小水电机组通用技术条件（2）-中国水力发电设备网(CHP

1、GB/T 16935.1200×××××-××-××实施××××-××-××发布小水电机组通用技术条件第2部分：水轮发电机General technical specifications for small hydropower unitsPart 2: Generators（征求意见稿）GB/T ×××××.220×× 中华人民共和国国家标准ICSXX.X

2、XXK XX 中国电器工业协会 中国国家标准化管理委员会发布2GB/TXXXXX.2-20XX目 次前 言II引 言III1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义14 使用环境条件25 技术要求25.1 基本技术要求25.2 电气特性35.3 机械特性85.4 结构基本要求95.5 通风冷却系统105.7 灭火系统115.8 检测系统115.9 励磁系统126 供货范围和备品备件127 技术文件127.1 图纸资料127.2 技术资料138 检验和验收139 铭牌、包装、运输和保管1610 安装、运行和维护17前 言GB/T ×××××小水

3、电机组通用技术条件分为以下五个部分：第1部分：水轮机；第2部分：水轮发电机；第3部分：水轮机控制系统；第4部分：励磁系统；第5部分：监控、保护和直流电源系统。本部分为GB/T ×××××小水电机组通用技术条件的第2部分。 本部分文件编制过程中在GB/T 7894的基础上，根据小型水轮发电机的特点，进行了重新编写和修改。本标准非等效采用IEC 600341（第11版）。部分条款技术指标高于IEC 600341的要求，部分条款技术指标与IEC 600341水平一致。 本部分由中国电器工业协会提出。本部分由天津电气传动设计研究所归口。 本标准主要负责

4、起草单位：浙江金轮机电实业有限公司、潮州市汇能电机有限公司、天津电气传动设计研究所、武汉市陆水自动控制技术有限公司、湖南紫光测控有限公司、赣州发电设备成套制造有限公司、浙江临海电机有限公司、武汉长江控制设备研究所、河北工业大学电工厂、华电集团长沙市精密仪器厂。 本部分主要起草单位：潮州市汇能电机有限公司、浙江临海电机有限公司。本部分主要起草人：。本部分为首次发布。引 言GB/T ×××××小水电机组通用技术条件的编制在现有国家标准的基础上更加注重成套性，适用于机组功率在0.5MW10MW 之间，转轮直径小于3.3m的混流式、轴流式、斜流式、贯流

5、式及冲击式水轮机；与水轮机直接连接或间接连接的立式或卧式（灯泡贯流、抽水蓄能除外）三相50Hz凸极同步水轮发电机；水轮机控制系统，包括工作容量350N·m75000 N·m 的电气液压调速器以及油压装置；励磁电流在 500A及以下的励磁系统和与此相配套的监控、保护和直流电源系统。功率在0.1MW0.5MW之间的水电机组可参照执行；功率低于0.1MW或不在上述适用范围的水电机组参照其他国家标准执行。III小水电机组通用技术条件 第2部分：水轮发电机1 范围GB/T ×××××的本部分适用于与水轮机直接连接或间接连接、额定功率为

6、0.5MW10MW（额定容量12.5MVA）及以下的立式或卧式（灯泡贯流、抽水蓄能除外）三相50Hz凸极同步水轮发电机（以下简称水轮发电机）。频率为60Hz的水轮发电机可参照执行。GB/T ×××××的本部分未规定的事项均应符合GB 755旋转电机 定额和性能。如有特殊要求，可在供需双方签订的专用技术协议中规定。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。凡是注日期的引用文件，仅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 156标准电压GB 755 旋转电机 定额和性能GB

7、/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 13394 电工技术用字母符号 旋转电机量的符号GB/T 755.2 旋转电机（牵引电机除外）确定损耗和效率的试验方法GB/T 5321 量热法测定电机的损耗和效率GB/T 8564 水轮发电机组安装技术规范GB/T 10069.3 旋转电机噪声测定方法及限值JB/T 8439 高压电机使用于高海拔地区的防电晕技术要求JB/T 10098 交流电机定子成型线圈耐冲击电压水平JB/T 10180 水轮发电机推力轴承弹性金属塑料瓦技术条件JB/T 8660 水电机组包装、运输和保管规范3 术语和定义GB 75

8、5、GB/T 2900.25 和GB/T 13394界定的术语和定义适用于本文件。4 使用环境条件 水轮发电机在下列使用条件下应能连续额定运行：a） 海拔高度不超过1000m；b） 冷却空气温度不超过40；c） 空气冷却器和油冷却器等水轮发电机的热交换器进水温度不高于28，不低于5；d） 安装在掩蔽的厂房内；e） 厂房内相对湿度不超过85%。5 技术要求5.1 基本技术要求5.1.1 在下列情况下，水轮发电机应能输出额定容量：a） 在额定转速及额定功率因数时，电压与其额定值的偏差不超过±5%；b） 在额定电压和额定功率因数时，频率与其额定值的偏差不超过±1%；c） 在额定功

9、率因数时，当电压与频率同时发生偏差（两者偏差分别不超过±5%和±1%），若两者偏差均为正偏差时，两者偏差之和不超过6%；若两者偏差均为负偏差，或为正与负偏差，两者偏差的百分数绝对值之和不超过5%。（当电压与频率偏差超过上述规定值时应能连续运行，此时输出容量以励磁电流不超过额定值、定子电流不超过额定值的105%为限）。5.1.2 额定功率因数本标准规定范围内的水轮发电机的额定功率因数不低于0.8（滞后）。注：如需方有特殊要求，可在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.1.3 额定电压水轮发电机的额定电压，应符合GB 156的规定。优先选用下列电压等级（kV）：0.4、6.3、

10、10.5、13.8。5.1.4 额定转速水轮发电机的额定转速优先在下列转速（r/min）中选择：15001000750600500428.6375333.3300250214.3200187.5166.7150142.9136.4125115.4107.110093.888.283.37571.468.262.5605.2 电气特性5.2.1 容量5.2.1.1 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（视在功率）值。如需方有要求，水轮发电机可设置最大容量。此时的功率因数、电气参数值、允许温升以及与连续运行有关的水轮发电机的性能由供方与需方商定并在供需双方签订的专用技术协

11、议中规定。5.2.1.2 水轮发电机应具有长期、连续进相和滞相运行的性能。其允许进相和滞相的容量和运行范围及带空载线路允许的充电容量由需方与供方协商并在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.2.2 效率和损耗5.2.2.1 额定效率水轮发电机在额定容量、额定电压、额定功率因数及额定转速运行时的额定效率保证值应在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.2.2.2 加权平均效率加权平均效率是水轮发电机在额定电压、额定转速及规定的功率因数和不同容量工况下对应的水轮发电机效率的加权平均值。加权平均效率保证值应在供需双方签订的专用技术协议中规定。水轮发电机的加权平均效率按下列公式计算得出，其中加权系数由需

12、方提供。 h =Ah1+Bh2+Ch3+ ××××××××× ×××××××××××××××××× ××××××××× ××××××××× ×

13、;××××××××××××××××（1）式中：A、B、C、对应规定的功率因数和容量工况下的加权系数，A+B+C+=1；h1、h2、h3、对应规定的功率因数、容量及加权系数的效率值。5.2.2.3 损耗水轮发电机的损耗和效率可采用直接法、间接法或量热法测定，参见GB/T 1029、GB/T 5321，其损耗包括：a） 定子绕组的铜损耗；b） 转子绕组的铜损耗；c） 铁心损耗；d） 风损耗和摩擦损耗；e） 导轴承损耗；f） 推力轴承损耗（仅

14、计及分摊给水轮发电机转动部分的损耗值）；g） 杂散损耗；h） 励磁系统损耗。注：为确定各绕组的I2R损耗值，绕组的直流电阻应换算到对应于水轮发电机铭牌上标明的绝缘等级的基准工作温度时的数值，如按照低于结构使用的热分级来规定温升或额定温度，则应按较低的热分级规定其基准工作温度，见表1。表1 绝缘热分级规定的基准工作温度绝缘结构的热分级基准工作温度 130（B）95155（F）115180（H）1305.2.3 参数和时间常数水轮发电机的电气参数如同步电抗、瞬态电抗、超瞬态电抗、短路比及时间常数等应满足电力系统运行的要求，并在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.2.4 全谐波畸变因数水轮发电机（

15、0.3MW及以上）定子绕组接成正常工作接法时，在空载额定电压和额定转速时，线电压全谐波畸变因数（THD）应不超过5%。5.2.5 绕组、定子铁心等部件温升 水轮发电机在第4章规定的使用环境条件及额定工况下，应能长期连续运行，其定子、转子绕组和定子铁心等的温升限值应不超过表2的规定。表2 定子绕组、转子绕组和定子铁心等部件允许温升限值单位为K水轮发电机部件不同等级绝缘材料的最高允许温升限值130（B）155（F）温度计法Th电阻法R检温计法ETD温度计法Tb电阻法R检温计法ETD定子绕组8085100105定子铁心85100105两层及以上的转子绕组80100表面裸露的单层转子绕组90110集电

16、环7585注：定子和转子绝缘应采用耐热等级为130（B）级及以上的绝缘材料。5.2.6 非基准运行条件和定额时温升限值的修正5.2.6.1 当水轮发电机使用地点在海拔1000m以上至4000m，且最高环境空气温度不超过40时，其温升限值可不作修正（参见GB 755-2008第8章表9）。当海拔超过4000m时，应在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.2.6.2 当水轮发电机使用地点在海拔1000m及以下，且环境空气或水轮发电机空气冷却器出风口处冷却空气的最高温度与40有差异时，表2中规定的温升限值应作如下修正（限于用埋置检温计法测量）：a） 冷却空气温度低于40时，温升限值按冷却空气温度不超

17、过40的差值增加；b） 冷却空气温度高于40但不超过60时，温升限值降低的数值为冷却空气温度超过40的差值；c） 冷却空气温度超过60时，温升限值降低的数值应在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.2.6.3 对每天起停3个循环及以上的频繁起动的水轮发电机，可考虑对表2中的温升限值降低5 K10K。5.2.7 轴承温度水轮发电机在正常运行工况下，其轴承的最高温度采用埋置检温计法测量应不超过下列数值：推力轴承巴氏合金瓦 75推力轴承塑料瓦体 55导轴承巴氏合金瓦 75座式滑动轴承巴氏合金瓦 80滚动轴承 95 （温度计法）5.2.8 特殊运行要求5.2.8.1 水轮发电机在事故条件下允许短时过电

18、流。定子绕组过电流倍数与相应的允许持续时间按表3确定。但达到表3中允许持续时间的过电流次数平均每年不超过2次。表3 定子绕组允许过电流倍数与时间关系定子过电流倍数（定子电流/定子额定电流）允许持续时间min1.1601.15151.2061.2551.3041.4031.502注：对具有过负荷运行要求的水轮发电机（见5.2.1.1），其定子绕组允许过电流倍数及持续时间按供需双方签订的专用技术协议。5.2.8.2 水轮发电机的转子绕组应能承受2倍额定励磁电流，持续时间不少于50s。5.2.8.3 水轮发电机在不对称电力系统中运行时，如任一相电流不超过额定电流IN, 且其负序电流分量（I2）与额定

19、电流之比（标么值）不超过12% 时应能长期运行。5.2.8.4 水轮发电机在故障情况短时不对称运行时，能承受的负序电流分量与额定电流之比（标么值）的平方与允许不对称运行时间t（s）之积（I2/IN）2×t为40s。5.2.9 同期并入系统水轮发电机应采用准同期方式与系统并列。5.2.10 主、中性引出线和相序5.2.10.1 主、中性引出线水轮发电机定子绕组主引出线数目一般为3个或6个。引出线的方向和布置及多支路的定子绕组主引出线和中性引出线方式由供需双方商定。5.2.10.2 相序 水轮发电机出线端相序排列应为：面对发电机出线端，从左至右水平方向的顺序为U、V、W。如采用其它相序排

20、列，应在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.2.11 绝缘性能与耐电压试验5.2.11.1 绝缘性能5.2.11.1.1 水轮发电机定子绕组对机壳或绕组间的绝缘电阻值在换算至100，应不低于按下式计算的数值： ¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼（2） 式中： R绝缘电阻，MW； UN水轮发电机的额定线电压，V； SN水轮发电机的额定容量，kVA。对干燥清洁的水轮发电机，在室温t（）的定子绕组绝缘电阻值Rt（MW），可按下式进行修正： Rt = R

21、¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼¼（3） 式中：R对应温度为100的绕组热态绝缘电阻计算值，MW。5.2.11.1.2 转子单个磁极挂装前及挂装后在室温1040用500V或1000V兆欧表测量时，其绝缘电阻值应不小于5MW。挂装后转子整体绕组的绝缘电阻值应不小于0.5 MW。5.2.11.1.3 水轮发电机定子绕组在实际冷态下，各分支间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%。5

22、.2.11.1.4 水轮发电机定子绕组的极化系数R10/R1（R10和R1为在10min和1min，温度为40以下分别测得的绝缘电阻值）应不小于2.0（额定电压2.5kV及以下的不考核）。5.2.11.1.5 水轮发电机定子线圈常态介质损耗角正切及其增量的限值应符合表4的规定（额定电压2.5kV及以下的不考核）。表4 常态介质损耗角正切及其增量限值试验电压0.2UN0.2UN0.6UN介质损耗角正切值及其增量tand指标值，%31注：UN为水轮发电机额定线电压，kV。每台水轮发电机按3%抽检，如不合格，则应加倍抽试。5.2.11.1.6 有对地绝缘要求的水轮发电机的推力轴承、导轴承、座式滑动轴

23、承及埋置检温计，其绝缘电阻值在1030测量时，应不小于表5的规定。表5 发电机轴承各部绝缘电阻值序号轴承部件绝缘电阻 MW兆欧表电压V备 注1推力轴承11000在推力轴承、导轴承装入温度计注入润滑油前测量2导轴承13座式滑动轴承1测轴承座对地绝缘电阻4定子埋置检温计12505.2.11.2 耐电压试验5.2.11.2.1 额定电压为6.3kV及以上的水轮发电机在进行交流耐电压试验前，应对定子绕组进行3倍额定电压的直流耐电压和泄漏测定。试验电压分级稳定地升高，每级为0.5倍额定电压，且持续1min。泄漏电流应不随时间延长而增大，各相泄漏电流的差值应不大于最小值的50%.5.2.11.2.2 定子

24、线圈绝缘的工频击穿电压值一般为5.56倍额定电压（在室温、变压器油中进行，平均升压速度为1000 V/s），并通过抽样试验进行验证。5.2.11.2.3 水轮发电机的定子绕组和转子绕组应能承受表6中所规定的50Hz交流（波形为实际正弦波形）耐电压试验，历时1min而绝缘不被击穿。表6 绕组绝缘耐电压试验标准序号线圈或绕组试验试验电压（kV）备注UN6.36.3UN13.81定子绕组a成品线圈2.75UN+4.52.75UN+6.5b线圈下线前2.75UN+1.02.75UN+2.5安装工地下线c下线打槽楔后2.5UN+2.52.5UN+2.5d定子装配完成2.25UN+2.02.25UN+2.

25、0e对浸漆固化后的定子2.0UN+2.02.0UN+2.0整体浸渍f发电机总装配完成2.0UN+1.02.0UN+1.02转子绕组转子装配完成10倍额定励磁电压+0.5（最低为2.0kV）发电机总装配完成10倍额定励磁电压（最低为1.5kV）注1：UN为水轮发电机的额定电压（kV）。注2：非安装工地下线的定子绕组不执行b项。注3：非整体浸渍的定子绕组不执行e项；整体浸渍的定子绕组的耐压试验从e项开始执行。注4：对现场验收的定子和转子，其绕组的交流耐电压试验值应为发电机总装配完成试验电压值的0.8倍。5.2.11.2.4 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

26、以下时，其定子单个线圈应在1.5倍额定电压下不起晕；整机耐电压时，在1.05倍额定电压下，端部应无明显的金黄色亮点和连续晕带。当海拔高度超过1000m时，电晕起始电压试验值应按JB/T 8439进行修正。5.3 机械特性5.3.1 水轮发电机的规定旋转方向，从非驱动端看为顺时针方向。如有特殊要求，应在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.3.2 水轮发电机组的GD2值，应满足水电站调节保证计算以及技术经济合理性的要求；水轮发电机的GD2值未能满足水电站的调节保证计算要求时，与水轮机供方协商解决；GD2值应在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.3.3 水轮发电机和与其直接连接的辅机，应能在最大

27、飞逸转速下运转5min而不产生有害变形和损坏。5.3.4 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，历时20s的短路故障而无有害变形或损坏。5.3.5 水轮发电机的结构强度应能承受转子半数磁极短路产生的不平衡磁拉力的作用，而不产生有害变形或损坏。5.3.6 水轮发电机的定子和转子组装后，定子内圆和转子外圆半径的最大或最小值分别与其设计半径之差应不大于设计气隙值的±4%。定子和转子间气隙的最大值或最小值与其平均值之差应不超过平均值的

28、±8%。5.3.7 水轮发电机允许双幅振动值，应不大于表7的规定。 表7 水轮发电机各部位振动允许限值 单位为mm机组型式项 目额定转速 nN （ r/min）nN<100100nN<250250nN<375375nN750750<nN立式机组带推力轴承支架的垂直振动0.100.080.070.060.05带导轴承支架的水平振动0.140.120.100.070.05卧式机组各部轴承垂直振动0.140.120.100.070.05注：振动值系指机组在除过速运行以外的各种稳定运行工况下的双振幅值。5.3.8 水轮发电机用包络表面法或立式机上盖板外缘上方垂直距离1

29、m处、卧式机非传动端距离1m处测量的噪声水平，应为下列数值：a) A计权声功率级不超过GB 10069.3限值；b) 额定转速 为250r/min及以下不超过80dB（A）；c) 额定转速 为250r/min以上不超过85dB（A）。5.3.9 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应不小于最大飞逸转速的120%。5.3.10 本标准规定范围内的水轮发电机的承重机架，在最大轴向负荷作用下的垂直挠度值应不大于1.5mm。5.4 结构基本要求5.4.1 水轮发电机的结构型式应根据水轮机的型式、机组转速、额定容量、厂房型式和布置及机组运行稳定性等因素，经技术经济分析比较后确定。5

30、.4.2 水轮发电机与传动端的连接宜采用刚性或弹性的同轴传动结构，不宜采用皮带传动结构，如需使用应在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.4.3 采用滚动轴承结构的水轮发电机一般不承受轴向推力；要求承受轴向推力的水轮发电机，负荷值应在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.4.4 额定容量1MVA以上水轮发电机的转子应设置阻尼绕组（或具有阻尼作用的结构）。额定容量1MVA及以下水轮发电机的转子一般不设置阻尼绕组，如需设置应在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.4.5 立式水轮发电机的结构应便于维护和检修。在结构允许的条件下，额定容量1MVA以上的水轮发电机应设计成其下机架及水轮机的可拆部件在安

31、装和检修时能通过定子铁心内径而不需拆除定子。5.4.6 采用轴承合金瓦的推力轴承和导轴承，在油槽油温不低于10时，允许水轮发电机组起动，并允许水轮发电机在停机后立即起动。 采用弹性金属塑料瓦的推力轴承和导轴承，在油槽油温不低于5时，允许水轮发电机组起动，并允许水轮发电机在停机后立即起动和在事故情况下不制动停机。5.4.7 水轮发电机如需要设置电热、除湿系统，应在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.5 通风冷却系统5.5.1 水轮发电机可采用以下通风冷却系统：a） 开启式自通风冷却系统（一般适用于额定容量为1MVA及以下的水轮发电机）；b） 管道通风冷却系统（一般适用于额定容量大于1MVA但不

32、大于4MVA的水轮发电机）；c） 密闭循环通风冷却系统（一般适用于额定容量大于4MVA的水轮发电机）。5.5.2 空气冷却器的冷却水压力一般按（0.20.3）MPa进行设计，也可根据实际情况确定工作压力，并在供需双方签订的专用技术协议中规定。冷却器的试验水压力为工作水压力的1.5倍（最低不小于0.4MPa），历时60min。5.6 制动系统5.6.1 采用滚动轴承结构的水轮发电机不设置制动装置。5.6.2 采用滑动轴承结构的立式水轮发电机应设有制动装置；额定容量为1MVA以上的立式水轮发电机应装设一套采用压缩空气操作的机械制动装置，制动系统靠液压供油应能顶起机组转动部分，并可靠地锁定。5.6.

33、3 采用滑动轴承结构的卧式水轮发电机需设置制动装置时，应在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.6.4 水轮发电机采用机械制动时，其压缩空气压力一般为（0.50.7）MPa。机械制动系统应能在规定的时间内将机组转动部分从20%30%（采用塑料瓦的发电机为10%20%）额定转速下连续制动停机。当由于水轮机导叶漏水量使机组所产生的转矩不大于水轮机额定转矩的1%时，机械制动系统应保证机组制动停机。5.7 灭火系统本标准规定范围内的水轮发电机不装设灭火装置，如需设置应在供需双方签订的专用技术协议中规定。5.8 检测系统5.8.1 作为信号源的与发电机转速成线性关系的测速装置，可根据不同容量、不同机型确

34、定。5.8.2 为测量定子绕组和定子铁芯的温度，应在水轮发电机定子槽内至少埋置下列数量的电阻温度计：a） 额定容量为1MVA及以下的水轮发电机可不必埋置温度计；b） 额定容量大于1MVA 但不大于12.5MVA 的水轮发电机埋置6个。5.8.3 为测量推力轴承和导轴承的温度，至少应装设下列数量的电阻温度计（信号温度计）：a） 额定容量大于1MVA 但不大于12.5MVA的水轮发电机推力轴承瓦放置4个，导轴承瓦内放置2个；b） 额定容量1MVA及以下的水轮发电机在推力轴承和导轴承油槽内分别装设1个，用于测量油槽热油的温度；推力轴承和导轴承如需设置电阻温度计（信号温度计）应在供需双方签订的专用技术

35、协议中规定；c） 在卧式水轮发电机的座式滑动轴承内应至少装设1个；座式滑动轴承带推力轴承的，其推力轴承瓦至少装设1个。5.8.4 对空气冷却器至少应装设下列数量的电阻温度计（信号温度计）： 在每个空气冷却器上均应装设测量冷风温度的电阻温度计1个，在每台水轮发电机的其中2个空气冷却器上应装设测量热风温度的温度计各1个（空气冷却器2个及以下的装设测量热风温度的温度计1个），温度计应易于更换。5.8.5 自动化检测系统和装置水轮发电机采用的自动化检测系统应根据供需双方签订的订货合同要求进行配置：如液位检测装置，冷却水示流装置，油混水检测装置，压力检测装置，加热干燥和除湿装置等（具体配置在供需双方签订

36、的专用技术协议中规定）。对每一种自动化检测系统和装置的型式和性能要求以及与计算机监控系统接口的配置由需方与供方商定，通信接口优先采用RS485。5.9 励磁系统水轮发电机的励磁系统型式为可控硅整流励磁系统或无刷励磁系统。根据需方要求，供方也可提供其他型式的励磁系统并在供需双方签订的专用技术协议中规定。6 供货范围和备品备件水轮发电机供货范围包括下列内容：6.1 水轮发电机本体及其附属设备；6.2 励磁系统成套装置的供货应在供需双方签订的专用技术协议中规定；6.3 安装和检修所需的工具、特殊工具；6.4 备品备件。水轮发电机备品备件的项目和数量按表8规定执行，其它备品备件由供需双方签订的订货合同

37、中规定。表8 水轮发电机备品备件序号名 称单位数 量12台机34台机5台机及以上1制动块、密封圈、弹簧台份1112集电环电刷台份每台机各一台份3集电环电刷盒及弹簧台份1/42/43/44轴承用绝缘板、绝缘套筒等台份111注：“台份”系指每台机所需的份数（或数量）。7 技术文件供方应向需方提交必要的图纸、资料。图纸、资料提交的种类、份数和日期，应在供需双方签订的专用技术协议中规定。一般情况下，其数量为每水电站第一台机供5套，以后各台机供2套。另向水电站设计单位提供水电站技施设计所需的图纸资料2套。供方一般应提供下列图纸、技术资料：7.1 图纸资料a） 水轮发电机外形布置图（主要外形尺寸、关键高程

38、、油、气、水量等）；b） 水轮发电机基础图；c） 制动系统原理图及布置图；d） 水轮发电机油、水、气管路布置详图；e） 水轮发电机辅助接线详图；f） 水轮发电机总装配图；g） 定子装配图；h） 转子装配图；i） 上机架装配图；j） 下机架装配图；k） 推力轴承装配图；l） 上、下导轴承装配图；m） 座式轴承装配图；n） 空气冷却器外形尺寸和布置图；o） 吊转子示意图；p） 装拆推力头示意图；q） 盘车示意图。7.2 技术资料a） 水轮发电机主要电气参数；b） 水轮发电机主要部件尺寸和重量；c） 水轮发电机空载、短路特性曲线（可按需方要求提供）；d） 水轮发电机效率特性曲线（可按需方要求提供）；

39、e） 水轮发电机安装说明书；f） 水轮发电机使用维护说明书。8 检验和验收8.1 每台（件） 产品须经检验合格后才能出厂，并须附有产品质量检查合格证。8.2 对在供方厂内进行总装配和起动试运行且整机出厂的水轮发电机，应作出厂试验或型式试验。8.2.1 出厂试验项目包括：a）绕组对机壳及绕组相互间绝缘电阻测定；b） 测温元件绝缘电阻测定；c） 绕组在实际冷态下直流电阻测定；d） 定子绕组对机壳直流耐电压试验（额定电压6300V）；e） 定子绕组对机壳及绕组相互间工频交流耐电压试验；f） 相序测定；g） 轴电压测定（滚动轴承无绝缘者不测）；h） 空载特性测定；i） 过压试验；j） 三相稳态短路特性

40、测定；k） 过电流试验；l） 振动试验；m） 过速试验；n） 油-气-水系统试验（压力和功能试验）。8.2.2 型式试验8.2.2.1 凡遇下列情况之一者应进行型式试验a） 新产品试制完成时；b） 当设计结构、工艺或所使用的材料作重要修改而足以引起某些特征参数发生变化时；c） 当检查试验结果与以前的型式试验结果发生不可允许的偏差时；d） 定期抽试（由技术条件中规定）。8.2.2.2 型式试验项目应包括：a） 8.2.1条所列的各项试验项目；b） 效率及损耗测定；c） 温升试验；d） 过励调相及欠励进相运行试验（可按需方要求进行）；e） 噪声水平测定；f） 线电压总谐波畸变量（THD）测定；g）

41、 三相突然短路试验（可按需方要求进行）；h） 飞逸转速试验（可按需方要求进行）。8.3 对不在供方厂内进行总装配或起动试运行的水轮发电机,应按交接试验项目在厂内进行检验或测定，机组在水电站安装完毕，进行交接试验和起动试验作验收检验。8.3.1 水轮发电机应对关键零部件提供出厂合格证明文件、材料化学成份、力学性能检测报告和主要加工零部件厂内检验报告：8.3.2 水轮发电机现场主要交接试验项目应包括：a） 定子铁心磁化（铁损）试验；b） 绕组对机壳及绕组相互间绝缘电阻测定；c） 测温元件绝缘电阻测定；d） 绕组在实际冷态下直流电阻测定；e） 定子绕组对机壳直流泄漏耐电压试验（额定电压6.3kV）；f） 定子绕组对机壳及绕组相互间工频交流耐电压试验；g） 转子单个磁极交流阻抗测定（可按需方要求进行）；h） 轴承绝缘电阻测定；i） 油-气-水系统试验（压力和功能试验）。8.3.3 水轮发电机起动试运行：a） 轴承温度测定；b） 振动、摆度测定；c） 动平衡校准（有必要时）；d） 过速试验；e） 相序测定；f） 轴电压测定；g） 空载特性测定；