供机组在整个寿命期内的周波允许变化范围及允许运行的时间，但不低于下表值：
汽轮发电机频率异常允许运行时间要求如下表：
发电机在额定功率因数下，电压变化范围为额定值的±5%，频率变化范围为额定值的±2%时（即按照IEC或GB/T7064-2008标准图中阴影面积所示范围内），能连
续输出额定功率。当发电机电压变化为±5%，频率变化在-5%～-2%和+2%～+3%范围运行；发电机能连续输出额定功率其各部件温度不超过GB/T7064-2008附录E中温度限值，卖方提出此时输出功率、温升值。
4.2.9 发电机在额定电压和转速下，其线电压波形全谐波畸变率不超过1%。
4.2.10 卖方采取有效的措施，防止有害的轴电流和轴电压，转子轴汽端良好接地、励端轴承对地绝缘等，安装的绝缘使发电机在运行时便于测量绝缘电阻值。轴电压限制在10V以下。
防止发电机轴电流的措施如下：(1)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，减小因磁路不均匀而引起的轴电压和轴电流；(2)发电机轴在汽端采用有良好接地效果的接地电刷装置；(3)发电机励端轴承、密封座均采用双层绝缘(机组运行时可测量绝缘电阻)，防止形成轴电流回路。
4.2.11 定子绕组在冷态下，任何两相直流电阻之差，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%。
发电机具有短时断水运行能力，允许断水时间在带满负荷运行的情况下不少于30秒。卖方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。
4.2.12发电机具有一定的短时过负荷能力。过负荷能力符合GB／T7064-2008要求。
（1）定子过电流
电机能承受1.5倍的额定定子电流历时30s而无损伤。
电机允许过电流时间与过电流倍数以下式计算：
（I2-1）t=37.5s（I---定子过电流的标幺值，t---持续时间，使用范围10s—60s）
允许的定子电流和持续时间如下表，定子绕组能承受下列短时电流运行时不发生有害变形。
机械结构的设计按以每年运行在上述定子电流下的次数不超过两次设计。
（2）转子过电流
发电机磁场绕组具有下列规定的过电流能力，时间从10s—120s
（I2-1）t=33.75s（I---磁场电流，%；t---时间）
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如下：
机械结构设计按照每年运行在上述励磁电压下的次数不超过两次设计。
4.2.13 进相运行能力：发电机在额定冷却工况下，电压变化范围在±5%范围内，发电机能带额定负荷、功率因数为0.95(超前)长期连续运行，各部件温度和温升不超过最高值。
4.2.14 发电机具有调峰运行能力，在机组寿命期内，机组启停次数不少于10000次，而不产生有害变形。
4.2.15 汽轮发电机异常运行状态下的技术要求。
4.2.1
5.1 无。
4.2.1
5.2 发电机组具有抗失步振荡的能力。当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15-20个振荡周期。卖方会同汽机厂提供必要的计算书，轴系由汽机厂负责。失步振荡中心位于发电机升压变压器组内部时，允许启动发电机失步保护跳闸。
4.2.1
5.3 发电机具备承受高压线路单相重合闸的能力。
4.2.1
5.4 发电机具备承受误并列的能力。
在发电机寿命期内，承受误并列180°5次或120°2次。
4.2.1
5.5 发电机具备失磁异步运行的能力。发电机失磁后在60s内将负荷减至0.6倍额定有功；在90s内减至0.4倍额定有功。在带0.4倍额定有功，定子电流1.0-1.1倍的允许运行时间为15min。卖方提供失磁异步运行能力曲线如下：
4.2.1
5.6
间不小于60s。
4.2.1
5.7 发电机能承受一定的稳态和暂态负序电流的能力。当三相负载不对称，且每相电流不超过额定定子电流（I N），其负序电流分量（I2）与额定电流I N之比大于10%。当发生不对称故障时，故障运行的（I2/I N）2t大于10s。
4.2.1
5.8与汽机厂合作提供电力系统产生次同步谐振的机组扭振分析计算书，提供给买方。
4.2.16 发电机的负荷变化率满足汽轮机定压运行和滑压运行的要求。
4.2.17 结构设计要求
4.2.17.1 定子绕组、定子铁芯、转子绕组的绝缘采用耐热等级155（F）或以上绝缘材料。其温升和最高温度不超过耐热等级130（B）绝缘材料的允许值。
4.2.17.2 发电机定子、机壳、端盖、端罩具有足够的强度和刚度，定子机壳与铁芯之间有弹性连接的隔震措施，避免产生共振。
4.2.17.3 定子线棒槽内固定及绕组端部固定工艺要可靠，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质，并采取有效的屏蔽措施，避免产生局部过热，定子铁芯采取防止松动的措施。
定子铁芯采取防止松动的技术措施：(1)冲片采用带无机填料的有机漆，可以完全消除漆膜边沿增厚，保证铁心压力均匀。(2)铁心分段多次加压。分段压装次数不少于10次，分段压装压力20kg/cm2。(3)最终加热压紧。加热温度130℃，采取热风加热方式，以保证加热均匀。(4)铁心边端粘结成形，防止了―扇翅‖的可能性。(5)定子压圈靠铁
心面为斜面，保证了在压圈变形的情况下铁心受均匀的压紧力。(6)定位筋螺母用力矩扳手把紧，检查紧度后用止动垫片防松。(7)铁心装压完后，圆周方向箍紧，保证了铁心的整体刚度。
4.2.17.4 发电机的轴承采用上瓦不开槽的椭圆瓦，确保不产生油膜振荡，并在实际运行中已经验证。
4.2.17.5 发电机的密封油系统采用集装式，设置监视密封瓦油压的装置和配备性能良好的部件，采取措施防止密封油进入机内。
4.2.17.6 为提高发电机承受不平衡负荷的能力，转子大齿上设有阻尼槽，内部设置阻尼绕组。
4.2.17.7转子锻件采用国产优质材料（二重或一重），转子护环采用进口材料。转子护环为整体合金钢锻件，为提高护环的耐应力和腐蚀能力，采用18Mn18Cr （1Mn18Cr18N）合金钢材质，定子铁芯采用国产优质硅钢片（武钢、太钢等），定转子铜线采用上海申茂产品。
4.2.17.8 转子集电环材质，其硬度适当，材料为50Mn。碳刷具有低的摩擦系数和自润滑作用。采取防止集电环过热的措施。碳刷结构能防止碳粉集在集电环上。
为避免集电环电刷电流分布不均、碳刷发热、打火花等问题的产生采取如下措施：集电环上开有螺旋沟，径向钻通风孔，其硬度适当，耐磨性好；碳刷具有低的摩擦系数并有自润滑作用。采用在两集电环间装设离心风扇以及选用优质碳刷、选用压力均匀的恒压弹簧等措施，避免集电环电刷电流分布不均、碳刷发热、打火花等问题的产生。
4.2.17.9转子采用气隙取气结构，转子绕组上的通风孔中间铣孔。槽部和端部采取适应调峰运行的技术措施。转子绕组采取防止匝间短路的有效措施。
转子采取适合调峰运行的技术措施：槽部和端部都设置滑移层，即槽部的槽衬和端部的护环绝缘内侧喷干性润滑剂，使线圈可以在槽内和端部自由滑动；同时，线圈采用强度高，抗蠕变性能好的含银铜线制成。
转子绕组采取下列防止匝间短路的有效措施：(1)铜线风孔处加四周倒角，清除尖角；(2)彻底清理加工毛刺；(3)在净化间下线，防止异物进入；(4)加强检测。采用交流阻抗法及动态波形法两种方法，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。
4.2.17.10 发电机壳、端盖、端罩、出线套管的接合面具有良好的粗糙度和平整度，密封严密，避免漏氢。