NB∕T 31012-2019 永磁风力发电机技术规范(能源).pdf

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1、ICS 29.160.20 K 21 NB 中 华 人 民 共 和 国 能 源 行 业 标 准 NB/T 310122019 代替 NB/T 31012-2011 永磁风力发电机技术规范 Technical specification for permanent magnet type wind turbine generator 2019-11-04 发布 2020-05-01 实施 国家能源局 发 布 NB/T 31012 目 次 前言.V 1 范围.1 2 规范性引用文件.1 3 术语和定义.1 4 型号、型式、基本要求.1 4.1 型号及其含义.1 4.2 额定功率.2 4.3 额定电

2、压.2 4.4 定额.2 4.5 接线方式、出线数目和相序.2 4.6 旋转方向.2 4.7 热分级.2 4.8 结构和安装型式.2 4.9 冷却方式.2 4.10 防护等级.2 5 技术要求.2 5.1 使用条件.2 5.2 定子绕组和铁芯温升限值.3 5.3 轴承.3 5.4 永磁体.3 5.5 振动.3 5.6 噪声.3 5.7 超速.3 5.8 定子绕组直流电阻偏差.3 5.9 绝缘电阻.3 5.10 线电压波形畸变率.4 5.11 工频耐电压试验.4 5.12 匝间耐冲击电压试验.4 5.13 三相突然短路.4 5.14 效率.4 5.15 过载.4 5.16 接地.5 6 试验方法

3、.5 6.1 试验要求.5 6.2 试验项目.5 I NB/T 31012 7 试验检查项目.14 8 标志、包装、运输和保管.15 8.1 铭牌.15 8.2 接线标识.16 8.3 运输及保管.16 8.4 随机文件.16 8.5 质量保证期.16 表 1 定子绕组和铁芯温升限值.3 表 2 绝缘电阻表的选择.4 表 3 电阻法的温度修正.10 表 4 基准工作温度.13 表 5 出线端标志.16 II NB/T 31012 前 言 本标准按照GB/T 1.12009标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写给出的规则起草。请注意本标准的某些内容可能涉及专利。本标准的发布机构不承担识别这些

4、专利的责任。本标准代替NB/T 310122011永磁风力发电机制造技术规范。本标准与NB/T 310122011相比，主要技术变化如下：修改了“规范性引用文件”（见第 2 章，2011 年版的第 2 章）；修改了术语和定义的内容（见第 3 章,2011 年版的第 3 章）；删除了原标准中额定电压为 230 V 的产品，增加了额定电压为 720 V、750 V、820 V、900 V、960 V、1 140 V、4 160 V 七个等级的产品（见 4.3，2011 年版的 4.3）；修改了“永磁风力发电机的定子绝缘系统的热分级”。“永磁风力发电机的定子绝缘系统应采用 130（B）级及以上耐热等

5、级”修改为“永磁风力发电机的定子绝缘系统应采用 155（F）级及以上绝缘等级”（见 4.7，2011 年版的 4.7）；删除对永磁风力发电机外壳防护等级的具体要求。（见 4.10，2011 年版的 4.10）；修改了永磁风力发电机对使用条件的要求。（见 5.1.1、5.1.2、5.1.3，2011 年版的 5.1.1、5.1.2、5.1.3）；删除了永磁风力发电机的定子绝缘系统的热分级为 130（B）级时的定子绕组和铁芯温升限值的规定（见 2011 年版的表 1）；修改了永磁风力发电机在额定工况下对于滚动轴承的最高温度值由原来的“90”改为“95”（见 5.3,2011 年版的 5.3）；修改

6、了发电机永磁体的要求（见 5.4，2011 年版的 5.4）；增加了“永磁风力发电机应能承受 1.2 倍最高转速的运行”时对应的时间要求（见 5.7）；修改了“定子绕组直流电阻偏差”的规定，增加了“且定转子没有装配前”，其偏差最小值由原来的“2%”改为“1.5%”（见 5.8,2011 年版的 5.8）；修改了“定子绕组绝缘电阻”的规定（见 5.9.1，2011 年版的 5.9.1）；“线电压总谐波畸变量”改为“线电压波形畸变率”（见 5.10，2011 年版的 5.10）；修改了“工频耐电压试验”的内容。（见 5.11，2011 年版的 5.11）；修改了“匝间耐冲击电压试验”的规定（见 5

7、.12，2011 年版的 5.12）；删除了“电压调整率”及“短时过电流”的要求（见 2011 年版的 5.13 及 5.15）；增加了“加热器绝缘电阻的测定”（见 6.2.1.2c）；修改了“匝间冲击耐电压试验”的执行标准。（见 6.2.3，2011 年版的 6.2.3）；在发电机法空载特性曲线测定规定中，增加了“发电机在 50%、70%、80%额定转速下运行时，发电机定子电压不超过 1.3 倍额定电压”（见 6.2.5.1）；修改了“振动测定”及“噪声试验”的执行标准（见 6.2.7、6.2.8，2011 年版的 6.2.7、6.2.8）；“线电压总谐波畸变量测定”改为“线电压波形畸变率测

8、定”并修改相关的内容（见 6.2.9，2011 年版的 6.2.9）；删除了“谐波电流因数测定”（见 2011 年版的 6.2.10）；删除了“发电机电压调整率测定”（见 2011 版的 6.2.14）；删除了绝缘结构的热分为 130（B）级时的基准工作温度（见表 4，2011 年版的表 4）；III NB/T 31012 修改了“杂散损耗”的规定，（见 6.2.16.2d）3），2011 版的 6.2.18.2d）3）；增加了检查试验项目“匝间绝缘耐冲击电压试验”（见 7.2h）；修改了“型式试验项目”的内容（见 7.3，2011 年版 7.3）；增加了“包装体吊装方式和位置”（见 8.3g

9、）。本标准由中国电器工业协会提出。本标准由能源行业风电标准化技术委员会风电电器设备分技术委员会（NEA/TC1/SC6）归口。本标准主要起草单位：湘潭电机股份有限公司、机械工业北京电工技术经济研究所、中车株洲电机有限公司、北京金风科创风电设备有限公司、上海电气风电集团股份有限公司、明阳智慧能源集团股份公司、许昌许继风电科技有限公司、南京汽轮电机长风新能源股份有限公司、中车永济电机有限公司。本标准参加起草单位：中国电力科学研究院有限公司、东方电气风电有限公司、浙江运达风电股份有限公司、苏州电器科学研究院股份有限公司、北京鉴衡认证中心有限公司、中国质量认证中心、北京亚之捷环保科技有限责任公司、上海

10、申茂电磁线有限公司、西安盾安电气有限公司。本标准起草人：雷向福、王步瑶、果岩、李进泽、张世福、王士博、俞庆、张利、罗荣锋、程林志、仝世伟、丁晓辉、俞文斌、蔡卫国、杜慧成、陈斌、胡醇、蔡雅娜、王艳华、刘世洪、林鸿辉、李浩然、侯洪强、谢清明、孙梅丽、顾新建、孔祥利。本标准所代替标准的历次版本发布情况为：NB/T 31012-2011 IV NB/T 31012 永磁风力发电机技术规范 1 范围 本标准规定了永磁风力发电机的型号、型式、基本要求、技术要求、试验方法、试验检查项目及标志、包装、运输和保管。本标准适用于风力发电应用的永磁同步发电机。2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的

11、。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T 191 包装储运图示标志 GB/T 755 旋转电机 定额和性能 GB/T 997 旋转电机结构型式、安装型式及接线盒位置的分类（IM 代码）GB/T 1029 三相同步电机试验方法 GB/T 2900.25 电工术语 旋转电机 GB/T 2423.16 电工电子产品环境试验 第2部分：试验方法 试验J及导则：长霉 GB/T 2423.17 电工电子产品环境试验 第2部分：试验方法 试验Ka：盐雾 GB/T 4942.1 旋转电机整体结构的防护等级（IP代码）分级

12、 GB/T 10068 轴中心高为56 mm及以上电机的机械振动 振动的测量、评定及限值 GB/T 10069.3 旋转电机噪声测定方法及限值 第3部分：噪声限值 GB/T 12665 电机在一般环境条件下使用的湿热试验要求 GB/T 22714 交流低压电机成型绕组匝间绝缘试验规范 GB/T 22715 旋转交流电机定子成型线圈耐冲击电压水平 GB/T 22719.1 交流低压电机散嵌绕组匝间绝缘 第1部分：试验方法 GB/T 22719.2 交流低压电机散嵌绕组匝间绝缘 第2部分：试验限值 GB/T 25389.1 风力发电机组 永磁同步发电机 第1部分：技术条件 GB/T 25389.2

13、2018 风力发电机组 永磁同步发电机 第2部分：试验方法 GB/T 25442 旋转电机（牵引电机除外）确定损耗和效率的试验方法 GB/T 26680 永磁同步发电机 技术条件 JB/T 10500.1 电机用埋置式热电阻 第1部分：一般规定、测量方法和检验规则 3 术语和定义 GB/T 2900.25和GB/T 25389.1界定的术语和定义适用于本标准。4 型号、型式、基本要求 1 NB/T 31012 4.1 型号及其含义 TFY-规格代号，表示标称功率（kW），指风力发电机组额定功率 4.2 额定功率 永磁风力发电机额定功率一般根据风力发电机组额定功率确定，数值参照GB/T 2668

14、0的规定。4.3 额定电压 一般情况下，推荐采用下列电压作为永磁风力发电机的额定电压（V）：400、690、720、750、820、900、960、1 050、1 140、3 150、3 300、4 160、6 300、6 600、10 500。4.4 定额 永磁风力发电机的定额是以连续工作制（S1）为基准的连续定额（见GB/T 755）。4.5 接线方式、出线数目和相序 定子绕组接线一般为星形。出线接头数目通常为 3n 个（n 为 1、2、3 ）。在出线端上，定子绕组时间相序按发电机旋转方向依次确定，标记为 U、V、W、。可以采用三相或多相绕组的输出端子。4.6 旋转方向 永磁风力发电机的旋

15、转方向，从拖动端向永磁发电机看为顺时针方向（如用户有要求时，可按具体的合同协议规定旋转方向），旋转方向应标记在发电机上。4.7 热分级 永磁风力发电机的定子绝缘系统应采用155（F）级及以上绝缘等级。4.8 结构和安装型式 永磁风力发电机的结构及安装型式应符合 GB/T 997 的规定。4.9 冷却方式 永磁风力发电机可采用空气冷却或其它冷却方式。4.10 防护等级 永磁风力发电机外壳防护等级应符合GB/T 4942.1中的规定。5 技术要求 5.1 使用条件 5.1.1 海拔高度不超过 2 000 m。补充代号，表示机型代码，用数字或字母表示 产品代号，表示永磁同步发电机 2 NB/T 31

16、012 5.1.2 运行地点的环境空气温度不高于 40，不低于-20，对于寒冷地区不低于-40（用户明确提出低温环境要求时）。注：如发电机在超出5.1.2的条件下使用时，应按GB/T 755规定执行。5.1.3 运行地点最湿月月平均最高空气相对湿度不大于 95%，同时该月月平均最低温度不高于 25。5.1.4 对特殊要求由用户与制造商协商确定。5.2 定子绕组和铁芯温升限值 5.2.1 永磁风力发电机应装设一定数量的温度测点。5.2.2 定子绕组和铁芯温升限值见表 1。在 5.1 使用条件下发电机额定运行时，其温升限值应符合 GB/T 755 的规定，对其他现场运行条件应按 GB/T 755

17、有关规定进行修正。表1 定子绕组和铁芯温升限值 单位为开尔文 部 件 测 量 方 法 155（F）级绝缘允许温升 180（H）级绝缘允许温升 定子绕组（5 000 kW 及以上）埋置检温计法（ETD）/电阻法 110/105 130/125 定子绕组（5 000 kW 以下）埋置检温计法（ETD）/电阻法 115/105 135/125 定子铁芯 温度计（Th）或埋置检温计法（ETD）105 125 5.3 轴承 永磁风力发电机可采用滑动轴承或滚动轴承，根据需要可采用轴承绝缘等措施。永磁风力发电机在额定工况下，其轴承最高温度采用埋置检温计法测量应不超过下列数值：对于滚动轴承为95；对于滑动轴承

18、瓦温为80。5.4 永磁体 发电机永磁体的耐温应与相应的热分级相适应，永磁体应有可靠的防腐措施。发电机应能承受额定电压下的三相突然短路，在发电机突然短路状态和温度限值下应不发生大于 1%的不可逆失磁。5.5 振动 永磁风力发电机的振动限值应符合GB/T 10068的规定。5.6 噪声 永磁风力发电机的噪声限值应符合 GB/T 10069.3 的规定。5.7 超速 永磁风力发电机应能承受1.2倍最高运行转速，历时2 min不发生损坏及有害变形。5.8 定子绕组直流电阻偏差 永磁风力发电机定子绕组在冷态下，且定转子没有装配前，任何两相直流电阻之差，在排除由于引线长度不同引起的误差后，应不超过其最小

19、值的 1.5%。3 NB/T 31012 5.9 绝缘电阻 5.9.1 定子绕组绝缘电阻 发电机定子绕组的绝缘电阻在热状态或发热试验后，应不低于 UN/（1 000+PN/100）M。测量绕组对机壳及绕组相互间的绝缘电阻，应根据被测绕组的额定电压按表2选择绝缘电阻表。表2 绝缘电阻表的选择 被测绕组额定电压 UN V 绝缘电阻直流测量电压 V UN1 000 500 1 000UN2 500 500 1 000 2 500UN5 000 1 000 2 500 5 000UN12 000 2 500 5 000 注：UN额定电压，单位为伏特（V）；PN额定功率，单位为千瓦（kW）。5.9.2

20、定子埋置检温计的对地绝缘电阻 定子埋置检温计的对地绝缘电阻值在冷态下用250 V绝缘电阻表测量时，应不低于1 M。5.9.3 轴承绝缘电阻 当轴承采用绝缘结构时，用不大于 1 000 V 绝缘电阻表测量，轴承绝缘电阻应不低于 1 M。5.10 线电压波形畸变率 永磁风力发电机在额定转速时，空载线电压波形畸变率应不超过 5%（对于特殊应用场合，由用户与制造商协商确定）。5.11 工频耐电压试验 永磁风力发电机定子绕组各相间及双三相绕组相互间应能承受历时 1 min 的耐电压试验而不发生击穿，试验电压的频率为 50 Hz，并尽可能为正弦波形，电压的有效值为（U+1 000 V）。注：U 变流器电机

21、侧的交流线电压峰值，单位为伏特（V）。同一台发电机不应重复进行本项试验，如用户提出要求，允许在安装后开始运行之前，在现场可再进行一次试验，其试验电压应符合GB/T 755的规定。5.12 匝间耐冲击电压试验 永磁风力发电机定子绕组线圈应能承受匝间耐冲击电压试验而不被击穿，若绕组采用成型线圈结构时，其试验冲击电压峰值和试验方法按GB/T 22714或GB/T 22715的规定；若绕组采用散嵌线圈结构时，其试验冲击电压峰值和试验方法按GB/T 22719.1或GB/T 22719.2的规定。5.13 三相突然短路 发电机应能承受额定电压下的三相突然短路，短路持续时间为 3 s。5.14 效率 发电

22、机的效率曲线在专用技术文件中另行规定。4 NB/T 31012 5.15 过载 发电机在额定热试验后，应能承受1.15倍额定负载运行1 h，此时温升不作考核，但发电机不应发生损坏及有害变形。5.16 接地 发电机的接线盒内应有接地端子，同时机座上应另设一个接地端子，并应在接地端子的附近设置接地标志，此标志应保证在发电机整个使用期内不易磨灭。6 试验方法 6.1 试验要求 6.1.1 仪器仪表 试验使用的测量仪器、仪表、传感器均应经计量部门检定合格并在有效期内，测试范围、准确度应符合测试要求和相关标准的规定。试验时，采用的电气测量仪器、仪表的准确度应不低于0.5级(绝缘电阻表除外)，传感器、电阻

23、测量仪的准确度应不低于0.2级，转矩测量仪的准确度应不低于0.5级，转速表的准确度应不低于1.0级，测力计的准确度应不低于1.0级（悬挂式弹簧秤除外），温度计的误差不大于l。6.1.2 试验准备 试验设备和线路应满足试验的要求。试验前，被试电机应处于正常状态，接线正确，对被试电机的装配及运转情况进行检查，以保证各项试验能顺利进行。6.1.3 安全措施 由于试验涉及危险的电流、电压和机械力，对所有试验应采取安全预防措施。所有试验应由具有相关资质的人员操作。6.2 试验项目 6.2.1 绝缘电阻测定 6.2.1.1 绕组对机壳及绕组相互间绝缘电阻测定：a)测量时发电机状态。测量发电机绕组的绝缘电阻

24、时应分别在发电机实际冷状态和热状态(或热试验后)下进行。检查试验时，如无其他规定，则绕组对机壳及绕组相互间的绝缘电阻仅在冷状态下测量。测量绝缘电阻时应测量绕组温度，但在实际冷状态下测量时，可取周围介质温度作为绕组温度。不能承受绝缘电阻表高压冲击的电器元件，应在测量前将其从电路中拆除或短接；b)绝缘电阻表选用。测量绕组对机壳及绕组相互间的绝缘电阻时，应根据被测绕组的额定电压选择相应电压等级的绝缘电阻表，绝缘电阻表的选用按 5.9.1 中表 2 选取；c)测量方法。测量绕组绝缘电阻时，如果各绕组的始末端单独引出，则应分别测量各绕组对机壳及绕组相互间的绝缘电阻，这时，不参加试验的其他绕组和埋置检温元

25、件等均应与铁芯或机壳作电气连接，机壳应接地。当中性点连在一起而不易分开时，则测量所有连在一起的绕组对机壳的绝缘电阻。测量时，在指针达到稳定后再读取数据，并记录绕组的温度。绝缘电5 NB/T 31012 阻测量结束后，每个回路应对接地的机壳作电气连接使其放电。测试绕组 15 s 和 60 s 时刻的绝缘电阻值，得到吸收比（R60/R15）的值。测试绕组 1 min 和 10 min 时刻的绝缘电阻值，得到极化指数（R10/R1）的值。6.2.1.2 其它部件绝缘电阻测定：a)轴承绝缘电阻的测定。轴承绝缘电阻的测定用 1 000 V 的绝缘电阻表测量；b)埋置检温元件绝缘电阻的测定。埋置检温元件的

26、绝缘电阻测定按 JB/T 10500.1 规定的方法进行；c)加热器绝缘电阻的测定。加热器的绝缘电阻的测定用 250 V 兆欧表测量时，其绝缘电阻应不小于 1 M。6.2.2 绕组在实际冷状态下直流电阻的测定 6.2.2.1 实际冷状态下绕组温度测定 将发电机在室内放置一段时间，用温度计（或埋置检温计）测量发电机绕组、铁芯和环境温度，所测温度与冷却介质温度之差应不超过 2 K，放置温度计的时间应不少于 l5 min。测量电枢绕组温度时，应根据发电机的大小，在不同部位测量绕组端部和绕组槽部的温度（如有困难时，可测量铁芯齿和铁芯轭部表面温度），取平均值作为绕组的实际冷状态下温度。6.2.2.2 绕

27、组直流电阻测定 绕组的直流电阻可用微欧计法、电桥法、电压表电流表法或者其他测量方法测量，三种测量方法按如下方式进行：a)自动检测仪法。当使用数字式微欧计等自动检测仪器测量绕组的直流电阻时，通过被测绕组的试验电流应不超过其额定电流的 10%，通电时间不超过 l min；b)电桥法。使用电桥法进行测量时，每一电阻应测量 3 次，每次应在电桥平衡破坏后重新进行测量。每次读数与 3 次读取数据的平均值之差应在平均值的0.5%范围内，取其平均值作为电阻的实际测量值。如绕组的直流电阻在 l 以下时，应采用有效数不低于 4 位的双臂电桥测量；c)电压表电流表法。电压表电流表法是将电压稳定，容量足够的直流电源

28、直接连接在绕组出线端上的测量方法。试验时，所加电流不应超过绕组额定电流的 10%，通电时间不超过 l min，同时读取电流及电压值。每一电阻至少应在 3 种不同电流值下进行测量，每个测量值与平均值相差应在0.5%范围之内，取其平均值作为电阻的实际测量值。6.2.2.3 测量方法 测量定子绕组直流电阻时，发电机的定子和转子还未装配。绕组各相各支路的始末端均引出时，应分别测量各相各支路的直流电阻。如果各相绕组在发电机内部连接，则应在每个出线端间测量电阻。6.2.2.4 相电阻计算 对星形接法的绕组，各相电阻值分别按式（1）式（3）计算：vwmeduRRR=.(1)wumedvRRR=.(2)uvm

29、edwRRR=.(3)6 NB/T 31012 式中：Rmed Rmed=(Ruv十 Rvw十 Rwu)/2，单位为欧姆（）；Ruv、Rvw和 Rwu 分别为出线端 U 与 V、V 与 W 和 W 与 U 之间测得的电阻值，单位为欧姆（）；Ru、Rv和 Rw 分别为各相的相电阻，单位为欧姆（）。6.2.3 匝间冲击耐电压试验 匝间冲击耐电压试验按GB/T 22715和GB/T 22719.1及GB/T 22719.2规定的方法进行。6.2.4 工频耐电压试验 工频耐电压试验按GB/T 755规定和GB/T 1029的试验方法进行。6.2.5 空载试验 6.2.5.1 发电机法空载特性曲线测定

30、被试电机由联轴器连接到拖动机，电枢绕组开路，被试电机作发电机空载运行。如无其他规定，应使发电机分别在50%、60%、70%、80%、90%、100%、110%额定转速下运行。试验时，每点应读取三线电压、频率和转速。热状态下的永磁发电机空载试验，应在热试验后进行。以转速为横坐标，发电机的空载电压（三线平均值）为纵坐标，绘制发电机法空载特性曲线。6.2.5.2 空载损耗测定 被试电机接到频率可调、实际对称的稳定电源上，作电动机空载运行。被试电机在额定电压、额定频率下稳定运行，达到损耗稳定状态。测试被试电机的外施电压、定子电流、空载输入功率。试验结束时，立即在被试电机出线端测试定子绕组电阻。由定子电

31、流和试验结束后测取的定子绕组电阻，计算电动机空载定子绕组铜耗。见式（4）：30200103=RIPCu.(4)式中：PCu0电动机空载定子绕组铜耗，单位为千瓦（kW）；I0 空载定子电流（三线平均值），单位为安培（A）；R0 定子绕组相电阻（三线平均值），单位为欧姆（）。由空载输入功率和空载定子绕组铜耗之差，计算恒定损耗，即铁耗与机械耗之和，见式（5）：010CuPPP=.(5)式中：P0 恒定损耗，即铁耗与机械损耗之和，单位为千瓦（kW）；P1 空载输入功率，单位为千瓦（kW）；PCu0电动机空载定子绕组铜耗，单位为千瓦（kW）。6.2.6 轴电压测定 试验前，应分别检查轴承座与金属垫片、金

32、属垫片与金属底座之间的绝缘电阻。被试电机应在额定转速（额定频率）下作发电机空载运行。典型的测量示意图如图 1（双轴承结构）所示。用高内阻交流电压表先测定轴电压 U1，然后用导线 A 将转轴没有绝缘的一端与其轴承座短接（双侧绝缘的转轴短接任意一侧），测另一端对轴承座的电压 U2，测量完毕后将导线 A 拆除，再测该轴承座7 NB/T 31012 对地的电压 U3。测点表面与电压表引线应接触良好。1轴承座；2绝缘垫片；3金属垫片；4绝缘垫片；5转子 图 1 轴电压测定示意图 6.2.7 振动测定 振动测定按GB/T 25389.22018中5.6规定的方法进行。6.2.8 噪声测定 噪声试验按GB/

33、T 25389.22018中5.7规定的方法进行。6.2.9 线电压波形畸变率测定 6.2.9.1 用拖动机拖动发电机在额定频率下空载运行。6.2.9.2 用谐波分析仪测定发电机空载线电压波形畸变率。6.2.9.3 用谐波分析仪测定发电机空载基波和各次谐波电压的有效值（U1、U2、U3、U4UN），波形畸变率 Ku按式（6）计算：%100122322 +=UUUUKNu.(6)6.2.10 超速试验 6.2.10.1 安全要求 超速试验前，应仔细检查被试电机的装配质量，特别是转动部分的装配质量，防止转速升高时有杂物或零件飞出。超速试验时，应采取相应的安全防护措施，对被试电机的控制及对振动、转速

34、和轴承温度等参数的测量应采用远距离测量方法。6.2.10.2 试验方法 如无其他规定，超速试验允许在冷态下进行。超速试验可根据具体情况选用电动机法(提高电源频率)或原动机拖动法。在升速过程中，当被试电机达到额定转速时，应观察被试电机运转情况，确认无异常现象后，再以适当的加速度提高转速，直至规定的转速。超速值应达到 120%最高转速，持续时间不少于 2 min。原动机拖动法超速试验时，应注意发电机空载电压一般不应超过1.3UN。超速试验后，应仔细检查被试电机的转动部分有无损坏或产生有害的变形，紧固件是否松动以及有无其他不允许的现象出现。6.2.11 过载试验 8 NB/T 31012 过载试验在

35、发电机热试验后进行。过载试验时，保持额定电压不变，在1.15倍额定负荷下运行1 h。此时温升不作考核，但发电机不应发生损坏及有害变形。6.2.12 三三相突然短路试验 6.2.12.1 试验要求 试验前，应仔细检查被试电机装配及安装质量。测量仪器及其接到电流传感器次级回路引线的总电阻不应超过该传感器所容许的额定值。在进行三相突然短路试验时，不允许有人留在被试电机、短路开关及引线（尽可能短）附近，以保证人身安全。应使短路开关三相基本上在同一时刻短路，各相触头应在彼此不超过 15电角度内闭合。用无感分流器、空心传感器或其它合适的电流传感器测量突然短路电流，传感器的量程和短路开关的容量应大于突然短路

36、电流。试验前，应测定绕组对机壳及绕组相互间的绝缘电阻。6.2.12.2 试验方法 试验时，发电机应处在热状态下。在短路前的瞬间，测定发电机端电压。三相突然短路试验后，应检查永磁体的退磁情况，检查发电机各部件是否损坏，检测发电机绕组的绝缘电阻和直流电阻，按6.2.5.1进行发电机法空载电压测定。6.2.13 功率特性测试 功率特性测试按发电机直接负荷法进行。发电机在不同的转速下运行，调节发电机至该转速下输出功率至要求值，测定拖动机的输入功率和发电机的输出电压、电流、功率。以转速为横坐标，发电机输出功率为纵坐标，作出输出功率与转速的关系曲线。6.2.14 起动阻力矩测定 6.2.14.1 圆盘法

37、发电机轴伸上固定安装一已知直径的圆盘，在圆盘的切线方向加力，通过力矩传感器测出圆盘开始转动时所加力的数值，转动圆盘一周，其最大读数与圆盘半径的乘积即为启动阻力矩。圆盘一周内测点应不少于3点。6.2.14.2 杠杆法 发电机轴伸垂直方向固定安装一力矩杠杆，杠杆端部连接到接有测力机或弹簧秤的起重机上，在切线方向施加力至轴伸开始转动，读出开始转动时所加力的读数，其最大读数与杠杆有效长度的乘积即为阻力矩。6.2.15 热试验 6.2.15.1 温度测量方法 发电机绕组及其他部件的温度测量方法有如下三种方法，不同的方法不应作为相互校核用：a)电阻法。按如下要求测量：1)测试方法。测量被试绕组的直流电阻，

38、并根据直流电阻随温度变化而相应变化的关系来确定绕组的平均温度，见式（7）：9 NB/T 31012 1212RRkk=+.(7)式中：R1 实际冷态时的绕组电阻，单位为欧姆（）；R2 试验结束时的绕组电阻，单位为欧姆（）；1 对应实际冷态测定R1时的绕组温度，单位为摄氏度（）；2 热试验结束时的绕组温度，单位为摄氏度（）；k 导体材料在0 时电阻温度系数的倒数，铜绕组取235。2)被试电机各部分在断能停转后所测得的温度修正。用电阻法测量断能停转后的被试电机温度时，要求在热试验结束后就立即使被试电机停转，被试电机断能后如能在表 3 间隔时间内测得第一点读数，则以读数计算被试电机的温升，而不需外推

39、至断能瞬间。如在表 3间隔时间内不能测得第一点读数，则应尽快测得它。以后每隔 1 min 读取一次读数，直至这些读数开始明显地从最高值下降为止。绘成电阻(或温度)与时间关系的冷却曲线并根据被试电机的额定功率，将此曲线外推至表 3 中相应的间隔时间，所获得的温度即作为被试电机断能瞬间的温度。绘制曲线时，推荐采用半对数坐标，温度标在对数坐标轴上。如停转后测得的温度连续上升，则应取测得的温度最高值作为被试电机断能瞬间的温度。如被试电机断能后测得第一点读数的时间超过表 3 规定时间的 2 倍，则修正方法只能按协议规定。表3 电阻法的温度修正 额定功率 P kW 断能后间隔的时间 s 50P200 90

40、 2005 000 按专门协议 3)铜绕组温升。铜绕组的温升按式（8）确定：011112)235(+=RRR.(8)式中：铜绕组的温升（=2-0），单位为开尔文（K）；R2 热试验结束时的绕组电阻，单位为欧姆（）；R1 温度为1（冷态）时的绕组电阻，单位为欧姆（）；2 热试验结束时的绕组温度，单位为摄氏度（）；1 绕组（冷态）初始电阻时的温度，单位为摄氏度（）；0 热试验结束时的冷却介质温度，单位为摄氏度（）；235铜在0 时电阻温度系数的倒数。b)温度计法。用温度计贴附在被试电机可接触到的表面来测量温度，温度计包括膨胀式温度计（如水银温度计、酒精温度计等）、半导体温度计及非埋置的热电偶或电阻

41、温度计。测量时，温度计应紧贴在被测点表面，并用绝热材料覆盖好温度计的测量部分，以免受周围冷却介质的影响，对有强交变磁场的地方不能采用水银温度计；10 NB/T 31012 c)埋置检温计法。用埋入发电机内部的检温计（如电阻检温计、热电偶或半导体热敏元件等）来测定温度，检温计是在发电机制造过程中埋置于发电机制成后不能触及的部位。测量埋入式电阻温度计的电阻时，应控制测量电流的大小和通电时间，使电阻值不致因测量电流引起的发热而有明显的改变。6.2.15.2 冷却介质温度测定 冷却介质温度采用几个温度计来测量，温度计应分布在冷却介质进入发电机途径。温度计放置在距离电机 l m2 m 处，其球部处于发电

42、机高度的 1/2 位置，并应防止一切辐射和气流的影响。试验结束时的冷却介质温度，取在整个试验过程最后的1/4时间内按相等时间间隔测得的几个温度计读数的平均值。6.2.15.3 发电机各部件温度测定 发电机各部件温度测定如下：a)绕组温度测定。发电机绕组温度的测量可用电阻法、埋置检温计法，但在使用电阻法时，冷热态电阻应在相同的出线端测量；b)定子铁芯温度测定。采用埋置检温计时，用检温计测量，否则用温度计测量，取其最高值作为铁芯温度；c)轴承温度测量。采用温度计和埋置检温计测定，测定方法见 GB/T 755 中的规定。6.2.15.4 热试验方法 热试验方法如下：a)试验方法。热试验采用直接负荷法

43、；b)额定负荷下热试验。试验时，被试电机应保持在额定工作方式下进行，在试验过程中冷却介质温度应符合 GB/T 755 的规定，并尽量防止突变，每隔 30 min 记录一次各点数据，在被试电机各部分温度渐趋稳定阶段，要求每 15 min 或 30 min 记录一次各点数据。当被试电机各部分温度变化在最后 l h 内不超过 2 K 时，认为被试电机发热已达稳定状态。取稳定阶段中几个时间间隔温度的平均值作为被试电机在额定负荷下的温度，如采用停机外推法确定负荷下温度时，见 6.2.15.1。当热试验时的电流与额定值相差在5%以内时，发电机绕组温升 N可按式（9）修正：2)(IINN=.(9)式中：N

44、电机绕组温升，单位为开尔文（K）；对应于试验电流 I 时的绕组温升，单位为开尔文（K）；I 热试验过程中最后 l h 内几个相等时间间隔的电流读数的平均值，单位为安培（A）；IN 额定电枢电流，单位为安培（A）。c)非额定负荷下热试验。从 0.6 倍额定功率开始，到试验条件允许的最大可能功率范围内，在3 个至 4 个不同负荷下进行热试验，功率因数应接近额定值。当进行每一负荷热试验时，应确定相对于冷却介质温度的绕组和铁芯的温升，根据不同负荷下的试验结果，绘制发电机该部分温升与绕组电流平方或者与该部分相应损耗的关系曲线，对应于额定负荷的温升应用所得的曲线外推确定。11 NB/T 31012 6.2

45、.16 效率测定 6.2.16.1 效率的直接测定法 效率的直接测定法如下：a)试验方法。效率的直接测定法是测量被试电机的输出功率和输入功率，以确定效率的方法。试验时，被试电机用分析过的拖动电机拖动，作发电机运行，发电机输出经变流器转换输入电网。试验时，被试电机应在额定功率、额定电压、额定频率下运行。当发电机各部件温度达到热稳定后，测量发电机的输入功率、输出功率、电压、电流、绕组热稳态电阻、冷却介质温度；b)效率计算。被试电机在试验状况下的效率按式（10）计算。用直接测定法测定发电机效率时，如冷却介质温度不为 25，效率还应按式（11）折算到冷却介质温度 25 时的数值。%10012=PP.(

46、10)式中：发电机效率；P2 被试电机输出有功功率，单位为千瓦（kW）；P1 被试电机输入有功功率，单位为千瓦（kW）。%100)25(12)25(=PP.(11)式中：P1(25)P1(25)=P1+PCua，单位为千瓦（kW）；PCua)25(32aaaaacuakRIP+=，单位为千瓦（kW）；（25）冷却介质温度25 时的发电机效率；P1 被试电机输入有功功率，单位为千瓦（kW）；Ia 效率测定时的电枢相电流，单位为安培（A）；Ra 效率测定时电枢绕组一相直流电阻值，单位为欧姆（）；a 效率测定时电枢绕组温升值，单位为开尔文（K）；a 效率测定时电枢绕组温度，单位为摄氏度（）；k 导体

47、材料在0 时电阻温度系数的倒数，铜绕组取235。6.2.16.2 效率的间接测定法 效率的间接测定法如下：a)试验方法。用损耗分析法求取发电机效率时，分别测定或计算恒定损耗、铜耗、杂散损耗等，然后确定发电机效率；b)各种损耗。损耗包括：1)恒定损耗。恒定损耗，记为 P0，包括铁损耗(包括空载杂散损耗)、轴承摩擦损耗、风耗；2)铜耗。发电机电枢绕组中 I2R 损耗，记为 PCua；3)杂散损耗。杂散损耗，记为 Pd，包括电枢绕组导线内的杂散损耗、磁路及其它金属部份(导线除外)内的杂散损耗。12 NB/T 31012 c)效率计算。发电机效率按式（12）确定：%100)1(2+=PPP.(12)式

48、中：发电机效率；P 总损耗P=P0+Pcua+Pd，单位为千瓦（kW）；P0 恒定损耗，单位为千瓦（kW）；PCua 电枢绕组中I2R损耗，单位为千瓦（kW）；Pd 杂散损耗，单位为千瓦（kW）；P2 输出功率，单位为千瓦（kW）。d)额定负荷时各种损耗的测定：1)恒定损耗测定。恒定损耗测定按 6.2.5.2 空载损耗测定的方法进行。2)铜耗确定。为了确定绕组的 I2R 损耗，绕组的直流电阻应按式（13）换算到对应于电机铭牌上标明的热分级基准工作温度时的数值。电枢绕组的 I2R 损耗(kW)按式（14）计算：11RkkRjj+=.(13)式中：Rj 基准工作温度时的绕组直流电阻，单位为欧姆（）

49、；R1 实际冷状态下绕组的直流电阻，单位为欧姆（）；1 对应于R1测量时的绕组温度，单位为摄氏度（）；j 基准工作温度（见表4），单位为摄氏度（）；k 导体材料在0 时电阻温度系数的倒数，铜绕组取235。32103=ajNCuaRIP.(14)式中：PCua电枢绕组I2R损耗，单位为千瓦（kW）；IN 额定电枢电流，单位为安培（A）；Raj 基准工作温度时电枢绕组的直流电阻平均值，单位为欧姆（）。表4 基准工作温度 绝缘结构的热分级 基准工作温度 155（F）级 115 180（H）级 130 注：如按照低于结构使用的热分级来规定额定温升或额定温度，则应按较低的热分级规定其基准工作温度。3)杂

50、散损耗确定。发电机的杂散损耗按照 GB/T 25442 的相关规定执行。e)其他负荷时损耗的确定。如需要求取其他负荷下的效率时，可按此进行：恒定损耗保持不变，铜耗按电枢电流平方换算，杂散损耗按 6.2.16.2d）中的方法确定或按电枢电流平方换算。6.2.17 相序检查 13 NB/T 31012 被试电机作发电机运行，旋转方向按设计规定。发电机线端接到相序指示器，以确定被试电机的相序。相序指示器通过电压传感器接到被试电机时，应注意电压传感器原、副端极性是否变化。6.2.18 外壳防护等级试验 外壳防护等级试验按GB/T 4942.1规定的方法进行。6.2.19 湿热试验 湿热试验按GB/T